川東地區(qū)黃龍組碳酸鹽巖儲層測井響應(yīng)特征及儲層發(fā)育主控因素

張兵 鄭榮才 黨錄瑞 鄭超 朱宜新 文華國

1.“油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程”國家重點實驗室·成都理工大學(xué) 2.中國石油西南油氣田公司重慶氣礦

川東地區(qū)黃龍組碳酸鹽巖儲層測井響應(yīng)特征及儲層發(fā)育主控因素

張兵1鄭榮才1黨錄瑞2鄭超2朱宜新2文華國1

1.“油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程”國家重點實驗室·成都理工大學(xué) 2.中國石油西南油氣田公司重慶氣礦

四川盆地東部(川東)地區(qū)上石炭統(tǒng)黃龍組為該區(qū)天然氣藏主力產(chǎn)層,以巖心觀察、鑄體薄片鑒定、掃描電鏡和巖心物性、孔隙結(jié)構(gòu)等資料分析為基礎(chǔ),結(jié)合近期新資料和新認(rèn)識,對該區(qū)黃龍組儲層特征進行更為深入的研究。進一步確定黃龍組儲層巖性主要為顆粒和晶粒白云巖及白云質(zhì)巖溶角礫巖;儲集空間以晶間孔和晶間溶孔最為發(fā)育,次為粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、鑄?？?、超大溶孔,以及未充填的裂溶縫。依據(jù)儲層的電性差異,深入探討了不同孔隙類型組合的儲層特征,劃分出孔洞縫型、孔隙型和裂縫性3類儲集類型,建立了相應(yīng)的測井響應(yīng)模型。結(jié)論認(rèn)為,黃龍組儲層發(fā)育的規(guī)律是:①粒屑灘相帶控制了儲層分布范圍和規(guī)模;②成巖期熱液埋藏白云巖化作用是儲層形成的基礎(chǔ);③巖溶作用擴大了儲層發(fā)育范圍,也是提高儲層質(zhì)量的關(guān)鍵。

四川盆地 東部 晚石炭世 儲集層特征 測井響應(yīng) 模式 成巖作用 沉積相 巖溶作用

四川盆地東部(川東)地區(qū)上石炭統(tǒng)黃龍組為該區(qū)天然氣藏主力產(chǎn)層,經(jīng)多年開發(fā)已進入“老化”階段,有必要對勘探程度較低的盆地東部周邊地區(qū)開展沉積相和儲層特征等基礎(chǔ)地質(zhì)研究工作。研究區(qū)包括川東、渝東和鄂西等地區(qū)(以下簡稱川東地區(qū)),地理位置北起宣漢張家場、南抵重慶相國寺、西至廣安市、東鄰巫峽和湖北建始縣,面積約10.2×104km2。構(gòu)造上隸屬于川東高陡褶皺帶,是四川盆地中相對活動的構(gòu)造區(qū)域。區(qū)內(nèi)發(fā)育鐵山坡—云和寨、七里峽、大天池、云安廠、大池干和溫泉井等含氣高陡背斜構(gòu)造帶。

1 黃龍組沉積相和儲層基本特征

1.1 沉積相類型

該區(qū)黃龍組發(fā)育有薩勃哈、有障壁海岸、海灣陸棚等沉積環(huán)境[1]。沉積相演化可劃分為3個階段(圖1):早期(C2h l1)以沉積石膏、膏質(zhì)白云巖和微晶白云巖為主,屬于典型的薩勃哈沉積建造;中期(C2hl2)海侵?jǐn)U大,區(qū)域上各相帶沿著盆內(nèi)古隆起和盆緣高地呈現(xiàn)明顯的沉積分異,從東向西由開闊海灣向局限海灣和有障壁海岸過渡,由泥—微晶灰?guī)r、顆粒灰?guī)r組合逐漸向泥—微晶白云巖、顆粒白云巖和晶粒白云巖組合過渡;晚期(C2hl3)海域范圍進一步擴大,整個海灣進入開闊正常的淺海陸棚沉積環(huán)境,由泥—微晶灰?guī)r和顆粒灰?guī)r組成頻繁的海侵—海退韻律旋回[2]。

