四川盆地寒武系洗象池组滩相白云岩规模储层发育特征及勘探意义

石书缘，胡素云，汪泽成，文 龙，徐祖新，刘 伟，谢武仁，姜 华，卞从胜，刘静江，陆 彬，苏 旺，冯庆付，周 刚，郝 涛

1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；2.中国石油 西南油气田公司 勘探开发研究院，成都 610000；3.中国石化 勘探分公司 勘探研究院，成都 610041；4.南方石油勘探开发有限责任公司，海口 570216

颗粒滩型碳酸盐岩储层是国内外碳酸盐岩油气田重要的储层类型[1-5]。前人[6-12]研究表明，四川盆地寒武系洗象池组和龙王庙组滩相白云岩发育。近年来，针对龙王庙组的滩相白云岩储层取得了重大勘探突破[13-14]，但是，洗象池组大套白云岩的油气勘探一直未取得规模突破。笔者在研究中通过开展老井复查及新井随钻资料统计发现大量井漏、油气显示等信息，且威远和高石梯地区老井复查有天然气测试产量，这些信息揭示了洗象池组可能具备较好的勘探潜力。按照目前勘探进度，洗象池组有望成为四川盆地下古生界油气勘探的重要接力层系之一。川中古隆起威远地区洗象池组单井产量较低，充西地区近期钻探的风险探井——充探1井失利，表明在德阳—安岳裂陷及周缘烃源岩供给充分的条件下，川中古隆起上储层品质相对较差制约了天然气成藏效率，因此对洗象池组储层规模分布的认识程度是制约油气勘探的重要因素之一。前人[15-20]着重开展储层基本特征描述及主控因素分析，重点探讨沉积物质基础和加里东末期风化壳岩溶作用对储层的改造作用。与龙王庙组厚层滩相储层相比，洗象池组滩体纵向上单层厚度薄，横向上分布相对局限，不连续性特征明显[11-12,21-23]。为此，基于岩心观察和野外露头剖面的详细实测资料，通过恢复白云岩原始沉积结构，分析颗粒白云岩纵向上的微相组合类型及特征，井震结合明确储层的地球物理响应特征，提出了针对洗象池组的储层评价标准。在此基础上，结合区域构造演化特征，分析滩相储层规模发育特征及分布模式，发现同生期—准同生期的高频次暴露和加里东早期运动的叠加作用对滩相储层发育影响最大，据此指导滩相白云岩规模储层分布预测，打破早期对洗象池组储层成因及分布的认识，优选有利的勘探区带，为四川盆地寒武系洗象池组油气勘探提供支撑。

