四川盆地中部嘉二段储层特征及成因

丁 熊 谭秀成 周 彦 陈景山 唐青松 胡雯雯

（1.西南石油大学 资源与环境学院，成都610500；2.西南油气田公司 川中油气矿勘探科，四川 遂宁629001；3.西南油气田公司 川东北油气矿勘探科，四川 达州635000）

据Halbouty的资料统计，世界上313个大型碳酸盐岩油气田探明可采油气总量为143.45×109t，其中，油约占52%，为75.01×109t；气占48%，为68.44×109t油当量。碳酸盐岩储层中的油气约占世界常规油气储量的60%，产量约占50%［1］，表明了碳酸盐岩储层在全球油气勘探中具有十分重要的地位。

近年来，国内外学者对碳酸盐岩储层进行了较多研究，具代表性的有：阿拉伯板块阿尔布阶－土仑阶的白云岩储层［2］、美国Texas盆地东缘上侏罗统Haynesville组台缘鲕粒滩储层［3］、墨西哥湾东北部上侏罗统Smackover组台缘颗粒滩储层［4］、大埃克苏马群岛巴哈马的颗粒滩储层［5］、美国南达科他州北部的Mission Canyon组的碳酸盐岩储层［6］、美国路易斯安那州下白垩统Sligo组台缘鲕粒滩储层［7］、美国威利斯顿盆地奥陶系Red River组的碳酸盐岩储层［8］、伊朗西南部晚阿尔布阶－早期土仑阶Sarvak组的碳酸盐岩储层［9］、阿曼北部白垩纪的碳酸盐岩储层［10］、四川盆地东北地区普光、渡口河、铁山坡、罗家寨、黄龙场等二叠系长兴组生物礁储层和三叠系飞仙关组鲕粒岩储层［11－13］、四川盆地南部地区寒武系颗粒岩储层［14－17］、塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩储层［18，19］、鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组颗粒岩储层［20，21］等，展示了碳酸盐岩储层巨大的勘探潜力。

下三叠统嘉陵江组第二段（简称嘉二段，T1j2）是四川盆地中部地区重要的天然气产层之一。嘉陵江组气藏的勘探工作可追溯到20世纪50年代，通过60多年的勘探开发，气藏产出程度较高。近年来，勘探表明本区嘉二段碳酸盐岩储层勘探潜力较大，但目前对储层的成因机理认识不清，严重地制约了嘉陵江组气藏的进一步勘探开发。鉴于此，本文通过岩心、薄片、物性、压汞等基础资料分析结果，深入研究嘉二段储层特征以及储层成因机制，旨在为该区嘉二段下一步勘探开发提供可靠的地质依据。

1 区域地质背景

研究区的区域构造位置隶属于四川盆地川中古隆中斜平缓构造带（图1），东部与川东古斜中隆高陡断褶带相连，南部为川南古拗中隆低陡穹形带，西接安岳－通贤平缓构造带，北部紧邻南充－广安构造，勘探面积约为1.5×104km2（图1）。区内下三叠统嘉陵江组（T1j）为海相沉积，以发育碳酸盐岩和蒸发岩为主。根据电性、岩性、古生物及沉积旋回特征，可将本区嘉陵江组自下而上分为5个岩性段，其中嘉二段钻厚79～116m，与下伏嘉一段、上覆嘉三段地层呈整合接触。嘉二段又可细分为嘉二1亚段、嘉二2亚段A层、嘉二2亚段B层、嘉二2亚段C层和嘉二3亚段，总体上表现出东厚西薄的变化趋势，岩性组合表现为深灰色泥晶灰岩、灰褐色鲕粒灰岩、褐灰色砂屑云岩、土黄色粉晶云岩与膏质云岩、硬石膏岩互层的特征。储层主要发育于嘉二2亚段A层的鲕粒灰岩、嘉二2亚段C层－嘉二3亚段的砂屑云岩和嘉二2亚段B层的粉晶云岩中（图1）。目前，区内已获29口工业气井，获天然气产能约1.45×106m3／d，展现出较好的勘探潜力。

2 沉积相特征

四川盆地嘉陵江组发育陆表海碳酸盐岩台地沉积，盆地中部地区嘉二段以发育局限－蒸发台地相为特征。照M.E.Tucker的碳酸盐岩台地相模式［22］，可分为颗粒滩、台坪、半局限潟湖、局限潟湖、蒸发潟湖等亚相，可进一步识别出鲕粒滩、砂屑滩、云坪、灰质潟湖、云质潟湖、膏质潟湖等微相。

