考虑基质孔缝特征的湖相致密灰岩类型划分
——以四川盆地中部侏罗系自流井组大安寨段为例

田泽普，宋新民，王拥军，冉启全，刘波，许启鲁，李扬（1. 北京大学地球与空间科学学院，北京 100871；. 中国石油勘探开发研究院，北京 10008；. 北京大学石油与天然气研究中心，北京 100871；. 中国地质大学（北京），北京 10008）

考虑基质孔缝特征的湖相致密灰岩类型划分
——以四川盆地中部侏罗系自流井组大安寨段为例

田泽普1, 2, 3，宋新民2, 3，王拥军2，冉启全2，刘波3，许启鲁4，李扬4
（1. 北京大学地球与空间科学学院，北京 100871；2. 中国石油勘探开发研究院，北京 100083；3. 北京大学石油与天然气研究中心，北京 100871；4. 中国地质大学（北京），北京 100083）

为提高致密储集层甜点预测的准确度与精度，根据储集层基质孔缝特征及其与岩石组构的关系，将四川盆地中部侏罗系自流井组大安寨段岩性进行细分，据此讨论不同岩性的物性、含油性特征及其对产能特征的影响。大安寨段灰岩中发育大量、多类型的微—纳米孔缝。以介壳为主的生屑、方解石/白云石晶粒以及硅酸盐矿物为影响储集层基质孔缝的三端元组构。据此将研究区灰岩划分为10种类型，每种岩石类型对应独立的沉积成岩演化史和孔缝特征。含硅介壳灰岩、含泥介壳灰岩等储集性好；介屑灰岩、泥粉晶介屑灰岩渗流能力强；含泥介壳灰岩含油性好；含硅、含云、含泥介壳灰岩可增加单井产量。岩性差异是造成大安寨段单井产能差异的重要原因。图10表3参36

致密灰岩；基质孔缝；岩石类型；物性；含油性；产能特征；大安寨段；侏罗系

引用：田泽普, 宋新民, 王拥军, 等. 考虑基质孔缝特征的湖相致密灰岩类型划分: 以四川盆地中部侏罗系自流井组大安寨段为例[J]. 石油勘探与开发, 2017, 44(2): 213-224.

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0 引言

作为四川盆地侏罗系主力产油层的自流井组大安寨段在半个多世纪的开采期间曾先后被认为是“裂缝型油气藏”、“低渗透多裂缝油藏”等类型[1-3]，现阶段认为是典型的致密油[2-3]，致密灰岩储集层普遍含油[4]。

前人曾从沉积相控制的生、储特征及介壳滩厚度、成岩作用控制的胶结物特征及溶蚀孔发育、裂缝发育带的预测、天然气充注等多个角度对该地区开展研究[5-10]，解决了一些大尺度甜点预测及油气运聚等问题。但由于对储集层本身的研究较少，仍存在诸多问题尚未解决，如：①在大安寨段致密灰岩储集层中存在着大量微—纳米级孔缝[4]，其类型、特征及分布尚不明确；②致密储集层中的矿物类型、组分特征会影响微观孔缝的发育[11-12]，大安寨段为湖相沉积，岩石组构特征多变，与储集层微观孔缝的对应关系缺乏细致研究；③不同岩性中的微观孔缝是影响酸化后单井自然产能差异的重要原因，需找出岩性与微观孔缝结构的对应关系，将岩性进行细致划分；④大安寨段开采时间长、资料老，必须通过岩相、岩性与不同甜点类型的对应关系，找到物性相对较好、含油性相对较高的优质储集层，从而达到确定单井产能地质控制因素、预测甜点的最终目的。

针对以上问题，本文考虑大安寨段致密灰岩储集层微观孔缝特征，从岩石组构特征入手，对研究区岩石类型进行精细划分，分析不同岩石类型的物性、含油性差异，以及不同岩石类型对单井自然产能特征的影响。

