川中地区上三叠统须家河组储层成岩作用及岩相类型

川中地区上三叠统须家河组储层成岩作用及岩相类型

近年来，四川中部素金河群岩性气藏勘探取得了丰富的成果，实现了广安气田和川西南气田的勘探和开发。这两个气田的储量超过1.11万米，勘探和开发效果良好，表明研究区域内徐家河群良好的勘探前景和潜力。川中须家河组储层质量较差,总体为一套低孔渗致密砂岩。成岩作用在砂岩埋藏过程中对其孔隙度和渗透率的改造起着关键作用。成岩相是在一定沉积和成岩环境下经历了一定成岩演化阶段的产物,包括岩石颗粒、胶结物、组构和孔洞缝特征及其演化的综合面貌。成岩相是现今储层特征的直接反映,是表征储层性质、类型和优劣的成因性标志,成岩相研究能更进一步地确定与储集性能直接相关的有利成岩储集体,从而能更有效地指导油气勘探。因此,成岩相的研究对研究区天然气藏的勘探开发具有重要的意义。1油相须家河组层序地层特征四川盆地是中国大型富含天然气盆地之一,四周为高大山系所环绕,北为米仓山、大巴山,南为大凉山,西为龙门山、邛崃山,东以七曜山为界,盆地面积约19×104km2。四川盆地是一个典型的多期构造叠合盆地,经历了两大构造沉积旋回,即震旦纪—中三叠世被动大陆边缘构造演化阶段和晚三叠世—始新世前陆盆地及坳陷演化阶段。其中,上三叠统须家河组以冲积扇、河流、湖泊、沼泽及三角洲相的煤系地层沉积为特征。川中须家河组纵向上划分为须一段—须六段,其中,须一段、须三段、须五段为滨浅湖相粉砂质泥岩,为泥质烃源岩主要分布层段;须二段、须四段、须六段为大规模辫状河三角洲广泛发育形成的厚层砂岩,为研究区须家河组主要储集层段。川中地区构造形变相对较弱,总体上具断层发育较少、褶皱平缓的特点(图1)。2岩屑、储层及渗透率对川中须家河组须二段、须四段、须六段46口取心井岩心粒度分析和449块铸体薄片的观察鉴定表明,储层以中—细砂岩为主,砂岩成分成熟度较低,岩石类型主要为岩屑砂岩、长石岩屑砂岩。陆源碎屑主要见石英、长石和岩屑,其中石英含量为37%～83%,平均为60.52%;长石含量为1%～15%,平均为8.95%;岩屑含量为13%～62.5%,平均为30.53%。岩屑以火成岩岩屑为主,含量为5%～43%,平均为16.12%;其次为变质石英岩屑,含量为3%～20%,平均为9.7%;另有少量千枚岩、泥岩、硅质岩、砂岩岩屑。孔隙中杂基与胶结物共存,杂基以泥质杂基为主,含量一般小于5%,胶结物以硅质、方解石、白云石及一些自生黏土矿物为主,颗粒间多数为孔隙式和接触式胶结。碎屑颗粒分选中等,磨圆度以次棱角—次圆为主,总体上结构成熟度中等。根据岩心实测物性资料,川中须家河组孔隙度为0.68%～15.4%,平均为6.7%,主要分布在3%～8%;渗透率为(0.001～100)×10-3μm2,平均为0.362×10-3μm2,主要分布在(0.01～10)×10-3μm2,且渗透率与孔隙度总体上具良好的相关性,随着孔隙度的增大,渗透率呈明显上升趋势。按照储层孔隙结构参数分级,川中须家河组为一套低孔渗致密砂岩储层,西南油气田公司将孔隙度为6%、渗透率为0.1×10-3μm2定为其有效储层下限。