窄河道型致密砂岩储层特征及主控因素——以天府气田金华区块沙溪庙组为例

何江，杨羿，陈文，夏茂龙，贾松，何开来，张迎春，刘彦成

（1.西南石油大学地球科学与技术学院，四川 成都 610500；2.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院，四川 成都 610041；3.中联煤层气有限责任公司，北京 100016）

0 引言

近年来，中国致密砂岩气、致密油、页岩气、煤层气等非常规油气已成为油气产量增长主力。2020 年，中国致密砂岩气产量达465×108m3，占非常规天然气产量的63.5%［1-3］。截至目前，四川盆地中侏罗统沙溪庙组是中国已发现埋藏最浅的含油气层系，建成了新场、马井、中江等多个大中型气田［4］。2019 年，在中江气田以东的天府气田金华区块，通过老井上试，在J23 井沙溪庙组二段6 号砂组测试获21.83×104m3/d 高产工业气流，发现了天府气田沙二段气藏。随后，探井JQ2，ZQ1 井在沙溪庙组二段8 号砂组测试，分别获气3.28×104，1.68×104m3/d。该发现揭示了天府气田沙溪庙组具有多层含气的特点，显示出巨大的勘探开发潜力。

天府气田金华区块沙溪庙组发育典型的致密砂岩储层，具低孔、低渗特征，纵横向非均质性极强。近年来，许多学者在沉积储层、成藏等研究方面取得了明显进展，阐明了储层致密化的关键因素，建立了多期砂组天然气复合成藏机理及模式［5-11］，但至今尚缺少针对天府气田金华区块致密砂岩储层特征及主控因素的系统论述。本文基于详实的岩心观察，结合薄片、扫描电镜及压汞、核磁等配套分析测试，通过储层沉积微相、孔隙结构、成岩作用综合研究，阐明了储层发育的主控因素，为后续寻找优质储层指明了方向。

1 地质概况

天府气田金华区块构造位置属于四川盆地川中古隆中斜平缓带与川北古中坳陷低缓带（见图1a）。

图1 研究区构造位置及地层综合柱状图Fig.1 Structural location and stratigraphic comprehensive column of the study area

四川盆地侏罗系沉积后历经了晚印支、 燕山及喜山等多次构造运动。中侏罗世，龙门山地区的逆冲推覆活动开始减弱，而米仓山-大巴山的构造活动变得强烈，盆地沉积和沉降中心逐渐由北东往南西方向迁移，天府气田金华区块处于稳定沉降区。侏罗系沙溪庙组沉积后，受燕山和喜山各幕运动的影响，形成一系列低缓局部构造［12-14］。

天府气田金华区块中侏罗统沙溪庙组下伏下侏罗统凉高山组，上覆上侏罗统遂宁组（见图1b）。中侏罗统沙溪庙组沉积期，总体处于干旱氧化环境，沉积了一套巨厚的紫红色泥岩夹砂岩地层，以“叶肢介页岩”为界，将其自下而上划分为沙一段和沙二段［15-16］。沙一段沉积期主要发育浅水三角洲-湖泊沉积，为灰色、灰绿色、紫红色、红色泥岩与灰色、灰绿色的细—中粒岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩不等厚互层。沙二段沉积期，气候逐渐干旱，湖泊范围再次缩小、变浅，主要是一些短期的暂时性湖泊，洪水期湖盆面积大而浅，干旱期则暴露于地表，以陆上强氧化沉积环境为主，沉积了大套厚层的河流相地层，主要为一套灰色、浅灰色、灰褐色的中厚层—厚层细—粗粒岩屑长石砂岩、 岩屑长石砂岩与紫红色、灰绿色泥岩组成的不等厚互层［16-18］。

按照沉积旋回，结合岩性和电性组合特征，对天府气田沙溪庙组沙一段和沙二段进行了细分。沙二段依据早期持续水退、中期2 次持续水进、晚期持续水退的沉积特征，可分为4 个亚段，自下而上依次为沙二1亚段、沙二2亚段、沙二3亚段、沙二4亚段［19-22］。纵向上，沙溪庙组自下而上进一步细分为1—23 号砂组，沙一段为1—5 号砂组，沙二段为6—23 号砂组，其中沙二1亚段6，7，8 号富气砂组是本文的研究对象［16］。

