徐安娜 汪澤成 趙文智 卞從勝 徐兆輝 崔 瑛 武松濤

1.中國石油勘探開發(fā)研究院 2.中國石油勘探與生產(chǎn)分公司

四川盆地須家河組二段儲集體非均質(zhì)性特征及其成因

徐安娜1汪澤成1趙文智2卞從勝1徐兆輝1崔 瑛1武松濤1

1.中國石油勘探開發(fā)研究院 2.中國石油勘探與生產(chǎn)分公司

四川盆地上三疊統(tǒng)須家河組二段砂巖非均質(zhì)性較強(qiáng)，為分析其特征和成因，基于前人在構(gòu)造演化、沉積背景及其演化和成巖作用等方面的研究成果，利用須二段野外露頭120個砂礫巖樣品、井下160個巖屑樣品和150個巖心樣品，開展了巖石粒度、成分和重礦物分析及鑄體薄片、掃描電鏡、壓汞和核磁共振等儲層實(shí)驗(yàn)室綜合分析。結(jié)論認(rèn)為：該砂巖儲集體非均質(zhì)性較強(qiáng)，表現(xiàn)為巖石組構(gòu)的非均質(zhì)性明顯，層內(nèi)和層間滲透率變異系數(shù)高，中高孔滲砂體側(cè)向連通程度低以及滲透率分布在河道部位的方向性等；特定構(gòu)造和沉積背景以及水道多期遷移為須二段儲層非均質(zhì)性的形成奠定了地質(zhì)條件，河道粗粒砂巖、綠泥石襯邊和堿性長石等經(jīng)歷的建設(shè)性成巖作用是儲集體非均質(zhì)性形成的關(guān)鍵要素。

四川盆地 晚三疊世 低孔隙度低滲透率 儲集體 非均質(zhì)性 成因 建設(shè)性成巖作用 構(gòu)造

四川盆地上三疊統(tǒng)須家河組砂巖氣藏儲集體規(guī)模大，普遍低孔低滲且非均質(zhì)性較強(qiáng)。前人對須家河組的研究主要集中在構(gòu)造演化、沉積背景和沉積體系及其成巖作用、儲層分級評價等方面［1－10］，筆者基于前人研究認(rèn)識，強(qiáng)調(diào)儲層非均質(zhì)性及其成因研究，以便為相對中—高孔滲儲集體的預(yù)測和致密砂巖氣藏的高效勘探和開發(fā)提供科學(xué)依據(jù)。

1 地質(zhì)概況

四川盆地須家河組自下而上分為6段，其中須二、須四、須六段主要發(fā)育一套以灰色中一細(xì)砂巖為主夾薄層泥巖的大型辮狀河（扇）三角洲沉積，砂巖大面積分布，但普遍低孔低滲，為盆地主要儲氣段；須一、須三、須五段發(fā)育一套以黑色頁巖和泥巖沉積為主夾粉（細(xì)）砂巖、煤層或煤線的含煤沉積建造，為主要烴源巖和蓋層。須一、須三、須五段含煤泥巖與須二、須四、須六段的砂巖交互疊置，形成的“三明治結(jié)構(gòu)”為須家河組大規(guī)模天然氣成藏創(chuàng)造了有利條件（圖1）。

2 儲集體非均質(zhì)性特征

須二段砂巖主要發(fā)育多期進(jìn)退交替的辮狀河（扇）三角洲沉積，其儲集體由多期砂體疊置、切割或搭橋組成的砂體群組成，規(guī)模較大，非均質(zhì)性較強(qiáng)，突出表現(xiàn)為巖石組構(gòu)分布不均，層內(nèi)或?qū)娱g非均質(zhì)性強(qiáng)，儲層側(cè)向連通程度差及中高孔滲帶平面分布方向性明顯等。

2.1 巖石組構(gòu)的非均質(zhì)性特征

巖石組構(gòu)非均質(zhì)性主要指巖石組成成分、粒度和孔隙結(jié)構(gòu)的非均質(zhì)性。前人研究成果顯示，四川盆地上三疊統(tǒng)須家河組沉積時期存在6大物源方向（圖1）和2種物源類型（造山帶物源、古陸物源），發(fā)育多期進(jìn)退交替的大型辮狀河（扇）三角洲沉積體系［1－2］。