3储层成岩作用及演化特征经铸体薄片、扫描电镜、阴极发光等资料综合分析,川中须家河组储集层埋藏过程中经历了机械压实、胶结、交代、溶蚀等多种成岩作用,最终形成了现今储层演化的综合面貌。3.1岩浆岩的主要类型和特点3.1.1柔性颗粒塑性变形川中须家河组常见的压实现象有:碎屑颗粒线-凹凸紧密接触,出现压实定向排列现象;千枚岩、板岩、火山岩屑等柔性颗粒的塑性变形,云母类片状矿物的弯曲变形、破裂、褶皱;石英及石英岩屑局部破裂与错位等;火山岩屑、沉积岩屑、浅变质岩屑被压实呈假杂基状,堵塞了粒间孔隙,原生孔隙近乎丧失殆尽[图2(a)和(b)]。强压实作用是研究区须家河组岩石密度增大、原生孔隙度大幅降低、储层致密的最重要原因,且砂岩粒度越细,压实作用越强。3.1.2石英含量的影响川中须家河组储集层硅质胶结物主要呈石英加大边的形式[图2(c)],加大边厚度通常为0.05～3mm,扫描电镜中可以观察到石英加大III级现象。石英增生含量一般为0.1%～3%,最高可达12%,且硅质胶结物和石英含量呈明显的正相关关系,随石英含量增加,硅质胶结物含量增高。研究区须家河组物性较好的砂岩(孔隙度大于6%)硅质胶结物含量为1%～2.5%。当硅质胶结物含量大于2.5%时,石英加大现象显著,强硅质胶结作用下颗粒凹凸接触,孔隙不发育,仅见微小的粒内微溶孔及泥质杂基微溶孔,储层物性变差[图2(d)]。3.1.3储层材料组成川中须家河组碳酸盐胶结物主要为方解石、铁白云石。须家河组厚层砂岩常发育一些灰质砂岩夹层。灰质砂岩中碎屑颗粒呈点状或悬浮状分布,方解石连晶胶结物呈基底式充填,含量为15%～35%,平均为23.17%,混合液(茜素红-S溶液和铁氰化钾溶液以3:2混合)染色呈红色[图2(e)],阴极射线下发桔红光[图2(f)]。储层中铁白云石胶结物也很普遍,含量为0.5%～2%,常呈斑块状充填在自生绿泥石沉淀后的溶蚀孔隙中[图2(g)]。从其产状和含铁状况看,形成时间较晚,应为中成岩A2期产物,其形成可能主要与埋藏成岩过程中有机酸对长石等铝硅酸盐矿物的溶解和黏土矿物的转化有关。3.2岩浆岩的主要类型和特点3.2.1充填孔隙类型须家河组砂岩孔隙类型有次生溶蚀孔隙、残留原生孔隙以及微裂缝,其中次生溶蚀孔隙是主要孔隙类型[图2(h)]。镜下观察被溶组分主要是火山岩屑[图2(i)]以及长石,常见颗粒边缘被溶解成港湾状,颗粒内部被溶解成蜂窝状,以及有些颗粒被完全溶蚀形成铸模孔[图2(j)],长石常沿其解理缝或边缘溶蚀。孔隙类型主要为颗粒溶孔(粒内溶孔、铸模孔)及颗粒与填隙物溶蚀形成的溶蚀扩大孔。孔隙通常分布不均,大多呈斑块状或孤立状,铸模孔、粒间溶孔较大,而粒内溶孔、杂基内微孔较小。溶蚀作用改善了储集层物性,形成了致密砂岩背景下的低孔特低渗或特低孔超低渗有效储层。3.2.2不发生绿泥石膜的原因须家河组溶蚀孔隙发育的砂岩富含绿泥石胶结物,含量一般为1%～3%,孔隙中呈纤维状垂直颗粒及石英次生加大边生长[图2(k)和(l)],厚约3～5μm,而颗粒呈点接触或线接触处不发育绿泥石膜。统计分析表明,自生绿泥石含量与孔隙度为正相关关系,即在孔隙发育较好的砂岩中绿泥石胶结物含量也较高。