窄河道型致密砂巖儲層特征及主控因素
——以天府氣田金華區塊沙溪廟組為例

何江，楊羿，陳文，夏茂龍，賈松，何開來，張迎春，劉彥成

（1.西南石油大學地球科學與技術學院，四川 成都 610500；2.中國石油西南油氣田公司勘探開發研究院，四川 成都 610041；3.中聯煤層氣有限責任公司，北京 100016）

0 引言

近年來，中國致密砂巖氣、致密油、頁巖氣、煤層氣等非常規油氣已成為油氣產量增長主力。2020 年，中國致密砂巖氣產量達465×108m3，占非常規天然氣產量的63.5%［1-3］。截至目前，四川盆地中侏羅統沙溪廟組是中國已發現埋藏最淺的含油氣層系，建成了新場、馬井、中江等多個大中型氣田［4］。2019 年，在中江氣田以東的天府氣田金華區塊，通過老井上試，在J23 井沙溪廟組二段6 號砂組測試獲21.83×104m3/d 高產工業氣流，發現了天府氣田沙二段氣藏。隨后，探井JQ2，ZQ1 井在沙溪廟組二段8 號砂組測試，分別獲氣3.28×104，1.68×104m3/d。該發現揭示了天府氣田沙溪廟組具有多層含氣的特點，顯示出巨大的勘探開發潛力。

天府氣田金華區塊沙溪廟組發育典型的致密砂巖儲層，具低孔、低滲特征，縱橫向非均質性極強。近年來，許多學者在沉積儲層、成藏等研究方面取得了明顯進展，闡明了儲層致密化的關鍵因素，建立了多期砂組天然氣復合成藏機理及模式［5-11］，但至今尚缺少針對天府氣田金華區塊致密砂巖儲層特征及主控因素的系統論述。本文基于詳實的巖心觀察，結合薄片、掃描電鏡及壓汞、核磁等配套分析測試，通過儲層沉積微相、孔隙結構、成巖作用綜合研究，闡明了儲層發育的主控因素，為后續尋找優質儲層指明了方向。

1 地質概況

天府氣田金華區塊構造位置屬于四川盆地川中古隆中斜平緩帶與川北古中坳陷低緩帶（見圖1a）。

圖1 研究區構造位置及地層綜合柱狀圖Fig.1 Structural location and stratigraphic comprehensive column of the study area

四川盆地侏羅系沉積后歷經了晚印支、 燕山及喜山等多次構造運動。中侏羅世，龍門山地區的逆沖推覆活動開始減弱，而米倉山-大巴山的構造活動變得強烈，盆地沉積和沉降中心逐漸由北東往南西方向遷移，天府氣田金華區塊處于穩定沉降區。侏羅系沙溪廟組沉積后，受燕山和喜山各幕運動的影響，形成一系列低緩局部構造［12-14］。

天府氣田金華區塊中侏羅統沙溪廟組下伏下侏羅統涼高山組，上覆上侏羅統遂寧組（見圖1b）。中侏羅統沙溪廟組沉積期，總體處于干旱氧化環境，沉積了一套巨厚的紫紅色泥巖夾砂巖地層，以“葉肢介頁巖”為界，將其自下而上劃分為沙一段和沙二段［15-16］。沙一段沉積期主要發育淺水三角洲-湖泊沉積，為灰色、灰綠色、紫紅色、紅色泥巖與灰色、灰綠色的細—中粒巖屑長石砂巖、長石巖屑砂巖不等厚互層。沙二段沉積期，氣候逐漸干旱，湖泊范圍再次縮小、變淺，主要是一些短期的暫時性湖泊，洪水期湖盆面積大而淺，干旱期則暴露于地表，以陸上強氧化沉積環境為主，沉積了大套厚層的河流相地層，主要為一套灰色、淺灰色、灰褐色的中厚層—厚層細—粗粒巖屑長石砂巖、 巖屑長石砂巖與紫紅色、灰綠色泥巖組成的不等厚互層［16-18］。

按照沉積旋回，結合巖性和電性組合特征，對天府氣田沙溪廟組沙一段和沙二段進行了細分。沙二段依據早期持續水退、中期2 次持續水進、晚期持續水退的沉積特征，可分為4 個亞段，自下而上依次為沙二1亞段、沙二2亞段、沙二3亞段、沙二4亞段［19-22］?？v向上，沙溪廟組自下而上進一步細分為1—23 號砂組，沙一段為1—5 號砂組，沙二段為6—23 號砂組，其中沙二1亞段6，7，8 號富氣砂組是本文的研究對象［16］。

