多期次构造运动对不同物源成分砂岩控制作用

王 爱，钟大康 ，王 威，周志恒，唐自成

1.中国石化石油勘探开发研究院，北京 海淀 100083；2.中国石油大学（北京）地球科学学院，北京 昌平 102249；3.中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室，北京 昌平 102249；4.中国石化勘探分公司，四川 成都 610041

引言

近年来，致密砂岩气已经成为中国天然气探明储量的主要增长点[1-2]。通过勘探实践和理论研究，在四川盆地陆续发现了有利的致密砂岩气目标[3-4]。盆地东北部的须家河组元坝西地区的须二段和须三段、巴中地区的须四段和马路背地区均有高产井，其中，元坝西地区元坝22 井须二段获得工业气流，元坝西地区元陆7 井和元陆12 井须三段分别累产气7 700×104m3和8 100×104m3，巴中地区元陆17 井须四段累产气1 300×104m3，马路背地区马103 井和马101 井的须家河组分别累产气2.66×108m3和1.52×108m3，这些实际的产量数据都显示了巨大的勘探潜力[5]，但是在不同地区不同层段的储层产能差异明显。前期研究还发现，川东北须家河组是典型的致密砂岩储层[5]，储层的平均孔隙度都在2.0%左右，这不仅比四川盆地内部其他山前构造带（以及川中地区）的孔隙度都要低，也比中国其他盆地的致密砂岩乃至世界上其他盆地的典型致密砂岩的孔隙度低。此外，前人对川东北地区须家河组的物源及其经历的构造运动已经进行了详细研究，但对川东北地区须家河组储层的研究仅限于单个区块的单个层位[6-11]，并未将整个川东北地区须家河组储层整合在一起，研究多期次构造运动影响下不同物源成分储层的特征及其控制因素。

因此，本文利用川东北地区90 余口钻井取芯的普通薄片和铸体薄片的孔渗测试、阴极发光、X 衍射分析和压汞测试等数据，分析川东北地区须家河组（元坝西须二段、元坝西须三段、巴中须四段和马路背须家河组）砂岩的岩石学特征、成岩作用、孔隙类型、物性特征、成岩演化和孔隙演化，研究多期次构造运动对不同物源致密砂岩储层产能的控制作用。这不仅能在实际生产工作中为四川盆地山前带的油气勘探开发提供指导方案，在理论研究上也是对砂岩致密化机理的进一步补充完善。

1 地质背景

研究区在构造上位于四川盆地东北部，西部、北部和东北部分别与龙门山构造带、米仓山隆起构造带和大巴山逆冲推覆带相邻[12-19（]图1）。本次研究的目的层段须家河组（元坝西须二段、元坝西须三段、巴中须四段和马路背须家河组）发育在晚印支期（图1）[12]，这一时期整个四川盆地正在完成由海相沉积向陆相沉积环境的转变[20-21]，研究区周缘3个造山带（龙门山造山带、米仓山造山带和大巴山造山带）经历的多期次构造运动和盆山耦合过程造成了元坝地区和通南巴地区须家河组物源供给的差异和沉积构造格局（图2）[6]。从大巴山前陆挤压带向盆地内由近及远依次发育通南巴背斜构造带的马路背强变形区，通江凹陷的巴中中等变形区，苍溪—巴中低缓构造带的元坝西部弱变形区。研究区整体的沉积环境为陆相湖泊相和辫状河三角洲相[22-25]。

图1 研究区构造位置及须家河组岩性组合特征Fig.1 Tectonic location of the study area and Characteristics of Xujiahe Formation

图2 研究区构造发育特征[13]Fig.2 Structural development characteristics of the study area

2 岩石学特征

图3 为川东北地区须家河组岩石成分三角图，可以看出，元坝西须二段和元坝西须三段主要发育岩屑砂岩，巴中须四段主要发育岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩及岩屑砂岩，马路背须家河组主要发育岩屑砂岩、岩屑石英砂岩及少量的石英砂岩。

图3 川东北地区须家河组岩石成分三角图Fig.3 Detrital composition of sandstones in Xujiahe tight sandstones of Northeastern Sichuan Basin

