川东地区黄草峡构造飞仙关组沉积相与储层特征

刘 为 徐国盛 黄小琼 王德斌 龚德瑜 朱建敏 段 亮

（1.成都理工大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610059；2.中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院，四川 成都 610051）

川东地区黄草峡构造飞仙关组沉积相与储层特征

刘 为1徐国盛1黄小琼2王德斌1龚德瑜1朱建敏1段 亮1

（1.成都理工大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610059；2.中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院，四川 成都 610051）

通过岩心、薄片、测井资料的综合分析，认为川东地区黄草峡构造飞仙关组总体为碳酸盐台地相沉积，可进一步划为台地边缘滩、台内点滩、开阔台地和潮坪中4个亚相。储集空间主要发育鲕内溶孔、晶间孔、晶间溶孔和构造缝、压溶缝；储集类型属裂缝-孔隙型。该区成岩作用与川东北广大地区存在较大的差异。通过沉积、成岩以及构造因素对储层的控制作用分析，建设性的成岩作用主要有同生期溶蚀作用、埋藏溶蚀作用及后期的构造破裂作用，但由于大气水溶蚀作用较弱，且缺乏关键性的与海水蒸发浓缩有关的白云石化作用，同时由于胶结作用、压实作用等破坏性成岩作用的影响，致使该区的优质海相碳酸盐岩储层欠发育且储层非均质性强，因此天然气勘探具有一定的风险。

黄草峡构造；飞仙关组；沉积相；储层特征；控制因素；川东地区

1 区域地质概况

研究区位于四川盆地东部，构造主体处于川东南中隆高陡构造区中部，北东、南西两端分别与苟家场、丰盛场构造相接，北为双龙、新市2个含气构造，南为四合场构造。其南侧为长江，北侧为长寿县城。下三叠统飞仙关组从下至上分为飞一段（T1f1）、飞二段（T1f2）、飞三段（T1f3）、飞四段（T1f4）（见图1）。

2 沉积相类型及特征

据测井相、沉积及古生物标志分析，可将飞仙关组碳酸盐台地相划分为台地边缘滩、台内点滩、开阔台地和潮坪4个亚相（见图2）。

2.1 台地边缘滩亚相

该亚相位于浅水台地与较深水陆棚或斜坡之间的具有障壁性质的过渡地带［1］。环境水深在浪基面附近，受潮汐及较强的风浪作用。岩石以浅色颗粒灰岩为主，常发育交错层理。依据测井相、沉积及古生物方面的特点，可进一步识别出以下微相：1）台缘鲕滩微相：在台地边缘呈带状分布的沉积环境，岩石类型以亮晶鲕粒灰岩为主。2）滩间微相：发育于台缘鲕滩之间相对较深水的低能沉积区，岩性以泥晶、细—粉晶灰岩为主。黄草峡地区飞1期广泛发育台缘鲕滩，各井飞一段几乎都发育鲕粒灰岩，古生物化石多为腹足类、棘皮、腕足等，测井相特征整体上表现为低自然伽马及高声波时差，体现了泥质含量低的特点（见图3a）。

图1 黄草峡构造飞仙关组沉积序列

图2 川东飞仙关组台地-台盆沉积相模式

2.2 开阔台地亚相

开阔台地指发育于台地边缘礁滩与局限台地之间的广阔浅海，水深位于低潮面以下，浪基面以上。岩石类型从高能量的颗粒石灰岩到低能量的页岩均有发育。本区开阔台地广泛发育于飞2期和早飞3期，岩石类型包括暗紫色、灰绿色泥岩、页岩，灰质泥岩及泥质灰岩，古生物主要有腹足类、介形虫、腕足等，测井相上呈自然伽马及声波时差均较高的特征，表现了水体能量低的沉积环境。

2.3 台内点滩亚相

该亚相发育于台地内局部隆起区，主要受到潮汐作用的改造，形成以颗粒沉积为主体的点滩沉积体。可进一步划分为台内鲕滩、潮下静水泥2个微相。1）台内鲕滩微相：指台内点滩内以鲕粒为主要颗粒类型的沉积环境［2］。本区台内鲕滩微相发育于飞3期，岩石类型为亮晶鲕粒灰岩与泥晶灰岩互层，常见各种双向交错层理、改造波痕及平行层理等沉积构造。2）潮下静水泥微相：指由于遮挡作用在台内形成的低能量的沉积环境。岩石类型主要为泥晶灰岩、泥灰岩夹少量页岩（见图3b）。

