王昌勇，周毅，李世臨，李爽，王小娟，鄭榮才

四川盆地臥新雙地區(qū)須家河組儲層發(fā)育特征

王昌勇1，周毅1，李世臨2，李爽2，王小娟3，鄭榮才1

（1.成都理工大學(xué)沉積地質(zhì)研究院，成都610059；2.中國石油西南油氣田分公司重慶氣礦，重慶400021；3.中國石油西南油氣田分公司勘探開發(fā)研究院，成都610051）

通過鑄體薄片、掃描電鏡、X射線衍射及常規(guī)物性資料，對臥新雙地區(qū)須家河組儲層的巖石類型、成巖作用特征及儲集空間類型進行了研究，并分析了不同成巖作用對儲層的影響。結(jié)果表明：臥新雙地區(qū)須家河組儲層主要為一套長石巖屑砂巖和巖屑砂巖，具有結(jié)構(gòu)成熟度中等偏高、成分成熟度低的近源快速堆積特點；儲層經(jīng)歷了壓實-壓溶、膠結(jié)、溶蝕、交代、破裂和自生礦物充填等成巖作用改造，其中強烈的壓實-壓溶、方解石膠結(jié)和自生礦物充填等作用是導(dǎo)致儲層孔滲性變差和致密化的主要原因，綠泥石環(huán)邊膠結(jié)是部分原生粒間孔得以保存的主要原因，溶蝕作用在一定程度上改善了儲集性能，破裂作用則更有效地溝通了原生和次生孔隙，極大地提高了儲層滲透性。臥新雙地區(qū)須家河組主要發(fā)育特低孔、超低滲裂縫-孔隙型儲層，儲層孔隙度和滲透率總體相關(guān)性較差，但隨著孔隙度的升高，孔滲相關(guān)性逐漸變好，具有良好的油氣成藏條件和一定的勘探開發(fā)潛力。

儲層特征；成巖作用；綠泥石環(huán)邊；裂縫；須家河組；臥新雙地區(qū)；四川盆地

0 引言

臥新雙地區(qū)位于川東高陡構(gòu)造帶中部（圖1），為明月峽大背斜向東波褶時形成的次一級褶皺背斜［1-3］。背斜核部出露多為下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組和嘉陵江組地層，局部地段可見上二疊統(tǒng)長興組地層［4］；背斜兩翼地表依次出露中—上三疊統(tǒng)雷口坡組、須家河組及侏羅系地層，其中須家河組地層主要為一套辮狀河三角洲沉積［5-7］。長期以來該地區(qū)主要以石炭系和中、下三疊統(tǒng)海相碳酸鹽巖為勘探對象，須家河組作為路過層而被忽視，因此對須家河組的油氣地質(zhì)研究近于空白。但大量鉆探、測井和試氣資料顯示，臥新雙地區(qū)須家河組具有良好的油氣成藏條件和一定的勘探開發(fā)潛力。

圖1 四川盆地構(gòu)造綱要與構(gòu)造分區(qū)及研究區(qū)位置圖（據(jù)文獻［1］修改）Fig.1 Sketch map showing tectonics and tectonic division of Sichuan Basin and location of Woxinshuang area

1 儲層巖石類型

臥新雙地區(qū)須家河組發(fā)育須一段～須六段共6個巖性段，主要為一套灰色中—粗砂巖及細砂巖夾深灰色泥巖、粉砂巖，局部夾炭質(zhì)泥巖或煤線組合［8-9］。其中須一段粒度最細，主要為一套泥巖、粉砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)粉砂巖與粉砂巖互層，局部夾透鏡狀細砂巖；須二段和須四段粒度最粗，主要為一套中—粗砂巖夾薄層泥、粉砂巖組合；須三段和須五段泥質(zhì)含量較高，砂巖粒度較細，主要發(fā)育細—中砂巖，同時泥巖夾層明顯增多、加厚；須六段以細—中砂巖為主，泥質(zhì)含量較低。

