川西前陆盆地南段须二段有利成岩相研究

2018-05-11马华灵王旭丽李荣容李秀华夏文杰

天然气技术与经济 2018年2期

曾琪马华灵王旭丽李荣容李梅李秀华夏文杰

（1.中国石油西南油气田公司川西北气矿，四川江油 621700；2.成都理工大学能源学院，四川成都 610059）

0 引言

前人对川西地区须家河组的研究成果较为丰富，且多集中于储层特征、成岩作用、构造演化、沉积体系等方面［1-4］，对川西前陆盆地南段须家河组二段成岩相的研究则相对较少［5-6］。邹才能等认为成岩相是沉积物在沉积—成岩环境中的物质表现，其核心内容是现今的矿物成分和组构面貌，是表征储集体性质、类型和优劣的成因性标志［7］。成岩相作为一种储集体预测的新方法［6］510，可以揭示陆源碎屑沉积物从沉积到成岩直至变质之前所经历的成岩演化历程，以及整个成岩过程中孔隙水物化性质的演化历史等，并最终影响优质储层的发育和展布。为此，笔者在前人研究的基础上，利用薄片、物性及岩心等资料开展有利成岩相研究，为优质储层的时空分布、评价和预测提供重要的地质依据。

1 地质背景

川西盆地被认为是一个晚三叠时期由于松潘—甘孜海盆封闭产生的周缘前陆盆地［8］，即川西前陆盆地。研究区主体处在川西前陆盆地南段，西与龙门山推覆构造带相接，东到龙泉山，北起大邑，南抵华头嘴、三苏场构造。须家河组二段为区内天然气的重点勘探开发层位［9］，主要发育三角洲水下分流河道微相［10］。

2 储层基本特征

须家河组二段沉积厚度约为50～400 m，具北厚南薄的特征。岩石类型为灰白、浅灰色细、中粒长石岩屑砂岩、长石石英砂岩、岩屑石英砂岩夹不稳定薄层泥页岩。碎屑颗粒分选较好、磨圆中等、点线接触。碎屑组分石英含量约为50%～70%，石英颗粒主要为单晶石英，另有少量燧石；长石含量约占碎屑总量的13%～19%，以钾长石为主，少量斜长石和条纹长石，黏土化现象普遍，个别可见方解石化；岩屑含量为10%～30%，其成分以沉积岩屑和变质岩屑为主，少量火山岩屑；杂基含量为1%～14%，主要为黏土矿物伊利石，次为绿泥石；胶结物以硅质和方解石为主，其中硅质多以加大边的形式出现，含量一般为1%～12%，少数呈自生石英形式充填于孔隙中；方解石胶结物平均含量为4.16%，个别样品或层段方解石含量可达20%以上，呈基底式连晶胶结，推测其形成时间较早，在沉积物严重压实之前已完成颗粒胶结。

区内砂岩储层在埋藏成岩过程中，原生孔隙几乎消失殆尽，现今储集空间为成岩、构造等综合作用的结果，主要有粒内溶孔、粒间溶孔、晶间微孔及微裂缝。据常规物性分析，孔隙度介于0.36%～9.64%，平均为3.55%，主频分布在2%～5%；渗透率主频分布在0.001～0.01 mD，平均渗透率为0.054 5 mD，属特低孔渗致密砂岩储层。

3 成岩相划分

目前对成岩相没有统一的分类和命名方案，笔者以碎屑岩中填隙物成分及成岩作用类型命名。通过对P2井等18口井2 949块薄片的鉴定，将区内须家河组二段划分为5大类成岩相组合和13个成岩相类型。

3.1 环边绿泥石—硅质—碳酸盐胶结—溶蚀成岩相组合

除莲花山、张家坪外，该成岩相组合在区内广泛分布，多发育于粗、中粒长石岩屑砂岩中，可进一步细分为泥基—环边绿泥石—硅质—碳酸盐胶结—溶蚀成岩相、环边绿泥石—硅质—碳酸盐胶结—溶蚀成岩相及环边绿泥石—硅质胶结—剩余原生孔成岩相3种类型，以前两者较为常见。

