川西龙门山前雷口坡组四段储层特征及形成机理

王琼仙，宋晓波，王 东，隆 轲

(1.中国石化 西南油气分公司 勘探开发研究院，成都 610041；2.成都理工大学 沉积地质研究院，成都 610059)



川西龙门山前雷口坡组四段储层特征及形成机理

王琼仙1，2，宋晓波1，2，王 东1，隆 轲1

(1.中国石化 西南油气分公司 勘探开发研究院，成都 610041；2.成都理工大学 沉积地质研究院，成都 610059)

川西龙门山前中三叠统雷口坡组雷四上亚段发育厚达百余米的潮坪相白云岩溶蚀孔隙型储层，可分为上、下2个储层段。对钻井岩心、薄片和物性分析表明，以白云岩类为主的下储层段优质储层呈多层叠置分布，储集性能优于灰质含量较多的上储层段。根据不同类型岩石物性统计及储层储集空间特征分析，结合扫描电镜、包裹体分析等技术对储层成因进行研究，认为“白云岩化+准同生期溶蚀+埋藏溶蚀”叠加形成了该套优质储层，其中，区域分布的潮坪相白云岩为储层的稳定广泛分布奠定了重要岩性基础；准同生期溶蚀控制了优质储层多层叠置分布；埋藏溶蚀叠加改造有利于孔隙的保持及储层渗透率的改善，进一步提高了储层的品质。

储层；白云岩；潮坪相；雷口坡组四段；中三叠统；龙门山前；川西

研究区位于四川盆地西部龙门山前缘(图1)，中三叠统雷口坡组一直是该区海相领域油气勘探的重点层系。但经过50余年的勘探，仅在1970—1980年代在研究区以北发现了中坝雷三气藏[1](探明储量约86.3×108m3[2])，储层主要为一套藻砂屑滩相白云岩，分布较局限，气藏规模较小。2014—2015年，中国石化针对雷口坡组四段新部署在该区石羊场、金马—鸭子河构造上的3口钻井相继获得工业性气流，目前已提交天然气控制储量1 112.95×108m3、预测储量2 086.04×108m3，实现了该区雷口坡组油气勘探重大发现[3]。针对雷四段储层的研究主要集中在盆地内部新场[4-8]、龙岗[9-10]、元坝[11]等地区，前人研究认为主要为一套受印支期不整合面表生岩溶形成的白云岩储层，而本区所钻揭的雷四段白云岩储层不整合面岩溶特征不明显，为一套潮坪相溶蚀孔隙型白云岩储层。

图1 四川盆地西部龙门山前雷口坡组顶构造单元及研究区位置Fig.1 Structural units of Leikoupo Formation in the Longmen Mountain front,Sichuan Basin and location of the study area

本文通过3口井800余件薄片、铸体、孔渗、扫描电镜及包裹体等资料综合分析，对该套储层特征及形成机理进行了研究，以期为该区储层成因地质模式建立及其分布预测提供地质依据。

1 地质背景

2 储层特征

龙门山前雷口坡组四段储层主要发育在雷四上亚段(图2)，YS1井、PZ1井和YaS1井分别在进入雷口坡组顶4.8，2.1，2 m后见到储层，最深在距雷口坡组顶140 m内可见储层发育。储层累计厚度90～104 m，其中YaS1井最厚，约104 m；PZ1井最薄，约90 m。根据岩性、储集空间类型、物性及含气性等特征可进一步细分为上、下2个储层段，上储层段以灰岩类为主，夹白云岩，累计厚度20～35 m；下储层段以白云岩类为主，累计厚度55～84 m；上、下储层段之间存在一个以(含)白云质灰岩、(含)藻砂屑灰岩等组成的隔层段，厚约20～25 m(图2)。

2.1 储层岩石类型

储层主要发育在白云岩中，少量发育在灰岩中。根据岩石结构、构造和成分的差别，识别出7种岩类(表1)，其中微—粉晶白云岩(图3a)、藻纹层白云岩(图3b)、微粉晶藻砂屑藻凝块白云岩(图3c)、(含)藻砂屑微粉晶白云岩这4种岩石，不仅累计厚度大，而且物性好，平均孔隙度均大于5%，平均渗透率(2.79～3.84)×10-3μm2(表1)，为优质溶蚀孔隙型储层的主要岩石类型；微粉晶(含)灰质白云岩孔隙度平均在3.82%，渗透率平均0.38×10-3μm2(表1)，为中等储层；微粉晶(含)白云质灰岩和微晶藻砂屑灰岩，平均孔隙度都低于2%，平均渗透率(0.046～1.544)×10-3μm2(表1)，为差储层，但这两类灰岩中常见裂缝发育，可有效改善岩石的储集性能，易形成薄层裂缝型储层。

