林 怡 ，陳 聰,2 ，山述嬌 ，曾乙洋，劉 鑫，陳友蓮

(1.中國(guó)石油 西南油氣田公司 勘探開(kāi)發(fā)研究院 ，成都 610041；2.油氣藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室(成都理工大學(xué))，成都 610072)

四川盆地寒武系洗象池組儲(chǔ)層基本特征及主控因素研究

林 怡1，陳 聰1,2，山述嬌1，曾乙洋1，劉 鑫1，陳友蓮1

(1.中國(guó)石油 西南油氣田公司 勘探開(kāi)發(fā)研究院 ，成都 610041；2.油氣藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室(成都理工大學(xué))，成都 610072)

四川盆地寒武系天然氣資源量大，上寒武統(tǒng)洗象池組作為一個(gè)極具潛力的含氣層系，目前勘探程度整體較低，其儲(chǔ)層特征及主控因素尚不明確，有待深入研究。利用巖心、薄片及分析化驗(yàn)資料對(duì)洗象池組儲(chǔ)層巖石類(lèi)型、儲(chǔ)集空間、物性及發(fā)育控制因素進(jìn)行綜合研究，認(rèn)為洗象池組儲(chǔ)集巖主要為顆粒白云巖，其次為細(xì)(粉)晶白云巖；儲(chǔ)集空間包括孔隙、溶洞和裂縫，儲(chǔ)層類(lèi)型為裂縫—孔隙(洞)型；物性總體表現(xiàn)為“低孔低滲”的特征，局部含高孔滲層段，儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)。從分布特征上來(lái)看，洗象池組儲(chǔ)層縱向疊置，橫向連續(xù)性較差，川中地區(qū)往東到GT2井開(kāi)始出現(xiàn)厚層儲(chǔ)層，再向川東五百梯地區(qū)儲(chǔ)層有所減薄。盆地邊緣的習(xí)水、奉節(jié)一帶儲(chǔ)層成帶分布，厚度較川中地區(qū)薄。儲(chǔ)層發(fā)育受沉積相控制作用明顯，顆粒灘發(fā)育區(qū)內(nèi)儲(chǔ)層發(fā)育程度較高，此外，建設(shè)性成巖作用及構(gòu)造破裂作用也對(duì)儲(chǔ)層發(fā)育有積極影響。

儲(chǔ)層特征；顆粒白云巖；儲(chǔ)層主控因素；洗象池組；四川盆地

四川盆地含油氣層位眾多，近年來(lái)在下古生界取得了一系列重大勘探突破，但重點(diǎn)的勘探層位主要集中在下寒武統(tǒng)龍王廟組和震旦系燈影組[1]。盆地內(nèi)上寒武統(tǒng)洗象池組整體勘探程度較低，共218口探井鉆遇目的層，22口井完成取心，井位主要分布于威遠(yuǎn)、資陽(yáng)及川中高石梯—磨溪地區(qū)，川東地區(qū)鉆井較少，其中新井主要集中在高石梯—磨溪地區(qū)。威遠(yuǎn)地區(qū)在2000年后通過(guò)對(duì)老井復(fù)查和重新再認(rèn)識(shí)，發(fā)現(xiàn)洗象池組有較好的潛力，在洗象池組獲工業(yè)氣井及低產(chǎn)氣井16口，探明儲(chǔ)量為85.08×108m3[2]。對(duì)洗象池組含油氣地質(zhì)條件的研究，受到勘探程度較低的制約，目前的認(rèn)識(shí)還存在諸多不足。隨著研究區(qū)近年來(lái)大量新井的鉆探及三維地震資料的處理解釋?zhuān)斜匾_(kāi)展新一輪的深入研究。通過(guò)鉆探證實(shí)洗象池組在盆地內(nèi)厚度分布橫向變化較大，儲(chǔ)層基本特征及發(fā)育主控因素尚需進(jìn)一步明確，迫切需要進(jìn)一步深化研究，為勘探?jīng)Q策提供支撐。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

