川东南綦江地区下二叠统栖霞组沉积储层特征

2024-01-14唐德海李炳弢

天然气技术与经济 2023年6期

刘瑾唐德海李炳弢

（中国石化勘探分公司，四川成都 610041）

0 引言

针对四川盆地下二叠统栖霞组的油气勘探始于20 世纪80 年代，但长期未获得重大突破，2011 年后，受川中古隆起震旦系—寒武系与“古裂陷、古隆起、古侵蚀面”密切相关的海相碳酸盐岩特大气田的发现启示［1］，中国石油天然气股份有限公司、中国石油化工集团有限公司及众多大学院校加大了对四川盆地栖霞组构造—沉积演化研究的力度，发现栖霞组沉积受加里东末期古地貌的控制，在川西海盆边缘和川中地区环古隆起周缘发育了规模分布的台缘滩和环带状台内滩，滩体规模大、分布范围广，白云岩储层发育，含气性好，而川东南地区栖霞组普遍发育台洼边缘浅滩［2-3］。2012 年在川西台缘带北段双鱼石地区部署风险探井双探1井，栖霞组钻获块状孔隙性白云岩储层，测试获日产87.6×104m3的高产工业气流［4］。2020年5月部署在川西南部的平探1 井在栖霞组测试获日产天然气量为66.86×104m3［5］。2022年4月川东南綦江地区FB1井栖二段酸压测试获日产气量6.42×104m3，这是四川盆地栖霞组在台缘滩、环古隆起台内滩相继获得重大商业突破之后，在台内台洼边缘浅滩首次实现的重要勘探突破，勘探意义重大；前期关于四川盆地栖霞组沉积储层的研究主要是以整个四川盆地或川西地区台缘滩白云岩为主，部分涉及环古隆起台内滩白云岩［6-7］，而关于川南綦江地区栖霞组台洼边缘浅滩亮晶颗粒灰岩、细晶白云岩等的研究尚未系统开展，台洼的空间展布，台洼边缘浅滩优质储层的发育规律及受控因素等基础油气地质问题有待落实。笔者在充分调研相关文献的基础上，以綦江地区栖霞组为研究重点，综合应用钻井、岩心分析、露头解剖、薄片鉴定、物性统计及地震、测井等资料，划分沉积层序，落实不同微相沉积及展布特征，分析台洼边缘浅滩亮晶颗粒灰岩、细晶白云岩等的储层特征，明确优质储层的发育规律及受控因素，指出有利勘探区带，为该区下一步勘探部署提供科学决策依据。

1 区域地质背景

研究区位于四川盆地东南缘，主要指西与华蓥山褶皱带相接，东界南川— 遵义断裂和南界大娄山—齐岳山断裂所围限的区域［8］。研究区沉积基底为前震旦系板溪群浅变质岩，除泥盆系、石炭系和早白垩统地层缺失外，其他地层发育较全，从震旦系至侏罗系都有沉积，总厚度近万米［9］。其中上三叠统—侏罗系为陆相沉积，岩性以砂岩、泥质岩为主；上震旦统—中三叠统为海相沉积，岩性以碳酸盐岩为主夹砂泥岩。早海西期，扬子地台大部分抬升为陆，西缘裂陷，且这种构造格局一直持续到二叠纪晚期。石炭纪末期云南运动以升降运动为主，造成间断不整合［10-11］。二叠纪早期发生全球性海侵，梁山组、栖霞组逐渐超覆于川西—川中古隆起之上，四川盆地自西向东发育裂陷槽—台缘—台内滩—台内洼地沉积［12］345。通过钻井、地震格架剖面分析，进一步明确了栖霞组分为早期海侵、中期地貌分异、晚期台地均一化3个沉积演化阶段，栖二下亚段发育涪陵、赤水—綦江两大台洼，浅滩白云岩具有环洼分布特征。研究区栖霞组沉积了一套开阔台地沉积，台内滩大面积分布，厚度为107～155 m（图1a）。纵向上，根据岩性特征、地震层序及沉积旋回的变化可将栖霞组自下而上分为栖一段、栖二段，其中栖二段自下而上又可分为栖二下亚段、栖二上亚段两个亚段（图1b）。栖一段厚10～26 m，沉积时水体较深，岩性以深灰色含泥灰岩、中层至块状泥晶灰岩、泥晶生屑灰岩、生屑泥晶灰岩为主，整体泥质含量较高；栖二段厚68～130 m，沉积水体变浅，栖二下亚段以灰色、深灰色含泥灰岩、含云灰岩、生屑灰岩为主，栖二上亚段以灰色生屑灰岩、砂屑灰岩为主，夹细晶白云岩。其中栖二段下亚段和栖二段上亚段顶部分别发育一套高能滩，为栖霞组储层发育提供了充分的物质基础。

图1 研究区地质概况图

2 栖霞组沉积相特征

研究区栖霞组沉积期，继承二叠系沉积前隆洼格局，为二叠纪初次海侵，形成稳定的碳酸盐岩台地沉积［13-14］。在大面积分布的台内地区发育涪陵、赤水—綦江两大台洼，台洼与古隆边缘转换带有利于台内浅水颗粒堆积。

