中江气田河道砂岩优质储层特征及主控因素

王勇飞，衡 勇

中国石化西南油气分公司勘探开发研究院，四川 成都610041

引言

低渗-致密砂岩气藏储层通常具有低孔、低渗且非均质性强的特征。在储层物性普遍较差的背景下，相对优质储层是控制油气富集高产的主要因素之一[1]。前人针对优质储层开展了大量研究，结果表明，沉积是优质储层形成的前提和基础[2]，溶蚀作用是优质储层形成的重要原因[3-4]，埋藏方式[5]、异常高压[6]及早期油气充注[7-8]等均是影响优质储层形成的重要因素。除此之外，早期形成的绿泥石衬垫能够抑制石英次生加大[9-10]，保护储层原生孔隙。不同区域不同层位砂岩气藏优质储层形成机制存在一定的差别，如长期浅埋藏导致的弱压实作用和弱胶结作用是黄河口凹陷北缘沙河街组物性较好的主要因素[5]，而长石溶蚀作用和绿泥石膜胶结作用是马岭地区长优质储层形成的关键因素[10]。前人针对低渗-致密砂岩优质储层形成机制的研究多集中于川西须家河组[11-12]和鄂尔多斯石盒子组[13-14]等深层致密砂岩，中浅层（埋深<3 000 m）低渗砂岩气藏优质储层形成机制的研究相对较弱。

沙溪庙组河道砂岩储层是中江气田主力产层之一，自2013 年大规模开发以来，已累计产气约60×108m3，但采收率仅在40%左右，该气藏仍具有巨大的开发潜力。随着气藏勘探开发的不断深入，前期预测的优质储层已基本动用，气藏开发难度越来越大。优质储层是油气聚集的主要场所，开展河道砂岩优质储层特征及主控因素研究有利于进一步明确优质储层的展布规律，确保沙溪庙组气藏的长期稳产和采收率的提高。本文以大量薄片、扫描电镜、物性分析和X 衍射资料为基础，对中江气田沙溪庙组河道砂岩气藏优质储层特征及主控因素进行了分析，可为沙溪庙组河道砂岩相对优质储层的预测提供支撑。

1 地质概况

中江气田位于四川盆地西部，西邻成都凹陷，北接梓潼凹陷，向东为川中隆起（图1）。研究区内部整体呈“三隆夹一凹”的构造格局，西部为受龙门山推覆作用影响形成的知新场—合兴场构造带，南部为龙泉山断裂作用导致的中江 回龙构造，北部为受区域性剪切构造力改造形成的高庙 丰谷鼻状构造带[15]。中江气田主力产层沙溪庙组埋藏深度较浅，在1 700∼2 800 m，为浅水三角洲平原—前缘沉积体系，主要发育多期（水下）分流河道微相，河道多为NE—SW 走向，总体上河道具有数量多、宽度窄的特征（图2），河道宽度在0.3∼0.8 km，储层厚度为5∼30 m[16]。

图1 研究区构造背景Fig.1 Structural background of the study area

2 优质储层特征

2.1 优质储层定义及物性特征

研究区沙溪庙组砂岩储层孔隙度在0.90%∼15.52%，平均8.07%；渗透率在0.001∼1 910.000 mD，平均1.890 mD；基质渗透率在0.001∼3.804 mD，平均0.200 mD；含裂缝岩样占比0.09%。孔隙度和渗透率呈一定的指数关系，但相关系数较低（图3），表明研究区储层以孔隙性储层为主，但（微）裂缝也较为发育。优质储层是一个相对概念，是低孔隙度、低渗透率砂岩中物性相对较好的储层，不同层位优质储层标准存在差别[16]。本次研究根据沙溪庙组储层物性特征、试气和生产情况，将孔隙度大于9%且渗透率大于0.140 mD 的储层定义为优质储层。

图3 中江气田沙溪庙组孔隙度与渗透率关系Fig.3 Relationship between porosity and permeability of Shaximiao Formation in Zhongjiang Gas Field