四川盆地寒武系洗象池組以淺灰、深灰色薄—厚層狀白云巖、泥質(zhì)白云巖為主，局部夾角礫狀白云巖、砂頁(yè)巖薄層及燧石結(jié)核或條帶，在下伏高臺(tái)組之上接受連續(xù)沉積，與上覆桐梓組為整合接觸關(guān)系(圖1)。地層對(duì)比研究發(fā)現(xiàn)，盆地范圍內(nèi)洗象池組明顯地由西向東逐漸增厚，在川中古隆起區(qū)洗象池組厚度整體相對(duì)較薄，往東至秀山地區(qū)可達(dá)700～800 m。

四川盆地洗象池組為一個(gè)大的海侵—海退旋回背景下的局限臺(tái)地沉積產(chǎn)物。洗象池組沉積時(shí)期處于上揚(yáng)子臺(tái)地內(nèi)部，總體具有西陸東海的沉積格局，西部的康滇古陸持續(xù)向臺(tái)地內(nèi)近岸一側(cè)供給碎屑物源，而洗象池組的巖性主要是粉—細(xì)晶白云巖、顆粒白云巖，頂?shù)缀百|(zhì)、泥質(zhì)，局部夾角礫狀白云巖、砂泥巖薄層及燧石結(jié)核或條帶，指示了淺水碳酸鹽巖的沉積環(huán)境。

圖1 四川盆地下古生界—震旦系地層綜合柱狀圖

2 儲(chǔ)層基本特征

2.1儲(chǔ)集巖類(lèi)型

基于露頭、巖心觀察、實(shí)驗(yàn)分析和薄片鑒定，洗象池組常見(jiàn)的巖石類(lèi)型主要有粉砂質(zhì)晶粒白云巖、砂屑白云巖、礫屑白云巖、鮞粒白云巖、藻紋層白云巖、疊層石、膏溶角礫巖、風(fēng)暴角礫巖等。歸結(jié)起來(lái)，主要有3類(lèi)巖性，第一類(lèi)為顆粒白云巖；第二類(lèi)為晶粒白云巖；第三類(lèi)為混積巖。統(tǒng)計(jì)了四川盆地洗象池組13口鉆井，共計(jì)911個(gè)樣品不同巖性的平均孔隙度(圖2)，可以看出顆粒白云巖和晶粒白云巖是洗象池組最主要的儲(chǔ)集巖類(lèi)。

顆粒白云巖主要包括亮晶(藻)砂屑白云巖、亮晶砂礫屑白云巖、亮晶鮞粒白云巖。顆粒類(lèi)型包括砂屑、礫屑、鮞粒、藻砂屑等。顆粒含量50%～97%，除藻砂屑形態(tài)不規(guī)則外，其他顆粒比較規(guī)則，次圓—圓形；陸源碎屑石英0～5%；顆粒邊緣有2～3期膠結(jié)，發(fā)育粒間孔和粒間溶蝕孔洞和少量粒內(nèi)溶孔，面孔率一般小于3%。這類(lèi)巖性殘余粒間孔最高可達(dá)到6%～8%[3-4]。

晶粒白云巖主要包括粉晶白云巖和細(xì)晶云巖。在不同的井和野外剖面中均可以見(jiàn)到大量的晶粒白云巖發(fā)育。晶粒呈他形和緊密鑲嵌的，則晶間孔不發(fā)育，晶粒具半自形—自形的可見(jiàn)晶間孔和晶間溶孔，面孔率一般小于3%，高的可達(dá)5%～8%。這類(lèi)巖石有些可以直接在鏡下看到顆粒的幻影，有些可以在陰極發(fā)光下恢復(fù)顆粒結(jié)構(gòu)，有些即使不能恢復(fù)原巖結(jié)構(gòu)，卻能在野外剖面觀察到其發(fā)育的交錯(cuò)層理。據(jù)此推斷，區(qū)內(nèi)具有儲(chǔ)集意義的晶粒白云巖也是顆粒灘的產(chǎn)物，只是在白云巖化和重結(jié)晶過(guò)程中，其結(jié)構(gòu)發(fā)生了變化。

