四川盆地高石梯—磨溪构造龙王庙组储层差异性及气水分布

田艳红，刘树根，赵异华，孙 玮，宋林珂，宋金民，梁 锋，尹柯惟，李俊良，王晨霞，吴 娟，李泽奇，龙 翼

(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公司 川中油气矿,四川 遂宁 629001)

四川盆地高石梯—磨溪构造龙王庙组储层差异性及气水分布

田艳红1，刘树根1，赵异华2，孙 玮1，宋林珂2，宋金民1，梁 锋2，尹柯惟1，李俊良2，王晨霞1，吴 娟1，李泽奇1，龙 翼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公司 川中油气矿,四川 遂宁 629001)

利用钻井、测录井、地震和测试资料，结合岩心观察、薄片鉴定和阴极发光分析等，对四川盆地高石梯—磨溪构造龙王庙组气层、水层和干层的颗粒滩微相、储层特征和关键性成岩作用进行对比分析。结果表明，龙王庙组储层非均质性较强，气层和水层颗粒滩储集性能良好，准同生期淡水溶蚀作用和埋藏期烃类(有机酸)充注作用发育；干层颗粒滩体发育较差，建设性成岩作用对其改造较弱。气层储集性能最为优越，水层次之，干层最差。古隆起次级构造高点的迁移控制储集层的气水分布，气层主要分布在古隆起次级构造高部位，水层位于古隆起次级构造斜坡及低部位。

储层差异性；气水分布；龙王庙组；高石梯—磨溪构造；四川盆地

四川盆地乐山—龙女寺古隆起区高石梯—磨溪构造下寒武统龙王庙组(C1l)是现今油气勘探研究的重点领域。磨溪8井龙王庙组2012年试油时获气量190.68×104m3/d，揭开了龙王庙组气藏勘探开发的序幕。2013年在磨溪8井区龙王庙组探明含气面积779.9 km2，获探明地质储量4 403.83×108m3，可采储量3 082.68×108m3[1-2]。截止2014年底，测试日产量达百万方的工业气井16口。已发现的高石梯—磨溪构造龙王庙组气藏储层以颗粒滩沉积相为主。前人对龙王庙组储层的研究主要涉及颗粒滩体储层特征、发育规律和控制因素等[3-10]。然而，在实际钻探过程中发现龙王庙组颗粒滩储层非均质性较强，钻探结果差异较大，有气层、水层和干层，这为龙王庙组的勘探开发带来了一定的难度。因此，有必要对该区储层差异性进行对比研究，以提高勘探开发效益。本文以重点钻井的测录井、地震和测试资料为基础，结合岩心观察、薄片鉴定和阴极发光分析等，对气层、水层和干层储集层的颗粒滩沉积微相及相应储层特征和关键性成岩作用进行对比，分析储层形成的差异性，通过(古)油气藏演化过程分析气水分布特征。

1 区域地质背景

高石梯—磨溪构造位于兴凯地裂运动形成的早寒武世绵阳—长宁拉张槽东侧与乐山—龙女寺古隆起叠合区，即川中古隆起东部(川中地区)控制区域是伴随早寒武世拉张槽由隆起转换为下陷而形成的[4,11-12](图1)。构造总体呈北东东—南西西向延伸，比较平缓，褶皱强度弱，龙王庙组构造发育多高点，圈闭面积大，但闭合度小。

图1 四川盆地早寒武世绵阳—长宁拉张槽、乐山—龙女寺古隆起与重点研究井位[4,11-12]

龙王庙组在四川盆地分布稳定，高石梯—磨溪地区厚度为62～120 m[6]，总体由西南向东北方向厚度逐渐增大，磨溪地区较高石梯地区厚。龙王庙组总体为1个Ⅲ级层序，内部发育2～3个向上变浅的Ⅳ级层序，总体表现出从下向上变浅的特征，发育有完整的海侵体系域和高位体系域，具有快速海侵、缓慢海退的特点，为碳酸盐岩缓坡沉积环境，颗粒滩体主要发育在高水位体系域[6,13]。单个隆起区内，颗粒滩的展布受次级微地貌的控制，发育在次级微地貌的高部位[6]，因此，研究区中古水体能量强的次级微地貌高地最有利于滩体发育，且发育规模大。

