四川盆地上三疊統(tǒng)須家河組致密砂巖溶蝕實驗及地質(zhì)意義

楊 威，謝武仁，俞凌杰，魏國齊，金 惠，范 明，沈玨紅，郝翠果，王小丹 ，劉衛(wèi)紅

(1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2.中國石化 石油勘探開發(fā)研究院 無錫石油地質(zhì)研究所，江蘇 無錫 214126)

“十一五”以來，四川盆地上三疊統(tǒng)須家河組天然氣勘探取得重大突破，先后發(fā)現(xiàn)了廣安、合川、潼南、安岳等多個千億立方米大氣田，全盆地探明天然氣地質(zhì)儲量9 000多億立方米[1]，主要產(chǎn)層段為須家河組二、四、六段，氣藏主要為巖性氣藏，儲層對氣藏的形成和勘探開發(fā)有重要控制作用。不少學者對須家河組儲層特征和發(fā)育的主控因素等進行了系統(tǒng)研究[2-5]，對須家河組儲層的基本特征有以下認識：(1)儲層以三角洲水下分流河道砂體為主，巖性主要為細—中粗粒巖屑長石砂巖、長石巖屑砂巖、長石石英砂巖等；(2)主要儲集空間為粒間孔、粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔和裂縫，孔隙度主要分布于5%～10%，平均為6.5%；滲透率主要分布于(0.01～1)×10-3μm2，平均為0.1×10-3μm2，為低孔滲致密砂巖儲層，局部發(fā)育高孔滲段儲層；(3)以孔隙型儲層為主，儲層發(fā)育的主控因素為沉積微相和成巖作用。儲層是須家河組砂巖形成規(guī)模氣藏的主要控制因素之一[2,6]，在氣田勘探開發(fā)過程中，儲層形成機理及優(yōu)質(zhì)儲層預測是急需解決的科學問題。對于致密砂巖儲層來說，溶蝕作用形成的次生孔隙在儲集空間中占有重要地位，制約著氣藏的形成和勘探開發(fā)效果[7]。須家河組儲層中發(fā)育大量由溶蝕作用產(chǎn)生的次生孔隙，但溶蝕作用的機理、產(chǎn)物及發(fā)生的主要控制因素都不是十分明確，這些都影響優(yōu)質(zhì)儲層分布的準確預測。自從1984年SURDAM和他的學生提出“有機酸對次生孔隙的形成有著重要意義”的觀點[8]之后，大量相關的地球化學實驗也隨之展開[9-12]，研究碎屑巖儲層中的各種礦物，尤其是長石溶蝕的影響因素、有機酸及其離子的類型、pH條件以及不同溫度條件等[13-17]。國內(nèi)外研究者在靜態(tài)反應器與流動體系中也開展了多種模擬實驗，對長石類礦物進行了大量的熱力學和溶解動力學研究，以探討溫壓條件、流體性質(zhì)等對長石類鋁硅酸鹽礦物溶蝕的控制作用及其機理，試圖了解接近實際地質(zhì)環(huán)境中長石的溶蝕過程[18-20]。本文在前人研究的基礎上，結(jié)合四川盆地上三疊統(tǒng)須家河組致密砂巖的特征，選取3塊不同巖性的致密砂巖樣品，通過配制與地層有機酸組分相近的反應液，在不同溫壓條件下，開展開放—半開放溶蝕模擬實驗，旨在通過高溫高壓條件下真實巖心的酸溶模擬實驗，模擬和探討須家河組溶蝕孔隙成因機理、溶蝕速率與地層溫壓條件等因素的關系，重建須家河組致密砂巖儲層埋藏、成巖、孔隙演化序列，指導優(yōu)質(zhì)儲層分布預測，為勘探開發(fā)提供地質(zhì)依據(jù)。

1 實驗設計

1.1 實驗目的和樣品選取

根據(jù)四川盆地須家河組在勘探開發(fā)過程中儲層存在的關鍵問題，制定了本次實驗主要目的：(1)通過實驗溫度和壓力的變化，查明不同巖石礦物的溶蝕速度；(2)分析儲層砂巖中長石等骨架顆粒在埋藏成巖過程中的溶蝕作用，明確次生孔隙的形成機理；(3)明確不同巖石類型受酸性液體溶蝕的程度，找出須家河組最有利的巖石類型。

