楊 喆，鐘大康，杜本強，李其榮，祝海華，周煜哲

（1.中國石油大學（北京）油氣資源與探測國家重點實驗室，北京102249；2.中國石油大學（北京）地球科學學院，北京102249；3.中國石油西南油氣田分公司蜀南氣礦，四川瀘州646000）

0 引言

蜀南地區位于四川盆地南部（圖1），跨越川西南低緩構造區、川南低陡構造區以及川中—川南過渡帶的低平構造區南部這3個構造單元，在嘉陵江期受華鎣山斷裂帶活動的影響發育瀘州古隆起，形成東高、西低的古地貌格局［1］。三疊系嘉陵江組可劃分為嘉一、嘉二、嘉三、嘉四和嘉五共5個巖性段，地層厚度為400～600m，總體呈東厚、西薄的趨勢。嘉二段又可細分為嘉二1、嘉二2和嘉二3共3個亞段，形成于海平面下降期半干旱—干旱環境，發育混積潮坪、潮緣灘、開闊臺地、臺內灘、局限臺地以及蒸發臺地等沉積相［2-4］。

圖1 蜀南地區位置Fig.1 Location of the southern Sichuan Basin

下三疊統嘉陵江組碳酸鹽巖是四川盆地重要的產層之一，含有豐富的油氣資源，自20世紀50年代中期發現嘉陵江組氣藏以來，歷經幾十年的勘探并取得了較大進展［5-7］。其中嘉一和嘉三段氣藏勘探程度相對較高［8-9］；嘉二段由于儲層單層薄和非均質性強，分布范圍小，直井勘探開發效果不理想，勘探程度相對較低。2012年在蜀南地區靈音寺構造實施水平井鉆探技術，使靈音寺構造分布的低產能薄儲層天然氣產量每日可達20萬m3，為配合水平井技術在實際生產中的應用，需要對嘉二段儲層特征及分布規律進行詳細研究。因此，筆者利用鉆井、錄井、巖心、普通薄片及鑄體薄片等資料，研究儲層的巖石、孔隙類型以及成巖過程，系統認識嘉二段儲層特征及其控制因素，為提高蜀南地區油氣產量及尋找新的勘探目標提供依據。

1 巖石學特征

根據蜀南地區8口井巖心及32口井的普通薄片和鑄體薄片觀察，發現該區嘉陵江組嘉二段儲層巖石類型主要為白云巖，灰巖次之。白云巖主要分為顆粒白云巖和晶粒白云巖2種類型。顆粒白云巖又分為鮞粒白云巖和生屑白云巖，部分顆粒白云巖中鮞粒和生屑形態基本消失或殘留幻影，顆粒間膠結物主要為亮晶方解石，分布規律性強，一般發育在嘉二2—嘉二3亞段，呈不連續的片狀分布在潮緣灘及臺內灘中；晶粒白云巖，由于準同生白云石化作用時間短，白云石結晶程度不好，晶粒細小，常為泥晶或泥粉晶，具潮上帶特征，可見鳥眼構造，常有泥質沉積物和石膏伴生，分布在瀘州古隆起的核部及外圍水體較淺的局限臺地內。灰巖類包括鮞粒灰巖、生屑灰巖、少量的砂屑灰巖及泥晶灰巖，發育在嘉二1亞段的底部，分布在開闊臺地及部分潮緣灘內，膠結物主要為亮晶方解石。

巖石實測孔隙度（表1）表明：白云巖平均孔隙度為2.24%，其中粉晶白云巖、泥晶白云巖、生屑白云巖的孔隙度分別為2.47%，2.27%和2.09%；灰巖平均孔隙度為0.98%，除了鮞粒灰巖孔隙度（2.01%）較高外，生屑灰巖與晶粒灰巖孔隙均不發育。因此，儲層主要發育于白云巖中，其中鮞粒白云巖孔隙度最大，其次為泥粉晶白云巖，部分儲層發育在鮞粒灰巖中。

表1 蜀南地區嘉陵江組嘉二段不同巖石類型孔隙Table 1 Statistics of rock pores of the second memberof Jialingjiang Formation in southern Sichuan Basin%