泥基—环边绿泥石—硅质—碳酸盐胶结—溶蚀成岩相（图1a）形成于三角洲平原河道、河口坝及前缘分流河道沉积环境。泥基含量一般为1%～8%，以伊利石较为常见；绿泥石多以环边胶结方式产出，绿泥石膜厚约0.01～0.02 mm，含量为2%～6%，形成于偏碱性环境，在后期酸性水作用下发生不同程度的溶蚀，部分环边绿泥石仅有残迹或脏线；第三期硅质胶结多以石英加大边方式产出，硅质含量为4%～12%，在长石、岩屑、云母粒缘则呈晶粒石英产出；局部见含铁方解石、含铁白云石充填，或二者共同充填（以这种类型居多），含铁碳酸盐含量为0～9%。在早期酸性水及晚期有机酸作用下，长石、泥板岩屑、黏土杂基、环边绿泥石等经溶蚀，形成粒内、粒间溶孔及晶间微孔等（图1b、1c），面孔率之和为2%～10%，溶蚀强度总体属弱偏中等。若缺乏杂基充填，则形成环边绿泥石—硅质—碳酸盐胶结—溶蚀成岩相。若胶结致密，则无溶蚀成岩相（图1d）。个别井段未见碳酸盐胶结，形成环边绿泥石—硅质胶结—剩余原生孔成岩相或环边绿泥石—硅质胶结成岩相（图1e），属该成岩相组合中的特殊成岩相。

图1 川西前陆盆地南段须家河组二段成岩相显微特征图

3.2 硅质—碳酸盐胶结—溶蚀成岩相组合

此成岩相组合缺乏绿泥石环边胶结，以硅质胶结较为常见，主要分布在莲花山—张家坪一带，岩性以细、中粒长石石英砂岩、岩屑石英砂岩及岩屑砂岩为主，可细分为以下5种成岩相类型。

3.2.1 泥基—硅质—碳酸盐胶结—溶蚀成岩相

该成岩相主要形成于三角洲平原河道中上部、前缘分流河道底部及河口坝局部位置，是莲花山—张家坪一带较为常见的成岩相类型。第一世代为泥基充填，含量为3%～14%；第二世代为硅质胶结物胶结，含量一般为1%～5%；在成岩中后期发生第三期胶结，即碳酸盐胶结，以含铁白云石较为常见，含量为1%～4%，个别可达7%，局部可见少量含铁方解石。在莲花山—张家坪一带常见碳酸盐胶结物、黏土杂基、长石及酸性喷出岩岩屑被溶蚀，且溶蚀作用较强，孔隙类型以粒间溶孔、晶间微孔为主，次为粒内溶孔，偶见残余原生孔，各类孔隙面孔率之和为5%～13%（图1f）。

3.2.2 硅质—沥青—碳酸盐胶结成岩相

根据薄片鉴定，沥青在莲花山—张家坪地区的含量、规模均大于川西南部其他地区，常充注于第一期硅质胶结物形成之后的残余原生粒间孔隙（图1g）、粒间溶孔、粒内溶孔及晶间微孔中，其含量一般为0.5%～9%。根据物性资料统计，沥青对储层的渗透率影响较大，含沥青的深色砂岩渗透率均小于0.01 mD，平均渗透率为0.000 600 5 mD，不含沥青的浅色砂岩平均渗透率为0.010 649 mD，二者相差两个数量级。部分未被沥青充注的粒间孔隙则被含铁方解石、含铁白云石充填，形成硅质—碳酸盐胶结成岩相（图1h）。在硅质胶结较发育的岩石中偶见孤立分布的剩余原生粒间孔，面孔率约为0.5%～1%，形成特有的硅质胶结—剩余原生粒间孔成岩相（图1i），属该成岩相组合中的特殊成岩相。

3.2.3 硅质、高岭石—沥青—碳酸盐胶结成岩相

该成岩相最大的特点是硅质加大边形成之后有高岭石沉淀或晶粒石英与高岭石同时沉淀，形成硅质、高岭石填隙物。高岭石晶形较好，呈书页状或蠕虫状，但含量低，常见含铁方解石、含铁白云石交代高岭石现象。剩余粒间孔隙、高岭石晶间微孔隙多被沥青充注（图1j）。该成岩亚相仅分布在L1井局部井段内，属特殊成岩相。

3.3 碳酸盐胶结成岩相组合

此成岩相组合在全区均有分布，纵向上主要分布在须家河组二段中部，频繁呈夹层产出，厚度为0.5～2 m，多形成于分流河道侧翼等环境，岩性以中、细粒长石岩屑砂岩为主。可分为方解石胶结成岩相（图1k）和白云石胶结成岩相（图1l），以前者最为常见，方解石含量高达18%～28%，多呈基底式胶结。在方解石胶结物内部不具世代性，重结晶强，可形成连晶胶结。砂岩中孔隙空间被碳酸盐胶结物全充填，属破坏性成岩作用，不利于储集空间的保存。