1 颗粒滩发育地质背景

四川盆地处于扬子准地台上偏西北一侧，是扬子准地台的一个一级构造单元。按照目前寒武系最新的四统十阶的划分方案[24]，洗象池组包含苗岭统鼓山阶到芙蓉统的沉积地层。四川盆地及周缘从寒武纪第三期末期开始已经形成了西北高、东南低的古地理格局[25-26]，受到古陆、古隆起和同沉积断裂的多重控制[27]。在古隆起及斜坡上，受西部多个古陆影响，发育潮坪沉积，以薄层颗粒滩为主，部分层段夹混积岩和泥质；往斜坡方向到宜宾—万州台洼，水体能量逐渐变低，以低能沉积为主，受频繁风暴作用影响，其岩性为夹风暴角砾白云岩的泥晶白云岩；在台洼西侧，由于离物源区较远，且处于地貌高地，利于颗粒滩发育，滩体单层厚度相对较大，代表性的钻井有广探2井和螺观1井等[28]。加里东多幕运动对寒武系—奥陶系沉积、储层形成产生了重要影响[29]，即寒武纪—奥陶纪之间的郁南运动[30-31]、奥陶纪—志留纪之间的都匀运动[32]和志留纪末的广西运动[33]。其中，对洗象池组沉积影响较大的是寒武纪—奥陶纪之间的郁南运动，在该时期川中古隆起和川北古隆起已经形成雏形，控制了寒武系龙王庙组—洗象池组沉积，为颗粒滩沉积提供了优越的地貌条件[26](图1a)。也有学者提出了在寒武纪末期存在整体抬升的构造运动，对洗象池组白云岩储层形成有重要影响[30-31]。总体上，洗象池组沉积期继承了早寒武世晚期—中寒武世的沉积格局，总体呈西北高、东南低格局，表现出同沉积古隆起特征，地层厚度西北薄、东南厚[34-35]。前人以川中地区广探2井为例，将洗象池组划分成洗一段、洗二段和洗三段，对应发育3个三级层序，经历了退积—进积—加积的过程[36](图1b)。下部洗一段底部以砂质白云岩、粉砂质白云岩夹少量薄层颗粒白云岩和粉—细晶白云岩，砂泥岩含量相对较高，颗粒白云岩以砂屑白云岩为主；GR值在20～50 API之间，曲线呈偏高的锯齿状，且电阻率值较高，厚度在50～250 m之间。洗二段碳酸盐岩含量高，以颗粒白云岩和晶粒白云岩为主，颗粒白云岩发育砂屑白云岩、鲕粒白云岩、砂砾屑白云岩等多种类型，局部夹砂泥质白云岩；GR值总体以低于20 API为主，GR曲线较低平，局部表现为箱状特征，电阻率值高，曲线呈齿状，厚度在80～450 m之间。上部洗三段以砂质白云岩、粉砂质白云岩以及薄层颗粒白云岩与粉—细晶白云岩互层为主；GR值相对偏高，在25～50 API之间，曲线呈锯齿状，厚度在30～350 m之间。

图1 四川盆地及周缘寒武系洗象池组沉积期颗粒滩分布(a)与地层综合柱状图(b)

2 滩相白云岩储层特征

2.1 储层基本特征

2.1.1 岩石类型及岩性组合

由于研究区受白云石化等后期成岩作用影响严重，原始沉积结构难以完全恢复，对沉积微相的识别造成了困难。为了更准确识别出滩相沉积，笔者通过详细的薄片观察，辅助光线增益(在显微镜载物台上垫上一张白纸)等方法，尽可能恢复和推断出原始沉积结构，恢复其原始沉积环境。恢复原岩岩石结构后发现,储层主要发育在保持或残留原始组构的颗粒白云岩和组构完全破坏的晶粒白云岩中(图2)。纵向上，颗粒白云岩主要发育在滩—滩多期叠置组合、坪—滩—坪组合、潟湖—滩—潟湖组合和坪—滩—潟湖组合等多种微相组合中。从平面上，颗粒滩发育受古地理格局的控制，主要发育在古地貌高处；在台洼内部，以潟湖沉积为主，受到风暴作用的改造，局部可见到砾屑白云岩沉积(图3h，n)，但潟湖—滩—潟湖组合在多数情况下储层不发育。

颗粒白云岩主要分布在向上变浅的旋回顶部(图2a-c)，颗粒类型以砂屑、鲕粒和砾屑为主，生屑和藻屑相对较少，占所有颗粒类型的5%以下(图3a，d-h，j-l)；主要的岩石类型包括砂屑、砾屑和鲕粒白云岩等(图3)，在整个四川盆地及周缘均有分布，其中川中古隆起、川西南地区和川北地区含有一定数量的陆源黏土泥和碎屑石英。总体上，颗粒白云岩基本保留了其原始的微晶结构，颗粒含量50%～98%，砾屑粒径一般为2～15 mm，其他颗粒粒径一般为0.16～0.4 mm；除藻砂屑形态不规则外，其他颗粒比较规则，次圆—圆形，少量长条形；陆源碎屑石英含量一般小于5%。颗粒白云岩一般为准同生期白云石化的产物，具典型滩相沉积特征，从微相组合上，以潟湖—滩—坪组合、滩—滩叠置组合为主。通过微相组合分析，发现从纵向沉积演化上，滩—滩叠置组合主要发育在洗二段，潟湖—滩—坪组合主要发育在洗一段和洗三段。

