王明筏 肖 伟 秦绪乾 张桂权 潘泽雄 叶晓斌

中国石化勘探分公司

近年来，中国石油化工股份有限公司在四川盆地环开江—梁平陆棚的上二叠统—下三叠统礁/滩型储层中获得了重大勘探突破，发现了普光、元坝等大型气田，揭示了礁滩相储层良好的勘探前景[1]。研究发现开江—梁平陆棚的形成与消亡控制着礁滩相展布，即沉积相发育受古地形、古地貌的控制[2]。部分学者认为礁的形态是“极其灵敏的地貌地形指示器”[3]，并开展了古地貌对储层控制作用的研究[4-11]，但是主要集中在陆相地层内，在海相地层中运用古地貌分析、预测储层的案例相对较少[10-11]。因此笔者尝试以元坝地区高覆盖、高精度三维地震资料为基础，恢复该区长兴组末期古地貌展布特征，预测长兴组礁/滩储层分布；并结合已钻井的分析化验资料，从储层微观特征等方面入手，探讨古地貌对储层的控制作用。

1 地质背景

晚二叠世期间，川东北地区处在“地裂运动”和南秦岭洋的拉张构造背景下，梁平—开江—通江—南江—广元一带发生基底断裂活动，地层沉降速度加快，后演化为开江—梁平陆棚[12]。研究区位于开江—梁平陆棚西部，晚二叠世长兴组沉积时期，发育了类似于威尔逊相模式的碳酸盐岩沉积体系（图1），主要发育台缘礁及礁后浅滩相储层。

图1 川东北晚二叠世长兴期古地理图（据马永生等修编，2010）

2 古地貌恢复及其基本特征

2.1 方法和原理

地层学恢复古地貌常用的技术主要有印模法和残余厚度法[13-14]。这2种方法适用于地层平缓、构造较不发育的地方，其中印模法是利用目标上覆地层至距其最近的水平基准面的厚度来镜像反映目标古地貌的大致形态，厚度大的地方为低势古地貌区，厚度小的地方为高势古地貌区；残厚法是采用侵蚀面至其下伏水平基准面的残余厚度来大致反映古地貌，残余厚度大的地方即高势古地貌区，残余厚度小的地方即低势古地貌区。研究表明，在稳定碳酸盐岩地台区应用“印模法”和“残厚法”进行古地貌恢复是行之有效的预测储层方法[15]。考虑到元坝地区的实际情况，长兴早期台地坡度相对平缓，坡度介于4°～7°[16]，为缓坡型台地，深层海相地层背斜及断层均不发育，仅见小规模的低幅构造，没有大规模的岩溶发育。因此认为应用印模法对研究区进行古地貌恢复比较实用。另外研究区钻井资料丰富，有利于对地震资料进行时深校正，从而提高利用古地貌预测储层展布的可靠性。

2.2 古地貌特征

元坝地区下三叠统飞仙关组二段为局限台地潮坪－潟湖环境，下部为褐灰色薄层－页状泥质石灰岩夹砾屑灰岩透镜体，上部为棕红色薄层页片状钙质泥页岩及泥晶石灰岩；在地震剖面上，其反射波连续，波组特征稳定。因此笔者选择飞二段底（波峰下面）做为拉平标志层。该层被拉平后，其下目的层（长兴组二段）顶部界线（紫线）起伏明显，各个相带形态清晰。拉平标志层后可以直观地反映其下伏地层古地貌的起伏情况，其中飞一段厚度越大，代表古水深较深部位，地势较低；厚度越小，代表古水深较浅部位，地势较高（图2）。

通过层拉平技术获得元坝地区长兴组古地貌图（图3），依据古地貌的特征，将研究区划分为古台地、古斜坡、古陆棚3种二级古地貌，其中古台地又细分为台地边缘高地、台地内部洼地2个三级古地貌；古陆棚划分为浅水和深水2个三级古地貌类型。整个研究区的古地貌总体上呈北西—南东向展布，右旋雁行排列。

台地边缘斜坡以南地区，总体呈正地貌形态，其中黄色—浅绿色区块为开阔台地沉积，多为块状、条带状凸起的点礁堆积，红色区块为台地边缘礁沉积；礁滩之间发育较大规模的海湾。台地边缘斜坡以北为负地貌地形，浅蓝色为浅水陆棚沉积，蓝色为深水陆棚沉积。浅水陆棚古水深介于200～315 m、深水陆棚最大古水深可达450 m。

