合川气田须二段储层成岩与孔隙演化定量分析

刘翔，丁熊 （西南石油大学资源与环境学院，四川 成都610500）

杨家静 （西南油气田公司勘探开发研究院，四川 成都610041）

唐青松 （西南油气田公司川中油气矿，四川 遂宁629000）

近20年来，国内外学者加强了对砂岩储层成岩作用及其与孔隙演化之间定量关系的研究[1～4]，体现了砂岩储层成岩作用及其与孔隙演化之间定量的研究，对于砂岩油气储层勘探、开发工作所具有的重要意义。

四川盆地上三叠统须家河组 （T3x）天然气勘探进展显著，先后发现了广安、合川、安岳等大型岩性气藏[5]。以控制储层发育的成岩因素为主线，结合埋藏史、储层演化史以及烃源岩演化史的时空配置关系，笔者着重分析合川气田须家河组二段 （T3x2）砂岩储层的成岩与孔隙演化的定量关系，旨在为合川气田T3x2气藏开发目标评价井、开发井部署以及天然气产能建设提供有益的参考。

1 地质背景

合川气田构造位置隶属于川中古隆中斜平缓带的东北部 （图1），勘探前景广阔，T3x2为主力产层之一[5]。研究区T3x2地层分布比较稳定，由下至上可细分为T3x12、T3x22和T3x32共3个亚段，厚度70～140m，岩性以灰白色、浅灰色细－中粒砂岩为主，局部夹泥页岩及泥质砂岩。有关四川盆地T3x沉积相，至今依然存在分岐，已提出了包括河流、三角洲、湖泊、滩坝、近海潮汐等多种不同的沉积相解释方案[6，7]。根据40多口探井的岩性、沉积构造、沉积序列、测井响应等沉积特征和指相标志的综合分析，结合区域沉积地质背景资料，研究区T3x2以发育富砂的辫状河三角洲前缘亚相为特征，主要包括水下分流河道、河口坝、远砂坝、前缘席状砂、水下决口扇、水下天然堤以及分流间湾等微相，其中的水下分流河道砂体为最有利的储集微相类型，其次是河口坝微相。研究区T3x2砂岩储层主要位于水下分流河道和河口坝微相的砂体中。

图1 研究区位置图

2 砂岩物性特征

根据岩心描述、物性测试、铸体薄片镜下鉴定以及扫描电镜下观察，T3x2砂岩储层的岩屑和长石含量较高，岩性主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩；粒度以中粒为主，其次为细粒，分选中等～好，多呈孔隙式胶结；储集空间类型以残余粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔为主，其次为铸模孔、杂基微孔以及少量微裂缝等。

通过800余件砂岩样品实测的孔渗数据表明，孔隙度分布范围0.15%～17.68%，平均孔隙度为6.65%；渗透率分布范围0.0002～14.30mD，平均值为0.473mD。T3x12岩心孔隙度有68.03%的样品分布于6%～12%之间，平均值为10.40%；T3x22岩心孔隙度分布于6%～12%之间的样品占46.05%，平均值为8.81%；T3x32岩心孔隙度有28.58%的样品分布于6%～12%之间，平均值为6.59%。因此T3x2砂岩储层总体上表现出低孔、低渗的特征。

表1 T3x2砂岩实测孔隙度和渗透率统计表

3 成岩作用及其对砂岩储层孔隙度的影响

图2 T3x2成岩阶段与成岩事件分布图

通过大量的岩石薄片和铸体薄片的镜下鉴定，结合X射线衍射、扫描电镜等测试结果，发现研究区T3x2砂岩储层的成岩变化十分丰富（图2）。按照对储层孔隙演化和物性变化的不同影响，成岩作用可以简单地分为：①导致储层孔隙度降低的破坏性成岩作用，主要以压实、胶结作用为代表；②增加储层孔隙度的建设性成岩作用，主要为溶蚀作用和构造破裂作用。根据成岩阶段划分的行业标准，并参考 “含油气区碎屑岩成岩阶段划分及鉴定标志”，研究区T3x2砂岩自沉积后先后经历了同生成岩阶段、晚三叠世至晚侏罗世的早成岩阶段以及白垩纪以来的晚成岩阶段，现今主要处于晚成岩A－B期。在这一漫长 （约230Ma）的成岩过程中，成岩作用对砂岩的物性、结构乃至成分都会产生深刻的影响，其中最突出的是压实、胶结、溶蚀等作用使砂岩的孔渗性及孔隙结构发生显著变化。下面分别描述这3种成岩作用的主要特征并定量计算对砂岩孔隙度的影响。