研究區(qū)須家河組儲集砂巖總體上具有富巖屑和長石而貧石英的低成分成熟度特點，碎屑中石英體積分數(shù)較低，一般為50%～75%；長石體積分數(shù)較高，為10%～20%；巖屑體積分數(shù)高，為15%～35%，以泥巖和千枚巖巖屑為主。巖石類型以長石巖屑砂巖為主，少量為巖屑砂巖（圖2），磨圓和分選一般，雜基體積分數(shù)一般低于4%，結(jié)構(gòu)成熟度中等偏高。低成分成熟度和中等偏高結(jié)構(gòu)成熟度反映了該區(qū)近源、快速和欠改造的三角洲相沉積特征［5-6］。

圖2 臥新雙地區(qū)須家河組砂巖成分三角分類圖Fig.2 Triangular diagram of sandstone component of Xujiahe Formation in Woxinshuang area

2 儲層成巖作用特征

臥新雙地區(qū)須家河組儲集砂巖主要經(jīng)歷了壓實-壓溶作用、膠結(jié)作用、溶蝕作用、交代作用、破裂作用及自生礦物的充填等成巖作用。不同的成巖方式對儲層發(fā)育具有不同的影響，可分為破壞性和建設(shè)性成巖作用2種類型，此外，部分成巖作用對儲層的影響具有雙重性。

2.1破壞性成巖作用

2.1.1 壓實-壓溶作用

研究區(qū)須家河組砂巖顆粒之間多呈線—凹凸接觸，云母、泥巖及千枚巖等塑性巖屑發(fā)生強烈的撓曲變形（圖版Ⅰ-1），部分長石和石英在壓力作用下發(fā)生破裂，且石英自生加大現(xiàn)象較為普遍，說明該套砂巖經(jīng)歷了強烈的壓實-壓溶作用。由于泥巖及千枚巖等塑性巖屑含量較高，導(dǎo)致了強烈的壓實效應(yīng)和孔隙度的急劇降低。

2.1.2 膠結(jié)作用

研究區(qū)須家河組儲集砂巖中的膠結(jié)作用是僅次于壓實作用的負面成巖作用，以碳酸鹽和硅質(zhì)膠結(jié)為主，尤其是石英次生加大的膠結(jié)作用對儲層的負面影響最大，常見的膠結(jié)作用類型有如下幾種：

（1）碳酸鹽膠結(jié)作用。以等軸粒狀方解石充填粒間孔隙為主，尤其是綠泥石環(huán)邊所保存的部分原生粒間孔可被完全充填，造成儲集空間大量損失，因此，方解石的充填膠結(jié)作用是對儲層負面影響最大的膠結(jié)作用類型（圖版Ⅰ-2）。在陰極射線下，該期方解石膠結(jié)物發(fā)很強的橘紅色光（圖版Ⅰ-2），具有富Mn性質(zhì)［10］，顯示其為早成巖階段低溫條件下的地下水沉淀物。

（2）硅質(zhì)膠結(jié)作用。是研究區(qū)須家河組砂巖中普遍發(fā)育的成巖作用之一，多以強度可達Ⅲ級的石英次生加大邊的形式出現(xiàn)（圖版Ⅰ-3），加大邊向粒間孔中心擴展并占據(jù)部分粒間孔隙，對儲集性能有一定損害，但由次生加大邊形成的抗壓實結(jié)構(gòu)也有利于部分剩余粒間孔隙的保存。

（3）伊利石膠結(jié)作用。在偏光顯微鏡下，次生伊利石呈纖維狀充填在粒間孔隙和粒內(nèi)孔隙中（圖版Ⅰ-4）。在掃描電鏡下呈平行片狀、彎曲片狀、毛發(fā)狀和絲絮狀等形態(tài)分布，常附著于粒間孔隙的顆粒表面而形成伊利石膜，或半充填在粒間孔、粒內(nèi)溶孔和微裂縫中，有時與晶簇狀自生石英共生，表明形成時間可能在較晚的成巖階段。伊利石對儲層的傷害主要表現(xiàn)為把較大的粒間大孔隙分割成更小的孔隙，極大地降低了砂巖的滲透性，并造成較強的儲層速敏。

