四川雅安西部地区白垩系储层特征

2016-04-21樊仕海

天然气技术与经济 2016年1期

关键词：粒间溶孔储集

刘　柏　樊仕海　唐　明　尹　宏

（中国石油西南油气田公司川西北气矿，四川　江油　621709）

四川雅安西部地区白垩系储层特征

刘柏樊仕海唐明尹宏

（中国石油西南油气田公司川西北气矿，四川江油621709）

摘要浅层远源次生气藏是川西南部地区一个重要的勘探开发对象。经过多年的勘探获得了多个次生气藏，展示了良好的勘探开发效果。为了拓宽次生气藏的勘探领域，利用野外剖面及邻区钻录井资料，对白垩系天马山组、夹关组的储层岩石学特征、储集空间类型、成岩作用类型等进行了分析。结果表明，天马山组储层砂岩以细粒为主，孔隙欠发育，仅局部见粒间溶孔，成岩作用强，储集性能较差；夹关组储层砂岩以中粒为主，孔隙较发育，储集空间主要为粒内溶孔，孔隙结构及连通性好，为裂缝孔隙型储层，邻区储层发育程度较高。综合分析认为，夹关组具有与已知次生气藏类似的地质特征，为该区次生油气勘探的新层系。

关键词雅安地区白垩系储层特征天马山组夹关组

修订回稿日期：2016－01－08

0　引言

四川盆地西部地区浅层天然气资源丰富，是中国最早发现天然气的地方。经过60多年的勘探，相继发现多个侏罗系远源次生气藏［1］，勘探开发效果良好。区内白垩系为一套陆相红色碎屑岩地层［2-3］，自下而上划分为天马山组、夹关组、灌口组3个岩石地层单位，天马山组、夹关组主要为一套河流相红色碎屑岩沉积［4］，灌口组为湖泊相沉积，可分为滨湖、浅湖亚相［5］，发育大套泥岩、含膏质泥岩且夹石膏、芒硝，组成良好的储盖组合。邻区马井构造白垩系多口井测试获工业气流［6］，平均测试产量为2.348 4×104m3／d，且生产稳定，温江地区的川温303井、金泉1井在夹关组完井裸眼测试，获天然气流［7］，莲花山地区白垩系油气显示丰富。笔者通过对雅安西部地区白垩系天马山组、夹关组储集层特征的研究，旨在拓宽次生气藏的勘探区域。

1　区域背景

该区位于四川盆地川西中新生界沉积坳陷带，构造上位于龙门山山前断褶构造带三河场—雾中山断褶构造亚带南部，西北与龙门山推覆构造带相邻，东以雅安向斜和名山向斜与峨眉—瓦山断褶构造带和成都断凹低缓构造带相隔；西南与康滇南北向构造带相邻，西北与三和场—高家场构造群相接。区内下伏上三叠统烃源岩生、排烃强度大，烃源断层发育，为白垩系形成远源次生气藏提供了优越的烃源条件。

2　储层特征

2.1岩性特征

天马山组厚416.3～557.5 m，砂地比为47.90%～73.85%，砂岩主要分布在中下部，岩性主要为中、细粒岩屑砂岩，岩屑含量较高，一般为30%～50%，主要为碳酸盐岩屑，次为变质石英岩屑及粉砂岩屑；长石含量变化大，含量为2.0%～37.0%，主要为钾长石；胶结物主要为碳酸盐岩，含量8%～15%不等，局部见颗粒氧化铁质环边。

夹关组厚618.4～889.2 m，砂岩较发育，砂地比为82.24%～90.96%，岩性主要为细、中粒长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩。长石含量20%～35%，主要为钾长石，少量斜长石；岩屑含量一般为10%～30%，主要成分为沉积岩屑及变质岩屑，其中沉积岩屑主要为碳酸盐岩屑和泥岩屑，变质岩屑主要为变质石英岩屑。胶结物主要为碳酸盐，次为硅质，碳酸盐胶结分布不均，含量5%～10%不等；硅质胶结物含量一般为2%～5%，体现为石英次生加大边。颗粒多具氧化铁质环边，含量为1%～2%。

天马山组、夹关组砂岩颗粒分选较好，以次棱状为主，压实作用较强，颗粒以线—点接触为主。

2.2储集空间类型

天马山组地面样品薄片见溶蚀孔，分布不均，孔径为0.05～0.4 mm；井下样品仅局部可见少量残余粒间孔及溶蚀孔（图1a），面孔率小于1%，孔径为0.02～0.05 mm；微裂缝不发育，储集性能较差。

