四川盆地川西气田雷口坡组气藏储层特征及其主控因素

肖开华 李宏涛 段永明 张 岩 刘莉萍

1.海相油气藏开发重点实验室•中国石化石油勘探开发研究院 2.中国石化西南油气分公司

0 引言

2014年1月，位于四川盆地龙门山前构造带石羊场—金马—鸭子河构造带上的PZ1井在中三叠统雷口坡组四段上亚段（以下简称“雷四上亚段”）测试获天然气产量121.05×104m3/d，发现了川西气田雷四段气藏。此后，先后实施了YS1、YSh1、PZ115、PZ113和PZ103等5口滚动评价井，对气藏展开了评价，提交的预测储量和控制储量都超过千亿立方米，川西气田雷四段气藏成为中国石化“十三五”天然气勘探开发增储上产的重点区块。由于研究区雷口坡组碳酸盐岩地层岩性组合多样，储集空间类型、孔隙结构与孔喉组合关系复杂，储层非均质性强，因此，对川西气田雷四段气藏的储层特征认识及其发育控制因素分析有待进一步加强，储层基本岩石学、物性、储集空间类型等基本特征研究是油气储层评价与预测的基础与核心内容，是进行定量储层表征的最基本参数，同时也是认识该气藏的最基本的前提条件。

前人研究成果认为，川西地区雷四上亚段为潮坪相沉积，主要发育潮间带和潮下带亚相，广泛发育厚度大、分布广、物性优、含气性好的白云岩溶蚀孔隙型储层，纵向上岩性变化较频繁，横向上分布较为稳定[1-5]。龙门山前构造带以白云岩类为主的下部储层段呈多层叠置分布，储集性能优于灰质含量较多的上部储层段。

笔者利用岩心普通薄片、铸体薄片、扫描电镜观察，开展岩心样品物性与压汞数据分析，结合测井解释结果，对川西气田雷四上亚段储层特征进行详细描述与分析，弄清储层特征及其对储层发育的控制作用，以期为气藏的开发评价提供依据。

1 地质背景

1.1 构造特征

川西气田构造位于四川盆地西缘龙门山前构造带中段，由金马构造、鸭子河构造和石羊场构造组成，石羊场构造和金马构造、鸭子河构造整体为一受关口断裂、彭县断裂挟持的断背斜构造，总体上呈北东走向（图1）。金马—鸭子河构造雷四上亚段上、下储层段顶面构造均表现为长轴状断背斜，背斜规模受彭县断层（逆冲推覆）和F42断层（反冲断层）控制，构造内发育金马、鸭子河两个局部构造。

图1 川西气田雷口坡组气藏构造单元图

1.2 地层及沉积特征

四川盆地中三叠世雷口坡期主要为局限或蒸发台地沉积，按照岩性地层差异，自下而上划分为雷一、雷二、雷三、雷四等4段。川西地区雷四段沉积期，随着局部区域构造升降及干旱、潮湿气候交替出现，海水进退频繁，形成多套白云岩—硬石膏岩为主、石灰岩为辅的沉积旋回组合[5-9]。雷四段可进一步分为上、中、下三个亚段，中、下亚段以膏岩与白云岩互层沉积为主，上亚段则发育白云岩、石灰岩沉积。受印支运动的影响，雷口坡组顶部形成了区域性不整合面，川西地区雷四上亚段遭受了不同程度的剥蚀[3]，剥蚀厚度呈东厚西薄。

石羊场—金马—鸭子河构造目的层为雷四上亚段，地层分布稳定，厚度介于130～140 m，可划分为1个四级层序、4个五级高频层序和21个六级高频层序（由向上变浅的高频沉积旋回组成）（图2）。雷四上亚段总体为潮坪相沉积[5]，亚相类型包括潮上带、潮间带和潮下带，其中，潮上带包括潮上云膏坪、膏云坪、泥云坪/云坪、潮上滩等微相类型，潮间带包括含膏云坪、（藻）云坪、灰云坪、云灰坪等微相类型，潮下带包括灰云坪、云灰坪、（藻）灰坪、（藻）砂屑滩等微相类型。研究区主要发育潮间带和潮下带亚相，井间亚相类型对比良好，反映整体沉积地形比较平缓、横向上分布相对稳定（图2）。依据雷四上亚段储层在层序中的分布，雷四上亚段又进一步可划分为上储层段、隔层段和下储层段等3段。上储层段以潮下带的灰坪、灰云坪及云坪微相为主，岩性主要为泥微晶灰岩、藻砂屑灰岩、微晶云岩及云质灰岩，厚度介于28～46 m。隔层段主要为一套潮下带的高电阻藻灰岩，厚度介于25～30 m。下储层段以潮间带的云坪、藻云坪微相为主，岩性主要为微—粉晶云岩、藻黏结云岩及灰质云岩，厚度介于70～80 m。

