李文正周進(jìn)高張建勇郝 毅曾乙洋倪 超王 芳唐 松

1.中國石油杭州地質(zhì)研究院 2.中國石油天然氣集團(tuán)公司碳酸鹽巖儲集層重點實驗室3.中國石油西南油氣田公司 4.中國石油西南油氣田公司川中油氣礦

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四川盆地洗象池組儲集層的主控因素與有利區(qū)分布

李文正1,2周進(jìn)高1,2張建勇1,2郝 毅1,2曾乙洋3倪 超1,2王 芳1,2唐 松4

1.中國石油杭州地質(zhì)研究院 2.中國石油天然氣集團(tuán)公司碳酸鹽巖儲集層重點實驗室3.中國石油西南油氣田公司 4.中國石油西南油氣田公司川中油氣礦

李文正等.四川盆地洗象池組儲集層的主控因素與有利區(qū)分布.天然氣工業(yè)，2016，36（1）：52-60.

摘 要寒武系洗象池組是四川盆地天然氣的后備勘探領(lǐng)域和接替層系，目前其整體勘探程度較低，沉積相帶展布規(guī)律尚不清楚，還有待深入的研究工作。為此，通過典型野外露頭剖面、巖心以及巖石薄片觀察，結(jié)合實驗分析數(shù)據(jù)，研究了該盆地洗象池組的沉積相展布特征和儲集層的巖性、儲集空間及物性等特征，進(jìn)而探討了儲集層形成的主控因素，預(yù)測了有利儲集區(qū)帶的分布范圍。結(jié)果認(rèn)為：①有效儲集層多發(fā)育在洗象池組中上段，巖性以顆粒白云巖、晶粒白云巖為主，次為藻白云巖和膏溶角礫巖；②儲集層厚度介于43.75～136 m（平均約為87 m），孔隙度多介于1.27%～11.95%，其主要儲集空間為溶蝕孔洞、粒間孔與晶間孔；③顆粒灘亞相是儲集層發(fā)育的基礎(chǔ)，而準(zhǔn)同生溶蝕作用則是形成主要儲集空間的關(guān)鍵因素；④該儲集層受古地理格局約束，在盆地內(nèi)具雙顆粒灘帶特征。結(jié)論認(rèn)為：宜賓—合川—廣安、永安—三匯—石柱一帶古地貌高部位為有利的洗象池組儲集層發(fā)育區(qū)，可作為該區(qū)下一步天然氣勘探的主攻方向。

關(guān)鍵詞四川盆地 寒武紀(jì) 洗象池期 沉積相 準(zhǔn)同生溶蝕 儲集層 顆粒灘 顆粒白云巖 古地貌高部位

近年來，四川盆地下寒武統(tǒng)龍王廟組發(fā)現(xiàn)了我國迄今為止最大的碳酸鹽巖單體整裝氣田，探明天然氣儲量4 403×108m3[1-6]。寒武系洗象池組作為四川盆地的后備勘探領(lǐng)域和接替層系，自1966年威12井中途測試獲得突破后，即開始進(jìn)行了大量的勘探研究；2004—2006年通過優(yōu)選老井上試，洗象池組探明天然氣儲量為85.08×108m3，然而勘探突破多集中在威遠(yuǎn)地區(qū)。就整個四川盆地而言，洗象池組整體勘探程度較低，其沉積相帶展布規(guī)律尚不清楚，且儲集層非均質(zhì)性強(qiáng)，還有待于更深入的研究[7-8]。為此，筆者通過典型野外露頭剖面、巖心以及巖石薄片觀察，結(jié)合試驗分析數(shù)據(jù)，對洗象池組沉積相展布和儲集層特征進(jìn)行了研究，進(jìn)而預(yù)測了洗象池組有利儲集區(qū)帶的分布，以期為下一步的油氣勘探提供依據(jù)。

1 地質(zhì)背景

洗象池組（雷波地區(qū)稱二道水組與西王廟組、川東—渝南地區(qū)稱婁山關(guān)群[9]）是寒武系高臺組上覆的一套海相碳酸鹽巖，巖性為淺灰、灰、灰黃色白云巖、泥質(zhì)白云巖，局部含砂質(zhì)，夾鮞粒白云巖及硅質(zhì)條帶或結(jié)核。受加里東古隆起影響，地層西北薄、東南厚。在川北南江、旺蒼、廣元及川西北龍門山前緣一帶缺失，樂山、威遠(yuǎn)、自貢、龍女寺一帶厚度介于200～300 m，鄰水、永川一帶厚約500 m，至盆地東南邊緣石柱、南川一帶可厚達(dá)700 m。

