劉樹根，宋金民，趙異華，鐘 勇，宋林珂，田艷紅，梁 鋒，尹柯惟，李俊良

（1.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室（成都理工大學(xué)），成都610059；2.中國石油西南油氣田公司川中油氣礦，四川 遂寧629001）

下寒武統(tǒng)龍王廟組（C1l）是目前四川盆地下古生界油氣勘探的熱點層位。2011年，風(fēng)險探井高石1井發(fā)現(xiàn)了龍王廟組氣層；2012年，四川盆地磨溪地區(qū)多口井在龍王廟組獲得日產(chǎn)逾百萬立方米的高產(chǎn)天然氣，由此在磨溪構(gòu)造帶發(fā)現(xiàn)了安岳龍王廟組特大型氣田，是迄今為止中國地層最古老、單體規(guī)模最大的特大型海相碳酸鹽巖整裝氣藏。磨溪區(qū)塊龍王廟組探明含氣面積779.9 km2，探明地質(zhì)儲量440.38×109m3，可采儲量308.2×109m3[1－3]。目前的研究表明，高石梯－磨溪地區(qū)龍王廟組為臺地相顆粒灘沉積，主要受控于沉積古地貌、海平面變化與古水深[4，5]；但盆地規(guī)模的龍王廟組儲層的主控因素尚不明確，這制約了油氣勘探工作的進一步開展。本文以盆地周緣露頭、盆內(nèi)鉆井巖心和薄片資料，對龍王廟組儲層的巖石學(xué)、物性特征、成巖作用進行研究，結(jié)合構(gòu)造演化和下寒武統(tǒng)烴源巖成烴史，探討龍王廟組儲層形成分布的控制因素，供油氣勘探工作者參考。

1 地層對比

四川盆地寒武系分布廣泛、發(fā)育齊全，但是不同地區(qū)的劃分方案不同、地層名稱也不盡相同[6－9]。盡管如此，不同地區(qū)的地層劃分仍具有較好的對比性（表1，圖1）。

川西南地區(qū)下寒武統(tǒng)劃分為麥地坪組、九老洞組、遇仙寺組和龍王廟組，代表性剖面為樂山－范店剖面、金石1井和威28井。龍王廟組厚度在90～100m，下部為灰色－淺灰色?。袑訝疃沽?、鮞粒白云巖、砂質(zhì)白云巖、砂屑白云巖，中上部為薄層狀泥－粉晶白云巖、泥質(zhì)白云巖、灰質(zhì)白云巖、粉砂質(zhì)白云巖夾泥巖，主要為內(nèi)緩坡淺灘－潮坪相沉積[7，10]。

川東南地區(qū)下寒武統(tǒng)劃分為麥地坪組、牛蹄塘組、明心寺組、金頂山組和清虛洞組。其中清虛洞組為寒武系龍王廟階沉積，代表性剖面為丁山1井、林1井、習(xí)水良村和吼灘大巖剖面。清虛洞組厚度100～600m，下部為深灰色泥質(zhì)灰?guī)r、灰色鮞?；?guī)r，中部灰色泥質(zhì)白云巖、灰質(zhì)白云巖，夾灰白色石膏層、灰白色膏質(zhì)灰?guī)r，上部為深灰－灰色粉－細晶白云巖、鮞粒白云巖，上部夾少量砂泥巖。向上白云巖及膏巖、鹽巖明顯增多。平面上膏巖、鹽巖主要分布在盆地南部及中部的自貢、瀘州、鄰水附近，最厚達600余米（臨7井、座3井），為一等斜碳酸鹽緩坡－蒸發(fā)坪－陸棚潟湖沉積[9，10]。

川北地區(qū)下寒武統(tǒng)劃分為水井沱組、郭家壩組、仙女洞組、閻王碥組和孔明硐組。其中孔明硐組為寒武系龍王廟階沉積，代表性剖面為南江楊壩剖面和天星1井，厚度在120～200m。楊壩剖面下部為淺灰白色中層狀燧石石英砂巖夾細礫巖、黃灰色頁巖；上部為淺灰色中層狀白云質(zhì)鮞粒灰?guī)r，夾頁巖和細砂巖；天星1井主要為砂屑白云巖、鮞粒白云巖、含灰質(zhì)微細晶白云巖；主要為局限臺地淺灘沉積[10－12]。

川中地區(qū)下寒武統(tǒng)劃分為麥地坪組、筇竹寺組、滄浪鋪組和龍王廟組，代表性剖面為GS17井。龍王廟組厚度在70～100m，下部為深灰色白云質(zhì)灰?guī)r、粉砂質(zhì)白云巖，中部為細砂屑白云巖、粉砂屑白云巖，上部為灰色鮞粒白云巖，主要為內(nèi)緩坡－中緩坡沉積[2，5]。

2 優(yōu)質(zhì)儲層特征

2.1 巖性特征

磨溪－高石梯地區(qū)、威遠－資陽地區(qū)龍王廟組巖性以顆粒白云巖、晶粒白云巖為主，局部含泥質(zhì)紋層／條紋／條帶。優(yōu)質(zhì)儲層主要為粉－細晶（殘余）砂屑白云巖、粉－細晶（殘余）鮞粒白云巖、粉－細晶白云巖。

粉－細晶（殘余）砂屑白云巖：白云石粉晶－細晶結(jié)構(gòu)為主，殘余砂屑結(jié)構(gòu)清晰，多數(shù)含量（面積分數(shù)）＞60%，局部可達80%，顆粒支撐，以點和線接觸為主。砂屑主要為細砂屑－中砂屑，局部見粉屑及礫屑，磨圓較好，粒間亮晶膠結(jié)（圖2－A）。

