温西—芭蕉场地区嘉陵江组二段储层特征研究

陈静昱，代宗仰，罗 韧，许渴欣，胡春明

（1.西南石油大学四川成都610500；2.中油西南油气田分公司川东北气矿，四川达州635000；3.新疆华油能源工程服务有限公司油气工程技术部，新疆库尔勒841000；4.渤海钻探井下作业公司,河北沧州062550）

温西—芭蕉场地区嘉陵江组二段储层特征研究

陈静昱*1，代宗仰1，罗 韧2，许渴欣3，胡春明4

（1.西南石油大学四川成都610500；2.中油西南油气田分公司川东北气矿，四川达州635000；3.新疆华油能源工程服务有限公司油气工程技术部，新疆库尔勒841000；4.渤海钻探井下作业公司,河北沧州062550）

根据川东北地区下三叠统嘉陵江组二段沉积、构造发育特点，通过对测井、钻井资料及实验室各项分析，对嘉陵江组二段储层特征进行研究。认为储层的储集岩类型为砂屑云岩、砂屑灰岩和少量的细粉晶云岩，主要储集空间为粒间孔和粒内溶孔，主要储层类型为裂缝—孔隙型，为低孔、低渗储层。储层发育的控制因素主要是沉积相、成岩作用和构造作用，其中裂缝的发育对储层的储集性能有较大改善。建议以台内滩亚相作为今后勘探的重点沉积相带。

下三叠统；嘉陵江组二段；孔隙结构；储层；特征；控制因素

研究区位于四川盆地东北宣汉县和开江县境内，构造上属于大巴山前弧形褶皱带与川东高陡褶皱带之间的双弧过渡区[1]。地面及浅层为单斜构造，出露侏罗系沙溪庙组砂泥岩地层，且地形复杂，地貌起伏很大。三叠系是四川当前被证实拥有油气层数目最多，其中飞仙关组、嘉陵江组是川东主要产气层，深入研究其储层特征对未来油气勘探具有重要意义

1 储层的岩石学类型

根据岩芯观察和薄片观察，嘉陵江组嘉二段储层的主要岩石学类型为：①颗粒白云岩，该储层主要包括泥晶—亮晶砂屑云岩、泥晶藻砂屑云岩等类型，因发育粒间溶孔、粒内溶孔、晶间孔和晶间溶孔而成为储层；②粉晶—细晶云岩，主要以发育白云岩晶间微孔和晶间溶孔为特征，部分粉细晶白云岩具有颗粒幻影，原岩为颗粒灰岩、含膏质粉晶云岩；③颗粒灰岩和泥晶灰岩，该类储层较为少见，只有裂缝发育时才可成为有效储层。

据研究，川东地区的Ⅰ、Ⅱ类储层主要岩性为溶孔亮晶生屑、砂屑云岩，溶孔亮晶鲕粒云岩，而Ⅲ类储层的主要岩性为溶孔亮晶藻砂屑、藻团块灰质云岩、溶孔亮晶鲕粒灰岩和砂屑灰岩等，可见研究区与川东地区一样，储集性能与储层岩性关系密切[2]。

从现今嘉二段储层的纵向分布来看，有效储层主要分布于每个旋回层序中上部的局限台地亚相中，以各类溶孔云岩为主，包括泥晶—粉晶砂屑云岩、泥粉晶云岩；在开阔台地相的泥晶灰岩、颗粒灰岩中也有少量分布；蒸发台地相基本无储层分布。

