孫海濤，鐘大康，王威，王愛，楊爍，杜紅權(quán)，唐自成，周志恒

1.中國石油大學(xué)（北京）地球科學(xué)學(xué)院，北京 102249

2.中國石化勘探分公司，成都 610041

3.中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083

0 引言

我國致密油氣、頁巖油氣等非常規(guī)油氣資源十分豐富，2018年非常規(guī)天然氣的產(chǎn)量507×108m3，為全國天然氣產(chǎn)量的三分之一[1]。四川盆地上三疊統(tǒng)須家河組砂巖的基質(zhì)孔隙度普遍低于10%，滲透率低于0.1×10-3μm2，為典型的致密砂巖天然氣儲層，其總資源量為4.85×1012m3，2014年提交的三級儲量為2.2×1012m3[2-5]。須家河組發(fā)育“大面積、低豐度”致密砂巖氣藏，特別是在總體物性最差的川東北地區(qū)[6-7]。川東北地區(qū)馬路背構(gòu)造須家河組整體上表現(xiàn)出“高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)”的特點(diǎn)，M101井于2009年在須二段（T3x2）測試日產(chǎn)天然氣60.11×104m3，M103井須二段測試日產(chǎn)13.28×104m3。截至目前M101井已經(jīng)累產(chǎn)天然氣超過3×108m3，M103井也累產(chǎn)天然氣超過2×108m3。

文獻(xiàn)調(diào)研發(fā)現(xiàn)，前人研究主要探討了該致密砂巖儲層高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的因素，認(rèn)為優(yōu)質(zhì)源巖供烴、規(guī)模網(wǎng)狀裂縫溝通孔隙和斷裂疏導(dǎo)是氣藏高產(chǎn)的重要條件[6-11]，并未針對該砂巖儲層致密化過程和主控因素展開深入研究。因此，本文擬利用巖心、薄片、地震等多種資料，采用定量的孔隙演化分析方法，宏觀與微觀觀察、內(nèi)因和外因結(jié)合闡明馬路背地區(qū)須二段致密砂巖背景下優(yōu)質(zhì)儲層的成因。通過構(gòu)造地質(zhì)學(xué)和沉積學(xué)交叉應(yīng)用分析非常規(guī)油氣富集規(guī)律，既能豐富非常規(guī)油氣沉積學(xué)的研究內(nèi)容，也能為四川盆地須家河組和其他盆地致密砂巖氣藏高產(chǎn)井的目標(biāo)優(yōu)選提供依據(jù)。

1 地質(zhì)概況

研究區(qū)位于四川盆地東北邊緣（圖1），在龍門山以東、米倉山以南、大巴山以西，地理位置位于現(xiàn)今廣元—巴中境內(nèi)，構(gòu)造位置屬于川北低緩褶皺帶的北緣[6,12]。受到印支運(yùn)動的影響，四川盆地處在海相環(huán)境向陸相環(huán)境轉(zhuǎn)換的階段，盆地周緣的米倉山—大巴山造山帶開始活動形成米倉山—大巴山推覆構(gòu)造帶，向盆內(nèi)供源并沉積形成了海陸過渡相的須家河組[9,12-14]。研究區(qū)須二段（T3x2）發(fā)育了辮狀河三角洲沉積體系，沉積了灰白色石英砂巖、灰色巖屑石英砂巖和長石巖屑砂巖[12-18]。這套砂巖儲層具有埋藏深度大、成巖作用強(qiáng)、孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜、儲層非均質(zhì)性較強(qiáng)的特點(diǎn)。

圖1 研究區(qū)位置及須二段巖性綜合柱狀圖Fig.1 Location map of the study area and the lithology column of the second member of the Xujiahe Formation(T3x2)in the Malubei area