圖2 四川盆地洗象池組不同巖石類(lèi)型平均孔隙度分布

2.2儲(chǔ)集空間類(lèi)型

現(xiàn)階段巖心及薄片資料已經(jīng)證實(shí)四川盆地寒武系洗象池組儲(chǔ)集空間類(lèi)型包括孔隙、溶洞和裂縫。

2.2.1 孔隙

薄片鑒定表明洗象池組的孔隙類(lèi)型主要包括殘余粒間溶孔、殘余晶間溶孔、粒內(nèi)溶孔等。

殘余粒間溶孔：是洗象池組灘相儲(chǔ)層的主要儲(chǔ)集空間類(lèi)型。形成于亮晶砂屑云巖、亮晶砂礫屑云巖、亮晶鮞粒云巖、殘余砂屑粉晶云巖之中，為砂屑、鮞粒間粉—細(xì)晶粒白云石膠結(jié)充填后的殘余粒間孔隙，巖心上孔隙呈針孔狀?？讖揭话?.015～0.075 mm，大的達(dá)0.15 mm，面孔率多小于3%，高的可達(dá)到8%，如在H12井洗象池組底部4 859.15 m這類(lèi)儲(chǔ)層的面孔率就可達(dá)6%～8%(圖3a,b)。

晶間溶孔：指粒間、孔洞和裂縫中的白云石膠結(jié)物、充填物由于酸性水沿晶間孔運(yùn)移并產(chǎn)生溶蝕而形成的晶間溶孔，顯示出溶蝕港灣狀，孔隙形態(tài)極不規(guī)則[5-8]。晶間溶孔在洗象池組較為常見(jiàn)(圖3c)。

粒內(nèi)溶孔：粒內(nèi)溶孔包括顆粒(鮞粒、砂屑、生屑)內(nèi)溶孔，表現(xiàn)為顆粒被選擇性溶蝕(圖3d)。

2.2.2 溶洞

研究區(qū)洗象池組溶洞有2類(lèi)：一類(lèi)為粒間殘余孔溶蝕擴(kuò)大所形成，發(fā)育于顆粒云巖中，與裂縫、殘余粒間孔隙一并構(gòu)成優(yōu)質(zhì)的儲(chǔ)集空間；一類(lèi)為致密巖性—泥晶云巖、泥質(zhì)泥晶云巖沿裂縫溶蝕而形成，洞徑2 mm以上，且溶洞中多充填有瀝青、細(xì)晶—粗晶白云石、石英、自形晶方解石等(圖3e-h)。二類(lèi)溶洞中以第一類(lèi)對(duì)儲(chǔ)層發(fā)育的貢獻(xiàn)最大，通常這類(lèi)溶洞發(fā)育的井段，各類(lèi)溶孔也較發(fā)育，如GT2井在井段5 314.65～5 359.95 m井段取心，共見(jiàn)溶蝕孔洞995個(gè)，其中大洞125個(gè)，中洞235個(gè)，小洞635個(gè)，并且未充填的洞約750個(gè)。

在野外剖面上，由于長(zhǎng)期大氣淡水的淋溶改造，使原有的發(fā)育于顆粒云巖中的溶洞進(jìn)一步擴(kuò)大，形成與顆粒灘旋回發(fā)育密切相關(guān)的蜂窩狀大洞密集的順層溶洞層。這類(lèi)溶洞并不能代表實(shí)際的儲(chǔ)集性[9-13]。

2.2.3 裂縫

裂縫類(lèi)型主要包括構(gòu)造縫、溶蝕縫。裂縫產(chǎn)狀以水平層間縫和高角度縫為主。構(gòu)造縫發(fā)育受構(gòu)造部位和斷層控制[5]。