2 儲層特征

2.1 沉積相特征

天府氣田沙二1亞段沉積時期，氣候逐漸干旱，湖泊水體縮小，直至消失，沙二段沉積晚期完全演變為陸上環境［23］。沉積巖石類型豐富多樣，主要為紫紅色泥巖（見圖2a），其次為含礫粗砂巖（見圖2b）、中砂巖（見圖2c）及灰色、灰白色細砂巖（見圖2d—f）。取心井厚層砂巖中大量發育槽狀交錯層理、板狀交錯層理、平行層理等強水動力標志，測井曲線上表現為箱形、鐘形等，地震顯示為強振幅特征，結合區域沉積背景，指示儲層砂體主要為穩定的陸上河道沉積。

圖2 天府氣田金華區塊沙二1 亞段典型相標志類型Fig.2 Symbols of typical sedimentary facies of Sha21 submember in Jinhua Block,Tianfu Gas Field

天府氣田沙二1亞段沉積時期可容納空間有限，且不穩定，河流相砂體沉積至一定規模時即發生側向遷移，造成沙二1亞段發育大量北東向的窄而細的河道砂［22］。通過對天府氣田金華區塊沙二1亞段6，7，8 號砂組典型井單井沉積相分析發現，6 號砂組主要為淺水三角洲平原或泛濫平原背景，沉積微相類型分為分流河道、天然堤和泛濫平原泥，而7，8 號砂組主要發育河流相-湖泊相沉積，河床邊灘砂體廣泛發育。分流河道（河道）主體厚層砂體巖心發育槽狀、板狀交錯層理，測井曲線呈箱形或鐘形，河道間紫紅色泥巖廣泛發育（見圖2）。

2.2 巖石學特征

四川盆地沙溪廟組沉積前整體為一向東傾斜斜坡，西側為龍門山物源區，北側為米倉山-大巴山物源區（見圖1）。龍門山物源區的碎屑成分具“高石英、低長石”的特征，米倉山物源具有“低石英、高長石”特征。天府氣田金華區塊沙二1亞段受米倉山物源區影響明顯，主要發育巖屑長石砂巖，少量長石巖屑砂巖（見圖3、圖4a—c）。

圖3 天府氣田金華區塊沙二1 亞段巖性構成Fig.3 Lithological composition of Sha21 submember in Jinhua Block,Tianfu Gas Field

圖4 天府氣田金華區塊沙二1 亞段巖石類型Fig.4 Rock types of Sha21 submember in Jinhua Block,Tianfu Gas Field

長石類型常見斜長石和鉀長石，石英中單晶石英較為發育。巖屑呈現“高變質巖屑、中高巖漿巖屑”的特征。粒間填隙物主要為黏土礦物以及少量綠泥石，膠結物主要為方解石以及少量石英次生加大（見圖4d—f）。顆粒為接觸膠結，以點或線接觸為主。顆粒磨圓度低，分選中等，顯示出河道沉積特征。

2.3 物性特征

天府氣田金華區塊沙二1亞段巖心常規物性統計表明：6，7，8 號砂組孔隙度平均值分別為12.7%，13.8%，11.2%；滲透率平均值分別為1.667×10-3，6.384×10-3，0.599×10-3μm2。依據DT/T 0217—2020《石油天然氣儲量計算規范》和GB/T 30501—2022《致密砂巖氣地質評價方法》，研究區屬于低孔致密砂巖儲層。儲層孔滲關系顯示，沙二1亞段儲層的孔隙度與滲透率正相關，6，7，8 號砂組決定系數分別為0.654 6，0.516 3，0.3303。隨著孔隙度增加，滲透率增加趨勢明顯，反映儲層的優劣主要由基質孔滲決定，為孔隙型儲層。綜合看來，6，7號砂組的儲層物性優于8 號砂組（見圖5）。

