川北地区须四段致密砂岩储层特征及成岩演化

周 林，陈 波，凡 睿，郝景宇，汪 鑫

(1. 中国石化 江汉油田分公司 勘探开发研究院，湖北 武汉 430233； 2.长江大学 非常规油气湖北省协同创新中心，湖北 武汉430100； 3.中国石化 勘探分公司，四川 成都 610041； 4.中国石油 塔里木油田分公司 塔中油气开发部，新疆 库尔勒 841000)

川北地区须四段致密砂岩储层特征及成岩演化

周 林1，2，陈 波2，凡 睿3，郝景宇3，汪 鑫4

(1. 中国石化 江汉油田分公司 勘探开发研究院，湖北 武汉 430233； 2.长江大学 非常规油气湖北省协同创新中心，湖北 武汉430100； 3.中国石化 勘探分公司，四川 成都 610041； 4.中国石油 塔里木油田分公司 塔中油气开发部，新疆 库尔勒 841000)

通过薄片、扫描电镜、压汞及测录井资料分析，结合野外剖面调查和岩心观测等手段，对四川盆地北部须家河组四段致密砂岩储层特征及成岩演化规律进行了研究。结果表明：研究区西部主要发育钙屑砂岩储层，北部主要发育岩屑砂岩储层，东部主要发育长石岩屑砂岩储层，岩石类型的分区性与盆地北部周缘三物源体系分布息息相关；储层物性表现为特低孔、特低渗的特征，孔隙类型以次生溶孔和微裂缝为主，以小孔、细吼为主要特征；储层成岩作用类型复杂，主要有压实压溶作用、胶结作用、溶蚀作用、交代蚀变作用和破裂作用。多种类型的成岩作用在特低渗透致密砂岩储层形成过程中扮演着重要角色。其中，压实作用是造成原生孔隙损失的最主要因素，使储层孔隙度损失77.52%左右；胶结作用破坏储层物性，使孔隙度损失30%左右；溶蚀作用形成次生孔隙，增加孔隙度3.28%；后期构造作用对储层有建设性影响，进而形成现今以次生溶孔-裂缝为主要储集空间的致密砂岩储层。

储层特征；成岩演化；致密砂岩；须四段；川北地区

须家河组储层主要发育在须二、须四和须六段[1-5]，为典型的致密砂岩储层(绝对渗透率小于0.1×10-3μm2[6-7])。前人研究表明，致密储层的形成受到沉积和成岩作用的双重控制[8-11]；沉积作用影响着致密砂岩储层的原始物性[12-14]，成岩过程中酸性水条件和早期碳酸盐胶结物是致密砂岩储层次生孔隙形成的基础，环边绿泥石对致密砂岩储层原生孔隙的保存起到积极作用[15-17]。历年来，前人公开发表了众多关于须家河组致密砂岩储层类型、成岩作用类型及特征、储层致密化成因及致密砂岩储层评价等方面的相关文献。但以上研究多着眼于四川盆地中部和西部，或是强调须家河组的整体储层特征，未见盆地北部须四段储层特征及成岩演化规律的相关文献报道。研究区在构造位置上北临米仓山-大巴山推覆构造带，西临龙门山推覆构造带，南靠川中隆起北斜坡，地理位置上属于四川盆地北部的中、高山区[18-19]。研究区内划分为九龙山向斜带、池溪向斜带、通南巴背斜带、通江向斜带和中部断褶带5个次级构造单元(图1)。

相对于其他地区、其他层位的致密储层，川北地区须四段有其“与众不同”的特点。首先，受龙门山、米仓山和大巴山造山运动影响，研究区受多物源控制，储层类型复杂；其次，须四段埋深大、成岩作用强，岩性横向变化快，孔隙结构复杂，储层非均质性强、孔渗值极低(甚至和页岩气储层相当)；再次，受长期挤压作用影响，研究区构造变形强烈，构造作用对储层后期改造复杂。鉴于此，笔者通过对薄片、扫描电镜、压汞及测录井资料的分析，结合野外剖面调查和岩心观测等手段，对研究区须四段特低渗透致密砂岩储层的岩石学特征、成岩作用及序列展开研究，以期明确川北地区须四段储层特征及成岩演化规律，促进区内须四段油气勘探工作。