洗象池組上覆地層為奧陶系石灰?guī)r，其頂界劃分已達(dá)共識，對于其底界劃分，不同地區(qū)標(biāo)準(zhǔn)不同。川中地區(qū)，就GR曲線來說，與下伏高臺組呈突變關(guān)系，表現(xiàn)為一升高臺階；遵義—渝南地區(qū)洗象池組底部露頭巖性為薄層的石英砂巖，中層砂質(zhì)白云巖及藻白云巖，而其下伏地層巖性多為砂巖、泥質(zhì)砂巖夾云質(zhì)砂巖。

通過多條野外剖面的實測踏勘、巖心及大量薄片觀察，結(jié)果表明，洗象池組沉積時期為鑲邊臺地沉積環(huán)境，整個盆地位于局限臺地的內(nèi)部。盆地內(nèi)主要發(fā)育潮坪亞相、顆粒灘亞相、灘間海亞相，局部見膏質(zhì)潟湖亞相（川南及川東北地區(qū)）；臺緣帶主要分布在大庸—永順一帶，以較粗的顆粒云巖為主[10]。整體而言，洗象池組沉積相的展布特征受古地理與古地貌約束。盆地內(nèi)優(yōu)質(zhì)儲集層主要發(fā)育在臺內(nèi)顆粒灘亞相上，分布在宜賓—合川—廣安與永安—三匯—石柱一帶。

2 儲集層特征及主控因素

2.1 儲集層巖性特征

洗象池組儲集層從巖性上可分為4種類型：顆粒白云巖、晶粒白云巖、藻白云巖及膏溶角礫巖。

2.1.1 顆粒白云巖

顆粒白云巖（圖1-a，1-b，1-c）主要發(fā)育在顆粒灘的主體部位，顆粒主要為砂屑，另有少量的鮞粒（圖1-c）和生物碎屑，殘余粒間孔、粒間溶孔及粒內(nèi)溶孔發(fā)育。偶見陸源石英，磨圓度較好，粒徑大小為0.3～1.1 mm。顆粒白云巖經(jīng)歷成巖作用后，顆粒之間的原生粒間孔部分殘留，形成該類儲集層的重要儲集空間，粒間孔周緣可見1～2期白云石膠結(jié)物；此外，在經(jīng)歷表生巖溶作用或埋藏溶蝕作用后，顆?？蛇M(jìn)一步發(fā)生溶蝕，使得殘余粒間孔進(jìn)一步擴(kuò)大，其間常被粗晶（鞍狀）白云石及自生石英半充填（圖1-a，1-b）。

2.1.2 晶粒白云巖

晶粒白云巖包括粉晶白云巖和細(xì)晶白云巖。晶粒白云巖一部分為顆粒白云巖經(jīng)重結(jié)晶改造形成，白云石粒度較粗，部分殘留顆?；糜?，原始結(jié)構(gòu)被破壞。白云石呈自形—半自形，晶間孔發(fā)育，分布不均勻（圖1-d，1-f）。微觀上，晶間孔邊緣的白云石有明顯的溶蝕痕跡，并見瀝青充填晶間孔（圖1-f）。

2.1.3 藻白云巖

主要指藻類參與的白云巖，有藻紋層白云巖、藻凝塊白云巖、藻疊層白云巖等。藻含量不同，生長方式不同，有的局部富集形成暗色團(tuán)塊，有的則分叉生長，形成鳥眼構(gòu)造，另外一些呈同心層生長可形成藻紋層（圖1-g），甚至可見疊層石，常發(fā)育針孔及溶孔。

2.1.4 膏溶角礫巖

膏溶角礫巖主要分布在川東及盆地周緣（圖1-h）地區(qū)，呈黃灰色和青灰色，角礫大小一般大于2 cm×3 cm[11]。由于石膏遇水極易溶蝕形成洞穴，引起巖石的壓裂垮塌，塌落的巖石角礫與殘留的石膏混合膠結(jié)成角礫巖。眾所周知，石膏層可以作為優(yōu)質(zhì)的區(qū)域蓋層，筆者在秀山高東廟剖面發(fā)現(xiàn)膏溶角礫巖中含有大量的溶蝕孔洞（圖1-h），這無疑也證明了膏溶角礫巖中存在未完全膠結(jié)充填的孔洞，亦可作為洗象池組的一種儲集空間。

