0 引言
侏罗系河道砂岩是四川盆地油气勘探与开发的重点领域［1-2］，涪陵地区位于四川盆地东南缘，凉高山组沉积时期经历了水体由浅变深再变浅的过程，为湖泊、三角洲沉积体系，发育一套水下分流河道砂岩与湖相泥页岩叠置的岩性组合［3］，前期勘探实践表明，凉高山组发育多期河道砂岩储层，与中江、秋林等四川盆地其他地区侏罗系河道砂岩相比，具有岩性粒度细、孔渗性差、非均质性强等特点［4-5］。2020年中国石化勘探分公司以“贴近优质烃源岩，寻找规模河道砂岩”的部署思路，针对凉二中亚段河道砂岩部署了FL1井，通过水平井钻井及分段压裂测试，获日产气为2.65×104 m3，日产油为6.70 m3，首次实现了河道砂岩勘探重要突破，2022年部署FL101井，分段压裂测试，获日产油为26.88 m3，展现出凉高山组广阔的勘探前景。
1 区域地质概况
凉高山组沉积时期，四川盆地为陆内坳陷阶段，构造稳定，发育一期大规模湖侵—湖退，地层厚度由盆地东北向西南逐渐减薄，涪陵地区凉高山组沉积一套灰色砂岩与深灰色、灰黑色泥页岩互层叠置的岩性组合［10-11］。纵向上可划分为凉一段、凉二段、凉三段（图2）。凉一段继承大安寨段浅湖沉积特征，物源供给不充分，岩性为灰色泥岩夹薄层粉—细砂岩。凉二下亚段为凉高山组最大湖泛期，涪陵地区普遍发育黑色泥页岩夹薄层粉砂岩、粉砂质泥岩，泥页岩连续厚度约为20~30 m，TOC值一般为0.5%~3.58%，平均为1.24%，R O值平均为1.34%，是湖相页岩气有利目标。最大湖泛之后，伴随较强的物源输入，涪陵地区凉二中亚段—凉三段湖盆水位逐渐下降，沉积多期三角洲前缘水下分流河道砂体，发育灰色细砂岩、粉砂岩夹深灰色泥岩的岩性组合。涪陵地区凉高山组河道砂岩源储配置好，具有近源成藏的有利条件。
2 储层发育特征
2.1 储层岩石学、物性特征
涪陵地区凉高山组砂岩结构成熟度和成分成熟度相对较低，岩石类型以细粒岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩为主（图3），凉二段、凉三段砂岩矿物组成相似，凉二段平均石英含量为47.7%，长石含量为16.8%，岩屑含量为35.6%；凉三段平均石英含量为51.1%，长石含量为21.9%，岩屑含量为27.1%。砂岩碎屑分选较好，磨圆度为次棱角—次圆状，颗粒以线接触为主、孔隙式胶结，X射线衍射分析表明，凉高山组砂岩黏土矿物类型主要为绿泥石、伊利石、高岭石、伊/蒙混层等，黏土矿物总量约为15%~24%，以绿泥石为主，含量约为5%~15%。
涪陵地区凉高山组砂岩实测孔隙度介于2.1%~12.02%之间，平均为5.01%，渗透率介于（0.04~0.936）×10-3 μm2之间，几何平均值为0.130×10-3 μm2，属于低孔—低渗致密储层，其中FL1井实测储层孔隙度介于3.64%~8.8%之间，平均为5.44%，渗透率介于（0.07~1.28）×10-3 μm2之间，平均为0.29×10-3 μm2。凉高山组储层孔渗相关性较好，总体表现出孔隙型储层的特征（图4）。
2.2 储集空间特征
基于铸体薄片和扫描电镜实验分析，涪陵地区凉高山组发育残余原生粒间孔、长石和岩屑粒内溶孔、粒间溶孔、微裂缝等多种类型孔隙空间（图5）。残余原生粒间孔是凉高山组储层最主要的孔隙类型，是原始颗粒间孔隙经压实作用后保留的部分，通常孔隙半径较大，可达30~100 μm，有效性好［图5（a），图5（b）］，研究区多见叶片状绿泥石围绕颗粒表面生长，内部残余原生粒间孔发育［图5（c）］。凉高山组砂岩以岩屑长石砂岩为主，源储紧邻发育，具备发育规模溶蚀的物质基础。溶蚀孔规模差异较大，形状不规则，当溶蚀程度较高时，可形成连片式规模溶孔［12］，溶蚀孔半径可达30~50 μm［图5（d）］，当溶蚀程度较低时，溶蚀孔在颗粒内呈蜂窝状密集分布，单个溶蚀孔半径为3~10 μm［图5（e）］。涪陵地区整体位于宽缓向斜区，地层构造变形强度较小，裂缝程度较低，但少数样品仍可观察到微裂缝连通原生粒间孔，形成有效的储集空间［图5（f）］。