表1 四川盆地及鄰區(qū)寒武系劃分對比表Table1 The division and comparison of the Cambrian strata in Sichuan Basin and its adjacent areas

圖1 四川盆地下寒武統(tǒng)東西向地層對比圖Fig.1 Correlation of the Lower Cambrian strata from the east to the west in Sichuan Basin

粉－細晶（殘余）鮞粒白云巖：白云石粉晶－細晶結(jié)構(gòu)為主，殘余鮞粒結(jié)構(gòu)清晰，面積分數(shù)多大于60%。鮞粒類型多樣，可見正常鮞、復(fù)鮞、薄皮鮞、偏心鮞等，鮞粒內(nèi)部較為污濁，磨圓較好，粒徑大小在0.2～1mm，集中在0.5～1mm，粒間為亮晶膠結(jié)。顆粒支撐為主，多以點接觸，局部見壓實作用，呈線接觸。可見白云石充填的裂縫切穿鮞粒（圖2－B）。

粉－細晶白云巖：以晶粒白云石為主，以粉－細晶結(jié)構(gòu)為主，局部見中晶白云石，偏光顯微鏡下原巖結(jié)構(gòu)不清晰，陰極發(fā)光顯殘余砂屑結(jié)構(gòu)，故原巖為顆?；?guī)r，后期經(jīng)白云石化作用和重結(jié)晶作用，形成晶粒白云巖（圖2－C）。

2.2 儲集空間類型及特征

圖2 四川盆地龍王廟組巖石學(xué)特征與儲層特征Fig.2 Lithological and reservoir characteristics of the Lower Cambrian Longwangmiao Formation in Sichuan Basin

通過川中地區(qū)和威遠－資陽地區(qū)巖心觀察和薄片鑒定，龍王廟組儲集空間類型多為粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、晶間孔、鑄模孔和生物鉆孔／潛穴、裂縫和溶洞。

2.2.1 粒間溶孔

該類孔隙是龍王廟組顆粒灘儲層最重要的儲集空間。粒間溶孔部分已溶蝕擴大，且多分布不均，進一步分為3種類型：針孔狀、斑塊狀和條帶狀，內(nèi)部多充填瀝青，巖心觀察中顯示出亮暗相間的不規(guī)則斑狀，鏡下可見瀝青全充填或半充填孔隙（圖2－D）。孔徑多數(shù)＞50μm，以粒間大孔和粒間中孔為主。

2.2.2 晶間孔

晶間孔是指白云石晶體之間的孔隙，一般呈棱角狀。其孔隙大小除與晶粒大小及其勻稱性有關(guān)外，還受排列方式的影響，一般多發(fā)育在粉－細晶白云巖中。主要有3種類型，一種是晶間微孔（圖2－E，F(xiàn)），與白云石化作用過程中的減體積效應(yīng)有關(guān)；另一種是晶間溶孔，與白云石晶體之間的殘留方解石的溶蝕有關(guān)（圖2－C）；第三種為重結(jié)晶作用形成的晶間孔（圖2－F），多發(fā)育在較粗大的自生亮晶粉－中晶白云石和馬鞍狀白云石之間。前兩類孔徑多在20～60μm，被瀝青全充填或半充填；第三類孔徑多數(shù)＞60μm，為晶間大孔，多被瀝青充填。

2.2.3 粒內(nèi)溶孔／鑄?？?/p>

粒內(nèi)溶孔是（準）同生－早成巖階段顆粒內(nèi)部部分被選擇性溶蝕作用而形成的孔隙，孔隙直徑小于顆粒直徑，主要發(fā)育在顆粒白云巖中，如鮞粒內(nèi)溶孔、砂屑內(nèi)溶孔。當溶蝕作用繼續(xù)進行，把顆粒基本完全溶解，僅剩下顆粒的模，并形成與顆粒形態(tài)、大小完全相似的孔隙，則稱之為鑄模孔（溶膜孔），如鮞膜孔、砂屑膜孔等。粒內(nèi)溶孔和鑄?？锥呓?jīng)常是過渡的。鏡下見粒內(nèi)溶孔／鑄?？自诤笃诙啾粸r青全充填或半充填（圖2－G）。

2.2.4 生物潛穴／鉆孔

在生物潛穴／鉆孔內(nèi)部溶蝕而形成的孔隙。生物潛穴發(fā)生于沒有固結(jié)的沉積物中，被亮晶白云石充填（圖2－H）；生物鉆孔發(fā)生于硬化的沉積物中，薄片中見藻砂屑黏結(jié)礫屑內(nèi)部生物鉆孔，被粉晶白云石充填。龍王廟組僅局部見生物碎屑，因此該孔隙發(fā)育有限。

2.2.5 溶洞

溶洞孔隙為非組構(gòu)選擇性的次生孔隙，孔徑＞2mm，相對孤立且形態(tài)不規(guī)則，孔壁不規(guī)則，多呈溶蝕港灣狀。研究區(qū)溶洞分布不均，呈孤立狀或順層分布，部分被自生白云石或石英充填，局部呈亮暗相間的斑塊狀。這類儲集空間多與（準）同生期或表生期喀斯特作用有關(guān)。川中地區(qū)MX23井深度為4 806.5m處可見溶洞被自形晶白云石半充填，溶洞大小為12cm×3cm（圖2－I）；川西南威遠構(gòu)造威寒105井2 452.8～2 462m井段，溶蝕孔洞有774個，直徑＞10mm的大洞有59個，5～10mm的中洞150個，小洞565個，巖心測試和測井解釋均顯示該段孔隙度普遍大于3%，最高達6%，滲透率普遍大于1.6×10－3μm2[11]。