盆地內(nèi)洗象池組裂縫具多期次，早期裂縫為擴(kuò)溶縫，已被硅質(zhì)、中—粗晶方解石、白云石、泥質(zhì)全充填，縫壁不平直，縫寬0.15～0.35 mm。晚期裂縫平直，開(kāi)啟，部分裂縫縫壁白云石充填，縫寬0.015～0.03 mm。2期裂縫具交切關(guān)系，晚期裂縫切割縫合線(xiàn)，表明其形成時(shí)間較晚，應(yīng)主要形成于晚成巖時(shí)期。

2.3儲(chǔ)層物性

據(jù)洗象池組266個(gè)常規(guī)物性樣品分析，儲(chǔ)層孔隙度分布范圍2%～11.24%，一般分布范圍2%～3%，占樣品總數(shù)的58.3%，平均孔隙度3.38%(圖4a)。洗象池組668個(gè)常規(guī)物性樣品儲(chǔ)層滲透率分布范圍1×10-9～7.85×10-3μm2，滲透率集中分布于小于0.001×10-3μm2，占樣品數(shù)的73.5%,平均值0.121×10-3μm2(圖4b)。由孔隙度、滲透率樣品分析可以看出寒武系洗象池組白云巖儲(chǔ)層具有低孔、低滲的特征。

圖3 四川盆地洗象池組儲(chǔ)集空間類(lèi)型

圖4 四川盆地洗象池組儲(chǔ)層孔隙度和滲透率直方圖

2.4儲(chǔ)集類(lèi)型

對(duì)全盆地洗象池組巖心樣品孔滲關(guān)系進(jìn)行統(tǒng)計(jì)可以看出，儲(chǔ)層具有明顯的雙重介質(zhì)特征(圖5a)，孔滲關(guān)系總的來(lái)說(shuō)相關(guān)性不好，但各儲(chǔ)層段樣品點(diǎn)分布可以看出明顯呈2個(gè)區(qū)域集中分布，各自區(qū)域內(nèi)孔滲具有較好的相關(guān)性。A區(qū)表明儲(chǔ)層具有明顯的裂縫參與滲流，而B(niǎo)區(qū)表明儲(chǔ)層主要以喉道為滲流通道，因此孔滲關(guān)系反映了儲(chǔ)層具有明顯的雙重介質(zhì)特征。

洗象池組為威遠(yuǎn)地區(qū)的主要含氣層。從W93井洗象池組氣藏壓力恢復(fù)試井解釋成果分析，儲(chǔ)能比ω=4.208×10-4，竄流系數(shù)λ=2.106×10-4。由于ω值小，表明儲(chǔ)層中以孔隙為主要儲(chǔ)集空間，裂縫儲(chǔ)集空間發(fā)育相對(duì)較小，試井解釋成果反映洗象池組儲(chǔ)層的儲(chǔ)滲特征類(lèi)似于均質(zhì)復(fù)合滲流特征(圖5b)。

因此，綜合上述分析可知，洗象池組儲(chǔ)層儲(chǔ)集類(lèi)型為裂縫—孔隙型。

3 儲(chǔ)層發(fā)育分布特征

3.1儲(chǔ)層對(duì)比

地質(zhì)研究結(jié)果表明：威遠(yuǎn)地區(qū)、川中—川南過(guò)渡帶和川東地區(qū)等3大地區(qū)洗象池組儲(chǔ)層具有單層厚度薄、非均質(zhì)性強(qiáng)的特點(diǎn)[14]。結(jié)合多口井巖心觀察以及野外剖面資料研究表明，單儲(chǔ)層厚度一般小于1～2 m，疊合儲(chǔ)層段厚度一般也小于5 m。儲(chǔ)層的發(fā)育受顆粒灘的控制，孔隙層集中發(fā)育在單個(gè)向上變淺沉積序列顆粒灘的上部和頂部；在洗象池組的顆粒灘中，儲(chǔ)層發(fā)育殘余粒間孔、粒間溶孔洞。