筆者針對須二段野外露頭120個砂礫巖樣品、井下160個巖屑樣品和150個巖心樣品，開展巖石粒度、成分和重礦物分析以及鑄體薄片、掃描電鏡、壓汞和核磁共振等儲層實(shí)驗(yàn)室綜合分析研究，其分析統(tǒng)計結(jié)果顯示，川東南或北部以及川西北或南部等不同地區(qū)的須二段砂巖儲集體在巖石組成成分、粒度和孔隙結(jié)構(gòu)等方面存在明顯的分區(qū)或非均質(zhì)性特征。

圖1 四川盆地構(gòu)造單元與上三疊統(tǒng)須家河組沉積模式圖

2.1.1 川西北部龍門山和大巴山前緣一帶

川西北部龍門山和大巴山前緣一帶須二段沉積物源屬于造山帶物源，巖石顆粒粒度大小不等，磨圓和分選差；巖石類型主要為巖屑砂巖和長石巖屑砂巖，石英和長石含量很低，巖屑含量較高，平均達(dá)30%，巖屑中以千枚巖、片麻巖、粉砂巖、泥粉晶灰?guī)r為主，雜基含量較低；孔隙類型以基質(zhì)孔和黏土礦物晶間孔為主，發(fā)育少量粒內(nèi)孔和裂縫，平均面孔率為3.47%，孔隙結(jié)構(gòu)以小孔細(xì)喉型為主，局部發(fā)育大孔細(xì)喉型。

2.1.2 川西南部

川西南部須二段沉積物源以古陸物源為主，含少量造山帶物質(zhì)，巖石顆粒粒度以中粗粒為主，夾雜細(xì)粒沉積，磨圓和分選較差；巖石類型以長石巖屑砂巖為主，其次為巖屑砂巖和巖屑石英砂巖，石英、長石和巖屑含量平均分別為64.46%、8.66%和16.13%，巖屑中以石英巖、泥頁巖為主，含少量花崗巖屑；孔隙類型主要為粒間和粒內(nèi)溶孔以及石英次生加大后形成的殘余粒間孔，微裂縫多見，面孔率約為6.73%，孔隙結(jié)構(gòu)屬于中孔細(xì)喉和小孔細(xì)喉型。

2.1.3 川中及川中—蜀南過渡帶

川中及川中—蜀南過渡帶須二段巖石類型主要為長石巖屑砂巖，含少量巖屑砂巖和長石石英砂巖，石英和巖屑含量中等，長石含量相對較高，分別平均為61.45%、1.97%和10.51%；其砂巖孔隙類型主要為粒間、粒內(nèi)溶孔、綠泥石襯邊的溶蝕孔和石英次生加大后的殘余粒間，以及少量雜基孔和微裂縫，面孔率約為10.73%，孔隙結(jié)構(gòu)以中孔細(xì)喉為主，局部發(fā)育小孔細(xì)喉和大孔細(xì)喉型組合。大量須二段巖心壓汞分析統(tǒng)計結(jié)果顯示（圖2），須二段砂巖的孔隙結(jié)構(gòu)非均質(zhì)性較強(qiáng)，喉道直徑分布在0～2μm，變化范圍較大，其中直徑小于0.5μm的微孔喉和小孔喉體積分別占總體積的75%左右，大孔喉發(fā)育較少，并且當(dāng)孔喉直徑小于0.5μm時，滲透率隨孔喉直徑變化呈指數(shù)函數(shù)增長，對滲透率的影響較為敏感。

