川東南涪陵地區長興組儲層特征與形成主控因素

曾婷婷 唐德海 鄭公營

(1. 成都理工大學能源學院 2.中國石化勘探南方分公司 3. 中國石化西南油氣分公司勘探開發研究院德陽分院)

1 概況

川東南涪陵地區位于四川盆地川東高陡褶皺帶萬縣復向斜，北西側為云安場—大天池高陡構造帶，南東向為高峰場—大池干井高陡構造帶。其長興期沉積屬川東北長興期礁灘沉積一部分，位于開江—梁平陸棚西側東南末端，向西北方向依次發育鐵山南—龍崗—元壩長興組臺緣生物礁灘沉積。涪陵地區長興組主要發育生物礁灘復合體儲層，通過區內鉆井研究，發現長興組礁灘儲層非均質性強，加強長興組儲層特征研究，對涪陵地區油氣勘探具有重要的理論與實踐意義。

2 儲層特征

2.1 長興組沉積相與儲層分布特征

根據巖性、電性特征可將涪陵地區長興組分為長一段和長二段。長興組儲層主要為臺地邊緣礁灘復合體儲層，儲層巖性為殘余生屑白云巖、(殘余海綿)細粉晶白云巖、生屑灰巖、白云質灰巖。縱向上長興組共發育三期儲層：長一早期為臺地邊緣淺灘儲層、長一晚期和長二晚期為臺地邊緣礁灘復合體儲層。平面上，長一段儲層主要發育于涪陵興隆場南部地區；長二段儲層主要發育于興隆場北部。

長一早期(圖1)涪陵地區地勢為西南高，北東低。臺地邊緣相帶環開江—梁平陸棚展布，臺緣南部為臺內洼地亞相沉積，巖性多致密，儲層不發育；臺緣生屑灘為儲層發育的有利相帶，主要分布在泰來及泰東高點，儲層巖性以生屑灰巖及灰質白云巖為主；臺緣北部為臺地前緣斜坡相—陸棚相沉積，生屑含量明顯較少，灰巖中泥質、硅質含量增加，儲層不發育。

長一晚期(圖1)海平面逐漸下降，在早期沉積的基礎上，臺地沉積環境更有利生物生長和碳酸鹽巖的產出，臺地-陸棚沉積分異進一步加強，臺地邊緣相帶隨之向開江—梁平陸棚方向遷移。涪陵地區南部FS1井—XL3井一帶為臺地邊緣礁灘相發育有利區，該沉積時期興隆場南部生物礁發育,也是長一段儲層發育的主要時期，儲層巖性主要為礁蓋白云巖。

長二期(圖2)臺地邊緣礁灘相帶進一步向開江—梁平陸棚方向遷移。該沉積時期為涪陵地區生物礁生長的繁盛期，長二段儲層發育程度及規模均優于長一段，巖性主要為殘余生屑白云巖、溶孔白云巖、生屑灰巖。興隆場北部生物礁生長迅速，規模較大，并最終暴露水面接受大氣淡水溶蝕，形成優質儲層。興隆場南部FS1井—XL3井一帶，生物礁受北部生物礁生長影響，水體相對局限，生長速度變緩，規模相對較小，巖石白云石化程度弱，儲層發育較北部差。

2.2 儲層巖石學特征

涪陵地區長興組儲層主要巖石類型為殘余生屑白云巖、(殘余海綿)細粉晶白云巖、生屑灰巖、白云質灰巖。

殘余生屑白云巖：白云石含量90%以上，各類生屑含量高，受重結晶作用影響，均顯示殘余結構，部分具不規則殘余外形，大小一般0.3mm～0.5mm，主要為及有孔蟲。溶蝕孔發育且分布不均，部分孔內被瀝青質半充填或充填，局部發育構造微裂縫，多未充填，縫壁見瀝青質殘余物，縫寬0.01mm～0.03mm，孔隙度分布范圍為4.4%～11.9%。

圖1 涪陵地區長一期沉積相展布圖

圖2 涪陵地區長二期沉積相展布圖

(殘余海綿)細粉晶白云巖：造礁生物主要為海綿，大小0.5cm～5cm，另見腹足類及介形蟲類等生物。白云石化不均，強者白云石含量可達90%以上，生屑含量高，受重結晶作用影響，均顯示殘余結構，溶蝕孔分布不均，孔隙度分布范圍為3.8%～7.9%。

