(中石化江汉油田分公司勘探开发研究院，湖北 武汉 430223) (长江大学地球科学学院，湖北 武汉 430100) (中石化江汉油田分公司勘探开发研究院，湖北 武汉 430223)

鄂西渝东地区是四川盆地外围工业性天然气勘探开发的地区之一，已经发现了建南气田以及龙驹坝、黄金台、盐井等含气构造，产气层主要为早三叠世飞仙关组三段(T1f3)中的各类颗粒灰岩以及晶粒白云岩。前人对该套储层成岩作用做了研究，张柏桥等[22]和易积正等[23]认为，颗粒灰岩储层经历了早期淡水溶蚀和晚期埋藏溶蚀作用，但没有进一步分析溶蚀作用尤其是早期淡水溶蚀作用的区域差异性。区内储层中白云岩的成因，前期研究中主要提出了2种模式：一是认为主要为混合水成因[22，23]，但混合水白云石化成因模式已受质疑[24]，且区内的白云岩储层的地球化学特征也不支持该认识；二是认为主要属于埋藏成因[25～27]，且多认为白云石化流体主要来源于埋藏阶段同期洼地中的压实流体，但Mg2+的来源、白云岩碳氧同位素与同期灰岩的差异等问题仍未解决。随着该区钻探工作的开展，笔者应用普通薄片、铸体图像、阴极发光、扫描电镜、碳氧同位素分析等技术对代表性探井J69井、J38井、J61井、XD1井的飞仙关组(T1f)开展了储层特征分析及成因研究，为进一步分析储层分布规律、提高储层预测精度以及降低油气勘探风险奠定了基础。

1 区域地质背景

鄂西渝东地区处于四川盆地东缘，构造位置主体处于川东褶皱带，前南华纪形成板块结晶(或褶皱)基底，南华纪至侏罗纪是盖层沉积演化阶段，其中南华纪至中三叠世以海相沉积为主，晚三叠世至侏罗纪为陆相沉积。受应力条件和边界条件的制约，该地区属于典型的侏罗山式褶皱变形区，变形相对简单。早三叠世飞仙关期主要发育一套碳酸盐岩地层，区域上较为稳定，一般可将飞仙关组(T1f)分为4段：一段(T1f1)和二段(T1f2)主体为薄层状泥晶灰岩沉积，西部地区T1f2见较多的颗粒灰岩；三段(T1f3)下部为泥晶灰岩，向上逐渐变化为颗粒滩沉积，主要发育于建南、龙驹坝一带，大体呈南北向延伸，是天然气的主要产层及勘探目的层；四段(T1f4)为局限台地相的膏质泥灰岩、泥晶白云岩沉积，构成该区T1f3气藏的直接盖层。前人根据T1f1底界面、T1f2～T1f3之间的界面以及T1f4的顶界面将研究区内T1f划分为2个三级层系(SQ1、SQ2)[28～31]，其中SQ2的海侵域是区内高能滩主要发育时期，与四川盆地普光、罗家寨等地有明显差异。

区内建南T1f气藏勘探一般以J28井为界，以南为南高点，以北为北高点，目前探明储量主要集中在建南南高点，北高点尽管有所发现，但多年的勘探均未见到连片气藏。以往将区内建南南高点、北高点以及龙驹坝等地的T1f3颗粒滩大都作为中缓坡沉积[25]。近年来，进一步的勘探实践及综合研究表明，区内T1f3颗粒滩沉积特征差异明显，建南南部等地仍属于中缓坡浅滩沉积，而建南北部-龙驹坝一带应属于浅缓坡浅滩沉积(见图1)。

2 储层类型及特征

2.1 中缓坡浅滩储层

中缓坡浅滩储层以研究区建南南高点等为代表，主要形成于碳酸盐岩台地中缓坡相带，储集体规模相对较大，目前研究区的主要天然气工业产层属于该储层类型。

2.1.1 岩石学特征

区内中缓坡储层岩性主要包括各类颗粒灰岩等，钻遇台缘带的钻井(如J69井、J38井、J61井等)以及露头(如利川核桃园)颗粒灰岩发育有3个明显特点：

①颗粒灰岩区域累积厚度较大，如J69井厚38.7m，J38井厚50.8m，J61井厚64.5m，核桃园厚53.2m，单层厚度也较大，最大单层厚度可达30m (J61井)；