2.2 储层岩石学特征

岩芯和薄片观察表明，沙溪庙组优质储层岩石类型以中粒岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩、岩屑砂岩和岩屑石英砂岩为主，见少量长石砂岩和长石石英砂岩（图4）。岩石骨架组分中石英、长石、岩屑平均含量分别为45.27%、31.19%和10.41%。胶结物以方解石胶结为主，平均含量为4.23%，其次为黏土矿物和硅质胶结物，平均含量为2.93%和1.04%；岩石颗粒分选以好为主，中等分选次之；磨圆度较差，以次棱角状为主；胶结类型以孔隙式胶结为主；岩石结构成熟度较低。

图4 中江气田沙溪庙组岩石类型三角图Fig.4 Triangulation of rock types of Shaximiao Formation in Zhongjiang Gas Field

2.3 储集空间特征

受强压实作用影响，深层致密砂岩优质储层孔隙类型通常以次生孔隙为主，剩余粒间孔相对较少[17]，而中江气田优质河道砂岩储层的孔隙类型以粒间溶孔和剩余粒间孔为主，其次为粒内溶孔，可见少量晶间微孔和微裂缝（图5）。剩余粒间孔多呈三角形和不规则多边形（图5a），大小在0.03∼0.15 mm，孔内可见自生石英和黏土矿物等充填；粒间溶孔主要为港湾状和长条状，大小为0.05∼0.20 mm（图5b，图5c）；粒内溶孔主要沿长石解理和易溶岩屑发育，大小在0.02∼0.10 mm（图5d，图5e，图5f）；晶间微孔主要为绿泥石、伊利石和高岭石晶体之间的微小孔隙（图5g，图5h，图5i）。研究区非优质储层的孔隙类型以粒内溶孔和微孔隙为主，偶见粒间孔和粒间溶孔，孔隙欠发育（图5d，图5e）。

图5 储层孔隙类型铸体薄片及扫描电镜照片Fig.5 Cast thin sections and scanning electron microscopy of reservoir pore types

3 优质储层主控因素分析

优质储层形成的关键在于原生孔隙的保存和次生孔隙的形成，优质储层受沉积作用、成岩作用和构造作用共同控制，其中，沉积作用是基础，成岩作用是关键[18]。

3.1 主分流河道沉积是优质储层发育的基础

沉积环境和水动力条件决定着沉积碎屑的组分、粒度、分选以及磨圆度等因素，而这些因素不仅决定着岩石原始孔隙的大小，同时，也影响着后期的成岩作用。水动力条件越强，沉积物颗粒越大，泥质含量越少，储层的物性越好。

研究区发育主分流河道和次分流河道，主分流河道水动力条件强，砂体厚度大于15 m，测井曲线以箱形为主，地震响应上表现为低频、强振幅、高连续性特征；次分流河道水动力条件较弱，砂体厚度在5∼15 m，测井曲线以箱形为主，地震响应上表现为低频、中弱振幅和中低连续性的特征（表1）。

表1 主分流河道和次分流河道特征Tab.1 Main distributary channel and secondary distributary channel characteristics

主分流河道砂岩粒度粗，以中砂岩为主，泥质含量较少，储层孔隙度在4.00%∼15.00%，平均9.82%；次分流河道水动力条件弱，以细砂岩为主，孔隙度在0.50%∼12.00%，平均7.83%。优质储层主要发育于水动力条件较强的主分流河道和部分次分流河道中（图6）。

图6 不同沉积微相孔隙度和渗透率交会图Fig.6 Crossplot of porosity and permeability of different sedimentary microfacies

3.2 弱压实作用对原生孔隙的保存作用

薄片观察表明，沙溪庙组储层压实作用中等，以点接触或线接触为主。国内外常用视压实率来定量表征压实强度及其对储层物性的影响。

沙溪庙组储层视压实率在62%∼82%，其中，非优质储层的视压实率在70%∼82%，优质储层的视压实率在62%∼77%（图7）。总体来看，压实作用导致的原生孔隙损失在23.56%∼31.16%，是沙溪庙组储层致密的主要因素，且优质储层的压实强度略低于非优质储层，弱压实有利于原生孔隙保存，从而有利于优质储层的形成。在埋藏深度、过程相近的情况下，压实强度差异主要受控于碎屑颗粒大小、矿物组成和早期衬垫状自生绿泥石发育情况。