生屑灰巖及白云質灰巖：成分以方解石為主，泥晶-粉細晶結構，局部白云石化，孔隙度分布范圍為2.1%～7.1%。

2.3 儲集空間類型

野外露頭、鉆井巖心和薄片觀察表明，涪陵地區長興組儲層以次生孔隙占絕對優勢，儲集空間以粒間溶孔、晶間溶孔和溶洞為主，其次為晶間孔、晶模孔，少量裂縫。

(1)粒間溶孔

該類孔隙為儲集巖中各類顆粒之間填隙物在成巖過程中遭受大氣淡水淋濾之后殘余下來的孔隙，其形狀、大小發育多受控于顆粒間的排列或接觸關系，是長興組儲層主要的儲集空間。根據鑄體薄片觀察，孔隙大小0.05mm～0.16mm，面孔率4%～10%不等，少量被方解石和有機質半充填或全充填。

(2)晶間溶孔

主要分布于方解石、白云石晶粒之間，由晶粒支撐而成，是晶間孔因溶蝕擴大而形成，見不規則溶蝕邊，為有機質完全或不完全充填，為主要儲集空間之一。

(3)溶洞

發育于準同生期—成巖早期，長興組礁灘由于海平面下降而導致較長時間的暴露溶蝕。見于溶孔白云巖中，孔徑0.2cm～7cm不等，形態為不規則圓形、橢圓形及長條狀。溶洞多數未見充填物，但在較大的溶洞中見亮晶方解石晶體(細—粗晶)從孔壁向中央生長，方解石晶體占孔隙空間20%～50%不等(為半充填狀態)，在部分溶洞中見灰黑色有機質浸染。

(4)裂縫

長興組裂縫主要發育構造微裂縫。取心段部分巖心較破碎，可能存在微裂縫，未充填。通過薄片觀察，長興組主要發育構造微裂縫，呈平行或網狀分布，未充填，部分孔、洞因裂縫而相互連通。

2.4 儲層物性特征

通過對儲層段32個樣品統計，長興組儲層孔隙度1.79%～11.09%，平均值5.60%,滲透率0.004mD～1438mD，幾何平均值為0.25mD 。根據測井解釋資料，長興組儲層測井計算孔隙度2.9%～10%，厚度加權平均5.50%，滲透率(0.011～2.202)mD，厚度加權平均值為0.395mD。結合巖心物性分析，認為長興組總體表現為中孔中滲儲層。

長興組孔滲具有較好的正相關性(圖3)，大部分儲層滲透率與孔隙度呈指數關系，隨著孔隙度的增加，滲透率增大，局部受裂縫影響。綜合分析儲層以裂縫-孔隙型為主。

圖3 涪陵地區長興組儲層孔滲關系圖

2.5 儲層孔隙結構特征

涪陵地區長興組儲層具有低排驅壓力、低中值壓力，反映具有較好的物性與孔隙結構。

(1)孔隙結構基本特征

對研究區儲層段的10個巖心樣品進行了壓汞分析，對孔隙度、滲透率、排驅壓力、中值壓力、中值喉道半徑進行統計，平均孔隙度為5.13%，平均滲透率為0.228mD；排驅壓力最大值1.236MPa，最小值0.007MPa，平均0.400MPa；中值壓力最大值25.83MPa，最小值0.075MPa，平均11.006MPa；中值喉道半徑最大10.053μm，最小值0.029μm，平均值1.452μm(表1)。

(2)孔喉級別劃分

儲層孔隙類型以中孔隙和大孔隙為主，各占有效樣品總數的50%、40%；喉道類型以細喉道為主，占有效樣品總數的60%，其次為粗喉道，占總樣品數的20%，微喉和中喉共占樣品總數的10%。

表1 涪陵地區長興組儲層孔隙結構參數統計

(3)孔喉組合特征

儲層孔喉組合類型統計(圖4)表明，儲層發育大孔粗喉型、大孔中喉型、大孔細喉型、中孔細喉型、小孔細喉型型五種孔喉組合類型，以中孔細喉型為主，占樣品數的50%;其次為大孔粗喉型，占20%。

