四川盆地东南部小河坝组优质储层的形成机制

胡东风, 王良军, 施泽进, 王 勇

(1.中国石化勘探分公司,成都610041;2.油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学),成都610059)

四川盆地东南部小河坝组优质储层的形成机制

胡东风1, 王良军1, 施泽进2, 王 勇2

(1.中国石化勘探分公司,成都610041;2.油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学),成都610059)

探讨四川盆地东南部下志留统小河坝组砂岩形成优质储层的控制因素及形成机制。以野外剖面测量为基础,通过孔渗分析、薄片鉴定、阴极发光及扫描电镜等手段，结合前人的研究成果，对小河坝组海相碎屑岩的储层形成机制进行分析。认为沉积微相控制了储层形成的先决条件，水下分流河道和远砂坝主要沉积了一套粉砂岩，具有形成储层的先天条件；而分流间湾主要沉积了一套泥岩或粉砂质泥岩，不能形成储层。生烃中心对小河坝组储层具有重要的控制作用，砂岩中沥青的含量与生烃中心的距离具有明显的负相关性。岩性在纵向上的叠置关系也是影响储层形成的重要因素，具有砂泥互层的地层结构，因砂岩不易压实和胶结，可形成相对较好的储层；而厚层的砂岩因压实和胶结作用严重，反而难以形成好的储层。

储层；形成机制；小河坝组；四川盆地

近年来,海相碎屑岩逐渐成为油气勘探领域重点关注的对象之一。近十年来,国内集中发表了大量的研究成果[1-9],这些成果主要来自对塔里木盆地奥陶系—志留系海相碎屑岩的研究和四川盆地志留系海相碎屑岩的研究。所不同的是，在塔里木盆地,针对海相碎屑岩的勘探已经取得了重大的突破[8],而四川盆地海相碎屑岩至今没有突破。无论是塔里木盆地还是四川盆地,海相碎屑岩都具有较好的烃源岩和盖层，塔里木盆地海相碎屑岩在深部发育了孔渗条件较好的优质储层，而四川盆地海相碎屑岩储层则相对致密。毫无疑问，四川盆地海相碎屑岩勘探的关键在于寻找优质储层。然而，目前无论是少量的钻井资料还是野外露头资料都显示四川盆地海相碎屑岩绝大多数砂体都非常致密，志留系碎屑岩仅在石柱县双流坝和冷水溪地区发育了一套相对较好的储层。本文将通过野外露头的对比分析，尝试阐述小河坝组优质储层的形成机制，期望对四川盆地海相碎屑岩的勘探有所帮助。

1 区域地质背景

研究区位于四川盆地东南部的川东高陡构造带和川南中低缓构造带，所处大地构造位置为扬子板块中南部、黔中隆起北缘及川中隆起以南的上扬子前陆盆地中部区域[10]。该区下组合(震旦系-志留系)是川东南地区油气勘探的重要新领域，其纵向上发育多套生储盖组合，具有较好的勘探前景[11]。

目标层下志留统小河坝组(S1x)主要分布在南川三泉-石柱漆辽-彭水-秀山一带，厚度为200～300 m，底部与龙马溪组顶部黄绿色薄至中厚层粉砂质泥岩、页岩整合接触。下部为绿灰色中至厚层状粉砂岩，局部夹生物碎屑灰岩条带，具不明显波痕，含珊瑚、腕足类、三叶虫等化石；上部为黄绿、灰绿色页岩，夹生物灰岩薄层或透镜体；底部夹粉砂岩条带，具虫迹、小型波痕；顶部为薄层状石英粉砂岩，波痕发育，与韩家店组紫红色、绿灰色页岩整合接触。小河坝组主要为一套三角洲沉积物,发育三角洲前缘和前三角洲2个亚相[12]。在研究区南部,与小河坝组同期沉积的石牛栏组则为一套局限台地相、台地边缘浅滩相、台地边缘生物礁相、台地边缘斜坡相、陆棚相的海相碳酸盐岩[10](图1)。

2 储层基本特征

小河坝组砂岩颗粒普遍较细，以粉砂岩及泥质粉砂岩为主，含少量的细砂岩(图2-A～D)。200多个薄片鉴定结果表明，小河坝组储层主要以长石石英砂岩为主，含少量的石英砂岩。石英占全部碎屑(体积)的78%～97%，平均为88.4%，砂岩的成分成熟度为中等偏高。石英以单晶石英为主，偶见硅质岩屑，部分岩石中可见次生加大石英。长石的体积分数为1%～15%，平均为6.9%,以斜长石为主，其次为微斜长石和正长石(图2-B、D)。镜下见长石普遍蚀变较弱，表面较干净，在粉砂岩中可见长石溶蚀现象。岩屑成分相对单一，以云母类为主(主要为黑云母和白云母)，云母的体积分数为0%～12%，平均为4.6%；其他岩屑少见，如少数粉砂岩中偶见黏土岩屑、千枚岩屑。碎屑分选性为中等偏好，砂岩中杂基(泥质)的体积分数为5%～14%，泥质夹层的体积分数为5%～45%，胶结物的体积分数为2%～12%，以不均匀的钙质胶结作用(局部非常强烈)为显著特点(图2-D)。因此，小范围内的孔、渗性变化很大，储层有较为强烈的非均质性，薄片面孔率为2%～13%，裂缝率为0.2%～5%。