图2 四川盆地寒武系洗象池组典型钻井岩心段综合柱状图

图3 四川盆地寒武系洗象池组颗粒滩型白云岩储层岩石类型及储集空间特征

晶粒白云岩主要是指通过原始恢复还能看出颗粒幻影结构，常表现为粉晶、细晶和中晶白云岩3种类型(图3b,c，i)，属于变形原岩结构不清楚的颗粒白云岩。这类岩石有些可以直接在镜下看到颗粒的幻影，有些可以在光线增益等技术手段下恢复颗粒结构。据此推断，研究区内具有储集意义的晶粒白云岩也应归属为颗粒滩型白云岩储集层，只是在白云岩化和重结晶过程中，其结构发生了变化。从纵向分布上，晶粒白云岩在洗一、二、三段中均有大量分布，以滩—坪—滩组合为主，可能与早期发生的短期暴露有关。

2.1.2 储集空间特征

洗象池组储集空间类型以残余粒间孔、粒间溶孔、晶间孔、晶间溶孔和溶洞为主，少量溶蚀裂缝发育。残余粒间孔分布于亮晶砂屑白云岩、亮晶砂砾屑白云岩、亮晶鲕粒白云岩和残余砂屑粉晶白云岩之中，为砂屑、砾屑、鲕粒间粉—细晶粒白云石胶结充填后的残余粒间孔隙(图3g，o)，部分表现在岩心上呈针孔状(图3e)；孔径一般0.015～0.075 mm，大的达0.15 mm，面孔率多为3%～5%，局部可达到10%。粒间溶孔指亮晶颗粒云岩中的白云石胶结物和部分颗粒边缘被较强溶蚀而形成的孔隙，是主要的储集空间类型(图3j)。边缘呈港湾状圆滑边缘，小的粒间溶孔可见亮晶胶结物的溶蚀残余部分(图3g)；当溶蚀作用很强烈时，可形成超大孔隙，孔隙大小可大于颗粒，此时基本未见亮晶胶结物残余(图3j)。晶间孔主要存在于晶粒白云岩之中，在自形程度较高的白云石晶体间发育，形态较规则。孔隙大小受晶体大小控制，粉晶白云岩晶体间孔隙一般小于0.01 mm，细—中晶白云岩晶体间孔隙一般为0.02～0.04 mm(图3b，i)，部分孔内见黑色沥青，面孔率在3%～4.5%之间。晶间溶孔是在晶间孔基础上溶蚀而成，其形成是由于酸性水沿晶间孔运移并产生溶蚀而形成，使自形晶白云石的晶体形态变得不规则，并显示出溶蚀港湾状，大小一般为0.03～0.1 mm，单个孔隙的大小多小于白云石晶体的大小(图3f)。晶间溶孔在洗象池组的晶粒云岩中最为发育。直径大于2 mm的孔隙都称为溶洞，通常指各类溶孔规模的进一步扩大即成溶洞；洞径2～60 mm，且溶洞中多充填沥青、细晶—粗晶云石、石英、自形晶方解石等，为粒间残余孔溶蚀扩大所形成，发育于颗粒白云岩中，与裂缝、残余粒间孔隙一并构成好储层的储集空间(图3b-c，k-m，o)。