2 致密砂巖儲層的基本特征

2.1 砂巖結(jié)構(gòu)與成分特征

馬路背地區(qū)須二段砂巖的結(jié)構(gòu)成熟度中等，分選中等－差，磨圓次棱－次圓，以中粒巖屑砂巖和巖屑石英砂巖、石英砂巖為主（圖2a）。石英通常為單晶石英，含量分布不均，通常分布在30%～80%之間，部分砂巖中石英含量極高，可高達(dá)90%以上。長石含量較低，通常分布在2%～10%之間，均值為3.2%，以鉀長石為主。巖屑含量較高，通常含量在10%～30%之間，均值為19.8%，且類型復(fù)雜多樣，主要為沉積巖巖屑和變質(zhì)巖巖屑（圖2a），火山巖巖屑含量極低，通常不超過3%。在變質(zhì)巖巖屑及沉積巖巖屑中識別出塑性巖屑（千枚巖巖屑、泥巖巖屑、粉砂巖巖屑和蝕變后的火山巖巖屑）和剛性巖屑（砂巖巖屑、變質(zhì)石英巖巖屑和板巖巖屑等），另外還有少量碳酸鹽巖巖屑（鈣屑）。巖屑砂巖和巖屑石英砂巖中均含有較高的塑性巖屑含量（圖2c），其平均含量分別為12.1%和8.2%），鈣屑主要發(fā)育在巖屑砂巖中，占巖屑總量的1.2%。

2.2 沉積環(huán)境和母巖特征

馬路背地區(qū)須二段砂巖具有大量水道沉積的特征，如板狀、楔狀交錯層理、槽狀交錯層理和沖刷面構(gòu)造，說明須二段發(fā)育河道沉積（圖3）。根據(jù)泥巖顏色和特征礦物認(rèn)為須二段河道沉積為水下河道，沖刷面附近暗色泥巖發(fā)育，常見暗色泥礫和黃鐵礦（圖3），指示了水下還原環(huán)境。中等的結(jié)構(gòu)成熟度和富巖屑和貧長石的骨架顆粒組分特征，反映了快速風(fēng)化、短距離搬運(yùn)和快速埋藏的沉積成巖條件，同時也反映其物源區(qū)主要是一個貧長石（非花崗巖、花崗片麻巖）物源區(qū)[6]，即研究區(qū)物源來自大巴山（圖2）?？傮w上，馬路背地區(qū)須二段砂巖是來自大巴山硅質(zhì)巖等變質(zhì)巖為母巖的近源三角洲前緣沉積成因。

圖2 馬路背地區(qū)須二段砂巖類型三角圖Fig.2 Triangluar map of sandstone classification for T3x2 in the Malubei area

圖3 馬路背地區(qū)須二段野外露頭及巖心特征（a）M3井，5 083.6 m，灰黑色泥巖；（b）M2井，3 453.31 m，灰黑色泥礫；（c）M201井，3 419.4 m，含黃鐵礦及波狀層理的灰黑色泥質(zhì)粉砂巖；（d）M201井，3 418.95 m，交錯層理砂巖；（e）南江橋亭剖面，須二段砂巖沖刷下部炭質(zhì)泥巖；（f）南江橋亭剖面，須二段，槽狀交錯層理及底部沖刷構(gòu)造Fig.3 Sedimentary structure characteristics of outcrop and drill cores in T3x2 at the Malubei area(a)M3,5 083.6 m,black mudstone;(b)M2,3 453.31 m,dark mud gravels in sandstones;(c)M201,3 419.4 m,black silt stones with wave cross bedding and pyrite;(d)M201,3 418.95 m,cross bedding sandstone;(e)Qiaoting outcrop in Nanjiang,carbonaceous mudstone was eroded by upper sandstones;and(f)Qiaoting outcrop in Nanjiang,trough cross bedding and basal erosion scouring structure

2.3 儲集空間和物性特征

馬路背地區(qū)須二段不同埋藏深度的石英砂巖和巖屑砂巖樣品，在鑄體薄片下觀察不到孔隙的發(fā)育（圖4a～d），掃描電鏡下僅見少量微孔，孔徑僅為2～5μm（圖4e～h），能識別的儲集空間類型主要為殘余粒間孔、粘土礦物晶間孔和微裂縫。該地區(qū)發(fā)育大量綠泥石，前人普遍認(rèn)為綠泥石可以減緩其他成巖作用對粒間孔的充填[19-26]。但是，對馬路背地區(qū)須二段砂巖而言，綠泥石并不抗壓，不會減緩壓實作用，且綠泥石的存在嚴(yán)重縮小了孔隙體積，只殘余一些綠泥石晶間微孔隙（圖4f～h）。分析研究區(qū)須二段的58對物性數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)，孔隙度普遍低于5%，滲透率主要分布在(0.01～0.05)×10-3μm2之間，根據(jù)油氣儲層評價標(biāo)準(zhǔn)（SY/T 6285—2011），應(yīng)屬于超低孔、超低滲儲層。其中M2井須二段孔隙度范圍為2.69%～4.05%，平均為3.61%，峰值區(qū)為3%～4%；滲透率范圍(0.009～0.052)×10-3μm2，平均為0.019×10-3μm2，峰值區(qū)為(0.01～0.05)×10-3μm2。M201井須二段孔隙度范圍1.09%～4.05%，平均為2.8%，峰值區(qū)為2%～4%；滲透率范圍(0.018～0.04)×10-3μm2，平均為0.02×10-3μm2，峰值區(qū)為(0.01～0.05)×10-3μm2（圖5）。

