溫西—芭蕉場地區嘉陵江組二段儲層特征研究

陳靜昱，代宗仰，羅 韌，許渴欣，胡春明

（1.西南石油大學四川成都610500；2.中油西南油氣田分公司川東北氣礦，四川達州635000；3.新疆華油能源工程服務有限公司油氣工程技術部，新疆庫爾勒841000；4.渤海鉆探井下作業公司,河北滄州062550）

溫西—芭蕉場地區嘉陵江組二段儲層特征研究

陳靜昱*1，代宗仰1，羅 韌2，許渴欣3，胡春明4

（1.西南石油大學四川成都610500；2.中油西南油氣田分公司川東北氣礦，四川達州635000；3.新疆華油能源工程服務有限公司油氣工程技術部，新疆庫爾勒841000；4.渤海鉆探井下作業公司,河北滄州062550）

根據川東北地區下三疊統嘉陵江組二段沉積、構造發育特點，通過對測井、鉆井資料及實驗室各項分析，對嘉陵江組二段儲層特征進行研究。認為儲層的儲集巖類型為砂屑云巖、砂屑灰巖和少量的細粉晶云巖，主要儲集空間為粒間孔和粒內溶孔，主要儲層類型為裂縫—孔隙型，為低孔、低滲儲層。儲層發育的控制因素主要是沉積相、成巖作用和構造作用，其中裂縫的發育對儲層的儲集性能有較大改善。建議以臺內灘亞相作為今后勘探的重點沉積相帶。

下三疊統；嘉陵江組二段；孔隙結構；儲層；特征；控制因素

研究區位于四川盆地東北宣漢縣和開江縣境內，構造上屬于大巴山前弧形褶皺帶與川東高陡褶皺帶之間的雙弧過渡區[1]。地面及淺層為單斜構造，出露侏羅系沙溪廟組砂泥巖地層，且地形復雜，地貌起伏很大。三疊系是四川當前被證實擁有油氣層數目最多，其中飛仙關組、嘉陵江組是川東主要產氣層，深入研究其儲層特征對未來油氣勘探具有重要意義

1 儲層的巖石學類型

根據巖芯觀察和薄片觀察，嘉陵江組嘉二段儲層的主要巖石學類型為：①顆粒白云巖，該儲層主要包括泥晶—亮晶砂屑云巖、泥晶藻砂屑云巖等類型，因發育粒間溶孔、粒內溶孔、晶間孔和晶間溶孔而成為儲層；②粉晶—細晶云巖，主要以發育白云巖晶間微孔和晶間溶孔為特征，部分粉細晶白云巖具有顆粒幻影，原巖為顆粒灰巖、含膏質粉晶云巖；③顆粒灰巖和泥晶灰巖，該類儲層較為少見，只有裂縫發育時才可成為有效儲層。

據研究，川東地區的Ⅰ、Ⅱ類儲層主要巖性為溶孔亮晶生屑、砂屑云巖，溶孔亮晶鮞粒云巖，而Ⅲ類儲層的主要巖性為溶孔亮晶藻砂屑、藻團塊灰質云巖、溶孔亮晶鮞粒灰巖和砂屑灰巖等，可見研究區與川東地區一樣，儲集性能與儲層巖性關系密切[2]。

從現今嘉二段儲層的縱向分布來看，有效儲層主要分布于每個旋回層序中上部的局限臺地亞相中，以各類溶孔云巖為主，包括泥晶—粉晶砂屑云巖、泥粉晶云巖；在開闊臺地相的泥晶灰巖、顆粒灰巖中也有少量分布；蒸發臺地相基本無儲層分布。