2.4 孔隙類型及孔隙結構特征

根據薄片和掃描電鏡等分析測試資料，沙二1亞段主力砂組的儲集空間以殘余原生粒間孔、 粒間溶孔為主，其次為粒內溶孔（見圖6）。殘余粒間孔多分布在雜基體積分數較小的細、 中粒巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖中 （見圖6a，b），顆粒邊緣常見綠泥石環邊膠結，是本區最為重要的孔隙類型，占優質儲層總面孔率50%以上。值得注意的是，沙二1亞段長石及巖屑體積分數較高，普遍在30%以上，以長石溶孔為代表的粒內溶孔也較為發育，溶蝕多沿著長石解理面發育，孔隙多呈篩狀分布（見圖6c，d）。當溶解強烈時，被溶解的長石呈骨骸狀、 蜂窩狀殘余。該類孔隙直徑一般在0.10～0.20 mm，疊加巖屑粒內溶孔，可占總面孔率30%左右，是次要的孔隙類型。此外，粒間次生溶孔主要在原生粒間孔基礎上經溶蝕擴大而成（見圖6b），形態多種多樣，多呈不規則狀、港灣狀，以孔隙縮小型喉道、片狀喉道相連（見圖6e—h），孔徑為0.05～0.10 mm，連通性較好，可作為有效補充。

圖6 天府氣田金華區塊沙二1 亞段儲集空間類型Fig.6 Reservoir space types of Sha21 submember in Jinhua Block,Tianfu Gas Field

高壓壓汞數據表明，樣品具有壓汞曲線平臺段明顯且較長、 門檻壓力低—中等、 殘余汞飽和度高等特征，孔隙結構主要表現為低孔喉、低分選、較強非均質性特征（見圖7）。結合孔隙結構參數，可將沙溪廟組儲層分為3 類。其中： Ⅰ類儲層孔隙度一般大于等于15%，滲透率大于等于5.0×10-3μm2，中值壓力平均為1.58 MPa，中值喉道半徑平均為0.74 μm。壓汞曲線排驅壓力較低，平臺段壓力主要在0.5 MPa 以下，孔隙類型主要為殘余原生粒間孔。Ⅱ類儲層孔隙度一般在10%～15%，滲透率一般在0.1×10-3～5.0×10-3μm2，中值壓力平均為4.01 MPa，中值喉道半徑平均為0.28 μm。壓汞曲線排驅壓力中等，平臺段壓力主要在0.2～2.0 MPa，孔喉分選中等，孔隙類型主要為殘余粒間孔，其次為粒內或粒間溶孔。Ⅲ類儲層孔隙度一般在7%～10%，滲透率小于1.0×10-3μm2，中值壓力小于等于25.00 MPa，中值喉道半徑小于等于0.40 μm，孔隙類型為粒內溶孔。

圖7 天府氣田金華區塊沙二1 亞段巖石樣品壓汞曲線Fig.7 Mercury injection curves of Sha21 submember in Jinhua Block,Tianfu Gas Field

2.5 儲層成巖作用

本區成巖作用特征復雜，對儲層起決定性的作用包括壓實作用、膠結作用、溶蝕作用和破裂作用。天府氣田金華區塊沙溪廟組埋深普遍在2 000～2 500 m，中淺埋藏下儲層壓實程度中等，顆粒之間以點-線接觸為主，保留了大量原生孔隙（見圖6i，j）。膠結程度非均質性強，膠結物類型常見方解石、 石英及多種黏土礦物等。其中： 方解石膠結物主要充填在顆粒內或顆粒間（見圖6k）；石英膠結主要表現為次生加大邊（見圖6o），在少數顆粒間可見晚期自生石英顆粒； 黏土礦物膠結物常見伊利石、伊/蒙混層、綠泥石，少量高嶺石，其中綠泥石常呈薄膜狀、包殼狀附著在顆粒表面（見圖6i—m）。長石溶蝕作用為主要的改善性成巖作用，其產生的粒內溶孔提供了增量存儲空間和滲流通道（見圖6b—d）。破裂作用發育程度較弱，僅局部見構造微裂縫（見圖6p）。

3 儲層發育主控因素

3.1 高能窄河道砂體

對比研究區內不同沉積微相的孔滲特征，窄河道砂體控制了優質儲層分布［24］。高能窄河道邊灘砂體儲層孔隙度多大于10%，滲透率常大于1×10-3μm2；天然堤和決口扇及河漫灘等相對低能沉積相帶孔隙度多小于9%，滲透率小于1×10-3μm2。沉積微相對物性的影響主要表現于粒度和顆粒類型［23］。高能環境下沉積的砂巖，往往具有更粗的粒度、更好的分選及磨圓度、更低的雜基體積分數，因此，原生孔隙往往發育較好，并能更好地保存。不同砂組物性的對比分析表明，沙二1亞段6，7 號砂組水下河道寬度大，能量強，沉積物粒度相對較粗，雜基體積分數低，石英體積分數高，成分及結構成熟度明顯高于8 號砂組（見表1）。雜基體積分數低有助于原生孔隙發育，后期成巖過程中石英作為剛性顆粒有效抑制了壓實作用，對原生粒間孔起到了一定保護作用。此外，保存較好的原生孔隙有利于后期溶蝕流體進入，促進溶蝕孔隙發育。綜上可見，高能的沉積環境奠定了優質儲層發育基礎，是6，7 號砂組優于8 號砂組的根本原因。

