丁 熊,譚秀成,李 凌,羅 冰,唐青松,馬華靈

(1.西南石油大學(xué)資源與環(huán)境學(xué)院,四川成都 610500；2.成都理工大學(xué)博士后流動(dòng)站,四川成都 610059；

3.油氣藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,四川成都 610501；4.中國(guó)石油西南油氣田公司博士后流動(dòng)站,四川成都 610051；

5.中國(guó)石油西南油氣田公司川中油氣礦,四川遂寧 629001；6.中國(guó)石油西南油氣田公司川西北氣礦,四川江油 621700)

四川盆地雷口坡組三段顆粒灘儲(chǔ)層特征及成因分析

丁 熊1,2,3,譚秀成1,3,李 凌1,羅 冰4,唐青松5,馬華靈6

(1.西南石油大學(xué)資源與環(huán)境學(xué)院,四川成都 610500；2.成都理工大學(xué)博士后流動(dòng)站,四川成都 610059；

3.油氣藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,四川成都 610501；4.中國(guó)石油西南油氣田公司博士后流動(dòng)站,四川成都 610051；

5.中國(guó)石油西南油氣田公司川中油氣礦,四川遂寧 629001；6.中國(guó)石油西南油氣田公司川西北氣礦,四川江油 621700)

通過(guò)對(duì)鉆井、錄井、測(cè)井及巖心等地質(zhì)資料的綜合分析,對(duì)四川盆地中三疊統(tǒng)雷口坡組三段顆粒碳酸鹽巖儲(chǔ)層特征及成因進(jìn)行研究。結(jié)果表明:殘余粒間孔保存型儲(chǔ)層和同生期巖溶型儲(chǔ)層是研究區(qū)雷三段顆粒碳酸鹽巖儲(chǔ)層的兩種主要成因類(lèi)型；殘余粒間孔保存型儲(chǔ)層以殘余粒間孔和粒間溶孔為主要的儲(chǔ)集空間,管狀喉道和縮頸喉道發(fā)育,較好的孔喉配置關(guān)系使儲(chǔ)層多表現(xiàn)為中孔中滲、儲(chǔ)滲能力較好的特征；同生期巖溶型儲(chǔ)層以孤立的粒內(nèi)溶孔和鑄?？诪橹饕獌?chǔ)集空間,喉道欠發(fā)育,中孔微喉的配置關(guān)系導(dǎo)致儲(chǔ)層多表現(xiàn)為中孔低滲、滲透性偏低的特征；分別形成于臺(tái)地邊緣和臺(tái)地內(nèi)部的顆粒碳酸鹽巖為兩種顆粒灘儲(chǔ)層的形成提供了早期物質(zhì)基礎(chǔ)；單灘體的厚度直接控制著兩種顆粒灘儲(chǔ)層的儲(chǔ)滲形式；成巖演化是兩種顆粒灘儲(chǔ)層定型的關(guān)鍵。

殘余粒間孔；同生期巖溶型；儲(chǔ)層；雷口坡組三段；四川盆地

顆粒灘相碳酸鹽巖油氣田是全球碳酸鹽巖油氣資源的重要組成部分之一[1-2]。近年來(lái),眾多學(xué)者對(duì)顆粒灘相碳酸鹽巖儲(chǔ)層進(jìn)行了研究[3-11],展示了該類(lèi)儲(chǔ)層巨大的勘探潛力。中三疊統(tǒng)雷口坡組三段是四川盆地重要的天然氣產(chǎn)層之一,該段碳酸鹽巖儲(chǔ)層勘探潛力較大,前人對(duì)其沉積模式等進(jìn)行了較系統(tǒng)的研究,得出顆粒灘是儲(chǔ)層形成的沉積基礎(chǔ)等認(rèn)識(shí)[12],但缺乏對(duì)顆粒灘儲(chǔ)層特征的研究,尚不能準(zhǔn)確把握顆粒灘儲(chǔ)層的成因,嚴(yán)重制約雷口坡組三段氣藏的進(jìn)一步勘探開(kāi)發(fā)。因此,筆者根據(jù)鉆井、錄井、測(cè)井及巖心等大量地質(zhì)資料的綜合分析結(jié)果,深入研究四川盆地雷口坡組三段顆粒灘儲(chǔ)層特征及其成因機(jī)制,以期為盆地內(nèi)雷三段氣藏下一步勘探開(kāi)發(fā)提供有益的地質(zhì)依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

圖1 四川盆地雷口坡組三段沉積相平面分布(據(jù)李凌[12],有修改)Fig.1 Distribution of sedimentary facies of Lei 3 member of Leikoupo formation,Sichuan Basin (After LI Ling,modified)

