川西南地区下寒武统龙王庙组储层特征

孟宪武，朱 兰，王海军，田景春

（1.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；2.中国石化西南油气分公司勘探开发研究院，贵阳550004）

川西南地区下寒武统龙王庙组储层特征

孟宪武1，2，朱 兰2，王海军2，田景春1

（1.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；2.中国石化西南油气分公司勘探开发研究院，贵阳550004）

综合钻井、测井及地震资料分析，进一步明确川西南地区下寒武统龙王庙期发育两期局限台地鲕粒、砂屑浅滩，平面上以资阳—磨溪地区为浅滩发育的中心，向四周减薄，纵向上由中心区稳定的早、晚两期浅滩迁移演变为边缘的晚期滩。储层岩性为溶孔微晶-细晶白云岩、滩相砂屑白云岩、鲕粒白云岩，储集空间以粒间溶孔、粒内溶孔、晶间溶孔为主，资阳—磨溪地区为中低孔渗—高孔渗，测井表现为低伽马、低电阻、低密度、较高的声波时差，为孔隙型储层；白云石化是形成储层的基本条件，溶蚀作用对优质储层发育起决定性作用。资阳—磨溪地区储层厚度为30～50m，孔隙度为4%～6%，发育最好；向南西、南方向储层厚度变为10～30 m，孔隙度为3%～4%，因此，资阳-磨溪地区是龙王庙组油气勘探的最有利区。

川西南地区；龙王庙组；浅滩；孔隙型储层；储层厚度

针对四川盆地下组合，前期基本上是遵循“加里东期古隆起有利于油气聚集”的观点来指导区域油气勘探的[1]。自1960年代发现威远震旦系气藏，对乐山—龙女寺古隆起的地质研究和勘探实践从没停止过[2，3]。从1966年威远地区威12井在中上寒武统洗象池群中途测试获气2.28× 104m3/d，至今寒武系均是在主探灯影组气藏的过程中处于兼探的地位。2004-2006年，在威远构造灯影组气藏之上的中上寒武统洗象池群中，发现了威42井、威26井等14个裂缝系统含气，证实了洗象池群气藏的存在；随着勘探的深入，证实洗象池群气藏的规模是有限的。自2005年川西南WH1井在龙王庙组发现孔隙性储层并测获工业气流（0.11×106m3/d）以来，龙王庙组勘探引起高度的关注。继MX8、MX11井之后，MX10、MX9井在龙王庙组钻获高产气流，4口探井“簇拥”在一起，构成了安岳气田龙王庙组气藏大发现的初步轮廓。2012年JS1井龙王庙组钻探鲕粒、砂屑滩相白云岩孔隙型储层，见明显油气显示；而井研地区—威远地区—磨溪地区龙王庙组滩相沉积发育，分布面积广，具有良好的勘探前景，是继灯影组之后川西南地区下组合最现实的目标层系[4]。本文从川西南及邻区龙王庙组沉积特征、储层特征分析入手，重点围绕储层的岩石学、测井、电性、物性特征以及成岩演化等分析，进而分析龙王庙组优质储层发育的主控因素及有利储层的展布特征，指导川西南地区龙王庙组的勘探。

1 沉积地质背景

1.1 地层

川西南地区下寒武统龙王庙组以大套浅灰—灰色白云岩为主，下部陆源碎屑岩增多，以砂质云岩为主；中上部碎屑含量减少，岩性较纯，发育砂屑云岩、鲕粒云岩及细粉晶云岩。地层厚度由西北向南东方向增厚（图1），井研—磨溪地区厚度为0～100m，向东南方向可达120m以上。

1.2 沉积

川西南地区寒武纪沉积明显受加里东早期古地貌的控制[5]。龙王庙期主要发育局限台地相沉积，由于水体能量强，鲕滩、砂屑滩体发育，且陆源碎屑减少，具备形成孔隙型储层的沉积环境。滩相白云岩储层中，颗粒岩多分布于浅滩的中上部，单个颗粒滩厚度＞10m，并出现白云岩与砂屑灰岩间互过渡的现象，推测与早期海平面的相对升降及台地浅滩间歇性暴露有关，即白云化作用程度不一[6]。

