杜紅權(quán)，王　威，周　霞，郝景宇，印　峰

(中國石化 勘探分公司，四川 成都　610041)

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川東北元壩地區(qū)須三段鈣屑砂礫巖儲層特征及控制因素

杜紅權(quán)，王威，周霞，郝景宇，印峰

(中國石化 勘探分公司，四川 成都610041)

四川盆地元壩地區(qū)須家河組三段多口井測試獲得中-高產(chǎn)工業(yè)氣流，具有良好勘探開發(fā)潛力，但其儲層特征及控制因素不明確。利用巖心、薄片及分析化驗資料對研究區(qū)儲層巖石類型、儲集空間、物性及發(fā)育控制因素進行綜合研究。研究認為：儲層巖石類型以鈣屑砂巖和灰質(zhì)礫巖為主，具有“石英、長石含量低，碳酸鹽巖屑(碳酸鹽礫)含量高”的特征。儲集空間以粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔及裂縫為主，鈣屑砂巖與灰質(zhì)礫巖儲層差異明顯。鈣屑砂巖為裂縫-孔隙型儲層，而灰質(zhì)礫巖為孔隙-裂縫型儲層，物性總體較差，具有低孔、低滲的特征。儲層發(fā)育主要受沉積微相、巖石類型、溶蝕作用及裂縫共同控制。有利沉積微相及巖石類型是優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育的基礎(chǔ)，溶蝕作用及裂縫是優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育的關(guān)鍵。水下分流主河道中-粗粒鈣屑砂巖為最有利巖相，高含量鈣屑組分在后期溶蝕作用及裂縫改造下易形成優(yōu)質(zhì)儲層。

鈣屑砂礫巖儲層；儲層特征； 須家河組三段；元壩地區(qū)；四川盆地

近年來隨著勘探投入加大，元壩地區(qū)須家河組天然氣勘探取得重大突破，發(fā)現(xiàn)了多個巖性或構(gòu)造-巖性復(fù)合氣藏，多口井在須家河組三段(須三段)鈣屑砂礫巖測試獲中-高產(chǎn)工業(yè)氣流，顯示出須三段具有良好的勘探潛力，進一步拓寬了元壩地區(qū)陸相油氣勘探領(lǐng)域。然而須三段儲層發(fā)育控制因素尚缺乏清晰的認識，制約了須三段儲層綜合評價及勘探部署。借鑒前人研究成果認識[1-8]，綜合大量巖心、薄片資料及多種分析化驗資料詳細分析了鈣屑砂礫巖儲層特征、探討了儲層形成機制及發(fā)育主控因素，以期對其它地區(qū)鈣屑砂巖勘探具有借鑒意義。

1　區(qū)域地質(zhì)背景

元壩地區(qū)位于四川盆地川北低緩褶皺帶北緣，北鄰米倉-大巴前陸沖斷帶，東接川東高陡斷褶帶，西為龍門山逆沖推覆帶[9-10](圖1)。印支運動以來，在松潘-甘孜、秦嶺造山帶與四川盆地之間，發(fā)育了北東向的龍門山和北西向的米倉山-大巴山兩個巨型推覆構(gòu)造帶，形成了造山帶-盆緣推覆山系-盆地組合格局[11]。在這一復(fù)雜的組合格局中，四川盆地中、新生代陸相地層沉積厚度均在4 000 m以上，蘊藏著豐富的石油和天然氣資源。

元壩地區(qū)須三段物源主要來自龍門山北段摩天嶺古陸二疊系-三疊系碳酸鹽巖發(fā)育區(qū)[12-14]，沉積物供應(yīng)充足，砂礫巖分布廣、延伸遠，自北西向南東粒度變細、碳酸巖巖屑含量降低。研究區(qū)須三段主要發(fā)育淺水緩坡型辮狀河三角洲-湖泊沉積體系[15-17](圖2)，元壩西北部辮狀河道及水下分流河道微相疊置連片分布。元壩地區(qū)須三段巖石類型特殊，發(fā)育多套厚層、分布穩(wěn)定的鈣屑砂巖或灰質(zhì)礫巖(統(tǒng)稱為鈣屑砂礫巖)