2 儲集空間類型

據巖芯觀察、薄片分析及相關錄井、測井資料的研究，本區嘉二段儲層的主要儲集空間為孔隙和裂縫，少見溶洞。

2.1 孔隙

區內嘉二段的孔隙類型主要有粒間溶孔、粒內溶孔、晶間孔和晶間溶孔、膏溶孔等。①粒間溶孔是指顆粒云巖、顆粒灰巖中顆粒之間的白云石、方解石或膏質膠結物被溶蝕而形成的孔隙，孔隙直徑較晶間溶孔大，常超過1～2個白云石或方解石晶體的直徑。溶蝕作用強烈時，可形成超大孔隙，少量被云石或方解石二次充填，一般發育于具顆粒巖支撐的砂屑、生屑白云巖及殘余顆粒云巖中；②粒內溶孔常與粒間溶孔相伴生，據顆粒的類型，多為泥晶砂屑內溶孔，藻砂屑內溶孔、生屑內溶孔，隱藻屑內溶孔等，粒內溶孔后期可被白云石所充填或半充填，也主要發育于顆粒白云巖中。發育砂屑內溶孔的白云巖，是嘉二段的一種重要儲集巖；③晶間孔主要是指白云石或方解石晶體之間的孔隙，常與晶間溶孔伴生。形成于成巖后生期，常見強白云化晶間孔、填隙物（方解石、白云石）晶間孔、粒內再充填晶間孔及晶間溶蝕孔，一般的規律是白云巖晶間孔優于方解石晶間孔，自形晶晶間孔優于它形晶晶間孔，粗晶晶間孔優于細晶晶間孔，填充物使孔隙縮小，溶蝕作用使其擴大。嘉陵江組二段的白云巖多數為粉晶白云巖，其晶間孔因晶粒小、孔隙也小，但較為分布均勻，在巖心觀察中也發現在個別溶洞被石膏充填后，在部分柱狀石膏晶體之間也有晶間孔的存在；④晶間溶孔，部分細—粉晶云巖在酸性水的作用下發生溶解，孔隙水沿晶間孔隙進行不完全溶蝕，使白云石晶體呈不規則的他形，晶體邊緣為溶蝕港灣狀，形成溶蝕擴大的晶間孔；⑤膏溶孔由石膏晶體及其復合體形成，一般是板、柱、針、粒狀石膏晶體被溶蝕而形成的晶模孔、晶間溶孔或溶蝕擴大孔，其中的晶模孔大部分被去膏化方解石所充填。分散狀或密集分布于含石膏白云巖中。

2.2 裂縫

裂縫在碳酸鹽巖儲層中是一種重要的儲集空間類型和流體滲濾通道。嘉二段的宏觀裂縫根據成因可劃分為構造縫和成巖縫：①縫合線由壓實作用形成，沉積物埋深和壓力達到一定程度時或構造應力足夠高時，固結成巖的“沉積物”開始產生縫合線。由于縫合線是化學壓實作用的產物，其中常被不溶殘余物和碳質部分充填。本區縫合線在嘉一段及嘉二段石灰巖和白云巖中均有發育，一般平行于層理產出，密集時可達10～ 20條/米。②構造縫在嘉二段碳酸鹽巖地層中十分發育，這可能和區內多數探井都鉆遇不同規模的逆斷層有關，在斷裂帶內或鄰近層系中構造裂縫尤為發育。一般在斷層帶附近巖石多發育網狀構造縫，絕大多數都被石膏或白云石、方解石所充填；離斷裂帶稍遠處，一般僅發育單條高角度或低角度裂縫[3]。

據分析，裂縫的充填程度有2種情況。一方面，巖芯中絕大部分構造縫為全充填縫，其充填物主要泥質、石膏、方解石或白云石充填。S1井嘉二3層巖芯描述資料顯示共有裂縫314條，其中有效縫61條，充填縫253條。而充填縫中，方解石充填縫101條，白云石充填縫81條，泥質充填縫46條，石膏充填縫25條。另一方面，測錄井資料和巖芯資料也顯示，地下應有較大數量的開啟縫存在。

3 儲層的物性分布

對S1井和S2井嘉二3亞段的巖芯物性分析表明（圖1，圖2），S2井孔隙度大于2%的樣品僅占總樣品數的11.7%，平均值只有1.12%,最大值4.97%。S1井孔隙度大于2%的樣品僅占總樣品數的3.4%，平均值0.97%,最大值4.73%。說明這兩口井的嘉二3亞段的碳酸鹽巖中只有3%～12%能成為有效儲層。孔滲關系散點圖上，孔隙度與滲透率無明顯的相關關系，顯示儲層發育孔隙較少，可能受裂縫影響較大，特別是巖石基質孔隙度＜2%時，滲透率可以在較大范圍內變化。

圖1 S1和S2嘉二3亞段巖芯分析孔隙度分布直方圖

小直徑巖芯物性分析數值受取樣位置影響較大，而測井數字解釋成果則可彌補這個缺憾。根據研究區5口井嘉陵江組的測井數字化解釋成果如圖3所示,全區嘉二儲層孔隙度分布范圍0.03%～16.87%，其中孔隙度＞2%的占61%，孔隙度為2%～6%的占57%，孔隙度6%～12%的占5.7%左右，大于12%的只有不到1%。

據全區測井孔隙度—滲透率相關關系散點圖（圖4），在孔隙度值小于4%時孔隙度與滲透率基本不存在相關關系，大于4%時，基本呈正相關關系，顯示研究區嘉二段儲層的主要儲集空間類型是孔隙。

圖2 S1井和S2井孔滲關系散點圖

圖3 研究區嘉二段測井解釋儲層孔隙度分布直方圖

總之，根據對區內主要探井的巖芯和測井物性的統計結果，嘉二段儲層總體為低孔、低滲儲層，孔隙度＞6%的儲層僅占碳酸鹽巖總厚度的不足6.5%，各井之間的儲層物性也相差較大；縱向上，最好的儲層段位于嘉二2亞段，在嘉二1亞段和嘉二3亞段也有部分分布。因此，無論是縱向還是橫向，儲層都顯示出極強的非均質性特點。

