四川盆地寒武系洗象池组储层基本特征及主控因素研究

林 怡 ，陈 聪,2 ，山述娇 ，曾乙洋，刘 鑫，陈友莲

(1.中国石油 西南油气田公司 勘探开发研究院 ，成都 610041；2.油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学)，成都 610072)

四川盆地寒武系洗象池组储层基本特征及主控因素研究

林 怡1，陈 聪1,2，山述娇1，曾乙洋1，刘 鑫1，陈友莲1

(1.中国石油 西南油气田公司 勘探开发研究院 ，成都 610041；2.油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学)，成都 610072)

四川盆地寒武系天然气资源量大，上寒武统洗象池组作为一个极具潜力的含气层系，目前勘探程度整体较低，其储层特征及主控因素尚不明确，有待深入研究。利用岩心、薄片及分析化验资料对洗象池组储层岩石类型、储集空间、物性及发育控制因素进行综合研究，认为洗象池组储集岩主要为颗粒白云岩，其次为细(粉)晶白云岩；储集空间包括孔隙、溶洞和裂缝，储层类型为裂缝—孔隙(洞)型；物性总体表现为“低孔低渗”的特征，局部含高孔渗层段，储层非均质性较强。从分布特征上来看，洗象池组储层纵向叠置，横向连续性较差，川中地区往东到GT2井开始出现厚层储层，再向川东五百梯地区储层有所减薄。盆地边缘的习水、奉节一带储层成带分布，厚度较川中地区薄。储层发育受沉积相控制作用明显，颗粒滩发育区内储层发育程度较高，此外，建设性成岩作用及构造破裂作用也对储层发育有积极影响。

储层特征；颗粒白云岩；储层主控因素；洗象池组；四川盆地

四川盆地含油气层位众多，近年来在下古生界取得了一系列重大勘探突破，但重点的勘探层位主要集中在下寒武统龙王庙组和震旦系灯影组[1]。盆地内上寒武统洗象池组整体勘探程度较低，共218口探井钻遇目的层，22口井完成取心，井位主要分布于威远、资阳及川中高石梯—磨溪地区，川东地区钻井较少，其中新井主要集中在高石梯—磨溪地区。威远地区在2000年后通过对老井复查和重新再认识，发现洗象池组有较好的潜力，在洗象池组获工业气井及低产气井16口，探明储量为85.08×108m3[2]。对洗象池组含油气地质条件的研究，受到勘探程度较低的制约，目前的认识还存在诸多不足。随着研究区近年来大量新井的钻探及三维地震资料的处理解释，有必要开展新一轮的深入研究。通过钻探证实洗象池组在盆地内厚度分布横向变化较大，储层基本特征及发育主控因素尚需进一步明确，迫切需要进一步深化研究，为勘探决策提供支撑。

1 区域地质背景

四川盆地寒武系洗象池组以浅灰、深灰色薄—厚层状白云岩、泥质白云岩为主，局部夹角砾状白云岩、砂页岩薄层及燧石结核或条带，在下伏高台组之上接受连续沉积，与上覆桐梓组为整合接触关系(图1)。地层对比研究发现，盆地范围内洗象池组明显地由西向东逐渐增厚，在川中古隆起区洗象池组厚度整体相对较薄，往东至秀山地区可达700～800 m。

四川盆地洗象池组为一个大的海侵—海退旋回背景下的局限台地沉积产物。洗象池组沉积时期处于上扬子台地内部，总体具有西陆东海的沉积格局，西部的康滇古陆持续向台地内近岸一侧供给碎屑物源，而洗象池组的岩性主要是粉—细晶白云岩、颗粒白云岩，顶底含砂质、泥质，局部夹角砾状白云岩、砂泥岩薄层及燧石结核或条带，指示了浅水碳酸盐岩的沉积环境。

图1 四川盆地下古生界—震旦系地层综合柱状图

2 储层基本特征

2.1储集岩类型

基于露头、岩心观察、实验分析和薄片鉴定，洗象池组常见的岩石类型主要有粉砂质晶粒白云岩、砂屑白云岩、砾屑白云岩、鲕粒白云岩、藻纹层白云岩、叠层石、膏溶角砾岩、风暴角砾岩等。归结起来，主要有3类岩性，第一类为颗粒白云岩；第二类为晶粒白云岩；第三类为混积岩。统计了四川盆地洗象池组13口钻井，共计911个样品不同岩性的平均孔隙度(图2)，可以看出颗粒白云岩和晶粒白云岩是洗象池组最主要的储集岩类。

