四川磨溪—高石梯地区龙王庙组滩控岩溶型储集层特征及控制因素

金民东，曾伟，谭秀成，李凌，李宗银，罗冰，张静蕾，刘吉伟

（1.四川省天然气地质重点实验室；2.中国石油碳酸盐岩储层重点实验室沉积与成藏分室；3.西南石油大学；4.中国石油西南油气田公司勘探事业部；5.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院；6.中国石油西南油气田公司川中油气矿）

四川磨溪—高石梯地区龙王庙组滩控岩溶型储集层特征及控制因素

金民东1,2,3，曾伟1,2,3，谭秀成1,2,3，李凌1,2,3，李宗银4，罗冰5，张静蕾1,2，刘吉伟6

（1.四川省天然气地质重点实验室；2.中国石油碳酸盐岩储层重点实验室沉积与成藏分室；3.西南石油大学；4.中国石油西南油气田公司勘探事业部；5.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院；6.中国石油西南油气田公司川中油气矿）

在四川盆地磨溪—高石梯地区龙王庙组钻孔、取心和室内分析测试资料基础上，研究其储集层特征、不同类型储集层成因和控制因素，并预测有利储集区带分布。岩心上，根据储集空间类型的差异和其与“花斑”状岩溶系统的发育组合特征，可将储集岩进一步划分为针孔、“花斑”针孔、溶洞及“花斑”溶洞等4种类型，其中“花斑”溶洞型储集层质量相对较好，其次为溶洞型和“花斑”针孔型，针孔型储集层质量相对较差。龙王庙组储集层的成因与控制因素表现为：区域浅滩化沉积作用形成了大面积颗粒云岩，以粒间孔和少量粒内溶孔为主要储集空间的滩相层状孔隙层为后期岩溶改造提供了物质基础，加里东期岩溶水沿先期孔渗层顺层流动溶蚀是优质储集层形成的关键。加里东—海西期龙王庙组构造古地貌控制了岩溶水流体势，进而控制了储集层发育。沿古地貌斜坡带（磨溪201井—磨溪9井—磨溪12井一带）岩溶最为发育，往往形成“花斑”溶洞型或溶洞型储集层，是最有利的储集区带。图12表1参20

颗粒云岩；储集层特征；储集层成因；“花斑”状岩溶系统；龙王庙组；四川盆地；磨溪—高石梯地区

0 引言

滩相岩溶型储集层是全球碳酸盐岩优质油气储集层的一种重要类型，如中东米桑油田、Fateh油田和美国西德克萨斯州的Yates油田[1-5]，其储集层主要为针孔、“海绵”状花斑岩溶系统及溶洞，为颗粒碳酸盐岩受风化壳岩溶改造形成。四川盆地磨溪—高石梯地区龙王庙组取心及产能测试结果表明，龙王庙组宏观储集空间类型与测试产能关系密切，以溶洞、“花斑”状岩溶系统为主的磨溪11井、高石6井，其测试产能可达217.53×104m3/d、104.70×104m3/d；而以针孔状岩溶系统为主的磨溪17井、高石3井，其测试产能仅为53.20×104m3/d、0.33×104m3/d。因此，查明其储集层基本特征及控制因素，无论是对于分析总结成藏规律还是实际勘探部署都具有重要意义。本文充分利用测录井、岩心及相关配套分析化验资料，阐明磨溪—高石梯地区龙王庙组储集层特征，分析不同类型储集层的成因和控制因素，并预测有利储集区带分布。

1 研究区地质背景

磨溪—高石梯地区区域构造上属川中古隆中斜平缓带中西部的乐山—龙女寺古隆起区（见图1），总面积约2 330 km2。研究区内针对龙王庙组的钻井分布相对集中，取心资料丰富，为沉积、储集层研究提供了资料基础。

图1 研究区位置、构造、地层剖面示意图

四川盆地龙王庙组沉积期总体经历了两期海平面升降旋回，每一旋回的下部均为泥（粉）晶云岩等相对低能碳酸盐岩，而中上部则以相对高能的砂屑云岩和鲕粒云岩为主[6]，据此可将龙王庙组划分为两段（见图1）。龙王庙组沉积期，研究区总体上气候干旱，水体咸度大、不适合狭咸度生物生活[7-8]，加之海水较浅，能量较强，使乐山—龙女寺同沉积平缓古隆起极易处于浪基面之上而形成大面积浅滩（见图2）。钻探表明储集层主要发育于龙一段上部和龙二段中上部的颗粒云岩中。

