河壩區(qū)塊嘉二氣藏儲層特征及控制因素

黎靜容，朱 樺，姜金蘭，顏 曉，馮曉明，高 蕾

（1.中國石化西南油氣分公司勘探開發(fā)研究院，四川成都 610041； 2. 中國石化西南石油工程有限公司地質錄井分公司，四川綿陽 621000）

近年來，四川盆地碳酸鹽巖勘探開發(fā)逐漸由以普光氣田、元壩氣田等為代表的臺緣白云巖儲層氣藏向臺內白云巖儲層新領域轉變，例如彭州地區(qū)雷口坡氣藏、河壩區(qū)塊嘉二氣藏等[1–6]。臺內白云巖儲層往往為陸表海沉積環(huán)境，呈大面積薄互層席狀產出，縱橫向上非均質性較強，明確儲層的發(fā)育特征及主控因素，將較大地提高勘探開發(fā)的成功率[7–19]。本文以河壩區(qū)塊嘉二氣藏為例，通過宏觀、微觀地質研究，明確白云巖儲層特征及主控因素，深化陸表海臺內薄碳酸鹽巖儲層發(fā)育規(guī)律的認識，對區(qū)內下一步油氣勘探開發(fā)具有參考意義，同時，對同類型儲層特征研究也具有借鑒意義。

1 區(qū)域地質概況

川東北河壩氣田地理位置位于四川省東北部，橫跨四川省通江、南江、巴中三縣，河壩區(qū)塊主體位于通江縣境內，區(qū)域構造位置位于通南巴構造帶，為一走向呈北東向至北北東向的大型背斜（圖1）。嘉陵江組縱向上分為五段，其中嘉二段（T1J2）為河壩區(qū)塊天然氣的主力產層之一。通過海平面變化旋回特征分析，可將嘉二段劃分為T1J21、T1J22、T1J23三個亞段，其中，T1j22亞段可進一步細分為兩個小層，儲層主要發(fā)育于T1j22–1小層中。

2 儲層特征

2.1 巖石學特征

河壩區(qū)塊嘉二氣藏儲層巖石類型主要包括微晶白云巖、粉晶白云巖、殘余（藻）砂屑白云巖、殘余藻黏結白云巖、亮晶（藻）砂屑白云巖、藻黏結白云巖。不同巖石類型的儲集性能存在較大的差異，其中，有利的儲層巖石類型為亮晶（藻）砂屑白云巖、殘余（藻）砂屑白云巖、粉晶白云巖。巖石礦物成分主要由微–粉晶白云石組成，占75%～95%，含少量灰質、泥質及有機質；砂屑含量為60%～95%，局部含藻屑、礫屑、生物碎屑。

2.2 儲集空間特征

薄片鑒定及掃描電鏡結果表明，儲層儲集空間類型主要為晶間（溶）孔、殘余粒間孔、粒內溶孔，少量藻格架孔、膏溶孔、微裂縫。晶間（溶）孔大小較均勻，部分晶間孔經后期溶蝕擴大，形成大小不等的晶間溶孔（圖2a），晶間（溶）孔內局部見方解石、硬石膏和瀝青充填，孔徑0.01～0.05 mm。殘余粒間孔為淺埋藏期少量粒狀白云石沿孔壁生長后殘留的孔隙，多呈不規(guī)則多邊形，孔徑一般為0.03～0.08 mm，部分殘余粒間孔在埋藏期孔壁膠結物被溶蝕，殘余粒間孔擴大成溶擴殘余粒間孔（圖2b、2c）。

