川東地區黃龍組碳酸鹽巖儲層測井響應特征及儲層發育主控因素

張兵 鄭榮才 黨錄瑞 鄭超 朱宜新 文華國

1.“油氣藏地質及開發工程”國家重點實驗室·成都理工大學 2.中國石油西南油氣田公司重慶氣礦

川東地區黃龍組碳酸鹽巖儲層測井響應特征及儲層發育主控因素

張兵1鄭榮才1黨錄瑞2鄭超2朱宜新2文華國1

1.“油氣藏地質及開發工程”國家重點實驗室·成都理工大學 2.中國石油西南油氣田公司重慶氣礦

四川盆地東部(川東)地區上石炭統黃龍組為該區天然氣藏主力產層,以巖心觀察、鑄體薄片鑒定、掃描電鏡和巖心物性、孔隙結構等資料分析為基礎,結合近期新資料和新認識,對該區黃龍組儲層特征進行更為深入的研究。進一步確定黃龍組儲層巖性主要為顆粒和晶粒白云巖及白云質巖溶角礫巖;儲集空間以晶間孔和晶間溶孔最為發育,次為粒間溶孔、粒內溶孔、鑄模孔、超大溶孔,以及未充填的裂溶縫。依據儲層的電性差異,深入探討了不同孔隙類型組合的儲層特征,劃分出孔洞縫型、孔隙型和裂縫性3類儲集類型,建立了相應的測井響應模型。結論認為,黃龍組儲層發育的規律是:①粒屑灘相帶控制了儲層分布范圍和規模;②成巖期熱液埋藏白云巖化作用是儲層形成的基礎;③巖溶作用擴大了儲層發育范圍,也是提高儲層質量的關鍵。

四川盆地 東部 晚石炭世 儲集層特征 測井響應 模式 成巖作用 沉積相 巖溶作用

四川盆地東部(川東)地區上石炭統黃龍組為該區天然氣藏主力產層,經多年開發已進入“老化”階段,有必要對勘探程度較低的盆地東部周邊地區開展沉積相和儲層特征等基礎地質研究工作。研究區包括川東、渝東和鄂西等地區(以下簡稱川東地區),地理位置北起宣漢張家場、南抵重慶相國寺、西至廣安市、東鄰巫峽和湖北建始縣,面積約10.2×104km2。構造上隸屬于川東高陡褶皺帶,是四川盆地中相對活動的構造區域。區內發育鐵山坡—云和寨、七里峽、大天池、云安廠、大池干和溫泉井等含氣高陡背斜構造帶。

1 黃龍組沉積相和儲層基本特征

1.1 沉積相類型

該區黃龍組發育有薩勃哈、有障壁海岸、海灣陸棚等沉積環境[1]。沉積相演化可劃分為3個階段(圖1):早期(C2h l1)以沉積石膏、膏質白云巖和微晶白云巖為主,屬于典型的薩勃哈沉積建造;中期(C2hl2)海侵擴大,區域上各相帶沿著盆內古隆起和盆緣高地呈現明顯的沉積分異,從東向西由開闊海灣向局限海灣和有障壁海岸過渡,由泥—微晶灰巖、顆粒灰巖組合逐漸向泥—微晶白云巖、顆粒白云巖和晶粒白云巖組合過渡;晚期(C2hl3)海域范圍進一步擴大,整個海灣進入開闊正常的淺海陸棚沉積環境,由泥—微晶灰巖和顆粒灰巖組成頻繁的海侵—海退韻律旋回[2]。

1.2 巖石類型

黃龍組碳酸鹽巖的巖石類型多樣,可劃分為石灰巖和白云巖2大類,其中石灰巖類包括泥—微晶灰巖、含生屑微晶灰巖、微或亮晶顆粒灰巖、去云化粉—細晶次生灰巖和灰質巖溶角礫巖;白云巖類包括泥—微晶白云巖、顆粒粉—細晶白云巖、粉晶—細晶白云巖、去云化粉—細晶云灰巖和白云質巖溶角礫巖[3]。

1.3 儲層特征

1.3.1 孔隙類型

根據產氣井儲層統計資料,孔隙類型計有晶間孔、晶間溶孔、粒內溶孔、粒間溶孔、鑄模孔和裂縫等,其中有效儲集空間主要是晶間孔、晶間溶孔,其次為粒間溶孔和粒內溶孔,未充填的裂溶縫為最有效的運移通道。

圖1 川東黃龍組沉積相綜合柱狀圖(轎1井)

