川中蓬莱地区须二段储层岩性岩相类型及解释方法

赖锦 ，王贵文 ，2，郑懿琼

（1．中国石油大学（北京）地球科学学院，北京 102249；2．中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249；3.中国石油新疆油田公司克拉玛依采油一厂，新疆 克拉玛依 834000）

0 引言

20世纪90年代以来，我国逐渐进入以地层岩性等隐蔽油气藏为主的油气藏勘探阶段［1］。岩性岩相对隐蔽油气藏特别是岩性油气藏的油气水分布具有明显的控制作用，因此，在此类油气藏的勘探开发过程中，储层岩性岩相特征的精细描述和刻画尤为重要［2］。

对于岩石类型，目前已有比较成熟和公认的划分方案，岩相为岩石类型及其沉积构造的综合［3］，是沉积相中最重要和最本质的组成部分［4］，也是沉积相序和储层的最基本单元［5］。岩相的颜色、结构构造特征能指示一定的沉积环境，可反映一定的水动力条件及沉积物搬运方式，因此，也将岩相称之为沉积能量单元或者水力单元［6］。国内学者对于岩相的划分主要依赖于岩性和岩石构造特征，如块状层理细砂相［7-9］，也有根据测井曲线建立一定的模型来实现岩性岩相自动划分的，这样划分出的岩性岩相能体现一定的沉积特征和岩性特征。国外岩性岩相的划分主要依赖于储层不同的测井综合响应特征及古生物特征、地震响应特征等，通过岩心以及测井资料分析，确定储层形成的沉积环境以及相关的岩性岩相类型［10-11］。在资料充足的情况下，可根据沉积能量、岩相结构和堆叠位置等将岩相进一步分为更小的单元［2，12］。

相对于沉积相、成岩相等而言，国内外关于储层岩性岩相的研究相对较少，且多是针对火山岩类，专家学者通过对火山岩岩性的识别以及岩相模式的建立，在总结火山岩岩性岩相特征与优质储集体分布规律的基础上，优选火山岩储层中的有利储集体，在火山岩岩性研究方面取得了较好成果［13-14］。

本文对沉积岩石微相所作的研究，是对沉积微相的进一步细分和量化［15-16］。通常采用的方法是将沉积微相与岩石相相结合，以达到进一步划分沉积微相的目的，如在岩石相研究的基础上，可将水下分流河道沉积微相进一步划分出水下分流河道细砂岩相、水下分流河道中砂岩相等［17］。

岩性岩相与单独的岩性或者岩相概念相比，不仅仅考虑了岩石矿物成分特征，更重要的是考虑了岩石沉积、结构构造及其组合特征，并充分赋予了岩石特征的地质“相”的涵义，提高了岩性、岩相研究的地质预测能力。

通过对研究区须二段储层岩性岩相特征的精细刻画和描述，以及岩性岩相类型与储层物性及油气产能的匹配关系，一方面为研究区须二段储层下一步成岩相和优质储集体预测的研究奠定了基础，验证了划分储层岩性岩相的实用价值，另一方面对其他具有相似地质特征的地区或层位的研究也具有借鉴意义，对推动碎屑岩储层岩性岩相研究，具有一定的理论价值。

1 研究区地质概况

川中蓬莱地区位于四川盆地中部，面积约8500km2，构造区域上位于川中古隆起平缓褶皱带（见图1）［18］，断层不发育，褶皱平缓，总体为一地势西南高、东北低的单斜构造［19］。

蓬莱地区地表出露地层主要是上侏罗统遂宁组、蓬莱镇组，钻遇地层自上而下有中侏罗统凉高山组、沙溪庙组及下侏罗统自流井组等。上三叠统须家河组平行不整合于下伏的中三叠统雷口坡组及上覆的下侏罗统自流井组，根据岩性可将其自下而上划分为须一—须六段，除须一段局部发育海陆交互相沉积外，其余各段均属于陆相沉积。其中，须一、须三、须五段主要形成于水下分流间湾及滨、浅湖等环境，岩性主要为泥岩、灰黑色页岩夹煤层，是须家河组主要的烃源岩及盖层。而须二、须四、须六段沉积环境主要为水下分流河道和河口坝，岩性主要为灰白色中、细砂岩，是须家河组主要的储集层及产层。蓬莱地区须二段现今埋藏深度约 2 400～3 000 m，厚度 160～240 m，总体为一形成于平缓构造背景下局部裂缝发育的低孔低渗、非均质性较强的砂岩储层。

