须家河组须4段致密砂岩储层成岩相类型及测井研究

罗 龙 孟万斌 冯明石 孙 茹 肖春晖

(1.成都理工大学油气藏地质与开发工程国家重点实验室，成都 610059;2.成都理工大学沉积地质研究院，成都 610059)

成岩相是沉积物在一定沉积、构造和成岩环境下经历一系列成岩作用及演化阶段而成的产物，具有岩石颗粒、胶结物、组构、孔洞缝等综合特征。它是现今储层特征的直接反映，是表征储层性质、类型和优劣的成因性标志［1-3］。通过成岩相分析，可以研究获得储集体形成机理、有利储层的空间分布，并以此进行定量评价。目前对于油气砂岩储层的成岩相研究主要采用岩心样品的相关测试分析方法，尤其是能够反映岩心样品微观特征的扫描电镜、铸体薄片、阴极发光等分析方法［4-8］。这种常规方法除了存在取样成本高、耗时长及岩心薄片资料有限等不足外，更重要的是无法反映成岩相在空间上的连续变化，给储层预测评价带来很大困难。近年来已有研究者尝试利用测井资料进行成岩相分析［8-9］，但研究仍处于起步阶段，其可行性和可靠性还需要更多实例来验证。

1 区域地质背景

新场构造带位于四川省德阳市以北，呈东西走向分布在成都凹陷向斜和梓潼凹陷之间，西南边与龙门山断裂相接，东南面与知兴场 — 龙宝梁构造北端相连，主要由孝泉、新场、合兴场、高庙子、丰谷等局部构造带组成(图1)。

本研究区为须家河组须4段，从T3X104砂组至T3X14砂组沉积相由辫状河三角洲平原向辫状河三角洲前缘转变。合兴场 —丰谷地区经历了由前三角洲沉积→水下分流河道→河口坝→水下分流河道沉积的过程，物源供给来自北东向区域。孝泉—新场地区则经历了由砂砾质河道、砂质河道→远砂坝→水下分流河道→河口坝、远砂坝的沉积过程，其物源供给主要来自北部区域。研究区须4段厚度一般为536～610 m，其中上亚段主要由3套砂岩夹泥页岩组成，中亚段以泥页岩为主，夹薄钙屑砂岩，下亚段主要由砾岩、砂砾岩组成，夹少量的页岩和砂岩。

2 储层岩石学及成岩作用特征

2.1 储层岩石学特征

根据约3 000个薄片鉴定统计结果和部分薄片观察资料，判定新场地区须4段致密砂岩储层主要的岩石类型为岩屑砂岩、岩屑石英砂岩和长石岩屑砂岩，其中岩屑砂岩分布最多。砂岩成分成熟度较低，胶结物以碳酸盐(方解石和白云石)为主，含少量自生石英和黏土矿物(伊利石和高岭石为主)。砂岩粒度以粗—中粒和细—中粒为主，分选度较好，磨圆中等—较差，胶结类型为孔隙式或孔隙—压结式。

图1 新场构造带位置图

2.2 储层成岩作用特征

薄片鉴定、扫描电镜、岩心观察、阴极发光等分析结果表明，研究区须4段致密砂岩主要成岩作用类型为压实-压溶作用、胶结作用、溶蚀作用、破裂作用，压实-压溶作用、胶结作用对储层孔隙起破坏作用，包溶蚀作用和破裂作用是须4段致密砂岩储层孔隙发育的重要成岩作用。

(1)压实作用。塑性岩屑和云母发生弯曲变形，部分泥岩岩屑呈假杂基，压实作用导致碎屑颗粒间呈线接触至线 — 凹凸接触，化学压实表现为石英颗粒间压溶形成的凹凸—缝合线接触。薄片鉴定显示，须4段以点 — 线接触和点接触为主，可见少量凹凸接触，胶结类型主要为孔隙式和孔隙 —接触式，须4下亚段甚至可见凹凸 — 缝合线接触，说明下亚段压实作用强于上段和中亚段。

(2)胶结作用。新场地区胶结作用类型以碳酸盐、硅质和黏土矿物等胶结作用为主，其中碳酸盐胶结物占胶结物总量的73.8%，主要类型为方解石，其次为白云石。大多数方解石的铁含量较低，没有构成铁方解石，存在强阴极发光现象。硅质胶结物主要为次生加大石英和孔隙充填的自生石英。自生黏土矿物主要包括伊利石、高岭石和绿泥石，另外局部可见蒙脱石。

(3)溶蚀作用。研究区的溶蚀作用主要表现为长石和结晶岩屑被溶蚀而形成粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔，并构成研究区须4段的主要储集空间。

