趙正望 吳長江 苑保國

四川盆地西北部須二段深層優(yōu)質(zhì)儲層成因*

趙正望 吳長江 苑保國

（中國石油西南油氣田公司勘探開發(fā)研究院）

四川盆地西北部須二段以致密砂巖儲層為主，但4000 m以下仍發(fā)育優(yōu)質(zhì)儲層。深層優(yōu)質(zhì)儲層主要發(fā)育殘余原生粒間孔、粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔和裂縫。研究認為：優(yōu)質(zhì)儲層的形成與原始沉積條件、成巖作用、地層超壓和裂縫有關(guān)。原始沉積條件是優(yōu)質(zhì)儲層形成的前提和基礎(chǔ)，母巖性質(zhì)及三角洲前緣沉積不僅造成原始沉積物中碳酸鹽含量低，還形成大面積發(fā)育的高成份成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度石英砂巖和巖屑石英砂巖，從而有效抵抗上覆地層壓實作用；石英顆粒早期發(fā)育綠泥石襯邊，可以抑制次生石英的形成，同時抵消了部分上覆壓力的增加，原生孔隙得以保存；欠壓實作用有效削弱了正常壓實作用對儲層孔隙度的影響，從而有利于深層優(yōu)質(zhì)儲層的形成；裂縫可構(gòu)成良好的儲集空間，有效溝通各類孔隙，增加孔隙流體的流動性。圖4參22

原生孔隙地層超壓深層優(yōu)質(zhì)儲層須家河組四川盆地西北部

近年來，隨著常規(guī)油氣資源的減少，非常規(guī)油氣勘探的崛起，勘探逐漸向低孔隙度、低滲透率儲層發(fā)育區(qū)發(fā)展，由此深層優(yōu)質(zhì)儲層研究逐漸受到重視，探究深層優(yōu)質(zhì)儲層形成機理，明確優(yōu)質(zhì)儲層分布規(guī)律[1-3]，可以為深層油氣勘探提供一定的地質(zhì)依據(jù)。

四川盆地西北部須家河組天然氣資源豐富，勘探潛力大，目前已發(fā)現(xiàn)中壩氣田及九龍山、柘壩場、老關(guān)廟等多個含氣構(gòu)造。須家河組埋深為2000～5000 m，主要為致密砂巖儲層，但在4000 m以下發(fā)育有優(yōu)質(zhì)儲層，主要分布在須二段，且多井見工業(yè)氣流（柘3井、黎雅1井等），表明深層砂體仍具有較大的勘探潛力。本文通過大量野外露頭觀察、巖心描述、鏡下薄片、掃描電鏡及物性資料等綜合分析，系統(tǒng)論述了四川盆地西北部須家河組深層優(yōu)質(zhì)儲層基本特征，探究儲層成因機理，為勘探提供一定的理論指導(dǎo)。

1 地質(zhì)背景

研究區(qū)位于四川盆地西北部，西北為龍門山，東北部鄰米倉山和大巴山，南接鹽亭，東至蒼溪，面積約8000 km2（圖1）。

四川盆地須家河組自下而上分為6段［4］。須二段、須四段、須六段以砂巖沉積為主，間夾薄層暗色泥巖、頁巖，須一段、須三段、須五段主要為暗色泥巖、頁巖夾煤層、粉砂巖及砂巖。研究區(qū)須三段至須六段不同程度地遭受剝蝕，由南向北剝蝕程度不斷加深。由于受到不同方向物源的影響，須一段和須二段主要受到米倉山—大巴山方向物源影響，石英砂巖和巖屑石英砂巖含量豐富，以變質(zhì)巖巖屑和火山巖巖屑為主。須三段至須五段主要受到龍門山北段物源影響，以碳酸鹽巖屑為主［5］。

圖1 工區(qū)位置圖

2 優(yōu)質(zhì)儲層特征

2.1 巖石學(xué)特征

須二段以石英砂巖、巖屑質(zhì)石英砂巖和長石質(zhì)石英砂巖為主，礦物成分以單晶石英為主，發(fā)育正長石，含少量斜長石和微斜長石，質(zhì)量分數(shù)一般介于3%~10%。巖屑以變質(zhì)巖巖屑（平均質(zhì)量分數(shù)為6%）和火山巖巖屑（平均質(zhì)量分數(shù)為2.5%）為主，偶見少量沉積巖巖屑（平均質(zhì)量分數(shù)為0.5%）。

