源內致密砂巖優質儲層特征及控制因素分析：以川西坳陷須五段為例

李宇航,謝銳杰,陳孔全,卓俊馳,王 斌

(1.長江大學 油氣資源與勘探技術教育部重點實驗室，湖北 武漢 430100；2.中國石油化工股份有限公司西南油氣分公司勘探開發研究院，四川 成都 610041；3.中南勘察基礎工程有限公司，湖北 武漢 430081)

0 引 言

隨著國內外常規和非常規油氣資源勘探的持續推進，非常規油氣越來越受到重視。致密砂巖油氣藏將是擴展新的勘探領域的重要油氣藏類型，關于致密儲層發育特征的研究也是石油地質學一直關注的重難點問題[1]。

在川西坳陷須五段烴源巖層系中，源內成藏的理論基礎就是“滿凹含油”論。源內成藏體系中優質儲層是指發育在湖相烴源巖內部，沉積時期河流進入湖盆中，延伸較遠，能量相對較強，主要為細砂以上，與烴源巖共生且極易成藏的砂體。須五段是本文研究源內油氣成藏的目的層段。須五段沉積時期盆地構造演化屬于構造的寧靜期，以細粒沉積為主，物源方向主要為西部方向，沉積相主要發育三角洲—濱淺湖沉積體系[2-3]。

根據樣品分析資料、鉆井與測井資料，從儲層物性、巖石學特征、沉積與層序、微觀結構等方面綜合分析須五段致密砂巖優質儲層的發育特征及控制因素，為今后川西坳陷源內成藏體系的油氣勘探打下基礎。

1 優質儲層的識別

優質儲層識別主要是通過砂巖粒度中值的實驗數據結合物性參數以及含氣性的分析來實現的。本次實驗樣品采自川西坳陷須家河組須五段揭示致密砂巖儲層的典型鉆井，基于對粒度分析測試數據的比較研究，粒度中值φ(希臘/拉丁字母,Times New Rome,半角)被優選作為指示粒度大小的參數。

自然伽馬測井曲線的地質意義揭示ΔGR值的大小可以反映碎屑巖地層中砂巖和泥質含量相對的變化，粒度中值(φ)能夠指示碎屑巖地層中砂巖粒度大小。從地質意義上分析，巖石泥質含量偏高，粒度偏小，因此ΔGR值與φ值有很好的相關性。分別統計了18個樣品的φ值與ΔGR值大小，并建立了基于測井曲線預測粒度中值(φ)模型(圖 1)，結果揭示粒度中值和ΔGR值基本呈正比例線性關系變化。

圖1 須五段粒度中值與ΔGR值關系模型Fig.1 Model of relations between median granularity and ΔGR of the Xujiahe Formation (5th member)

據此得到了基于ΔGR值預測φ值的計算如公式(1)：

φ=0.4155×ΔGR+2.9321

(1)

粒度參數對砂巖沉積時期的能量大小有很好的指示作用[4]。由粒度中值(φ)與粒度之間的對應關系模型可知，φ值越小代表砂巖粒度越大，當φ值>8時,指示巖石粒度的級別為<0.004 mm的泥巖；當φ值范圍在4～8，2～4，1～2和-1～1時，指示的砂巖粒度分別為粉砂巖、細砂巖、中砂巖和粗砂巖。

對須五段樣品儲層物性以及含氣性進行分析(圖2)，樣品分析測試結果表明，須五段各含氣儲層的孔隙度為2.8%～8%，滲透率為(0.02～0.701)×10-3μm2。

圖2 須五段孔隙度與滲透率分布圖Fig.2 Distribution between porosity and permeability of the Xujiahe Formation (5th member)

基于對須家河組五段18口單井的粒度中值φ以及各儲層物性以及含氣性的分析(圖1、圖2)，結果表明須五段致密砂巖優質儲層的粒度中值φ值范圍為-1～4，孔隙度介于2.8%～8%，滲透率為(0.02～0.701)×10-3μm2。因此，研究區優質儲層可劃分為粗砂、中砂和細砂3種類型[5-7]。