四川盆地是中國(guó)西南部一個(gè)呈菱形狀的構(gòu)造-沉積盆地,面積約19×104km2[13](圖1)。中三疊世雷口坡組為海相沉積,可劃分為雷一段至雷四段四個(gè)巖性段[13]。其中,雷三段巖性由多旋回的海相碳酸鹽巖和蒸發(fā)巖組成。受印支運(yùn)動(dòng)的構(gòu)造抬升和剝蝕作用的影響,盆地內(nèi)雷三段地層保存不全,厚度為0～350 m,地層的剝蝕程度具有向?yàn)o州古隆起和向東加劇的特點(diǎn)[13]。雷三段沉積期盆地內(nèi)以發(fā)育陸表海碳酸鹽巖臺(tái)地沉積體系為主,可分為局限-蒸發(fā)臺(tái)地相和臺(tái)地邊緣相,儲(chǔ)層主要位于盆地西北部和西部的臺(tái)地邊緣顆粒灘、盆地中部、北部和東部部分地區(qū)的臺(tái)內(nèi)顆粒灘中(圖1),是雷口坡組雷三段氣藏主要的勘探對(duì)象[12]。

2 儲(chǔ)層特征

巖心描述和鏡下薄片鑒定結(jié)果表明,殘余粒間孔保存型儲(chǔ)層和同生期巖溶型儲(chǔ)層是研究雷三段主要的2種儲(chǔ)層類(lèi)型,其儲(chǔ)集巖主要為顆粒碳酸鹽巖,巖石類(lèi)型主要為薄層或中厚層褐灰色、土黃色亮晶砂屑白云巖、砂屑灰?guī)r、亮晶鮞粒白云巖、鮞?；?guī)r、礫屑白云巖、藻屑白云巖、生屑白云巖和生屑灰?guī)r等。顆粒成分以砂屑、鮞粒為主,其次為礫屑、生屑、藻屑等,粒徑一般為0.1～10 mm,分選和磨圓中等或較好。巖心上可見(jiàn)多種交錯(cuò)層理。盡管儲(chǔ)集巖性相同,但這兩種成因的顆粒碳酸鹽巖儲(chǔ)層在物性特征、孔滲關(guān)系特征、孔喉結(jié)構(gòu)等儲(chǔ)層特征上存在較大的差異。

根據(jù)前人的研究,殘余粒間孔保存型儲(chǔ)層主要分布于盆地西北部和西部的臺(tái)地邊緣顆粒灘中,同生期巖溶型儲(chǔ)層主要分布于盆地中部、北部和東部部分地區(qū)的臺(tái)內(nèi)顆粒灘中[12]。下面分別對(duì)這兩類(lèi)儲(chǔ)層的基本特征的差異性進(jìn)行闡述。

2.1 巖心物性特征

分別對(duì)雷三段臺(tái)緣顆粒灘、臺(tái)內(nèi)顆粒灘巖心實(shí)測(cè)孔隙度和滲透率進(jìn)行統(tǒng)計(jì)(圖2,圖中N為樣品個(gè)數(shù))。西北地區(qū)雷三段臺(tái)緣顆粒灘的巖心滲透率變化范圍較大,為(0.052～23.12)×10-3μm2,總體上呈正態(tài)分布,峰值位于(0.1～1)×10-3μm2和(1～10)×10-3μm2,分別占36.63%和37.87%,小于0.01×10-3μm2的樣品僅占2.01%。中部地區(qū)雷三段臺(tái)內(nèi)顆粒灘巖心滲透率均小于1×10-3μm2,為(0.011～0.9)×10-3μm2,約有98%的樣品巖心滲透率小于0.1×10-3μm2。因此,殘余粒間孔保存型儲(chǔ)層的滲透率值較同生期巖溶型儲(chǔ)層高,滲流條件較同生期巖溶型儲(chǔ)層好。

2.2 孔滲關(guān)系特征

分別對(duì)雷三段臺(tái)緣顆粒灘和臺(tái)內(nèi)顆粒灘巖心實(shí)測(cè)孔隙度與滲透率關(guān)系進(jìn)行分析(圖3)。

西北地區(qū)雷三段臺(tái)緣顆粒灘的孔滲關(guān)系總體上表現(xiàn)為隨孔隙度增大滲透率緩慢增加的線性正相關(guān)性,相關(guān)系數(shù)R為0.845,結(jié)合鑄體薄片鑒定結(jié)果,表明其孔隙類(lèi)型主要由砂屑云巖、鮞粒云巖中的殘余粒間孔和粒間溶孔組成；孔隙度大于3%的樣品點(diǎn)滲透率為(0.052～23.12)×10-3μm2,其中滲透率為(0.05～10)×10-3μm2的樣品點(diǎn)居多；中孔低滲的孤立孔隙樣品較少(圖3)。

