四川盆地洗象池组储集层的主控因素与有利区分布

李文正周进高张建勇郝 毅曾乙洋倪 超王 芳唐 松

1.中国石油杭州地质研究院 2.中国石油天然气集团公司碳酸盐岩储集层重点实验室3.中国石油西南油气田公司 4.中国石油西南油气田公司川中油气矿



四川盆地洗象池组储集层的主控因素与有利区分布

李文正1,2周进高1,2张建勇1,2郝 毅1,2曾乙洋3倪 超1,2王 芳1,2唐 松4

1.中国石油杭州地质研究院 2.中国石油天然气集团公司碳酸盐岩储集层重点实验室3.中国石油西南油气田公司 4.中国石油西南油气田公司川中油气矿

李文正等.四川盆地洗象池组储集层的主控因素与有利区分布.天然气工业，2016，36（1）：52-60.

摘 要寒武系洗象池组是四川盆地天然气的后备勘探领域和接替层系，目前其整体勘探程度较低，沉积相带展布规律尚不清楚，还有待深入的研究工作。为此，通过典型野外露头剖面、岩心以及岩石薄片观察，结合实验分析数据，研究了该盆地洗象池组的沉积相展布特征和储集层的岩性、储集空间及物性等特征，进而探讨了储集层形成的主控因素，预测了有利储集区带的分布范围。结果认为：①有效储集层多发育在洗象池组中上段，岩性以颗粒白云岩、晶粒白云岩为主，次为藻白云岩和膏溶角砾岩；②储集层厚度介于43.75～136 m（平均约为87 m），孔隙度多介于1.27%～11.95%，其主要储集空间为溶蚀孔洞、粒间孔与晶间孔；③颗粒滩亚相是储集层发育的基础，而准同生溶蚀作用则是形成主要储集空间的关键因素；④该储集层受古地理格局约束，在盆地内具双颗粒滩带特征。结论认为：宜宾—合川—广安、永安—三汇—石柱一带古地貌高部位为有利的洗象池组储集层发育区，可作为该区下一步天然气勘探的主攻方向。

关键词四川盆地 寒武纪 洗象池期 沉积相 准同生溶蚀 储集层 颗粒滩 颗粒白云岩 古地貌高部位

近年来，四川盆地下寒武统龙王庙组发现了我国迄今为止最大的碳酸盐岩单体整装气田，探明天然气储量4 403×108m3[1-6]。寒武系洗象池组作为四川盆地的后备勘探领域和接替层系，自1966年威12井中途测试获得突破后，即开始进行了大量的勘探研究；2004—2006年通过优选老井上试，洗象池组探明天然气储量为85.08×108m3，然而勘探突破多集中在威远地区。就整个四川盆地而言，洗象池组整体勘探程度较低，其沉积相带展布规律尚不清楚，且储集层非均质性强，还有待于更深入的研究[7-8]。为此，笔者通过典型野外露头剖面、岩心以及岩石薄片观察，结合试验分析数据，对洗象池组沉积相展布和储集层特征进行了研究，进而预测了洗象池组有利储集区带的分布，以期为下一步的油气勘探提供依据。

1 地质背景

洗象池组（雷波地区称二道水组与西王庙组、川东—渝南地区称娄山关群[9]）是寒武系高台组上覆的一套海相碳酸盐岩，岩性为浅灰、灰、灰黄色白云岩、泥质白云岩，局部含砂质，夹鲕粒白云岩及硅质条带或结核。受加里东古隆起影响，地层西北薄、东南厚。在川北南江、旺苍、广元及川西北龙门山前缘一带缺失，乐山、威远、自贡、龙女寺一带厚度介于200～300 m，邻水、永川一带厚约500 m，至盆地东南边缘石柱、南川一带可厚达700 m。

洗象池组上覆地层为奥陶系石灰岩，其顶界划分已达共识，对于其底界划分，不同地区标准不同。川中地区，就GR曲线来说，与下伏高台组呈突变关系，表现为一升高台阶；遵义—渝南地区洗象池组底部露头岩性为薄层的石英砂岩，中层砂质白云岩及藻白云岩，而其下伏地层岩性多为砂岩、泥质砂岩夹云质砂岩。

通过多条野外剖面的实测踏勘、岩心及大量薄片观察，结果表明，洗象池组沉积时期为镶边台地沉积环境，整个盆地位于局限台地的内部。盆地内主要发育潮坪亚相、颗粒滩亚相、滩间海亚相，局部见膏质潟湖亚相（川南及川东北地区）；台缘带主要分布在大庸—永顺一带，以较粗的颗粒云岩为主[10]。整体而言，洗象池组沉积相的展布特征受古地理与古地貌约束。盆地内优质储集层主要发育在台内颗粒滩亚相上，分布在宜宾—合川—广安与永安—三汇—石柱一带。