須二段深層優(yōu)質(zhì)儲層砂巖顆粒主要有點接觸和線接觸，少數(shù)為凹凸接觸和縫合接觸。碎屑顆粒呈點或懸浮狀分布，常見長石溶蝕并被方解石充填。膠結(jié)物主要為硅質(zhì)膠結(jié)和黏土礦物膠結(jié)。硅質(zhì)膠結(jié)以石英顆粒的次生加大邊和充填顆粒間孔隙的自生石英顆粒兩種形式產(chǎn)出，膠結(jié)物含量為4.5%~13.6%，平均含量為7%，主要來源于壓溶作用，部分來源于黏土礦物的轉(zhuǎn)變[6]。如圖2所示，黏土礦物含量低，一般小于1%，主要為綠泥石（圖2a[7]，圖2b）、伊利石（圖2c[7]），其中綠泥石在4000m以下仍然較發(fā)育。綠泥石常以孔隙襯里（圖2d，圖2e）、充填孔隙和黏土礦物綠泥石化3種形式出現(xiàn)，伊利石也較常見，常附著于碎屑顆粒表面（圖2f[7]）或為高嶺石蝕變產(chǎn)物。

圖2 四川盆地西北部須家河組儲集空間、膠結(jié)物及孔隙結(jié)構(gòu)

2.2 物性特征

須二段儲層隨著深度增加，物性整體變差，但在4000 m之下儲層物性變好（圖3a），孔隙度最高達14%以上，層位為須二段。須二段儲層整體表現(xiàn)為低孔、低滲特征，且具有很強的非均質(zhì)性，孔隙度最大值為14.51%，最小值為0.03%，平均值為4.70%，滲透率最大值為54.3 mD，平均值為0.332mD。隨著孔隙度增大，滲透率仍處于0.01~0.1mD，變化范圍較?。▓D3b），這可能與喉道被黏土礦物堵塞，連通性較差有關(guān)。

圖3 四川盆地西北部須家河組孔隙度與深度（a）及滲透率關(guān)系圖（b）

2.3 主要儲集空間及類型

巖心、鑄體薄片、掃描電鏡及陰極發(fā)光等資料顯示，深層優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育殘余原生粒間孔、粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、雜基內(nèi)微孔和裂縫，殘余原生粒間孔和粒間溶孔主要發(fā)育于成熟度較高的長石石英砂巖及巖屑石英砂巖。殘余原生粒間孔孔徑介于30~100μm，一般為40μm，碎屑顆粒邊緣發(fā)育片狀綠泥石（圖2a，圖2b，圖2d）和片絲狀伊利石集合體（圖2c），綠泥石集合體中夾雜次生石英晶體（圖2a，圖2d，圖2e）。殘余原生粒間孔分布于顆粒之間，顆粒邊緣規(guī)則，可見膠結(jié)物石英和方解石溶蝕或部分溶蝕現(xiàn)象（圖2e，圖2g，圖2h）。粒間溶孔（圖2i）主要是沿顆粒（長石、巖屑）和雜基邊緣溶蝕或雜基收縮而形成的孔隙，或者由多個顆粒溶蝕而成，孔隙邊緣參差不齊。顆粒間自生石英溶蝕（圖2e）可能與中成巖期有機質(zhì)演化程度升高、有機酸遭到破壞、溶液的pH值升高，孔隙流體性質(zhì)由酸性逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)閴A性有關(guān)。粒內(nèi)溶孔主要由不穩(wěn)定的長石及酸性噴出巖巖屑不完全溶蝕形成。

露頭及巖心觀察表明：須二段裂縫發(fā)育，可分為構(gòu)造縫、沉積-構(gòu)造縫、巖性-構(gòu)造縫、餅裂縫]。裂縫發(fā)育程度與天然氣產(chǎn)能成正相關(guān)，裂縫發(fā)育，油氣產(chǎn)量高。

須二段儲集空間以孔隙為主，基質(zhì)具有一定的滲流能力，在裂縫發(fā)育情況下，滲透性更佳，從目前實鉆、取心、測井、生產(chǎn)動態(tài)資料分析，須二段儲集類型主要為裂縫-孔隙型。