1.2 巖石類型

黃龍組碳酸鹽巖的巖石類型多樣,可劃分為石灰?guī)r和白云巖2大類,其中石灰?guī)r類包括泥—微晶灰?guī)r、含生屑微晶灰?guī)r、微或亮晶顆?；?guī)r、去云化粉—細(xì)晶次生灰?guī)r和灰質(zhì)巖溶角礫巖;白云巖類包括泥—微晶白云巖、顆粒粉—細(xì)晶白云巖、粉晶—細(xì)晶白云巖、去云化粉—細(xì)晶云灰?guī)r和白云質(zhì)巖溶角礫巖[3]。

1.3 儲層特征

1.3.1 孔隙類型

根據(jù)產(chǎn)氣井儲層統(tǒng)計資料,孔隙類型計有晶間孔、晶間溶孔、粒內(nèi)溶孔、粒間溶孔、鑄?？缀土芽p等,其中有效儲集空間主要是晶間孔、晶間溶孔,其次為粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔,未充填的裂溶縫為最有效的運移通道。

圖1 川東黃龍組沉積相綜合柱狀圖(轎1井)

1.3.1.1 晶間孔

晶間孔是指石灰?guī)r轉(zhuǎn)化為白云巖時形成的孔隙,常呈規(guī)則多面體狀,孔徑一般為0.05～0.15 mm,往往具有很好的連通性(圖2-Ⅰ)。研究區(qū)內(nèi)主要發(fā)育在白云巖化和重結(jié)晶作用強烈的晶粒白云巖中。

1.3.1.2 次生粒間和晶間溶孔

大多數(shù)粒間溶孔發(fā)生在顆?；蚓ЯＶg,由膠結(jié)物和基質(zhì)被溶蝕形成,孔徑一般為0.1～0.3 mm(圖2-Ⅱ)。這種孔隙主要發(fā)育在生物碎屑砂屑白云巖和粉—細(xì)晶白云巖中,由溶蝕形成的大量粒間和晶間溶孔是構(gòu)成有效儲集空間最重要的孔隙類型。

圖2 川東地區(qū)黃龍組孔隙類型及成巖作用圖

1.3.1.3 粒內(nèi)溶孔

粒內(nèi)溶孔是指各種顆粒或晶粒內(nèi)部由于選擇性溶解作用所形成的孔隙(圖2-Ⅲ、Ⅳ),主要分布于生物碎屑和藻屑中,形態(tài)不規(guī)則,大小不等,孔徑一般為0.1～0.15 mm,是較為常見孔隙類型。這類孔隙可能是早期大氣淡水對生物屑或藻屑進行不完全溶蝕而成,也可能是較晚成巖期酸性有機熱液對顆?；蚓Я＿M行不完全的選擇性溶蝕作用產(chǎn)物,部分粒內(nèi)溶孔被更晚期的自生石英充填,導(dǎo)致粒內(nèi)溶孔減少。

1.3.1.4 鑄?？?/p>

由各種生物選擇性地被全部溶蝕形成鑄?？?圖2-Ⅴ),常具螺殼、瓣鰓和有孔蟲外形,而棘屑、腕足等基本不發(fā)生溶蝕。鑄模孔在該區(qū)較發(fā)育,對儲層貢獻(xiàn)較大。

1.3.1.5 超大粒間和晶間溶孔

主要發(fā)育在埋藏交代成因的顆?；蚓Я０自茙r中,常是呈規(guī)則多面體狀的粒間或晶間孔經(jīng)強烈溶蝕擴大而形成超大粒間和晶間溶孔(圖2-Ⅵ),孔徑0.2～1.5 mm,多為中孔和大孔,部分為大于2 mm的溶洞,是最有效的儲集空間。此類孔隙大多數(shù)充填有晚期的中—粗晶方解石、白云石、天青石、螢石、石英和瀝青等。