通過(guò)單井識(shí)別，對(duì)洗象池組進(jìn)行了典型剖面的儲(chǔ)層連井對(duì)比，從圖6中可以看出洗象池組儲(chǔ)層縱向上累計(jì)厚度變化大，部分井單層較多，少數(shù)井中僅發(fā)育一層，且單層有效厚度薄，儲(chǔ)層頻繁疊置；橫向上連續(xù)性差，非均質(zhì)性強(qiáng)。往東到GT2井開(kāi)始出現(xiàn)厚層儲(chǔ)層，向川東五百梯地區(qū)儲(chǔ)層有所減薄，WK1井洗象池組測(cè)井解釋儲(chǔ)層段4段，累積厚度11.17 m，其中單層厚度最厚為5.6 m，最薄僅1 m。

3.2儲(chǔ)層分布特征

將洗象池組單井的測(cè)井解釋成果及野外剖面點(diǎn)實(shí)測(cè)作為數(shù)據(jù)點(diǎn)，編制了儲(chǔ)層厚度等值線(xiàn)圖(圖7)。儲(chǔ)層累計(jì)厚度主要分布在5～30 m，平面上儲(chǔ)層發(fā)育從高石梯—磨溪地區(qū)向古隆起斜坡帶有變好的趨勢(shì)，厚值區(qū)位于GT2—GS16井一帶，最厚可達(dá)48.5 m，川東、川南地區(qū)洗象池儲(chǔ)層零星分布，盆地邊緣的習(xí)水、奉節(jié)一帶儲(chǔ)層成帶分布，厚度較川中地區(qū)薄。

圖5 四川盆地洗象池組儲(chǔ)層巖心孔滲關(guān)系以及與W93井壓力恢復(fù)雙對(duì)數(shù)擬合

圖6 四川盆地威遠(yuǎn)—川東地區(qū)洗象池組儲(chǔ)層連井對(duì)比

圖7 四川盆地洗象池組儲(chǔ)層厚度分布

4 儲(chǔ)層發(fā)育主控因素

碳酸鹽巖儲(chǔ)層發(fā)育的控制因素很多，作為其物質(zhì)基礎(chǔ)的巖石類(lèi)型或沉積相是最基本的控制因素。而白云石化作用、溶蝕作用對(duì)碳酸鹽巖儲(chǔ)層來(lái)說(shuō)也是非常重要的控制因素[15]。

四川盆地洗象池組儲(chǔ)層的形成及區(qū)域分布，主要受沉積作用、成巖作用和構(gòu)造破裂等地質(zhì)因素的控制[16-18]。

4.1沉積作用

沉積相對(duì)儲(chǔ)層發(fā)育的控制作用明顯，顆粒灘是優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層形成的基礎(chǔ)[19-21]。前人研究表明，沉積相是控制四川盆地寒武系儲(chǔ)層發(fā)育的主要因素之一，儲(chǔ)層發(fā)育程度與巖性關(guān)系密切，最有利于儲(chǔ)層發(fā)育的巖性為顆粒云巖與結(jié)晶云巖，次為顆?；?guī)r。泥晶云巖致密，僅見(jiàn)個(gè)別孤立的溶洞。通過(guò)對(duì)研究區(qū)不同亞相白云巖的825個(gè)物性樣品統(tǒng)計(jì)分析，發(fā)現(xiàn)灘相白云巖平均孔隙度為2.09%，臺(tái)坪與潟湖亞相的白云巖孔隙度分別為1.06%與1.01%，臺(tái)內(nèi)灘亞相的白云巖孔隙度最高，反映顆粒灘對(duì)白云巖儲(chǔ)層的發(fā)育具有重要控制作用。

灘相儲(chǔ)層發(fā)育程度與顆粒灘厚度具正相關(guān)關(guān)系，顆粒灘規(guī)模越大，儲(chǔ)層越發(fā)育。GT2井洗象池組儲(chǔ)層比較發(fā)育，儲(chǔ)層累計(jì)厚度達(dá)48.5 m，平均孔隙度達(dá)4%，顆粒灘在縱向上頻繁疊置，單灘體厚度為5～20 m不等；結(jié)合測(cè)井解釋成果，發(fā)現(xiàn)該井儲(chǔ)層縱向發(fā)育部位與顆粒灘分布基本吻合，且儲(chǔ)層厚度與灘體單層厚度比較一致，儲(chǔ)層單層厚度在0.9～15.3 m，儲(chǔ)層的發(fā)育程度受顆粒灘的控制作用非常明顯(圖8)。

