赵正望 吴长江 苑保国

四川盆地西北部须二段深层优质储层成因*

赵正望 吴长江 苑保国

（中国石油西南油气田公司勘探开发研究院）

四川盆地西北部须二段以致密砂岩储层为主，但4000 m以下仍发育优质储层。深层优质储层主要发育残余原生粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔和裂缝。研究认为：优质储层的形成与原始沉积条件、成岩作用、地层超压和裂缝有关。原始沉积条件是优质储层形成的前提和基础，母岩性质及三角洲前缘沉积不仅造成原始沉积物中碳酸盐含量低，还形成大面积发育的高成份成熟度和结构成熟度石英砂岩和岩屑石英砂岩，从而有效抵抗上覆地层压实作用；石英颗粒早期发育绿泥石衬边，可以抑制次生石英的形成，同时抵消了部分上覆压力的增加，原生孔隙得以保存；欠压实作用有效削弱了正常压实作用对储层孔隙度的影响，从而有利于深层优质储层的形成；裂缝可构成良好的储集空间，有效沟通各类孔隙，增加孔隙流体的流动性。图4参22

原生孔隙地层超压深层优质储层须家河组四川盆地西北部

近年来，随着常规油气资源的减少，非常规油气勘探的崛起，勘探逐渐向低孔隙度、低渗透率储层发育区发展，由此深层优质储层研究逐渐受到重视，探究深层优质储层形成机理，明确优质储层分布规律[1-3]，可以为深层油气勘探提供一定的地质依据。

四川盆地西北部须家河组天然气资源丰富，勘探潜力大，目前已发现中坝气田及九龙山、柘坝场、老关庙等多个含气构造。须家河组埋深为2000～5000 m，主要为致密砂岩储层，但在4000 m以下发育有优质储层，主要分布在须二段，且多井见工业气流（柘3井、黎雅1井等），表明深层砂体仍具有较大的勘探潜力。本文通过大量野外露头观察、岩心描述、镜下薄片、扫描电镜及物性资料等综合分析，系统论述了四川盆地西北部须家河组深层优质储层基本特征，探究储层成因机理，为勘探提供一定的理论指导。

1 地质背景

研究区位于四川盆地西北部，西北为龙门山，东北部邻米仓山和大巴山，南接盐亭，东至苍溪，面积约8000 km2（图1）。

四川盆地须家河组自下而上分为6段［4］。须二段、须四段、须六段以砂岩沉积为主，间夹薄层暗色泥岩、页岩，须一段、须三段、须五段主要为暗色泥岩、页岩夹煤层、粉砂岩及砂岩。研究区须三段至须六段不同程度地遭受剥蚀，由南向北剥蚀程度不断加深。由于受到不同方向物源的影响，须一段和须二段主要受到米仓山—大巴山方向物源影响，石英砂岩和岩屑石英砂岩含量丰富，以变质岩岩屑和火山岩岩屑为主。须三段至须五段主要受到龙门山北段物源影响，以碳酸盐岩屑为主［5］。

图1 工区位置图

2 优质储层特征

2.1 岩石学特征

须二段以石英砂岩、岩屑质石英砂岩和长石质石英砂岩为主，矿物成分以单晶石英为主，发育正长石，含少量斜长石和微斜长石，质量分数一般介于3%~10%。岩屑以变质岩岩屑（平均质量分数为6%）和火山岩岩屑（平均质量分数为2.5%）为主，偶见少量沉积岩岩屑（平均质量分数为0.5%）。

须二段深层优质储层砂岩颗粒主要有点接触和线接触，少数为凹凸接触和缝合接触。碎屑颗粒呈点或悬浮状分布，常见长石溶蚀并被方解石充填。胶结物主要为硅质胶结和黏土矿物胶结。硅质胶结以石英颗粒的次生加大边和充填颗粒间孔隙的自生石英颗粒两种形式产出，胶结物含量为4.5%~13.6%，平均含量为7%，主要来源于压溶作用，部分来源于黏土矿物的转变[6]。如图2所示，黏土矿物含量低，一般小于1%，主要为绿泥石（图2a[7]，图2b）、伊利石（图2c[7]），其中绿泥石在4000m以下仍然较发育。绿泥石常以孔隙衬里（图2d，图2e）、充填孔隙和黏土矿物绿泥石化3种形式出现，伊利石也较常见，常附着于碎屑颗粒表面（图2f[7]）或为高岭石蚀变产物。

