鄒　濤, 鄭榮才, 曹　宏, 王昌勇

(1.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室(成都理工大學(xué))，成都 610059；

2.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

?

龍門山北段泥盆系?？诮M砂巖儲層特征

鄒濤1, 鄭榮才1, 曹宏2, 王昌勇1

(1.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室(成都理工大學(xué))，成都 610059；

2.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

[摘要]以四川盆地江油二郎廟地區(qū)中泥盆統(tǒng)海口組砂巖為研究對象, 以儲層綜合評價為目的。在實測剖面和詳細(xì)觀察的基礎(chǔ)上, 運用薄片鑒定、掃描電鏡、孔滲分析及X 射線衍射等技術(shù)手段, 按照主要儲集空間類型進(jìn)行分類討論，研究礦物組分、粒度以及成巖作用和成巖演化模式對儲層的控制作用，分析碎屑巖儲層復(fù)雜孔隙的成因及其控制因素。結(jié)果表明?？诮M砂巖以原生孔隙為主，是典型的孔隙型儲層。?？诮M砂巖可作為以原生粒間孔隙為主的典型儲層模型，孔隙連通性極好，孔隙度和滲透率具有很好的正相關(guān)關(guān)系，排驅(qū)壓力很低，喉道一般較大，孔隙結(jié)構(gòu)較好，為優(yōu)質(zhì)儲層類型。

[關(guān)鍵詞]龍門山；海口組；石英砂巖；成巖作用；孔隙結(jié)構(gòu)；儲層評價

隨著國內(nèi)外能源需求量增大和常規(guī)油氣資源供需關(guān)系日趨緊張的形勢，近年來非常規(guī)油氣資源的利用倍受關(guān)注。油砂作為非常規(guī)油氣資源之一，在世界各地都有分布,地質(zhì)資源量巨大[1]，如位于加拿大西部沉積盆地的Alberta省北部油砂分布面積達(dá)0.14×106km2, 總資源量可達(dá)(163～169)×109桶[2]，來自油砂礦的原油產(chǎn)量占全省的98.5%。由于該油砂資源的發(fā)現(xiàn)，使加拿大成為僅次于沙特阿拉伯的世界第二大石油資源大國；同時也使中國的石油地質(zhì)學(xué)家意識到產(chǎn)自油砂礦的原油對緩解油氣資源供需緊張關(guān)系的作用。

中國油砂資源也較為豐富[1]，在柴達(dá)木盆地、鄂爾多斯盆地、松遼盆地、湖南麻陽盆地和四川盆地等多個古生代和中生代沉積盆地中都分布有油砂資源[3-7]，初步調(diào)查的油砂地質(zhì)資源量為5.97×109t。如分布于四川盆地西北緣的龍門山北段江油-廣元地區(qū)的侏羅系沙溪廟組油砂的油氣顯示好、露頭油苗分布較廣、資源量大，早在20世紀(jì)50年代便開始對該地區(qū)的油砂資源進(jìn)行地表調(diào)查和專題研究[4-7]，在已鉆的9口淺井均鉆遇油砂巖，其中有一口井在91 m深度鉆獲27 m厚的油砂，含油量較高，顯示出較為豐富的資源儲量和良好的勘探前景。而近期在龍門山北段天井山構(gòu)造帶新發(fā)現(xiàn)的泥盆系油砂礦[8-11]，更以其油砂層厚度大(可達(dá)20～35 m)、分布面積廣而備受矚目，更加增添了對龍門山北段油砂礦產(chǎn)資源進(jìn)行勘探的意義。有關(guān)沙溪廟組油砂礦的地質(zhì)特征已積累有較多研究成果[4-7],而對泥盆系油砂礦的研究仍很薄弱[8-11],急需加強相關(guān)的研究工作。本文以發(fā)育于天井山構(gòu)造帶西南側(cè)江油二郎廟地區(qū)的泥盆系油砂礦為對象，進(jìn)行儲層特征及成巖作用研究，希望能對龍門山北段泥盆系油砂資源的石油地質(zhì)特征研究和勘探目標(biāo)提供地質(zhì)資料。