根據(jù)實驗目的和須家河組儲層的主要巖石類型，選取3塊具有代表性的儲層樣品，分別來自于川西南部的平落1井、川中地區(qū)的潼1井和川中北部的營21井，代表須家河組最典型的3類巖性。樣品1為粗粒長石石英砂巖，樣品2為中粒長石巖屑砂巖，樣品3為中粒巖屑長石砂巖(圖1)；3個樣品的孔隙度分別為5.22%，8.68%，4.23%，滲透率分別為0.07×10-3，0.55×10-3，0.56×10-3μm2(表1)。為了比較不同樣品在相同條件下的溶蝕速率，消除可能因樣品外表面積的差異而造成的影響，對樣品顆粒的大小進行了嚴格的挑選，選擇顆粒粒徑為2.8～4.0 mm的巖石樣品。

圖1 溶蝕模擬實驗的樣品巖石類型

表1 溶蝕模擬實驗的樣品巖石學特征

1.2 實驗裝置

溶蝕試驗設備采用的儀器是中國石化石油勘探開發(fā)研究院無錫石油地質(zhì)研究所研制的SYS-1型溶蝕速率對比實驗儀(圖2)。該儀器的高壓釜及管線、閥門均采用特種防腐材料制成，主要為防止H2S等強腐蝕性流體對儀器的腐蝕。該儀器可實現(xiàn)最高溫度200 ℃、最高壓力60 MPa的溶蝕試驗。當樣品實驗時，恒速泵可實現(xiàn)的最大流量為12 mL/min，本次實驗每個樣品設計的穩(wěn)定流量為2 mL/min。實驗過程中，3個樣品室處于同一流體、相同溫度和壓力條件下，因此可消除由實驗條件而引起的實驗結(jié)果誤差，可對比不同巖性在相同條件下的溶蝕速率。

圖2 溶蝕模擬實驗裝置示意

1.3 實驗方案與流程

通過對四川盆地須家河組的構(gòu)造演化史、埋藏史、熱演化史分析和地層水分析[3]，結(jié)合實驗設備可操作的模擬實驗溫壓條件，設計的溫度壓力條件為5組：60 ℃，13 MPa；90 ℃，23 MPa；120 ℃，33 MPa；150 ℃，43 MPa；180 ℃，53 MPa。大致代表了須家河組從早成巖早期到晚成巖晚期成巖過程；也反映有機質(zhì)從低成熟到成熟再到過成熟的溫壓條件。為了最終測試結(jié)果與溫度壓力條件一一對應，實驗過程中，在每個溫度壓力不發(fā)生變化的條件下，實驗周期為100 h。

本次實驗主要目的為對比不同類型致密砂巖在相同流體介質(zhì)條件下的相對溶蝕速率，配制的溶蝕液體為0.5%的乙酸溶液，pH值為2.78(25 ℃時)，實驗流體流速設計為2 mL/min，總流量為12 L，反應時間為100 h。

實驗中，首先將3塊直徑25 mm、厚2 mm的樣品分別放入3個樣品管，然后將3個樣品管放入高壓釜中，并按裝置圖連接好(圖2)；然后加入配制好的乙酸反應液，逐步升溫到設計溫度，按每個溫壓點溶蝕100 h采集1個反應液，連續(xù)反應100 h，降溫到常溫；測量采集到的反應溶液中各種離子的溶解度，并對樣品進行定量掃描電鏡分析；完成后，更換新的反應液，加溫到第二組設計溫度，再繼續(xù)反應100 h，如此更換5次反應液，得到5種反應時間的巖樣和水樣。用電感耦合等離子發(fā)射光譜測定水樣的K、Na、Ca、Mg、Al等離子的含量，并測定pH值，同時，對每個溫壓點溶蝕后的樣品進行比表面測定、掃描電鏡、能譜等分析。