沉积相研究表明：平面上，研究区龙王庙组以滩核微相为主体，集中发育于南部高石6井—高石10井—磨溪8井—磨溪205井一带，颗地比（颗粒滩厚度与地层总厚度之比）大于0.7；滩缘微相围绕滩核微相发育，颗地比为0.55～0.70；云质澙湖微相分布范围有限，局限于区内西北部靠近高台组剥蚀线地区以及磨溪203井井区，颗地比小于0.55（见图2）。

2 储集层基本特征

龙王庙组颗粒滩沉积后经历了多期成岩作用的差异改造，不同井区和井段呈现不同的储集空间类型组合特征。通过对研究区钻井取心段的宏观、微观观察及物性分析，发现区内97.3%的储集层发育于（含膏质团块的）砂屑云岩、鲕粒云岩及其他颗粒云岩中，仅有2.7%的储集层为含膏盐岩团块的泥晶云岩。根据岩心上宏观储集空间类型的差异（针孔或溶洞）和其与“花斑”状岩溶系统的组合特征，可将储集岩进一步划分为针孔、“花斑”针孔、溶洞及“花斑”溶洞等4种类型。泥晶云岩类储集层由于所占比例极小，且宏观储集空间以小型溶洞为主，本文将其归为溶洞型。

图2 磨溪—高石梯地区龙王庙组沉积微相平面分布图

2.1 针孔型砂屑（鲕粒）云岩储集层

这类云岩由于胶结作用强，残余粒间孔或晶间孔不发育，膏质团块、生物碎屑等易溶物质含量少，岩溶作用不强；岩心上主要呈浅灰色，孔径多小于2 mm，分布不均且较为孤立（见图3a）。镜下薄片观察发现，储集空间类型以（溶扩）残余粒间孔（见图4a）和粒内溶孔（见图4b）为主，喉道以管束状为主，孔喉配位数低。压汞参数以排驱压力高、中值压力高和压汞曲线无明显平台段为典型特征，表明该类储集层孔喉半径小、连通性差、非均质性强（见图5a）。全直径岩心平均孔隙度约为3.71%，平均渗透率约为0.139×10−3μm2；而常规物性分析的孔渗散点图显示二者无明显的相关性（见图6a），说明针孔型储集岩的储集空间相对孤立。针孔型砂屑（鲕粒）云岩在整个储集岩中比例约为9.2%。

图3 磨溪—高石梯地区龙王庙组储集岩类型

2.2 “花斑”针孔型砂屑云岩储集层

这类储集岩残余粒间孔或晶间孔较发育，易溶的膏质团块、生物碎屑等物质含量少，岩溶作用较针孔型砂屑（鲕粒）云岩强，岩溶水主要沿早期斑块状孔隙和微裂缝漫流溶蚀，形成了斑块状构造。表现为深色斑块和浅色斑块的斑杂共存，其中深色斑块溶蚀作用强，由离散白云石砂构成，或混有不溶残余，后由沥青浸染而呈现深灰—灰黑色，若沥青充填物较少，则针孔发育（见图3b、3c）；而浅色斑块溶蚀作用弱，由较为致密的基岩构成，白云石普遍具泥晶化现象，岩心和镜下皆显示其孔隙不发育（见图4c）。深色斑块储集空间主要为晶间（溶）孔（见图4d）、粒间溶孔和渗流物内溶孔（见图4e），其次可发育少量的孔隙性溶洞，浅色斑块内孔隙不发育；喉道类型主要为片状喉道，孔喉配位数高；压汞参数显示其排驱压力和饱和度中值压力较高，压汞曲线呈细—中歪度，分选较差（见图5b）。18个全直径样品的平均孔隙度约为4.19%，平均渗透率约为2.53×10−3μm2，孔渗性能一般；182个小直径样品的平均孔隙度为3.76%，平均渗透率为2.41×10−3μm2。从小直径样品孔渗相关性图可以看出（见图6b），样品点可分为3类，每类皆显示出一定正相关性，第1类体现出低孔低渗特征，代表了浅色斑块（基质孔洞区）；第2类为中孔中渗，代表了深色斑块（“花斑”针孔区）；第3类为低孔高渗，反映出微裂缝影响。全直径样品的孔渗相关性整体较好，表明“花斑”针孔型储集岩尽管在小尺度上非均质性极强，但在大尺度上非均质性减弱，由此说明暗色花斑系统可能在大尺度上是连通的。“花斑”针孔型砂屑云岩在整个储集岩中所占比例为32.3%。

