川東地區(qū)黃草峽構造飛仙關組沉積相與儲層特征

劉 為 徐國盛 黃小瓊 王德斌 龔德瑜 朱建敏 段 亮

（1.成都理工大學油氣藏地質及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川 成都 610059；2.中國石油西南油氣田分公司勘探開發(fā)研究院，四川 成都 610051）

川東地區(qū)黃草峽構造飛仙關組沉積相與儲層特征

劉 為1徐國盛1黃小瓊2王德斌1龔德瑜1朱建敏1段 亮1

（1.成都理工大學油氣藏地質及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川 成都 610059；2.中國石油西南油氣田分公司勘探開發(fā)研究院，四川 成都 610051）

通過巖心、薄片、測井資料的綜合分析，認為川東地區(qū)黃草峽構造飛仙關組總體為碳酸鹽臺地相沉積，可進一步劃為臺地邊緣灘、臺內(nèi)點灘、開闊臺地和潮坪中4個亞相。儲集空間主要發(fā)育鮞內(nèi)溶孔、晶間孔、晶間溶孔和構造縫、壓溶縫；儲集類型屬裂縫-孔隙型。該區(qū)成巖作用與川東北廣大地區(qū)存在較大的差異。通過沉積、成巖以及構造因素對儲層的控制作用分析，建設性的成巖作用主要有同生期溶蝕作用、埋藏溶蝕作用及后期的構造破裂作用，但由于大氣水溶蝕作用較弱，且缺乏關鍵性的與海水蒸發(fā)濃縮有關的白云石化作用，同時由于膠結作用、壓實作用等破壞性成巖作用的影響，致使該區(qū)的優(yōu)質海相碳酸鹽巖儲層欠發(fā)育且儲層非均質性強，因此天然氣勘探具有一定的風險。

黃草峽構造；飛仙關組；沉積相；儲層特征；控制因素；川東地區(qū)

1 區(qū)域地質概況

研究區(qū)位于四川盆地東部，構造主體處于川東南中隆高陡構造區(qū)中部，北東、南西兩端分別與茍家場、豐盛場構造相接，北為雙龍、新市2個含氣構造，南為四合場構造。其南側為長江，北側為長壽縣城。下三疊統(tǒng)飛仙關組從下至上分為飛一段（T1f1）、飛二段（T1f2）、飛三段（T1f3）、飛四段（T1f4）（見圖1）。

2 沉積相類型及特征

據(jù)測井相、沉積及古生物標志分析，可將飛仙關組碳酸鹽臺地相劃分為臺地邊緣灘、臺內(nèi)點灘、開闊臺地和潮坪4個亞相（見圖2）。

2.1 臺地邊緣灘亞相

該亞相位于淺水臺地與較深水陸棚或斜坡之間的具有障壁性質的過渡地帶［1］。環(huán)境水深在浪基面附近，受潮汐及較強的風浪作用。巖石以淺色顆?；?guī)r為主，常發(fā)育交錯層理。依據(jù)測井相、沉積及古生物方面的特點，可進一步識別出以下微相：1）臺緣鮞灘微相：在臺地邊緣呈帶狀分布的沉積環(huán)境，巖石類型以亮晶鮞?；?guī)r為主。2）灘間微相：發(fā)育于臺緣鮞灘之間相對較深水的低能沉積區(qū)，巖性以泥晶、細—粉晶灰?guī)r為主。黃草峽地區(qū)飛1期廣泛發(fā)育臺緣鮞灘，各井飛一段幾乎都發(fā)育鮞?；?guī)r，古生物化石多為腹足類、棘皮、腕足等，測井相特征整體上表現(xiàn)為低自然伽馬及高聲波時差，體現(xiàn)了泥質含量低的特點（見圖3a）。

