源内致密砂岩优质储层特征及控制因素分析：以川西坳陷须五段为例

李宇航,谢锐杰,陈孔全,卓俊驰,王 斌

(1.长江大学 油气资源与勘探技术教育部重点实验室，湖北 武汉 430100；2.中国石油化工股份有限公司西南油气分公司勘探开发研究院，四川 成都 610041；3.中南勘察基础工程有限公司，湖北 武汉 430081)

0 引 言

随着国内外常规和非常规油气资源勘探的持续推进，非常规油气越来越受到重视。致密砂岩油气藏将是扩展新的勘探领域的重要油气藏类型，关于致密储层发育特征的研究也是石油地质学一直关注的重难点问题[1]。

在川西坳陷须五段烃源岩层系中，源内成藏的理论基础就是“满凹含油”论。源内成藏体系中优质储层是指发育在湖相烃源岩内部，沉积时期河流进入湖盆中，延伸较远，能量相对较强，主要为细砂以上，与烃源岩共生且极易成藏的砂体。须五段是本文研究源内油气成藏的目的层段。须五段沉积时期盆地构造演化属于构造的宁静期，以细粒沉积为主，物源方向主要为西部方向，沉积相主要发育三角洲—滨浅湖沉积体系[2-3]。

根据样品分析资料、钻井与测井资料，从储层物性、岩石学特征、沉积与层序、微观结构等方面综合分析须五段致密砂岩优质储层的发育特征及控制因素，为今后川西坳陷源内成藏体系的油气勘探打下基础。

1 优质储层的识别

优质储层识别主要是通过砂岩粒度中值的实验数据结合物性参数以及含气性的分析来实现的。本次实验样品采自川西坳陷须家河组须五段揭示致密砂岩储层的典型钻井，基于对粒度分析测试数据的比较研究，粒度中值φ(希腊/拉丁字母,Times New Rome,半角)被优选作为指示粒度大小的参数。

自然伽马测井曲线的地质意义揭示ΔGR值的大小可以反映碎屑岩地层中砂岩和泥质含量相对的变化，粒度中值(φ)能够指示碎屑岩地层中砂岩粒度大小。从地质意义上分析，岩石泥质含量偏高，粒度偏小，因此ΔGR值与φ值有很好的相关性。分别统计了18个样品的φ值与ΔGR值大小，并建立了基于测井曲线预测粒度中值(φ)模型(图 1)，结果揭示粒度中值和ΔGR值基本呈正比例线性关系变化。

图1 须五段粒度中值与ΔGR值关系模型Fig.1 Model of relations between median granularity and ΔGR of the Xujiahe Formation (5th member)

据此得到了基于ΔGR值预测φ值的计算如公式(1)：

φ=0.4155×ΔGR+2.9321

(1)

粒度参数对砂岩沉积时期的能量大小有很好的指示作用[4]。由粒度中值(φ)与粒度之间的对应关系模型可知，φ值越小代表砂岩粒度越大，当φ值>8时,指示岩石粒度的级别为<0.004 mm的泥岩；当φ值范围在4～8，2～4，1～2和-1～1时，指示的砂岩粒度分别为粉砂岩、细砂岩、中砂岩和粗砂岩。

对须五段样品储层物性以及含气性进行分析(图2)，样品分析测试结果表明，须五段各含气储层的孔隙度为2.8%～8%，渗透率为(0.02～0.701)×10-3μm2。

图2 须五段孔隙度与渗透率分布图Fig.2 Distribution between porosity and permeability of the Xujiahe Formation (5th member)

基于对须家河组五段18口单井的粒度中值φ以及各储层物性以及含气性的分析(图1、图2)，结果表明须五段致密砂岩优质储层的粒度中值φ值范围为-1～4，孔隙度介于2.8%～8%，渗透率为(0.02～0.701)×10-3μm2。因此，研究区优质储层可划分为粗砂、中砂和细砂3种类型[5-7]。