图4 磨溪—高石梯地区龙王庙组不同储集岩及其储集空间

2.3 “花斑”溶洞型砂屑云岩储集层

这类储集岩残余粒间孔或晶间孔也较发育，含有较多的膏质团块、生物碎屑、石盐等易溶物质，岩溶作用强烈。岩溶作用主要沿早期孔隙、微裂缝发育带进行，并优先溶蚀易溶矿物，从而形成与“花斑”针孔型云岩相似的深色斑块和浅色斑块共存的斑杂构造，不同之处在于“花斑”溶洞型云岩孔径以0.2～2.0 cm为主（见图3d、4f），溶洞的形成可能与先期孔隙的溶蚀扩大有关，也可能与易溶矿物的选择性溶蚀有关，部分保留有先期矿物的形态。喉道类型为缩颈喉道型，孔喉配置关系最好，为大孔大喉型，孔隙间连通性相对最好。排驱压力（小于0.1 MPa）和饱和度中值压力（小于1 MPa）相对最低，压汞曲线显示出粗歪度和分选较好的特征（见图5c）。34个全直径样品平均孔隙度约为5.03%，平均渗透率约为9.87×10−3μm2；200个小直径样品的平均孔隙度为4.32%，平均渗透率为5.46×10−3μm2。小直径样品的孔渗相关性特征与“花斑”针孔型云岩一样，可分为各具正相关关系的3类，分别代表以浅色花斑为主体的低孔低渗区（基质孔洞区），以深色花斑和溶洞为主体的中高孔、中高渗区（“花斑”溶洞区）和伴有微裂缝发育的低孔高渗区，反映出小直径样品受取样位置的影响，显示出较强的非均质性特征（见图6c）。“花斑”溶洞型砂屑云岩在整个储集岩中所占比例为35.9%。

图5 磨溪—高石梯地区龙王庙组储集岩典型压汞曲线及孔喉半径分布

图6 磨溪—高石梯地区龙王庙组储集岩孔渗关系（n为样品数）

2.4 溶洞型砂屑（泥晶）云岩储集层

这类储集岩残余粒间孔或晶间孔不发育，但含有较多的膏质团块、石盐等易溶物质，且微裂缝较发育。岩溶作用较强，主要沿微裂缝进行，并选择性溶蚀易溶矿物，从而形成溶洞，洞径一般为0.2～2.0 cm，最大可达6 cm。在岩性上主要有浅灰色砂屑云岩和泥晶云岩两类，泥晶云岩中溶洞多呈孤立状的圆形、椭圆形和方形等铸模形态，洞内可见半充填渗流粉砂；砂屑云岩中溶洞形态多变，既可出现泥晶云岩中的铸模洞形态特征，也可呈不规则形态（见图3e）。镜下储集空间除溶洞外，在洞壁附近的基岩中，颗粒云岩可见（溶扩）残余粒间孔、晶间（溶）孔（见图4g）和膏模孔（见图4h）；泥晶云岩基岩中孔隙少见。喉道类型为缩颈喉道型，孔喉配置较好，表现为大孔中喉型，孔隙间连通性较好。排驱压力（0.1～0.5 MPa）和饱和度中值压力（1～5 MPa）较低，压汞曲线呈中—粗歪度（见图5d）。27个全直径样品平均孔隙度约为5.66%，渗透率约为3.89×10−3μm2；197个小直径样品平均孔隙度约为4.23%，渗透率约为3.85×10−3μm2，储渗性能较好。从其孔渗散点图可以看出，溶洞型储集层孔隙度与渗透率正相关关系较好，样品点可分为2类，一类具有中高孔、中高渗特征，代表孔洞区；一类为裂缝影响明显的低孔高渗特征（见图6d）。溶洞型砂屑（泥晶）云岩在整个储集岩中所占比例为22.6%。

