川西南部地区中侏罗统沙溪庙组优质储层形成条件与控制因素

2022-08-12谢格云田云英樊世海马宇含张祎蕾

天然气工业 2022年7期

谢格云田云英刘柏樊世海马宇含张祎蕾

中国石油西南油气田公司川西北气矿

0 引言

四川盆地西南部（以下简称川西南部地区）中侏罗统沙溪庙组气藏是典型的致密砂岩气藏，沙溪庙组不具生烃能力，气藏烃源来自下伏上三叠统须家河组烃源岩，须家河组烃源岩生成的天然气主要赋存在上三叠统和侏罗系碎屑岩地层中[1]。据2016年《第四次油气资源评价》，川西南部地区须家河组天然气资源总量为5 694×108m3，探明率仅6.29%，致密气勘探潜力巨大，是天然气增储上产的重要领域。

1977年在四川盆地大兴西构造发现沙溪庙组气藏以来，川西南部地区沙溪庙组致密气勘探虽不断有所发现，但一直没有取得重大突破，也未实现规模化效益化开发。而且前人对沙溪庙组的研究也只是集中在各个构造或者局部区块，研究内容主要集中在沉积特征、储层特征等方面，并认为沙溪庙组为河流—湖泊交替环境下沉积地层，储层非均质性强，为致密砂岩储层，沉积微相、碎屑组分及成岩作用等对储层物性具有明显的控制作用[2-5]。总体来看，关于川西南部地区沙溪庙组研究的程度较低，特别是对优质储层形成条件及其控制因素的认识有待深化。为此，笔者在对川西南部地区沙溪庙组储层岩石类型与储集性能分析的基础上，利用不同类型岩石在测井响应特征上的差异，通过测井标定建立岩屑类砂岩与长石类砂岩交会图版，研究了储集性能更优的长石类砂岩纵横向分布特征；再结合沉积微相、成岩作用与储层物性分析，明确储层控制的主要因素，落实优质储层发育区，以期为该区下一步致密气勘探开发部署提供技术支撑。

1 区域地质概况

川西南部地区位于四川盆地西南部，构造位置属于上扬子地台西缘的龙门山山前断褶构造带、川西低缓构造带和峨眉—瓦山前缘断褶构造带（图1）。印支运动导致川西地区的地壳运动由古生代至中三叠世的拉张运动转变为挤压褶皱运动，由被动大陆边缘浅海碳酸盐岩为主的沉积转化为龙门山山前前陆盆地碎屑岩为主的沉积[6-8]。由于龙门山的多期“幕”式推覆发展，形成了现今的龙门山山前断褶构造，沉积了巨厚的须家河组和侏罗系碎屑岩地层。沙溪庙期发育河流—湖泊相沉积体系[9-11]，河道砂体发育，纵向上多期次河道砂体相互叠置，是川西南部地区致密气勘探开发的重要目标砂体。根据沙溪庙组岩性组合特征、电性特征和地震标定对比，沙溪庙组自下而上可划分为沙一段、沙二段，其中沙二段自下而上又细分4个亚段，储层主要分布在沙一段、沙二1亚段、沙二2亚段和沙二3亚段（图1）。