2.1 沉积相特征

四川盆地綦江地区栖霞组整体为浅水开阔台地相沉积，内部受地貌控制出现隆洼格局，进一步划分为台洼边缘浅滩、滩间、台内洼地3 种沉积类型，其中浅滩相细分为高能滩、低能滩两种类型。

1）滩间。滩间亚相是开阔台地中水较深的地区，水动力条件相对较弱。颗粒含量较少且颜色较深，岩性主要为深灰色—灰色含生屑／砂屑泥晶灰岩、泥— 粉晶灰岩、含泥灰岩和泥质（含生屑）灰岩，有机质和泥质含量较高。滩间相在测井曲线上表现为自然伽马（GR）中高幅、中高值，曲线呈锯齿状，补偿中子（CNL）为中—高值，电阻率呈中—低值，成像测井显示为亮色夹暗色条带特征（图2），地震相表现为中弱变振幅较连续平行—亚平行反射特征。

图2 FB1井栖霞组储层综合评价图

2）台洼边缘浅滩。浅滩亚相是台洼边缘环境中的高能亚相，沉积时期水体较浅、水动力条件较强、易遭受波浪改造，岩石类型主要有泥晶生屑灰岩、亮晶砂屑灰岩、细晶白云岩和灰质白云岩。浅滩相在测井曲线上表现为GR低值，箱状，整体平直，变化幅度低。地震相表现为复波变振幅、振幅减弱、频率降低的响应特征。根据岩石类型、岩心特征及储层特征，浅滩相沉积包括高能滩和低能滩。高能滩岩性主要为亮晶砂屑灰岩、细晶白云岩，生屑颗粒之间以亮晶胶结为主，反映水体相对最浅、最为高能的沉积环境；高能滩测井相GR值极低且曲线平缓，CNL为中—高值，电阻率值相对较低，成像测井显示为亮色斑块特征。低能滩岩性主要为泥晶生屑灰岩，生屑颗粒之间多为泥晶胶结，说明沉积时期海平面上升，沉积时为中— 高能环境；低能滩测井相GR为中—低值，CNL值较低，电阻率为中—低响应，成像测井显示为暗色和亮色斑块特征（图2）。

3）台内洼地。台内洼地亚相主要发育深灰色—灰黑色含生屑泥晶灰岩、泥晶灰岩、含泥灰岩和泥质灰岩，生物以有孔虫、藻类为主，反映沉积水体较深、能量较弱的沉积环境，在川东地区较为发育［15-18］。测井曲线上表现为GR中值，锯齿状，GR变化幅度高。地震相表现为平行—中强连续振幅响应特征。

2.2 沉积相展布特征

四川盆地栖霞组自西向东发育海槽— 斜坡相— 台地边缘相— 开阔台地相［11］15。栖一段沉积期，地层整体为东厚西薄，反映了西高东低的古地貌格局，台内洼地发育，为补偿性沉积。栖霞组中晚期，浅水碳酸盐岩台地沉积，水体变浅，在龙门山海槽边缘形成厚层孔隙型浅滩白云岩，台内围绕川东台洼发育台洼边缘浅滩有利带。

对北西— 南东向栖霞组沉积相进行对比发现（图3）。綦江地区以开阔台地相沉积发育为主，以L1井、FB1井为代表，岩性主要为含生屑灰岩、泥晶灰岩，栖一段主要为滩间沉积。栖二下亚段局部发育台洼边缘浅滩有利区，FB1 井、F1 井钻遇浅滩储层，岩性以生屑灰岩、亮晶砂屑灰岩为主，地震相表现为复波变振幅、振幅减弱、频率降低的响应特征。向东发育台内洼地沉积，以SY1 井为代表，岩性以泥质灰岩为主，地震相表现为平行—中强连续振幅响应特征。结合研究区大量岩心、岩屑、薄片等资料，纵向上对比分析可以发现，綦江地区栖霞组早期为海侵发育阶段，表现为台内洼地亚相特征，发育深灰色—灰黑色含生屑泥晶灰岩；栖霞组中晚期，次级旋回海退期，表现为低能滩沉积特征，岩性以深灰色—灰色含生屑／砂屑泥晶灰岩为主，整体能量不是很高；栖二段沉积时期高位体系域局部发育薄层不连续高能沉积，岩性以亮晶砂屑灰岩、细晶白云岩为主，沉积能量最高，可作为綦江地区栖霞组有利沉积相带。

图3 綦江地区栖霞组沉积相对比图

3 储层特征

结合不同生物化石及其组合与沉积环境的关系，参照碳酸盐岩分类方案［19-20］，将研究区栖霞组岩石类型划分为5 类，将储集空间类型划分为2 大类。结合测井资料、分析化验资料，总结储层电性特征、物性特征基本规律，进一步明确优质储层主控因素及有利储层分布区。