1區(qū)域地質(zhì)背景

四川盆地構(gòu)造格局定形于印支運動期后，盆地的最西側(cè)為與川西前淵拗陷帶毗鄰發(fā)育的北東走向的龍門山巨型逆沖推覆帶[12](圖1- A)。目前在龍門山逆沖推覆帶北段的廣元市、江油市、青川縣、劍閣縣等地發(fā)現(xiàn)8處呈北東向帶狀展布的油砂礦產(chǎn)資源，分別組成泥盆系和侏羅系沙溪廟組2條重要的區(qū)域性油砂帶。在區(qū)域構(gòu)造位置上，泥盆系油砂帶與礦山梁—天井山—二郎廟沖斷背斜帶疊置(圖1-B)，沙溪廟組油砂帶與下寺—金子山—青林口山前帶疊置(圖1-B)。此2條構(gòu)造帶分別制約了泥盆系和侏羅系沙溪廟組2條油砂帶的成藏方式和成藏過程,反映了油砂帶與區(qū)域構(gòu)造帶之間具有密切的成因關(guān)系[4-11]。

圖1　川西北龍門山中北段構(gòu)造綱要圖和地質(zhì)剖面圖Fig.1　The tectonic outline and cross section of northwest Sichuan

在龍門山北段天井山構(gòu)造帶新發(fā)現(xiàn)的泥盆系油砂礦，就油砂地質(zhì)資源普查階段而言,目前主要面臨3個基礎(chǔ)地質(zhì)問題：①層位歸屬問題。由于該油砂礦以角度不整合的形式直接超覆在淺變質(zhì)的下寒武統(tǒng)長江溝組或中上志留統(tǒng)千枚巖之上，在周文等(2007)的研究成果中，按巖性和產(chǎn)狀將其劃歸相當(dāng)于洛霍柯夫階的下泥盆統(tǒng)平驛鋪組。而本次研究依據(jù)其直接超覆在加里東運動形成的沉積基底之上，巖性主要為一套濱、淺海相的、產(chǎn)有豐富的“貓眼鱗木”化石的灰白色中、厚層中-細(xì)粒石英砂巖夾薄層泥、粉砂巖組合，上覆地層為產(chǎn)有吉維特階標(biāo)準(zhǔn)化石“鶚頭貝”的中泥盆統(tǒng)觀霧山組碳酸鹽巖[13]，二者間為基本連續(xù)的底沖刷接觸關(guān)系，將其確定為中泥盆統(tǒng)海口組，層位與鄰區(qū)的金寶石組相當(dāng)[13,14](圖2)。二者的區(qū)別在于金寶石組建組于龍門山中段北川桂溪金寶石村，為一套相當(dāng)于艾菲爾階晚期的混積陸棚相的陸源碎屑巖與碳酸鹽巖互層沉積組合，與下伏相當(dāng)于愛姆斯階-艾菲爾階早期的養(yǎng)馬壩組呈整合接觸關(guān)系。?？诮M建組于昆明?？冢饕獮橐惶紫喈?dāng)于艾菲爾階的、直接超覆加里東沉積基底的濱、淺海相的陸源碎屑巖沉積組合，層位上與周文等(2007)的研究成果相當(dāng)。②烴源巖問題。在川西北地區(qū)進(jìn)行的地表油砂資源調(diào)查中，于天井山構(gòu)造帶所發(fā)現(xiàn)的泥盆系海口組油砂礦經(jīng)油源對比研究，有的研究者認(rèn)為油源可能來自下寒武統(tǒng)牛蹄塘組[11]，有的研究者認(rèn)為油源可能來自上奧陶統(tǒng)五峰組-下志留統(tǒng)龍馬溪組黑色頁巖的二次成油事件[8],也有的人認(rèn)為由下寒武統(tǒng)牛蹄塘組和下志留統(tǒng)龍馬溪組的優(yōu)質(zhì)烴源巖共同供給油源[10]，其共同的認(rèn)識為來自下伏層的油源經(jīng)印支運動形成的逆斷層運移至古構(gòu)造圈閉內(nèi)在海口組砂巖中大規(guī)模聚集成藏，后期再經(jīng)構(gòu)造隆升改造而形成淺埋藏的油砂礦產(chǎn)資源[8-11]。③儲層特征。目前這方面的成果相對較少，急需加強相關(guān)的研究工作。