常规岩石物性分析结果表明，小河坝组各剖面孔隙度(q)为0.27%～13.23%，平均为1.19%～5.38%；渗透率(K)为(0.011～7.97)×10-3μm2，平均为(0.22～0.99)×10-3μm2。黄草场、三泉、小河坝剖面的平均孔隙度分别为1.58%、1.75%和1.19%，冷水溪和双流坝剖面岩石平均孔隙度明显高于以上3个剖面，分别为5.05%和5.38%，但渗透率却无明显优势。

图1 川东南地区石牛栏期(小河坝期)沉积体系平面展布Fig.1 The planar distribution of depositional system of the Shiniulan (or Xiaoheba) Formation(据文献[9]和文献[13]修改)

显微镜下观察, 黄草场、三泉、小河坝剖面砂岩中的孔隙主要为少量的原生粒间孔及少量裂缝,溶蚀孔隙多被方解石充填(图2-E、F),有效孔隙相对较少；而在冷水溪、双流坝剖面则可观察到数量较多的溶蚀孔隙,大量的颗粒被溶蚀形成铸模孔,孔隙未被完全充填或被沥青充填(图2-G、H)。这些溶蚀孔隙为什么会形成并保存下来是本文讨论的重点。

3 储层的形成机制

王勇等[14]曾从微观角度对小河坝组储层的控制因素进行了分析，认为优质储层的压实作用和胶结作用相对较弱，且其溶蚀作用和破裂作用相对较强，在沉积物的粒度上也略粗于其他剖面，这些因素是造成优质储层发育的原因。这些微观因素对理解小河坝组储层的成因具有一定的理论意义，但对油气勘探部署作用有限。我们结合野外调查和室内测试分析，在前人的基础上对小河坝组储层的形成机制进行宏观上的分析。

3.1 生烃强度对小河坝组储层的影响

根据薄片观察和实际地质状况分析[13,15-17]，志留系碎屑岩是一次连续快速的沉积过程，没有明显的表生溶蚀作用，后期的次生孔隙多在埋藏环境下形成的。在埋藏条件下，有机质成熟形成的有机酸溶蚀是最主要的溶蚀方式[18-25]。从整个四川盆地来看，小河坝组最主要的烃源岩为下伏的龙马溪组。龙马溪组泥页岩在盆地内有2个沉积中心，一个位于泸州—永川地区，另一个位于石柱—彭水地区，也是龙马溪组2个重要的生烃中心[26-27]。早在20世纪八九十年代，就有学者提出次生孔隙的形成和保存的2个有利条件为储层与烃源岩相邻和烃源岩已经成熟，生成过大量的有机酸[28-29]。本次研究的几个剖面储层发育状况，印证了上述观点。在位于生烃中心附近的双流坝剖面和冷水溪剖面中(图3)，可见大量的溶蚀孔隙，且孔隙多被沥青充填；往远离石柱—彭水生烃中心的南东方向，距离生烃强度中心越远，孔隙发育程度越弱，且沥青含量明显降低(图3)，沥青含量与生烃中心的距离具有明显的负相关性。因此，小河坝组储层的发育状况，明显受到了生烃强度的影响。大量的有机质成熟不仅提供了充足的酸性流体，促使砂岩中的易溶组分溶解，而且紧随其后的油气充注也可对形成的溶蚀孔隙进行有效的保护。因此，生烃强度对小河坝组储层具有明显的控制作用。

3.2 沉积微相的控制作用

沉积微相通过影响沉积物的岩性、颗粒粗细及砂体厚度等影响着储层的发育状况。绝大多数储层的形成都会受到沉积相带的控制[31-36]。通过对小河坝组样品的统计(表1)，在研究区存在的3类主要沉积微相中，分流间湾的物性发育较差，而水下分流河道和远砂坝则相对较好，远砂坝的平均孔隙度可达到3.8%以上。分流间湾通常以粉砂质泥岩为主，沉积物颗粒较细，形成储层的先天条件不足。相对于远砂坝，水下分流河道可以形成巨厚层的砂体，且砂岩的颗粒也往往相对较粗，具有较好的先天条件；但同时也因其先天条件较好，在埋藏后，也很容易被胶结及压实，使孔隙消耗殆尽。远砂坝的岩性往往以粉砂岩或含泥质粉砂岩为主，因其在三角洲前缘的前端，在纵向上容易形成远砂坝和分流间湾的互层沉积，在沉积后受分流间湾泥岩的保护，容易形成较好的储层。

