Formation and evolution of effective reservoir petrofacies in tight sandstone reservoirs of Shaximiao Formation in Jinqiu Gas Field of Central Sichuan

  • Hongdi WANG , 1 ,
  • Xiaorong LUO , 1 ,
  • Xiaojuan WANG 2 ,
  • Binfeng CAO 1 ,
  • Xiaoting PANG 2 ,
  • Ke PAN 2 ,
  • Lisheng ZHANG 1 ,
  • Wensheng ZHAO 1
Expand
  • 1. Department of Geology,Northwest University,State Key Laboratory of Continental Dynamics,Xi’an 710069,China
  • 2. Research Institute of Exploration and Development,PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company,Chengdu 610041,China

Received date: 2024-03-22

  Revised date: 2024-05-07

  Online published: 2024-06-04

Supported by

The Young Scientist Foundation of National Natural Science Foundation of China(41902135)

Abstract

Effective reservoirs are one of the key points of tight sandstone oil and gas exploration and development, and the mechanism and evolution process of effective reservoir space formation under the overall low permeability to tight condition are the key to understanding effective reservoirs. Taking the second member of the Shaximiao Formation in the Jinqiu Gas Field in central Sichuan as the research object, the characteristics and differences of reservoir petrology and diagenesis were analyzed by comprehensive use of rock mineralogy, electron microscopy (SEM), carbon and oxygen isotope analysis methods, and the formation and evolution process of effective reservoir petrofacies was explored. In view of the characteristics of strong heterogeneity of the reservoir in the second member of the Shaximiao Formation, three sandstone petrofacies were divided according to the differences in petrological structure, diagenesis degree and process, and pore characteristics. Among them, permeable reservoir sandstone has medium compaction, rich cementation types but low total amount, strong dissolution and good porosity. The porous permeability of ductile lithic-rich sandstone and tightly carbonate-cemented sandstone is poor, the former is strongly compacted and leads to rock densification, and the latter is dense due to a large amount of calcite crystalline cementation in the pores. The composition and structure of the original sediments control the diagenesis of the rocks in the reservoir, and different types of petrofacies have undergone different diagenetic evolution. The ductile lithic-rich sandstone and tightly carbonate-cemented sandstone have become dense in the early diagenetic stage, constituting interlayers of various scales in the reservoir, while the fluid activity and fluid-rock interaction occurred in the buried evolution of the permeable reservoir sandstone, and a large number of primary pores were retained in the early diagenetic stage, and the fluid action was active in the later stage, forming an effective reservoir petrofacies with relatively developed pore space and good physical properties in the tight reservoir,this rock phase is mostly distributed in the middle to lower parts of single sand bodies in distributary channels.

Cite this article

Hongdi WANG , Xiaorong LUO , Xiaojuan WANG , Binfeng CAO , Xiaoting PANG , Ke PAN , Lisheng ZHANG , Wensheng ZHAO . Formation and evolution of effective reservoir petrofacies in tight sandstone reservoirs of Shaximiao Formation in Jinqiu Gas Field of Central Sichuan[J]. Natural Gas Geoscience, 2025 , 36(1) : 127 -141 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2024.05.010

