川東北溫泉井及鄰區長興組生物礁儲層特征研究

焦增玉，張 帆，曾德銘，杜江民，張紅霞，馮明友

（1.西南石油大學資源與環境學院；2.石家莊經濟學院資源學院；3.中國石油遼河油田分公司鉆采工藝研究院）

川東北溫泉井及鄰區長興組生物礁儲層特征研究

焦增玉1，張 帆1，曾德銘1，杜江民2，張紅霞3，馮明友1

（1.西南石油大學資源與環境學院；2.石家莊經濟學院資源學院；3.中國石油遼河油田分公司鉆采工藝研究院）

通過巖心觀察、薄片分析及錄井資料分析等，對川東北溫泉井及鄰區黃龍場、五百梯長興組生物礁儲層特征及控制因素進行了較為詳細的研究。結果表明：該區長興組生物礁儲層儲集巖主要為細—中晶白云巖、泥—粉晶白云巖、中—粗晶白云巖和礁灰（云）巖，其中細—中晶白云巖是最好的儲集巖類；儲層物性較差，孔隙度一般小于2%，滲透率一般小于1.0 mD；儲集空間以次生晶間孔、晶間溶孔及粒間溶孔等為主，小溶洞次之，局部發育裂縫，孔隙結構具有低孔、微喉的特點；儲層類型以孔隙型為主，局部為裂縫-孔隙型；儲層主體屬于Ⅲ類儲層，局部發育Ⅰ，Ⅱ類儲層；儲層形成與演化受沉積作用、成巖作用及構造作用的共同影響，其中沉積作用是儲層形成的基礎，成巖作用是改善儲層的關鍵，構造作用為儲層改善提供了有利條件。

長興組；生物礁；儲層特征；控制因素；川東北地區

0 引言

在世界范圍內，生物礁油氣藏占據著重要的位置［1］。自20世紀80年代初在四川盆地華鎣山地區發現老龍洞上二疊統長興組生物礁后，至今已在川東北地區上二疊統長興組獲各種生物礁氣藏10余個，其作為一種特殊的巖性油氣藏，目前已引起業內人士的廣泛關注［2-8］。筆者希望通過對川東北溫泉井、黃龍場及五百梯長興組生物礁儲層特征及主控因素進行研究，能夠為四川盆地生物礁油氣藏的勘探開發提供一些參考。

1 區域地質概況

研究區位于四川省宣漢縣、開江縣與重慶市開縣交界處，構造上隸屬于川東高陡褶皺帶（圖1）。晚二疊世長興期，四川盆地北部為一受控于開江—梁平海槽和城口—鄂西海槽的臺地沉積，在臺地邊緣發育了一系列呈帶狀和串珠狀分布的臺地邊緣生物礁。溫泉井、黃龍場及五百梯生物礁即為分布于開江—梁平海槽東側的臺地邊緣生物礁［9-12］。

圖1 研究區位置圖Fig.1 The location of the study area

2 儲層特征

2.1 主要儲集巖

（1）泥—粉晶白云巖。中—薄層狀，褐灰色，主要由半自形—它形粉晶白云石構成，常見灰質生物屑殘余，黏土礦物和籃藻較少。常分布于礁灘的頂部，可見干裂和鳥眼等暴露構造，表明是經常暴露的淺水潮坪環境的產物（圖版Ⅰ-1）。

（2）細—中晶白云巖。中—厚層塊狀，灰白、褐灰色，云化作用強烈，晶粒結構，主要由細—中晶白云石構成，局部為粉晶—微晶，白云石含量大于50%。該類巖石為生物礁中、上部生屑灘和潮坪灰巖經后期云化和溶解作用而形成，晶間孔、晶間溶孔和蜂窩狀溶蝕孔洞較為發育，面孔率可達20%以上，是最好的儲集巖類（圖版Ⅰ-2）。

（3）中—粗晶白云巖。中—厚層塊狀，灰褐色，晶粒結構，主要由半自形—它形白云石構成，白云石含量大于50%。晶間孔和溶蝕孔洞較發育，面孔率可達5%，重結晶作用較強，儲集物性較好，一般多分布于間歇灘及礁基灘中（圖版Ⅰ-3）。