综上，区内4种主要储集岩类的储集空间类型、孔喉结构存在差异，综合分析认为“花斑”溶洞型储集层质量最好，溶洞型和“花斑”针孔型次之，针孔型储集层质量相对最差，这与产能测试结果相吻合（见表1）。因此，明确不同储集岩类发育的主控因素及其分布对于气田的优质高效开发具有重要意义。

表1 磨溪—高石梯地区取心井单井储集层厚度、储渗性能、测试产能统计表

3 优质储集层成因与控制因素

3.1 大面积连片分布颗粒滩

如前所述，龙王庙组储集层主要发育于颗粒云岩中，颗粒云岩的分布受乐山—龙女寺古隆起的控制，磨溪—高石梯地区位于乐山—龙女寺古隆起之上（见图1），发育大面积连片分布的颗粒滩（见图2）。统计结果表明，研究区龙王庙组储集层厚度与其颗粒滩厚度呈明显的正相关关系，表明颗粒岩是储集层形成的物质基础。

3.2 风化壳岩溶的差异改造

沉积环境与原生孔隙形成关系密切，低能环境的灰泥沉积物虽具有高的原始孔隙度[9]，但是在成岩过程中因压实和胶结而致密化；相较而言，高能环境的颗粒沉积物，因“淘洗”干净而具有较高的原始孔隙度[10-11]。Moore和Druckman指出[12]，沉积成因的粒间孔可经历漫长的成岩作用而得以保存，形成残余粒间孔为主的储集层，并提出了这类储集层具有颗粒支撑、压实率较低、初期压实后早期浅埋藏胶结物不发育、存在粒间胶结物未被溶蚀现象等识别标志。这些特征在研究区龙王庙组储集层中均有发现，与国内外对原生孔保存型滩相储集层识别标志的报道一致[13-14]：①在受风化壳岩溶和埋藏溶蚀影响较小的井区或层位，可以见到大量的残余粒间孔或溶扩残余粒间孔（见图4a、4b），即使在遭受强烈岩溶改造的井区，也可见少量残余粒间孔；②初期压实后，颗粒岩形成格架支撑，颗粒之间呈线—凹凸状接触（见图4a、4b）；③颗粒接触处仅有早期海底胶结物发育，后期的浅埋藏粒状胶结物仅部分充填粒间孔隙，而在颗粒接触处不发育（见图4a、4b）；④残余粒间孔隙中的埋藏胶结物具有未被溶蚀改造现象，这种胶结物一般具有晶形完好、晶面平直的特征（见图4a）。

由上述分析可知，受大气水作用之前，区内龙王庙组存在以残余粒间孔为主要储集空间的层状孔渗层。但受早期差异成岩作用的影响，滩相储集层因差异胶结而显示出非均质性，岩心尺度上可见明显的高孔区和低孔区呈斑块发育特征（见图3b、3c）。层状稳定分布的先期孔渗层决定了加里东—海西期大气水具有顺层流动的特点，而孔渗层“斑块”状分布特征则最终决定了地下水的活动趋势，进而决定了风化壳岩溶的改造特征。

寒武系沉积后，加里东中幕的都匀事件作用时间较短，且主要影响盆地西部，而对川中地区的影响较小，因而研究区奥陶系与寒武系呈整合接触[7,15]，加里东中幕暴露对区内龙王庙组储集层的影响不大。至加里东晚幕的广西事件，自中志留世盆地开始抬升剥蚀，一直到二叠纪才开始沉降接受沉积，暴露时间长达120 Ma[16]，这导致工区西北部龙王庙组缺失或直接出露，向东南逐渐埋藏，最大埋深可达300余米。因此，区内西北部的地表水经由龙王庙组露头区或高台剥蚀区下渗补给，并沿龙王庙组先期层状孔隙层流动，形成向高地周缘运动的区域地下水，溶蚀改造龙王庙组滩相储集层及其中的易溶矿物，形成各具特征、差异显著的“花斑”针孔、“花斑”溶洞及溶洞发育的岩溶改造岩类。