1.3.1.6 裂縫

裂縫類型按照成因可分為成巖期壓溶縫、構(gòu)造期破裂縫和沿裂縫發(fā)育的溶縫(圖2-Ⅶ、Ⅷ)。成巖期壓溶縫在各類巖石中較為常見,較早期裂縫受壓溶作用呈縫合線狀或粒緣縫狀分布,內(nèi)充填富有機質(zhì)泥質(zhì),裂縫閉合度高,對儲滲性貢獻(xiàn)不大;構(gòu)造裂縫常呈開啟度很高的平直高角度縫,縫內(nèi)常充填有晚期次生礦物,常見的充填物有鐵方解石、石英、螢石、黃鐵礦等;溶蝕縫大多數(shù)是在前2類裂縫的基礎(chǔ)上經(jīng)溶蝕發(fā)展而成,通常呈不規(guī)則彎曲狀,其成因與生烴過程中排出的酸性有機熱液的溶解作用有關(guān),可提供重要的油氣滲流通道,對改善儲層的孔、滲性有重要貢獻(xiàn),但也常被晚期鐵方解石、石英等次生礦物不完全充填影響儲層物性。

1.3.2 孔隙結(jié)構(gòu)特征

川東地區(qū)黃龍組碳酸鹽巖儲層經(jīng)歷的成巖改造強烈,孔隙結(jié)構(gòu)較復(fù)雜。根據(jù)毛細(xì)管壓力曲線及孔喉特征參數(shù),結(jié)合鑄體薄片及掃描電鏡的孔隙鑒定結(jié)果,將儲層孔隙結(jié)構(gòu)劃分為以下4個類型。

Ⅰ型:孔隙類型主要為粒間溶孔、晶間溶孔以及裂縫組合,巖石類型主要為溶孔狀顆?！Я０自茙r,毛細(xì)管壓力曲線為分選好的單峰較粗歪度,呈很平緩的右凹平臺狀,平臺較長(圖3中A曲線)。排驅(qū)壓力小于0.1 M Pa,中值壓力小于1.0 M Pa,孔隙度大于或等于12%,滲透率大于或等于1 mD,為該區(qū)最好的孔隙結(jié)構(gòu)類型。

Ⅱ型:孔隙類型主要為晶間孔和粒間溶孔組合,巖石類型主要為晶粒白云巖、云質(zhì)巖溶角礫巖,毛細(xì)管壓力曲線為單峰較細(xì)歪度,呈較平緩的右凹平臺狀,平臺較短(圖3中B曲線)。排驅(qū)壓力為0.1～1 MPa,中值壓力為1.0～5.0 MPa,孔隙度為6%～12%,滲透率為0.1～1 mD,為該區(qū)較好的孔隙結(jié)構(gòu)類型。

圖3 各類儲層毛細(xì)管壓力曲線圖

Ⅲ型:孔隙類型為鑄?？滓约傲ｉg孔組合,巖石類型主要為灰質(zhì)白云巖、云質(zhì)巖溶角礫巖,毛細(xì)管壓力曲線為單峰細(xì)歪度,呈略向左微凹的平臺狀 (圖3中 C曲線)。排驅(qū)壓力為1.0～5.0 M Pa,中值壓力為5.0～10.0 M Pa,孔隙度為3%～6%,滲透率為0.01～0.1 mD,為該區(qū)中等—差的孔隙結(jié)構(gòu)類型。

Ⅳ型:孔隙類型為粒內(nèi)溶孔以及裂縫組合,巖石類型主要為晶?；?guī)r、白云質(zhì)灰?guī)r和泥微晶灰?guī)r,毛細(xì)管壓力曲線為單峰細(xì)歪度,也呈明顯向左微凹的平臺狀(圖3中D曲線)。排驅(qū)壓力大于5.0 M Pa,中值壓力大于10.0 M Pa,孔隙度小于3%,滲透率小于0.01 mD,為該區(qū)極差或無儲集能力的孔隙結(jié)構(gòu)類型。

2 儲層類型及測井響應(yīng)模型

川東地區(qū)黃龍組碳酸鹽巖受到長期的大氣水風(fēng)化、剝蝕和溶蝕作用改造,由孔隙、溶洞和裂縫組成的儲集空間很發(fā)育,但也非常復(fù)雜[4-5],按孔、洞、縫的組合方式及其所占比例的差異性可將儲層劃分為不同孔、滲特征的3種類型,各類型儲層的常規(guī)測井響應(yīng)特征有明顯差異[6-8],具有不同的測井響應(yīng)模型。