圖2 雷三段顆粒灘巖心孔隙度和滲透率頻率分布直方圖Fig.2 Histogram showing frequency distribution of porosity and permeability of cores in Lei 3 member

圖3 雷三段顆粒灘巖心孔滲關(guān)系Fig.3 Relationship between porosity and permeability of cores in Lei 3 member

與臺(tái)緣顆粒灘相比較,中部地區(qū)雷三段臺(tái)內(nèi)顆粒灘的孔滲關(guān)系線性相關(guān)性較差,相關(guān)系數(shù)R為0.2828,隨著孔隙度增大,滲透率變化不大,中孔低滲的孤立孔隙樣品是中部地區(qū)雷三段臺(tái)內(nèi)顆粒灘主要的樣品,鑄體薄片鑒定結(jié)果表明,這些樣品主要儲(chǔ)集空間為砂屑云巖、鮞粒云巖中的粒內(nèi)溶孔、鑄?？捉M成；孔隙度大于3%的樣品滲透率為(0.011～0.9)×10-3μm2,其中滲透率在(0.01～0.2)×10-3μm2的樣品居多,大部分樣品滲透率值小于0.9× 10-3μm2；大于0.1×10-3μm2的樣品主要為殘余顆粒晶粒云巖,以發(fā)育晶間孔為主；總體上表現(xiàn)為滲透率明顯低于西北地區(qū)雷三段臺(tái)緣顆粒灘(圖3)。

綜上所述,殘余粒間孔保存型儲(chǔ)層的孔滲關(guān)系較同生期巖溶型儲(chǔ)層好,儲(chǔ)集空間主要由殘余粒間孔和粒間溶孔組成,具有中孔中滲儲(chǔ)層特征；同生期巖溶型儲(chǔ)層以中孔低滲的粒內(nèi)溶孔和鑄?？椎裙铝⒖紫稙橹鳌?/p>

2.3 孔喉結(jié)構(gòu)特征

將25個(gè)臺(tái)緣顆粒灘和22個(gè)臺(tái)內(nèi)顆粒灘巖心壓汞分析樣品分別進(jìn)行統(tǒng)計(jì),西北地區(qū)雷三段臺(tái)緣顆粒灘樣品的壓汞孔隙度為3.54%～11.08%,平均值為5.98%；壓汞滲透率為(0.18～13.1)×10-3μm2,平均值為5.49×10-3μm2；排驅(qū)壓力值較低,一般為0.004～11.78 MPa,平均值為2.62 MPa；中值喉道半徑較大,一般為0.004～7.64 μm,平均值為3.01 μm；退汞效率較高,一般為8.33%～40.47%,平均值為27.39%。

中部地區(qū)雷三段臺(tái)內(nèi)顆粒灘樣品的壓汞孔隙度分布范圍和西北地區(qū)雷三段臺(tái)緣顆粒灘大致相當(dāng),一般為3.89～12.14%,平均值為5.92%；壓汞滲透率明顯低于西北地區(qū)雷三段臺(tái)緣顆粒灘,一般為(0.023～10.3)×10-3μm2,平均為0.77×10-3μm2；排驅(qū)壓力值較西北地區(qū)雷三段臺(tái)緣顆粒灘高,一般為0.6～177.01 MPa,平均值為44.31 MPa；中值喉道半徑明顯較西北地區(qū)雷三段臺(tái)緣顆粒灘小,一般為0.0001～0.98 μm,平均值為0.03 μm；退汞效率較西北地區(qū)雷三段臺(tái)緣顆粒灘低,一般為0.8%～31.23%,平均值為8.58%。

由圖4可知,西北地區(qū)雷三段臺(tái)緣顆粒灘中亮晶顆粒白云巖以發(fā)育殘余粒間孔、粒間溶孔為主,喉道類(lèi)型主要為管狀喉道、縮頸狀喉道(圖4(a))；中部地區(qū)雷三段臺(tái)內(nèi)顆粒灘中亮晶顆粒白云巖以發(fā)育粒內(nèi)溶孔為主,喉道欠發(fā)育(圖4(b))。將兩者(孔隙度同為約8.2%)分別做壓汞曲線分析,結(jié)果表明,西北地區(qū)雷三段臺(tái)緣顆粒灘樣品的滲透率值為5.39×10-3μm2(圖4(c)),遠(yuǎn)大于中部地區(qū)雷三段臺(tái)內(nèi)顆粒灘樣品的0.206×10-3μm2(圖4(d)),進(jìn)一步說(shuō)明其喉道較中部地區(qū)雷三段臺(tái)內(nèi)顆粒灘樣品粗,孔喉連通性比盆地中部地區(qū)雷三段臺(tái)內(nèi)顆粒灘好。

