2. 中国石油勘探开发研究院 西北分院, 兰州 730020;
3. 中国石油勘探开发研究院, 北京 100083
2. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration and Development-Northwest, Lanzhou 730020, China;
3. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration and Development, Beijing 100083, China
四川盆地中二叠统栖霞组—茅口组是近期热点勘探层系,其中四川盆地西北部(川西北)栖霞组则是最现实和最有潜力的勘探领域。该地区中二叠统勘探最早始于1970年的河湾场构造,至今已有40余年的勘探历史,但长期以来栖霞组仅作为兼探层系,且多与上覆茅口组作为一个层系进行整体勘探,因此并未发现以栖霞组产气为主的气田,勘探一直未能取得重要进展[1-2]。近年来,以ST1井和ST3井为代表,在川西北地区部署的多口探井在栖霞组钻遇较厚的层状孔隙型白云岩储层,并获高产工业气流,展示了良好的勘探前景。
前人已对四川盆地栖霞组开展了大量研究工作,在沉积体系、储层特征、白云岩成因与分布等方面取得了一系列成果和认识,但前人研究大多从盆地整体[3-5]或区域角度[6-7]出发,且多聚焦于白云岩成因探讨[8-10],而对于川西北地区栖霞组系统的储层特征研究及其主控因素分析则相对较为薄弱。此外,野外露头和已钻井证实该地区栖霞组储层,尤其是孔隙型白云岩储层横向分布变化快、非均质性较强,这又给油气勘探增加了难度。综合利用10条野外露头剖面、5口老井以及最近钻探的7口新井,通过露头及岩心观测、岩石薄片鉴定、储集物性测试等方法,系统分析栖霞组储层岩石学、储集空间及储集物性特征,并利用新的三维地震资料,通过古地貌恢复,讨论储层发育的主控因素,以期为该区栖霞组储层深化研究及勘探选区提供参考。
1 区域地质背景四川盆地是一个在上扬子克拉通基础上发展起来的叠合盆地,川西北地区位于四川盆地西北缘川北低缓断褶带、龙门山断褶带与米仓山隆起带的过渡区[11](图 1)。
早二叠世,来自周缘的海水向盆地内部侵入,在石炭系风化壳之上沉积了滨岸沼泽相的梁山组,厚度为0~15 m,在局部地区(K2井区)缺失,岩性主要为泥页岩、粉砂质泥岩和粉砂岩等细粒沉积,局部夹煤线;随后发生大规模快速海侵,沉积了以台地相浅海碳酸盐岩为主的栖霞组[12],厚度为70~130 m,其与下伏梁山组和上覆茅口组均为整合接触。根据岩性、电性和古生物特征,栖霞组可划分为栖一段(P2q1)和栖二段(P2q2),下部栖一段厚度相对较大,岩性主要为深灰色中—薄层泥晶生屑灰岩、眼球状灰岩、泥晶灰岩,夹有泥灰岩条带,泥质含量相对较高,局部见燧石结核,灰岩中见有孔虫、蜓类、腕足、棘屑等化石;上部栖二段主要为浅灰色、灰色中—厚层泥晶—亮晶生屑灰岩、云质豹斑灰岩/白云岩和晶粒白云岩,云质岩中见残余生屑,该段为栖霞组储层发育的主要层段[7, 11](图 2)。
根据露头观测、岩心观察及室内薄片鉴定综合分析,川西北地区栖霞组储集岩主要为白云岩,少数为灰岩。依据储集岩矿物成分及结构特征,可划分出3种储集岩类型:晶粒白云岩、豹斑状灰岩/白云岩以及颗粒灰岩,其中以晶粒白云岩和豹斑状灰岩/白云岩为主,颗粒灰岩储层较少。
2.1.1 晶粒白云岩晶粒白云岩为栖霞组最主要的储集岩类型。宏观上,此类白云岩呈浅灰色、灰白色厚层至块状[图 3(a)],因其孔隙物性好,常在野外露头被风化成典型的"砂糖状",发育厘米级至数十厘米级的溶蚀孔洞,洞内可见粗晶鞍形白云石和黑色沥青充填[图 3(a)~(e)];在岩心上还可见毫米级针状溶孔[图 3(f)]和水平状裂缝[图 3(g)]。
