元坝地区长兴组储层特征及主控因素研究

王明筏，张汉荣，厚东琳，郜瑭珺，罗宇鹏（中石化勘探南方分公司研究院，四川 成都 610041）

元坝地区位于九龙山背斜与川中隆起中间的平缓褶皱带，处于川东北通南巴构造带西南、南秦岭米苍山推覆构造南缘，其东北侧为大巴山弧形冲断构造带。该区整体埋藏深，构造变形弱，地层产状平缓，区内地表出露侏罗系上统－白垩系地层。

目前，元坝地区的勘探取得了突破性进展，第1期探明天然气地质储量为1592.53×108m3，储量主要集中在中二叠统长兴组（P2c）储层内，成为迄今为止国内发现的埋藏最深的海相大气田。笔者通过现有的资料开展碳酸盐岩深层优质储层发育特征与保存的主控因素分析，尝试探索深埋条件下优质碳酸盐岩储层保存的重要条件，深化对深层优质碳酸盐岩储层发育机理的认识。

1 储层岩石学特征

1.1 岩性及孔隙类型

根据岩石学统计结果，元坝地区P2c储层岩石类型以残余生屑结晶白云岩、生物礁灰岩及亮晶生屑灰岩为主。岩石类型与储层类型关系密切，残余生屑白云岩储集条件最好，生物礁灰岩及亮晶生屑灰岩储集条件一般。通过岩心和薄片观察，孔隙类型以晶间溶孔及晶间孔为主，粒间、粒内溶孔次之，溶洞及裂缝再次之、生物体腔内溶孔及生物格架间溶孔较少。

1.2 孔喉特征

依据四川盆地碳酸盐岩储层孔隙、喉道分级标准［1］，结合其他参数，对元坝地区P2c储层的孔隙和喉道级别进行划分。

元坝地区P2c储层孔隙类型以中孔隙和大孔隙为主，分别占有效样品总数的51.56%、29.69%；喉道类型以细喉道为主，占有效样品总数的38.28%，其次为粗喉道，占总样品数的34.38%，中喉占样品总数的9.38%。

P2c储层孔喉组合类型统计表明，储层发育大孔－粗喉型、大孔－中喉型、大孔－细喉型、中孔－细喉型、中孔－微喉型、小孔－细喉型、小孔－微喉型和微孔－微喉型8种孔喉组合类型，以大孔－粗喉型为主，占样品数的34.38%，其次为中孔－细喉型，占26.56%，大孔－中喉型和微孔－微喉型分别占9.38%和8.59%。

1.3 元坝地区主要相带储层物性特征

根据沉积及岩石学特征、沉积相标志研究发现元坝地区P2c发育有台地边缘生物礁相、台地边缘浅滩相、开阔台地相、局限台地相、台地前缘斜坡相及陆棚相，共6种相带。主要储层集中发育在台地边缘生物礁相、台地边缘浅滩相［2］，这2个相带是元坝地区油气富集的主要相带，利用现有资料对这2类储层物性进行对比分析。

1）以低孔－中低渗、中孔－中高渗储层为主 通过对礁相储层段岩心样品物性统计，储层孔隙度最大22.16%，最小2.08%，平均值6.44%；孔隙度分布在2%～5%、5%～10%、大于10%区间的样品占样品总数的43.88%、30.58%、16.55%（图1）。通过对浅滩相储层段岩心样品物性统计，储层孔隙度最大19.51%，最小0.64%，平均值4.70%；孔隙度分布在2%～5%、5%～10%、大于10%区间的样品占样品数的58.90%、15.16%、9.23%（图1）。

礁相储层段渗透率几何平均值为0.3444mD，浅滩相储层段渗透率几何平均值为0.8279mD，都集中分布于0.002～0.25mD和≥1mD两个区间，明显存在渗透率分异现象（图1）。由以上可知，礁相储层在物性方面优于浅滩相储层。