图2 四川盆地西北部须家河组储集空间、胶结物及孔隙结构

2.2 物性特征

须二段储层随着深度增加，物性整体变差，但在4000 m之下储层物性变好（图3a），孔隙度最高达14%以上，层位为须二段。须二段储层整体表现为低孔、低渗特征，且具有很强的非均质性，孔隙度最大值为14.51%，最小值为0.03%，平均值为4.70%，渗透率最大值为54.3 mD，平均值为0.332mD。随着孔隙度增大，渗透率仍处于0.01~0.1mD，变化范围较小（图3b），这可能与喉道被黏土矿物堵塞，连通性较差有关。

图3 四川盆地西北部须家河组孔隙度与深度（a）及渗透率关系图（b）

2.3 主要储集空间及类型

岩心、铸体薄片、扫描电镜及阴极发光等资料显示，深层优质储层发育残余原生粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、杂基内微孔和裂缝，残余原生粒间孔和粒间溶孔主要发育于成熟度较高的长石石英砂岩及岩屑石英砂岩。残余原生粒间孔孔径介于30~100μm，一般为40μm，碎屑颗粒边缘发育片状绿泥石（图2a，图2b，图2d）和片丝状伊利石集合体（图2c），绿泥石集合体中夹杂次生石英晶体（图2a，图2d，图2e）。残余原生粒间孔分布于颗粒之间，颗粒边缘规则，可见胶结物石英和方解石溶蚀或部分溶蚀现象（图2e，图2g，图2h）。粒间溶孔（图2i）主要是沿颗粒（长石、岩屑）和杂基边缘溶蚀或杂基收缩而形成的孔隙，或者由多个颗粒溶蚀而成，孔隙边缘参差不齐。颗粒间自生石英溶蚀（图2e）可能与中成岩期有机质演化程度升高、有机酸遭到破坏、溶液的pH值升高，孔隙流体性质由酸性逐渐转变为碱性有关。粒内溶孔主要由不稳定的长石及酸性喷出岩岩屑不完全溶蚀形成。

露头及岩心观察表明：须二段裂缝发育，可分为构造缝、沉积-构造缝、岩性-构造缝、饼裂缝]。裂缝发育程度与天然气产能成正相关，裂缝发育，油气产量高。

须二段储集空间以孔隙为主，基质具有一定的渗流能力，在裂缝发育情况下，渗透性更佳，从目前实钻、取心、测井、生产动态资料分析，须二段储集类型主要为裂缝-孔隙型。

3 优质储层成因

3.1 原始沉积条件

原始沉积条件是优质储层形成的前提和基础[7]，决定岩石矿物成份、岩石粒度、分选性等组构特征。即使储集砂岩经历过强烈成岩作用，沉积环境和底形式样仍明显控制储层的质量。

岩石矿物成份直接控制深层优质储层的分布，石英砂岩和岩屑石英砂岩储层物性相对较好，但石英砂岩更优，这与岩石中的石英含量有关。石英抗压实能力强，有利于原生孔隙的保存，而碳酸盐岩等岩屑抗压实能力差，不利于原生孔隙的保存，故石英含量增加，储层物性变好。前人研究认为，在埋深2000~3000 m条件下，当岩中石英含量为50%时，残余粒间孔隙为8%~12%，石英含量为75%时，则为20% ~30%，且随着其他刚性颗粒（如长石、花岗岩岩屑及中级变质岩岩屑）含量增加，残余粒间孔隙会更高[8]。须二段物源主要来自米仓山和大巴山方向，故岩石中石英、变质岩和火山岩岩屑含量高。薄片资料统计分析，须二段石英含量介于90%~95%时，孔隙度最大，当含量超过95%时，孔隙度反而变小。相反，岩屑含量增加，储层物性变差，岩屑含量低于20%时储层物性相对较好。在石英砂岩和岩屑石英砂岩中，长石和碳酸盐岩屑的含量也影响着储层物性。长石含量增加，储层物性变好，碳酸盐岩屑含量增加，储层物性变差。这主要是由于在深埋条件下，长石在地层水作用下容易发生溶蚀形成溶蚀孔隙，而碳酸盐岩屑发生溶蚀，造成碳酸盐胶结物增加有关。