就晶体大小而言,栖霞组白云岩主要为中晶,粗晶和细晶均次之,晶粒直径主要为0.2~0.6 mm。从晶体形态和自形程度来讲,晶粒白云岩以平直晶面半自形晶[图 4(a)]和非平直晶面他形晶[图 4(b)]为主,平直晶面自形晶[图 4(c)]较少。镜下偶见残余生屑颗粒[图 4(d)~(e)],表明原岩为生屑灰岩。该类型储集岩晶间孔和晶间溶孔发育。
该类型储集岩广泛分布于川西北地区中二叠统栖霞组上部,其成分包括云质(岩)和灰质(岩)两部分,其中云质部分因其形态呈豹斑状分布于灰质部分中故称豹斑状灰岩,随着云质豹斑成分增多,逐渐变为豹斑状云岩。云质部分与灰质部分接触界线明显,呈突变接触,前者呈"漂浮状"分布在灰岩基质中。
云质部分的颜色较暗,为灰、深灰色,因其抗风化能力强,在野外露头上常表现为黑灰色突出于灰岩部分表面[图 3(h)];云质豹斑呈高角度管状、直立状或杂乱状分布,其延伸方向常与沉积层面呈高角度相交,近似垂直于层面[图 3(i)];其大小一般为2 cm×5 cm~5 cm×10 cm,其成分为较纯的白云岩,在镜下显示为中晶—细晶白云岩,以平直晶面斑状晶为主。灰质部分颜色明显较浅,呈浅灰、灰白色,为颗粒灰岩,其中颗粒以生屑为主,泥晶充填为主[7, 13][图 4(f)~(g)]。此类储集岩可发育多期构造裂缝[图 3(j)]。
2.1.3 颗粒灰岩颗粒灰岩在栖霞组储集岩中分布较少,总体较为致密,但经建设性溶蚀作用和构造破裂作用改造后也可形成有效储层。在宏观上,颗粒灰岩为浅灰色、灰色,中层至厚层状,岩性较纯,泥质含量较少;微观镜下显示,颗粒灰岩中生物(屑)化石丰富,主要为有孔虫、藻类、腕足类和棘屑等,腹足类、介形虫、珊瑚、海绵等较少;局部重结晶作用较强,形成残余亮晶粒屑结构。颗粒中见有大量生物碎屑,表明经历了一定的水动力作用,具有一定的分选和磨圆,局部发育生物体腔孔、粒内溶孔和粒间溶孔,方解石和沥青部分充填;颗粒间为泥晶基质或亮晶胶结物充填,胶结期次至少有2期,第1期为刃状方解石栉壳环边,第2期为粉晶方解石镶嵌充填[图 4(h)~(i)]。
2.2 储集空间类型川西北地区栖霞组储层发育多种储集空间类型[13-15],且上述不同类型储集岩发育不同类型的储集空间。
2.2.1 晶间孔和晶间溶孔晶间孔和晶间溶孔是晶粒白云岩、豹斑状灰岩/白云岩的主要孔隙类型,也是栖霞组重要的储集空间类型。其中晶间孔呈棱角状,孔隙边缘多平直,孔隙大小与其周缘白云石晶体大小及自形程度有关,白云石晶体越大,自形程度越高,排列越不规则,则晶体之间接触面越小,孔隙越发育,孔径越大,主要介于0.2~0.5 mm;若晶粒为他型,晶粒之间呈镶嵌接触,则晶间孔基本不发育。晶间溶孔为晶间孔经后期溶蚀扩大形成,其孔隙边缘可见残余的溶蚀痕迹,呈"港湾状"。后期溶蚀作用不但增大了原生晶间孔的储集空间,且常常部分或完全溶蚀晶间孔之间的晶粒,从而有效改善了晶间孔之间的连通性和渗流能力,提高了栖霞组储集层的孔隙度和渗透率[图 4(a)~(e)]。晶间孔和晶间溶孔的孔隙边缘常见沥青[图 4(c)],局部孔隙充填方解石。
2.2.2 粒内溶孔和粒间溶孔粒内溶孔及粒间溶孔仅在颗粒灰岩中局部发育,常为生物(屑)内部或之间发生局部溶蚀作用形成,此类孔隙在栖霞组发育较少,对储集能力贡献不大,且常被沥青和方解石充填[图 4(h)~(i)]。