2儲層巖石學(xué)特征

2.1巖石類型

圖2　泥盆系地層剖面柱狀對比圖Fig.2　Correlation column of stratigraphic section of Devonian

圖3　二郎廟實測剖面綜合柱狀圖Fig.3　Comprehensive column of measured profile in Erlangmiao area

圖4　二郎廟地區(qū)?？诮M砂巖儲層特征圖Fig.4　Characteristics of Haikou sandstone reservoir in Erlangmiao area(A)細(xì)粒石英砂巖，具有很好的分選性和磨圓度，幾乎不含雜基，顆粒多呈點-線接觸，壓實程度較低，石英次生加大邊明顯，原生粒間孔隙極為發(fā)育，連通性好,樣號A1，鑄體薄片，單偏光; (B)碎屑石英以單晶石英為主，為A的正交偏光照片; (C)細(xì)粒石英砂巖，顆粒呈點-線接觸，凹凸接觸處石英次生加大邊更發(fā)育，在顆粒表面由加大邊形成不連續(xù)晶面，仍保存有較多和連通性較好的原生粒間孔隙,樣號A10，SEM; (D)中粒石英砂巖，特征同照片(A)，但含有較多重礦物鋯石,Elm9-2，鑄體薄片，單偏光; (E)細(xì)粒石英砂巖，局部線觸處的石英次生加大明顯，保存少量剩余原生粒間孔,樣號A3，SEM; (F)細(xì)粒石英砂巖，原生粒間孔周圍的次生石英呈向心生長的晶簇狀，剩余原生粒間孔隙保存和連通性都好,樣號A17，SEM; (G)細(xì)粒石英砂巖，石英次生加大普遍較強烈，石英晶面趨于自形，但原生粒間孔隙仍發(fā)育且彼此完好,樣號A6，SEM; (H)細(xì)粒石英砂巖，鉀長石被溶蝕后，沿解理發(fā)育粒內(nèi)微溶孔,樣號A10，SEM; (I)細(xì)粒石英砂巖，書頁狀高嶺石集合體填充在長石被溶蝕后形成的鑄模孔中，仍保持長石碎屑的假象,樣號A10，SEM; (J)細(xì)粒石英砂巖，次生石英微晶體及片絲狀伊利石充填于原生粒間孔隙中,樣號A10，SEM; (K)細(xì)粒石英砂巖，優(yōu)質(zhì)孔隙型儲層的全貌，石英碎屑具有很好的分選性和磨圓度，幾乎不含雜基，原生粒間孔隙極為發(fā)育，連通性極好，喉道大小均勻，配位數(shù)3～4,樣號A16，SEM; (L)細(xì)粒石英砂巖， 片狀伊利石呈薄膜狀附著于石英顆粒表面， 充填在石英顆粒之間, 樣號: D2HK-6, SEM

?？诮M主體為一套成分非常純凈的前濱微相的中-細(xì)粒石英砂巖(圖3)，碎屑以單晶石英為主(圖4-A、B)，少量硅質(zhì)巖屑，偶見鉀長石(質(zhì)量分?jǐn)?shù)≤0.2%)和斜長石(≤0.1%)，而鋯石、磷灰石、榍石等重礦物較多(圖4-D)。碎屑多呈次圓-圓狀，顆粒支撐，分選極好，雜基含量很低(≤0.7%)。該套砂巖以成分和結(jié)構(gòu)成熟度都極高為顯著特征,沖洗層理非常發(fā)育，與其為改造程度很高的前濱相沉積產(chǎn)物相吻合[11]。

2.2成巖作用特征

?？诮M砂巖的成巖作用類型相對較為簡單,可歸結(jié)為破壞性和建設(shè)性2種成巖作用方式。其中阻礙儲層發(fā)育的破壞性成巖作用主要為壓實-壓溶作用、硅質(zhì)膠結(jié)作用和自生礦物充填作用；建設(shè)性成巖作用僅為溶蝕作用。