“花斑”状或“豹斑”状岩溶系统国外也称为海绵状岩溶系统，并认为其是表生暴露岩溶的典型识别标志[17]；并且多孔层受长期大气水漫流和润湿的影响，也出现泥晶化发育特征[18]。镜下观察发现，“花斑”系统内部的白云石填充物和围岩的白云石及环边胶结物的泥晶化现象明显，说明“花斑”和充填物为大气水岩溶改造的结果（见图4i）。由前述可知，龙王庙组在加里东期暴露前，具有“斑块”状针孔发育的特征。针孔发育的斑块，地下水漫流的流速相对较快，溶蚀作用较强，在粒间孔基础上溶蚀扩大，同时多孔的颗粒滩受溶蚀影响极易离散成白云石砂，并就近充填溶洞，形成白云石砂间孔隙系统（岩心上表现为“花斑”针孔），也可混有或全部变为不溶残余充填物，后期可受沥青的浸染或完全充填白云石晶间孔隙，岩心上出现暗色的斑块（见图7a、7b）。与此相反，基岩针孔不发育的斑块，地下水主要以浸润形式影响，岩溶速率慢，多呈现泥晶化特征，后期也不易为沥青浸染而呈浅灰色（见图8）。岩心上也见沿网状微裂缝发育的花斑，其形成原因仍然是岩溶水在基岩不同部位的流动和溶蚀速率存在差异（见图7c、7d）。从花斑的大气水岩溶成因分析，地下水应该是一连通的系统，因而受此影响形成的众多“花斑”状系统在大尺度上是连通的，但因岩石孔隙呈花斑状，小尺度岩心上花斑体现出强烈的非均质性，这与全直径和小直径岩心物性特征相吻合。

当花斑系统内的溶蚀和溶蚀产物迁移较为顺畅，则岩溶系统内多为离散的白云石半充填，形成“花斑”溶洞型岩溶系统；若岩溶系统内的溶蚀产物全部迁移，而后期充填物不发育时，则形成不规则状溶洞（见图3d）。值得注意的是，岩心和镜下观察见到大量相对孤立的小型溶洞，并呈圆形、椭圆形或正方形，这与鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组膏模孔和盐模孔类似[19]。同时，在薄片中也发现被白云石充填的溶孔，呈现石膏假晶或铸型化石特征（见图7e、7f），表明龙王庙组这类小型溶洞的形成可能与膏质团块或生物碎屑被大气水溶蚀有关。

3.3 后期构造破裂和埋藏溶蚀优化调整

经历表生岩溶改造之后，磨溪—高石梯地区龙王庙组储集岩类型和储渗体的分布基本定型。虽然后期经历了印支到喜马拉雅期的多期构造破裂和埋藏溶蚀的叠合改造作用，但对储渗体总孔隙体积的增加意义不大，却有利于先期孔渗层的优化调整。

研究区内，后期埋藏溶蚀作用主要发生在烃类流体充注后，所形成的孔洞多是在先期溶蚀孔洞的基础上扩溶，孔洞含有早期沥青的残余（见图9a），根据岩心观察、薄片鉴定，后期埋藏溶蚀作用对单个储渗体的储集空间绝对值贡献不大，新增孔隙度仅为1%～2%。而后期构造破裂作用则主要伴随喜马拉雅期构造运动产生，所产生的裂缝可分为两类：一类主要在致密岩中发育，此类裂缝较为孤立，很少有伴生溶洞存在，也不溶蚀扩大（见图9b）；另一类主要在早期形成的储集岩中发育，这类裂缝对先期孔洞具有一定的连通能力，有利于后期溶蚀成岩流体的运移和改造，但影响较小（见图9c）。后期埋藏溶蚀作用和构造破裂作用均不是储集空间的主要成因，其作用结果也并不改变储渗体的基本特征和时空分布[14]。