圖1 黃草峽構造飛仙關組沉積序列

圖2 川東飛仙關組臺地-臺盆沉積相模式

2.2 開闊臺地亞相

開闊臺地指發(fā)育于臺地邊緣礁灘與局限臺地之間的廣闊淺海，水深位于低潮面以下，浪基面以上。巖石類型從高能量的顆粒石灰?guī)r到低能量的頁巖均有發(fā)育。本區(qū)開闊臺地廣泛發(fā)育于飛2期和早飛3期，巖石類型包括暗紫色、灰綠色泥巖、頁巖，灰質泥巖及泥質灰?guī)r，古生物主要有腹足類、介形蟲、腕足等，測井相上呈自然伽馬及聲波時差均較高的特征，表現(xiàn)了水體能量低的沉積環(huán)境。

2.3 臺內(nèi)點灘亞相

該亞相發(fā)育于臺地內(nèi)局部隆起區(qū)，主要受到潮汐作用的改造，形成以顆粒沉積為主體的點灘沉積體?？蛇M一步劃分為臺內(nèi)鮞灘、潮下靜水泥2個微相。1）臺內(nèi)鮞灘微相：指臺內(nèi)點灘內(nèi)以鮞粒為主要顆粒類型的沉積環(huán)境［2］。本區(qū)臺內(nèi)鮞灘微相發(fā)育于飛3期，巖石類型為亮晶鮞?；?guī)r與泥晶灰?guī)r互層，常見各種雙向交錯層理、改造波痕及平行層理等沉積構造。2）潮下靜水泥微相：指由于遮擋作用在臺內(nèi)形成的低能量的沉積環(huán)境。巖石類型主要為泥晶灰?guī)r、泥灰?guī)r夾少量頁巖（見圖3b）。

2.4 潮坪亞相

指水深處于平均高潮線與平均低潮線之間的臺地內(nèi)部沉積環(huán)境［3］。主要受到潮汐作用的控制，水動力條件較弱，水體鹽度變化大，常堆積一套旋回性的細粒沉積物，局部可夾顆粒巖。研究區(qū)飛4期廣泛發(fā)育潮坪環(huán)境，巖性主要為灰色、暗紫色的泥巖，偶見薄層灰?guī)r及白云巖、石膏等，電性特征總體表現(xiàn)為高自然伽馬、高聲波時差、低電阻率。

3 沉積相演化

整個川東東部地區(qū)在早三疊世飛仙關期基本處于一連陸碳酸鹽臺地環(huán)境之中，其東側為城口-鄂西海槽，北東側為開江-梁平海槽，南側為黔桂湘盆地，并與川東北孤立碳酸鹽臺地隔海相望。

黃草峽構造飛仙關組是一次較大規(guī)模3級海平面升降過程中的產(chǎn)物。飛仙關初期，來自東側的海侵達到最高海平面，之后海平面開始下降，至飛仙關末期［4］。在此影響下，川東黃草峽地區(qū)飛仙關期沉積相帶整體往東及東北方向遷移。飛1期，黃草峽地區(qū)緊鄰有城口—鄂西海槽，處于臺地邊緣帶沉積環(huán)境（見圖4a）；隨著海平面的不斷下降，飛2期，研究區(qū)整體處于開闊臺地沉積環(huán)境；至飛3期，則處于臺內(nèi)點灘沉積環(huán)境（見圖4b）；飛4期，四川盆地處于海平面下降階段的晚期［5］，整個黃草峽地區(qū)基本處于潮坪環(huán)境。

4 儲層特征

4.1 儲集巖類型及物性特征

巖心、薄片觀察及物性分析表明，儲層的巖性和孔隙度有著明顯的相關性（見表1）。其中鮞狀針孔灰?guī)r的儲集性最好，其次為鮞狀灰?guī)r。按碳酸鹽巖儲層級別劃分標準，二者分別為Ⅱ、Ⅲ類儲層，其他多屬于非儲集層。儲層滲透率普遍很低，測試結果統(tǒng)計顯示，217個樣品中高達215個滲透率小于0.00987×10-3μm2。黃草峽構造飛仙關組儲層類型屬于中—低孔、低—特低滲儲層，儲集物性較差且存在嚴重的不均一性。