图7 视压实率与孔隙度交会图Fig.7 Crossplot of porosity and apparent compaction rate

3.3 溶蚀作用是优质储层形成的直接原因

溶蚀作用是改善储层物性的主要因素之一，它能产生大量的次生孔隙。沙溪庙期，受来自川北地区的米仓山、大巴山物源影响，研究区储层具有富长石、贫石英的特征[19]，而长石易被溶蚀形成次生孔隙。沙溪庙组河道砂岩储层经历了至少两期溶蚀作用，早期溶蚀作用发生在绿泥石衬垫形成之前，晚期溶蚀作用发生在绿泥石衬边和自生石英加大之后[20]。早期主要为不稳定长石溶解，且溶蚀形成的次生孔隙往往被后期压实和胶结作用破坏，晚期溶蚀孔隙保存相对较好，对现今孔隙度贡献最大。

薄片及扫描电镜分析表明，研究区溶蚀矿物主要为长石，可见岩屑、方解石和石英溶蚀（图8），表明溶蚀流体主要为有机酸，但沙溪庙组本身不具备大规模生烃的能力，有机酸主要来自于下伏烃源岩层，通过断层和裂缝运移至储层中。

图8 沙溪庙组溶蚀作用铸体薄片及扫描电镜照片Fig.8 Cast thin sections and scanning electron microscopy of dissolution in Shaximiao Formation

统计表明，沙溪庙组优质储层中溶蚀孔孔隙度为0.64%∼8.90%，平均4.43%，对总孔隙的贡献在6.48%∼77.12%，平均39.98%；非优质储层次生溶孔孔隙度为0.10%∼4.00%，平均0.83%，对总孔隙的贡献在2.15%∼45.45%，平均仅10.73%；次生溶孔孔隙度与总孔隙度呈正相关关系（图9），表明溶蚀作用是优质储层形成的直接原因。

图9 孔隙度和溶蚀孔隙度交会图Fig.9 Crossplot of porosity and solution porosity

3.4 早期绿泥石胶结对原生孔隙的保存是关键

研究区沙溪庙组为氧化条件下形成的富含铁和镁离子的红色地层[20]，在富镁、铁又偏碱性的条件下，早期容易形成绿泥石，而早期绿泥石能够抑制石英次生加大，对于原生孔隙的保存具有积极作用。

3.4.1 抑制石英次生加大

前人研究认为，早期形成的衬边状绿泥石可以抑制石英胶结，有利于原生孔隙的保存，但在抑制机理上却存在分歧。一种观点认为早期自生绿泥石从空间上将颗粒表面与孔隙流体隔离，从而抑制次生石英的形成[9]；另一种观点则认为绿泥石是通过占据石英颗粒表面和保持孔隙流体的碱性条件来抑制石英次生加大[21]。

图10 为研究区衬边状绿泥石及石英次生加大扫描电镜照片，从图中可以看出，绿泥石与自生石英成此消彼长的关系，绿泥石发育部位自生石英不发育或发育规模较小；而绿泥石欠发育区域自生石英较为发育（图10），表明早期绿泥石能够抑制自生石英的生长。绿泥石晶体间发育着大量的微孔隙，无法将孔隙流体与颗粒完全隔离[22]，且在绿泥石表面可见晶形较好的自生石英雏形（图10a），因此，研究区衬边状绿泥石是通过占据石英颗粒表面和保持孔隙流体的碱性条件来抑制石英次生加大的。研究区优质储层成岩相主要为绿泥石胶结和绿泥石胶结长石溶蚀相（图11），进一步证实绿泥石胶结和溶蚀作用是优质储层形成的关键。

图10 衬边状绿泥石及石英次生加大扫描电镜照片Fig.10 Scanning electron microscopy of lining chlorite and quartz secondary enlargement

图11 不同成岩相孔隙度和渗透率交会图Fig.11 Crossplot of porosity and permeability of different diagenetic facies

3.4.2 提高储层抗压能力

衬边状绿泥石发育的样品通常具有较低的颗粒接触度[9]，衬边状绿泥石的发育一方面缓解了早期的压实作用，另一方面使得碎屑颗粒间接触面降低，抑制压溶作用的发生，从而使得储层原生孔隙得到很好的保存，为后期酸性流体提供了通道，促进次生溶孔的形成[11，21]。