薄片观察和统计结果（图4，图5，表1）表明，元坝西须二段岩屑砂岩中的高含量的变质岩岩屑（12.0%）主要由龙门山浅变质岩母岩提供[7]。变质岩岩屑中以板岩和千枚岩岩屑为主，发生了明显的假杂基化（图5a）。元坝西须三段的岩屑砂岩中的岩屑主要为碳酸盐岩岩屑（66.9%），主要由来自龙门山二叠系和三叠系碳酸盐岩母岩提供[7]（图5b，图5c），因此，须三段的岩屑砂岩也被称为钙屑砂岩。与元坝西须二段和元坝西须三段相比，巴中地区须四段砂岩碎屑组分中的长石含量明显增加，含量在2.3%～27.0%，平均值为14.7%，长石含量的升高与大巴山快速隆起提供大量岩浆岩物源有关[7]（图5d）。与元坝西须二段岩屑砂岩相比，马路背须家河组的岩屑砂岩具有更高含量的岩屑（图5e）。极其富岩屑和贫长石是马路背须家河组砂岩骨架颗粒构成的主要特征，反映了快速、风化、短距离搬运和快速埋藏的沉积成岩条件，同时也反映其物源区主要是一个贫长石（非花岗岩、花岗片麻岩）物源区。此外，马路背须家河组还发育少量的细粒石英砂岩（图5f），这些也都反映其物源主要来自大巴山的浅变质岩和岩浆岩母岩[7]。

图4 川东北地区须家河组砂岩岩石成分饼状图Fig.4 Pie chart of sandstone rock composition of Xujiahe tight sandstones of Northeastern Sichuan Basin

图5 川东北地区须家河组砂岩岩石学特征Fig.5 Lithological characteristics of Xujiahe tight sandstones of Northeastern Sichuan Basin

整体上，川东北地区须家河组致密砂岩结构特征主要表现为中粒度（其次为细粒度）（表1），中等分选，次棱—次圆状磨圆。

表1 川东北地区须家河组岩石成分统计表Tab.1 Statistical table of rock composition of Xujiahe tight sandstones of Northeastern Sichuan Basin

因此，结合前人对研究区的构造背景和物源的研究可知，在印支晚期，研究区盆缘造山活动的强弱控制了须家河组物源供给和物源区母岩类型的差异（图6）[7]，形成了不同类型的砂岩。须二期，龙门山北段开始隆起，元坝西须二段主要发育由龙门山浅变质岩供源的岩屑砂岩；须三期，龙门山全面隆起，元坝西须三段主要发育由龙门山二叠系和三叠系碳酸盐岩母岩供源的细中粒岩屑（钙屑）砂岩，巴中须四段主要发育大巴山岩浆岩供源的岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩及岩屑砂岩，马路背须家河组受大巴山浅变质岩和岩浆岩母岩影响，主要发育岩屑砂岩、岩屑石英砂岩及少量的石英砂岩。

图6 川东北地区须家河组沉积物源示意图[7]Fig.6 Schematic diagram of sediment source of Xujiahe Formation in the Northeastern Sichuan Basin

3 成岩-孔隙演化过程

通过普通薄片和铸体薄片观察及相关的岩矿鉴定数据统计，将研究区不同物源成分砂岩的成岩作用特征参数总结在表2 中。不同物源成分砂岩经历了不同的成岩-孔隙演化过程（图7）。

图7 川东北须家河组不同物源成分砂岩成岩过程与孔隙演化Fig.7 Diagenesis process and porosity evolution of tight sandstones of of Xujiahe Formation in the Northeastern Sichuan Basin

表2 研究区不同物源成分砂岩成岩作用特征参数统计表Tab.2 Statistical table of diagenesis of characteristic and its parameters of sandstones in the study area

元坝西须二段岩屑砂岩受到早期埋藏压实作用的影响，原生孔隙度快速降低，总的压实减孔量为23.3%，到中成岩期有机质生烃作用产生有机酸，对岩屑砂岩中的板岩千枚岩岩屑中的铝硅酸盐矿物和碎屑长石颗粒进行溶蚀，根据文献[26]，铝硅酸盐矿物或者长石溶蚀过程中存在以下反应

