川西南下三叠统嘉陵江组四—五段孔隙型储层特征及勘探前景

2022-03-01廖荣峰宋晓波郝哲敏王文楷

石油实验地质 2022年1期

廖荣峰，汤晶，宋晓波，郝哲敏，王文楷，刘勇

1.中国石化西南油气分公司勘探开发研究院，成都 610041；2.四川省地质调查院，成都 610081

四川盆地三叠系嘉陵江组是重要的含气层系，其作为主要目的层的油气勘探始于二十世纪六七十年代，最早在泸州古隆起上发现了多个具有一定规模的气藏。受印支期运动影响，古隆起核部嘉三—嘉五段遭受了强烈的剥蚀，早期发现的气藏主要分布在蜀南地区以嘉一—嘉三段气藏为主；随着勘探程度的深入，泸州古隆起周缘地区主力产层从嘉一—嘉三段为主拓展到了嘉四、嘉五段等，之后在川东、川中、川北等地区也发现了多个中小型气藏。前人[1-12]对于泸州古隆起周缘嘉陵江组开展了油气地质研究，以古隆起周缘的麻柳场、磨溪气藏为典型代表，认为嘉二、嘉四段发育优质孔隙型碳酸盐岩储层，其发育演化受沉积、成岩等控制。近年来中国石化川西南井研探区JS1井嘉四段测试获气2.32×104m3/d、威远探区JH1井嘉五段测试获气5.58×104m3/d，揭示川西南地区嘉四—五段仍具有一定的勘探潜力，同时也存在储层非均质性强、主控因素及成因认识不清、有利勘探区带不明确的问题。本文在前人研究成果基础上，运用岩心观察及实验分析数据，重点针对嘉四—嘉五段孔隙型储层特征、成因、分布及有利勘探区带开展研究，以明确储层成因机理及有利勘探区，并指导应用于下步勘探评价部署，这对于“十四五”充分挖掘川西南嘉陵江组资源潜力和持续增储上产具有重要的现实意义。

1 沉积特征

四川盆地西南部整体为川西南坳陷低陡构造带(图1a)，印支期处于泸州古隆起西缘斜坡区域，早三叠世嘉陵江期，川西南地区经历了多期海侵—海退沉积旋回(图1b)，主要为局限—蒸发台地沉积，以混积潮坪、潮坪和潟湖亚相为主(图2-3)；自西向东嘉陵江组水体由浅变深，沉积厚度变大，岩性主要由海相碳酸盐岩、蒸发岩和少量陆源碎屑岩组成，钻厚300～500 m，表现出东厚西薄的变化趋势。该时期泸州古隆起为水下古隆起，其西缘发育浅滩及云坪有利相带。中三叠世末，印支运动使上扬子海盆抬升，形成以泸州—永川为中心的古隆起，隆起核部遭受强烈剥蚀，仅保存嘉三段以下地层，而古隆起西缘川西南嘉陵江组保存相对较完整。

图1 四川盆地川西南构造位置(a)及下三叠统嘉陵江组岩相综合柱状图(b)