2.2 儲集層空間與物性特征

2.2.1 儲集層空間特征

基于對區(qū)內(nèi)取心井段的巖心觀察及大量薄片鑒定，洗象池組孔隙類型主要有溶蝕孔洞、粒間孔、晶間孔和裂縫。其中溶蝕孔洞、粒間孔與晶間孔是洗象池組的主要儲集空間。

圖1 四川盆地洗象池組儲集層巖性及儲集空間特征圖

溶蝕孔洞在上述4種巖石中都較為發(fā)育，是洗象池組最主要的儲集空間（圖1-b，1-e，1-h）?？锥撮L軸介于0.2～12.0 mm，一般為3～8 mm。溶蝕孔洞的形成受準(zhǔn)同生溶蝕作用、表生巖溶作用和埋藏溶蝕作用的共同影響。野外剖面及巖心上可見溶蝕孔洞順層或順層理分布，亦見滲流粉砂，且裂縫中充填黃鐵礦與巨晶白云石。

粒間孔多發(fā)育于顆粒白云巖中，為次要儲集空間。其孔徑大小與粒徑密度密切相關(guān)，孔徑大小介于0.02～0.20 mm，呈不規(guī)則多邊形，鏡下多見殘余粒間孔與擴(kuò)溶孔。

晶間孔主要指白云石晶體之間的孔隙，發(fā)育在晶粒白云巖中，為次要儲集空間?？讖酱笮〗橛?.001～0.01 mm，多呈三角形或多邊形，雜亂分布，其中可見瀝青充填（圖1-f）。

2.2.2儲集層物性特征

洗象池組白云巖儲集層物性不均，取心井巖心物性統(tǒng)計結(jié)果表明（表1），合12井、臨7井、女深5井、威寒1井取心層段總體為低孔隙度特征，孔隙度介于0.11%～9.16%，平均為1.08%，其中低孔隙度的臨7井，裂縫溝通作用明顯，致使?jié)B透率偏高，平均可達(dá)2.79 mD；巖心粒度較粗時，儲集層物性較好，如在合12井中，4 695.61～4 696.74 m（針孔狀白云巖）、4 848.34～4 848.78 m（砂屑白云巖）井段，孔隙度較高，平均值分別為5.9%和4.18%[7]；威4井位于古地貌較高區(qū)，巖石粒度粗，溶蝕孔洞比較發(fā)育，其孔隙度平均值高達(dá)11.95%；廣探2井洗象池組取心段巖石物性較好，該井126個巖心樣品分析表明，其孔隙度最大值為11.24%，平均為2.93%，滲透率介于0.000 001～28.1 mD，平均為0.30 mD，其中孔隙度介于2%～4%的樣品占30%，孔隙度大于4%樣品占30%。

南川三匯剖面顆粒白云巖樣品物性測試結(jié)果表明，孔隙度介于2.51%～12.50%，平均為5.60%，滲透率介于0.0147～6.6 mD，平均為0.80 mD，且樣品孔隙度與滲透率呈典型正相關(guān)關(guān)系（圖2），孔喉連通性較好，進(jìn)一步表明儲集層物性較好。

表1 四川盆地洗象池組取心井段及典型野外剖面樣品物性統(tǒng)計表

圖2 南川三匯剖面洗象池組樣品孔隙度與滲透率關(guān)系圖

從沉積相展布來看，女深5井位于潮坪亞相，水體能量較低，巖性較致密，以泥晶白云巖為主，孔隙度與滲透率較低，物性較差。合12井位于宜賓—合川—廣安顆粒灘帶灘翼上，單層顆粒巖厚幾厘米至幾十厘米[12]，物性相對女深5井較好，其中薄層顆粒巖的孔滲較高。廣探2井與南川三匯剖面分別位于局限臺地內(nèi)的兩條顆粒灘帶上，地貌較高，水體能量大，物性好，是有利儲集層的發(fā)育區(qū)。而臨7井則位于顆粒灘邊緣靠近臺洼區(qū)方向，巖性為細(xì)粒，水體能量變低，儲層物性條件較顆粒灘帶稍差。

2.3 儲集層主控因素

2.3.1臺內(nèi)顆粒灘亞相

一般而言，高能沉積體（灘）發(fā)育在高地貌淺水沉積區(qū)，早期易受大氣淡水影響，有利于孔隙的形成。也就是說，沉積相控制顆粒灘亞相的展布，而顆粒灘亞相是優(yōu)質(zhì)儲集層的物質(zhì)基礎(chǔ)。

