川西新場氣田上三疊統(tǒng)須家河組二段致密砂巖優(yōu)質(zhì)儲層控制因素

趙 艷,吳勝和,徐樟有,溫立峰

(中國石油大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院,北京 102249)

川西新場氣田上三疊統(tǒng)須家河組二段致密砂巖優(yōu)質(zhì)儲層控制因素

趙 艷,吳勝和,徐樟有,溫立峰

(中國石油大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院,北京 102249)

依據(jù)巖石薄片分析,利用成巖作用定量分析及成巖演化等技術(shù),對新場地區(qū)上三疊統(tǒng)須家河組須二段砂巖儲層進(jìn)行詳細(xì)研究。結(jié)果表明:雖然須二段儲層普遍具有低孔低滲的特征,但亦存在孔隙發(fā)育的優(yōu)質(zhì)儲層段;優(yōu)質(zhì)儲層主要發(fā)育在具有較高的成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度,粒度較粗,巖屑含量相對較低的砂巖中,在成巖過程中優(yōu)質(zhì)砂巖儲層抗壓實(shí)能力強(qiáng);早期綠泥石與自生石英共同起到了抗壓實(shí)的作用,保存較多的原生孔隙,提供了有利的滲流通道,有利于后期溶解作用形成大量次生孔隙。

新場氣田;須家河組;優(yōu)質(zhì)儲層;成巖作用;孔隙度

隨著常規(guī)儲層勘探開發(fā)難度的增加,人們越來越重視對低滲透油氣田的勘探和開發(fā)[1-2]。四川盆地新場氣田須家河組須二段砂巖孔隙度主要為 1%～4%,滲透率為 (0～35)×10-3μm2,為典型的低孔、低滲致密儲層。勘探實(shí)踐表明,在大規(guī)模的致密砂體內(nèi)部發(fā)育儲層質(zhì)量相對較好的優(yōu)質(zhì)儲層 (即“甜點(diǎn)”),其中已鉆獲一批高產(chǎn)氣井。產(chǎn)層主要為裂縫 -孔隙型儲層,而氣井的穩(wěn)產(chǎn)主要取決于孔隙的發(fā)育。開展大規(guī)模致密砂巖內(nèi)部相對高滲“甜點(diǎn)”的形成機(jī)制與分布規(guī)律研究,對于新場氣田的優(yōu)質(zhì)儲層預(yù)測及天然氣勘探至關(guān)重要。因此,筆者依據(jù)巖石薄片分析,利用對成巖作用定量分析及成巖演化研究等技術(shù),對新場地區(qū)上三疊統(tǒng)須家河組須二段砂巖儲層進(jìn)行研究。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

川西新場氣田位于四川省德陽市以北約 20 km,區(qū)域構(gòu)造位置處于四川盆地川西坳陷中段綿竹-鹽亭北東東向大型隆起帶中部。新場地區(qū)發(fā)育侏羅系和三疊系含氣層系,其中侏羅系含氣層系已進(jìn)入開發(fā)階段,而三疊系(主要為上三疊統(tǒng)須家河組)含氣層系目前仍處于勘探階段,須二段是新場地區(qū)的主力產(chǎn)層,產(chǎn)氣層(優(yōu)質(zhì)儲層)主要集中在 4和 5砂組。新場地區(qū)主要以辮狀河三角洲沉積為主,須二段主要為三角洲前緣沉積,產(chǎn)層段主要以分流河道、河口壩微相為主。

2 儲層特征

2.1 巖石學(xué)特征

新場地區(qū)須家河組儲集巖以中粒巖屑砂巖、巖屑石英砂巖以及石英砂巖為主,石英含量平均為69%,長石含量平均為 8.2%,巖屑含量平均為22.1%。其中各砂組石英含量變化不大,而長石含量產(chǎn)層段相對較高,巖屑含量在產(chǎn)層段相對較低。粒度主要以中粒為主,優(yōu)質(zhì)儲層段粒度相對其他層段較粗,粗粒含量約為 10%,中粒含量約為 64%,普遍高于其他層段。整個(gè)須二段儲層砂巖分選較好到中等,磨圓中等,以次棱角狀為主。