1 岩石学特征

根据岩心、岩屑和野外露头共计1 029块薄片观察统计,研究区须四段储层岩石类型复杂，分区性明显。研究区西部发育富含碳酸盐岩屑的钙屑砂岩，东部发育长石岩屑砂岩和岩屑砂岩，北部发育岩屑砂岩和岩屑石英砂岩(表1)。岩石类型的分区性特征与研究区周缘龙门山、大巴山和米仓山三物源密切相关。

1.1 西部钙屑砂岩储层

1) 石英含量35%～50%，平均39.11%；岩屑含量34%～52%，平均42.12%，组分单一，主要为碳酸盐岩屑，占岩屑含量的87%，次为少量变质岩岩屑；长石含量低，多为钾长石，含量在1%～4%，平均1.88%。

表1 川北地区须四段砂岩储层矿物成分含量统计

2) 填隙物组分主要为方解石胶结物，含量在6%～20%，平均10.33%；白云石胶结物平均含量0.74%。

3) 碎屑颗粒次棱-次圆状，紧密接触，分选中等-好，基底式胶结。

1.2 北部岩屑砂岩储层

1) 石英含量41%～58%，平均49.34%；岩屑含量27%～44%，平均37.56%，沉积岩岩屑占岩屑总量的61%，主要是粘土岩岩屑和泥页岩岩屑，变质岩岩屑占岩屑总量的38%，主要为变质石英岩岩屑和千枚岩岩屑，火山岩岩屑含量较少，多为玄武岩岩屑；长石含量在0～3%，且以钾长石为主。

2) 填隙物组分以粘土杂基为主，平均含量4.32%；见少量硅质胶结物，大多是石英次生加大的产物，平均含量1.44%。

3) 碎屑颗粒紧密接触，分选中等，次棱-次圆状，孔隙-接触式胶结。

1.3 东部长石岩屑砂岩储层

1) 石英含量40%～57%，平均49.6%；长石含量9%～17%，平均13.24%，以钾长石为主，斜长石含量仅占长石含量的10%；岩屑含量20%～34%，平均26.03%，其中沉积岩岩屑占岩屑总量的43%，主要是粘土岩岩屑、泥页岩岩屑及少量碳酸盐岩屑，变质岩岩屑占岩屑总量的52%，主要为千枚岩岩屑和板岩岩屑，火山岩岩屑含量较少。

2) 填隙物组分以方解石胶结物和粘土杂基为主。方解石胶结物含量1%～8%，平均4.26%；粘土杂基含量3%～6%，平均3.90%，主要为伊利石和绿泥石。

3) 碎屑颗粒多呈次棱角状，分选中等，点-线接触，孔隙-接触式胶结。

2 物性及储集空间特征

2.1 物性特征

研究区8口井298块样品的物性测试数据表明，须四段孔隙度最大值6.79%，平均3.67%，84.23%的样品孔隙度值在2%～6%(图2)；渗透率最大值0.943 1×10-3μm2,平均0.051×10-3μm2，88.93%的样品渗透率值小于0.1×10-3μm2(图2)，为典型的特低孔-特低渗致密砂岩储层。孔隙度与渗透率交会图显示，目的层段储层物性相关性不佳，其相关系数的平方仅为0.393 1(图3)，推测其原因可能有二：一是自印支运动以来研究区受到多期构造活动影响，局部地区裂缝发育，使部分样品的渗透率值受到较大影响；其二则是致密砂岩储层孔喉细小且极不规则，存在较多的束缚孔隙。