图2 川西南地区下三叠统嘉陵江组嘉四1亚段沉积相

图3 川西南地区下三叠统嘉陵江组嘉五1亚段沉积相

根据岩性、电性及沉积旋回，嘉陵江组自下而上可划分为嘉一—嘉五共5个岩性段(图1b)。嘉一段以海侵的深灰色灰岩为主，局部发育滩相颗粒灰岩等，向西部分地区受混积潮坪沉积作用影响；岩性为泥岩、砂岩、灰岩等不等厚互层。嘉二段主要为白云岩、膏质云岩及膏岩等，沉积水体浅，为潮坪环境，局部发育潟湖。嘉三段与嘉一段相似，为一次较大的海侵期，岩性以厚层块状灰岩为主。嘉四段沉积时海平面下降，且受蒸发环境的影响，主要为(膏质)潟湖沉积，发育大套厚层膏岩；但在嘉四底部嘉四1亚段为潮坪环境，多见鸟眼构造，以潮间带(灰)云坪、砂屑滩为主要微相，并根据沉积旋回、岩相及水动力条件、相标志等进一步划分为潮间及潮下带(图2)。井研、威远及麻柳场地区实钻SB1、JH1、M3井等多井揭示，嘉四1亚段普遍稳定发育10～20 m晶粒白云岩、砂屑白云岩，呈薄互层多期叠置；井震标定解释具有“亮点”反射特征，综合预测川西南嘉四段沉积时潮间(灰)云坪分布较广泛，浅滩主要分布在井研、威远、宜宾及永川地区。嘉五段按岩性组合，可进一步划分为嘉五1、嘉五2亚段，嘉五2亚段主要为膏质潟湖沉积，发育大套膏岩。嘉五1亚段为潮间—潮下沉积环境，根据水动力条件及暴露相标志等将潮间带进一步划分为潮间上、下带；潮下带水动力较上带增强，局部发育砂屑滩，水体动荡，仍能见到一些间歇性的暴露相标志等；潮间下带水体加深，局部发育浅滩，实钻JH1井等多口井晶粒白云岩及颗粒白云岩、颗粒灰岩发育，厚度10～33 m，综合分析云坪及浅滩主要分布在威远、自贡及永川地区(图3)。根据实钻综合分析，嘉四—嘉五段孔隙型储层主要分布于嘉四1、嘉五1亚段，为本文研究的主要层段。

2 储层特征

2.1 岩性特征

通过对川西南地区嘉四—嘉五段实钻岩心、岩屑薄片分析，嘉四1、嘉五1亚段孔隙型储层岩性组合特征相似(图1b)，下部为灰岩、上部为白云岩，反映潮下、潮间沉积环境的变化；主要岩性包括晶粒白云岩、颗粒白云岩、颗粒灰岩及(含膏)灰质白云岩、白云质灰岩等，其中云坪晶粒白云岩与滩相颗粒(生屑、砂屑)白云岩和颗粒(砂屑、砾屑)灰岩为储层发育的主要岩石类型(图4)。

云坪相晶粒白云岩主要为泥微晶—粉晶结构，局部与砂屑白云岩互层(图4a，b)，多见鸟眼构造及缝合线，溶孔发育，是储层发育的主要岩石类型之一；测井解释为Ⅱ—Ⅲ类储层，部分为Ⅰ类储层，储层单层厚度4～19 m，如井研地区测试获气的JS1嘉四段晶粒白云岩，测井孔隙度平均6.03%，储层厚度13 m。

滩相沉积包括颗粒白云岩与颗粒灰岩，形成于潮间及潮下高能滩相沉积环境。颗粒白云岩主要为砂屑白云岩(图4c)，为潮间砂屑滩沉积，局部见残余鲕粒、生屑如有孔虫等，部分颗粒被溶蚀，溶孔发育，局部为亮晶方解石充填。颗粒灰岩主要包括砂屑灰岩、砾屑灰岩(图4d，e)，为潮间下带—潮下带粒屑滩沉积。JH1、SB1井实钻砂屑灰岩岩心粒间、粒内溶孔发育，物性好，发育Ⅰ—Ⅱ类储层；砾屑灰岩中角砾在经压实后几乎呈线接触，且早期未经历一定程度的溶蚀，孔隙基本不发育，仅见少量裂缝及后期压实缝合线发育，物性较砂屑灰岩差(图4f)。

图4 川西南地区下三叠统嘉陵江组岩石宏观特征

2.2 储集空间

薄片观察表明，川西南嘉四1、嘉五1亚段储层储集空间类型多样，以晶间(溶)孔、粒间(溶)孔、粒内溶孔及铸模孔为主，其次见裂缝、溶缝等。晶间(溶)孔主要发育在晶粒白云岩、灰质白云岩中，面孔率2%～10%，为白云石化作用和准同生期溶蚀作用形成(图5a-d)；粒间、粒内(溶)孔或铸模孔主要发育在生屑砂屑白云岩、砂屑灰岩等滩相颗粒岩中，颗粒间及颗粒内部遭受准同生期选择性溶蚀而形成大量未充填的溶蚀孔隙(图5e-i)，溶孔顺层均匀分布，面孔率最高10%以上；裂缝、溶缝在各类岩石中均有发育(图5d-e)，对储集体渗流性能具有较大的改善作用。