②浅滩沉积横向较连续，区域对比性较好，泥晶灰岩呈夹层出现；

图1 鄂西渝东地区T1f沉积晚期岩相古地理及沉积模式

图2 T1f3鲕粒灰岩胶结作用显微照片

③颗粒灰岩以鲕粒、砂屑等相对高能的内碎屑为主，低能的藻团块等相对较少。

该储层中鲕粒、砂屑的胶结作用较强，常见2期胶结物：第1期等厚环边胶结物，晶体多呈纤维状、马牙状和叶片状围绕颗粒生长，厚度一般在0.05mm左右，电子探针显示Mn2+含量低；第2期方解石胶结物，主要呈细小等轴他形粒状充填在纤维状等厚环边胶结物的外缘，Mn2+含量也较低。镜下系统观察结果揭示，胶结作用的差异性比较明显，当胶结作用较强烈时，2期胶结物填满孔隙；当胶结作用较弱时，砂屑、鲕粒等颗粒之间存在未被充填的粒间孔隙，晚期粒间孔隙多被沥青充填(见图2)，与弱胶结作用有关的残留原生孔隙能使液态烃充注其中。该类滩体颗粒灰岩的阴极发光测试分析表明，胶结物和颗粒不发光或弱发光，且胶结物发光性通常比鲕粒或砂屑弱(见图3)。

图3 T1f3中缓坡浅滩鲕粒灰岩显微阴极发光照片

2.1.2 储集空间与物性特征

区内中缓坡浅滩储层的储集空间主要包括粒内溶孔、粒间溶孔，是现今主要的有效孔隙。粒内溶孔及粒间溶孔形态多样，直径小于2mm，以1mm为主，主要为新生变形调整、胶结作用残留或胶结物被溶蚀而形成。该类储层的代表性井J38井、J61井、J69井等T1f3系统测试资料(见图4)表明，206块颗粒灰岩储层样品孔隙度最大为4%，最小为0.3%，平均为1.53%，孔隙度小于1%的占22.33%，大于3%的占4.85%， 在1%～3%的占72.82%；206块颗粒灰岩储层样品中的182块(剔除微裂缝以及渗透率极低样品)渗透率最大为0.27mD，最小为0.01mD，平均为0.05mD，其中渗透率在0.01～0.05mD的样品占38.46%，渗透率在0.05～0.06mD的样品占52.20%，储层具明显的特低孔、特低渗特点。

图4 T1f3中缓坡浅滩颗粒灰岩储层孔隙度、渗透率直方图

2.2 浅缓坡浅滩储层

浅缓坡浅滩储层见于建南北高点-龙驹坝(如XD1井)一带，主要形成于浅缓坡相带，区域上单一储层体规模不大，主要形成一些独立的小型气藏。

2.2.1 岩石学特征

浅缓坡浅滩储层是由颗粒灰岩和白云岩两者共同形成的复合型储层。钻遇该类储层的探井中颗粒灰岩发育特征与中缓坡差异明显，显示出沉积水体较浅的浅缓坡沉积特征：

①颗粒灰岩区域累积厚度较小，如XD1井厚20.9m，J28井厚25.0m，J41井厚17.4m，MA1井厚27.0m，再往西至XL1井厚21.5m；

②颗粒灰岩单层厚度薄，泥晶灰岩夹层相对较厚，相距较近的探井之间鲕粒灰岩层对比性较差，分布不连续；

③颗粒灰岩中鲕粒、砂屑等相对高能的内碎屑与中缓坡相比明显减少，而低能的藻团块占比明显增加。钻遇浅缓坡浅滩储层的探井中白云岩分布不稳定，累积厚度不大，一般1～12m。从建南北-龙驹坝现有勘探成果来看，T1f3发育2个颗粒灰岩-白云岩岩性组合，区域可以比较。