图2 川北地区须四段砂岩储层物性特征Fig.2 Physical properties of sandstone reservoirs in the fourth member of the Xujiahe Formation in the northern Sichuan Basina.孔隙度；b.渗透率

图3 川北地区须四段砂岩储层孔隙度与渗透率关系Fig.3 Relationship between porosity and permeability of sandstone reservoirs in the fourth member of the Xujiahe Formation in the northern Sichuan Basin

2.2 储集空间类型

铸体薄片和扫描电镜资料显示：研究区须四段孔隙不发育，可见少量粒间溶孔、粒内溶孔、残余粒间孔、铸模孔和微裂缝，其中次生溶孔(粒内溶孔和粒间溶孔)和微裂缝较为发育(图4)。孔隙一般以小孔为主，面孔率较低，局部连通性较好；岩心观测和薄片镜下可见局部层段裂缝较为发育，虽然裂缝的发育对整体面孔率贡献不大，但其发育程度却对储集砂体的渗透性影响较大。根据镜下微观研究结果，须四段主要溶蚀矿物组分为长石，其次为粒间填隙物和变质岩岩屑，碳酸盐岩胶结物和火山岩岩屑溶蚀现象较为少见。

3 成岩作用与成岩阶段

3.1 成岩作用特征

综合普通薄片、铸体薄片、扫描电镜、X-衍射及阴极发光等资料认为，研究区须四段埋藏深度大，成岩作用复杂，就成岩类型而言，主要有压实压溶作用、胶结作用、溶蚀作用、交代蚀变作用和破裂作用。

1) 压实压溶作用

研究区机械压实作用强，表现为：①片状颗粒定向排列；②颗粒线状、凹凸状接触(图5a)；③软组分塑性变形(图5b)；④刚性颗粒破裂(图5c)。压溶作用表现为：①颗粒接触点处发生形变，硅质沿喉道进入孔隙它状填充形成次生硅质加大(图5d，e)；②颗粒间线状、凹凸状、锯齿缝合线状接触(图5a)。

图4 川北地区须四段砂岩储层典型储集空间类型Fig.4 Typical reservoir space types in sandstone reservoirs in the fourth member of the Xujiahe Formation in the northern Sichuan Basina.长石粒内溶孔，B16井，埋深4 626.21.05 m，SEM；b.变质岩岩屑粒内溶孔，B16井，埋深4 626.02 m；c.长石部分被溶蚀形成粒内溶孔，B4井，埋深4 776.52 m；d.凝灰岩岩屑粒内溶孔，B1井，埋深4 473.05 m；e.残余粒间孔，B16井，埋深4 626.41 m；f.微裂缝，B16井，埋深4 622.11 m；g.长石粒内溶孔，B16井，埋深4 587.00 m，SEM；h.填隙物粒间微孔，B16井，埋深4 626.39 m，SEM；i.方解石粒内溶孔，B16井，埋深4 587.00 m，SEM

图5 川北地区须四段砂岩储层典型成岩现象和粘土矿物扫描电镜特征Fig.5 Typical diagenetic phenomena and characteristics of clay mineral under scanning electron microscope of sandstone reservoirs in the fourth member of the Xujiahe Formation in the northern Sichuan Basina.石英颗粒间缝合线接触，B16井，埋深4 625.57 m；b.颗粒线-凹凸接触，塑性岩屑挤压变形，L5井，埋深4 290.00 m；c.片状云母被石英颗粒挤压变形，见层间微缝，L17，埋深4 578.00 m，扫描电镜；d.石英次生加大，B16井，埋深4 623.42 m；e.粒状硅质集合体充填粒间孔隙，片丝状伊利石附着于颗粒表面，L17井，埋深4 544.00 m，扫描电镜；f.片丝状、毛发状伊利石集合体充填于粒间孔隙中，L1井，埋深4 465.15 m，扫描电镜；g.片状绿泥石集合体附着于碎屑颗粒表面、充填颗粒之间，L17井，埋深4 541.05 m，扫描电镜；h.早期方解石基底式胶结(蓝色箭头)，后期铁方解石交代长石(红色箭头)，L17井，埋深4 558.00 m；i.铁白云石交代长石(红色箭头)，泥质绢云母化(蓝色箭头)，B16井，埋深4 631.50 m；j.长石部分被溶蚀形成粒内溶孔，B4井，埋深4 776.52 m；k.长石粘土化(红色箭头)，泥质绢云母化(蓝色箭头)，B16井，埋深4 621.02 m；l.微裂缝，B16，埋深4 622.11 m

