川中营山构造须家河组第二段致密砂岩储层特征

雍自权 王 浩 冯 逢 肖 尧 翟中华 龚昌明 夏飞勇 徐 猛

（1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室（成都理工大学），成都610059 2.中国石油西南油气田分公司 川中油气矿，四川 遂宁629000）

致密砂岩气藏在天然气储量增长和能源供应方面正在发挥越来越重要的作用[1]。随着常规储层勘探开发难度的增加，人们越来越重视对低渗透油气田的勘探和开发[2－4]。四川盆地营山构造须家河组第二段（简称须二段）砂岩孔隙度分布范围为3%～9%，渗透率为（0.001～1）×10－3μm2，为典型的低渗透致密砂岩储层。营山构造发现于1956年，但钻探工作仅始于20世纪80年代末期，且钻探程度很低，须家河组未获得工业性气井。2006年营23井须家河组获工业气流，证实了该构造须家河组天然气能富集成藏。在此基础上于2009年、2011年又进行评价勘探，获工业气井5口，进一步证实了营山构造须家河组气藏的良好含气性和勘探潜力。但由于该区砂岩致密，储层非均质性强，储层发育主控因素不明，因此，开展该段储层特征研究，对于营山构造的优质储层预测及天然气勘探具有一定的理论价值和重要的现实意义。

1 区域地质概况

四川盆地属“扬子地块”上的一个次级构造单元，是在中新生代以后形成的一个大型构造沉积盆地，盆地内划分为川西拗陷、川北拗陷、川东拗陷和川中隆起。川中隆起地区褶皱平缓，沉积盖层薄，受力较弱，滑脱层不发育，形成低缓构造。川中东南部构造应力弱，其主要构造形态受控于雷顶古残丘，边界构造线多变，以构造受力弱、断层不发育、构造幅度低为主要特征，走向多为NE—NEE 向的穹隆状低缓构造[6，7]。

营山构造位于四川盆地川中隆起的东北部，在区域构造区划上隶属于川北古中拗陷低缓带仪陇构造群（图1），与川中古隆中斜平缓构造带相邻。其东端紧邻华蓥山构造带，西端为公山庙构造，北与龙岗构造相接，南与广安构造相望，地面出露侏罗系沙溪庙组，局部有第四纪河滩砾石[6－11]。

图1 营山构造区域构造位置示意图Fig.1 The regional structural location of the Yingshan structure

2 须二段致密砂岩储层特征

2.1 沉积相特征

根据营山构造须二段取心井岩心地质相分析，并结合录井、测井等资料，认为须二段属于三角洲前缘亚相，且三角洲前缘水下分流河道和河口砂坝砂体为其主要储集砂体。

从岩心上看，须二段大部分砂岩粒度偏粗，以中粒为主，分选和磨圆相对较好，多呈小正韵律砂体相互叠加，常见泥砾、炭块，具平行层理、斜层理和交错层理，层间呈突变或冲刷接触。就单个砂体而言，自下而上岩石粒度由粗变细，储集条件由好变差，每个沉积单元的中、下部往往发育相对好的储层段。此外，它们又以含大量粉末状黄铁矿为特征，这些黄铁矿多存在于泥砾之中，也常见集合成豆状、点状星散分布于砂岩中，少数沿斜层理的层面分布。综合考虑这些特征，将这部分砂岩定为三角洲前缘水下分支河道砂（图2－A，D）。同时，在岩心上还可见逆递变层理及黑灰色泥质砂岩中具变形、包卷层理的砂球构造，说明有三角洲前缘河口坝沉积微相（图2－B）。另外，在取心和测井资料上还可见含黄铁矿颗粒的粉砂质页岩或较纯的页岩，判定为三角洲前缘分流间湾沉积微相（图2－C）。

