川东北温泉井及邻区长兴组生物礁储层特征研究

焦增玉，张 帆，曾德铭，杜江民，张红霞，冯明友

（1.西南石油大学资源与环境学院；2.石家庄经济学院资源学院；3.中国石油辽河油田分公司钻采工艺研究院）

川东北温泉井及邻区长兴组生物礁储层特征研究

焦增玉1，张 帆1，曾德铭1，杜江民2，张红霞3，冯明友1

（1.西南石油大学资源与环境学院；2.石家庄经济学院资源学院；3.中国石油辽河油田分公司钻采工艺研究院）

通过岩心观察、薄片分析及录井资料分析等，对川东北温泉井及邻区黄龙场、五百梯长兴组生物礁储层特征及控制因素进行了较为详细的研究。结果表明：该区长兴组生物礁储层储集岩主要为细—中晶白云岩、泥—粉晶白云岩、中—粗晶白云岩和礁灰（云）岩，其中细—中晶白云岩是最好的储集岩类；储层物性较差，孔隙度一般小于2%，渗透率一般小于1.0 mD；储集空间以次生晶间孔、晶间溶孔及粒间溶孔等为主，小溶洞次之，局部发育裂缝，孔隙结构具有低孔、微喉的特点；储层类型以孔隙型为主，局部为裂缝-孔隙型；储层主体属于Ⅲ类储层，局部发育Ⅰ，Ⅱ类储层；储层形成与演化受沉积作用、成岩作用及构造作用的共同影响，其中沉积作用是储层形成的基础，成岩作用是改善储层的关键，构造作用为储层改善提供了有利条件。

长兴组；生物礁；储层特征；控制因素；川东北地区

0 引言

在世界范围内，生物礁油气藏占据着重要的位置［1］。自20世纪80年代初在四川盆地华蓥山地区发现老龙洞上二叠统长兴组生物礁后，至今已在川东北地区上二叠统长兴组获各种生物礁气藏10余个，其作为一种特殊的岩性油气藏，目前已引起业内人士的广泛关注［2-8］。笔者希望通过对川东北温泉井、黄龙场及五百梯长兴组生物礁储层特征及主控因素进行研究，能够为四川盆地生物礁油气藏的勘探开发提供一些参考。

1 区域地质概况

研究区位于四川省宣汉县、开江县与重庆市开县交界处，构造上隶属于川东高陡褶皱带（图1）。晚二叠世长兴期，四川盆地北部为一受控于开江—梁平海槽和城口—鄂西海槽的台地沉积，在台地边缘发育了一系列呈带状和串珠状分布的台地边缘生物礁。温泉井、黄龙场及五百梯生物礁即为分布于开江—梁平海槽东侧的台地边缘生物礁［9-12］。

图1 研究区位置图Fig.1 The location of the study area

2 储层特征

2.1 主要储集岩

（1）泥—粉晶白云岩。中—薄层状，褐灰色，主要由半自形—它形粉晶白云石构成，常见灰质生物屑残余，黏土矿物和篮藻较少。常分布于礁滩的顶部，可见干裂和鸟眼等暴露构造，表明是经常暴露的浅水潮坪环境的产物（图版Ⅰ-1）。

（2）细—中晶白云岩。中—厚层块状，灰白、褐灰色，云化作用强烈，晶粒结构，主要由细—中晶白云石构成，局部为粉晶—微晶，白云石含量大于50%。该类岩石为生物礁中、上部生屑滩和潮坪灰岩经后期云化和溶解作用而形成，晶间孔、晶间溶孔和蜂窝状溶蚀孔洞较为发育，面孔率可达20%以上，是最好的储集岩类（图版Ⅰ-2）。

（3）中—粗晶白云岩。中—厚层块状，灰褐色，晶粒结构，主要由半自形—它形白云石构成，白云石含量大于50%。晶间孔和溶蚀孔洞较发育，面孔率可达5%，重结晶作用较强，储集物性较好，一般多分布于间歇滩及礁基滩中（图版Ⅰ-3）。

（4）礁灰（云）岩。主要由海绵灰岩构成，串管海绵和脑纹状海绵较为发育，个体完整，含量为15%～70%，骨格由泥—粉晶方解石构成，体腔孔常被纤状粉—细晶方解石全充填。附礁生物主要为管壳石、腹足、瓣鳃和有孔虫等，含量为5%～10%。杂基含量为20%～30%，由篮绿藻黏结泥屑和细粒生屑组成。

