川東北地區(qū)須家河組沉積相與儲層特征

摘 要

摘要：川東北地區(qū)上三疊統(tǒng)須家河組地層具有較大的勘探開發(fā)潛力，但長久以來對該地層的研究甚少，沉積相和儲層研究已成為川東北地區(qū)須家河組油氣開發(fā)急需解決的問題之一。通過巖心
摘要：川東北地區(qū)上三疊統(tǒng)須家河組地層具有較大的勘探開發(fā)潛力，但長久以來對該地層的研究甚少，沉積相和儲層研究已成為川東北地區(qū)須家河組油氣開發(fā)急需解決的問題之一。通過巖心觀察、薄片鑒定及樣品分析測試工作，根據(jù)巖石特征及測井相分析方法，對川東北地區(qū)須家河組沉積相類型、儲集空間類型、儲層物性特征以及影響儲層的因素進(jìn)行了分析。結(jié)果表明，研究區(qū)須家河組主要發(fā)育辮狀河三角洲相沉積，可進(jìn)一步劃分為三角洲平原、三角洲前緣及前三角洲3類亞相；儲層低孔低滲，主要孔隙空間為次生孔隙和裂縫，裂縫-孔隙型是主要的儲集類型；儲層儲集性能主要受沉積微相和成巖作用控制。
關(guān)鍵詞：四川盆地；東北；晚三疊世；沉積巖相；孔隙結(jié)構(gòu)；儲集層特征；油氣藏形成
    川東北地區(qū)油氣資源豐富，是目前勘探領(lǐng)域發(fā)展較快的新區(qū)之一。上三疊統(tǒng)須家河組目前雖不是川東北地區(qū)天然氣勘探開發(fā)的主要目的層段，但在鉆井過程中遇到了很好的油氣顯示，表現(xiàn)出巨大的勘探開發(fā)潛力。由于長久以來對該地層的研究甚少，因此，沉積相和儲層研究已成為川東北地區(qū)須家河組油氣開發(fā)急需解決的問題之一。由于缺少資料，筆者主要依據(jù)地表地質(zhì)露頭剖面取樣、少數(shù)取心資料以及測井?dāng)?shù)據(jù)[1～3]，對須家河組沉積相、儲層巖石學(xué)、儲層物性及孔隙結(jié)構(gòu)等特征進(jìn)行研究和評價，為今后該地區(qū)須家河組的油氣勘探提供依據(jù)。
1 區(qū)域地質(zhì)概況
    研究區(qū)位于四川省達(dá)州市宣漢縣境內(nèi)，北抵大巴山前緣金珠坪，南至達(dá)州黃龍場-七里峽一線，東接麻柳壩-羅家寨一帶，西達(dá)鐵山坡，面積約1800km2，構(gòu)造位置處于大巴山弧形構(gòu)造帶西南前緣與川東高陡構(gòu)造帶北側(cè)交匯處(圖1)。該區(qū)地層發(fā)育較為完整，其中完整的須家河組分為須一～須六段，須一段地層厚度較薄，為海相或海陸交互相。研究結(jié)果表明，川東北地區(qū)大部分地區(qū)保存有須二～須五4個巖性段，須六段僅在北部存在[4～5]。整體而言，研究區(qū)須家河組由南向北地層厚度逐漸減薄，縱向上自下而上具有水進(jìn)退積的沉積特點。

2 須家河組沉積特征及儲層特征
2.1 沉積特征
    對于川東北須家河組沉積相的劃分，筆者在前人對四川盆地須家河組研究的基礎(chǔ)上，通過對研究區(qū)及鄰區(qū)野外實測地質(zhì)剖面的分析，結(jié)合對實鉆資料(巖心資料、錄井資料、分析化驗資料)等的綜合研究，利用沉積巖的巖石學(xué)特征、沉積構(gòu)造與沉積韻律組合，借助測井資料電性特征和測井響應(yīng)等手段，主要運用測井相方法對主要儲集層沉積相進(jìn)行分析。經(jīng)過研究發(fā)現(xiàn)，區(qū)內(nèi)須家河組主要發(fā)育辮狀河三角洲沉積體系，進(jìn)一步可劃分為三角洲平原、三角洲前緣和前三角洲3類亞相，前兩項又可細(xì)分為分流河道、分流間灣、間灣沼澤、水下分流河道和前緣席狀砂5種微相。