3 優(yōu)質(zhì)儲層成因

3.1 原始沉積條件

原始沉積條件是優(yōu)質(zhì)儲層形成的前提和基礎(chǔ)[7]，決定巖石礦物成份、巖石粒度、分選性等組構(gòu)特征。即使儲集砂巖經(jīng)歷過強烈成巖作用，沉積環(huán)境和底形式樣仍明顯控制儲層的質(zhì)量。

巖石礦物成份直接控制深層優(yōu)質(zhì)儲層的分布，石英砂巖和巖屑石英砂巖儲層物性相對較好，但石英砂巖更優(yōu)，這與巖石中的石英含量有關(guān)。石英抗壓實能力強，有利于原生孔隙的保存，而碳酸鹽巖等巖屑抗壓實能力差，不利于原生孔隙的保存，故石英含量增加，儲層物性變好。前人研究認為，在埋深2000~3000 m條件下，當(dāng)巖中石英含量為50%時，殘余粒間孔隙為8%~12%，石英含量為75%時，則為20% ~30%，且隨著其他剛性顆粒（如長石、花崗巖巖屑及中級變質(zhì)巖巖屑）含量增加，殘余粒間孔隙會更高[8]。須二段物源主要來自米倉山和大巴山方向，故巖石中石英、變質(zhì)巖和火山巖巖屑含量高。薄片資料統(tǒng)計分析，須二段石英含量介于90%~95%時，孔隙度最大，當(dāng)含量超過95%時，孔隙度反而變小。相反，巖屑含量增加，儲層物性變差，巖屑含量低于20%時儲層物性相對較好。在石英砂巖和巖屑石英砂巖中，長石和碳酸鹽巖屑的含量也影響著儲層物性。長石含量增加，儲層物性變好，碳酸鹽巖屑含量增加，儲層物性變差。這主要是由于在深埋條件下，長石在地層水作用下容易發(fā)生溶蝕形成溶蝕孔隙，而碳酸鹽巖屑發(fā)生溶蝕，造成碳酸鹽膠結(jié)物增加有關(guān)。

須二段深層優(yōu)質(zhì)儲層主要分布在粗砂巖和中砂巖中，統(tǒng)計表明，粗砂巖孔隙度主要分布在3.2%~ 15.2%，平均值為6.9%；中砂巖孔隙度主要分布在3.3%~7.5%，平均值為5.2%；細砂巖孔隙度為1.2%~ 4.7%，平均值為2.4%。粉砂巖、砂質(zhì)礫巖和礫巖由于泥質(zhì)含量較高，泥質(zhì)和鈣質(zhì)膠結(jié)嚴重，儲層物性較差。砂巖分選性也是影響儲層物性的一個重要因素，這與沉積時的水體能量高，波浪淘洗強烈有關(guān)。

3.2 成巖作用

四川盆地西北部須家河組主要成巖作用類型多樣，包括壓實作用、膠結(jié)作用、溶蝕作用和構(gòu)造作用等。其中，溶蝕作用、部分膠結(jié)作用及構(gòu)造作用為建設(shè)性成巖作用。微觀研究表明，綠泥石膠結(jié)對儲層孔隙具有保護作用。

綠泥石膠結(jié)是須二段儲層發(fā)育的關(guān)鍵因素，主要以環(huán)邊襯里的形式出現(xiàn)（圖2e，圖2g，圖h）。綠泥石主要發(fā)育于早成巖的壓實作用之后[13]，顆粒呈點接觸處無綠泥石薄膜，呈線接觸處有不發(fā)育的綠泥石薄膜（圖2e，圖2g），綠泥石呈近于等厚環(huán)繞顆粒定向生長，主要發(fā)育于第Ⅰ期石英加大邊生長之后，第Ⅱ期和第Ⅲ期加大生長之前（圖2e），綠泥石膠結(jié)不發(fā)育的砂巖石英次生加大明顯。須二段綠泥石常與伊利石共生，葉片狀綠泥石集合體呈薄膜結(jié)構(gòu)附著于顆粒表面，片絲狀伊利石充填于粒間孔隙中（圖2f），掃描電鏡下未發(fā)現(xiàn)綠泥石/蒙皂石和蒙皂石/綠泥石等間層礦物，也未見到蜂巢狀特點[10]。