XD1井T1f3可作为浅缓坡浅滩储层发育的代表性井，该井发育4层颗粒灰岩，其间为泥晶灰岩、白云岩相隔。在普通薄片系统观察的基础上，结合阴极发光资料，将颗粒灰岩分为3种类型。第1类颗粒灰岩中，颗粒轮廓已不清晰，部分颗粒发生选择性溶蚀，溶孔被粒状方解石充填，从交切关系来看，粒状方解石早于白云石化形成；阴极发光性检查发现，该类样品中颗粒发暗光，溶孔中充填的粒状方解石发暗橙色光，白云石发暗红色光(见图5)。第2类颗粒灰岩中，颗粒组分内部结构较完整但常见其周缘遭受溶蚀；阴极发光性检查发现，颗粒仍以发暗光为主，但胶结物的世代性已不清晰，胶结物阴极发光性极不均一，其中又以发暗橙色光、暗色光为主。第3类颗粒灰岩中，颗粒组分多较完整、内部结构清晰，胶结物世代清楚；阴极发光性检查发现，胶结物以发暗色光为主。

图5 T1f3残余颗粒灰岩的阴极发光显微照片

图6 T1f3白云岩阴极发光显微照片(XD1井，3267.3m)

浅缓坡浅滩储层中的白云岩有相对固定的层位，主要有2层，其中下部白云岩层相对稳定，厚度亦较大。白云岩一般由粉-细晶白云石组成，半自形-自形，其Mn及Fe含量中等；阴极发光性较强，多数发暗红色光，少数发橙红色光(见图6)。

2.2.2 储集空间与物性特征

XD1井扫描电镜、铸体薄片资料显示，浅缓坡浅滩中白云岩的储集空间较颗粒灰岩发育，大部分白云岩样品均见溶蚀孔隙(见图6)，所有样品中均可见到晶间孔，此外还有非组构孔隙见于部分样品。所观察的73块颗粒灰岩样品中仅8块样品见溶蚀孔隙，绝大部分样品方解石晶间孔隙是主要的储集空间类型。

浅缓坡浅滩储层中白云岩物性要好于颗粒灰岩。XD1井和L8井89块白云岩样品的孔隙度最大为14.80%，最小为0.78%，平均为6.06%。从常规物性直方图(见图7)来看，孔隙度在2%～4%和6%～10%的样品占比较高，分别占总样品数的27.00%和42.70%；89块白云岩样品中的55块(剔除微裂缝样品)渗透率最大为0.40mD，最小为0.03mD，其中渗透率为0.04～0.08mD和0.2～0.28mD的样品占比较高，分别占总样品数的23.60%和29.10%，总体为低孔、低渗储层。XD1井78块颗粒灰岩样品孔隙度最大为3.49%，最小为0.03%，平均为1.28%，孔隙度小于1%的样品约占35.90%，1%～3%的样品占51.80%。76块颗粒灰岩样品(剔除微裂缝样品)渗透率最大为0.25mD，最小为0.06mD，平均为0.08mD，渗透率小于0.1mD的样品占90.79%，颗粒灰岩样品总体上具有特低孔、特低渗特点。