2.2.6 裂縫

裂縫在碳酸鹽巖儲層中是一種重要的儲集空間類型和流體滲濾通道，主要見構(gòu)造縫、溶蝕縫和壓溶縫。構(gòu)造縫的特點是邊緣平直，延伸遠，具有明顯的方向性，被（馬鞍狀）白云石全充填呈脈狀，或半充填及未充填。溶蝕縫是指酸性成巖流體溶蝕或改造所形成的，不規(guī)則，可呈多期發(fā)育，互相切割，被白云石、有機質(zhì)或黃鐵礦全充填或半充填。壓溶縫常見的是縫合線，以鋸齒狀或高角度縫合線為主，多被泥質(zhì)、有機質(zhì)、黃鐵礦、陸源石英和白云石充填。

2.3 巖石物性特征

通過對高石梯－磨溪地區(qū)3口井的334個巖心物性樣品進行統(tǒng)計，孔隙度最大值為11.28%，最小值為0.32%，平均孔隙度為2.49%，孔隙度＞2%的樣品占47.97%。滲透率最大值為117×10－3μm2，最小值為0.000 229×10－3μm2，平均滲透率為2.19×10－3μm2，滲透率＞0.01×10－3μm2的樣品占60.98%（圖3）。運用CT掃描與核磁共振技術(shù)研究發(fā)現(xiàn)，MX13井龍王廟組白云巖儲層滲透率介于（0.001～2）×10－3μm2，平均為0.32×10－3μm2；孔隙度介于2%～10%，平均為4.62%，超過60%的儲層孔隙度＜6%，其對應(yīng)的滲透率一般也小于0.1×10－3μm2，具有基巖孔滲低、非均質(zhì)性強、孔洞縫發(fā)育的特征；中孔以上的儲集空間達到了90%[13]。

圖3 高石梯－磨溪地區(qū)龍王廟組孔隙度與滲透率關(guān)系圖Fig.3 Relationship between the porosity and permeability of the Lower Cambrian Longwangmiao Formation in the Gaoshiti－Moxi area

2.3.1 物性縱向發(fā)育特征

以MX12井為例，常規(guī)物性分析數(shù)據(jù)顯示孔隙度為0.32%～11.28%，平均為2.03%，＞2%的占37.02%，其中2%～6%的占33.59%，6%～12%的占3.44%，隨著井深的增加孔隙度和滲透率有減小的趨勢（圖4）。巖性中以含有機質(zhì)溶孔細晶殘余砂屑白云巖的孔隙度值較高，多數(shù)孔隙度＞2%，滲透率＞0.001×10－3μm2的占54.58%，孔隙度與滲透率略呈正相關(guān)。

測井解釋孔隙度＞2%的有效儲層厚度為56.2%，測井解釋氣層孔隙度為 7.013%～7.408%，滲透率為（1.385～1.579）×10－3μm2，含水飽和度為8.814%～15.360%；差氣層孔隙度為2.690%，滲透率為0.044×10－3μm2，含水飽和度為13.121%。鄰近的MX13井巖心觀察，縫的總密度達7.79條／m，有效縫密度達6.70條／m，洞總密度6.15個／m。

2.3.2 微觀孔喉結(jié)構(gòu)特征

圖4 MX12井龍王廟組物性相關(guān)圖Fig.4 The property relationship of the Lower Cambrian Longwangmiao Formation in Well MX12

根據(jù)四川盆地中部地區(qū)龍王廟組壓汞曲線形態(tài)特征，可將毛細管壓力曲線劃分為4類。（1）中孔粗喉型：分選好、粗歪度，該類儲層具有高孔隙度、高滲透率特征，儲層孔喉結(jié)構(gòu)粗、分選中－好。（2）中孔中－粗喉型：雙臺階、分選中－好，儲層具有粗、細不同的兩套孔喉系統(tǒng)，平直段主要出現(xiàn)在粗孔喉段，分選中－好、粗歪度、中值壓力較小，具有較好的滲透能力。（3）細孔細－中喉型：分選好，略細歪度，儲層粗、細孔喉分布較散，分選好，略細歪度和中等的中值壓力，儲集性能中－低。（4）細孔細喉型：分選較好，細歪度。儲層以細孔喉集中分布為特征，分選較好，細歪度和高中值壓力，儲集性能較差（圖5）。

2.3.3 高石梯－磨溪地區(qū)物性平面展布規(guī)律

高石梯－磨溪地區(qū)龍王廟組孔隙度＞2%的有效儲層厚度較大，鉆井厚度20～60m的占68.18%。厚度中心為MX8－MX11－MX202井區(qū)和MX12井區(qū)，GS2井區(qū)僅厚5.6m，向西北方向剝蝕，向東南方向厚度減?。▓D6）。

2.4 成巖作用特征

對四川盆地龍王廟組儲層成巖作用的研究主要集中在川中地區(qū)和川西南地區(qū)。因該層位埋藏深，且經(jīng)歷多次構(gòu)造運動和多期油氣成藏，成巖作用過程復(fù)雜，發(fā)生的成巖作用有泥晶化、白云石化、膠結(jié)、溶蝕、壓實和壓溶、重結(jié)晶、充填、破裂和油氣充注等[14]，主要的建設(shè)性成巖作用為白云石化作用、溶蝕作用和烴類（有機酸）充注作用。

