蜀南长垣坝构造带下三叠统储层控制因素

2014-12-31王浩宇

四川地质学报 2014年3期

王浩宇，张帆，李斌，李凯，罗洋

（1. 中石化西南油气分公司川东北采气厂，四川阆中 637402；2.西南石油大学资源环境学院，成都，610500；3.中石油西南油气田公司蜀南气矿，四川泸州 646000）

近年随着对四川盆地下三叠系嘉陵江组气藏的深化研究，下三叠系嘉陵江组勘探获得重大突破。先后在钻经长垣坝构造嘉陵江组地层中发现了嘉二1—嘉一、嘉四1—嘉三、嘉二等三个气藏，前人研究表明[1-7]，嘉陵江组有利储层发育受沉积相展布的控制，成岩环境及构造作用的相互配合是形成良好储集岩的有利条件。但蜀南地区嘉陵江组储层孔隙结构类型多样、储层非均质性强，制约了对该区油气的深入勘探。因此，本文将结合区域地质背景和已有的岩芯、铸体薄片、录井等资料，对长垣坝构造带储层进行研究，以期了解有利储层带的控制因素，为进一步的勘探开发提供理论依据。

图1 蜀南地区嘉陵江组工区位置及地层综合柱状图

1 区域地质背景

长垣坝构造带位于四川省南部，西起长宁县双河驿乡，东到贵州省赤水县，北抵纳溪县二龙口，南起至兴文县城及叙永县水尾一线。为川东南拗褶带川南低陡断褶带南部边缘二级构造带，呈东西向展布，由西向东分布有莲花寺、老翁场、付家庙、长垣坝、沈公山、打鼓场、五通场7个构造，勘探面积2 500km2。研究区（图1）内下三叠统嘉陵江组为开阔海台地～局限海蒸发台地环境沉积，在纵向上由灰岩～粒屑灰(云)岩～云岩～石膏序列构成嘉一—嘉二、嘉三—嘉四两个沉积旋回。每个旋回的下部为海平面上升期，沉积物多为大套泥～粉晶灰岩类薄层粒屑灰岩；旋回上部为海平面下降期，沉积物以云岩和石膏为主，夹粒屑云(灰)岩。

2 储层基本特征

2.1 主要储集岩类型

蜀南地区嘉陵江组的岩芯观察与铸体薄片的研究表明，嘉陵江组发育四套工业性产能的储层，分别是嘉四1—三3，嘉二3，嘉二2，嘉二1—嘉一上储层。其中嘉四1—嘉三3储层主要发育于嘉四1—嘉三3段上部，储层主要岩性为褐灰、灰褐色粉晶云岩、粒屑（砂屑、砾屑、生物屑）云岩及重结晶灰、云质过渡岩类；在付家庙、长垣坝、沈公山及打鼓场构造一带在嘉三1底部新发现一套灰褐色粉晶云岩，局部见针孔状云岩储层。嘉二3和嘉二2储层位于上、中、下三层石膏之间，其岩性变化较大，但以针孔白云岩、针孔鲕粒灰岩、粉晶云岩和生物屑（粒屑）灰云岩为主。嘉二1—嘉一储层岩性主要为深灰色生物鲕粒、颗粒灰（云）岩及粉晶云岩、灰—深灰色粉晶灰岩（图2A，图2C），部分地区为溶孔藻云岩。岩石类型较多，碳酸盐岩占绝对优势，能构成储集岩的岩石主要有形成高能环境浅滩相的颗粒岩和云质泻湖及潮间藻云坪环境下的白云岩。