3.1 压实作用及其对砂岩孔隙度的影响

压实作用是使岩石密度增大、原生孔隙度大幅降低的主要成岩作用类型。压实作用的强弱主要与岩石埋深、地温及碎屑矿物组分等有关，浅埋藏时以机械压实作用为主，随着埋深加大代之而发育压溶作用。研究区T3x2砂岩中，石英含量相对较低，其体积分数平均为63.31%，而抗压实性能力较弱的长石、岩屑等塑性碎屑颗粒含量较高，这在很大程度上导致了较为强烈的压实作用，主要表现为：①云母、长石等片状和柱状矿物明显的定向排列；②云母等塑性碎屑发生弯曲变形、波状不均匀消光；③长石双晶纹弯曲、断裂、错位；④少量云母挤入碎屑颗粒间形成假杂基；⑤颗粒间普遍呈线接触 （图3（a）），部分碎屑颗粒呈镶嵌接触或凹凸接触。

图3 T3x2砂岩成岩特征的显微照片

为了阐明压实作用对砂岩孔隙度的影响，采用Beard等[8]提出的计算式进行砂岩原始孔隙度 （1）恢复：

式中：1为原始孔隙度，%；So为Trask分选系数和P75分别为累计曲线上的25%和75%处对应的颗粒直径，mm）。

T3x22中18块砂岩样品的平均So为1.33，代入式 （1）计算，得出T3x22砂岩的1为38.13%。再采用Houseknecht等[9]提出的计算压实率的方法对T3x22砂岩因压实作用而损失的孔隙度（2）进行定量计算，其公式如下：式中：2为压实作用而损失的孔隙度，%；V（粒间）（包含胶结物体积分数）＝100%－颗粒体积分数，%。

T3x22中18块砂岩样品的颗粒体积分数平均为86.14%，代入式 （2）计算，得出压实作用造成T3x22砂岩孔隙度的损失量为24.27%。即单纯的压实作用可使T3x22砂岩的1从38.13%降低到13.86%，即砂岩的1在埋藏过程中的损失量有2/3左右是压实作用造成的。因此，压实作用是导致T3x2砂岩储层孔隙度降低的最主要因素。

3.2 胶结作用及其对砂岩孔隙度的影响

胶结作用是碎屑物质沉积后因自生矿物在孔隙中的沉淀而导致沉积物固结成岩的作用。对砂岩储层而言，它是一种极其重要的破坏性成岩作用。研究区T3x2砂岩胶结作用类型较多且比较强烈。

3.2.1 SiO2胶结作用

石英是砂岩中最常见的自生硅质胶结物，或者以碎屑石英颗粒次生加大边的形式产出 （图3（a）），或者呈自生石英晶体产于粒间孔中 （图3（b））。在偏光显微镜下，石英次生加大边比母颗粒光洁明亮，两者消光方位基本一致，但其间常夹有黏土膜，但有时分界线很难辨认。在T3x2砂岩中，自生石英含量不高，体积分数一般为1%～3%，多见Ⅰ～Ⅱ级次生加大边，局部见Ⅲ级。石英次生加大边的的终端或规则或不规则，加大强烈者可使颗粒间呈线接触或缝合接触。当石英颗粒周围自由空间充足时，石英颗粒通过共轴增生趋向于恢复其晶体的自形，这是成岩早期石英次生加大的特征。在成岩后期由于大量粒间孔隙体积缩小，并为胶结物所占据，石英的次生加大表现为充填剩余孔隙，这时石英边缘会很不规则，甚至增生颗粒呈镶嵌接触，这种复杂的终端是由颗粒周围的孔隙形态控制的。

3.2.2 黏土矿物胶结作用

图4 T3x2砂岩黏土杂基体积分数与孔隙度关系

根据显微镜和扫描电镜下的鉴定，研究区T3x2砂岩中常见的黏土填隙物主要包括绿泥石、伊利石等，含量变化较大，平均体积分数2.11%～10.48%。它们对砂岩物性的影响较为明显，即砂岩孔隙度随黏土杂基含量的增加而降低，两者呈一定的负相关关系 （见图4）。

1）绿泥石环边胶结 是指自生绿泥石环绕碎屑颗粒表面或者呈孔隙衬边的薄膜式胶结，称为绿泥石环边胶结。它们在显微镜下一般表现为暗色线，扫描电镜下清晰可见叶片状集合体 （图3（b）、（c））。环边厚度一般为2～5μm。自生绿泥石可以从孔隙水中直接沉淀，也可以由其他黏土矿物转化而来。随着埋深增大、温度升高，在有Fe2＋和Mg2＋离子存在的还原条件下，早期形成的高岭石、蒙皂石、混层黏土矿物变得不稳定，转变成绿泥石，或者发生重结晶作用转变成叶片状晶体。根据产状判断，绿泥石胶结主要有早、晚两期：早期绿泥石薄膜平行碎屑颗粒边缘分布；晚期则多形成于石英次生加大之后，呈栉壳状环边生长 （图3（b））。