2 气层、水层和干层颗粒滩沉积微相及特征

据研究区龙王庙组勘探，分别对M12井气层、G28井水层和G17井干层的颗粒滩沉积微相特征及相应的储层特征进行详细的剖析和对比。

2.1 气层沉积微相及储层特征

M12井位于磨溪构造早寒武世绵阳—长宁拉张槽东侧17.5 km处，沉积期为微地貌高地[11]，为高能颗粒滩沉积，纵向发育3期滩间洼地—颗粒滩沉积旋回，测井解释颗粒滩储层厚度61 m，颗粒滩储层厚度/地层厚度为64.4%(图2)。优质颗粒云岩储层主要发育在第2、3期颗粒滩地层中，优质储集岩性为浅灰色-深灰色细晶残余砂屑白云岩，局部重结晶强烈，见粉-细晶白云岩，颗粒云岩质纯，溶蚀孔洞发育，面孔率可达25%，沥青侵染呈斑块状或条带状。储集空间类型主要为溶孔、粒间溶孔、粒内溶孔、晶间孔、溶洞及少量铸模孔，多被沥青、粉-细晶白云石及马鞍状白云石、萤石等热液矿物半充填或全充填，(微)裂缝为良好的渗滤通道(图3(a)—图3(b))。纵向上，颗粒滩和孔隙上部较下部发育，气层发育于上部，下部为差气层。测井解释孔隙度大于或等于2%(以下简称Φ≥2%)的储层厚度为56.20 m，有效储集层以Ⅱ类为主，Ⅰ类和Ⅲ类为辅，总体储层发育较好。

2.2 水层沉积微相及储层特征

G28井龙王庙组位于早寒武世绵阳—长宁拉张槽内部偏西，沉积期古地貌较高[11]，颗粒滩发育良好，纵向识别出2期滩间洼地—颗粒滩沉积旋回，解释颗粒滩储层厚度60 m，颗粒滩储层厚度/地层厚度为73%(图4)。优质颗粒云岩储层主要发育在第2期颗粒滩地层中，取心井段3 858.63～3 881.78 m，位于该期颗粒滩地层中。优质储集岩性以粉-细晶残余砂屑白云岩为主，主要发育于取心段上部，颗粒云岩质纯，溶洞和溶孔发育，纵向及顺层排列的溶蚀孔洞多发育在沥青侵染暗色斑块中，连通性好，向上面孔率增大，可达25%。储集空间类型主要为溶孔、粒间溶孔、粒内溶孔、晶间孔和溶洞，多沥青与自生石英半充填(图3(c)—图3(d))。上部较下部滩体发育，孔隙发育与颗粒滩呈正相关，水层主要位于上部。测井解释储层Φ≥2%的厚度为43 m，有效储集层以Ⅱ类和Ⅲ类储层为主，总体储层发育较好。

图2 M12井龙王庙组沉积微相及储层特征(据孔隙度将有效储集层划分为：Ⅰ类(Φ≥12%)、Ⅱ类(6%≤Φ<12%)和Ⅲ类(Φ<2%))

图3 高石梯—磨溪构造龙王庙组储层特征

图4 G28井龙王庙组沉积微相及储层特征

2.3 干层沉积微相及储层特征

G17井位于早寒武世绵阳—长宁拉张槽内部，沉积期位于古地貌低地[4,11]，纵向发育3期滩间洼地—颗粒滩沉积旋回，储层以颗粒滩微相为主，颗粒滩储层厚度为31.80 m，颗粒滩储层厚度/地层厚度为35%(图5)。储集岩性以细-粉晶残余砂屑白云岩和粉晶白云岩为主，含泥质与陆源石英，质不纯。储集空间类型主要为非组构选择性溶孔、溶洞、粒间溶孔和晶间孔，溶蚀孔洞多被马鞍状白云石、自生石英和黄铁矿等热液矿物全充填或半充填， 构造缝发育，局部发育溶蚀孔洞，面孔率达15%(图3(e)—图3(f))。整体上部较下部滩体发育，孔隙发育与颗粒滩具有一定的相关性。测井解释储层Φ≥2%的厚度为13.9 m，以Ⅲ类储层为主，总体储层发育较差。

图5 G17井龙王庙组沉积微相及储层特征

由上述分析可知，气层与水层沉积期位于古地貌高地，颗粒滩发育良好，厚度大，颗粒云岩质纯，溶蚀孔洞发育，Φ≥2%的储层厚度大，气层储集性能略优于水层；干层沉积期位于古地貌低地，颗粒滩发育较差，厚度较薄，颗粒白云岩质不纯，Φ≥2%的储层薄，储集性能较差。总体来说，颗粒滩沉积为优质储层形成的物质基础，气层储集性能最好，水层稍次于气层，干层最差。

3 成岩作用

龙王庙组为深埋藏碳酸盐岩，经历多期构造与多期油气成藏，成岩演化过程复杂，龙王庙组气层、水层和干层的成岩作用存在一定的差异性，研究发现准同生期淡水溶蚀作用与埋藏期烃类(有机酸)充注作用是其关键性成岩作用。