溶蚀作用增加的孔隙度为3.0%，后期溶蚀产物会形成绿泥石胶结、硅质胶结和方解石胶结使得孔隙进一步损失，平均的胶结作用减孔为7.9%，现今的孔隙度为4.9%（图8）。元坝西须二段砂岩储层在本论文研究的几个层段中孔隙度最好（图9），这可能与其处于弱构造变形区（元坝西部弱变形区）构造挤压弱有关（图10）。同时，由于位于弱构造变形区，裂缝不太发育，规模小，角度低，切穿上覆须三段烃源岩的裂缝也少，因此，天然气的产能低，最终形成现今元坝西须二段相对弱压实、岩屑及长石溶孔的低孔低渗孔隙型储层。

图8 元坝西须二段岩屑砂岩成岩作用及孔隙类型典型特征Fig.8 Typical characteristics of diagenesis and pore type of Xu-2 tight sandstones of western Yuanba Area

元坝西须三段钙屑砂岩尽管与元坝西须二段砂岩位于同一构造部位（图10），并且在成因上也属于陆源碎屑岩中的同一类砂岩（岩屑砂岩），但其高钙屑含量的成分特殊性造成了其埋藏成岩特殊性以及孔隙演化的特殊性。早成岩期钙屑砂岩发生强烈的方解石胶结（15.2%）导致其埋藏压实作用相对较弱，原生粒间孔不发育。中成岩阶段开始，发生有机酸的溶蚀，沿粒间孔发生一定程度溶蚀形成粒间溶孔，平均的溶蚀增孔量为0.3%；同时还有中后期泥晶藻屑砂屑发生强重结晶作用形成许多晶间微孔，晶间微孔隙提供的孔隙度为1.4%。尽管这些泥晶碳酸盐矿物重结晶形成的晶间孔孔隙微小，但数量非常巨大（图11）。在晚燕山运动和喜马拉雅运动的持续的构造挤压作用下，碳酸盐钙屑颗粒与胶结物的脆性特征决定其在弱变形区（元坝西部弱变形区）也易于破裂形成一定裂缝（图11）；少量陆源石英与黏土易于产生压溶，并且后期沿裂缝与缝合线发生少量溶蚀形成粒间溶孔以及伴随裂缝及绕颗粒周缘的（压）溶缝（图11），最终由于构造作用产生裂缝增孔0.2%，现今的平均孔隙度为2.0%（图9），形成须三段钙屑砂岩弱压实强胶结强重结晶的晶间微孔、粒间溶孔、残余粒间孔及微裂缝沟通的裂缝-孔隙型储层。

图9 川东北地区须家河组砂岩储层孔隙度渗透率交会图Fig.9 Porosity and permeability relationship of in Xujiahe Formation in the Northeastern Sichuan Basin

图10 川东北地区构造模式[6]（剖面位置见图1）Fig.10 Construction mode of Northeastern Sichuan Basin（The positions of section is shown in Figure 1）

图11 元坝西须三段钙屑砂岩成岩作用及孔隙类型典型特征Fig.11 Typical characteristics of diagenesis and pore type of Xu-3 tight sandstones of western Yuanba Area