沉積，電性特征具有明顯的中-低自然伽馬(25～60 API)、相對高聲波時差(49～61 μs/ft)、相對低密度(2.65～2.8 g/cm3)、高電阻率(300～8 000 Ω·m)特征，主要分布在須三上、中亞段，垂向上疊置，橫向上連續(xù)，自北西向南東厚度減薄、粒度變細，平面上大面積分布。

2　儲層特征

2.1巖石學(xué)特征

元壩地區(qū)須三段儲層巖石類型復(fù)雜，主要為鈣屑砂巖和灰質(zhì)礫巖。

1) 鈣屑砂巖

鈣屑砂巖是指碳酸鹽巖巖屑含量大于50%的巖屑砂巖(圖3a,b)，具有極低的GR值和極高的RT值，分選中等-好，磨圓次棱角狀-次圓狀，顆粒支撐結(jié)構(gòu)，多為孔隙式膠結(jié)。

碎屑成分中石英含量分布在4.0%～53.0%，平均為27.0%，長石含量分布在0.5%～9.0%，平均為2.3%，巖屑含量分布在74.0%～96.0%，平均為77.0%，巖屑成分以碳酸鹽巖巖屑為主(表1)。

填隙物成分一般為瀝青質(zhì)、粘土雜基和鈣質(zhì)、硅質(zhì)等膠結(jié)物，雜基含量一般在0.2%～6.0%，平均為3.7%，膠結(jié)物含量在0.2%～30.0%，平均為13.5%，成分以方解石和白云石為主，含少量硅質(zhì)和菱鐵礦。

圖1　元壩地區(qū)構(gòu)造位置Fig.1　Structural location of Yuanba area

圖2　元壩地區(qū)須三段沉積層序特征Fig.2　Sedimentary sequence characteristics of the 3rd Member of Xujiahe Formation in Yuanba area

2) 灰質(zhì)礫巖

礫石成分以碳酸鹽巖礫石為主(圖3c，d)，分選中等，磨圓以次圓狀為主，粒徑一般為10～60 mm，顆粒支撐結(jié)構(gòu)，礫石成分以灰?guī)r、白云巖為主，偶見鮞粒、有孔蟲等生屑顆粒，顆粒間多被石英、鈣屑砂巖等顆粒及方解石膠結(jié)物充填。

2.2儲集空間類型

依據(jù)鑄體薄片資料，元壩地區(qū)須三段儲層儲集空間以粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔及裂縫為主，少量殘余原生粒間孔及雜基微孔。不同類型儲層儲集空間類型不同，鈣屑砂巖儲層儲集空間以粒間溶孔為主(圖3e)，含少量粒內(nèi)溶孔(圖3f)，偶見原生粒間孔，而灰質(zhì)礫巖儲層微裂縫發(fā)育(圖3g，h)，且類型多樣，主要有礫緣縫、穿礫縫等。

2.3物性特征

研究區(qū)須三段116個樣品統(tǒng)計可知，儲層巖心孔隙度最大值為7.16%，最小值為1.39%，平均值為2.92%，其中孔隙度為2%～3%的樣品占總樣的57.7%，孔隙度為3%～4%的樣品占總樣的25.9%(圖4a)。滲透率最大值為363.213 6×10-3μm2，最小值為0.001 4×10-3μm2，幾何平均值為0.013 5×10-3μm2。其中滲透率為(0.005～0.01)×10-3μm2的樣品占總樣32.7%，滲透率為(0.01～1)×10-3μm2的樣品占總樣39.7%(圖4b)?？傮w上，研究區(qū)須三段鈣屑砂礫巖儲層物性較差，具有低孔、低滲的特征。

