四川盆地北部须家河组致密砂岩储层成因机制*

时间：2024-07-28

王威岳全玲

(中国石化勘探南方分公司)

0 引言

四川盆地上三叠统须家河组储集砂体分布广泛，是四川盆地勘探的重点层位之一。近年来勘探不断获得重大突破，川西、川中相继发现了新场—孝泉、合川、广安、安岳等4个探明储量超过千亿方的大气田，成为盆地内又一重要天然气勘探领域[1]。四川盆地北部地区须家河组致密碎屑岩领域同样具备了良好的资源背景，多口探井在须家组获得工业气流，提交了规模储量，展现出良好的勘探势头，业已成为新的勘探热点。本文运用铸体薄片镜下观察、物性分析、扫描电镜及X-衍射等分析手段，对四川盆地北部须家河组储层特征、沉积作用和成岩作用进行研究，并从碎屑组分、粒度、沉积相和成岩作用等方面分析储层发育的主控因素。

1 区域地质概况

四川盆地北部构造上位于扬子板块的北缘，北邻米仓—大巴前陆冲断带，东接川东高陡构造带，西为龙门山前陆盆地。在燕山期—喜马拉雅期，本区与南秦岭受到了由北而南的强烈挤压作用，喜马拉雅期继承了燕山期的构造活动方式，继续向南逆冲推覆，并最终定型于喜马拉雅晚期(图1)。

四川盆地须家河组自下而上分为六段，其中一、三、五段以泥岩为主，二、四、六段以砂岩为主。而四川盆地北部须家河组顶部因“印支晚幕运动”影响，侵蚀明显，厚度差异明显：通南巴构造带西南部保存较好，向北东方向缺失须五段—须六段，元坝地区缺失须六段。须家河组底部因“印支早幕运动”影响，导致四川盆地北部大部分地区须一段缺失，仅在元坝地区西部保存相对较好。四川盆地北部须家河组储层主要分布在以辫状河三角洲沉积为主的须二段和须四段中。

图1 研究区位置图

2 储层基本特征

2.1 岩石学特征

根据铸体薄片鉴定，研究区须家河组储层主要为中、粗粒砂岩，其次为细砂岩，少量粉砂岩。岩石的分选性主要为中等，磨圆度主要为次棱角状。砂岩整体上表现为低成分成熟度、高结构成熟度的特点。

本区须家河组砂岩类型主要为岩屑砂岩，次为岩屑石英砂岩、长石岩屑砂岩和石英砂岩(图2)。

图2 四川盆地北部须二段、须四段砂岩类型分布

区内须家河组填隙物包括杂基和胶结物两类，杂基主要由粘土矿物组成，薄片观察主要为绢云母、伊利石、高岭石、绿泥石等，几者常混在一起。杂基含量介于0～19%之间，平均为5%左右。胶结物以碳酸盐胶结物为主，次为硅质胶结物和粘土矿物胶结物。碳酸盐岩胶结物主要为方解石，另有少量铁方解石和白云石，含量介于0～35%之间，平均为3%左右。粘土矿物胶结物主要为绿泥石和伊利石，绿泥石含量在0.2%～5%之间，最高为5%，围绕颗粒形成绿泥石包壳。

2.2 孔隙类型

根据铸体薄片鉴定和扫描电镜分析，区内须家河组储层的孔隙类型按成因分为原生粒间孔、次生溶孔和裂缝三大类。次生溶孔可分为粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔、晶间微孔隙。其中粒间溶孔、粒内溶孔在须家河组各个储层段均有发育，分布广泛，为主要的储集空间类型。

粒间溶孔在须家河组各个储层段均有发育，分布广泛。主要有两种类型：①颗粒边缘溶蚀后形成的粒间溶蚀扩大孔，一般溶蚀之后的石英颗粒(或次生加大边)边缘凹凸不平；②粒间胶结物(方解石、白云石、粘土矿物等)溶蚀形成的粒间溶孔(图3a，图3b)。孔隙边缘多具明显的溶蚀痕迹，形态多样，具有较好的连通性。