3.1 准同生期淡水溶蚀作用

经研究，高石梯—磨溪构造沉积期与后期成岩改造受早寒武世绵阳—长宁拉张槽与川中古隆起共同控制，且为拉张槽东侧断层下盘形成的古地貌高地，同时，古地貌的差异性控制了颗粒滩沉积微相的发育和展布特征[1-3,11,14]。

气层(M12井)龙王庙组沉积期位于古地貌高部位，水体浅，水动力能量强，沉积高能颗粒滩，具有较高的原始孔隙度[15]，为准同生期淡水溶蚀作用提供了良好的渗滤通道。在颗粒云岩中发育粒间溶孔、粒内溶孔和铸模孔等组构选择性次生孔隙[16]，多被沥青和黄铁矿全充填，后期扩溶现象普遍，呈溶蚀孔洞，多被白云石、沥青和自生石英等半充填(图6(a))。

图6 高石梯—磨溪地区龙王庙组准同生期淡水溶蚀作用

水层(G28井)龙王庙组沉积期同样位于古地貌高部位，准同生期淡水溶蚀作用发育在粉-细晶残余砂屑白云岩中，发育粒间溶孔和粒内溶孔，部分被扩溶呈溶蚀孔洞，多被沥青和石英半充填，底部见亮晶胶结的颗粒云岩(图6(b)—图6(c))。

干层(G17井)龙王庙组沉积期位于古地貌低地[11]，水动力能量相对较强部位变弱，颗粒滩发育较差，Ⅳ级海平面旋回中颗粒滩难以受到大气淡水的溶蚀作用，仅在局部发育准同生期淡水溶蚀作用，在颗粒云岩中形成粒间溶孔和少量粒内溶孔，孔内多被白云石和沥青半充填或全充填，后期扩溶现象少见，孔隙度提高1%～3%(图6(d)—图6(e))，岩溶作用主要位于上部，中下部颗粒云岩粒间多为亮晶胶结。

综上，颗粒滩沉积微相为准同生期淡水溶蚀作用提供了良好的物质基础，岩溶作用强度自下而上增强，形成的粒间溶孔、粒内溶孔和铸模孔等组构选择性孔隙上部较下部发育，且连通性好，为后期成岩流体提供了良好的渗滤通道，是优质储层形成的关键性先导作用。总体来说，颗粒滩微相发育越好，准同生期淡水溶蚀作用就越强。气层和水层准同生期淡水溶蚀作用较强，干层较弱(表1)。

表1 高石梯—磨溪地区龙王庙组准同生期淡水溶蚀作用对比

3.2 烃类(有机酸)充注作用

绵阳—长宁拉张槽内下寒武统筇竹寺组是高石梯—磨溪构造龙王庙组主要的供烃中心[1-2,4,14]，烃类(有机酸)充注作用主要有2期，第一期充注作用发生在早成岩阶段的浅—中埋藏环境，为志留纪初次生油[2]，该期形成的古油藏规模较小，后期被破坏，形成少量沥青，充填于早期组构选择性次生孔隙，对储层意义不大。

中三叠世中—深埋藏阶段，下寒武统筇竹寺组烃源岩开始成熟并进入大规模排烃期[2]，形成的烃类(有机酸)向邻近高部位磨溪—高石梯构造运移聚集，第二期古油藏形成，同时烃类(有机酸)流体对先期孔隙进行扩溶，形成粒间溶孔、粒内溶孔、晶间溶孔和溶洞等，该期古油藏裂解所形成的沥青大量充填于溶蚀孔洞中。气层(M12井、M13井)的第二期沥青体积分数为1%～15%，水层(G28、M22和M26井)的沥青体积分数为1%～13%，多充填于溶蚀孔洞中，部分呈斑块状(图7(a)—图7(b))，岩心观察见沥青侵染，呈斑块状或条带状(图3(a))。G17井干层局部可见第二期沥青，体积分数为1%～2%，多与黄铁矿共生充填于溶孔和裂缝中(图7(c))。

图7 高石梯—磨溪地区龙王庙组烃类(有机酸)充注作用

由此可见，烃类(有机酸)充注作用在气层和水层中普遍存在，且强度较大,这是由于颗粒云岩在准同生期淡水溶蚀作用下形成的前期孔洞更易于后期成岩流体的渗滤。干层原始沉积相带的储集性较差，准同生期淡水溶蚀作用所形成的储渗空间较少，烃类(有机酸)充注作用发育较差(表2)。

