川西南部嘉陵江組儲層特征及主控因素

張本健，裴森奇，尹 宏，楊 毅

（中國石油西南油氣田公司川西北氣礦）

川西南部嘉陵江組儲層特征及主控因素

張本健，裴森奇，尹 宏，楊 毅

（中國石油西南油氣田公司川西北氣礦）

對四川盆地川西南部地區(qū)下三疊統(tǒng)嘉陵江組儲集空間特征、儲層性質(zhì)及儲層主控因素研究認為：嘉陵江組縱向上具多產(chǎn)層、多儲蓋組合特征，因孔、洞、縫發(fā)育程度的差異，使嘉五1、嘉四1、嘉二1—嘉一各段以發(fā)育裂縫-孔隙型儲層為主，嘉四3亞段、嘉三段主要發(fā)育裂縫-孔隙型或裂縫型儲層；沉積相控制了有利巖相帶的時空分布、儲層物性、儲層次生孔隙的發(fā)育和儲層的幾何形態(tài)，白云石化、溶蝕作用控制了次生孔、洞的形成和分布，而構造作用影響了裂縫的發(fā)育程度。漢王場、大興場等構造處于加里東古隆起的斜坡帶，具有良好的勘探前景。

儲層特征；主控因素；勘探方向；下三疊統(tǒng)嘉陵江組；川西南部

研究區(qū)位于四川盆地西南部，區(qū)域上隸屬于龍門山推覆體構造沖斷帶川西前陸盆地的南段。沉積地層從晚元古界震旦系以來發(fā)育齊全，其中下三疊統(tǒng)嘉陵江組為一套海相碳酸鹽巖沉積，巖性以灰?guī)r、白云巖及石膏為主。四川盆地大規(guī)模的以嘉陵江組為目的層的勘探集中在20世紀六七十年代[1］，在川東、川南、川中等地區(qū)均獲得多個氣田（藏），形成了較大的儲量規(guī)模和生產(chǎn)規(guī)模。目前，川西南部約16 000 km2范圍內(nèi)，雖僅有7口井鉆達或鉆穿嘉陵江組，但油氣顯示良好，是值得勘探的地區(qū)。筆者對該區(qū)嘉陵江組儲層特征及主控因素進行研究，旨在為尋找有利勘探區(qū)提供依據(jù)。

1 地質(zhì)背景

四川盆地嘉陵江組屬于穩(wěn)定型咸化海沉積，在早三疊世嘉陵江期繼承性發(fā)育了碳酸鹽巖臺地沉積。海平面的頻繁振蕩，造就了嘉陵江組地層多旋回、多儲蓋組合的特征。該組地層縱向上可分為5個段及11個亞段（圖1），各段及亞段間為整合接觸，由海侵—海退序列沉積的白云巖、石灰?guī)r、石膏和鹽巖及局部分布的碎屑巖等組成，厚度為600～1 000 m。

圖1 川西南部地區(qū)嘉陵江組儲蓋組合綜合圖Fig.1 Collective diagram showing reservoir-cap assemblage of Jialingjiang Formation in southwestern Sichuan Basin

四川盆地的勘探揭示，嘉陵江組主要有嘉一—嘉二1、嘉二2、嘉二3、嘉三—嘉四1、嘉四3和嘉五1等6套儲集單元，每一套儲集單元頂部均以石膏作為隔蓋層，形成了良好的儲蓋組合（圖1）。鉆探表明，區(qū)內(nèi)嘉陵江組儲層縱向上主要發(fā)育在嘉四1亞段和嘉二段。

2 儲層特征

2.1 巖性特征

研究區(qū)嘉陵江組巖性和四川盆地其它地區(qū)近似，均以穩(wěn)定、咸化的淺海碳酸鹽巖夾硫酸鹽巖為主，碎屑巖為輔；石膏及鹽巖是主要的隔蓋層，白云巖、石灰?guī)r，特別是那些高能環(huán)境下的生屑、砂屑、礫屑和鮞灘白云巖、石灰?guī)r，是良好的儲集層[2］。