4 儲層發育的控制因素

碳酸鹽巖儲層的形成、分布和質量好壞，主要受沉積作用、成巖作用以及構造破裂3種地質作用的控制。碳酸鹽巖儲層形成和演化過程中，沉積作用是基礎，它不僅決定了主要儲層的大致分布范圍，還會影響后期成巖作用和構造作用的類型及強度；成巖作用控制了儲層的最終展布及儲層內部孔隙結構；而構造破裂作用往往導致了區域上裂縫和次生孔隙的大量形成，改善早期儲層的儲滲性能，提高儲層質量。

圖4 工區主要探井測井解釋孔隙度-滲透率散點圖

4.1 沉積相

研究區內碳酸鹽巖的主要孔隙為砂屑云巖等顆粒巖的粒內、粒間溶孔，它們主要發育于局限臺地亞相的臺內灘環境。由于后期壓實以及膠結充填等作用的破壞，早期形成的粒內、粒間孔隙被埋藏期的云石、石膏等膠結物逐漸充填，幾乎消失殆盡。但這些被充填的孔隙在晚期有被重新溶解而成孔的優勢，晚期的埋藏溶解作用再次溶蝕擴大，重新成為有效的儲層。因此，嘉二段儲集層受控于沉積相帶的展布。同時，因為顆粒碳酸鹽巖主要發育于臺內灘及部分云坪環境之中，這種相對高能環境中形成的沉積物，原生孔隙含量高，水體能量較強，淘洗干凈，粒間為亮晶膠結，易溶、性脆有利于后期在構造作用下形成裂縫，也為埋藏溶蝕的發育奠定了良好的基礎[4]。而發育于開闊海臺地亞相的泥晶灰巖和泥質灰巖最大孔隙度值都小于1%（圖5），都為非儲層。

4.2 成巖作用

嘉陵江組二段儲層歷經了同生期、早成巖期及晚成巖期的各種成巖作用，總趨勢是原生孔隙消失，次生孔隙逐漸增加，造成現今的儲層狀況（圖6）。在眾多的成巖后生作用中，溶解、壓實與膠結作用貫穿全過程，白云化作用是儲層發育的基礎，破裂作用（巖石失水破裂及構造破裂）進一步改善了儲層。因此，溶蝕作用及充填、膠結作用的相對強弱控制了儲層發育的程度。

圖5 嘉二段不同巖性儲層的平均孔隙度分布圖

4.3 構造作用

本地區構造作用主要表現在印支及喜山期，印支期形成的開江古隆起，對溫泉井及鄰區的影響非常巨大，雖然大部份裂縫被充填，但殘留下來的裂縫常被溶蝕擴大，對孔隙型儲層而言，主要改善了儲層的滲透性；對裂縫性儲層則是重要的儲集空間。而喜山期的構造作用不僅使構造褶皺定型，更重要的是改善了儲層的儲滲性能。

5 結論

（1）研究區嘉陵江組二段儲層巖石學類型主要有顆粒白云巖、粉晶—細晶云巖及顆粒灰巖和泥晶灰巖。縱向上，有效儲層主要分布于每個旋回層序中上部的局限臺地亞相中。主要儲集空間為孔隙和裂縫，溶洞少見。

（2）據測井孔隙度顯示，全區嘉二儲層孔隙度分布范圍0.03%～16.87%，其中孔隙度＞2%的占61%，孔隙度為2%～6%的占57%，孔隙度6%～12%的占5.7%左右，大于12%的只有不到1%，綜合分析，嘉二段儲層總體為低孔、低滲儲層，非均質性強。

圖6 溫泉井地區嘉陵江組嘉二段儲層“四史”關系圖

（3）沉積相對儲層影響因素較大，因為顆粒碳酸鹽巖發育于臺內灘及部分云坪環境之中，原生孔隙含量高，脆性強有利于后期在構造作用下形成裂縫，結合嘉二段鉆探成果，儲層在臺內灘環境中較發育，儲集空間主要為粒間溶孔、粒間孔，代表巖性為粉—細晶云巖、顆粒云巖，該沉積環境在今后的勘探開發過程中要引起重視。

[1]李愛國,易海永,楊曉敏,羅瀟,謝正龍.溫泉井構造帶嘉陵江組氣藏成藏條件研究[J].天然氣勘探與開發,2007（01）:5-8；77.

[2]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律[J].天然氣工業,2005（S1）:14-17.

[3] 李弢,陳克勇.川南嘉陵江組天然氣成藏類型及控制因素探討[J].物探化探計算技術,2008（03）:206-211.

[4] 曾偉,強平,徐建斌,代宗仰,黃繼祥.川東嘉二段氣藏形成的沉積、成巖控制作用[J].石油勘探與開發,1998（03）:38-41.

TE122

A

1004-5716（2015）02-0062-04

2014-03-14

2014-03-17

陳靜昱（1988-），男（漢族），甘肅高臺人，西南石油大學礦產普查與勘探專業在讀碩士研究生，研究方向：油氣田開發地質。