颗粒白云岩主要包括亮晶(藻)砂屑白云岩、亮晶砂砾屑白云岩、亮晶鲕粒白云岩。颗粒类型包括砂屑、砾屑、鲕粒、藻砂屑等。颗粒含量50%～97%，除藻砂屑形态不规则外，其他颗粒比较规则，次圆—圆形；陆源碎屑石英0～5%；颗粒边缘有2～3期胶结，发育粒间孔和粒间溶蚀孔洞和少量粒内溶孔，面孔率一般小于3%。这类岩性残余粒间孔最高可达到6%～8%[3-4]。

晶粒白云岩主要包括粉晶白云岩和细晶云岩。在不同的井和野外剖面中均可以见到大量的晶粒白云岩发育。晶粒呈他形和紧密镶嵌的，则晶间孔不发育，晶粒具半自形—自形的可见晶间孔和晶间溶孔，面孔率一般小于3%，高的可达5%～8%。这类岩石有些可以直接在镜下看到颗粒的幻影，有些可以在阴极发光下恢复颗粒结构，有些即使不能恢复原岩结构，却能在野外剖面观察到其发育的交错层理。据此推断，区内具有储集意义的晶粒白云岩也是颗粒滩的产物，只是在白云岩化和重结晶过程中，其结构发生了变化。

图2 四川盆地洗象池组不同岩石类型平均孔隙度分布

2.2储集空间类型

现阶段岩心及薄片资料已经证实四川盆地寒武系洗象池组储集空间类型包括孔隙、溶洞和裂缝。

2.2.1 孔隙

薄片鉴定表明洗象池组的孔隙类型主要包括残余粒间溶孔、残余晶间溶孔、粒内溶孔等。

残余粒间溶孔：是洗象池组滩相储层的主要储集空间类型。形成于亮晶砂屑云岩、亮晶砂砾屑云岩、亮晶鲕粒云岩、残余砂屑粉晶云岩之中，为砂屑、鲕粒间粉—细晶粒白云石胶结充填后的残余粒间孔隙，岩心上孔隙呈针孔状。孔径一般0.015～0.075 mm，大的达0.15 mm，面孔率多小于3%，高的可达到8%，如在H12井洗象池组底部4 859.15 m这类储层的面孔率就可达6%～8%(图3a,b)。

晶间溶孔：指粒间、孔洞和裂缝中的白云石胶结物、充填物由于酸性水沿晶间孔运移并产生溶蚀而形成的晶间溶孔，显示出溶蚀港湾状，孔隙形态极不规则[5-8]。晶间溶孔在洗象池组较为常见(图3c)。

粒内溶孔：粒内溶孔包括颗粒(鲕粒、砂屑、生屑)内溶孔，表现为颗粒被选择性溶蚀(图3d)。

2.2.2 溶洞

研究区洗象池组溶洞有2类：一类为粒间残余孔溶蚀扩大所形成，发育于颗粒云岩中，与裂缝、残余粒间孔隙一并构成优质的储集空间；一类为致密岩性—泥晶云岩、泥质泥晶云岩沿裂缝溶蚀而形成，洞径2 mm以上，且溶洞中多充填有沥青、细晶—粗晶白云石、石英、自形晶方解石等(图3e-h)。二类溶洞中以第一类对储层发育的贡献最大，通常这类溶洞发育的井段，各类溶孔也较发育，如GT2井在井段5 314.65～5 359.95 m井段取心，共见溶蚀孔洞995个，其中大洞125个，中洞235个，小洞635个，并且未充填的洞约750个。

在野外剖面上，由于长期大气淡水的淋溶改造，使原有的发育于颗粒云岩中的溶洞进一步扩大，形成与颗粒滩旋回发育密切相关的蜂窝状大洞密集的顺层溶洞层。这类溶洞并不能代表实际的储集性[9-13]。

2.2.3 裂缝

裂缝类型主要包括构造缝、溶蚀缝。裂缝产状以水平层间缝和高角度缝为主。构造缝发育受构造部位和断层控制[5]。

盆地内洗象池组裂缝具多期次，早期裂缝为扩溶缝，已被硅质、中—粗晶方解石、白云石、泥质全充填，缝壁不平直，缝宽0.15～0.35 mm。晚期裂缝平直，开启，部分裂缝缝壁白云石充填，缝宽0.015～0.03 mm。2期裂缝具交切关系，晚期裂缝切割缝合线，表明其形成时间较晚，应主要形成于晚成岩时期。