2.1 孔洞縫型儲層測井響應(yīng)模型

此類型是川東黃龍組最好的儲層類型,主要出現(xiàn)在顆?！Я０自茙r中,孔隙度為0.55%～15.17%,平均值為4.15%,滲透率分布在0.01～96.08 mD,平均值高達(dá)12.64 mD。儲集空間以粒間溶孔、晶間溶孔為主,微裂縫較發(fā)育(圖2中Ⅵ—Ⅶ)。如圖4,測井響應(yīng)特征為:井徑曲線異常增大,自然伽馬變化范圍較大但較低,一般在15～40 API;電阻率值較低,僅為幾十歐姆·米;雙側(cè)向曲線一般呈具有一定幅度差的“弓”形;三孔隙度測井曲線中,中子孔隙度值出現(xiàn)相對的高值,而密度曲線恰恰與中子孔隙度曲線相反,相應(yīng)的下降,聲波時差相應(yīng)升高,表明含有較多大型孔洞和裂縫。

2.2 孔隙型儲層測井響應(yīng)模型

此類型為川東黃龍組最重要的儲層類型之一,主要發(fā)育在白云質(zhì)巖溶角礫巖、灰質(zhì)白云巖中?？紫抖葹?.32%～14.94%,平均值為3.51%,滲透率分布在0.01～53.6 mD,平均值為13.43 mD左右。儲集空間以粒間孔、粒內(nèi)孔為主,微裂縫相對不發(fā)育(圖2中Ⅰ—Ⅴ)。測井響應(yīng)特征為:井徑正?；蚵杂袛U徑或呈輕微鋸齒狀;自然伽馬值相對較高,變化范圍較小,一般在20～30 API;電阻率值相對較高,一般為幾百歐姆·米,曲線呈“左凸”形;在三孔隙度測井曲線中,具有相對較高的密度值,較低的中子孔隙度和聲波時差值,反映發(fā)育較多針狀孔隙(圖4)。

2.3 裂縫型儲層測井響應(yīng)模型

此類儲層在該區(qū)黃龍組較發(fā)育,主要分布在次生晶?；?guī)r、泥—微晶白云巖(圖2-Ⅷ)和泥—微晶灰?guī)r中,在膠結(jié)作用較強的白云質(zhì)巖溶角礫巖中也有一定程度發(fā)育?？紫抖葹?0.29%～2.76%,平均值為1.12%,滲透率為0.01～0.57 mD,平均值為0.2 mD左右。測井響應(yīng)特征為:對應(yīng)裂縫發(fā)育段井徑局部擴徑;自然伽馬值較低,變化范圍較大(10～40 A PI);電阻率值較低;深、淺雙側(cè)向具有較大的幅度差;在三孔隙度測井曲線中,補償中子、密度、聲波時差值隨裂縫發(fā)育規(guī)模而出現(xiàn)相應(yīng)的變化,對應(yīng)微裂縫,補償中子、密度、聲波曲線變化小,接近骨架測井值,反映基質(zhì)巖孔隙不發(fā)育的致密巖性特征(圖4)。

3 儲集層發(fā)育主控因素

3.1 沉積相與巖性對儲層發(fā)育的控制

不同沉積微相和巖石類型的樣品物性分析資料,表明川東黃龍組碳酸鹽巖儲層中以粒屑灘相的顆粒白云巖、晶粒白云巖及白云質(zhì)巖溶角礫巖的物性為最好,以發(fā)育孔洞縫型和孔隙型儲層為主,而薩勃哈相的次生晶?；?guī)r、泥—微晶白云巖和開闊—局限海灣潮下相的泥—微晶灰?guī)r及膠結(jié)作用較強的巖溶角礫巖普遍很致密,僅局部發(fā)育有裂縫型儲層。

圖4 川東地區(qū)黃龍組不同類型儲層測井響應(yīng)模型圖

3.2 白云巖化對儲層發(fā)育的控制

好的儲層幾乎全為白云巖類,即使是巖溶角礫巖,也以白云質(zhì)巖溶角礫巖的儲集物性更好,表明儲層的發(fā)育與白云巖化作用息息相關(guān),近期眾多研究成果和進展[9-11]已證明儲集性良好的黃龍組白云巖儲層,主要是早—中成巖階段熱液埋藏白云巖化作用的產(chǎn)物。

