姚 勇，謝潤成,2，徐 浩，張 沖，吳一凡

(1.成都理工大學能源學院，四川成都 610059；2.油氣藏地質及開發(fā)工程國家重點實驗室；3.成都理工大學地球科學學院)

元壩須二段致密砂巖儲層特征及影響因素

姚 勇1，謝潤成1,2，徐 浩1，張 沖1，吳一凡3

(1.成都理工大學能源學院，四川成都 610059；2.油氣藏地質及開發(fā)工程國家重點實驗室；3.成都理工大學地球科學學院)

元壩地區(qū)須二段致密砂巖是該區(qū)最主要的產(chǎn)氣層，通過巖心、薄片、壓汞等資料對其巖性、物性、儲集空間類型及儲層發(fā)育的影響因素進行了分析，研究表明須二段儲層致密，整體物性差，儲層主要受到構造作用、沉積作用、成巖作用和溶蝕作用的影響，構造作用強烈的地方儲層更為發(fā)育、產(chǎn)氣潛力大，陸上沉積部分比水下沉積部分更易形成優(yōu)質儲層，成巖作用主要為破壞作用、導致物性變差，溶蝕作用主要產(chǎn)生次生孔隙、改善儲滲性能。

元壩氣田；須二段；儲層特征；致密砂巖；影響因素

元壩氣田位于四川省東北部，構造位置在川中平緩構造帶、通南巴構造帶以及九龍山構造帶的相交地帶(圖1)，在燕山期-喜馬拉雅期受到由北向南的擠壓作用，最終在喜馬拉雅晚期形成現(xiàn)今構造雛形。須家河組砂巖儲層主要發(fā)育在須二段和須三段中，相對于須家河組其他層段，須二段物性較好，主要發(fā)育三角洲前緣沉積和濱淺湖沉積，有少量三角洲平原沉積。整個須二段分為上中下三個亞段，以砂巖為主，含有少量泥巖，局部可見煤線[1-2]。該區(qū)勘探工作開始于20世紀中期，主要針對長興組地層鉆井，對須家河組地層的研究工作比較少、認識程度還不夠高[3]，當前已有研究多在沉積相、儲層特征以及成巖演變過程方面，對儲層發(fā)育的影響因素研究還較少。因此，對儲層特征及發(fā)育影響因素進行深入研究將為該區(qū)的油氣開發(fā)提供重要依據(jù)。

圖1 元壩地區(qū)構造地質圖

1 儲層特征

1.1 巖石學特征

根據(jù)1807個井下薄片鑒定結果，須二段巖石類型主要為巖屑砂巖和巖屑石英砂巖，其次為長石巖屑砂巖，含有少量泥巖。碎屑物成分主要為石英、長石和巖屑。其中，石英含量多為35%～70%，最高92%，最低為5%；長石含量多為0～8%，最高26%，主要為鉀長石，其次為斜長石；巖屑含量多為50%～80%，最高90%，最低6%，主要為碳酸鹽巖和粉砂巖，其次為黏土巖、灰屑、石英砂、千枚巖，偶見噴出巖。砂巖顆粒大小均勻，粒度多為細-中粒，分選性中等偏好，磨圓度以次棱角狀為主，膠結類型多為孔隙-接觸式膠結，部分為孔隙式膠結，接觸關系主要為點-線式接觸，部分為點式接觸；膠結物多為方解石，含少量白云石。

1.2 儲集空間類型

儲集空間是指儲層中未被固體物質所占據(jù)的空間，按孔隙成因和產(chǎn)出狀態(tài)將須二段儲集空間分為原生粒間孔、雜基晶間孔、雜基微孔、粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔和裂縫等六大類[7]。原生粒間孔孔徑0.03～0.15 mm，平均0.088 mm，孔壁干凈，呈未充填狀，在地層中均勻分布，但分布量較少；雜基晶間孔孔徑0.01～0.02 mm，平均0.014 mm，主要集中在上亞段，溶蝕雜基多為長石和碎屑物；雜基微孔孔徑0.01～0.05 mm，平均0.018 mm，在上亞段分布均勻，中亞段和下亞段分布不均；粒間溶孔孔徑0.02～0.8 mm，平均0.109 mm，孔隙呈未充填或半充填狀，在地層中均勻分布，填屑物多為黏土礦物；粒內(nèi)溶孔孔徑0.01～0.15 mm，平均0.049 mm，孔隙呈未充填狀，孔壁干凈，在上亞段分布不均，中亞段和下亞段均勻分布；裂縫寬度為0.01～0.05 mm，主要集中在0.01～0.02 mm，多呈未充填或半充填狀。