2 實驗產(chǎn)生的溶蝕液物質(zhì)變化

2.1 K、Na離子濃度變化

K、Na 離子在反應初期就迅速溶出，隨著反應的進行，溫度和壓力的升高，K、Na 離子濃度不斷增加(圖3a，b)，在溫度壓力小于120 ℃、33 MPa時，K離子溶出量高于Na離子；溫度大于120 ℃、33 MPa時，Na離子溶出量高于K離子溶出量?？赡苁怯捎跇悠分械拟涢L石含量較多，導致溶解初期K離子溶出量高于Na離子溶出量，當達到一定溫度后，呈現(xiàn)出Na離子溶出量高于K離子溶出量，產(chǎn)物以高嶺石為主，其化學反應如下[14]：

2KAlSi3O8+2CH3COOH+9H2O→

Al2Si2O5(OH)4+2K++4H4SiO4+CH3COO-

(1)

2NaAlSi3O8+H++H2O→2Al2Si2O5(OH)4+2SiO2+2Na+

(2)

K、Na離子的溶出量隨溫度壓力的升高一直在升高，說明隨溫度壓力的升高，長石溶蝕率不斷增加，到溫壓條件超過150 ℃、43 MPa之后，長石溶蝕率會大幅增加(圖3a，b)。

2.2 Ca、Mg離子溶度變化

Ca、Mg離子有一定的緩沖能力，在反應進行較長時間后仍然有較大的溶出量，Ca、Mg離子在溶液中的比例隨著反應時間增加基本保持不變。早期碳酸鹽膠結(jié)物溶解可以增加Ca、Mg離子，晚期黏土礦物溶解也會造成Ca、Mg離子的增加。盡管巖石中方解石的含量很低，但Ca離子的溶出速率大大高于Mg離子，說明方解石的溶出速率高于各種鋁硅酸鹽礦物。同時，方解石的最快溶蝕區(qū)間主要在90～150 ℃，150 ℃以后隨著巖石中方解石含量的降低，其溶蝕速率開始下降(圖3c，d)。方解石早期被溶蝕能提供大量的次生孔隙。

2.3 Al離子變化

Al離子溶解特性與其他元素不同，相對低溫壓條件下Al的溶出量較大，但是，當實驗溫壓大于120 ℃、33 MPa時，Al離子的溶出量隨著溫壓的增高而明顯降低(圖3e)。可能是本身的溶出量很少，即該離子本身難以從礦物中溶出，阻礙了礦物的進一步溶蝕，存在富鋁物質(zhì)的沉淀。對比3個樣品在不同溫壓條件下Al離子在乙酸反應溶液中的溶出量與其他主要元素的總?cè)艹隽?，可見，Al離子在高溫階段溶出量顯著降低，其他主要元素的溶出總量卻增大。根據(jù)礦物顆粒表面和沉淀物中檢出較為豐富的富Al 物質(zhì)的現(xiàn)象，進一步推斷富鋁物質(zhì)(黏土礦物)的沉淀造成了高溫階段乙酸溶液中Al含量的降低。乙酸的絡合作用有助于較低成巖階段鋁硅酸鹽溶蝕作用過程中Al的遷移，但不能解決高溫成巖階段鋁硅酸鹽溶解時Al的遷移問題，因此，高溫階段更可能是形成黏土礦物等自生礦物。這也能從實驗后礦物表面富鋁物質(zhì)的形成和鋁元素富集現(xiàn)象得到證實。

圖3 不同溫壓條件下溶蝕模擬實驗的實驗參數(shù)的變化

3 實驗結(jié)果分析

3.1 產(chǎn)生的新物質(zhì)

實驗過程中有新物質(zhì)產(chǎn)生，新產(chǎn)生的沉淀物質(zhì)呈球狀、塊狀，體積較小，一般為幾個微米，晶體晶形不好，能譜分析顯示其以硅、鋁質(zhì)為主，是溶蝕過程中新生成的礦物。通過對實驗樣品溶蝕前后掃描電鏡、能譜等分析對比，認為主要為高嶺石與少量石英。新生的石英呈晶芽狀產(chǎn)出，自形者為六方柱狀(圖4a)。新生的高嶺石為呈團塊狀的分散微粒，呈六方板狀，并有書頁狀集合體。溶蝕前，能譜中幾乎沒有高嶺石的反射；溶蝕后，有明顯高嶺石的反射。新生的高嶺石晶間孔非常發(fā)育(圖4b)。