2) 胶结作用

① 粘土胶结作用

粘土胶结物主要为伊利石，其次为绿泥石和伊/蒙间层。伊利石在扫描电镜下呈片状、卷曲片状、毛发状，或呈薄膜状覆盖于颗粒表面(图5f)；绿泥石呈片状、集合体状、薄膜状附着于颗粒表面(图5g)。

② 碳酸盐岩胶结作用

据扫描电镜、薄片和阴极发光资料分析，碳酸盐矿物的胶结有3种方式：一是呈粉晶、微晶、亮晶环边或基底式胶结(图5h)，为准同生至成岩早期阶段产物；二是呈细晶、连晶、嵌晶充填于孔隙中或交代颗粒的(含铁)方解石、含铁白云石(图5h，i)，为晚期自生胶结；三是充填裂缝。

3) 溶蚀作用

镜下观察发现本区常见长石、岩屑溶蚀形成的粒内溶孔和碳酸盐胶结物溶蚀形成的粒间溶孔(图5j)。粒内溶孔和粒间溶孔是须四段最主要的孔隙空间类型。

4) 交代蚀变作用

研究区须四段交代蚀变作用较为明显，主要是石英、长石、岩屑等的碳酸盐化和粘土化(图5h，i，k)，其中以粘土化为主要的交代蚀变作用。

5) 破裂作用

破裂作用按成因分为两类：与成岩作用有关的微裂缝和与构造应力有关的构造裂缝。成岩微裂缝是石英等刚性矿物颗粒受强烈压实而破裂，凝灰质、云母等失水蚀变收缩形成的粒间或层间的片状裂隙(图5c)。构造缝主要形成于喜马拉雅运动之后，常被碳酸盐、硅质、沥青等充填(图5l)。破裂作用产生的裂缝提供了一定的孔隙空间，更重要的是其连通作用提高了砂岩储层的排液能力，改善了储层的渗透性。

3.2 成岩作用阶段划分

研究区须四段成岩作用程度较深，目前主要处于晚成岩阶段，主要依据如下:①镜质体反射率(Ro)一般大于2.0%；②粘土矿物以伊利石为主，次为绿泥石，少量伊/蒙混层矿物，属有序混层带，伊/蒙混层中蒙皂石含量低于15%；③含铁碳酸盐胶结物常见；④孔隙类型以次生粒间溶孔、粒内溶孔为主，微裂缝常见；⑤烃类演化至过成熟干气阶段。

4 成岩演化规律

4.1 成岩演化序列

研究区须四段埋藏深度大，储层成岩作用复杂。多种类型的成岩作用对储层物性的改造起着至关重要的作用[20-23]，在特低渗透致密砂岩储层的形成过程中扮演着重要角色。综合研究表明，本区须四段储层成岩演化序列大致如下(图6)。

图6 川北地区须四段砂岩储层成岩阶段及孔隙演化模式Fig.6 Diagenetic stages and pore evolution patterns of sandstone reservoirs in the fourth member of the Xujiahe Formation in the northern Sichuan Basin

1) 同生期—早成岩A期(早侏罗世)：古地温低于65℃，Ro小于0.35%，有机质未成熟；成岩作用以机械压实为主，碎屑颗粒出现粘土边，长石粘土化，早期方解石胶结物呈基底式充填原生孔隙。