2 优质储层的特征

2.1 岩石学特性

须五段源内致密砂岩优质储层可分为细砂、中砂和粗砂岩三种类型[8]。通过岩石学特征分析，可知其发育的岩石类型为石英砂岩、岩屑石英砂岩和岩屑砂岩，而岩屑砂岩较为发育(图3)。

图3 粗砂、中砂和细砂的岩石学特征Fig.3 Petrological characteristics of the coarse sand,medium sand and fine sand in the study area1.石英砂岩；2.长石石英砂岩；3.岩屑石英砂岩；4.长石砂岩；5.岩屑长石砂岩；6.长石岩屑砂岩；7.岩屑砂岩

2.2 储层物性

基于研究区分析测试的数据,对识别出的细砂、中砂和粗砂的优质储层物性进行分析[9](图3)。样品分析测试结果表明细砂岩优质储层孔隙度在2.8%～6.8%之间，平均为4.45%；渗透率为(0.02～0.414)×10-3μm2，平均为0.059×10-3μm2。中砂岩优质储层孔隙度分布于2.8%～7.198%之间，平均为4.85%；渗透率为(0.02～0.45)×10-3μm2,平均为0.06×10-3μm2。粗砂岩优质储层孔隙度分布于2.8%～8%之间，平均为5.51%；渗透率为(0.02～0.146)×10-3μm2，平均值为0.051×10-3μm2。结果表明须五段储层属致密储层范畴，大多数粗砂岩和中砂岩孔隙度大于细砂岩孔隙度，随着砂岩粒度级别的增大，砂岩储层的孔隙度增大，渗透率变化趋势不明显。

2.3 沉积特征

川丰125井(图 4(a))揭示优质储层与烃源岩相伴生，属于源内成藏的优质储层，厚度分布极不均匀。优选的典型连井剖面(图 4(b))揭示了研究区厚度较大(至少6 m以上)的优质储层至少有4套[10](S1、S2、S3和S4)，分别在须五段中亚段分布1套(S1)，下亚段分布3套(S2-S4)。上亚段优质储层发育较少，只发育薄层，烃源岩较发育。顺物源方向的三角洲前缘—滨浅湖滩坝连井剖面揭示砂体 S2 和S4在川孝568井和川江566井附近有分布，S1和 S3在孝泉—丰谷构造带的大部分井都有分布。

图4 川丰125井优质储层与高效烃源岩对比剖面(a)川孝568井-德阳1井-川江566井连井对比与优质储层识别剖面(b)Fig.4 Comparative profile of high-quality reservoir and high-efficiency source rock in the Chuanfeng 125 well (a)and Comparison of the Chuanxiao 568 well-Deyang 1 well-Chuanjiang 566 well connection and high-quality reservoir identification profile (b)

基于研究区100多口井砂泥百分含量、单井相、地震相和前人研究成果，优选了研究区发育优质储层的典型钻井28口，编制了须五段上亚段、中亚段和下亚段砂岩百分含量与沉积相平面分布叠合图(图5)。砂岩百分含量显示只有极少部分井发育粗砂，上亚段粗砂含量主要分布在1%～4%范围内，中亚段粗砂含量主要为1%～7%，下亚段主要在12%以下，其中川丰125井下亚段粗砂含量最高，达到36%；绝大多数探井揭示发育中砂和细砂，中砂在上亚段含量主要分布于7%～22%之间，中亚段主要分布在4%～20%之间，下亚段主要为3%～20%，其中川高561井含量最高，达到49%；细砂在上亚段含量主要为10%～50%,中亚段主要为10%～65%,下亚段主要为20%～65%。经过对比分析，表明优质储层中细砂含量最高，在中亚段和下亚段较发育，下亚段最发育；中砂岩含量少于细砂，同样在下亚段最发育[11]。

沉积相平面分布(图5)揭示粗砂发育较少，主要集中在三角洲前缘亚相的水下分流河道中；中砂和细砂在三角洲前缘和滨浅湖亚相滩坝中都较发育。由此可见，3种优质储层的发育主要分布在三角洲前缘亚相和滨浅湖亚相的滩坝中[12-13]。