在弱酸性介質(zhì)、高溫壓條件下，富含硅離子(Si4+)的水體中，能生成少量的石英，自生石英常附著在石英顆粒的邊緣，以石英加大邊的形式出現(xiàn)(圖4a)。高嶺石主要由長石溶蝕，產(chǎn)生大量Al離子，使Al離子達到飽和，形成A12O3，轉(zhuǎn)化為高嶺石(圖4b，圖5c-f )。

圖4 溶蝕模擬實驗中溶蝕作用生成的新物質(zhì)

3.2 產(chǎn)生的新孔隙

實驗在產(chǎn)生新物質(zhì)的同時，也產(chǎn)生了大量新孔隙，增加了砂巖儲層的孔隙度，改善了孔隙結(jié)構(gòu)。產(chǎn)生新的孔隙有2種情況：(1)碳酸鹽膠結(jié)物和巖屑碳酸鹽巖可溶物質(zhì)被溶蝕形成的溶孔，例如有石英中孤立的粒內(nèi)孔，它們是局部交代石英的方解石被溶解后形成的次生孔隙，也有粒間碳酸鹽膠結(jié)物被溶蝕，形成粒間溶蝕擴大孔；(2)長石顆粒和巖屑中的長石、巖屑被溶蝕[21]，這種溶蝕現(xiàn)象最為普遍，掃描電鏡下可以看出，長石微觀組構(gòu)發(fā)生顯著的變化，邊緣呈港灣狀、棱角化變鈍、解理縫擴大等，部分長石只剩下殘余斑狀，溶蝕后的長石礦物表面出現(xiàn)了大量的次生孔隙(圖5)，溶蝕后顆粒邊緣的孔隙、裂縫增多。溶蝕作用使砂巖儲層的微觀孔隙結(jié)構(gòu)發(fā)生顯著變化，可使一些孔隙直徑擴大，原有的裂縫進一步擴大，產(chǎn)生新的微裂縫(圖5g，h)，也使一些片狀、小管狀喉道直徑擴大，粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔增多，砂巖儲集性得到改善。以此可推測，在混合酸性溶液持續(xù)進入的較高溫壓條件下，溶蝕作用導致砂巖中的長石類等可溶礦物被溶蝕，孔隙度變大、孔喉結(jié)構(gòu)得到改善。同時，實驗中發(fā)現(xiàn)，巖石樣品在90 ℃、23 MPa的條件下，才開始出現(xiàn)明顯的溶蝕現(xiàn)象，在掃描電鏡下可以看出長石顆粒被明顯溶蝕，有孔隙出現(xiàn)。

圖5 溶蝕模擬實驗樣品反應前后掃描電鏡照片對比

實驗過程可以發(fā)現(xiàn)，在同一溫度條件下，不同類型巖石溶蝕產(chǎn)生的孔隙有較大的差別。巖石樣品中的礦物開始溶蝕的溫壓環(huán)境有很大差別，如樣品2、樣品3分別為石英長石砂巖和巖屑長石砂巖，在90 ℃、23 MPa時，儲層中的長石顆粒開始大規(guī)模溶蝕(圖5a，b，e，f)；而樣品1為長石石英砂巖，在180 ℃、53 MPa的溫壓條件下才開始出現(xiàn)長石顆粒溶蝕，形成溶蝕孔隙(圖5c，d)?？梢姡瑯悠?、樣品3中巖屑、長石含量較高，可溶組分多，溶蝕要求的溫壓條件低；樣品1中石英含量較高，可溶物質(zhì)少，在溫壓條件相同時，溶蝕難度要大得多。

3.3 溶蝕率的變化

通過對3個樣品在不同溫壓條件下溶蝕率的對比可見，在相同溫壓條件下，長石巖屑砂巖比長石石英砂巖溶蝕率高。隨溫度和壓力的升高，溶蝕率逐漸升高；在高溫壓條件下，溶蝕率快速升高。溫壓條件從60 ℃、13 MPa到150 ℃、43 MPa，3個樣品的溶蝕率變化不大，在1%～2%之間；當溫壓條件升到180 ℃、53 MPa時，3個樣品的溶蝕率增大到6%～8%，是低溫低壓條件下的2～3倍(圖3f)，說明溫度和壓力對樣品的溶蝕率有著很大的影響，當溫度和壓力達到一定高值時，溶蝕率會大幅提高。3個實驗樣品顯示了相似的特征，但增加的比例有所差異，推測可能與樣品中總的可溶物質(zhì)占比有關；總可溶物質(zhì)占比大，最終溶蝕率也高。