2.1.1 分流河道
    分流河道微相為該區(qū)三角洲平原主體，主要巖相以灰色-淺灰白色中層-塊狀細(xì)-中粒含泥質(zhì)巖屑砂巖、粗-中粒、細(xì)-中粒(含泥質(zhì))巖屑石英砂巖、長石巖屑石英砂巖和巖屑砂巖為主，與灰色、深灰色頁巖組成不等厚韻律層(有時夾劣質(zhì)煤線)。每個單層砂的頂變?yōu)楸訝願A劣質(zhì)煤線。砂巖一般無明顯粒序性，有時呈粗-中粒、中-細(xì)?；樱虺收Ｐ?qū)永?，偶見逆粒序?qū)永怼Ｉ皫r底部常含泥礫，有時含細(xì)礫石，炭屑常順層富集形成紋層，含炭化樹干化石，發(fā)育槽狀交錯層理。自然伽馬、自然電位表現(xiàn)為偏低值，視電阻率表現(xiàn)為偏高阻。曲線形態(tài)為箱形、鐘形，常呈多個形態(tài)疊合(圖2)。

2.1.2 分流間灣
    分流間灣是指分流河道之間與湖相通的相對低凹地區(qū)，沉積物主要為泥質(zhì)，含少量粉砂和細(xì)砂，尤以水下堤泛沉積的巖性組合特征明顯受層位控制為顯著特點。如須家河組以沉積暗色的泥、粉砂巖為主，頻繁夾有碳質(zhì)泥、頁巖和煤層、煤線，大多數(shù)泥巖富含有機碳組分而呈深灰-灰黑色，反映溫暖潮濕氣候和還原環(huán)境，有利于烴源的發(fā)育，自然伽馬、自然電位多表現(xiàn)為高值，視電阻率曲線表現(xiàn)為偏低阻。曲線形態(tài)沒有固定規(guī)律，多為負(fù)箱形、指狀、鋸齒形疊合(圖2)。
2.1.3 水下分流河道
    水下分流河道微相主要發(fā)育于須四段的三角洲前緣亞相中，是陸上分流河道的水下延伸，當(dāng)它向湖泊推進(jìn)時將逐漸變淺、變寬以至消失，其沉積特征與陸上河道類似，不同的只是側(cè)向上相變?yōu)樗鲁练e。較之水上分流河道，水下分流河道的粒度明顯變細(xì)，其中除主水下分流河道為含礫中-粗粒砂巖為主，水下分流河道一般由中-細(xì)粒砂巖組成，且伴隨水下分流河道的多級次分流作用增強，粒度逐漸變細(xì)。自然伽馬、自然電位表現(xiàn)為偏低值，視電阻率曲線表現(xiàn)為偏高阻。曲線形態(tài)為齒狀箱形、鐘形、塔形或疊合形態(tài)(圖2)。
2.1.4 前三角洲
    此亞相主要發(fā)育在須五段，占據(jù)河口前方的淺-半深湖位置，沉積界面處于浪基面之下，水動力條件弱，通常以接收洪水期涌入湖泊的懸移質(zhì)沉積物為主，沉積速率高，堆積厚度大，但粒度細(xì)，巖性以泥巖為主，夾薄層粉砂巖。泥巖的色調(diào)有受層位控制的規(guī)律，須家河組的前三角洲泥巖大多數(shù)呈暗色(圖2)。
2.2 儲層特征
2.2.1 儲集空間類型
    根據(jù)野外地質(zhì)露頭、鉆井巖心、薄片觀察分析，川東北地區(qū)須家河組儲層以次生孔隙為主要儲集空間，次為殘余粒間孔，裂縫是油氣滲濾的主要通道，儲集類型以裂縫-孔隙型為主，極少部分為孔隙型。
2.2.1.1 原生殘余粒間孔隙
