四川元坝地区须二段致密砂岩储层孔隙演化与天然气成藏

王 威

（中国石化勘探南方分公司，成都610041）

元坝地区位于四川盆地东北部，为中石化在四川盆地的重点勘探区块之一。继深层海相礁滩储层取得重大勘探成果之后，中浅层也展现了良好的勘探潜力，特别是上三叠统须家河组第二段（须二段）储层分布范围广，保存条件好，有望形成颇具规模的“大面积、低丰度”致密砂岩气藏[1，2]。然而，针对该类致密砂岩气藏的成藏机制研究相对比较薄弱，是“天然气先成藏、储层后致密”，还是“储层先致密、天然气后成藏”，一直存在较大争议。因此，本文对元坝地区须二段储层特征、孔隙演化及天然气成藏期次进行研究，并对储层致密化与天然气成藏关系进行初步探讨，希望对于寻找含气富集区提供科学依据。

1 储层特征

1.1 储层岩石学特征

1.1.1 砂岩成分

元坝地区须二段整体表现出低成分成熟度、低结构成熟度的特点。石英的质量分数较低（多数为＜60%），而长石的质量分数一般为4%～14%，岩屑的质量分数一般为20%～30%，杂基的质量分数平均为9.8%，胶结物的质量分数平均为10%。成分成熟度指数（w石英／w长石＋岩屑）绝大多数为0.5～3。低的结构成熟度表现在碎屑颗粒分选性较差（粒度分析结果表明标准偏差为1.01～1.65），磨圆度主要为次棱角状，杂基含量较高。

对124个薄片样品统计可知，砂岩组分由碎屑颗粒和填隙物组成，各组分含量见表1所示。

1.1.2 储层岩石类型

须二段储层岩石类型主要为岩屑砂岩、长石岩屑砂岩，次为岩屑石英砂岩，仅存少量石英砂岩（图1）。极其富含岩屑和相对贫长石是元坝地区须二段砂岩骨架颗粒构成的主要特征。砂岩碎屑中长石的含量仅为川中地区的1／2，比川西稍高；岩屑含量与川西相当，是川中的约3倍（图1）。

表1 元坝地区须二段碎屑岩组分统计（w／%）Table1 The components of clastic rocks of the T3x2in the Yuanba area

图1 元坝地区须二下亚段岩石骨架组分及其与川西、川中须二段对比分析图Fig.1 The framework component of lower bench of T3x2 in the Yuanba area and comparison analytical map of T3x2 in West and Central Sichuan

1.2 储集空间类型

岩心、铸体薄片、扫描电镜等资料表明，须二段储层储集空间类型有6种孔隙及2类裂缝（表2），按成因可分为剩余原生粒间孔、次生孔隙和裂缝。次生孔隙可分为粒间溶孔、粒间微孔、粒内溶孔、粒内微孔、铸模孔。以粒间溶孔、粒内溶孔为主要的储集空间，多为小—微孔，面孔率低。

1.3 储层物性特征

通过对研究区275个样品孔隙度、渗透率分析，元坝地区须二段储层孔隙度主要分布在3%～8%之间，孔隙度峰值区为5%～8%，平均为4.95%，约占样品总数的36%。区内样品渗透率主要分布在0.01×10－3～1×10－3μm2之间，显单峰分布特征，渗透率峰值区为0.25×10－3～1×10－3μm2，占样品总数的68%。孔隙度与渗透率总体上具较好的正相关性（图2），随着孔隙度增大渗透率呈上升趋势，反映储集空间主要为孔隙，属孔隙型储层。根据碎屑岩天然气储层分级评价标准（DZ／T 0217－2005，孔隙度＜10%即为致密储层），须二段储层为典型的致密砂岩储层[3]。

图2 元坝地区须二段储层孔隙度－渗透率交绘图Fig.2 X－plot of porosity－permeability in reservoir of T3x2 in Yuanba area