（4）綠泥石環(huán)邊膠結(jié)作用。呈薄膜狀覆蓋于碎屑顆粒周圍，薄膜厚度一般為5～10 μm（圖版Ⅰ-5）。綠泥石環(huán)邊膠結(jié)物雖然厚度不大，但總要擠占部分儲集空間，對儲層具有一定破壞性。>

2.1.3 自生礦物充填作用

研究區(qū)須家河組砂巖粒間孔及粒內(nèi)溶孔中常見自生伊利石、白云石及石鹽晶體充填，其中石鹽的出現(xiàn)說明成巖后期成巖流體鹽度較高（圖版Ⅰ-6），自生礦物的充填對儲層具有破壞作用，占據(jù)了部分儲集空間并導(dǎo)致滲透性變差。

2.1.4 交代作用

研究區(qū)須家河組交代作用發(fā)生時間較晚，也屬于方解石的膠結(jié)形式之一，以方解石交代長石碎屑礦物為主，在陰極射線下發(fā)暗紅色光（圖版Ⅰ-2），顯示其具有富Fe性質(zhì)［10］，為較晚成巖階段熱液交代的產(chǎn)物。

2.2建設(shè)性成巖作用

2.2.1 早期膠結(jié)作用

成巖早期的硅質(zhì)膠結(jié)及綠泥石環(huán)邊膠結(jié)作用，在一定程度上增強了巖石骨架的穩(wěn)定性，阻止了壓實作用的快速進行，有利于原始孔隙的保存，同時一定厚度的綠泥石環(huán)邊膠結(jié)物（通常＞5 μm）還能在包裹空間內(nèi)抑制其他次生礦物的生成，進一步保護了原生粒間孔隙不被破壞。因此，成巖早期的硅質(zhì)膠結(jié)和綠泥石環(huán)邊膠結(jié)作用對儲層的影響具有兩面性，雖然占據(jù)了部分孔隙空間使孔隙度下降，但同時也有利于原生粒間孔隙的保存而具有重要的建設(shè)性意義［11］。

2.2.2 溶蝕作用

溶蝕作用為臥新雙地區(qū)須家河組儲集砂巖較為常見的一種成巖作用類型，在早成巖階段晚期至中成巖階段埋藏成巖過程的封閉體系中，酸性介質(zhì)對長石等鋁硅酸鹽礦物以及部分巖屑具有強烈的溶解作用，并形成粒內(nèi)溶孔、粒間溶孔甚至鑄?？祝▓D版Ⅰ-7），對改善儲層物性具有明顯貢獻。

2.2.3 破裂作用

中—晚成巖階段由構(gòu)造破裂作用形成的裂縫（圖版Ⅰ-8），對改善臥新雙地區(qū)三疊系須家河組砂巖的儲集性具有十分重要的意義，是砂巖在孔隙度較低的情況下具有相對較高滲透率的主要原因，也是改善儲層局部孔滲性的重要因素。

2.3成巖演化模式

2.3.1 成巖階段劃分

臥新雙地區(qū)須家河組儲集砂巖的壓實和石英次生加大強烈，顆粒接觸緊密，主要為凹凸接觸，表明成巖作用強度較大。同時砂巖黏土礦物的X射線衍射分析結(jié)果顯示，黏土礦物主要為伊利石和綠泥石，同時含有較多的伊/蒙混層，伊/蒙混層中蒙皂石體積分數(shù)≤15%。以上結(jié)果表明該區(qū)須家河組儲層經(jīng)歷了埋藏深度較大、延時較長及強度較高的成巖作用改造，可劃分為如下幾個成巖階段（圖3）：

圖3 臥新雙地區(qū)須家河組砂巖成巖演化模式Fig.3 Models sandstones diagenesis of Xujiahe Formation in Woxinshuang area