3.4 黏土杂基充填成岩相组合

黏土杂基充填成岩相组合在全区均有分布，多形成于分流河道间湾、侧翼边滩部等能量较低的环境中，岩性以细粒岩屑砂岩、长石砂岩为主。填隙物主要为水云母或绿泥石，含量为10%～14%，个别可达14%以上，孔隙欠发育，形成杂砂岩特有的杂基支撑成岩相（图1m、1n）。

3.5 压实—压溶成岩相

机械压实作用是使孔隙体积缩小、孔隙度不断降低的一种作用，不利于储层发育。全区砂岩压实强度中—强，在岩石学特征上表现为塑性颗粒被挤压成填隙状充填于颗粒之间、碎屑颗粒被压裂等。随着颗粒间有效应力不断增加，使颗粒间接触关系由点接触→线接触→凹凸接触→缝合接触，最终形成压溶型无胶结物式胶结类型，致使粒间孔隙完全消失。

4 有利与不利成岩相划分

4.1 有利与不利成岩相划分

成岩相研究最终要落实到储层和非储层的评估上。结合岩心物性分析，不仅不同成岩相之间储层物性有明显差别，而且同一成岩相中储层物性差别也较大。统计发现，在泥基—硅质—碳酸盐胶结—溶蚀成岩相、泥基—环边绿泥石—硅质—碳酸盐胶结—溶蚀成岩相中既有物性条件较好的优质储层，也有物性条件较差的非储层。以P2井须家河组二段泥基—环边绿泥石—硅质—碳酸盐胶结—溶蚀成岩相为例，该成岩相共计284个物性样品，孔隙度最大为6.76%，最小为1.12%，两者相差近6倍。渗透率最大为8.06 mD，最小为0.001 27 mD，两者相差几个数量级。对比分析认为，同一成岩相中虽然主要成岩作用类型相同，但成岩作用强度、矿物成分及含量、沉积环境、温度、压力、埋深等条件并不一致，致使现今保留下来的储集空间、粒间填隙物含量等各不相同，这是同一成岩相中物性差异较大的主要原因。因此，不能简单地将某类成岩相划为有利或不利成岩相。

鉴于本区实际情况，笔者根据面孔率、粒间填隙物成分及含量并结合物性等资料，提出如下标准作为划分有利与不利成岩相的依据：① 在普通岩石薄片鉴定中面孔率之和大于3%的砂岩成岩相类型、铸体薄片鉴定中面孔率在4%以上的成岩相类型以及砂岩实测孔隙度值大于3%的成岩相类型，均为有利成岩相。② 由于强烈的压实、压溶作用和胶结作用不利于有效孔隙的形成和保存，故杂基含量在5%以上、沥青含量在3%以上，硅质胶结物含量在10%以上的成岩相类型，以及碳酸盐胶结成岩相、压实 — 压溶成岩相均属不利成岩相。

4.2 成岩相与物性的关系

根据P2井448个物性样品分析（图2），有利与不利成岩相平均孔隙度分别为4.05%、2.15%，成岩相与物性符合率在89%以上。因此前述划分方案较为合理，其划分结果能在一定程度上反映储层储集性好坏，将其作为储层和非储层的鉴别标志之一，具有较高的可信性、可行性。

5 有利储集相带展布

考虑到微裂缝对改善致密砂岩储层孔渗性、提高单井产能具有十分重要的作用，笔者以成岩相为基础，结合储层和裂缝发育程度等地质因素，预测有利储集相带展布范围（图3），将区内须家河组二段储层划分为3类，Ⅰ类储层位于邛崃—蒲江—雅安一带，以有利成岩相为主，构造破裂缝发育，取心裂缝线密度大于2条／m，发育优质储层且靠近烃源；Ⅱ类储层位于大邑—宝兴以及邛崃—蒲江—新津一带，以有利成岩相为主，裂缝线密度多小于2条／m，为较好储层发育区；Ⅲ类储层位于雅安—洪雅以及龙泉山一带，以不利成岩相为主，砂岩胶结作用强，溶蚀作用弱，不利于形成高品质储层。