2.4 潮坪亚相

指水深处于平均高潮线与平均低潮线之间的台地内部沉积环境［3］。主要受到潮汐作用的控制，水动力条件较弱，水体盐度变化大，常堆积一套旋回性的细粒沉积物，局部可夹颗粒岩。研究区飞4期广泛发育潮坪环境，岩性主要为灰色、暗紫色的泥岩，偶见薄层灰岩及白云岩、石膏等，电性特征总体表现为高自然伽马、高声波时差、低电阻率。

3 沉积相演化

整个川东东部地区在早三叠世飞仙关期基本处于一连陆碳酸盐台地环境之中，其东侧为城口-鄂西海槽，北东侧为开江-梁平海槽，南侧为黔桂湘盆地，并与川东北孤立碳酸盐台地隔海相望。

黄草峡构造飞仙关组是一次较大规模3级海平面升降过程中的产物。飞仙关初期，来自东侧的海侵达到最高海平面，之后海平面开始下降，至飞仙关末期［4］。在此影响下，川东黄草峡地区飞仙关期沉积相带整体往东及东北方向迁移。飞1期，黄草峡地区紧邻有城口—鄂西海槽，处于台地边缘带沉积环境（见图4a）；随着海平面的不断下降，飞2期，研究区整体处于开阔台地沉积环境；至飞3期，则处于台内点滩沉积环境（见图4b）；飞4期，四川盆地处于海平面下降阶段的晚期［5］，整个黄草峡地区基本处于潮坪环境。

4 储层特征

4.1 储集岩类型及物性特征

岩心、薄片观察及物性分析表明，储层的岩性和孔隙度有着明显的相关性（见表1）。其中鲕状针孔灰岩的储集性最好，其次为鲕状灰岩。按碳酸盐岩储层级别划分标准，二者分别为Ⅱ、Ⅲ类储层，其他多属于非储集层。储层渗透率普遍很低，测试结果统计显示，217个样品中高达215个渗透率小于0.00987×10-3μm2。黄草峡构造飞仙关组储层类型属于中—低孔、低—特低渗储层，储集物性较差且存在严重的不均一性。

表1 黄草峡构造飞仙关组储层岩性与物性关系

4.2 储层空间类型

储层类型属裂缝-孔隙型。岩心及薄片镜下观察表明，飞仙关组的储集空间以次生孔隙占绝对优势。常见的孔隙类型有鲕内溶孔，其次是晶间孔、晶间溶孔和粒间孔、粒间溶孔。裂缝以压溶缝为主，构造缝次之，偶见缝合线。通过各井取心段裂缝发育密度的横向比较可知，储层裂缝发育具较强的非均质性。

4.3 储层发育控制因素

鲕粒滩体的发育具有规律性和区域性，但并不是只要有鲕粒滩体的存在就有鲕粒储层存在并发育，鲕粒储层经孔隙演化，最终能形成具工业价值的储层，它与多种地质因素有关，如沉积相（尤其是沉积微相）、成岩作用和构造作用等［6］。

图3 黄草峡构造飞仙关组沉积微相平面展布

图4 川东地区飞仙关组沉积相

4.3.1 沉积之控制作用

沉积相对储层的控制作用，主要通过提供有利于裂缝形成和溶蚀作用发生的沉积物。

对于本区储层，台地边缘滩亚相—台缘鲕滩微相（主要发育于T1f1）是区内物性发育最好的相带。这是由于台地边缘水体浅、能量强，易于颗粒的形成和灰泥带出，形成分选、磨圆较好和贫灰泥的滩体沉积［7］。而且原始粒间孔较为发育，孔隙的连通性也较好，易于后期建设性成岩作用进一步改善储集性能。台内点滩亚相—台内鲕滩微相（发育于T1f3中上部）是区内储层发育较有利相带。

4.3.2 成岩之控制作用

碳酸盐沉积后，成岩作用在近地表条件下迅速发生,或在地下缓慢进行。影响碳酸盐成岩作用的因素主要有沉积岩的结构和矿物成分,埋藏温压条件以及孔隙水性质等［8］。

本区建设性的成岩作用主要有准同生期溶蚀作用、埋藏溶蚀作用以及后期的构造作用。准同生期溶蚀作用：在台地边缘滩和台内点滩沉积之后，由于海平面相对下降,早期海平面附近及以下的沉积岩体，由沉积—同生成岩环境转变为同生—准同生成岩环境。在大气氧化环境中不稳定的矿物（文石、高镁方解石、石膏等）受到大气淡水和混合水的影响,会发生淋滤、溶解作用而形成粒内溶孔、铸模孔及小规模的溶沟、溶缝等［8］。但黄草峡构造飞仙关组储层准同生期溶蚀作用不强，且充填厉害（见图5a）。