1 地质概况

1.1 地质背景

研究区位于四川盆地中部（简称川中地区）川中低缓隆起和川西北坳陷区（见图1）。四川盆地在晚三叠世结束海相沉积后进入陆相沉积，侏罗纪以湖泊环境为主[13]，早侏罗世大安寨段沉积期湖盆范围最大、水深最深[14]，可划分为滨浅湖、浅湖和半深湖沉积亚相，以及介壳滩、灰坪、泥坪等沉积微相，围绕湖盆中心仪陇—平昌一带呈环绕状发育[9,14-15]。研究区内大安寨段纵向上可划分为大一、大一三和大三3个亚段，由于沉积相的变化，在中部及东北部表现为 2段灰岩夹1段泥岩[7-8]，在西南部表现为3段灰岩夹2段泥岩。

1.2 岩石学特征

前人研究认为大安寨段灰岩类型多样，包括结晶介壳灰岩、介壳灰岩、亮晶介壳灰岩、泥晶介壳灰岩、含泥介壳灰岩、泥质-有机质介壳灰岩等[5-8]，除部分灰岩呈现晶粒结构外，大多数为颗粒灰岩。

图1 四川盆地构造单元及研究区位置图[9]

四川盆地大安寨段作为典型的湖相碳酸盐岩具有成分多样、结构多变的特征[16]，灰岩中方解石含量较高，亦存在陆源成分（见表1）。因此按成分将大安寨段灰岩组构划分为碳酸盐组构和非碳酸盐组构，其中碳酸盐组构又可划分为生屑颗粒和方解石/白云石晶粒2类。生屑颗粒是方解石矿物的主要来源，其中双壳类碎屑占生屑的90%以上，介形虫和腹足等少量出现。大安寨段从浅湖相到半深湖相的灰岩中均有双壳类壳体出现，来源可为被搬运的碎片，也可为原地沉积[17-18]。方解石/白云石晶粒在大安寨段灰岩中广泛发育，或为原始沉积时的泥晶，或为重结晶作用长大、胶结作用形成的粉晶、细晶。非碳酸盐组构包括灰岩中分散分布的石英颗粒和多种黏土矿物，也包括混夹在黏土矿物中的微小矿物颗粒。

表1 大安寨段灰岩中不同成分特征

2 基质孔缝类型

致密油储集层中基质孔缝发育特征与岩石组构密切相关[19-20]，根据大安寨段灰岩岩石组构与孔缝的对应关系归纳出7类缝、4类孔（见表2）。

表2 大安寨段灰岩基质孔缝类型及特征

壳体边缘发育的壳间缝是大安寨段灰岩中常见的孔缝类型（见图 2a—2c）。双壳碎片由于原始来源或后期保存的差异[21]，相应地在壳体内部具有不同的孔缝特征：①泥质含量相对较高的灰岩中出现的壳体个体大，原始组构多被保存下来，壳体内可见介壳的生物组构小孔、缝（见图2d）；②介壳残存有部分原始组构，新生变形作用导致部分壳体发育方解石晶粒，部分壳体内发育晶间孔缝、解理缝；局部可见壳体的破裂缝，具有一定的应力继承性，但不似构造破裂缝一样平直且延伸远（见图2e）；③常见壳体呈碎片状，壳体小，新生变形作用导致内部呈晶粒结构，壳内以晶间孔缝、解理缝为主；④完全不见壳体原始组构，成岩早期可能已发生溶蚀，后被方解石充填，壳体边缘偶见残余溶孔，这类壳体少见。后两种介壳的形态均已发生变形，完整性差，为方便区分将该类介壳颗粒命名为“介屑”，相应地将前两种介壳颗粒简称为“介壳”。

方解石晶粒充填在生屑颗粒间，晶粒间发育呈网状分布的晶间缝，偶见晶间孔（见图2f、图2g）。在一些灰岩中可见自形—半自形的白云石晶粒充填在介壳之间，有时会沿介壳边缘连片分布，白云石晶间孔大量发育（见图2h）。