(4)破裂作用。须4段裂缝发育较差，主要发育在下亚段的T3X94和T3X104砂组，主要类型包括低角度裂缝、高角度裂缝和网状裂缝。

3 新场构造带须4段成岩相类型及特征

3.1 主要成岩相类型

关于成岩相的分类命名，国内外学者研究的侧重点和划分标准各有不同，但基本依据都是成岩矿物、成岩事件、成岩环境、地震和测井资料［1，10-11］。邹才能等人将成岩相划分为9类扩容性成岩相和7类致密化成岩相，提出了“孔渗级别+岩石类型+成岩作用类型”的成岩相命名方案［1］。应凤祥等人根据成岩环境和成岩类型划分出5个主要成岩相及16 个亚相［12］。

大部分成岩相分类划分方法考虑的因素和参数较多，种类复杂，不利于在生产实践中推广。为便于在实际生产中应用推广，本次研究采用单因素成岩相划分方案，从控制储层形成和演化的角度，将某一砂体的主要成岩作用或其组合作为成岩相类型。根据此原则，在对研究区须4段致密砂岩储层岩石学分析的基础上，主要通过铸体薄片、扫描电镜、阴极发光和岩心观测等分析手段，并参考物性测试、录井显示、测井解释、沉积相、生产测试等资料，将须4段成岩相类型分为碳酸盐胶结相、溶蚀相、压实相、破裂相等主要成岩相，以及溶蚀—压实相、胶结—压实相和溶蚀—胶结相等过渡类型。

3.2 主要成岩相基本特征

成岩相基本特征包括压实相、溶蚀相、碳酸盐胶结相和破裂相。表1为主要成岩相的岩石学和物性特征，图2为各成岩相类型岩心、岩石薄片和扫描电镜特征。

(1)压实相。压实相主要发育在软性岩屑、云母和杂基等含量较高的砂岩中，碎屑组分分选度和磨圆度较差，成分成熟度和结构成熟度低。在较强压力作用下砂岩中颗粒紧密接触，接触关系以线状和凹凸状为主，部分塑性岩屑和云母发生弯曲变形，可见假杂基，溶蚀孔很少，面孔率小于1%。成岩作用以压实作用为主，压溶作用、胶结作用相对较弱，物性测试显示储集性能较差 。在石英等刚性颗粒含量较高的砂岩中，压实相进一步发育形成压实—压溶相，强压实作用使部分碎屑颗粒发生压溶作用，颗粒呈凹凸状—缝合线状接触，基本没有孔隙。

表1 主要成岩相的岩石学和物性特征

图2 各成岩相类型岩心、岩石薄片和扫描电镜特征

(2)溶蚀相。溶蚀相主要发育在杂基、塑性岩屑、碳酸盐岩屑的含量少，长石含量高的较成熟砂岩中，被溶蚀矿物主要包括长石和少量火山岩岩屑。岩石颗粒接触关系主要为点 — 线接触，溶蚀作用相对发育，压实作用为弱 — 中等，可见少量胶结物;溶蚀孔较发育，主要以粒内溶蚀孔为主，残余原生粒间孔和粒间溶孔次之，面孔率大于3%，物性测试孔隙度大于6%，渗透率为0.04×10-3～32×10-3μm2，渗透率平均值为 0.14 ×10-3μm2，储集性好(参见表1)。

(3)碳酸盐胶结相。碳酸盐胶结相主要发育在细—中粒、中 — 粗粒岩屑砂岩、钙屑砂岩或含钙岩屑砂岩砂岩中，石英含量为20% ～71%，长石含量为0～1%，岩屑含量为27% ～96%，物性测试孔隙度值小于1%，渗透率为0 ～0.04 ×10-3μm2，储集性极差。胶结类型以孔隙式胶结为主，局部为基底式胶结，胶结物含量一般大于10%。碳酸盐胶结物平均含量约为5.89%，占胶结物总量的74%，所以本次研究以碳酸盐胶结相代表胶结相。

(4)破裂相。破裂相在岩心上表现为低角度、高角度或网状等宏观破裂缝，薄片中则表现为各种形态的微裂缝，录井显示和测井解释为裂缝性储层，生产测试为气层。物性测试孔隙度较小，但是渗透率较大，渗透率平均值约为 24.94×10-3μm2，储集性好。破裂相主要通过岩心观测和成像测井资料进行识别。