2.2 儲集空間類型

碳酸鹽巖儲層化學成分復雜、穩(wěn)定性差、可改造性強，沉積期后受溶解、白云石化、交代、重結(jié)晶、壓溶等成巖作用影響大，形成從微孔到孔、洞和縫等多種類型的儲滲空間（表1）。

據(jù)野外剖面和鉆井巖心的宏觀、微觀特征，結(jié)合儲集空間的大小、形態(tài)、成因及與巖石結(jié)構的關系，可將研究區(qū)嘉陵江組儲集空間劃分為孔隙、溶洞和裂縫三大類（表1）。總體來說，儲層以次生孔隙為主，原生孔隙極少；洞隙主要為孔隙性、裂縫性洞穴；裂縫主要以小型斜交構造縫為主。

表1 川西南部地區(qū)嘉陵江組儲集空間類型Table 1 Reservoir space types of Jialingjiang Formation in southwestern Sichuan Basin

2.3 物性特征及多種儲集類型

通過對研究區(qū)3口鉆井166塊樣品的實測統(tǒng)計，嘉陵江組儲層孔隙度最大為9.5%，平均為2.5%，滲透率最大為10.7 mD，平均為0.35 mD（漢1井，圖2），多低于川東臥龍河（據(jù)巖心資料統(tǒng)計，儲層孔隙度為 0.5%～19.75%，滲透率為 0.009～0.99 mD）等已知嘉陵江組氣藏儲層。

從圖3可知，孔、滲的相關性差，明顯呈2個區(qū)域分布。這與蜀南麻柳場嘉陵江組儲層特征分布趨勢一致[3］，都具有兩區(qū)分布特征。研究認為，圖3中Ⅰ區(qū)為高孔分布區(qū)，滲透率隨孔隙度的增高而增大，孔、滲相關性好，儲層主要以孔隙喉道為滲流通道，具孔隙型儲層特征（圖4）；而Ⅱ區(qū)為低孔、高滲區(qū)，孔、滲相關性差，儲層中有明顯的裂縫參與滲流，具裂縫型或孔隙-裂縫型儲層特征（圖5）。

圖2 漢1井嘉陵江組巖心孔隙度（左）、滲透率（右）分布頻率直方圖Fig.2 Histogram of porosity （left） and permeability （right） distribution frequency of Jialingjiang Formation in Han 1 well

圖3 川西南部地區(qū)嘉陵江組巖心孔隙度與滲透率關系圖Fig.3 Relationship between porosity and permeability of Jialingjiang Formation in southwestern Sichuan Basin

圖4 麻6井，嘉二1，（鮞）粒間溶孔，鑄體薄片，×25Fig.4 Intergranular dissolved pore of T1j21in Ma 6 well

圖5 滎經(jīng)花灘剖面，嘉二，粉晶含灰質(zhì)白云巖，鑄體薄片，×25Fig.5 Crystal powder limy dolomite of T1j2in Huatan，Yingjing section

3 嘉陵江組儲層發(fā)育控制因素

3.1 有利的巖相帶是儲層發(fā)育的基礎

川西南部地區(qū)儲層物性與巖性關系研究表明（表2），云巖類孔隙度多高于石灰?guī)r類，晶形粗的云巖孔隙度大于3%，藻屑、砂屑白云巖和鮞粒白云巖類孔隙度大于5%，灰?guī)r類孔隙度多低于2%，膏巖類孔隙度小于1%，反映出巖屑相帶與儲集層緊密相關。

表2 川西南部地區(qū)嘉陵江組巖類與孔隙度關系圖Table 2 Relationship between rock type and porosity of Jialingjiang Formation in southwestern Sichuan Basin

3.1.1 沉積相帶制約著儲層的空間分布

前已述及，四川盆地嘉陵江組縱向上已發(fā)現(xiàn)了6套儲集單元，這些儲集層往往位于海退沉積的上部。如嘉一—嘉二1、嘉三—嘉四1、嘉四3、嘉五1等灘相儲集巖體，多呈透鏡狀，局部以塊狀或?qū)訝畛霈F(xiàn)于儲層的上部層段中，在平面上多沿灘體的高部位分布[4］。