2 储层致密化成因机制

须二段储层埋藏之后，由于地下各种物理化学条件的改变，经历了一系列不同的成岩作用，各种成岩作用对储层的性质均有不同程度的改造，致使储层经历了一系列复杂的成岩演化过程。X射线衍射黏土矿物分析结果，储层砂岩中黏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为≤15%[4]。须家河组泥质岩中干酪根镜质体反射率（Ro）最高达到2.38%，有机质热演化程度已经达到成熟—高成熟阶段，局部处于过成熟阶段；因此，元坝地区须家河组砂岩成岩演化已达中成岩阶段B期—晚成岩阶段。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[5－7]。通过对储集层岩性特征及成岩作用分析，造成低孔渗的主要因素有以下几方面。

表2 元坝地区须二段储层储集空间类型特征Table2 Characteristics of the reservoir porous types of T3x2 in the Yuanba area

2.1 原始矿物组成和结构是储层致密化的基本条件

研究区背靠米仓山褶皱带，距离物源较近，砂岩的成分成熟度和结构成熟度均较低，岩屑的质量分数一般为20%～30%。岩屑矿物含量高，压实变形后，填塞粒间孔隙，导致原生粒间孔隙极大地减少，严重伤害了储层原生孔隙和喉道，这在岩矿薄片、铸体薄片、扫描电镜等观察时现象明显（图3－A）。

2.2 机械压实作用是储层致密化的关键因素

印支早期至燕山期，四川盆地东北部米仓山和大巴山持续隆升，在山前形成广阔的拗陷区，沉积了巨厚的侏罗系沉积建造，造成川东北地区须家河组埋藏较深，遭受了强烈的机械压实作用。

机械压实作用使碎屑颗粒重新排列，颗粒之间基本上为线状接触或线－凹凸状接触，沉积物密度变大，孔隙度减小；同时，云母及其他软组分挤入孔隙，孔隙体积进一步变小，渗透率变差。压实变形后，岩屑矿物填塞粒间孔隙，导致原生粒间孔隙极大地减小。其颗粒分选较差的特点促使沉积物致密化速度加快，原生孔隙损失大。压实减孔是本区须二段储层致密化的关键因素。

2.3 胶结作用是储层致密化的重要因素

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。川东北地区须二段储层发生多期胶结作用，除早期环边绿泥石胶结降低孔隙外（图3－B），常见的胶结物主要有硅质、黏土矿物和少量碳酸盐等。硅质质量分数在0%～8%之间，主要以石英次生加大形式为主（图3－C，D）；黏土矿物的质量分数一般为5%～18%，主要有伊利石、绿泥石、高岭石、伊／蒙混层（I／S）（图3－E，F）；此外，还有少量碳酸盐胶结物。

图3 元坝地区须二段储层成岩作用类型显微照片Fig.3 Photomicrographs of diagenesis types in the reservoir of T3x2in the Yuanba area

胶结作用发育导致原生孔隙在早期压实减孔的基础上进一步减少，储层致密化强烈，非均质性强。胶结作用是本区须二段储层致密化的重要因素。

3 储层致密化过程

储层致密化程度与储层孔隙度、渗透率均有明显的相关性，但是，由于渗透率演化史恢复仍是尚未解决的难题，因此，目前针对储层致密化时间的研究，主要还是根据储层的孔隙度演化过程来判断[8]。

依据储层划分标准，须二段储层在孔隙度小于10%时，储层进入致密储层的物性标准。

3.1 初始孔隙度恢复

近几年来，国外开展了大量的砂岩初始孔隙度的实验模拟，其中利用Trask分选系数（So）求取初始孔隙度应用较为普遍，两者的关系式[9]为

初始孔隙度＝20.9＋22.91／S0

根据Trask S0＝d25／d75

式中d25和d75分别代表粒度累计概率分布曲线上25%和75%所对应的颗粒直径。

通过对182个样品的综合分析，元坝地区须二段砂岩的分选系数S0主要分布在1.48～2.16，由此得出须二段砂岩初始孔隙度在31.5%～36.3%，平均为34.5%。

