元坝气田长兴组生物礁储层特征及主控因素研究

景小燕，张小青，高蕾，张明迪，李国蓉

(1.中国石化西南油气分公司勘探开发研究院，四川 成都 610041；2.成都理工大学能源学院，四川 成都 610059)

元坝地区位于四川盆地川东北部苍溪县—阆中市一带。其构造主体为川中低缓构造带北部斜坡，东邻通南巴构造带西南端、北为九龙山背斜南端(图1)。

图1 川东北元坝—通南巴地区构造简图Fig.1 Structural map of Yuanba-Tong Nanba area in the northeastern Sichuan basin

元坝气田勘探工作始于20世纪50年代，相继历经了普查勘探阶段(1967～2005年)、发现及成果扩大阶段(2006～2009年初)和勘探开发一体化阶段(2009年初—至今)。2009年A井钻获低产气标志着长兴组气藏的发现，是川东北地区继普光、龙岗气田之后油气勘探的又一次突破，使得元坝地区成为目前的研究热点地区之一。同时也显示沿“梁平—开江”陆棚一带分布的碳酸盐岩台地礁滩相带具有良好的勘探前景(马永生等，2005，2006a；祝海华等，2013；王一刚等，2006a，2006b)。长兴组储层具有很强的非均质性，明显受沉积相及成岩作用的控制(郭彤楼，2011；马永生等，2007)。通常情况下，在生物礁相储层中，储集层一般发育于礁核亚相。然而，随着元坝气田进入试开发阶段，大量的岩性与实验分析数据揭示元坝气田的储集层主要发育于礁盖微相，这一点与常规的认识不同。因此，深入研究长兴组礁滩相储层的发育规律对于指导该地区下一步的滚动勘探开发工作具有重要的意义。

1 沉积特征

长兴期川东北地区古地理面貌呈北西—南东展布，呈现陆棚-台地相间格局(图2)。中部为梁平-开江陆棚，向北与广旺-鄂西深水陆棚相通，沉积大隆组碳质页岩夹硅质岩，沿梁平-开江陆棚东西侧两台地边缘发育边缘礁滩相沉积(马永生等，2006b；王一刚等，2009；郭川等，2011)。陆棚西侧沿元坝—龙岗一带发育生物礁；陆棚东侧在普光1井—开江一带发育生物礁。

图2 川东北地区长兴期沉积相图Fig.2 Sedimentary facies graph of the Upper Permian Changxing Formation in the northeastern Sichuan Basin

元坝地区位于梁平-开江陆棚西侧，主要发育开阔台地、台地边缘礁滩、斜坡、浅水陆棚沉积相带，古地形总体为西南高东北低，西南部为台地，东北为浅水-深水陆棚。综合利用岩心、测井资料，及地震资料分析(陈勇，2011)，认为长兴组气藏区发育碳酸盐缓坡和碳酸盐台地2种沉积背景，深缓坡、浅缓坡、台地边缘生物礁、台地边缘浅滩等亚相以及生屑滩、滩间、生物礁(礁基、礁核、礁盖)、礁间等多种微相类型。

2 生物礁及储层岩石特征

元坝地区长兴组生物礁由礁基、礁核及礁盖三部分组成(图3)。礁基为碳酸盐岩缓坡浅滩相灰色厚层状生物碎屑白云岩、生物碎屑白云质灰岩、生物碎屑灰岩，生物碎屑包括有孔虫、蜓、珊瑚、腕足、苔藓虫、三叶虫、棘皮、双壳、腹足、介形虫、绿藻等，其中有孔虫是最主要的生物碎屑类型，生物碎屑间可为粒状亮晶方解石、泥晶灰岩胶结，局部为藻黏结结构。测井曲线上(图4)，生物碎屑灰岩或白云质灰岩层段显示出自然伽玛值低、声波时差较小、密度较大、电阻率较高的特征；生屑碎屑白云层段则显示出自然伽玛值低、密度较低、电阻率较低、声波时差升高的特征。礁核岩性为灰色块状海绵骨架岩。造礁生物主要为串管海绵，见少量板状珊瑚，含量可达50%～80%。附礁生物主要为腕足类、棘皮类、有孔虫。礁骨架间填隙为为泥晶灰岩，见少量泥质及生物碎屑。海绵骨架岩白云岩化程度低。礁核在电测曲线上表现为低伽玛、极高电阻的特征，自然伽马表现为平直的低值特征，指示礁灰岩整体岩性较纯，FMI为亮色块状特征。礁盖为潮坪相浅灰色残余生屑(粒屑)白云岩、结晶白云岩及灰色藻黏结微粉晶白云岩。礁盖白云岩中溶蚀孔洞发育，充填有大量的沥青。礁盖表现出疏松多孔的测井响应特征，如密度，电阻率值下降，声波、中子孔隙度上升等，FMI为暗色厚层状，反映溶孔发育。

