陳煥杰 （中國石油化工股份有限公司石油勘探開發(fā)研究院，北京100083）

合川氣田須家河組二段儲層成巖作用及其對儲層物性的影響

陳煥杰 （中國石油化工股份有限公司石油勘探開發(fā)研究院，北京100083）

通過對合川氣田須二段儲層常規(guī)物性分析、壓汞、普通薄片、鑄體薄片、掃描電鏡等多種資料進(jìn)行綜合研究，闡述了儲層特征、主要的成巖作用及其對儲層物性的影響。須二段儲集砂巖所經(jīng)歷成巖作用使原生孔隙幾乎全部被破壞，主要儲集空間為次生溶蝕孔隙。須二段為特低滲儲層，其形成的主要原因為壓實作用和膠結(jié)作用。溶蝕作用和破裂作用對儲層儲集性能的改善起到了積極作用。

合川氣田；孔隙類型；成巖作用；須家河組二段；儲層物性

合川氣田位于四川盆地中部，在構(gòu)造位置上隸屬于川中古隆中斜平緩構(gòu)造帶，呈北東向展布的低緩背斜構(gòu)造。研究區(qū)須家河組屬于辮狀河三角洲－湖相沉積環(huán)境［1，2］。須二段的沉積微相主要為三角洲前緣水下分流河道、河口砂壩和席狀砂等。該段儲層是合川氣田主力產(chǎn)氣層。沉積物在沉積－成巖演化過程中必然經(jīng)歷各種成巖變化，這些變化有的改善儲層物性，而有的則會破壞儲層物性［3］。據(jù)此，儲層的物性不僅受沉積相控制，還受成巖作用控制。研究儲層所經(jīng)歷的成巖作用，對儲層評價有重要的意義。筆者通過對常規(guī)物性、普通薄片、鑄體薄片、掃描電鏡、壓汞等資料進(jìn)行分析，對須家河組二段的儲層的成巖作用與物性發(fā)育特征進(jìn)行研究，揭示儲層的成巖作用對儲層物性影響規(guī)律，為該類儲層的評價提供依據(jù)。

1 儲層基本特征

據(jù)6口井720塊薄片的鏡下統(tǒng)計表明，須二段主要為成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度均較低的長石巖屑砂巖 （圖1），其次為巖屑長石砂巖和巖屑石英砂巖。其中石英含量54%～83%，平均為67%；長石含量范圍在4%～24%之間，平均為14%，以鉀長石為主，少量斜長石和微斜長石；巖屑5%～36%，平均為19%，巖屑成分以石英巖、千枚巖、粉砂巖、粘土巖、碳酸鹽巖為主。巖性以灰白色細(xì)－中粒砂巖為主，分選中等－好，磨圓度為次棱－次圓，顆粒間接觸關(guān)系以點－線接觸為主，多呈孔隙式膠結(jié)。

孔隙類型主要有殘余粒間孔、粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、雜基孔和裂隙孔等。次生溶蝕孔隙為主要的孔隙類型。10口井751塊巖心物性分析資料統(tǒng)計表明，巖心實測孔隙度為0.2%～16.5%，平均為6.3%，有效儲層孔隙度下限值為6%，占總數(shù)48%的樣品的孔隙度大于該值 （圖2）；滲透率 （0.0007～23.6）×10－3μm2，平均在0.388×10－3μm2，主要集中在 （0.01～0.16）×10－3μm2之間。綜上所述，須二段儲層是典型的低孔特低滲致密儲層。

2 成巖作用類型

須二段儲集砂巖主要經(jīng)壓實作用、壓溶作用、膠結(jié)作用、破裂作用、交代作用、溶蝕作用，其中壓實作用、膠結(jié)作用、溶蝕作用、破裂作用對儲層物性影響最大。