關(guān)于自生綠泥石對儲層物性的影響，學(xué)術(shù)界尚有爭議。一部分學(xué)者認為自生綠泥石可以縮小孔隙、堵塞喉道，從而導(dǎo)致砂巖滲透性變差[11-13]，另一部分學(xué)者[9,14]認為自生綠泥石可以提高巖石的抗壓實能力，抑制壓溶作用和石英次生加大，促進溶蝕作用，從而對砂巖孔隙的保存是積極的。還有學(xué)者[15]認為，自生綠泥石和石英分別形成于不同的水介質(zhì)條件中，綠泥石襯邊的存在并不能抑制石英的次生加大。本文認為，四川盆地西北部須家河組綠泥石環(huán)邊襯里可以提高巖石的抗壓實能力和機械強度、抑制相對晚期成巖階段石英的膠結(jié)作用，從而有利于原生孔隙的保存，其含量、產(chǎn)狀、襯邊厚度及其生長連續(xù)程度等影響著原始孔隙的保存程度[16]。四川盆地西北部須家河組自生石英含量與綠泥石成負相關(guān)關(guān)系：①埋藏成巖過程中，綠泥石襯邊在早期成巖階段開始形成并持續(xù)生長到自生石英沉淀以后，這會不斷增加巖石的機械強度并平衡埋藏成巖過程中不斷增加的上覆載荷，從而使砂巖的原生粒間孔隙和次生溶蝕孔隙得以保存[10]；②孔隙襯邊綠泥石垂直顆粒表面相向生長，葉片在靠近顆粒一側(cè)生長十分緊密，從而削弱了顆粒與孔隙流體的接觸程度，阻止了石英的次生加大[17]，保護了原生孔隙。同時，葉片間良好的孔隙喉道還能為儲層中流體流動提供通道，保持孔隙流體有效的循環(huán)，使孔隙流體難以達到過飽和，從而有效保護原生孔隙的作用[1]。

3.3 地層超壓

四川盆地西北部部須二段地層壓力系數(shù)為1.0~2.0之間，大部分地區(qū)為1.4~2.0，屬于高壓—超高壓地區(qū)，超壓中心位于梓潼向斜一帶。地層超壓分布與優(yōu)質(zhì)儲層分布有一定對應(yīng)關(guān)系。川西前陸盆地須家河組北部屬超壓區(qū)，南區(qū)屬常壓區(qū)，超壓區(qū)和常壓區(qū)儲層巖性特征基本相似，但超壓區(qū)內(nèi)儲層具欠壓實特征，巖心孔隙度明顯偏大，巖石密度偏?。▓D4a，圖4b）。

圖4 川西地區(qū)須二段常壓區(qū)和超壓區(qū)孔隙度-密度關(guān)系圖

地層超壓在形成過程中可以延緩巖石的壓實作用，使孔隙得到很好保存[18]，故能形成優(yōu)質(zhì)儲層。但其影響程度受超壓發(fā)育時間、壓力系數(shù)大小和儲層巖性的影響[19]。

四川盆地西北部須家河組地層超壓的形成與欠壓實、黏土礦物轉(zhuǎn)化、水熱增壓、生烴超壓和構(gòu)造擠壓等因素有關(guān)[20]。其中，優(yōu)質(zhì)儲層的形成主要受“欠壓實”作用控制，黏土礦物轉(zhuǎn)化和水熱增壓也有一定影響，但生烴超壓和構(gòu)造擠壓等影響較小。原因如下：

（1）四川盆地西北部須家河組具備形成“欠壓實”作用的地質(zhì)條件?！扒穳簩崱弊饔冒l(fā)生的充分必要條件是快速沉降和排流不暢。一般認為，當(dāng)沉積速率超過40~100 m/Ma時，屬于快速沉積。四川盆地西北部須家河組為一套快速沉積砂泥巖剖面，各構(gòu)造沉積速率一般都在60 m/Ma以上，最高可達80 m/Ma以上，在快速沉降時有可能因排流不暢而形成“欠壓實”作用。同時，由于須一段和須三段大套泥巖封閉能力強，壓實作用過程中伴隨著粘土礦物轉(zhuǎn)化及水熱增壓，容易產(chǎn)生“欠壓實”作用。早期的“欠壓實”作用削弱了正常壓實作用對儲層孔隙度的影響，使原生孔隙得到較好的保存。