粒内溶孔是砂岩中不稳定的碎屑颗粒(如长石、岩屑等)内部成分被溶蚀所产生的次生孔隙。主要是长石颗粒溶蚀形成的孔隙，少数为岩屑颗粒溶蚀形成。其形态主要为斑点状、蜂窝状；当溶蚀作用强烈时，整个颗粒可被完全溶蚀，形成铸模孔隙，仅保留颗粒的轮廓(图3c，图3d)。粒内溶孔较细小，一般小于0.05mm，但铸模孔隙较大，可达0.2mm以上，面孔率局部可达5%。

众所周知，天然气在致密岩层的低孔渗条件下的流动，主要靠裂缝的串通作用(王允诚等，1992)。裂缝不仅是油气产出的主要渗滤通道和储集空间，而且大大改善了储层的渗滤能力。因此，对于须家河组低孔低渗砂岩储层来说，裂缝的发育程度对储层渗透性的改善和单井产能高低具有相当重要的作用。裂缝在四川盆地北部须家河组中较为常见，按成因分为构造裂缝和非构造裂缝两类。从须家河组取心井段观察，构造裂缝发育，互相切割，且未充填，多为斜裂缝、直立缝和水平缝，高角度缝形成时间较晚，大多未充填，低角度缝多被泥质和方解石等充填(图3e)；非构造裂缝-成岩缝是由压实、压溶等成岩作用形成，其特点是延伸不远，无一定方向。宽度介于0.01mm～0.04mm之间(图3f)。

a.元坝271，须二段，4271.26m，粒间溶孔 b.元坝11，须二段，4475m，粒间溶孔 c.元坝204，须二段，4635.45m，长石粒内溶孔，杂基微孔 d.元坝204，须二段，4550.87m，长石粒内溶孔、铸模孔 e.元坝5，须二段，4774.76m，裂缝 f.元坝104，须二段，44595.02m，微裂缝发育，且未充填

图3四川盆地北部须家河组储层储集空间类型照片

2.3 物性特征

通过对研究区321个样品孔隙度、渗透率分析，四川盆地北部须家河组储层孔隙度主要分布在2%～5%(图4左)，显单峰分布特征，峰值区孔隙度为1%～5%，约占样品总数的82%，由此揭示出须家河组储层具有低孔隙度的特征。

区内样品渗透率主要分布在0.001mD～1mD(图4右)，显单峰分布特征，峰值区渗透率为0.01mD～0.1mD，占样品总数的的78.82%。由此揭示出须家河组储层具有低渗透率的特征。

图4 四川盆地北部须家河组储层孔隙度、渗透率分布直方图(样品数321个)

上述分析表明区内须家河组储层以粒间溶孔和粒内溶孔为主，物性总体较差，为典型的低孔低渗致密砂岩储层。

3 储层发育的主控因素

须家河组砂岩储层的物性主要受沉积作用、成岩作用的多重影响，沉积作用决定了砂岩储层的原始组分和岩石结构，它控制着储层的分布范围，同时也影响着后期成岩作用类型和强度；成岩作用不仅影响储层的储集空间的演化，而且最终决定了储层物性的好坏和现今的分布状况。

3.1 沉积作用对储层物性的影响

沉积作用对储层的影响实质是对储层岩石类型和结构组分特征的影响，岩石的这些特征决定了后期岩石的成岩作用类型和强度。不同沉积环境具有不同的水介质条件，所形成的岩石类型、粒径大小、分选、磨圆、杂基含量和岩石组分等方面均有差异，从而导致成岩作用和储层物性在纵横向上有明显差异，使得储层具有严重的非均质性。因此，沉积作用是影响储层的最重要因素之一[2-4]。

(1)粒度对储层物性的影响

根据砂岩的粒度分析资料，对不同粒度砂岩的物性参数分别进行统计(表1)。砂岩的粒度和分选性主要与沉积环境的水动力条件有关，当水动力条件较强时，岩石的粒度较粗，一般分选也较好，如果没有后期的改造，粒度较粗的岩石的孔隙度和渗透率应该比较好。而从统计的数据也表明了，中粒砂岩的储层物性最好，其次是细砂岩，粉砂岩储层物性相对较差。分析造成这种状况的原因，主要是由于埋藏成岩作用对砂岩储集空间的改造造成的。压实作用是研究区内须家河组砂岩原生孔隙降低的主要原因，由于粒度较粗的砂岩对于较细的砂岩来说，具有较强的抗压实能力，从而保留了较多的原生孔隙，这为以后砂岩储集空间的进一步改造创造了更为有利的条件。