0 引言

根据中国石油第四次油气资源评价结果,我国陆上致密气总资源量可达21.85×1012 m3[1,已成为我国天然气增储上产的现实领域,勘探潜力巨大2-3。与常规储层相比,致密砂岩储层经历了较为彻底的成岩致密化过程,具有物性整体差但非均质性强的特点,油气水分布复杂4-6。有效储层的形成机制和评价预测一直是致密砂岩油气勘探开发的难点之一。
碎屑岩储层非均质性十分普遍7-8,在不同的尺度表现不一,受沉积环境、成岩作用和构造形变等共同控制9-10。储层非均质性最显著的特征是隔夹层的存在,孔隙度和渗透率低,往往把储层分隔成多个连通或不连通的流动单元,是面向油气开发储层地质研究中必须考虑的内容11-12。碎屑岩储层中隔夹层主要为泥质和粉砂质细粒沉积物以及碳酸盐矿物强胶结砂岩、强机械压实砂岩等13-15。前人16-18研究发现,受沉积结构构造控制,隔夹层与孔渗性相对较好的储集岩石在空间上组合、叠置,形成“似网状”的结构,是影响储层中油气非均匀运移和聚集的主要原因。岩石相是在沉积环境和沉积岩相组合研究的基础上,主要依据孔隙尺度的岩石骨架颗粒结构和组分、成岩作用及孔隙结构来确定,不同的岩石相所经历的成岩作用和储层质量演化路径具有明显差异17-19。以储层非均质性为抓手,研究储层的岩石相类型和相应的成岩演化过程,对于致密砂岩有效储层研究和甜点评价十分重要20-21
侏罗系沙溪庙组是四川盆地目前勘探开发效果最显著的致密气资源之一22,储层主要是浅水三角洲分流河道砂体,纵向叠置,大面积连片分布22-23。储层物性分布具有极强的非均质性,不同期次河道砂体间的天然气富集程度差异明显,有效储集空间发育规律不清24-25,制约了致密气勘探挖潜和开发增产的成效。
本文以川中地区金秋气田沙溪庙组二段为研究对象,在沉积岩岩心相和组合系统观察描述的基础上,综合岩石学、扫描电镜(SEM)、碳氧同位素等多种分析测试手段,认识致密砂岩储层的物性、岩石学、成岩作用等特征,研究其非均质性,明确有效储集岩石相形成与演化过程,以期对研究区目的层有效储层分布规律的预测提供参考。

1 地质背景

四川盆地位于古扬子板块西部,周缘主要被龙门山褶皱带、大巴山断褶带、川湘坳陷褶皱带、娄山断褶带及峨眉瓦山块断带所环绕(图1),是基于上扬子克拉通发展的多旋回叠合盆地26-30。四川盆地中部历经加里东、海西、印支、燕山及喜马拉雅等多旋回构造运动作用,中三叠世及更早期主要沉积了以碳酸盐岩为主的海相地层,而晚三叠世以来则沉积了以砂泥岩为主的陆相地层23。印支运动晚幕,四川盆地由前陆盆地向陆内坳陷盆地转换,进入侏罗纪“红色盆地”演化阶段24。沙溪庙组整体厚度约2 000 m,以红色、灰绿色泥岩为主,夹浅灰色砂岩,暗色泥岩不发育,自身不具备生烃能力23。以全盆稳定分布的叶肢介页岩为界将沙溪庙组分为下部的沙溪庙组一段(沙一段)和上部的沙溪庙组二段(沙二段)26-28。沙溪庙组沉积时期,川中地区的沉积物源主要受大巴山以及米仓山物源体系的影响。沙一期半干旱气候条件下发育的浅水三角洲多呈朵叶状,单期河道砂体宽度大;而沙二期干旱气候条件下主要发育枝状分流河道型浅水三角洲,砂体顺河道呈条带状分布,河道较窄且相互切割25
图1 研究区地质概况(据文献[23-24]修改)

Fig.1 Geological overview of the study area(modified from Refs.[23-24])

金秋气田位于川中古隆中斜平缓带和川北古中坳陷低缓带交会处(图1),沙二段整体含气,以岩性气藏为主,非均质性强,天然气主要分布于与气源断层相连的河道砂体,整体表现为“一河道一藏”的特征。沙二段纵向上共发育18期叠置河道砂体,单期河道砂体分布面积超4 000 km2,其中6、7、8号砂体规模较大,也是本文研究的主要关注点。

2 样品和研究方法

本文研究在中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院收集了金秋气田27口井413个物性数据。针对试气产量结果,选择XQ3井、QL17井和QL18井进行岩心观察描述和取样(图2)。岩心描述内容包括岩性、粒度、沉积构造及碳酸盐矿物胶结等。
图2 金秋气田沙二段取样点

(a)灰绿色中细砂岩,槽状交错层理,见白色钙质条带,XQ3井,2 178.02 m;(b)灰绿色细砂岩,平行层理,QL7井,2 175.37 m;(c)灰白色中细砂岩,平行层理,QL18井,2 180.47 m