图1 四川盆地构造分带及研究区位置

2 须二段储层岩性岩相特征

2.1 沉积相特征

蓬莱地区上三叠统须家河组沉积时期位于前陆斜坡带，物源主要位于东南方向，须二段发育辫状河三角洲前缘沉积体系，沉积微相类型主要有水下分流河道、河口坝、水下分流间湾。水下分流河道形成的岩石岩性主要是灰白色中、细砂岩，测井剖面上自然伽马曲线呈钟形、箱形组合，砂体储集物性通常下部较好、上部较差。河口坝主要由分选好、质纯净的中细砂组成，是水下分流河道携带的沉积物受湖浪改造作用、在河口处形成的砂坝沉积。岩性主要为灰白色中、细砂岩，测井剖面上自然伽马曲线呈漏斗形，砂体储集物性通常是上部较好、下部较差。水下分流间湾砂体储集物性较差。岩性主要为灰绿色泥岩、泥质粉砂岩，自然伽马值较高，曲线呈齿状。

2.2 岩性岩相特征

根据岩心照片观察、描述以及大量岩石薄片鉴定结果，须二段储层岩性主要为长石岩屑质石英砂岩，其次为长石质岩屑砂岩、岩屑砂岩，部分层段含一定煤质，另有部分层段为钙质胶结，形成钙质夹层。填隙物体积分数较低且各薄片之间差异不大，基本在6.0%～8.0%，平均7.6%。其中，杂基体积分数平均2.6%，主要是泥质类型；胶结物体积分数平均5.0%，类型较多，包括方解石、石英、伊利石和伊蒙混层。碎屑成分中的石英体积分数主要分布在50%～70%，长石体积分数在10%～20%，岩屑体积分数20%～30%。

一般砂岩中成分成熟度可用稳定组分体积分数或稳定与不稳定组分之间的比值来定量描述，石英组分较稳定，而长石和岩屑相对不稳定，随着搬运距离增加，长石及岩屑体积分数逐渐降低，石英体积分数则相对升高。因此，可用石英组分与长石和碎屑组分体积分数的比值（即石英/（岩屑-长石））来表示砂岩成分成熟度，该比值越大，砂岩的成分成熟度越高。但当储层中岩屑体积分数比较高，且长石以相对稳定的钾长石、斜长石为主时，不同岩屑类型的抗风化能力不同，长石的相对稳定也会影响这一比值的变化，导致其不能准确反映砂岩的成熟度。

蓬莱地区须二段岩屑体积分数较高，且长石以较稳定的钾长石和斜长石为主，不稳定的钠长石体积分数相对较低，岩屑类型差异较大，导致用石英/（岩屑-长石）方法计算的成分成熟度不能准确反映岩性变化，且各井之间可对比性差。因此，本文采用（（石英-长石）/岩屑）值——成分成熟度指数来刻画储层成分成熟度变化。由此计算的须二段储层成分成熟度指数主要分布在2～4（见图2），成分成熟度指数能在一定程度上反映储层的物性变化，总体趋势是成分成熟度越高，储集物性越好。

图2 须二段成分成熟度指数分布直方图

结构成熟度方面，须二段储层粒度主要是中砂—细砂级别（0.10～0.50 mm）（见图 3），颗粒分选性中等—好，磨圆度为次棱角状—次圆状，分选性和磨圆度在须二段范围内均差异不大。须二段储层砂体经历一定的压实作用，颗粒之间以点-线、线接触为主，其中点-线接触占50%。支撑类型为颗粒支撑型和杂基支撑型，胶结类型以孔隙式、镶嵌式为主。