（2）四川盆地西北部須家河組大規(guī)模生烴作用和構(gòu)造擠壓作用都發(fā)生在砂巖致密化之后，雖然對后期地層超壓的形成有一定影響，但對優(yōu)質(zhì)儲層的形成影響不大。盆地模擬（模擬軟件為PetroMod8.0）結(jié)果顯示，川西地區(qū)后期超壓形成與烴源巖大量生烴過程有關(guān)，須二段在中侏羅世末期，地層壓力可達70.91 MPa，晚侏羅世末期為86.46 MPa，白堊紀末，地層壓力已達89.83 MPa，而晚侏羅世—白堊紀正是須家河組生烴高峰期[21]，表明晚侏羅世—白堊紀地層壓力緩慢增加（后期超壓）與生烴增壓有關(guān)。烴源巖生氣過程中可導(dǎo)致孔隙流體壓力增高，烴類流體進入巖石孔隙，但四川盆地西北部須家河組烴源巖是在晚侏羅世—白堊紀初進入生烴高峰期，而儲層致密化時間主要發(fā)生在中侏羅世末—晚侏羅世[22]，儲層致密化發(fā)于生烴高峰期之前。另外，四川盆地西北部地區(qū)構(gòu)造擠壓作用也主要發(fā)生于燕山期和喜山期，但該時期儲層已經(jīng)發(fā)生致密化。由此，生烴超壓與構(gòu)造擠壓對形成優(yōu)質(zhì)儲層的影響較小。

3.4 裂縫

須二段優(yōu)質(zhì)儲層分布明顯受裂縫控制，裂縫不僅極大地提高了儲集巖的滲濾能力，而且也構(gòu)成重要的儲集空間。由于構(gòu)造應(yīng)力作用使砂巖儲層破裂，形成微裂紋或微裂縫有利于改善儲滲空間，喜山運動使四川盆地地層全面褶皺抬升，在水平應(yīng)力場的作用下，發(fā)生了以縱彎褶皺為主的構(gòu)造變形，與此同時，產(chǎn)生了不同力學(xué)性質(zhì)的縱向裂縫、水平裂縫，這些構(gòu)造破裂組成裂縫發(fā)育帶，為孔隙流體的自由流動提供了重要通道，引起流體運移通道附近長石和巖屑等碎屑顆粒的溶蝕，從而形成大量溶蝕孔隙。同時，提高儲層的滲透性，當(dāng)有構(gòu)造裂縫出現(xiàn)時，儲層滲透率能得到極大地提高，部分地區(qū)儲層的高產(chǎn)就與構(gòu)造裂縫的發(fā)育有關(guān)。

4 結(jié)論

（1）四川盆地西北部須家河組4000 m以下仍發(fā)育優(yōu)質(zhì)儲層，以石英砂巖和巖屑石英砂巖為主，儲集空間以殘余原生粒間孔、粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔和裂縫為主。

（2）四川盆地西北部須二段砂巖成熟度較高，碎屑石英抗壓實能力強，有利于原生孔隙的保存，是優(yōu)質(zhì)儲層形成的前提和基礎(chǔ)。

（3）四川盆地西北部早期綠泥石環(huán)邊可以抑制次生石英的形成，同時抵消了部分上覆壓力的增加，“欠壓實”作用亦可有效削弱正常壓實作用對儲層孔隙度的影響，原生孔隙得以較好保存。裂縫可構(gòu)成良好的儲集空間，有效溝通各類孔隙，增加孔隙流體的流動性。

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（修改回稿日期2016-03-02編輯王曉清）

國家科技重大專項（2011ZX05001-005）“四川盆地巖性油氣藏富集規(guī)律與目標(biāo)評價”。

趙正望，男，1975年出生，碩士，工程師；從事油氣地質(zhì)綜合研究工作；地址：（610041）四川省成都市高新區(qū)天府大道北段12號；電話：（028）86015672；E-mail：zhao_zw＠petrochina.com.cn