Fig.2 Sampling point in Sha 2 Member in Jinqiu Gas Field

依据岩心描述的结果,选择不同岩性、物性的48块样品制备铸体薄片。使用偏光显微镜观察砂岩的岩石学特征和孔隙特征,分析砂岩碎屑颗粒组分和结构(粒度、分选和磨圆度)、填隙物(胶结物)类型和含量、孔隙类型和含量等。统计方法采用Gazzi-Dickinson点计法,每一张薄片统计300个点。同时利用AxioVision Rel.4.8软件对碎屑颗粒的粒度进行测量,每个薄片测量200个数据,确定砂岩的粒径分布和分选性。
在薄片观察的基础上,选择15块代表性样品,利用高分辨率场发射扫描电子显微镜(含能谱分析),进一步观察成岩矿物的产状、共生关系及形成序次。扫描电镜观察在西北大学大陆动力学国家重点实验室进行,使用场发射扫描电子显微镜型号为OXFORD IE350,放大倍数在7~1 000 000倍之间;图像分辨率≤3.5 nm。
选择7块碳酸盐矿物不同程度胶结的样品,进行阴极发光观察。同时进行碳酸盐矿物碳氧同位素测试,认识其成因和形成期次。阴极发光使用仪器规格型号为CLF-1D28。碳氧同位素测试由西北大学大陆动力学国家重点实验室完成,使用仪器的规格型号为253Plus 10 kV,所获数据均符合相关国际标准VPDB值。

3 结果

3.1 储层物性

413个物性数据统计表明,金秋气田沙二段储层整体上具有低孔低渗的特征,但物性变化具有相当大的范围,表现出显著的非均质性。孔隙度分布在2.4%~17.83%之间,平均为11.2%;渗透率分布在(0.001~97)×10-3 μm2之间,平均为0.94×10-3 μm2。按照国家标准的油气储层评价方法29,沙二段低孔—低渗(10%≤孔隙度<15%,10×10-3 μm2≤渗透率<50×10-3 μm2)的岩心样品占比57.8%,特低孔—特低渗(5%≤孔隙度<10%,1×10-3 μm2≤渗透率<10×10-3 μm2)的岩心样品占比38.2%,超低孔—超低渗(孔隙度<5%,渗透率<1×10-3 μm2)的岩心样品占比4%(图3)。
图3 金秋气田沙二段孔隙度、渗透率散点图

Fig.3 Scatter plot of porosity and permeability in Sha 2 Member in Jinqiu Gas Field

3.2 储层岩石学特征

金秋气田沙二段以细砂岩和中细砂岩为主。颗粒分选中等,磨圆主要为次棱角—次圆状。组分上以岩屑长石砂岩为主[图4(a)],石英颗粒含量为31%~58%(平均为37%)。长石主要包括钾长石和斜长石,钾长石颗粒含量16%~30%(平均为26%),斜长石颗粒含量为5%~13%(平均为10%)。沉积岩岩屑含量为2%~23%(平均为8%)[图4(b)],主要包括泥岩岩屑和燧石。变质岩岩屑含量为4%~20%(平均15%),主要为千枚岩、板岩、片岩和少量变质粉砂岩岩屑。岩浆岩岩屑含量较少,含量为1%~5%(平均3%)。
图4 金秋气田沙二段砂岩组分特征

(a)沙二段砂岩岩石学类型;(b)沙二段砂岩岩屑类型;(c)沙二段砂岩不同胶结物含量;(d)沙二段砂岩杂基—方解石—其他胶结物三角图注:Ⅰ为石英砂岩;Ⅱ为长石质石英砂岩;Ⅲ为岩屑质石英砂岩;Ⅳ为长石砂岩;Ⅴ为岩屑长石砂岩;Ⅵ为长石岩屑砂岩;Ⅶ为岩屑砂岩

Fig.4 Characteristics of sandstone components in Sha 2 Member in Jinqiu Gas Field