4.2成巖作用

多期次成巖作用對(duì)儲(chǔ)層具有很大影響，膠結(jié)充填作用破壞儲(chǔ)層的形成，白云石化和巖溶作用是儲(chǔ)層的主要貢獻(xiàn)者。

圖8 四川盆地GT2井洗象池組沉積相綜合柱狀圖

4.2.1 不利于儲(chǔ)層發(fā)育的主要成巖作用

巖石薄片、巖心和野外資料觀察表明，壓實(shí)作用和膠結(jié)充填作用是研究區(qū)內(nèi)的主要成巖作用類(lèi)型。

(1)壓實(shí)作用。在顆粒碳酸鹽巖中，壓實(shí)作用表現(xiàn)為顆粒的破裂和重新排列，顆粒的接觸方式由漂浮狀變?yōu)辄c(diǎn)接觸—線(xiàn)接觸。隨壓實(shí)強(qiáng)度的增大，會(huì)發(fā)生化學(xué)壓實(shí)作用，產(chǎn)生縫合線(xiàn)。研究區(qū)內(nèi)寒武系、奧陶系的埋藏深度均經(jīng)歷過(guò)深埋藏階段，因此地層在埋藏的過(guò)程中會(huì)受到強(qiáng)烈的壓實(shí)作用。顆粒碳酸鹽巖受壓實(shí)作用影響將使原始孔隙度減少30%～40%，甚至更高。早期固結(jié)的顆粒碳酸鹽巖會(huì)受到早期膠結(jié)物的支撐，表現(xiàn)為壓實(shí)作用不明顯，顆粒呈漂浮狀；但在陸源碎屑與碳酸鹽巖混積的巖相內(nèi)可以看到石英顆粒被壓嵌進(jìn)入較軟的碳酸鹽礫屑內(nèi)，表明巖石經(jīng)受了較強(qiáng)的壓實(shí)作用。

(2)膠結(jié)充填作用。包括早期海底膠結(jié)作用和后期溶洞、裂縫的充填作用，主要包括方解石、白云石、硬石膏及硅質(zhì)等物質(zhì)的沉淀。研究區(qū)內(nèi)結(jié)晶白云巖多具有霧心亮邊結(jié)構(gòu)，表明埋藏期流體對(duì)白云石的改造和重結(jié)晶作用。重結(jié)晶形成的白云石膠結(jié)物可部分充填晶間溶孔、粒間溶孔，使原始孔隙減少。晚埋藏期的中粗粒狀白云石晶體，充填剩余粒間孔隙和晚期經(jīng)埋藏溶蝕作用形成的溶洞。如果在白云石膠結(jié)物沉淀之后，晶粒間仍殘余部分孔隙，則這類(lèi)孔隙構(gòu)成了研究區(qū)內(nèi)洗象池組儲(chǔ)層的主要孔隙類(lèi)型之一。

碳酸鹽巖中的硅質(zhì)膠結(jié)充填或交代是一種比較常見(jiàn)的成巖現(xiàn)象。盆地內(nèi)寒武系硅質(zhì)膠結(jié)充填物形成時(shí)間較晚，屬于中深埋藏成巖環(huán)境產(chǎn)物，硅質(zhì)的形成可能與埋藏溶蝕期酸性流體的影響有關(guān)。洗象池組結(jié)晶白云巖或灰?guī)r中常見(jiàn)石英以自生中—粗晶粒狀充填溶洞，石英自形程度高；或者玉髓充填粒間孔隙；或粗粒石英充填溶蝕作用擴(kuò)大的構(gòu)造裂縫。