2 儲層孔隙類型及物性特征

通過對同福10井與沈17井等的普通薄片、鑄體薄片和掃描電鏡分析，發現蜀南地區嘉二段儲集空間以次生孔隙為主；原生孔隙為方解石膠結的殘余粒間孔，分布在顆粒灰巖中，孔隙小且分布局限（圖版Ⅰ-1）；次生孔隙主要為與白云石化作用有關的晶間孔、晶間溶孔（圖版Ⅰ-2～Ⅰ-4）以及與溶蝕作用有關的粒內溶孔及鑄模孔（圖版Ⅰ-5）、粒間溶孔（圖版Ⅰ-4）和膏模孔（圖版Ⅰ-6）。晶間溶孔和晶間孔為嘉二段儲層的主要儲集空間類型，其次為粒內溶孔和鑄模孔（粒間溶孔少見），其孔隙特征為：晶間溶孔具有溶孔邊緣不規則、孔隙直徑大于白云石晶粒且分布不均勻等特征；晶間孔孔隙細小，孔隙邊緣規則，分布均勻；粒間溶孔邊緣顆粒不規則，溶蝕痕跡明顯，部分溶蝕孔隙被瀝青充填；粒內溶孔及鑄模孔主要為鮞粒和生屑選擇性溶蝕而形成的孔隙，越靠近核部溶蝕越強烈，而顆粒間的膠結物不發生溶蝕。

根據蜀南地區11 007個巖心物性數據分析，認為嘉二段儲層屬于低孔、低滲孔隙型儲層，其中嘉二3亞段物性最好，平均孔隙度為5.08%，滲透率為0.01～144.00mD，滲透率大于0.01mD的樣品僅占37.9%；嘉二2亞段物性次之，平均孔隙度為4.51%，滲透率為0.01～116.00mD，滲透率大于0.01mD的樣品占33.5%；嘉二1亞段雖然其平均孔隙度為5.03%，但小于0.01mD的低滲透率樣品的比例大于77.7%，物性最差。

孔隙型儲層滲透率往往隨著孔隙度的增大而增大，孔滲之間具有良好的相關性，而裂縫型儲層孔滲之間不具有相關性［10］。對巖心物性進行分析，發現蜀南地區嘉二段儲層具有雙重介質特征：一方面大多數孔隙度與滲透率具有良好的相關性，這類孔隙型儲層多位于鮞粒白云巖和泥粉晶白云巖儲層中；另一方面僅有少數孔隙度較低而滲透率高，這種裂縫型儲層發育在致密的泥晶灰巖中，研究區內裂縫型儲層不發育。

3 主要成巖作用特征

通過對普通薄片、鑄體薄片及掃描電鏡等資料的分析，認為研究區內提高儲層質量的成巖作用主要為白云石化作用和溶蝕作用，成巖作用可改善原生孔隙，進而形成次生孔隙。

3.1 白云石化作用

根據薄片鏡下白云巖的巖石結構、晶體大小和殘余結構，以及各類孔隙的發育狀況等，將白云石化作用分為早期混合水白云石化作用、準同生白云石化作用和埋藏白云石化作用［11-12］。根據白云石的不同特征將白云石化作用劃分為2種成巖過程：一種是淺灘相中的鮞粒及生屑灰巖經歷早期白云石化作用，首先顆粒內易溶方解石及文石先發生選擇性溶解，顆粒間膠結物不發生溶解［13］，保留原鮞粒、生屑外形，然后在鮞粒及生屑粒內溶孔內白云石沉淀，形成顆粒白云巖（圖版Ⅰ-5、圖版Ⅱ-1）。此時若白云石化較強，晶形好，則可產生晶間孔或粒間孔［14］。當埋藏到一定深度后，埋藏白云石化作用是在早期白云石化作用形成的顆粒白云巖的基礎上進一步加強和調整，一部分顆粒白云巖的顆粒形態基本消失或殘余幻影（圖版Ⅱ-2），另一部分顆粒由于白云石化作用的加強，白云石發生重結晶而形成晶粒較粗的白云巖，在鏡下可觀察到白云石核心殘余方解石具有霧心亮邊結構（圖版Ⅱ-3），白云石與方解石膠結物交叉切割。另一種是泥晶灰巖在干旱炎熱的瀉湖—潮坪環境中，發生準同生白云石化作用而形成泥粉晶白云巖，具有明顯的它形粒狀泥粉晶結構，局部可見鳥眼構造（圖版Ⅱ-4），常與石膏或硬石膏伴生，在鏡下可以看到石膏斑晶結構，見細小的晶間孔（圖版Ⅱ-5）。準同生白云巖非常致密，即使發生重結晶也很少產生可利用的晶間孔［15］，后期埋藏溶蝕作用產生的晶間溶孔可使泥粉晶白云巖的孔隙增加，但其產生的晶間溶孔等溶蝕孔隙的有效性不及鮞粒白云巖中形成的次生孔隙，這也就是鮞粒白云巖的孔隙度好于泥粉晶白云巖的原因。