图2 YSh1井—PZ115井—YS1井—PZ103井雷四上亚段沉积相及储层对比图

图3 川西气田雷四上亚段上、下储层段岩石类型分布图

2 储层特征

2.1 岩性特征

研究区雷四上亚段储层岩性主要为一套潮坪相的白云岩。6口钻井岩心及679块薄片资料统计表明，研究区雷四上亚段岩石类型多样，以泥微晶灰岩、微—粉晶云岩、藻黏结云岩、藻砂屑灰岩、含灰质云岩、云质灰岩为主（占比大于15%），灰质云岩、含云质灰岩、砂屑云岩次之（占比小于15%）。上储层段和下储层段的岩性存在较明显的差异性，下储层段白云岩更发育（图3），为主力产气层。

下储层段储层岩性主要为残余藻黏结（或藻屑）结构微—粉晶云岩、藻纹层（似层叠）结构云岩、粉晶云岩、藻团块微晶云岩、砂屑云岩等（图4-a～i），少部分为白云岩与石灰岩的过渡岩性，如灰质云岩也可构成储层。根据不同岩性的物性统计结果，储集岩孔隙度随白云石含量的增加而变好，岩性对储层物性控制明显（图5）。特别是残余藻黏结（或藻屑）微—粉晶云岩、藻纹层结构微—粉晶云岩、粉晶云岩是最重要的储集层岩石类型。上储层段储层岩性相对简单，主要为微（粉）晶云岩、含灰（或灰质）微—粉晶云岩等（图4-j～l），纵向上主要分布于上亚段的中下部，而中上部则以石灰岩、云质灰岩为主，少量灰质云岩、白云岩，横向上，白云岩分布稳定。

图4 川西气田雷四上亚段储层岩性特征与储集空间类型照片

2.2 储集空间类型

川西气田雷四上亚段储层储集空间类型以白云石晶间溶孔、藻层叠格架溶孔、藻黏结粒间（溶）孔为主。雷四段上亚段下储层段储集岩类型多样，储集空间类型复杂[10-12]，主要为白云石晶间溶孔、藻纹层（或层叠石）格架溶孔、藻黏结（或藻屑）粒间（溶）孔、裂缝、溶洞、铸模孔等（图4-a～i），以前3种为主。（微）裂缝也相对发育，在岩心和薄片样品上常见各种类型的微裂缝单独或者呈组系出现，部分岩心呈酥饼状或碎裂状；在成像测井上，亦可发现多条裂缝，总体以低角度缝为主。溶洞相对较少，且纵向孔径一般小于1 cm，部分溶洞与被溶蚀的裂缝相连接，表明可能为酸性流体对早期溶蚀孔隙进一步扩溶的结果[13]（图4-h）。综合分析储集空间类型、孔隙和裂缝的相互间的配置关系，雷四上亚段下储层段储集类型主要为裂缝—孔隙型。雷四上亚段上储层段岩石类型虽然也较多，但有效的储层岩性则相对单一[以微（粉）晶云岩为主]，储集空间类型以晶间孔或晶间溶孔为主（图4-j～l），（微）裂缝与溶洞相对不发育，主要为孔隙型储层。

图5 川西气田雷四上亚段物性特征图

2.3 储层物性特征

川西气田雷四上亚段储层总体表现为低孔、中—低渗特征，孔渗相关性较差。根据川西气田5口井上、下储层段共557块样品的统计结果，雷四上亚段下储层段423个样品岩心样品孔隙度介于0.07%～20.20%，平均值为4.07%（图5-a），孔隙度大于2%的有效储层样品314个（四川盆地碳酸盐岩有效储层的孔隙度标准为大于等于2%），占74.2%，平均孔隙度为5.09%。但仅18.9%的样品孔隙度大于6%，多数样品孔隙度介于2%～6%，表明有效储集岩以特低孔为主。渗透率值变化范围较大，介于7.0×10-4～710.0 mD（330个样品），平均值为7.3 mD（图5-b），44.6%的样品小于0.1 mD，低渗—特低渗的特征明显。部分孔隙度低于6%储集岩样品的渗透率大于1 mD，甚至大于10 mD，表明（微）裂缝可能为其重要的渗流通道（图5-c中左侧虚线框部分），这与储集空间类型描述中含有（微）裂缝是一致的。314个有效储层样品的渗透率平均值为6.0 mD。