表2 高石梯—磨溪地区龙王庙组烃类(有机酸)充注作用对比

综上，研究区龙王庙组准同生期气层和水层淡水溶蚀作用和烃类(有机酸)充注作用较干层强，且规模大。

4 储层对比及气水分布

由上述可知，龙王庙组气层和水层都曾形成古油藏，说明气层和水层均为优质碳酸盐岩储集体。因埋藏阶段晚期气层储集层具有一定的保持性成岩作用，气层(即异常高压气藏)比水层具有更好的储集性能[17](图8)。干层原始沉积颗粒滩微相和后期建设性成岩作用均不发育，储集性能较差。

研究区具有多期次的构造活动，(古)油气藏的形成演化对储集层气水分布有一定的调整，同时古隆起构造高点对储集层具有明显的控制作用。因此，根据钻井资料和地震剖面，在古隆起演化的基础上，就(古)油气藏演化中气、水分布的调整进行解剖，选取过北西—南东向地震剖面的M26井、M16井和B1井进行研究。

图8 高石梯—磨溪地区龙王庙组气层、水层和干层剖面对比

龙王庙组(古)油气藏演化过程主要体现在气藏的调整中(图9)，从前面分析可知，龙王庙组古油藏形成的关键时期为中—晚三叠世，古油藏主要位于龙王庙组次级构造高点，M26和M16井都(曾)位于次级构造高部位，B1井位于次级构造低部位，沥青在M26、M16和B1井中普遍存在，其中M26和M16井沥青含量较高，B1井沥青含量较低，由此可以看出， 古油藏的形成和演化受烃源与古隆起演化

图9 高石梯—磨溪地区龙王庙组气藏随构造演化调整成藏模式(据钻井资料和地震剖面)

共同控制(图9(a))。中侏罗世—晚白垩世，古油藏原位裂解形成古气藏，古油水界面(据沥青分布)转换成古气水界面(据孔隙内充填沥青-自生石英期次)并进行调整[18]，同时形成异常高压，对储集层具有良好的保持性成岩作用；该时期M26、M16和B1井古油藏裂解形成古气藏，古隆起构造轴线南迁，在次级构造的控制和调整下，古气藏向高部位运移，并为超压古气藏[17](图9(b))。随后由于喜马拉雅构造运动，古隆起次级构造高点再次发生变化，对古气藏进行微调整，向邻近次级构造高部位运移，成为现今的调整型异常高压古气藏，异常高压的存在表明气藏未遭受破坏。钻探结果证实，现今M16和B1井位于次级构造高部位，其中M16井位置最高，M26井位于低部位。M16井产气11.470 0×104m3/d，压力系数为1.638，为异常高压气藏；B1井产气0.033 3×104m3/d，产水2.710 0 m3/d；M26井产水129.600 0 m3/d。

通过龙王庙组(古)油气藏演化及气水分布的调整发现，龙王庙组在整个(古)油气藏演化及调整过程中均处于异常高压状态，水层溶蚀孔洞中充填沥青之后的自形六方锥状石英较发育，体积分数为1%～6%，气层内的自生石英多与构造热液矿物共生，由此可知，水层与气层长时间处于稳定状态，说明后期构造调整作用较小。钟勇和刘树根等[4，11]研究也证实乐山—龙女寺古隆起在高石梯—磨溪构造仅为小幅调整，古气藏形成后随着次级构造高点的变化而在古隆起内部进行调整，为典型的调整型气藏，且后期保存条件较好。

因此，古隆起次级构造高点对龙王庙组储集层气水分布有一定的调整作用，气层多位于现今古隆起构造高部位，水层多位于现今构造斜坡及低部位。

5 结 论

(1)高石梯—磨溪构造龙王庙组气层和水层颗粒滩微相沉积厚度大，溶蚀孔洞发育，纵向上颗粒滩体和储集性能向上发育优越，干层颗粒滩微相不发育，仅局部发育溶孔和溶洞，总体储集性能较差。

(2)气层和水层准同生期淡水溶蚀作用普遍发育，埋藏期烃类(有机酸)充注作用普遍发生；准同生期，干层淡水溶蚀作用和烃类(有机酸)充注作用较弱，仅局部可见。

(3)气层和水层在早期沉积及后期成岩改造过程中差异性不大，均形成优质储层；气层储集层成岩晚期形成高压气藏，储集性能最为优越，水层储集性能稍次之，干层储集性较差。

(4)古隆起次级构造高点对储集层气水分布具有一定的调整作用，气层多位于古隆起次级构造高部位，水层多位于现今次级构造斜坡及低部位。

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责任编辑：王 辉

2015-04-30

国家重点基础研究发展计划“973”项目(编号：2012CB214805)；国家科技重大专项(编号：2011ZX05005-003)

田艳红(1982-)，女，博士研究生，主要从事储层地质与油气成藏方面的研究。E-mail：928105579@qq.com

1673-064X(2015)05-0001-09

TE122

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