川东北渠县地区大安寨段储层特征

徐双辉, 陈洪德, 林良彪, 钱利军, 赵军寿, 陈安清, 徐胜林

(油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学),成都 610059)

川东北渠县地区大安寨段储层特征

徐双辉, 陈洪德, 林良彪, 钱利军, 赵军寿, 陈安清, 徐胜林

(油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学),成都 610059)

通过露头剖面实测、地层对比、薄片鉴定、物性及成岩作用分析等，对川东北渠县地区下侏罗统自流井组大安寨段储层特征进行了研究，并对其有利储层做出评价。结果表明：研究区大一亚段储层岩石类型主要为厚块状介壳灰岩，储层的储集空间类型主要为粒内溶孔和裂缝，平均孔隙度为2.852%，平均渗透率为0.007×10-3μm2，为低孔低渗-裂缝型储层；大二亚段储层岩石类型为介壳灰岩夹多层泥岩，储集空间类型主要为粒内溶孔，平均孔隙度为3.844%，平均渗透率为0.003×10-3μm2，为低孔低渗型储层：前者较后者油气勘探潜力更大。研究区大安寨段储层主要形成于介壳滩环境，经历了多类型、多期次成岩变化，其中压实等破坏性成岩作用是孔隙损失的主要因素，而溶蚀和后期构造破裂等建设性成岩作用改善了储集性能，是研究区内致密储层形成的关键因素。

川东北；地层对比；大安寨段；储层特征；成岩作用；致密储层

四川盆地侏罗系的油气勘探工作始于20世纪50年代，半个多世纪以来，已在侏罗系相继发现众多油气田。根据第三次资源评价结果，四川盆地侏罗系油气总地质资源量为645.06×109m3，已发现资源量275.203×109m3，尚待发现资源量369.857×109m3[1]。这一结果表明，四川盆地侏罗系仍有较大的勘探潜力。近几年，相继在川中、川东、川北和川东北等地区下侏罗统自流井组大安寨段获得油气显示或工业油气流，截至2010年底，仅川中地区大安寨段共试油井933口，获工业油气井541口(其中低产油气井191口)，探井成功率58%[2]；而川东的兴隆101井大安寨段第一亚段(简称“大一亚段”)和川东北的元坝21井大二亚段均获得高产工业气流[3]。

目前，根据前人研究成果及四川盆地油气勘探实践，大安寨段是四川盆地油气勘探重点层位之一[4,5]，其主要为厚块状介壳灰岩型和介壳灰岩夹泥(页)岩型2种类型储层高产工业油气流。本文以研究勘探程度较低的川东北渠县地区为研究区，结合野外露头调查、地层对比、显微薄片、物性分析等资料，详细分析四川盆地渠县地区大安寨段致密储层的岩石学特征、成岩作用特征、储集空间类型及演化，最终对该层位2种主要储层类型进行评价优选，为今后研究区乃至整个四川盆地油气勘探工作提供依据。

1 地质概况

四川盆地侏罗系以湖相沉积为主[6-9]，早侏罗世晚期的大安寨段沉积期，是盆地周边构造比较平静的构造间歇期，为典型的温暖潮湿气候条件下的大型内陆湖相环境[10,11](图1)。大安寨段沉积早期为滨、浅湖环境，以Pseudocardinia为代表的双壳类较为发育，其遗骸堆积形成了分布广泛的介壳滩；还发育有少量泥滩，如兴隆101井和渠县三汇剖面(图2)。大安寨段沉积中期演变为浅湖—半深湖环境为主，暗色泥页岩沉积物较发育，间夹少量双壳类为主的泥质介壳滩，如龙岗001-2井(图2)。大安寨段沉积晚期为水退环境，在滨、浅湖波浪和水流作用下，以双壳类为主的硬壳磨蚀、搬运、堆积，大部分浅水区形成了厚度较大的介壳灰岩层。总之，该时期的湖泊经历了一个从扩展—极盛—收缩的完整湖侵-湖退旋回过程[11,12]。