国内外学者的研究都证实了该种形式产出的绿泥石膜对储层保护的积极意义[17,18,19,20,21,22,23],作为孔隙环边的绿泥石能够通过分隔孔隙水与石英颗粒的表面来阻止石英次生加大,因此在绿泥石膜形成以后,自生石英的生长受到抑制。而在一些石英含量高、绿泥石膜不发育的砂岩中,石英次生加大达到III级以上,颗粒凹凸接触,孔隙不发育,形成致密砂岩。3.3须家河组砂岩根据以上各成岩矿物共生组合关系以及成因分析,可以初步确定川中须家河组储集层主要成岩作用次序为:机械压实→早期方解石(泥晶菱铁矿)→石英次生加大→火山岩屑、长石颗粒溶蚀及绿泥石胶结物生成→白云石、含铁白云石沉淀及自形石英生成。研究区须家河组砂岩普遍经历了较强的压实作用,颗粒接触紧密,砂岩中原生孔隙大量丧失,次生溶蚀孔隙发育,并有少量裂缝发育;石英次生加大强烈,达Ⅲ级以上,包裹体均一温度检测结果表明其形成温度为90～140℃;孔隙中充填有铁白云石胶结物;泥质岩中干酪根镜质体反射率为0.82%～1.34%,平均为1.19%;黏土矿物X-射线衍射分析表明伊/蒙混层矿物混层比为30%～10%。根据自生矿物的发育特征、Ro、伊/蒙混层比等,对照碎屑岩成岩阶段划分规范,研究区须家河组储集层目前成岩演化阶段处于中成岩A2期。4岩相类型和特征4.1储集层类型划分根据449块铸体薄片观察鉴定及阴极发光、扫描电镜等分析测试资料,结合成岩特征及孔渗级别,将川中须家河组储集层划分为5种成岩相类型:低孔特低渗溶蚀相、特低孔超低渗压实-溶蚀相、致密强压实相、致密硅质胶结相、致密方解石胶结相(表1)。(1)特低砂岩的组分多为中粗粒、中粒岩屑砂岩、长石岩屑砂岩,石英含量为50%～69%,平均为60.7%,特低砂岩分选较好,泥质含量小于1%。低孔特低渗溶蚀相次生溶蚀孔隙发育,孔隙度为10%～16%,渗透率主要分布在(0.5～50)×10-3μm2(图3),主要发育于辫状河三角洲水下分支河道、水上分支河道沉积环境。(2)砂岩选取与储相多为中粒、粗中粒岩屑砂岩、长石岩屑砂岩,石英含量为45%～65%,平均57.5%,砂岩分选不及低孔特低渗溶蚀相。该种成岩相类型次生溶蚀孔隙较发育,孔隙通常分布不均,孔隙度为6%～10%,渗透率分布在(0.1～2)×10-3μm2(图3),主要发育于辫状河三角洲水下分支河道、水上分支河道、河口砂坝沉积环境。(3)砂岩分选差导致储层致密化为中细粒、不等粒岩屑砂岩与长石岩屑砂岩,石英含量为40%～63%,平均53.3%。粒度细或砂岩分选差使得强压实作用成为导致储层致密化的关键因素。强压实作用下原生孔隙丧失殆尽,次生孔隙不发育,仅发育少量粒内和泥质杂基微溶孔,孔隙度为2%～6%,渗透率分布在(0.01～1)×10-3μm2(图3)。致密强压实相主要发育于分支河道间、河口砂坝、远砂坝、席状砂等沉积环境。(4)岩屑及胶结物为中粗粒岩屑石英砂岩、岩屑砂岩,石英含量是5种成岩相类型中最高的,为60%～78%,平均为68.2%,且岩屑多为刚性的石英岩屑。