2.2 儲集特征

根據(jù)取心井巖心觀察、鑄體薄片、巖屑普通薄片、掃描電鏡觀察,新場地區(qū)須二段儲層孔隙類型主要以次生孔隙為主,存在少量的殘余粒間孔。優(yōu)質(zhì)儲層段主要發(fā)育次生孔隙,主要為次生粒間溶孔,該類型孔隙主要是具有綠泥石襯邊的粒間石英膠結(jié)物被溶解而成(圖 1(a))。其次為粒內(nèi)溶孔和少量殘余粒間孔隙。粒內(nèi)溶孔主要局限于長石或石英顆粒內(nèi),部分溶解呈網(wǎng)格狀、殘骸狀、蜂窩狀,常見溶解殘余(圖 1(b))。殘余粒間孔孔隙較小,呈不規(guī)則多邊形或弧三角形,當(dāng)壓實(shí)強(qiáng)烈時(shí)呈長條狀、線狀(圖1(c))。根據(jù)大量薄片觀察,孔隙主要分布在須二段中部產(chǎn)層段,其他部位主要表現(xiàn)為強(qiáng)壓實(shí)強(qiáng)膠結(jié),孔隙不發(fā)育(圖 1(d))。

須二段優(yōu)質(zhì)儲層段的孔隙度明顯高于其他層段。須二段整體儲層基塊孔隙度約為 0.5%～6%,主要為 1%～4%,特征值為 3.5%;基塊滲透率為(0～35)×10-3μm2,主要為 (0～5)×10-3μm2(圖2)。但是,川高 561井產(chǎn)層段巖心孔隙度約為6.61%～10.37%,基塊滲透率為(0.166～0.752)× 10-3μm2,由于產(chǎn)層段裂縫的存在,部分裂縫發(fā)育段滲透率達(dá)到 35×10-3μm2。

2.3 成巖特征

2.3.1 壓實(shí)作用

為了更好地描述壓實(shí)作用對孔隙的破壞程度,更詳細(xì)地分析壓實(shí)作用的影響因素,筆者對研究區(qū)的視壓實(shí)率進(jìn)行研究[2]。視壓實(shí)率 R壓實(shí)定義為

對研究區(qū) 1319個(gè)樣品點(diǎn)的視壓實(shí)率統(tǒng)計(jì)分析發(fā)現(xiàn),川西凹陷新場地區(qū)須二段儲層壓實(shí)作用強(qiáng)烈,視壓實(shí)率普遍大于 70%,孔隙度絕對損失量大于30%,壓實(shí)作用是導(dǎo)致孔隙減少、儲層致密化的主要因素。

2.3.2 膠結(jié)作用

須二段儲集砂巖膠結(jié)礦物以石英、方解石為主,其次為綠泥石。薄片和電鏡觀察表明,綠泥石主要存在于孔隙發(fā)育帶中,說明綠泥石的發(fā)育對孔隙的保存有一定意義。但是,在部分層位綠泥石分布于被壓實(shí)的巖石顆粒之間,說明綠泥石自身尚難于抵抗強(qiáng)烈壓實(shí)。薄片觀察發(fā)現(xiàn)優(yōu)質(zhì)儲層段孔隙中綠泥石與自生石英均發(fā)育,認(rèn)為早期綠泥石膠結(jié)與自生石英是抗壓實(shí)的主要膠結(jié)物。部分膠結(jié)的石英在后期可發(fā)生溶解作用形成次生粒間溶孔,但石英強(qiáng)膠結(jié)也可導(dǎo)致巖石致密[3-4]。

2.3.3 溶解作用

溶解作用是決定須家河組儲層物性好壞的又一關(guān)鍵因素,它能形成次生孔隙,對改善儲層物性起到積極作用,研究區(qū)廣泛發(fā)育的粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔都是溶解作用的結(jié)果。在須二段砂巖中,有時(shí)見到石英顆粒內(nèi)部發(fā)生微弱溶解,充填于粒間孔中的自生石英常見溶蝕現(xiàn)象。