鲕粒滩主要由浅灰－褐灰色、中厚层状－块状亮晶鲕粒灰岩组成，岩心上可见明显的鲕状结构和针状孔隙，显微镜下鲕粒常呈圆形－椭圆形，分选较好，含量（面积分数）为50%～70%，砂屑含量（面积分数）＜10%，鲕粒被选择性溶蚀，多表现为同心鲕或空心鲕；颗粒间通常被纤状和粒状两期方解石胶结物部分充填或全充填，胶结物含量（面积分数）为10%～30%。研究区嘉二段鲕粒滩发育于嘉二2亚段A层，处于古微地貌高地的区域，受海平面下降以及滩体垂向加积的影响，滩体极易暴露至海平面附近，受大气淡水淋滤作用的改造，发育组构或非组构选择性溶蚀，发育粒内溶孔、铸模孔等溶蚀孔隙（图2－A，B）。

砂屑滩主要由发育于嘉二1亚段的灰色－浅褐灰色、薄层状亮晶砂屑灰岩和嘉二2亚段C层－嘉二3亚段的褐灰－土黄色、中厚层状－块状亮晶砂屑云岩组成。亮晶砂屑灰岩在岩心上可见明显的砂屑结构，显微镜下砂屑主要由泥晶方解石组成，多呈次圆形，磨圆和分选中等到较好，含量（面积分数）为55%～80%，可含少量的棘皮、有孔虫、腕足、介形虫等生物碎屑，颗粒间主要被粒状亮晶方解石胶结物充填，胶结物含量（面积分数）为15%～35%，孔隙一般不发育。受蒸发泵、渗透回流白云岩化作用的改造，方解石转变为白云石，亮晶砂屑灰岩常常变为亮晶砂屑云岩，显微镜下可见残余粒间孔、粒内溶孔等（图2－C）。

图1 研究区位置及嘉二段典型剖面图Fig.1 The sketch showing the location of study area and the typical profile of T1j2

图2 嘉二段主要储集岩显微照片Fig.2 The microstructure features of grainstones in T1j2

云坪主要由土黄色、中厚层状－块状粉晶云岩组成，岩心上可见水平层理、变形层理、干裂构造等，显微镜下可见砂屑、生屑等颗粒残余，这是由于原颗粒内部的包裹体或其他难被白云石交代的组分尚残存而显示原矿物的模糊轮廓，晶粒大小以粉晶为主（图2－D）。研究区嘉二段云坪发育于嘉二2亚段B层，强烈的蒸发作用下形成的高盐度孔隙水有利于准同生白云岩化作用的进行［23，24］，将先期灰质沉积物交代成粉晶云岩，粉晶间孔隙发育，后期埋藏流体可将其进一步溶蚀成晶间溶孔。

3 储层特征

3.1 物性特征

嘉二2亚段A层亮晶鲕粒灰岩、嘉二2亚段C层—嘉二3亚段亮晶砂屑云岩和嘉二2亚段B层粉晶云岩均具有一定的储集能力，它们是研究区嘉二段主要的储集岩。分别统计这3种储集岩的岩心平均孔隙度、平均渗透率，亮晶鲕粒灰岩的平均孔隙度为4.03%，平均渗透率低，为0.07×10－3μm2，孔隙间喉道连通性欠佳，渗透条件差；亮晶砂屑云岩的平均孔隙度为4.12%，平均渗透率为2.54×10－3μm2，渗透条件较好；粉晶云岩的平均孔隙度为4.57%，平均渗透率为3.07×10－3μm2，渗透条件最好。

