川東北地區(qū)二疊-三疊系深層礁灘儲層發(fā)育機理

段金寶, 季春輝, 張學豐

(1.中國石化勘探分公司,成都 610041; 2.北京大學 石油與天然氣研究中心,北京 100871)

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川東北地區(qū)二疊-三疊系深層礁灘儲層發(fā)育機理

段金寶1, 季春輝1, 張學豐2

(1.中國石化勘探分公司,成都 610041; 2.北京大學 石油與天然氣研究中心,北京 100871)

探討川東北地區(qū)二疊-三疊系礁灘相儲層孔隙形成過程與保存機理，通過對普光、元壩氣田礁灘相優(yōu)質儲層的巖石學特征、儲集空間類型、物性特征以及儲層發(fā)育機理的研究，運用統(tǒng)計學分析手段，結果表明：①四川盆地東北部二疊-三疊系礁灘相儲集巖性以殘余生屑結晶白云巖、殘余生物礁結晶白云巖、礁灰?guī)r、殘余鮞粒結晶白云巖為主，糖粒狀白云巖及粉細晶白云巖次之，亮晶鮞?；?guī)r最少。儲層類型以孔隙型為主，裂縫-孔隙型次之，Ⅱ、Ⅲ類儲層居多，Ⅰ類儲層較少。②礁灘優(yōu)質儲層受沉積環(huán)境的控制，早期暴露溶蝕、白云巖化作用為儲層基質孔隙發(fā)育奠定基礎，后期烴類充注為儲層孔隙保存提供保障，晚期裂縫改善儲層的滲透性。③川東北礁灘型儲層孔隙以原生孔隙和早期次生溶孔為主，早期成巖作用貢獻大，快速埋藏及烴類及時充注，使得儲層孔隙得到很好的保存。構造應力縫及液態(tài)烴深埋裂解形成的超壓縫，改善了儲層滲透性。

礁灘儲層；儲層特征；孔隙保存機理；成巖作用；孔隙演化

近年來，隨著元壩、普光、龍崗等海相大型礁灘氣田的發(fā)現(xiàn)，四川盆地碳酸鹽巖油氣勘探逐步向深層轉移，儲層埋藏深度可達7～8 km。四川普光氣田主力儲層埋深>5 km，元壩氣田埋深可達7 km左右。這些儲層平均孔隙度(q)約為8%，最大超過30%；滲透率(K)最大可達9 664×10-3μm2[1-3]。深部碳酸鹽巖優(yōu)質儲層的發(fā)育對傳統(tǒng)認識提出了挑戰(zhàn)，深層碳酸鹽巖儲層孔隙保存及儲層成因成為石油勘探研究的焦點。本文從儲層基本特征、儲層發(fā)育機理及孔隙形成與演化3個方面，對深部碳酸鹽巖優(yōu)質儲層發(fā)育及保存機理進行分析。

1　儲層特征

1.1儲層巖石類型

四川盆地東北部長興-飛仙關組礁灘相儲層巖石類型可分為白云巖與灰?guī)r兩大類[4](圖1)。長興組生物礁儲層主要以殘余生屑結晶白云巖、殘余生物礁結晶白云巖、礁灰?guī)r為主；飛仙關組灘相儲層主要為殘余鮞粒結晶白云巖、糖粒狀白云巖、粉細晶白云巖、亮晶鮞?；?guī)r。

1.2儲層空間類型

儲集空間是油氣聚集的重要空間，好的儲集空間類型是油氣獲得高產(chǎn)的基礎[5]。通過巖心描述和薄片觀察，礁灘儲層儲集空間以晶間溶孔及粒間溶孔為主，粒內(nèi)溶孔、晶間孔、鮞模孔、生物體腔溶孔及溶洞次之，裂縫較少(圖2)，總體來看，儲層類型以孔隙型為主，裂縫-孔隙型次之。