礁灰岩的储集性能较差，但后期常发生强白云石化，形成礁云岩。礁云岩呈厚层块状，灰色、灰白色，白云石含量可达90%。重结晶作用较强烈，具细—微晶结构及礁残余结构。生物体腔孔和粒间溶孔发育，少量为晶间溶孔，面孔率一般为6%～10%，储集性能好。因此，礁灰岩经强烈白云岩化形成的礁云岩可作为良好的储层。

2.2 储集空间

（1）晶间孔。主要发育于自形—半自形的白云石晶粒之间，常呈三面或多面体形态（图版Ⅰ-4）。孔径为0.01～10.00 mm，一般随晶粒粒径的增大而变大，局部被灰泥或沥青充填—半充填。面孔率为2%～5%，局部可达7%以上。一般来说，晶间孔在生物礁中、上部白云岩中有较多分布，是研究区最重要的储集空间类型。

（2）晶间溶孔。为晶间孔经后期溶蚀扩大而成，具明显的溶蚀港湾状、孤岛状痕迹（图版Ⅰ-4）。部分颗粒内部的粉晶白云石晶体间、裂缝和溶洞亮晶胶结物之间亦存在少量该类孔隙。局部面孔率可达3%～5%，主要发育于生物礁中、上部白云岩中，是研究区常见的储集空间类型。

（3）粒间溶孔。为颗粒之间的胶结物被溶蚀或粒间孔被溶蚀扩大而成，呈不规则港湾状（图版Ⅰ-5、图版Ⅰ-6）。溶孔大小一般为0.5～2.0 mm，面孔率可达2%以上，连通性较好，研究区内主要发育于生屑云岩、砂屑云岩及生物礁云岩中。

（4）溶洞。研究区发育孔隙型和裂缝型2种溶洞。孔隙型溶洞为同生期或成岩期大气淡水沿孔隙溶蚀扩大而成（图版Ⅰ-2），与孔隙伴生，分布均匀，连通性较好，多为中—小洞，占溶洞总量的95%以上。裂缝型溶洞为沿构造缝溶蚀扩大而成，呈串珠状分布，洞内见少量充填物，洞间连通性极好，但分布较少，只占溶洞总量的5%以下。溶洞在砂糖状细—中晶云岩中最为发育，是研究区主要的储集空间类型之一。

（5）裂缝。研究区发育构造缝和溶蚀缝2种裂缝。其中构造缝缝宽0.001～0.700 mm，具有一定的产状，多为髙角度缝（图版Ⅰ-1）；溶蚀缝多发育于白云岩中，缝宽0.001～0.800 mm，缝壁凹凸不平，呈交叉状，未充填—充填，局部溶蚀扩大形成溶孔（洞），缝合线内充填大量沥青质。裂缝的存在不仅为油气聚集提供了有利空间，还为油气运移提供了主要通道。

2.3 储层物性特征及孔隙结构特征

对研究区308个岩心孔隙度和264个岩心渗透率的测试结果表明，储层孔隙度与渗透率均较低，物性较差，总体表现为低孔、低渗特征。其中，五百梯储层物性相对优于温泉井和黄龙场储层物性（图 2）。

从表1可以看出，研究区储层具有低孔、微喉的特征。其孔隙结构特征表现为：孔喉（Dm）小，中值孔喉半径（D50）小，最大连通半径（RC10）小，饱和度中值半径（RC50）小；分选性（Sp）较差，歪度（SKp）偏细，峰态（Kp）较平缓；排驱压力（Pd）低，饱和度中值压力（PC50）低，束缚水饱和度（Smin）低，总体上反映储层连通性相对较好。

2.4 储层类型

图2 研究区长兴组孔隙度与渗透率分布特征Fig.2 The porosity and permeability distribution of Changxing Formation in the study area

表1 研究区长兴组储层孔隙结构参数表Table 1 The reservoir pore structure parameters of Changxing Formation in the study area