圖5 馬路背地區(qū)M2和M201井須二段物性直方圖Fig.5 Porosity and permeability histograms of T3x2 in the Malubei area

3 須二段致密砂巖儲層的成因及演化過程

根據(jù)薄片、掃描電鏡等分析資料，并結(jié)合馬路背地區(qū)須家河組的母巖特征、沉積環(huán)境和埋藏過程，探討了須二段致密砂巖儲層的形成和致密化過程。

3.1 須二段砂巖減孔及增孔的成巖作用

薄片鑒定結(jié)果證實，壓實作用和膠結(jié)作用是須二段砂巖孔隙減小的主要成巖作用類型。利用薄片鑒定統(tǒng)計的粒間體積中膠結(jié)物的含量，結(jié)合粒間體積大小制作出減孔作用的散點(diǎn)圖，認(rèn)為壓實作用是本區(qū)孔隙消失的主要原因（圖6），其次是各類膠結(jié)作用，包括硅質(zhì)和鈣質(zhì)膠結(jié)作用（圖4a，c）。

圖6 馬路背地區(qū)須二段砂巖壓實減孔和膠結(jié)減孔的散點(diǎn)圖Fig.6 Plot of porosity reduction between cementation and compaction for T3x2 in the Malubei area

利用M3井須家河組之上的各個地層厚度數(shù)據(jù)，熱史和剝蝕量參考鄰區(qū)普光2井的參數(shù)[27]，在Basinmod軟件中制作了埋藏史曲線（圖7），發(fā)現(xiàn)須家河組最大埋深接近8 000 m，晚白堊世以來，受到構(gòu)造活動影響逐漸抬升至目前的埋藏深度。晚期構(gòu)造活動不但使地層發(fā)生抬升，同時對地層產(chǎn)生了側(cè)向構(gòu)造擠壓，主要證據(jù)有：1）顆粒發(fā)生定向排列（圖4d，i）；2）早期孔隙被壓扁或縮小，顆粒間的膠結(jié)物發(fā)生蠕變，僅在線接觸顆粒的接觸面附近有殘余（4i，j）；3）巖石繼續(xù)破裂形成貫穿碎屑顆粒的裂縫（圖4d）。因此，認(rèn)為研究區(qū)須二段砂巖壓實減孔過程包含兩個階段，第一個階段是埋藏壓實減孔階段，第二個是晚白堊世以來的構(gòu)造擠壓減孔階段，這與中國西部典型前陸盆地發(fā)育構(gòu)造擠壓成巖階段十分相似[28-31]。埋藏壓實減孔階段，含量較高的塑性巖屑在剛性顆粒的擠壓下發(fā)生變形充填了骨架顆粒之間的粒間孔，構(gòu)造擠壓減孔階段，進(jìn)一步造成剛性骨架顆粒線接觸，略帶定向排列特征（圖4d）。受強(qiáng)烈構(gòu)造擠壓作用的影響，須二段還形成了許多斷層和微裂縫（圖4d），這些裂縫有效溝通微孔，形成低孔但不低滲的裂縫—微孔隙組成的斷縫儲集體。此外，中等埋藏階段，須二段周圍的烴源巖成熟時排出有機(jī)酸對儲層造成了微弱的溶蝕，形成了部分溶蝕孔隙，但是這些溶蝕孔隙被構(gòu)造擠壓階段的強(qiáng)烈壓實進(jìn)一步破壞了，只留下了顆粒之間的一些殘余孔隙或裂縫，有的已經(jīng)充填了鈣質(zhì)膠結(jié)物，這些特征可以從陰極發(fā)光照片中看到（圖4a）。

