四川元坝区块飞仙关组成岩作用和储层研究

顾圣云

（中国石化集团华北石油局录井公司，河南 郑州 450064)

本文所研究的四川元坝区块飞仙关组主要属于碳酸盐岩沉积，沉积厚度的范围为350~700m。飞仙关组地层是三级海平面在下降过程形成的，顶部由紫红、灰紫、黄灰色的泥岩、泥质灰岩和泥质白云岩夹石膏形成，厚度一般约为25~50m。从该研究段的沉积特征中可知，飞一段和飞三段主要是碳酸盐岩，飞二段和飞四段主要是富含紫红、褐红色的泥岩和泥质泥晶灰岩。

1 飞仙关组成岩作用

所谓成岩作用，是指从沉积物体形成沉积岩，并到沉积岩发生变质之前，或是由于构造运动引起沉积岩升到地表遭到风化之前，所经历的物理化学与生物作用，和这些作用所引起的结构组分变化。碳酸盐矿物十分活泼的化学性常常会引起强烈的成岩作用，从而使地层面貌发生很大变化。

飞仙关组的地层沉积长达2.4亿年，这期间，该研究段经历了从地表到地下的埋藏过程，其所经历的成岩环境发生多次重叠，使原有的岩层结构组分和储层的性质发生了很大改变，而且原本是以原生孔隙为主的沉积物经过转变后成为以次生孔隙为主的储层。

由于飞仙关组的地层主要为碳酸盐岩地层，在受到构造运动的影响，其所经历的成岩环境十分复杂。一般而言，成岩作用对碳酸盐储层的影响包括两个方面，一方面可以对早期的沉积、成岩组构和孔隙产生破坏；另一方面，可以形成新的储集空间和成岩组构。通过对薄片和岩芯进行观察和分析，飞仙关组主要的成岩作用包括以下几点：

（1）泥晶化作用。泥晶化作用一般会导致整个颗粒或者颗粒边缘发生泥晶化，常见于颗粒灰岩边缘，颗粒边缘由暗色的泥晶灰质组分构成。泥晶化作用不会对沉积物孔隙的增加产生太大影响，但是颗粒的抗压程度会因其而增加。

（2）压实、压溶作用。压实作用可以将地层的厚度变小，使沉积物孔隙得到缩小。一般情况下，碳酸盐沉积物在经过压实作用后，厚度会减少一半，孔隙度会减少一般以上。压溶作用是在压实作用上的进一步发展，其发生的环境一般为中-深埋藏环境，在其作用下，地层的厚度会再次减少20%~25%。压溶作用一方面会形成缝合线，以供油气运移，提高了渗透性；另一方面，压溶作用为充填孔隙作用提供了物源。但是相比较而言，压溶作用的破坏性作用要大于建设性成岩作用。

（3）胶结作用。胶结作用就是孔隙溶液沉淀出的胶结物将松散的沉积物固结起来的作用。一般发生在颗粒岩中，飞仙关组的胶结作用包括三期方解石胶结和一期石膏胶结，这是导致储层孔隙度降低的主要原因之一。

（4）充填作用。该作用是指次生孔隙被自生矿物填充的过程，导致晶体在次生孔隙内生长。这些晶体主要为化学沉淀充填物，经过测试研究，飞仙关组的充填晶体主要有方解石、白云石、石英、石膏以及很少量的萤石、重晶石等。

（5）膏化和去膏化作用。膏化作用主要发生于泥、粉晶白云岩。石膏晶体会呈现出针状或者片状结构，集合体会呈现出斑块状或者放射状结构，除此以外，局部颗粒和生物也会随之膏化。去膏化作用常常发生泥晶白云岩里，一般会呈现出放射状和针状石膏假晶，该飞仙关组研究地段的去膏化作用可能是由于石膏晶体在被溶蚀后，又被方解石进行充填后形成的，部分没有被全部填充，仍留有孔隙空间。

（6）重结晶作用。矿物晶体在高温高压的影响作用下，发生溶解后又再次结晶，这被重结晶作用。矿物的成分、颗粒的大小和成分的均一性决定了重结晶作用的效果。一般来说，溶解度大、颗粒细和成分均一的矿物发生重结晶作用的几率和强度都相对较大。经过研究，飞仙关组是由于原岩结构组分的影响而产生了重结晶作用，其主要表现为泥晶灰岩在经过重结晶作用后变成粉晶灰岩，该作用发生在浅埋藏段。

2 飞仙关组储层特征

2.1 飞仙关组储层物性特征

这里，主要对飞仙关组的储层物性的孔隙度和渗透率进行分析。孔隙度可以对岩石储集流体的能力进行衡量，渗透率可以对岩石中流体流动的难易程度进行反应。通过对飞仙关组的储层物性分析和测算，发现该研究区的储层物性主要分为两种，即台地边缘鲡滩储层和台地内泻湖、点滩储层。分析显示，台地边缘鲡滩白云岩的平均孔隙度为7.88%，孔隙度范围为0.64%~24.69%，平均渗透率为44.13×10-3 um2，其储层物性比较好。台地内部储层的平均孔隙度为1.69%，孔隙度范围为0.48%~11.82%，平均渗透率为0.035×10-3um2，其储层物性非常差。

2.2 飞仙关组储层岩性的特点

研究发现，飞仙关组储层物性受岩性影响非常明显，鲡粒云岩平均孔隙为8.52%，平均渗透率为44.12×10-3um2，属于中-好储层。粉晶云岩的平均孔隙度为3.18%，平均渗透率为0.08×10-3um2，砂屑云岩的平均孔隙度为2.57%，平均渗透率为0.02×10-3um2，属于中-差储层。泥晶云岩、灰质云岩、膏质砂屑云岩的平均孔隙度小于2%，渗透率均小于0.1×10-3um2，属于差非储层灰岩类。

2.3 飞仙关组储层评价

通过对储层的储层岩性、物性和孔隙结构参数进行分析比较，可以将飞仙关组碳酸盐岩储层分为4个评价标准。Ⅰ类储层的代表岩类主要有残余鲡粒白云岩、鲡粒白云岩，孔隙度大于12%，渗透率大于10×10-3um2，连通系数大于50%，主要分布于台地边缘鲡粒滩中，工业产能很高。Ⅱ类储层的代表岩类主要有粉晶云岩、鲡粒白云岩、泥粒白云岩。孔隙度为7%~12%，渗透率为0.1~10×10-3um2，连通系数为30%~50%，主要分布于台地边缘鲡粒滩中，工业产能较高。Ⅲ类储层的代表岩类主要有泥粒白云岩、膏质颗粒白云岩和粉晶白云岩，孔隙度为3%~6%，渗透率为0.01~0.1×10-3um2，连通系数为 15%~30%，主要分布于台地内泻湖及点滩相中，工业产能较低。Ⅳ类储层的代表岩类主要有泥晶灰岩、鲡粒灰岩、泥晶云岩，孔隙度小于2%，渗透率小于0.01×10-3um2，连通系数小于15%，主要分布于台地内泻湖相中，没有任何工业产能。

[1]李忠、陈景山、关平，含油气盆地成岩作用的科学问题及研究前沿[J]，岩石学报，2006（8）.

[2]陈更生、曾伟、杨雨，川东北部飞仙关组白云石化成因探讨[J]，天然气工业，2005(04).