4 地質(zhì)應用

4.1 重建儲層埋藏、成巖、孔隙演化序列

儲層成巖演化過程研究是分析儲層主控因素、預測儲層展布的重要內(nèi)容[4，21-22]，結(jié)合前期須家河組儲層成巖作用的認識[3-5，23-24]，筆者認為須家河組成巖演化主要經(jīng)歷早成巖階段到晚成巖B亞期(圖6)，僅很少區(qū)域如川西北部演化到了晚成巖C亞期。早成巖階段，儲層埋深小于1 500 m，溫度小于60 ℃，鏡質(zhì)體反射率小于0.7%，有機質(zhì)處于未成熟階段。壓實作用使顆粒緊密排列，塑性巖屑等發(fā)生膨脹和假雜基化充填孔隙，大量方解石、黏土礦物等膠結(jié)物充填粒間孔隙，導致儲層孔隙度下降到20%左右。

圖6 四川盆地上三疊統(tǒng)須家河組儲層埋藏、成巖、孔隙演化序列

晚成巖A亞期，須家河組埋深在1 500～3 000 m之間，古地溫小于90 ℃，鏡質(zhì)體反射率在0.7%～1.3%，有機質(zhì)成熟達到生烴高峰。隨埋深加大，壓實作用和膠結(jié)作用增強，原生粒間孔隙進一步減少；隨著有機質(zhì)成熟，產(chǎn)生的大量有機酸進入儲層，可溶填隙物如方解石、可溶顆粒如長石等普遍發(fā)生溶蝕，形成大量不同類型的溶蝕孔隙，同時伴隨有高嶺石蝕變和微晶石英大量沉淀，此階段儲層孔隙度下降至10%左右。

晚成巖階段B亞期，須家河組埋深3 000～4 000 m，古地溫小于150 ℃，鏡質(zhì)體反射率在1.3%～1.6%，有機質(zhì)處于高成熟階段。在強壓溶膠結(jié)和有機酸的強溶蝕共同作用下，長石、巖屑、膠結(jié)物開始大量溶蝕，形成鑄膜孔、粒間溶孔。在溶蝕過程中，有高嶺石的沉淀，高嶺石的穩(wěn)定性弱，當介質(zhì)水中富 K和Al離子時，可轉(zhuǎn)化為伊利石；當富Mg和Al離子時，轉(zhuǎn)化為綠泥石，故在黏土礦物中，綠泥石含量較高。在成巖過程中，有石英自生加大，自生石英晶體相互連接使顆粒呈鑲嵌狀，該階段儲層孔隙度約為5%～8%。如在川西前陸盆地沖斷帶，構(gòu)造應力強烈，使壓實作用和膠結(jié)作用更加強烈，基質(zhì)孔隙度降得更低，一般在5%以下；但儲層中因發(fā)育大量微裂隙，其對儲層孔滲條件有建設性作用。

晚成巖階段C亞期，埋深大于4 000 m，古地溫大于150 ℃，鏡質(zhì)體反射率大于1.6%，四川盆地西北局部地區(qū)須家河組可達到此成巖階段，其最高古溫度可超過180 ℃、古壓力可超過100 MPa。儲層壓實作用和膠結(jié)作用更加強烈，壓溶作用較普遍，孔隙度進一步降低；但可溶物質(zhì)特別是長石的溶蝕率大幅提高，形成大量的溶蝕孔隙，使部分地區(qū)儲層平均孔隙度達8%以上。