許多學(xué)者對石英顆粒溶解的可能性及其相關(guān)問題進(jìn)行過探討[5-10],結(jié)果都認(rèn)為在一定條件下石英是可以發(fā)生溶解的,Partica M還通過試驗(yàn)獲得了石英隨溫度、溶液中堿性離子含量以及 pH值不同而呈現(xiàn)不同溶解速率的經(jīng)驗(yàn)公式[11];前人對儲層中石英的溶解現(xiàn)象也做了大量研究[12-13],在對油氣儲層的堿驅(qū)提高采收率作業(yè)中也觀察到了石英的明顯溶解現(xiàn)象[14]。石英溶解是儲層中沉積作用、埋藏成巖作用和孔隙水演化的結(jié)果,pH值大于 8.5時(shí)有利于石英的溶解[15],pH值大于 9時(shí) SiO2的溶解度隨 pH值的增大而迅速增高[16]。由薄片鏡下觀察可知,須二段自生石英的溶解作用主要發(fā)生在中成巖 A末期至中成巖B期,有機(jī)質(zhì)演化程度升高,大量生成凝析油和濕氣,有機(jī)酸遭到破壞,脫羧基作用減弱, CO2來源減少,在這種情況下,隨著 H+的消耗、弱酸根的水解等,溶液的 pH值升高,堿性逐漸增強(qiáng),孔隙流體性質(zhì)逐漸由酸性轉(zhuǎn)變?yōu)閴A性,使殘余粒間孔中充填的自生石英溶解,形成粒間膠結(jié)物溶孔。

3 優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育的主控因素

任何沉積儲層的形成和發(fā)育均受控于沉積作用、成巖作用和構(gòu)造改造作用,但這 3種作用對不同地區(qū)不同層位儲層的影響程度則有一定的差異?？刂苾?yōu)質(zhì)儲層發(fā)育的因素主要有高能砂體與較低巖屑含量、部分膠結(jié)及溶解作用、構(gòu)造作用。

3.1 高能砂體與較低的巖屑含量

從儲層特征分析可知,優(yōu)質(zhì)儲層僅發(fā)育于高能的分流河道和河口壩砂體中,而所有的相對低能、粒度較細(xì)、厚度較薄的砂體(如河道間砂體、遠(yuǎn)砂壩砂體)均已致密,說明高能砂體有利于優(yōu)質(zhì)儲層的形成。高能砂體沉積時(shí)的水動力能量強(qiáng),粒度大 (多為中 -粗粒砂巖)、分選好、磨圓度高,原始孔滲性好,在同一埋藏條件下比低能砂體具有更強(qiáng)的抗壓實(shí)能力,更有利于成巖流體的流動而形成次生溶孔。因此,高能沉積砂體是優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育的必要條件。

圖 3 新場地區(qū)須家河組二段儲層視壓實(shí)率與巖屑含量關(guān)系Fig.3 Relation of apparent compaction percentage and debris content of the second member of Xujiahe formation in Xinchang area

進(jìn)一步分析表明,致密儲層與優(yōu)質(zhì)儲層中的巖屑含量差異是兩者壓實(shí)強(qiáng)度差異的重要原因。研究區(qū)須二段巖屑成分主要為泥巖、粉砂巖以及碳酸鹽巖,平均含量為 22%。一般塑性顆粒(如巖屑)比剛性顆粒(如石英)具有更低的抗壓實(shí)能力。通過大量的薄片分析和計(jì)算發(fā)現(xiàn),巖石巖屑含量與視壓實(shí)率呈較明顯的正相關(guān)關(guān)系 (圖 3),即對于同一粒度的巖石,巖屑含量越高,則壓實(shí)強(qiáng)度越大。這意味著巖屑含量相對較低的砂體在壓實(shí)進(jìn)程中具有更大的抗壓實(shí)能力,因而更有利于原始孔隙的保存,同時(shí)也有利于成巖流體的流動,從而有利于膠結(jié)物和次生溶孔的形成。

由于巖石礦物成分與物源供應(yīng)有關(guān),即巖石礦物成分的差異主要是由物源母巖性質(zhì)的差異造成的,不同砂體巖屑含量不同體現(xiàn)了儲層“源控”的特征。

3.2 部分膠結(jié)及溶解作用

須二段儲集砂巖的自生膠結(jié)礦物主要有自生石英、自生綠泥石等。薄片和電鏡觀察表明,綠泥石廣泛存在于孔隙發(fā)育帶中,說明綠泥石與孔隙的發(fā)育密切相關(guān)。很多學(xué)者也探討了綠泥石對孔隙保存的影響。須二段自生綠泥石主要是以孔隙襯邊形式存在,晶體呈針狀垂直顆粒表面向孔隙空間中心生長,形成櫛殼狀結(jié)構(gòu),呈顯微片狀密集生長,包膜較薄(一般為 2～10μm)。掃描電鏡下自生綠泥石常呈針葉狀、板片狀、薔薇花狀、蜂窩狀等形態(tài)。然而,在一些壓實(shí)致密的巖石中,綠泥石分布于呈線接觸的巖石顆粒之間,說明在深埋條件下綠泥石自身尚難于抵抗強(qiáng)壓實(shí)進(jìn)程。在深埋壓實(shí)進(jìn)程中,如果沒有其他膠結(jié)物的存在,單靠綠泥石薄膜是難于抵抗強(qiáng)壓實(shí)進(jìn)程的。

