川东地区黄龙组碳酸盐岩储层测井响应特征及储层发育主控因素

张兵 郑荣才 党录瑞 郑超 朱宜新 文华国

1.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·成都理工大学 2.中国石油西南油气田公司重庆气矿

川东地区黄龙组碳酸盐岩储层测井响应特征及储层发育主控因素

张兵1郑荣才1党录瑞2郑超2朱宜新2文华国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 2.中国石油西南油气田公司重庆气矿

四川盆地东部(川东)地区上石炭统黄龙组为该区天然气藏主力产层,以岩心观察、铸体薄片鉴定、扫描电镜和岩心物性、孔隙结构等资料分析为基础,结合近期新资料和新认识,对该区黄龙组储层特征进行更为深入的研究。进一步确定黄龙组储层岩性主要为颗粒和晶粒白云岩及白云质岩溶角砾岩;储集空间以晶间孔和晶间溶孔最为发育,次为粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔、超大溶孔,以及未充填的裂溶缝。依据储层的电性差异,深入探讨了不同孔隙类型组合的储层特征,划分出孔洞缝型、孔隙型和裂缝性3类储集类型,建立了相应的测井响应模型。结论认为,黄龙组储层发育的规律是:①粒屑滩相带控制了储层分布范围和规模;②成岩期热液埋藏白云岩化作用是储层形成的基础;③岩溶作用扩大了储层发育范围,也是提高储层质量的关键。

四川盆地 东部 晚石炭世 储集层特征 测井响应 模式 成岩作用 沉积相 岩溶作用

四川盆地东部(川东)地区上石炭统黄龙组为该区天然气藏主力产层,经多年开发已进入“老化”阶段,有必要对勘探程度较低的盆地东部周边地区开展沉积相和储层特征等基础地质研究工作。研究区包括川东、渝东和鄂西等地区(以下简称川东地区),地理位置北起宣汉张家场、南抵重庆相国寺、西至广安市、东邻巫峡和湖北建始县,面积约10.2×104km2。构造上隶属于川东高陡褶皱带,是四川盆地中相对活动的构造区域。区内发育铁山坡—云和寨、七里峡、大天池、云安厂、大池干和温泉井等含气高陡背斜构造带。

1 黄龙组沉积相和储层基本特征

1.1 沉积相类型

该区黄龙组发育有萨勃哈、有障壁海岸、海湾陆棚等沉积环境[1]。沉积相演化可划分为3个阶段(图1):早期(C2h l1)以沉积石膏、膏质白云岩和微晶白云岩为主,属于典型的萨勃哈沉积建造;中期(C2hl2)海侵扩大,区域上各相带沿着盆内古隆起和盆缘高地呈现明显的沉积分异,从东向西由开阔海湾向局限海湾和有障壁海岸过渡,由泥—微晶灰岩、颗粒灰岩组合逐渐向泥—微晶白云岩、颗粒白云岩和晶粒白云岩组合过渡;晚期(C2hl3)海域范围进一步扩大,整个海湾进入开阔正常的浅海陆棚沉积环境,由泥—微晶灰岩和颗粒灰岩组成频繁的海侵—海退韵律旋回[2]。

1.2 岩石类型

黄龙组碳酸盐岩的岩石类型多样,可划分为石灰岩和白云岩2大类,其中石灰岩类包括泥—微晶灰岩、含生屑微晶灰岩、微或亮晶颗粒灰岩、去云化粉—细晶次生灰岩和灰质岩溶角砾岩;白云岩类包括泥—微晶白云岩、颗粒粉—细晶白云岩、粉晶—细晶白云岩、去云化粉—细晶云灰岩和白云质岩溶角砾岩[3]。

1.3 储层特征

1.3.1 孔隙类型

根据产气井储层统计资料,孔隙类型计有晶间孔、晶间溶孔、粒内溶孔、粒间溶孔、铸模孔和裂缝等,其中有效储集空间主要是晶间孔、晶间溶孔,其次为粒间溶孔和粒内溶孔,未充填的裂溶缝为最有效的运移通道。

图1 川东黄龙组沉积相综合柱状图(轿1井)

1.3.1.1 晶间孔

晶间孔是指石灰岩转化为白云岩时形成的孔隙,常呈规则多面体状,孔径一般为0.05～0.15 mm,往往具有很好的连通性(图2-Ⅰ)。研究区内主要发育在白云岩化和重结晶作用强烈的晶粒白云岩中。

1.3.1.2 次生粒间和晶间溶孔

大多数粒间溶孔发生在颗粒或晶粒之间,由胶结物和基质被溶蚀形成,孔径一般为0.1～0.3 mm(图2-Ⅱ)。这种孔隙主要发育在生物碎屑砂屑白云岩和粉—细晶白云岩中,由溶蚀形成的大量粒间和晶间溶孔是构成有效储集空间最重要的孔隙类型。