2.3储层物性

据洗象池组266个常规物性样品分析，储层孔隙度分布范围2%～11.24%，一般分布范围2%～3%，占样品总数的58.3%，平均孔隙度3.38%(图4a)。洗象池组668个常规物性样品储层渗透率分布范围1×10-9～7.85×10-3μm2，渗透率集中分布于小于0.001×10-3μm2，占样品数的73.5%,平均值0.121×10-3μm2(图4b)。由孔隙度、渗透率样品分析可以看出寒武系洗象池组白云岩储层具有低孔、低渗的特征。

图3 四川盆地洗象池组储集空间类型

图4 四川盆地洗象池组储层孔隙度和渗透率直方图

2.4储集类型

对全盆地洗象池组岩心样品孔渗关系进行统计可以看出，储层具有明显的双重介质特征(图5a)，孔渗关系总的来说相关性不好，但各储层段样品点分布可以看出明显呈2个区域集中分布，各自区域内孔渗具有较好的相关性。A区表明储层具有明显的裂缝参与渗流，而B区表明储层主要以喉道为渗流通道，因此孔渗关系反映了储层具有明显的双重介质特征。

洗象池组为威远地区的主要含气层。从W93井洗象池组气藏压力恢复试井解释成果分析，储能比ω=4.208×10-4，窜流系数λ=2.106×10-4。由于ω值小，表明储层中以孔隙为主要储集空间，裂缝储集空间发育相对较小，试井解释成果反映洗象池组储层的储渗特征类似于均质复合渗流特征(图5b)。

因此，综合上述分析可知，洗象池组储层储集类型为裂缝—孔隙型。

3 储层发育分布特征

3.1储层对比

地质研究结果表明：威远地区、川中—川南过渡带和川东地区等3大地区洗象池组储层具有单层厚度薄、非均质性强的特点[14]。结合多口井岩心观察以及野外剖面资料研究表明，单储层厚度一般小于1～2 m，叠合储层段厚度一般也小于5 m。储层的发育受颗粒滩的控制，孔隙层集中发育在单个向上变浅沉积序列颗粒滩的上部和顶部；在洗象池组的颗粒滩中，储层发育残余粒间孔、粒间溶孔洞。

通过单井识别，对洗象池组进行了典型剖面的储层连井对比，从图6中可以看出洗象池组储层纵向上累计厚度变化大，部分井单层较多，少数井中仅发育一层，且单层有效厚度薄，储层频繁叠置；横向上连续性差，非均质性强。往东到GT2井开始出现厚层储层，向川东五百梯地区储层有所减薄，WK1井洗象池组测井解释储层段4段，累积厚度11.17 m，其中单层厚度最厚为5.6 m，最薄仅1 m。

3.2储层分布特征

将洗象池组单井的测井解释成果及野外剖面点实测作为数据点，编制了储层厚度等值线图(图7)。储层累计厚度主要分布在5～30 m，平面上储层发育从高石梯—磨溪地区向古隆起斜坡带有变好的趋势，厚值区位于GT2—GS16井一带，最厚可达48.5 m，川东、川南地区洗象池储层零星分布，盆地边缘的习水、奉节一带储层成带分布，厚度较川中地区薄。

图5 四川盆地洗象池组储层岩心孔渗关系以及与W93井压力恢复双对数拟合

图6 四川盆地威远—川东地区洗象池组储层连井对比

图7 四川盆地洗象池组储层厚度分布

4 储层发育主控因素

碳酸盐岩储层发育的控制因素很多，作为其物质基础的岩石类型或沉积相是最基本的控制因素。而白云石化作用、溶蚀作用对碳酸盐岩储层来说也是非常重要的控制因素[15]。

四川盆地洗象池组储层的形成及区域分布，主要受沉积作用、成岩作用和构造破裂等地质因素的控制[16-18]。

4.1沉积作用

沉积相对储层发育的控制作用明显，颗粒滩是优质储层形成的基础[19-21]。前人研究表明，沉积相是控制四川盆地寒武系储层发育的主要因素之一，储层发育程度与岩性关系密切，最有利于储层发育的岩性为颗粒云岩与结晶云岩，次为颗粒灰岩。泥晶云岩致密，仅见个别孤立的溶洞。通过对研究区不同亚相白云岩的825个物性样品统计分析，发现滩相白云岩平均孔隙度为2.09%，台坪与潟湖亚相的白云岩孔隙度分别为1.06%与1.01%，台内滩亚相的白云岩孔隙度最高，反映颗粒滩对白云岩储层的发育具有重要控制作用。