图2 蜀南地区嘉陵江组储集岩类及储集空间类型

2.2 储集空间特征

研究区嘉陵江组主要的储集空间为次生孔隙、洞穴、构造裂缝，其次为残余原生孔隙及成岩缝等。其储集空间类型主要包括以下几种：

1）粒内溶孔与铸模孔

该类孔隙为鲕粒、生物碎屑以及砂砾屑等颗粒沉积后被溶蚀而形成的孔隙，颗粒部分被溶蚀形成的孔隙称为粒内溶孔，颗粒被完全选择性溶蚀称为铸模孔，此时孔隙形态大小即为颗粒的形态大小（图2G，图2H，图2I）。这类孔隙的形成主要是由于颗粒在沉积后的成岩早期阶段性质不稳定，在受到大气水的作用时容易溶解而被带走，从而形成粒内溶孔。容易间歇性暴露于大气水的滩体符合形成这类储集空间的条件，从本次研究来看，嘉陵江组嘉二1段的滩体正是这类储集空间最为发育的部位，其中以沈17、长14、五 10等井的嘉二1段最为发育（图2G）。粒内溶孔和铸模孔为研究区嘉陵江组储层主要的储集空间类型。

2）剩余粒间孔与粒间溶孔

颗粒的堆积多会形成粒间孔，称为原生粒间孔（图 2J，图 2K），但是它们在经历漫长的成岩演化过程中大部分被胶结物或其它充填物所充填，未被充填的就被称为剩余粒间孔。本区嘉陵江组储层中剩余粒间孔主见于砂屑云岩中，且仅局部见到；一般存在剩余粒间孔处胶结物极少或基本无胶结物，颗粒填集紧密，颗粒边缘基本保持原生态，孔壁即颗粒边缘无溶蚀痕迹。这种较为可信的剩余粒间孔一般孔径很小，在 0.lmm左右。孔径较大的剩余粒间孔往往有薄的一世代环边胶结物。剩余粒间孔主要发育于嘉二1—嘉一段颗粒云储集层中，见（图2J）。此外，沈17、长14井嘉二1—嘉一段顶部颗粒云岩储层和牟21颗粒灰岩中剩余粒间孔保存较好（图2K）。

2.3 储层物性特征

嘉陵江组储层岩芯孔隙度范围在0.31%～18.47%，个别达20.04%，平均孔隙度为3.11% ，其中嘉四1～嘉三3储层段平均孔隙度为3.70%，嘉二3～嘉二2储层段平均孔隙度为3.14%，嘉二1～嘉一储层段平均孔隙度为3.90%。岩芯基质渗透率分布在0.1×10-3um2～70.94×10-3um2之间，渗透率在纵向和横向上的变化较大。嘉四1—嘉三3储层段孔隙度分布于2.38%～9.58%之间，平均孔隙度5.1%，嘉二3储层段孔隙度分布于2.32%～9.21%之间，平均孔隙度为4.89%，嘉二2储层段孔隙度分布于2.43%～9.18%之间，平均孔隙度为4.70%，嘉二1～嘉一上储层段孔隙度分布于2.47%～13.06%之间，平均孔隙度为4.71%，嘉一储层段孔隙度分布于2.34%～12.7%之间，平均孔隙度为4.33%（图3）。相对而言，嘉四1～嘉三3和嘉二1～嘉一上储层段孔隙度相对较高。总体表现为：低孔、低渗及非均质性强的特征，其中嘉二1～嘉一上和嘉四1～嘉三3储层储层物性较好。

图3 嘉陵江组各储层段岩芯孔渗分布频率对比图

3 储层控制因素分析

储层的形成和发育均受控于沉积作用、成岩作用和构造改造作用，但这三种作用对不同地区不同层位储层的影响也是不同的[8]。控制有利储层发育的因素主要有沉积微相、溶蚀作用、白云化作用、构造作用。