图2 大安寨段灰岩孔缝类型

非碳酸盐组构主要为硅酸盐矿物和自生矿物。大多数灰岩中可见石英颗粒，大小均一且磨圆程度相似，多呈半自形（见图2i—2j），偶见长石。石英、长石等作为坚硬的抗压实矿物，颗粒周围往往会残存具有一定连通性的粒间孔，孔径可达几微米（见图2i）。有些石英颗粒内可见呈泡沫状的粒内孔，成因可能与细菌作用有关（见图2i）。

大安寨段灰岩中常见黏土矿物呈带状分布在方解石晶粒间（见图2g）。黏土矿物在压实作用下易变形而堵塞原生粒间孔隙[22-23]，但其与周围颗粒接触时可出现孔径大小不一的粒间孔（见图2j）。介壳之间会充填有棕黄色的杂基，多出现在泥质含量相对较高的灰岩中，矿物类型无法识别，主要成分由硅酸盐矿物组成，其间发育大量孔隙，与泥页岩中不稳定矿物被溶蚀后留下的孔隙类似[24]，孔隙形态呈椭圆形或颗粒状，内部有时充填有小球粒（见图2k）。其他自生矿物如黄铁矿等分散分布，发育少量粒间孔（见图2l）。此外，在不同矿物间发育的压溶缝是大安寨段重要的裂缝类型之一，如在介壳与陆源碎屑的接触处、方解石晶体与陆源碎屑的接触处等，裂缝开度较大（1～3 μm）。

综上所述，大安寨段灰岩发育大量、多类型的微—纳米孔缝。壳体间、壳体内、方解石晶间发育大量的微裂缝。石英、黏土、黄铁矿等硅酸盐/次生矿物颗粒间则发育大量的粒间、粒内孔隙。

3 岩石组构与基质孔缝特征

湖相沉积特征决定了大安寨段灰岩具有混积特征。Mount提出硅质碎屑砂、粉砂黏土混合泥、碳酸盐异化颗粒、灰泥混积四端元[25]；张雄华等提出黏土、陆源碎屑和碳酸盐三组分端元[26]。基于大安寨段的特点，确定以介壳为主的生屑、方解石/白云石晶粒以及硅酸盐矿物为影响微观孔缝发育的三端元组构，这是划分岩性的重要依据（见图3）。

介壳特征：介壳变形程度决定壳内孔缝类型、介壳大小决定破碎缝的发育程度、介壳与其他组构的接触方式决定壳间缝的开度、介壳含量决定壳间缝的数量。当岩石中介壳数量多且个体较小时，壳体多发生变形，易与方解石晶粒接触或介屑与介屑直接接触，孔缝类型以壳内晶间缝、纳米级壳间缝为主；当岩石中黏土、石英等陆源成分增多时，介壳保存完好、变形弱、个体偏大、数量较少，孔缝类型以壳内孤立孔、开度较大的壳间缝为主。

图3 大安寨段灰岩三端元组构及其与基质孔缝关系示意图

方解石/白云石晶体特征：当方解石或白云石占比较大时，岩石组构单一，孔缝类型以开度较小、纳米级网状晶间缝为主。岩石脆性相对较好，晶间缝在局部应力作用下易沿薄弱面发生破裂形成平直的构造缝或次生溶孔而形成高孔隙度储集层。晶体大小会影响晶间缝的开度及发育数量。

多种硅酸盐矿物组合可形成微米级的杂基孔。泥质、硅质的加入增加了压溶缝的产生几率。黏土矿物与碳酸盐组构接触时，在微—纳米尺度上表现出晶间缝和壳间缝增大的特征，而非充填孔隙的特征（见图2b、图2g）。石英、长石及其他硅酸盐颗粒裹夹在黏土矿物间可形成相对孤立的粒间孔、粒内孔。大量研究表明，在以细粒沉积为主的致密储集层中，泥质中混杂的石英含量越高，孔隙度越大[27]。可见黏土、石英等“他源”物质分布在灰岩中会增加纯灰岩的孔隙类型并微弱增大孔径和缝开度，可提高产生压溶缝的几率。