巴中地区须四段长石岩屑砂岩经历的成岩作用和孔隙演化和元坝西须二段岩屑砂岩类似，但由于其位于巴中中等变形区，也有一些不同之处。早成岩阶段，砂岩持续埋藏至2 500 m，主要是压实作用减孔阶段（图12a），总的压实减孔量为26.5%，发育少量早期方解石胶结；中成岩阶段A 亚期（中侏罗世—中白垩世），随着有机质成熟生烃，发生有机酸溶蚀作用（图12b，图12c），增加的孔隙度平均值为1.5%；溶蚀之后的物质在附近沉淀下来，依次发育绿泥石膜胶结、硅质胶结和方解石胶结（图12c，图12d）；总体胶结作用使储层孔隙度平均下降了4.0%（图9），但与川东北元坝西地区须二段储层不同的是，川东北巴中须四段溶蚀对象主要为长石颗粒而非火山岩岩屑或千枚岩岩屑（图12b，图12c）；并且依据反应式（1），由于长石可以溶蚀不能提供铁离子和镁离子，巴中须四段砂岩中没有发育比元坝西须二段砂岩更显著的绿泥石膜胶结（图8，图12c）。燕山运动晚期和喜马拉雅期主要对应于中成岩阶段B 亚期和构造抬升阶段。此时砂岩的孔隙度已经非常低（孔隙度为3.0%），胶结作用和溶蚀作用基本已经停止，最主要的成岩作用现象是构造压实作用，体现为构造挤压造缝（图12a）。此外，由于强烈的构造挤压作用（巴中中等变形区）（图10），巴中须四段砂岩经历了比元坝西须二段岩屑砂岩更为明显的压实作用，导致其压实减孔高，粒间体积小，现今孔隙度低，但是其裂缝发育，规模大，角度大，倾角陡，沟通的孔隙多，切割的相邻烃源岩层（须三段和须五段）的厚度大，因此产能高，并且最终形成中—强挤压、长石溶蚀、裂缝沟通溶（微）孔的极低孔低渗裂缝—孔隙型储层。

图12 巴中须四段砂岩成岩作用及孔隙类型典型特征Fig.12 Typical characteristics of diagenesis and pore type of Xu-4 tight sandstones of Bazhong Area

马路背须家河组石英砂岩早成岩阶段，由于石英砂岩的粒度比较细，随着埋藏的进行，石英砂岩的初始孔隙度很快损失，压实减孔量约为26.0%，同时局部发育早期硅质胶结，平均胶结减孔1.0%左右。中成岩阶段，由于石英砂岩中能够被溶蚀的物质很少，有机酸溶蚀作用增加的孔隙度也少（溶蚀作用增加的孔隙度约为0.3%），孔隙度降低至现今的2.0%左右。构造抬升阶段，石英砂岩在构造强挤压下产生许多裂纹—微裂缝（图13），很好地改善了储层的渗透率。这些裂纹—微裂缝沟通了微孔，配合沟通了古生代海相烃源岩层和须家河组陆相烃源岩的各种规模断层，形成超低孔低渗但产能巨大的储层。这种宏观与微观裂缝沟通大量基质微孔的模式，形成马101 井须二段石英砂岩的持续高产。

图13 马路背须家河组石英砂岩成岩作用及孔隙类型典型特征Fig.13 Typical characteristics of diagenesis and pore type of Xujiahe quartz sandstone of Malubei Area

马路背地区须家河组岩屑砂岩在早成岩阶段，由于快速埋藏的原因，以压实作用为主，该阶段为砂岩压实减孔的最主要阶段，压实减孔量27.6%。部分岩屑砂岩中发育少量的早期硅质胶结和方解石胶结（图14a，图14b），晚印支运动结束时，砂岩的孔隙度在6.0%左右。早燕山期开始时由于砂岩已经非常致密，水岩反应非常微弱，各种胶结作用不太发育，早燕山期（199—100 Ma）的深埋藏压实作用（最大埋深6 000～8 000 m）进一步导致孔隙度减少1.0%。由于石英等刚性颗粒接触更加紧密，导致压溶作用发生形成少量的硅质胶结作用，部分岩屑砂岩中发育少量方解石胶结，胶结作用减孔的平均值在2%左右。在晚燕山期和喜马拉雅期，强烈的构造挤压作用仍在持续（图10），颗粒的抗压能力达到极限，因此，石英等刚性颗粒中发育裂纹—微裂缝（图14c，图14d），它们与多期次构造运动叠加作用下发育的各种区域大规模宏观断层组合，形成一种特殊的低孔不低渗的“断缝体”储集单元。喜马拉雅运动结束时，砂岩的孔隙度几乎与现今的孔隙度一样，为1.8%（图9）。此外，区域的大断裂沟通古生代海相烃源岩层和须家河组陆相烃源岩[6]，气源充足产能巨大，最终形成马路背地区深埋藏压实与构造强挤压、裂缝沟通微孔的超低孔低渗孔隙-裂缝型须家河组岩屑砂岩储层。