雷四上亚段上储层段134个样品的孔隙度介于0.09%～23.70%，平均值为2.96%，总体物性较差，孔隙度大于2%的有效储层样品40个，仅占30.4%（图5-a），孔隙度平均值为8.16%。需要强调的是，上储层段局部发育中孔优质储层（孔隙度介于15%～25%，图5-c中右侧实线框部分）。样品渗透率值变化范围较大，介于1.0×10-3～19.4 mD（68个样品），平均值为1.6 mD（图5-b），渗透率分布特征与下储层段相似，具有低渗—特低渗的特征。40个有效储层样品的渗透率平均值为1.9 mD。

总体上，雷四上亚段储层孔隙度和渗透率的相关性较差（图5-c），裂缝—孔隙型储层发育。

2.4 孔隙结构特征

储层孔隙结构主要是指岩石所具有的孔隙和喉道的大小、分布及其相互配置关系，是认识和评价储层的关键因素之一[14-16]。

川西气田雷四上亚段储层孔喉组合以中孔细喉为主。按照储集岩孔隙与喉道大小的划分标准，对研究区5口井的87块（下储层段74块，上储层段13块）有效储层白云岩样品的压汞参数进行统计分析（表1、图6）。结果表明，储集岩中大孔、中孔、小孔和微孔均有发育，以中孔居多，喉道主要为细喉，微喉和中喉也较发育，粗喉少（图6-a），孔喉组合类型多样，主要包括大/中孔—细喉、中/小孔—微喉、大孔—中喉和微孔—中喉等（图6-b）。

2.4.1 下储层段孔隙结构特征

雷四上亚段下储层段的排替压力介于0.01～4.40 MPa（表1），平均值为0.63 MPa，小于1 MPa，排替压力总体相对较低，显示川西气田存在一定数量粗喉道（或微裂缝），样品中最大喉道半径可达103.58 μm。但孔喉连通特征参数显示储集岩束缚水饱和度较高，孔喉连通性相对较差。以上样品的矛盾性，反映了孔喉分布的不均匀性与复杂性。孔喉分布特征参数的分选系数平均值达3.33，按照分选级别标准，为典型分选差的特征（图6-c）。物性参数（孔隙度和渗透率）与孔隙喉道参数基本无相关性，也反映储集岩因岩石类型、储集空间类型多样，导致孔隙结构复杂的特征。

表1 川西气田雷四段上亚段储集岩物性和压汞参数表

图6 川西气田雷四上亚段储层孔隙结构特征图

统计结果也显示，孔隙度较高样品（孔隙度大于6%）的最大进汞饱和度和退汞效率低于孔隙度较低样品（孔隙度介于2%～6%）（表1、图6-c），孔喉分布参数的分选系数、变异系数也较大，进一步反映这些孔隙度高的样品可能存在部分连通性较差的孔隙，以及孔喉的非均质性更强，这与样品发育孤立溶洞或鸟眼状大孔隙有关（图4-e）。

2.4.2 上储层段孔隙结构特征

雷四上亚段上储层段孔隙度介于2%～6%的样品总体反映喉道偏细的特征。但相对孔隙度介于2%～6%的下储层段样品，上储层的中值压力较低，最大进汞饱和度和退汞效率较高，分选系数和变异系数较小，均值系数较大（表1），反映喉道分布相对均匀。值得关注的是，雷四上亚段上储层段还发育物性较好微晶云岩，微晶白云石晶间（溶）孔发育，孔喉组合类型主要为微孔—中喉（图6），孔隙度介于14.25%～23.78%，渗透率介于0.88～8.95 mD，喉道分选系数和变异系数明显低于其他样品，表明喉道分选好。以上参数显示了上储层段储集岩孔隙喉道相对均匀，这与雷四上亚段上储层段岩性和孔隙类型相对简单相吻合。