通过不同岩类物性对比分析，白云岩类储层物性明显好于灰岩类，随着白云岩化程度增高，储层的物性明显变好。下储层段整体由白云岩类组成，形成的储层厚度大，纵向连续性好；而上储层段白云岩类厚度小，形成的储层呈夹层分布，纵向连续性变差(图2)。

2.2 储集空间类型

雷口坡组四段上亚段白云岩储层溶蚀孔洞发育。薄片和扫描电镜分析，储集空间类型多样，按成因分为两类：一类为早期孔隙，包括晶间孔、鸟眼—窗格孔(图3a，b)；另一类为后期改造孔隙，常见晶间溶孔、藻间溶孔、粒间溶孔(图3a-c)，其次还发育有溶缝、裂缝等(图3f)，岩心中溶蚀孔洞多呈蜂窝状或层状定向分布(图3d，e)。

纵向上，上储层段上部灰岩中常见裂缝发育，局部岩心被密集分布的水平裂缝切割成“薄饼状”(图3f)，上储层段中下部层状分布的白云岩中主要发育晶间(溶)孔及少量粒间溶孔；下储层段则以晶间(溶)孔、藻间溶孔、粒间溶孔、鸟眼—窗格孔占绝对优势，局部见溶缝与孔隙连通(图3c)发育。

图2 四川盆地西部龙门山前YaS1井雷四段上亚段地层、沉积、储层综合柱状图Fig.2 Stratigraphic,depositional and reservoir comprehensive histograms

表1 四川盆地西部龙门山前雷口坡组四段不同岩性的孔隙度和渗透率

注：表中数值意义为最小值～最大值/平均值(样品数)。

图3 四川盆地西部龙门山前雷四上亚段储层显微特征Fig.3 Microscopic features of reservoir in the Longmen Mountain front,Sichuan Basin

2.3 储层物性特征

上储层段65个小岩心物性统计，储层孔隙度为0.09%～5.03%，孔隙度大于2%的有效储层占15.3%(图4a)，有效储层孔隙度平均值3.5%；渗透率主要为(0.001～0.1)×10-3μm2(图4b)，最大值83.5×10-3μm2，平均值为2.95×10-3μm2。按四川盆地储层分类评价标准，上储层段以Ⅲ类储层(孔隙度2%～5%)为主，Ⅱ类(孔隙度5%～10%)和Ⅰ类(孔隙度≥10%)储层呈单层厚1～2 m夹层分布(图2)。孔隙度与渗透率交会图表明(图4c)，YaS1井灰质白云岩和微晶白云岩样品的孔、渗相关性略好，具有一定的正相关；而YS1井样品以灰岩类为主，孔、渗相关性较差，大部分样品具有低孔高渗特征。说明裂缝发育对低孔隙度灰岩类储层储集性能有明显改善作用。

下储层段360个小岩心物性统计，孔隙度最大值20.21%，平均值为5.3%，主要分布在2%～10%之间，孔隙度大于10%的样品占7.8%(图4a)。渗透率为(0.001～710)×10-3μm2，平均值为7.30×10-3μm2，其中54.8%的样品渗透率大于0.1×10-3μm2(图4b)，孔、渗相关性较好(图4d)。下储层段以Ⅱ-Ⅲ类储层为主，夹单层厚度2～5 m的Ⅰ类储层(图2)。

3 储层形成机理

3.1 潮坪相白云岩是储层的岩性基础

区域分布的潮坪相白云岩为储层的稳定广泛分布奠定了重要岩性基础。物性统计表明，纯的白云岩类储层储集性能总体较好，孔隙度平均值均大于5%(表1)；而(含)灰质白云岩、(含)白云质灰岩及微晶藻砂屑灰岩，平均孔隙度均小于4%，储集性能中等—差，可见白云石的含量对储层的物性具明显控制作用。

图4 四川盆地西部龙门山前雷四上亚段储层孔隙度和渗透率特征统计Fig.4 Statistics of porosity and permeability of in the Longmen Mountain front,Sichuan Basin