2 储层特征

2.1 沉积相特征

天府气田沙二1亚段沉积时期，气候逐渐干旱，湖泊水体缩小，直至消失，沙二段沉积晚期完全演变为陆上环境［23］。沉积岩石类型丰富多样，主要为紫红色泥岩（见图2a），其次为含砾粗砂岩（见图2b）、中砂岩（见图2c）及灰色、灰白色细砂岩（见图2d—f）。取心井厚层砂岩中大量发育槽状交错层理、板状交错层理、平行层理等强水动力标志，测井曲线上表现为箱形、钟形等，地震显示为强振幅特征，结合区域沉积背景，指示储层砂体主要为稳定的陆上河道沉积。

图2 天府气田金华区块沙二1 亚段典型相标志类型Fig.2 Symbols of typical sedimentary facies of Sha21 submember in Jinhua Block,Tianfu Gas Field

天府气田沙二1亚段沉积时期可容纳空间有限，且不稳定，河流相砂体沉积至一定规模时即发生侧向迁移，造成沙二1亚段发育大量北东向的窄而细的河道砂［22］。通过对天府气田金华区块沙二1亚段6，7，8 号砂组典型井单井沉积相分析发现，6 号砂组主要为浅水三角洲平原或泛滥平原背景，沉积微相类型分为分流河道、天然堤和泛滥平原泥，而7，8 号砂组主要发育河流相-湖泊相沉积，河床边滩砂体广泛发育。分流河道（河道）主体厚层砂体岩心发育槽状、板状交错层理，测井曲线呈箱形或钟形，河道间紫红色泥岩广泛发育（见图2）。

2.2 岩石学特征

四川盆地沙溪庙组沉积前整体为一向东倾斜斜坡，西侧为龙门山物源区，北侧为米仓山-大巴山物源区（见图1）。龙门山物源区的碎屑成分具“高石英、低长石”的特征，米仓山物源具有“低石英、高长石”特征。天府气田金华区块沙二1亚段受米仓山物源区影响明显，主要发育岩屑长石砂岩，少量长石岩屑砂岩（见图3、图4a—c）。

图3 天府气田金华区块沙二1 亚段岩性构成Fig.3 Lithological composition of Sha21 submember in Jinhua Block,Tianfu Gas Field

图4 天府气田金华区块沙二1 亚段岩石类型Fig.4 Rock types of Sha21 submember in Jinhua Block,Tianfu Gas Field

长石类型常见斜长石和钾长石，石英中单晶石英较为发育。岩屑呈现“高变质岩屑、中高岩浆岩屑”的特征。粒间填隙物主要为黏土矿物以及少量绿泥石，胶结物主要为方解石以及少量石英次生加大（见图4d—f）。颗粒为接触胶结，以点或线接触为主。颗粒磨圆度低，分选中等，显示出河道沉积特征。

2.3 物性特征

天府气田金华区块沙二1亚段岩心常规物性统计表明：6，7，8 号砂组孔隙度平均值分别为12.7%，13.8%，11.2%；渗透率平均值分别为1.667×10-3，6.384×10-3，0.599×10-3μm2。依据DT/T 0217—2020《石油天然气储量计算规范》和GB/T 30501—2022《致密砂岩气地质评价方法》，研究区属于低孔致密砂岩储层。储层孔渗关系显示，沙二1亚段储层的孔隙度与渗透率正相关，6，7，8 号砂组决定系数分别为0.654 6，0.516 3，0.3303。随着孔隙度增加，渗透率增加趋势明显，反映储层的优劣主要由基质孔渗决定，为孔隙型储层。综合看来，6，7号砂组的储层物性优于8 号砂组（见图5）。