綜上所述,殘余粒間孔保存型儲(chǔ)層的孔喉配置關(guān)系較同生期巖溶型儲(chǔ)層好,具有孔隙間喉道發(fā)育,以管狀喉道和縮頸喉道為主的特征；同生期巖溶型儲(chǔ)層孔隙間喉道欠發(fā)育,以微喉為主,具有中孔微喉的配置關(guān)系特征。表1中對(duì)比了雷三段殘余粒間孔保存型儲(chǔ)層與同生期巖溶型儲(chǔ)層的基本特征。

圖4 四川盆地西北地區(qū)與中部地區(qū)雷三段儲(chǔ)集巖鑄體薄片顯微照片及壓汞曲線Fig.4 Microstructural blue cast thin sections and curves of pressure mercury of reservoir rocks in Lei 3 member of the northwestern Sichuan Basin and the central Sichuan Basin

表1 四川盆地雷三段殘余粒間孔保存型儲(chǔ)層與同生期巖溶型儲(chǔ)層特征對(duì)比Table 1 Comparison characteristics between residual intergranular preservation reservoirs and syngenetic karst reservoirs in Lei 3 member,Sichuan Basin

3 儲(chǔ)層成因分析

3.1 不同沉積環(huán)境的顆粒灘為儲(chǔ)層提供了早期物質(zhì)基礎(chǔ)

中三疊統(tǒng)雷口坡組沉積期,四川盆地西側(cè)存在松潘-甘孜海槽[12-13],在緊鄰該海槽的盆地西北部和西部地區(qū)位于碳酸鹽臺(tái)地與斜坡-海槽間過(guò)渡的臺(tái)地邊緣沉積環(huán)境,而其他區(qū)域則處于碳酸鹽臺(tái)地內(nèi)部的沉積環(huán)境(圖5)。臺(tái)地邊緣顆粒灘和臺(tái)內(nèi)顆粒灘分別為殘余粒間孔保存型儲(chǔ)層和同生期巖溶型儲(chǔ)層的形成提供了早期物質(zhì)基礎(chǔ)。

臺(tái)地邊緣面臨廣海,水動(dòng)力和波浪能量高、浪基面較深,發(fā)育的顆粒灘處于高能環(huán)境,沉積物淘洗較干凈,顆粒含量高,泥質(zhì)含量較少,在初期壓實(shí)后極易形成較堅(jiān)固的顆粒支撐格架,使原生粒間孔在成巖過(guò)程中比臺(tái)內(nèi)灘更容易保存下來(lái),后期埋藏溶蝕改造更易形成粒間溶孔,形成以殘余粒間孔和粒間溶孔為主的殘余粒間孔保存型儲(chǔ)層。由于臺(tái)地邊緣的阻隔,臺(tái)地內(nèi)部的波浪作用大大減弱,浪基面也較淺,發(fā)育于臺(tái)地內(nèi)水下高地的臺(tái)內(nèi)顆粒灘體可迅速加積而頻繁出露海面,極易暴露于大氣成巖環(huán)境中(圖5),接受大氣淡水的淋溶改造,形成的粒內(nèi)溶孔、鑄?？椎於送趲r溶型儲(chǔ)層的基礎(chǔ)。

圖5 四川盆地雷口坡組雷三段沉積環(huán)境示意圖Fig.5 Sketch map showing sedimentary environment in Lei 3 member,Leikoupo formation,Sichuan Basin

3.2 單灘體的厚度控制著顆粒灘儲(chǔ)層的儲(chǔ)滲形式

分別對(duì)西北地區(qū)雷三段臺(tái)緣顆粒灘、中部地區(qū)雷三段臺(tái)內(nèi)顆粒灘的巖心單灘體厚度和巖心平均滲透率關(guān)系進(jìn)行統(tǒng)計(jì)。結(jié)果表明,西北地區(qū)雷三段臺(tái)緣顆粒灘的22個(gè)巖心單灘體厚度為0.4～20.2 m,有12個(gè)單灘體厚度大于3 m,巖心平均滲透率隨巖心單灘體厚度增大而緩慢增加。中部地區(qū)雷三段臺(tái)內(nèi)顆粒灘的巖心單灘體厚度一般為0.2～1.8 m,巖心平均滲透率也隨巖心單灘體厚度增大而緩慢增加(圖6)。

圖6 雷三段顆粒灘巖心單灘體厚度和巖心平均滲透率關(guān)系Fig.6 Relationship between single shoal body thickness and permeability of core in Lei 3 member