2.1.3 物性和孔喉结构特征

对威寒1、威寒105、合12、安平1、宝龙1、五科1、座3和广探2等井的常规物性资料进行了统计，按照所有数据、颗粒白云岩数据和晶粒白云岩数据3种情况分析，结果表明洗象池组岩心孔隙度主要分布在小于3%的区间，少数样品高于4%，大部分样品低于2%；渗透率主要分布在(0.000 1～0.1)×10-3μm2，少数样品大于0.1×10-3μm2，大部分样品小于0.001×10-3μm2。颗粒白云岩孔隙度在3%～5%之间的占比提高，达78.2%；渗透率大于0.001×10-3μm2的样品占总样品数的73.3%，渗透率最大值为38.9×10-3μm2，最小值为28.3×10-9μm2，平均渗透率为 1.34×10-3μm2。晶粒白云岩孔隙度在3%～5%之间的占比提高，达73.6%；渗透率大于0.001×10-3μm2的样品占总样品数的76.8%(图4a-b)。对不同井取心段滩相白云岩储层压汞分析发现，储层孔隙结构参数特征和曲线特征反映了中—低排驱压力、低中值压力、分选差、正歪度、大孔喉的特征。洗象池组典型毛管压力曲线形态变化较大，可以识别出3种类型(图4c)：第一类为略具平台的左偏下凹型，代表了低—中排驱压力和中值压力略具分选的大喉道为主，以残余砂屑白云岩为主；第二类为左偏高陡折线型，代表了低高排驱压力和中值压力分选极差的略大喉道为主，以砂屑白云岩为主；第三类为略具平台的右偏下凹型，代表了略具一定分选的高排驱压力和中值压力的细喉道为主，以晶粒白云岩为主。

图4 四川盆地寒武系洗象池组储层物性参数及孔喉结构特征

2.2 储层地球物理响应

在盆地内钻井取心不足的条件下，通过岩石类型与测井曲线的综合标定，可解决取心井少条件下的单井储层解释和岩石类型识别问题，而进一步的井震结合可为储层横向预测提供地震响应软数据约束。

通过利用不同井、不同类型的测井曲线对不同岩石类型标定发现，自然伽马对不同岩性的响应差异明显，而电阻率和声波等曲线响应特征不明显，仅对储层响应明显。其中，GR曲线值在30 API以上代表混入碎屑物质沉积，在30～60 API之间代表砂质白云岩等，在60 API以上基本代表碎屑岩，后两类储层基本不发育。而从GR曲线形态上，箱形曲线表示厚度较大的砂屑白云岩和鲕粒白云岩；钟形曲线表示砂屑白云岩和泥晶白云岩具有粒序结构；指形曲线表示泥质(泥晶)白云岩夹砂质白云岩；齿形曲线代表振荡性特征，岩性变化频繁，为砂屑白云岩与泥质白云岩薄互层。通过测井解释孔隙度和岩石物性测定数据标定，发现在不同的储层段，测井数据差异显著，在孔隙度大于4%时，电阻率普遍在500～1 000 Ω·m之间，GR值一般在25 API以下，AC值在43～50 μs/m之间；孔隙度在2%～4%之间时，电阻率普遍在3 000 Ω·m以下，GR值一般大于25 API，AC值在43～53 μs/m之间(图2)。

通过井震标定，对寒武系洗象池组底界对比追踪时，以沧浪铺组内部强反射及龙王庙组底界(强谷)作为参考标志，洗象池组底界追踪高台组强波峰上部的波谷。对洗象池组顶界追踪时，在未受加里东末期剥蚀作用影响的地区，对比追踪湄潭组底强峰反射之下波谷(桐梓组底)；在受剥蚀影响区，以阳新统为参考，二叠系之下地层按趋势尖灭，确定洗象池组顶界面。当洗象池组储层厚度较大、单层厚度在10 m以上、且位于洗象池组中上部时，表现为连续中强波峰反射特征(图5a-b)；当储层厚度薄与厚交替出现且在中部时，在地震剖面上表现为断续、中强波峰反射特征(图5b-c)；当储层厚度较薄(小于6 m)且处于下部时，地震剖面无明显响应特征(图5c)。