野外露頭剖面、鉆井及測井解釋分析結(jié)果表明（表2），盆地內(nèi)洗象池組儲集層主要發(fā)育在臺內(nèi)顆粒灘亞相上。除出露不全的華鎣山李子埡剖面（儲集層厚17.3 m），臺內(nèi)顆粒灘儲集層厚度介于43.75～136 m，巖性以顆粒白云巖、晶粒白云巖為主，發(fā)育溶蝕孔洞、粒間孔與晶間孔。潮坪亞相與灘間海亞相（臺內(nèi)洼地），有薄層顆粒灘零星分布，偶見溶蝕孔洞，儲集層厚度介于3.50～23.75 m（表2），以泥晶—粉晶云巖為主。而潟湖亞相巖性較致密，無儲集層分布。

表2 四川盆地洗象池組儲集層厚度統(tǒng)計表

2.3.2海平面變化與準(zhǔn)同生溶蝕

準(zhǔn)同生期由于碳酸鹽巖沉積物尚未完全成巖，文石質(zhì)、高鎂方解石質(zhì)結(jié)構(gòu)在不同條件下優(yōu)先溶解。文石不穩(wěn)定，在淡水甚至是海水環(huán)境中都易溶解，這為準(zhǔn)同生溶蝕奠定了基礎(chǔ)。準(zhǔn)同生溶蝕作用所產(chǎn)生的孔洞主要發(fā)育在顆粒巖中，孔洞特征表現(xiàn)為順層或沿層理分布，并因優(yōu)先溶解文石與高鎂方解石使溶蝕作用表現(xiàn)為組構(gòu)選擇性，孔徑大小與粒徑正相關(guān)（圖1-a、1-b、1-e）。

海平面下降引起的準(zhǔn)同生大氣淡水淋濾溶蝕作用是洗象池組顆粒灘相大量溶蝕孔洞產(chǎn)生的關(guān)鍵因素[3]，筆者以重慶南川三匯剖面為例進(jìn)行論述。

南川三匯剖面洗象池組地層巖性以灰色、深灰色中—厚層顆粒白云巖、粉晶白云巖為主，夾有泥晶白云巖及薄層泥，顆粒白云巖層中順層溶蝕孔洞發(fā)育。為了探討海平面變化引起的準(zhǔn)同生溶蝕作用，針對南川三匯剖面精細(xì)取樣，每層采集2～3個樣品（共計239個樣品）進(jìn)行碳、氧同位素分析。使用儀器為同位素比質(zhì)譜儀（Delta V Advantage），溫度25 ℃，濕度30 RH。

碳、氧同位素在海洋中含量具有穩(wěn)定性，在同期海洋沉積物中基本保留了當(dāng)時海洋中的同位素組成[13]。一般而言巖石中碳酸鹽巖的氧同位素組成對沉積期后的變化最為靈敏，當(dāng)碳酸鹽巖的δ18O＜?10‰(VPDB)時，巖石已發(fā)生強(qiáng)烈的蝕變，數(shù)據(jù)可靠性差，不能使用[14]。本次三匯樣品氧同位素測試結(jié)果表明，除3個樣品外，其余樣品δ18O>-10‰(VPDB)，集中在-8‰～-7‰，碳同位素組成保留了原始沉積特征，其攜帶信息可用，三匯剖面樣品實測δ13C值介于-5.5‰～3.4‰（圖3）。

圖3 碳氧同位素值分布關(guān)系圖

前人研究表明[13-16]，δ13C值與海平面變化呈正相關(guān)關(guān)系，δ13C值的正偏移與海平面上升有關(guān)，反之亦然。三匯剖面上，將樣品歸位后，δ13C值垂向分布規(guī)律表明（圖4-a），δ13C值自剖面底部向上，有一段明顯的增值過程，在165 m處其值達(dá)到最高，隨后δ13C值開始負(fù)偏移，揭示了洗象池組沉積期有一次廣泛的海侵。但在30 m處δ13C值與δ18O值發(fā)生了明顯的負(fù)異常，這可能與取樣有關(guān)，樣品后期蝕變作用嚴(yán)重。