图2 四川盆地元坝21井-龙岗001-2井-渠县三汇剖面-兴隆101井大安寨段地层对比图

图1 川东北渠县地区大安寨段沉积微相分布图

川东北渠县地区中下侏罗统发育较完整，自下侏罗统自流井组马鞍山段至中侏罗统沙溪庙组第一段均有出露，露头良好，地层界线清晰。其中，大安寨段位于自流井组的上部，可划分为大一、大二、大三和过渡层等4个亚段、层。各亚段、层顶底界线清晰，可依据岩性、古生物和电性等特征进行划分与对比(图2)。由图2可知，渠县及其北部的元坝、龙岗等地区的大三亚段以泥岩或页岩夹薄层介壳灰岩为主，而东南部兴隆101井等地区介壳灰岩相对较厚；大二亚段主要为(泥质)介壳灰岩夹多层泥岩或页岩，其中龙岗001-2井和兴隆101井中页岩更为常见，厚度较大；大一亚段主要为厚块状介壳灰岩夹薄层泥岩；过渡层沉积厚度相对较薄，岩性以钙质泥岩和灰绿色泥质粉砂岩为主，局部含有大量介壳化石。

渠县地区大安寨段岩石类型主要有介壳灰岩、(含)泥质介壳灰岩、(含)泥质粉砂岩、含粉砂泥岩、钙质泥岩，但储集岩类型主要为分布在大一亚段和大二亚段的介壳灰岩和(含)泥质介壳灰岩。

a.介壳灰岩：主要为泥晶介壳灰岩、泥-微晶介壳灰岩、微-亮晶介壳灰岩、亮晶介壳灰岩。介壳灰岩质地较纯、性脆，生物碎屑极其发育，含量(面积分数)为65%～95%，主要为瓣鳃类和腕足类，见少量介形虫和腹足类；内部以平行片状结构和晶粒结构为主，主要呈碎片状、板条状或弧形叠置分布。在矿物成分上，方解石含量(面积分数)在75%～98%；泥质较少，面积分数一般在3%～20%左右。介壳大小不一，多在2～4 mm之间，最长可达15 mm。这类灰岩微裂缝相对发育，多以中—厚层块状分布在大一亚段中，大二亚段中也较常见(图3-A,B,L,O)。

b.(含)泥质介壳灰岩：主要以薄—中层状分布于大二亚段中，大三亚段中局部也有出露。其常与介壳灰岩过渡沉积，介壳间含有较多的黏土泥和灰泥(图3-G)。

上述2种灰岩多属于较高能环境下的产物，在研究区内主要堆积在浅湖地带的介壳滩中(图1)。

2 储层特征

2.1 储集空间类型及特征

根据研究层段的野外露头和薄片观察，研究区大安寨段介壳灰岩的原生孔隙基本消失殆尽，储集空间类型主要为次生孔隙和裂缝，包括粒间溶孔、粒内溶孔、晶间孔、铸模孔、超大溶孔及微裂缝、粒缘缝和溶缝等。其中大一亚段储层空间类型以粒内溶孔、铸模孔、微裂缝及溶缝等为主，也见少量的粒间溶孔；大二亚段则主要发育有粒内溶孔、铸模孔、晶间孔和溶缝，局部还可见少量粒间溶孔和粒缘缝等；大三亚段孔缝发育较差，仅偶见少量的颗粒内溶孔；而晚期的过渡层则以破裂作用产生的裂缝为主，孔隙等较少见。

2.1.1 次生孔隙

a.粒内溶孔：粒内溶孔在研究区各层段均有发育，主要分布于生物碎屑颗粒内，由瓣鳃类和腕足类溶蚀形成，孔隙形状各异，多见于介壳粒内，呈多个孤立孔隙存在，连通差，部分粒内溶孔沿孔隙内充填有富含有机质的泥质(图3-F)。

b.粒间溶孔：主要沿裂缝和介壳颗粒边缘分布，由粒间泥质和微晶方解石填隙物溶蚀而成，形状不规则，大多零星分布，孔隙连通性较差(图3-F)。

c.晶间孔：主要是指晶体再生长晶间隙及成岩期胶结物充填未满孔，主要见于介壳颗粒内和泥-微晶介壳灰岩的方解石脉中，断续分布，连通性较差；在微-亮晶方解石填隙物中晶间孔较少见到，大多被泥质充填(图3-G)。