图3 储层粒度分布直方图

以上分析结果表明，蓬莱地区须二段储层成分成熟度及结构成熟度均处于低到中等，反映出其较近物源、相对快速沉积的特征。

2.3 成分成熟度指数

在铸体薄片资料齐全的条件下，文中采用的成分成熟度指数可直接利用薄片统计资料来计算。但是，由于取心井是有限的取心井段更加有限，所以为了获得纵向上连续的成分成熟度指数值，必须要借助测井资料。

目前还没有能直接计算石英、长石以及岩屑体积分数的测井方法，但在实际统计过程中发现，铸体薄片中统计的石英、长石（包括钾长石、斜长石）体积分数总和，总是与相应取心层段测井计算的岩石骨架体积分数具有良好的相关性（见图4），这主要是由于须二段总体为一低孔低渗储层，孔隙度均小于10%，泥质体积分数低，仅极少部分层段为泥岩。

图4 （石英-长石）与测井计算岩石骨架体积分数拟合关系

测井计算的骨架体积分数中的砂质体积分数对应地质上石英、长石及岩屑的体积分数之和，即碎屑成分体积分数。岩石骨架中石英体积分数大都超过50%，长石体积分数10%～20%，储层密度变化主要决定于岩石骨架中的石英以及长石体积分数之和，须二段部分层段虽因钙质胶结导致局部层段密度曲线呈现高值，但由于方解石胶结物体积分数较少，不超过10%，因此，并没有改变石英-长石体积分数与密度之间的拟合关系。上述分析表明，通过统计可建立长石-石英体积分数与骨架体积分数之间的拟合关系，即可通过测井剖面中计算的岩石骨架体积分数值求取须二段储层岩石骨架中的石英-长石体积分数之和。

铸体薄片统计分析时，将石英（包括燧石）、长石（钾长石、斜长石）和岩屑（沉积岩碎屑、变质岩碎屑、岩浆岩碎屑）作为陆源碎屑，统计其中石英-长石所占比例。陆源碎屑体积分数减去上述计算出的石英-长石体积分数就是岩屑体积分数，即可按上述公式计算出成分成熟度指数。

利用测井资料计算时，首先计算出岩石骨架体积分数以及骨架中的砂质体积分数，然后利用拟合公式即可计算骨架中的石英-长石体积分数：

式中：y为（石英-长石）体积分数；x为测井计算的岩石骨架体积分数。

岩屑体积分数等于岩石骨架中的砂质体积分数减去（石英-长石）体积分数，在测井剖面中分别计算出石英、长石、岩屑体积分数值后，即可在纵向上连续计算成分成熟度指数。计算结果显示，须二段成熟度指数以2～4为主，与取心井段的铸体薄片统计分析计算结果一致，说明模型准确可靠。

2.4 粒度中值

粒度中值是累积概率曲线上颗粒体积分数为50%时所对应的粒径，能够反映平均水动力大小，并可以判断来源物质的原始大小［4］。须二段储层分选性基本处于好—中等级别，粒度上中砂占据了50%以上，粒度中值基本能反映沉积物的粒度特征；不考虑其他因素，在须二段以中、细砂为主且分选较好的前提下，岩石粒度中值越大，储层储集物性越好；因此，结构成熟度对须二段储层岩性岩相的影响主要体现在粒度上，并以粒度中值这一参数来定量表示，而对于分选系数或者磨圆度等则不作重点考虑。

粒度中值可由据筛析记录绘制的粒度累积概率曲线获得，受条件限制，本文采用测井方法计算［20］。前人研究结果表明，自然伽马曲线及自然电位曲线均可以用来计算岩石颗粒的粒度中值［20-23］，其中，自然伽马曲线与岩石颗粒的粒度中值相关性最好，通过自然伽马测井曲线可较精确地计算粒度中值，经典算法为［23］

其中

式中：Md为粒度中值，mm；c0，c1为通过统计获得的经验系数；ΔGR为自然伽马相对值，API；GR为自然伽马读数，API；GRmax，GRmin分别为自然伽马最大、 最小值，API。