3.1 储集岩类型与特征

綦江地区栖霞组主要为开阔台地沉积，沉积过程中水体动荡上升，能量中—弱。栖二段上亚段、下亚段高位体系域发育台洼边缘浅滩沉积，储层岩石类型主要为亮晶颗粒灰岩、细晶白云岩、灰质白云岩等。

1）亮晶颗粒灰岩。颜色呈浅灰色到灰色，主要颗粒类型为砂屑和生物碎屑，颗粒含量可达50%～70%（图4a、4b）。其中生物碎屑主要为藻类和有孔虫，砂屑在显微镜下以椭球状为主，少量呈不规则形状，胶结物主要为亮晶方解石，主要发育于栖二段上亚段，为高能滩沉积。

图4 栖霞组岩石类型图

2）细晶白云岩。细晶白云岩呈浅灰色，岩石结构为较粗大的细晶结构（图4c）。白云石化程度高，白云石含量在90%以上，镜下白云石晶体以自形为主，晶间溶孔发育（图4d）。主要见于栖二段顶部，是栖霞组最好的储集岩类，形成于水动力较强的环境，为高能滩沉积。

3）灰质白云岩。灰质白云岩一般呈浅灰色，岩石含少量方解石和泥质，镜下白云石晶体以半自形—自形为主、方解石为它形。含有少量生屑，含量介于3%～5%，多为腕足、有孔虫、介型虫等（图4e、4f）。呈薄层状局部发育于栖二段上亚段、下亚段，此类岩石主要形成于同生期的准白云岩化作用、水动力较强的环境，为高能滩沉积。

4）泥晶生屑灰岩。泥晶生屑灰岩一般呈深灰色，生物碎屑含量可达50%～90%（图4g、4h）。生屑分选及磨圆较差，基本上为原地堆积。栖霞组各个层段均见发育，生屑之间为泥晶方解石充填。沉积于水体较深的相对低能环境。

5）生屑泥晶灰岩。生屑泥晶灰岩一般呈灰色和深灰色，碎屑类型以生物碎屑为主，但是占比显著减小，约为30%（图4i）。古生物类型为藻类、有孔虫和腕足类，腕足碎片层纤结构发育良好。泥晶基质约为70%。这类岩石多发育于栖二段中下部，综合分析认为沉积于相对较低能稳定的水体中，为低能滩沉积。

3.2 储集空间特征

綦江地区栖霞组主要发育裂缝—孔隙型储层，根据实钻井岩心及野外露头资料统计，栖霞组储集空间类型分为孔隙（孔洞）、裂缝两大类。其中孔洞可细分为粒间孔（溶孔）、晶间孔（溶孔）、溶蚀孔洞3类。裂缝是重要的储集空间类型，虽然对岩石的孔隙度影响不大，但可提高渗透率，是构成良好储层的基础。綦江区块储层主要发育构造缝、溶蚀缝。

3.3 物性特征

通过对綦江地区栖霞组储层段孔隙度和渗透率测试样品结果的分析，FB1 井孔隙度介于2.48%～3.12%（样品数4），平均值为2.94%；渗透率介于0.000 1～0.011 3 mD，几何平均值为0.001 0 mD。邻区栖霞组浅滩储层孔隙度介于2.0%～5.8%，平均值为3.6%；渗透率平均值为0.87 mD。FB1 井解释栖霞组储层21 m／7层，测井孔隙度介于2.4%～3.8%，几何平均值为3.0%；测井渗透率介于0.016～0.776 mD，几何平均值为0.122 mD，总体显示出低孔隙度、特低渗透率的储层特征。

根据FB1 井和邻区的孔隙度与渗透率关系可见，两者正相关性不明显，局部受裂缝影响，会出现渗透率高值，表明綦江地区栖霞组储层类型为裂缝—孔隙型，FB1 井栖二段上亚段储层成像测井局部见正弦暗色曲线，并沿曲线有一定的溶蚀扩大现象，对应常规曲线见尖齿状变化，整体表现为裂缝—孔隙型储层特征（图2）。

3.4 储层主控因素及有利储层分布区

根据邻区实钻井资料及研究区沉积储层特征综合认为，栖霞组储层具有显著的相控性，浅滩相带是储层发育的物质基础，暴露期间接受早期岩溶作用、白云石化作用有利于储层的进一步发育［12］345。储层岩性以晶粒云岩、亮晶颗粒灰岩为主，储层单层厚度介于0.5～2.0 m，多发育在高位体系域中上部。下二叠统高产井紧邻深大基底断裂，叠加准同生期暴露溶蚀改造，更有利于形成相对规模的储层。依照高能相带叠加基底断裂的研究思路，认为研究区栖霞组有利储层分布区主要沿台洼边缘转折带分布，结合储层地震反演结果及保存条件综合分析，进一步落实綦江地区栖霞组主要有5个有利储层分布区，面积共789.5 km2（图5），可以作为该区下一步油气勘探部署的重要参考依据。