川东南涪陵地区长兴组储层特征与形成主控因素

2012-01-12曾婷婷唐德海郑公营

天然气勘探与开发 2012年4期

曾婷婷唐德海郑公营

(1. 成都理工大学能源学院 2.中国石化勘探南方分公司 3. 中国石化西南油气分公司勘探开发研究院德阳分院)

1 概况

川东南涪陵地区位于四川盆地川东高陡褶皱带万县复向斜，北西侧为云安场—大天池高陡构造带，南东向为高峰场—大池干井高陡构造带。其长兴期沉积属川东北长兴期礁滩沉积一部分，位于开江—梁平陆棚西侧东南末端，向西北方向依次发育铁山南—龙岗—元坝长兴组台缘生物礁滩沉积。涪陵地区长兴组主要发育生物礁滩复合体储层，通过区内钻井研究，发现长兴组礁滩储层非均质性强，加强长兴组储层特征研究，对涪陵地区油气勘探具有重要的理论与实践意义。

2 储层特征

2.1 长兴组沉积相与储层分布特征

根据岩性、电性特征可将涪陵地区长兴组分为长一段和长二段。长兴组储层主要为台地边缘礁滩复合体储层，储层岩性为残余生屑白云岩、(残余海绵)细粉晶白云岩、生屑灰岩、白云质灰岩。纵向上长兴组共发育三期储层：长一早期为台地边缘浅滩储层、长一晚期和长二晚期为台地边缘礁滩复合体储层。平面上，长一段储层主要发育于涪陵兴隆场南部地区；长二段储层主要发育于兴隆场北部。

长一早期(图1)涪陵地区地势为西南高，北东低。台地边缘相带环开江—梁平陆棚展布，台缘南部为台内洼地亚相沉积，岩性多致密，储层不发育；台缘生屑滩为储层发育的有利相带，主要分布在泰来及泰东高点，储层岩性以生屑灰岩及灰质白云岩为主；台缘北部为台地前缘斜坡相—陆棚相沉积，生屑含量明显较少，灰岩中泥质、硅质含量增加，储层不发育。

长一晚期(图1)海平面逐渐下降，在早期沉积的基础上，台地沉积环境更有利生物生长和碳酸盐岩的产出，台地-陆棚沉积分异进一步加强，台地边缘相带随之向开江—梁平陆棚方向迁移。涪陵地区南部FS1井—XL3井一带为台地边缘礁滩相发育有利区，该沉积时期兴隆场南部生物礁发育,也是长一段储层发育的主要时期，储层岩性主要为礁盖白云岩。

长二期(图2)台地边缘礁滩相带进一步向开江—梁平陆棚方向迁移。该沉积时期为涪陵地区生物礁生长的繁盛期，长二段储层发育程度及规模均优于长一段，岩性主要为残余生屑白云岩、溶孔白云岩、生屑灰岩。兴隆场北部生物礁生长迅速，规模较大，并最终暴露水面接受大气淡水溶蚀，形成优质储层。兴隆场南部FS1井—XL3井一带，生物礁受北部生物礁生长影响，水体相对局限，生长速度变缓，规模相对较小，岩石白云石化程度弱，储层发育较北部差。

2.2 储层岩石学特征

涪陵地区长兴组储层主要岩石类型为残余生屑白云岩、(残余海绵)细粉晶白云岩、生屑灰岩、白云质灰岩。

残余生屑白云岩：白云石含量90%以上，各类生屑含量高，受重结晶作用影响，均显示残余结构，部分具不规则残余外形，大小一般0.3mm～0.5mm，主要为及有孔虫。溶蚀孔发育且分布不均，部分孔内被沥青质半充填或充填，局部发育构造微裂缝，多未充填，缝壁见沥青质残余物，缝宽0.01mm～0.03mm，孔隙度分布范围为4.4%～11.9%。

图1 涪陵地区长一期沉积相展布图

图2 涪陵地区长二期沉积相展布图

(残余海绵)细粉晶白云岩：造礁生物主要为海绵，大小0.5cm～5cm，另见腹足类及介形虫类等生物。白云石化不均，强者白云石含量可达90%以上，生屑含量高，受重结晶作用影响，均显示残余结构，溶蚀孔分布不均，孔隙度分布范围为3.8%～7.9%。

生屑灰岩及白云质灰岩：成分以方解石为主，泥晶-粉细晶结构，局部白云石化，孔隙度分布范围为2.1%～7.1%。

2.3 储集空间类型

野外露头、钻井岩心和薄片观察表明，涪陵地区长兴组储层以次生孔隙占绝对优势，储集空间以粒间溶孔、晶间溶孔和溶洞为主，其次为晶间孔、晶模孔，少量裂缝。

(1)粒间溶孔

该类孔隙为储集岩中各类颗粒之间填隙物在成岩过程中遭受大气淡水淋滤之后残余下来的孔隙，其形状、大小发育多受控于颗粒间的排列或接触关系，是长兴组储层主要的储集空间。根据铸体薄片观察，孔隙大小0.05mm～0.16mm，面孔率4%～10%不等，少量被方解石和有机质半充填或全充填。

(2)晶间溶孔

主要分布于方解石、白云石晶粒之间，由晶粒支撑而成，是晶间孔因溶蚀扩大而形成，见不规则溶蚀边，为有机质完全或不完全充填，为主要储集空间之一。

(3)溶洞

发育于准同生期—成岩早期，长兴组礁滩由于海平面下降而导致较长时间的暴露溶蚀。见于溶孔白云岩中，孔径0.2cm～7cm不等，形态为不规则圆形、椭圆形及长条状。溶洞多数未见充填物，但在较大的溶洞中见亮晶方解石晶体(细—粗晶)从孔壁向中央生长，方解石晶体占孔隙空间20%～50%不等(为半充填状态)，在部分溶洞中见灰黑色有机质浸染。