2.4.1 主要建設(shè)性成巖作用

圖5 四川盆地中部地區(qū)龍王廟組壓汞曲線分類圖Fig.5 Four types of the mercury injection curves of the Longwangmiao Formation in the central area of Sichuan Basin

a.白云石化作用。川中地區(qū)白云石化作用主要為基質(zhì)白云石化、粒間膠結(jié)白云石化和溶蝕作用形成的非組構(gòu)選擇性溶蝕孔、洞、縫充填白云石化。第一期基質(zhì)白云石化發(fā)生在準同生期海水成巖環(huán)境，同時發(fā)生粒間海水膠結(jié)白云石化（圖7－A）。第二期白云石化為準同生期淡水白云石化，主要為淡水溶蝕作用形成的粒間次生孔隙，膠結(jié)白云巖沿顆粒呈環(huán)帶狀膠結(jié)，陰極發(fā)光為亮橘紅色光（圖7－B）。第三期白云石化主要為埋藏溶蝕作用形成的非組構(gòu)選擇性溶蝕孔、洞、縫充填白云巖，白云石晶粒較粗，多與瀝青、自生石英、黃鐵礦等全充填或半充填溶蝕孔、洞和縫，陰極發(fā)光為昏暗發(fā)光，該期見熱液白云石化作用形成的馬鞍狀白云石、天青石與螢石共生的礦物組合（圖7－E）。其中，第一期海水白云石化作用發(fā)育最為廣泛，為后期成為優(yōu)質(zhì)碳酸鹽巖儲層提供了先決條件。

b.溶蝕作用。川中地區(qū)溶蝕作用見（準）同生期淡水溶蝕作用、埋藏溶蝕作用和表生溶蝕作用，其中前兩種溶蝕作用最為發(fā)育。（準）同生期淡水溶蝕作用主要發(fā)生在顆粒白云巖間，形成選擇性溶蝕孔隙粒內(nèi)溶孔和鑄?？椎?，多被白云石、瀝青和黃鐵礦等充填（圖7－C）。埋藏溶蝕作用主要為烴類（有機酸）充注過程中形成的溶蝕孔、洞、縫，多被瀝青等全充填或半充填（圖7－D）；同時，熱液溶蝕作用較強，溶蝕孔隙多被馬鞍狀白云石、自生石英、螢石、天青石和黃銅礦等熱液礦物全充填或半充填（圖7－E）。其中，（準）同生期淡水溶蝕作用和烴類（有機酸）充注最為重要，前者主要發(fā)育在顆粒白云巖中，為后期流體滲濾提供條件；后者主要發(fā)育在顆粒白云巖和晶粒白云巖中，形成的孔隙為優(yōu)質(zhì)儲層提供了優(yōu)質(zhì)的儲集空間。

圖6 四川盆地中部地區(qū)龍王廟組儲層厚度（孔隙度＞2%）分布圖Fig.6 The thickness（porosity＞2%）distribution of the Low Cambrian Longwangmiao Formation in the central area of the Sichuan Basin

圖7 四川盆地中部龍王廟組主要建設(shè)性成巖作用Fig.7 Constructive diagenesis of the Longwangmiao Formation in the central area of Sichuan Basin

c.烴類（有機酸）充注作用。川中地區(qū)該成巖作用廣泛發(fā)育，總共發(fā)育兩期，第一期為淺－中埋藏階段烴類（有機酸）充注作用，主要發(fā)生在顆粒白云巖中，殘余瀝青充填在粒內(nèi)孔隙或粒間溶孔的孔壁（圖7－C）；第二期發(fā)生在中－深埋藏階段，與烴類（有機酸）充注作用伴隨的溶蝕作用發(fā)育，形成的溶蝕孔、洞、縫在研究區(qū)（尤其是顆粒白云巖）中大量存在，殘余瀝青呈斑塊狀半充填或全充填孔隙（圖7－D）。該成巖作用在綿陽－長寧拉張槽與川中古隆起疊合部位（磨溪地區(qū)）最為發(fā)育。

川中地區(qū)海水準同生白云石化作用為龍王廟組優(yōu)質(zhì)儲層形成的先決條件，（準）同生期淡水溶蝕作用和烴類（有機酸）充注作用為優(yōu)質(zhì)儲層形成和保持助力，這三者相輔相成，最終形成川中龍王廟組優(yōu)良的儲集性能。

2.4.2 綿陽－長寧拉張槽兩側(cè)龍王廟組成巖作用對比

通過對川中－川西南地區(qū)龍王廟組成巖作用的詳細研究發(fā)現(xiàn)，綿陽－長寧拉張槽對其有一定的控制作用（表2）。拉張槽東側(cè)的顆粒白云巖最為發(fā)育，（準）同生期組構(gòu)選擇性淡水溶蝕作用、烴類充注作用強，表生喀斯特作用和熱液作用中等；拉張槽內(nèi)（準）同生期組構(gòu)選擇性淡水溶蝕作用、烴類充注作用中等，表生喀斯特作用和熱液作用較強；拉張槽西側(cè)（準）同生期組構(gòu)選擇性淡水溶蝕作用中等，烴類充注作用弱，表生喀斯特作用較弱，熱液作用中等。整體來說，拉張槽東側(cè)優(yōu)質(zhì)儲層建設(shè)性成巖作用最為發(fā)育，拉張槽內(nèi)及鄰近西側(cè)次之，遠離拉張槽則不太發(fā)育。