圖2 川中地區(qū)須二段儲層喉道直徑與滲透率關(guān)系圖

上述分析表明，須二段砂巖儲層在巖石成分和孔隙結(jié)構(gòu)等方面的非均質(zhì)性較強(qiáng)。

2.2 層內(nèi)或?qū)娱g非均質(zhì)性特征

砂體層間非均質(zhì)性的強(qiáng)弱通常取決于小層間物性變化大小和隔層發(fā)育程度，而其層內(nèi)非均質(zhì)性強(qiáng)弱主要由單砂層內(nèi)沉積韻律、物性和夾層在垂向上的變化規(guī)律和差異程度決定。目前常以滲透率變異系數(shù)（Kv）或級差大小來表征砂體的層內(nèi)或砂層間非均質(zhì)性強(qiáng)弱。當(dāng)Kv＜0.5時，反映砂體層內(nèi)或砂層間非均質(zhì)程度較弱；Kv＝0.5～0.7時，表示非均質(zhì)程度中等；當(dāng)Kv＞0.7時，說明砂層非均質(zhì)性較強(qiáng)。

通過建立四川盆地須家河組層序地層格架（圖1），針對合川地區(qū)開展須二段砂巖精細(xì)小層對比（自上而下劃為1～4個小層）和相控隨機(jī)模擬儲層預(yù)測綜合研究。研究成果顯示（圖3），須二段各小層之間泥巖隔層不發(fā)育，主要發(fā)育含泥細(xì)粒粉砂質(zhì)物性隔層，其內(nèi)部大量致密砂巖分隔體（層）與中高孔滲砂體相互“滲透”和交叉分布。

Kv計算結(jié)果顯示：4個小層之間的非均質(zhì)性較強(qiáng)，下部4小層和3小層之間的Kv為0.6，上部1和2小層之間的Kv為0.8，而2和3小層間的Kv高達(dá)0.9，中高孔滲層主要位于中下部的主河道、砂壩微相砂體中。同時發(fā)現(xiàn)，須二段砂體中4個小層的層內(nèi)泥質(zhì)夾層不發(fā)育，發(fā)育含泥細(xì)粒粉砂巖夾層，說明須二段砂體中4個小層的層內(nèi)非均質(zhì)性也較強(qiáng)，中高孔滲層主要位于河道砂體底部和砂壩頂部。

圖3 合川地區(qū)須二段砂巖孔隙度和滲透率剖面圖

2.3 儲集體連通程度的非均質(zhì)性特征

儲集體連通程度與儲集體形態(tài)、規(guī)模大小和井距有一定的關(guān)系。勘探地質(zhì)上通常采用某個砂體的鉆遇率或連通程度來表征。川中合川—潼南氣區(qū)近60口井砂體鉆遇率統(tǒng)計顯示，須二段砂體內(nèi)1～4小層的砂層鉆遇率和有效砂體（孔隙度大于6%的砂體）的鉆遇率差異明顯。

下部4小層和3小層的砂層厚度多介于10～28 m，平均鉆遇率高，為68%～80%，砂體連通程度介于45%～65%，但有效砂體的厚度多在0～15 m，儲集體鉆遇率僅為28%～45%，連通程度介于0～45%。上部1小層和2小層的砂層厚度多為15～35 m，平均鉆遇率介于55%～70%，砂體連通程度介于40%～55%，但有效砂體的厚度多在0～10 m，儲集體鉆遇率僅為20%～40%，連通程度介于0～30%。綜上，須二段砂巖側(cè)向連續(xù)性較好，但大量為低孔、低滲的致密砂巖分隔體，孔隙度大于6%的中高孔滲有效儲集體僅呈彌散狀或孤立狀分布在大規(guī)模致密砂巖中，連通性較差，非均質(zhì)性較強(qiáng)（圖3）。

2.4 儲層平面物性的非均質(zhì)性特征

儲層平面物性的非均質(zhì)性特征主要由孔隙度或滲透率宏觀上表現(xiàn)出來的方向性所引起。四川盆地須二段近300個巖樣物性分析結(jié)果顯示，不同地區(qū)儲層物性差異明顯，如川西地區(qū)巖樣中有85%樣品的平均孔隙度小于5%，平均滲透率小于0.1 mD，顯示物性較差；而大川中地區(qū)樣品中有48%的巖樣平均孔隙度大于10%和滲透率大于0.5 mD，顯示物性較好。