（4）礁灰（云）巖。主要由海綿灰巖構成，串管海綿和腦紋狀海綿較為發育，個體完整，含量為15%～70%，骨格由泥—粉晶方解石構成，體腔孔常被纖狀粉—細晶方解石全充填。附礁生物主要為管殼石、腹足、瓣鰓和有孔蟲等，含量為5%～10%。雜基含量為20%～30%，由籃綠藻黏結泥屑和細粒生屑組成。

礁灰巖的儲集性能較差，但后期常發生強白云石化，形成礁云巖。礁云巖呈厚層塊狀，灰色、灰白色，白云石含量可達90%。重結晶作用較強烈，具細—微晶結構及礁殘余結構。生物體腔孔和粒間溶孔發育，少量為晶間溶孔，面孔率一般為6%～10%，儲集性能好。因此，礁灰巖經強烈白云巖化形成的礁云巖可作為良好的儲層。

2.2 儲集空間

（1）晶間孔。主要發育于自形—半自形的白云石晶粒之間，常呈三面或多面體形態（圖版Ⅰ-4）。孔徑為0.01～10.00 mm，一般隨晶粒粒徑的增大而變大，局部被灰泥或瀝青充填—半充填。面孔率為2%～5%，局部可達7%以上。一般來說，晶間孔在生物礁中、上部白云巖中有較多分布，是研究區最重要的儲集空間類型。

（2）晶間溶孔。為晶間孔經后期溶蝕擴大而成，具明顯的溶蝕港灣狀、孤島狀痕跡（圖版Ⅰ-4）。部分顆粒內部的粉晶白云石晶體間、裂縫和溶洞亮晶膠結物之間亦存在少量該類孔隙。局部面孔率可達3%～5%，主要發育于生物礁中、上部白云巖中，是研究區常見的儲集空間類型。

（3）粒間溶孔。為顆粒之間的膠結物被溶蝕或粒間孔被溶蝕擴大而成，呈不規則港灣狀（圖版Ⅰ-5、圖版Ⅰ-6）。溶孔大小一般為0.5～2.0 mm，面孔率可達2%以上，連通性較好，研究區內主要發育于生屑云巖、砂屑云巖及生物礁云巖中。

（4）溶洞。研究區發育孔隙型和裂縫型2種溶洞?？紫缎腿芏礊橥诨虺蓭r期大氣淡水沿孔隙溶蝕擴大而成（圖版Ⅰ-2），與孔隙伴生，分布均勻，連通性較好，多為中—小洞，占溶洞總量的95%以上。裂縫型溶洞為沿構造縫溶蝕擴大而成，呈串珠狀分布，洞內見少量充填物，洞間連通性極好，但分布較少，只占溶洞總量的5%以下。溶洞在砂糖狀細—中晶云巖中最為發育，是研究區主要的儲集空間類型之一。

（5）裂縫。研究區發育構造縫和溶蝕縫2種裂縫。其中構造縫縫寬0.001～0.700 mm，具有一定的產狀，多為髙角度縫（圖版Ⅰ-1）；溶蝕縫多發育于白云巖中，縫寬0.001～0.800 mm，縫壁凹凸不平，呈交叉狀，未充填—充填，局部溶蝕擴大形成溶孔（洞），縫合線內充填大量瀝青質。裂縫的存在不僅為油氣聚集提供了有利空間，還為油氣運移提供了主要通道。

2.3 儲層物性特征及孔隙結構特征

對研究區308個巖心孔隙度和264個巖心滲透率的測試結果表明，儲層孔隙度與滲透率均較低，物性較差，總體表現為低孔、低滲特征。其中，五百梯儲層物性相對優于溫泉井和黃龍場儲層物性（圖 2）。

從表1可以看出，研究區儲層具有低孔、微喉的特征。其孔隙結構特征表現為：孔喉（Dm）小，中值孔喉半徑（D50）小，最大連通半徑（RC10）小，飽和度中值半徑（RC50）?。环诌x性（Sp）較差，歪度（SKp）偏細，峰態（Kp）較平緩；排驅壓力（Pd）低，飽和度中值壓力（PC50）低，束縛水飽和度（Smin）低，總體上反映儲層連通性相對較好。

2.4 儲層類型

圖2 研究區長興組孔隙度與滲透率分布特征Fig.2 The porosity and permeability distribution of Changxing Formation in the study area

表1 研究區長興組儲層孔隙結構參數表Table 1 The reservoir pore structure parameters of Changxing Formation in the study area