图7 磨溪—高石梯地区龙王庙组岩溶特征

图8 磨溪—高石梯地区龙王庙组“花斑”状储集岩储集空间成岩演化模式图

图9 磨溪—高石梯地区龙王庙组后期埋藏溶蚀作用和构造破裂作用特征

4 储集层发育规律与有利储集区带预测

4.1 储集层发育规律

由前述分析可知，龙王庙组在研究区全区范围内皆应以颗粒滩叠合岩溶改造的储集岩发育为特征，但实际取心统计结果却发现岩溶叠合改造的储集岩在各井区所占比例差异较大（见表1），尤其是高石1井等井少见溶洞发育，推测其原因可能与颗粒滩的差异发育有关，如磨溪203井处于颗粒岩相对欠发育的局限澙湖亚相，强蒸发作用使其膏质团块和石盐含量增加，因而岩心显示其储集岩以溶洞型为主。此外，岩溶的差异性发育也与地下水的流动状态相关，而地下水的流动状态可能与孔渗层的地貌起伏相关[20]。

据此，应用印模法恢复了加里东—海西期龙王庙组顶部构造古地貌，发现总体呈西北高、东南低的特征，并存在磨溪201井—高石1井西、磨溪12井—磨溪203井、磨溪204井—磨溪205井等3个南北向沟谷体系和过安平1井、磨溪202井—磨溪16井北两个东西向沟谷体系，这些沟谷在区内切割出高石梯和磨溪16井两个孤立的潜高（见图10）。

图10 磨溪—高石梯地区加里东—海西期龙王庙组构造古地貌

根据地下水活动规律，地表水经由西北部龙王庙组露头区（见图10中红色区域）直接补给和经高台组出露区（见图10中黄色区域）间接补给后，沿孔渗层向周缘下渗流向低势区。根据龙王庙组顶界相干体切片绘制出储集岩平面分布图（见图11），可以看出：环绕磨溪201井—磨溪9井—磨溪12井一带的间接补给区，岩溶水流速较快，饱和度小，溶蚀力强，形成“花斑”溶洞型储集层；在断裂分隔的孤立断高或孤立地貌高地，岩溶水优先向低势区流动，造成岩溶水在高地侧缘流动速率更快，而在高地则相对缓慢[20]，导致离补给区更近的磨溪202井—磨溪16井区和磨溪17井—磨溪19井区以“花斑”针孔和少量溶洞型储集层为主，而较远的高石1井—高石3井区则以针孔型储集层为主；沿构造古地貌的沟谷方向（磨溪204井区、高石6井区），岩溶水汇聚，其流动速率也高于其他地区，形成（“花斑”）溶洞型储集层；张裂断层可以直接沟通地表，导致地表水向下补给，如磨溪①断层，在其东延方向，岩溶影响较强，发育“花斑”针孔型储集层；宝龙1井区，由于北侧高地的遮挡，岩溶水不活跃，岩溶对储集层的改造较差。

4.2 有利储集区带预测

根据测井解释成果得到储能系数（R）等值线图，结合构造古地貌、储集岩类型、平面分布特征及龙王庙组顶界地震相干体切片分析，得出磨溪—高石梯地区龙王庙组有利储集区带预测分布图（见图12）。由图12可以看出：最有利储集区带（R≥2 m）基本分布于岩溶水间接补给区周缘和沟谷中，这些地区主要发育“花斑”溶洞型储集岩；有利储集区带（1 m≤R＜2 m）则分布于离间接补给区较近的孤立构造高地或受张断裂影响较大的区域，主要发育溶洞型或“花斑”针孔型储集岩；而在岩溶改造较差的高石梯地区和磨溪16高地遮挡的宝龙1井区，储集层欠发育，为较有利储集区带（R<1 m），主要发育针孔型储集岩。