表1 四川盆地北部须家河组不同粒度与孔、渗关系对比表

(2)碎屑组分对储层物性的影响

在压实作用强烈的情况下，抗压实能力对于储层孔隙的保存非常重要，而石英颗粒硬度大，抗压实能力较强。但是，溶蚀作用产生的次生孔隙又是储层的主要储集空间，而石英被溶蚀的几率非常小，如果石英含量太高则不利于溶蚀作用的发育。因此，石英含量也并非越高越好，随着石英含量的增加，孔隙度变高；但当石英含量超过75%时，孔隙度增加的幅度就有限了。

长石含量增高往往有利于残余粒间孔、次生粒内溶孔的形成。这是因为，长石一方面作为刚性颗粒,可以抵抗压实作用,保留一定的原生粒间孔隙；另一方面长石相对不稳定，易发生溶蚀而产生次生孔隙，四川盆地北部储层的粒内溶蚀孔隙就主要是由长石溶蚀而成的。

岩屑与储层物性的关系取决于岩屑类型。研究表明，区内岩屑以变质石英岩、千枚岩、泥板岩等变质岩岩屑和硅质岩等沉积岩岩屑为主；千枚岩、泥板岩等塑性岩屑在强烈的压实作用下易变形挤入孔隙，降低孔隙度。同时，减少成岩流体运移，不利于次生孔隙形成。

(3)不同沉积微相类型对储层物性的影响

四川盆地北部主要储层—须二、须四段均为辫状河三角洲前缘沉积(据勘探南方分公司内部科研报告：《川东北探区陆相地层成藏条件与勘探潜力研究》，2010)，砂体厚度较大，横向分布稳定。须四段岩屑砂岩、长石岩屑砂岩储层主要发育在水下分流河道微相中；四川盆地北部须家河组二段沉积微相与物性关系统计结果表明(表2)，水下分流河道微相物性优于河口坝和席状砂。

表2 四川盆地北部须家河组二段沉积微相与物性关系

水下分流河道微相水动力条件较强，对推移底载负荷沉积物的改造作用也强，沉积物粒度较粗，分选性相对较好，泥质含量低，为有利砂岩储层发育的沉积微相。席状砂、河口坝、决口扇和天然堤等砂体的成因与洪水期堤泛或溢出河口时的悬移-推移混合载荷沉积作用有关，虽有较强的间歇性水动力条件，但因堆积速度快，沉积物改造不充分，因而粒度相对较细和分选性较差，泥质含量高或频繁夹有泥质条带，一般为不利储层发育的沉积微相。

3.2 成岩作用对储层物性的影响

通过X-衍射粘土矿物分析，研究区须家河组砂岩组砂岩中粘土矿物主要为伊利石、高岭石、绿泥石、伊/蒙混层，且伊蒙混层中蒙脱石混层比均≦15%。须家河组泥质岩中干酪根镜质体反射率RO最高达到2.38%，表明有机质成熟度已达成熟—高成熟期，局部为过成熟期，由此推断区内须家河组砂岩成岩演化阶段已达中成岩阶段B期—晚成岩C期。区内储层经历了压实作用、胶结作用、溶蚀作用、交代作用、压溶作用和破裂作用[5]。

影响储层物性的成岩作用主要包括压实作用、胶结作用和溶蚀作用。其中压实作用及胶结作用主要是降低储层孔渗，使物性变差，而溶蚀作用则能提高储层孔隙度和渗透率，使物性得以改善。

(1)压实作用导致砂岩原生孔隙不发育，强烈的胶结作用孔隙进一步减少

印支早期至燕山期，米仓山和大巴山持续隆升，在山前形成广阔的坳陷区，沉积巨厚侏罗系沉积建造，造成四川盆地北部须家河组埋藏较深，因而遭受了强烈的机械压实作用。其颗粒分选较差的特点促使沉积物致密化速度快，使得原生孔隙损失很大，压实减孔是本区须家河组储层孔隙损失的首要原因。