图5 四川盆地寒武系洗象池组储层地震响应特征

2.3 储层评价标准

储层的类型划分主要依据岩石类型、物性参数、储集空间类型及地球物理响应对储集体好坏作出的定量评价。前文中已描述寒武系白云岩储层成岩改造复杂，总体物性相对较差，因此本文中开展岩石类型、储集空间类型、孔隙度、渗透率、孔隙结构等特征详细分析，利用岩心、测井解释成果等资料，建立针对寒武系洗象池组的储层评价标准，为深层古老白云岩储层评价提供借鉴。在前述储层孔隙度下限2%确定的基础上，结合前人研究成果，将四川盆地洗象池组储层划分为三类：Ⅰ类储层孔隙度大于8%，Ⅱ类储层孔隙度介于4%～8%之间，Ⅲ类储层孔隙度介于2%～4%之间；孔隙度小于2.0%在本文中定义为非储层，在本文中不予以单独介绍。本方案为储层空间分布预测和有利勘探区带评价提供依据(表1)。

表1 四川盆地寒武系洗象池组储层评价分类及特征

3 储层发育模式及控制因素

溶蚀作用是四川盆地寒武系碳酸盐岩层系规模储层发育的重要原因之一，部分学者强调了加里东晚期岩溶作用在川中地区的重要性[18-20]。为此，综合四川盆地及周缘洗象池组颗粒滩发育地质背景，考虑同沉积古隆起的多幕次活动，建立了滩相白云岩储层发育模式(图6)。万州—宜宾台洼继承性发育，在高台组沉积期主要沉积膏盐岩，到洗象池组沉积期为继承性洼地，两侧紧邻的古地貌高带均发育厚层颗粒滩带，主要出现滩—滩叠置和潟湖—滩—坪沉积微相组合，代表性取心井包括广探2井和螺观1井，滩相白云岩储层规模发育(图2a，c；图3d-i)。当进入台洼内侧，主要发育潟湖—滩—潟湖组合模式，代表性取心井为座3井，储层基本不发育。尽管洗象池组滩相白云岩在沉积后受到郁南运动、都匀运动和广西运动3幕加里东运动的综合作用，但是实际取心资料表明(可能受取心段资料局限性影响)，早期高频暴露(同生—准同生期的多次暴露)可能是储层发育的主要贡献者。郁南运动可能对洗象池组中—上部储层有进一步改造作用，都匀运动和广西运动影响范围局限在古隆起及周缘。

图6 四川盆地寒武系洗象池组滩相白云岩储层发育模式

3.1 同生—准同生期海平面波动

同生—准同生期海平面的高频波动发生了多幕次短期暴露，形成了大量溶蚀孔洞。在洗象池组沉积期，无论是颗粒滩相还是潮坪相，在海平面升降作用的影响下，洗象池组均发育向上变浅的旋回序列，台地相区表现为多期颗粒滩叠置，潮坪相区单滩体厚度薄，受高频旋回的控制(图7)。通过岩心沉积微相解剖发现，洗象池组主要发育2种向上变浅的模式：一种是以螺观1井、广探1井为代表的台内多期滩叠置发育的微相组合模式(图7a)；另一种是以威寒1井、乐山范店剖面为代表的单滩体和潟湖叠置的微相组合模式(图7b)。且在每个旋回的顶部均发现碳同位素负异常，孔隙度值相对更高(图7)。广探2井、螺观1井和宝龙1井取心段的沉积旋回分析，同样发现在每个IV级旋回的顶部，储层孔隙度值相对变高(图2a-c)。溶洞内可见到雾心亮边中—粗晶白云石，这反映在早期溶蚀作用基础上的快速白云石化作用(图3b-c)。广探2井取心段共划分出7个IV级旋回，每个旋回的厚度在3～6 m之间，每个旋回顶部储层孔隙度相对较高，在3.5%～6%之间。这与前人研究发现的洗象池组是向上变浅的沉积旋回特征类似，前人通过研究认为洗象池组发育2种类型的向上变浅的沉积序列[37]。在野外剖面上，洗象池组向上变浅序列的顶部普遍发育暴露面，可见渗流粉砂和塌积物等，溶蚀深度在1～2 m之间[38]。也有学者对南川三汇场剖面进行研究，认为寒武系碳酸盐岩储层受到多期大气淡水岩溶作用的影响，其中短期暴露大气淡水岩溶作用对储层形成的影响较大[39]。