图11 磨溪—高石梯地区龙王庙组储集岩类型平面分布图

图12 磨溪—高石梯地区龙王庙组有利储集区带分布图

5 结论

四川盆地龙王庙组储集层为典型的深埋滩相岩溶型储集层，其主要储集岩类型有“花斑”溶洞型砂屑云岩、溶洞型砂屑（泥晶）云岩、“花斑”针孔型砂屑云岩和针孔型砂屑（鲕粒）云岩。其中以“花斑”溶洞型砂屑云岩的储渗性能最好。龙王庙组储集层的成因与控制因素表现为：区域浅滩化沉积作用形成了大面积颗粒云岩，以粒间孔和少量粒内溶孔为主要储集空间的滩相层状孔隙层为后期岩溶改造提供了物质基础，加里东期岩溶水沿先期孔渗层顺层流动溶蚀是优质储集层形成的关键。加里东—海西期龙王庙组构造古地貌控制了岩溶水流体势，进而控制了储集层的发育，沿古地貌斜坡带（磨溪201井—磨溪9井—磨溪12井一带）岩溶最为发育，往往形成“花斑”溶洞型或溶洞型储集层，是最有利的储集区带。

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（编辑 黄昌武 绘图 刘方方）

Characteristics and controlling factors of beach-controlled karst reservoirs in Cambrian Longwangmiao Formation,Moxi-Gaoshiti area,Sichuan Basin,NW China

Jin Mindong1,2,3,Zeng Wei1,2,3,Tan Xiucheng1,2,3,Li Ling1,2,3,Li Zongyin4,Luo Bing5,Zhang Jinglei1,2,Liu Jiwei6
(1.Key Laboratory of Natural Gas Geology,Sichuan Province,Chengdu 610500,China;2.PetroChina Deposition and Accumulation Department of Key Laboratory of Carbonate Reservoirs,Chengdu 610500,China;3.Southwest Petroleum University,Chengdu 610500,China;4.Exploration Division of PetroChina Southwest Oil and Gas Field Company,Chengdu 610041,China;5.Research Institute of Petroleum Exploration and Development,PetroChina Southwest Oil and Gas Field Company,Chengdu 610041,China;6.Central Sichuan Gas Field of PetroChina Southwest Oil and Gas Field Company,Suining 629000,China)

Based on data from boreholes,cores and lab analysis,the characteristics,genesis and controlling factors of different types of reservoirs in Cambrian Longwangmiao Formation,Moxi-Gaoshiti area,Sichuan Basin,are examined,and the distribution of favorable reservoir zones is predicted.The reservoirs can be subdivided into four types according to the different types of reservoir space and their combination with the “piebald” karst system:pinhole,“piebald” pinhole,cave,and “piebald” cave.Among them,the “piebald” cave reservoir is the best in quality,followed by the cave and “piebald” pinhole reservoirs,and the pinhole reservoir is the worst in quality.The genesis and controlling factors of Longwangmiao Formation reservoir are that the regional shoal deposition gave rise to a large area of grain dolomite,the layers with intergranular pores and small amount of intragranular dissolution pores of shoal facies provide a material base for later karst reformation.During the Caledonian period,the karst water flowing and corroding along the porous bed formed previously played a key role in the formation of premium reservoirs.During the period of the Caledonian-Hercynian,the tectonic paleogeomorphology controlled the fluid potential of karst water,which in turn decided the development of reservoirs.Karst is most developed on the slope of the paleotopography (along the well line of Moxi 201-Moxi 9-Moxi 12 ),where “piebald” cave or cave reservoirs usually occur,which are the most favorable reservoir zones.

grain dolomite;reservoir characteristics;reservoir genesis;“piebald” karst system;Cambrian Longwangmiao Formation;Sichuan Basin;Moxi-Gaoshiti area

“十二五”国家科技攻关重大专项项目（2011ZX05004-005-03）

TE122.1

：A

1000-0747(2014)06-0650-11

10.11698/PED.2014.06.02

金民东（1989-），男，四川遂宁人，西南石油大学在读博士研究生，主要从事储集层地质学方面研究。地址：四川省成都市新都区，西南石油大学地球科学与技术学院，邮政编码：610500。E-mail：ktdong1@163.com

联系作者：谭秀成（1970-），男，四川武胜人，博士，西南石油大学教授，主要从事储集层沉积学方面的研究工作。地址：四川省成都市新都区，西南石油大学地球科学与技术学院，邮政编码：610500。E-mail：tanxiucheng70@163.com

2014-03-19

2014-09-19