    原生殘余粒間孔隙主要分布在遠(yuǎn)離物源的鐵山、七里峽地區(qū)須家河組地層中，其發(fā)育程度最主要的控制因素是砂巖巖性，最有利的巖性是巖屑石英砂巖、長石巖屑砂巖。另一個控制殘余粒間孔隙的重要因素是第一期碎屑石英自生加大邊的發(fā)育程度，有的薄片中，盡管沉積后經(jīng)壓實改造原生粒間孔隙較發(fā)育，但由于第一期碎屑石英自生加大邊及經(jīng)第二期鐵綠泥石環(huán)邊膠結(jié)后殘余孔隙沉淀的第三期自形或它形石英發(fā)育，可以將粒間孔隙幾乎充填滿，或僅剩少量粒間殘余孔隙。
2.2.1.2 次生溶蝕孔隙
    此類孔隙是致密砂巖的主要儲集空間。其中長石粒內(nèi)溶孔是次生孔隙中最主要和最常見的儲集類型，鑄體薄片中次生孔隙量為0～0.5%。長石可存在不同程度的次生溶解，有的僅沿解理方向或雙晶面方向局部或少量溶解，有的則幾乎全被溶解成粒?？?，僅殘余少量長石骨架。巖屑粒內(nèi)溶孔是僅次于長石粒內(nèi)溶孔的次生孔隙類型，研究區(qū)該類次生孔隙多見于中-細(xì)粒巖屑石英砂巖中。
    總體上，川東北地區(qū)須家河組從大巴山褶皺帶向西南方向，孔隙度增高，孔隙發(fā)育于分選好、淘洗干凈的濱淺湖相砂巖中，川中營山地區(qū)須二段平均孔隙度為7%～9%，最高可達(dá)到16%左右。
2.2.1.3 裂縫
    研究區(qū)須家河組僅界牌1井在須六段有42.03m的取心，取心段中見到50°和80°方向的裂縫。另外，研究區(qū)多口井在鉆進(jìn)過程中見井漏，由此推測，研究區(qū)發(fā)育有裂縫，但對其規(guī)律還有待進(jìn)一步研究。
2.2.2 儲層物性特征
    據(jù)野外剖面20個樣品的孔隙度和滲透率分析數(shù)據(jù)統(tǒng)計[6]，須家河組砂巖孔隙度為0.7%～24.08%，主要分布范圍為2%～8%，不計最大和最小值，平均為5.26%；滲透率為0.025×10-3～25.22×10-3μm2，主要集中在0.1×10-3～0.5×10-3μm2之間，不計最大和最小值，平均為0.219×10-3μm2，屬于低孔低滲型儲層。從圖3的孔-滲關(guān)系圖中，可進(jìn)一步看出，須家河組砂巖的孔隙度與滲透率之間存在較明顯的非線性正相關(guān)關(guān)系，說明滲透率變化主要受孔隙發(fā)育程度控制。

2.2.3 孔隙結(jié)構(gòu)特征
    據(jù)樣品分析結(jié)果，須家河組儲層孔隙結(jié)構(gòu)有如下幾個特點：①突破壓力(p10)為0.071～23.305MPa，平均2.983MPa，中值壓力(p50)為3.553～85.358MPa，平均為19.829MPa，按一般的砂巖儲層分類，屬于中等-較好的儲層；②突破喉道半徑(R10)較大，為0.032～9.767μm，平均為0.479μm，中值喉道半徑(R50)為0.008～3.194μm，平均為0.076μm，以細(xì)喉為主，次為微喉，部分為中喉的較好孔喉組合；③分選性(CS)為1.088～3.198，平均2.119，屬于中等-較差的分選范圍，說明喉道半徑分布相對較為分散，從微喉到細(xì)喉和中喉均有分布；④非汞飽和度(Smin)相對較小，為3.59%～43.763%，平均為19.04%；⑤喉道半徑大于0.1μm的孔隙體積較大，占總孔隙體積的9.459%～71.693%，平均為40.02%。
    上述特征參數(shù)表明川東北地區(qū)須家河組儲層孔喉相對較細(xì)，以小孔和微孔為主，含部分中孔，毛細(xì)管壓力較大，滲透率偏低，屬于較典型的低孔、低滲型致密砂巖儲層，與實測孔滲平均值的結(jié)果一致。
2.2.4 控制儲層的主要因素