图7 四川盆地寒武系洗象池组不同相带短期暴露旋回特征

3.2 晚寒武世末郁南运动

晚寒武世末郁南运动在盆地内影响范围大，对洗象池组顶部储层有改造作用。川中古隆起在早寒武世晚期开始表现出同沉积特征，到寒武纪晚期又发生大规模抬升[23]。笔者在地震剖面上见到大量上超和顶超的现象，其中上超表明古隆起具有同沉积特征，早期海侵时古隆起上沉积厚度较薄或者未沉积，顶超表明晚期发生了剥蚀的特征(图8a)。另外，文献中也报导在寒武系顶部发生了明显的碳同位素负异常漂移[40-42]。洗象池组不同钻井和露头剖面大量碳氧同位素分析也发现了碳同位素的负异常漂移事件[43]。笔者对数据重新分析发现，与国内外其他盆地相似，在四川盆地及周缘寒武系顶部也存在碳同位素负漂移(图8b)。对于顶部的负漂移现象，不同学者有不同的解释，笔者认为是发生了暴露溶蚀，原始沉积碳酸盐岩受到大气淡水的影响导致碳同位素偏负。此外，在岩心薄片上，能观察到溶洞白云石被溶蚀的现象(图3j，m)。在野外，可以找到洗象池组受到郁南运动暴露溶蚀的证据，多位学者在野外露头剖面上识别出不整合面并发现其他岩相学上的证据，发现顶面发育古岩溶不整合面，论证了洗象池组在奥陶纪沉积前发生暴露溶蚀，是该地区储层形成的主要控制因素[30-31]。这些证据都反映在寒武纪末期四川盆地及周缘发生过规模的隆升运动，洗象池组具备了发生表生岩溶作用的条件，可能对顶部储层有进一步的改造作用。

3.3 都匀运动和广西运动叠加作用

都匀运动和广西运动叠加可能对储层进一步改造，形成多期岩溶作用叠置发育区。通过INPEFA旋回和碳同位素旋回分析发现，扣除同沉积古隆起(川中和川北)影响造成的上超现象，洗象池组在古隆起核部剥蚀量明显增加(图8)。前人对奥陶系研究发现川中古隆起及斜坡带上均受到了都匀运动的影响[32]，这说明川中古隆起除郁南运动引起的剥蚀外，还受到其他幕次加里东运动的影响。广西运动期整个川中古隆起抬升，古隆起及斜坡区剥蚀量进一步增大。连井储层剖面表明，奥陶系尖灭线以西钻井中—上部储层相对更发育，可能再次叠加了表生岩溶作用(图8b)。为进一步定量恢复加里东期多幕运动叠加的综合剥蚀量，采用测井曲线去噪音干扰，再开展小波变化进行旋回分析，沉积旋回厚度恢复、沉积速率恢复等方法综合研究。笔者将广探2井、焦石1井和太和1井作为参考井，对等时界面之上的自然伽马曲线进行米兰科维奇旋回的识别。以此为标准，对全盆地25口重点井分别计算了沉积速率和剥蚀量，据此绘制了寒武系洗象池组剥蚀量厚度图(图9)。图9反映在川北和川中古隆起核部剥蚀量达到了150 m及以上，剥蚀时间达2 Ma以上；古隆起斜坡带上剥蚀量大于90 m，剥蚀时间在2 Ma左右。这些区域都可能受到了加里东末期岩溶作用的影响，形成了多期岩溶作用叠置发育区。