3.2 孔隙类型

研究区嘉二段碳酸盐岩储层有以下4类主要的孔隙类型。①残余粒间孔和粒间溶孔：残余粒间孔为颗粒间经胶结物压实、胶结或充填后残留的孔隙，多呈不规则多边形状，孔径一般介于0.01～0.2mm之间。粒间溶孔为后期埋藏流体将先期颗粒间胶结物溶蚀形成的孔隙，多呈不规则港湾状（图2－C）。②粒内溶孔：为砂屑、鲕粒等碳酸盐颗粒内部被溶蚀形成的孔隙，形态不规则，孔径0.05～0.5mm，可被硬石膏、自生石英、萤石、方解石所充填（图2－A，C）。③铸模孔：为砂屑、鲕粒等碳酸盐颗粒被全部溶解，仅保留颗粒外部形态的孔隙，孔隙多呈圆形—次圆形（图2－B）。④晶间（溶）孔：晶间孔为白云石晶体间的孔隙，晶间溶孔为在晶间孔基础上溶解扩大形成的孔隙，孔隙形态不规则，大小不等，孔径0.02～0.20 mm，部分被方解石、硅质、有机质、硬石膏等充填－半充填（图2－D）。

通过统计研究区嘉二段596件储集岩薄片鉴定结果表明（图3），鲕粒灰岩储层以粒内溶孔和铸模孔为主，分别占样品总数的51.62%和45.8%；残余粒间孔和粒间溶孔所占比例较少，为2.55%；不具有晶间（溶）孔。砂屑云岩储层以残余粒间孔和粒间溶孔为主，占样品总数的62.86%；粒内溶孔和铸模孔次之，分别为28.33%和8.4%；晶间（溶）孔极少，为0.5%。粉晶云岩储层以晶间（溶）孔为主，占样品总数的99.79%；其他类型的孔隙所占比例极小。

图3 嘉二段各类储集岩孔隙类型分布频率直方图Fig.3 The histogram showing the frequency distribution of pore types of various reservoir rocks in T1j2

3.3 孔渗关系

分别对研究区嘉二段3种储集岩的岩心实测孔隙度与渗透率的关系进行分析，结果表明这3类储集岩在孔渗关系上存在一定差异（图4）。

鲕粒灰岩储层样品的孔渗线性正相关性差，相关系数（R）为0.294 9，随着孔隙度的增大，渗透率变化不大；结合铸体薄片鉴定结果表明，孔隙类型主要由粒内溶孔或铸模孔组成。孔隙度＞3%的样品点渗透率分布范围为（0.000 1～0.098 0）×10－3μm2，样品点的渗透率均为＜0.1×10－3μm2，储层的渗透性差，具有 “中孔低渗”的孤立孔隙特征。

砂屑云岩储层样品的孔渗关系较好，总体上表现为随孔隙度增大渗透率缓慢增加的线性正相关性，相关系数为0.773 6；结合铸体薄片鉴定结果表明，孔隙类型主要由残余粒间孔或粒间溶孔组成。孔隙度＞3%的样品点渗透率分布范围为（0.013～13.88）×10－3μm2，其中，渗透率位于（0.1～10）×10－3μm2的样品点居多。

粉晶云岩储层样品的孔渗关系好，总体上表现为随孔隙度增大渗透率缓慢增加的线性正相关性，相关系数为0.880 6；结合铸体薄片鉴定结果表明，孔隙类型主要为晶间（溶）孔。孔隙度＞3%的样品点渗透率分布范围为（0.011～19.2）×10－3μm2，其中，渗透率位于（0.1～10）×10－3μm2的样品点居多，表现出“中孔中渗”特征。

3.4 孔喉结构

储层孔隙结构是指储层所具有的孔隙和喉道的大小、形态、分布及其相互连通关系。岩石中喉道的大小和形态决定了孔隙之间连通性的好坏，是影响储层渗透性的关键因素［25－30］。

区内嘉二段鲕粒灰岩储层孔隙间喉道欠发育，以微喉为主，孔喉配置关系差（图2－A，B）；砂屑云岩储层孔隙间喉道发育，喉道以缩颈喉道为主，孔喉配置关系较好（图2－C）；粉晶云岩储层孔隙间喉道以片状喉道为主，孔喉配置关系较好（图2－D）。分别将19个砂屑云岩储层、20个鲕粒灰岩储层、23个粉晶云岩储层岩心压汞分析样品进行统计，结果表明，鲕粒灰岩储层压汞样品的孔隙度分布范围为3.13%～12.06%，平均为5.46%；渗透率分布范围为（0.002～0.093）×10－3μm2，平均值为0.049×10－3μm2；排驱压力值大，分布范围 为 1.24～179.53MPa，平 均 值 为 50.32 MPa；中值喉道半径小，分布范围为0.000 1～0.64μm，平均值为0.013μm；退汞效率低，分布范围为0.33%～18.37%，平均值为5.21%。