3.2 孔隙演化及储层致密化进程

前面已介绍了机械压实作用是须二段储层致密化的关键因素。进入早成岩阶段，储层孔隙度急剧降低，应用压实率公式[8]来计算因机械压实作用而损失的孔隙度。

粒间体积＝填隙物含量＋粒间孔隙含量

经过181个薄片统计分析，填隙物的含量（面积分数）为7%～36.1%，平均为15%，计算压实率在17%～80%之间。即由压实作用造成了5.73%～27.51%初始孔隙度损失，平均19.48%的初始孔隙度损失（剩余15%孔隙度）。此外，早成岩期的黏土杂基充填胶结损失了5.3%的孔隙度，绿泥石胶结损失1%的孔隙度。早成岩期结束，储层孔隙度为8.7%，已经成为致密储层。

进入中成岩A期（古地温85～140℃），埋藏深度在2.5～3.5km，有机质成熟析出的有机酸对易溶矿物进行溶解，据统计须二段储层的次生孔隙度平均为2%；同时，本阶段是自生石英产出的主要时期（其包裹体均一温度分布范围为90～140℃），自生石英平均质量分数2.3%。中成岩B期，大规模排烃终止，成岩环境变为偏碱性的封闭环境，该阶段得以沉淀的方解石和白云石占据了孔隙空间的4.4%；喜马拉雅期的构造作用产生微裂缝及微弱溶蚀作用，使得孔隙度增加0.5%。因此，进入中成岩阶段之后发生的大规模的石英次生加大、碳酸盐胶结作用使原本所剩不多的初始孔隙进一步减少，储层进一步致密，溶蚀及破裂作用对于改善孔隙作用不大，孔隙度由早期的8.7%降低至目前的4.5%（与实测平均孔隙度4.95%基本相当），完全演变为致密储层。

4 储层致密化与天然气成藏的关系

4.1 天然气成藏期次

包裹体均一温度与其形成时间正相关，故可利用与成藏有关的包裹体均一温度，再结合盆地的古地温史和储层埋藏史，确定包裹体形成的时间，从而推测油气藏形成的时间。元坝地区须二段烃类包裹体共生盐水包裹体均一温度主峰位于90～130℃（图4）。由于温度呈连续变化且只有一个峰值，反映须家河组烃源岩的排烃过程或成藏过程也是连续的且只有一期充注。结合古地温史和埋藏史（图5）分析，其对应埋深＞2.5km，相应的时间段为164～154Ma B.P.（中晚侏罗世遂宁组—上沙溪庙组沉积时期）。此时排烃进入高峰期，为元坝地区须二段油气成藏期，天然气的充注是在储层已经完全致密的情况下进行的。

图4 须二段与烃类包裹体共生盐水包裹体均一温度分布Fig.4 Homogeneous temperatures of saline water inclusions associated with hydrocarbon inclusions of T3x2

4.2 储层成岩－天然气成藏耦合关系

综合须二段天然气成藏期次、储层成岩作用分析认为，储层成岩—天然气成藏可以分为如下三个阶段（图5）。

第一阶段：晚三叠世—中侏罗世，储层埋藏深度＜2km，在沉积埋藏过程中遭受强烈压实，孔隙度迅速降低，并有黏土矿物、衬边绿泥石等充填孔隙，致密砂岩储层基本得以形成。此时有机质成熟度较低，烃类形成并少量注入。

图5 元坝地区须二段储层成岩－天然气成藏演化模式图Fig.5 Evolution model of diagenesis and natural gas accumulation of T3x2 reservoir in the Yuanba area

第二阶段：中侏罗世—晚侏罗世，储层埋藏深度达到4km，石英次生加大发育，使得储层孔隙度进一步减少。此时有机质成熟度较高，天然气大量生成并排出，沿各类输导体系进入致密储层聚集成藏。该时期是致密砂岩气藏形成时期。

第三阶段：晚侏罗世以后，储层继续深埋，石英次生加大发育。该阶段源岩大规模排烃终止，成岩环境变为偏碱性的封闭环境，方解石和白云石等碳酸盐胶结物得以沉淀，储层孔隙度则进一步降低。喜马拉雅期的构造抬升导致储层产生微裂缝及微弱溶蚀，使先期形成的致密砂岩气藏受到调整。