1.3儲層物性特征

礁灘儲層巖性主要分為白云巖與灰?guī)r2大類。為了探討灰?guī)r與白云巖儲層物性特征的區(qū)別，將長興組-飛仙關組中的所有灰?guī)r歸為一類，將所有白云巖也歸為一類，分別總結兩者儲層物性特征。以元壩地區(qū)為例，根據(jù)統(tǒng)計研究表明(表1)，白云巖平均孔隙度為7.56%，平均滲透率為60.119×10-3μm2，以形成Ⅰ類及Ⅱ類孔隙型儲層為主；灰?guī)r平均孔隙度為2.97%，平均滲透率為12.83×10-3μm2，滲透率明顯好于孔隙度，以形成Ⅲ類裂縫-孔隙復合型及裂縫型儲層為主。總之，白云巖物性遠好于灰?guī)r，尋找優(yōu)質儲層以尋找白云巖為主。

圖1　礁灘儲層巖石類型Fig.1　The lithological types of reef reservoir(A)殘余生物礁結晶白云巖，Pg9井，P3ch；(B)殘余生物礁結晶白云巖，Pg9井，P3ch; (C)糖粒狀白云巖，Pg2井， T1f1-2；(D)粉細晶白云巖，Yb9井，T1f1-2；(E)亮晶鮞粒巖，Yb27井，T1f2；(F)生物礁灰?guī)r，Lg11井， P3ch

圖2　礁灘儲層空間類型Fig.2　Types of reef reservoir space(A)晶間溶孔，Lg26井，P3ch；(B)粒間及粒內(nèi)溶孔，Mb 4井，T1f1；(C) 晶間孔，Pg9井，T1f1-2；(D)鮞?？?，Pg9井，T1f1-2；(E)生物體腔溶孔，體腔被溶蝕形成，Yb9井，P3ch；(F)網(wǎng)狀裂縫，沒有充填，Lg39井，P3ch

q/%K/10-3μm2最小值最大值平均值最小值最大值平均值樣品數(shù)灰 巖0.5919.552.970.0021348.2040.10181045白云巖0.8224.657.560.0032385.4831.2770350

2　儲層發(fā)育機理

超深層碳酸鹽巖儲層在埋藏過程中經(jīng)歷了復雜的成巖環(huán)境，從而影響到儲層孔隙空間的發(fā)育、改造和保存過程。優(yōu)質儲層發(fā)育機理及分布預測是制約超深層領域勘探的重要瓶頸之一[6-8]。近年來利用龍門山前、米倉山-大巴山前露頭及元壩地區(qū)鉆井巖心系統(tǒng)開展儲層巖石學、成巖孔隙演化、碳氧同位素研究，以及碳酸鹽巖溶蝕動力學實驗模擬等分析，揭示了超深層礁灘優(yōu)質儲層形成的機理[3,6,8]。

2.1沉積環(huán)境控制優(yōu)質儲層內(nèi)部結構和分布范圍

沉積相是控制儲層形成的主要因素之一，而沉積微相又是優(yōu)質儲層發(fā)育的物質基礎。臺地邊緣生物礁灘相一般形成于浪基面附近，水動力相對較強，具有良好的分選性、磨圓度，沉積體粒間孔隙發(fā)育。由于其沉積水體相對較淺，在頻繁海平面升降的影響下，往往形成較多的溶蝕孔、晶間溶孔，為后期成巖作用過程中白云巖化及溶蝕擴大奠定了基礎[9,10]。

通過對川東北礁灘樣品對比分析(表2)，儲層物性與沉積相帶有明顯的相關性，相帶不同儲層物性有所差別。相對而言，臺地邊緣礁灘相巖石孔隙度是最高的，碳酸鹽臺地居次，斜坡-陸棚相最差。而滲透率值的測定因為受孔隙度、孔喉類型及裂縫發(fā)育情況等諸多因素的影響，并沒有明顯的規(guī)律性；但臺緣礁灘相較臺地相巖石滲透率值明顯高于臺地、斜坡-陸棚相[11]。巖石密度(ρ)方面，臺地邊緣礁灘相最小，碳酸鹽臺地相次之，斜坡-陸棚相最大。