4 岩石类型精细划分及孔缝特征

大安寨段灰岩储集层基质孔缝特征与介壳、方解石/白云石、硅酸盐矿物等不同岩石组构特征与含量密切相关，而岩石类型作为对岩石成分、结构构造提出的一种综合性分类，具有客观性、可测量性及可重复性的特点[28]，与储集层基质孔缝亦具有综合性的对应关系。据此，本文根据矿物成分含量并按照生屑及晶粒特征将大安寨段灰岩细分为10种类型，相应地给出成因推断及其孔缝组合特征（见表3）。

细中晶灰岩：属于晶粒灰岩（见图4a），生屑发生新生变形、重结晶作用导致形态已模糊。介壳之间多为亮晶方解石。岩石以纳米级的晶间孔缝或细小的解理缝为主，储集性和连通性均有限。此类岩石脆性好，易在应力作用下发育平直的构造微裂缝。

表3 大安寨段灰岩岩石类型分类及孔缝特征

介屑灰岩：介屑含量高、个体较小、密集分布（见图4b）。壳间缝定向排列、数量较多，局部应力作用下易形成穿越不同介壳的壳内破裂缝而形成网状裂缝系统。

细中晶灰岩和介屑灰岩形成于相对高能的介壳滩环境中，多存在于大安寨段大一、大三亚段的厚层灰岩中。

泥粉晶介屑灰岩：是大安寨段重要的灰岩类型之一（见图4c）。壳间以泥晶、粉晶方解石为主，晶体间有黏土矿物。岩石中介壳数量较多，可能形成于浅湖带的近湖区或潮间潮下带这类相对低能的环境中。岩石中少量黏土的出现阻碍了泥晶的重结晶作用。以壳间缝和泥晶间的孔缝为主，易发育压溶缝。

图4 大安寨段灰岩不同岩石类型的微观孔缝特征

生屑泥晶灰岩：泥晶大量发育。生屑少，包括双壳、介形虫等，呈零星分布（见图4d）。介形虫的生活区域广阔，盐度和温度是影响其生存的主要因素[29-30]。研究区的介形虫多与泥晶伴生出现，指示相对低能的沉积环境。介形虫相对于双壳类尺寸小，在薄片中常见一个完整介形虫的双瓣扣合出现，显示低能环境中的原地沉积特征。部分层段会介形虫富集，伴生腹足类、双壳类等其他生屑，生屑对储集层的孔缝影响非常微弱，发育一些壳间缝，孔缝类型以未被黏土矿物充填的晶间微孔缝为主。

含云泥粉晶介壳灰岩：岩石中白云石分布在介壳周围（见图4e）。根据白云石特征推测白云石化作用发生在埋藏时期，与地层流体中黏土等硅酸盐矿物提供的Mg2+相关[31-32]。岩石中发育的白云石晶间孔增加了基质孔隙。

云质（介屑）灰岩：主要分布在大一三亚段，生屑间为泥晶白云石（见图4f、图2h）。白云石自形程度高、晶体小，反映其形成时间早。白云石晶间孔是主要储集空间和渗流通道。

含硅（泥晶）介壳灰岩：由于硅质陆源碎屑的大量注入，泥质含量往往较高，为方便比较，命名时忽略了“泥质”的影响。根据硅质的相对含量，分为含硅/硅质介壳灰岩（后文统称为含硅介壳灰岩）。多发育在有陆源注入的滨湖带[10]。石英颗粒的出现会增加石英粒间、粒内孔（见图4g—图4h）。