图2 小河坝组砂岩显微照片Fig.2 Photomicrographs of the sandstone from the Xiaoheba Formation(A)含泥质粉砂岩，少量溶孔，被沥青充填，双流坝剖面，单偏光; (B)与(A)同一视域，长石发蓝色光，石英不发光,阴极发光照片; (C)粗粉砂岩，碳酸盐岩胶结严重,黄草场剖面，单偏光; (D)与(C)同一视域，长石发蓝色光，石英不发光，大量方解石胶结物在阴极射线下发桔黄色光，阴极发光照片; (E)孤立的原生粒间孔，无明显的渗滤通道，黄草场剖面，扫描电镜照片; (F)粉砂岩，少量残余粒间孔，被方解石(红色)充填，三泉剖面，茜素红染色，单偏光; (G)溶蚀作用强烈， 颗粒外形已被完全破坏， 仅剩下密集的次生孔隙及不规则的残留物，冷水溪剖面，扫描电镜照片; (H)长石溶孔发育，被大量沥青充填，双流坝剖面，单偏光

表1 小河坝组不同沉积微相物性统计Table 1 Statistics of physical property for different microfacies of the Xiaoheba Formation

图3 四川盆地龙马溪组页岩厚度分布及小河坝组沥青含量显微图Fig.3 Shale isopach of Silurian Longmaxi Formation and pitch content of the Xiaoheba Formation in Sichuan Basin(据文献[30]修改)

3.3 沉积相带纵向叠置对储层的影响

沉积相带的纵向叠置控制了碎屑岩在纵上的岩性组合。通过各个剖面的分析，发现在大套厚层的砂岩中，样品往往表现出了较明显的压实作用和胶结作用(图4)。例如在黄草场及南川地区，大套的砂岩里储层反而不发育。而在双流坝和冷水溪剖面中(图5)，纵向上以砂泥近乎等厚互层的形式存在。这种砂泥互层的结构有利于防止成岩早期砂体被强烈地压实，泥质层的存在，阻碍了在压实过程中，砂岩中的流体被挤压排泄掉，间接地保护了原生粒间孔，为后期的溶蚀作用奠定了基础。因此，纵向上这种砂泥互层的结构有利于优质储层的形成和保护。

4 砂体演化模式

小河坝组中的砂体沉积时,主要形成2种类型,一种是砂体厚度明显大于泥岩厚度的砂包泥型沉积,另一种是泥岩厚度明显大于砂体厚度的泥包砂型沉积(图6-A)。对于砂包泥型砂体,当地层被埋藏后，在上覆地层重力作用下会被迅速压实(图6-B)；但由于砂岩骨架颗粒的支撑作用，原生孔隙并不能完全损耗，再加上砂体本身较厚，会留有较多的孔隙通道供地下水流动，此时的砂体相当于处在一个开放体系中，砂体中的水压等于静水压力(图6-B)，这种水流不断从浅层水体中带来CaCO3，当流进深部地层时，由于温度的升高，CO2的溶解度降低，溶解在其中的CaCO3饱和沉淀，形成大量的以方解石为主的胶结物(图6-C)。至晚二叠世，志留系中的有机质成熟时[37]，尽管可能由于加里东运动及海西运动产生了大的断层，但此时砂体已经比较致密，断层只是起到了导流有机酸的作用，并不能使砂岩产生普遍的溶蚀孔隙(图6-D)。

图4 致密砂岩显微特征Fig.4 Microphotographs showing the characters of tight sandstone in Xiaoheba Formation(A)细粒石英砂岩，强压实，碎屑紧密接触，见石英次生加大,黄草场剖面，正交偏光；(B)细粒长石石英砂岩，强压实，较粗的颗粒紧密接触，细小颗粒残余粒间孔被方解石充填,黄草场剖面，正交偏光

图5 研究区小河坝组剖面岩性简图Fig.5 Sketch showing the Xiaoheba Formation lithology from different cross sections