夹关组孔隙相对较发育，面孔率一般为1%～4%，最高可达7%，孔隙结构较好。储集空间类型有溶蚀孔、残余粒间孔及微裂缝（图1b、1c、1d），其中以粒间溶孔为主，占面孔率的近55%，孔径较大，一般0.1～0.3 mm不等，其次为残余粒间孔，孔隙的连通性较好，局部见粒内溶孔。由于构造作用不强，岩石微裂缝不太发育，裂缝遇见率低，渗透性相对较差，具有低孔低渗的特征，与已知浅层次生气藏的储集空间类型基本一致（表1）。

图1　雅安西部地区白垩系储集空间类型图

2.3物性特征

表1　雅安西部地区夹关组与已知次生气藏储集空间类型对比表

白垩系地面剖面样品物性统计得知，天马山组孔隙度最大值为6.49%，平均值为4.05%，渗透率最大值为0.023 7 mD，平均值仅为0.008 mD，其储集条件较差。夹关组孔隙度最大值为9.76%，平均值为3.77%，主峰为1%～5%，渗透率最大值可达10.4 mD，平均值为0.532 3 mD，孔隙度与渗透率呈正相关关系，储层主要以孔隙喉道为渗流通道，具有裂缝—孔隙型储层特征（图2）。

3　成岩作用

天马山组砂岩经历了压实、胶结等主要成岩作用，岩石处于中成岩阶段A期。压实作用表现为石英、长石颗粒破裂，塑性颗粒形变较大，碎屑颗粒主要为点—线接触。胶结物主要为方解石及铁质（图3a、3b），少量白云石与硅质，方解石主要为细—中晶，充填于粒间，局部呈连晶状胶结；铁质胶结物以颗粒环边的形式分布；白云石常分布于碳酸盐岩屑较多的砂岩中，呈粉—细晶状；硅质以石英加大边形式出现，少量为自身石英充填粒间。

夹关组砂岩经历了压实、胶结及溶蚀、破裂等主要成岩作用，岩石处于中成岩阶段A期。经过压实作用，砂岩颗粒线—点接触，塑性碎屑形变或折曲。胶结物主要为方解石及硅质，少量铁质（图3c、3d），方解石主要为细—中晶，充填于粒间，局部呈连晶状胶结；硅质以石英加大边形式出现。溶蚀作用是夹关组重要的成岩作用，主要表现为长石等不稳定的碎屑组分及自生矿物方解石胶结物的部分溶蚀，溶蚀作用在纵、横向具有明显的不均匀性，常沿着长石的解理缝或微裂缝进行，形成粒间溶孔及局部溶蚀扩大缝。局部可见因构造应力作用使岩石破裂形成的微裂缝，裂缝大多切穿石英等刚性颗粒，宽度可达0.01 mm，缝中少见充填物质，说明形成时间较晚，微裂缝为该区重要的渗滤通道和储集空间。

图2　雅安西部地区夹关组地面样品物性直方图及交会图

图3　雅安西部地区白垩系成岩作用图

4　孔隙演化

天马山组由于同生成岩阶段形成的氧化铁质环边以及早成岩阶段的机械压实和方解石胶结，使砂岩孔隙度大幅度降低。进入中成岩阶段A期，较弱压溶作用使得易溶矿物发生了局部溶蚀，形成了粒间溶孔。

夹关组由于同生成岩阶段形成的氧化铁质环边以及早成岩阶段A期的机械压实和方解石胶结，使砂岩孔隙度大幅度降低，原始孔隙仅剩下10%～ 20%。进入早成岩阶段B期，压实作用基本结束，硅质及方解石胶结使得砂岩致密程度加深，原始孔隙小于10%。进入中成岩阶段A期，由于胶结作用的持续作用，方解石及硅质胶结物的增多，使得砂岩更加致密；同时，有机质脱羧基产生的酸性介质顺着构造作用形成的微裂纹及微裂缝进入岩层对部分易溶矿物发生溶蚀，形成溶蚀孔，改善了储层的储集性能（图4）。最终形成了以粒间溶孔为主，加少量残余原生孔和微裂缝为储集空间的储层。

图4　雅安西部地区夹关组孔隙演化简图

5　邻区储层发育情况

邻区LHS构造天马山组各井区储层厚度6.5～25.3 m，储地比最高可达8.79%，加权平均孔隙度为5.86%～6.48%，各井区储层发育程度相当。夹关组各井区储层厚度变化大，厚度为27.7～106.1 m，储地比3.36%～27.29%，加权平均孔隙度为5.64%～9.66%，非均质性强。对比表明，夹关组储层发育情况好于天马山组（表2）。