表2 綿陽－長寧拉張槽兩側(cè)龍王廟組主要成巖作用對比分析Table2 Comparison of the diagenesis of the Longwangmiao Formation across the Mianyang－Changning intracratonic sag

3 優(yōu)質(zhì)儲層形成的主控因素

本文將綿陽—長寧拉張槽和川中古隆起的形成演化、下寒武統(tǒng)筇竹寺組的成熟生烴史與龍王廟組沉積－成巖演化史相結(jié)合，確定了龍王廟組優(yōu)質(zhì)儲層形成分布的主控因素，并指出了優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育的有利地區(qū)。

3.1 龍王廟組早期優(yōu)質(zhì)儲層形成與分布的主控因素

劉樹根等（2013）和鐘勇等（2013）依據(jù)大量二維、三維精細地震資料標定、解釋和聯(lián)井分析，在四川盆地西部地區(qū)首次發(fā)現(xiàn)了興凱地裂運動形成的早寒武世綿陽－樂至－隆昌－長寧拉張槽[16，17]。在龍王廟組沉積期，拉張槽處于消亡階段，拉張作用和沉降作用幾乎停止，水體從渾水演變?yōu)榍逅?，由淺水陸棚相過渡為淺海相。但這并不意味著由拉張槽東西兩側(cè)正斷層下盤引起的古地貌差異的消失。龍王廟組沉積期繼承了下寒武統(tǒng)麥地坪組、筇竹寺組和滄浪鋪組的沉積古地貌，拉張槽正斷層上盤形成古地貌低地；拉張槽東西兩側(cè)的高石梯－磨溪地區(qū)和威遠－資陽地區(qū)，為拉張槽斷層的下盤，形成古地貌高地。龍王廟組沉積期，樂山—龍女寺古隆起的雛形尚未形成，拉張槽東側(cè)的高石梯和磨溪地區(qū)在古地貌上形成了以磨溪地區(qū)為高地，向南西高石梯、北東方向緩斜的特征（圖8－A）。這種古地貌差異特征在新近發(fā)表的研究成果上也有論述，認為最西邊的磨溪—女基井一帶地貌最高，中間的高石梯—廣安一帶次之，東邊的荷包場—盤龍場一帶則地貌最低[4，5]。這種古地貌的差異性控制著顆粒灘的發(fā)育（圖8－A），磨溪地區(qū)顆粒白云巖厚度多在30～70m，高石梯地區(qū)則多在20～50m。

圖8 四川盆地中部龍王廟組早期優(yōu)質(zhì)儲層形成模式圖Fig.8 Formation model of the early high－quality reservoir rocks of the Longwangmiao Formation in the central area of Sichuan Basin

前人將四川盆地龍王廟組劃分為1個Ⅲ級層序和4個Ⅳ級層序，表現(xiàn)出總體向上變淺的特點，發(fā)育有完整的海侵體系域和高位體系域[5]。海平面的變化控制著灘體發(fā)育的期次，顆粒灘多發(fā)育在單個旋回的海退階段[5]。伴隨著構(gòu)造運動的抬升，海平面緩慢下降，在海平面低水位期，發(fā)育在古地貌高地上的顆粒灘就暴露于大氣淡水成巖環(huán)境。在海水之上發(fā)育區(qū)域性開放的淡水透鏡體，以較高的滲流帶和活躍的邊緣混合帶為特征，發(fā)生強烈的組構(gòu)選擇性溶蝕作用。這是因為早寒武世海洋的性質(zhì)為冰室期的文石海，主要沉淀的文石泥和／或高鎂方解石，在海底成巖環(huán)境中孔隙水具海水性質(zhì)，這些顆粒是相對穩(wěn)定的；但當它們處于大氣淡水成巖環(huán)境時，孔隙水為大氣水，這些顆粒就變得不穩(wěn)定，發(fā)生溶蝕作用，形成鑄模孔。這些早期的孔隙主要分布在古地貌高地的高能沉積物中（圖8－B）。

因此，龍王廟組早期優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育分布主要受沉積古地貌高地的控制。古地貌高地有利于顆粒灘沉積，易于發(fā)生縱向加積，形成厚度較大的顆粒灘體；并且顆粒灘沉積于平均浪基面附近，大氣淡水易對先期的顆粒進行溶蝕，形成鑄?？住⒘?nèi)溶孔和粒間溶孔。古地貌高地的發(fā)育和分布又受控于綿陽—長寧拉張槽東西兩側(cè)斷階的下盤隆升。因此，龍王廟組早期優(yōu)質(zhì)儲層應(yīng)沿綿陽—長寧拉張槽東西兩側(cè)，尤其是東側(cè)斷階高地大致呈南北向分布（東側(cè)斷階拉張斷距大于西側(cè)）[16]。鑒于拉張槽中段拉張斷階斷距最大[16]，中段斷階兩側(cè)（高磨地區(qū)和威資地區(qū)），尤其是東側(cè)（高磨地區(qū)）古地貌高地最為明顯，龍王廟組早期優(yōu)質(zhì)儲層理應(yīng)在高磨地區(qū)最為發(fā)育。