2.2.1破壞性成巖作用

a.壓實-壓溶作用

壓實-壓溶作用最為常見，對儲層的破壞也最大。海口組砂巖的碎屑間以點-線接觸為主，次為點接觸，局部見有壓溶性質(zhì)的凹凸接觸，原生粒間孔隙保存良好(圖4-B、C、D)，反映其僅經(jīng)歷了中等強度埋藏壓實-壓溶作用。砂巖的壓實-壓溶程度主要取決于以下2個因素：①承壓砂體的物質(zhì)基礎(chǔ)，如在同一深度和同等壓力條件下，不同巖性的砂體因塑性碎屑組分含量、結(jié)構(gòu)和厚度的不同，抗壓實能力也不同。?？诮M砂巖具有較強的抗壓能力，顯然與其骨架碎屑組分主要為抗壓的石英和硅質(zhì)巖屑有關(guān)。②埋深的影響，埋藏埋深越大，承受的上覆地層壓力也越大，砂體的壓實-壓溶作用越強,如相鄰的北川甘溪地區(qū)下泥盆統(tǒng)平驛鋪組石英砂巖在地史中的埋藏深度曾經(jīng)比海口組砂巖大2.5～3 km，碎屑間以凹凸接觸為主，部分為縫合線接觸，所有孔隙都已消失，不具備形成油砂的物性條件，反映平驛鋪組石英砂巖經(jīng)歷了非常強烈的壓實-壓溶作用。此特征也是確定龍門山北段泥盆系油砂巖發(fā)育層位為直接超覆下古生界沉積基底的中泥盆統(tǒng)?？诮M，而不是下泥盆統(tǒng)平驛鋪組的依據(jù)之一。

b.石英次生加大膠結(jié)作用

石英次生加大雖然較為普遍，但含量不高，質(zhì)量分?jǐn)?shù)<4%，一般以較弱的Ⅰ-Ⅱ級加大為主,主要發(fā)育于碎屑顆粒之間的點-線和凹凸接觸處(圖4-A、C、F、G)，以凹凸接觸處石英次生加大膠結(jié)作用更強烈一些(圖4-C、E)。硅質(zhì)膠結(jié)物主要來源于石英碎屑被壓溶的化學(xué)沉淀物。雖然普遍發(fā)育的石英次生加大邊占據(jù)了部分孔隙空間，但同時也提高了巖石的抗壓性，有利于原生粒間孔隙的保存[7]。

c.自生礦物充填作用

海口組砂巖的原生粒間孔隙中僅充填少量自生礦物，類型也很少，顯微鏡下僅見少量自生微晶石英(圖4-F、J)、高嶺石(圖4-I)和伊利石(圖4-L)；而X射線衍射分析結(jié)果(表1、表2)，表明含有很少量的方解石、白云石和石膏，由于充填粒間孔隙的自生礦物含量甚微，對儲層孔隙結(jié)構(gòu)基本無影響(圖4-K)。

2.2.2建設(shè)性成巖作用

海口組砂巖的建設(shè)性成巖作用僅為鉀長石的微弱溶蝕作用，被溶蝕的鉀長石中可形成少量粒內(nèi)溶孔(圖4-H)，成因可能與有機酸熱液的溶蝕作用有關(guān)。由于海口組砂巖僅含極少量的鉀長石、斜長石、方解石和白云石等易溶礦物(質(zhì)量分?jǐn)?shù)<3%，表1)，且溶蝕作用主要發(fā)生在長石及方解石等碳酸鹽礦物之上，因此，由溶蝕作用形成的儲集空間很有限。但局部強烈的溶蝕作用形成的次生溶孔仍然增大了部分儲層的儲集空間，在一定程度上改善了儲層的儲集性能(圖4-H)。

表1　石英砂巖樣品全巖成分X射線衍射分析(w/%)