長興組生物礁作為一種巖性圈閉，其儲集空間以孔隙為主，巖心平均孔隙度為4%左右，平均滲透率為3 mD，屬于低孔、低滲儲層，儲層類型主要為孔隙型。研究區局部地區儲層裂縫較發育，平均有效縫密度可達5條/m，滲透率變化較大，最高達196mD；聲波測井曲線上出現“跳躍”或“刺刀”狀起伏，表現出明顯的裂縫特征；壓汞資料顯示儲層分選性普遍較差，但連通性較好，說明裂縫對滲透性有較大的改善，整體上表現出明顯的裂縫-孔隙型儲層的特征。綜合分析認為研究區長興組生物礁儲層類型以孔隙型為主，局部為裂縫-孔隙型。

2.5 儲層綜合評價

根據儲層物性、孔隙結構特征及壓汞資料等，對研究區生物礁儲層進行了分類評價，將儲層分為4種類型（表2），其中Ⅲ類儲層為研究區主要儲層類型。

（1）Ⅰ類儲層：好儲層，主要發育于長興組礁灘相白云巖中，巖性主要為生屑溶孔云巖，孔隙度大于12%，滲透率大于20 mD。毛管壓力曲線較平滑，“S”型特征明顯，粗歪度，分選好，大孔-粗喉型，排驅壓力較低，飽和度中值壓力小于1 MPa，飽和度中值半徑大于3.5 μm，束縛水飽和度小于10%。研究區內該類儲層極少。

表2 研究區長興組生物礁儲層分類表Table 2 The reef reservoir division of Changxing Formation in the study area

（2）Ⅱ類儲層：中等儲層，主要發育于長興組上部潮坪相白云巖中，巖性以生屑云巖、灰質云巖為主?？紫抖葹?%～12%，滲透率為0.2～20.0 mD。毛管壓力曲線較平滑，較粗歪度，分選較好，中—小孔-中喉型，排驅壓力適中，飽和度中值壓力為1.0～10.0MPa，飽和度中值半徑為 0.6～3.5μm，束縛水飽和度為10%～25%。研究區內該類儲層僅有少量分布。

（3）Ⅲ類儲層：差儲層，主要發育于長興組中、下部礁核部分，巖性主要為云質灰巖、灰巖?？紫抖葹?%～6%，滲透率為0.01～0.20 mD。毛管壓力曲線明顯具中—細歪度，分選中—差，中—微孔-微喉型，排驅壓力及飽和度中值壓力均較高，飽和度中值半徑較小，束縛水飽和度可達25%～50%。研究區大多數儲層屬于該類型。

（4）Ⅳ類儲層：非儲層，主要分布于非礁相致密灰巖、燧石結核灰巖中?？紫抖刃∮?%，滲透率小于0.01 mD。毛管壓力曲線具細歪度，分選差，排驅壓力較高，飽和度中值壓力大于35 MPa，飽和度中值半徑小于0.05 μm，束縛水飽和度大于50%。

3 儲層控制因素

儲層的形成與演化受沉積作用、成巖作用及構造作用共同控制，其中沉積作用和成巖作用是主控因素。沉積作用是基礎，影響后期成巖作用的類型和強度，控制儲層的大致分布范圍；成巖作用是關鍵，決定著儲層的最終分布形態；構造作用為儲集性能的改善提供了有利條件。

3.1 沉積相對儲層的影響

沉積環境是控制巖石類型及其分布的基礎［13］。研究區長興組儲層主要分布于白云巖層段，儲層的發育嚴格受沉積微相的控制。礁灘相顆粒巖經白云石化和溶蝕作用形成的晶間孔和溶蝕孔隙，礁頂潮坪相巖石受蒸發泵、回流滲透白云石化及大氣淡水改造形成的晶間孔和溶蝕孔洞，以及礁核相骨架巖與黏結巖中的骨架孔和層狀孔洞，都是形成有效儲層的基礎。根據研究區長興組儲層孔隙度及滲透率與沉積微相關系統計（表3）發現，骨架礁和黏結礁微相孔隙度較高，其次為生屑灘微相，障積礁、潮坪及塌積角礫微相孔隙度普遍較低；滲透率以塌積角礫、骨架礁和黏結礁微相相對較高，其次為潮坪、障積礁和生屑灘微相。由此可以得出，骨架礁和黏結礁微相為研究區最有利儲層發育的相帶。