2.2 岩石学特征

图2 营山构造须家河组二段沉积相Fig.2 The sedimentary facies of T3x2 in the Yingshan structure

营山构造须二段岩性以浅灰色粗－中粒、中粒砂岩为主，间夹黑色泥页岩。据营21、营22、营2 3取心井统计，各类砂岩累计厚度在90%以上，泥、页岩厚度所占比例＜10%。营山须二段砂岩岩性主要为长石石英砂岩、岩屑长石砂岩，有少量长石岩屑砂岩。粒度以中粒为主，次为细－中粒、细粒，分选中等－好，磨圆较好，多呈孔隙－接触式胶结。

营山须二段碎屑岩成分如表1所示，石英的质 量 分 数 一 般 为 65.5%～75.9%，平 均 为71.2%；长 石 的 质 量 分 数 一 般 为 14.4%～17.4%，平均为15.9%，以正长石为主，其次为斜长石；岩屑的质量分数一般为8.2%～17.6%，平均为12.9%，包括岩浆岩、变质岩、沉积岩等；杂基的质量分数一般为2.38%～6.43%，平均为4.25%，以水云母为主，其次为有机质；胶结物的质量分数一般为4.24%，主要成分为灰质和云质，次为硅质：表明营山构造须二段砂岩成分成熟度和结构成熟度较低。

2.3 物性特征

2.3.1 孔隙度

由营山构造岩心样品实测物性资料统计，须二段砂岩孔隙度在0.18%～16.29%之间，平均为5.99%，单井平均孔隙度在4.59%～9.27%之间。从砂岩孔隙度分布直方图上可见（图3），砂岩孔隙度主要分布在3%～9%之间，占71.2%。孔隙度＜7%的岩样占65.9%，而＞7%的岩样占34.1%。对储层段（孔隙度＞7%）的统计表明（图3），其平均孔隙度为9.25%，主要分布在7%～10%区间内，占69.0%。

表1 营山构造须二段岩石成分统计（w／%）Table1 Statistics of the reservoir sandstone components of T3x2 in the Yingshan structure

2.3.2 渗透率

由营山构造岩心样品实测物性资料统计，须二段砂岩渗透率在（0.000 1～16.3）×10－3μm2之间，平均为0.103×10－3μm2，说明营山构造须二气藏渗透率较低。从砂岩渗透率分布直方图上可见（图4），砂岩渗透率主要分布在（0.001～1）×10－3μm2之间，占98.5%；渗透率＞0.1×10－3μm2的样品仅占总数的18.9%。而储层段（孔隙度＞7%）的样品渗透率为（0.04～9.91）×10－3μm2（图4），平均为0.14×10－3μm2，其中（0.01～0.1）×10－3μm2的占71.8%，（0.1～1）×10－3μm2的占24.8%。

对营山构造须二气藏岩心分析显示，须二段储层属低孔特低孔特低渗致密砂岩储层，孔隙度与渗透率总体上具正相关关系，随着孔隙度的增大渗透率呈上升趋势，特别是高孔隙度段相关系数相对较高，揭示营山须二气藏储集空间主要为孔隙。但极少部分样品渗透率偏高，表明营山须二气藏储层还存在微裂缝的影响。

2.4 储集类型

2.4.1 孔隙类型

据营山构造须二气藏取心井的岩心观察、薄片鉴定、铸体、扫描电镜等分析，其储集空间类型主要有粒间孔、粒内溶孔、杂基孔，有少量微裂缝，其中孔隙是营山须二储层主要的储集空间，裂缝为渗滤通道，能成倍地增加储层渗透率。

图3 营山构造须二段孔隙度分布直方图Fig.3 Histogram of the porosity distribution of T3x2 in the Yingshan structure

图4 营山构造须二段渗透率分布直方图Fig.4 Histogram of the permeability distribution of T3x2 in the Yingshan structure

a.粒间孔：该类孔隙（图5－A）是碎屑颗粒之间的孔隙空间。这种经成岩和成岩后生作用改造后的原生孔隙，一般经历了压实、杂基和胶结物的胶结和充填、石英颗粒的次生加大、颗粒表面次生黏土膜的形成或者是自生矿物充填后残留下来的，呈三角状、多边形状或不规则状，孔径在0.01 mm×0.02mm～0.1mm×0.3mm之间，是营山须二段储集岩最好、最重要的储集空间类型。它的发育与否，很大程度上决定了储层品质的好坏。其含量受黏土壳发育程度、成岩自生矿物及压实程度的影响。研究区最常见的粒间孔主要是由叶片状绿泥石环边胶结、沿孔隙壁形成衬垫、常有第二期片状伊利石部分充填及原生杂基半充填粒间孔而残余的粒间孔（图5－B）。