长兴组生物礁作为一种岩性圈闭，其储集空间以孔隙为主，岩心平均孔隙度为4%左右，平均渗透率为3 mD，属于低孔、低渗储层，储层类型主要为孔隙型。研究区局部地区储层裂缝较发育，平均有效缝密度可达5条/m，渗透率变化较大，最高达196mD；声波测井曲线上出现“跳跃”或“刺刀”状起伏，表现出明显的裂缝特征；压汞资料显示储层分选性普遍较差，但连通性较好，说明裂缝对渗透性有较大的改善，整体上表现出明显的裂缝-孔隙型储层的特征。综合分析认为研究区长兴组生物礁储层类型以孔隙型为主，局部为裂缝-孔隙型。

2.5 储层综合评价

根据储层物性、孔隙结构特征及压汞资料等，对研究区生物礁储层进行了分类评价，将储层分为4种类型（表2），其中Ⅲ类储层为研究区主要储层类型。

（1）Ⅰ类储层：好储层，主要发育于长兴组礁滩相白云岩中，岩性主要为生屑溶孔云岩，孔隙度大于12%，渗透率大于20 mD。毛管压力曲线较平滑，“S”型特征明显，粗歪度，分选好，大孔-粗喉型，排驱压力较低，饱和度中值压力小于1 MPa，饱和度中值半径大于3.5 μm，束缚水饱和度小于10%。研究区内该类储层极少。

表2 研究区长兴组生物礁储层分类表Table 2 The reef reservoir division of Changxing Formation in the study area

（2）Ⅱ类储层：中等储层，主要发育于长兴组上部潮坪相白云岩中，岩性以生屑云岩、灰质云岩为主。孔隙度为6%～12%，渗透率为0.2～20.0 mD。毛管压力曲线较平滑，较粗歪度，分选较好，中—小孔-中喉型，排驱压力适中，饱和度中值压力为1.0～10.0MPa，饱和度中值半径为 0.6～3.5μm，束缚水饱和度为10%～25%。研究区内该类储层仅有少量分布。

（3）Ⅲ类储层：差储层，主要发育于长兴组中、下部礁核部分，岩性主要为云质灰岩、灰岩。孔隙度为2%～6%，渗透率为0.01～0.20 mD。毛管压力曲线明显具中—细歪度，分选中—差，中—微孔-微喉型，排驱压力及饱和度中值压力均较高，饱和度中值半径较小，束缚水饱和度可达25%～50%。研究区大多数储层属于该类型。

（4）Ⅳ类储层：非储层，主要分布于非礁相致密灰岩、燧石结核灰岩中。孔隙度小于2%，渗透率小于0.01 mD。毛管压力曲线具细歪度，分选差，排驱压力较高，饱和度中值压力大于35 MPa，饱和度中值半径小于0.05 μm，束缚水饱和度大于50%。

3 储层控制因素

储层的形成与演化受沉积作用、成岩作用及构造作用共同控制，其中沉积作用和成岩作用是主控因素。沉积作用是基础，影响后期成岩作用的类型和强度，控制储层的大致分布范围；成岩作用是关键，决定着储层的最终分布形态；构造作用为储集性能的改善提供了有利条件。

3.1 沉积相对储层的影响

沉积环境是控制岩石类型及其分布的基础［13］。研究区长兴组储层主要分布于白云岩层段，储层的发育严格受沉积微相的控制。礁滩相颗粒岩经白云石化和溶蚀作用形成的晶间孔和溶蚀孔隙，礁顶潮坪相岩石受蒸发泵、回流渗透白云石化及大气淡水改造形成的晶间孔和溶蚀孔洞，以及礁核相骨架岩与黏结岩中的骨架孔和层状孔洞，都是形成有效储层的基础。根据研究区长兴组储层孔隙度及渗透率与沉积微相关系统计（表3）发现，骨架礁和黏结礁微相孔隙度较高，其次为生屑滩微相，障积礁、潮坪及塌积角砾微相孔隙度普遍较低；渗透率以塌积角砾、骨架礁和黏结礁微相相对较高，其次为潮坪、障积礁和生屑滩微相。由此可以得出，骨架礁和黏结礁微相为研究区最有利储层发育的相带。

表3 研究区长兴组不同沉积微相孔、渗特征统计表Table 3 Statistics of physical properties of different sedimentary facies of Changxing Formation in the study area