2.4 微观结构

薄片鉴定揭示须五段碎屑颗粒间多见缝合线构造,部分石英颗粒磨圆好,部分可见明显的圆形。长石大部分被碳酸盐交代,孔隙间碳酸盐胶结(图6(a)和(b))。扫描电子显微镜分析揭示颗粒间被高岭石、碎屑杂基等充填完全,部分颗粒间被溶蚀，局部有机质较富集，零星分布微孔隙(图6(c)-(f))。

图6 须五段典型样品岩石薄片鉴定、铸体薄片和扫描电子显微镜分析Fig.6 Identification of rock flakes,casting flakes,and SEM analysis of samples from the Xujiahe Formation (5th member)(a)新 884 井，3 101.25 m，须五中，岩石薄片鉴定，单偏光，放大倍数 5.0×10；(b)新 884 井，3 101.25 m，须五中，岩石薄片鉴定，正交偏光，放大倍数 5.0×10；(c)绵阳1井，3 577 m，须五中，铸体薄片孔隙特征图像；(d)新884井，3 102.3 m，须五中，铸体薄片孔隙特征图像；(e)绵阳2井，3 456.2 m，须五中，扫描电子显微镜分析(氩离子)，×4000；(f)绵阳2井，3 456.2 m，须五中，扫描电子显微镜分析(氩离子)，×40000

3 优质储层发育的控制因素

对致密砂岩优质储层发育的控制因素进行分析，是基于砂体的沉积特征条件下，对有利于建设性成岩作用的发生进行剖析[14-21]。

3.1 粒度中值

粒度中值是识别优质储层的关键因素，其对优质储层的影响主要表现为：须五段致密砂岩优质储层的粒度中值(φ值)范围为-1～4，岩性主要为细砂岩以上且厚度大于2 m的中砂岩，随着砂岩粒度级别的增大，砂岩储层的孔隙度增大，但渗透率变化趋势不明显[14]。

3.2 沉积相带与层序

沉积相和砂岩百分含量平面叠合图揭示须五段源内致密砂岩优质储层中粗砂发育极少,各沉积微相中粗砂的含量均在12%以下；中砂在下亚段的三角洲前缘亚相中较发育，其中，川高561井含量最高，达到49%；平面上，细砂在中亚段和下亚段的三角洲前缘亚相中的水下分流河道和河口坝发育较好,明显受沉积相控制(图5)。纵向上，优质储层发育在层序界面附近，即高位体系域的水退期与低位体系域的水进期(图4)。

3.3 成岩作用

薄片鉴定、铸体薄片孔隙特征图像和扫描电子显微镜等镜下资料显示优质储层砂岩孔隙间碳酸盐胶结、不稳定矿物发育、颗粒间被溶蚀、微裂缝被有机质填充等，成岩作用中的溶解作用及微裂缝的形成导致致密砂岩优质储层的形成(图6)。

4 结 论

(1)川西坳陷须五段源内致密砂岩的发育主要集中在三角洲前缘和滩坝沉积；致密砂岩可以根据岩石粒度大小识别出3种优质储层，即粗砂、中砂和细砂。

(2)优质储层的岩石学特征表明粗砂、中砂、细砂岩的主要成分为岩屑砂岩。3种优质储层的孔隙度介于2.8%～8%之间，渗透率为(0.02～0.45)×10-3μm2，属致密储层范畴。随着砂岩粒度级别的增大，砂岩储层的孔隙度增大，绝大多数中砂和粗砂的孔隙度大于细砂孔隙度，渗透率变化趋势不明显。

(3)须五段源内致密砂岩优质储层中粗砂发育极少，中砂和细砂较发育。3种优质储层发育位置以三角洲前缘亚相和滨浅湖亚相的滩坝为主，优质储层主要发育于高位体系域水退期与低位体系域水进期。须五段源内致密储层原生孔隙不发育，只发育微孔隙、微裂缝。

(4)粒度中值、沉积相带与层序、成岩作用共同控制川西坳陷须五段源内致密砂岩优质储层的发育。粒度中值、层序和沉积相带、成岩作用分别控制着优质储层的类型、有利部位及其形成。