2 储集层特征及主控因素

2.1 储集层岩性特征

洗象池组储集层从岩性上可分为4种类型：颗粒白云岩、晶粒白云岩、藻白云岩及膏溶角砾岩。

2.1.1 颗粒白云岩

颗粒白云岩（图1-a，1-b，1-c）主要发育在颗粒滩的主体部位，颗粒主要为砂屑，另有少量的鲕粒（图1-c）和生物碎屑，残余粒间孔、粒间溶孔及粒内溶孔发育。偶见陆源石英，磨圆度较好，粒径大小为0.3～1.1 mm。颗粒白云岩经历成岩作用后，颗粒之间的原生粒间孔部分残留，形成该类储集层的重要储集空间，粒间孔周缘可见1～2期白云石胶结物；此外，在经历表生岩溶作用或埋藏溶蚀作用后，颗粒可进一步发生溶蚀，使得残余粒间孔进一步扩大，其间常被粗晶（鞍状）白云石及自生石英半充填（图1-a，1-b）。

2.1.2 晶粒白云岩

晶粒白云岩包括粉晶白云岩和细晶白云岩。晶粒白云岩一部分为颗粒白云岩经重结晶改造形成，白云石粒度较粗，部分残留颗粒幻影，原始结构被破坏。白云石呈自形—半自形，晶间孔发育，分布不均匀（图1-d，1-f）。微观上，晶间孔边缘的白云石有明显的溶蚀痕迹，并见沥青充填晶间孔（图1-f）。

2.1.3 藻白云岩

主要指藻类参与的白云岩，有藻纹层白云岩、藻凝块白云岩、藻叠层白云岩等。藻含量不同，生长方式不同，有的局部富集形成暗色团块，有的则分叉生长，形成鸟眼构造，另外一些呈同心层生长可形成藻纹层（图1-g），甚至可见叠层石，常发育针孔及溶孔。

2.1.4 膏溶角砾岩

膏溶角砾岩主要分布在川东及盆地周缘（图1-h）地区，呈黄灰色和青灰色，角砾大小一般大于2 cm×3 cm[11]。由于石膏遇水极易溶蚀形成洞穴，引起岩石的压裂垮塌，塌落的岩石角砾与残留的石膏混合胶结成角砾岩。众所周知，石膏层可以作为优质的区域盖层，笔者在秀山高东庙剖面发现膏溶角砾岩中含有大量的溶蚀孔洞（图1-h），这无疑也证明了膏溶角砾岩中存在未完全胶结充填的孔洞，亦可作为洗象池组的一种储集空间。

2.2 储集层空间与物性特征

2.2.1 储集层空间特征

基于对区内取心井段的岩心观察及大量薄片鉴定，洗象池组孔隙类型主要有溶蚀孔洞、粒间孔、晶间孔和裂缝。其中溶蚀孔洞、粒间孔与晶间孔是洗象池组的主要储集空间。

图1 四川盆地洗象池组储集层岩性及储集空间特征图

溶蚀孔洞在上述4种岩石中都较为发育，是洗象池组最主要的储集空间（图1-b，1-e，1-h）。孔洞长轴介于0.2～12.0 mm，一般为3～8 mm。溶蚀孔洞的形成受准同生溶蚀作用、表生岩溶作用和埋藏溶蚀作用的共同影响。野外剖面及岩心上可见溶蚀孔洞顺层或顺层理分布，亦见渗流粉砂，且裂缝中充填黄铁矿与巨晶白云石。

粒间孔多发育于颗粒白云岩中，为次要储集空间。其孔径大小与粒径密度密切相关，孔径大小介于0.02～0.20 mm，呈不规则多边形，镜下多见残余粒间孔与扩溶孔。

晶间孔主要指白云石晶体之间的孔隙，发育在晶粒白云岩中，为次要储集空间。孔径大小介于0.001～0.01 mm，多呈三角形或多边形，杂乱分布，其中可见沥青充填（图1-f）。