2.4 孔隙类型及孔隙结构特征

根据薄片和扫描电镜等分析测试资料，沙二1亚段主力砂组的储集空间以残余原生粒间孔、 粒间溶孔为主，其次为粒内溶孔（见图6）。残余粒间孔多分布在杂基体积分数较小的细、 中粒岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩中 （见图6a，b），颗粒边缘常见绿泥石环边胶结，是本区最为重要的孔隙类型，占优质储层总面孔率50%以上。值得注意的是，沙二1亚段长石及岩屑体积分数较高，普遍在30%以上，以长石溶孔为代表的粒内溶孔也较为发育，溶蚀多沿着长石解理面发育，孔隙多呈筛状分布（见图6c，d）。当溶解强烈时，被溶解的长石呈骨骸状、 蜂窝状残余。该类孔隙直径一般在0.10～0.20 mm，叠加岩屑粒内溶孔，可占总面孔率30%左右，是次要的孔隙类型。此外，粒间次生溶孔主要在原生粒间孔基础上经溶蚀扩大而成（见图6b），形态多种多样，多呈不规则状、港湾状，以孔隙缩小型喉道、片状喉道相连（见图6e—h），孔径为0.05～0.10 mm，连通性较好，可作为有效补充。

图6 天府气田金华区块沙二1 亚段储集空间类型Fig.6 Reservoir space types of Sha21 submember in Jinhua Block,Tianfu Gas Field

高压压汞数据表明，样品具有压汞曲线平台段明显且较长、 门槛压力低—中等、 残余汞饱和度高等特征，孔隙结构主要表现为低孔喉、低分选、较强非均质性特征（见图7）。结合孔隙结构参数，可将沙溪庙组储层分为3 类。其中： Ⅰ类储层孔隙度一般大于等于15%，渗透率大于等于5.0×10-3μm2，中值压力平均为1.58 MPa，中值喉道半径平均为0.74 μm。压汞曲线排驱压力较低，平台段压力主要在0.5 MPa 以下，孔隙类型主要为残余原生粒间孔。Ⅱ类储层孔隙度一般在10%～15%，渗透率一般在0.1×10-3～5.0×10-3μm2，中值压力平均为4.01 MPa，中值喉道半径平均为0.28 μm。压汞曲线排驱压力中等，平台段压力主要在0.2～2.0 MPa，孔喉分选中等，孔隙类型主要为残余粒间孔，其次为粒内或粒间溶孔。Ⅲ类储层孔隙度一般在7%～10%，渗透率小于1.0×10-3μm2，中值压力小于等于25.00 MPa，中值喉道半径小于等于0.40 μm，孔隙类型为粒内溶孔。

图7 天府气田金华区块沙二1 亚段岩石样品压汞曲线Fig.7 Mercury injection curves of Sha21 submember in Jinhua Block,Tianfu Gas Field

2.5 储层成岩作用

本区成岩作用特征复杂，对储层起决定性的作用包括压实作用、胶结作用、溶蚀作用和破裂作用。天府气田金华区块沙溪庙组埋深普遍在2 000～2 500 m，中浅埋藏下储层压实程度中等，颗粒之间以点-线接触为主，保留了大量原生孔隙（见图6i，j）。胶结程度非均质性强，胶结物类型常见方解石、 石英及多种黏土矿物等。其中： 方解石胶结物主要充填在颗粒内或颗粒间（见图6k）；石英胶结主要表现为次生加大边（见图6o），在少数颗粒间可见晚期自生石英颗粒； 黏土矿物胶结物常见伊利石、伊/蒙混层、绿泥石，少量高岭石，其中绿泥石常呈薄膜状、包壳状附着在颗粒表面（见图6i—m）。长石溶蚀作用为主要的改善性成岩作用，其产生的粒内溶孔提供了增量存储空间和渗流通道（见图6b—d）。破裂作用发育程度较弱，仅局部见构造微裂缝（见图6p）。

3 储层发育主控因素

3.1 高能窄河道砂体

对比研究区内不同沉积微相的孔渗特征，窄河道砂体控制了优质储层分布［24］。高能窄河道边滩砂体储层孔隙度多大于10%，渗透率常大于1×10-3μm2；天然堤和决口扇及河漫滩等相对低能沉积相带孔隙度多小于9%，渗透率小于1×10-3μm2。沉积微相对物性的影响主要表现于粒度和颗粒类型［23］。高能环境下沉积的砂岩，往往具有更粗的粒度、更好的分选及磨圆度、更低的杂基体积分数，因此，原生孔隙往往发育较好，并能更好地保存。不同砂组物性的对比分析表明，沙二1亚段6，7 号砂组水下河道宽度大，能量强，沉积物粒度相对较粗，杂基体积分数低，石英体积分数高，成分及结构成熟度明显高于8 号砂组（见表1）。杂基体积分数低有助于原生孔隙发育，后期成岩过程中石英作为刚性颗粒有效抑制了压实作用，对原生粒间孔起到了一定保护作用。此外，保存较好的原生孔隙有利于后期溶蚀流体进入，促进溶蚀孔隙发育。综上可见，高能的沉积环境奠定了优质储层发育基础，是6，7 号砂组优于8 号砂组的根本原因。