图1 研究区区域位置及沙溪庙组地层柱状图

2 储层特征

2.1 储层岩石类型

大量岩心、岩屑薄片鉴定成果表明，川西南部地区沙溪庙组砂岩类型可分为长石类砂岩（占分析样品总数的75%）和岩屑类砂岩（占分析样品总数的25%）两大类，长石类砂岩主要有长石砂岩、岩屑长石砂岩，岩屑类砂岩主要为以碳酸盐岩岩屑为主的岩屑砂岩、长石岩屑砂岩；砂岩储层以长石砂岩和岩屑长石砂岩为主，次为岩屑砂岩、长石岩屑砂岩，少量岩屑石英砂岩、长石石英砂岩（图2）。长石砂岩粒度以中粒为主，细粒次之；长石含量较高，介于30.0%～45.0%，以正长石为主，少量斜长石及微斜长石，大多黏土化程度较深；少量变质岩、火成岩岩屑，含量介于5.0%～10.0%；胶结物主要为方解石和绿泥石，方解石含量变化大，含量介于1.0%～15.0%，常呈带状分布，次为绿泥石，含量介于1.0%～5.0%，部分含量高达10.0%，少量硅质，常为自生石英充填粒间，含量介于0.5%～1.5%；杂基主要为水云母，含量介于0.5%～2.0%，部分层段见少量高岭石胶充填物（图2-a、b）。岩屑砂岩粒度以中粒为主，细粒次之；岩屑含量变化大，介于30.0%～60.0%，主要为碳酸盐岩岩屑，少量泥页岩、粉砂岩岩屑，偶见千枚岩等浅变质岩岩屑；长石含量介于1.0%～5.0%，以正长石为主，偶见斜长石及微斜长石，大多黏土化较深；胶结物主要为方解石，含量介于10.0%～30.0%；少量杂基，主要为水云母，含量介于0.5%～1.0%（图2-c、d）。

图2 川西南部地区沙溪庙组砂岩储层特征照片

2.2 储集性能

据川西南部地区沙溪庙组871块岩心样品分析，长石类砂岩的储集性能明显优于岩屑类砂岩。长石类砂岩平均孔隙度为13.03%，峰值介于12.00%～16.00%，岩屑类砂岩平均孔隙度为3.37%，峰值介于0～4.00%（图3-a）；长石类砂岩平均渗透率为0.160 mD，峰值介于0.010～0.100 mD，岩屑类砂岩平均渗透率为0.040 mD，峰值介于0～0.001 mD（图3-b）。两类砂岩孔隙度与渗透率交会图揭示，长石类砂岩的孔渗条件及储集性能均优于岩屑类砂岩，长石类砂岩储层类型为孔隙型，岩屑类砂岩储层类型为裂缝—孔隙型（图3-c）。

图3 川西南部地区沙溪庙组砂岩物性特征图

薄片鉴定结果显示，长石类砂岩孔隙发育，面孔率一般介于6%～12%，主要孔径介于0.1～0.2 mm，孔隙类型主要为残余粒间孔和粒间溶孔为主，次为粒内溶孔（图2-a、b），少量黏土矿物晶间微孔（杂基微孔），残余粒间孔一般介于4%～8%，粒间溶孔一般介于1%～3%。岩屑类砂岩孔隙不发育（图2-c、d），面孔率一般小于1%，为粒间孔及粒内溶孔。

压汞及核磁共振分析化验结果揭示，储层毛细管曲线特征表现为中孔、细喉，孔喉配位数0～3，储层孔隙结构较差，排驱压力（1.33～9.02 MPa）、中值压力（8.14～45.34 MPa）高，孔隙喉道、连通有效孔隙体积小（表1）。

表1 川西南部地区沙溪庙组储层分类参数统计表

3 储层控制因素

3.1 物源对储层岩石类型的控制作用

通过区内沙溪庙组砂地比特征、砂岩粒度变化趋势、岩石组分平面分布特征及地震剖面结构特征等分析，可以确定沙溪庙组沉积期具双物源特征[12-14]。

3.1.1 物源特征

沉积相平面展布特征研究结果揭示，川西南部地区沙溪庙组由北至南分别发育河流—三角洲平原相、三角洲前缘相、前三角洲—浅湖相。砂岩粒度整体上表现为由北部的中—粗粒砂岩向南逐渐变化为细粒砂岩、粉粒砂岩，各亚段砂地比整体具北高南低的变化趋势，高值区多呈指状由北西、北东向南延伸汇聚，反映出川西南部地区具北西、北东向两个物源（图4）。