图5 涪陵地区凉高山组储层储集空间类型（a）FL1井，2 683.47 m，残余原生粒间孔、粒间溶孔发育，铸体薄片（×25，单偏光）；（b）FL1井，2 682.61 m，多个残余原生粒间孔相互连通，储层孔隙结构好，扫描电镜；（c）FL1井，2 682.61 m，叶片状绿泥石围绕颗粒边缘生长，原生孔隙、喉道残留，扫描电镜；（d）FL1井，2 702.96 m，岩屑粒内溶孔发育，残余原生粒间孔发育，铸体薄片（×25，单偏光）；（e）FL1井，2 681.9 m，长石粒内溶孔发育，呈蜂窝状，扫描电镜；（f）TL201井，1 995.64 m，微裂缝沟通孔隙空间，铸体薄片（×25，单偏光） Fig.5 Reservoir space type of the Lianggaoshan Formation in Fuling area |
2.3 孔隙结构表征及储层分类评价
涪陵地区凉高山组的压汞数据显示，最大进汞饱和度及排驱压力差异大，最大进汞饱和度分布范围为51%~98%，排驱压力分布范围为0.886~5.845 MPa，说明储层孔喉大小及连通性具有明显差异，储层非均质性强。凉高山组河道砂岩压汞曲线表现为3种形态特征：下凹型——在低压力范围内进汞饱和度增长较快，退汞效率高；上凸型——在低压力范围内进汞饱和度增长较慢，退汞效率下降；直立型——进汞饱和度低（小于25%）［图6（a）］。
基于镜下观察，明确了不同特征压汞曲线对应的孔隙发育特征及各类孔隙半径分布区间，以压汞孔喉半径30 nm和125 nm为界，可将孔喉分布区间大致划分为粒间孔发育区［13］，溶蚀孔发育区及微孔发育区［图6（b）］。孔喉半径小于30 nm以溶蚀微孔、胶结物晶间微孔为主，30~125 nm以溶蚀孔为主，大于125 nm以原生粒间孔为主。不同类型储层孔喉结构呈规律性变化，随着压汞曲线由下凹型向直立型过渡，粒间孔、粒内溶孔比例明显下降，孔喉规模逐渐小。实验分析表明，对渗透率的贡献主要由孔喉半径大于125 nm的粒间孔提供［图6（c）］，反映出具有良好基质孔隙发育的河道砂岩储层，对凉高山组油气运聚具有十分重要的意义。
岩心核磁共振实验与岩心CT扫描对储层孔隙结构的表征更加准确、直观。凉高山组核磁共振样品的T 2谱（饱和水）具有单峰和双峰2种形态，双峰型指示该类储层中发育多类型储集空间，T 2谱分布范围较宽，反映出该类储层孔喉规模更大。根据岩心CT图像及核磁共振数据显示，随着储层物性降低、孔喉结构变差，右侧主峰逐渐消失，T 2谱分布逐渐变窄，左侧主峰逐渐向左侧移动，峰值明显降低，揭示了较大规模粒间孔含量逐渐降低，同时整体孔隙数量明显减小（图7），孔隙结构逐渐变差。
基于岩石的孔隙度、渗透率及孔隙结构特征，建立了凉高山组储层分类评价标准（表1）。
表1 涪陵地区凉高山组河道砂岩储层分类评价Table1 Classification and evaluation table of channel sandstone reservoir of the Lianggaoshan Formation in Fuling area |
| 对比项目 | 储层分类 | |||
|---|---|---|---|---|
| Ⅰ | Ⅱ | Ⅲ | ||
| 储层 | 孔隙度/% | Φ≥6 | 3.5≤Φ<6 | Φ<3.5 |
| 压汞 | 曲线形态 | 下凹型 | 上凸型 | 汞难注入 |
| 排驱压力/MPa | P cd<3 | 3≤P cd≤5 | P cd>5 | |
| 中值压力/MPa | P c50<20 | 20≤P c50≤80 | P c50>80 | |
| 孔喉结构类型 | 大孔细喉 | 中孔细喉 | 微孔微喉 | |
| 核磁 | T 2（氢核弛豫时间） | 双峰 | 双峰 | 单峰 |
| 储层评价 | 好 | 较好 | 差 | |
2.4 流体可动性及含油饱和度评价
3 优质储层发育主控因素
3.1 水下分流主河道微相是优质储层发育的基础
水下分流河道是储层发育的最有利相带，规模较大的主河道岩心常见交错层理、冲刷面等沉积构造，GR曲线常表现为厚层箱型［17］，叠置砂体厚度多大于15 m，储层物性较好，孔隙度普遍大于5%［图10（a）］，主河道砂岩粒度粗，砂岩分选、磨圆较好，黏土杂基含量低，抗压实能力强。凉高山组河道砂岩以细粒长石岩屑砂岩为主，统计砂岩中中粒碎屑的含量与储层物性的关系发现，岩石粒度对储层渗透率的影响较对孔隙度的影响更大，当中砂含量大于或等于25%时，储层渗透率明显增加。颗粒相对较粗时，粒间原生喉道发育，孔喉半径相对较大，渗透率主要受大规模孔喉数量控制。同时较粗颗粒抗压实能力相对更强，有利于喉道保存，较粗颗粒占比多的砂岩渗透率更高［图10（b）］。河道边部水动力较弱，砂岩粒度细，多为侧叠、孤立型砂体，砂体厚度小，泥质含量较高，岩性致密。