2 優質儲層的特征

2.1 巖石學特性

須五段源內致密砂巖優質儲層可分為細砂、中砂和粗砂巖三種類型[8]。通過巖石學特征分析，可知其發育的巖石類型為石英砂巖、巖屑石英砂巖和巖屑砂巖，而巖屑砂巖較為發育(圖3)。

圖3 粗砂、中砂和細砂的巖石學特征Fig.3 Petrological characteristics of the coarse sand,medium sand and fine sand in the study area1.石英砂巖；2.長石石英砂巖；3.巖屑石英砂巖；4.長石砂巖；5.巖屑長石砂巖；6.長石巖屑砂巖；7.巖屑砂巖

2.2 儲層物性

基于研究區分析測試的數據,對識別出的細砂、中砂和粗砂的優質儲層物性進行分析[9](圖3)。樣品分析測試結果表明細砂巖優質儲層孔隙度在2.8%～6.8%之間，平均為4.45%；滲透率為(0.02～0.414)×10-3μm2，平均為0.059×10-3μm2。中砂巖優質儲層孔隙度分布于2.8%～7.198%之間，平均為4.85%；滲透率為(0.02～0.45)×10-3μm2,平均為0.06×10-3μm2。粗砂巖優質儲層孔隙度分布于2.8%～8%之間，平均為5.51%；滲透率為(0.02～0.146)×10-3μm2，平均值為0.051×10-3μm2。結果表明須五段儲層屬致密儲層范疇，大多數粗砂巖和中砂巖孔隙度大于細砂巖孔隙度，隨著砂巖粒度級別的增大，砂巖儲層的孔隙度增大，滲透率變化趨勢不明顯。

2.3 沉積特征

川豐125井(圖 4(a))揭示優質儲層與烴源巖相伴生，屬于源內成藏的優質儲層，厚度分布極不均勻。優選的典型連井剖面(圖 4(b))揭示了研究區厚度較大(至少6 m以上)的優質儲層至少有4套[10](S1、S2、S3和S4)，分別在須五段中亞段分布1套(S1)，下亞段分布3套(S2-S4)。上亞段優質儲層發育較少，只發育薄層，烴源巖較發育。順物源方向的三角洲前緣—濱淺湖灘壩連井剖面揭示砂體 S2 和S4在川孝568井和川江566井附近有分布，S1和 S3在孝泉—豐谷構造帶的大部分井都有分布。

圖4 川豐125井優質儲層與高效烴源巖對比剖面(a)川孝568井-德陽1井-川江566井連井對比與優質儲層識別剖面(b)Fig.4 Comparative profile of high-quality reservoir and high-efficiency source rock in the Chuanfeng 125 well (a)and Comparison of the Chuanxiao 568 well-Deyang 1 well-Chuanjiang 566 well connection and high-quality reservoir identification profile (b)

基于研究區100多口井砂泥百分含量、單井相、地震相和前人研究成果，優選了研究區發育優質儲層的典型鉆井28口，編制了須五段上亞段、中亞段和下亞段砂巖百分含量與沉積相平面分布疊合圖(圖5)。砂巖百分含量顯示只有極少部分井發育粗砂，上亞段粗砂含量主要分布在1%～4%范圍內，中亞段粗砂含量主要為1%～7%，下亞段主要在12%以下，其中川豐125井下亞段粗砂含量最高，達到36%；絕大多數探井揭示發育中砂和細砂，中砂在上亞段含量主要分布于7%～22%之間，中亞段主要分布在4%～20%之間，下亞段主要為3%～20%，其中川高561井含量最高，達到49%；細砂在上亞段含量主要為10%～50%,中亞段主要為10%～65%,下亞段主要為20%～65%。經過對比分析，表明優質儲層中細砂含量最高，在中亞段和下亞段較發育，下亞段最發育；中砂巖含量少于細砂，同樣在下亞段最發育[11]。

沉積相平面分布(圖5)揭示粗砂發育較少，主要集中在三角洲前緣亞相的水下分流河道中；中砂和細砂在三角洲前緣和濱淺湖亞相灘壩中都較發育。由此可見，3種優質儲層的發育主要分布在三角洲前緣亞相和濱淺湖亞相的灘壩中[12-13]。