除泥质杂基外,砂岩胶结物类型多样,包括浊沸石、黏土矿物、钠长石、方解石、石英及白云石等[图4(c)—图4(d)]。其中方解石胶结物含量最多,为0~34%(平均8%),其他胶结物含量较少,白云石占比为0~2%,绿泥石占比为0~4%,浊沸石占比0~3%,石英加大边占比为0~4%,长石加大边占比为0~2%,其他胶结物占比为0~2.5%[图4(c)]。

3.3 成岩作用

3.3.1 压实作用

在成岩作用早期,地层处于快速压实阶段,上覆地层的机械压实作用不断增强,抗压实能力弱的碎屑颗粒发生形变,挤入颗粒间的孔隙,使岩石变得致密。薄片观察发现,泥岩岩屑、浅变质岩岩屑及云母碎屑等沿着刚性颗粒(石英、长石等)的边缘被压扁、压弯,充填粒间孔隙,形成假杂基[图5(a),图5(f)]。这些发生弯曲变形的颗粒本文将其称之为塑性颗粒。不同岩石受到的压实程度与岩石组构有关。在塑性颗粒含量相对少的中细砂岩中,压实程度中等,可见大量原生粒间孔和粒内溶孔[图5(a)—图5(c)],碎屑颗粒间以点、线接触为主;在塑性颗粒含量相对多、粒度相对细的砂岩中,压实作用强烈,颗粒间以线接触为主,镜下罕见孔隙[图5(e)—图5(f)];此外,在被方解石致密胶结的砂岩中,塑性颗粒含量相对较少,砂岩颗粒呈“漂浮”状,压实程度较弱[图5(g)]。
图5 金秋气田沙二段砂岩成岩作用特征

(a)原生粒间孔大量发育,沉积岩岩屑压实弯曲,QL18井,2 176.97 m,单偏光;(b)绿泥石薄膜发育,长石溶蚀形成残留的铸模孔,QL18井,2 172.88 m,单偏光;(c)原生粒间孔和钠长石加大边发育,XQ3井,2 182.90 m,单偏光;(d)浊沸石溶蚀,QL17井,2 176.2 m,正交光;(e)颗粒压实致密,泥岩岩屑挤入粒间孔隙,QL18井,2 166.3 m,单偏光;(f)岩屑压实弯曲,绿泥石薄膜发育,偶见长石溶蚀,XQ3井,2 186.5 m,单偏光;(g)方解石胶结致密砂岩.几乎没有孔隙.XQ3井,2 182.5m,单偏光;(h)斑点状方解石交代长石颗粒,QL17井,2 181.5 m,单偏光;(i)方解石生成于石英加大边之后,XQ3井,2 182.6 m,正交光;(j)斑点状方解石交代长石颗粒,QL17井,2 181.35 m;(k)斑点状方解石交代长石颗粒,QL18井,2 099.52 m;(l)连晶状方解石胶结致密,XQ3井,2 182.97 m

Fig.5 Diagenetic characteristics of sandstone in Sha 2 Member in Jinqiu Gas Field

3.3.2 胶结作用

3.3.2.1 方解石胶结

研究区胶结物类型多样,方解石含量最多,最高可达34%,见2种赋存形式的方解石,分别为连晶状和斑点状[图5(g)—图5(l)]。连晶状方解石占据相当大的粒间孔隙体积,几乎胶结全部的粒间孔隙,碎屑颗粒整体呈“漂浮”状[图5(g),图5(l)]。这类方解石发育在绿泥石薄膜之后,主要压实减孔之前。大部分砂岩中方解石含量少,表现为斑点状填充粒间孔隙或溶蚀孔隙[图5(h)]。
通过对该区2种赋存类型的方解石的碳氧同位素测定,结果显示连晶状方解石δ13CVPDB值为-9.4‰~-8.1‰,δ18OVPDB值为-16‰~-13.6‰(图6)。根据卿元华等27报道侏罗系古地层水的氧同位素组成,利用FRIEDMAN等30的公式计算的沉淀温度为41~56 ℃,因此连晶状方解石为早成岩阶段产物。斑点状方解石δ13CVPDB值为-16.8‰~-12.4‰,δ18OVPDB值为-17.2‰~-16.8‰(图6),其碳同位素值更偏低,计算的沉淀温度为68~106 ℃,表明斑点状方解石为晚期形成。
图6 金秋气田沙二段方解石碳氧同位素特征