2.2.2储集层物性特征

洗象池组白云岩储集层物性不均，取心井岩心物性统计结果表明（表1），合12井、临7井、女深5井、威寒1井取心层段总体为低孔隙度特征，孔隙度介于0.11%～9.16%，平均为1.08%，其中低孔隙度的临7井，裂缝沟通作用明显，致使渗透率偏高，平均可达2.79 mD；岩心粒度较粗时，储集层物性较好，如在合12井中，4 695.61～4 696.74 m（针孔状白云岩）、4 848.34～4 848.78 m（砂屑白云岩）井段，孔隙度较高，平均值分别为5.9%和4.18%[7]；威4井位于古地貌较高区，岩石粒度粗，溶蚀孔洞比较发育，其孔隙度平均值高达11.95%；广探2井洗象池组取心段岩石物性较好，该井126个岩心样品分析表明，其孔隙度最大值为11.24%，平均为2.93%，渗透率介于0.000 001～28.1 mD，平均为0.30 mD，其中孔隙度介于2%～4%的样品占30%，孔隙度大于4%样品占30%。

南川三汇剖面颗粒白云岩样品物性测试结果表明，孔隙度介于2.51%～12.50%，平均为5.60%，渗透率介于0.0147～6.6 mD，平均为0.80 mD，且样品孔隙度与渗透率呈典型正相关关系（图2），孔喉连通性较好，进一步表明储集层物性较好。

表1 四川盆地洗象池组取心井段及典型野外剖面样品物性统计表

图2 南川三汇剖面洗象池组样品孔隙度与渗透率关系图

从沉积相展布来看，女深5井位于潮坪亚相，水体能量较低，岩性较致密，以泥晶白云岩为主，孔隙度与渗透率较低，物性较差。合12井位于宜宾—合川—广安颗粒滩带滩翼上，单层颗粒岩厚几厘米至几十厘米[12]，物性相对女深5井较好，其中薄层颗粒岩的孔渗较高。广探2井与南川三汇剖面分别位于局限台地内的两条颗粒滩带上，地貌较高，水体能量大，物性好，是有利储集层的发育区。而临7井则位于颗粒滩边缘靠近台洼区方向，岩性为细粒，水体能量变低，储层物性条件较颗粒滩带稍差。

2.3 储集层主控因素

2.3.1台内颗粒滩亚相

一般而言，高能沉积体（滩）发育在高地貌浅水沉积区，早期易受大气淡水影响，有利于孔隙的形成。也就是说，沉积相控制颗粒滩亚相的展布，而颗粒滩亚相是优质储集层的物质基础。

野外露头剖面、钻井及测井解释分析结果表明（表2），盆地内洗象池组储集层主要发育在台内颗粒滩亚相上。除出露不全的华蓥山李子垭剖面（储集层厚17.3 m），台内颗粒滩储集层厚度介于43.75～136 m，岩性以颗粒白云岩、晶粒白云岩为主，发育溶蚀孔洞、粒间孔与晶间孔。潮坪亚相与滩间海亚相（台内洼地），有薄层颗粒滩零星分布，偶见溶蚀孔洞，储集层厚度介于3.50～23.75 m（表2），以泥晶—粉晶云岩为主。而潟湖亚相岩性较致密，无储集层分布。

表2 四川盆地洗象池组储集层厚度统计表

2.3.2海平面变化与准同生溶蚀

准同生期由于碳酸盐岩沉积物尚未完全成岩，文石质、高镁方解石质结构在不同条件下优先溶解。文石不稳定，在淡水甚至是海水环境中都易溶解，这为准同生溶蚀奠定了基础。准同生溶蚀作用所产生的孔洞主要发育在颗粒岩中，孔洞特征表现为顺层或沿层理分布，并因优先溶解文石与高镁方解石使溶蚀作用表现为组构选择性，孔径大小与粒径正相关（图1-a、1-b、1-e）。

海平面下降引起的准同生大气淡水淋滤溶蚀作用是洗象池组颗粒滩相大量溶蚀孔洞产生的关键因素[3]，笔者以重庆南川三汇剖面为例进行论述。

南川三汇剖面洗象池组地层岩性以灰色、深灰色中—厚层颗粒白云岩、粉晶白云岩为主，夹有泥晶白云岩及薄层泥，颗粒白云岩层中顺层溶蚀孔洞发育。为了探讨海平面变化引起的准同生溶蚀作用，针对南川三汇剖面精细取样，每层采集2～3个样品（共计239个样品）进行碳、氧同位素分析。使用仪器为同位素比质谱仪（Delta V Advantage），温度25 ℃，湿度30 RH。