石英次生加大强烈,硅质胶结物含量达到3.5%～12%,颗粒凹凸接触,仅见微小的粒内及泥质杂基微溶孔,孔隙度为3%～6%,渗透率分布在(0.1～1)×10-3μm2(图3)。主要发育于辫状河三角洲水下分支河道、水上分支河道沉积环境。(5)储层致密的原因为中细粒、不等粒岩屑砂岩、长石岩屑砂岩,该种成岩相中方解石胶结作用是导致储层致密的最关键因素,方解石呈连晶形式充填,且交代碎屑颗粒现象普遍,含量为11%～28%,平均为16.3%。岩石基本无孔隙,仅个别样品见少量的粒间孔和溶蚀孔,孔隙度小于1%,渗透率小于0.1×10-3μm2(图3)。4.2响应特性分析不同类型成岩相在结构、成分、物性上的差异,导致了它们在测井曲线上具有不同的响应特征。利用统计方法建立了5种成岩相声波、电阻率、自然伽马、密度测井曲线特征,在交会图上可以看到利用测井曲线能够较好地将不同类型成岩相区分开来(表2和图4)。5岩相分布和主要控制因素5.1须家河组岩相特征笔者利用铸体薄片分析资料,结合各类成岩相测井曲线特征,进行了研究区须家河组单井、连井及平面成岩相分布研究。研究表明,低孔特低渗溶蚀相及特低孔超低渗压实-溶蚀相形成有利储层,主要分布在须二段、须四段、须六段下部;致密强压实相、致密硅质胶结相、致密方解石胶结相在纵向及横向上封隔有利成岩相,形成岩性圈闭(图5和图6)。平面上将研究区须家河组主要划分为低孔特低渗溶蚀相分布区、特低孔超低渗压实-溶蚀相分布区及致密强压实相分布区。低孔特低渗溶蚀相分布区为低孔特低渗溶蚀相厚度百分含量达到15%以上地区,须二段分布于合川、潼南、安岳、磨溪、遂宁等地区(图7),须四段分布于广安-充西、八角场、磨溪、遂宁地区,须六段位于广安地区。特低孔超低渗压实-溶蚀相分布区为低孔特低渗溶蚀相厚度百分含量小于15%,而特低孔超低渗压实-溶蚀相厚度百分含量达到15%以上的地区,川中大部分地区属于该类成岩相区;致密强压实相分布区为致密强压实相厚度百分含量达到70%以上地区,主要分布在川中地区周缘。5.2储集层结构及成因研究表明,研究区须家河组碎屑岩储层成岩相的分布主要受沉积环境控制,如低孔特低渗溶蚀相及特低孔超低渗压实-溶蚀相主要形成于三角洲水下分流河道、河口砂坝,水上分支河道环境形成的中粗粒砂岩或中粒砂岩中,砂岩的分选较好,泥质含量较低。它们在有机酸性水形成的时期保留了较多的原生孔隙,酸性水容易进入并溶解其中易溶组分,产生大量次生溶蚀孔隙,从而形成相对优质的有效储集层。而分支河道间、席状砂、远砂坝沉积环境的细粒砂岩及分选差、泥质含量较高的砂岩抗压实能力较差,埋藏后孔隙度和渗透率迅速下降,酸性流体失去流通通道,溶蚀孔隙不发育。成岩相的平面展布除受沉积环境影响外,构造作用也是重要的控制因素之一。如低孔特低渗溶蚀相分布区及特低孔超低渗压实-溶蚀相分布区主要位于研究区中部,远离盆缘造山带,受压实作用较弱;而致密强压实相主要分布在川中地区周缘,由于靠近盆缘受较强压实作用形成。6储集层类型划分(1)川中地区须家河组储集层经历了机械压实、硅质胶结、方解石胶结破坏性成岩作用及溶蚀作用、绿泥石胶结建设性成岩作用,目前成岩演化阶段处于中成岩A2期。(2)将储集层划分为低孔特低渗溶蚀相、