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元坝地区须家河组致密砂岩的孔隙演化研究

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  摘 要:元坝地区须家河组储层砂岩以其埋深大、储层致密、油气分布规律复杂等一系列特点,使得油气储层预测变得十分困难,通过铸体薄片、阴极发光等研究手段,研究元坝地区须家河组砂岩储层成岩过程中孔隙演化。结果表明,元坝地区须家河组砂岩的初始孔隙度比较接近,一般在33%-36%,压实作用是导致元坝地区须家河组储层砂岩致密化的罪魁祸首,元坝地区须家河组砂岩的平均压实率超过了50%。 
  关键词:须家河组;孔隙演化;元坝地区 
  引言 
  近年来,随着我国油气勘探程度的不断加深,油气勘探的重心发生了显著的变化,以岩性圈闭为主的油气藏成为我国未来油气储量增长的重要领域,松辽、渤海湾、鄂尔多斯、塔里木、准噶尔、四川等大型盆地均不同程度地显示出这一趋势,新增探明储量中岩性圈闭地层油气藏所占比例越来越高,早在2004年就已经达到60%以上[1]。 
  位于川东北元坝地区的上三叠统须家河组主要气藏类型就是岩性气藏[2]。沉积微相是控制元坝地区须家河组储层发育的关键因素,优质储层主要发育在三角洲前缘水下分流河道、河口坝等高能相带[2],孔隙度极低,以2%-6%最为常见,属于致密砂岩储层,致密砂岩的孔隙度(<10%)和渗透率(<1×10-3μm2)都比较低,属于非常规油气储层范畴。 
  文章试图通过铸体薄片鉴定、阴极发光等手段,观察砂岩中的孔隙类型,划分岩石类型,研究元坝地区须家河组砂岩储层成岩过程中孔隙演化,以便为提高该区储层预测精度提供依据。 
  1 地质背景 
  研究区位于四川盆地东北部的沿北西-南东向的米仓山-大巴山推覆体前缘发育的前缘凹陷带内(图1)。在晚三叠世须家河期,经历了由松潘-甘孜褶皱带的褶皱回返构造运动引起的龙门山造山系的强烈推覆以及由来自北西方向的米仓山-大巴山的逆冲推覆,两大造山带的非同步侧向挤压和逆冲是控制整个须家河沉积作用的主要构造背景[3]。 
  安县运动是存在于须家河组内的一次构造运动,造成了T3x3 段和T3x4段之间的不整合接触[4-5]。以该构造不整合为界,可把沉积盆地分为须上盆(T3x1-3)和须下盆(T3x4-6)。在须下盆成盆期(即早须家河期)[6-8]。元坝地区须家河组不整合于下伏地层雷口坡组之上,顶界以印支晚幕运动不整合面为界与侏罗系分开。地层厚度为450-730m,完整的须家河组包括须一段-须六段,研究区的须六段因后期的剥蚀作用而缺失(图2),其中须一段主要为潮控三角洲前缘沉积,须三段、须五段以湖相沉积为主,多见泥岩,须二段、须四段、须六段沉积环境主要是冲积扇、扇三角洲、即三角洲等,是物源供给的主要时期,地层厚度较大,以含砾砂岩、粗砂岩、中-细砂岩多见[9]。 
  图2 须家河组综合地层简表[10] 
  2 须家河组储层特征 
  2.1 储层岩石学特征 
  须家河组受构造和沉积环境控制,由下到上沉积了一套海陆过度相的砂岩,主要岩石类型为岩屑砂岩、岩屑石英砂岩和石英砂岩,其次为长石岩屑砂岩。依据铸体薄片观察和阴极发光分析,表明须家河组储层砂岩主要表现为低成分成熟度和中等结构成熟度,局部层位表现为高成分成熟度,如须二段中亚段的石英砂岩。 
  从须一段到须五段,碎屑石英的整体含量趋于降低,但在须四段下亚段却有所增加,通过石英含量和储层孔隙度的关系研究发现,石英的含量与储层的孔隙度呈正相关,这主要是因为石英的抗压实性比较强,从而能够有效的保存原生孔隙。长石的总体含量都不高,一般都不超过10%,其中又以须一段、须二段和须四段较高,须三段较少见,研究表明,须家河组储层的物性与长石的含量有很好的正相关关系[11],主要原因是长石在化学上是相对不稳定的,但是具有较强的物理抗压能力,也可以有效的保存原生孔,另外长石的化学不稳定性能够导致长石溶解形成次生孔。岩屑总体含量变化趋势与石英相反,由须一至须五段逐渐增加,尤其在须三段和须四上亚段,岩屑的含量超过了40%。 
  填隙物主要包括泥质、铁质、沥青质等杂基以及方解石、白云石、硅质和少量高岭石、伊利石胶结物。 
  2.2 储层储集空间特征 
  通过对研究区15口井的178张铸体薄片以及扫描电镜观察分析,元坝地区须家河组砂岩储层的储集空间由主到次依次为溶蚀次生孔隙、裂缝和残余粒间孔。薄片中能够看到的次生孔隙主要是长石溶孔(须二段和须四段下亚段)和岩屑溶孔,还有少量杂基微孔、粘土矿物晶间孔和胶结物溶蚀孔。在须二段的石英砂岩段、须三段的钙屑砂岩和须四段上亚段发育有构造微裂缝。通过铸体薄片观察得知,川东北元坝地区须家河组的储层中,大部分原生孔隙已经消失,镜下很难看到原生孔隙,只有在须二段可以零星看到。须家河组砂岩孔隙度和渗透率均较低,孔隙度一般为都小于8%,薄片中可见面孔率更低,在储层分类上属于致密砂岩储层。 
  3 须家河组储层孔隙演化 
  储层特征不仅受到沉积期的构造背景、沉积盆地特征、以及物源的影响,沉积物在沉积期后经历的一系列成岩作用对储层的改造作用更是不可小觑。研究区须家河组的主要成岩作用有压实作用、胶结作用、溶蚀作用和交代作用等。通过铸体薄片、阴极发光分析以及扫描电镜等资料研究表明,元坝地区须家河组砂岩储层的物理成岩作用比较常见,化学成岩作用相对不发育,主要是碳酸盐矿物的胶结作用。 
  储层的储集空间尤其是次生孔隙的形成、保存都与成岩作用密切相关,但并不是所有的成岩作用都能使储集空间增加,在砂岩成岩作用研究中,有些成岩作用可以使孔隙度增加,称为建设性成岩作用,有些成岩作用会使孔隙减少,称为破坏性成岩作用,还有一些成岩作用,它们虽然不能增加新的孔隙,但它们可以使已有的孔隙(主要是原生孔隙)在成岩过程中得以保存,称作保持性成岩作用。 
  压实作用是在上覆沉积及水体的负荷压力的作用下,沉积物发生脱水、压缩、固结等,包括机械压实和化学压实(压溶)。针对砂岩的压实成岩作用,许多学者做了大量的有关砂岩压实的实验,研究表明,在石英砂体的压实实验过程中,在承载压力的作用下,其孔隙度由初始的46. 59%减少到38. 81%,压实减孔量为7. 78%。大量研究表明,压实作用可以使孔隙减少5%~32%,有的地方甚至达到50%以上[10]。

