川东北元坝地区须三段储集层形成机制

何曼如，孙廷彬，王玲，刘鹏（.成都理工大学“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室，四川 成都 60059；2.中国石化中原油田博士后工作站，河南 郑州 57000；3.中国石化中原油田分公司勘探开发研究院，河南 郑州 57000；.中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院，山东 东营 25705）



川东北元坝地区须三段储集层形成机制

何曼如1，孙廷彬2，3，王玲2，3，刘鹏4
（1.成都理工大学“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室，四川 成都 610059；2.中国石化中原油田博士后工作站，河南 郑州 457000；3.中国石化中原油田分公司勘探开发研究院，河南 郑州 457000；4.中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院，山东 东营 257015）

为解决元坝地区须三段储集层形成机制不清等问题，指导油气勘探实践，应用铸体薄片、扫描电镜、黏土矿物X衍射等资料对其开展了研究。结果表明：元坝地区须三段碎屑岩储集层具有富岩屑、贫长石、少石英的低成分成熟度特征；储集层总体上属于特低孔特低渗的致密砂岩储集层；物源供应稳定、水动力条件中等沉积环境下形成的厚层河道钙屑砂体是形成有效储集层的基础；生排烃过程中产生的有机酸溶蚀可溶矿物是形成次生孔隙的关键；构造作用形成的裂缝是增大储集层储集空间和提高渗滤能力的保障。研究结果对于元坝地区须三段寻找有利储集体具有重要意义。

形成机制；钙屑砂岩；储集层；须三段；元坝地区

0　引言

元坝地区在区域构造上位于通南巴构造带西南部，九龙山构造南侧，整体埋藏深，构造变形弱，处于川北坳陷与川中隆起的过渡地带。该区经过近期勘探，不仅发现了大型飞仙关组—长兴组礁滩相气藏［1-2］，而且在传统认识为以湖相泥岩沉积为主的须家河组三段也发现了三角洲砂岩气藏。随着元陆7井试气获日产120.8×104m3，拉开了元坝地区须三段新层系油气勘探的序幕［3］。油气勘探取得初步突破后，须三段总体研究程度较低的局面已制约着元坝地区须三段这一新层系下步的目标评价［3-4］，阻碍了勘探步伐。

因此，本文充分利用研究区和邻区钻探资料，结合前人研究成果，以须三段储集层岩石学特征分析为基础，探讨了有利储集层的形成机制，并进一步总结了成因模式。研究成果不仅可直接服务于元坝地区须三段有利勘探区预测，而且为相似研究区储集层形成机制研究提供了借鉴。

1　储集层特征

1.1岩石学特征

元坝地区54口探井的录井资料统计结果显示，其储集层岩性类型以砂岩为主，体积分数约占须三段的27.02%，其次为粉砂岩，约占12.42%，砾岩体积分数最少，约占2.43%。目前主要为砂岩储集层产气，砂岩类型多为岩屑砂岩，含少量石英，岩屑类型及体积分数自西向东呈规律变化，即西北部岩屑成分以沉积岩为主，体积分数高，一般大于60.00%，往东南演变为变质岩岩屑，体积分数逐渐减少，一般小于40.00%。岩石中石英体积分数一般为15.00%～40.00%，平均28.66%，且东南部较高，一般大于50.00%；长石体积分数一般低于5.00%，多出现在东南部。砂岩填隙物组分体积分数一般为8.00%～20.00%，平均为14.40%，成分以胶结物为主，含少量泥质杂基。胶结物主要为方解石与白云石，广泛发育于粒间，其中方解石胶结物体积分数一般为5.00%～20.00%，平均11.90%，白云石胶结物体积分数一般小于4.00%，平均0.29%。总体上，研究区储集层具有富岩屑、贫长石、少石英的低成分成熟度特征。

此外，据大量铸体薄片观察，研究区储集层岩石颗粒以点-线接触为主，部分样品为线-凹凸接触。砂岩颗粒磨圆呈次圆—次棱角状，分选中等偏好，分选系数1.52～2.20，标准偏差1.30～2.00，结构成熟度中等。

1.2物性特征

据研究区12口探井359个岩心样品的物性分析结果：须三段孔隙度为0.41%～7.16%，平均1.98%，86.20%的样品孔隙度小于3.00%；渗透率为0.01×10-3～533.58×10-3μm2，其中近90%的样品渗透率小于0.10× 10-3μm2，总体上属于特低孔特低渗的致密砂岩储集层（见图1）。同时，物性相对较好的储集层主要分布在须三中、上亚段，须三下亚段储集层发育最差。