巖石中的綠泥石薄膜常與自生石英共生 (多以綠泥石為基礎(chǔ)生長成自形晶體)。自生石英的含量變化較大,在川高 561(CG561)井的 4.992～4.995 km井段,自生石英含量從下部的 3.0%(石英膠結(jié)致密,圖 4(a))至頂部的 0.5%(粒間溶孔發(fā)育,圖 4 (b))。在粒間溶孔發(fā)育的巖石中,可見明顯的石英溶解現(xiàn)象 (溶解殘余,圖 4(c))。這說明巖石曾遭受較為普遍的石英膠結(jié),然后在部分膠結(jié)的巖石中發(fā)生石英溶解作用而形成粒間溶孔,同時(shí)還意味曾經(jīng)普遍發(fā)育石英膠結(jié)物抵抗著深埋條件下的強(qiáng)壓實(shí)進(jìn)程。

圖 4 CG561井產(chǎn)層段自生石英及石英溶解殘余Fig.4 Authigen ic quartz and residual quartz of productive reservoir in well CG561

3.3 構(gòu)造作用

研究表明,新場地區(qū)須家河組須二段地層自沉積至今經(jīng)歷多期構(gòu)造變形 (印支、燕山和喜山等),使得新場地區(qū)斷裂較為發(fā)育,存在 SN向、近 EW向和NE向三組方向的斷裂。大量的巖心資料觀察發(fā)現(xiàn),新場地區(qū)須二段儲層裂縫發(fā)育,同時(shí)在巖屑錄井中常見次生石英和方解石晶體。截至目前,須家河組須二段所獲得的工業(yè)氣井的產(chǎn)層段多分布在裂縫較發(fā)育層段(圖 5),同時(shí)也是砂巖成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度高的層段,以及視壓實(shí)率較低、綠泥石襯邊發(fā)育、粒間自生石英溶解發(fā)育的層段,這些層段初始產(chǎn)能高,同時(shí)具有較長的穩(wěn)產(chǎn)期。

圖 5 新場地區(qū)須二段儲層不同尺度的裂縫Fig.5 Cracks with different scales of the second member of Xujiahe formation in Xinchang area

4 優(yōu)質(zhì)儲層成巖與孔隙演化序列

新場地區(qū)須二段儲層所經(jīng)歷的成巖階段有同生成巖階段、早成巖階段A期和B期、中成巖A期和B期。

(1)早成巖 A期。須三段沉積期,為淺埋藏成巖環(huán)境。鏡質(zhì)體反射率 Ro<0.35,須二段有機(jī)質(zhì)未成熟。沉積物處于弱固結(jié)—半固結(jié)狀態(tài)。在顆粒表面形成綠泥石孔隙襯墊,壓實(shí)作用使粒間孔隙縮小,孔隙度約為30%。

(2)早成巖 B期。須四段至須五段沉積期,鏡質(zhì)體反射率為 0.35～0.50,有機(jī)質(zhì)半成熟。沉積物進(jìn)入快速壓實(shí)階段,粒間孔急劇縮小,處于半固結(jié)—固結(jié)狀態(tài)。下伏須一段烴源巖進(jìn)入生油高峰期,形成有機(jī)酸,在酸性水介質(zhì)環(huán)境發(fā)生長石溶解形成少量粒內(nèi)溶孔,并在縮小的粒間孔中沉淀出自生石英。在這一階段末期砂巖孔隙度約為 15%。

圖 6 新場地區(qū)須二段優(yōu)質(zhì)儲層成巖演化序列Fig.6 D iagenetic evolution sequence of high-quality reservoir of the second merber of Xuji ahe formation i n Xinchang area