2.3 孔隙結構

儲層喉道類型主要為片狀、縮頸型、管束狀，少量孔隙縮小型。顆粒白云巖儲層喉道以管束狀、縮頸型為主，晶粒白云巖儲層吼道以片狀、縮頸型為主。5 口井30 個樣品的分析結果表明，嘉二段儲層具有中高排驅壓力，排驅壓力為0.037～87.016 MPa，平均為19.851 MPa，中值壓力為0.743～163.054 MPa，平均為52.868 MPa，排驅壓力和中值壓力受巖性的影響而變化，含藻或砂屑白云巖較微粉晶白云巖排驅壓力和中值壓力值低，亮晶（藻）砂屑白云巖、殘余（藻）砂屑粉晶白云巖、殘余藻黏結白云巖排驅壓力平均值為9.540 MPa；中值壓力平均值為19.590 MPa；粉晶白云巖、微晶白云巖排驅壓力平均值為15.500 MPa；中值壓力平均值為50.380 MPa。樣品未進汞飽和度為2.13%～53.66%，退出效率為0～39.70%，變化范圍大，表明儲層巖石孔隙結構復雜，孔喉大小分布不均勻，孔喉連通性較差。

2.4 孔滲特征

8 口井的186 個小巖柱物性分析表明，嘉二段儲層孔隙度為2.03%～16.15%，平均為4.46%，滲透率主要為0.001×10–3～6.560×10–3μm2，平均值為0.251×10–3μm2?？傮w上河壩區(qū)塊嘉二段儲層表現(xiàn)為特低孔致密特征，其中砂屑白云巖（亮晶（藻）砂屑白云巖和殘余（藻）砂屑白云巖）及粉晶白云巖物性稍好。

3 儲層發(fā)育的主控因素

3.1 儲層形成的物質基礎

圖2 嘉二段儲層孔隙類型

沉積環(huán)境決定原生孔隙度發(fā)育程度，嘉二段為典型的陸表海臺地沉積，區(qū)域上臺地地勢平坦，但內部存在次一級的凹凸地貌起伏，沉積微古地貌差異決定了初始儲層質量的差異。嘉二段為半局限到局限沉積環(huán)境，沉積初期水體淺，能量總體較穩(wěn)定，微古地貌高地相對高能沉積環(huán)境的砂屑灘會優(yōu)先發(fā)育，隨著持續(xù)海退，砂屑灘向臺地高地周緣擴展。微古地貌高地沉積的砂屑灘，處于高能環(huán)境，沉積物遭受來回的淘洗作用，具有較高的原始孔隙度，且砂屑灘顆粒含量高，在初期的壓實作用下容易形成格架支撐，原始孔隙度更容易保存；古地貌低洼處，水體能量較弱，發(fā)育灘間沉積。低能沉積環(huán)境的灘間沉積物雖然具有較高原始孔隙度，但抗壓實作用弱，原始孔隙難以保存。據(jù)統(tǒng)計顯示，砂屑灘儲層平均孔隙度為4.68%，平均滲透率為0.065×10–3μm2，非砂屑灘儲層平均孔隙度為3.13%、平均滲透率為0.021×10–3μm2（圖3）。

圖3 河壩區(qū)塊嘉二段儲層物性分布

3.2 儲層形成的關鍵因素

嘉二段沉積時期，沉積水體淺，可容納空間受到限制，砂屑灘的生長速率高于灘間，海平面旋回下降的末期，高建造率的砂屑灘易間歇性出露于水面之上，受同生期大氣淡水的淋濾溶蝕改造，形成針孔型優(yōu)質儲層。溶蝕作用的發(fā)生在灘體的不同部位也具有差異性，灘核位于古地貌最高處，暴露在大氣淡水中的時間較灘緣部位更長，溶蝕作用更發(fā)育。溶蝕作用的發(fā)生在垂向上具有層位選擇性，往往發(fā)生在單期次砂屑灘的上部，如A2 井縱向上發(fā)育三期次的砂屑灘，巖性均為砂屑云巖，單期次砂屑灘體儲層從底部向上物性逐漸變好，灘體下部同生期大氣淡水淋濾的粒內溶孔欠發(fā)育，這也從側面上證實了同生期暴露的時間比較短暫（圖4）。