图2 印模法恢复沉积盆地示意图

图3 元坝地区长兴组古地貌图

3 基于古地貌对沉积相的划分及储层的预测

3.1 沉积相划分

图4 元坝地区长兴末期沉积相图

依据钻井情况、地震属性、古地貌特征分析，将长兴组沉积相划分为陆棚相（深水、浅水）、台地边缘斜坡相、开阔台地滩相、台地边缘生物礁相和台地边缘浅滩相（图4）。之所以形成这样的沉积格局，是因为长兴早期开江—梁平陆棚坡度小，台地多发育浅滩相，长兴后期，台地边缘高部位古地貌发育礁体，并且控制了生物礁的生长速度，同时影响了浅滩的发育。台地边缘浅滩相以亮晶生屑白云岩为主，主要发育于长兴组上部，矿物成分以白云石为主，方解石少；台地边缘生物礁相以生物礁石灰岩和礁盖白云岩为主，重结晶作用造成生物骨架结构模糊；开阔台地相以泥晶生屑石灰岩为主，少量发育亮晶生屑石灰岩；斜坡相发育瘤状石灰岩及条带状石灰岩，矿物成分以方解石为主，含量介于70%～80%；陆棚相以泥质石灰岩或含泥石灰岩为主，方解石含量介于60%～70%，具薄层状构造。明显可见不同古地貌部位岩性不同，相带差异明显。

3.2 储层平面展布

在井控的基础上，利用地震资料预测长兴组储层厚度。发现储层集中分布在台地边缘礁滩相和台地内部礁后滩相内，其中在台地边缘内的储层厚度最大可达80 m，台地内部的储层厚度介于20～40 m，而位于陆棚相的元坝3井并未发育储层（图5）。明显可见古地貌高部位发育厚度较大储层，古地貌低部位，储层较薄，古地貌控储的作用明显。

4 不同沉积相带的储层特征

4.1 不同相带储层物性差异明显

元坝地区长兴组为典型的岩性油气藏[17-18]，沉积相是控制储层形成的主要因素之一[19-20]。岩心资料分析表明，储层发育最好的相带为台地边缘生物礁及浅滩相，其他相带依次变差（表1）。其中礁白云岩微相发育溶孔，形成了长兴组生物礁优质储层，主要发育在长二段顶部，以生物礁白云岩、礁灰岩为主，平面上位于台地边缘相内；滩相储层主要发育在长一段，岩性主要为生屑石灰岩，白云化程度相对较弱，多分布于台内的开阔台地相。斜坡、陆棚相孔隙度大部分小于2%的下限，基本为非储层。

以元坝224井—22井—271井—27井—204井—4井剖面为例（图6，其平面位置见图4），根据其沉积物结构、海水动力、生物种类及生物扰动情况等可划分为礁盖、礁间、生屑滩、礁后滩等不同微相。该剖面显示，储层的发育受沉积相分布控制明显。不同微相类型的储层孔渗差异较大，礁盖白云岩、礁间滩白云岩最好，介于5%～12%，其次为礁后滩白云岩储层，生物礁石灰岩（白云质灰岩）、生屑滩次之，而斜坡和陆棚相储层物性最差。本区长兴组沉积相带储层物性的差异与古地貌的高低具有对应关系，古地貌高部位更易形成优质储层。

图5 元坝地区长兴组储层厚度图

表1 元坝地区长兴组不同相带储层占比表

图6 元坝地区古地貌对应沉积相及储层物性差异连井剖面图

4.2 不同相带储层的微观差异

台缘高部位形成的沉积单元如生物礁、礁后滩容易暴露遭受大气淡水溶蚀，形成了选择性溶孔。其中礁盖原岩主要为亮晶生屑颗粒石灰岩，粒间孔发育，受大气淡水影响强烈，形成大规模早期大气淡水溶孔，发生早期白云岩化作用，白云石多雾心亮边且具有残余结构，但总体上重结晶作用对储层的影响不大（图7-a）。台缘滩的原始沉积岩性多为亮晶生屑石灰岩夹薄层砂屑石灰岩，发育大量原生孔隙，生屑滩和生物礁相类似，均为正地形建隆，易遭受大气淡水淋滤（图7-b）。台内洼地多发育开阔台地相，以泥晶石灰岩为主，虽经后期的白云岩化作用改造，但是孔隙不甚发育，多以中低孔为主（图7-c）。斜坡区多以泥粉晶石灰岩为主，位于低部位，后期改造作用弱，几乎不发育储层（图7-d）。

图7 元坝地区不同相带的25倍铸体薄片图版

综上，元坝区块的古地貌与沉积相展布及钻井揭示的长兴组储集层分布特点具有较好的相互印证关系。古地貌对沉积和储层的控制主要体现在2个方面：①地貌高部位是优质储层的发育带；②元坝地区礁滩叠置特征明显[19]，且有明显的迁移现象，这种迁移造就了雁列式的沉积格局。

5 结论

1）元坝地区长兴组古地貌为北西—南东向展布，同沉积相有明显的对应关系。台缘古地貌高部位发育生物礁、滩相，且具有明显的迁移特征；台内洼地多发育开阔台地相；低部位发育斜坡、陆棚相带。

2）不同古地貌部位对应不同沉积相，古地貌高部位发育台地相（台地边缘礁滩相、开阔台地相）；低部位发育斜坡和陆棚相。

3）台地边缘礁滩相多以颗粒石灰岩为主，易受大气淡水淋滤，形成优质的白云岩储层，且储层厚度相对较大；斜坡、陆棚相多以泥晶石灰岩为主，储层厚度小，甚至局部不发育储层。

4）元坝地区长兴组礁、滩储层遵循古地貌控沉积，沉积控储层的原则，后期的成岩改造也是影响储层物性的一个重要因素。

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