1.3.1.1 晶間孔

晶間孔是指石灰巖轉化為白云巖時形成的孔隙,常呈規則多面體狀,孔徑一般為0.05～0.15 mm,往往具有很好的連通性(圖2-Ⅰ)。研究區內主要發育在白云巖化和重結晶作用強烈的晶粒白云巖中。

1.3.1.2 次生粒間和晶間溶孔

大多數粒間溶孔發生在顆粒或晶粒之間,由膠結物和基質被溶蝕形成,孔徑一般為0.1～0.3 mm(圖2-Ⅱ)。這種孔隙主要發育在生物碎屑砂屑白云巖和粉—細晶白云巖中,由溶蝕形成的大量粒間和晶間溶孔是構成有效儲集空間最重要的孔隙類型。

圖2 川東地區黃龍組孔隙類型及成巖作用圖

1.3.1.3 粒內溶孔

粒內溶孔是指各種顆粒或晶粒內部由于選擇性溶解作用所形成的孔隙(圖2-Ⅲ、Ⅳ),主要分布于生物碎屑和藻屑中,形態不規則,大小不等,孔徑一般為0.1～0.15 mm,是較為常見孔隙類型。這類孔隙可能是早期大氣淡水對生物屑或藻屑進行不完全溶蝕而成,也可能是較晚成巖期酸性有機熱液對顆粒或晶粒進行不完全的選擇性溶蝕作用產物,部分粒內溶孔被更晚期的自生石英充填,導致粒內溶孔減少。

1.3.1.4 鑄模孔

由各種生物選擇性地被全部溶蝕形成鑄模孔(圖2-Ⅴ),常具螺殼、瓣鰓和有孔蟲外形,而棘屑、腕足等基本不發生溶蝕。鑄模孔在該區較發育,對儲層貢獻較大。

1.3.1.5 超大粒間和晶間溶孔

主要發育在埋藏交代成因的顆粒或晶粒白云巖中,常是呈規則多面體狀的粒間或晶間孔經強烈溶蝕擴大而形成超大粒間和晶間溶孔(圖2-Ⅵ),孔徑0.2～1.5 mm,多為中孔和大孔,部分為大于2 mm的溶洞,是最有效的儲集空間。此類孔隙大多數充填有晚期的中—粗晶方解石、白云石、天青石、螢石、石英和瀝青等。

1.3.1.6 裂縫

裂縫類型按照成因可分為成巖期壓溶縫、構造期破裂縫和沿裂縫發育的溶縫(圖2-Ⅶ、Ⅷ)。成巖期壓溶縫在各類巖石中較為常見,較早期裂縫受壓溶作用呈縫合線狀或粒緣縫狀分布,內充填富有機質泥質,裂縫閉合度高,對儲滲性貢獻不大;構造裂縫常呈開啟度很高的平直高角度縫,縫內常充填有晚期次生礦物,常見的充填物有鐵方解石、石英、螢石、黃鐵礦等;溶蝕縫大多數是在前2類裂縫的基礎上經溶蝕發展而成,通常呈不規則彎曲狀,其成因與生烴過程中排出的酸性有機熱液的溶解作用有關,可提供重要的油氣滲流通道,對改善儲層的孔、滲性有重要貢獻,但也常被晚期鐵方解石、石英等次生礦物不完全充填影響儲層物性。

1.3.2 孔隙結構特征

川東地區黃龍組碳酸鹽巖儲層經歷的成巖改造強烈,孔隙結構較復雜。根據毛細管壓力曲線及孔喉特征參數,結合鑄體薄片及掃描電鏡的孔隙鑒定結果,將儲層孔隙結構劃分為以下4個類型。

Ⅰ型:孔隙類型主要為粒間溶孔、晶間溶孔以及裂縫組合,巖石類型主要為溶孔狀顆粒—晶粒白云巖,毛細管壓力曲線為分選好的單峰較粗歪度,呈很平緩的右凹平臺狀,平臺較長(圖3中A曲線)。排驅壓力小于0.1 M Pa,中值壓力小于1.0 M Pa,孔隙度大于或等于12%,滲透率大于或等于1 mD,為該區最好的孔隙結構類型。

Ⅱ型:孔隙類型主要為晶間孔和粒間溶孔組合,巖石類型主要為晶粒白云巖、云質巖溶角礫巖,毛細管壓力曲線為單峰較細歪度,呈較平緩的右凹平臺狀,平臺較短(圖3中B曲線)。排驅壓力為0.1～1 MPa,中值壓力為1.0～5.0 MPa,孔隙度為6%～12%,滲透率為0.1～1 mD,為該區較好的孔隙結構類型。