胶结作用是沉积物转变成沉积岩的最主要的一种作用，也是使沉积层中孔隙度和渗透率降低的主要原因之一，四川盆地北部须家河组储层发生多期胶结作用，常见的胶结物主要有粘土矿物、硅质和少量碳酸盐等。粘土矿物胶结是四川盆地北部须家河组储层的主要胶结类型，其含量一般为5%～18%，粘土矿物主要有伊利石、绿泥石、高岭石、伊/蒙混层(I/S)(图5a-图5d)。硅质是须家河组最常见的胶结物之一，其含量在0～8%之间。主要以石英次生加大形式为主(图5e、图5f)。此外还有少量碳酸盐胶结物。胶结作用发育导致原生孔隙进一步减少，储层致密化强烈，非均质性强。

a.元坝1井，须二段，4866m，环边绿泥石 b.元坝22井，须二段，4413.0m，粒间充填片状伊利石 c.元坝204，须二段，4573.0m，自生高岭石充填粒间 d.元坝4，须二段，4905m ，发蓝紫色光为高岭石 e.元坝11井，须一段，4929.0m，石英加大阻塞粒间孔 f.元坝4井，须四段，4668m，石英次生加大 g.元坝204井，须二段，4634.7m，长石粒内溶孔 h.元坝16井，须四段，4623.76m长石粒内溶孔 i.元坝6井，须四段，4298.14m，砾缘缝发育，未充填

图5元坝地区陆相储层成岩作用类型显微照片

(2)溶蚀作用的强弱是储层发育的关键因素

溶蚀作用是决定须家河组储层物性好坏的最关键因素之一，它能形成次生孔隙，对改善储层物性起到积极作用。须家河组为煤系地层，有机质产生的大量有机酸有利于砂岩中不稳定组分的溶解，如长石、岩屑被溶解形成大量的粒内和粒间溶孔，尤其是长石，被溶解成麻点状、蜂窝状，有的甚至被溶成铸模孔(图5g，图5h)，这类孔隙是须家河组须二段和须四段储层的主要储集空间类型之一。总体须家河组溶蚀作用欠发育。

须家河组主要储层段岩石中易溶组分含量稍高，长石颗粒含量最高可达18%，碳酸盐岩屑含量最高可以90%以上，碳酸盐岩胶结物和粘土杂基胶结含量在10%～25%左右。研究表明，长石的含量与须二、须四段砂岩物性呈明显的正相关性，且长石含量大于6%时，中粒或粗粒砂岩物性会有明显的一个改善。从取心段铸体和扫描电镜观察，孔隙类型主要为长石粒内溶孔、铸模孔、杂基微孔和粒间溶孔。

研究区内须家河组保存少量原生粒间孔隙，但储集空间仍以后期的溶蚀孔隙为主，因此后期溶蚀作用的强弱决定了现今储层的发育程度。

(3)裂缝是改善砂体储渗能力的重要因素

根据元坝地区须家河组钻井取心段观察，须家河组构造裂缝较为发育，主要发育高角度裂缝、水平裂缝和低角度裂缝三种，元坝6井和元坝21井裂缝发育。从薄片观察，在元坝地区多口钻井须四段、须二段微裂隙发育，且未充填。裂缝的发育除了为油气的运移提供良好通道外，也是改善储层和储层间渗透性的关键因素。

破裂作用形成的裂缝和微裂缝可有效地改善致密砂岩的储集性能。从须家河组取心段观察，裂缝发育，局部呈网状。经薄片观察，须家河组微裂缝也较发育，裂缝之间相互穿插和切割，裂缝两侧的易溶组分被溶蚀，表明破裂缝对次生溶孔形成有一定的贡献(见图3f)。另外在须家河组四段底部的砂砾岩、砾岩中见一些砾缘缝发育，且未充填(图5i)，上述研究综合表明：裂缝为改善须家河组致密砂体储层的储渗能力扮演了重要角色。须家河组的勘探实践也表明，孔隙型储层中若有裂缝配合，产能明显提高，如元坝3井须四段岩屑砂岩和马路背地区马101井须二段，该井除构造裂缝发育外，岩石内部微裂隙极为发育，致密砂岩裂缝化大大提高了储层的储渗能力，是须家河的重点勘探对象。

总之，须家河组三角洲前缘水下分流河道沉积了粒度较粗，分选较好，杂基含量较低的沉积物，为储层发育提供了前提条件。经历了强烈的压实作用改造，使其孔隙度和渗透率降低，但后期的溶蚀作用形成了大量的次生溶蚀孔隙，为储层提供了重要的储集空间，从而形成了以粒内溶孔和粒间溶孔为主要孔隙类型的低孔-低渗致密砂岩储层。