3.1.2 殘余原生孔隙常保存在特定的巖相中

如暴露淺灘相白云巖、石灰?guī)r中的殘余粒間孔，潮坪藻白云巖中的窗格孔等。由于此類巖相上覆蓋層較致密，雖經(jīng)后期成巖壓實、充填，但局部仍有殘存原生孔隙發(fā)育。

3.1.3 良好的巖相帶有助于次生孔隙的形成與演化

碳酸鹽巖次生孔隙是沉積期后地質(zhì)營力，特別是溶蝕作用的產(chǎn)物。溶蝕作用選擇性強，多在易溶性的巖性、巖相帶中進行，如那些膠結(jié)弱、殘留孔隙較多、地貌相對較高的淺灘相、礁后微相極易被溶蝕[5］。

3.1.4 良好的巖相制約著儲集層的幾何形態(tài)

這里儲集層的幾何形態(tài)是指有效的儲集巖體在三維空間的展布形態(tài)。不同巖相的儲集巖，其幾何形態(tài)各不相同。潮坪藻白云巖儲集層多為薄層狀或條帶狀，淺灘相儲集層通常為透鏡狀，礁型白云巖儲集層常為塊狀，膏溶角礫白云巖儲集層常為不規(guī)則層狀。此外，巖相還與孔隙類型關系緊密。粒間孔隙發(fā)育于粒間白云巖、鮞粒白云巖中，如川南陽高寺、川東永安場及川西南漢王場嘉一段鮞粒白云巖；粒內(nèi)孔隙常見于嘉五段、嘉四段、嘉一段鮞粒碳酸鹽巖中，如陽22井嘉一段的負鮞灰?guī)r，鮞粒全被溶蝕形成鮞粒鑄?？?，孔隙度高達20%；晶間孔隙主要發(fā)育于嘉四1—嘉三段粉晶白云巖中。

3.2 成巖作用控制次生孔隙的形成和分布

川西南部嘉陵江組年代老、埋藏深，經(jīng)歷了多期構造運動，其中常見的成巖作用及其對巖石物性的影響見圖6。

圖6 成巖作用與巖石物性關系圖Fig.6 Relationship between diagenesis and petrophysics

3.2.1 白云石化作用

白云石化作用實質(zhì)上是MgCO3取代CaCO3的作用，由于前者的直徑小于后者，理論計算孔隙度增大12%～13%。川東嘉陵江組儲層研究表明[6-7］：石灰?guī)r孔隙度一般小于1.5%；白云巖孔隙度隨白云石含量的增大而增高，其中潮上灰泥坪環(huán)境下的準同生期云化的泥晶白云巖孔隙度一般小于2%，潮間—潮下砂坪、藻坪環(huán)境下于成巖后生期形成的白云巖孔隙度為5%～8%，最高可達20%；川西南部地區(qū)粉晶白云巖、鮞粒白云巖孔隙度約6%，膏質(zhì)云巖、灰質(zhì)云巖和灰?guī)r類孔隙度多小于2%，膏鹽巖類孔隙度多低于1%。

3.2.2 溶蝕作用

溶蝕作用具多期性，常與構造運動、水介質(zhì)條件和滲流通道有關[8］。準同生期，當嘉陵江組灘相地層暴露海面，受富含CO2的淡水淋濾、溶解則形成各種孔隙。鮞粒、隱藻屑、藻球團粒和軟體生物中的文石及高鎂方解石，最易被溶解形成粒內(nèi)孔和鑄模孔。此類孔隙多見于嘉五段及嘉四1、嘉二1亞段中。淺埋藏期以淡水的溶蝕為主，而深埋藏期因有酸性水的參與，溶蝕加劇，常對膠結(jié)物進行溶蝕而形成粒間溶孔，多沿裂縫形成扁平狀、“串珠狀”孔洞，前者多見于嘉四1、嘉二1亞段的儲層，后者較普遍，各層均可見及。晶間孔、晶間溶孔多見于粉晶白云巖中。在嘉五1、嘉四2亞段也可見到石膏礦物被溶解而形成較孤立的膏?？紫?。

4 結(jié)論與建議

（1）嘉陵江組縱向上具多儲蓋組合特征，儲集類型主要為孔隙-裂縫型或裂縫型。但嘉五1、嘉四1、嘉二1—嘉一各段在有利灘相巖類分布區(qū)，可能溶蝕孔隙較發(fā)育，是裂縫-孔隙型氣藏潛在的有利勘探層位和區(qū)帶。