3.2 溶蝕作用

溶蝕作用主要集中在蜀南地區南部和中部的瀘州古隆起及東南部斜坡區、北部的靈音寺等地區。由于溶蝕作用產生的各種溶蝕孔、洞及晶間溶孔等，極大地提高和改善了白云巖儲層的孔滲性，是儲層中重要的成巖作用。筆者根據溶蝕對象的不同，將溶蝕作用分為早期溶蝕和埋藏期溶蝕2個階段：①早期溶蝕作用。碳酸鹽沉積物暴露于大氣淡水滲流帶，一般臺內灘及潮緣灘內的各種顆粒灰巖容易發生早期的選擇性溶蝕作用，文石和高鎂方解石質的鮞粒和生物骨架首先被溶解，形成鮞粒、生屑、砂屑粒內溶孔及鑄模孔（圖版Ⅱ-6），一部分溶孔被方解石膠結物充填（圖版Ⅱ-7），顆粒間的膠結物一般不發生溶蝕。此類溶蝕作用僅在嘉二1亞段底部出現，分布規律不明顯。②埋藏期溶蝕作用。在蜀南地區古隆起以及東南部的外圍區局限臺地內廣泛發生。埋藏溶蝕作用伴隨著埋藏白云石化作用的發生，形成的孔隙具有不規則性。在鮞粒白云巖中鮞粒完全白云石化形成鮞粒幻影，粒間膠結物以及白云石邊緣發生溶蝕，形成粒間溶孔（圖版Ⅱ-2）。在泥粉晶白云巖及埋藏白云石化作用形成的細粒白云巖中細小的晶間孔發生溶蝕，造成晶間孔邊緣不規則且溶蝕擴大形成大量的晶間溶孔。溶孔常被瀝青沿邊緣或全充填（圖版Ⅱ-8），證明海相烴源巖熱演化過程中形成的有機酸性水可作為埋藏溶蝕作用的流體［16］。

4 儲層發育控制因素

碳酸鹽巖儲層發育與分布受多種因素的控制。研究區嘉二段儲層主要受瀘州古隆起、沉積相及成巖作用的控制。

4.1 古隆起對儲層分布的控制作用

瀘州古隆起位于四川盆地南部，其發育始于東吳運動，定形于印支期早幕形成繼承性古隆起［17］。蜀南地區由于古隆起的存在形成了嘉陵江組沉積時期的古地貌差異，呈現出西北低、東南高的古地貌格局（參見圖1），這種差異導致了蜀南地區沉積條件的變化，最終控制了儲層的空間分布。

嘉陵江組早期（嘉二1亞段）的巖性分布特征顯示：瀘州古隆起地貌明顯高于周緣地區，沉積水體淺且開闊，水動力相對強，碳酸鹽巖沉積速率快，易于形成高能淺灘相［圖2（a）］，是儲層主要發育區域；在古隆起的外圍地區，水體深且開闊，水動力弱，沉積物粒度變細，主要沉積泥晶灰巖，后期發生準同生白云石化作用形成致密的泥粉晶白云巖，不利于儲層發育。同時，古隆起內部東高、西低的古地貌格局又進一步影響了儲層的分異性：①在古隆起西側古地貌偏低，如牟 21 井［圖 2（b）］，暴露幾率低，雖然顆粒灰巖及白云巖發育，但溶蝕作用弱，形成的溶孔被方解石膠結物充填［圖2（c）］，儲層發育程度偏低；②古隆起東部古地貌偏高，如壩19井［圖2（d）］，暴露幾率高，顆粒灰巖溶蝕更為充分［圖2（e）］，粒內溶孔及鑄模孔更為發育，加之水體淺，環境干旱，鹽度高，白云石化作用較古隆起西部更為普遍，因此大部分白云巖儲層分布于古隆起的東部地區。

圖2 蜀南地區古隆起東西部對儲層影響差異Fig.2 The effect of palaeohigh on reservoir in southern Sichuan Basin

4.2 沉積相對儲層發育的控制作用

通過對蜀南地區嘉二段局限臺坪、局限瀉湖、開闊潮下和淺灘4種沉積亞相類型的巖心實測孔隙度統計，發現嘉二段的儲集性能與沉積亞相之間存在相關性。根據不同亞相類型的平均孔隙度的大小，認為淺灘相的儲集性能最好，其次是局限臺地和局限瀉湖。