研究区岩屑的整体含量都比较高(须二中亚段除外),局部超过40%,是导致该地区压实作用整体极为强烈的先决条件,元坝地区须家河组各个层位均可以见到强烈的压实作用。薄片下可以见到颗粒间的接触类型主要为点线接触和凹凸接触,甚至出现由压溶作用产生的缝合线接触,长石等刚性颗粒的破碎和泥岩岩屑、低变岩岩屑的塑性变形、定向排列以及云母的扭折变形。 
  对各个层位的初始孔隙度进行恢复以及压实率的计算,初始孔隙度依据Bread等[11]的初始孔隙度与Trask分选系数关系: 
  Φ1=20.91+22.90/Sd 
  式中,Φ1为初始孔隙度;Sd为Trask分选系数,Sd=(P25/P75)。 
  压实作用后的孔隙度,包括以胶结物占位保存和残余粒间孔隙度两部分,依据胶结物含量和残余粒间孔可以计算出压实作用后的孔隙度,进而计算压实作用减少的孔隙率[12]。 
  Φ2=w+(P1×PM/PT) 
  Pcomp=(Φ1-Φ2)/Φ1×100% 
  式中,Φ2为压实作用后的孔隙度,w为胶结物的质量分数,%;P1为残余粒间孔面孔率;PM为实测平均孔隙率;PT为总面孔率;Pcomp压实作用减少的空隙率。 
  通过计算结果(表1)发现,研究区须家河组在经历了超强度的压实作用后,须三段至须五段孔隙度已经降至10%-15%,而埋藏更深的须一段和须二段更是降至10%以下。可以认为压实作用是导致元坝地区须家河组砂岩储层致密化的罪魁祸首。 
  表1 元坝地区须家河组压实率和面孔率统计 
  4 结束语 
  元坝地区须家河组砂岩的初始孔隙度比较接近,一般在33%-36%左右,元坝地区须家河组砂岩的平均压实率超过了50%,压实作用是元坝地区须家河组储层砂岩致密化的罪魁祸首,塑性岩屑含量多导致须家河组砂岩的抗压实性比较差,不能有效的支撑高强度的压实。 
  参考文献 
  [1]李建忠,赵文智,胡素云,等.岩性地层型油气聚集区带的基本特征[J].石油学报,2007,28(1):14-19. 
  [2]盘昌林.四川盆地元坝地区上三叠统须家河组天然气成藏条件研究[D].成都:成都理工大学,2011. 
  [3]郭正吾,登康龄,韩永辉.四川盆地形成与演化[M].地质出版社,1996. 
  [4]王金琪.龙门山印支运动主幂辨析--再论安县构造运动[J].四川地质学报,2003,23(2):65-69. 
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  [6]刘树根,罗志立,赵锡奎,等.中国西部盆山系统的耦合关系及其动力学模式--以龙门山造山带一川西前陆盆地系统为例[J].地质学报,2003,77(2):177-186. 
  [7]郑荣才,朱如凯,戴朝成,等.川东北类前陆盆地须家河组盆-山耦合过程的沉积-层序特征[J].地质学报,2008,82(8):1077-1087. 
  [8]刘树根,罗志立,戴苏兰,等.龙门山冲断带的隆升和川西前陆盆地的沉降[J].地质学报,1995,69(3):204-214. 
  [9]盘昌林,刘树根,马永生,等.川东北须家河组储层特征及主控因素[J].西南石油大学学报:自然科学版,2011,33(3):27-34. 
  [10]刘国勇,金之钧,张刘平.碎屑岩成岩压实作用模拟实验研究[J]. 沉积学报,2006,24(3):407-413. 
  [11]Beard D C, Weyl P K. Influence of texture on porosity and permeability of unconsolidated sand[J]. AAPG bulletin, 1973, 57(2):349-369. 
  [12]王瑞飞.特低渗透砂岩油藏储层微观特征:以鄂尔多斯盆地延长组为例[M].北京:石油工业出版社,2008:125-126. 


  

本文出自:http://www.starlunwen.net/Papers/183953.html

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