对YaS1井连续取心段采得的133件样品进一步分析白云石含量与孔隙度之间的关系表明，当岩石中白云石含量大于70%时，孔隙度均大于2%(图2)，均可形成有效的储层。另据铸体薄片、扫描电镜分析，白云岩中发育大量晶间孔及晶间溶孔,在纯的微—粉晶白云岩中，溶蚀孔隙较均匀分布，岩心中多呈蜂窝状。白云岩下储层段较上储层段发育，其储集性能也优于上储层段(图2)。可见，白云岩的分布对储层的分布有较明显的控制作用，白云岩化程度的差异是造成上、下储层段储层发育程度差异的根本原因。

雷四段沉积时，研究区为蒸发型潮坪相沉积环境，其提供的富Mg2+和高盐度海源孔隙水为大规模的准同生—浅埋藏渗透回流白云化作用(也称为准同生后白云化作用[12])发生提供了重要条件，形成区域性分布的泥—粉晶白云岩。孔隙主要发育在晶体相对大的微粉晶白云石中，这类白云石常见雾心亮边特征，晶型多为半自形—自形，有序度低，平均为0.687(0.44～0.875，样品数51)，阴极射线下发光较弱，以暗桔红色、褐色为主。以上特征说明白云石形成较早，为潮坪沉积环境控制下的准同生—浅埋藏渗透回流成因的白云岩。白云石化后产生的晶间孔[13]，较好地改造了岩石的基质孔渗能力，同时，又为后期溶蚀性流体对储层进行二次改造而形成晶间溶孔创造了有利条件。因此，区域分布的白云岩为雷四段储层广泛分布奠定了重要岩性基础。

3.2 准同生期溶蚀控制优质储层分布

雷四上亚段沉积时研究区为潮坪环境，由于水体较浅、相对海平面轻微升降就会造成沉积岩体受到大气淡水的改造，甚至沉积岩体直接出露于海平面接受暴露溶蚀。通过对研究区3口钻井累厚159.3 m的岩心系统观察，发现大量准同生期暴露标志。如钙结壳构造(图5a)、渗流豆粒、鸟眼构造、溶塌角砾及渣积层等，镜下可见到平行于层面的溶蚀面(图5b)、窗格孔和少量膏模孔、粒内溶孔、铸模孔(图5c)等早期溶蚀孔隙发育。渗流豆粒和钙结壳层的出现，一般代表向上变浅的沉积旋回的顶界[14]，揭示该地区出现过小型沉积暴露面，且纵向上可识别出多套(图2)。从薄片分析，这种完整的向上变浅并暴露的沉积旋回岩性自下向上多由晶粒白云岩、藻砂屑藻凝块白云岩、藻纹层白云岩过渡，顶部多为沉积暴露面。优质储层多发育在紧邻沉积暴露面之下的藻纹层白云岩、藻砂屑藻凝块白云岩中，形成的储层孔隙度均大于7%(图2)，且鸟眼—窗格孔和藻间溶孔密集发育，具层状定向分布的特征(图3d)。准同生暴露溶蚀影响深度多小于6 m，因此在纵向上，向上变浅沉积旋回越频繁(单层旋回越薄)，优质储层连续性越好。这种向上变浅的沉积旋回主要分布于优质储层发育的下储层段中的纯白云岩段(图2)。因此，多旋回的准同生期暴露溶蚀控制了优质储层纵向上叠置分布，是造成储层非均质性的主要原因。

3.3 埋藏溶蚀作用提高储层品质

雷口坡组埋藏期溶蚀具有很强的继承性。镜下观察大量早期孔隙保存为现今有效储集空间，且孔隙保存较好的白云岩储层中各时期的胶结物均较少，埋藏期溶蚀对储层的贡献主要是对孔隙的保持及沿孔隙、裂缝产生扩大溶蚀，镜下常见未充填溶缝与溶孔连通(图3c)。因此，埋藏溶蚀进一步改善了储层孔缝连通性，但较少形成新的孔隙。通过被溶矿物特征及盐水包裹体均一温度分析(图6)，本区主要发生了3期埋藏溶蚀。第一期溶蚀，流体温度90～120 ℃，镜下被溶矿物主要是表生期充填的渗流砂及早期形成的低温充填物(图5d)。第二期溶蚀，流体温度130～180 ℃，被溶矿物为埋藏期形成的细—粗晶自形或鞍状白云石(图5e)及对前期溶蚀孔隙的改造。根据四川盆地地温梯度2.4 ℃/hm计算，第一、第二期埋藏溶蚀分别发生在雷口坡组埋深约2 900～4 200 m和4 600～6 600 m处，此深度与雷口坡组自身烃源岩进入成熟演化阶段及生烃高峰阶段大致吻合[15]，故推测溶蚀性流体与雷口坡组烃源岩演化有关。主要是有机质成熟生烃、烃类运移过程中，烃类脱羧基释发的CO2溶于地层水，使之成为酸性，当这种酸性地层水在前期剩余溶孔中流动时，保持或进一步溶蚀扩大前期剩余溶孔。有机酸性流体在90～180 ℃这个温度范围对白云岩仍具有较强的溶蚀性，特别是对渗透率的提高具有异常明显的效果[16]。第三期溶蚀，流体温度180～215 ℃，伴随的石英(图5f)、硅质、莹石充填较明显，主要与热液溶蚀充填有关。结合镜下孔隙特征来看，本区常见第一期和第二期埋藏溶蚀作用，第三期热液溶蚀少见。因此认为，埋藏期2期有机酸溶蚀，有利于储层孔隙保存及渗透率的改善，雷口坡组储层在先存孔隙及晚期裂缝发育的基础上，经历2期有机酸溶蚀作用，进一步提高了储层的品质。