表1 黃草峽構造飛仙關組儲層巖性與物性關系

4.2 儲層空間類型

儲層類型屬裂縫-孔隙型。巖心及薄片鏡下觀察表明，飛仙關組的儲集空間以次生孔隙占絕對優(yōu)勢。常見的孔隙類型有鮞內(nèi)溶孔，其次是晶間孔、晶間溶孔和粒間孔、粒間溶孔。裂縫以壓溶縫為主，構造縫次之，偶見縫合線。通過各井取心段裂縫發(fā)育密度的橫向比較可知，儲層裂縫發(fā)育具較強的非均質性。

4.3 儲層發(fā)育控制因素

鮞粒灘體的發(fā)育具有規(guī)律性和區(qū)域性，但并不是只要有鮞粒灘體的存在就有鮞粒儲層存在并發(fā)育，鮞粒儲層經(jīng)孔隙演化，最終能形成具工業(yè)價值的儲層，它與多種地質因素有關，如沉積相（尤其是沉積微相）、成巖作用和構造作用等［6］。

圖3 黃草峽構造飛仙關組沉積微相平面展布

圖4 川東地區(qū)飛仙關組沉積相

4.3.1 沉積之控制作用

沉積相對儲層的控制作用，主要通過提供有利于裂縫形成和溶蝕作用發(fā)生的沉積物。

對于本區(qū)儲層，臺地邊緣灘亞相—臺緣鮞灘微相（主要發(fā)育于T1f1）是區(qū)內(nèi)物性發(fā)育最好的相帶。這是由于臺地邊緣水體淺、能量強，易于顆粒的形成和灰泥帶出，形成分選、磨圓較好和貧灰泥的灘體沉積［7］。而且原始粒間孔較為發(fā)育，孔隙的連通性也較好，易于后期建設性成巖作用進一步改善儲集性能。臺內(nèi)點灘亞相—臺內(nèi)鮞灘微相（發(fā)育于T1f3中上部）是區(qū)內(nèi)儲層發(fā)育較有利相帶。

4.3.2 成巖之控制作用

碳酸鹽沉積后，成巖作用在近地表條件下迅速發(fā)生,或在地下緩慢進行。影響碳酸鹽成巖作用的因素主要有沉積巖的結構和礦物成分,埋藏溫壓條件以及孔隙水性質等［8］。

本區(qū)建設性的成巖作用主要有準同生期溶蝕作用、埋藏溶蝕作用以及后期的構造作用。準同生期溶蝕作用：在臺地邊緣灘和臺內(nèi)點灘沉積之后，由于海平面相對下降,早期海平面附近及以下的沉積巖體，由沉積—同生成巖環(huán)境轉變?yōu)橥獪释蓭r環(huán)境。在大氣氧化環(huán)境中不穩(wěn)定的礦物（文石、高鎂方解石、石膏等）受到大氣淡水和混合水的影響,會發(fā)生淋濾、溶解作用而形成粒內(nèi)溶孔、鑄模孔及小規(guī)模的溶溝、溶縫等［8］。但黃草峽構造飛仙關組儲層準同生期溶蝕作用不強，且充填厲害（見圖5a）。

埋藏溶蝕作用：在以高溫高壓、封閉還原以及地層水富含有機酸為主要特征的中—深埋藏環(huán)境下，黃草峽構造飛仙關組儲層發(fā)生非選擇性溶蝕作用，形成新的儲集空間。中—深埋藏屬于生油窗范圍內(nèi),有機酸性水注入導致溶蝕孔洞大量產(chǎn)生。本區(qū)薄片特征顯示溶孔中普遍有瀝青充填（見圖5b），表明在瀝青侵位之前溶孔已經(jīng)形成，這也說明了深埋藏溶蝕作用是重要的建設性成巖作用［9］。

構造作用：在喜山期深埋藏階段，在構造應力的作用下，飛仙關組灘相儲層發(fā)生破裂，進一步改善了構造高部位或斷層附近的鮞?；?guī)r儲層的儲集和滲濾能力（見圖5c）。同時裂縫的形成有利于氣態(tài)烴、酸性地層水的進一步侵入，從而發(fā)生以埋藏溶蝕作用為特征的成巖變化。