3.2 成岩作用对储层的影响

白云石化作用和溶蚀作用是研究区储层主要的建设性成岩作用［14-15］。

（1）白云石化作用。关于研究区长兴组白云岩的成因存在争议，部分学者认为其是成岩期埋藏白云石化的产物［16-17］。笔者研究发现，研究区多数白云岩有序度为0.80～0.95，平均值为0.82，而埋藏白云岩有序度一般大于0.9，同生期白云岩有序度一般小于0.7，且Sr与Na微量元素含量相对正常海水含量要低，说明其沉积环境介于准同生和埋藏环境之间，为混合水白云石化的产物。白云石化是改善储层物性的基本条件（图版Ⅰ-7），一方面，方解石被白云石交代引起岩石体积缩小，使孔隙度增加；另一方面，晶体增大并趋于自形，原岩中晶间孔相互连通，不仅提高了储层的渗流能力，还为埋藏期溶蚀作用奠定了基础。

（2）溶蚀作用。研究区溶蚀作用主要包括准同生期溶蚀作用和晚期溶蚀作用。准同生期溶蚀作用范围小，规模小，局部地区常暴露受大气淡水溶蚀形成选择性溶蚀孔，这些孔隙多遭受了后期的胶结充填。晚期溶蚀作用范围广，规模较大，主要受两方面因素影响：一方面，由于构造活动频繁，形成了大量裂缝，为流体的流动提供了通道；另一方面，晚成岩阶段深埋藏成岩环境下，有机质生烃过程中释放出有机酸、CO2和H2S，形成微酸性环境，易发生溶蚀作用。晚期溶蚀作用形成的溶蚀孔除部分被沥青半充填—充填外，多数呈未充填，是研究区最主要的有效储集空间（图版Ⅰ-8）。

3.3 构造作用对储层的影响

印支运动晚期、燕山运动整个阶段，构造活动比较频繁［18-19］，研究区长兴组形成了大量的裂缝。这些裂缝成为溶蚀流体运移和交换的通道，促成非选择性溶蚀作用和白云石化作用的发生，不仅极大地改善了储层的储渗性能，而且为油气运移提供了重要通道（图版Ⅰ-9）。

4 结论

（1）研究区长兴组生物礁主要储集岩为细—中晶白云岩、泥—粉晶白云岩、中—粗晶白云岩及礁灰（云）岩；储集空间主要为晶间孔、晶间溶孔、粒间溶孔及溶洞。

（2）研究区长兴组生物礁储层主要为低孔、低渗型Ⅲ类储层，储层类型以孔隙型为主，局部为裂缝-孔隙型。

（3）研究区长兴组生物礁储层的发育严格受沉积微相的控制，骨架礁和黏结礁为最有利储层发育的微相。成岩作用是改善储层的关键，白云石化作用和溶蚀作用对储层形成最有利。

［1］库兹涅佐夫B Γ.礁地质学及礁的含油气性［M］.北京：石油工业出版社，1983：108-128.

［2］马永生，牟传龙，谭钦银，等.达县—宣汉地区长兴组—飞仙关组礁滩相特征及其对储层的制约［J］.地学前缘，2007，14（1）：182-191.

［3］周刚，郑荣才，王炯，等.川东—渝北地区长兴组礁、滩相储层预测［J］.岩性油气藏，2009，21（1）：15-21.

［4］李登华，唐跃，殷积峰，等.川东黄龙场构造上二叠统长兴组生物礁特征与潜伏礁预测［J］.中国地质，2006，33（2）：427-435.

［5］王延奇，胡明毅，刘富艳，等.鄂西利川见天坝长兴组海绵礁岩石类型及礁体演化阶段［J］.岩性油气藏，2008，20（3）：44-55.

［6］王一刚，文应初，张帆，等.川东地区上二叠统长兴组生物礁分布规律［J］.天然气工业，1998，18（6）：10-15.

［7］李联新，胡红，罗泽松.川东高峰场构造长兴组生物礁储层测井评价［J］.岩性油气藏，2008，20（4）：118-122.

［8］林辉，周凯.毛坝场构造二叠系长兴组气藏特征［J］.岩性油气藏，2008，20（4）：80-85.

［9］曾德铭，王兴志，伍辉，等.四川盆地东北部二叠系长兴组海侵生物礁研究［J］.新疆石油地质，2009，30（6）：677-679.