图1　元坝地区须三段各亚段储集层物性频率直方图

2　储集层形成机制

储集层主控因素分析是预测优质储集层分布的基础［5-6］。前人研究发现，控制元坝地区深层有效储集层发育的因素较多［7］，可大致总结为沉积作用、成岩作用和构造作用3个方面。

2.1沉积作用

诸如砂岩的岩石成分、沉积构造、分选性、粒度、厚度和杂基体积分数等因素，在宏观上受控于沉积作用，这些因素不但对储集层物性均有明显影响［8-9］，而且还决定着后期成岩作用的类型和强度［10］。因此，沉积作用是决定储集层性质的重要因素之一。

2.1.1钙屑体积分数对储集层物性的影响

研究区须三段砂岩主要为岩屑砂岩，并可根据岩屑中碳酸盐岩体积分数55.00%为界分为钙屑砂岩和非钙屑砂岩。其中：钙屑砂岩中灰屑、云屑硬度较大，与石英颗粒一起构成岩石的刚性骨架，抗压实性强，对保护孔隙、促进流体渗流具有积极作用；同时，钙屑砂岩中碳酸盐岩体积分数较高，脆性较大，易形成裂缝。因此，钙屑砂岩有利于溶蚀改造和裂缝产生，是有利的储集层类型，故在其铸体薄片中常可见溶蚀孔隙和裂缝。

2.1.2水动力条件对储集层物性的影响

碎屑岩沉积时，水动力条件决定着沉积物的粒度和分选性。不同粒度的碎屑岩储集层在埋藏改造过程中由于其粒度和分选性存在差异，导致其抗压实能力不同。中等水动力条件下沉积的砂岩，由于粒度中等、分选较好，具有较强的抗压实能力，其保留的原生孔隙最多，为最有利的储集层类型；强水动力下形成的砾岩虽粒度较大，但由于分选较差，粒间存在的大量软杂基易于压实，从而孔隙发育较少；弱水动力下形成的粉砂岩分选较好，但粒度极细，原始孔隙度本就较低，加之后期深埋压实，其储集层物性最差（见表1）。

表1　元坝地区须三段不同粒度碎屑岩物性特征

2.1.3砂体厚度对储集层物性的影响

砂体厚度是物源供应强度和水动力持续与否的反映，单砂体厚度较大反映了物源供应和水动力条件都较持续，反之则说明二者出现了间断。在深埋条件下，砂岩厚度大、砂岩距泥岩远，则有利于形成优质储集层。这是因为一般砂层中部比砂泥岩接触面附近物性要好，其原因是黏土矿物蒙脱石向伊/蒙混层转化过程中，释放出的大量Ca2+，Fe2+，Mg2+离子，往往进入砂体内部，且质量浓度在砂泥接触处最大，向砂体中部逐渐降低，离子的富集致使砂体边缘碳酸盐胶结强烈，储集层致密，孔隙度较低，后期油气难以进入，使得酸性水介质对储集层的改造作用受到抑制；同时，砂体中部碳酸盐胶结程度较低，在烃类充注和有机酸的后期改造作用下能保存大量孔隙，最终形成砂体内部孔隙度高于砂泥岩界面处的现象（见图2）。因此，在砂泥接触时，随着砂岩单层厚度增加，砂岩物性变好（见图3）。

图2　不同位置的砂体储集层改造模式

2.1.4沉积相类型对储集层物性的影响

元坝地区须家河组三段属于浅水辫状河三角洲沉积环境［3］。通过不同沉积微相岩心的实测物性发现：水动力条件较强的高能环境下，有利于优质储集层的形成，如处于高能环境下的各类河道砂体，往往成为优先的勘探目标。

这是因为：首先，底载沉积物在较强水动力条件的推移下容易发生改造，再沉积而成的沉积物不但分选较好，而且粒度较粗，加之较低的泥质体积分数使其总体物性较高；其次，河道砂体的厚度往往较大，成岩作用对砂体内部影响程度较低，内部砂体胶结作用较弱，同时河道砂体较高的成分成熟度使得颗粒的抗压实能力较强，这些因素既有利于保存大量原生孔隙，又有利于后期发育次生孔隙。因此，高能环境下的辫状河三角洲平原的辫状河道和前缘的水下分流河道都为有利储集层发育的沉积相带。