（1）同生期。主要發(fā)生鋁硅酸鹽的水化作用以及有機質(zhì)的有氧呼吸，其中有機質(zhì)的有氧呼吸會產(chǎn)生大量CO2，過量的CO2阻止了早期方解石的膠結(jié)作用。

（2）早成巖階段A期—B期。是壓實作用和壓實效應(yīng)最強烈的時期，壓實作用貫穿了整個成巖階段，砂巖孔隙度可降低至20%及以下。綠泥石環(huán)邊膠結(jié)作用也主要發(fā)生在早成巖階段A期，環(huán)邊膠結(jié)物雖然擠占了部分儲集空間，但提高了巖石骨架抗壓實能力，有利于原生粒間孔隙的保存，同時也阻礙了于早成巖階段B期開始的石英次生加大。

（3）中成巖階段A期。此時沉積物已經(jīng)歷了較為強烈的壓實作用，部分承壓較大的石英碎屑或硅質(zhì)巖巖屑在接觸點附近發(fā)生壓溶、變形，進入孔隙流體中的SiO2就近沉淀而形成石英次生加大邊，并充填粒間孔隙。因此，該時期是石英次生加大最強烈的時期，并可延續(xù)至中成巖階段B期，最終隨壓實效應(yīng)的衰減而逐漸減弱。需要指出的是，中成巖階段A期也是研究區(qū)須家河組泥巖中有機質(zhì)在熱演化過程中排放大量有機酸熱液，對長石和巖屑等不穩(wěn)定組分進行溶蝕和形成大量次生溶孔的主要時期，因而也是改善砂巖儲集性能的重要時期。

（4）中成巖階段B期。隨著有機酸熱液的不斷消耗，成巖流體pH值逐漸升高，方解石膠結(jié)物開始充填粒間孔隙和粒內(nèi)溶孔，并交代長石顆粒。隨著成巖流體pH值的不斷升高，流體的鹽度也顯著增大，鹽類礦物開始沉淀并充填孔隙。

（5）晚成巖階段。隨著孔隙流體pH值不斷升高，酸性成巖作用趨于停止，但在堿性條件下方解石繼續(xù)交代長石，同時（鐵）白云石繼續(xù)沉淀，伊/蒙混層礦物幾乎完全向伊利石轉(zhuǎn)化。此外，伴隨流體礦化度不斷升高，鹽類礦物開始大量充填孔隙，導(dǎo)致儲層進一步致密化。該成巖階段也是構(gòu)造較為活躍的時期，大量張裂縫的形成對改善儲層的儲集性能具有重要意義。

2.3.2 成巖模式

總體說來，壓實-壓溶作用、鈣質(zhì)膠結(jié)作用、硅質(zhì)膠結(jié)作用、黏土礦物膠結(jié)作用、交代作用以及自生礦物的充填作用對儲層具有破壞作用，其中以壓實-壓溶作用和鈣質(zhì)膠結(jié)作用對臥新雙地區(qū)須家河組儲集砂巖物性傷害最為嚴重。早期綠泥石環(huán)邊膠結(jié)作用、溶蝕作用及破裂作用對儲層具有建設(shè)性作用。臥新雙地區(qū)須家河組砂巖儲層中建設(shè)性成巖作用幾乎貫穿了整個成巖階段，但在不同的成巖階段，對儲層發(fā)育有利的成巖作用方式具有明顯的差別。早期以綠泥石環(huán)邊膠結(jié)為主，埋藏成巖期以酸性熱液流體的溶解作用為主，至中晚成巖階段以構(gòu)造破裂作用為主。