d.铸模孔：是指碎屑颗粒被溶蚀后仍具有原来颗粒外部形状特征的孔隙类型。研究区主要为介壳生物颗粒强烈溶蚀而成，仅保留颗粒外形的孔隙(图3-F,H)。

e.超大溶孔：是由溶蚀作用形成的远大于颗粒的超大溶孔，在少数介壳灰岩和细粒岩屑砂岩中发育。介壳灰岩内的此类溶孔由溶蚀亮晶方解石胶结物而成(图3-I)。

2.1.2 裂缝

裂缝不仅是流体运移的通道、油气的主要储集空间，而且裂缝沟通孔隙空间后，将极大地改善储层的渗滤能力[13]。根据成因又进一步分为微裂缝、粒缘缝、溶逢等。研究区以微裂缝最为发育。

a.微裂缝：常发育于泥岩、介壳灰岩的介壳内和介壳边缘的颗粒间，有的裂缝甚至穿切颗粒和填隙物，缝细而短，缝宽约为0.01～0.03 mm，呈断续状、分枝状，局部网状分布(图3-J)。

b.粒缘缝：由黏土杂基膜被溶蚀形成的紧贴碎屑颗粒的溶缝，见于含介壳及粉砂泥岩中，裂缝紧贴介壳颗粒边缘分布(图3-K)。

c.溶缝：流体沿破裂缝流动过程中，对裂缝两侧岩石产生溶蚀，使缝壁呈溶蚀特征，常沿溶缝两侧发育有次生孔隙[13]。研究区该类型裂缝常见被后期的铁泥质、有机质、沥青等充填(图3-L)。

2.2 储层物性特征

研究区大三亚段储集空间发育差，储层不发育，本文仅测试26件大一和大二亚段野外采集的孔渗样品。经物性分析表明：大一亚段储集层的孔隙度分布范围为0.616%～8.637%，平均值为2.852%；主要集中在1%～4%(图4-A)，约占样品总数的80%。渗透率分布范围为0.002×10-3～0.014×10-3μm2，平均值为0.007×10-3μm2；主要分布于0.002×10-3～0.004×10-3μm2和>0.01×10-3μm2的区间，约占研究区大一亚段所有样品的66.67%(图4-B)。大二亚段储集层的孔隙度分布范围为1.469%～7.050%，平均值为3.844%；主要集中在2%～5%(图5-A)，约占样品总数的66.67%。渗透率分布范围为0.001×10-3～0.006×10-3μm2，平均值为0.003×10-3μm2；主要分布于0.001×10-3～0.004×10-3μm2的区间，约占研究区大二亚段所有样品的75%(图5-B)。

图3 研究区大安寨段储层特征图

从孔隙度和渗透率关系图(图4-C，图5-C)可以看出，一方面，研究区大一亚段和大二亚段均表现为低孔隙度和低渗透率的双低特征， 但大一亚段部分孔隙度为2%～6%的样品渗透率较高，表明可能存在裂缝的影响；另一方面，图中拟合出的直线的相关系数均较小，说明孔隙度与渗透率不具有明显的正相关性，即储层的孔隙度并不随渗透率的变化而变化，这可能与研究区的储层受后期的改造作用有关。

图4 研究区大一亚段物性分析图

图5 研究区大二亚段物性分析图

3 成岩作用分析

研究区介壳灰岩储集空间的孔缝系统分布表现出严重的不均一性，主要受强烈的成岩作用的控制。

3.1 破坏性成岩作用

破坏性成岩作用使储集层孔隙减少、缩小，其在研究区各层段均有体现，主要包括压实、胶结、重结晶、压溶和充填作用等。

a.压实作用：强烈的压实作用是研究区内介壳灰岩储层原生孔隙丧失的主要原因之一，也是本区重要的破坏性成岩作用。显微镜下，其主要表现形式有：①介壳生物碎屑等塑性颗粒的塑性变形以及平行叠置定向排列(图3-M)；②随着压实作用的增强，碎屑颗粒之间的各种接触强度增加，主要表现为线-凹凸接触。