3.2 龍王廟組晚期優(yōu)質(zhì)儲層形成與分布的主控因素

中上揚子下寒武統(tǒng)烴源巖主要集中在筇竹寺組下段，其有效烴源巖的分布范圍與早寒武世綿陽－長寧拉張槽的展布是一致的[16]。眾多研究已揭示，下寒武統(tǒng)烴源巖主要集中在筇竹寺組下段[1－3，16]。四川盆地下組合天然氣主要來自于下寒武統(tǒng)烴源巖[1－3，16]。四川盆地下寒武統(tǒng)烴源巖厚度和平均生氣強度平面展布與綿陽—長寧拉張槽范圍重疊，充分揭示拉張槽的發(fā)育對下寒武統(tǒng)優(yōu)質(zhì)烴源巖分布的控制作用[16，17]。在四川盆地內(nèi)，拉張槽內(nèi)下寒武統(tǒng)烴源巖最厚，生烴強度最大，生烴量最多（麥地坪組和滄浪鋪組也可生成一定的烴量）。因此，拉張槽是四川盆地下組合的主要供烴中心[16]。

伴隨著烴源巖的演化和成巖作用的進行，拉張槽內(nèi)的優(yōu)質(zhì)烴源巖會不斷地向拉張槽外供烴。川中古隆起（川中高石梯－磨溪－龍女寺地區(qū)）在拉張槽下陷前并未形成；在奧陶系沉積前川中古隆起才具有雛形；加里東早期古隆起的形態(tài)具有明顯被拉張槽分隔為川西南和川中兩個古隆起；加里東運動使古隆起范圍內(nèi)拉張槽中段區(qū)域抬升，進而使得拉張槽西側(cè)的樂山－威遠和拉張槽東側(cè)的巴中－達州－萬縣的隆起區(qū)與川中地區(qū)相連成為聯(lián)合古隆起，直至海西早期（二疊紀前）最終定型為現(xiàn)在所熟知的樂山－龍女寺古隆起[18]，拉張槽兩側(cè)自奧陶紀開始一直處在構(gòu)造高部位，為烴類充注的有利指向區(qū)（圖9－A）。

拉張槽內(nèi)優(yōu)質(zhì)烴源巖的成藏關(guān)鍵時刻有3個，第一是志留紀淺埋藏初始生油；第二是晚二疊世至晚三疊世的生烴高峰，形成古油藏；第三是中侏羅世至晚白堊世的古油藏裂解[2]。

龍王廟組烴類充注主要發(fā)生在早成巖階段的淺－中埋藏環(huán)境和中－晚成巖階段的中－深埋藏成巖階段。烴類充注一方面對先期的孔隙起到保護作用，另一方面會導(dǎo)致進一步的有機酸溶蝕作用，形成晚期優(yōu)質(zhì)儲層。早成巖階段的烴類充注后，因樂山－龍女寺古隆起受加里東和海西運動的影響，龍王廟組被抬升到地表－近地表環(huán)境，第一期古油藏遭受破壞，形成第一期瀝青，主要充填在粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔和晶間孔中。中－晚成巖階段的烴類充注量大，尤其是中三疊世后，拉張槽筇竹寺組烴源巖開始成熟并進入大規(guī)模排烴期，烴類（有機酸）理應(yīng)向當時鄰近的高部位運移聚集。此時，位于拉張槽東西兩側(cè)的高石梯－磨溪地區(qū)和威遠－資陽地區(qū)正好處于隆起（川中古隆起）帶上（圖9－A），是烴類（有機酸）運移聚集的指向地區(qū)（圖9－B），也是龍王廟組晚期優(yōu)質(zhì)儲層最發(fā)育的地區(qū)。

圖9 四川盆地中部龍王廟組晚期優(yōu)質(zhì)儲層形成模式圖Fig.9 Formation model of the late high－quality reservoir rocks of the Longwangmiao Formation in the central area of Sichuan Basin

高石梯－磨溪地區(qū)和威遠－資陽地區(qū)處于龍王廟組優(yōu)質(zhì)儲層形成早晚均有利部位，應(yīng)是四川盆地龍王廟組優(yōu)質(zhì)儲層最發(fā)育地區(qū)。鑒于拉張槽中段東側(cè)斷階高地較西側(cè)明顯，且斷階陡更易于烴類（有機酸）向高部位運移聚集，故高石梯－磨溪地區(qū)龍王廟組優(yōu)質(zhì)儲層整體上應(yīng)較威遠－資陽地區(qū)好一些。此外，在龍王廟組沉積時，磨溪地區(qū)處于古地貌高地的中心部位，高石梯地區(qū)位于古地貌高地西斜坡。整體上，磨溪地區(qū)龍王廟組優(yōu)質(zhì)儲層較高石梯地區(qū)發(fā)育。

總之，龍王廟組優(yōu)質(zhì)儲層最發(fā)育地區(qū)應(yīng)為綿陽—長寧拉張槽與川中古隆起軸線重疊區(qū)的兩側(cè)地區(qū)。然而，由于拉張槽西側(cè)地區(qū)喜馬拉雅期構(gòu)造改造作用強烈，保存條件差，不利于龍王廟組天然氣大規(guī)模成藏[16]。因此，四川盆地內(nèi)龍王廟組優(yōu)質(zhì)儲層最發(fā)育和天然氣大規(guī)模成藏最有利地區(qū)均是綿陽－長寧拉張槽與川中古隆起相重疊區(qū)的東側(cè)，即高石梯—磨溪地區(qū)。