3 儲層特征

3.1儲集空間類型

臥新雙地區(qū)須家河組儲集空間類型主要包括原生粒間孔隙、次生溶孔、微裂縫及晶間微孔等，其中原生粒間孔隙和次生溶孔為該區(qū)最主要的儲集空間。

3.1.1 原生粒間孔隙

原生粒間孔隙是臥新雙地區(qū)須家河組砂巖儲層中最常見也是最為重要的儲集空間類型。此類孔隙大部分與綠泥石環(huán)邊膠結(jié)有關(guān)，剩余原生孔大多都呈顆粒之間的多角形孔，孔內(nèi)被鐵方解石、自生石英或黏土礦物充填（圖版Ⅱ-1、圖版Ⅱ-2）。

3.1.2 次生溶孔

次生溶孔也是研究區(qū)須家河組儲集砂巖較為重要的儲集空間，主要包括粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔及鑄?？祝▓D版Ⅰ-7、圖版Ⅱ-3、圖版Ⅱ-4）。此類孔隙的成因與地層中有機質(zhì)熱演化過程中所排出的酸性熱液有關(guān)［12-14］。排烴過程中富含有機酸的酸性流體對長石、火山巖巖屑等進行溶蝕，溶蝕的邊緣常以毛刺狀和港灣狀為識別標志（圖版Ⅰ-7），其中長石等鋁硅酸鹽礦物的溶蝕作用還伴隨有大量自生石英及高嶺石等副礦物產(chǎn)生，這些副礦物常以充填粒內(nèi)溶孔的方式存在（圖版Ⅱ-3）；部分碎屑顆粒溶蝕作用較為徹底，常形成較大的鑄?？祝▓D版Ⅱ-4）。

3.1.3 微裂隙

由于臥新雙地區(qū)處于背斜之上，地層受應(yīng)力拉張，因此該區(qū)須家河組張性縫極為發(fā)育，多沿粒緣縫發(fā)育，并具有粒緣縫受溶蝕作用改造的特征（圖版Ⅱ-5）。研究區(qū)須家河組大量粒緣縫呈網(wǎng)狀分布，使得（殘余）原生粒間孔隙和次生溶孔得以有效溝通，同時也促進了溶蝕作用的進行，對改善該套致密砂巖儲集性能，特別是提高儲層滲透性具有重要意義。

3.1.4 晶間微孔

臥新雙地區(qū)須家河組砂巖中還發(fā)育少量組分內(nèi)微孔，主要包括雜基、假雜基、長石、弱溶蝕的碎屑或膠結(jié)物邊緣以及各種自生礦物集合體中細小礦物之間小于0.01 mm的微孔隙（圖版Ⅱ-6），此類孔隙對儲集性能貢獻很小。

3.2儲層物性特征

臥新雙地區(qū)須家河組儲層總體具有特低孔、超低滲特征，超過50%的巖心實測孔隙度＜5%，孔隙度為5%～8%的砂巖最為發(fā)育，60%以上的巖心實測滲透率＜0.1 mD，滲透率沒有明顯集中分布的態(tài)勢（表1）。

表1 臥新雙地區(qū)須家河組儲集砂巖孔隙度和滲透率分布特征Table 1 The distribution characteristics of porosity and permeability of reservoir sandstones of Xujiahe Formation in Woxinshuang area

研究區(qū)須家河組儲層孔-滲相關(guān)圖（圖4）呈前大后小的喇叭狀，表明儲層孔隙度與滲透率總體相關(guān)性較差。儲層滲透性和基質(zhì)孔隙度大小沒有絕對的對應(yīng)關(guān)系，這與儲層中微裂縫較為發(fā)育的特征相一致，但隨著孔隙度升高（特別是當孔隙度＞6%時），孔-滲相關(guān)圖逐漸收斂為一條直線，說明孔隙度與滲透率相關(guān)性有逐漸變好的趨勢。按照孔隙成因類型，研究區(qū)須家河組儲層可細分為以原生粒間孔隙為主和以次生溶孔為主的2類儲層，前者孔隙度一般為4%～9%，孔喉較大較直，流體滲透能力主要與孔隙發(fā)育程度呈正比；后者孔隙度一般＜4%，孔喉細小彎曲，滲透性主要依賴于微裂縫，因此孔滲相關(guān)性較差。