本文以取心薄片资料为依据，通过岩石颗粒粒度中值与自然伽马值统计关系及回归分析，建立的用测井曲线计算粒度中值的回归公式为

计算结果表明，须二段储层粒度中值0.12～0.24 mm，这符合须二段储层以中砂、细砂为主的粒度特征，泥岩层段自然伽马值一般大于100 API，计算出的粒度中值为 0.05～0.09 mm。

3 岩性岩相划分及定量表征

区域研究表明，细砂岩粒度中值一般为0.12～0.16 mm，中砂岩一般为0.16～0.24 mm，而泥岩以及泥质粉砂岩粒度中值一般为0.03～0.09 mm，因此在沉积微相划分的基础上，利用测井计算的粒度中值即可确定岩性岩相类型。分类结果表明，须二段储层岩性岩相类型有：河口坝中、细砂岩相，水下分流河道中、细砂岩相，水下分流间湾泥岩相。

成分成熟度和结构成熟度能较好地指示岩性岩相变化。本文基于工区的地质特征，选定成分成熟度指数来定量描述须二段储层成分成熟度变化，采用粒度中值来表征储层结构成熟度变化。综合考虑成分成熟度指数、粒度中值对岩性岩相的控制作用，采用二者的乘积作为定量刻画岩性岩相变化的指标，这里称之为岩性岩相系数。

计算结果表明，须二段储层岩性岩相系数大致为0.1～1.8，水下分流河道砂体下部以及河口坝砂体上部一般具有较高的岩性岩相系数值，而这二者对应的物性通常也是相对较好的地方。因此，岩性岩相系数值与储层物性呈正相关关系，一般岩性岩相系数值越高，储层物性越好。

4 应用

单一的岩性或者岩相类型均无法实现对储集物性的控制，而岩性岩相不仅反映了岩石的沉积环境、沉积水动力的变化，也考虑了岩石结构构造特征，更重要的是由于充分考虑了影响岩石储集物性的成分成熟度以及结构成熟度，可在一定程度上指示储层储集物性的变化。不同岩性岩相的储集层形成于不同的水动力环境，其岩石组分、结构构造等特征［24］的差异控制了埋藏后成岩作用的类型，进而控制了储层物性。所以通过岩性岩相的研究，可为后期优质储层预测奠定基础。

根据试气资料，优质储层对应的岩性岩相系数均表现为高值，这主要是由于岩石成分成熟度越高、粒度越大，石英等稳定抗压实能力较强颗粒的含量越高，对储层原生孔隙的保存越有利。

综上所述，如不考虑成岩及其后生作用的影响，在大的构造、沉积背景下，以岩性油气藏为主的须二段气藏岩性岩相对储层油气聚集具有一定的控制作用，含油气有利层段一般形成于具有较高成分成熟度和结构成熟度的岩性岩相带。微观上，岩性岩相类型通过影响沉积后期成岩作用、成岩相带的分布控制着优质储集体纵向与平面上的分布。

5 结论

1）岩性岩相既反映现今的岩石组合面貌，又体现一定的沉积环境，是对沉积微相的进一步细分和量化。

2）岩性岩相控制着油气的聚集和富集，表现为岩石成分成熟度和结构成熟度越高，对于油气的聚集越有利。

3）蓬莱地区须二段储层发育水下分流河道及河口坝等3种微相，岩性主要为灰白色长石岩屑质石英砂岩、长石质岩屑砂岩、岩屑砂岩，成分成熟度和结构成熟度均处于低—中等。

4）选取成分成熟度指数及粒度中值来分别表征须二段储层成分成熟度及结构成熟度的变化，总体趋势是成分成熟度越高、粒度中值越大，储集物性越好。

5）须二段储层岩性岩相类型主要有河口坝中、细砂岩相，水下分流河道中、细砂岩相，水下分流间湾泥岩相5种。水下分流河道微相砂体下部以及河口坝微相砂体上部一般具有较高的岩性岩相系数值，通常也是储层储集物性最好的地方。

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