2 储集空间类型

据岩芯观察、薄片分析及相关录井、测井资料的研究，本区嘉二段储层的主要储集空间为孔隙和裂缝，少见溶洞。

2.1 孔隙

区内嘉二段的孔隙类型主要有粒间溶孔、粒内溶孔、晶间孔和晶间溶孔、膏溶孔等。①粒间溶孔是指颗粒云岩、颗粒灰岩中颗粒之间的白云石、方解石或膏质胶结物被溶蚀而形成的孔隙，孔隙直径较晶间溶孔大，常超过1～2个白云石或方解石晶体的直径。溶蚀作用强烈时，可形成超大孔隙，少量被云石或方解石二次充填，一般发育于具颗粒岩支撑的砂屑、生屑白云岩及残余颗粒云岩中；②粒内溶孔常与粒间溶孔相伴生，据颗粒的类型，多为泥晶砂屑内溶孔，藻砂屑内溶孔、生屑内溶孔，隐藻屑内溶孔等，粒内溶孔后期可被白云石所充填或半充填，也主要发育于颗粒白云岩中。发育砂屑内溶孔的白云岩，是嘉二段的一种重要储集岩；③晶间孔主要是指白云石或方解石晶体之间的孔隙，常与晶间溶孔伴生。形成于成岩后生期，常见强白云化晶间孔、填隙物（方解石、白云石）晶间孔、粒内再充填晶间孔及晶间溶蚀孔，一般的规律是白云岩晶间孔优于方解石晶间孔，自形晶晶间孔优于它形晶晶间孔，粗晶晶间孔优于细晶晶间孔，填充物使孔隙缩小，溶蚀作用使其扩大。嘉陵江组二段的白云岩多数为粉晶白云岩，其晶间孔因晶粒小、孔隙也小，但较为分布均匀，在岩心观察中也发现在个别溶洞被石膏充填后，在部分柱状石膏晶体之间也有晶间孔的存在；④晶间溶孔，部分细—粉晶云岩在酸性水的作用下发生溶解，孔隙水沿晶间孔隙进行不完全溶蚀，使白云石晶体呈不规则的他形，晶体边缘为溶蚀港湾状，形成溶蚀扩大的晶间孔；⑤膏溶孔由石膏晶体及其复合体形成，一般是板、柱、针、粒状石膏晶体被溶蚀而形成的晶模孔、晶间溶孔或溶蚀扩大孔，其中的晶模孔大部分被去膏化方解石所充填。分散状或密集分布于含石膏白云岩中。

2.2 裂缝

裂缝在碳酸盐岩储层中是一种重要的储集空间类型和流体渗滤通道。嘉二段的宏观裂缝根据成因可划分为构造缝和成岩缝：①缝合线由压实作用形成，沉积物埋深和压力达到一定程度时或构造应力足够高时，固结成岩的“沉积物”开始产生缝合线。由于缝合线是化学压实作用的产物，其中常被不溶残余物和碳质部分充填。本区缝合线在嘉一段及嘉二段石灰岩和白云岩中均有发育，一般平行于层理产出，密集时可达10～ 20条/米。②构造缝在嘉二段碳酸盐岩地层中十分发育，这可能和区内多数探井都钻遇不同规模的逆断层有关，在断裂带内或邻近层系中构造裂缝尤为发育。一般在断层带附近岩石多发育网状构造缝，绝大多数都被石膏或白云石、方解石所充填；离断裂带稍远处，一般仅发育单条高角度或低角度裂缝[3]。

据分析，裂缝的充填程度有2种情况。一方面，岩芯中绝大部分构造缝为全充填缝，其充填物主要泥质、石膏、方解石或白云石充填。S1井嘉二3层岩芯描述资料显示共有裂缝314条，其中有效缝61条，充填缝253条。而充填缝中，方解石充填缝101条，白云石充填缝81条，泥质充填缝46条，石膏充填缝25条。另一方面，测录井资料和岩芯资料也显示，地下应有较大数量的开启缝存在。

3 储层的物性分布

对S1井和S2井嘉二3亚段的岩芯物性分析表明（图1，图2），S2井孔隙度大于2%的样品仅占总样品数的11.7%，平均值只有1.12%,最大值4.97%。S1井孔隙度大于2%的样品仅占总样品数的3.4%，平均值0.97%,最大值4.73%。说明这两口井的嘉二3亚段的碳酸盐岩中只有3%～12%能成为有效储层。孔渗关系散点图上，孔隙度与渗透率无明显的相关关系，显示储层发育孔隙较少，可能受裂缝影响较大，特别是岩石基质孔隙度＜2%时，渗透率可以在较大范围内变化。

图1 S1和S2嘉二3亚段岩芯分析孔隙度分布直方图

小直径岩芯物性分析数值受取样位置影响较大，而测井数字解释成果则可弥补这个缺憾。根据研究区5口井嘉陵江组的测井数字化解释成果如图3所示,全区嘉二储层孔隙度分布范围0.03%～16.87%，其中孔隙度＞2%的占61%，孔隙度为2%～6%的占57%，孔隙度6%～12%的占5.7%左右，大于12%的只有不到1%。

据全区测井孔隙度—渗透率相关关系散点图（图4），在孔隙度值小于4%时孔隙度与渗透率基本不存在相关关系，大于4%时，基本呈正相关关系，显示研究区嘉二段储层的主要储集空间类型是孔隙。

图2 S1井和S2井孔渗关系散点图

图3 研究区嘉二段测井解释储层孔隙度分布直方图

总之，根据对区内主要探井的岩芯和测井物性的统计结果，嘉二段储层总体为低孔、低渗储层，孔隙度＞6%的储层仅占碳酸盐岩总厚度的不足6.5%，各井之间的储层物性也相差较大；纵向上，最好的储层段位于嘉二2亚段，在嘉二1亚段和嘉二3亚段也有部分分布。因此，无论是纵向还是横向，储层都显示出极强的非均质性特点。