單灘體較厚的顆粒灘有利于原生粒間孔的保存[14],保存下來(lái)的殘余粒間孔及喉道奠定了殘余粒間孔保存型儲(chǔ)層的先期孔滲基礎(chǔ),后期埋藏溶蝕流體更易在先期孔隙和喉道中流動(dòng)、擴(kuò)溶,形成以發(fā)育殘余粒間孔、粒間溶孔和管狀喉道、縮頸狀喉道發(fā)育為特征的殘余粒間孔保存型儲(chǔ)層；由于臺(tái)地內(nèi)部的波浪作用大大減弱,浪基面的深度很淺,發(fā)育于臺(tái)地內(nèi)水下高地的顆粒灘體可迅速加積而頻繁出露海面,具有向上變淺沉積序列的顆粒體極易暴露于大氣成巖環(huán)境中,大氣淡水膠結(jié)物極易充填單灘體較薄的顆粒灘中原生粒間孔及喉道,不利于原生粒間孔的保存,后期埋藏溶蝕流體流動(dòng)不暢,但可接受同生期大氣淡水的組構(gòu)選擇性淋溶改造,形成以粒內(nèi)溶孔、鑄?？诪橹?喉道欠發(fā)育為特征的同生期巖溶型儲(chǔ)層。因此,顆粒灘單灘體的厚度控制著儲(chǔ)層的儲(chǔ)滲形式。

3.3 成巖演化是兩種顆粒灘儲(chǔ)層定型的關(guān)鍵

作為碳酸鹽巖儲(chǔ)層的載體,顆粒灘的成巖演化對(duì)儲(chǔ)層特征影響強(qiáng)烈[15-18]。依據(jù)顆粒灘經(jīng)歷的成巖演化階段,可將其分為同生—早成巖期、淺埋藏期及深埋藏期等階段,下面對(duì)其分別闡述。

同生期—早成巖期是兩種顆粒灘儲(chǔ)層形成的基礎(chǔ)階段。單灘體厚度較大的顆粒灘一般位于臺(tái)地邊緣,屬于臺(tái)地邊緣顆粒灘,顆粒巖沉積后,由于灘體較厚并常位于水下很少暴露,未受大氣成巖環(huán)境影響,不發(fā)育大氣成巖膠結(jié)物,灘核中顆粒以點(diǎn)接觸為主,部分原生粒間孔得以保存(圖7)。單灘體較薄的顆粒灘一般位于臺(tái)地內(nèi)部的地貌高地,屬于臺(tái)內(nèi)顆粒灘,由于臺(tái)地邊緣的阻隔,臺(tái)地內(nèi)部沉積水體受限、交換不暢,加上干旱少雨,蒸發(fā)作用強(qiáng)烈,瀉湖內(nèi)以沉積石膏巖等蒸發(fā)巖為主,海水中攜帶的Mg2+通過(guò)蒸發(fā)作用將先期沉積的顆?；?guī)r等體積交代成顆粒云巖。這種厚度較薄的暴露型淺灘,極易受大氣成巖膠結(jié)物影響,充填部分原生粒間孔,但向上變淺序列的中上部也易受到同生期大氣淡水的選擇性溶蝕,形成粒內(nèi)溶孔和鑄模孔(圖7)。

圖7 四川盆地雷三段殘余粒間孔保存型儲(chǔ)層與同生期巖溶型儲(chǔ)層的成巖演化示意圖Fig.7 Sketch map showing diagenetic evolution of residual intergranular preservation reservoirs and syngenetic karst reservoirs in Lei 3 member,Sichuan Basin

淺埋藏期是兩種顆粒灘儲(chǔ)層演化的關(guān)鍵階段。在上覆地層的垂向加積后,地層靜壓使先期沉積物受到初期壓實(shí),位于瀉湖中的細(xì)粒碳酸鹽沉積物的過(guò)飽和流體排出,從顆粒灘周緣向?yàn)┖肆鲃?dòng)。這一時(shí)期,富含Mg2+的埋藏流體將單灘體厚度較大的顆粒灘原生顆粒灰?guī)r等體積交代成顆粒云巖。由于灘體較厚,過(guò)飽和流體只對(duì)顆粒灘灘緣、灘體頂部、底部影響較大。灘核因初期壓實(shí)使粒間孔空間減小、喉道變細(xì),過(guò)飽和流體從灘的周緣向核部流動(dòng)過(guò)程中因膠結(jié)損耗,膠結(jié)能力逐漸下降,伴隨著淺埋藏?zé)N類(lèi)的進(jìn)入占位,直接阻礙了過(guò)飽和壓實(shí)流體在其中流動(dòng),使膠結(jié)停止,殘余原生粒間孔得以保存(圖7)。對(duì)于厚度較薄的顆粒灘,過(guò)飽和流體可以在先期粒間孔、喉道內(nèi)順利流動(dòng),并能完全影響整個(gè)顆粒灘灘體,發(fā)育的膠結(jié)物使粒間孔隙損失殆盡(圖7)。