Fig.6 Carbon-oxygen isotope characteristics of calcite in Sha 2 Member in Jinqiu Gas Field

3.3.2.2 石英加大

石英加大整体含量较低,通常发育于存在大量粒间孔隙的中细粒砂岩中[图5(a)]。镜下多为一级加大,发育在斑点状方解石之前[图5(i)]。也见片丝状伊利石和次生石英晶体充填粒间孔隙[图7(j)],表明二者同期发育。
图7 金秋气田沙二段砂岩扫描电镜特征

(a)石英晶体和伊/蒙混层共生,XQ3井,2 180 m, SEM,镀金;(b)次生石英晶体充填于孔隙中,QL17井,2 171 m, SEM,镀金;(c)钠长石溶蚀破碎,QL18井,2 086.4 m, SEM,镀金;(d)颗粒表面未被绿泥石覆盖的区域发育使用加大,QL17井,2 166.7 m, SEM,镀金;(e)蜂巢状伊/蒙混层附着于碎屑颗粒表面,或挤入粒间孔隙,QL18井,2 188.36 m, SEM,镀金;(f)绿泥石薄膜挤入石英颗粒孔隙之间,XQ3井,2 175.5 m, SEM,镀金;(g)板柱状浊沸石生成于绿泥石薄膜之后,QL17井,2 173.8 m, SEM,镀金;(h)钠长石遭受溶蚀,QL17井,2 162.7 m, SEM,镀金;(i)片状高岭石集合体生成于绿泥石之后,QL17井,2 176.8 m, SEM,镀金;(j)发丝状伊利石和次生石英晶体共同发育,QL18井,2 087 m, SEM;(k)伊/蒙混层附着于钠长石表面,QL18井,2 088.5 m, SEM;(l)次生石英发育于绿泥石薄膜之后,QL18井,2 087.6 m, SEM

Fig.7 Scanning electron microscope characteristics of sandstone in Sha 2 Member in Jinqiu Gas Field

3.3.2.3 黏土矿物

黏土矿物主要为伊/蒙混层、伊利石和绿泥石。伊/蒙混层多呈蜂巢状附着于颗粒表面[图7(e)],伊利石呈发丝状充填于孔隙[图7(j)]。镜下见伊/蒙混层附着于自生钠长石晶体表面[图7(k)],表明伊/蒙混层沉淀于钠长石之后。绿泥石多呈薄膜状附着于颗粒表面[图7(c)]。镜下见长石遭受溶蚀,而覆盖长石表面的绿泥石薄膜并未被溶蚀[图5(b)],表明绿泥石薄膜沉淀早于一期强溶蚀作用。镜下也见碎屑颗粒表面未被绿泥石薄膜覆盖的区域发育次生石英[图7(d),图7(l)]、钠长石[图7(c)],表明绿泥石薄膜的形成应早于这些矿物。

3.3.3 溶蚀作用

溶蚀作用较为广泛,常见于中细粒且塑性颗粒和杂基含量较低的砂岩中。长石和岩屑等不稳定组分是溶蚀的主要对象。局部浊沸石胶结物发生溶蚀[图5(d)],表明浊沸石沉淀于一期强溶蚀作用之前。溶蚀作用形成的孔隙主要为粒内溶孔和铸模孔[图5(a)—图5(b)]。铸模孔主要是长石颗粒发生溶蚀,在孔隙的边缘还会残留少量长石碎屑[图5(b)]。

4 讨论

4.1 岩石相类型

一般认为压实作用和胶结作用是储层孔渗物性变差的主要原因,而溶蚀作用能够改善储层物性31。实际碎屑岩储层成岩具有很强的非均质性,受到原始碎屑颗粒组构影响17,进而影响储层物性的变化。本文通过对研究区目的储层沉积微相和沉积岩相的认识,基于岩石学组分和结构、成岩作用方式和程度以及孔隙结构和物性的差异,将金秋地区沙二段储层划分为3种典型的岩石相,即贫塑性颗粒砂岩、富塑性颗粒砂岩以及方解石致密胶结砂岩(表1)。
表1 金秋地区沙二段岩石相类型