根據(jù)薄片鑒定資料的統(tǒng)計和分析，元壩地區(qū)須二段主要為孔隙型儲集層，含部分微裂縫儲集層。孔隙主要為次生孔隙，以粒內(nèi)溶孔為主，占總孔隙類型的42.43%，其次為雜基微孔和粒間溶孔，分別占總孔隙類型的18.47%和16.37%。微裂縫型儲層主要是未充填縫，對油氣運移提供有效的運移通道，但由于受超深、超壓的影響，裂縫寬度較窄，對油氣的流通性相對有限。

1.3 物性特征

須二段井下樣品物性統(tǒng)計結果表明：須二段孔隙度最大為15.6%，最小為0.76%，平均4.30%，主要分布在小于5%的區(qū)間內(nèi)；滲透率最大為1.407 7×10-3μm2，最小為0.001 5×10-3μm2，平均0.081 7×10-3μm2主要分布在(0.01～0.1)×10-3μm2區(qū)間內(nèi)，孔滲性質差，呈明顯的致密特征(圖2)。

1.4 孔隙結構特征

根據(jù)壓汞數(shù)據(jù)分析[8-10]，須二段樣品Pc10分布范圍0.98～87.90 MPa，平均10.76 MPa；Pc50分布范圍9.60～186.83 MPa，平均57.85 MPa；Rc10分布范圍0.009～0.767 μm，平均0.201 μm；Rc50分布范圍0.004～0.078 μm，平均0.022 μm；分選系數(shù)分布范圍0.36～2.71，平均為1.76；變異系數(shù)分布范圍0.022～0.304，平均0.122；毛細管壓力曲線形態(tài)偏向右上方，略顯平臺或無平臺，分選差，呈略細-細歪度，孔喉大小非均質性較強(圖3)。

圖2 須二段孔滲關系

圖3 須二段毛細管壓力曲線

2 儲層影響因素分析

2.1 構造作用

構造作用總體上控制盆地的沉降和隆升，對沉積也會造成一定影響。須二段有不同程度的斷層和裂縫發(fā)育，說明構造作用對該地區(qū)影響較大。斷層的存在既為油氣聚集成藏的必要通道，也可作為后期油氣滲濾的良好通道；須二段基質孔隙度和滲透率雖然很低，但是裂縫的存在使得須二段具有一定的儲滲性。目前測試見產(chǎn)井主要分布于九龍山南鼻狀構造帶、中部向斜帶、東部斷褶帶等三個區(qū)域(表1)，因為這些區(qū)域構造運動強烈，產(chǎn)生了大量裂縫，使得油氣能夠更好地運移聚集。

2.2 沉積作用

沉積相是沉積環(huán)境的直觀反應，控制了砂體的類型、厚度、規(guī)模、幾何形態(tài)以及砂體平面和縱向展布的非均質性，同時，還影響了沉積顆粒的粗細、分選的好壞[11-12]。

表1 不同構造部位測試無阻流量分布

2.2.1 沉積微相

須二段沉積期主要發(fā)育辮狀河三角洲前緣、濱淺湖沉積以及部分辮狀河三角洲平原沉積，按不同沉積相統(tǒng)計各井測井解釋結果(圖4)，須二段沉積相測井物性相對最好的是三角洲平原分流河道，其次是三角洲前緣水下分流河道及殘余河口壩砂體，測井物性相對最差的是分流間灣及濱淺湖。

圖4 不同沉積微相物性分布直方圖

2.2.2 砂巖粒度

砂巖的粒度和分選性主要與沉積時所處沉積環(huán)境和當時的水動力條件有關。水動力強則砂巖粒度較粗，分選性也相應較好，在沒有后期改造的情況下，孔隙度和滲透率都應較好。不同粒度砂巖物性統(tǒng)計結果(表2)表明，須二段儲層中粗砂巖和中砂巖的物性最好，細砂巖次之，粉砂巖物性相對最差。因為粒度較粗的砂巖相對于粒度較細的砂巖來說具有更好的抗壓能力，在壓實的過程中能夠比粒度細的砂巖保存更多的原生孔隙，為后期儲集空間的改造提供了前提條件。

表2 不同粒度物性統(tǒng)計結果

2.2.3 碎屑物組分

須二段碎屑物成分主要是石英、長石和巖屑。在前期壓實過程中，長石和石英由于硬度大，能夠起到支撐巖石骨架的作用，具有較強的抗壓實能力，其含量越高，在壓實過程中就能夠存更多的原生孔隙。但是，這二者對于后期次生孔隙的形成有不同的作用。在后期溶蝕過程中，石英較難被溶蝕，若是其含量太高，則不利于次生孔隙的形成。研究層段石英含量小于75%時，孔隙度是隨石英含量增加而增大的，石英含量大于75%時，孔隙度的增加幅度相對減小；而長石由于相對不穩(wěn)定，在后期溶蝕過程中易被溶蝕而形成次生孔隙。研究表明須二段的粒內(nèi)溶孔主要是長石被溶蝕而產(chǎn)生的。巖屑對儲層的影響取決于巖屑類型，研究層段孔隙度隨巖屑含量增加而減小，這是因為巖屑中占了相當分量的黏土巖、千枚巖等塑性巖屑容易變形，在壓實過程中被擠入孔隙中，從而降低孔隙度，并減少成巖流體運移，阻礙次生孔隙的形成。