滩相储层发育程度与颗粒滩厚度具正相关关系，颗粒滩规模越大，储层越发育。GT2井洗象池组储层比较发育，储层累计厚度达48.5 m，平均孔隙度达4%，颗粒滩在纵向上频繁叠置，单滩体厚度为5～20 m不等；结合测井解释成果，发现该井储层纵向发育部位与颗粒滩分布基本吻合，且储层厚度与滩体单层厚度比较一致，储层单层厚度在0.9～15.3 m，储层的发育程度受颗粒滩的控制作用非常明显(图8)。

4.2成岩作用

多期次成岩作用对储层具有很大影响，胶结充填作用破坏储层的形成，白云石化和岩溶作用是储层的主要贡献者。

图8 四川盆地GT2井洗象池组沉积相综合柱状图

4.2.1 不利于储层发育的主要成岩作用

岩石薄片、岩心和野外资料观察表明，压实作用和胶结充填作用是研究区内的主要成岩作用类型。

(1)压实作用。在颗粒碳酸盐岩中，压实作用表现为颗粒的破裂和重新排列，颗粒的接触方式由漂浮状变为点接触—线接触。随压实强度的增大，会发生化学压实作用，产生缝合线。研究区内寒武系、奥陶系的埋藏深度均经历过深埋藏阶段，因此地层在埋藏的过程中会受到强烈的压实作用。颗粒碳酸盐岩受压实作用影响将使原始孔隙度减少30%～40%，甚至更高。早期固结的颗粒碳酸盐岩会受到早期胶结物的支撑，表现为压实作用不明显，颗粒呈漂浮状；但在陆源碎屑与碳酸盐岩混积的岩相内可以看到石英颗粒被压嵌进入较软的碳酸盐砾屑内，表明岩石经受了较强的压实作用。

(2)胶结充填作用。包括早期海底胶结作用和后期溶洞、裂缝的充填作用，主要包括方解石、白云石、硬石膏及硅质等物质的沉淀。研究区内结晶白云岩多具有雾心亮边结构，表明埋藏期流体对白云石的改造和重结晶作用。重结晶形成的白云石胶结物可部分充填晶间溶孔、粒间溶孔，使原始孔隙减少。晚埋藏期的中粗粒状白云石晶体，充填剩余粒间孔隙和晚期经埋藏溶蚀作用形成的溶洞。如果在白云石胶结物沉淀之后，晶粒间仍残余部分孔隙，则这类孔隙构成了研究区内洗象池组储层的主要孔隙类型之一。

碳酸盐岩中的硅质胶结充填或交代是一种比较常见的成岩现象。盆地内寒武系硅质胶结充填物形成时间较晚，属于中深埋藏成岩环境产物，硅质的形成可能与埋藏溶蚀期酸性流体的影响有关。洗象池组结晶白云岩或灰岩中常见石英以自生中—粗晶粒状充填溶洞，石英自形程度高；或者玉髓充填粒间孔隙；或粗粒石英充填溶蚀作用扩大的构造裂缝。

4.2.2 利于储层发育的主要成岩作用

(1)白云石化作用。通过大量的岩石薄片观察、阴极发光和碳氧同位素的综合分析，发现研究区内白云岩的成因主要为与高盐度海水蒸发浓缩及回流渗透密切相关的早期交代成因，并在中—深埋藏期受到埋藏流体的改造。现有钻井及野外露头证实四川盆地洗象池组发育白云岩储层，遇酸性流体易发生选择性溶蚀形成粒间溶孔、粒内溶孔和溶洞，岩心观察可见溶洞，薄片鉴定亦可见溶孔，证明以白云石为基质的碳酸盐岩是发生溶蚀作用的重要条件之一，即白云石化作用对洗象池组储层的改造具有重要作用[22-26]。

(2)岩溶作用。岩溶作用产生的溶蚀孔洞和裂缝是储层的主要贡献者，是酸性地下水或大气降水使碳酸盐岩发生选择性或非选择性溶解作用并产生孔洞的、有利于储层发育的成岩作用。目前对岩溶作用的划分没有统一标准，国内多数学者赞成按溶蚀作用发生的时间和环境对岩溶作用分类，如陈学时等[27]，陈景山等[28]，王振宇等[29]，倪新锋等[30]均是根据溶蚀作用发生的时间和环境的不同，将岩溶作用分为同沉积期—准同生期溶蚀作用、埋藏溶蚀作用和表生期溶蚀作用。对四川盆地范围内洗象池组碳酸盐岩的溶蚀作用进行研究，认为全盆地范围内洗象池组经历了以上的3期溶蚀作用。根据大量的岩心和薄片分析认为，埋藏溶蚀作用是四川盆地洗象池组碳酸盐岩中有效储集空间形成的最直接的控制因素，其发育特征表现出一种选择性和继承性。研究证实洗象池组均有不同程度的埋藏溶蚀形成的储集空间，GT2井5 343.37～5 343.54 m岩心为灰色砂屑溶孔云岩，溶孔溶洞顺层发育。表生期溶蚀作用主要发生在乐山—龙女寺古隆起周围，由于构造抬升作用使地层抬升至潜水面以上，从而在古隆起核部及斜坡局部形成大规模岩溶地貌。在遂宁—资阳—乐山一带洗象池地层遭到不同程度剥蚀，这一带以西地区全部被剥蚀，显然洗象池储层遭受了表生岩溶作用改造和优化。