图3 A井生物礁地震剖面图Fig.3 Seismic profiles of reef in the A well, Yuanba gas feild

图4 C井长兴组上段台地边缘生物礁沉积相图Fig.4 Sedimentary facies graph of reef of the Upper Permian Changxing Formation in the C well, Yuanba gas feild

据此，可将元坝地区长兴组按岩石组合特征及测井响应特征可分为上、中、下三段。下段地层为灰色白云岩、灰质白云岩、含灰白云岩、含云生屑灰岩、生屑灰岩、砂砾屑灰岩，为礁基。中段地层底部为深灰色含泥灰岩、灰色灰岩、生屑灰岩、礁灰岩和云质灰岩，为礁核。顶部为浅灰色中粗晶白云岩、溶孔白云岩、生屑白云岩、生屑灰岩，为礁盖。

研究表明，储层的发育程度与白云岩化程度密切相关，如上述生屑滩灰岩，发生完全白云石化时溶蚀孔洞较发育，在FMI测井上反应明显(图5)；未完全白云石化时则岩性相对致密。

图5 长兴组气藏储层成像测井特征Fig.5 Characteristics of imaging of reservoir in Changxing Formation

根据野外剖面和23口钻井岩心详细观察、镜下铸体薄片鉴定以及扫描电镜分析，认为长兴组储集岩类型主要包括以下几种。

2.1 晶粒白云岩

晶粒较粗以粗-中晶为主，粉-细晶次之。晶粒自形程度较高，以半自形至自形晶粒为主，有时具雾心亮边结构。无生物或其他残余结构。该类白云岩除发育大量的晶间孔外，还容易发生溶蚀作用形成晶间溶孔和晶体铸模孔。此类白云岩多发育于礁滩顶部及礁盖潮坪环境中。

2.2 残余生屑晶粒白云岩

残余生屑晶粒白云岩为生屑灰岩白云石化形成。岩石结构以粉晶、细晶和中晶白云石为主，少量粗晶白云石、白云石晶体呈他型-半自形状，见生屑幻影，这类岩石晶间(溶)孔、溶孔发育，可以形成优质储层。

2.3 生物礁白云岩

长兴期的造礁生物主要为海绵。海绵骨架生物含量高、个体大，一般直径为1～3 mm，且较完整，形态各异，其内部脑纹结构特征明显。海绵类生物间由亮晶胶结，胶结期次不明显，局部海绵骨架间空隙部分由泥晶灰质充填，形成直径为1～1.5 mm不规则的团块，团块内泥质和细小生屑含量高，多被选择性白云化。自形粉晶白云石沿海绵类生物边缘形成等厚细晶白云石环，部分晶间被沥青充填，局部沥青呈条纹状分布。

此外，灰质白云岩、白云质灰岩、生物礁灰岩、生屑(生物)灰岩、泥-微晶灰岩作为储集岩较为少见，构造裂缝构成该类储集岩的主要空间，以高角度斜交缝及垂直缝为主。

3 储集空间类型及其结构特征

3.1 储集空间类型

前人的研究成果表明，元坝地区长兴组的主要储集空间类型包含以下4种：晶间孔、晶间溶孔、粒间溶孔及裂缝(郭彤楼，2011；王瑞华等，2007；彭光明等，2014)。笔者根据研究区长兴组的普通薄片、铸体薄片鉴定观察及扫描电镜分析认为储集空间类型还包括以下2类：粒内溶孔和超大溶孔。

(1)粒内溶孔。主要为鲕粒、生物(生屑)内部溶蚀而成。鲕粒内溶孔主要沿鲕粒同心圈层发育成环状、半月形溶孔，局部鲕粒完全溶蚀形成铸模孔。生物(生屑)内溶孔储集体包括海绵和珊瑚等造架生物的体腔孔、腹足类体腔孔、有孔虫和蜓类房室溶孔和双壳壳体溶孔等(图5a)。这类孔隙是沉积后生物体内软体组织等不稳定组分在早期溶蚀的基础上叠加后期多期溶蚀和改造而成(黄勇等，2013)，其大小通常受生物体腔、虫室、房室等大小的控制，孔隙直径变化范围较大，从0.01 mm到2 mm均有发育，面孔率一般为0.2%～1.5%，溶孔内常充填或半充填沥青(图6a)。

a.生物的粒内溶孔，C井；b.生屑灰云岩，白云石斑块内溶蚀孔洞发育，D井图6 长兴组储层孔隙空间类型Fig.6 Reservoir Space types of the Changxing Formation