图5 营山地区须二段储层储集空间类型[12]Fig.5 Reservoir space types of T3x2 in the Yingshan structure

b.粒内溶孔：是砂岩中岩石碎屑内形成的溶蚀孔隙。常见的是颗粒内的易溶部分或岩屑内填隙物发生选择性溶蚀后所形成的溶孔。研究区以长石内溶孔为主，多沿长石解理溶解，如沿两组解理溶解则形成蜂窝状溶孔（图5－C，D）。另外见少量岩屑内溶孔，从铸体薄片上看多以浸染状或蜂窝状存在，二者孔径均＜0.001mm。这种成岩期溶解作用形成的微孔，连通性差，对储层渗透率贡献有限，是研究区须二段常见的孔隙类型。

c.杂基孔（图5－E）：在成岩作用过程中，由水云母杂基重结晶或泥状杂基沉积石化时收缩形成的微孔。杂基孔在营山须二段较常见，铸体薄片下呈浸染状或无法注入，渗透率极低，孔径一般＜0.001mm，属超微孔隙，喉道细小，连通性差，几乎为束缚水饱和，对天然气储集贡献小。

d.微裂缝（图5－F）：镜下所见的微裂缝有微构造缝和颗粒的碎裂纹两种，前者因构造作用形成，在营山地区部分井常见；后者因压实作用形成，较为少见。微裂缝一般沿颗粒边缘延伸，有少量切割颗粒，基本上未被充填，是沟通低渗透砂岩储层孔隙的主要通道，对砂岩的渗透性改善作用十分明显。

2.4.2 喉道类型

经薄片、铸体薄片和电镜扫描观察，营山构造须二段砂岩的压实作用强烈，以线接触的颗粒占50%以上。其喉道类型以缩颈型喉道、片状喉道为主，见少量孔隙缩小型、粒间隙、管束状喉道。

a.孔隙缩小型喉道（图6－A，B）：是粒间孔之间的缩小部分，与孔隙很难区分，此喉道既是渗流通道又是孔隙的一部分，是储集岩的最佳喉道，在营山比较发育。

b.缩颈型喉道（图6－C，D）：当砂岩颗粒经过压实，排列较紧密，颗粒之间常以点接触形式，使两颗粒之间喉道变成“瓶颈”状。此种喉道由于在“瓶颈”处变得很小，因而其渗透作用比孔隙缩小型喉道要小得多。

图6 营山地区须二段储层吼道类型[12]Fig.6 Reservoir throat types of T3x2 in the Yingshan structure

c.管束状喉道（图6－E）：当压实作用进一步加强，使颗粒排列更加紧密而形成颗粒之间呈线接触关系，两颗粒之间的通道形成管网状。喉道宽0.1～0.2μm，呈交叉状、树枝状分布，喉道很细而狭窄。

d.片状喉道（图6－F）：此类喉道是孔隙缩小型喉道的进一步缩小，使颗粒间孔隙呈网状相连，喉道宽在0.1～0.5μm之间，在各类储层皆有发育，是区内较普遍发育的一种喉道，对储层孔隙连通具重要意义。

e.粒间隙：此喉道是管束状喉道的进一步缩小，两颗粒间线性排列更加紧密，颗粒之间的通道更加窄小，喉道宽度＜0.1μm，此类喉道在储层中也很常见。

从毛管压力曲线来看（图7），营山须二段储集岩孔喉结构与川中其他地区基本类似，主要呈现以下几个特点：

a.多数样品的毛管压力曲线是圆润规则的，反映孔隙型储层的特征。

b.储层段（Φ＞7%）样品的排驱压力（1.46 MPa）、饱和度中值压力（7.52MPa）较高，最大连通孔喉半径（0.646μm）、中值喉道半径（0.152 μm）较小，说明营山须二段储层孔喉较小。

c.储层段（Φ＞7%）样品的孔喉分布频率带宽，无明显峰值，其结构参数表现为均值高（8.71）、细歪度（0.294）、分选差等特点，说明须二段储层绝大部分渗透率由少量的粗孔喉提供。