含泥（泥晶）介壳灰岩：壳间含有一定的泥质（以黏土矿物为主），将这类岩石命名为含泥介壳灰岩或泥质介壳灰岩（后文统称为含泥介壳灰岩）。除出现双壳类的壳体外，也含有小的介形虫和腹足类壳体。若泥质中富含有机质，在薄片下会呈黑色（见图4i）；若以黏土矿物为主，在薄片下会呈棕黄色。这类岩石多发育在半深湖—深湖的沉积环境中。黏土夹杂着其他微小颗粒，包括粪球粒、黄铁矿小颗粒、石英小颗粒等，形成一定数量的粒间、粒内孔。

含硅、含泥介壳灰岩中，与介壳相关的孔缝以壳内孤立孔和开度较大的壳间缝为主。

5 岩石类型划分的油气意义

5.1 不同岩石类型的物性特征

饱和法主要用于测量连通孔隙，对于低孔隙度、低渗透率储集层的孔隙介质不能充分测量[33]。酒精法得到的孔隙度值数量多、涉及的样品广，更适于进行趋势性研究。根据上述岩石划分方案，将大安寨段16口井的酒精法孔隙度与气体平均渗透率绘制成图（见图 5—图 6），显示出不同岩石类型的物性变化趋势：细中晶灰岩的储渗空间类型单一，以晶间缝和壳间缝为主，孔隙度偏低；介屑灰岩中定向排列的壳间缝发育，虽孔隙度较低，但渗透率较高；泥粉晶介屑灰岩、生屑泥晶灰岩均含有一定的泥质，少量黏土的加入更易发育压溶缝，泥粉晶介屑灰岩中介壳更多，壳间缝更发育，表现为总孔隙度较纯灰岩有所升高，渗透率较高；含云、含硅介壳灰岩由于增加的是孤立孔隙， 孔隙度虽改善明显，但渗透率值并未增加；含泥介壳灰岩的壳间缝开度更大，黏土间会发育少量微缝，易发育压溶缝，渗透率有微弱增加。泥质、硅质、云质等多种成分的加入增加了灰岩储集层的孔隙度，壳间缝、压溶缝的发育程度是改善储集层渗透率的关键。泥粉晶介屑灰岩、含云介壳灰岩、含硅介壳灰岩、含泥介壳灰岩具有更好的储集性，介屑灰岩、泥粉晶介屑灰岩、含泥介壳灰岩具有更好的渗流能力。

图5 大安寨段不同岩石类型孔渗关系图

图6 大安寨段不同岩石类型孔渗特征

5.2 不同岩石类型的含油性

大安寨段灰岩储集层均普遍含油[9]，扫描电镜下可看到孔缝内有残存的沥青。在进行岩石学分析时，可通过荧光特征来评价含油性和油气运移特征。一般岩石中有机质含量高，荧光强度大[34]。不同岩石类型在荧光显微镜下显示出不同的特征：细中晶灰岩以晶间孔缝为主，荧光薄片显示整体发微弱的荧光，没有组构差异；介屑灰岩荧光薄片显示壳间缝发光，壳间方解石发微弱的光，显示油气运移通道以壳间缝为主，晶间缝为辅（见图7a）；泥粉晶介屑灰岩在荧光显微镜下介壳间泥晶普遍发光，但壳间缝显示荧光更强，说明晶间孔缝和壳间缝为主要油气储渗空间（见图7b）；含泥、含硅、含云介壳灰岩则有一定的相似性，介壳间的填隙物显示强烈的发光特征，由于壳体往往较大，易发生破碎，壳体破裂缝亦为重要的油气运移通道（见图7c）。

大安寨段以轻质油为主，岩心因放置时间过长而难以直接见到油气显示，为讨论不同灰岩类型的含油性差异，本文主要针对岩心薄片镜下荧光显示进行评价。含油性好的岩石薄片在镜下发光强烈，含油性差的薄片则基本不发光。统计了包括J61井、G3井等300余张主要岩石类型的薄片荧光显示特征。细中晶介壳灰岩虽也会出现含油性较好的情况，但大部分含油性较差；介屑灰岩含油性好的样本有限；泥粉晶介屑灰岩稍好于介壳灰岩；含泥、含硅介壳灰岩由于介壳间的填隙物部分往往发光较强，其整体发光性更好，不发光、含油性差的概率低（见图8）。虽含油性影响作用有多种，但就岩石特征而言，含泥介壳灰岩的镜下荧光显示稍好于细中晶灰岩、介屑灰岩、泥粉晶介屑灰岩等。