圖1 須二段砂巖類型三角圖

圖2 孔隙度分布直方圖

2.1 壓實作用

機(jī)械壓實作用可以貫穿整個成巖過程，但在成巖早期對儲層所造成的影響遠(yuǎn)比其他時期大。主要表現(xiàn)有以下幾個方面：①薄片中可見云母強(qiáng)烈彎曲變形；②碎屑顆粒呈定向排列；③碎屑顆粒間接觸關(guān)系大部分以點－線接觸為主，局部呈凹凸接觸乃至縫合接觸 （圖3（a））；④石英、長石等剛性碎屑被壓裂、壓碎現(xiàn)象常見。在顯微鏡下，可觀察到石英顆粒間銜接部位呈凹凸?fàn)罨螨X狀縫合接觸處的壓溶作用 （圖3 （b））。

2.2 膠結(jié)作用

須二段儲集層的主要膠結(jié)物為碳酸鹽和硅質(zhì)，其次為菱鐵礦、綠泥石及少量的白云巖。

2.2.1 碳酸鹽膠結(jié)

須二段儲層中碳酸鹽膠結(jié)物普遍發(fā)育，以方解石為主，方解石平均含量為2.6%，個別樣品中方解石的含量高達(dá)35%。碳酸鹽膠結(jié)物的表現(xiàn)形式主要為：①早期成巖作用形成的方解石多呈顆粒狀、斑點狀分布于碎屑顆粒之間，有時局部可呈連晶式膠結(jié) （圖3（c））；②晚期成巖階段形成的方解石是在溶蝕作用發(fā)生后再沉淀的，常呈交代石英或長石的形式出現(xiàn) （圖3（d））。

2.2.2 硅質(zhì)膠結(jié)作用

硅質(zhì)膠結(jié)物在儲層中的出現(xiàn)形式主要為石英次生加大 （圖3（e）），分布比較普遍。儲集砂巖中次生石英含量一般為1%～8.0%，平均含量為2.7%。長石次生加大在研究區(qū)不發(fā)育，鏡下偶見。

2.3 溶蝕作用

合川氣田須二段儲層溶蝕作用比較強(qiáng)烈，溶蝕作用產(chǎn)生次生孔隙改變了儲層的孔隙特性。溶蝕作用主要表現(xiàn)為研究區(qū)儲集空間以次生孔隙為主，原生孔隙為輔。研究區(qū)溶蝕作用的物質(zhì)基礎(chǔ)是長石、巖屑。由于長石、巖屑顆粒溶蝕使儲層的物性得到了改善 （圖3（f））。長石溶蝕主要是沿解理縫溶蝕，部分長石顆粒全部溶蝕，形成鑄?？?。須一段、須三段、須五段烴源巖有機(jī)質(zhì)在成熟過程中產(chǎn)生大量的有機(jī)酸或酸性水，這種酸性水進(jìn)入儲層，為儲層溶蝕作用提供豐富的物質(zhì)基礎(chǔ)，從而使儲層發(fā)生大規(guī)模溶蝕［4，5］。由于有機(jī)質(zhì)成熟所產(chǎn)生的有機(jī)酸與鋁硅酸鹽礦物易發(fā)生化學(xué)反應(yīng)，因此儲層中主要是長石溶解，相對而言碳酸鹽礦物溶蝕較少［3］。

2.4 破裂作用

裂縫普遍發(fā)育是須二段儲層的重要特征，它是破裂作用的產(chǎn)物。須二段儲層中的裂縫絕大多數(shù)為構(gòu)造裂縫，主要為高角度縫和水平縫。薄片中觀察到裂縫寬度一般小于0.05mm，主要以0.01～0.02mm為主。鏡下可見到裂縫之間有切割現(xiàn)象。