图3　元坝地区须三段孔隙度与单砂体厚度关系

2.2成岩作用

2.2.1压实作用

研究区须三段钙屑砂体为近源沉积，搬运距离短，沉积物分选差，砂体成分成熟度和结构成熟度均较低，易于压实。同时，早期存在的酸性水介质以及晚期发育的超压都使得沉积物致密化速率大，原生孔隙消失速度加快。

元坝地区须三段为一套煤系地层［3-4］，地层水介质为酸性，因此，在成岩早期缺少碳酸盐岩胶结物支撑，易被压实，以中—强压实为主。尤其对于岩屑砂体，其假杂基经压实变形后部分或全部充填于碎屑颗粒之间，残余粒间孔近完全消失。同时，强压实作用下往往使流体无缝隙进入砂层，容易形成溶蚀较弱或无溶蚀的致密层。

元坝地区须三段有机质生烃前，沉降速率中等，约50 m/Ma［11］。进入中成岩时期，沉降速率加快，有机质大量生气。据郝芳等［12］研究，元坝地区主要在晚期发育超压，因此，发育时间较晚的超压对有机质热演化不产生抑制，同时也不利于保护储集层。随着储集层埋藏时间增加，压实作用强度逐渐增大，从而使埋藏时间较长的储集层变得更加致密。因此，元坝地区须三段虽然砂体发育，但受强压实作用影响，有效储集层欠发育，储集层整体表现为厚度薄、非均质性强的特点。

2.2.2胶结作用

元坝地区须三段储集层中常见的胶结物主要有硅质、碳酸盐岩和少量黏土矿物，胶结物平均体积分数一般为12.00%。胶结作用主要发生于中成岩时期，胶结物充填粒内溶蚀孔隙，对孔隙造成堵塞，因此胶结物导致原生孔隙在早期压实减孔的基础上进一步减少。碳酸盐岩和硅质胶结不仅可使储集层的孔隙空间明显减少，而且还可改变储集层的孔隙结构，如胶结物的填充可令原始的管状喉道变成片状、缝合状，严重影响流体渗流，大大降低了储集层的渗透率。压实与胶结虽然同为储集层致密化的主要因素，但二者存在此消彼长的关系，即早期压实会阻碍后期胶结，早期欠压实则利于后期胶结物的产生，无论哪种成岩作用占主导地位，都会造成储集层致密。

2.2.3溶蚀作用

烃源岩生排烃过程中伴随的有机酸会对储集层产生溶蚀作用，影响着储集空间的形成。研究区总体上经历的构造运动较强［13］，有一系列的断层和裂缝产生，断裂体系的发育可为生排烃过程中伴生的酸性流体提供运移通道，因而在有断层和裂缝沟通的储集层中产生了相对较多的次生孔隙。尽管由酸性溶蚀作用产生的次生孔隙有限，但其是元坝地区须三段超致密沉积背景下的主要储集空间，是寻找有效储集层的主要方向。此外，值得一提的是，较高的长石体积分数往往利于粒内溶孔的生成和残余粒间孔的保存。这是由于：一方面长石相对不稳定，易被溶蚀形成次生孔隙，事实上研究区的粒内溶蚀孔隙也多是由长石溶蚀而成；另一方面长石具刚性，抗压实能力较强，有利于原生粒间孔隙的保存。

2.3构造作用

对于深层天然气藏，构造运动产生的裂缝是控制天然气富集与高产的关键因素［14-15］。研究区须三段气层埋藏深度普遍超过3 500 m，具有低孔、低渗和高含水饱和度特点，储集层孔隙度一般小于6.00%，渗透率一般低于0.10×10-3μm2，是典型的深层天然气藏。因此，裂缝的形成与分布对元坝地区天然气勘探具有重要意义。

研究发现，元坝地区西北部分布的须三段钙屑砂体储集层物性较好。原因之一是，储集层从沉积至今，一直处于构造高部位，在构造挤压作用下产生了大量近水平剪切缝与不规则扩张缝，裂缝的发育不但可增大储集空间，而且可提高储集层的渗滤能力，为酸性流体提供运移通道，因此，这一地区沉积的钙屑砂体中发育了较多的裂缝和溶蚀孔隙。在这一认识指导下，如在砂层厚度薄、埋深大、沉积相带不是特别有利的地区发育异常高压，不仅可产生超压裂缝，而且能使裂缝保持开启状态，可极大改善储集层的储集和渗流能力，从而使原本认为不利的区域发育有利储集层。