图7 大安寨段不同岩性的含油性荧光特征

图8 大安寨段不同岩性的含油性比较

5.3 岩石类型与单井产能特征

大安寨段产能特征受裂缝发育、储集层物性、地层压力、气油比以及工作制度等多种因素的影响。致密油开发初期产能取决于大裂缝的流出能力[35-36]，岩石类型所决定的储集层物性、微观孔缝及储渗特征会在一定程度上影响递减率和稳产期的特征。

选取工作制度接近的 5口典型井进行致密灰岩岩石类型对自然产能的影响分析。其中J61井、N4井、Ju1井属于累计产油量大于10×103t的高产井，S2井属于累计产油量为（5～10）×103t的中高产井，X3井属于累计产油量为（1～5）×103t的中低产井。

N4井射孔段在大一亚段，沉积环境为介壳滩，发育厚层灰岩，岩性以细中晶灰岩、介屑灰岩为主（见图9）。该井产能特征表现为稳产时间长且产量高、产量递减慢（见图10），这是由于储集层岩石脆性高，在局部构造应力作用下易发育网状微裂缝（见图4a）。该井岩石的储渗空间以纳米级晶间孔缝和壳间缝为主，油气无法及时供给导致后期产量很低。

X3井的射孔段为大一、大三亚段，测井曲线显示发育少量裂缝，岩性以细中晶灰岩和泥粉晶介屑灰岩为主。其中大一亚段以泥岩—纯灰岩的岩性组合为主，应力传导性差，构造微裂缝发育非常有限，基质孔缝以纳米级的晶间缝为主，储集层供给较差。该井产能特征表现为初始产量中等、产量递减快、稳产期产量低（见图9—图10）。

J61井的射孔段为大一亚段厚层灰岩，岩性以泥粉晶介屑灰岩、含泥介壳灰岩、含云介壳灰岩为主，储集性较以上两口井稍好，但构造微裂缝不似 N4井发育。该井产能特征表现为产量递减较快、稳产期产量稍高、低产稳产时间长（见图10）。

Ju1井和S2井的射孔段为大一、大一三、大三亚段，以薄互层灰岩为主，含泥介壳灰岩大量发育，夹杂着低能环境下发育的泥粉晶介屑灰岩，微米—纳米级孔缝相互匹配形成了较好的孔缝系统。由于致密灰岩储集层的供给能力较强，这两口井产能特征均表现为初始产量中等、低产稳产时间长、稳产期产量相对较高（见图9—图10）。

因此，在具有大裂缝沟通的情况下，致密灰岩储集层类型主要影响产量递减率、稳产时间及产量。细中晶灰岩、介屑灰岩在应力作用下易形成构造微裂缝，从而提高产量、延长稳产期；含硅、含云介壳灰岩储集性较好，基质孔缝供给能力中等；含泥介壳灰岩兼具较好储集性和渗透性，可降低递减率、延长稳产期、提高产量。

图9 大安寨段典型井单井柱状图（GR—自然伽马；Δt—声波时差；Rd—深侧向电阻率）

图10 大安寨段典型井产能曲线特征对比图

6 结论

大安寨段灰岩包括以双壳类壳体、方解石/白云石晶粒为主的碳酸盐组构和以石英、黏土、黄铁矿等硅酸盐/自生矿物为主的非碳酸盐组构。灰岩中发育大量、多类型的微—纳米孔缝，可划分为7类缝、4类孔。

介壳和方解石/白云石晶粒发育特征与微裂缝的特征密切相关，石英、黏土等硅酸盐矿物间发育大量的微—纳米级孔隙，构成影响大安寨段储集层基质孔缝的三端元组构。根据灰岩中不同成分含量以及介壳、方解石等特征，将研究区致密灰岩划分为10种类型，各自对应不同的沉积成岩演化史及孔缝特征。