4 結(jié)論

a.四川盆地下寒武統(tǒng)龍王廟組在不同地區(qū)巖性略有差異，但整體上具有可對比性。威遠－資陽和高石梯－磨溪地區(qū)優(yōu)質(zhì)儲層主要為粉－細晶（殘余）砂屑白云巖、粉－細晶（殘余）鮞粒白云巖、粉－細晶白云巖。儲集空間類型多為粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、晶間孔、鑄?？缀蜕镢@孔／潛穴、裂縫和溶洞。

b.龍王廟組儲層屬于中低孔低滲型，具4種類型的孔喉結(jié)構(gòu)，縱向上隨著深度的增加，孔隙度和滲透率呈減小的趨勢。

c.高石梯－磨溪地區(qū)龍王廟組孔隙度＞2%的有效儲層厚度多在20～60m，磨溪地區(qū)較高石梯地區(qū)有效儲層厚，向西北方向剝蝕，向東南方向厚度減小。

d.龍王廟組成巖作用類型有泥晶化作用、海底膠結(jié)作用、準同生期白云石化作用、同生期喀斯特作用、大氣淡水膠結(jié)作用、淺埋藏重結(jié)晶作用、壓實壓溶作用、表生溶蝕作用、埋藏白云石化作用、液態(tài)烴充注作用和熱液作用。

e.龍王廟組優(yōu)質(zhì)儲層受綿陽－長寧拉張槽、（準）同生期喀斯特與烴類（有機酸）充注作用共同控制。拉張槽斷層下盤形成的古地貌高地控制了顆粒灘的發(fā)育；（準）同生期大氣淡水喀斯特作用形成粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔，有利于后期溶蝕孔洞的形成；烴類充注作用，尤其是中－晚期成巖階段中三疊世后筇竹寺組烴源巖成熟并大規(guī)模排烴，既能形成大量孔隙，又能對儲層起到積極的保持和建設(shè)作用。

f.綿陽—長寧拉張槽東西兩側(cè)斷階形成的古地貌高地控制了龍王廟組早期優(yōu)質(zhì)儲層的形成和分布；中三疊世期間拉張槽內(nèi)下寒武統(tǒng)供烴中心與川中古隆起重疊地區(qū)是龍王廟組晚期優(yōu)質(zhì)儲層最發(fā)育地區(qū)。四川盆地內(nèi)龍王廟組優(yōu)質(zhì)儲層最發(fā)育和天然氣大規(guī)模成藏最有利地區(qū)均是綿陽－長寧拉張槽與川中古隆起相重疊區(qū)的東側(cè)，即高石梯—磨溪地區(qū)。

在本文相關(guān)的研究過程中，得到中國石油西南油氣田公司川中油氣礦和研究院、中國石化西南分公司和勘探南方分公司的大力支持，在此深表謝意！

[1]徐春春，沈平，楊躍明，等.樂山—龍女寺古隆起震旦系—下寒武統(tǒng)龍王廟組天然氣成藏條件與富集規(guī)律[J].天然氣工業(yè)，2014，33（3）：1－7.Xu C C，Shen P，Yang Y M，et al.Accumulation conditions and enrichment patterns of natural gas in the Lower Cambrian Longwangmiao Fm reservoirs of the Leshan－Longnvsi Paleohigh，Sichuan Basin[J].Nature Gas Industry，2014，34（3）：1－7.（In Chinese）

[2]鄒才能，杜金虎，徐春春，等.四川盆地震旦系—寒武系特大型氣田形成分布、資源潛力及勘探發(fā)現(xiàn)[J].石油勘探與開發(fā)，2014，40（3）：278－293.Zhou C N，Du J H，Xu C C，et al.Formation，distribution，resource potential and discovery of the Sinian－Cambrian giant gas field，Sichuan Basin，SW China[J].Petroleum Exploration and Development，2014，40（3）：278－293.（In Chinese）

[3]杜金虎，鄒才能，徐春春，等.川中古隆起龍王廟組特大型氣田戰(zhàn)略發(fā)現(xiàn)與理論技術(shù)創(chuàng)新[J].石油勘探與開發(fā)，2014，41（3）：268－277.Du J H，Zhou C N，Xu C C，et al.Theoretical and technical innovations in strategic discovery of huge gas fields in Longwangmiao Formation of central Sichuan paleo－uplift，Sichuan Basin[J].Petroleum Exploration and Development，2014，41（3）：268－277.（In Chinese）

[4]姚根順，周進高，鄒偉宏，等.四川盆地下寒武統(tǒng)龍王廟組顆粒灘特征及分布規(guī)律[J].海相油氣地質(zhì)，2013，18（4）：1－8.Yao G S，Zhou J G，Zhou W H，et al.Theoretical and technical innovations in strategic discovery of huge gas fields in Longwangmiao Formation of central Sichuan paleo－uplift，Sichuan Basin[J].Marine Origin Petroleum Geology，2013，18（4）：1－8.（In Chinese）

[5]周進高，房超，季漢成，等.四川盆地下寒武統(tǒng)龍王廟組顆粒灘發(fā)育規(guī)律[J].地質(zhì)勘探，2014，34（8）：27－36.Zhou J G，F(xiàn)ang C，Ji H C，et al.A development rule of Lower Cambrian Longwangmiao grain beaches in the Sichuan Basin[J].Geology Exploration，2014，34（8）：1－10.（In Chinese）

[6]劉滿倉，楊威，李其榮，等.四川盆地蜀南地區(qū)寒武系地層劃分及對比研究[J].天然氣地球科學(xué)，2008，19（1）：100－106.Liu M C，Yang W，Li Q R，et al.Characteristics and stratigraphic classification and correlation of Cambrian on South Sichuan Basin[J].Natural Gas Geoscience，2008，19（1）：100－106.（In Chinese）