b.胶结作用：研究区内主要为方解石胶结。方解石胶结物充填粒间孔隙和粒内溶蚀孔隙，局部呈连生胶结，堵塞孔隙，致使储层岩石物性极差(图3-H)。

c.重结晶作用：镜下薄片研究发现介壳灰岩中的填隙物重结晶作用较为常见，表现为泥晶方解石重结晶为微-粉晶方解石(图3-O)；野外剖面实测过程中，也观察到较为强烈的重结晶作用(图3-C)。

d.压溶作用：主要表现为压溶缝合线构造，其一方面使颗粒接触更紧密，从而使储层进一步致密化；另一方面溶出的物质(如沥青、有机物等)沉淀充填粒间孔，故对储层的发育不利(图3-L)。

e.充填作用：裂缝充填作用主要发生在研究区成岩作用的晚期，最为典型的充填作用表现为铁泥质、方解石(脉)和沥青的充填，其对孔隙度、渗透率起破坏性作用(图3-L,N)。

3.2 建设性成岩作用

研究区的建设性成岩作用主要见有破裂作用和溶蚀作用，前者主要见于大一亚段和过渡层，后者则在各层段均有。

a.破裂作用：破裂作用形成的裂缝和微裂缝不但增加了岩石的孔隙度，而且更重要的是裂缝系统的形成沟通了岩石的粒间和粒内孔隙，从而使储层的质量得到极大改善[13]。另外，可见裂缝两侧的易溶组分被溶蚀，表明破裂缝对次生溶孔的形成有一定的贡献(图3-D,J,K)。

b.溶蚀作用：介壳灰岩在酸性水、大气淡水环境下易发生溶蚀，从而形成各种类型的溶孔、溶缝，进而形成次生孔隙发育带(图3-E,F,I)。

4 储集空间演化

大安寨段成岩作用的变化对其储集空间演化具有至关重要的作用。资料显示，川北地区古地温在62～125℃之间，固体沥青镜质体反射率Ro在1.295%～1.481%之间[14]，结合岩石面孔率的变化，可将研究区大安寨段成岩作用划分为4个阶段，各阶段具有不同的储集空间演化特征(图6)。

图6 成岩阶段划分及储集空间演化示意图[14]

4.1 早成岩阶段

该阶段为近地表—浅埋藏环境，以压实作用、胶结作用和溶蚀作用为主。其中压实作用和胶结作用使原生沉积物中的孔隙迅速减少。尽管溶蚀作用可产生部分次生孔隙，但由于此时生油母质尚未成熟，未被油气占据的空间很容易被其他矿物充填，剩余空间很少得以保存。研究区大三亚段此阶段证据较为充分(图3-H,M)。

4.2 中成岩阶段

此阶段演化特征主要体现在研究区大二亚段和大三亚段。该阶段压实、溶蚀作用加强并伴随压溶作用的发生，溶蚀和沉淀次生矿物的流体介质主要来源于泥岩压实释放的孔隙水和吸附水，少量为有机质演化排出的脱羧基酸性水[12]；溶解作用强于第一阶段，但溶蚀孔很快被方解石充填，随着埋藏深度加大，原生孔隙基本消失(图3-L,M)。

4.3 晚成岩阶段

晚期成岩阶段主要有重结晶、压溶、溶蚀和充填作用。镜下观察发现，介壳灰岩中填隙物多为微-亮晶方解石(图3-O)，且常见压溶缝合线发育(图3-L)，表明成岩晚期的重结晶作用(图3-C,O)较强烈，压溶作用较为发育；此外，伴随烃源岩生烃、排烃过程中，产生大量有机酸[15,16](图3-F,I)，进一步溶蚀形成粒内和粒间溶孔、溶逢等，局部形成超大溶孔，改善了介壳灰岩储层的孔渗性。介壳灰岩中的针孔状溶孔(图3-E)可能为其产物。随后还发生了裂缝充填作用，可见贯穿介壳的方解石脉发育(图3-N)，部分为半充填状态。此阶段在研究区大二亚段表现得尤为明显，大一亚段局部也有体现。