物性数据显示，泥粉晶介屑灰岩、含泥/泥质介壳灰岩具有较好的储集性；介屑灰岩、泥粉晶介屑灰岩、含泥介壳灰岩具有较好的渗流能力；镜下荧光显示含泥介壳灰岩的含油性稍好于细中晶灰岩、介屑灰岩、泥粉晶介屑灰岩等。岩石类型主要影响产量递减速率、稳产时间及产量。具有一定储集能力的含硅、含云介壳灰岩能够增加储集层供给能力；含泥介壳灰岩兼具较好储集性和渗透性，可减缓递减率、延长稳产期、提高产量。因此，岩性差异造成的孔缝组合及物性差异是导致大安寨段单井产能差异的重要原因。

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（编辑 王晖）

Classification of lacustrine tight limestone considering matrix pores or fractures: A case study of Da’anzhai Member of Jurassic Ziliujing Formation in central Sichuan Basin, SW China

TIAN Zepu1, 2, 3, SONG Xinmin2, 3, WANG Yongjun2, RAN Qiquan2, LIU Bo3, XU Qilu4, LI Yang4
(1. School of Earth & Space Sciences, Peking University, Beijing 100871, China; 2. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Beijing 100083, China; 3. Oil & Gas Research Center, Peking University, Beijing 100871, China; 4. China University of Geosciences, Beijing 100083, China)

To improve the prediction accuracy of sweet spots in tight reservoirs, the Da’anzhai Member limestone in Jurassic Ziliujing Formation, central Sichuan Basin was subdivided based on the relationship between characteristics of matrix pores and fractures and rock fabric, and the physical properties and oiliness of every type and the effect of different rock types on the natural productivity were discussed. The limestone reservoir has plenty, multi-type nano- to micro-meter micropores or microfractures. Bioclastics which mainly are bivalve shells, calcite or dolomite crystalline grains and silicate minerals are the three endmembers affecting the development of micropores or microfractures in the limestones. According to this, the limestone in Da’anzhai Member is subdivided into 10 different types, each with unique sedimentary and diagenetic history, and pore and fracture features. The study results show that siliceous bivalve packstone and clay bivalve packstone have better storage property; bivalve-clastic grainstone and bivalve mudstone have higher permeability; clay bivalve packstone has higher oil content; and siliceous shell packstone, dolomitic shell packstone and argillaceous shell packstone can increase the supply ability of reservoirs. Lithologic difference results in different pore-fracture and physical properties, which are the main reason of the different single well productivity in the Da’anzhai Member.

tight limestone; matrix pores or fractures; rock types; physical property; oilliness; productivity features; Da’anzhai Member; Jurassic

国家自然科学基金“深部碳酸盐岩油气储集层原位溶蚀模拟实验研究”（41272137）；中国石油勘探开发研究院院级项目“四川盆地侏罗系大安寨段致密油储层模式与地质综合评价研究”（2016yj01）

TE122

A

1000-0747(2017)02-0213-12

10.11698/PED.2017.02.05

田泽普（1991-），女，湖北潜江人，北京大学与中国石油勘探开发研究院联合培养在读博士，主要从事碳酸盐岩储集层综合研究和致密油开发地质研究。地址：北京市海淀区学院路20号，中国石油勘探开发研究院数据中心 617室，邮政编码：100083。E-mail：tianzepu1991@163.com

联系作者：刘波（1965-），男，北京大学石油与天然气研究中心副主任、研究员，主要从事构造-沉积演化、储集层地质学、层序地层学、碳酸盐岩沉积-成岩作用方面研究。地址：北京市海淀区颐和园路5号，北京大学地球与空间科学学院，邮政编码：100871。E-mail：bobliu@pku.edu.cn

2016-02-29

2017-02-08