圖3　元壩地區(qū)須三段儲層儲集空間特征Fig.3　Characteristics of reservoir space of the 3rd Member of Xujiahe Formation in Yuanba areaa. YL22井,埋深4 158.46～4 158.73 m,須三中亞段，鈣屑砂巖;b. YL12井,埋深4 325.00 m，鈣屑砂巖;c. YL20井，埋深4 146.59～4 146.82 m,須三中亞段,灰質(zhì)礫巖;d. YL10井，埋深4 186.00 m，灰質(zhì)礫巖;e. YB2井，埋深4 378.50 m，粒間溶孔;f. YL15井，埋深4 275.66 m，粒內(nèi)溶孔;g. YB6井，埋深4 299.46 m，礫緣縫;h. YL15井，埋深4 282.43 m，穿礫縫;i.旺蒼剖面須三段，碳酸鹽巖屑溶解形成鑄?？?j.旺蒼剖面須三段，碳酸鹽巖屑溶解形成鑄?？?k. YL18井，埋深4 528.94 m，碳酸鹽巖屑砂巖中發(fā)育的裂縫，裂縫穿過白云巖巖屑、灰?guī)r巖屑、方解石膠結(jié)物;　　　l. YL18井，埋深4 528.44 m，裂縫位于灰?guī)r礫石和填充物(由碳酸鹽巖屑砂巖組成)的連接處，裂縫穿過白云巖巖屑表1　元壩地區(qū)鈣屑砂巖巖石組分含量統(tǒng)計Table 1　Statistics of rock constituents of the calcareous sandstone in Yuanba area

數(shù)值石英/%長石/%巖屑/%巖漿巖屑變質(zhì)巖屑沉積巖屑雜基/%膠結(jié)物/%方解石白云石硅質(zhì)最小值40.50.21.073.00.21.03.00.2最大值539.02.02.094.06.025.05.01.0平均值272.31.01.576.23.712.83.50.7

圖4　元壩地區(qū)鈣屑砂礫巖儲層孔隙度(a)、滲透率(b)直方圖Fig.4　Histograms showing porosity(a)and permeability(b)of the calcareous coarse clastic reservoirs in Yuanba area

依據(jù)儲層段巖心樣品物性分析，鈣屑砂巖儲層孔隙度最小值為1.56%，最大值為7.16%，平均值為3.0%，而灰質(zhì)礫巖儲層孔隙度最小值為1.39%，最大值為3.73%，平均值為2.51%。鈣屑砂巖儲層滲透率最小值為0.001 4×10-3μm2，最大值為2.004 8×10-3μm2，平均值為0.008 1×10-3μm2，而灰質(zhì)礫巖儲層滲透率最小值為0.003 4×10-3μm2，最大值為363.213 6×10-3μm2，平均值為0.210 3×10-3μm2。從孔滲關(guān)系圖看，鈣屑砂巖孔滲具有明顯的正相關(guān)性，而灰質(zhì)礫巖孔滲相關(guān)性差，明顯受裂縫影響(圖5)?？傮w上，研究區(qū)須三段鈣屑砂巖與灰質(zhì)礫巖儲層物性差異明顯，鈣屑砂巖儲層孔隙性好、滲透性差，為裂縫-孔隙型儲層，而灰質(zhì)礫巖儲層孔隙性差、滲透性好，為孔隙-裂縫型儲層。

3　 控制因素

3.1有利沉積微相及巖石類型是優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育的基礎(chǔ)