图5 川西南地区下三叠统嘉陵江组岩石储集空间

2.3 物性特征

川西南地区嘉四、嘉五段孔隙型储层物性较好，Ⅰ—Ⅲ 类储层均有分布。以井研地区SB1井嘉四段为例，小岩心样实验孔隙度0.23%～20.2%(N=81)，平均值5.73%，有效孔隙度2%～20.2%(N=64)，平均值6.98%；岩心渗透率(0.003～3.02)×10-3μm2(N=54)，平均值0.321×10-3μm2，孔渗相关性较好，其中Ⅲ类储层样品占48%，Ⅱ类占32%，Ⅰ类占20%。以威远地区JH1井嘉五段为例，小岩心实验分析以Ⅰ类、Ⅱ类储层为主，孔隙度0.782%～17.7%(N=67)，均值7.7%；渗透率(0.0081～0.52)×10-3μm2，均值0.052×10-3μm2；43%的样品孔隙度大于10%。通过对JH1井嘉四—嘉五段不同岩石类型物性分析表明(图6)，晶粒白云岩、砂屑白云岩及砂屑灰岩储层物性较好，砾屑灰岩及泥微晶灰岩等物性较差；Ⅰ—Ⅱ类储层主要分布在溶孔砂屑白云岩、砂屑灰岩与晶粒白云岩中，具有低电阻率、高声波时差、较低密度的特征，Ⅲ类储层在晶粒白云岩、砂屑白云岩及过渡岩类(灰质白云岩、白云质灰岩等)均有分布，具有较高电阻率、低声波时差和较高密度的特征。

图6 川西南地区下三叠统嘉陵江组四—五段物性统计

2.4 孔隙结构

在上述研究基础上，利用压汞分析中大于0.073 5 μm的孔径百分数与饱和度中值喉道半径(R50)及其他参数相结合，对储层孔隙和喉道级别进行划分，研究储层孔喉组合特征。以JH1井嘉四—嘉五段34个压汞数据分析为例(图7)，Ⅰ类储层(溶孔砂屑灰岩、粉晶白云岩等)主要表现为大孔中喉、大孔细喉及中孔细喉特征，排驱压力较低(0.04～2.87/0.62 MPa)，中值压力较低(1.67～8.35/4.78 MPa)，中值喉道半径相对较大(0.088～0.441/0.231 μm)；Ⅱ—Ⅲ类储层(晶粒白云岩、砂屑白云岩、灰质白云岩等)主要表现为小孔细喉、小孔微喉特征，排驱压力明显升高(1.83～37.65/12.99 MPa)，中值压力相对更高(26.57～191.17/80.04 MPa)，中值喉道半径减小(0.004～0.172/0.041 μm)。

图7 川西南地区JH1井下三叠统嘉陵江组Ⅰ—Ⅲ类储层典型压汞曲线

3 储层成因分析

3.1 储层分布控制因素

颗粒滩和云坪沉积微相控制了储层分布。纵向上，川西南地区嘉四—嘉五段孔隙型储层主要分布于嘉四1、嘉五1亚段，储层厚度较薄。以JH1、JS1井为例，嘉四1、嘉五1亚段单层厚度2～13 m，累厚6.3～20 m，具有颗粒滩与云坪多期叠置、多期次溶蚀的储层发育模式(图8)；受高频沉积旋回控制及海平面变化影响，自下而上沉积储层结构表现为滩相颗粒灰岩、(灰)云坪相(灰质)白云岩、滩相颗粒白云岩、云坪相白云岩薄层多期叠置。