图2 川东地区黄龙组孔隙类型及成岩作用图

1.3.1.3 粒内溶孔

粒内溶孔是指各种颗粒或晶粒内部由于选择性溶解作用所形成的孔隙(图2-Ⅲ、Ⅳ),主要分布于生物碎屑和藻屑中,形态不规则,大小不等,孔径一般为0.1～0.15 mm,是较为常见孔隙类型。这类孔隙可能是早期大气淡水对生物屑或藻屑进行不完全溶蚀而成,也可能是较晚成岩期酸性有机热液对颗粒或晶粒进行不完全的选择性溶蚀作用产物,部分粒内溶孔被更晚期的自生石英充填,导致粒内溶孔减少。

1.3.1.4 铸模孔

由各种生物选择性地被全部溶蚀形成铸模孔(图2-Ⅴ),常具螺壳、瓣鳃和有孔虫外形,而棘屑、腕足等基本不发生溶蚀。铸模孔在该区较发育,对储层贡献较大。

1.3.1.5 超大粒间和晶间溶孔

主要发育在埋藏交代成因的颗粒或晶粒白云岩中,常是呈规则多面体状的粒间或晶间孔经强烈溶蚀扩大而形成超大粒间和晶间溶孔(图2-Ⅵ),孔径0.2～1.5 mm,多为中孔和大孔,部分为大于2 mm的溶洞,是最有效的储集空间。此类孔隙大多数充填有晚期的中—粗晶方解石、白云石、天青石、萤石、石英和沥青等。

1.3.1.6 裂缝

裂缝类型按照成因可分为成岩期压溶缝、构造期破裂缝和沿裂缝发育的溶缝(图2-Ⅶ、Ⅷ)。成岩期压溶缝在各类岩石中较为常见,较早期裂缝受压溶作用呈缝合线状或粒缘缝状分布,内充填富有机质泥质,裂缝闭合度高,对储渗性贡献不大;构造裂缝常呈开启度很高的平直高角度缝,缝内常充填有晚期次生矿物,常见的充填物有铁方解石、石英、萤石、黄铁矿等;溶蚀缝大多数是在前2类裂缝的基础上经溶蚀发展而成,通常呈不规则弯曲状,其成因与生烃过程中排出的酸性有机热液的溶解作用有关,可提供重要的油气渗流通道,对改善储层的孔、渗性有重要贡献,但也常被晚期铁方解石、石英等次生矿物不完全充填影响储层物性。

1.3.2 孔隙结构特征

川东地区黄龙组碳酸盐岩储层经历的成岩改造强烈,孔隙结构较复杂。根据毛细管压力曲线及孔喉特征参数,结合铸体薄片及扫描电镜的孔隙鉴定结果,将储层孔隙结构划分为以下4个类型。

Ⅰ型:孔隙类型主要为粒间溶孔、晶间溶孔以及裂缝组合,岩石类型主要为溶孔状颗粒—晶粒白云岩,毛细管压力曲线为分选好的单峰较粗歪度,呈很平缓的右凹平台状,平台较长(图3中A曲线)。排驱压力小于0.1 M Pa,中值压力小于1.0 M Pa,孔隙度大于或等于12%,渗透率大于或等于1 mD,为该区最好的孔隙结构类型。

Ⅱ型:孔隙类型主要为晶间孔和粒间溶孔组合,岩石类型主要为晶粒白云岩、云质岩溶角砾岩,毛细管压力曲线为单峰较细歪度,呈较平缓的右凹平台状,平台较短(图3中B曲线)。排驱压力为0.1～1 MPa,中值压力为1.0～5.0 MPa,孔隙度为6%～12%,渗透率为0.1～1 mD,为该区较好的孔隙结构类型。

图3 各类储层毛细管压力曲线图

Ⅲ型:孔隙类型为铸模孔以及粒间孔组合,岩石类型主要为灰质白云岩、云质岩溶角砾岩,毛细管压力曲线为单峰细歪度,呈略向左微凹的平台状 (图3中 C曲线)。排驱压力为1.0～5.0 M Pa,中值压力为5.0～10.0 M Pa,孔隙度为3%～6%,渗透率为0.01～0.1 mD,为该区中等—差的孔隙结构类型。

Ⅳ型:孔隙类型为粒内溶孔以及裂缝组合,岩石类型主要为晶粒灰岩、白云质灰岩和泥微晶灰岩,毛细管压力曲线为单峰细歪度,也呈明显向左微凹的平台状(图3中D曲线)。排驱压力大于5.0 M Pa,中值压力大于10.0 M Pa,孔隙度小于3%,渗透率小于0.01 mD,为该区极差或无储集能力的孔隙结构类型。

2 储层类型及测井响应模型

川东地区黄龙组碳酸盐岩受到长期的大气水风化、剥蚀和溶蚀作用改造,由孔隙、溶洞和裂缝组成的储集空间很发育,但也非常复杂[4-5],按孔、洞、缝的组合方式及其所占比例的差异性可将储层划分为不同孔、渗特征的3种类型,各类型储层的常规测井响应特征有明显差异[6-8],具有不同的测井响应模型。