4.3构造破裂作用

裂缝也是重要的储集空间类型。构造破裂作用不仅利于溶蚀作用的发生，还有利于埋藏期成岩流体的运移，对埋藏溶蚀的发生和油气运移具有重要意义。四川盆地洗象池组地层经历了多期构造运动，发育多期构造破裂作用，对储层的发育和改造起着至关重要的作用。如在WH101、105井、GT2井均可见大量高角度裂缝，有沿缝扩溶现象，缝多被白云石和自形石英半充填(图2i，j)。裂缝的存在不仅促进了埋藏溶蚀的发生，也改善了储层的渗滤性，可将储层的渗透率提高3～4个数量级。

5 结论

(1)四川盆地洗象池组储集岩主要为颗粒白云岩，其次为细(粉)晶白云岩；储集空间类型包括孔隙、溶洞和裂缝，储层类型为裂缝—孔隙(洞)型；储层平均孔隙度为3.38%，平均渗透率为0.121×10-3μm2，总体表现为“低孔低渗”的特征，局部含高孔渗层段，储层非均质性较强。

(2)洗象池组储层纵向叠置，横向连续性较差，往东到GT2井开始出现厚层储层，向川东五百梯地区储层有所减薄。盆地边缘的习水、奉节一带储层成带分布，厚度较川中地区薄。

(3)沉积相是四川盆地洗象池组储层发育的首要控制因素，埋藏溶蚀是形成储层有效储集空间的最直接作用，在优质相区颗粒滩相发育基础上，表生溶蚀作用与后期的埋藏溶蚀作用叠加改造是形成优质储层的关键。

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(编辑黄 娟)

ReservoircharacteristicsandmaincontrollingfactorsoftheCambrianXixiangchiFormationintheSichuanBasin

Lin Yi1, Chen Cong1,2, Shan Shujiao1, Zeng Yiyang1, Liu Xin1, Chen Youlian1

(1.ResearchInstituteofExplorationandDevelopment,PetroChinaSouthwestOil&GasfieldCompany,Chengdu,Sichuan610041,China; 2.StateKeyLaboratoryofOilandGasReservoirGeologyandExploitation,ChengduUniversityofTechnology,Chengdu,Sichuan610059,China)

The middle and lower Cambrian Xixiangchi Formation in the Sichuan Basin is a gas-bearing formation with a good potential. Its exploration degree is still very low at present, and the reservoir characteristics and main controls are not clear. Core, thin section and testing data were integrated to study the rock types, reservoir space, physical properties and controlling factors of the Xixiangchi reservoirs. The Xixiangchi reservoirs are mainly grain dolomites, followed by aplite-dolomites. The reservoir space includes pores, caves and fractures, and the reservoir type is fracture-pore type. The physical properties of the reservoirs are characterized by low porosity and low permeability, and locally high porosity and high permeability, showing a strong heterogeneity. For the distribution, the Xixiangchi reservoirs vertically stacked and have a poor lateral continuity. Thick reservoirs appear from the central Sichuan Basin to well GT 2 in the east, and then thinned in Wubaiti area. In Fengjie and Xishui areas at the basin edge, reservoirs distribute as belts, and are thinner compared to those in the basin center. Reservoir development was controlled by sedimentary facies obviously. In the grain shoal area, reservoirs have a high development degree. Besides, constructive diagenesis and tectonic fracture have positive effects on reservoir development.

reservoir characteristics; grain dolomite; reservoir main controls; Xixiangchi Formation; Sichuan Basin

1001-6112(2017)05-0610-08

10.11781/sysydz201705610

TE122.2

：A

2017-03-07；

：2017-07-15。

林怡(1987—)，女，硕士，工程师，油气地质与勘探专业。E-mail：linyi02cc@163.com。

国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”(2011ZX05004-005)资助。