表3 研究區長興組不同沉積微相孔、滲特征統計表Table 3 Statistics of physical properties of different sedimentary facies of Changxing Formation in the study area

3.2 成巖作用對儲層的影響

白云石化作用和溶蝕作用是研究區儲層主要的建設性成巖作用［14-15］。

（1）白云石化作用。關于研究區長興組白云巖的成因存在爭議，部分學者認為其是成巖期埋藏白云石化的產物［16-17］。筆者研究發現，研究區多數白云巖有序度為0.80～0.95，平均值為0.82，而埋藏白云巖有序度一般大于0.9，同生期白云巖有序度一般小于0.7，且Sr與Na微量元素含量相對正常海水含量要低，說明其沉積環境介于準同生和埋藏環境之間，為混合水白云石化的產物。白云石化是改善儲層物性的基本條件（圖版Ⅰ-7），一方面，方解石被白云石交代引起巖石體積縮小，使孔隙度增加；另一方面，晶體增大并趨于自形，原巖中晶間孔相互連通，不僅提高了儲層的滲流能力，還為埋藏期溶蝕作用奠定了基礎。

（2）溶蝕作用。研究區溶蝕作用主要包括準同生期溶蝕作用和晚期溶蝕作用。準同生期溶蝕作用范圍小，規模小，局部地區常暴露受大氣淡水溶蝕形成選擇性溶蝕孔，這些孔隙多遭受了后期的膠結充填。晚期溶蝕作用范圍廣，規模較大，主要受兩方面因素影響：一方面，由于構造活動頻繁，形成了大量裂縫，為流體的流動提供了通道；另一方面，晚成巖階段深埋藏成巖環境下，有機質生烴過程中釋放出有機酸、CO2和H2S，形成微酸性環境，易發生溶蝕作用。晚期溶蝕作用形成的溶蝕孔除部分被瀝青半充填—充填外，多數呈未充填，是研究區最主要的有效儲集空間（圖版Ⅰ-8）。

3.3 構造作用對儲層的影響

印支運動晚期、燕山運動整個階段，構造活動比較頻繁［18-19］，研究區長興組形成了大量的裂縫。這些裂縫成為溶蝕流體運移和交換的通道，促成非選擇性溶蝕作用和白云石化作用的發生，不僅極大地改善了儲層的儲滲性能，而且為油氣運移提供了重要通道（圖版Ⅰ-9）。

4 結論

（1）研究區長興組生物礁主要儲集巖為細—中晶白云巖、泥—粉晶白云巖、中—粗晶白云巖及礁灰（云）巖；儲集空間主要為晶間孔、晶間溶孔、粒間溶孔及溶洞。

（2）研究區長興組生物礁儲層主要為低孔、低滲型Ⅲ類儲層，儲層類型以孔隙型為主，局部為裂縫-孔隙型。

（3）研究區長興組生物礁儲層的發育嚴格受沉積微相的控制，骨架礁和黏結礁為最有利儲層發育的微相。成巖作用是改善儲層的關鍵，白云石化作用和溶蝕作用對儲層形成最有利。

［1］庫茲涅佐夫B Γ.礁地質學及礁的含油氣性［M］.北京：石油工業出版社，1983：108-128.

［2］馬永生，牟傳龍，譚欽銀，等.達縣—宣漢地區長興組—飛仙關組礁灘相特征及其對儲層的制約［J］.地學前緣，2007，14（1）：182-191.

［3］周剛，鄭榮才，王炯，等.川東—渝北地區長興組礁、灘相儲層預測［J］.巖性油氣藏，2009，21（1）：15-21.

［4］李登華，唐躍，殷積峰，等.川東黃龍場構造上二疊統長興組生物礁特征與潛伏礁預測［J］.中國地質，2006，33（2）：427-435.

［5］王延奇，胡明毅，劉富艷，等.鄂西利川見天壩長興組海綿礁巖石類型及礁體演化階段［J］.巖性油氣藏，2008，20（3）：44-55.

［6］王一剛，文應初，張帆，等.川東地區上二疊統長興組生物礁分布規律［J］.天然氣工業，1998，18（6）：10-15.

［7］李聯新，胡紅，羅澤松.川東高峰場構造長興組生物礁儲層測井評價［J］.巖性油氣藏，2008，20（4）：118-122.

［8］林輝，周凱.毛壩場構造二疊系長興組氣藏特征［J］.巖性油氣藏，2008，20（4）：80-85.