碳、氧同位素在海洋中含量具有稳定性，在同期海洋沉积物中基本保留了当时海洋中的同位素组成[13]。一般而言岩石中碳酸盐岩的氧同位素组成对沉积期后的变化最为灵敏，当碳酸盐岩的δ18O＜−10‰(VPDB)时，岩石已发生强烈的蚀变，数据可靠性差，不能使用[14]。本次三汇样品氧同位素测试结果表明，除3个样品外，其余样品δ18O>-10‰(VPDB)，集中在-8‰～-7‰，碳同位素组成保留了原始沉积特征，其携带信息可用，三汇剖面样品实测δ13C值介于-5.5‰～3.4‰（图3）。

图3 碳氧同位素值分布关系图

前人研究表明[13-16]，δ13C值与海平面变化呈正相关关系，δ13C值的正偏移与海平面上升有关，反之亦然。三汇剖面上，将样品归位后，δ13C值垂向分布规律表明（图4-a），δ13C值自剖面底部向上，有一段明显的增值过程，在165 m处其值达到最高，随后δ13C值开始负偏移，揭示了洗象池组沉积期有一次广泛的海侵。但在30 m处δ13C值与δ18O值发生了明显的负异常，这可能与取样有关，样品后期蚀变作用严重。

海平面变化的最直观反映即为高频旋回，图4-a表明洗象池组沉积期有6次四级海平面下降，纵向上形成了多套储集层，滩体多发育在旋回的上部。海平面下降使滩体暴露，处于古地貌高部位的滩体暴露面积大、持续时间长，溶蚀孔洞十分发育，物性好，而位于古地貌低处的滩体或滩带翼部因短暂暴露或未暴露，溶蚀孔洞不发育，胶结作用强，因而孔渗较差。

洗象池组储集层除受沉积相与准同生溶蚀作用控制外，还受表生岩溶与埋藏溶蚀作用影响[7-8,17]。加里东运动使地层抬升遭受溶蚀，并伴随断裂及裂缝的产生，对改善储集空间及连通性起着重要作用。

图4 重庆三汇剖面寒武系洗象池组综合柱状图及颗粒滩典型结构图

3 有利储集层预测

3.1 储集层纵向分布

不同海平面与水动力条件下，滩体形成与演化的旋回性不同，表现出不同的岩性组合与叠置关系[18]。洗象池组主要发育颗粒白云岩储层，有2种叠加类型（图4-b、4-c）：①一种是多期颗粒滩纵向的直接叠置，形成巨厚储层，岩性以颗粒白云岩为主，溶孔溶洞极其发育。在三汇剖面中，这种颗粒滩的叠加可超过30 m，成为厚套的优质储层（图4-b）。②另一种是单旋回颗粒滩的纵向叠加，储层厚度相对较薄，下部发育灰色中—厚层砂屑白云岩，厚度介于1～6 m，溶孔溶洞较发育，向上变为薄层泥质泥晶白云岩，顶部夹有薄层泥，野外可见泥裂纹（图4-c）。

3.2 储层连井剖面特征

颗粒滩发育受水体能量控制，而水体能量受水下地貌环境影响，图5（剖面位置见图6）揭示了洗象池组储集层在盆地内的展布特征受古地貌约束，储集层一般发育在洗象池组地层的中—上部。磨溪—高石梯地区为潮坪相沉积（高石3、高石19井），薄层颗粒滩零星分布；荷深1井为台洼边缘外带，受波浪影响较小，以潮汐作用为主，发育薄层的颗粒滩；盘1井、东深1井为台洼边缘内带，既受潮汐作用影响也受波浪作用影响，滩体规模发育较大，储集层较厚（表2）；临7井进入台洼区，能量低，纵向发育多套薄层滩；丁山1井东侧（南川三汇剖面、永安和尚坪剖面）为另一台洼边缘带，储集层亦是大规模发育。而高东庙—永顺剖面则为台地边缘，发育大套厚层颗粒岩，以东为向海斜坡[10]。

图5 高石3井—永顺剖面洗象池组储集层连井分布示意图

图6 四川盆地洗象池组岩相古地理与储集层有利区分布叠合图

3.3 储层有利区

上述分析表明，沉积相的展布，特别是颗粒滩亚相的分布是控制储集层发育的基础因素，控制着储集层发育的期次和平面展布；准同生溶蚀作用是形成主要储集空间的关键。

洗象池组的沉积环境继承了龙王庙组与高台组沉积期的古地理格局[19]。沿龙王庙组—高台组膏岩湖周缘古地貌高部位为有利储集层发育区。地震剖面上，洗象池组白云岩储集层与围岩间存在速度、密度的差异，这种差异导致颗粒滩储集层与围岩间形成了波阻抗界面，在地震剖面上以相对弱振幅、弱频率的特征表现出来。因此，依据沉积相与储集层主控因素分析，结合测井相、地震相约束，洗象池组颗粒滩储集层分布（图6），盆地内发育2条台内颗粒滩带，具双颗粒滩带特征。预测宜宾—合川—广安与永安—三汇—石柱一带高地貌区为有利储集层发育区，储集层厚度为43.75～136 m，平均约为87 m。