(4)裂缝

长兴组裂缝主要发育构造微裂缝。取心段部分岩心较破碎，可能存在微裂缝，未充填。通过薄片观察，长兴组主要发育构造微裂缝，呈平行或网状分布，未充填，部分孔、洞因裂缝而相互连通。

2.4 储层物性特征

通过对储层段32个样品统计，长兴组储层孔隙度1.79%～11.09%，平均值5.60%,渗透率0.004mD～1438mD，几何平均值为0.25mD 。根据测井解释资料，长兴组储层测井计算孔隙度2.9%～10%，厚度加权平均5.50%，渗透率(0.011～2.202)mD，厚度加权平均值为0.395mD。结合岩心物性分析，认为长兴组总体表现为中孔中渗储层。

长兴组孔渗具有较好的正相关性(图3)，大部分储层渗透率与孔隙度呈指数关系，随着孔隙度的增加，渗透率增大，局部受裂缝影响。综合分析储层以裂缝-孔隙型为主。

图3 涪陵地区长兴组储层孔渗关系图

2.5 储层孔隙结构特征

涪陵地区长兴组储层具有低排驱压力、低中值压力，反映具有较好的物性与孔隙结构。

(1)孔隙结构基本特征

对研究区储层段的10个岩心样品进行了压汞分析，对孔隙度、渗透率、排驱压力、中值压力、中值喉道半径进行统计，平均孔隙度为5.13%，平均渗透率为0.228mD；排驱压力最大值1.236MPa，最小值0.007MPa，平均0.400MPa；中值压力最大值25.83MPa，最小值0.075MPa，平均11.006MPa；中值喉道半径最大10.053μm，最小值0.029μm，平均值1.452μm(表1)。

(2)孔喉级别划分

储层孔隙类型以中孔隙和大孔隙为主，各占有效样品总数的50%、40%；喉道类型以细喉道为主，占有效样品总数的60%，其次为粗喉道，占总样品数的20%，微喉和中喉共占样品总数的10%。

表1 涪陵地区长兴组储层孔隙结构参数统计

(3)孔喉组合特征

储层孔喉组合类型统计(图4)表明，储层发育大孔粗喉型、大孔中喉型、大孔细喉型、中孔细喉型、小孔细喉型型五种孔喉组合类型，以中孔细喉型为主，占样品数的50%;其次为大孔粗喉型，占20%。

图4 长兴组储层孔喉组合类型分布直方图

2.6 储层评价

涪陵地区长兴组储层有效厚度4.0m～60.0m，岩性主要为溶孔白云岩、溶孔生屑白云岩、云质生屑灰岩，储集空间以晶间溶孔为主，裂缝起沟通作用。根据储层岩石的孔隙度、渗透率以及中值喉道等孔隙结构特征参数，参照中石化四川盆地碳酸盐岩储层分类评价标准(表2)，对长兴组储层评价：以Ⅱ、Ⅲ类储层为主，Ⅰ类储层次之。

3 储层发育的主要控制因素

储层形成的控制因素主要包括沉积相、成岩作用等。有利的沉积相是形成储层的基础，后期成岩作用是改善储集条件的关键。

表2 中国石化四川盆地碳酸盐岩储层分类评价表

3.1 沉积相带控制储集体展布

通过对储层特征与沉积相带展布分析表明，涪陵地区长兴组储层主要分布在XL-1、XL-3井等台缘礁滩相带中，沉积相对储层控制作用明显。台缘礁滩位于古地貌较高处的海平面附近，水动力强或较强，沉积物以颗粒为主，填隙物以亮晶为主，少量灰泥填隙物，同生期和成岩早期成岩类型以亮晶胶结为主，胶结速度快，岩石固结成岩早，相对灰泥填隙的颗粒灰岩和泥灰岩抗压实作用强，残留孔隙相对较多，物性相对较好，有利于后期建设性成岩作用流体的运移和建设性成岩作用的发生；另外，台缘礁滩处于微地貌高处，受长兴期海平面多次升降变化影响，多次暴露发生白云石化；白云石特殊的晶体形态和相对方解石较大的硬度都有利于早期孔隙的保存，从而也为后期进一步的建设性成岩流体的运移和建设性成岩作用的发生。而斜坡及陆棚区沉积环境安静，以泥晶灰岩为主，颗粒细小，岩石致密，物性差。

3.2 暴露白云石化及溶蚀作用是储层发育关键因素

上述储层特征分析认为，长兴组礁滩储层的形成与复杂的成岩后生变化关系密切，暴露白云石化及溶蚀作用是储层发育的关键因素，且白云石化越强、溶蚀作用也越强。通过对长兴组储层岩性与物性关系对比，发现涪陵地区长兴组Ⅰ、Ⅱ类储层岩性主要为白云岩，Ⅲ类储层岩性主要为生屑灰岩、云质生屑灰岩。XL-1井钻井资料揭示，长兴组顶部发育含石膏白云岩，表明涪陵地区台缘带长兴组沉积末期经历了较长时间的暴露致使局部受限水体咸化。台缘礁滩体多为水下古地貌高部位，其沉积表面水体相对较浅，在频繁海平面升降的影响下，顶部常暴露于水体之上，较长时间接收大气淡水的溶蚀作用和白云石化的改造，易于形成较多的晶间溶孔和溶洞等。