2.2.4.1 沉積微相對儲層砂體分布的影響
    在不同沉積環(huán)境中沉積的砂體分布具有不同的分布規(guī)律，這主要體現(xiàn)在沉積體系和沉積相對砂體時空展布的控制。不同沉積微相，其砂巖體發(fā)育程度有較大差別，三角洲河口壩及水下分流河道，儲層砂巖富集、結(jié)構(gòu)較粗、分選及物性相對較好；其次是三角洲平原的分流河道沉積。這兩類砂體縱向上相互、反復(fù)疊置，特別是河口壩砂體在區(qū)域上分布比較穩(wěn)定。
2.2.4 一成巖作用對儲層的影響
    1) 壓實壓溶作用。壓實作用存在于沉積巖成巖作用的全過程，同時存在變質(zhì)作用，但對沉積巖儲層來說，最為重要的還是早期階段的壓實作用。壓實壓溶作用是造成原生孔隙減少的主要原因之一。須家河組為一套煤系地層，地層水介質(zhì)為酸性，早期缺少碳酸鹽巖膠結(jié)物，砂巖的壓實作用較為強烈，尤其對軟質(zhì)巖屑含量較高的巖屑砂巖，經(jīng)壓實變形的假雜基將部分乃至全部充填于碎屑顆粒之間，殘余粒間孔幾乎完全消失。對薄片觀察，除軟質(zhì)的黏土巖屑和千枚巖屑等強烈壓實變形外，中等強度的巖屑，如變質(zhì)石英巖屑、噴出巖屑等也有較強烈的壓實變形，有的可呈線接觸。
    2) 膠結(jié)作用。膠結(jié)作用往往造成儲層孔隙度的降低(圖4)。研究區(qū)膠結(jié)作用類型主要為石英膠結(jié)。須家河組為一套煤系地層，早期水介質(zhì)條件為酸性，有利于石英沉淀。因此，在早成巖階段，可產(chǎn)生少量石英次生加大邊，此時石英顆粒的周圍自由空間充分，石英可以通過次生加大增生恢復(fù)晶體的自形，這是早成巖期石英加大的特征。進(jìn)入晚成巖期，有機質(zhì)開始進(jìn)入成熟階段，產(chǎn)生大量有機酸，pH值降低，硅質(zhì)膠結(jié)物開始普遍沉淀，石英次生加大膠結(jié)物表現(xiàn)為充填剩余的孔隙空間損失量為3%～5%。

    3) 溶蝕作用。溶蝕作用是形成和擴大儲集空間的重要成巖作用，它可以發(fā)生在成巖作用的各個階段，但晚成巖階段由有機質(zhì)成熟產(chǎn)生的溶蝕作用對儲集空間的形成具有重要意義。對須家河組4口井薄片觀察發(fā)現(xiàn)，溶蝕作用主要針對不穩(wěn)定組分，如長石、巖屑等常發(fā)生粒內(nèi)溶蝕，而碳酸鹽膠結(jié)物溶蝕和粒間溶孔則較為少見。溶蝕作用增加的孔隙多少主要與碎屑成分及其具體的成巖環(huán)境有關(guān)。殘余粒間孔隙越發(fā)育，成巖期越有利于酸性孔隙水的流動，長石和巖屑的次生溶解亦相對發(fā)育。形成的粒間溶孔或粒內(nèi)溶孔是影響孔隙演化最主要的溶蝕作用。
3 結(jié)論
    川東北地區(qū)須家河組屬于辮狀河三角洲沉積體系，可細(xì)分為分流河道、水下分流河道、前緣席狀砂和分流間灣等微相，其中分流河道和水下分流河道儲集物性好，為最有利沉積相帶；研究區(qū)碎屑巖儲層為低孔低滲儲層，儲集空間以次生孔隙和裂縫為主，儲集類型以裂縫-孔隙型為主；儲層儲集性能主要受沉積微相和成巖作用控制；須二、須四段為研究區(qū)主要的油氣儲層，是今后須家河組天然氣勘探開發(fā)的主要目標(biāo)。
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(本文作者：錢治家 鐘克修 中國石油西南油氣田公司川東北氣礦)