元壩地區(qū)須三段主要發(fā)育淺水緩坡型辮狀河三角洲-濱淺湖沉積體系，廣泛發(fā)育辮狀河道、水下分流河道及河口壩等沉積微相。元壩地區(qū)須三段儲層沉積微相、巖石類型、物性及測試產(chǎn)能對比分析表明(表2)，水下分流主河道中-粗粒鈣屑砂巖及辮狀主河道灰質(zhì)礫巖儲層物性好、測試產(chǎn)能高，是最有利儲層，水下分流次河道及河口壩細粒鈣屑砂巖儲層為較有利儲層。水下分流主河道及辮狀主河道微相水動力強，沉積物以灰質(zhì)礫巖及中-粗粒鈣屑砂巖為主，鈣屑組分含量高，成巖期受破裂改造及溶蝕作用影響易形成優(yōu)質(zhì)儲層，而河道前緣河口壩、席狀砂及河道邊緣因水動力條件弱，鈣屑砂巖粒度變細，鈣屑含量降低，分選差，受壓實作用影響砂巖致密且不易改造形成儲層[18-21]。從試采情況看，水下分流主河道中-粗粒鈣屑砂巖儲層試采效果好，YL12井須三段鈣屑砂礫巖儲層當(dāng)前日產(chǎn)氣為7.6×104m3，油壓為13 MPa，累計產(chǎn)氣為4 576×104m3。YL7井須三段中-粗糙鈣屑砂巖儲層當(dāng)前日產(chǎn)氣為4.3×104m3，油壓為8.9 MPa，累計產(chǎn)氣為4 563×104m3，進一步證實水下分流主河道微相發(fā)育的中-粗粒鈣屑砂巖是元壩須三段相對優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育的有利巖相。

3.2鈣屑溶蝕作用及裂縫改造是優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育的關(guān)鍵

受龍門山造山帶影響，研究區(qū)須三段沉積時期盆地西北部隆起抬升劇烈，碳酸鹽巖地層遭受剝蝕，物質(zhì)供給充足，沉積物以鈣屑砂礫巖為主。受水動力條件、介質(zhì)搬運及沉積相帶等影響，靠近物源區(qū)，鈣屑組分含量高且鈣屑砂礫巖厚度大。鈣屑砂礫巖儲層經(jīng)歷了復(fù)雜而強烈的成巖變化，強烈的壓實作用和膠結(jié)作用使碎屑顆粒多為線—凹凸接觸，粒間孔被大量細粒組分及鈣質(zhì)膠結(jié)物充填，連通性差，普遍具有低孔、低滲、致密的特征。須三段為富含水生及陸生植物的煤系地層，隨著埋深的增加，有機質(zhì)開始成熟，干酪根熱解形成大量有機酸，且深層干酪根熱裂解釋放出來的CO2與水作用形成碳酸。這種酸性水或有機酸隨泥巖壓實進入相鄰的鈣屑砂礫巖中，對其中的鈣屑組分進行溶蝕形成碳酸鹽膠結(jié)物，同時伴隨大量粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔，改善砂體儲集性能[22-26](圖3i，j)。研究區(qū)須三段碳酸鹽巖屑和碳酸鹽膠結(jié)物含量呈負相關(guān)關(guān)系，碳酸鹽巖屑在深埋背景的壓力作用下溶解，使得鈣、鎂元素轉(zhuǎn)入溶液，引起物質(zhì)再分配，造成在低壓處(孔隙空間處)碳酸鹽礦物的沉淀(圖6a)及溶蝕孔隙的形成(圖6b)。另外，由于差異壓實和構(gòu)造破裂作用所形成的裂縫疊加進一步改善了該類儲層的滲透性(圖3k，l)，同時也可促進富含有機酸和無機酸的孔隙流體沿裂縫流動，形成溶蝕孔縫，使孔隙間的連通性變好。裂縫是碳酸鹽巖屑砂巖有利儲層發(fā)育和天然氣富集高產(chǎn)的另一重要因素。

圖5　元壩地區(qū)鈣屑砂礫巖儲層孔、滲關(guān)系Fig.5　Relationship between porosity and permeability of the calcareous coarse clastic reservoirs in Yuanba area表2　元壩地區(qū)儲層巖石類型、沉積微相與測試產(chǎn)能關(guān)系Table 2　Relationship between rock type,sedimentary facies and production capacity in Yuanba area