總體而言由于黃草峽構造飛仙關組儲層發(fā)育的淺水灘體沉積速率較低，所處位置并不高，受沉積時期礁灘體暴露、高頻層序界面控制的大氣水溶蝕作用較弱，且缺乏與海水蒸發(fā)濃縮有關的關鍵性的白云石化作用，因此建設性的成巖作用并不強烈。同時由于壓實作用、膠結作用、以及溶蝕孔洞和裂縫中的充填作用等破壞性成巖作用的影響，致使本區(qū)的優(yōu)質海相碳酸鹽巖儲層欠發(fā)育，且非均質性強。

圖5 黃草峽構造飛仙關組儲層薄片特征

5 結論

1）黃草峽構造飛仙關組屬裂縫-孔隙型儲層。儲集空間以次生孔隙占絕對優(yōu)勢。常見的孔隙類型有鮞內(nèi)溶孔，其次是晶間孔、晶間溶孔和粒間孔、粒間溶孔，而裂縫則以壓溶縫為主。

2）黃草峽構造飛仙關組有利儲集層的主要勘探對象為飛一段（臺地邊緣灘亞相—臺緣鮞灘微相）與飛三段（臺內(nèi)點灘亞相—臺內(nèi)鮞灘微相）。

3）黃草峽構造飛仙關組建設性的成巖作用主要有準同生期溶蝕作用、埋藏溶蝕作用以及后期的構造作用。但本區(qū)大氣水溶蝕作用較弱，且缺乏與海水蒸發(fā)濃縮有關的關鍵性的白云石化作用，并受多種破壞性成巖作用的影響，致使本區(qū)的優(yōu)質海相碳酸鹽巖儲層欠發(fā)育且儲層非均質性強。因此，黃草峽構造飛仙關組天然氣勘探具有一定的風險。

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Sedimentary facies and reservoir characteristics of Feixianguan Formation in Huangcaoxia structure of East Sichuan

Liu Wei1Xu Guosheng1Huang Xiaoqiong2Wang Debin1Gong Deyu1Zhu Jianmin1Duan Liang1
（1.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation,Chengdu University of Technology,Chengdu 610059, China;2.Research Institute of Exploration and Development,Southwest Oil-Gas Field Company,PetroChina,Chengdu 610051,China）

Based on the analysis of core,thin section and well logging data,Feixianguan Formation in Huangcaoxia structure of East Sichuan is identified as carbonate platform sedimentary facies,which can be further classified into four subfacies that include the platform edge facies,point bar in platform,open-platform and tidal flat.The main reservoir spaces are intra-oolitic pore, intercrystalline pore,intercrystalline dissolved pore,tectonic fractures and pressolutional fractures.Therefore,the reservoir type is a fractured-porous one.Compared with the northeast part of Sichuan,the diagenesis of the study area is quite different.By the analysis of the controlling effect of sedimentary,diagenesis and tectonic factor to reservoir,constructive diagenesis mainly consist of the contemporary denudation,burial denudation and late tectonic disruption.However,some influence factors,such as weak meteoric water denudation,lacking of the critical dolomitization related to the evaporation and concentration effect of sea water and ruinous diagenesis of cementation and compaction,result in a poor development of high-quality marine carbonate reservoir and the strong reservoir heterogeneity.Therefore,there are some risks in gas exploration.

Huangcaoxia structure;Feixianguan Formation;sedimentary facies;reservoir characteristics;controlling factor;East Sichuan

中石化前瞻性項目“華南古板塊地裂運動與海相油氣前景”（PH08001）資助

TE121.3

：A

1005-8907（2011）02-173-05

2010-11-08；改回日期：2011-01-14。

劉為，男，1986年生，在讀碩士研究生，研究方向為儲層評價與油氣成藏。E-mail：liuwei_china@sina.cn。

（編輯趙旭亞）

劉為，徐國盛，黃小瓊，等.川東地區(qū)黃草峽構造飛仙關組沉積相與儲層特征［J］.斷塊油氣田，2011，18（2）：173-177. Liu Wei，Xu Guosheng，Huang Xiaoqiong，et al.Sedimentary facies and reservoir characteristics of Feixianguan Formation in Huangcaoxia structure of East Sichuan［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2011，18（2）：173-177.