表1 天府气田金华区块沙二1 亚段岩石组分体积分数Table 1 Volume fraction of rock composition of Sha21 submember in Jinhua Block,Tianfu Gas Field

3.2 关键成岩作用

成岩作用对储层物性及孔隙结构有显著影响，也决定了储层分布规律［25-26］。结合邻区中侏罗统热演化程度在1.0%～1.3%，本区沙溪庙组黏土矿物发育绿泥石、伊利石及伊/蒙混层等特征，根据SY/T 5478—2003《碎屑岩成岩阶段及划分标志》，表明本区沙溪庙组砂体处于中成岩B 期，其经历了压实作用、胶结作用、溶蚀作用等重要成岩作用，其中压实作用、方解石胶结作用属于主要的破坏性作用。长石溶蚀作用为最重要的建设性成岩作用，岩屑溶解、绿泥石环边胶结起到重要的保护作用，上述关键成岩作用相互耦合共同奠定了现今的储层发育格局（见图8）。

图8 天府气田金华区块沙二1 亚段成岩演化序列Fig.8 Diagenetic evolutionary sequence of Sha21 submember in Jinhua Block,Tianfu Gas Field

3.2.1 强压实作用

刚性颗粒含量决定了岩石抗机械压实能力，而沉积后软性岩屑随着压实作用增强常发生塑性形变，具定向分布特征［12，27-28］。在压实作用最强烈的同生期—早成岩A 阶段，软性岩屑和云母等片状矿物强烈变形，伴随着黑云母水化膨胀等作用，严重堵塞储层孔喉，此时原生孔隙度大幅下降，孔喉结构遭到破坏［29］。天府气田金华区块沙二1亚段砂岩经历了一定强度的机械压实，镜下观察颗粒间多为点-线接触，石英类刚性颗粒发生破裂并出现波状消光，云母等片状矿物见压弯变形、水化膨胀拉长等现象并充填于颗粒间，导致了大量原生粒间孔的消失（见图9a）。

图9 天府气田金华区块沙二1 亚段关键成岩作用Fig.9 Key diagenesis of Sha21 submember in Jinhua Block,Tianfu Gas Field

本区岩石骨架颗粒主要为碎屑石英、长石和岩屑，碎屑石英在沙二1亚段中体积分数为37%～43%，主要来自深变质的石英岩和石英片岩类，长石体积分数为25.4%～30.5%。而岩屑颗粒种类丰富，按其抗压强度可划分为刚性岩屑和柔性岩屑2 类：1）刚性岩屑在岩屑长石砂岩中体积分数为15%～20%，在长石岩屑砂岩中体积分数为10%～15%。其主要包括变质石英岩、火成岩岩屑、燧石屑、白云母石英片岩屑等类型。2）柔性岩屑在岩屑长石砂岩中体积分数为5%～10%，在长石岩屑砂岩中体积分数为10%～15%。其主要有石英白云母片岩屑、泥质粉砂板岩屑、炭质板岩屑、云母片岩屑、千枚岩屑等，研究区沙二1亚段广泛发育的云母亦为塑性岩屑。不同骨架颗粒具有不同的硬度。在外力作用下，石英和刚性岩屑等高硬度的骨架颗粒，在压力变化中可压缩性小，抗压实能力强。板岩、千枚岩、黑-白云母等柔性岩屑硬度低，抗压实能力弱，在外力作用下易形变形成假杂基，或破碎挤压进入孔隙，还可能产生微细颗粒运移而堵塞喉道［30］。

统计结果表明，薄片面孔率与柔性岩屑体积分数呈负相关关系（见图10）。河道砂体中下部能量高，分选充分，石英、长石及刚性岩屑体积分数高，抗压实能力强，粒间孔隙保存程度较好。河道砂体顶部能量低，柔性岩屑体积分数高，抗压实能力弱。