(2)超大溶孔。超大溶孔孔径大于岩石支撑颗粒直径，常由粒间溶孔、晶间溶孔和铸模孔溶蚀扩大形成非组构性溶孔，形状不规则，大小差异大，孔径多大于2 mm。溶孔的发育常与裂缝相伴，呈串珠状、补丁状，以裂缝为中心向外侧溶蚀孔径逐渐变小(图6b)，具有连通性好、分布广泛的特点。超大溶孔孔中清洁、干净，未见充填沥青，可见其发育于原油演化为沥青之后，是晚期溶蚀产物。

该类溶孔主要发育在长兴组下段的残余颗粒白云岩、晶粒白云岩、海绵礁白云岩、生屑白云岩等各类白云岩中，是本地区重要的储集空间。

3.2 喉道类型

喉道是影响储集岩渗透性的关键要素，是储集空间的联通通道，直接决定储集空间是否有效。研究表明，长兴组礁滩相储层喉道类型主要为片状、孔隙缩小型、缩颈型喉道(图7)。

(1)孔隙缩小型喉道：是晶间孔之间的缩小部分，与孔隙很难区分，此喉道既是渗流通道又是孔隙的一部分，是储集岩的最佳喉道(图7a、图7b)。

(2)缩颈型喉道：当颗粒或晶粒经过压实，之间常以点接触形式，使两颗粒之间喉道变成“瓶颈”状，此种喉道由于在“瓶颈”处变得很小，因而其渗透作用比孔隙缩小型喉道要小得多(图7a、图7c)。

(3)片状喉道：此类喉道是孔隙缩小型喉道的进一步缩小，使颗粒间、白云石晶间溶孔隙呈网状相连，喉道宽在0.1～0.5 μm，是区内较普遍发育的一种喉道，对储层孔隙连通具重要意义(图7d)。

图7 长兴组储层喉道类型特征Fig.7 Reservoir throat Characteristics of the Changxing Formation

3.3 储集物性特征

通过对元坝气藏19口取心井1 126个岩心样品进行了详细的统计，储层具有如下特征：孔隙度分布区间为0.53%～24.65%，平均孔隙度为4.51%，其中孔隙度>2%的样品平均值为5.46%。主要分布在2%～5%，约占48%；孔隙度<2%次之，约占24%；渗透率为0.001 8×10-3～2 571.903×10-3μm2，几何平均为0.347 8×10-3μm2，主峰值位于0.002×10-3～0.25×10-3μm2，渗透率级差大、非均质性强。元坝地区取心物性资料分析表明，台地边缘生物礁及台地边缘浅滩相是储层发育最有利相带(图8)。在生物礁中以礁盖微相的物性最好(平均孔隙度为5.5%)，礁核次之(平均孔隙度为3.2%)，而礁基的平均孔隙度仅为0.5%。

图8 元坝气田长兴组不同相带储层物性征对比图Fig.8 Reservoir properties comparative diagram of sedimentary facies in Yuanba gas field

长兴组气藏礁-滩相储层的孔隙度与渗透率交汇图中 (图9)，孔隙度与渗透率在半对数坐标中呈正相关关系，渗透率值的增加随孔隙度呈正向区带状分布。A区孔隙度变化小而渗透率变化明显，级差大、非均质性强。该区的数据点主要为生物礁核微相的生物礁灰岩、生物礁白云岩及泥-微晶灰岩。此类储层的原生孔隙不发育，构造裂缝不仅占据相当比例的储集空间同时又是良好的渗滤通道，为裂缝-孔隙型储层；B区内孔隙度与渗透率呈明显的正相关关系，该区内的数据点为生物礁盖微相的晶粒白云岩及滩相的生物碎屑白云岩，晶间孔、晶间溶孔及粒间溶孔为主要储集空间，发育孔隙缩小型和缩颈型喉道，属于孔隙型储层。

图9 元坝气田长兴组气藏储层孔-渗相关关系图Fig.9 Relationship between porosity and permeability of Changxing Formation in Yuanba gas field

4 储层发育的主要控制因素分析

4.1 有利的沉积相带是长兴组储层形成的物质基础

上述分析表明长兴组储层主要发育在高能相带的礁、滩内。研究表明，长兴早期为碳酸盐岩缓坡，晚期为镶边碳酸盐岩台地，滩具多期次发育特点而生物礁则仅发育于晚期(马永生等，2007，2006b；彭光明等，2014)(图2)。长兴组早期为碳酸盐缓坡沉积，地形总体较平缓，仅在地形稍高、水体能量较大的局部地方发育一些小规模的高能生屑滩，此为第一期滩，该期形成的滩相储层厚度小分布也有限；随着海平面的下降，滩体逐渐向梁平-开江陆棚推进，该期滩体沉积范围扩大，发育一些厚度较大的高能生屑滩，此为第二期滩，滩体具有从西向东、从南向北进积的特征；晚期海平面进一步下降，元坝地区逐渐演化为镶边碳酸盐台地沉积，沿着台地边缘带开始形成生物礁，同时，随着生屑加积及礁屑不断向礁后充填，在生物礁后发育礁后滩沉积，此为第三期滩，该期不仅形成了生物礁储层且滩相储层具厚度大、分布广的特点，是长兴组储层形成的主要时期。长兴组末期由于水体变得局限，主要发育潮坪及潟湖相。