圖3 須二段砂巖成巖作用顯微照片

3 成巖作用對儲層物性的影響

3.1 壓實作用的影響

合川氣田須二段儲層壓實作用強(qiáng)烈，壓實孔隙度可以用該公式計算：壓實孔隙度＝原始孔隙度－壓實后的原生孔隙度。

3.2 膠結(jié)作用的影響

硅質(zhì)膠結(jié)和碳酸鹽膠結(jié)是研究區(qū)最主要的膠結(jié)作用類型。膠結(jié)作用對儲層物性具有兩方面的影響：一方面，膠結(jié)物充填孔隙，使孔隙度降低；另一方面，在成巖作用過程中，膠結(jié)物可抵抗機(jī)械壓實，從而保存剩余原生粒間孔隙，同時為次生粒間孔隙的形成提供了物質(zhì)基礎(chǔ)。研究區(qū)硅質(zhì)膠結(jié)物和碳酸鹽膠結(jié)物的平均含量約5.33%，是主要的膠結(jié)物。從圖4（左）可以看出，孔隙度隨著膠結(jié)物含量的增加而減小，當(dāng)孔隙度小于4%以后，孔隙度隨著膠結(jié)物含量的增加快速下降。通過計算，合川氣田膠結(jié)作用使孔隙度降低3%～8%。

3.3 溶蝕作用的影響

研究區(qū)須二段儲層長石的含量與儲層孔隙度有一定的關(guān)系，主要表現(xiàn)在當(dāng)長石含量小于11%時，孔隙度隨著長石含量的增加而增加；當(dāng)長石含量大于11%，孔隙度隨著長石含量的增加而減小 （圖3（右））。這可能是由于儲層承受壓實作用的能力隨著長石含量高而變差有關(guān)。正如前面所說，研究區(qū)儲層溶蝕作用主要以溶解長石顆?；蚝L石的碎屑顆粒為主，根據(jù)薄片面孔率計算，溶蝕作用增加的孔隙度達(dá)6%～12%。

圖4 碳酸鹽含量 （左）、長石含量 （右）與孔隙度關(guān)系圖

3.4 破裂作用的影響

破裂作用對儲層物性的影響具有雙方面的，一方面構(gòu)造作用產(chǎn)生的裂縫，雖然對孔隙度貢獻(xiàn)不大，但可極大提高滲透性，改善儲集性能，也可促進(jìn)孔隙水沿裂縫流動，形成溶蝕孔，使孔隙間的連通性變好，形成裂縫－孔隙型儲層；另一方面，它能使儲層進(jìn)一步壓實，造成一定量的孔隙損失。統(tǒng)計表明，裂縫的面孔率為0.5%～1%。

4 結(jié) 論

1）合川氣田須二段儲集層表現(xiàn)為低孔特低滲特征。長石巖屑砂巖為主要巖石類型，成分成熟度較低、磨圓度中等、分選性較中等－好。

2）須二段儲層的孔隙類型主要有殘余粒間孔、粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、雜基孔及裂隙孔。次生溶蝕孔隙是儲層的主要儲集類型。

3）須二段儲層主要經(jīng)歷壓實、膠結(jié)、溶蝕及破裂等成巖作用。原生孔隙的主要破壞者為壓實作用和膠結(jié)作用。溶蝕作用增加了次生孔隙，有效的改善了儲層物性。破裂作用具有二重性，一方面提供酸性流體流動通道，通過溶蝕作用擴(kuò)大裂縫使孔隙間的連通性變好，另一方面加大了壓實和壓溶的強(qiáng)度減少了孔隙。

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Diagenesis and Its Effect on T3x2Reservoir Physical Property of Hechuan Gas Field

CHEN Huan－jie（Author's Address：Research Institute of Petroleum Exploration and Development，SINOPEC，Beijing100083，China）

The diagenesis and its effect on reservoir physical property of Hechuan Gas Field were studied by using of physical property analysis，mercury injection experiment，thin section appraisal，and scanning electron microscope.The reservoir space was mainly of secondary dissolution pore because of destruction of primary pore caused by diagenesis of T3x2reservoir.It was characterized by ultra－low permeability，which was formed through compaction and cementation，improved by denudation and cataclasis.

Hechuan Gas Field；pore type；diagenesis；T3x2reservoir；reservoir physical property

TE122.2

A

1000－9752（2011）06－0166－04

2011－05－10

陳煥杰 （1973－），男，1997年江漢石油學(xué)院畢業(yè)，碩士，工程師，現(xiàn)主要從事油氣田開發(fā)評價工作。

［編輯］ 宋換新