圖4 馬路背地區(qū)須二段各類孔隙的微觀特征（a）M3井，5 077.99 m，強(qiáng)烈的鈣質(zhì)膠結(jié)，陰極發(fā)光；（b）M201井，3 321 m，巖屑及雜基充填粒間，無粒間孔，正交光；（c）M102井，3 040 m，石英膠結(jié)作用充填粒間，無粒間孔，正交光；（d）M201井，3 374.9 m，顆粒破碎，微裂縫發(fā)育，陰極發(fā)光；（e～h）M201井，3 374.92 m，粒間充填綠泥石，發(fā)育綠泥石晶間孔，掃描電鏡；（i）M101井，3 245 m，顆粒擠壓后定向排列、塑性巖屑定向排列，粒間孔消失殆盡，正交光；（j）MS1井，3 385 m，顆粒間的膠結(jié)物受到側(cè)向擠壓再次發(fā)生形變，僅在線接觸顆粒的接觸面附近有殘余（正中部分），大部分被擠壓到其他粒間體積內(nèi)（左上部分），正交光Fig.4 Microscopy porosity characteristics of T3x2 in the Malubei area(a)M3,5 077.99 m,calcite cementation,cathode luminescence(CL)image;(b)M201,3 321 m,intergranular porosity was filled by rock fragments and mud matrix,cross?polar?ized light(PL)image;(c)M102,3 040 m,inter grain porosity was filled by quartz overgrowth,PL;(d)M201,3 374.9 m,cracked quartz grain with micro fissures,CL image;(e～h)M201,3 374.92 m,tight sandstones with many chlorite,and micro porosity between chlorites,scanning electron microscope(SEM)image;(i)M101,3 245 m,clastic grains and plastic debris were aligned after extrusion,most intergranular porosity were damaged,(PL)image;(j)MS1,3 385 m,intergranular cements were deformed by lateral extrusion,most cements were pushed to other intergranular volume(upper left of the image),with a little residual was remained in the clastic contacts(center of the image),(PL)image

圖7 M3井埋藏史曲線圖Fig.7 Burial history curve of well M3

3.2 須二段孔隙演化模式

根據(jù)薄片下鑒定的儲集空間類型及其基本特征，認(rèn)為須二段發(fā)育強(qiáng)壓實成因裂縫溝通微孔的孔隙—裂縫型儲層。薄片鑒定的成巖作用特征結(jié)合包裹體測溫結(jié)果表明，須二段砂巖的成巖序列為：埋藏壓實作用―早期硅質(zhì)膠結(jié)、鈣質(zhì)膠結(jié)—溶蝕作用—晚期硅質(zhì)膠結(jié)、鈣質(zhì)膠結(jié)—構(gòu)造擠壓壓實作用—構(gòu)造破裂作用（圖8）。利用馬路背地區(qū)須二段砂巖的分選系數(shù)（S0=1.2～1.5）和砂巖初始孔隙度計算公式φ=20.9+22.9/S0求出初始孔隙度為33%[32]。M201井實測孔隙度平均2.8%，其中膠結(jié)作用減孔量4%（膠結(jié)物含量），中等埋藏階段有機(jī)酸微弱溶蝕增孔2%（根據(jù)溶孔的面孔率確定），計算出壓實作用減孔量為28.2%（初始孔隙度膠結(jié)減孔量+溶蝕增孔量-現(xiàn)今實測孔隙度），這與3.1部分得出的壓實減孔是儲層致密的主要因素認(rèn)識一致（圖8）。

圖8 馬路背地區(qū)須二段砂巖成巖作用及孔隙演化模式Fig.8 Diagenetic and porosity evolution model of T3x2 in the Malubei area