图5 四川盆地西部龙门山前雷口坡组四段上亚段成岩作用特征Fig.5 Diagenesis features of in the Longmen Mountain front,Sichuan Basin

图6 四川盆地西部龙门山前雷四上亚段溶蚀孔洞充填的方解石—白云石—石英晶体中盐水包裹体均一温度Fig.6 Homogenization temperature distribution of brine inclusions in calcites, dolomites and quartz in pores in in the Longmen Mountain front,Sichuan Basin

4 结论

(1)龙门山前雷四上亚段发育潮坪相白云岩溶蚀孔隙型储层，可分为上、下2个储层段：下储层段岩性为白云岩类，纵向分布连续，储集空间主要为晶间(溶)孔、藻间溶孔、粒间溶孔、鸟眼—窗格孔，以Ⅱ-Ⅲ类储层为主；上储层段岩性主要为灰岩类，夹薄层白云岩，储集空间组合为晶间(溶)孔、粒间溶孔、裂(溶)缝，以Ⅲ类储层为主。

(2)“白云岩化+准同生期溶蚀+埋藏溶蚀”叠加形成了龙门山前雷口坡组四段优质储层，其中，潮坪沉积环境下准同生—浅埋藏渗透回流白云化形成的区域分布的白云岩，为储层广泛稳定分布奠定了重要基础；准同生期溶蚀形成了大量早期溶蚀孔隙，控制了优质储层的分布，埋藏溶蚀叠加改造有利于孔隙的保持及储层渗透率的改善，进一步提高了储层的品质。

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(编辑 徐文明)

Reservoir characteristics and formation mechanism of the 4th member of the Leikoupo Formation in Longmen Mountain front

Wang Qiongxian1,2,Song Xiaobo1,2,Wang Dong1,Long Ke1

(1.Exploration&ProductionResearchInstitute,SINOPECSouthwestPetroleumCompany,Chengdu,Sichuan610041,China; 2.InstituteofSedimentaryGeology,ChengduUniversityofTechnology,Chengdu,Sichuan610059,China)

Over one hundred meters of tidal-flat facies dolomite with dissolution-pores developed in the Middle Triassic Leikoupo Formation in the Longmen Mountain front in the western Sichuan Basin. It can be further divided into the upper and lower reservoirs. The analyses of well cores, debris, thin sections and physical properties show that the properties of the lower reservoir, dominated by superposed dolomites, are better than those in the upper reservoir, dominated by limestones. The reservoir formation mechanism was studied using SEM and inclusion homogenization temperature analyses based on rock physical property statistics and reservoir space characteristics. Dolomitization, dissolution in the penecontemporaneous period and dissolution during the burial period formed this good reservoir. Widely distributed dolomites, which developed in a tidal-flat facies, established an important foundation for a steady distribution of reservoirs, dissolution in the penecontemporaneous period determined the formation and distribution of good reservoirs, and dissolution in burial period was favorable for the retention of pores and the increase in permeability, further improving reservoir quality.

reservoir; dolomite; tidal-flat facies; 4th member of Leikoupo Formation; Middle Triassic; Longmen Mountain front; western Sichuan Basin

1001-6112(2017)04-0491-07

10.11781/sysydz201704491

2017-01-25；

2017-06-06。

王琼仙(1984—)，女，硕士，工程师，从事储层地质和成岩作用研究。E-mail：wqxtop@163.com。

中国石化“十条龙”重大科技攻关项目(P16092)资助。

TE122.23

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