图14 马路背须家河组岩屑砂岩成岩作用及孔隙类型典型特征Fig.14 Typical characteristics of diagenesis and pore type of Xujiahe lithic sandstone of Malubei Area

4 不同构造部位对储层的控制作用

构造部位控制了构造挤压强弱与裂缝及断层发育程度及规模，进而决定了原始孔隙与后期溶蚀孔隙保存程度以及孔隙的连通性，也控制了源储关系与油气充注程度，最终控制天然气产能。

从粒间体积和胶结物的交会图可以看到，元坝西的砂岩受到的压实程度最弱，巴中为中等压实，马路背地区最强（图15）。由于元坝地区受到的压实作用最弱，早期的粒间孔隙保留下来的多，进而到了中成岩期有机酸能够更加容易进入砂岩段发生溶蚀，溶蚀作用的强度也大，后期溶蚀产物沉淀，导致胶结减孔也越多，而马路背地区的溶蚀作用和胶结作用均为最弱，巴中地区的须四段砂岩则介于两者之间（表2）。

图15 川东北地区砂岩粒间体积-胶结物体积交会图Fig.15 Cross plot of intergranular volume and cement volume of sandstones in Northeastern Sichuan Basin

喜马拉雅运动构造挤压作用的最为强烈，不同构造部位的砂岩距离造山带越近，构造压实作用的特征越明显，发育的裂缝也越多，沟通的粒间基质微孔也越多。从压汞曲线得到的孔隙结构参数可知，须家河组砂岩中大量的微孔隙是沟通的（图16），并且无论是中值喉道半径还是最大喉道半径，它们的大小关系都表现为元坝西须二段岩屑砂岩>巴中须四段长石岩屑砂岩>元坝西须三段钙屑砂岩>马路背须家河组石英砂岩和岩屑砂岩，这也在一定程度上反映了不同变形区（构造部位）压实作用的强度（图17）。元坝西须二段岩屑砂岩由于距离大巴山前陆挤压带较远，受到喜马拉雅期的构造挤压作用最小，产生的裂缝少（图17I 区）；而距离大巴山前陆挤压带最近的马路背地区，构造挤压最强，压实减孔最多，孔隙度最低，但裂缝最为发育，并且产生了大规模断层（图17IV 区），很好地沟通了相邻层位的须家河组陆相烃源岩甚至更深的海相烃源岩层系，气源充足，产能巨大（图17）。

图16 川东北地区须家河组砂岩压汞曲线喉道参数分布Fig.16 Distribution of throat parameters of sandstones in Northeastern Sichuan Basin

图17 川东北地区不同构造变形区须家河组宏观断裂发育特征Fig.17 Characteristics of macro-fracture development of Xujiahe Formation in different structural deformation zones of Northeastern Sichuan Basin

5 结论

（1）印支晚期，川东北地区盆缘造山活动的强弱控制了须家河组物源供给和物源区母岩类型的差异，形成了不同类型的砂岩，元坝西须二段主要发育龙门山浅变质岩供源的岩屑砂岩，元坝西须三段主要发育龙门山二叠系和三叠系碳酸盐岩母岩供源的钙屑砂岩，巴中须四段主要发育大巴山岩浆岩供源的岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩及岩屑砂岩，马路背须家河组受大巴山浅变质岩和岩浆岩母岩影响，主要发育岩屑砂岩、岩屑石英砂岩及少量的石英砂岩。

（2）在燕山运动和喜马拉雅运动的持续影响下，从大巴山前陆挤压带向盆地内由近及远依次发育马路背强变形区、巴中中等变形区和元坝西弱变形区，不同构造部位不同类型砂岩经历了不同的成岩序列和孔隙演化过程，储层发育模式差异明显。

（3）川东北地区须家河组致密砂岩储层受物源和构造背景双重控制，构造作用为主控因素。物源控制砂岩成分，进而控制成岩过程；构造部位控制了构造挤压强弱与裂缝及断层发育程度及规模，进而决定了原始孔隙与后期溶蚀孔隙保存程度以及孔隙的连通性，也控制了源储关系与油气充注程度，最终控制天然气产能。