最新研究认为龙王庙组台内滩在井研—磨溪地区分布广泛（图1），平面上以资阳—磨溪地区为滩体发育的中心，向四周减薄，纵向上由中心区稳定的早、晚两期浅滩迁移演变为边缘的晚期滩。南部地区Z2井区、DS1井区发育小规模滩相沉积。

2 储层特征

2.1 岩石学特征

川西南地区龙王庙组储层岩性主要为灰色溶孔微晶-细晶白云岩、滩相砂屑白云岩、鲕粒白云岩，次生溶蚀孔洞、缝发育（图2）。

2.2 物性特征

高石梯-磨溪地区钻遇龙王庙组气显示段单井厚度累计17.1～62.3m，单层厚度可达32.8 m。测井解释储层孔隙度＞2%的单井累计厚度3～56.175m，测井解释气层孔隙度5.343%～7.408%，渗透率（1.406～1.579）×10-3μm2，含水饱和度8.814%～15.792%。利用该井区测井解释数据做龙王庙组孔隙度与渗透率交会图，显示孔隙度与渗透率有较好的正相关关系（图3）。综合分析表明龙王庙组孔隙性储层分布广泛，储层具中低孔渗、局部区块表现为高孔高渗、稳定性好的特征。自下而上2套储层以孔隙型为主。

2.3 储集空间类型

龙王庙组滩体出露遭受淡水淋滤，浅滩颗粒遭受选择性溶蚀，形成溶孔状白云岩，利于孔隙形成。龙王庙组储集空间主要为粒间溶孔、粒内溶孔、晶间溶孔，其次为粒间孔、晶间孔及裂隙等（图4）。①粒间溶孔、粒内溶孔：主要发育在残余砂屑云岩、残余鲕粒云岩中。由于为颗粒型碳酸盐岩，受后期地层水、埋藏等作用影响，颗粒间发育溶蚀孔，局部充填沥青及白云石。②晶间溶孔：主要发育在细粉晶白云岩中，由白云石溶蚀扩大形成。泥微晶白云岩在浅埋期结晶形成细粉晶白云岩，在下渗淡水影响下，海平面以下潜流带内，淡水、海水交替利于白云化作用产生[7]，形成晶间溶孔。③粒间孔：为早期碳酸盐颗粒间原生孔隙，在后期埋藏过程中改造形成的孔隙。这类孔隙由于受改造作用影响较大，一般孔隙度较小，且受孔喉限制，渗透率也较小。

2.4 电性特征

川西南地区龙王庙组储层测井响应表现为三低一高的特征，即低伽马、低电阻、低密度、较高的声波时差。

a.自然伽马（GR）：储层段测值较低，多在10～30API之间，两套储层之间GR有所升高，为泥质云岩发育层段。

b.双侧向（RD、RS）：储层段低值，多在50～500Ω·m，存在不同程度“正差异”。

c.补偿密度（DEN）：受井径和含气性影响较大，储层孔隙发育、含气，均会使密度测井值降低。储层发育段补偿密度测值为2.5～2.7g/cm3。

d.补偿声波（AC）：反映地层的平均孔隙度，龙王庙组储层段补偿声波一般为45～61μs/ft（1ft＝30.48cm），较非储层段高。

2.5 成岩作用

结合前人研究成果，川西南地区龙王庙组主要的成岩作用有：胶结作用、压实作用和压溶作用、充填作用、热液作用、破裂作用、溶蚀作用等，溶蚀作用以埋藏溶蚀和大气淡水渗滤溶蚀作用为主。磨溪地区龙王庙组岩性主要为细晶残余砂屑白云岩、晶粒白云岩和残余鲕粒白云岩，其成岩演化序列大致经历了沉积、成岩、溶蚀-埋藏期重结晶及溶蚀的成岩演化序列（图5）。