4.2.2 利于儲(chǔ)層發(fā)育的主要成巖作用

(1)白云石化作用。通過(guò)大量的巖石薄片觀察、陰極發(fā)光和碳氧同位素的綜合分析，發(fā)現(xiàn)研究區(qū)內(nèi)白云巖的成因主要為與高鹽度海水蒸發(fā)濃縮及回流滲透密切相關(guān)的早期交代成因，并在中—深埋藏期受到埋藏流體的改造?，F(xiàn)有鉆井及野外露頭證實(shí)四川盆地洗象池組發(fā)育白云巖儲(chǔ)層，遇酸性流體易發(fā)生選擇性溶蝕形成粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔和溶洞，巖心觀察可見(jiàn)溶洞，薄片鑒定亦可見(jiàn)溶孔，證明以白云石為基質(zhì)的碳酸鹽巖是發(fā)生溶蝕作用的重要條件之一，即白云石化作用對(duì)洗象池組儲(chǔ)層的改造具有重要作用[22-26]。

(2)巖溶作用。巖溶作用產(chǎn)生的溶蝕孔洞和裂縫是儲(chǔ)層的主要貢獻(xiàn)者，是酸性地下水或大氣降水使碳酸鹽巖發(fā)生選擇性或非選擇性溶解作用并產(chǎn)生孔洞的、有利于儲(chǔ)層發(fā)育的成巖作用。目前對(duì)巖溶作用的劃分沒(méi)有統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn)，國(guó)內(nèi)多數(shù)學(xué)者贊成按溶蝕作用發(fā)生的時(shí)間和環(huán)境對(duì)巖溶作用分類(lèi)，如陳學(xué)時(shí)等[27]，陳景山等[28]，王振宇等[29]，倪新鋒等[30]均是根據(jù)溶蝕作用發(fā)生的時(shí)間和環(huán)境的不同，將巖溶作用分為同沉積期—準(zhǔn)同生期溶蝕作用、埋藏溶蝕作用和表生期溶蝕作用。對(duì)四川盆地范圍內(nèi)洗象池組碳酸鹽巖的溶蝕作用進(jìn)行研究，認(rèn)為全盆地范圍內(nèi)洗象池組經(jīng)歷了以上的3期溶蝕作用。根據(jù)大量的巖心和薄片分析認(rèn)為，埋藏溶蝕作用是四川盆地洗象池組碳酸鹽巖中有效儲(chǔ)集空間形成的最直接的控制因素，其發(fā)育特征表現(xiàn)出一種選擇性和繼承性。研究證實(shí)洗象池組均有不同程度的埋藏溶蝕形成的儲(chǔ)集空間，GT2井5 343.37～5 343.54 m巖心為灰色砂屑溶孔云巖，溶孔溶洞順層發(fā)育。表生期溶蝕作用主要發(fā)生在樂(lè)山—龍女寺古隆起周?chē)捎跇?gòu)造抬升作用使地層抬升至潛水面以上，從而在古隆起核部及斜坡局部形成大規(guī)模巖溶地貌。在遂寧—資陽(yáng)—樂(lè)山一帶洗象池地層遭到不同程度剝蝕，這一帶以西地區(qū)全部被剝蝕，顯然洗象池儲(chǔ)層遭受了表生巖溶作用改造和優(yōu)化。

4.3構(gòu)造破裂作用

裂縫也是重要的儲(chǔ)集空間類(lèi)型。構(gòu)造破裂作用不僅利于溶蝕作用的發(fā)生，還有利于埋藏期成巖流體的運(yùn)移，對(duì)埋藏溶蝕的發(fā)生和油氣運(yùn)移具有重要意義。四川盆地洗象池組地層經(jīng)歷了多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，發(fā)育多期構(gòu)造破裂作用，對(duì)儲(chǔ)層的發(fā)育和改造起著至關(guān)重要的作用。如在WH101、105井、GT2井均可見(jiàn)大量高角度裂縫，有沿縫擴(kuò)溶現(xiàn)象，縫多被白云石和自形石英半充填(圖2i，j)。裂縫的存在不僅促進(jìn)了埋藏溶蝕的發(fā)生，也改善了儲(chǔ)層的滲濾性，可將儲(chǔ)層的滲透率提高3～4個(gè)數(shù)量級(jí)。