圖3 各類儲層毛細管壓力曲線圖

Ⅲ型:孔隙類型為鑄模孔以及粒間孔組合,巖石類型主要為灰質白云巖、云質巖溶角礫巖,毛細管壓力曲線為單峰細歪度,呈略向左微凹的平臺狀 (圖3中 C曲線)。排驅壓力為1.0～5.0 M Pa,中值壓力為5.0～10.0 M Pa,孔隙度為3%～6%,滲透率為0.01～0.1 mD,為該區中等—差的孔隙結構類型。

Ⅳ型:孔隙類型為粒內溶孔以及裂縫組合,巖石類型主要為晶粒灰巖、白云質灰巖和泥微晶灰巖,毛細管壓力曲線為單峰細歪度,也呈明顯向左微凹的平臺狀(圖3中D曲線)。排驅壓力大于5.0 M Pa,中值壓力大于10.0 M Pa,孔隙度小于3%,滲透率小于0.01 mD,為該區極差或無儲集能力的孔隙結構類型。

2 儲層類型及測井響應模型

川東地區黃龍組碳酸鹽巖受到長期的大氣水風化、剝蝕和溶蝕作用改造,由孔隙、溶洞和裂縫組成的儲集空間很發育,但也非常復雜[4-5],按孔、洞、縫的組合方式及其所占比例的差異性可將儲層劃分為不同孔、滲特征的3種類型,各類型儲層的常規測井響應特征有明顯差異[6-8],具有不同的測井響應模型。

2.1 孔洞縫型儲層測井響應模型

此類型是川東黃龍組最好的儲層類型,主要出現在顆粒—晶粒白云巖中,孔隙度為0.55%～15.17%,平均值為4.15%,滲透率分布在0.01～96.08 mD,平均值高達12.64 mD。儲集空間以粒間溶孔、晶間溶孔為主,微裂縫較發育(圖2中Ⅵ—Ⅶ)。如圖4,測井響應特征為:井徑曲線異常增大,自然伽馬變化范圍較大但較低,一般在15～40 API;電阻率值較低,僅為幾十歐姆·米;雙側向曲線一般呈具有一定幅度差的“弓”形;三孔隙度測井曲線中,中子孔隙度值出現相對的高值,而密度曲線恰恰與中子孔隙度曲線相反,相應的下降,聲波時差相應升高,表明含有較多大型孔洞和裂縫。

2.2 孔隙型儲層測井響應模型

此類型為川東黃龍組最重要的儲層類型之一,主要發育在白云質巖溶角礫巖、灰質白云巖中。孔隙度為0.32%～14.94%,平均值為3.51%,滲透率分布在0.01～53.6 mD,平均值為13.43 mD左右。儲集空間以粒間孔、粒內孔為主,微裂縫相對不發育(圖2中Ⅰ—Ⅴ)。測井響應特征為:井徑正常或略有擴徑或呈輕微鋸齒狀;自然伽馬值相對較高,變化范圍較小,一般在20～30 API;電阻率值相對較高,一般為幾百歐姆·米,曲線呈“左凸”形;在三孔隙度測井曲線中,具有相對較高的密度值,較低的中子孔隙度和聲波時差值,反映發育較多針狀孔隙(圖4)。

2.3 裂縫型儲層測井響應模型

此類儲層在該區黃龍組較發育,主要分布在次生晶粒灰巖、泥—微晶白云巖(圖2-Ⅷ)和泥—微晶灰巖中,在膠結作用較強的白云質巖溶角礫巖中也有一定程度發育。孔隙度為 0.29%～2.76%,平均值為1.12%,滲透率為0.01～0.57 mD,平均值為0.2 mD左右。測井響應特征為:對應裂縫發育段井徑局部擴徑;自然伽馬值較低,變化范圍較大(10～40 A PI);電阻率值較低;深、淺雙側向具有較大的幅度差;在三孔隙度測井曲線中,補償中子、密度、聲波時差值隨裂縫發育規模而出現相應的變化,對應微裂縫,補償中子、密度、聲波曲線變化小,接近骨架測井值,反映基質巖孔隙不發育的致密巖性特征(圖4)。

3 儲集層發育主控因素

3.1 沉積相與巖性對儲層發育的控制

不同沉積微相和巖石類型的樣品物性分析資料,表明川東黃龍組碳酸鹽巖儲層中以粒屑灘相的顆粒白云巖、晶粒白云巖及白云質巖溶角礫巖的物性為最好,以發育孔洞縫型和孔隙型儲層為主,而薩勃哈相的次生晶粒灰巖、泥—微晶白云巖和開闊—局限海灣潮下相的泥—微晶灰巖及膠結作用較強的巖溶角礫巖普遍很致密,僅局部發育有裂縫型儲層。