海平面變化的最直觀反映即為高頻旋回，圖4-a表明洗象池組沉積期有6次四級海平面下降，縱向上形成了多套儲集層，灘體多發(fā)育在旋回的上部。海平面下降使灘體暴露，處于古地貌高部位的灘體暴露面積大、持續(xù)時間長，溶蝕孔洞十分發(fā)育，物性好，而位于古地貌低處的灘體或灘帶翼部因短暫暴露或未暴露，溶蝕孔洞不發(fā)育，膠結(jié)作用強(qiáng)，因而孔滲較差。

洗象池組儲集層除受沉積相與準(zhǔn)同生溶蝕作用控制外，還受表生巖溶與埋藏溶蝕作用影響[7-8,17]。加里東運動使地層抬升遭受溶蝕，并伴隨斷裂及裂縫的產(chǎn)生，對改善儲集空間及連通性起著重要作用。

圖4 重慶三匯剖面寒武系洗象池組綜合柱狀圖及顆粒灘典型結(jié)構(gòu)圖

3 有利儲集層預(yù)測

3.1 儲集層縱向分布

不同海平面與水動力條件下，灘體形成與演化的旋回性不同，表現(xiàn)出不同的巖性組合與疊置關(guān)系[18]。洗象池組主要發(fā)育顆粒白云巖儲層，有2種疊加類型（圖4-b、4-c）：①一種是多期顆粒灘縱向的直接疊置，形成巨厚儲層，巖性以顆粒白云巖為主，溶孔溶洞極其發(fā)育。在三匯剖面中，這種顆粒灘的疊加可超過30 m，成為厚套的優(yōu)質(zhì)儲層（圖4-b）。②另一種是單旋回顆粒灘的縱向疊加，儲層厚度相對較薄，下部發(fā)育灰色中—厚層砂屑白云巖，厚度介于1～6 m，溶孔溶洞較發(fā)育，向上變?yōu)楸幽噘|(zhì)泥晶白云巖，頂部夾有薄層泥，野外可見泥裂紋（圖4-c）。

3.2 儲層連井剖面特征

顆粒灘發(fā)育受水體能量控制，而水體能量受水下地貌環(huán)境影響，圖5（剖面位置見圖6）揭示了洗象池組儲集層在盆地內(nèi)的展布特征受古地貌約束，儲集層一般發(fā)育在洗象池組地層的中—上部。磨溪—高石梯地區(qū)為潮坪相沉積（高石3、高石19井），薄層顆粒灘零星分布；荷深1井為臺洼邊緣外帶，受波浪影響較小，以潮汐作用為主，發(fā)育薄層的顆粒灘；盤1井、東深1井為臺洼邊緣內(nèi)帶，既受潮汐作用影響也受波浪作用影響，灘體規(guī)模發(fā)育較大，儲集層較厚（表2）；臨7井進(jìn)入臺洼區(qū)，能量低，縱向發(fā)育多套薄層灘；丁山1井東側(cè)（南川三匯剖面、永安和尚坪剖面）為另一臺洼邊緣帶，儲集層亦是大規(guī)模發(fā)育。而高東廟—永順剖面則為臺地邊緣，發(fā)育大套厚層顆粒巖，以東為向海斜坡[10]。

圖5 高石3井—永順剖面洗象池組儲集層連井分布示意圖

圖6 四川盆地洗象池組巖相古地理與儲集層有利區(qū)分布疊合圖

3.3 儲層有利區(qū)

上述分析表明，沉積相的展布，特別是顆粒灘亞相的分布是控制儲集層發(fā)育的基礎(chǔ)因素，控制著儲集層發(fā)育的期次和平面展布；準(zhǔn)同生溶蝕作用是形成主要儲集空間的關(guān)鍵。

洗象池組的沉積環(huán)境繼承了龍王廟組與高臺組沉積期的古地理格局[19]。沿龍王廟組—高臺組膏巖湖周緣古地貌高部位為有利儲集層發(fā)育區(qū)。地震剖面上，洗象池組白云巖儲集層與圍巖間存在速度、密度的差異，這種差異導(dǎo)致顆粒灘儲集層與圍巖間形成了波阻抗界面，在地震剖面上以相對弱振幅、弱頻率的特征表現(xiàn)出來。因此，依據(jù)沉積相與儲集層主控因素分析，結(jié)合測井相、地震相約束，洗象池組顆粒灘儲集層分布（圖6），盆地內(nèi)發(fā)育2條臺內(nèi)顆粒灘帶，具雙顆粒灘帶特征。預(yù)測宜賓—合川—廣安與永安—三匯—石柱一帶高地貌區(qū)為有利儲集層發(fā)育區(qū)，儲集層厚度為43.75～136 m，平均約為87 m。