總之，儲層物性對比研究表明，臺地邊緣礁灘相巖石儲層物性最好，碳酸鹽臺地相次之，斜坡-陸棚相最差。因此，要尋找優(yōu)質儲層，首先要尋找有利于形成優(yōu)質儲層的臺地邊緣礁灘相帶。

表2　四川盆地東北部二疊-三疊系不同沉積相帶巖石物性特征[11]Table 2　Petrophysical characteristics of different sedimentary facies of the Permian and Triassic strata in Northern Sichuan Basin

2.2早期暴露溶蝕、白云巖化為基質孔隙發(fā)育奠定基礎

通過對礁灘相儲層巖石薄片的觀察并結合Photoshop軟件完成巖石組分結構的定量分析，進而利用Excel軟件的數(shù)據(jù)統(tǒng)計、分析功能，可以直觀地統(tǒng)計出不同類型孔隙在整個儲層中所占比例[12]。用不同類型孔隙比例分析，結合不同類型成巖作用與孔隙形成之間的相互聯(lián)系，可以明確不同類型成巖作用對儲層孔隙的改造程度。

由圖3可知，川東北地區(qū)礁灘型儲層以生物體腔孔/鑄模孔、粒內(nèi)孔、晶間孔為主，與之對應的成巖作用為早期大氣淡水溶蝕和早期白云巖化；此外，裂縫與溶洞以及非選擇性溶蝕孔也占一定比例。通過對比孔隙類型的構成特征，可知對普光和元壩地區(qū)礁灘型儲層，早期成巖作用如早期大氣淡水溶蝕、早期白云巖化作用對儲層孔隙貢獻分別超過50%和90%，早期成巖作用對儲層形成有重要的控制作用。運用水熱金剛石壓腔(HDAC)儀器模擬地下半封閉-封閉的溫壓環(huán)境，來觀測水或其他流體與地質物質之間的相互作用，發(fā)現(xiàn)儲層進入深埋階段，流體與碳酸鹽巖的反應微弱，對儲層物性影響有限，儲層封閉埋藏是對孔隙的保存。早期長興組和飛仙關組的快速深埋使儲層迅速進入封閉環(huán)境，深部優(yōu)質儲層可能來源于對早期孔隙的繼承和保存[13]。

2.2.1早期暴露溶蝕作用

生物礁儲層在大氣淡水溶蝕作用中形成的孔隙類型存在較大差異，以元壩地區(qū)為例，長興組生物礁早期暴露溶蝕作用主要形成組構選擇性的粒內(nèi)孔、生物體腔孔和非選擇性的溶蝕孔洞。臺地邊緣生物礁是正地貌單元，在其生長、發(fā)育過程中，明顯受控于海平面升降作用。當海平面上升時，可容納空間增大，有利于生物礁的生長；而當海平面下降時，生物礁露出水面，開始接受大氣淡水的影響[14]。海水成巖環(huán)境下沉淀的礦物主要為準穩(wěn)定的文石和高鎂方解石，在大氣淡水淋濾作用下很容易產(chǎn)生孔隙，一方面形成粒內(nèi)孔、體腔孔等組構選擇性孔隙，另一方面產(chǎn)生非組構選擇性的溶蝕洞。元壩地區(qū)大量巖心及鏡下薄片都能觀察到這2類孔隙。體腔孔、粒內(nèi)孔主要發(fā)育在礁核、礁后灘相的海綿障積白云巖、生物礁白云巖及生屑白云巖中，溶洞主要發(fā)育在礁頂、礁間灘和礁后灘相。巖心觀察發(fā)現(xiàn)，部分體腔孔和溶洞中見瀝青貼邊，說明其形成于油充注之前，且溶洞形態(tài)不規(guī)則，除洞壁因瀝青污染而為黑色，還有少量白云石、方解石及石英等膠結物生長；但大部分未被充填，為儲層有效的儲集空間。長興組生物礁體腔孔、粒內(nèi)溶孔和溶洞發(fā)育具有旋回性特征，說

圖3　普光地區(qū)與元壩地區(qū)礁灘型儲層孔隙類型及所占比例Fig.3　The proportion of pore types in reef reservoir in the Puguang and Yuanba area(據(jù)馬永生等[6]，有修改)