4.2 明確次生孔隙形成機理，預測優(yōu)質(zhì)儲層展布

從三組溶蝕實驗中可以看出，主要的溶蝕物質(zhì)為碳酸鹽膠結(jié)物、長石及可溶巖屑，其中以長石顆粒的溶蝕為主，碳酸鹽膠結(jié)物和碳酸鹽巖巖屑的溶蝕在埋藏過程中一直在持續(xù)進行，形成的次生孔隙主要為粒間溶孔的擴大和部分粒內(nèi)溶孔。長石顆粒在較低溫壓條件時(90 ℃，23 MPa)就開始大量溶蝕(圖5a，b，e，f)，一直持續(xù)在整個埋藏過程中(圖3c，d)。隨著溫壓條件的升高(180 ℃，53 MPa)，長石溶蝕率可大幅升高。由此可以推測，以次生孔隙為主的優(yōu)質(zhì)儲層形成，與長石含量有較大的正相關關系。因此，四川盆地須家河組砂巖中長石和巖屑含量高的地區(qū)，溶蝕作用相對強、產(chǎn)生的次生孔隙多、孔隙度高，儲層質(zhì)量也相對好。結(jié)合四川盆地的鉆井等資料，長石巖屑含量相對高的巖石類型主要分布在川中合川、安岳、潼南、荷包場等地區(qū)，同時該地區(qū)處于三角洲前緣，砂體相對較粗，粒度分選較好，地層水流動性好，有利于有機酸的溝通，形成較多的溶蝕孔隙，最終形成須家河組優(yōu)質(zhì)儲層。

4.3 明確深部碎屑巖儲層形成機理

三組溶蝕實驗可以看到，3種巖石類型都在180℃、53MPa條件下溶蝕速率增加2～3倍。從60℃、13MPa開始到150℃、43MPa，溶蝕速率一直在1%～2%之間；到達180 ℃、53 MPa時，溶蝕速率快速上升至6%～8%(圖3f)。說明長石等可溶組分在高溫(180 ℃)、高壓(53 MPa)條件下，溶蝕速率大大增加，可有效增加儲層的孔隙度，促使致密砂巖成為有效儲層，從而為深層發(fā)育優(yōu)質(zhì)儲層創(chuàng)造了條件。在埋藏較深的地區(qū)，如塔里木盆地的庫車地區(qū)和四川盆地川西前陸盆地深部碎屑巖儲層，雖然巖石壓實作用導致孔隙顯著減少，但是伴隨深度的增加，溫度和壓力增加，巖石的溶蝕速率明顯增大，有利于發(fā)育大量的溶蝕孔。川西前陸盆地凹陷帶須家河組在4 400 m左右存在一個相對高孔滲帶，儲集空間以溶蝕孔隙為主，平均孔隙度在8%左右，與2 200 m左右的儲層質(zhì)量基本相當(圖7)。

圖7 川西北上三疊統(tǒng)須家河組儲層孔隙度與深度關系

通過對不同類型碎屑巖開展高溫高壓條件下的酸溶模擬實驗，可認識到天然氣碎屑巖儲層深度可大大增加，這有利于勘探向深層拓展。我國深層油氣藏的油氣資源潛力巨大，目前已成為油氣勘探的重要領域。最近在庫車地區(qū)鉆遇最深的碎屑巖儲層近8 000 m，溫度可達190 ℃，壓力超過140 MPa，砂巖平均孔隙度可達9%；川西地區(qū)最深探井儲層深度超過8 000 m，溫度達170 ℃，壓力在100 MPa以上。

5 結(jié)論

(1)選取四川盆地上三疊統(tǒng)須家河組3塊不同巖性的樣品，配制反應液，設計不同的溫壓條件進行溶蝕模擬實驗。隨溫度、壓力的升高，反應液中K、Na離子迅速溶出、濃度不斷增加，Ca、Mg 離子濃度基本保持不變，Al離子濃度明顯降低。

(2)溶蝕實驗中，產(chǎn)生少量石英和大量高嶺石等新礦物，長石顆粒和碳酸鹽膠結(jié)物溶蝕產(chǎn)生大量溶蝕孔隙，增加孔隙度、改善孔隙結(jié)構(gòu)；溶蝕率隨溫壓條件的變化而變化，超過150 ℃、43 MPa后，溶蝕率大幅增加；溫度壓力的升高可提高長石的溶蝕能力，促進長石的溶解。

(3)須家河組儲層主要經(jīng)歷了早成巖階段和晚成巖A、B亞期；有利儲層主要分布于長石巖屑含量相對較高的區(qū)域，長石等易溶物質(zhì)在高溫壓條件下快速溶蝕，能使深層碎屑巖儲層形成大量溶蝕孔隙，成為油氣有效儲層。