4 成岩相测井及识别方法

测井技术获取的地层信息主要是地层岩石各种宏观物理性质的反映，如密度、电阻率、含氢指数、声波传播速度、元素或矿物组分、与颗粒大小相关的泥质含量等［8］。成岩作用使沉积物在粒度、形状、表面结构、取向、矿物成分、孔隙度、渗透率等方面发生变化，这些变化在常规测井及成像测井资料上都能得到响应，而测井具有连续记录钻遇地层各种岩石物理信息的技术特点［13-16］，可以弥补薄片资料的局限性。

4.1 成岩相与测井响应模型的建立

4.1.1 各成岩相的测井响应特征

分析利用薄片鉴定、扫描电镜、岩心观察、阴极发光和成像测井等资料划分的成岩相与测井曲线的关系，发现常规测井曲线对不同成岩相具有一定的响应特征。

图3 各主要成岩相电性特征

主要成岩相电性特征图显示，对碳酸盐胶结相、压实相和溶蚀相最敏感的测井曲线为声波时差(AC)、补偿密度(DEN)、真电阻率(RT)、测井有效孔隙度(PHIE)和测井渗透率(PERM_M)等。成岩相的差异导致测井曲线值明显变化:声波时差(AC)曲线在碳酸盐胶结相呈现明显的相对低值，在溶蚀相呈现明显的相对高值，在压实相呈相对中值;补偿密度(DEN)随着致密性的增强逐渐增高，因此碳酸盐胶结相的补偿密度明显大于压实相，压实相大于溶蚀相。

破裂相在薄片观察中较少见，其类型主要根据成像测井解释结果进行划分。在砂砾岩常规测井中声波时差(AC)、补偿密度(DEN)、真电阻率(RT)等曲线表现出胶结相或者压实相的特征，且│RT-RS│值较高，有效孔隙度(PHIE)呈现相对低值的同时渗透率(PERM_M)相对较高。

4.1.2 成岩相测井响应模型

为了更加准确地利用测井资料进行成岩相划分，需要统计不同类型的成岩相所对应的相关测井值，对各成岩相的测井曲线响应特征进行定量化分析，从而建立成岩相划分的测井相解释模型。具体方法是:选择各种岩心样品分析资料较为完整并且测井资料可靠的已知成岩相井段，统计该井段的相关测井值，读取其变化范围并求取平均值。密度测井(DEN)、声波时差(AC)、真电阻率(RT)和有效孔隙度(PHIE)对成岩相最敏感，成岩相测井解释模板如表2所示。在此，据测井数据平均值绘制交会图，分析其中分异性最好且具代表性的交会图(图4、图5)。

表2 成岩相常规测井解释模板

图4 成岩相DEN—RT交会图

图5 成岩相DEN—AC交会图

4.2 测井响应模型可靠性验证

将丰谷23、新场22等井通过测井解释模板划分的成岩相与利用岩心样品分析资料和录井生产测试资料划分的结果进行对比，以此来验证成岩相测井划分方法的可靠性。

丰谷23井上亚段3 645—3 665 m井段，密度测井(DEN)值呈高值，平均为2.655 g/cm3;声波时差(AC)呈低值，平均为187.66 μs/m;真电阻率(RT)呈高值，平均为1 560 Ω·m;有效孔隙度(PHIE)呈低值，平均为1.7% 。根据常规测井解释模板可以划分为碳酸盐胶结相，3 658—3 662 m井段的岩心样品测试资料确定为碳酸盐胶结相，与常规测井解释模板识别结果一致。

新场22井3 398—3 418 m井段，声波时差(AC)呈相对高值，平均为 230.64 μs/m;真电阻率(RT)呈相对低值，平均为10.8 Ω·m;有效孔隙度(PHIE)呈相对高值，平均为8.97%。根据常规测井解释模板将此井段划分为溶蚀相，与对应的岩心测试分析结果基本相同。

在成岩相划分的研究当中，测井解释模板具有较高的可靠性和准确度，可以作为成岩相划分方法的重要补充内容。

5 结语

研究区须4段致密砂岩所经历的破坏性成岩作用主要包括压实作用、压溶作用、胶结作用等，建设性成岩作用主要包括溶蚀作用和破裂作用。研究区须4段的主要成岩相类型有碳酸盐胶结相、压实相、溶蚀相、破裂相以及它们的过渡类型溶蚀 — 胶结相、胶结 — 压实相和溶蚀 — 胶结相。密度测井(DEN)、声波时差(AC)、真电阻率(RT)和有效孔隙度(PHIE)等测井曲线对不同的成岩相响应较好，利用它们建立的测井成岩相解释模型在非取心井段成岩相识别中效果显著。利用各种岩心样品测试资料和测井成岩相解释模型建立的成岩相综合判别标准可用于研究区的成岩相研究。

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