绿泥石的这种环边胶结，一方面导致原生粒间孔缩小成残余粒间孔，另一方面有效地阻止了石英次生加大的继续进行，使残余粒间孔得以保存下来。研究表明，当这种绿泥石薄膜的厚度大于3μm时，将有效地抑制石英、长石颗粒的次生加大，有利于保护孔隙。形成绿泥石环边胶结的重要条件是砂岩的分选好，杂基少，原始孔隙度较高且连通性好，以及砂岩中孔隙水的含铁量较高，这些条件有利于孔隙水的循环流动，促进绿泥石自由地附着于颗粒表面生长。

在T3x2的中、粗粒岩屑石英砂岩、长石岩屑砂岩中，石英、硅质岩屑等硬质颗粒含量较高，原始粒间孔较发育，孔隙水流动性好，绿泥石环边胶结较发育，残余粒间孔保存较多。因此，T3x2的优质砂岩储层一般发育于绿泥石环边胶结较发育的层段，储层物性较好，孔隙度一般为6%～15%，有的甚至更高。然而，当砂岩中绿泥石的绝对体积分数大于5%时，由于过多的绿泥石堵塞孔隙和喉道，砂岩孔隙度反而趋于降低。在含泥质和软质岩屑较多的岩屑砂岩中，几乎不发育绿泥石环边胶结，残余粒间孔也很少。

2）伊利石胶结 粒间孔中的伊利石胶结物常呈不规则的细小晶片产出，在扫描电镜下多呈片状、毛发状或丝缕状 （图3（d））。根据伊利石胶结物往往产于粒间孔中心的产状特征判断，它的生成明显晚于环边胶结的绿泥石。一般认为伊利石是由蒙皂石或伊－蒙混层黏土转变而来的，所以随埋藏深度的增加伊利石的含量也呈增加趋势。在这种转变过程中，多余的硅以石英晶体的形式析出，因此在粒间孔内可以见到伊利石胶结物与晚期自生石英共生的现象 （图3（c））。

3.2.3 碳酸盐胶结作用

根据显微镜下的薄片鉴定，研究区T3x2砂岩中的碳酸盐胶结物含量很低，平均体积分数小于1.80%，主要包括方解石、（含）铁方解石、白云石以及少量菱铁矿等。它们常以孔隙式胶结类型出现。按照形成时间先后，方解石胶结物大致可分为早、晚两期。早期方解石胶结物主要形成于早成岩期或浅埋藏期，多呈颗粒状分布于碎屑颗粒之间，有时局部可呈连晶式胶结 （图3（e））。晚期方解石胶结物形成于浅埋藏晚期－深埋藏期的还原环境中，以生成含铁方解石或铁方解石为特征，一般呈中细晶它形粒状，充填于粒间孔隙中，伴随胶结过程常常交代碎屑颗粒及其次生加大边，尤其易于交代斜长石。镜下有时可见铁方解石包围无铁方解石的现象，表明铁方解石的生成晚于无铁方解石。当含铁方解石胶结和交代作用强烈时，可形成假基底式胶结，大大降低孔隙度。

上述胶结作用对砂岩储集性能的影响表现在破坏与建设两个方面。早成岩期胶结作用对砂岩物性的影响，既有破坏性的一面又有建设性的一面。因为该期胶结物一方面由于占据了一部分粒间孔隙空间，导致原始孔隙、喉道遭受到不同程度的损害；另一方面，正是由于早期胶结物的形成而加强了岩石内部的支撑性，因而在一定程度上抑制、减缓、削弱因随埋藏加深而引起的强烈压实作用对储层的进一步伤害，使部分原始孔隙得以保存并更有利于晚期孔隙的再改造。晚成岩期胶结作用对孔隙演化的影响，主要是对砂岩物性起破坏性作用。因为晚期胶结物被溶蚀形成次生孔隙的机会不多，反而对原生孔隙、次生孔隙造成伤害的机率增大，可使小孔以上的孔隙消失殆尽而残留微孔，同时又可能因其堵塞喉道而使渗透率急剧下降，形成低孔、低渗致密储层甚至隔层。