5 結(jié)論

(1)四川盆地洗象池組儲(chǔ)集巖主要為顆粒白云巖，其次為細(xì)(粉)晶白云巖；儲(chǔ)集空間類(lèi)型包括孔隙、溶洞和裂縫，儲(chǔ)層類(lèi)型為裂縫—孔隙(洞)型；儲(chǔ)層平均孔隙度為3.38%，平均滲透率為0.121×10-3μm2，總體表現(xiàn)為“低孔低滲”的特征，局部含高孔滲層段，儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)。

(2)洗象池組儲(chǔ)層縱向疊置，橫向連續(xù)性較差，往東到GT2井開(kāi)始出現(xiàn)厚層儲(chǔ)層，向川東五百梯地區(qū)儲(chǔ)層有所減薄。盆地邊緣的習(xí)水、奉節(jié)一帶儲(chǔ)層成帶分布，厚度較川中地區(qū)薄。

(3)沉積相是四川盆地洗象池組儲(chǔ)層發(fā)育的首要控制因素，埋藏溶蝕是形成儲(chǔ)層有效儲(chǔ)集空間的最直接作用，在優(yōu)質(zhì)相區(qū)顆粒灘相發(fā)育基礎(chǔ)上，表生溶蝕作用與后期的埋藏溶蝕作用疊加改造是形成優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的關(guān)鍵。

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(編輯黃 娟)

ReservoircharacteristicsandmaincontrollingfactorsoftheCambrianXixiangchiFormationintheSichuanBasin

Lin Yi1, Chen Cong1,2, Shan Shujiao1, Zeng Yiyang1, Liu Xin1, Chen Youlian1

(1.ResearchInstituteofExplorationandDevelopment,PetroChinaSouthwestOil&GasfieldCompany,Chengdu,Sichuan610041,China; 2.StateKeyLaboratoryofOilandGasReservoirGeologyandExploitation,ChengduUniversityofTechnology,Chengdu,Sichuan610059,China)

The middle and lower Cambrian Xixiangchi Formation in the Sichuan Basin is a gas-bearing formation with a good potential. Its exploration degree is still very low at present, and the reservoir characteristics and main controls are not clear. Core, thin section and testing data were integrated to study the rock types, reservoir space, physical properties and controlling factors of the Xixiangchi reservoirs. The Xixiangchi reservoirs are mainly grain dolomites, followed by aplite-dolomites. The reservoir space includes pores, caves and fractures, and the reservoir type is fracture-pore type. The physical properties of the reservoirs are characterized by low porosity and low permeability, and locally high porosity and high permeability, showing a strong heterogeneity. For the distribution, the Xixiangchi reservoirs vertically stacked and have a poor lateral continuity. Thick reservoirs appear from the central Sichuan Basin to well GT 2 in the east, and then thinned in Wubaiti area. In Fengjie and Xishui areas at the basin edge, reservoirs distribute as belts, and are thinner compared to those in the basin center. Reservoir development was controlled by sedimentary facies obviously. In the grain shoal area, reservoirs have a high development degree. Besides, constructive diagenesis and tectonic fracture have positive effects on reservoir development.

reservoir characteristics; grain dolomite; reservoir main controls; Xixiangchi Formation; Sichuan Basin

1001-6112(2017)05-0610-08

10.11781/sysydz201705610

TE122.2

：A

2017-03-07；

：2017-07-15。

林怡(1987—)，女，碩士，工程師，油氣地質(zhì)與勘探專(zhuān)業(yè)。E-mail：linyi02cc@163.com。

國(guó)家科技重大專(zhuān)項(xiàng)“大型油氣田及煤層氣開(kāi)發(fā)”(2011ZX05004-005)資助。