图8 川西南地区下三叠统嘉四1、嘉五1亚段孔隙型储层发育模式

嘉四段沉积时，川西南地区以局限台地潮坪和潟湖沉积为主(图2)，受陆源碎屑进积的影响，近康滇古陆地区发育混积潮坪沉积，主要为砂泥岩、泥灰岩等，储层欠发育；资阳、威远、宜宾一线以西地区主要为潮间沉积环境，发育云坪、(云)灰坪及滩相沉积，云坪及砂屑滩储层发育，向东沉积微相主要为潮下(泥)灰坪、(灰)云坪及少量浅滩，储层发育厚度相对变薄。嘉五段沉积时，受干旱气候条件的影响，该区发育膏质潟湖—潮坪沉积，潟湖周缘发育颗粒滩及云坪有利沉积微相(图3)，其中威远、自贡一带发育的较大规模浅滩，以及潟湖周缘发育的较大范围潮间云坪等，均有利于形成Ⅰ—Ⅱ类优质孔隙型储层。区域上，宜宾—珙县一带由于右江海槽海水的补给发育潮下灰坪沉积。在有利的沉积微相控制下，同时受泸州古隆起影响，储层分布具有差异性，古隆起西缘井研、荣县、麻柳场、威远及自贡地区嘉四1亚段储层发育，厚度5～20 m，永川地区遭受剥蚀，残余厚度薄，为0～10 m(图9)；威远、自贡及荣县地区嘉五1亚段储层相对发育，厚度5～18 m，资阳地区则储层发育差，永川地区被剥蚀殆尽(图10)。

图9 川西南地区下三叠统嘉四1储层厚度分布

图10 川西南地区下三叠统嘉五1储层厚度分布

3.2 储层发育的基础

准同生期溶蚀奠定了储层发育的基础。在前人[13-20]研究的基础上，通过实钻综合研究认为，川西南嘉陵江组孔隙型储层的形成，受沉积环境和成岩作用控制，即嘉四—嘉五段潮坪相云坪和颗粒滩经历了准同生期白云石化、准同生期溶蚀、浅埋—深埋胶结充填、压实压溶等成岩作用(图11)，而准同生期溶蚀作用无疑是提高储层品质关键的建设性成岩作用。由图4和图5可见，次生溶蚀孔隙顺层分布，发育粒内溶孔、铸模孔及溶蚀扩大孔；结合薄储层多期叠置发育模式分析(图8)，在高频沉积旋回的控制作用下，有利于发生准同生期溶蚀，沉积物在海退沉积序列中发生溶蚀形成各种溶蚀孔隙。它既可以选择性溶蚀颗粒或胶结物，只留下一层保持颗粒外形的泥晶套(颗粒外泥晶化边及藻类等微生物作用形成)，形成粒内溶孔、铸模孔和粒间溶孔(图5f-i)，又可发生晶粒白云岩的非选择性溶蚀作用，形成溶蚀扩大孔等(图5b-c)。

图11 川西南地区下三叠统嘉陵江组成岩孔隙演化

本文选取JH1井嘉五段12件样品进行碳、氧同位素研究，其中白云岩样品5件，灰岩样品6件，过渡岩类(云质灰岩)1件，样品的加工及测试均在四川省科源工程技术测试中心完成。首先将样品无污染粉碎至200目干燥，用磷酸法制成CO2气体，在Delta V Plus同位素质谱仪进行检测，采用PDB国际标准，分析精度为±2‰。白云岩样品的δ13CPDB值介于1.1‰～2.8‰，平均值为1.9‰，灰岩样品的δ13CPDB值介于0.7‰～1.4‰，平均值为1.2‰；白云岩样品的δ18OPDB值介于-5.8‰～-3.8‰，平均值为-5.1‰，灰岩样品的δ18OPDB值介于-5.7‰～-4.7‰，平均值为-5.3‰。根据CHRISTOPH等(2005)所确定的三叠纪海水的δ13CPDB为-0.5‰～2.1‰，δ18OPDB为-6.5‰～-1.0‰，本次测试样品的碳、氧同位素组成与同时期的海水基本一致，部分氧同位素值略偏轻，说明成岩流体主要来自于同期蒸发环境下的海水，并有大气淡水的参与。