3　储集层成因模式

元坝地区须三段储集层发育受沉积、成岩和构造多种因素控制，优质储集层是在原始沉积、中期成岩以及后期构造作用等多种控制因素相互结合下形成的（见图4）。

稳定的物源供应和中等的水动力条件为沉积较高成分成熟度和结构成熟度的河道钙屑砂体提供了条件，同时沉积环境决定岩石类型，岩石类型又控制着中、后期的成岩作用和裂缝发育程度，因此，沉积环境是有利储集层形成的基础。成岩作用类型和强弱是多种控制因素的集中体现，成岩作用不但控制着原生孔隙的存留，还影响着次生孔隙的演化。构造作用普遍存在，其形成的裂缝是有效的储集空间，尤其对于深层致密储层，裂缝发育与否成为优质储集层形成的关键。因此，元坝地区须三段有效储集层的形成是沉积、成岩和构造作用三者相互耦合的结果，其中沉积作用是基础、成岩作用是关键、构造作用是保障。

图4　元坝地区须三段优质储集层形成过程

4　结论

1）元坝地区须三段碎屑岩储集层具有富岩屑、贫长石、少石英的低成分成熟度特征；岩石颗粒以点-线接触为主，分选中等偏好，结构成熟度中等。总体上，该储层属于特低孔、特低渗储集层。

2）物源供应稳定、水动力条件中等沉积环境下形成的厚层河道钙屑砂体，是形成有效储集层的基础。元坝地区须三段近源沉积下形成的碎屑沉积普遍压实强烈。主要发生于中成岩时期的硅质、碳酸盐和少量黏土矿物胶结充填储集空间，其和压实作用是储集层致密的主要因素。晚成岩阶段有机酸引起的溶蚀作用可形成一定量的次生孔隙，构造挤压作用可产生大量裂缝，裂缝的发育对增大储集空间和提高储集层的渗滤能力都有利。

3）元坝地区须三段有效储集层的形成，是沉积、成岩和构造作用三者相互耦合的结果。

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（编辑王淑玉）

Formation mechanism of 3rd Member of Xujiahe Formation reservoir in Yuanba Area of northeast Sichuan Basin

He Manru1，Sun Tingbin2，3，Wang Ling2，3，Liu Peng4
（1.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation，Chengdu University of Technology，Chengdu 610059，China；2.Postdoctoral Research Workstation，Zhongyuan Oilfield Company，SINOPEC，Zhengzhou 450000，China；3.Research Institute of Exploration and Development，Zhongyuan Oilfield Company，SINOPEC，Puyang 457000，China；4.Research Institute of Exploration and Development，Shengli Oilfield Company，SINOPEC，Dongying 257015，China）

In order to solve the problem of unclear mechanism about the reservoir of the 3rd Member of Xujiahe Formation and guide oil gas exploration，research has been carried out based on casting，scan electron microscope and X-ray diffraction.The results show that:the reservoir has the characteristics of abundant lithoclast，few feldspar，lack of quarta and low composition maturation；the reservoir belongs to tight sandstone reservoir with super-low porosity and super-low permeability；the steady provided provenance and moderate hydrodynamic condition are the basis of developing thickness calcarenaceous sandstone，and the calcarenaceous sandstone is the favorable reservoir；the process of hydrocarbon generation-expulsion can generate organic acid，and the organic acid is the key to secondary pore developed；tectonic process can generate fracture，and fracture can increase reservoir space and enhance permeable ability.These research results are significant to seek favorable reservoirs in the 3rd Member of Xujiahe Formation in Yuanba Area.

formation mechanism；calcarenaceous sandstone；reservoir；3rd Member of Xujiahe Formation；Yuanba Area

国家科技重大专项课题“海相碳酸盐岩层系优质储层分布与保存条件评价”（2011ZX05005-002）

TE122.2+3

A

10.6056/dkyqt201601002

2015-09-18；改回日期：2015-11-14。

何曼如，女，1986年生，在读博士研究生，主要从事储层评价与油气成藏方面的研究工作。E-mail：1101043455@qq.com。

引用格式：何曼如，孙廷彬，王玲，等.川东北元坝地区须三段储集层形成机制［J］.断块油气田，2016，23（1）：6-10.

He Manru，Sun Tingbin，Wang Ling，et al.Formation mechanism of 3rd Member of Xujiahe Formation reservoir in Yuanba Area of northeast Sichuan Basin［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2016，23（1）：6-10.