图4 川西南部地区沙二1亚段砂地比平面分布图

川西南部地区4条野外剖面和10口井的岩心薄片分析结果表明，龙门山山前地区沙溪庙组砂岩具有富石英（50%～70%）、多岩屑（10%～40%）、贫长石（1%～15%）特征，岩屑以碳酸盐岩岩屑为主，次为变质岩岩屑，偶见火成岩岩屑、石英岩岩屑及粉砂岩岩屑。盆内沙溪庙组砂岩具有贫石英（40%～50%）、富长石（20%～40%）、少岩屑（10%～20%）特征[15-16]，长石以正长石为主，少量斜长石，岩屑成分中沉积岩岩屑和火成岩岩屑含量相当，变质岩岩屑较少，与龙门山山前地区不同的是沉积岩岩屑以粉砂岩岩屑、泥岩岩屑及火成岩岩屑较多，碳酸盐岩岩屑极少见（图5）。

图5 川西南部地区沙溪庙组砂岩碎屑组分特征及其分布图

区内多条地震剖面分析结果表明，川西南部地区沙溪庙组具北西至南东向和北东至南西向两个方向的前积结构特征（图6），前积反射结构具有物源运移指向意义[17]，说明沙溪庙组沉积时有来自北西、北东两个方向的物源。

图6 川西南部地区沙溪庙组前积反射结构特征图

沉积相展布特征、砂岩碎屑组分分布特征、粒度变化分布特征及地震前积反射结构特征综合分析结果表明，区内沙溪庙组沉积受到双物源影响，以碳酸盐岩为主的龙门山剥蚀区，控制了岩屑类砂岩分布范围，盆地北部的米仓山—大巴山火成岩剥蚀区控制了长石类砂岩的展布特征[18]。其中龙门山山前的雅安—大邑地区发育岩屑类砂岩，东部简阳—彭山—青神地区发育长石类砂岩，中部郫县—邛崃—洪雅地区受双物源共同影响，为岩屑类砂岩与长石类砂岩过渡区（图5）。

3.1.2 长石类砂岩测井识别及分布特征

鉴于长石类砂岩储集性能明显优于岩屑类砂岩，明确长石类砂岩纵横向分布特征，对确定勘探有利区分布具重要作用。因两类砂岩在岩石组分、胶结物方解石含量及孔隙发育程度等存在差异，其测井响应特征也存在明显差异[19]，其中以电阻率（RT）和声波时差（AC）特征表现最为明显。根据川西南部地区10口井沙溪庙组岩屑、岩心薄片岩石类型鉴定成果，通过测井标定，建立了岩屑类砂岩与长石类砂岩交会图版，图版揭示长石类砂岩RT≤30 Ω·m、AC≥ 65 μs/ft（1 ft=0.304 8 m，下同）（图7）。

图7 川西南部地区沙溪庙组砂岩类型交会图

通过测井识别沙溪庙组长石类砂岩，邛崃及其西南地区长石类砂岩主要分布在沙二1亚段；彭山—简阳地区长石类砂岩主要分布在沙二1亚段和沙二2亚段，其次是沙一段及沙二3亚段。川西南部地区沙溪庙组长石类砂岩在简阳—彭山—青神及其东部地区最发育，厚度介于80～170 m，新津—邛崃—丹棱地区相对发育，厚度介于10～80 m，龙门山山前及工区西南部地区欠发育，厚度小于10 m（图8）。

图8 川西南部地区沙溪庙组长石类砂岩厚度图

3.2 沉积作用对储层的影响

沙溪庙组砂岩以中—细砂岩为主，其次为粉砂岩，少量粗砂岩。区内大量岩心薄片鉴定和物性的统计结果表明，中砂岩孔隙度最好，其次是细砂岩，细砂岩孔隙度又普遍好于粉砂岩和粗砂岩，渗透率也有相同的特征。一般随着粒度增大物性变好，但粗砂岩物性却很差。分析认为，粗砂岩一般形成于河道底部，属于河道滞留，分选较差，后期的成岩作用特别是钙质胶结作用，导致粗砂岩更致密。中粒和细粒砂岩形成于较强的水动力环境，分选相对较好，杂基较少，因此物性较好。