表1 天府氣田金華區塊沙二1 亞段巖石組分體積分數Table 1 Volume fraction of rock composition of Sha21 submember in Jinhua Block,Tianfu Gas Field

3.2 關鍵成巖作用

成巖作用對儲層物性及孔隙結構有顯著影響，也決定了儲層分布規律［25-26］。結合鄰區中侏羅統熱演化程度在1.0%～1.3%，本區沙溪廟組黏土礦物發育綠泥石、伊利石及伊/蒙混層等特征，根據SY/T 5478—2003《碎屑巖成巖階段及劃分標志》，表明本區沙溪廟組砂體處于中成巖B 期，其經歷了壓實作用、膠結作用、溶蝕作用等重要成巖作用，其中壓實作用、方解石膠結作用屬于主要的破壞性作用。長石溶蝕作用為最重要的建設性成巖作用，巖屑溶解、綠泥石環邊膠結起到重要的保護作用，上述關鍵成巖作用相互耦合共同奠定了現今的儲層發育格局（見圖8）。

圖8 天府氣田金華區塊沙二1 亞段成巖演化序列Fig.8 Diagenetic evolutionary sequence of Sha21 submember in Jinhua Block,Tianfu Gas Field

3.2.1 強壓實作用

剛性顆粒含量決定了巖石抗機械壓實能力，而沉積后軟性巖屑隨著壓實作用增強常發生塑性形變，具定向分布特征［12，27-28］。在壓實作用最強烈的同生期—早成巖A 階段，軟性巖屑和云母等片狀礦物強烈變形，伴隨著黑云母水化膨脹等作用，嚴重堵塞儲層孔喉，此時原生孔隙度大幅下降，孔喉結構遭到破壞［29］。天府氣田金華區塊沙二1亞段砂巖經歷了一定強度的機械壓實，鏡下觀察顆粒間多為點-線接觸，石英類剛性顆粒發生破裂并出現波狀消光，云母等片狀礦物見壓彎變形、水化膨脹拉長等現象并充填于顆粒間，導致了大量原生粒間孔的消失（見圖9a）。

圖9 天府氣田金華區塊沙二1 亞段關鍵成巖作用Fig.9 Key diagenesis of Sha21 submember in Jinhua Block,Tianfu Gas Field

本區巖石骨架顆粒主要為碎屑石英、長石和巖屑，碎屑石英在沙二1亞段中體積分數為37%～43%，主要來自深變質的石英巖和石英片巖類，長石體積分數為25.4%～30.5%。而巖屑顆粒種類豐富，按其抗壓強度可劃分為剛性巖屑和柔性巖屑2 類：1）剛性巖屑在巖屑長石砂巖中體積分數為15%～20%，在長石巖屑砂巖中體積分數為10%～15%。其主要包括變質石英巖、火成巖巖屑、燧石屑、白云母石英片巖屑等類型。2）柔性巖屑在巖屑長石砂巖中體積分數為5%～10%，在長石巖屑砂巖中體積分數為10%～15%。其主要有石英白云母片巖屑、泥質粉砂板巖屑、炭質板巖屑、云母片巖屑、千枚巖屑等，研究區沙二1亞段廣泛發育的云母亦為塑性巖屑。不同骨架顆粒具有不同的硬度。在外力作用下，石英和剛性巖屑等高硬度的骨架顆粒，在壓力變化中可壓縮性小，抗壓實能力強。板巖、千枚巖、黑-白云母等柔性巖屑硬度低，抗壓實能力弱，在外力作用下易形變形成假雜基，或破碎擠壓進入孔隙，還可能產生微細顆粒運移而堵塞喉道［30］。

統計結果表明，薄片面孔率與柔性巖屑體積分數呈負相關關系（見圖10）。河道砂體中下部能量高，分選充分，石英、長石及剛性巖屑體積分數高，抗壓實能力強，粒間孔隙保存程度較好。河道砂體頂部能量低，柔性巖屑體積分數高，抗壓實能力弱。