当地层纵向上以泥岩为主时，会形成泥包砂的结构(图6-A)，地层埋藏后，同样会被迅速压实(图6-B)，且泥岩由于缺乏颗粒支撑，更容易被压实，压实后的泥岩渗透性迅速降低，而包在其中的砂岩，由于砂岩骨架颗粒的支撑作用，原生孔隙部分得以保留。当埋藏深度进一步加大时，由于周围泥岩的阻隔，砂体中的水并不能及时排出，此时，砂体中的水会承受一部分地层压力，阻碍砂体进一步压实及胶结物的进一步形成(图6-C)。当有机质开始成熟时，生成有机酸及烃类，泥岩中的压力增加，有机酸及烃会向包在其中的砂体中运移，当其中存在大的断层或构造缝时，有机酸不断进入砂体并向构造缝中汇集，在此过程中可能会造成砂岩中的长石及胶结物的溶蚀，形成较多的溶蚀孔隙(图6-D)。这一过程是小河坝组储层发育的主要机制。

图6 小河坝组砂体演化模式Fig.6 Evolution model of sand bodies for the Xiaoheba Formation

当然，上述观点主要是基于野外露头的研究，至于经历了有机酸溶蚀后而未被抬升至地表的砂体，在地下是否经历了更为复杂的成岩作用改造，是否造成了储层更为发育或更为致密，由于缺乏相应的岩心资料的支撑，深埋地下的砂体具体情况目前还无从知晓。但据以往的勘探经验，野外露头在一定程度上可以反映地下的情况，在目前资料状况下认识和理解小河坝组储层局部较为发育的状况，仍然具有重要的指导意义。

5 结 论

a.四川盆地东南部小河坝组碎屑岩以粉砂岩及泥质粉砂岩为主，普遍致密，但在冷水溪及双流坝剖面发育了一套相对较好的储层，储层孔隙以长石的次生孔隙为主，孔隙度约为5%。

b.小河坝组储层在宏观上受生烃强度、沉积微相和沉积相在纵向上的展布控制。距离生烃中心越近，砂岩越容易受到有机酸的溶蚀，也越容易被油气充注使得溶蚀孔隙被保存下来，储层发育状况与生烃中心的距离存在明显的负相关性；远砂坝微相是最有利的沉积微相；纵向上砂泥互层的沉积结构，更有利于储层的发育。

c.在砂包泥的地层结构中，由于砂体的渗透性较好，在成岩过程中流体易于在其中流动，带来了大量的方解石胶结物，使砂体迅速被致密化，即使后来有机质的成熟过程中形成了大量的有机酸及构造运动形成了部分破裂缝，但致密化的储层已经很难被改造了。

d.在泥包砂的地层结构中，压实后的泥岩阻挡了砂体中流体的排出，也防止了砂体被外来方解石胶结，保存了相当数量的原生孔隙。当有机质成熟生成有机酸并有一定的裂缝沟通时，有机酸进入砂体，形成一定数量的次生溶蚀孔隙，这一过程是小河坝组储层形成的重要机制。

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Studyontheformationmechanismofhigh-qualityreservoirofXiaohebaFormationinSoutheastSichuanBasin,China

HU Dongfeng1, WANG Liangjun1, SHI Zejin2, WANG Yong2

1.ExplorationCompanyofSINOPEC,Chengdu610041,China;2.StateKeyLaboratoryofOilandGasReservoirGeologyandExploitation,ChengduUniversityofTechnology,Chengdu610059,China

The Lower Silurian Xiaoheba Formation is an important target for oil and gas exploration in Sichuan Basin. The sandstone in Xiaoheba Formation is very tight, but it can form relatively good quality reservoir. Based on the measured natural profiles as well as previous research results, the controlling factors of reservoir quality and mechanism for the formation of relatively high-quality reservoir are studied by means of property testing, thin section identification, cathodoluminescence, scanning electron microscope and other technical methods. It is considered that the sedimentary microfacies are prerequisites for the formation of reservoir. The siltstone deposited in the subaqueous distributary channel and distal bar is favorable for the formation of reservoir, while the mudstone or silty mudstone deposited in the bay between underwater distributary channels are hard to form reservoir. Hydrocarbon-generating center is very important for the formation of reservoir and a negative correlation exists between the solid bitumen content and the distance from sandstone to hydrocarbon-generating center. Superimposed relation among various lithological layers is also an important factor controlling the formation of reservoir. Sandstone intercalated with mudstone can form reservoir easily as the sandstone is not easily cemented and compacted, while the thick bedded sandstone is hard to form high quality reservoir because of its strong compaction and cementation during the diagenesis.

reservoir; formation mechanism; Xiaoheba Formation; Sichuan Basin

TE122.21 [

] A

10.3969/j.issn.1671-9727.2017.05.05

1671-9727(2017)05-0543-10

2017-03-21。

国家科技重大专项(2016ZX05002-004-004)。

胡东风(1964-),教授级高工,从事油气勘探部署及研究工作, E-mail:sinopec_hu@sina.com。