Table 1 Lithofacies type in Sha 2 Member in Jinqiu Gas Field

岩石相

石英

/%

钾长石

/%

斜长石

/%

沉积岩岩屑

/%

变质岩岩屑

/%

岩浆岩岩屑

/%

塑性

颗粒

/%

黏土质

/%

方解石

/%

绿泥石

/%

高岭石

/%

浊沸石

/%

石英

加大

/%

长石

加大

/%

粒径中值

/mm

富塑性颗粒砂岩 31~47 24~27 5~12 4~9 12~17 1~3 21~37 4~7 2~7 0~1 0~1 0~2 0 0 0.12~0.25
方解石致密胶结砂岩 33~58 16~26 6~12 4~8 10~23 1~2 5~9 1~3 18~34 0~1 0~1 0~1 0 0 0.27~0.35
贫塑性颗粒砂岩 31~49 20~30 5~13 2~9 12~20 1~5 12~18 1~4 3~8 0~4 0~1 1~3 1~4 0~3 0.3~0.35

4.1.1 富塑性颗粒砂岩

富塑性颗粒砂岩以极细粒和部分细粒岩屑长石砂岩为主,砂岩颗粒粒度较小,粒径中值在0.12~0.25 mm之间(表1)。该岩石相中塑性颗粒及黏土杂基含量相对高,塑性颗粒含量为21%~37%[图8(a)],黏土杂基含量为4%~7%[图8(b)]。方解石胶结物含量低,为2%~7%[图8(c)],面孔率低,为0~2%[图8(d)]。原生粒间孔平均占0.4%,粒内溶孔占0.5%,铸模孔和微孔几乎不发育(图9)。
图8 金秋气田沙二段不同岩石相岩石学参数交会图

(a)粒径中值和塑性颗粒含量交会图;(b)粒径中值和杂基含量交会图;(c)面孔率和方解石胶结物含量交会图;(d)面孔率和塑性颗粒含量交会图

Fig.8 Intersection of petrological parameters of different petrofacies in Sha 2 Member in Jinqiu Gas Field

图9 不同岩石相孔隙含量

Fig.9 Pore content of different petrofacies

为表征不同岩石相砂岩中压实作用和胶结作用对储层质量的影响,利用EHERNBERG32提出的压实减孔(COPL)和胶结减孔量(CEPL)计算方法。其中:
C O P L = O P - 100 - O P I G V 100 - I G V
C E P L = O P - C O P L C E M I G V
式中:IGV为粒间体积,是粒间胶结物、粒间孔隙和杂基之和,%;CEM为砂岩总的胶结物体积,%;OP代表原始孔隙度,%。金秋气田沙溪庙组二段分选性较好,OP取值40%。
COPL—CEPL图(图10)表明,砂岩的压实减孔量(COPL)为34%~37%,胶结减孔量(CEPL)低,为1%~3.5%,整体受到强烈的压实作用,而胶结作用的影响相对较弱。
图10 压实减孔率与胶结减孔率散点图

Fig.10 Scatter plot of compaction porosity reduction and cementation porosity reduction

4.1.2 方解石致密胶结砂岩

方解石致密胶结砂岩以中细粒岩屑长石砂岩为主。该岩石相粒径中值在0.27~0.35 mm之间(表1)。塑性颗粒含量较少,为5%~9%[图8(a)]。杂基含量较低,为1%~3%[图8(b)]。方解石胶结物含量最多,为18%~34%[图8(c)]。面孔率极低,为0~0.7%[图8(d)]。原生孔占0.4%,粒内溶孔约占0.1%,铸模孔和微孔基本不发育(图9)。
COPL—CEPL图(图10)显示,方解石致密胶结砂岩的胶结减孔量(CEPL)为26%~30%,压实减孔量(COPL)较低,为6%~14%,整体受到强烈的胶结作用,而压实作用的影响相对较弱。