2.2.3 溶蚀孔洞在钻井岩心和野外露头上可见栖霞组发育不同尺度的溶蚀孔洞(直径≥2 mm),主要发育在白云岩储层中[图 3(a)~(g)]。岩心尺度上,栖霞组白云岩储层发育针状溶孔,呈蜂窝状密集分布,且具有沿裂缝分布的特征;在野外露头可见厘米级至数十厘米级的溶蚀孔洞,孔洞呈圆形、椭圆形,大小1~30 cm不等,且具有层状—准层状顺层发育的特征[图 3(c)],孔洞边缘常见沥青,洞内充填有粗晶—巨晶方解石、石英和鞍形白云石等。此类溶蚀孔洞虽发育数量有限,但在局部富集,储集空间较大,是栖霞组储集层重要的储集空间类型。
2.2.4 裂缝裂缝在栖霞组不同储集岩中均有发育,且以构造缝为主,少量为溶蚀缝和缝合线。露头观测和岩心观察均表明,栖霞组的中上部发育多期构造裂缝[图 3(j)],水平缝、斜交缝和近直立缝均有发育,缝壁较为平直,其中豹斑灰岩/白云岩发育高角度缝[图 3(i)],晶粒白云岩发育水平缝[图 3(g)];早期裂缝可被方解石和沥青(半)充填,晚期裂缝未充填。镜下显示栖霞组储层还发育溶蚀缝和缝合线,其中溶蚀缝缝壁不平直,呈沟渠状弯曲,未充填[图 4(b)];豹斑状碳酸盐岩中发育缝合线,呈波状弯曲,常形成灰质部分和云质部分的界线,见有沥青充填[图 4(f)]。裂缝虽对储集空间贡献有限,但不同尺度裂缝均对沟通孔洞、疏导孔隙流体具有重要作用。
2.3 储集物性特征栖霞组储层具有中、低孔渗的特征,局部发育高孔段。263块岩心与露头样品物性统计与分析表明,不同类型储集岩其储集物性差异较大,总体表现出中—粗晶白云岩≥细晶白云岩≥豹斑灰/白云岩≥颗粒灰岩的趋势。其中,晶粒白云岩中的中—粗晶白云岩储层基质物性最好,孔隙度一般在3.0%~ 8.0%,局部最高可达15.0%,平均孔隙度为4.5%,平均渗透率在10.10 mD左右,因此可作为良好储层;细晶白云岩和豹斑灰/白云岩储层物性次之,孔隙度2.0%~3.0%,渗透率0.35~0.50 mD;颗粒灰岩孔隙度小于1.0%,一般难以作为有效储层,在局部溶蚀孔(洞)和裂缝发育的条件下也可作为有效储层。
总的来说,川西北地区栖霞组储层随白云石化作用和溶蚀作用程度增加而物性逐渐变好,构造破裂作用形成的不同尺度的裂缝对储层物性的改善也具有重要作用。
3 储层发育主控因素研究表明,川西北地区栖霞组储层主要受高能沉积相带和沉积古地貌高地的控制,其中沉积古地貌对沉积相和成岩作用均有重要的控制作用。
3.1 高能沉积相带大量研究和勘探实践表明,在海相碳酸盐岩地层中,有利的沉积相带是形成优质储层的物质基础,不仅形成了层厚、质纯且原生孔隙发育的有利储集岩[16-18],而且为后期建设性成岩作用改造提供了有利条件[19-22]。川西北地区栖霞组发育镶边碳酸盐岩台地沉积体系,自西向东依次发育盆地—斜坡相、台地边缘相和开阔台地相[6-7, 12](图 5),储层主要发育于台缘滩和台内滩等高能有利沉积相带。物性统计表明(表 1),台缘高能滩物性最好,以中粗晶白云岩为主,局部发育细晶白云岩,平均孔隙度可达4.2%,平均渗透率为9.40 mD;台缘低能滩豹斑状灰/白云岩物性次之,平均孔隙度为2.1%,平均渗透率为0.80 mD;台内滩颗粒灰岩物性相对较差,平均孔隙度仅有0.8%,而平均渗透率可以达到1.20 mD,表明主要为裂缝灰岩储层。栖霞组台地边缘相晶粒白云岩是最重要的储层。栖霞组白云岩储层偶见残余颗粒结构[图 4(d)~(e)],且夹有薄层亮晶颗粒灰岩[图 4(h)~(i)],表明此类晶粒白云岩储层原岩为高能的台地边缘浅滩沉积。由于沉积期水体较浅,水动力较强,有利于大量生物碎屑堆积,且缺乏泥晶基质,颗粒之间主要充填亮晶胶结物,原生孔隙较为发育,有利于后期白云石化和溶蚀流体进入,进而发生白云石化作用和溶蚀作用,形成大量晶间孔和不同尺度的溶蚀孔隙,最终形成优质的白云岩储层。