[7]門玉澎，許效松，牟傳龍，等.中上揚子寒武系蒸發(fā)巖巖相古地理[J].沉積與特提斯地質(zhì)，2010，30（3）：58－64.Men Y P，Xu X S，Mou C L，et al.Sedimentary facies and palaeogeography of the evaporates in the middle upper Yangtze area.[J].Sedimentary Geology and Tethyan Geology，2010，30（3）：58－64.（In Chinese）

[8]李磊，謝勁松，鄧鴻斌，等.四川盆地寒武系劃分對比及特征[J].華南地質(zhì)與礦產(chǎn)，2012，28（3）：197－202.Li L，Xie J S，Deng H B，et al.Study on characteristics and its stratigraphic classification and correlation of Cambrian in Sichuan Basin[J].Geology and Mineral Resources of South China，2012，28（3）：197－202.（In Chinese）

[9]李偉，余華琪，鄧鴻斌.四川盆地中南部寒武系地層劃分對比與沉積演化特征[J].石油勘探與開發(fā)，2012，39（6）：681－690.Li W，Yu H Q，Deng H B.Stratigraphic division and correlation and sedimentary characteristics of the Cambrian in central－southern Sichuan Basin[J].Petroleum Exploration and Development，2012，39（6）：681－690.（In Chinese）

[10]劉建鋒，彭軍，魏志紅，等.川東南清虛洞組沉積特征及其對儲層的控制[J].地學(xué)前緣，2012，19（4）：239－246.Liu J F，Peng J，Wei Z H，et al.Sedimentary features of Qingxudong Formation in southeast Sichuan and their control on reservoirs[J].Earth Science Frontiers，2012，19（4）：239－246.（In Chinese）

[11]黃文明.四川盆地下古生界油氣地質(zhì)條件及勘探前景[D].成都：成都理工大學(xué)檔案館，2011.Huang W M.The Hydrocarbon Geologic Conditions and Exploration Prospect of the Lower Paleozoic Strata in Sichuan Basin[D].Chengdu：The Archive of Chengdu University of Technology，2011.（In Chinese）

[12]張滿郎，謝增業(yè)，李熙喆，等.四川盆地寒武紀巖相古地理特征[J].沉積學(xué)報，2010，28（1）：128－139.Zhang M L，Xie Z Y，Li X Z，et al.Characteristics of lithofacies paleogeography of Cambrian in Sichuan Basin[J].Acta Sedimentologica Sinica，2010，28（1）：128－139.（In Chinese）

[13]高樹生，胡志明，安為國，等.四川盆地龍王廟組氣藏白云巖儲層孔洞縫分布特征[J].天然氣工業(yè)，2014，34（3）：103－109.Gao S S，Hu Z M，An W G，et al.Distribution characteristics of dolomite reservoir pores and caves of Longwangmiao Fm gas reservoirs in the Sichuan Basin[J].Natural Gas Industry，2014，34（3）：103－109.（In Chinese）

[14]田艷紅，劉樹根，宋金民，等.四川盆地中部地區(qū)下寒武統(tǒng)龍王廟組儲層成巖作用研究[J].成都理工大學(xué)學(xué)報：自然科學(xué)版，2014，41（6）：671－683.Tian Y H，Liu S G，Song J Met al.Diagenesis of the Lower Cambrian Longwangmiao Formation reservoirs in the central area of the Sichuan Basin[J].Journal of Chengdu University of Technology （Science ＆ Technology Edition），2014，41（6）：671－683.（In Chinese）

[15]黃思靜，石和，毛曉冬，等.早古生代海相碳酸鹽的成巖蝕變性及其對海水信息的保存性[J].成都理工大學(xué)學(xué)報：自然科學(xué)版，2003，30（1）：9－18.Huang S J，Shi H，Mao X D，et al.Diagenetic alteration of earlier Paleozoic marine carbonate and preservation for the information of sea water[J].Journal of Chengdu University of Technology （Science ＆Technology Edition），2003，30（1）：9－18.（In Chinese）

[16]劉樹根，孫瑋，羅志立，等.興凱地裂運動與四川盆地下組合油氣勘探[J].成都理工大學(xué)學(xué)報：自然科學(xué)版，2013，40（5）：511－520.Liu S G，Sun W，Luo Z L，et al.Xingkai taphrogenesis and petroleum exploration from Upper Sinian to Cambrian Strata in Sichuan Basin，China[J].Journal of Chengdu University of Technology （Science ＆ Technology Edition），2013，40（5）：511－520.（In Chinese）

[17]鐘勇，李亞林，張曉斌，等.四川盆地下組合張性構(gòu)造特征[J].成都理工大學(xué)學(xué)報：自然科學(xué)版，2013，40（5）：498－510.Zhong Y，Li Y L，Zhang X B，et al.Features of extensional structures in pre－Sinian to Cambrian strata，Sichuan Basin，China[J].Journal of Chengdu University of Technology （Science ＆ Technology Edition），2013，40（5）：498－510.（In Chinese）

[18]鐘勇，李亞林，張曉斌，等.川中古隆起構(gòu)造演化特征及其與早寒武世綿陽－長寧拉張槽關(guān)系探討[J].成都理工大學(xué)學(xué)報：自然科學(xué)版，2014，41（6）：703－712.Zhong Y，Li Y L，Zhang X B，et al.The evolution characteristics of the central Sichuan palaeo－uplift and its relationship with the Early Cambrian Mianyang－Changning intracratonic sag[J].Journal of Chengdu University of Technology （Science ＆Technology Edition），2014，41（6）：703－712.（In Chinese）