4 優(yōu)質(zhì)儲層的主控因素

4.1 構(gòu)造應(yīng)力控制了優(yōu)質(zhì)儲層的位置

強(qiáng)烈壓實與三期構(gòu)造運(yùn)動有關(guān)，早燕山199～100 Ma期間為深埋藏壓實，100 Ma之后經(jīng)歷構(gòu)造強(qiáng)擠壓[16,33]。其中，燕山早期受太平洋板塊俯沖，華南褶皺帶隆升，形成北東走向的通南巴背斜的雛形（圖9）；燕山中晚期受太平洋和印度洋板塊共同作用，形成近北西向斷層（圖9）；喜馬拉雅期主要受大巴山逆沖推覆的作用，形成北北西向的斷裂（圖9）。因此，須二段致密砂巖的儲集性能得到改善的關(guān)鍵是在后面兩期構(gòu)造活動中產(chǎn)生大量的微裂縫，也就是說構(gòu)造應(yīng)力控制了優(yōu)質(zhì)儲層的發(fā)育位置。因為在構(gòu)造擠壓最強(qiáng)的部位，裂縫才最發(fā)育。方差體裂縫檢測可突出地震反射橫向的不連續(xù)性，反映細(xì)致的斷層和裂縫[34]。利用研究區(qū)225 km2三維地震資料，沿須二段頂面，以50×50的網(wǎng)格密度提取了方差屬性體，可以看到M101井和M103井就處在多期裂縫都交匯的地方，方差屬性異常（大于背景值0.2）高于相鄰的M2井和M201井，說明該位置的裂縫發(fā)育程度高（圖10），因此，該部位才形成了高產(chǎn)氣藏。

圖9 馬路背地區(qū)不同時期形成的斷裂分布特征Fig.9 Fault distribution characteristics of different tectonic stages in the Malubei area

圖10 馬路背地區(qū)須二段頂部方差異常平面圖Fig.10 Variance distribution characteristics for the top of T3x2 in the Malubei area

4.2 相同構(gòu)造部位砂體的巖石類型和厚度控制了優(yōu)質(zhì)儲層的分布

通過分析單井測試產(chǎn)能發(fā)現(xiàn)，穩(wěn)產(chǎn)3億方的M101井主力產(chǎn)層是3 229～3 246 m處厚17 m的石英砂巖，常規(guī)測試日產(chǎn)天然氣60.11×104m3，M103井2 904～2 922 m處厚18 m的巖屑砂巖測試日產(chǎn)天然氣13.28×104m3，而M3井5 050～5 090 m處40 m厚的巖屑砂巖加砂壓裂測試日產(chǎn)天然氣僅有2 074 m3。從產(chǎn)能結(jié)果可以看出，這三口井雖處于相同構(gòu)造部位，但中—薄層的石英砂巖儲層產(chǎn)能優(yōu)于其他中厚層的砂巖。首先，與巖屑砂巖相比，石英砂巖含有更多的抗壓能力強(qiáng)的石英顆粒，在埋藏壓實過程中更易降低壓實減孔效應(yīng)而保持較高的粒間體積。其次，同等構(gòu)造擠壓應(yīng)力下，單層小于7 m的相對較薄的砂巖比單層厚度超過8 m的中厚層砂巖更容易發(fā)生變形和破碎，砂泥比為6.7的砂泥巖序列更容易形成裂縫[35-36]。所以，砂巖類型和砂巖厚度也是控制優(yōu)質(zhì)儲層的另一個重要因素。

5 結(jié)論

（1）馬路背地區(qū)須二段發(fā)育以大巴山變質(zhì)巖為母巖的一套三角洲前緣中粒巖屑砂巖和石英砂巖，結(jié)構(gòu)成熟度中等，大孔隙不發(fā)育，只發(fā)育微孔隙和微裂縫，為超低孔、超低滲砂巖儲層。

（2）須二段致密砂巖的形成與強(qiáng)烈的埋藏壓實作用和構(gòu)造擠壓壓實作用有關(guān)，壓實作用是減孔的最主要因素，其次是硅質(zhì)和鈣質(zhì)膠結(jié)作用。早燕山期（199～100 Ma）、中晚燕山期（100～65 Ma）、喜山期（65 Ma以來）的構(gòu)造擠壓作用減孔量約4%。

（3）埋藏壓實與構(gòu)造強(qiáng)壓實減孔的同時，產(chǎn)生了不同規(guī)模斷層和裂縫，溝通微孔隙，形成裂縫—微孔隙組成的斷縫儲集體。這類儲集體主要受構(gòu)造應(yīng)力大小控制，構(gòu)造擠壓最強(qiáng)的部位，裂縫最發(fā)育，產(chǎn)量最高；其次受巖性和砂巖厚度控制，中—薄層石英砂巖有利于高產(chǎn)；裂縫發(fā)育是該非常規(guī)天然氣藏高產(chǎn)的關(guān)鍵因素。