埋藏溶蚀作用：在以高温高压、封闭还原以及地层水富含有机酸为主要特征的中—深埋藏环境下，黄草峡构造飞仙关组储层发生非选择性溶蚀作用，形成新的储集空间。中—深埋藏属于生油窗范围内,有机酸性水注入导致溶蚀孔洞大量产生。本区薄片特征显示溶孔中普遍有沥青充填（见图5b），表明在沥青侵位之前溶孔已经形成，这也说明了深埋藏溶蚀作用是重要的建设性成岩作用［9］。

构造作用：在喜山期深埋藏阶段，在构造应力的作用下，飞仙关组滩相储层发生破裂，进一步改善了构造高部位或断层附近的鲕粒灰岩储层的储集和渗滤能力（见图5c）。同时裂缝的形成有利于气态烃、酸性地层水的进一步侵入，从而发生以埋藏溶蚀作用为特征的成岩变化。

总体而言由于黄草峡构造飞仙关组储层发育的浅水滩体沉积速率较低，所处位置并不高，受沉积时期礁滩体暴露、高频层序界面控制的大气水溶蚀作用较弱，且缺乏与海水蒸发浓缩有关的关键性的白云石化作用，因此建设性的成岩作用并不强烈。同时由于压实作用、胶结作用、以及溶蚀孔洞和裂缝中的充填作用等破坏性成岩作用的影响，致使本区的优质海相碳酸盐岩储层欠发育，且非均质性强。

图5 黄草峡构造飞仙关组储层薄片特征

5 结论

1）黄草峡构造飞仙关组属裂缝-孔隙型储层。储集空间以次生孔隙占绝对优势。常见的孔隙类型有鲕内溶孔，其次是晶间孔、晶间溶孔和粒间孔、粒间溶孔，而裂缝则以压溶缝为主。

2）黄草峡构造飞仙关组有利储集层的主要勘探对象为飞一段（台地边缘滩亚相—台缘鲕滩微相）与飞三段（台内点滩亚相—台内鲕滩微相）。

3）黄草峡构造飞仙关组建设性的成岩作用主要有准同生期溶蚀作用、埋藏溶蚀作用以及后期的构造作用。但本区大气水溶蚀作用较弱，且缺乏与海水蒸发浓缩有关的关键性的白云石化作用，并受多种破坏性成岩作用的影响，致使本区的优质海相碳酸盐岩储层欠发育且储层非均质性强。因此，黄草峡构造飞仙关组天然气勘探具有一定的风险。

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Sedimentary facies and reservoir characteristics of Feixianguan Formation in Huangcaoxia structure of East Sichuan

Liu Wei1Xu Guosheng1Huang Xiaoqiong2Wang Debin1Gong Deyu1Zhu Jianmin1Duan Liang1
（1.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation,Chengdu University of Technology,Chengdu 610059, China;2.Research Institute of Exploration and Development,Southwest Oil-Gas Field Company,PetroChina,Chengdu 610051,China）

Based on the analysis of core,thin section and well logging data,Feixianguan Formation in Huangcaoxia structure of East Sichuan is identified as carbonate platform sedimentary facies,which can be further classified into four subfacies that include the platform edge facies,point bar in platform,open-platform and tidal flat.The main reservoir spaces are intra-oolitic pore, intercrystalline pore,intercrystalline dissolved pore,tectonic fractures and pressolutional fractures.Therefore,the reservoir type is a fractured-porous one.Compared with the northeast part of Sichuan,the diagenesis of the study area is quite different.By the analysis of the controlling effect of sedimentary,diagenesis and tectonic factor to reservoir,constructive diagenesis mainly consist of the contemporary denudation,burial denudation and late tectonic disruption.However,some influence factors,such as weak meteoric water denudation,lacking of the critical dolomitization related to the evaporation and concentration effect of sea water and ruinous diagenesis of cementation and compaction,result in a poor development of high-quality marine carbonate reservoir and the strong reservoir heterogeneity.Therefore,there are some risks in gas exploration.

Huangcaoxia structure;Feixianguan Formation;sedimentary facies;reservoir characteristics;controlling factor;East Sichuan

中石化前瞻性项目“华南古板块地裂运动与海相油气前景”（PH08001）资助

TE121.3

：A

1005-8907（2011）02-173-05

2010-11-08；改回日期：2011-01-14。

刘为，男，1986年生，在读硕士研究生，研究方向为储层评价与油气成藏。E-mail：liuwei_china@sina.cn。

（编辑赵旭亚）

刘为，徐国盛，黄小琼，等.川东地区黄草峡构造飞仙关组沉积相与储层特征［J］.断块油气田，2011，18（2）：173-177. Liu Wei，Xu Guosheng，Huang Xiaoqiong，et al.Sedimentary facies and reservoir characteristics of Feixianguan Formation in Huangcaoxia structure of East Sichuan［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2011，18（2）：173-177.