3.3 古巖溶作用對儲層發(fā)育的控制

黃龍組經(jīng)過短暫的淺埋藏成巖作用后,受大的構(gòu)造運動事件(云南運動)影響,整體抬升并遭受長時間古表生期的暴露剝蝕作用,受大氣水影響而發(fā)生強烈的巖溶作用,對黃龍組進行了深層的巖溶改造作用,使沉積物原始沉積形態(tài)遭到破壞,溶洞、裂縫發(fā)育,對儲層的孔隙和連通性起到了積極和獨特的建設(shè)性作用。

4 結(jié)論

1)川東地區(qū)黃龍組碳酸鹽巖可劃分為孔洞縫型、孔隙型和裂縫型3種儲層類型,不同的儲層類型具有不同的測井響應(yīng)特征,其中孔洞縫型是最好的儲層類型,孔隙型是最發(fā)育的儲層類型。

2)黃龍組儲層發(fā)育的規(guī)律可歸結(jié)為3點:①粒屑灘相帶控制了儲層分布范圍;②成巖期熱液埋藏白云巖化作用是儲層形成的基礎(chǔ);③巖溶作用擴大了儲層發(fā)育范圍,是提高儲層級別的關(guān)鍵。

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Characteristics of log responsesand major control factors of the development of carbonate reservoirs in the Huanglong Formation,eastern Sichuan Basin

Zhang Bing1,Zheng Rongcai1,Dang Lurui2,Zheng Chao2,Zhu Yixin2,Wen Huaguo1
(1.State Key Laboratory of Oil&Gas Reservoir Geology and Exp loitation,Chengdu University of Technology,Chengdu,Sichuan 610059,China;2.Southw est Oil&Gasfield Com pany,PetroChina,Chongqing 400021,China)

NATUR.GAS IND.VOLUM E 30,ISSUE 10,pp.13-17,10/25/2010.(ISSN 1000-0976;In Chinese)

The Upper Carboniferous Huanglong Fo rmation is themajo r gas pay zone in the eastern Sichuan Basin.Based on core observation,cast thin section analysis,SEM,core physical p roperties,and pore structure,we perform an in-dep th study of the reservoir characteristics of the Huanglong Fo rmation.The lithologies of the Huanglong Formation reservoirs are dominated by granular dolomite and crystalline dolomite as well as dolomitic karst breccia.The reservoir spaces are dominated by intercrystalline po res and intercrystalline dissolution po res,followed by inter-granular dissolution po res,intra-granular dissolution pores,moldic pores,superlarge dissolution pores aswell as dissolved fracturesw ithout cements.Acco rding to the electrical p roperty contrast of reservoirs,we recognize 3 reservoir types including po re-cavern-fracture type,pore-type,and fracture-type and build co rresponding log response models.The follow ing conclusions areobtained.①Detrital bank facies belt controls the distribution and scaleof reservoirs.②Thermal and burial dolomitization is themajormechanism of reservoir formation.③Karstification notonly enlarges the scale of reservoirs but imp roves their quality.

eastern Sichuan Basin,Late Carboniferous,reservoir feature,log response,mode,diagenesis,sedimentary facies, karstification

張兵等.川東地區(qū)黃龍組碳酸鹽巖儲層測井響應(yīng)特征及儲層發(fā)育主控因素.天然氣工業(yè),2010,30(10):13-17.

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.10.003

張兵,1981年生,博士;現(xiàn)在成都理工大學(xué)博士后工作站從事石油地質(zhì)學(xué)、儲層沉積學(xué)研究工作。地址:(610059)四川省成都市二仙橋東三路1號成都理工大學(xué)。電話:13880183776。E-mail:zb4819890@qq.com

(修改回稿日期 2010-08-25 編輯 羅冬梅)

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.10.003

Zhang Bing,bo rn in 1981,holds a Ph.D degree and is engaged in research of petroleum geology and reservoir sedimentology.

Add:No.1,Dongsan Rd.,Erxianqiao,Chengdu,Sichuan 610059,P.R.China

Tel:+86-13880183776 E-mail:zb4819890@qq.com