圖4 A2 井嘉二段單井柱狀圖

由于砂屑灘暴露及灘體規(guī)模向四周擴展，區(qū)內環(huán)境閉塞，水體循序受限，強烈的蒸發(fā)作用造成海水鹽度上升，在微古地貌高處的砂屑灘易形成高鎂的粒間鹽水，從而發(fā)生準同生期的蒸發(fā)白云巖作用。高鎂的粒間鹽水對砂屑灘頂部沉積物白云石化基本完成時，會向下回流滲透，對砂屑灘下部的沉積物發(fā)生滲透回流白云石化作用。白云石化作用增加了儲層的抗壓實能力，形成了大量的晶間孔隙并保存了部分原始粒間孔隙（圖5a）。

3.3 儲層致密化的關鍵因素

顆粒巖沉積之后，上覆沉積物的增厚為初期壓實提供了動力。對于厚度較小的灘體，在初期壓實作用下，過飽和流體能夠順利地進入并完全影響薄層灘體，導致碳酸鹽巖膠結物發(fā)育，后期埋藏膠結作用進一步使粒間孔完全喪失，如圖5b 底部第一期次砂屑灘。對于厚度較大的灘體，在初期壓實作用下，與灘間的細粒沉積物直接接觸的灘緣、灘頂及灘底，過飽和流體順利進入，碳酸鹽巖膠結物發(fā)育使大部分粒間孔喪失。而對于灘體核部、中部，過飽和的壓釋流體從灘緣向核部流動過程中，膠結損耗，孔隙流體膠結能力下降，殘余粒間孔得以保存，如圖5b 頂部第二、三期次砂屑灘。同時，由于灘周緣膠結致密化形成成巖透鏡體，核部透鏡狀儲層與周緣流體交換終止，灘核部、中部儲層成巖流體達到溶蝕–膠結平衡后，膠結作用終止。經歷初期壓實和淺埋藏膠結后，砂屑灘體的儲層物性在縱向上具有明顯的分異性，單期次砂屑灘從頂至底儲層物性先變好再變差，物性最好的儲層位于灘核的中部。

圖5 河壩區(qū)塊嘉二氣藏儲層發(fā)育模式

3.4 優(yōu)質儲層發(fā)育的關鍵因素

經歷上述成巖變化后，儲層具有透鏡狀分布的特征，灘核中部儲層膠結物較少，原生孔隙相對較多，而灘緣、灘頂、底及非灘相的儲層原生孔隙基本喪失。三疊紀以來，通南巴地區(qū)經歷了多次構造運動，局部裂縫較發(fā)育。對于灘核中部儲層，裂縫可以溝通流體進入灘核內部，打破了灘核內部流體溶蝕–膠結平衡，儲層發(fā)生重結晶作用，白云石晶粒由微晶變?yōu)榉劬?，晶形轉變?yōu)榘胱孕蔚阶孕?，晶間孔逐漸增加。同時伴隨元素的遷移，砂屑形成砂屑幻影，重結晶作用強烈可使砂屑幻影消失。同時，烴類流體充注前的有機酸沿裂縫系統(tǒng)進入先期儲層，發(fā)生埋藏溶蝕作用，最終形成優(yōu)質儲層（圖5c）。對于灘緣、灘頂、底及非灘相的致密儲層，裂縫性重結晶及埋藏溶蝕的改造作用較有限，很難成為優(yōu)質儲層。

4 結論

（1）河壩區(qū)塊嘉二氣藏儲層巖性以微晶白云巖、粉晶白云巖、亮晶（藻）砂屑白云巖和殘余（藻）砂屑白云巖為主；儲集空間以晶間孔、晶間溶孔、殘余粒間孔為主；巖石孔隙結構復雜，孔喉大小分布不均勻，孔喉連通性較差；儲層物性差，總體上儲層表現(xiàn)為特低孔、致密儲層。

（2）河壩區(qū)塊嘉二氣藏儲層發(fā)育受沉積及成巖等因素的影響。其中，微古地貌高點發(fā)育的砂屑灘是儲層形成的物質基礎，短暫暴露的巖溶作用及白云石化作用是儲層形成的關鍵因素，初期壓實與淺埋藏膠結作用是砂屑灘儲層致密化的關鍵因素，裂縫性重結晶及埋藏溶蝕是優(yōu)質儲層發(fā)育的關鍵因素。