深埋藏期成巖改造使兩種顆粒灘儲(chǔ)層最終定型。深埋藏流體可分為烴源巖熱演化中產(chǎn)生的未飽和酸性流體和過(guò)飽和的地層水。單灘體厚度較大的顆粒灘先期的粒間孔隙、喉道得以保存,深埋藏流體在儲(chǔ)集空間內(nèi)流動(dòng)順暢,未飽和酸性流體可在粒間孔隙內(nèi)擴(kuò)溶,過(guò)飽和的地層水也可在粒間孔隙內(nèi)沉淀、膠結(jié),在溶蝕發(fā)育層段,強(qiáng)烈的溶蝕改造使粒間孔擴(kuò)溶后形成粒間溶孔(圖7)。厚度較薄的顆粒灘,深埋藏流體只能在構(gòu)造破裂產(chǎn)生的裂縫內(nèi)流動(dòng),未飽和酸性流體只能沿裂縫擴(kuò)溶,并且過(guò)飽和的地層水在裂縫內(nèi)沉淀、膠結(jié)會(huì)阻礙未飽和酸性流體在其流動(dòng),因此溶蝕增加的孔隙十分有限,僅能分布于裂縫周?chē)?對(duì)單個(gè)儲(chǔ)滲體的孔滲增加貢獻(xiàn)較小(圖7)。表2中對(duì)比了雷三段殘余粒間孔保存型儲(chǔ)層與同生期巖溶型儲(chǔ)層的成因機(jī)制。

表2 四川盆地雷三段殘余粒間孔保存型儲(chǔ)層與同生期巖溶型儲(chǔ)層成因機(jī)制對(duì)比Table 2 Comparison genesis between residual intergranular preservation reservoirs and syngenetic karst reservoirs in Lei 3 member,Sichuan Basin

4 結(jié) 論

(1)殘余粒間孔保存型儲(chǔ)層以殘余粒間孔和粒間溶孔為主要的儲(chǔ)集空間；同生期巖溶型儲(chǔ)層以孤立的粒內(nèi)溶孔和鑄?？诪橹饕獌?chǔ)集空間。

(2)臺(tái)地邊緣顆粒灘、臺(tái)地內(nèi)部顆粒灘分別是殘余粒間孔保存型儲(chǔ)層和同生期巖溶型儲(chǔ)層的早期物質(zhì)基礎(chǔ)。

(3)顆粒灘單灘體的厚度控制著儲(chǔ)層的儲(chǔ)滲形式。單灘體較厚的顆粒灘易形成殘余粒間孔保存型儲(chǔ)層；單灘體較薄的顆粒灘易形成同生期巖溶型儲(chǔ)層。

(4)灘體厚度較大的顆粒灘更易保存原生粒間孔,并受埋藏溶蝕擴(kuò)溶形成粒間溶孔,最終形成殘余粒間孔保存型儲(chǔ)層；厚度較薄的顆粒灘常受到大氣淡水的選擇性溶蝕促使其更易形成粒內(nèi)溶孔和鑄?？?埋藏溶蝕增孔有限,最終形成同生期巖溶型儲(chǔ)層。

[1] 羅平,張靜,劉偉,等.中國(guó)海相碳酸鹽巖油氣儲(chǔ)層基本特征[J].地學(xué)前緣,2008,15(1):36-39.

LUO Ping,ZHANG Jing,LIU Wei,et al.Characteristics of marine carbonate hydrocarbon reservoirs in China[J]. Earth Science Frontiers,2008,15(1):36-39.

[2] 白國(guó)平.世界碳酸鹽巖大油氣田分布特征[J].古地理學(xué)報(bào),2006,8(1):241-250.

BAI Guo-ping.Distribution patterns of giant carbonate field in the world[J].Journal of Paleogeography,2006,8 (1):241-250.

[3] CHARLES Kerans,JERRY Lucia F.Depositional controls on reservoir quality in isolated greenhouse carbonate shoals and swells,Lower Cretaceous,Bab Basin,Middle East[J].AAPG Bulletin,2000,84(9):1447.

[4] NEAL Donald W,HARTSOOK Alan D.Characterization of an oolite shoal reservoir,North Carterville Field,Bossier Parish,Louisiana[J].Geological Society of America, 2003,35(1):54-55.

[5] 曾偉,黃先平,楊雨,等.川東北地區(qū)飛仙關(guān)組儲(chǔ)層中的埋藏溶蝕作用[J].天然氣工業(yè),2007,26(11):4-6.