2.3成巖演化序列

?？诮M砂巖原生粒間孔型儲層含少量黏土礦物，其中伊/蒙混層約占黏土礦物總量的2%～30%，絕大部分實測樣品伊/蒙混層礦物間層比中蒙皂石≤10%(表2)，說明?？诮M砂巖已處于晚成巖階段。海口組砂巖原生粒間孔型儲層沉積之后在早成巖階段—中成巖A期主要經(jīng)歷了埋藏壓實作用，導(dǎo)致原生粒間孔隙急劇減少至15%左右，這一過程一直持續(xù)到抬升剝蝕之前。伴隨壓實-壓溶作用的進(jìn)行，石英發(fā)生次生加大或自生石英充填粒間孔隙，導(dǎo)致孔隙度進(jìn)一步降低；但石英的次生加大同時也提高了巖石骨架的抗壓能力，在一定程度上保護(hù)原生粒間孔隙不被進(jìn)一步擠壓。黏土礦物的轉(zhuǎn)化從早成巖階段B期持續(xù)到表生作用之前，早成巖階段B期-中成巖階段A期主要為蒙皂石向伊/蒙混層礦物轉(zhuǎn)化，而中成巖階段B期-晚成巖階段主要為伊/蒙混層礦物向伊利石轉(zhuǎn)化(圖5)。在成巖相的劃分中，考慮對儲層物性影響最大的主要成巖作用類型，將該套砂巖劃分為中等壓實-弱膠結(jié)成巖相。

表2　石英砂巖樣品中黏土礦物相對含量X射線衍射分析

3儲層特征

3.1孔隙類型

?？诮M砂巖由于壓實作用中等，膠結(jié)作用相對較弱，原生粒間孔隙發(fā)育和保存較好(圖4-K、L)，孔隙的連通性也較好，配位數(shù)2～3，具有很好的儲、滲性能?？紫缎螒B(tài)較規(guī)則, 孔隙直徑一般在0.05 mm 以上?？紫哆吘壎加幸?guī)則的薄的石英加大邊, 纖維狀石英垂直顆粒生長, 形成顆粒包殼, 對砂巖具有很好的抗壓性,使原生粒間孔隙得以保存。

圖5　?？谏皫r原生粒間孔型儲層成巖演化模式圖Fig.5　Diagenetic sequence of primary intergranular pore of Haikou sandstone in Erlangmiao area

石英加大邊膠結(jié)后的原生粒間孔隙在川西北前陸沖斷帶較為發(fā)育,它是儲層的主要儲集空間之一, 常分布于好的儲層中。石英顆粒的次生加大邊發(fā)育, 但加大邊并未充滿粒間孔, 只是使原有的粒間孔較大幅度地縮小。這種孔隙形態(tài)多呈三角形、四邊形或多邊形, 孔隙邊緣平直, 孔隙大小一般在0.01~0.1 mm[5]，是?？诮M石英砂巖的主要孔隙類型之一。此外，長石及巖屑的溶蝕作用形成了少量粒間孔隙(圖4-H)，而充填于粒間孔隙中的自生礦物亦發(fā)育極少量的晶間孔隙，粒內(nèi)溶孔和晶間孔，但對儲層物性的貢獻(xiàn)遠(yuǎn)不及原生粒間孔。

3.2儲層物性與孔隙結(jié)構(gòu)類型

3.2.1儲層物性

石英砂巖原生粒間孔型儲層孔隙度(q)一般為>11%，滲透率(K)一般為>50×10-3μm2，統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)一半以上的樣品實測孔隙度>14%，對應(yīng)的滲透率一般>200×10-3μm2(圖6)。按照最新的碎屑巖儲層評價標(biāo)準(zhǔn)(SY/T 6285-2011)，該套石英砂巖主要屬于中孔-中滲儲層。同時，海口組砂巖實測孔隙度和滲透率具有很好的相關(guān)性，其相關(guān)系數(shù)R2>0.94(圖7)，說明該套砂巖屬于典型的孔隙型儲層，滲透率的大小主要取決于基質(zhì)孔隙度的高低，這一結(jié)果與鑄體薄片和掃描電鏡分析的認(rèn)識一致。