2.1 孔洞缝型储层测井响应模型

此类型是川东黄龙组最好的储层类型,主要出现在颗粒—晶粒白云岩中,孔隙度为0.55%～15.17%,平均值为4.15%,渗透率分布在0.01～96.08 mD,平均值高达12.64 mD。储集空间以粒间溶孔、晶间溶孔为主,微裂缝较发育(图2中Ⅵ—Ⅶ)。如图4,测井响应特征为:井径曲线异常增大,自然伽马变化范围较大但较低,一般在15～40 API;电阻率值较低,仅为几十欧姆·米;双侧向曲线一般呈具有一定幅度差的“弓”形;三孔隙度测井曲线中,中子孔隙度值出现相对的高值,而密度曲线恰恰与中子孔隙度曲线相反,相应的下降,声波时差相应升高,表明含有较多大型孔洞和裂缝。

2.2 孔隙型储层测井响应模型

此类型为川东黄龙组最重要的储层类型之一,主要发育在白云质岩溶角砾岩、灰质白云岩中。孔隙度为0.32%～14.94%,平均值为3.51%,渗透率分布在0.01～53.6 mD,平均值为13.43 mD左右。储集空间以粒间孔、粒内孔为主,微裂缝相对不发育(图2中Ⅰ—Ⅴ)。测井响应特征为:井径正常或略有扩径或呈轻微锯齿状;自然伽马值相对较高,变化范围较小,一般在20～30 API;电阻率值相对较高,一般为几百欧姆·米,曲线呈“左凸”形;在三孔隙度测井曲线中,具有相对较高的密度值,较低的中子孔隙度和声波时差值,反映发育较多针状孔隙(图4)。

2.3 裂缝型储层测井响应模型

此类储层在该区黄龙组较发育,主要分布在次生晶粒灰岩、泥—微晶白云岩(图2-Ⅷ)和泥—微晶灰岩中,在胶结作用较强的白云质岩溶角砾岩中也有一定程度发育。孔隙度为 0.29%～2.76%,平均值为1.12%,渗透率为0.01～0.57 mD,平均值为0.2 mD左右。测井响应特征为:对应裂缝发育段井径局部扩径;自然伽马值较低,变化范围较大(10～40 A PI);电阻率值较低;深、浅双侧向具有较大的幅度差;在三孔隙度测井曲线中,补偿中子、密度、声波时差值随裂缝发育规模而出现相应的变化,对应微裂缝,补偿中子、密度、声波曲线变化小,接近骨架测井值,反映基质岩孔隙不发育的致密岩性特征(图4)。

3 储集层发育主控因素

3.1 沉积相与岩性对储层发育的控制

不同沉积微相和岩石类型的样品物性分析资料,表明川东黄龙组碳酸盐岩储层中以粒屑滩相的颗粒白云岩、晶粒白云岩及白云质岩溶角砾岩的物性为最好,以发育孔洞缝型和孔隙型储层为主,而萨勃哈相的次生晶粒灰岩、泥—微晶白云岩和开阔—局限海湾潮下相的泥—微晶灰岩及胶结作用较强的岩溶角砾岩普遍很致密,仅局部发育有裂缝型储层。

图4 川东地区黄龙组不同类型储层测井响应模型图

3.2 白云岩化对储层发育的控制

好的储层几乎全为白云岩类,即使是岩溶角砾岩,也以白云质岩溶角砾岩的储集物性更好,表明储层的发育与白云岩化作用息息相关,近期众多研究成果和进展[9-11]已证明储集性良好的黄龙组白云岩储层,主要是早—中成岩阶段热液埋藏白云岩化作用的产物。

3.3 古岩溶作用对储层发育的控制

黄龙组经过短暂的浅埋藏成岩作用后,受大的构造运动事件(云南运动)影响,整体抬升并遭受长时间古表生期的暴露剥蚀作用,受大气水影响而发生强烈的岩溶作用,对黄龙组进行了深层的岩溶改造作用,使沉积物原始沉积形态遭到破坏,溶洞、裂缝发育,对储层的孔隙和连通性起到了积极和独特的建设性作用。

4 结论

1)川东地区黄龙组碳酸盐岩可划分为孔洞缝型、孔隙型和裂缝型3种储层类型,不同的储层类型具有不同的测井响应特征,其中孔洞缝型是最好的储层类型,孔隙型是最发育的储层类型。

2)黄龙组储层发育的规律可归结为3点:①粒屑滩相带控制了储层分布范围;②成岩期热液埋藏白云岩化作用是储层形成的基础;③岩溶作用扩大了储层发育范围,是提高储层级别的关键。

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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

张兵等.川东地区黄龙组碳酸盐岩储层测井响应特征及储层发育主控因素.天然气工业,2010,30(10):13-17.

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

张兵,1981年生,博士;现在成都理工大学博士后工作站从事石油地质学、储层沉积学研究工作。地址:(610059)四川省成都市二仙桥东三路1号成都理工大学。电话:13880183776。E-mail:zb4819890@qq.com

(修改回稿日期 2010-08-25 编辑 罗冬梅)

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