2）孔、渗之间相关性较好，以孔隙性、裂缝－孔隙型储层为主 对元坝区块P2c储层岩心样品的孔渗相关性分析（图2、3），表明P2c储层孔渗具有较好的正相关性，浅滩相储层的相关性好于礁相储层；浅滩相储层孔隙度小于5%时，礁相储层孔隙度小于8%时，孔渗相关性较差，反映该部分样品裂缝发育，分析储层为孔隙性、裂缝－孔隙型储层。

综上所述，元坝地区P2c优质储层为孔隙性、裂缝－孔隙型储层，具有低孔－中低渗、中孔－中高渗的特征。孔隙度主要集中分布于2%～10%区间，渗透率并主要集中分布于0.002～0.25mD和≥1mD两个区间，明显存在渗透率分异现象。

图1 元坝地区P2c储层孔隙度、渗透率分布直方图（小岩心样）

图2 礁相储层孔渗关系图（小岩心样

图3 浅滩相储层孔渗关系图（小岩心样）

2 储层分类与评价

根据储层孔隙度、渗透率以及中值喉道等孔隙结构特征参数，参照四川碳酸盐岩储集岩分类方法（表1），并以孔隙度2%作为储层评价的下限值，将储层划分为3类。

Ⅰ类储层储集性能较好（图4），P2c局部存在此类储层，岩性为溶孔白云岩；Ⅱ类储层储集性能中等（图5），岩性为溶孔白云岩、溶孔残余生屑白云岩；Ⅲ类储层分选中等－差，储集性能较差（图6），P2c上部主要为此类储层，岩性主要为残余生屑白云岩、生屑（物）云质灰岩；非储层以各种基质孔隙为主，几乎看不见溶蚀孔隙，孔隙结构以微孔微喉型组合为主，储集性能差，岩性为生屑云质灰岩及生屑灰岩（图7）。综合评价，P2c储层以Ⅱ类及Ⅲ类为主，Ⅰ类次之。

表1 元坝地区P2c礁滩储层分类评价

图4 Ⅰ类储层毛细管压力曲线图

图5 Ⅱ类储层毛细管压力曲线图

3 储层主控因素分析

元坝地区是我国发现的埋藏最深的海相气田，对它的成因及主控因素的探讨，对国内深层油气田的勘探都有借鉴意义。从目前的资料和前人的研究成果来看，元坝地区储层主要受沉积相、裂缝以及后期成岩作用等因素控制，构造活动较弱，属于典型的相控储层。

图6 Ⅲ类储层毛细管压力曲线图

3.1 沉积相控制优质储层的发育

元坝地区P2c储层为典型的相控型储集层，储层的优劣严格受沉积相控制。取心资料分析表明，储层发育由好至差的顺序为台地边缘生物礁相、台地边缘浅滩相、开阔台地相和斜坡陆棚相，其中台地边缘生物礁及台地边缘浅滩相是储层发育最有利相带（表2）。这2个相带均位于高频旋回的高水位体系域，水动力条件强，形成分选、磨圆好的沉积体，以亮晶胶结为主，粒间孔隙发育；同时其沉积表面水体相对较浅，在频繁海平面升降的影响下，顶部常暴露于水体之上，接受大气淡水、混合水的选择性溶蚀作用和混合水白云石化的改造，形成较多的溶蚀孔、晶间溶孔，为后期成岩作用过程中白云岩化及溶蚀扩大奠定了基础［3］，也为早期的烃类充填提供了保障。

表2 元坝地区P2c不同相带储层物性对比

3.2 裂缝的发育促进了储层物性的改善

元坝P2c破裂作用主要形成了3期裂缝。第1期裂缝形成于有机质成熟、液烃运移之前的早成岩阶段的印之期，破裂强度较弱，被方解石充填；第2期裂缝形成于中成岩阶段的燕山期，以压溶缝为主，构造破裂缝少见，充填沥青；第3期构造裂缝形成于气烃充注的晚成岩阶段的喜山期，破裂强度较强，裂缝发育，几乎全部未被充填。有效裂缝以第3期裂缝为主，形成了一定的储集空间，局部破裂严重，大大改善了储层岩石物性。