浅滩储层一般形成于浪基面附近，水动力条件强，形成分选、磨圆好和贫灰泥的沉积体，常形成亮晶生屑白云岩、及生物骨架灰岩、生物骨架灰质白云岩，其粒间孔隙发育；同时其沉积表面水体相对较浅，在频繁海平面升降的影响下，顶部常暴露于水体之上，短时间接受大气淡水的选择性溶蚀作用和蒸发浓缩白云石化作用的改造，形成较多的溶蚀孔、晶间溶孔，为埋藏期成岩过程中白云石化及溶蚀作用奠定了基础。而生物礁礁盖往往形成于晚期的潮坪环境，有利于白云岩储层的形成。

4.2 白云石化是区内长兴组储层形成的关键作用

大量的前人研究资料表明，川东北地区长兴组的储层发育与白云岩化作用密切相关(孟万斌等，2014；田永净等，2014；郑荣才等，2007)。通过对YB2井长兴组取心井段白云石含量与岩石孔隙度的关系分析，储层物性的好坏与白云石化程度密切相关，当白云石含量小于80%时，样品的孔隙度都在4%以下，孔隙度大于5%的优质储层白云石含量大都在90%以上。如笔者统计海绵礁白云岩的平均孔隙度为5.0%，而海绵礁灰岩仅为2.97%。研究表明长兴组白云石(岩)作用的主要有3种模式：即礁滩顶部及礁盖潮坪沉积物的蒸发浓缩白云石(岩)化作用、礁核回流渗透白云石化作用和埋藏成岩环境的压实排挤流白云石化作用(图10)。即在三级层序高水位体系域中晚期背景下，高频层序(旋回)的海平面下降期，礁滩顶或潮坪沉积物顶部形成蒸发泵，海水被侧向抽吸至上述部位，发生蒸发浓缩作用，使孔隙流体Mg/Ca值提高，从而导致礁滩顶部和潮坪沉积物白云石化。同时，在内部蒸发浓缩的高镁盐水受自身重力作用向下回流渗透导致下部沉积物(礁核)完全或部分白云石化。埋藏成岩环境的压实排挤流白云石化作用为成岩压实过程中，这种白云岩化作用主要发生成岩晚期。沉积物中富镁流体向周边或上覆沉积物运移，从而引起碳酸钙沉积物发生白云石化(图10)。其中包括白云石的交代和白云石的重结晶作用，形成晶粒较粗的白云岩，此类白云岩往往具雾心亮边结构。

图10 长兴组埋藏白云石化作用模式图(据孟万斌等，2014 修改)Fig.10 Burying dolomitization models of the Changxing Formation(Modified from MENG Wanbing, et al. 2014)

4.3 多期溶蚀作用，特别是晚成岩期溶蚀作用是长兴组天然气储层形成的关键

长兴组存在3期溶蚀作用，前面2期溶蚀作用发生于液态石油充注之前，它们与埋藏白云石化作用形成的白云石晶间孔隙是液态石油成藏的重要储集空间，但这些储集空间现在多被液态石油热裂解产生的沥青占据；虽然残存的空间在晚期溶蚀作用的通道作用对于晚期溶蚀孔洞的发育具有重要意义，但现今天然气储集的主要空间由晚期溶蚀作用而来，晚成岩期溶蚀作用是长兴组天然气储层形成的关键，有效沟通下酸性流体沿裂缝及前期残余孔隙对岩石的进一步溶蚀作用，局部形成溶蚀扩大孔洞并多被气烃充注，该期孔隙多无充填或见少量残留沥青。

5 结论

元坝气田长兴组主要储集岩类型为晶粒白云岩、残余生屑晶粒白云岩、生物礁白云岩。主要储集空间类型为晶间孔、晶间溶孔、粒间溶孔及裂缝等4种，次要储集空间类型为粒内溶孔和粒间溶孔；喉道类型主要为片状、孔隙缩小型、缩颈型喉道。长兴组储集层主要发育于礁盖及浅滩相带中，沉积、溶蚀及白云岩化作用是储层发育的主要控制因素。其白云石(岩)作用的主要有3种模式：即礁滩顶部及礁盖潮坪沉积物的蒸发浓缩白云石(岩)化作用、礁核回流渗透白云石化作用和埋藏成岩环境的压实排挤流白云石化作用。