3.2.2 早期連晶方解石膠結

本區早期連晶方解石膠結廣泛發育在砂泥接觸界面附近的砂巖中。巖石埋藏早期，砂巖因泥巖壓實緩沖與孔隙水支撐2 個關鍵因素，壓實作用弱，滲流空間良好。泥巖因抗壓實能力弱，在持續的埋深增壓過程中流體壓力不斷增高，導致局部異常高壓。在孔隙壓力均衡作用下，泥巖層中高壓孔隙流體向砂巖運移，疊合各類酸性流體的催化Ca2+大量析出，泥巖交界處砂體Ca2+不斷富集［29-30］。此外，在埋深不斷增加的過程中，泥巖超壓系統不斷向周緣砂巖釋壓，導致了CO2分壓突然降低和流體化學性質變化，促進早期連晶方解石碳酸鹽礦物膠結，在河道砂體頂部和底部往往容易形成早期連晶方解石的致密膠結帶，這也是河道砂體頂底砂體致密的關鍵原因之一（見圖9b）。

3.2.3 綠泥石環邊膠結

河道中部厚層中粒、粗粒砂巖中，膠結物體積分數一般在4%～9%，主要為早期石英加大邊與粒間自生石英。值得注意的是，分選較好的砂巖在成巖作用早期形成了較厚的綠泥石環邊膠結，表現為纖維狀-葉片狀綠泥石晶體垂直礦物邊緣生長，常成一等厚的襯邊，厚度在0.001～0.010 mm 不等。當綠泥石膠結物體積分數大于4%時，膠結物堵塞了部分孔隙及喉道，封閉了孔隙內部的流體。通常認為這會形成異常高壓［29-31］，原生孔隙大多因此較好地保存下來，與此同時綠泥石顆粒襯邊有效抑制了石英次生加大（次生加大形式的自生石英與自生綠泥石襯邊呈負相關關系），其余類型的膠結作用也難以發育，殘余粒間孔隙得以規模保存，這是本區最為重要的儲集空間類型（見圖9c）。

3.2.4 長石及巖屑溶蝕

低滲致密儲層中，溶蝕作用是改善儲層物性的關鍵因素。在相對開放的成巖系統中，溶蝕作用的產物可隨地層流體排出，形成次生孔隙。沙二1亞段粒內溶孔占到了總孔隙體積的40%，其中，長石及巖屑溶孔是粒內溶孔的主要類型。致密砂巖儲層中，鈉長石與鈣長石常在同生及成巖作用早期開始溶解，在壓實作用改造下，難以保存至成巖作用晚期，鉀長石對致密砂巖儲層次生孔隙有較大貢獻［32-34］。研究區“富長石”的巖石特征為長石溶孔提供了物質基礎。生烴高峰時期，在構造微縫及殘余粒間孔較為發達的區域，酸性熱液進入儲層對長石進行不同程度溶蝕，形成格架狀次生溶蝕孔隙，部分區域受溶蝕作用改造顯著，形成鑄?？紫?，顯著改善了儲層的孔滲性（見圖9d）。

4 結論

1）天府氣田沙二1亞段沉積期氣候逐漸干旱，河流相沉積至一定規模即側向遷移，發育北東向窄河道砂體，測井曲線呈箱形或鐘形，河道間紫紅色泥巖廣泛發育。巖性以巖屑長石砂巖為主，少量長石巖屑砂巖，粒間填隙物主要為黏土礦物以及少量綠泥石，膠結物常見方解石及綠泥石環邊。

2）天府氣田沙二1亞段砂組儲集空間以殘余原生粒間孔為主，其次為粒內溶孔及粒間溶孔。高壓壓汞數據表明，壓汞曲線平臺段明顯且較長，門檻壓力低—中等，殘余汞飽和度高，孔隙結構表現為低孔喉、低分選、非均質性較強。本區內Ⅰ類儲層孔隙度一般大于等于15%，滲透率大于等于5.0×10-3μm2，中值壓力平均為1.58 MPa，中值喉道半徑平均為0.74 μm。

3）天府氣田沙二1亞段砂體的沉積微相與成巖作用共同控制了儲層品質。平面上，河道中心及邊灘能量高，粒度粗，結構成熟度高，雜基發育弱，有利于形成優良的原生孔滲網絡。垂向上，厚砂體主體剛性礦物體積分數高，抗壓實能力強，早期連晶方解石膠結不發育，綠泥石環邊廣泛存在，疊加長石及巖屑的后期溶蝕改造，三者共同形成“窄河道非連續甜點”的成儲模式。