物性分析結(jié)果也顯示不同沉積微相的砂巖孔隙度和滲透率差異明顯（圖4），河道微相和砂壩相砂體與溢流砂坪相砂體相比，其平均滲透率級差可為2～3倍。利用300個巖樣滲透率分析的結(jié)果，結(jié)合前人對須二段物性分析的成果，繪制須二段滲透率平面分布圖，發(fā)現(xiàn)中高孔滲帶（孔隙度大于8%、滲透率大于0.1 mD）主要沿主河道或次水道的流向分布，其中滲透率介于1～10 m D的儲層面積約占整個砂體平面分布12%，滲透率為1～0.1 mD的儲層面積約占整個砂體平面分布65%，滲透率為0.1～0.01 mD的儲層面積約占整個砂體平面分布15%，滲透率小于0.01 mD的儲層面積約占整個砂體平面分布8%，以上說明須二段儲層的平面非均質(zhì)性較強(qiáng)。

圖4 川中地區(qū)須二段沉積微相與物性關(guān)系圖

3 儲集體非均質(zhì)性成因探討

3.1 特定構(gòu)造、沉積背景和水道多期遷移

特定構(gòu)造和沉積背景以及水道多期遷移為須二段儲層非均質(zhì)性的形成奠定了地質(zhì)條件。

須家河組沉積期，四川盆地接受來自龍門山、大巴山和江南古陸等盆地周緣山系的充足繼承性物源，盆地西部及其西北部因幕式升降明顯，位于前陸擠壓沖斷帶和坳陷帶，沉積底形坡度大（平均坡度為6°～7°），主要接受來自龍門山前造山帶物源，須一、須三段和須五段沉積時期因盆地構(gòu)造相對平靜期，基底穩(wěn)定，物源供給不足，發(fā)育淺水湖盆退積型辮狀河三角洲和沼澤沉積（圖1）。而須二、須四段和須六段因構(gòu)造活動期，盆地基底沉降加快，可容納空間增加，物源供給增加，湖面下降，淺水（扇）三角洲砂體向湖盆內(nèi)推進(jìn)，發(fā)育進(jìn)積式大型辮狀河三角洲沉積體系，主要特點(diǎn)砂層厚度大，粒度粗，各類巖屑（火山巖、變質(zhì)巖和沉積巖）含量高，而石英和長石含量低，裂縫發(fā)育，縱向分布延伸距離短，平均為50～80 km。

川中及其東部地區(qū)位于前陸平緩帶和隆起帶，沉積底形坡度緩（平均坡度為1°～2°），須家河組前期主要接受來自盆地東部或東北部的古陸物源，后期接受來自大巴山前的造山帶物源，發(fā)育因河道多期遷移擺動的大型辮狀河三角洲沉積體系，其主要特點(diǎn)是砂層厚度相對薄，粒度以中細(xì)粒為主，長石含量高，各類巖屑和石英含量中等，局部井點(diǎn)微裂縫發(fā)育，沉積相帶分布范圍廣，三角洲平原相和三角洲前緣相分別延伸長度為58～92 km和121～140 km（圖1）。綜上，四川盆地不同構(gòu)造背景和沉積背景下的沉積砂體在巖石成分、粒度和沉積特征上存在明顯差異，這種差異為砂巖巖石組構(gòu)的非均質(zhì)性創(chuàng)造了條件。

鄧宏文教授等人［11－12］認(rèn)為基準(zhǔn)面變化過程中，A／S比值（可容納空間與沉積物補(bǔ)給量之比）變化是諸多控制沉積作用因素的綜合響應(yīng)，能夠決定可容納空間沉積物堆積速度、保存程度和內(nèi)部結(jié)構(gòu)（如堆積樣式）等，A／S比值變化趨勢決定砂體規(guī)模及其疊置樣式的變化規(guī)律，當(dāng)0＜A／S≤1時，河道以多期側(cè)向遷移的進(jìn)積作用為主，各期砂體間或搭接或切割或垂向加積，呈帶狀或?qū)捥籂钫共?，分布面積廣。