图8 郁南运动影响下四川盆地古隆起及斜坡区寒武系洗象池组地层及滩相储层分布

图9 四川盆地寒武系洗象池组的剥蚀量厚度分布

4 滩相白云岩储层分布及勘探意义

4.1 滩相白云岩储层纵向分布

参考储层分类评价标准及储层发育模式(图6，表1)，通过连井剖面分析研究区内不同井储层的纵向分布。从2条连井剖面看，沿宜宾—万州台洼西侧方向过宫深1井—邓探1井—螺观1井—荷深1井—高石21井的储层连井对比表明，储层厚度分布受到川西南陆源碎屑的影响明显。在盆地西南缘方向的宫深1井和邓探1井，其混积岩和碎屑岩含量较高，储层单层厚度极薄且层数相对较少；往东北方向，由于陆源物质逐渐减少，螺观1井、荷深1井和高石21井的储层单层发育数变多，单层厚度变大，可达10 m以上。从古隆起方向经过台洼的南充1井—宝龙1井—合12井—座3井—太和1井—武隆黄草的对比剖面表明，受物源和古地形的影响，古隆起上钻井南充1井和老龙1井影响较大，滩相储层较薄。古隆起东侧属于万州—宜宾台洼西侧的古地貌高带上，合12井和广探2井储层单层厚度和累积厚度均变大。在台洼内部发育的座3井和太和1井，以低能潟湖和风暴沉积为主，且后期受到3期暴露发生岩溶作用的时间相对更短，储层相对不发育；台洼东侧黄草剖面单层厚度和累积厚度均相对较大。总体看，四川盆地寒武系洗象池组储层纵向上累计厚度横向变化大，台洼周缘古地貌高带的螺观1井、合12井和广探2井等部分井单层较多且单层厚度相对较大；窝深1井、南充1井、宝龙1井等则仅有一层或者少数几层，且单层有效厚度薄，但出现多层储层频繁叠置，储层横向上连续性差，非均质性强。从洗象池组分段看，在洗二段和洗三段中发育连续性储层，厚度相对变大；洗一段储层相对不发育，非均质性强，以薄层为主(图10)。

图10 四川盆地寒武系洗象池组滩相白云岩储层分布

4.2 有利储层分布区预测及意义

由于洗象池组处于勘探初期，除上文分段描述储层纵向上展布特征之外，还采用地震响应特征作为约束条件，以盆地钻井及盆缘较近露头储层总厚度数据作基础，未考虑盆地外围较远的露头剖面数据，明确了洗象池组总厚度储层平面分布特征(图11)。盆内洗象池组白云岩规模储层主要发育在万州—宜宾台洼西侧的合川—营山一带(面积近1.6×104km2)，以及台洼南侧的长宁一带(面积1 000 km2)和台洼东侧的石柱—南川(面积近1.3×104km2)。总体上，Ⅰ类储层在盆地内相对不发育，以Ⅱ类储层和Ⅲ类储层为主，围绕台洼周缘发育，经历了多期次早期的短期暴露溶蚀作用且单层颗粒滩储层厚度大。