栖霞组台地边缘的另一显著沉积特征是发育豹斑状灰岩/白云岩[7],其中的云质豹斑宿主岩石(灰质部分)主要为泥晶颗粒灰岩[图 4(f)~(g)],少量为亮晶颗粒灰岩,表明此类储集岩原岩为中—高能的台地边缘低能滩沉积,据此确定了台地边缘平面分布的界限(图 5)。低能滩沉积水动力中等,颗粒之间主要充填泥晶基质,白云石化和溶蚀流体沿孔、缝发育的优势渗流通道交代灰岩形成豹斑状灰岩/白云岩。
开阔台地内部发育颗粒滩和滩间海,其中台内滩岩性主要为岩性较纯的亮晶颗粒灰岩,局部夹有薄层白云岩,颗粒主要为藻屑、有孔虫等,构成虫-藻生物组合,指示了水体较浅、富氧、盐度正常的沉积环境。台内滩颗粒灰岩总体较为致密,经后期建设性成岩作用和裂缝作用改造可形成有效储层。
3.2 沉积古地貌通过二、三维地震资料综合解释,采用残余厚度法恢复了栖霞组的沉积古地貌(图 6)。从图 6中可以看出,剑阁—江油地区栖霞组残余厚度最大,约为120~170 m,呈北东向带状分布,沿此带向北至广元—旺苍地区、向东至苍溪地区,栖霞组厚度逐渐减薄,仅有70~110 m,在LT1井区略有增厚。因此,栖霞组沉积古地貌总体表现为"西南高、东北低"的特征,其中剑阁—江油地区(中坝—双鱼石构造带)所处沉积古地貌最高。
沉积古地貌高地不但控制了高能相带的分布,而且还有利于后期白云石化作用和溶蚀作用的发生[22-24],因此,沉积古地貌对栖霞组储层分布具有重要的控制作用。在沉积古地貌高地,水体的能量较强,台缘高能滩相较为发育,原始颗粒灰岩较为纯净,其中灰泥基质缺乏,生屑、砂屑等颗粒含量高,易溶组分比较多,胶结物以亮晶为主或缺乏胶结物,形成颗粒支撑结构,原生粒间孔隙较为发育;在同生—准同生期,这种滩相发育的古地貌高地更容易频繁地暴露于海平面之上,有利于发生早期白云石化作用和溶蚀作用,形成孔隙发育带,而这种孔隙发育带又为后期深埋藏(热液)白云石化和溶蚀作用提供了优势渗流通道,从而使建设性成岩作用得到进一步加强,并形成大量晶间孔、晶间溶孔和溶蚀缝洞,最终促使栖霞组优质晶粒白云岩储层的形成。
在四川盆地西北部的剑阁—江油一带,栖霞组沉积古地貌比较高,白云岩储层厚度大,物性好,且分布广泛,如ST1,ST3,SY001-1等井均钻遇厚度为15~25 m不等的白云岩储层,其孔隙度3.0%~ 8.0%,且均获得了高产的工业气流(图 7),而在剑阁以东地区,沉积古地貌为斜坡部位,水体的能量中等,以发育低能滩沉积为主,后期白云石化作用和溶蚀作用较弱,岩性以豹斑状灰岩夹薄层白云岩为主,储层欠发育,物性差,如ST2井基本不发育储层。
在沉积古地貌洼地,水体能量较低,以滩间海为主,岩性为泥晶颗粒灰岩及少量泥质灰岩,易溶组分缺乏,泥晶或泥质充填严重,原生孔隙不发育,后期成岩流体难以进入并发生有效改造,导致储层不发育。在台内古地貌洼地的背景上可发育局部高地,沉积台内滩,岩性主要为颗粒灰岩,如LT1和L17井,颗粒灰岩经后期建设性成岩作用和裂缝改造后,也可形成有效储层(图 7)。
4 结论(1) 四川盆地西北部栖霞组碳酸盐岩储集层以白云岩为主,其中中—粗晶白云岩储层物性最佳,为栖霞组最主要的储层类型。
(2) 四川盆地西北部栖霞组储层分布受沉积相和沉积古地貌控制,其中台缘滩、台内滩等高能沉积相带是储层形成的物质基础;沉积古地貌高地不但控制了高能相带的分布,而且还有利于后期白云石化作用和溶蚀作用的发生,进而控制了优质储层的分布。
(3) 剑阁—江油地区的中坝—双鱼石构造带位于栖霞组沉积古地貌高地,台缘滩相白云岩储层最为发育,是该区最有利的油气勘探区带。
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