4.3 成藏模式及富集主控因素

4.3.1 成藏模式

根据前面的分析，元坝地区须二段天然气大规模聚集成藏应该是发生在储层完全致密化之后，因为毛细管阻力导致天然气的浮力驱动基本没有作用。

根据石油大学所做的气体运动试验[10]：储集层孔隙半径＜0.05mm时，气体以“活塞式推进”运移为主，气体推进地层水向储集层运聚[11]，并形成气水倒置的关系；相反，当孔隙半径＞0.05 mm时，气体以“置换式充注”运移方式为主，气体向上运移，水向下运移，形成上气下水的正常关系。元坝地区须二下储层早在早成岩阶段结束时已经致密化，储层现今的最大孔喉半径平均为0.19μm，因此，其天然气在储层中应以“活塞式推进”方式运移。天然气聚集过程可以概括为以下几个步骤：烃源岩向储层大量充注天然气→储层孔隙中因天然气持续充注而快速膨胀并产生瞬时超压→天然气整体驱替地层水，孔隙中天然气的饱和度持续升高，含气范围持续增大。在上覆静水压力和毛细管力向下的共同作用下，储层中聚集的天然气不能向上运移。当向上和向下的作用力达到平衡时，致密砂岩气藏分布范围趋于稳定。进入储层中的天然气，在排驱储层中孔隙水的过程中，有一部分沿着气水界面和盖层向外逸散。当烃源岩供排的天然气量大于逸散的气量时，储层中的天然气就继续排驱储层中的孔隙水，有利于致密砂岩气藏的形成与保存[12]（图6）。

图6 元坝地区须二段天然气成藏模式图Fig.6 Model of natural gas accumulation of T3x2 reservoir in the Yuanba area

4.3.2 天然气富集主控因素

综合前面研究可以得出，元坝地区须二段天然气在储层中成藏富集的关键控制因素是天然气充注强度和砂体的储集性能。生气强度控制了气田的分布范围，相对优质储层是天然气富集的主要场所。概括来说，在相似的储集物性条件下，距离烃源灶越近，天然气充注强度就越高；反之，充注强度就较低。而在天然气充注强度相近的条件下，相对优质储层天然气充注丰度高，差储层充注丰度低。

因此，针对元坝地区须二段甚至是整个须家河组非常规致密砂岩气藏而言，其勘探有利区应该为烃源岩生气强度大、相对优质储层发育的地方。前期勘探针对相对优质储层已经有了足够重视，在此勘探思路的指引下也找到了重要勘探目标；但是，为了进一步拓展勘探场面，增加储量规模，针对类似于元坝东地区这种凹陷区，由于其烃源岩十分发育，生气强度也高，也应作为一个重要的勘探领域，不容忽视。

5 结论

a.须二段岩石类型主要为岩屑砂岩、长石岩屑砂岩，次为岩屑石英砂岩，仅存少量石英砂岩，成分成熟度、结构成熟度均较低。极其富含岩屑和相对贫长石是其骨架颗粒构成的主要特征。储集空间类型以粒间溶孔、粒内溶孔为主，物性较差，孔渗相关性较好。

b.压实减孔是须二段储层致密化的关键因素。早成岩结束，储层孔隙度降至8.7%，已成为致密储层。胶结作用的发育导致原生孔隙在早期压实减孔的基础上进一步减少，储层致密化强烈，非均质性强。

c.元坝地区须二段天然气大规模运聚成藏时间为164～154Ma B.P.（中晚侏罗世遂宁组—上沙溪庙组沉积时期），天然气的充注是在储层已经致密化的条件下成藏，即元坝地区须二段为“先致密，后成藏”。

d.元坝地区须二段天然气在储层中富集成藏的关键控制因素是天然气充注强度和砂体的储集性能。生气强度控制了气田的分布范围，相对优质储层是天然气富集的主要场所。

e.类似于元坝东地区这种凹陷区，由于其烃源岩十分发育，生气强度也高，也应作为致密砂岩气藏重要的勘探领域。

在论文的撰写过程中，作者得到中国石化勘探南方分公司勘探研究院曾萍副总地质师的悉心指导，在此向曾萍副总地质师深表感谢。

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