4 結(jié)論

1）洗象池組儲集層主要發(fā)育在洗象池組的中上段，巖性以顆粒白云巖、晶粒白云巖為主，次為藻白云巖、膏溶角礫巖。其主要儲集空間為溶蝕孔洞、粒間孔與晶間孔，孔隙度多介于1.27%～11.95%，臺內(nèi)顆粒灘儲集層厚度介于43.75～136 m，平均約為87 m。

2）沉積相與準(zhǔn)同生溶蝕作用是儲集層形成的主控因素，顆粒灘亞相是儲層發(fā)育的基礎(chǔ)，準(zhǔn)同生溶蝕作用是形成主要儲集空間的關(guān)鍵。洗象池組儲集層受古地理格局約束，盆地內(nèi)具雙顆粒灘帶特征。

3）預(yù)測宜賓—合川—廣安、永安—三匯—石柱一帶高地貌區(qū)為有利儲集層發(fā)育區(qū)，可作為今后勘探的方向。

致謝：感謝冉隆輝教授級高級工程師在成文過程中給予的幫助。

參 考 文 獻(xiàn)

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（修改回稿日期 2015-11-23 編輯 羅冬梅）

Main controlling factors and favorable zone distribution of Xixiangchi Formation reservoirs in the Sichuan Basin

Li Wenzheng1,2, Zhou Jingao1,2, Zhang Jianyong1,2, Hao Yi1,2, Zeng Yiyang3,Ni Chao1,2, Wang Fang1,2, Tang Song4
(1. PetroChina Hangzhou Research Institute of Geology, Hangzhou, Zhejiang 310023, China; 2. CNPC Key Laboratory of Carbonate Reserνoirs, Hangzhou, Zhejiang 310023, China; 3. PetroChina Southwest Oil & Gas Field Company, Chengdu, Sichuan 610051, China; 4. Chuanzhong Oil and Gas Field of PetroChina Southwest Oil & Gas Field Company, Suining, Sichuan 629000, China)
NATUR．GAS IND．VOLUME 36，ISSUE 1，pp.52-60， 1/25/2016．(ISSN 1000-0976；In Chinese)

Abstract:The Cambrian Xixiangchi Formation is the gas exploration backup and replacement reservoirs in the Sichuan Basin. However, it is just less explored, and its distribution rules of sedimentary facies belts are not clear. It is necessary to carry out further studies in this area. First, based on observation of typical field outcrop section, cores and rock thin sections, and experimental analysis data, the distribution characteristics of Xixiangchi Formation sedimentary facies and the lithology, reservoir space and physical properties of the reservoirs were analyzed. Furthermore, main factors controlling the formation of reservoirs were discussed, and the distribution range of favorable reservoir zones was predicted. Results show that effective reservoirs are mostly distributed in the middle and upper members of Xixiangchi Formation, and primarily dominated by grain dolomite and crystalline dolomite and secondarily by algae dolomite and gypsum breccia. Besides, the reservoirs are generally 43.75-136 m thick and 87 m averagely, and the main types of reservoir spaces are dissolution pores, intergranular pores and intercrystalline pores, with porosity between 1.27%-11.95%. Also, the development of the reservoirs is based on grain shoal subfacies, and the formation of reservoir spaces is controlled by penecontemporaneous dissolution. Finally, due to the restriction of paleogeographic patterns, the reservoirs present the characteristics of double grain shoal belts within this basin. It is concluded that the palaeogeomorphic highs in the areas of Yibin-Hechuan-Guang'an and Yong'an-Sanhui-Shizhu are the favorable reservoir zones of Xixiangchi Formation and they are the main targets of natural gas exploration in this area in the future.

Keywords:Sichuan Basin; Cambrian; Xixiangchi Formation; Sedimentary facies; Penecontemporaneous dissolution; Reservoir; Grain shoal; Grain dolomite; Palaeogeomorphic high

DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2016.01.006

作者簡介：李文正，1988年生，碩士；主要從事碳酸鹽巖沉積儲集層及構(gòu)造熱演化方面的研究工作。地址：（310023）浙江省杭州市西溪路920號。ORCID:0000-0003-2143-4871。E-mail:liwz_hz@petrochina.com.cn

基金項目：國家科技重大專項“大型油氣田及煤層氣開發(fā)”(編號：2011ZX05004-002、2016ZX05008-005)、中國石油天然氣股份有限公司重大科技專項“深層油氣勘探開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)研究”(編號：2014E-32)。