4.1.3 贫塑性颗粒砂岩

贫塑性颗粒砂岩以中细粒岩屑长石砂岩为主,主要粒径在0.3~0.35 mm之间(表1)。塑性颗粒含量中等,为12%~18%[图8(a)]。杂基含量较低,为1%~4%[图8(b)]。方解石胶结物含量较低,为3%~8%[图8(c)]。面孔率较高,为8%~12%[图8(d)]。贫塑性颗粒砂岩孔隙发育良好,整体原生孔隙较粒内溶孔发育,原生粒间孔占5%,粒内溶孔占1.6%,铸模孔占0.3%,微孔占0.1%(图9)。
COPLCEPL图显示(图10),贫塑性颗粒砂岩压实减孔量(COPL)中等,为21%~29%,胶结减孔量(CEPL)中等,为2%~13%。贫塑性颗粒砂岩受到中等程度的压实、弱胶结及强溶蚀作用影响,孔隙含量较高,是有效的储集岩石相。

4.2 不同岩石相物性

按照此分类方案(表1),金秋地区沙二段不同岩石相物性统计结果显示(图11),贫塑性颗粒砂岩储层物性最好,孔隙度集中在14%~17%之间,渗透率集中在(10~25)×10-3 μm2之间[图11(a),图11(b)]。富塑性颗粒砂岩物性相对较差,孔隙度集中在7%~10%之间,渗透率集中在(0.04~0.1)×10-3 μm2之间[图11(c),图11(d)]。方解石致密胶结砂岩储层物性也很差,孔隙度集中在4%~5%之间,渗透率集中在(0.01~0.025)×10-3 μm2之间[图11(e),图11(f)]。
图11 不同岩石相物性特征

(a)金秋沙二段贫塑性颗粒砂岩孔隙度频数图;(b)金秋沙二段贫塑性颗粒砂岩渗透率频数图;(c)金秋沙二段富塑性颗粒砂岩孔隙度频数图;(d)金秋沙二段富塑性颗粒砂岩渗透率频数图;(e)金秋沙二段方解石致密胶结砂岩孔隙度频数图;(f)金秋沙二段方解石致密胶结砂岩渗透率频数图

Fig.11 Physical characteristics of different petrofacies

4.3 不同岩石相差异性成岩演化

贫塑性颗粒砂岩、富塑性颗粒砂岩和方解石致密胶结砂岩遭受的成岩作用及方式各不相同,其成岩演化过程也存在明显差异。基于薄片和扫描电镜观察分析主要成岩产物之间侵位结构关系,将金秋气田沙二段不同岩石相砂岩成岩演化相对序列梳理如下(图12)。
图12 金秋气田沙二段不同岩石相差异化成岩序列

Fig.12 Differential diagenesis processes of different petrofacies in Sha 2 Member in Jinqiu Gas Field

在早成岩A阶段,贫塑性颗粒砂岩中压实作用进行,绿泥石形成,主要以薄膜形式沉淀。此外,蒙脱石亦发生沉淀,少量浊沸石沉淀。部分不稳定的长石和岩屑遭受溶蚀;富塑性颗粒砂岩以压实作用为主,绿泥石薄膜和蒙脱石沉淀。长石和岩屑也遭受溶蚀,但溶蚀程度较贫塑性颗粒弱;方解石致密胶结砂岩在没有发生强烈压实之前,伴随着零星少量的溶蚀,方解石大量沉淀,胶结绝大多数的粒间孔隙。
在早成岩B阶段,贫塑性颗粒砂岩中少量的高岭石和伊/蒙混层沉淀;富塑性颗粒砂岩中,随着埋藏的加深,伊/蒙混层开始大量沉淀,由于前期强烈的压实作用,大量孔隙被岩屑充填,无机流体含量较为微弱,溶蚀作用不明显;方解石致密胶结砂岩中,由于前期方解石胶结了大量孔隙,使得无机流体难以进入,这一阶段仅有少量的伊/蒙混层和方解石沉淀。
进入中成岩A阶段,贫塑性颗粒砂岩中开始发生第二期溶蚀作用,伴随沉淀少量的石英次生加大。方解石、浊沸石以及长石也发生沉淀。伊/蒙混层逐渐向伊利石转化。由于隔夹层岩石的保护,孔隙和粒内溶孔得以有效保留。富塑性颗粒砂岩在该阶段的机械压实消减殆尽。伊/蒙混层、伊利石普遍发育,同时还有少量的方解石和浊沸石沉淀。方解石致密胶结砂岩此时已经致密胶结,无流体可活动空间,几乎不发生其他胶结、溶蚀作用。