3.3 烃类充注有利于储层孔隙的保持

烃类充注抵御了压实和胶结作用对孔隙的破坏，有利于孔隙保持。以SB1井13个包裹体样品分析为例，通过对储层岩石矿物中捕获的气液两相含烃盐水包裹体分析，指示储层经历过油气充注。单相气烃包裹体在透射光下呈灰色或深灰色，紫外光下无荧光显示；该类包裹体普遍存在于嘉陵江组储层中，其流体成分主要为甲烷，包裹体大小分布在4～10 μm之间，在赋存矿物硬石膏(Anh)中常沿愈合裂缝呈条带状分布(图12)。气液两相含烃盐水包裹体在透射光下呈透明色或浅灰色，紫外光下气态烃无荧光显示；该类包裹体大小分布在4～15 μm之间，气液比在5%～15%之间，形态多呈多边形、椭圆形及不规则状等(图12)。以JH1、SB1井嘉陵江组88组包裹体测温数据为例，均一温度主要峰温分别为80～100 ℃(N=14)，110～140 ℃(N=44)，140～170 ℃(N=13)，表现为多期流体充注。结合古埋深变化对峰温区间分析及前人的研究[8-12]，认为其经历了二叠系烃源岩印支期生烃、燕山期成熟干气充注、喜马拉雅期持续充注与调整等，其中印支、燕山期流体充注抑制了压实胶结作用对早期孔隙的破坏，有利于储层孔隙持续保持和进一步埋藏溶蚀的发生(图12)。

图12 川西南地区下三叠统嘉陵江组储层流体包裹体特征(a)及均一温度分布(b)

实钻JH1井岩心分析揭示，孔隙型储层发育段在流体充注抗压过程中几乎未见缝合线发育，溶缝及孔隙边缘见有机质充填(图5d，h)，孔洞中局部见流体充注过程中形成的白云石、方解石及石膏等充填，而较致密孔隙欠发育段如砾屑灰岩无流体充注保持，颗粒间经压实后由点接触到线接触，垂向上多见缝合线分布(图4f)，缝合线多被泥质充填。

4 勘探前景

(1)川西南地区下三叠统嘉陵江组四—五段储层发育较稳定，具备良好烃源条件。

川西南地区嘉陵江组大多中小型气藏储层发育厚度薄，但展布较稳定，古隆起西缘麻柳场、井研、荣县、威远等地区储层发育(图10-11)，云坪与颗粒滩相储层物性最好，发育Ⅰ—Ⅱ类优质储层；同时，川西南地区发育震旦系、寒武系、二叠系等多套烃源岩，二叠系为主要烃源[8-12]。结合JS1井等嘉四段天然气分析，嘉四段天然气属于既含有油型气，又含有煤型气的混源气，其对应Ro值1.53%，属于二叠系烃源岩高—过成熟阶段生成的高成熟干气，即嘉陵江组气藏主要的烃源贡献为二叠系，烃源条件较好。其中栖霞组碳酸盐岩烃源岩有机碳含量为0.1%～1.13%，平均0.55%，有机质类型为Ⅰ—Ⅱa型，现今处于高成熟—过成熟演化阶段(Ro为1.8%～2.4%)，厚120～140 m；茅口组碳酸盐岩烃源岩有机碳含量为0.14%～1.98%，平均0.78%，有机质类型为Ⅰ—Ⅱ型，烃源岩现今处于高成熟—过成熟演化阶段(Ro为1.8%～2.4%)，厚80～200 m；龙潭组泥质烃源岩有机碳含量为0.13%～36.01%，平均8.9%，有机质类型为Ⅱb—Ⅲ型，该套烃源岩现今处于高成熟演化阶段(Ro为1.4%～2.0%)，厚40～60 m。

(2)油气运移及保存良好，发育构造、构造—岩性气藏。

川西南泸州古隆起以西井研、荣县及威远等地区，距剥蚀区核部较远，地震解释断层未通天(图13)，油气保存总体较好。以井研地区为例，过嘉陵江组逆断层主要形成于印支—燕山期，向下最深断至震旦系，向上最浅断至侏罗系，与下伏二叠系烃源岩大量生排烃阶段具有较好的匹配关系，这些逆断层为二叠系油气近距离垂向运移进入嘉陵江组圈闭提供了相对高效的输导体系；上覆嘉陵江组及雷口坡组厚大膏岩等封盖有利。结合川西南地区嘉陵江组气藏分析[2-3，6]以及近期井研、威远等实钻研究，认为气藏成藏模式为下生上储、断裂垂向输导，构造、构造—岩性圈闭成藏(图13)。JS1、JH1井测试获气，JSh1井钻遇良好气显示，揭示在构造背景下发育优质储集体及断裂有效输导是成藏的关键。