图4 嘉二段各类储集岩孔渗分布图Fig.4 Relationship between porosity and permeability of various reservoir rocks in T1j2

砂屑云岩储层压汞样品的孔隙度分布范围为3.43%～13.17%，平均值为5.27%；渗透率分布范围为（0.01～10.02）×10－3μm2，平均值为2.42×10－3μm2；排驱压力值较小，分布范围为0.36～31.53MPa，平均值为13.85MPa；中值喉道半径较大，分布范围为0.21～6.64μm，平均值为2.63μm；退汞效率较高，分布范围为7.33%～41.37%，平均值为25.62%。

粉晶云岩储层压汞样品的孔隙度分布范围为3.59%～11.35%，平均值为5.52%；渗透率分布范围为（0.02～11.93）×10－3μm2，平均值为3.02×10－3μm2；排驱压力值较小，分布范围为0.31～15.19MPa，平均值为8.72MPa；中值喉道半径较大，分布范围为0.33～8.82μm，平均值为2.94μm；退汞效率较高，分布范围为9.06%～49.09%，平均值为28.83%。

从图5中可见，将3类储集岩（鲕粒灰岩孔隙度为8.53%、砂屑云岩孔隙度为8.45%、粉晶云岩孔隙度为8.93%）分别做压汞分析。鲕粒灰岩储层压汞样品的渗透率值为0.081×10－3μm2，压汞曲线表现为排驱压力高，中值压力高，呈凸型的曲线形态特征。砂屑云岩储层压汞样品的渗透率值为4.21×10－3μm2，压汞曲线表现为排驱压力中等，中值压力较高，呈台阶型的曲线形态特征。粉晶云岩储层压汞样品的渗透率值为8.21×10－3μm2，压汞曲线表现为排驱压力较低，中值压力较低，呈凹型的曲线形态特征（图5）。结果表明，以发育晶间（溶）孔、片状喉道为主的粉晶云岩储层孔喉配置最好，以发育残余粒间孔、粒间溶孔和管状喉道、缩颈状喉道为主的砂屑云岩储层孔喉配置次之，鲕粒灰岩以发育粒内溶孔、铸模孔和喉道欠发育为特征，孔喉配置关系差。

图5 嘉二段各类储集岩典型压汞曲线Fig.5 The curves of typical pressure mercury of various reservoir rocks in T1j2

表1总结了研究区嘉二段3类碳酸盐岩储层的基本特征。

4 储层成因分析

4.1 沉积微相是储层形成的沉积基础

研究区嘉二段碳酸盐岩储层具有典型的相控型储层特征，沉积微相是储层形成的沉积基础。根据岩心孔隙度分析资料表明，不同微相的孔隙度由高至低分别为：云坪、砂屑滩、鲕滩、云质潟湖、灰质潟湖、膏质潟湖（图6），云坪、砂屑滩、鲕滩是最有利于形成储层的沉积微相，分别形成于云坪微相、砂屑滩微相和鲕滩微相中的粉晶云岩、砂屑云岩和鲕粒灰岩为储层的形成提供了早期物质基础。

表1 嘉二段碳酸盐岩储集岩基本特征Table 1 The basic physical properties of carbonate rock reservoirs in T1j2

图6 嘉二段不同沉积微相的岩心孔隙度分布直方图Fig.6 The histogram showing distribution of core porosity of various sedimentary microfacies in T1j2

4.2 次一级微地貌高地为储层形成提供了有益的微地貌条件

陆表海碳酸盐台地内部并非“一马平川”，实际上也存在次一级的凹凸起伏变化，古地形既存在次一级相对较高的局部微地貌高地，也存在相对低洼的台内洼地［32］。次一级微地貌高地为储层形成提供了有益的微地貌条件。

微地貌高地在海退早期或是海侵晚期，均处于浪基面以上或附近，沉积水动力较强，能量较高，有利于颗粒滩发育，同时也有利于云坪微相的形成。颗粒滩受垂向加积和海退等因素影响，滩体极易出露海面，使颗粒岩接受大气淡水淋滤改造，发生组构选择性溶蚀，有利于颗粒岩储层中粒内溶孔或铸模孔的形成；同时，微地貌高地沉积速率大，有利于颗粒岩的垂向堆积，厚度大的颗粒滩体中颗粒岩抗压实能力较强，有利于原生粒间孔的保存，残余粒间孔奠定了颗粒岩储层的先期孔隙基础。在干旱少雨、蒸发环境中，位于台坪的灰岩可受蒸发泵白云岩化或是渗透回流白云岩化作用的影响，形成粉晶云岩，白云石晶体提供的晶间孔为粉晶云岩储层的形成奠定了孔隙基础。