加里东期，主要为同生成岩及早成岩期阶段，成岩环境为蒸发海水—混合水—大气淡水以及浅埋藏，沉积物经过海底及浅埋藏胶结后，深度可达2km，同生—准同生白云石化、同生—准同生溶蚀作用可使孔隙度增加；同时经压实压溶作用固结成岩，整体表现为孔隙度的降低，孔隙度减至20%左右。海西期，进入表生成岩期阶段，为表生成岩环境。由于剥蚀作用，埋藏深度减小（0～2 km），此时主要发生风化壳喀斯特以及多期顺层溶蚀作用，同时伴有充填作用，使得储层孔隙度变化不大，基本维持在20%左右。印支—喜马拉雅期，进入晚成岩阶段，为中—深埋藏环境，持续的沉积使埋藏深度逐渐加大（0～6.5km左右），主要发生埋藏白云石化、埋藏溶蚀、破裂以及热液作用，当溶蚀作用使孔隙中溶液达到饱和时就会析出矿物，发生充填作用，在整个成岩作用过程中较为常见。充填作用伴随着溶蚀作用的发生而发生，储层孔隙度进一步减小，最小仅为5%左右。由于溶蚀作用的影响，使得后期孔隙度略有增大，最高可达15%左右。整个成岩过程中，溶蚀作用（层间溶蚀作用为优）和白云岩化作用是主要的建设性成岩作用，岩石晶间、粒间孔和溶孔发育。

2.6 储层发育主控因素分析

粒屑滩沉积不仅形成了一定的原始储集空间，也为后期溶蚀储集层发育创造了良好条件。前述白云石化和溶蚀作用是主要建设性成岩作用，白云石化是形成储层的基本条件，溶蚀作用有效改造了储层，对优质储层发育起决定性作用。

2.6.1 碳氧同位素

根据不同的白云岩成岩阶段[8，9]，主要的成因类型可划分为：①准同生期白云岩；②成岩期埋藏白云岩；③表生期淡水白云石；④晚成岩期热液异形白云石。据JS1井龙王庙组白云岩7块样品分析（表1），δ13CVPDB为-1‰～0.9‰，与当时正常海相灰岩的δ13C值相近[10]，说明白云石化流体与海水有关；δ18OVPDB为-8‰～-7.3‰（图6）。储层样品多为粉晶—细晶结构，溶孔鲕粒、砂屑白云岩为主，颗粒云岩δ13CVPDB值均较微晶结构云岩低且呈负值，而δ18OVPDB值均为低负值，＜-5‰，氧同位素交换作用强，反映其埋藏条件下海水、地层水，包括混入的地下流体加上高温作用使得同位素值向偏负的方向发展，即主要为埋藏白云岩化。样品分析中仅7号样δ13CVPDB呈正值（0.9‰），为微晶云岩，在古斜坡沉积背景下，可能代表一定程度大气淡水及混合成因白云化作用的发生。而对比本井灯影组白云岩碳氧同位素值分布则差异明显，即灯影组δ13CVPDB均呈正值，δ18OVPDB为负值，反映桐湾运动期大气淡水及混合白云化作用的结果。

2.6.2 有序度

国内较早的研究认为准同生高盐度环境中形成的白云石有序度较差，而滩相环境中形成的可能与大气淡水有关的白云石有序度较好，混合白云化形成的白云石有序度较好，埋藏白云石化形成的白云岩中白云石有序度最好[11-13]。JS1井龙王庙组14个样品分析（表2），有序度为0.54～1.00，平均为0.75，仅局部2个样品有序度低值（0.54～0.56），整体有序度呈高值，反映斜坡背景下龙王庙组滩相沉积在埋藏过程中，随埋深增加，地温不断上升，同时由于地层孔隙流体的作用，Mg2+置换Ca2+，白云石的晶体结构不断地进行调整，利于白云石化作用及有序度高的化学计量的白云石形成。