图7 T1f3浅缓坡浅滩白云岩储层孔隙度、渗透率直方图

3 储层形成机理

3.1 近地表-浅埋藏期的沉积-成岩作用奠定了储层形成的物质基础

二叠纪尤其是晚二叠世是鄂西渝东地区及周缘受沉积分异较大时期[32]，尽管经历了二叠纪晚期的沉积充填作用，但在早三叠世早期，研究区整体下降之前古地貌仍然存在差异，建南北高点XD1井以及渝东XL1井代表着古地形高。伴随早三叠世T1f早期的沉积充填作用，T1f2沉积时期，沙陀、XL1井、幺庆、太运、马良一带形成中缓坡高能滩相带。T1f3沉积时期，中缓坡高能滩向东迁移至利川核桃园一带发育，向西南延至建南南高点、栗新一带，而XD1井一带则成为相对古地理高部位，发育浅缓坡沉积，该相带向西南延伸至建南北高点，研究区内沉积相带分异导致了成岩作用序列乃至储层类型的差异。在中缓坡相区(如利川核桃园、J69井、J38井、J61井一带)浪基面深度较大，总体处于平均海平面之下，未形成可观察到的淡水溶蚀改造层，以持续高能型浅滩沉积为主，而广泛的海底胶结作用为主要的早期成岩作用；在浅缓坡发育区，尤其是古地形高部位(如XD1井等)，由于中缓坡高能滩遮挡的影响，浪基面深度小，滩体沉积过程容易中断，在较高级别相对海平面下降时期发生暴露，除了发生海底胶结等成岩作用外，还间歇性地暴露地表并发生程度不一的选择性溶蚀作用，使得改造过的浅滩沉积中颗粒组分轮廓模糊不清。除此之外，还发生粒状方解石的沉淀作用，它们或充填于溶孔内，或呈相对较小粒状方解石作为浅缓坡浅滩内碎屑组分之间的胶结物。在阴极发光测试分析中，粒状方解石一般有较强的发光性，与淡水溶蚀沉淀的方解石的阴极发光特性[33]极为相似。此外，浅缓坡浅滩中遭受淡水溶蚀改造的样品呈现较低的δ13C值以及较高的Mn、Fe含量，表明受到了大气淡水的影响[33]。

图8 T1f3白云岩δ13C与δ18O关系图

进入浅埋藏阶段，中缓坡和浅缓坡浅滩进一步发生缓慢的埋藏胶结作用以及文石、高镁方解石等矿物的新生变形作用，后者除了形成砂屑、鲕粒等的粒内孔隙外，还可能将形成粒内孔隙的物质转移至粒间，成为晚期胶结作用的主要物质来源，致使原始粒间孔隙进一步缩小。由于组成浅滩颗粒和胶结物的原始矿物成分不同，导致新生变形的时期以及Fe、Mn含量不一致，从而导致二者阴极发光特征表现出明显的差异性。建南北高点以及龙驹坝一带的T1f3白云岩主要形成于浅埋藏晚期阶段。区内XD1井、L8井等探井T1f3细晶白云岩碳氧同位素较稳定，16件样品(见图8)的δ13C值均为较高正值，为4.6‰～5.3‰，平均为5.0‰，δ18O均为负值，为-7.1‰～-5.6‰，平均为-6.1‰。区内δ13C和δ18O与罗家寨T1f2埋藏成因的细晶白云岩[34]可以比较，应为埋藏白云石化作用所形成，不同的是研究区白云岩δ13C高于罗家寨T1f2白云岩，初步认为这是由于在早三叠世飞仙关期浅层海水发生碳同位素自低向高的演化，T1f3台地灰岩中含有更高的δ13C[35,36]。

针对埋藏白云岩化作用流体的来源问题，笔者基于碳氧同位素特征及岩石微量元素分析资料初步认为，白云岩化作用受上覆地层尤其T1f4孔隙水的影响较大。区内西北缘T1f4广泛发育蒸发台地，持续强烈蒸发作用促使沉积环境的海水以及沉积物孔隙水中的Ca2+不断消耗, 而Mg2+不断富集，其结果是在T1f4等地层中形成被囚禁的高Mg2+、高δ13C和高Al3+、Fe3+的孔隙水流体，成为T1f3白云岩化作用重要流体来源。由于T1f3的白云岩上覆或下伏岩层为经历不同程度淡水溶蚀改造的浅缓坡浅滩，而白云岩的形成又需要大量流体的参与，因此与埋藏阶段中白云岩形成作用有关的流体应沿早期暴露及淡水溶蚀改造所形成的孔洞层形成。此外，由于区内与暴露溶蚀改造有关的孔洞层并非是一个相互连通的系统，白云石化作用过程中的流体流动还需少量的小断层及微裂缝配合，而齐岳山北段云顶一带小型断层上下盘的白云石化以及J31井附近呈带状分布的白云岩[27]佐证了白云石化作用过程中有古断层配合的认识。