台内洼地无论在海侵或是海退，水体始终保持着一定深度，沉积水动力较弱，能量较低，以沉积细粒物质为主。由于长时间处于水下环境，岩石受大气淡水淋滤改造相对较少，不利于粒内溶孔或铸模孔的形成；细粒沉积物组成的岩石抗压实程度较小，也不利于原生孔隙的保存；后期的云化作用只能交代先期细粒岩石，形成的泥晶云岩所能提供的孔隙较少，不利于储层的形成。

4.3 同生期喀斯特作用、原生粒间孔保存和白云岩化作用是储层形成的关键

同生期喀斯特作用发生于同生期大气成岩环境中，受次级沉积旋回的控制，在沉积物垂向加积或海退时，处于碳酸盐岩台地内部的颗粒滩和台坪等浅水沉积体极易受到富含CO2的大气淡水的淋滤，发生以组构选择性溶蚀，形成大量的粒内溶孔、铸模孔［31］。本区鲕粒灰岩储层主要是同生期喀斯特作用改造的结果，孔隙类型以粒内溶孔和铸模孔为主（图3），储层往往发育于滩体向上变浅序列的中上部。

单滩体较厚、同生期胶结作用不活跃、初期压实效应显著的颗粒滩有利于原生粒间孔的保存［33］，保存下来的残余粒间孔及喉道奠定了本区砂屑云岩储层的先期孔渗基础，后期埋藏溶蚀流体更易在孔隙和喉道中流动、扩溶，储层以发育残余粒间孔、粒间溶孔和管状喉道、缩颈状喉道为主（图3）；而单滩体较薄、同生期胶结作用较活跃、初期压实效应不显著的颗粒滩不利于原生粒间孔的保存。本区鲕粒灰岩储层由于原生粒间孔及喉道被胶结物充填，后期埋藏溶蚀流体流动不畅，储层以发育粒内溶孔、铸模孔和喉道欠发育为特征。

在干旱少雨的情况下，随着蒸发作用的进行，海水盐度不断升高，先期沉积于台坪的灰岩受蒸发泵白云岩化或渗透回流白云岩化作用的影响，形成粉晶云岩，产生白云石晶间孔。本区粉晶云岩储层主要是这2种白云石化作用改造的结果，形成的孔隙类型以晶间（溶）孔为主，片状喉道使孔隙之间连通性变好，储渗能力优越。

表2总结了研究区嘉二段主要的3类碳酸盐储集岩的成因机制。

表2 嘉二段碳酸盐岩储层成因Table 2 The genesis of carbonate rock reservoirs in T1j2

5 结论

a.鲕粒灰岩储层、砂屑云岩储层和粉晶云岩储层是四川盆地中部地区下三叠统嘉陵江组第二段主要的碳酸盐岩储层。

b.鲕粒灰岩储层以孤立的粒内溶孔和铸模孔为主要储集空间，孔隙间喉道欠发育，以微喉为主，中孔微喉的配置关系导致储层多表现为高－中孔低渗，渗透率偏低的特征。砂屑云岩储层以残余粒间孔和粒间溶孔为主要储集空间，孔隙间喉道发育，以缩颈喉道为主，较好的孔喉配置关系使储层多表现为中孔中渗，储渗能力较好的特征。云坪微相内发育的粉晶云岩以晶间孔和晶间溶孔为主要储集空间，孔隙间喉道以片状喉道为主，孔喉配置关系较好，储层多表现为中孔中渗的特征。

c.沉积微相是储层形成的沉积基础，分别形成于云坪微相、砂屑滩微相和鲕滩微相中的粉晶云岩、砂屑云岩和鲕粒灰岩为储层的形成提供了物质基础；台地内次一级微地貌高地为储层的形成提供了有益的微地貌条件；同生期大气淡水淋溶、原生粒间孔保存和白云岩化作用分别是鲕粒灰岩储层、砂屑云岩储层和粉晶云岩储层形成的关键。

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