3.2 差异性成岩作用是造成储层非均质性的重要因素
凉高山组砂岩储层经历了压实、胶结、溶蚀等多期、多类型成岩作用，其中绿泥石胶结作用及溶蚀作用对优质储层发育具有积极意义，碳酸盐胶结及压实作用是主要的破坏性成岩作用。
3.2.1 压实作用
涪陵地区历史最大埋深可达5 000 m，研究区砂岩遭受压实作用较强，镜下可观察到云母、塑性岩屑等颗粒被压弯变形［图11（a）］。基于镜下观察开展凉高山组砂岩压实率分析，凉高山组以细—中粒长石岩屑砂岩为主，分选较好，分选系数约1.23，砂岩原始孔隙度介于38.34%~39.74%之间，粒间体积平均为11.29%~13.14%，压实率为67.11%~70.38%，胶结物平均含量为11.00%~12.71%，胶结率为28.89%~31.8%。因此，压实作用与胶结作用是储层致密化的主要原因。
图11 涪陵地区凉高山组典型成岩现象（a）TY1井，2 404.65 m，塑性云母压弯变形，扫描电镜；（b）FL1井，2 683.71 m，叶片状绿泥石包裹原生孔，扫描电镜；（c）FL1井，2 681.91 m，叶片状绿泥石包裹原生孔，抑制硅质胶结，扫描电镜；（d）FL1井， 2 690.66 m，方解石胶结物充填粒间原生孔隙，阴极发光；（e）FL1井， 2 698.31 m，岩屑蜂窝状溶蚀，扫描电镜；（f）FL1井，2 701.71 m，长石沿解理溶蚀形成溶蚀孔，扫描电镜 Fig.11 Typical diagenetic phenomena of Lianggaoshan Formation in Fuling area |
3.2.2 胶结作用
3.2.3 溶蚀作用
不稳定矿物组分等遇到酸性或热液流体后易形成溶蚀，凉高山组砂岩长石含量高，河道砂岩紧贴烃源岩发育，烃源岩生烃作用产生的有机酸进入砂岩储层中，形成一定规模的次生溶蚀孔隙［图11（e），图11（f）］，提高储层物性，改善孔隙结构［19］。平面上看，拔山寺向斜FL1—TY1井区为凉二段优质泥页岩生烃中心，FL1井较北部兴隆地区FY1井、FY3-2井等，溶蚀孔数量更多，溶蚀作用更强。纵向上，依据铸体薄片，统计了FL1井凉二中亚段、TL201井凉三下亚段、TY1井凉三上亚段砂岩中溶蚀孔占比（溶蚀孔面积/孔隙总面积），结果显示，凉二中亚段砂体贴近烃源岩，溶蚀作用强，距离烃源岩距离越远，溶蚀作用越弱，溶蚀孔数量越少，规模越小（图12）。
4 优质储层形成演化过程
由于涪陵地区凉高山组砂岩黏土矿物组合类型为伊利石+伊/蒙混层+绿泥石，现今凉高山组的烃源岩R O值介于0.98%~1.48%之间，石英颗粒内部捕获的盐水包裹体均一温度为85~140 ℃，按石油天然气行业标准认为凉高山组砂岩成岩阶段为中成岩A、B期。以FL1井、FL101井钻遇凉二段优质河道砂岩为例，明确了优质储层的演化过程。早期的快速压实导致减孔，绿泥石薄膜胶结保留原生粒间孔，硅质、钙质胶结少量发育，充填部分孔隙空间，烃源岩成熟阶段，生烃有机酸进入砂岩储层形成次生溶蚀孔隙，少量原油充填孔隙，后期形成固体沥青，残留在部分孔隙空间中，喜马拉雅期强烈构造抬升，局部地区微裂缝发育，改善储层渗透性（图13）。
5 结论
（1）川东涪陵地区凉高山组砂岩岩石类型以细粒岩屑长石砂岩为主，储集空间类型以原生粒间孔、粒内、粒间溶孔为主，基于岩石的孔隙度、渗透率、压汞曲线形态及参数等建立了凉高山组储层分类评价标准，I类储层物性好，孔喉规模大，连通性好，含油气饱和度高，是最有利的储层目标。
（2）涪陵地区凉高山组河道砂岩储层为相控孔隙型储层，水下分流河道是储层发育的最有利相带，规模较大的主河道砂体厚度大，水动力强，粒度粗，砂岩分选好，泥质含量低，物性好。
（3）差异性成岩作用是造成储层非均质性的重要因素，薄膜状绿泥石抑制硅质、碳酸盐胶结物生长，利于原生粒间孔隙、喉道保存，平面上靠近生烃中心、纵向上贴近烃源岩层的砂岩溶蚀作用强，进一步改善储集空间。
甘公网安备 62010202000678号