四川盆地上三疊統(tǒng)須一、三和五須段沉積時期，受物源供給不足和盆地不均衡沉降影響，其A／S比值變化主要表現(xiàn)為大于1和小于0的兩種狀態(tài)，主要接受退積式大型辮狀河（扇）三角洲沉積，三角洲前緣河道砂和席狀砂主要以下切或垂向加積為主，呈孤立狀或窄帶狀展布，分布范圍有限；當(dāng)須二、須四和須六段沉積時期，物源供應(yīng)充足，盆地A／S比值變化在0～1，主要接受進(jìn)積式大型辮狀河（扇）三角洲沉積，平緩背景下河道以多期側(cè)向遷移的進(jìn)積作用為主，不同期砂體之間相互搭接、切割或垂向加積形成大型復(fù)合體，其內(nèi)部砂體之間的巖石組構(gòu)、層內(nèi)層間非均質(zhì)性、連通程度和物性特征等相對復(fù)雜，非均質(zhì)性較強(qiáng)。故不同A／S比值下河道多期遷移擺動加劇了須家河組不同時期砂體或儲層內(nèi)部的非均質(zhì)性。

3.2 建設(shè)性成巖作用

河道粗粒砂巖、綠泥石襯邊和堿性長石等經(jīng)歷的建設(shè)性成巖作用，是須二段儲層非均質(zhì)性形成的關(guān)鍵要素。

須二段大型復(fù)合砂體主要由4期河道遷移擺動形成的砂體組成，縱向上不同時期沉積砂體之間或同期砂體內(nèi)部的沉積韻律、微相組合、膠結(jié)物類型及其含量、成巖相類型及其組合以及孔隙度和面孔率等存在明顯差異，非均質(zhì)性較強(qiáng)。圖5為潼南102井須二段復(fù)合砂體沉積微相、成巖相和孔隙度的縱向變化圖，可見河道滯留微相（A）和砂壩相砂體（B）主要由粗?；蛑辛Ｉ敖M成，發(fā)育強(qiáng)溶蝕成巖相（D1）和中溶蝕成巖相（D2和D3），對應(yīng)的巖心孔隙度可超過7%，而溢流砂坪相砂層（C）及其上下地層由細(xì)粒粉砂和泥巖組成，常見機(jī)械壓實(shí)致密成巖相（Pc）和碳酸鹽充填成巖相（Cc），對應(yīng)孔隙度在2%～5%，以上現(xiàn)象說明沉積微相、成巖相和儲層物性三者之間的關(guān)系密切，儲層物性明顯受沉積微相和成巖相雙重控制，其中河道粗粒砂巖原生孔隙發(fā)育，有利于各類溶蝕作用的產(chǎn)生，形成中低孔滲儲集體，造成儲層非均質(zhì)性強(qiáng)。

圖5 潼南102井須二段砂體各類儲層特征縱向變化圖

圖6 四川盆地須家河組砂巖微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征圖

前人研究成果認(rèn)為［7，9－10］，須家河組砂巖是建設(shè)性和破壞性成巖作用的綜合結(jié)果，其中壓實(shí)和膠結(jié)充填等破壞性成巖作用是導(dǎo)致砂巖大面積致密化的主要因素，而各類溶蝕作用和綠泥石襯邊等建設(shè)性成巖作用是造成致密砂巖內(nèi)中孔滲儲集體發(fā)育的主要因素。羅孝俊等人［13］認(rèn)為堿性長石（鉀長石、鈉長石）在較為酸性或較為堿性介質(zhì)中均易發(fā)育次生孔隙，斜長石（近鈣長石）在偏堿性介質(zhì)中才易發(fā)育次生孔隙。Pittman［14］認(rèn)為等厚連續(xù)黏土包殼可以抑制碎屑石英的成核作用，能夠抑制石英次生加大作用，避免因多期石英加大造成的孔隙減少。筆者通過觀察大量須二段巖心鑄體薄片和掃描電鏡資料（圖6），發(fā)現(xiàn)殘余粒間孔或粒內(nèi)溶蝕孔隙在富含堿性長石、火山巖屑和綠泥石膠結(jié)物的砂巖中相對發(fā)育，統(tǒng)計堿性長石和綠泥石膠結(jié)物含量與孔隙度大小的關(guān)系，發(fā)現(xiàn)它們之間存在明顯的正相關(guān)關(guān)系，說明煤系酸性成巖環(huán)境中，堿性長石和綠泥石環(huán)邊膠結(jié)物分布及其含量是引起差異溶蝕作用的根本原因，也是造成須二段砂巖儲集體非均性強(qiáng)弱的關(guān)鍵要素。