研究区T1f在沉积期形成不同类型高能浅滩，在近地表-浅埋藏期形成了具有一定基质孔隙度的颗粒灰岩和白云岩，最终成为天然气工业产层。因此，该时期的沉积-成岩作用为储层的形成奠定了物质基础。

3.2 中-深埋藏期的成岩作用是储层形成的关键因素

埋藏阶段的压溶作用使得碳酸盐物质进一步发生迁移，即由缝合线迁移至其周边岩层，导致颗粒灰岩或白云岩的孔隙度进一步降低。从现今颗粒灰岩、白云岩中粒内溶孔、粒间孔、晶间孔存在大量沥青来看，早-中成岩阶段的孔隙充填作用对储层的致密化影响还是有限的。

在深埋藏阶段，埋藏溶蚀形成了晶间溶孔、粒间溶孔等，是现今主要的储集空间。区内所发现的T1f气藏中H2S含量都不高，笔者认为埋藏溶蚀主要与有机质成熟演化过程中的有机酸溶蚀改造有关。从薄片观察、铸体图像分析资料来看，非选择性的埋藏溶蚀孔隙主要在具有一定基质孔隙度的颗粒灰岩和白云岩中发育，表明区内埋藏溶蚀作用的进行需要以一定的基质孔隙为基础。在同一探井中，T1f3白云岩储层中溶蚀孔隙较颗粒灰岩发育，与四川盆地其他地区基本相似，推测是由于埋藏溶蚀主要形成于深埋条件下，而该成岩背景中白云岩比颗粒灰岩更易溶蚀，形成次生孔隙。

区内中缓坡高能浅滩厚度较大，横向较连续，与之有关的储层亦具有较大规模，所形成的油气藏以构造气藏为主，如建南南高点所见。区内小型浅滩厚度一般不大，横向连续性差，与之有关的颗粒灰岩-白云岩储层规模亦较小，主要是形成一些相对独立的小型岩性气藏，如建南北高点所见。

研究区T1f的高能浅滩主要发育于T1f3，与四川盆地大部分地区成滩期不一致，中缓坡相带的高能浅滩大致呈南北走向分布于梅坪、云口坝、建南、核桃园、猫1以及咸宜一线，该类滩体大部与建南南高点J69井、J38井、J61井等一致，容易形成规模相对较大但物性较差储层。中缓坡储层发育带以西的广大台地内如XD1井等是浅缓坡浅滩发育区，早期发生暴露的几率较高，埋藏期可沿早期淡水溶蚀孔洞层发生白云石化，形成规模不大但物性总体较好的储层。

4 结论

1)鄂西渝东地区T1f发育中缓坡浅滩和浅缓坡浅滩储层，前者以各类颗粒灰岩为主，具有特低孔、特低渗特点，但厚度相对较大，横向上较为稳定，是区内的主要产层；后者以各类颗粒灰岩和白云岩为主，且白云岩物性较好，总体多以薄储层为主，横向上不稳定。

2)中缓坡浅滩储层形成于持续高能环境，同生期发生海底胶结作用之后直接进入埋藏环境，浅埋藏期发生新生变形、胶结、中深埋藏期压溶作用之后的埋藏溶蚀作用导致储层最终形成。浅缓坡浅滩储层主要处于间歇性高能环境，高能浅滩多以薄层出现，高部位的浅缓坡浅滩在海底胶结作用之后还遭受到间歇性暴露及淡水溶蚀改造；进入埋藏阶段后叠加白云石化，白云石化作用主要沿淡水溶蚀改造层进行，形成厚度不等、横向不连续的白云岩，经压溶作用之后，发生差异埋藏溶蚀，白云岩受溶蚀的影响更明显。

3)区内中缓坡浅滩储层规模大，区域上形成统一气藏，以勘探构造气藏或岩性-构造复合气藏为主；而区内浅缓坡浅滩储层尽管发育物性较好的白云岩储层，但总体规模不大，一般不能连片，以勘探岩性气藏为主。