2.5 储层展布特征

川西气田雷四上亚段下储层段有效储层较上储层段发育。在储层岩性、物性特征和储层“四性”关系分析的基础上，确定了储层参数测井解释模型和测井解释标准[17-18]，对研究区完钻井进行了储层测井精细解释与评价，其统计结果表明研究区雷四段上亚段在纵向上储层非均性均较强，总体上表现为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层呈薄互层交替出现（Ⅰ类储层孔隙度大于12%，Ⅱ类储层孔隙度介于6%～12%，Ⅲ类储层孔隙度介于2%～6%）（图2）。储层单层厚度小，一般介于1.0～2.5 m，最大单层厚度为6.9 m，上、下储层段单层平均厚度分别为1.4 m和1.9 m，雷四上亚段累计有效储层厚度介于30.0～56.6 m（表2）。从纵向上看，各井下储层段的有效储层厚度明显较上储层段大，下储层段物性也好于上储层段，各井上、下储层段内均表现出Ⅲ类储层厚度最大、Ⅰ类储层厚度最小的特征。下储层段总体上均以Ⅱ类储层和Ⅲ类储层为主，平均加权孔隙度为5.12%，仅YSh1井和YS1井发育Ⅰ类储层，其他4口井均无Ⅰ类储层。上储层段有效储层以Ⅲ类储层为主，但由于上储层段中下部发育一层厚约2 m的优质Ⅰ类储层，孔隙度介于12.2%～21.4%，且横向较稳定，可对比和追踪。因此，上储层的平均加权孔隙度高达7.79%。从横向上看，上、下储层段的有效储层横向分布均较稳定，各井间具有较好的对比性（图2）。

表2 川西气田雷四上亚段测井解释储层厚度统计表

3 储层发育的控制因素

3.1 云坪、藻云坪微相和白云石化作用控制了有利储层的分布

川西气田雷四上亚段主要为一套潮坪相碳酸盐岩沉积体系[19]，以潮间带和潮下带沉积为主。物性统计表明（表3）：潮间带云坪发育的晶粒云岩和藻云坪相发育的藻纹层云岩、藻砂屑藻凝块云岩及含藻砂屑微—粉晶云岩孔隙度平均值均大于5%，储集性能较好；潮下带灰云坪、云灰坪和藻砂屑滩微相发育的（含）灰质云岩、（含）云质灰岩及微晶藻砂屑灰岩，平均孔隙度均小于4%，储集性能中等—差。可见，潮间带云坪、藻云坪、含灰云坪等微相形成的晶粒云岩和藻类云岩等构成了优质储层的物质基础。从储层纵向叠置样式上看，储层纵向发育具有明显的相控特征。上储层段以潮下带（藻）灰坪微相为主，夹潮间—潮上带云坪微相，形成的储层相对较薄；下储层段整体以潮间带云坪—藻云坪微相沉积为主，形成的储层累计厚度较大。总体上看，沉积微相的差异决定了储层的纵横向分布。

云坪、藻云坪微相控制了白云岩储层分布，同时也控制了白云石化作用。雷四上亚段沉积时，石羊场—金马—鸭子河地区为蒸发型潮坪相沉积环境，在干旱炎热气候条件下，强烈的蒸发作用导致表层海水或孔隙水不断浓缩碱化，形成高Mg2+/Ca2+值的卤水，致使周围石灰岩发生白云石化即为“准同生白云石化作用”；当过剩的卤水向下渗透并向海方向回流，引起沿途的高孔渗的石灰岩发生白云石化即为“浅埋藏渗透回流白云石化作用”，形成区域性分布的泥—粉晶云岩[20]。其中，准同生白云石化作用奠定了大规模白云岩储层形成的岩性基础；浅埋藏渗透回流白云石化经过后期重结晶作用的改造，产生大量储集空间。白云石化后产生的晶间孔，较好的改造了岩石的基质孔渗能力，同时，又为后期溶蚀性流体对储层进行二次改造而形成晶间溶孔创造了有利条件，为孔隙型白云岩储层发育奠定了重要岩性基础[21,22]。

表3 川西气田雷四上亚段储层段岩性物性统计表

3.2 潮间带高频旋回控制的多期准同生溶蚀作用是优质储层发育的关键因素

从储层纵向上叠置样式上看，雷四段上亚段优质储层通常分布于五、六级高频层序的中上部的潮间带亚相各种白云岩中，反映了沉积高频层序的位置控制储层的发育分布，也是储层纵向连续性相对较差和非均质性强的关键原因。潮间带高频旋回中上部容易发生准同生期溶蚀，控制了优质储层在纵向上呈多层叠置分布。雷四上亚段沉积时，石羊场—金马—鸭子河地区处于潮坪沉积环境潮间带，由于水体较浅、相对海平面轻微升降就会造成沉积岩体受到大气淡水的改造，甚至沉积岩体直接暴露于海平面之上接受溶蚀。通过对研究区多口井岩心观察，发现大量准同生期暴露标志，如钙结壳构造、渗流豆粒（图4-e）、鸟眼构造、溶塌角砾及渣积层等，镜下可见到平行于层面的溶蚀面、窗格孔和少量膏模孔、粒内溶孔、铸模孔等早期溶蚀孔隙。渗流豆粒和钙结壳层的出现，一般代表向上变浅的沉积旋回的顶界，揭示该地区出现过小型沉积暴露面，且纵向上可识别出多套。从薄片分析，这种完整的向上变浅并暴露的沉积旋回岩性自下向上为晶粒云岩、（藻）砂屑藻凝块云岩、藻纹层云岩，顶部为沉积暴露面。优质储层发育在紧邻沉积暴露面之下的藻纹层云岩、藻砂屑藻凝块云岩中，形成的储层孔隙度均大于7%，且鸟眼、窗格孔和藻间溶孔密集发育，具层状定向分布的特征。大量统计表明，准同生暴露溶蚀影响深度多小于6 m，因此，在纵向上，向上变浅沉积旋回越频繁（单层旋回越薄），优质储层连续性越好。这种向上变浅的沉积旋回主要分布于优质储层发育的下储层段中的纯白云岩段。因此，多旋回的准同生期暴露溶蚀控制了优质储层纵向上叠置分布。