圖4 川東地區黃龍組不同類型儲層測井響應模型圖

3.2 白云巖化對儲層發育的控制

好的儲層幾乎全為白云巖類,即使是巖溶角礫巖,也以白云質巖溶角礫巖的儲集物性更好,表明儲層的發育與白云巖化作用息息相關,近期眾多研究成果和進展[9-11]已證明儲集性良好的黃龍組白云巖儲層,主要是早—中成巖階段熱液埋藏白云巖化作用的產物。

3.3 古巖溶作用對儲層發育的控制

黃龍組經過短暫的淺埋藏成巖作用后,受大的構造運動事件(云南運動)影響,整體抬升并遭受長時間古表生期的暴露剝蝕作用,受大氣水影響而發生強烈的巖溶作用,對黃龍組進行了深層的巖溶改造作用,使沉積物原始沉積形態遭到破壞,溶洞、裂縫發育,對儲層的孔隙和連通性起到了積極和獨特的建設性作用。

4 結論

1)川東地區黃龍組碳酸鹽巖可劃分為孔洞縫型、孔隙型和裂縫型3種儲層類型,不同的儲層類型具有不同的測井響應特征,其中孔洞縫型是最好的儲層類型,孔隙型是最發育的儲層類型。

2)黃龍組儲層發育的規律可歸結為3點:①粒屑灘相帶控制了儲層分布范圍;②成巖期熱液埋藏白云巖化作用是儲層形成的基礎;③巖溶作用擴大了儲層發育范圍,是提高儲層級別的關鍵。

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Characteristics of log responsesand major control factors of the development of carbonate reservoirs in the Huanglong Formation,eastern Sichuan Basin

Zhang Bing1,Zheng Rongcai1,Dang Lurui2,Zheng Chao2,Zhu Yixin2,Wen Huaguo1
(1.State Key Laboratory of Oil&Gas Reservoir Geology and Exp loitation,Chengdu University of Technology,Chengdu,Sichuan 610059,China;2.Southw est Oil&Gasfield Com pany,PetroChina,Chongqing 400021,China)

NATUR.GAS IND.VOLUM E 30,ISSUE 10,pp.13-17,10/25/2010.(ISSN 1000-0976;In Chinese)

The Upper Carboniferous Huanglong Fo rmation is themajo r gas pay zone in the eastern Sichuan Basin.Based on core observation,cast thin section analysis,SEM,core physical p roperties,and pore structure,we perform an in-dep th study of the reservoir characteristics of the Huanglong Fo rmation.The lithologies of the Huanglong Formation reservoirs are dominated by granular dolomite and crystalline dolomite as well as dolomitic karst breccia.The reservoir spaces are dominated by intercrystalline po res and intercrystalline dissolution po res,followed by inter-granular dissolution po res,intra-granular dissolution pores,moldic pores,superlarge dissolution pores aswell as dissolved fracturesw ithout cements.Acco rding to the electrical p roperty contrast of reservoirs,we recognize 3 reservoir types including po re-cavern-fracture type,pore-type,and fracture-type and build co rresponding log response models.The follow ing conclusions areobtained.①Detrital bank facies belt controls the distribution and scaleof reservoirs.②Thermal and burial dolomitization is themajormechanism of reservoir formation.③Karstification notonly enlarges the scale of reservoirs but imp roves their quality.

eastern Sichuan Basin,Late Carboniferous,reservoir feature,log response,mode,diagenesis,sedimentary facies, karstification

張兵等.川東地區黃龍組碳酸鹽巖儲層測井響應特征及儲層發育主控因素.天然氣工業,2010,30(10):13-17.

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.10.003

張兵,1981年生,博士;現在成都理工大學博士后工作站從事石油地質學、儲層沉積學研究工作。地址:(610059)四川省成都市二仙橋東三路1號成都理工大學。電話:13880183776。E-mail:zb4819890@qq.com

(修改回稿日期 2010-08-25 編輯 羅冬梅)

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.10.003

Zhang Bing,bo rn in 1981,holds a Ph.D degree and is engaged in research of petroleum geology and reservoir sedimentology.

Add:No.1,Dongsan Rd.,Erxianqiao,Chengdu,Sichuan 610059,P.R.China

Tel:+86-13880183776 E-mail:zb4819890@qq.com