须二段深层优质储层主要分布在粗砂岩和中砂岩中，统计表明，粗砂岩孔隙度主要分布在3.2%~ 15.2%，平均值为6.9%；中砂岩孔隙度主要分布在3.3%~7.5%，平均值为5.2%；细砂岩孔隙度为1.2%~ 4.7%，平均值为2.4%。粉砂岩、砂质砾岩和砾岩由于泥质含量较高，泥质和钙质胶结严重，储层物性较差。砂岩分选性也是影响储层物性的一个重要因素，这与沉积时的水体能量高，波浪淘洗强烈有关。

3.2 成岩作用

四川盆地西北部须家河组主要成岩作用类型多样，包括压实作用、胶结作用、溶蚀作用和构造作用等。其中，溶蚀作用、部分胶结作用及构造作用为建设性成岩作用。微观研究表明，绿泥石胶结对储层孔隙具有保护作用。

绿泥石胶结是须二段储层发育的关键因素，主要以环边衬里的形式出现（图2e，图2g，图h）。绿泥石主要发育于早成岩的压实作用之后[13]，颗粒呈点接触处无绿泥石薄膜，呈线接触处有不发育的绿泥石薄膜（图2e，图2g），绿泥石呈近于等厚环绕颗粒定向生长，主要发育于第Ⅰ期石英加大边生长之后，第Ⅱ期和第Ⅲ期加大生长之前（图2e），绿泥石胶结不发育的砂岩石英次生加大明显。须二段绿泥石常与伊利石共生，叶片状绿泥石集合体呈薄膜结构附着于颗粒表面，片丝状伊利石充填于粒间孔隙中（图2f），扫描电镜下未发现绿泥石/蒙皂石和蒙皂石/绿泥石等间层矿物，也未见到蜂巢状特点[10]。

关于自生绿泥石对储层物性的影响，学术界尚有争议。一部分学者认为自生绿泥石可以缩小孔隙、堵塞喉道，从而导致砂岩渗透性变差[11-13]，另一部分学者[9,14]认为自生绿泥石可以提高岩石的抗压实能力，抑制压溶作用和石英次生加大，促进溶蚀作用，从而对砂岩孔隙的保存是积极的。还有学者[15]认为，自生绿泥石和石英分别形成于不同的水介质条件中，绿泥石衬边的存在并不能抑制石英的次生加大。本文认为，四川盆地西北部须家河组绿泥石环边衬里可以提高岩石的抗压实能力和机械强度、抑制相对晚期成岩阶段石英的胶结作用，从而有利于原生孔隙的保存，其含量、产状、衬边厚度及其生长连续程度等影响着原始孔隙的保存程度[16]。四川盆地西北部须家河组自生石英含量与绿泥石成负相关关系：①埋藏成岩过程中，绿泥石衬边在早期成岩阶段开始形成并持续生长到自生石英沉淀以后，这会不断增加岩石的机械强度并平衡埋藏成岩过程中不断增加的上覆载荷，从而使砂岩的原生粒间孔隙和次生溶蚀孔隙得以保存[10]；②孔隙衬边绿泥石垂直颗粒表面相向生长，叶片在靠近颗粒一侧生长十分紧密，从而削弱了颗粒与孔隙流体的接触程度，阻止了石英的次生加大[17]，保护了原生孔隙。同时，叶片间良好的孔隙喉道还能为储层中流体流动提供通道，保持孔隙流体有效的循环，使孔隙流体难以达到过饱和，从而有效保护原生孔隙的作用[1]。

3.3 地层超压

四川盆地西北部部须二段地层压力系数为1.0~2.0之间，大部分地区为1.4~2.0，属于高压—超高压地区，超压中心位于梓潼向斜一带。地层超压分布与优质储层分布有一定对应关系。川西前陆盆地须家河组北部属超压区，南区属常压区，超压区和常压区储层岩性特征基本相似，但超压区内储层具欠压实特征，岩心孔隙度明显偏大，岩石密度偏小（图4a，图4b）。