圖6　二郎廟海口組石英砂巖儲層孔-滲相關(guān)圖Fig.6　Correlation between porosity and permeability of primary inter-granular pore of Haikou sandstone in Erlangmiao area

圖7　二郎廟?？诮M砂巖孔隙度和滲透率分布直方圖Fig.7　Histogram of property and permeability of Haikou sandstone in Erlangmiao area

3.2.2孔隙結(jié)構(gòu)和儲層類型

根據(jù)鑄體薄片、掃描電鏡、孔滲和壓汞分析成果，可以確定該套石英砂巖儲層為典型的、以發(fā)育原生粒間孔隙為主的孔隙型儲層，其孔隙度一般為12%～15%，滲透率>50×10-3μm2，排驅(qū)壓力<0.1 MPa，束縛孔隙比例<5%，rc50一般為4～11 μm，平均喉道半徑一般為5～10 μm，主要屬于中孔道-較細(xì)喉型或中孔道-中喉型儲層(據(jù)SYT 6285-2011)。

4結(jié) 論

a. 四川江油中泥盆統(tǒng)?？诮M砂巖儲層巖石類型單一，幾乎全部由單晶石英碎屑組成，僅含少量鉀長石，屬于直接超覆沉積基底的前濱相沉積。石英次生加大現(xiàn)象普遍，以Ⅱ級加大為主。巖石原生粒間孔隙保存較好，孔隙連通性好，配位數(shù)2～3，具有很好的儲集性能。

b.?？诮M砂巖儲層的儲集空間為原生粒間孔、粒間孔、晶間孔組合。其中原生粒間孔隙最為發(fā)育，為儲層的主要儲集空間；此外，長石及巖屑的溶蝕作用形成了少量粒間孔隙，充填于粒間孔隙中的自生礦物亦發(fā)育極少量晶間孔隙。

c.?？诮M砂巖以原生粒間孔為主，孔隙連通性好，孔隙度和滲透率具有很好的正相關(guān)關(guān)系，排驅(qū)壓力很低，喉道一般較大，為典型的孔隙型優(yōu)質(zhì)儲層。

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Characteristics of sandstone reservoir of Devonian in the north Longmenshan Mountains, China

ZOU Tao1, ZHENG Rong-cai1, CAO Hong2, WANG Chang-yong1

1.State Key Laboratory of Oil & Gas Reservoir Geology and Exploitation,Chengdu University of Technology, Chengdu 610059, China;2.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration, Beijing 100083, China

Abstract:The reservoir characteristics of the Haikou sandstone of Middle Devonian Series in Jiangyou of Sichuan Basin are studied on the basis of measured sections and drilling core observations. Controlling factors of main reservoir space, mineral components, grain size, diagenesis and the diagenetic evolution models are analyzed by thin section observation, scanning electron microscope, porosity and permeability statistics and X-ray diffraction, etc. It indicates that the Haikou sandstone is a typical pore-type reservoir characterized by dominant primary pores, and can be considered as a typical reservoir model mainly composed of inter-granular pores. In the Haikou sandstone, the connection among the pores is good, with good positive correlation between the porosity and the permeability. The displacement pressure for the pores is low and the throat is large, reflecting a good framework of the pores. Therefore, the Haikou sandstone possesses favorable conditions for the accumulation of oil and gas.

Key words:Longmenshan; Haikou Formation; quartz sandstone; diagenesis; pore structure; reservoir evaluation

[文獻(xiàn)標(biāo)志碼][分類號] TE122.221; P588.212.3 A

[基金項目]湖南科技大學(xué)“頁巖氣資源利用”湖南省重點實驗室開放基金資助項目(E21423); 中國石油股份公司科技項目(2014B-0408)。

[收稿日期]2015-03-20。

[文章編號]1671-9727(2016)02-0199-08

DOI:10.3969/j.issn.1671-9727.2016.02.06

[第一作者] 鄒濤(1986-),男,碩士研究生,研究方向：沉積地質(zhì)學(xué), E-mial:zoutao19860220@163.com。