图7 营山构造须二段储层典型毛管压力曲线Fig.7 Reservoir typical capillary pressure curve of T3x2 in the Yingshan structure

2.5 储层储集性能影响因素分析

结合川中地区须家河组共性综合研究，认为营山须二段储集性能受沉积、成岩作用的双重控制，沉积作用是基础，成岩作用是关键。

2.5.1 沉积作用

沉积作用对储层分布的影响，是通过沉积微相来实现的。研究表明，营山须二段为三角洲前缘亚相，水下分支河道及河口坝沉积微相十分发育，其砂岩孔隙度相对较好，储层也主要发育于这两种沉积微相之中；远砂坝和席状砂微相的储集物性相对较差；三角洲前缘席状砂和分流间湾储层不发育，物性较差。同时，不同沉积环境下的砂岩储集体具有不同的岩石结构，可引导出不同的成岩作用和孔隙演化路径。就单个砂体而言，每个正旋回下部的砂岩沉积时水动力较强，砂质纯，分选好，杂基和胶结物含量较低，具有较高的原生孔隙度，有利于黏土膜的形成。同时，这种成熟度较高的砂岩，有一批颗粒作为支撑骨架，可以抵御强烈的压实作用，而使部分原生孔保留，从而形成较好的储集层。而旋回上部，由于水动力条件变弱，沉积物颗粒变细，成分变杂，杂基和胶结物含量也高，原生孔的连通性也差，无黏土膜的形成或黏土膜断续分布，压实和胶结作用破坏了大量原生孔隙，这类砂岩形成较差储层或非储层。

2.5.2 成岩作用

成岩作用在砂岩埋藏过程中对其孔隙度和渗透率的改造起着关键作用[13，14]。营山须二段成岩变化复杂，具有多期性和多样的特点，经历了压实、胶结、溶蚀、交代及重结晶等多种成岩变化（表2、图8）。其中，压实、压溶和胶结作用是降低储层孔隙度的破坏性成岩作用。而砂岩颗粒表面自生黏土膜的形成对原生粒间孔的保存起着重要作用；溶蚀作用利于储集空间的扩大和渗流通道的改善，是增加储层孔隙度的建设性成岩作用。

3 结论

a.须二段属于三角洲前缘亚相沉积，且三角洲前缘水下分流河道和河口砂坝砂体为主要储集砂体。须二段储层的岩性主要为岩屑石英砂岩、岩屑长石砂岩，砂岩粒度以中粒为主，次为细－中粒、细粒，分选中等－好，磨圆较好，多呈孔隙－接触式胶结。

表2 营山构造须二段砂岩主要成岩作用类型及其对孔隙度的影响[12]Table2 The main types of digenesis and their influences on the porosity of T3x2 sandstone in the Yingshan structure

图8 营山构造须二段孔隙度演化模式图Fig.8 Porosity evolution model of T3x2 sandstone in the Yingshan structure

b.须二段储层储集空间类型主要为粒间孔、粒内溶孔，有少量微裂缝。储层孔喉结构总体上表现为细歪度，分选差的特征。储集类型为裂缝－孔隙型，孔隙是营山须二储层主要的储集空间，裂缝为渗滤通道，能成倍地增加储层渗透率。

c.营山须二段储集性能受沉积、成岩作用的双重控制，沉积作用是基础，成岩作用是关键。压实、压溶和胶结作用是降低储层孔隙度的破坏性成岩作用；而砂岩颗粒表面自生黏土膜的形成对原生粒间孔的保存起着重要作用，溶蚀作用利于储集空间的扩大和渗流通道的改善，是增加储层孔隙度的建设性成岩作用。

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