(3)中成巖 A期。早侏羅世至晚侏羅世沉積期,鏡質(zhì)體反射率為 0.5～1.3。壓實(shí)作用增強(qiáng),顆粒點(diǎn)—線接觸。須二段有機(jī)質(zhì)成熟形成的酸性水使長石和巖屑溶解,形成少量粒內(nèi)、粒間溶孔,出現(xiàn)鐵方解石、鐵白云石膠結(jié)物,孔隙度下降至 8%～10%。

(4)中成巖 B期。早白堊世末期,達(dá)到最大埋深,須二段進(jìn)入中成巖 B期。鏡質(zhì)體反射率為 1.3～2.00,有機(jī)質(zhì)演化程度升高,有機(jī)酸遭到破壞,脫羧基作用減弱,CO2來源減少,加之含鐵方解石、白云石膠結(jié)物形成對有機(jī)酸的消耗,成巖環(huán)境由酸性轉(zhuǎn)變?yōu)閴A性,使殘余粒間孔中充填的自生石英發(fā)生溶解作用,形成粒間溶孔,砂巖孔隙度約為 4%～10%。

經(jīng)過漫長的成巖演化過程中的強(qiáng)烈機(jī)械壓實(shí)作用和膠結(jié)作用,砂巖中原始粒間孔隙基本上所剩無幾[8-10],大部分砂體成為致密砂體,僅有部分中粗粒的、巖屑含量低的砂體演變?yōu)閮淤|(zhì)量相對較高的優(yōu)質(zhì)儲層,其內(nèi)儲集空間主要為粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔和部分微裂縫。

5 結(jié) 論

(1)新場地區(qū)須二段大部分砂體已壓實(shí)致密(部分膠結(jié)致密),產(chǎn)層段砂體由于抗壓實(shí)及后期溶解而成為優(yōu)質(zhì)儲層。優(yōu)質(zhì)儲層主要以分流河道、河口壩沉積微相為主,砂體厚度大,分選好,塑性巖屑含量低,以膠結(jié)物含量較低的中粒巖屑石英砂巖為主,儲集空間以具有綠泥石襯邊的次生粒間溶孔為主。

(2)須二段儲層主要經(jīng)歷了壓實(shí)、膠結(jié)、溶解 3種成巖作用,其中壓實(shí)作用是導(dǎo)致儲層致密的主要因素,自生綠泥石膠結(jié)和溶解作用是形成優(yōu)質(zhì)儲層的主要成巖控制因素。

(3)產(chǎn)層段優(yōu)質(zhì)儲層抗壓實(shí)的主控因素為高能砂體、較低的巖屑含量、綠泥石襯邊和自生石英部分膠結(jié)。后期構(gòu)造改造形成的裂縫改善了儲層的滲透性,與綠泥石襯邊、自生石英和溶解作用等共同控制了優(yōu)質(zhì)儲層的形成。

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(編輯 徐會永)

Control factors of compacted high-quality sandstone reservoirs of member 2 of Xujiahe formation,upper Triassic in Xinchang gas field ofW estern Sichuan depression

ZHAO Yan1,WU Sheng-he1,XU Zhang-you1,WEN Li-feng1
(College of Geosciences in China University of Petroleum,Beijing102249,China)

Based on the rock thin section analysis,the sandstone reservoirsofmember 2 of Xujiahe formation,upper Triassic in Xinchang area were studied by using technologies of quantitative analysis of diagenesis and diagenetic evolution.The results show that the reservoirs have the characteristics of low porosity and low per meability in Xinchang area,but the highquality reservoirswith pore developed also exist.The high-quality reservoirs developed in sandstone with high maturity and structure maturity,coarse grain size and low debris content.During the process of diagenesis,the high-quality reservoirs have strong resistance to compaction.The combined effect of self-quartz and chlorite reached the role of compaction resistance,which preservesmore primary pore and provides beneficial filtration path.The filtration path will advantage to for m post-secondary dissolution pores.

Xinchang gas field;Xujiahe for mation;high-quality reservoir;diagenesis;porosity

TE 122.2

A

10.3969/j.issn.1673-5005.2010.04.001

1673-5005(2010)04-0001-06

2010-01-17

中國石油天然氣集團(tuán)公司石油科技中青年創(chuàng)新基金項(xiàng)目(07E1002)

趙艷(1979-),女(漢族),河北秦皇島人,博士研究生,主要從事儲層地質(zhì)學(xué)和沉積盆地流體礦產(chǎn)研究。