［9］曾德銘，王興志，伍輝，等.四川盆地東北部二疊系長興組海侵生物礁研究［J］.新疆石油地質，2009，30（6）：677-679.

［10］強子同，文應初，唐杰.四川及鄰區晚二疊世沉積作用及沉積盆地的發展［J］.沉積學報，1990，8（1）：79-90.

［11］馬永生，牟傳龍.四川盆地東北部長興期生沉積特征與沉積格局［J］.地質論評，2006，52（1）：25-29.

［12］王一剛，張靜，楊雨，等.四川盆地東部上二疊統長興組生物礁氣藏形成機理［J］.海相油氣地質，2000，5（1/2）：145-152.

［13］文華國，鄭榮才，黨錄瑞，等.四川盆地東部五百梯地區長興組礁、灘相儲層特征［J］.巖性油氣藏，2010，22（2）：24-31.

［14］曾偉，黃先平，楊雨，等.川東北地區飛仙關組儲層中的埋藏溶蝕作用［J］.天然氣工業，2006，26（11）：4-6.

［15］曾偉，黃先平，楊雨，等.川東北下三疊統飛仙關組白云巖成因及分布［J］.西南石油大學學報，2007，29（1）：19-22.

［16］鄭榮才，胡忠貴，馮青平，等.川東北地區長興組白云巖儲層的成因研究［J］.礦物巖石，2007，27（4）：78-84.

［17］耿威，鄭榮才，李爽，等.開江—梁平臺內海槽東段長興組礁、灘相儲層特征［J］.成都理工大學學報：自然科學版，2008，35（6）：640-647.

［18］張維宸.四川盆地中新生代區域構造格架與構造演化過程研究［D］.北京：中國地質大學（北京），2009.

［19］李忠權，冉隆輝，陳更生，等.川東高陡構造成因地質模式與含氣性分析［J］.成都理工學院學報：自然科學版，2002，29（6）：605-608.

Characteristics of reef reservoir of Changxing Formation in Wenquanjing and adjacent areas of northeastern Sichuan

JIAO Zeng-yu1， ZHANG Fan1，ZENG De-ming1，DU Jiang-min2，ZHANG Hong-xia3，FENG Ming-you1
（1.College of Resources and Environment， Southwest Petroleum University， Chengdu 610500， China；2.College of Resources，Shijiazhuang University of Economics， Shijiazhuang 050031， China； 3.Research Institute of Drilling and Production Technology，Liaohe Oilfield Company， PetroChina， Panjin 124000， China）

Based on core observation,thin section analysis,well loggingdata,the characteristics and controllingfactors of reefreservoir ofChangxingFormation in Wenquanjingand adjacent Huanglongchangand Wubaiti area ofnortheastern Sichuan were studied in detail.The result shows that the main reservoir rocks are fine-medium crystalline dolomite,clay-powder crystalline dolomite,medium-coarse crystalline dolomite and reef limestone（dolomite）,among which the fine-medium crystalline dolomite is the best.The physical property is poor,generally with porosity less than 2%and permeability less than 1.0 mD.The main reservoir spaces mainly are secondary intercrystal pores and intercrystal dissolved pores and intergranular dissolved pore,followed by small caves,and fractures developed locally.The pore structure has the characteristics oflowporosityand small throat.The main reservoir type is porositytype,and fractureporositytype is developed locally.The reservoir in the studyarea is mainlyoftypeⅢ,and typeⅠandⅡare rare.The reservoir formation and evolution are mainly affected by sedimentation,diagenesis and tectonism.Sedimentation is the foundation ofreservoir formation,diagenesis is the keyfactor toimprove the reservoir,and tectonismprovides conditions for reservoir improvement.

ChangxingFormation； reef； reservoircharacteristics； controllingfactors； northeasternSichuan

TE122.2+3

A

2011-07-04；

2011-08-16

教育部“新世紀優秀人才支持計劃”（編號：NECT-04-0911）資助。

焦增玉，1986年生，男，西南石油大學在讀碩士研究生，主要從事沉積學及儲層地質學研究。地址：（610500）四川省成都市新都區西南石油大學碩士2009級 5班。E-mail：jzy_45@163.com

張帆，1956年生，男，教授，博士生導師，主要從事沉積學及儲層地質學研究。E-mail：wpzhfan@126.com

1673-8926（2011）06-0079-05

圖版Ⅰ

王會玲）