沙溪庙组砂岩储层发育在多种沉积微相中，其中以三角洲前缘相水下分流河道和河口坝砂岩的储集性能最好[20]，其次为三角洲平原相分流河道砂岩（表2）。河道形成的单层砂体厚度大，一般大于5.0 m，粒度以细粒、中粒砂岩为主，泥质含量低，孔隙发育，孔隙结构好，储层物性好。区内河口坝发育较少，单层砂体厚度较薄。决口扇等沉积环境形成的砂体单层厚度较小，介于0.5～3.0 m，粒度较细，以粉砂岩为主，泥质含量高，孔隙欠发育，砂体平面分布仅存在于局部小范围。总体上，区内曲流河河道、分流河道及水下分流河道砂岩储层分布广、规模大。

表2 川西南部地区沙溪庙组沉积微相与砂体孔隙度关系表

3.3 成岩作用对储层的影响

成岩过程中，与砂岩孔隙演化密切相关的主要有压实、胶结、溶蚀、交代等成岩作用，前两者具负面作用，溶蚀作用是建设作用，交代作用则对砂岩孔隙的影响不大[21-23]。

压实作用在区内主要表现为塑性碎屑的形变、颗粒紧密接触及定向排列、孔隙度减小（图9-a）。该成岩作用主要发育在分流河道间低能微环境的泥质粉砂岩、粉砂质泥岩中，表现为泥质或杂基含量高，胶结物含量少，孔隙不发育，偶见粒内溶孔。沙溪庙组储层砂岩的压实作用属中—强，压实损失孔隙度介于10%～23%，平均值为17%。

图9 川西南部地区沙溪庙组砂岩成岩作用特征照片

区内沙溪庙组砂岩储层中发育碳酸盐类、硅质类、绿泥石等胶结物。碳酸盐胶结物主要为方解石（图9-b），少量白云石和菱铁矿，呈细—中晶沿孔隙内缘生长，形成连晶状胶结，导致砂岩孔隙大量丧失。绿泥石胶结物有两种产出形式：①以碎屑环边方式产出，厚度介于0.01～0.02 mm；②以淀晶杂基充填于孔隙中。区内东部高长石含量区绿泥石胶结较为发育（图9-c），绿泥石环边的形成有抑制石英次生加大边形成的作用。硅质胶结常以石英加大边形式出现（图9-d），少量为自生石英充填粒间，石英含量高的砂岩硅质胶结相对发育。

溶蚀作用在区内沙溪庙组砂岩储层中较普遍，以长石和岩屑的溶蚀作用为主[24]，主要出现在分流河道和河口坝中—细粒长石砂岩、岩屑长石砂岩中，形成以粒内溶孔和粒间溶孔为主的孔隙类型（图9-e、f），孔隙度增加3%～6%，最大增加可达10%。

4 天然气勘探有利区

川西南部地区沙溪庙组优质储层形成条件与控制因素研究结果表明，长石类砂岩是优质储层发育的物质基础，有利于后期溶蚀作用对储层孔渗条件的改善，优质储层受沉积作用控制明显，三角洲前缘沉积微相中以河口坝、水下分流河道沉积的细—中粒长石砂岩物性最佳，河流—三角洲平原相河道和分流河道砂岩储层分布广，规模大。沙溪庙组致密气藏为下生上储、烃源断层提供油气上移通道、河道砂体储层提供油气聚集场所的次生岩性气藏[25]，气藏受发育优质储层的长石类砂岩、有利沉积相带及保存条件等多重因素控制。

依据长石类砂岩发育程度、有利沉积相类型、储盖组合完整性及断层保存条件，对川西南部地区沙溪庙组勘探有利区进行了综合评价。评价标准如表3所示。评价结果表明，Ⅰ类有利区分布在熊坡断裂东侧的彭山—简阳地区，面积为7 744 km2；Ⅱ类有利区分布在邛崃—丹棱、青神及龙泉驿西等地区，面积为3 739 km2；Ⅲ类有利区分布在研究区西北及西南地区，面积为4 263 km2；Ⅳ类有利区分布在通天断层发育、沙溪庙组上覆地层剥蚀殆尽及长石类砂岩缺失地区，面积为6 805 km2（图10）。Ⅰ类有利区长石类砂岩发育，处于砂体储集性能优越的有利沉积相带内，保存条件好，是区内最有利的勘探区。