ZENG Wei,HUANG Xian-ping,YANG Yu,et al.Burial dissolution of Feixian-guan formation reservoirs in northeast Sichuan Basin[J].Natural Gas Industry. 2007,26(11):4-6.

[6] 陳景山,李忠,王振宇,等.塔里木盆地奧陶系碳酸鹽巖古巖溶作用與儲(chǔ)層分布[J].沉積學(xué)報(bào),2007,25 (6):858-868.

CHEN Jing-shan,LI Zhong,WANG Zhen-yu,et al.Paleokarstification and reservoir distribution of Ordovician carbonates in Tarim Basin[J].Acta Sedimentologica Sinica,2007,25(6):858-868.

[7] 艾合買(mǎi)提江·阿不都熱和曼,鐘建華,李陽(yáng),等.塔河油田奧陶系縫合線特征及石油地質(zhì)意義[J].中國(guó)石油大學(xué)學(xué)報(bào):自然科學(xué)版,2010,34(1):7-11.

AHMATJAN Abdurahaman,ZHONG Jian-hua,LI Yang, et al.Stylolite characteristics and petroleum geology significance of Ordovician carbonate rocks in Tahe Oilfield [J].Journal of China University of Petroleum(Edition of Natural Science),2010,34(1):7-11.

[8] 劉偉,張興陽(yáng),顧家裕.塔里木盆地臺(tái)盆區(qū)中西部中下奧陶統(tǒng)鷹山組沉積環(huán)境研究[J].沉積學(xué)報(bào),2009,27 (3):425-441.

LIU Wei,ZHANG Xing-yang,GU Jia-yu.Sedimentary environment of lower-middle Ordovician Yingshan forma-tion in Mid-Western Tarim Basin[J].Acta Sedimentologica Sinica,2009,27(3):425-441.

[9] 譚秀成,鄒娟,李凌,等.磨溪?dú)馓锛味侮懕砗Ｐ团_(tái)地內(nèi)沉積微相研究[J].石油學(xué)報(bào),2008,29(2):219-225.

TAN Xiu-cheng,ZOU Juan,LI Ling,et al.Research on sedimentary microfacies of the epicontinental sea platform of Jia 2 member in Moxi gas field[J].Acta Petrolei Sinica,2008,29(2):219-225.

[10] 周彥,譚秀成,劉宏,等.磨溪?dú)馓锛味熙b?；?guī)r儲(chǔ)層特征及成因機(jī)制[J].西南石油大學(xué)學(xué)報(bào):自然科學(xué)版,2007,29(4):30-33.

ZHOU Yan,TAN Xiu-cheng,LIU Hong,et al.Oolitic limestone reservoir characteristics and its genetic mechanism of Jia-2 member in Moxi gas field[J].Journal of Southwest Petroleum University(Science&Technology Edition),2007,29(4):30-33.

[11] 張滿郎,謝增業(yè),李熙喆,等.四川盆地寒武紀(jì)巖相古地理特征[J].沉積學(xué)報(bào),2010,28(1):128-139.

ZHANG Man-lang,XIE Zeng-ye,LI Xi-zhe,et al. Characteristics of lithofacies paleogeography of Cambrian in Sichuan Basin[J].Acta Sedimentologica Sinica, 2010,28(1):128-139.

[12] 李凌,譚秀成,丁熊,等.四川盆地雷口坡組臺(tái)內(nèi)灘與臺(tái)緣灘沉積特征差異及對(duì)儲(chǔ)層的控制[J].石油學(xué)報(bào),2011,32(1):70-75.

LI Ling,TAN Xiu-cheng,DING Xiong,et al.Difference in depositional characteristics between intra-platform and marginal-platform shoals in Leikoupo formation,Sichuan Basin and its impact on reservoirs[J].Acta Petrolei Sinica,2011,32(1):70-75.

[13] 黃東,張健,楊光,等.四川盆地中三疊統(tǒng)雷口坡組地層劃分探討[J].西南石油大學(xué)學(xué)報(bào):自然科學(xué)版, 2011,33(3):89-95.

HUANG Dong,ZHANG Jian,YANG Guang,et al.The discussion of stratum division and stratum for the Leikoupo formation of Middle Triassic in Sichuan Basin[J]. Journal of Southwest Petroleum University(Science& Technology Edition),2011,33(3):89-95.

[14] 譚秀成,羅冰,李卓沛,等.川中地區(qū)磨溪?dú)馓锛味紊靶荚茙r儲(chǔ)集層成因[J].石油勘探與開(kāi)發(fā),2011,38 (3):268-273.