2.3 成巖作用

2.3.1 壓實作用

沉積物在沉積以后，隨著地層的下降和上覆地層的增厚，會經(jīng)歷壓實作用。在長期的壓實過程中，原生孔隙乃至次生孔隙都將會遭到嚴重破壞。經(jīng)過壓實，砂巖顆粒間接觸趨于緊密，沉積物中的水分也隨之排出，部分塑性碎屑組分擠壓變形填入孔隙，使得原生粒間孔隙體積越來越小，甚至消失，導致砂巖的儲集性及連通性均變差。

通過薄片觀察，須二段經(jīng)受中-強壓實。儲層主要的壓實現(xiàn)象有：顆粒趨于緊密堆積，具定向性；在砂巖中出現(xiàn)碎屑顆粒點-線接觸，甚至凹凸接觸；片狀黑云母礦物定向排列并且發(fā)生彎曲變形；泥頁巖屑、變質巖屑壓實變形擠入孔隙，形成假雜基,堵塞孔隙、吼道；多見剛性顆粒破裂，主要為石英、長石中壓實微裂紋，而須二段整體上孔隙隨深度的增加而變小，說明該區(qū)經(jīng)歷過較強的壓實作用。

2.3.2 膠結作用

碳酸鹽膠結物在研究層段最常見，對物性影響較大。通常情況下少量的碳酸鹽膠結物能抑制壓實作用，并使得后期溶蝕作用能有更多的作用空間；但碳酸鹽含量過高，則會堵塞孔隙和喉道，不利于后期酸性孔隙水對儲層的改造。本區(qū)碳酸鹽膠結物含量較高，表現(xiàn)為隨碳酸鹽膠結物含量增加，儲層物性變差，為晚期碳酸鹽膠結，主要是充填粒間孔隙和交代其他礦物，使物性變差。硅質膠結主要表現(xiàn)為石英次生加大，加大級別與深度呈正相關。本區(qū)的硅質膠結物含量與儲層物性之間的關系較為復雜，但主要表現(xiàn)為破壞作用。研究層段黏土礦物主要為伊利石和綠泥石，常見伊利石呈片狀、卷片狀等形態(tài)充填于粒間孔隙中分割儲集空間，使得流體的流動通道變得更加迂回曲折，大大降低了巖石的滲透性。此外，薄膜綠泥石對儲層物性起到雙重作用：成巖早期薄膜綠泥石可以增強砂巖顆粒的抗壓實性，有利于粒間孔的保存[13-14]，但是，由于其沿顆粒表面生長，占據(jù)石英次生加大基底，從而抑制石英次生加大，在一定程度上影響了次生孔隙的形成。

2.4 溶蝕作用

成巖晚期的溶蝕作用對次生孔隙的形成起著至關重要的作用，往往能決定儲層的發(fā)育。研究區(qū)須二段中長石和巖屑分別占碎屑總量的0～8%和50%～80%，二者都易被有機質演化過程中產(chǎn)生的有機酸和二氧化碳等酸性水溶液溶蝕，并產(chǎn)生次生孔隙，增加儲集空間，不同程度地改變儲層的孔喉結構。須二段作為以次生孔隙為主要孔隙類型的儲層，次生孔隙占所有儲集空間的80.69%，因此，溶蝕作用就成為了控制其儲層發(fā)育的最關鍵因素。

3 結論

(1)元壩地區(qū)須二段儲層以巖屑砂巖、巖屑石英砂巖為主，長石巖屑砂巖次之，整體物性差，主要為一套低孔低滲致密砂巖孔隙型儲層，儲集空間主要為次生孔隙。

(2)儲層發(fā)育主要受構造作用、沉積作用、成巖作用和溶蝕作用的影響，構造作用強烈的地方儲層更為發(fā)育，測試產(chǎn)量大。沉積作用控制儲層的空間分布，在陸上部分儲層的物性好于水下部分，更易形成優(yōu)質儲層；成巖作用總體上破壞物性，導致物性變差； 溶蝕作用產(chǎn)生大量次生孔隙，是該區(qū)形成儲層最為重要的正面影響因素。

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編輯：吳官生

1673-8217(2015)03-0031-04

2015-01-17

姚勇，1989年生，2013年畢業(yè)于成都理工大學石油工程專業(yè)，在讀碩士研究生，研究方向：油氣田開發(fā)。

國家自然科學基金(41202096)資助。

TE112.23

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