图4 川西地区须二段常压区和超压区孔隙度-密度关系图

地层超压在形成过程中可以延缓岩石的压实作用，使孔隙得到很好保存[18]，故能形成优质储层。但其影响程度受超压发育时间、压力系数大小和储层岩性的影响[19]。

四川盆地西北部须家河组地层超压的形成与欠压实、黏土矿物转化、水热增压、生烃超压和构造挤压等因素有关[20]。其中，优质储层的形成主要受“欠压实”作用控制，黏土矿物转化和水热增压也有一定影响，但生烃超压和构造挤压等影响较小。原因如下：

（1）四川盆地西北部须家河组具备形成“欠压实”作用的地质条件。“欠压实”作用发生的充分必要条件是快速沉降和排流不畅。一般认为，当沉积速率超过40~100 m/Ma时，属于快速沉积。四川盆地西北部须家河组为一套快速沉积砂泥岩剖面，各构造沉积速率一般都在60 m/Ma以上，最高可达80 m/Ma以上，在快速沉降时有可能因排流不畅而形成“欠压实”作用。同时，由于须一段和须三段大套泥岩封闭能力强，压实作用过程中伴随着粘土矿物转化及水热增压，容易产生“欠压实”作用。早期的“欠压实”作用削弱了正常压实作用对储层孔隙度的影响，使原生孔隙得到较好的保存。

（2）四川盆地西北部须家河组大规模生烃作用和构造挤压作用都发生在砂岩致密化之后，虽然对后期地层超压的形成有一定影响，但对优质储层的形成影响不大。盆地模拟（模拟软件为PetroMod8.0）结果显示，川西地区后期超压形成与烃源岩大量生烃过程有关，须二段在中侏罗世末期，地层压力可达70.91 MPa，晚侏罗世末期为86.46 MPa，白垩纪末，地层压力已达89.83 MPa，而晚侏罗世—白垩纪正是须家河组生烃高峰期[21]，表明晚侏罗世—白垩纪地层压力缓慢增加（后期超压）与生烃增压有关。烃源岩生气过程中可导致孔隙流体压力增高，烃类流体进入岩石孔隙，但四川盆地西北部须家河组烃源岩是在晚侏罗世—白垩纪初进入生烃高峰期，而储层致密化时间主要发生在中侏罗世末—晚侏罗世[22]，储层致密化发于生烃高峰期之前。另外，四川盆地西北部地区构造挤压作用也主要发生于燕山期和喜山期，但该时期储层已经发生致密化。由此，生烃超压与构造挤压对形成优质储层的影响较小。

3.4 裂缝

须二段优质储层分布明显受裂缝控制，裂缝不仅极大地提高了储集岩的渗滤能力，而且也构成重要的储集空间。由于构造应力作用使砂岩储层破裂，形成微裂纹或微裂缝有利于改善储渗空间，喜山运动使四川盆地地层全面褶皱抬升，在水平应力场的作用下，发生了以纵弯褶皱为主的构造变形，与此同时，产生了不同力学性质的纵向裂缝、水平裂缝，这些构造破裂组成裂缝发育带，为孔隙流体的自由流动提供了重要通道，引起流体运移通道附近长石和岩屑等碎屑颗粒的溶蚀，从而形成大量溶蚀孔隙。同时，提高储层的渗透性，当有构造裂缝出现时，储层渗透率能得到极大地提高，部分地区储层的高产就与构造裂缝的发育有关。

4 结论

（1）四川盆地西北部须家河组4000 m以下仍发育优质储层，以石英砂岩和岩屑石英砂岩为主，储集空间以残余原生粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔和裂缝为主。

（2）四川盆地西北部须二段砂岩成熟度较高，碎屑石英抗压实能力强，有利于原生孔隙的保存，是优质储层形成的前提和基础。

（3）四川盆地西北部早期绿泥石环边可以抑制次生石英的形成，同时抵消了部分上覆压力的增加，“欠压实”作用亦可有效削弱正常压实作用对储层孔隙度的影响，原生孔隙得以较好保存。裂缝可构成良好的储集空间，有效沟通各类孔隙，增加孔隙流体的流动性。

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（修改回稿日期2016-03-02编辑王晓清）

国家科技重大专项（2011ZX05001-005）“四川盆地岩性油气藏富集规律与目标评价”。

赵正望，男，1975年出生，硕士，工程师；从事油气地质综合研究工作；地址：（610041）四川省成都市高新区天府大道北段12号；电话：（028）86015672；E-mail：zhao_zw＠petrochina.com.cn