3.3 埋藏期的油气充注抑制了规模胶结物的形成，较好地保存了早期形成的孔隙

油气充注导致孔隙中无机离子浓度降低，使原有的成岩环境发生改变。早期的油气充注可抑制成岩作用的进行，在一定程度上减缓了胶结作用的进行，保护了储层中早期形成的有效储集空间[23]。烃类流体通过阻碍矿物与离子之间的质量传递来抑制矿物胶结作用，烃源岩在热演化过程中产生的有机酸进入储层后，溶蚀碳酸盐中的易溶矿物，从而改善储层[24]。

通过对孔隙空间类型统计认为，雷四上亚段储层孔隙形成时间较早，大量早期孔隙未被后期胶结充填破坏，保存为现今有效储集空间。根据石羊场—金马—鸭子河地区雷四上亚段沉积—成岩背景分析认为，晚三叠世马鞍塘组沉积至今，雷四上亚段储层进入稳定的埋藏环境，发生了两期胶结充填破坏，主要形成嵌晶方解石胶结和少量细—粗晶白云石。虽然埋藏期形成的胶结物对早期孔隙破坏作用明显，但埋藏期胶结物分布极不均匀。胶结物的形成和分布受油气充注的抑制。前人通过天然气组分、烷烃气碳氢同位素特征、储层沥青、天然气运移分析认为新场构造带为内源成藏组合，以内部油性气为主，顶部混有其他气源[1,25]；石羊场—金马—鸭子河地区为混源成藏组合，为来自雷口坡组内部及二叠系的混源油型气[25-26]。温度—压力—埋藏分析史分析表明，川西地区雷口坡组内部烃源岩在须三沉段积末期进入生烃门限，须五段沉积末期进入成熟演化阶段，早侏罗世末到现今达到过成熟演化阶段[25-26]。石羊场—金马—鸭子河构造自印支晚期具备雏形，燕山期进一步发展，喜马拉雅期定型[26-28]，长期处于构造高部位，长期处于油气充注有利区，油气充注后，抑制规模胶结物的形成，使得早期形成的孔隙得到较好的保存，同时，沿残余孔（缝）和龙门山推覆挤压产生的构造裂缝，进一步了改善了储层的储渗条件，提高储层的品质。

4 结论

1）川西气田雷四上亚段可以划分为上、下两个储层段及一个隔层段；下储层段储层岩石类型多样，残余藻黏结（或藻屑）微—粉晶云岩、藻纹层结构微—粉晶云岩、粉晶云岩是最重要的储集层岩石类型，储层总体具有低孔—特低孔、低渗—特低渗特征，孔渗相关性较差；上储层段储层岩性相对简单，以微（粉）晶云岩为主，局部发育薄层的中孔—低渗优质微晶云岩储层。

2）川西气田雷四上亚段下储层段储集空间类型多样，发育残余藻黏结白云石晶间溶孔、藻纹层（或层叠石）格架溶孔和微裂缝，为裂缝—孔隙型储层，喉道以细喉为主；上储层段储集空间类型单一，主要为微晶晶间溶孔，为孔隙型储层，孔喉组合类型以微孔—中喉为主。

3）雷四上亚段储层纵向上非均质性较强，单层厚度小，呈Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层薄互层。下储层段的有效储层均较上储层发育，下储层段的累计储层厚度和物性均好于上储层段。

4）云坪、藻云坪微相和白云石化作用控制了白云岩的分布，为储层发育奠定了岩性基础；潮间带高频旋回控制的多期准同生溶蚀作用是优质储层发育的关键因素；埋藏期的油气充注抑制了规模胶结物的形成，较好地保存了早期形成的孔隙。