2.4 微觀結構

薄片鑒定揭示須五段碎屑顆粒間多見縫合線構造,部分石英顆粒磨圓好,部分可見明顯的圓形。長石大部分被碳酸鹽交代,孔隙間碳酸鹽膠結(圖6(a)和(b))。掃描電子顯微鏡分析揭示顆粒間被高嶺石、碎屑雜基等充填完全,部分顆粒間被溶蝕，局部有機質較富集，零星分布微孔隙(圖6(c)-(f))。

圖6 須五段典型樣品巖石薄片鑒定、鑄體薄片和掃描電子顯微鏡分析Fig.6 Identification of rock flakes,casting flakes,and SEM analysis of samples from the Xujiahe Formation (5th member)(a)新 884 井，3 101.25 m，須五中，巖石薄片鑒定，單偏光，放大倍數 5.0×10；(b)新 884 井，3 101.25 m，須五中，巖石薄片鑒定，正交偏光，放大倍數 5.0×10；(c)綿陽1井，3 577 m，須五中，鑄體薄片孔隙特征圖像；(d)新884井，3 102.3 m，須五中，鑄體薄片孔隙特征圖像；(e)綿陽2井，3 456.2 m，須五中，掃描電子顯微鏡分析(氬離子)，×4000；(f)綿陽2井，3 456.2 m，須五中，掃描電子顯微鏡分析(氬離子)，×40000

3 優質儲層發育的控制因素

對致密砂巖優質儲層發育的控制因素進行分析，是基于砂體的沉積特征條件下，對有利于建設性成巖作用的發生進行剖析[14-21]。

3.1 粒度中值

粒度中值是識別優質儲層的關鍵因素，其對優質儲層的影響主要表現為：須五段致密砂巖優質儲層的粒度中值(φ值)范圍為-1～4，巖性主要為細砂巖以上且厚度大于2 m的中砂巖，隨著砂巖粒度級別的增大，砂巖儲層的孔隙度增大，但滲透率變化趨勢不明顯[14]。

3.2 沉積相帶與層序

沉積相和砂巖百分含量平面疊合圖揭示須五段源內致密砂巖優質儲層中粗砂發育極少,各沉積微相中粗砂的含量均在12%以下；中砂在下亞段的三角洲前緣亞相中較發育，其中，川高561井含量最高，達到49%；平面上，細砂在中亞段和下亞段的三角洲前緣亞相中的水下分流河道和河口壩發育較好,明顯受沉積相控制(圖5)?？v向上，優質儲層發育在層序界面附近，即高位體系域的水退期與低位體系域的水進期(圖4)。

3.3 成巖作用

薄片鑒定、鑄體薄片孔隙特征圖像和掃描電子顯微鏡等鏡下資料顯示優質儲層砂巖孔隙間碳酸鹽膠結、不穩定礦物發育、顆粒間被溶蝕、微裂縫被有機質填充等，成巖作用中的溶解作用及微裂縫的形成導致致密砂巖優質儲層的形成(圖6)。

4 結 論

(1)川西坳陷須五段源內致密砂巖的發育主要集中在三角洲前緣和灘壩沉積；致密砂巖可以根據巖石粒度大小識別出3種優質儲層，即粗砂、中砂和細砂。

(2)優質儲層的巖石學特征表明粗砂、中砂、細砂巖的主要成分為巖屑砂巖。3種優質儲層的孔隙度介于2.8%～8%之間，滲透率為(0.02～0.45)×10-3μm2，屬致密儲層范疇。隨著砂巖粒度級別的增大，砂巖儲層的孔隙度增大，絕大多數中砂和粗砂的孔隙度大于細砂孔隙度，滲透率變化趨勢不明顯。

(3)須五段源內致密砂巖優質儲層中粗砂發育極少，中砂和細砂較發育。3種優質儲層發育位置以三角洲前緣亞相和濱淺湖亞相的灘壩為主，優質儲層主要發育于高位體系域水退期與低位體系域水進期。須五段源內致密儲層原生孔隙不發育，只發育微孔隙、微裂縫。

(4)粒度中值、沉積相帶與層序、成巖作用共同控制川西坳陷須五段源內致密砂巖優質儲層的發育。粒度中值、層序和沉積相帶、成巖作用分別控制著優質儲層的類型、有利部位及其形成。