四川盆地须家河组沉积体系与有利储集层分布

４８石油勘探与开发·油气勘探Ｖ０１．３６Ｎｏ．１

图ｌ四川盆地须家河组须二段沉积相分布图

图２四川盆地须家河组须四段沉积相分布图

２００９年２月朱如凯等：四川盆地须家河组沉积体系与有利储集层分布４９

图３四川盆地须家河组须六段沉积相分布图

布格局主要受龙门山构造带逆冲推覆作用控制，由各类扇体侧向叠置组成的扇裙具有平行龙门山构造带呈南西一北东向展布的特点；在四川盆地北部和东北部，主要受米仓山一大巴山构造带逆冲推覆作用控制，具有自西向东随着米仓山一大巴山构造带的走向由近东西逐渐折向北西一南东向的变化，以冲积扇和三角洲为主体的扇裙展布格局也具有同方向变化的特点。

③晚三叠世须家河组沉积期，以龙门山构造带逆冲推覆活动为主，米仓山一大巴山活动相对较弱。川西坳陷沉积作用主要受龙门山构造带逆冲推覆控制，而ＪｉＪ东北坳陷主要受龙门山逆冲推覆作用远端效应控制，四川Ｉ盆地自西向东由于构造活动渐趋减弱而导致川西坳陷与川东北坳陷的沉降充填以及充填方式有较大的差异。与川东北坳陷相比，ＪＩｌ西坳陷沉积厚度明显增大，两者之间存在巨大反差。

４须家河组储集层特征

须家河组储集层为一套成分成熟度较低而结构成熟度较高的陆源碎屑岩。成分成熟度较低表现在石英含量较低，而长石、岩屑含量较高，成分成熟度指数石英／（长石＋岩屑）一般在１．５～４．０，少数可达６．０～７．０。大多数砂岩分选中等一较好，其中川Ｉ中地区砂岩分选性较好，川西地区砂岩分选性中等偏差。碎屑颗粒磨圆以次圆状为主，其次为次棱角状，圆状颗粒少见。胶结类型以孔隙式、接触式胶结为主。储集层岩性以长石岩屑砂岩和岩屑砂岩为主，次为岩屑石英砂岩，再次为长石石英砂岩，少量纯石英砂岩。须家河组主要储集层段须二段、须四段、须六段岩性特征在区域上存在较大变化，发育孔隙型、裂缝一孔隙型与孔隙一裂缝型３大类储集层。根据２００余口井、２０条野外剖面共计３６０００多个样品的物性分析资料，须家河组储集层平均孔隙度为４．７７％，最小０．１０％，最大１８．２７％；储集层平均渗透率为０．１９×１０～“ｍ２，最小低于０．００１Ｎ１０～弘ｍ２，最大可达５０×１０～弘ｍ２以上（有裂缝发育时）。总体上储集层物性较差，属低孔低渗和特低孔特低渗储集层，局部发育有少量中孔低渗储集层（见图４）。储集层孔隙度、渗透率之间相关性较差，相关系数Ｒ２仅为０．２７，表明渗透率大小不仅与总孔隙多少有关，更主要受孔隙结构、裂缝发育状况控制。纵向上从老到新储集层物性有逐渐变差的趋势。须二段储集层物性较好，储集层平均孔隙度为４．８２％，渗透率主要分布在０．０１Ｘ１０＿３～０．１０Ｘ

１０～“ｍ２；须四段储集层平均

２００９年２月朱如凯等：四川盆地须家河组沉积体系与有利储集层分布

带地层都经历了早期（燕山期）的快速深埋；其后为Ｊ—Ｅ的缓慢沉降阶段，其中前渊带在喜马拉雅早期又经历了一期深埋作用，深度一般５５００～６０００ｍ左右，并且深埋时间长，作用充分，故储集层压实作用强，斜坡带和隆起带埋藏相对较浅，深度一般在４０００～４５００ｍ左右。研究区各地区须家河组各段机械压实作用都非常强烈，都属强压实，尤其是大巴山前缘及川西南部，压实作用最为强烈，致使原生孔隙损失了近９０％左右，再加上胶结作用使原生孔隙损失了近５％，使得各目的层段大部分样品没有或只有少量残余原生孔隙，这与铸体薄片鉴定及扫描电镜下只见到很少残余原生孔隙相吻合。实测孔隙度为０．８０％～１６．０２％，平均６．８８％，实测值与推测剩余原生孔隙度的差值表明储集岩的孔隙主要为次生孑Ｌ隙，这与镜下观察到的孑Ｌ隙主要以次生溶孔为主相吻合。