2) 早成岩B期(中侏罗世—晚侏罗世)：古地温65～85℃，Ro为0.35%～0.50%，有机质半成熟；埋深增大，压实作用持续进行，碎屑颗粒点-线或线接触，原生孔隙度大大降低，同时压溶作用逐渐开始，石英颗粒形成Ⅰ期加大；长石开始溶解形成次生粒内溶孔，孔隙类型主要为原生粒间孔和次生溶孔。

3) 中成岩A期(晚侏罗世—早白垩世)：古地温85～130℃，Ro为0.50%～1.30%，有机质成熟并进入生烃高峰，溶蚀作用大规模发生；成岩流体中过饱和的SiO2沉淀形成Ⅱ期石英加大，孔隙类型以次生溶孔和残余粒间孔为主。

4) 中成岩B期(晚白垩世)：最高古地温165℃，Ro为1.30%～2.20%，有机质高成熟-过成熟；含铁碳酸盐胶结物形成并交代长石、岩屑，原生孔隙基本消失，次生孔隙部分被胶结充填，孔隙类型以次生溶孔为主。

4.2 孔隙演化规律

1) 压实压溶作用与储层孔隙演化

本区压实作用强烈，岩石压实程度高，原生粒间孔剩余极少，提供不到0.5%的孔隙度。压实作用是造成本区原生孔隙损失的主要因素之一。

据镜下观察和压实率计算，研究区砂岩储层原始孔隙度在27.97%～49.32%，平均为34.28%；粒间体积(孔隙体积、填隙物体积和胶结物体积)在4.90%～17.90%，平均为10.55%。压实作用使孔隙度降低12.52%～32.37%，平均为23.73%，占孔隙总损失率的77.52%；压实率为42.12%～83.73%，平均为69.27%。

2) 胶结作用与储层孔隙演化

① 早成岩期胶结物

以粉-细晶方解石胶结物为主，分布不均，呈嵌晶状充填粒间孔隙，最大减少粒间孔隙可达26%，平均减少孔隙3.72%。

② 中成岩A期胶结物

以硅质胶结物为主，充填在早期胶结物形成后余下的粒间孔隙内。该期胶结物对原生粒间孔隙破坏严重，余下粒间孔隙约3%。

③ 中成岩B期胶结物

主要为铁方解石、铁白云石和晚期自生绿泥石，胶结物形态、自形程度及晶粒大小受控于残余粒间孔的形态和大小。可见含铁碳酸盐胶结物充填粒内孔、交代骨架颗粒的现象，至此原生粒间孔基本消失。

根据镜下薄片估算胶结物含量以及胶结物溶蚀部分的量，对本区胶结率进行计算。结果表明，胶结作用造成的胶结率为14.53%～50.36%，平均为28.54%。胶结作用使得原生粒间孔消失殆尽。

3) 溶蚀作用与储层孔隙演化

有机质热演化过程中产生的有机酸组分和富含有机酸的流体使岩石中的易溶矿物发生选择性溶蚀，形成粒内溶孔、粒间及晶间溶孔。溶蚀作用使孔隙度增大0～5.70%，平均为3.28%。

4) 破裂作用与储层孔隙演化

多期构造运动使研究区裂缝发育，局部储层孔隙度达5%～8%。破裂作用平均提高孔隙度约0.4%。

综上所述，川北地区须四段原始孔隙度为34.28%，经过早成岩阶段的压实作用和方解石胶结作用，损失孔隙度24.69%，损失率达72.02%，剩下约9.50%的原生孔；中成岩期粘土矿物的伊利石化和绿泥石化使孔隙度减小约2.80%，孔隙度损失率为8.17%；早成岩B期及中成岩A期的强烈溶蚀作用提供了3.28%左右的孔隙度，使储层孔隙度达10.00%左右；随后，硅质胶结物和晚期碳酸盐胶结物充填粒间孔、粒内孔，使得残余粒间孔基本消失，储集空间主要为次生孔隙，储层整体孔隙度约在3.50%左右。后期构造运动产生的裂缝使须家河组砂岩储层局部孔隙度达5%～8%，从而形成了现今以次生孔隙-裂缝为主要储集空间的致密砂岩储层。