4.4 不同岩石相—沉积微相之间关系探讨

碎屑岩储层中常见泥质粉砂岩、强钙质胶结和强机械压实致密砂岩等隔夹层的发育造成储层非均质性。罗晓容等33研究发现,这些隔夹层岩石的分布受沉积结构构造控制。在储层内部,单砂岩体在相似的沉积环境下堆积叠置,形成厚度较大的复合砂体;当新的单砂岩体形成时,通常会对下伏砂岩体进行冲刷作用,上覆砂体叠置沉积之前形成底部的泥质沉积,导致泥质隔夹层的形成33。在砂岩体顶部,通常因沉积水动力条件的变化,沉积一些含泥岩岩屑、变质岩岩屑等塑性颗粒的砂岩,其粒度相对较细,抗压实能力弱,在快速压实的过程中,塑性颗粒形变挤入孔隙33-34,占据了大部分孔隙空间,导致物性变差,形成隔夹层岩石。而在单砂体底部,往往在早期成岩阶段形成钙质条带,强烈的胶结作用使其致密,垂向上表现为断续的隔夹层35-36
前文研究表明,原始沉积物组分和结构控制储层成岩方式和程度,进而共同控制物性变化。将沉积相与岩石相结合,研究不同岩石相在沉积微相中的分布特征。三角洲前缘分流河道砂体是沙二段主要砂体类型,往往表现为多个向上变细的正粒序旋回。砂岩粒径的变化反映了原始沉积水动力的差异。在分流河道单砂体的上部,砂体粒度较细,塑性颗粒含量较高,沉积水动力较弱,主要发育富塑性颗粒砂岩(图13)。在分流河道单砂体的中—下部,砂体粒度较粗,主要发育贫塑性颗粒砂岩。方解石致密胶结砂岩粒度与贫塑性颗粒类似,但往往发育在层理、粒度变化的位置,见方解石致密胶结层理面发育[图2(a)]。
图13 金秋气田XQ3井沙二段测井曲线、孔渗性、沉积相与岩石相综合剖面

Fig.13 Logging curves, porosity, sedimentary facies and petrofacies comprehensive profiles of Well XQ3 in Sha 2 Member in Jinqiu Gas Field

本文利用岩石相的概念识别了对孔隙度和渗透率影响较大的关键岩石学参数,利用这些关键参数定义的岩石相在孔隙度和渗透率及测井响应特征方面应该是一致的。因此下一步有效储层评价和预测应该立足于对不同岩石相测井判别和地质建模,以指导致密气勘探和生产。

5 结语

(1)川中地区金秋气田沙溪庙组二段以中细粒岩屑长石砂岩为主,储层岩石学、成岩作用、孔隙结构及物性均表现出强烈的非均质性。
(2)依据岩石学组构,成岩程度和方式、孔隙特征等差异,划分了3种岩石相。富塑性颗粒砂岩压实强烈,压实减孔量(COPL)为34%~37%,早期成岩致密化。方解石致密胶结砂岩中方解石连晶胶结,胶结减孔量(CEPL)为26%~30%,也早期致密化。贫塑性颗粒砂岩压实中等,胶结作用相对弱,溶蚀作用强烈,压实减孔量(COPL)为21%~29%,胶结减孔量(CEPL)为2%~13%。整体受到的压实、胶结作用相对较弱,原生孔隙能够有效保留,是有效的储集岩石相。
(3)不同类型岩石相的分布与沉积水动力环境间存在密切关系。富塑性颗粒砂岩主要发育三角洲前缘分流河道单砂体上部。在分流河道单砂体的中—下部主要发育贫塑性颗粒砂岩。方解石致密胶结砂岩往往沿着层理面发育。
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