［10］强子同，文应初，唐杰.四川及邻区晚二叠世沉积作用及沉积盆地的发展［J］.沉积学报，1990，8（1）：79-90.

［11］马永生，牟传龙.四川盆地东北部长兴期生沉积特征与沉积格局［J］.地质论评，2006，52（1）：25-29.

［12］王一刚，张静，杨雨，等.四川盆地东部上二叠统长兴组生物礁气藏形成机理［J］.海相油气地质，2000，5（1/2）：145-152.

［13］文华国，郑荣才，党录瑞，等.四川盆地东部五百梯地区长兴组礁、滩相储层特征［J］.岩性油气藏，2010，22（2）：24-31.

［14］曾伟，黄先平，杨雨，等.川东北地区飞仙关组储层中的埋藏溶蚀作用［J］.天然气工业，2006，26（11）：4-6.

［15］曾伟，黄先平，杨雨，等.川东北下三叠统飞仙关组白云岩成因及分布［J］.西南石油大学学报，2007，29（1）：19-22.

［16］郑荣才，胡忠贵，冯青平，等.川东北地区长兴组白云岩储层的成因研究［J］.矿物岩石，2007，27（4）：78-84.

［17］耿威，郑荣才，李爽，等.开江—梁平台内海槽东段长兴组礁、滩相储层特征［J］.成都理工大学学报：自然科学版，2008，35（6）：640-647.

［18］张维宸.四川盆地中新生代区域构造格架与构造演化过程研究［D］.北京：中国地质大学（北京），2009.

［19］李忠权，冉隆辉，陈更生，等.川东高陡构造成因地质模式与含气性分析［J］.成都理工学院学报：自然科学版，2002，29（6）：605-608.

Characteristics of reef reservoir of Changxing Formation in Wenquanjing and adjacent areas of northeastern Sichuan

JIAO Zeng-yu1， ZHANG Fan1，ZENG De-ming1，DU Jiang-min2，ZHANG Hong-xia3，FENG Ming-you1
（1.College of Resources and Environment， Southwest Petroleum University， Chengdu 610500， China；2.College of Resources，Shijiazhuang University of Economics， Shijiazhuang 050031， China； 3.Research Institute of Drilling and Production Technology，Liaohe Oilfield Company， PetroChina， Panjin 124000， China）

Based on core observation,thin section analysis,well loggingdata,the characteristics and controllingfactors of reefreservoir ofChangxingFormation in Wenquanjingand adjacent Huanglongchangand Wubaiti area ofnortheastern Sichuan were studied in detail.The result shows that the main reservoir rocks are fine-medium crystalline dolomite,clay-powder crystalline dolomite,medium-coarse crystalline dolomite and reef limestone（dolomite）,among which the fine-medium crystalline dolomite is the best.The physical property is poor,generally with porosity less than 2%and permeability less than 1.0 mD.The main reservoir spaces mainly are secondary intercrystal pores and intercrystal dissolved pores and intergranular dissolved pore,followed by small caves,and fractures developed locally.The pore structure has the characteristics oflowporosityand small throat.The main reservoir type is porositytype,and fractureporositytype is developed locally.The reservoir in the studyarea is mainlyoftypeⅢ,and typeⅠandⅡare rare.The reservoir formation and evolution are mainly affected by sedimentation,diagenesis and tectonism.Sedimentation is the foundation ofreservoir formation,diagenesis is the keyfactor toimprove the reservoir,and tectonismprovides conditions for reservoir improvement.

ChangxingFormation； reef； reservoircharacteristics； controllingfactors； northeasternSichuan

TE122.2+3

A

2011-07-04；

2011-08-16

教育部“新世纪优秀人才支持计划”（编号：NECT-04-0911）资助。

焦增玉，1986年生，男，西南石油大学在读硕士研究生，主要从事沉积学及储层地质学研究。地址：（610500）四川省成都市新都区西南石油大学硕士2009级 5班。E-mail：jzy_45@163.com

张帆，1956年生，男，教授，博士生导师，主要从事沉积学及储层地质学研究。E-mail：wpzhfan@126.com

1673-8926（2011）06-0079-05

图版Ⅰ

王会玲）