4 结论

1）洗象池组储集层主要发育在洗象池组的中上段，岩性以颗粒白云岩、晶粒白云岩为主，次为藻白云岩、膏溶角砾岩。其主要储集空间为溶蚀孔洞、粒间孔与晶间孔，孔隙度多介于1.27%～11.95%，台内颗粒滩储集层厚度介于43.75～136 m，平均约为87 m。

2）沉积相与准同生溶蚀作用是储集层形成的主控因素，颗粒滩亚相是储层发育的基础，准同生溶蚀作用是形成主要储集空间的关键。洗象池组储集层受古地理格局约束，盆地内具双颗粒滩带特征。

3）预测宜宾—合川—广安、永安—三汇—石柱一带高地貌区为有利储集层发育区，可作为今后勘探的方向。

致谢：感谢冉隆辉教授级高级工程师在成文过程中给予的帮助。

参 考 文 献

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（修改回稿日期 2015-11-23 编辑 罗冬梅）

Main controlling factors and favorable zone distribution of Xixiangchi Formation reservoirs in the Sichuan Basin

Li Wenzheng1,2, Zhou Jingao1,2, Zhang Jianyong1,2, Hao Yi1,2, Zeng Yiyang3,Ni Chao1,2, Wang Fang1,2, Tang Song4
(1. PetroChina Hangzhou Research Institute of Geology, Hangzhou, Zhejiang 310023, China; 2. CNPC Key Laboratory of Carbonate Reserνoirs, Hangzhou, Zhejiang 310023, China; 3. PetroChina Southwest Oil & Gas Field Company, Chengdu, Sichuan 610051, China; 4. Chuanzhong Oil and Gas Field of PetroChina Southwest Oil & Gas Field Company, Suining, Sichuan 629000, China)
NATUR．GAS IND．VOLUME 36，ISSUE 1，pp.52-60， 1/25/2016．(ISSN 1000-0976；In Chinese)

Abstract:The Cambrian Xixiangchi Formation is the gas exploration backup and replacement reservoirs in the Sichuan Basin. However, it is just less explored, and its distribution rules of sedimentary facies belts are not clear. It is necessary to carry out further studies in this area. First, based on observation of typical field outcrop section, cores and rock thin sections, and experimental analysis data, the distribution characteristics of Xixiangchi Formation sedimentary facies and the lithology, reservoir space and physical properties of the reservoirs were analyzed. Furthermore, main factors controlling the formation of reservoirs were discussed, and the distribution range of favorable reservoir zones was predicted. Results show that effective reservoirs are mostly distributed in the middle and upper members of Xixiangchi Formation, and primarily dominated by grain dolomite and crystalline dolomite and secondarily by algae dolomite and gypsum breccia. Besides, the reservoirs are generally 43.75-136 m thick and 87 m averagely, and the main types of reservoir spaces are dissolution pores, intergranular pores and intercrystalline pores, with porosity between 1.27%-11.95%. Also, the development of the reservoirs is based on grain shoal subfacies, and the formation of reservoir spaces is controlled by penecontemporaneous dissolution. Finally, due to the restriction of paleogeographic patterns, the reservoirs present the characteristics of double grain shoal belts within this basin. It is concluded that the palaeogeomorphic highs in the areas of Yibin-Hechuan-Guang'an and Yong'an-Sanhui-Shizhu are the favorable reservoir zones of Xixiangchi Formation and they are the main targets of natural gas exploration in this area in the future.

Keywords:Sichuan Basin; Cambrian; Xixiangchi Formation; Sedimentary facies; Penecontemporaneous dissolution; Reservoir; Grain shoal; Grain dolomite; Palaeogeomorphic high

DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2016.01.006

作者简介：李文正，1988年生，硕士；主要从事碳酸盐岩沉积储集层及构造热演化方面的研究工作。地址：（310023）浙江省杭州市西溪路920号。ORCID:0000-0003-2143-4871。E-mail:liwz_hz@petrochina.com.cn

基金项目：国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”(编号：2011ZX05004-002、2016ZX05008-005)、中国石油天然气股份有限公司重大科技专项“深层油气勘探开发关键技术研究”(编号：2014E-32)。