TAN Xiu-cheng,LUO Bing,LI Zhuo-pei,et al.Jia-2 member doloarenite reservoir in the Moxi gas field,middle Sichuan Basin[J].Petroleum Exploration and Development,2011,38(3):268-273.

[15] 李陽(yáng).塔河油田奧陶系碳酸鹽巖溶洞型儲(chǔ)集體識(shí)別及定量表征[J].中國(guó)石油大學(xué)學(xué)報(bào):自然科學(xué)版, 2012,36(1):1-6.

LI Yang.Ordovician carbonate fracture-cavity reservoirs identification and quantitative characterization in Tahe Oilfield[J].Journal of China University of Petroleum (Edition of Natural Science),2012,36(1):1-6.

[16] 陳金勇,李振鵬.碳酸鹽巖儲(chǔ)層的主要影響因素[J].海洋地質(zhì)動(dòng)態(tài),2010,26(4):19-24.

CHEN Jin-yong,LI Zhen-peng.Major controlling factors of carbonate rock reservoirs[J].Marine Geology Letters,2010,26(4):19-24.

[17] 李凌,譚秀成,夏吉文,等.海平面升降對(duì)威遠(yuǎn)寒武系灘相儲(chǔ)層的影響[J].天然氣工業(yè),2008,28(4):19-22.

LI Ling,TAN Xiu-cheng,XIA Ji-wen,et al.Influnces of eustatic movement on the Camberian reseroirs of bank facies in Weiyuan gas field[J].Natural Gas Industry, 2008,28(4):19-22.

[18] 羅冰,譚秀成,劉宏,等.蜀南地區(qū)飛仙關(guān)組鮞灘儲(chǔ)層成因機(jī)制分析[J].沉積學(xué)報(bào),2009,27(3):404-409.

LUO Bing,TAN Xiu-cheng,LIU Hong,et al.Genetic mechanism analysis on oolitic reservoir of lower Triassic Feixianguan formation in the Shunan area,Sichuan Basin[J].Acta Sedimentologica Sinica,2009,27(3):404-409.

(編輯 徐會(huì)永)

Characteristics and genetic analysis of grain shoal reservoirs in Lei 3 member of Middle Triassic Leikoupo formation,Sichuan Basin

DING Xiong1,2,3,TAN Xiu-cheng1,3,LI Ling1,LUO Bing4,TANG Qing-song5,MA Hua-ling6(1.College of Resource and Environment,Southwest Petroleum University,Chengdu 610500,China；
2.Post-Doctor Station,Chengdu University of Technology,Chengdu 610059,China；
3.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation,Chengdu 610501,China；
4.Post-Doctor Station,Southwest Oil&Gas Field Company,CNPC,Chengdu 610051,China；
5.Chuanzhong Oil&Gas Field of Southwest Oil&Gas Field Company,CNPC,Suining 629001,China；
6.Chuanxibei Gas Field of Southwest Oil&Gas Field Company,CNPC,Jiangyou 621700,China)

The characteristics and genesis of grain shoal carbonate reservoirs were studied by using the data of drilling,logging and core in Lei 3 member of Middle Triassic Leikoupo formation in Sichuan Basin.The results show that the residual intergranular preservation reservoirs and syngenetic karst reservoirs are the main genetic types of grain shoal carbonate reservoirs.Residual intergranular pores and intergranular dissolved pores are main reservoir space of residual intergranular preservation reservoirs,and tubular throats and neck throats are developed.Relatively good configuration of the pore throat leads to the characteristics of medium porosity and medium permeability and good capacity.The isolate intragranular corroded pores and mould pores are main reservoir space of syngenetic karst reservoirs,and throat is less developed.Configuration of medium pore and micro-throat leads to the characteristics of medium pore and low permeability.The grain carbonate developed in the marginal platform and interior platform provides the early material basis for the two types of grain shoal reservoirs.The thickness of a single shoal body directly controls the reservoir and permeation form of the two types of grain shoal reservoirs. Diagenetic evolution plays a key role in finalizing the shape of the two types of grain shoal reservoirs.

residual intergranular pore；syngenetic karstification；reservoir；Lei 3 member of Leikoupo formation；SichuanBasin

TE 122.2

A

1673-5005(2013)04-0030-08

10.3969/j.issn.1673-5005.2013.04.005

2013-01-19

中國(guó)石油科技創(chuàng)新基金項(xiàng)目(2011D-5006-0105)；四川省礦產(chǎn)普查與勘探重點(diǎn)學(xué)科建設(shè)項(xiàng)目(SZD0414)

丁熊(1981-),男,講師,博士,主要從事儲(chǔ)層沉積地質(zhì)方面的研究工作。E-mail:dingxiong_2007@126.com。