采用Houseknecht等[9]提出的计算胶结率Kc方法，以T3x22为例计算砂岩因胶结作用而损失的孔隙占厚始孔隙的比例：

式中：V（胶结物）为胶结物体积分数，%。

T3x22砂岩V（胶结物）平均为5.58%，代入式 （3）计算，得出T3x22砂岩的Kc为14.63%。就T3x22砂岩而言，胶结作用使原始孔隙度的损失量为5.58%左右，其中黏土矿物胶结损失孔隙度3.62%，自生石英引起的孔隙损失量大致为1.57%，碳酸盐胶结失去孔隙度0.39%。

3.3 溶蚀作用及其对砂岩孔隙度的影响

溶蚀作用是砂岩中非常普遍的一种成岩作用，也是次生孔隙形成的最主要因素之一。T3x2砂岩中溶蚀现象较为普遍，腐蚀性流体主要为埋藏期有机质热成熟过程中衍生的有机酸性水，溶蚀作用主要针对长石和岩屑等不稳定组分，碳酸盐胶结物被溶蚀的现象少见。在镜下可见溶蚀作用主要沿长石的解理缝进行，将长石颗粒溶蚀成蠕虫状或蜂窝状的粒内溶孔 （图3（f）），在强烈溶蚀后，长石颗粒轮廓呈残骸状的铸模孔 （图3（a））。溶蚀作用有强弱不等的早晚两期。早期溶蚀作用形成的次生孔隙因后期胶结物的充填而基本上失去实际意义。发生在中～深埋藏阶段与烃源岩有机质成熟期相匹配的晚期溶蚀作用较为普遍，形成粒内溶孔、铸模孔、粒间溶孔为代表的次生孔隙，不仅新增加和扩大了孔隙空间，拓宽了孔隙和喉道，改善了砂岩的储渗条件，而且由于与油气运聚基本同步而成为有效孔隙。

T3x2砂岩由晚期溶蚀作用而增加的孔隙数量存在较大差异，根据铸体薄片的显微镜下测定，各类溶蚀孔隙的面孔率一般为0.1%～6%不等，以粒内溶孔和铸模孔为代表的新增溶蚀孔隙的面孔率只有2%左右，计算得出的溶蚀增孔率仅为1%左右。这与许多学者对其他盆地、其他层系碎屑岩储层次生孔隙的研究得出的数据相比明显偏小。其原因可能是：四川盆地晚三叠世的古地温梯度较低 （仅2.4℃/100m），导致烃源岩有机质成熟及其伴生酸性水的时间延迟到晚侏罗世末，而此时T3x2砂岩的埋深已在3000m以下，因长期的压实和胶结作用已经变致密，影响了酸性水在砂体内的渗透、扩散和流动，错过了埋藏溶蚀作用的最佳时期，导致了次生溶蚀孔隙发育欠佳。另外，由于T3x烃源岩以生气为主，伴生的有机酸相对较少，因此埋藏溶蚀作用的强度有限。

4 砂岩储层孔隙度演变

依据上述方法，分别计算T3x2各亚段砂岩孔隙度的变化，其结果如表3所示。就研究区T3x2砂岩由成岩作用引起的孔隙度总体变化来看，其恢复的原始孔隙度平均为38.29%，由于压实作用而损失的孔隙度为25.38%，因胶结作用而损失的孔隙度为5.73%，主要由埋藏溶蚀作用新增加的孔隙度大约为0.91%，最终使T3x2砂岩具有平均8.08%的孔隙度，大致代表了晚白垩世～古近纪进入生气高峰时砂岩所具有的孔隙度。在T3x2的3个亚段中，以T3x12砂岩的原始孔隙度和现今孔隙度为最高，这主要与T3x12砂岩的分选较好、胶结作用较弱以及埋藏溶蚀作用较强有关。

表2 合川气田T3x2砂岩储层孔隙度演变定量分析表

5 结 论

1）合川气田T3x2现今主要处于晚成岩A－B期，压实、胶结、溶蚀这3种成岩作用对砂岩储层的影响最为显著，其中压实作用是造成T3x2砂岩储层孔隙度降低的最主要因素。

2）合川气田T3x2砂岩储层中自生石英、黏土矿物、碳酸盐等胶结作用的损孔量约为5.73%，但绿泥石环边胶结在破坏孔隙的同时，也有利于砂岩储层残余粒间孔的保存。

3）合川气田T3x2与烃源岩热演化有关的埋藏溶蚀作用，为储层提供不超过6%的次生溶蚀孔隙。

4）最终使合川气田T3x2砂岩储层一般具有5%～10%不等的平均孔隙度。

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