圖4　長興組生物礁暴露大氣淡水溶蝕作用證據(jù)[17]Fig.4　Dissolution evidence of Changxing Formation reef exposed to atmosphere water

明長興期礁灘經(jīng)歷了多期暴露溶蝕，這也是元壩地區(qū)長興組生物礁儲層具有厚度大、疊置連片發(fā)育的重要原因。

前人大量研究表明，巖心和露頭上穩(wěn)定同位素的垂直密集取樣已經(jīng)被用于檢測地球化學梯度，以此反映滲流帶和潛水面位置[15]。根據(jù)以上理論，對元壩地區(qū)長興組臺緣生物礁巖心進行了較為精細的C、O同位素分析，結果表明：在Yb2井、Yb101井、Yb102井長興組頂部δ13C明顯變小，δ18O明顯變大[16]。同時，薄片鑒定也在生物礁頂部白云巖儲層中，發(fā)現(xiàn)了滲流黏土等暴露環(huán)境的地球化學標志(圖4)。這些地球化學數(shù)據(jù)可以與巖心和薄片中的地質現(xiàn)象對應起來，證實了元壩地區(qū)生物礁早期暴露大氣淡水溶蝕作用的存在。在暴露溶蝕過程中形成的大量生物體腔孔、粒內(nèi)溶孔及溶蝕洞，不僅能改善生物礁灘體儲層的儲集性能，同時也為后期白云巖化作用奠定基礎。

2.2.2淺埋白云巖化作用

元壩地區(qū)長興組臺地邊緣生物礁優(yōu)質儲層以白云巖為主，主要分布在生物礁灘高能相帶淡水淋濾溶蝕基礎上的云化帶，兩者具有較好的耦合關系。在臺緣礁灘相主體部位，由于海平面下降過程中容易發(fā)生暴露溶蝕，所形成的溶蝕孔隙有利于白云巖化作用的流體輸導和匯聚，白云巖化程度高，白云巖儲層厚度大、物性好[17-20]；而在灘間、礁間等相對低能區(qū)，白云巖化程度低，白云巖與灰?guī)r互層分布，儲層發(fā)育程度差。優(yōu)質白云巖儲層主要為中細晶結構，多具有殘余影像結構，生屑結構破壞嚴重，晶間孔多見瀝青貼邊發(fā)育，說明白云巖化時間早于烴類充注。

2.3烴類充注為儲層孔隙保存提供保障

早期暴露溶蝕及白云巖化作用所形成的大量基質孔隙，是否能在深埋過程中得以延續(xù)與保存，是超深層優(yōu)質儲層發(fā)育的關鍵問題。通過對大量巖心資料分析表明，川東北地區(qū)長興組生物礁白云巖優(yōu)質儲層的發(fā)育，除淺埋白云巖的強抗壓實能力外，烴類的及時充注是超深層優(yōu)質儲層孔隙得以保存的重要保障。川東北長興組-飛仙關組埋藏史和油氣充注期次研究發(fā)現(xiàn)(圖5)，長興組和飛仙關組沉積后經(jīng)歷快速沉降，短期內(nèi)埋深達2.5 km左右；在晚三疊世須家河組沉積末期，上二疊統(tǒng)烴源巖埋藏深度達到3 km左右時，此時有機酸伴隨烴類的大量充注。一方面，有機酸使孔隙流體呈弱酸性，抑制成巖膠結作用，有效地保存了孔隙，同時可使原生孔隙進一步溶蝕擴大形成次生孔隙；另一方面，原油裂解形成瀝青充填于孔壁中，有效地抑制后期孔隙內(nèi)部白云石的自形生長及重結晶作用，以及后期方解石及石英等顆粒的膠結，在一定程度上保護了儲層[21]。當然，如果早期孔隙空間較小，瀝青充填后未被后期流體搬運走，也會對儲層孔隙空間形成一定的封堵。

圖5　川東北地區(qū)長興組和飛仙關組埋藏史曲線和油氣充注期次Fig.5　Burial history and times of hydrocarbon charging of Changxing-Feixianguan Formation in Northern Sichuan Basin