2.6.3 溶蚀作用

实钻揭示川西南地区龙王庙组储层主要为与溶孔发育有关的鲕粒、砂屑云岩，溶蚀作用是形成粒间溶孔、粒内溶孔、晶间溶孔等储层孔隙的关键，龙王庙组沉积期暴露剥蚀相对较少，故表生期溶蚀作用较少发生；在沉积物未完全脱离水体或刚脱离水体时，早期成岩大气淡水渗流淋滤而选择性溶蚀，即准同生期溶蚀[14]，并经进一步埋藏溶蚀，有利于形成优质孔隙型储层。

2.7 有利储层展布

川西南地区龙王庙组储层均不同程度发育（图7、图8），在资阳—磨溪地区厚度最大，分为上、下两层，总厚可达40～50m，孔隙度为4%～6%。MX8、MX11井钻遇龙王庙组储层累计厚度分别为47.6m、51.4m，向四周储层单层厚度变薄，非均质性增强，向东至广安地区厚度＜20m，向南厚度＜10m（阳深2井0m），南西方向至井研地区厚度约为20m（JS1井21.5m），呈单层发育特征，且储层物性及平面连片性较明显变差，孔隙度为3%～4%。对比分析，资阳-磨溪地区储层发育（图9），是油气勘探的有利区。

3 结论

a.川西南地区龙王庙组为局限台地浅滩相沉积，发育鲕粒、砂屑滩相白云岩孔隙型储层，储层物性良好，粒间溶孔、粒内溶孔及晶间溶孔为主要储集空间；白云石化和溶蚀作用是主要建设性成岩作用，对优质储层发育起决定性作用。

b.川西南地区龙王庙组储层以资阳—磨溪地区最为发育，是油气勘探的有利区，向南、西南地区，储层厚度变薄，储层物性及连片稳定性逐渐变差。

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Characteristics of Lower Cambrian Longwangmiao Formation reservoir in Southwest Sichuan，China

MENGXian-wu1，2，ZHULan2，WANG Hai-jun2，TIANJing-chun1
1.State Key Laboratory of Oil ＆Gas Reservoir Geology and Exploitation，Chengdu University of Technology，Chengdu610059，China；2.Exploration and Development Research Institute of Southwest Oil Gas Branch Company of SINOPEC，Guiyang550004，China

The comprehensive analysis of drilling，logging and seismic data further makes it clear that there develop two stages restricted platform oolite，sandy beach in Lower Cambrian Longwangmiao Formation of Southwest Sichuan.On the plane，the Ziyang-Moxi area is the development center of beach，thinning to the surroundings and vertically，the early and late stage stable banks in the central area transfer and evolve into the late beach on the edge.The reservoir rocks are the dissolved pore micro-fine crystalline dolomite，beach facies psammitic dolomite，and oolite dolomite，and the reservoir spaces are dominated by the intergranular dissolved pore，intragranular dissolved pore，and intergranular dissolved pore.The physical properties of the reservoir in Ziyang-Moxi area are the middle and low porosity and permeability and the high porosity and permeability.Logging shows as low gamma，low resistance，low density，high sonic time difference，so the reservoir belongs to poretype reservoir.Dolomitization is the basic condition to form a reservoir，and the corrosion plays adecisive role in the high-quality reservoir development.In the Ziyang-Moxi area，the reservoir thickness is 30～50m，the porosity is 4%～6%，and the reservoir develops the best.To the southwest and the south，the reservoir thickness is 10～30m，and the porosity is 3%～4%. Therefore，the Ziyang-Moxi area is the most favorable oil and gas exploration area in the Lower Cambrian Longwangmiao Formation.

Southwest Sichuan；Longwangmiao Formation；bank；pore-type reservoir；reservoir thickness

TE122.23

A

10.3969/j.issn.1671-9727.2015.02.05

1671-9727（2015）02-0180-08

2014-03-09。

孟宪武（1978-），男，工程师，主要从事石油天然气勘探工作，E-mail：zlmxw＠sohu.com。