4 储层发育的控制因素

碳酸盐岩储层的形成、分布和质量好坏，主要受沉积作用、成岩作用以及构造破裂3种地质作用的控制。碳酸盐岩储层形成和演化过程中，沉积作用是基础，它不仅决定了主要储层的大致分布范围，还会影响后期成岩作用和构造作用的类型及强度；成岩作用控制了储层的最终展布及储层内部孔隙结构；而构造破裂作用往往导致了区域上裂缝和次生孔隙的大量形成，改善早期储层的储渗性能，提高储层质量。

图4 工区主要探井测井解释孔隙度-渗透率散点图

4.1 沉积相

研究区内碳酸盐岩的主要孔隙为砂屑云岩等颗粒岩的粒内、粒间溶孔，它们主要发育于局限台地亚相的台内滩环境。由于后期压实以及胶结充填等作用的破坏，早期形成的粒内、粒间孔隙被埋藏期的云石、石膏等胶结物逐渐充填，几乎消失殆尽。但这些被充填的孔隙在晚期有被重新溶解而成孔的优势，晚期的埋藏溶解作用再次溶蚀扩大，重新成为有效的储层。因此，嘉二段储集层受控于沉积相带的展布。同时，因为颗粒碳酸盐岩主要发育于台内滩及部分云坪环境之中，这种相对高能环境中形成的沉积物，原生孔隙含量高，水体能量较强，淘洗干净，粒间为亮晶胶结，易溶、性脆有利于后期在构造作用下形成裂缝，也为埋藏溶蚀的发育奠定了良好的基础[4]。而发育于开阔海台地亚相的泥晶灰岩和泥质灰岩最大孔隙度值都小于1%（图5），都为非储层。

4.2 成岩作用

嘉陵江组二段储层历经了同生期、早成岩期及晚成岩期的各种成岩作用，总趋势是原生孔隙消失，次生孔隙逐渐增加，造成现今的储层状况（图6）。在众多的成岩后生作用中，溶解、压实与胶结作用贯穿全过程，白云化作用是储层发育的基础，破裂作用（岩石失水破裂及构造破裂）进一步改善了储层。因此，溶蚀作用及充填、胶结作用的相对强弱控制了储层发育的程度。

图5 嘉二段不同岩性储层的平均孔隙度分布图

4.3 构造作用

本地区构造作用主要表现在印支及喜山期，印支期形成的开江古隆起，对温泉井及邻区的影响非常巨大，虽然大部份裂缝被充填，但残留下来的裂缝常被溶蚀扩大，对孔隙型储层而言，主要改善了储层的渗透性；对裂缝性储层则是重要的储集空间。而喜山期的构造作用不仅使构造褶皱定型，更重要的是改善了储层的储渗性能。

5 结论

（1）研究区嘉陵江组二段储层岩石学类型主要有颗粒白云岩、粉晶—细晶云岩及颗粒灰岩和泥晶灰岩。纵向上，有效储层主要分布于每个旋回层序中上部的局限台地亚相中。主要储集空间为孔隙和裂缝，溶洞少见。

（2）据测井孔隙度显示，全区嘉二储层孔隙度分布范围0.03%～16.87%，其中孔隙度＞2%的占61%，孔隙度为2%～6%的占57%，孔隙度6%～12%的占5.7%左右，大于12%的只有不到1%，综合分析，嘉二段储层总体为低孔、低渗储层，非均质性强。

图6 温泉井地区嘉陵江组嘉二段储层“四史”关系图

（3）沉积相对储层影响因素较大，因为颗粒碳酸盐岩发育于台内滩及部分云坪环境之中，原生孔隙含量高，脆性强有利于后期在构造作用下形成裂缝，结合嘉二段钻探成果，储层在台内滩环境中较发育，储集空间主要为粒间溶孔、粒间孔，代表岩性为粉—细晶云岩、颗粒云岩，该沉积环境在今后的勘探开发过程中要引起重视。

[1]李爱国,易海永,杨晓敏,罗潇,谢正龙.温泉井构造带嘉陵江组气藏成藏条件研究[J].天然气勘探与开发,2007（01）:5-8；77.

[2]张奇,秦成明,张红梅.川东嘉二～2层粒屑滩成滩方式及气藏分布规律[J].天然气工业,2005（S1）:14-17.

[3] 李弢,陈克勇.川南嘉陵江组天然气成藏类型及控制因素探讨[J].物探化探计算技术,2008（03）:206-211.

[4] 曾伟,强平,徐建斌,代宗仰,黄继祥.川东嘉二段气藏形成的沉积、成岩控制作用[J].石油勘探与开发,1998（03）:38-41.

TE122

A

1004-5716（2015）02-0062-04

2014-03-14

2014-03-17

陈静昱（1988-），男（汉族），甘肃高台人，西南石油大学矿产普查与勘探专业在读硕士研究生，研究方向：油气田开发地质。