2.4裂縫改善儲層滲透性的關鍵

裂縫的發(fā)育在局部地區(qū)對儲層物性有較強的貢獻或改造作用，如川東北部分裂縫性灰?guī)r儲層的發(fā)育和較致密的均一性強的微晶-細晶白云巖。局部裂縫的發(fā)育形成了糖粒狀白云巖，產(chǎn)生了儲層物性最好的儲集空間。

圖6　元壩地區(qū)長興組生物礁相儲層孔滲關系圖Fig.6　Diagram showing relationship of porosity-permeability for reef facies reservoir of Changxing Formation in Yuanba area

普光地區(qū)飛仙關組裂縫極為發(fā)育，儲層滲透率普遍較高，而且增加了1%～2%的孔隙度，橫向上遍布全區(qū)，局部形成典型的純裂縫型儲層，如毛壩1井。長興組裂縫發(fā)育相對較少，對儲集空間的直接貢獻不大；但較少的裂縫對滲透性的改善應該起了明顯的作用，也是滲透率普遍較高的原因之一。元壩地區(qū)生物礁儲層具有較強的非均質性，裂縫是改善儲層物性、提高儲滲性能的關鍵因素。圖6展示了元壩長興組生物礁儲層孔隙度、滲透率之間的復雜關系。對儲層孔滲相關性分析表明，除孔隙度>8%的高孔儲層具有高滲特征外，部分孔隙度為2%～8%的中低孔儲層亦具有中高滲特征，反映該部分儲層裂縫發(fā)育，極大地改善了儲層滲透性。圖7為Yb271井和Yb273井成像測井，可見溶孔及裂縫發(fā)育，這也是元壩超深層生物礁氣田主體富集高產(chǎn)的關鍵。通過對裂縫特征研究發(fā)現(xiàn)，構造應力作用下的破裂縫及液態(tài)烴大量裂解成氣，形成強超壓，具有在區(qū)域應力背景下使巖石破裂、形成大量超壓縫，不僅增加了儲集空間，而且極大地改善了儲層滲流條件。

圖7　成像測井照片F(xiàn)ig.7　Photographs showing imaging logging

3　孔隙形成與演化

通過統(tǒng)計分析發(fā)現(xiàn)，原生孔隙和早期次生溶孔占據(jù)了儲層儲集空間的主要部分，這些孔隙與大氣淡水溶蝕和早期淺埋白云巖化息息相關，早期成巖作用對儲層物性具有重要的控制作用。

長興組生物礁早期大氣淡水溶蝕作用較強，形成了較多選擇性的生物體腔孔和溶洞。正是由于這些孔隙的發(fā)育，造成之后的白云巖化流體得以進入儲層，并在這些之前孔隙發(fā)育的層段形成白云巖，并形成晶間孔。壓實、壓溶作用對礁灘儲層均造成了不同程度的破壞，尤以灰?guī)r最為明顯。在生物骨架發(fā)育的層段由于格架的支撐作用，壓實、壓溶較弱；但是由于上下層段壓溶所產(chǎn)生的方解石在其中沉淀，造成部分層段膠結作用強烈。白云巖的形成，有效地保存了先前形成的孔隙，并為原油的充注提供了必要的空間。烴源巖成熟所形成的有機酸和原油沿著裂縫和晶間孔等有效輸導通道到達儲層，其中有機酸對儲層孔隙有進一步的溶蝕擴大作用。原油充注之后，隨埋藏而發(fā)生熱演化，直至變?yōu)闉r青并最終在儲層孔隙中沉淀下來。原油的充注和瀝青的形成，較好地保存了儲層孔隙。之后的流體進入儲層并形成了部分方解石、石英，對儲層造成了部分破壞。晚期構造活動引起的斷裂、裂縫及其相關的流體活動，形成了裂縫孔隙及沿這些裂縫分布的部分溶蝕孔洞，均未被充填。大氣淡水溶蝕與膠結、白云巖化及之后的有機酸溶蝕和烴類的充注，基本控制了這類儲層的最終孔隙大小。