（2）沉積環(huán)境控制著有利巖相帶的時空分布，儲集巖多發(fā)育于海退期儲集單元的上部。有利巖相控制著儲層孔隙的發(fā)育和儲層物性，制約著儲層的幾何形態(tài)和空間分布，而白云石化、溶蝕等成巖后作用又進一步控制著次生孔、洞的形成和分布。

（3）嘉四2、嘉四3亞段儲產(chǎn)層在川西南部地區(qū)巖相變差。嘉四1、嘉二1亞段鮞粒白云巖、粉晶白云巖發(fā)育，是主探目標層系。在該區(qū)可以加強加里東古隆起斜坡帶漢王場—大興場地區(qū)的沉積相和地震儲層預測，并精選井位，可望有所突破。

致謝：本文研究和成文過程中得到邱宗恬高級工程師的幫助，在此表示感謝。

[1]王維斌，茍洪才，邱彬，等.四川盆地東部下三疊統(tǒng)嘉陵江組儲層特征[J］.天然氣工業(yè)，2005，25（10）：30-32.

[2]徐春春，李俊良，姚宴波，等.中國海相油氣田勘探實例之八：四川盆地磨溪氣田嘉二氣藏的勘探與發(fā)現(xiàn)[J］.海相油氣地質(zhì)，2006，11（4）：54-61.

[3]吳勇，覃建雄，于靜.川中磨溪氣田雷一1儲層古巖溶發(fā)育特征[J］.天然氣地球科學，1996，7（2）：15-21.

[4]張奇，秦成明，張紅梅.川東嘉二2層粒屑灘成灘方式及氣藏分布規(guī)律[J］.天然氣工業(yè)，2005，25（增刊 A）：14-17.

[5]林輝.川東北達縣—宣漢地區(qū)雙廟場構造嘉二段儲層特征[J］.巖性油氣藏，2009，21（2）：59-63.

[6]張永貞，張帆，王興志.川東地區(qū)寨溝灣構造嘉二段儲層特征及平面分布規(guī)律[J］.巖性油氣藏，2009，21（2）：76-82.

[7]楊天泉，唐澤堯.臥龍河復雜氣田的地質(zhì)特征及勘探開發(fā)技術[J］.天然氣工業(yè)，1995，15（6）：5-9.

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Reservoir characteristics and main controlling factors of Jialingjiang Formation in southwestern Sichuan Basin

ZHANG Ben-jian， PEI Sen-qi， YIN Hong， YANG Yi
（Northwest Sichuan Gas Field， Southwest Oil&Gas Field Company， PetroChina， Jiangyou 610213，China）

The reservoir space,properties and main controlling factors of Lower Triassic Jialingjiang Formation in southwestern Sichuan Basin are studied.The result shows that Jialingjiang Formation developed multiple pay formation and reservoir-cap assemblages in the vertical.Because ofthe difference ofdevelopingdegree ofpore,cavityand fracture,the reservoirs ofT1j51,T1j41and T1j21-T1j11are mainlyfracture-pore reservoir,while the reservoirs ofT1j43、T1j3are mainly pore-fracture reservoir.The sedimentaryfacies controls the distribution offavorable lithofacies belt,physical property,the development of secondary pore and reservoir configuration.Dolomization and dissolution control the formation and distribution ofsecondarypore and cavity,while tectonismaffects the development offracture.The Daxingchangand Han wangchangstructures which are located in the Caledonian palaeohigh ramp region have favorable exploration potential.

reservoir characteristics； main controlling factors； exploration direction； Lower Triassic Jialingjiang Formation；southwestern Sichuan Basin

TE122.2

A

1673-8926（2011）03-0080-04

2010-07-28；

2010-11-15

張本健，1980年生，男，工程師，主要從事測井儲層評價及綜合地質(zhì)研究工作。地址：（621709）四川省江油市川西北氣礦勘探開發(fā)研究所。 電話：（0816）3615293。 E-mail：zbjian@petrochina.com.cn

于惠宇）