4.4 后生阶段

该阶段后生变化主要与构造运动有关，以破裂作用为主，次为沿构造缝的溶蚀作用。喜马拉雅期区域构造运动后，构造抬升、剥蚀引起的卸载破裂作用，形成了微裂缝、构造破裂缝等[12]。伴随排烃高峰的到来，这些裂缝为排烃产生的酸性流体提供了有利的通道和供给，并沿缝形成了次生溶蚀孔、缝。显然，该阶段构造作用产生的裂缝对沉积阶段晚期的大一亚段及过渡层时期的影响与上述物性分析的结果是一致的(图3-D,K)。

5 有利储层评价

据四川盆地下侏罗统勘探实践表明，厚块状介壳灰岩型储层(如兴隆101井大一亚段)和介壳灰岩夹泥(页)岩或互层型储层(如元坝21井大二亚段)均已成功获得高产工业气流。由地层对比和储层岩石学特征可知，研究区大一亚段储层类型为厚块状介壳灰岩型，大二亚段储层类型为介壳灰岩夹泥(页)岩或互层型。而依据上述物性特征、成岩作用分析、储集空间类型及演化等资料可知，大一亚段为典型的低孔低渗-裂缝型储层，大二亚段为低孔低渗型储层。由此可以预测：研究区大一亚段储层油气勘探潜力更大，更易于获得试井成功，即在厚块状介壳灰岩型储层和介壳灰岩夹泥(页)岩型储层同为勘探目标时，则应优先选择前者。

6 结 论

a.研究区大一亚段储层岩石类型主要为厚块状介壳灰岩，大二亚段储层岩石类型为介壳灰岩夹多层泥岩，前者较后者油气勘探潜力更大。

b.大一亚段储集空间类型主要为粒内溶孔和裂缝，储层为低孔低渗-裂缝型储层；大二亚段储集空间类型以粒内溶孔为主，储层为低孔低渗型储层，。

c.大安寨段储层主要形成于介壳滩环境，经历了多类型、多期次成岩变化，其中压实作用、胶结作用、压溶作用、重结晶作用及晚期充填作用是孔隙损失的主要因素，而溶蚀作用和构造破裂作用是研究区内能形成致密储层的关键因素。

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ReservoircharacteristicsofDa’anzhaisegmentofQuxianareainnortheastofSichuan,China

XU Shuang-hui, CHEN Hong-de, LIN Liang-biao, QIAN Li-jun, ZHAO Jun-shou, CHEN An-qing, XU Sheng-lin

StateKeyLaboratoryofOilandGasReservoirGeologyandExploitation,ChengduUniversityofTechnology,Chengdu610059,China

By measuring the outcrops, correlating the strata, identifying the thin sections, and analyzing the physical properties and diagenesis, this paper studies and evaluates the reservoir characteristics of the Da’anzhai segment of Lower Jurassic Ziliujing Formation of Quxian area in the northeast of Sichuan. The results indicate that the reservoir rock type in the first Da’anzhai subsegment is mainly thick massive shelly limestone, the main reservoir space types of the reservoir are intragranular dissolved pores and cracks, the average porosity is 2.852%, and the average permeability is 0.007×10-3μm2. This reservoir can be classified to the typical low-porosity and-permeability fractured one. However, the reservoir rock type in the second Da’anzhai subsegment is mainly the shelly limestone folder multilayer mudstone, the main reservoir space types of the reservoir are intragranular dissolved pores, the average porosity is 3.844%, and the average permeability is 0.003×10-3μm2. This reservoir can be classified to low-porosity and-permeability one. Therefore, the former one has larger oil and gas exploration potential than the latter one. In addition, the reservoir of the Da’anzhai segment formed in the environment of the shelly beach, which has undergone multi-type and multi-stage diagenetic changes. The destructive diagenesis, especially the compaction, has made most pores lose, but the constructive diagenesis including the dissolution and post-tectonic disruption has improved the reservoir performance, which is a key factor in the formation of tight reservoirs in study area.

northeast of Sichuan; stratigraphic correlation; Da’anzhai segment; reservoir characteristics; diagenesis; tight reservoir

10.3969/j.issn.1671-9727.2013.02.12

1671-9727(2013)02-0200-09

2012-11-05

国家科技重大专项(2011ZX05002-004-006HZ)

徐双辉(1988-)，男，硕士研究生，沉积学专业, E-mail:shuanghui0714@163.com。

TE122.23

A