从元坝地区P2c孔渗关系图看，孔渗关系明显分两种趋势：一种为渗透率随孔隙度增大而增大，即优质孔隙型储层，主要发育在白云岩中（图8）；另一种是灰岩孔隙度小于5%（白云岩小于8%），而渗透率值却很高，这是裂缝的表现，主要发育在灰岩中（图9）。在孔隙度不发育的地方，裂缝作为油气或有机酸等流体的运移通道，有利于溶蚀作用的发生，对于储集空间的间接贡献较为明显；另一方面，裂缝的沟通使其渗透性得到明显改善。

图8 P2c孔隙度－渗透率交汇图（白云岩）

图9 P2c孔隙度－渗透率交汇图（灰岩）

3.3 后期成岩作用是优质储层发育的关键

元坝地区成岩作用可分为破坏性成岩作用和建设性成岩作用，破坏性成岩作用主要是压实作用和胶结作用；建设性成岩作用主要有白云岩化作用、压溶作用和溶蚀作用；白云岩化对于原生孔隙的发育起到了重大作用，但是原生孔隙在后期的成岩作用中遭受严重破坏；压溶作用可以产生部分溶蚀缝；晚期的溶蚀作用促使次生孔隙的大量发育。

元坝P2c储层共发育3期溶蚀作用：第1期溶蚀作用主要形成于同生－准同生期，溶孔被方解石充填，经多期多类型成岩作用叠加后，目前多已无明显痕迹；第2期溶蚀作用主要形成于早成岩阶段晚期－中成岩阶段中期的有机质热演化的半成熟－成熟阶段排出的有机酸溶蚀，溶蚀作用较强，后多被液烃充注（后被沥青充填）或方解石等充填；第3期溶蚀作用形成于晚成岩阶段，在第3期构造裂缝的有效沟通下酸性流体沿裂缝及前期残余孔隙对岩石的进一步溶蚀作用，局部形成溶蚀扩大孔洞并多被气烃充注，该期孔隙多无充填或见少量残留沥青。第1、2期溶孔被方解石或沥青充填成为无效孔隙；第3期（晚期）溶孔形成了较多的有效储集空间，是优质储层发育的关键。

4 结 论

1）研究区P2c储层岩性主要为残余生屑结晶白云岩、生物礁灰岩、亮晶生屑白云质灰岩；空间类型以晶间溶孔、晶间孔为主，发育溶孔、裂缝；孔喉组合类型以大孔－粗喉型为主，其次为中孔－细喉型；储层以低孔－中低渗及中孔－中高渗为主；孔、渗之间相关性较好，以孔隙型及裂缝－孔隙型复合型储层为主，礁相储层在物性方面优于浅滩相储层；储层类型以Ⅱ、Ⅲ类储层为主，发育Ⅰ类储层；高渗的原因主要是裂缝的存在极大地提高了油气的运移能力。

2）沉积相带的展布控制着元坝地区优质储层的分布，特别是台地边缘礁滩相、台地边缘浅滩相，都是优质储层发育的有利相带；裂缝和后期成岩作用是优质储层发育的关键。

3）在以上的基础上，加强对元坝地区及整个四川盆地沉积相的研究，加强对储层裂缝的预测，对提高深部海相隐藏圈闭勘探成功率有积极的意义。

［1］钱峥 .碳酸盐岩成岩作用及储层——以中国四川东部石炭系为例 ［M］.北京：石油工业出版社，2000.

［2］吴熙纯，刘效曾，杨仲伦，等 .川东上二叠统长兴组生物礁控储层的形成 ［J］.石油与天然气地质，1990，11（3）：283～296.

［3］王兴志，张帆，马青，等 .四川盆地东部晚二叠世－早三叠世飞仙关期礁、滩特征与海平面变化 ［J］.沉积学报，2002，20（2）：249～254.