圖4 長興組儲層孔喉組合類型分布直方圖

2.6 儲層評價

涪陵地區長興組儲層有效厚度4.0m～60.0m，巖性主要為溶孔白云巖、溶孔生屑白云巖、云質生屑灰巖，儲集空間以晶間溶孔為主，裂縫起溝通作用。根據儲層巖石的孔隙度、滲透率以及中值喉道等孔隙結構特征參數，參照中石化四川盆地碳酸鹽巖儲層分類評價標準(表2)，對長興組儲層評價：以Ⅱ、Ⅲ類儲層為主，Ⅰ類儲層次之。

3 儲層發育的主要控制因素

儲層形成的控制因素主要包括沉積相、成巖作用等。有利的沉積相是形成儲層的基礎，后期成巖作用是改善儲集條件的關鍵。

表2 中國石化四川盆地碳酸鹽巖儲層分類評價表

3.1 沉積相帶控制儲集體展布

通過對儲層特征與沉積相帶展布分析表明，涪陵地區長興組儲層主要分布在XL-1、XL-3井等臺緣礁灘相帶中，沉積相對儲層控制作用明顯。臺緣礁灘位于古地貌較高處的海平面附近，水動力強或較強，沉積物以顆粒為主，填隙物以亮晶為主，少量灰泥填隙物，同生期和成巖早期成巖類型以亮晶膠結為主，膠結速度快，巖石固結成巖早，相對灰泥填隙的顆粒灰巖和泥灰巖抗壓實作用強，殘留孔隙相對較多，物性相對較好，有利于后期建設性成巖作用流體的運移和建設性成巖作用的發生；另外，臺緣礁灘處于微地貌高處，受長興期海平面多次升降變化影響，多次暴露發生白云石化；白云石特殊的晶體形態和相對方解石較大的硬度都有利于早期孔隙的保存，從而也為后期進一步的建設性成巖流體的運移和建設性成巖作用的發生。而斜坡及陸棚區沉積環境安靜，以泥晶灰巖為主，顆粒細小，巖石致密，物性差。

3.2 暴露白云石化及溶蝕作用是儲層發育關鍵因素

上述儲層特征分析認為，長興組礁灘儲層的形成與復雜的成巖后生變化關系密切，暴露白云石化及溶蝕作用是儲層發育的關鍵因素，且白云石化越強、溶蝕作用也越強。通過對長興組儲層巖性與物性關系對比，發現涪陵地區長興組Ⅰ、Ⅱ類儲層巖性主要為白云巖，Ⅲ類儲層巖性主要為生屑灰巖、云質生屑灰巖。XL-1井鉆井資料揭示，長興組頂部發育含石膏白云巖，表明涪陵地區臺緣帶長興組沉積末期經歷了較長時間的暴露致使局部受限水體咸化。臺緣礁灘體多為水下古地貌高部位，其沉積表面水體相對較淺，在頻繁海平面升降的影響下，頂部常暴露于水體之上，較長時間接收大氣淡水的溶蝕作用和白云石化的改造，易于形成較多的晶間溶孔和溶洞等。

3.3 液態烴類實時充注抑制了孔隙內成巖充填作用

涪陵地區長興組巖心及薄片均發現瀝青充填，表明長興組氣藏早期有過液態烴類的充注。液態烴類的適時充注會排擠出孔隙內的水體，對后期充填作用具有一定程度的抑制，有效儲集空間得以保留。

4 結論

(1)長興組臺緣礁灘及臺內生屑灘是優質儲層發育的主要相帶。長一段儲層主要分布在臺緣南部，長二段儲層主要分布在臺緣北部。儲層巖石類型以殘余生屑白云巖、(殘余海綿)細粉晶白云巖、生屑灰巖、白云質灰巖為主。

(2)涪陵地區長興組儲層類型以裂縫-孔隙型為主，儲集空間以粒間溶孔、晶間溶孔和溶蝕孔洞為主，其次為晶間孔、晶模孔，少量裂縫。

(3)涪陵地區長興組儲層以Ⅱ、Ⅲ類儲層為主，Ⅰ類儲層很少。

(4)沉積相帶控制儲層分布，暴露溶蝕與白云石化是優質儲層形成關鍵，尋找優勢相帶及分析成巖作用對研究區油氣勘探具有重要指導意義。

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