在此基础上，笔者采用了3个有利勘探区带优选的原则：(1)有利颗粒滩发育的沉积相带；(2)有利储层发育区(带)；(3)洗象池组油气成藏的关键因素，是否具有通源断裂作为油气运移通道[44](图11中红线标志)。由于前文分析了洗象池组规模储层分布主要受同生期—准同生期高频波动的短期暴露溶蚀作用的影响，因此，在区带优选综合评价中，我们考虑的关键要素是颗粒滩分布、规模储层分布以及断裂和古构造背景。根据古地貌背景和滩相储层厚度大小，目前已发现储量的威远区块和川中高磨地区位于古隆起之上、加里东晚期(广西运动)表生岩溶作用发育区。由于单层滩体较薄，储层单层厚度较薄，属Ⅲ类储层发育带，但烃源岩和通源断裂发育，该区带上油气显示丰富，建产的威远区块也能长期保持低产。大足—合川—营山一带位于古隆起斜坡带上，由于其远离物源发育区，且处于台洼西侧古地貌高带，滩相储层具有一定厚度，且储层物性较好，为Ⅱ类和Ⅲ类储层叠加发育带，有利勘探面积约1.6×104km2；叠加烃源岩和通源断裂条件分析，应属于目前风险勘探最有利的目标区带。在该带上，目前高石16井和磨溪23井获气，证实了该带具有一定的勘探潜力。台洼东侧和南侧的石柱—南川—长宁一带滩体发育，单层厚度大，虽然郁南运动导致的溶蚀作用叠加改造相对减弱，早期的短期暴露溶蚀孔洞已经较发育，储层以Ⅱ类和Ⅲ类为主，部分地区Ⅰ类储层发育，优于台洼西侧，有利面积约1.3×104km2。但是，该区烃源岩条件相对较差，且处于盆地边缘，后期保存条件差，不是目前急需准备的勘探领域。其他白云岩厚度大而颗粒滩不太发育的地区也具有一定勘探潜力，但风险较大，如泸州地区和石柱—利川地区。

图11 四川盆地寒武系洗象池组储层有利储层评价和区带优选烃源岩分布据参考文献[23]，有修改。

川中古隆起倾末端、斜坡带及川东南地区是洗象池组储层发育的最有利地区。从勘探实际出发，处于紧邻台洼西侧(也处于川中古隆起倾末端)的广安—营山古地貌高带，储层发育厚度大，烃源岩发育和断裂沟通条件具备，后期研究应紧紧围绕该有利储层发育带开展成藏条件分析，为风险勘探提供指导和勘探部署提供决策依据。

5 结论

(1)四川盆地洗象池组储层岩石类型包括砂屑白云岩、含砾屑砂屑白云岩、砂砾屑白云岩、鲕粒白云岩、残余颗粒白云岩以及全部晶粒化白云岩等。通过恢复原岩结构，规模储层主要发育在滩—滩多期叠置、坪—滩—坪、潟湖—滩—潟湖和坪—滩—潟湖等多种沉积微相组合所属沉积环境。储集空间类型以残余粒间孔、粒间溶孔、晶间孔、晶间溶孔和溶洞为主。储层孔隙度在3%～6%之间，部分高达10%以上。储层孔隙结构参数和曲线特征反映了中—低排替压力、低中值压力、分选差、正歪度、中等—大孔喉的特征。四川盆地寒武系洗象池组储层划分成Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类储层，且I类储层在盆地内相对不发育，以Ⅱ和Ⅲ类储层为主。

(2)洗象池组滩相白云岩在沉积期受海平面变化和同沉积古隆起双重控制，经历多期短期暴露形成了大量溶蚀孔洞，是规模储层发育最主要控制因素。后期叠加了加里东期(郁南运动、都匀运动和广西运动)多期构造作用的影响，可能对局部区域滩相白云岩储层有进一步的改造作用。其中，洗象池组沉积末期发生了广泛暴露的郁南运动，全盆地具备发生表生岩溶作用的条件，对洗象池组中—上部储层有进一步改造作用；奥陶纪末的都匀运动发生了区域性抬升，川中古隆起持续性隆升，对古隆起及周缘有进一步改造作用；加里东运动末期(广西运动)盆地西部普遍抬升，奥陶系尖灭线以西普遍具备了表生岩溶作用的条件。

(3)四川盆地洗象池组有利储层主要发育在万州—宜宾台洼西侧的合川—营山一带、台洼南侧的长宁一带和台洼东侧的石柱—南川。综合烃源岩和通源断裂发育情况，合川—营山一带有望成为目前最有利勘探区带。