4 結(jié)論

1）四川盆地上三疊統(tǒng)須二段儲集體非均質(zhì)性較強(qiáng)，表現(xiàn)為巖石結(jié)構(gòu)非均質(zhì)性明顯，層內(nèi)和層間滲透率變異系數(shù)高，中高孔滲砂體的鉆遇率低和側(cè)向連通程度差，平面分布受主河道和河壩砂體控制明顯；

2）特定構(gòu)造和沉積背景以及水道多期遷移為須二段儲層非均質(zhì)性的形成創(chuàng)造了地質(zhì)條件，河道粗粒砂巖、綠泥石襯邊和堿性長石等經(jīng)歷的建設(shè)性成巖作用是儲集體非均質(zhì)性形成的關(guān)鍵要素。

本文得到趙文智教授等專家多次指教和指導(dǎo)，也得到中國石油西南油氣田公司勘探開發(fā)研究院、中國石油勘探開發(fā)研究院地質(zhì)所各級領(lǐng)導(dǎo)和同行的協(xié)助，在此表示誠摯感謝。

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Features and genesis of reservoir heterogeneity in the second member of the Upper Triassic Xujiahe Fm，Sichuan Basin

Xu Anna1，Wang Zecheng1，Zhao Wenzhi2，Bian Congsheng1，Xu Zhaohui1，Cui Yin1，Wu Songtao1
（1.Petroleum Exploration and Development Research Institute，PetroChina，Beijing 100083，China；2.PetroChina Exploration and Production Co.，Ltd.，Beijing 100011，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 31，ISSUE 11，pp.53－58，11／25／2011.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

Sandstones in the second member of the Upper Triassic Xujiahe Fm in the Sichuan Basin are strong in heterogeneity.In order to understand the features and genesis of their heterogeneity，we reviewed the previous studies on structural evolution，sedimentary settings and evolution as well as diagenesis，and performed an analysis of rock grain sizes，composition，and heavy minerals，and laboratory data such as cast thin section，scanning electric microscope，mercury injection and NMR by use of 120 outcrop samples，160 rock debris samples，and 150 core samples.The following conclusions are obtained.（1）The significant heterogeneity of the sandstone reservoirs is characterized by obviously heterogeneous rock fabric，a large variation coefficient of interlayer and intralayer permeability，a poor lateral connectivity of sandbodies with medium to high porosity and permeability，and the directivity of permeability distribution in channels.（2）The unique structural and sedimentary settings and multistage migrations of channels provide geological conditions for the formation of reservoir heterogeneity in the second member of the Xujiahe Fm.（3）The constructive diagenesis of channel coarse grain sandstone，chlorite liner and alkali feldspar is the key factor controlling the degree of reservoir heterogeneity.

Sichuan Basin，Later Triassic，low porosity and permeability，reservoir，heterogeneity，genesis analysis，constructive diagenesis，structure

徐安娜等.四川盆地須家河組二段儲集體非均質(zhì)性特征及其成因.天然氣工業(yè)，2011，31（11）：53－58.

10.3787／j.issn.1000－0976.2011.11.013

國家重點(diǎn)基礎(chǔ)研究發(fā)展計劃（973計劃）課題（編號：2007CB209502）。

徐安娜，女，1966年生，高級工程師，博士；主要從事儲層和油氣藏描述與綜合評價研究工作。地址：（100083）北京市學(xué)院路20號中國石油勘探開發(fā)研究院石油地質(zhì)研究所。電話：（010）83597997。E－mail：xan＠petrochina.com.cn

（修改回稿日期 2011－09－22 編輯 羅冬梅）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2011.11.013

Xu Anna，senior engineer，born in 1966，is mainly engaged in description and comprehensive evaluation of oil and gas reservoirs.

Add：Mail Box 910，No.20，Xueyuan Rd.，Haidian District，Beijing 100083，P.R.China

Tel：＋86－10－8359 7997 E－mail：xan＠petrochina.com.cn