飛仙關組鮞粒灘早期遭受強烈的大氣淡水溶蝕，形成了大量的粒內(nèi)孔；之后在大規(guī)模白云巖化作用下，發(fā)生等摩爾交換或近等體積交代，產(chǎn)生了較多晶間孔并保留了原始鮞粒的外形，形成大量粒內(nèi)孔(包括鑄?？?的殘余結構白云巖，加上可能的有機酸溶蝕造成孔隙加強。而在瀝青之后形成的非選擇性孔隙較少，且晚期瀝青、方解石、單質硫和少量石英的沉淀破壞了部分孔隙。總體上早期形成的孔隙越多，則現(xiàn)今孔隙越發(fā)育(圖8)。

圖8　川東北地區(qū)二疊-三疊系臺緣礁灘孔隙度隨埋深變化示意圖Fig.8　Schematic diagram of changes in porosity with depth of platform margin reef of the Permian and Triassic in Northern Sichuan Basin

4　結 論

a.四川盆地東北部二疊-三疊系礁灘儲層類型多為殘余生屑結晶白云巖、殘余生物礁結晶白云巖、礁灰?guī)r、殘余鮞粒結晶白云巖。儲集空間類型以晶間溶孔及粒間溶孔為主，粒內(nèi)溶孔、晶間孔、鮞?？住⑸矬w腔溶孔及溶洞次之，裂縫較少。儲層類型以孔隙型為主，裂縫-孔隙型次之，Ⅱ、Ⅲ類儲層居多，Ⅰ類儲層較少。

b.礁灘優(yōu)質儲層受沉積環(huán)境的控制，早期暴露溶蝕、白云巖化作用為儲層基質孔隙發(fā)育奠定基礎，后期烴類充注為儲層保存提供保障，晚期裂縫改善了儲層的滲透性。

c.早期長興組和飛仙關組的快速深埋使儲層迅速進入封閉環(huán)境，烴類及時充注及構造應力縫、超壓縫等均在一定程度上增加了孔隙，但深部優(yōu)質儲層可能更多來源于對早期孔隙的繼承和保存。

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Development mechanism of reef reservoir of the Permian and Triassic strata in northern Sichuan Basin, China

DUAN Jin-bao1, JI Chun-hui1, ZHANG Xue-feng2

1.SouthernExplorationCompanyofSINOPEC,Chengdu610041,China;2.InstituteofOil&Gas,PekingUniversity,Beijing100871,China

The lithological characteristics, reservoir space types and physical properties of reef reservoir from the Permian and Triassic strata in northeast Sichuan Basin is studied by application of statistics so as to understand the formation process and preservation mechanism of the reservoir pores. It shows that the reservoir rocks mainly consist of residual bioclastic dolomite, residual reef dolomite, reef limestone, residual oolitic dolomite, with some sucrosic dolomite, crystal powder dolomite and with minor sparite oolitic limestone. Quality reservoir is controlled by depositional environment and the development of reservoir pores is resulted from the early dissolution due to exposure and shallow buried dolomitization, and the timely post hydrocarbon filling play an important role in the preservation of reservoir pore, while the late formed fractures improve the permeability of reservoir. It reveals that the reef-shoal reservoir pores in northeastern Sichuan Basin are mainly primary pore and early secondary solution pore, and the early diagenesis makes obvious contribution on the formation of pores. Quick burial and timely hydrocarbon filling are decisive factors for the preservation of pores. Cracks induced by tectonic stress and overpressure cracks induced by deep burial of liquid hydrocarbons greatly improve the permeability of reservoir.

reef reservoir; reservoir characteristics; porosity preservation mechanism; diagenesis; porosity evolution

10.3969/j.issn.1671-9727.2016.04.05

1671-9727(2016)04-0423-08

2015-12-06。

國家科技重大專項 (2011ZX05005)；中國地質調(diào)查局項目(1212011220758)。

段金寶(1981-),男,高級工程師,從事油氣地質綜合研究工作, E-mail:duanjb.ktnf@sinopec.com。

TE122.21

A