3.2.2 早期连晶方解石胶结

本区早期连晶方解石胶结广泛发育在砂泥接触界面附近的砂岩中。岩石埋藏早期，砂岩因泥岩压实缓冲与孔隙水支撑2 个关键因素，压实作用弱，渗流空间良好。泥岩因抗压实能力弱，在持续的埋深增压过程中流体压力不断增高，导致局部异常高压。在孔隙压力均衡作用下，泥岩层中高压孔隙流体向砂岩运移，叠合各类酸性流体的催化Ca2+大量析出，泥岩交界处砂体Ca2+不断富集［29-30］。此外，在埋深不断增加的过程中，泥岩超压系统不断向周缘砂岩释压，导致了CO2分压突然降低和流体化学性质变化，促进早期连晶方解石碳酸盐矿物胶结，在河道砂体顶部和底部往往容易形成早期连晶方解石的致密胶结带，这也是河道砂体顶底砂体致密的关键原因之一（见图9b）。

3.2.3 绿泥石环边胶结

河道中部厚层中粒、粗粒砂岩中，胶结物体积分数一般在4%～9%，主要为早期石英加大边与粒间自生石英。值得注意的是，分选较好的砂岩在成岩作用早期形成了较厚的绿泥石环边胶结，表现为纤维状-叶片状绿泥石晶体垂直矿物边缘生长，常成一等厚的衬边，厚度在0.001～0.010 mm 不等。当绿泥石胶结物体积分数大于4%时，胶结物堵塞了部分孔隙及喉道，封闭了孔隙内部的流体。通常认为这会形成异常高压［29-31］，原生孔隙大多因此较好地保存下来，与此同时绿泥石颗粒衬边有效抑制了石英次生加大（次生加大形式的自生石英与自生绿泥石衬边呈负相关关系），其余类型的胶结作用也难以发育，残余粒间孔隙得以规模保存，这是本区最为重要的储集空间类型（见图9c）。

3.2.4 长石及岩屑溶蚀

低渗致密储层中，溶蚀作用是改善储层物性的关键因素。在相对开放的成岩系统中，溶蚀作用的产物可随地层流体排出，形成次生孔隙。沙二1亚段粒内溶孔占到了总孔隙体积的40%，其中，长石及岩屑溶孔是粒内溶孔的主要类型。致密砂岩储层中，钠长石与钙长石常在同生及成岩作用早期开始溶解，在压实作用改造下，难以保存至成岩作用晚期，钾长石对致密砂岩储层次生孔隙有较大贡献［32-34］。研究区“富长石”的岩石特征为长石溶孔提供了物质基础。生烃高峰时期，在构造微缝及残余粒间孔较为发达的区域，酸性热液进入储层对长石进行不同程度溶蚀，形成格架状次生溶蚀孔隙，部分区域受溶蚀作用改造显著，形成铸模孔隙，显著改善了储层的孔渗性（见图9d）。

4 结论

1）天府气田沙二1亚段沉积期气候逐渐干旱，河流相沉积至一定规模即侧向迁移，发育北东向窄河道砂体，测井曲线呈箱形或钟形，河道间紫红色泥岩广泛发育。岩性以岩屑长石砂岩为主，少量长石岩屑砂岩，粒间填隙物主要为黏土矿物以及少量绿泥石，胶结物常见方解石及绿泥石环边。

2）天府气田沙二1亚段砂组储集空间以残余原生粒间孔为主，其次为粒内溶孔及粒间溶孔。高压压汞数据表明，压汞曲线平台段明显且较长，门槛压力低—中等，残余汞饱和度高，孔隙结构表现为低孔喉、低分选、非均质性较强。本区内Ⅰ类储层孔隙度一般大于等于15%，渗透率大于等于5.0×10-3μm2，中值压力平均为1.58 MPa，中值喉道半径平均为0.74 μm。

3）天府气田沙二1亚段砂体的沉积微相与成岩作用共同控制了储层品质。平面上，河道中心及边滩能量高，粒度粗，结构成熟度高，杂基发育弱，有利于形成优良的原生孔渗网络。垂向上，厚砂体主体刚性矿物体积分数高，抗压实能力强，早期连晶方解石胶结不发育，绿泥石环边广泛存在，叠加长石及岩屑的后期溶蚀改造，三者共同形成“窄河道非连续甜点”的成储模式。