圖4 臥新雙地區(qū)須家河組儲集砂巖孔-滲相關(guān)圖Fig.4 Relationship between porosity and permeability of reservoir sandstones of Xujiahe Formation in Woxinshuang area

4 結(jié)論

（1）臥新雙地區(qū)須家河組主要發(fā)育特低孔、超低滲裂縫-孔隙型儲層，砂巖中大量的泥巖及千枚巖巖屑是導(dǎo)致快速壓實和致密化的重要原因。

（2）受綠泥石環(huán)邊膠結(jié)保護的原生粒間孔隙是臥新雙地區(qū)須家河組最為重要的儲集空間，原生粒間孔隙的多少在很大程度上決定了儲層孔隙度的大小。

（3）與有機酸溶蝕作用有關(guān)的次生溶孔也是較為重要的儲集空間，次生溶孔對儲層總孔隙度具有明顯貢獻，但與溶蝕作用伴生的自生礦物的充填對儲層滲透性帶來一定傷害。

（4）受構(gòu)造影響，臥新雙地區(qū)須家河組儲層中微裂縫極為發(fā)育，其對總孔隙度貢獻微弱但卻有效溝通了粒間孔隙和次生溶孔，極大地提高了巖石滲透性。

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Reservoir characteristics of Xujiahe Formation in Woxinshuang area, Sichuan Basin

WANG Changyong1，ZHOU Yi1，LI Shilin2，LI Shuang2，WANG Xiaojuan3，ZHENG Rongcai1
（1.Institute of Sedimentary Geology，Chengdu University of Technology，Chengdu 610059，China；2.Chongqing Gas Field，PetroChina Southwest Oil and Gas Field Company，Chongqing 400021，China；3.Research Institute of Exploration and Development，PetroChina Southwest Oil and Gas Field Company，Chengdu 610051，China）

Based on the data of cast slice,SEM,X-ray and normal physical properties,this paper studied the reservoir rock types,diageneses characteristics and reservoir space types of Xujiahe Formation in Woxinshuang area,and analyzed the impact of different diagenese on the reservoir.The result shows that the reservoir lithology is mainly feldspathic litharenite and lithic sandstone with the characteristics of low compositional maturity and medium-high textural maturity,and the provenance is proximal and rapidly accumulated.The sandstone in the study area experienced six diageneses:compaction-pressure solution,cementation,dissolution,replacement,fracturing and authigenic mineral filling.The intensely compaction-pressure solution,calcite cementation and authigenic mineral filling are the main reasons for the degradation of reservoir porosity and permeability and densification.The chlorite rim cementation is the main cause for the preservation of some primary intergranular pores.Dissolution to a certain extent,improves the reservoir performance.Fracturing is more effective for communicating the primary pores and secondary pores,and greatlyimproves the reservoir permeability.Xujiahe Formation in Woxinshuang area mainly developed fractured-porous type and extra-low porosity and ultra-low permeability reservoir.The reservoir porosity and permeability is poorly correlated in whole,but with the porosity getting higher,the correlation between porosity and permeability is gradually getting better.The Woxinshuang area has favorable conditions for oil and gas accumulation and has a certain exploration and development potential.

reservoir characteristics；diagenesis；chlorite rims；fractures；Xujiahe Formation；Woxinshuang area；Sichuan Basin

圖版Ⅰ

TE122.2+3

A

1673-8926（2014）02-0021-06

2013-11-12；

2013-12-15

國家重大科技專項“四川盆地巖性油氣藏富集規(guī)律與目標評價”（編號：2011ZX05001-005-01）部分研究成果

王昌勇（1981-），男，博士，副教授，主要從事沉積學(xué)和石油地質(zhì)學(xué)方面的教學(xué)和科研工作。地址：（610059）四川省成都市成華區(qū)二仙橋東三路1號成都理工大學(xué)沉積地質(zhì)研究院。E-mail：wangchangyong09@cdut.cn。