沉積相對儲層的影響機理在于其控制著巖石的結構和巖性，從而控制巖石的原生孔隙結構。因為無論是溶蝕作用還是白云石化作用，都需要有大量流體通過作為主要運移通道的殘余原生孔隙，而且原生孔隙也是一些溶蝕孔隙的前身，對次生孔隙的發育具有先導作用，很大程度上影響溶蝕孔隙的發育，為儲集空間的形成提供了基礎［18］。在嘉二段海退初期，研究區內發育大量的淺灘相，沉積了一套較厚的鮞粒灰巖與生屑灰巖，顆粒間存在的殘余粒間孔為發生早期溶蝕作用及白云石化作用提供了流體通道，在淺灘相內發育豐富的粒內溶孔及鑄模孔，形成的顆粒白云巖為后期埋藏白云石化作用及埋藏溶蝕作用形成的晶間孔及晶間溶孔奠定了物質基礎，故淺灘相儲集物性最好。在局限臺地，沉積的泥晶灰巖在準同生白云石化作用下，形成致密的泥粉晶白云巖，不利于形成儲層，與淺灘相相比儲集物性較差。

4.3 成巖作用對儲層發育的控制作用

對儲層的巖石特征以及孔隙類型的研究發現，蜀南地區物性較好的儲層均發育在白云巖中，認為白云石化作用是孔隙型儲層形成的主要原因，溶蝕作用是儲層最終形成的關鍵因素。

早期混合水白云石化作用發生在淺灘相的鮞粒灰巖與生屑灰巖中，白云石化程度越高，伴生的早期溶蝕作用越強烈，孔隙也越發育。準同生白云石化作用形成非常致密的泥粉晶白云巖，其晶間孔小且連通性差，對儲層物性基本沒有影響。早期形成的白云質灰巖和泥粉晶白云巖都為后期的埋藏白云石化作用及埋藏溶蝕作用提供了物質基礎，形成的孔隙也是后期埋藏白云石化作用及埋藏溶蝕作用重要的流體運移通道。埋藏白云石化作用可提高儲層白云石化程度及改善儲層的滲透率［19］，形成的晶間孔形狀較為規則。但值得注意的是，儲層中白云石的含量對儲層的發育影響很大。當白云石質量分數低于50%時，白云石間的原生孔隙變化很小，隨著白云石含量的增高，儲層的孔隙度顯著增大；當白云石質量分數大于80%時，儲層孔隙度顯著下降［20-21］，即研究區內蒸發臺地中的白云巖因為白云石化程度過高，巖石孔隙度低，無法形成儲層。

研究區內經過早期溶蝕和埋藏期溶蝕疊合改造而形成儲層。發生在淺灘相內的早期溶蝕作用，使海退早期的顆粒灰巖發生溶蝕而形成粒內溶孔及鑄模孔，一部分溶孔保留下來作為儲層儲集空間，另一部分溶孔被方解石膠結物充填，發生早期白云石化作用而形成白云石；埋藏溶蝕作用是研究區嘉二段儲層經歷的重要成巖過程，為儲層提供了豐富的晶間溶孔及各種形態的溶孔，一方面擴大早期形成的各種類型的溶孔（如粒內溶孔、粒間溶孔等）及晶間孔，另一方面白云巖晶體間膠結物溶蝕作用形成晶間溶孔，提高和改善了白云巖儲層的孔滲性［22］。但研究區內溶蝕作用并沒有形成較大的溶孔與溶洞，儲層的連通性仍較差，使得嘉二段儲層仍為低孔、低滲孔隙型儲層。

5 結論

（1）蜀南地區嘉二段儲層基本發育在與白云石化有關的顆粒白云巖及泥粉晶白云巖中，其晶間溶孔及晶間孔可作為主要的儲集空間，其次為粒內溶孔、鑄模孔及粒間溶孔，儲層的孔隙度與滲透率偏低，屬于低孔、低滲孔隙型儲層。

（2）嘉二段儲層主要經歷白云石化作用以及溶蝕作用。早期顆粒灰巖發生混合水白云石化，并伴隨早期溶蝕作用，形成顆粒白云巖，而泥晶灰巖經歷準同生白云石化作用形成泥粉晶白云巖。早期形成的白云巖埋藏到一定深度后發生埋藏白云石化作用，使白云巖結構變粗，形成晶間孔，同時埋藏溶蝕作用溶蝕改造白云巖，形成晶間溶孔，擴大早期形成的溶孔。

（3）嘉陵江組儲層發育的主控因素可歸納為3點：①瀘州古隆起的存在造成了古地貌差異，導致了蜀南地區沉積條件發生變化，使得白云巖儲層主要分布在古隆起的東部，控制了儲層的空間分布；②不同的沉積相控制儲層的巖石類型，淺灘相沉積顆粒巖為成巖作用提供巖性基礎；③成巖作用控制儲層孔隙類型及其演化，白云石化作用形成的白云巖是形成儲層的主要因素，溶蝕作用的改造為儲層提供物質基礎。

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圖版Ⅰ

圖版Ⅱ