3.1 沉积微相是发育有利储层的基础

沉积微相是决定储层好坏的基础，其分布决定优质储层的空间展布[9]。蜀南地区嘉陵江组有利储层主要发育在开阔台地相的台内浅滩亚相和局限台地相的局限泻湖亚相，发育颗粒滩、云质泻湖和云坪微相。不同沉积微相水动力条件、岩石类型均不同。根据大量统计发现（表1）：最有利沉积微相为开阔台地颗粒滩微相，其孔隙度和渗透率都是最高的。颗粒滩微相是处于浪基面附近，水动力强，多形成粗粒的鲕粒灰岩和生屑灰岩，在波浪作用下带到低能环境受到有利成岩作用而形成粒间孔（图2J）。这样的浅滩明显受控于海平面升降（快速海进—海退），因而在剖面上常表现为孤立或突出的。较为有利沉积微相为局限台地云质泻湖微相，由于处于海水局限程度较高的低能环境，多形成泥晶白云岩，再经后来有利成岩作用的改造，物性也比较好。再其次为局限台地云坪微相和灰云坪微相，其处于海平面较低的时期，海水循环受阻，盐度较大，这恶劣的环境下易发生白云石化作用，从而形成相关的白云石晶间孔，提高岩石的物性。沉积微相为后期有利成岩作用提供了环境基础，使形成有利储层有了可能。

表1 各沉积微相物性统计表

3.2 溶蚀作用和白云化作用控制孔隙的发育

3.2.1 溶蚀作用

研究区较明显的溶蚀作用主要有三期，第一期发生于早成岩阶段早期，这期溶蚀作用强大不大，虽然形成粒间扩溶孔（图 3E），但埋藏加深，溶孔会被亮晶方解石等充填，溶孔遭到破坏。第二期发生于晚成岩阶段—褶皱回返阶段，该期主要是中—深埋藏环境，是由地下酸性成岩溶液作用而发生溶蚀的，易形成鲕粒粒间及粒内溶孔（图3G，图3H），是有利储层的储集空间。第三期发生于表生阶段，易形成与构造缝和缝合线（图3F，图3L）有关的溶蚀作用形成扩溶缝和溶蚀孔洞。较深埋藏作用形成的缝合线为地下酸性流体提供了运移通道，正是这些流体不断溶蚀碳酸盐岩地层，形成溶蚀孔隙和洞穴，极大改善了储集性能。

3.2.2 白云化作用

嘉陵江组的白云岩是目前四川盆地天然气的重要产层，有些白云岩和其他岩性通过建设性的白云化作用能形成良好的储集岩[10-12]。研究区至少发生了三次白云化作用，其中同生期白云化作用对孔隙度的改善有着明显的作用。在蒸发—局限泻湖环境下，颗粒滩沉积物短时间还处于沉积层表层，由于蒸发作用或其他因素导致海水浓缩盐度升高，海水中Mg2+∕Ca2+比值增大，Mg2+较容易置换灰岩中的部分Ca2+使之发生白云化，而且对灰质沉积物交代速度较快，一般是组够交代，不破坏原始沉积物的结构构造。所以，同生白云化形成的白云岩常保持了原始沉积物的结构构造特征，使粗粒沉积物原始孔隙度达到40%～50%，尽管埋藏期白云化作用使大部分的原生孔隙遭到破坏，但仍有部分的粒间孔（图 2J）得以保存下来。白云化作用有效控制着孔隙的发育。

3.3 裂缝改善储集性能

构造裂缝在嘉陵江组储层的储渗中扮演着重要的角色，其中晚期构造缝对研究区油气储渗有贡献最为重要。晚期构造缝形成于喜山期，裂缝多为高角度、斜交状及水平状，宽约 0.01～几厘米，局部有溶蚀扩大现象，切割前期的裂缝及成岩构造，缝内常见白云石、石膏等充填物（图2B，图2D，图2L）。由于此期裂缝的发育，常使岩心呈破碎状，有利于孔隙水和地下水的活动及溶蚀孔隙的发育，形成统一的孔—洞—缝系统，从而进一步改善储集性能。如付4井在清水取心钻至井深1 224.85m蹩钻，井喷出转盘面0.5～1.5m，经测试气产量为2.63万m3/日，测试获大气流完钻，普遍有油浸，在1 241.04～1 248.37米，取心钻开缝多达23条，这充分说明构造缝能改善层的渗流性能。