5 结论

1) 川北地区须四段在周缘三物源体系的影响下发育钙屑砂岩储层、长石岩屑砂岩储层和岩屑砂岩储层。研究区须四段孔隙度平均值为3.47%，渗透率平均值为0.051×10-3μm2，为典型的特低孔-特低渗型致密砂岩储层，储层物性相关性较差，为孔隙-裂缝型储层；孔隙类型以次生溶孔和微裂缝为主，且以小孔-细吼为总体特征。

2) 研究区须四段储层成岩作用类型复杂，主要有压实压溶作用、胶结作用、溶蚀作用、交代蚀变作用和破裂作用，其中压实压溶作用、胶结作用和交代蚀变作用是破坏性成岩作用，溶蚀作用和破裂作用是建设性成岩作用；储层成岩作用程度较深，目前主要处于晚成岩阶段。

3) 多种类型的成岩作用在本区特低渗透致密砂岩储层形成过程中扮演着重要角色。其中，压实压溶作用是造成原生孔隙损失的最主要因素，使孔隙度损失约77.52%；胶结作用破坏储层物性，使孔隙度损失约30%；溶蚀作用形成次生孔隙，使孔隙度增加约3.28%；后期构造作用对储层有建设性影响，可提高局部储层物性。在多种类型的成岩作用综合作用下，研究区形成了现今以次生溶蚀孔隙和裂缝为主要储集空间的致密砂岩储层。

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(编辑 李 军)

Characteristics and diagenesis of tight sandstone reservoirs in the 4thmember of Xujiahe Formation,northern Sichuan Basin

Zhou Lin1,2,Chen Bo2,Fan Rui3,Hao Jingyu3,Wang Xin4

(1.ExplorationandProductionResearchInstitute,SINOPECJianghanOilfieldCompany,Wuhan,Hubei430233,China;2.HubeiCooperativeInnovationCenterofUnconventionalOilandGas,YangtzeUniversity,Wuhan,Hubei430100,China;3.SINOPECExplorationCompany,Chengdu,Sichuan610041,China;4.OilandGasDevelopmentDepartmentofCenterTarim,PetroChinaTarimOilfieldCompany,Korla,Xinjiang841000,China)

Analyses based on thin section,SEM,mercury intrusion and logging data were combined with outcrop and core observations to study the characteristics and diagenesis of tight sandstone reservoirs in the fourth member of the Xujiahe Formation in northern Sichuan Basin.The results show a calcareous sandstone-dominated west part,a lithic sandstone-dominated north part and a feldspar/lithic sandstone-dominated east part,in the area of interest.The rock type zoning was found to be closely linked to the distribution of the three provenances at the periphery of northern basin.Physical properties can be summarized as ultra-low porosity and permeability.Types of pores were mainly secondary solution pores with small diameter and fine throat and micro fractures.Diagenesis were complicated and varied from compaction and pressure solution,to cementation,dissolution,replacement and alteration as well as fracturing.And all the processes had once played important roles in the formation of ultra-low permeability tight sandstone reservoirs.Compaction caused loss of primary pores by 77.52% and cementation destroyed reservoir properties through porosity reduction by 30%.Dissolution generated secondary pores and increased porosity by 3.28%.Later tectonic activities also helped shaping the reservoirs with secondary solution pores-fractures being the main accumulation space.

reservoir characteristics,diagenetic evolution,tight sandstone,Xujiahe Formation,northern Sichuan Basin

2016-04-22;

2017-03-24。

周林(1985—)，男,博士后，储层沉积学。E-mail:380026198@qq.com。

国家科技重大专项(2011ZX05013-006-008)。

0253-9985(2017)03-0543-08

10.11743/ogg20170314

TE122.2

A