研究区沙溪庙组衬边状绿泥石形成于早成岩A 期岩石大量压实阶段[20]，绿泥石发育的储层以点—线接触为主，压实强度低，原生孔隙保存好，绿泥石不发育的储层普遍表现为凹凸的线—线接触，压实强度大，原生孔隙不发育（图12）。值得注意的是，衬边状绿泥石存在着一种“最合适的厚度”，厚度较大时，可能占据原生孔隙，堵塞孔隙喉道，从而使得储层物性变差。

图12 衬边状绿泥石发育薄片及扫描电镜照片Fig.12 Photograph of thin sections of lining chlorite and scanning electron microscopy

3.5 构造破裂作用对储层物性的改善

中江气田沙溪庙组储层经历了燕山和喜马拉雅期构造运动，受构造运动活跃影响，沙溪庙组储层内部构造裂缝较为发育[23]，裂缝既可作为储集空间，又能增加孔隙之间的连通性，使得渗透率大幅增加，但裂缝导致的孔隙度增加幅度较小，渗透率增加幅度极大（图13），对裂缝发育样品的渗透率与裂缝不发育样品的渗透率的比值统计表明，裂缝可以使渗透率提高30 倍以上。同时，裂缝与断层相匹配成为天然气和酸性流体充注的通道，使得裂缝发育的储层溶蚀作用进一步发生，微裂缝的发育对于沙溪庙组优质储层的发育具有促进作用。

图13 J32 井裂缝发育层段单井柱状图及铸体薄片图Fig.13 Log chart and cast thin sections of reservoir with fracture in Well J32

4 不同成岩阶段孔隙特征

为系统分析研究区河道砂岩优质储层的形成主控因素，对不同河道的孔隙演化特征进行了定量分析。研究区河道砂岩分选中等—好，粒度在0.25∼0.50 mm，主分流河道砂的粒度略大于次分流河道，根据Sneider 图版[24]，研究区主分流河道原始孔隙度取38%，次分流河道原始孔隙度取37%，河道砂岩沉积后，主要经历了压实、早期胶结、溶蚀和后期胶结作用（图14）。主分流河道水动力条件较强，粒度大，泥质含量少，原始孔隙大，在强水动力条件下，细粒黏土矿物无法沉淀而吸附于颗粒表面，形成包裹颗粒且富含镁铁的黏土膜，随着埋深增加，温度升高，黏土膜发生溶解—重结晶作用逐渐转化成衬边状绿泥石[25]，绿泥石能够抑制石英次生加大，使得原生孔隙得到更好的保存，更有利于后期酸性流体的运移，因此，主分流河道压实作用孔隙度损失均小于次分流河道，如两条典型主分流河道压实作用的减孔率为66.01%和63.53%，而次分流河道压实作用的减孔率分别为68.38%和71.62%。同时，溶蚀作用是优质储层形成的关键因素，部分长石含量高的次分流河道砂可演变为优质储层，而长石和绿泥石含量较低的主分流河道砂也可演变为非优质储层（图14）。

图14 不同成岩阶段孔隙度特征Fig.14 Porosity evolution of different river channels

5 结论

1）研究区沙溪庙组优质储层长石含量普遍大于30%，石英含量普遍小于50%，以中粒长石砂岩、岩屑长石砂岩为主。孔隙类型以粒间溶孔和剩余粒间孔为主，其次为粒内溶孔，见少量晶间微孔和微裂缝。

2）优质储层岩石相以绿泥石胶结相和绿泥石胶结溶蚀相为主，早期衬边状绿泥石胶结和溶蚀作用是优质储层形成的关键，其中，优质储层中次生溶孔对总孔隙的贡献平均为39.98%。微裂缝能够提高储层渗流能力，促进次生溶孔发育，对于储层物性特别是渗透率具有一定的改善作用。

3）优质储层主要发育于主分流河道和部分长石含量较高的次分流河道微相中。主分流河道水动力条件强、颗粒粒度大、泥质含量少且早期绿泥石薄膜更为发育，大部分主分流河道的压实作用和胶结作用导致的孔隙度损失小于次分流河道，更有利于优质储层的形成；长石含量高的次分流河道次生溶孔发育，也可见优质储层发育。