同时，根据各成岩矿物共生组合关系，可以初步确定成岩矿物由早到晚形成的相对顺序：早期方解石（泥晶菱铁矿）一石英工期加大一绿泥石薄膜一长石、岩屑溶解一绿泥石孔隙衬边一石英Ⅱ期加大（加大，剩余粒间孔、粒间溶孔中充填石英）一溶蚀作用一石英Ⅲ期加大（粒间溶孔、粒内溶孑Ｌ中充填石英）一连晶（含铁）方解石一白云石一铁（方解石）白云石一后期溶蚀作用一石英、方解石脉形成。早期碳酸盐胶结物不发育，但界面附近高含量早期方解石胶结物对储集层有致命影响，沿上倾方向的致密钙质胶结层可能成为岩性圈闭中的遮挡；第１期石英加大边不甚发育，对储集层质量影响较小；绿泥石充填的储集层物性相对较好；石英Ⅱ、Ⅲ期加大和胶结物发育是砂岩致密化的主要原因之一。晚期碳酸盐胶结物含量较低，对大多数储集层影响不大。

上述特征表明，研究区须家河组压实作用较强，从而导致原始孔隙度降低，是造成储集层原生孔隙减少的主要原因之一；其次碳酸盐、硅质、铁质和黏土矿物等的胶结作用，不仅减少了储集层孔隙空间，而且改变了储集层孔隙结构，它使粒间管状喉道变为片状、缝合状喉道，严重影响流体的渗流，从而大大降低了储集层的渗透率，也是影响储集层储集性能的主要原因之一。５．２．２异常高压与孔隙演化的关系

川西前陆盆地上三叠统沉积厚度巨大，普遍存在

异常高压现象，特别是在梓潼坳陷区内，例如：魏１井

２００９年２月朱如凯等：Ｉ匹ＩＪＪＩ盆地须家河组沉积体系与有利储集层分布５３

图６四川盆地上三叠统须二段、须四段储集层评价预测图

５４石油勘探与开发·油气勘探Ｖ０１．３６Ｎｏ．１

６．３须四段有利储集层评价预测

有利储集层主要发育于川中一川南过渡带的磨溪一安岳一潼南一合川一大足一包界的三角洲平原砂体、川中八角场辫状河三角洲前缘砂体和川中充西、广安、隆昌、金华及公山庙一营山一带的三角洲相砂体中，这些地区的储集层普遍结构成熟度高、绿泥石胶结发育，有利于次生溶蚀作用的发育及原生孔的保存，储集层厚度在３０～５０ｍ，孑Ｌ隙度一般大于８％；较有利储集层发育于大兴西、苏码头、长宁、合兴场、充西、磨溪一龙女寺及北部山前河流相砂体中，绿泥石发育或抬升破碎较强烈，储集层厚度２０～３０ＩＴＩ，孑Ｌ隙度一般为５％～７％；西部其他地区

７结论及川中东部地区、资阳、通江、开江１井一梯４井区、宜宾和江宁等地区的三角洲相砂体也有一定储集性能（见图６ｂ）。

６．４须六段有利储集层评价预测

有利储集层主要发育于广安地区、大足一包界～威远一隆昌地区以及磨溪一龙女寺地区的三角洲相砂体中，溶蚀孔隙和微裂缝发育，储集层厚度一般在３０－－，５０ｍ，孔隙度一般在７％～８％；较有利储集层发育于川中营山地区、蓬基井区和资阳一资中地区，溶蚀较发育，储集层厚度一般在２０～３０ｍ，孔隙度一般为６％左右；其他如合川、大足、资２井区、自贡、宜宾和北部山前带也有一定储集能力（见图７）。

图７四川盆地上三叠统须六段储集层评价预测图

四川盆地上三叠统须家河组主要为陆相冲积扇、河流、扇三角洲、河流三角洲和湖泊等沉积，（冲积扇）辫状河一辫状河三角洲一浅湖沉积从周边山系向盆内、从川中隆起向盆地中心逐渐推进，沉积相带展布格局严格受构造控制。原始沉积相带和后期溶蚀作用共同控制有利储集层的分布，有利储集层主要发育在三角洲平原的高能河道中，其中退积型河口坝组合和加积型河道砂坝、河道砂坪与河道间组合及加积型河道砂坝与河道｜＇日Ｊ组合（少见滞留沉积）最为有利。压实作用是导致储集层原生孔隙减少的主要原因之一，石英ＩＩ、Ⅲ期加大和胶结物发育是砂岩致密化的主要原因之一。川中一川南过渡带是最为有利的储集层分布区。

参考文献：

［１］刘德良，宋岩．四川盆地构造与天然气聚集区带综合研究［Ｍ］．北

京：石油工业出版社，２００１．２３—４８．