井號測試井段/m主要巖性沉積微相孔隙度/%滲透率/(10-3μm2)測試產(chǎn)量/(m3·d-1)YL7井3461.0～3471.0中-粗粒鈣屑砂巖水下分流主河道3.440.033120.80YL12井4364.0～4410.0中-粗粒鈣屑砂巖、灰質(zhì)礫巖水下分流主河道、辮狀主河道3.600.06377.17YL18井4520.0～4580.0灰質(zhì)礫巖辮狀主河道3.800.04641.40YL11井4373.0～4397.0灰質(zhì)礫巖辮狀主河道4.200.2410.44YL2井4350.0～4380.0細粒鈣屑砂巖水下分流次河道3.100.0143.85YB223井4396.0～4406.0細粒鈣屑砂巖水下分流次河道3.100.0193.01YB224井4340.0～4360.0細粒鈣屑砂巖水下分流次河道3.100.0172.22YL8井3781.0～3802.5細粒鈣屑砂巖河口壩1.900.0021.06

圖6　元壩地區(qū)鈣屑砂礫巖儲層碳酸鹽膠結(jié)物(a)、孔隙度(b)與碳酸鹽巖屑含量關(guān)系Fig.6　Carbonate cement (a), porosity (b) vs. carbonate debris content in the calcareous coarse clastic reservoirs in Yuanba area

4　結(jié)論

1) 元壩地區(qū)須三段儲層巖石類型主要為鈣屑砂巖和灰質(zhì)礫巖，具有石英、長石含量低，碳酸鹽巖屑(碳酸鹽礫)含量高的特征。儲集空間以粒間溶孔及裂縫為主，物性總體較差，具有低孔、低滲的特征，鈣屑砂巖儲層物性好于灰質(zhì)礫巖。

2) 元壩地區(qū)須三段儲層發(fā)育主要受沉積微相、巖石類型、溶蝕作用及裂縫共同控制。水下分流主河道中-粗粒鈣屑砂巖為最有利巖相，高含量鈣屑組分在后期溶蝕作用及裂縫改造下易形成優(yōu)質(zhì)儲層。

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(編輯張玉銀)

Reservoir characteristics and main controlling factors of calcareous coarse clastic rocks of the third Member of Xujiahe Formation in Yuanba area，northeastern Sichuan Basin

Du Hongquan,Wang Wei,Zhou Xia,Hao Jingyu,Yin Feng

(SINOPECExplorationCompany,Chengdu,Sichuan610041,China)

Several wells have tested moderate-to-high industrial gas flow from the calcareous coarse clastic reservoirs the third Member of Xujiahe Formation in Yuanba Area，Northeastern Sichuan Basin,revealing its great exploration and development potential.However,the reservoir characteristics and main controlling factors are still unclear.Core,thin section and testing data are integrated to study the rock types,reservoir space,physical properties and controlling factors.The reservoirs are dominated by calcareous sandstone and limy conglomerate which featuring in low content of quartz,feldspar and high content of carbonate debris.And the reservoir space is dominated by intergranular dissolved pores,intragranular dissolved pores and fractures.The calcareous sandstone reservoirs are obviously different from the limy conglomerate reservoirs.The former is of fracture-pore type reservoir,while the latter is of pore-fracture type reservoir with low porosity and low permeability.The development of the reservoirs was mainly controlled by sedimentary microfacies,rock types,dissolution and fractures.Besides,for the development of high-quality reservoir,favorable sedimentary microfacies and reservoir rock types are the basis and dissolution and fractures are the key factors.The medium-coarse grained calcareous sandstone in underwater distributary channel is the most favorable faces,as the high content of calcareous component can improve the development of high quality reservoirs through dissolution and fracture modification at late stage.

calcareous coarse clastic reservoir，reservoir characteristics,third Member of Xujiahe Formation,Yuanba area,Sichuan Basin

2015-09-28;

2016-06-22。

杜紅權(quán)(1985—)，男，工程師，石油天然氣勘探。E-mail:dhq4524039@163.com。

國家科技重大專項(2016ZX05002-004)。

0253-9985(2016)04-0565-07

10.11743/ogg20160413

TE122.2

A