孟憲武，朱 蘭，王海軍，田景春

（1.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室（成都理工大學(xué)），成都610059；2.中國(guó)石化西南油氣分公司勘探開發(fā)研究院，貴陽550004）

川西南地區(qū)下寒武統(tǒng)龍王廟組儲(chǔ)層特征

孟憲武1，2，朱 蘭2，王海軍2，田景春1

（1.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室（成都理工大學(xué)），成都610059；2.中國(guó)石化西南油氣分公司勘探開發(fā)研究院，貴陽550004）

綜合鉆井、測(cè)井及地震資料分析，進(jìn)一步明確川西南地區(qū)下寒武統(tǒng)龍王廟期發(fā)育兩期局限臺(tái)地鮞粒、砂屑淺灘，平面上以資陽—磨溪地區(qū)為淺灘發(fā)育的中心，向四周減薄，縱向上由中心區(qū)穩(wěn)定的早、晚兩期淺灘遷移演變?yōu)檫吘壍耐砥跒?。?chǔ)層巖性為溶孔微晶-細(xì)晶白云巖、灘相砂屑白云巖、鮞粒白云巖，儲(chǔ)集空間以粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、晶間溶孔為主，資陽—磨溪地區(qū)為中低孔滲—高孔滲，測(cè)井表現(xiàn)為低伽馬、低電阻、低密度、較高的聲波時(shí)差，為孔隙型儲(chǔ)層；白云石化是形成儲(chǔ)層的基本條件，溶蝕作用對(duì)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層發(fā)育起決定性作用。資陽—磨溪地區(qū)儲(chǔ)層厚度為30～50m，孔隙度為4%～6%，發(fā)育最好；向南西、南方向儲(chǔ)層厚度變?yōu)?0～30 m，孔隙度為3%～4%，因此，資陽-磨溪地區(qū)是龍王廟組油氣勘探的最有利區(qū)。

川西南地區(qū)；龍王廟組；淺灘；孔隙型儲(chǔ)層；儲(chǔ)層厚度

針對(duì)四川盆地下組合，前期基本上是遵循“加里東期古隆起有利于油氣聚集”的觀點(diǎn)來指導(dǎo)區(qū)域油氣勘探的[1]。自1960年代發(fā)現(xiàn)威遠(yuǎn)震旦系氣藏，對(duì)樂山—龍女寺古隆起的地質(zhì)研究和勘探實(shí)踐從沒停止過[2，3]。從1966年威遠(yuǎn)地區(qū)威12井在中上寒武統(tǒng)洗象池群中途測(cè)試獲氣2.28× 104m3/d，至今寒武系均是在主探燈影組氣藏的過程中處于兼探的地位。2004-2006年，在威遠(yuǎn)構(gòu)造燈影組氣藏之上的中上寒武統(tǒng)洗象池群中，發(fā)現(xiàn)了威42井、威26井等14個(gè)裂縫系統(tǒng)含氣，證實(shí)了洗象池群氣藏的存在；隨著勘探的深入，證實(shí)洗象池群氣藏的規(guī)模是有限的。自2005年川西南WH1井在龍王廟組發(fā)現(xiàn)孔隙性儲(chǔ)層并測(cè)獲工業(yè)氣流（0.11×106m3/d）以來，龍王廟組勘探引起高度的關(guān)注。繼MX8、MX11井之后，MX10、MX9井在龍王廟組鉆獲高產(chǎn)氣流，4口探井“簇?fù)怼痹谝黄?，?gòu)成了安岳氣田龍王廟組氣藏大發(fā)現(xiàn)的初步輪廓。2012年JS1井龍王廟組鉆探鮞粒、砂屑灘相白云巖孔隙型儲(chǔ)層，見明顯油氣顯示；而井研地區(qū)—威遠(yuǎn)地區(qū)—磨溪地區(qū)龍王廟組灘相沉積發(fā)育，分布面積廣，具有良好的勘探前景，是繼燈影組之后川西南地區(qū)下組合最現(xiàn)實(shí)的目標(biāo)層系[4]。本文從川西南及鄰區(qū)龍王廟組沉積特征、儲(chǔ)層特征分析入手，重點(diǎn)圍繞儲(chǔ)層的巖石學(xué)、測(cè)井、電性、物性特征以及成巖演化等分析，進(jìn)而分析龍王廟組優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層發(fā)育的主控因素及有利儲(chǔ)層的展布特征，指導(dǎo)川西南地區(qū)龍王廟組的勘探。

1 沉積地質(zhì)背景

1.1 地層

川西南地區(qū)下寒武統(tǒng)龍王廟組以大套淺灰—灰色白云巖為主，下部陸源碎屑巖增多，以砂質(zhì)云巖為主；中上部碎屑含量減少，巖性較純，發(fā)育砂屑云巖、鮞粒云巖及細(xì)粉晶云巖。地層厚度由西北向南東方向增厚（圖1），井研—磨溪地區(qū)厚度為0～100m，向東南方向可達(dá)120m以上。

1.2 沉積

川西南地區(qū)寒武紀(jì)沉積明顯受加里東早期古地貌的控制[5]。龍王廟期主要發(fā)育局限臺(tái)地相沉積，由于水體能量強(qiáng)，鮞灘、砂屑灘體發(fā)育，且陸源碎屑減少，具備形成孔隙型儲(chǔ)層的沉積環(huán)境。灘相白云巖儲(chǔ)層中，顆粒巖多分布于淺灘的中上部，單個(gè)顆粒灘厚度＞10m，并出現(xiàn)白云巖與砂屑灰?guī)r間互過渡的現(xiàn)象，推測(cè)與早期海平面的相對(duì)升降及臺(tái)地淺灘間歇性暴露有關(guān)，即白云化作用程度不一[6]。

最新研究認(rèn)為龍王廟組臺(tái)內(nèi)灘在井研—磨溪地區(qū)分布廣泛（圖1），平面上以資陽—磨溪地區(qū)為灘體發(fā)育的中心，向四周減薄，縱向上由中心區(qū)穩(wěn)定的早、晚兩期淺灘遷移演變?yōu)檫吘壍耐砥跒?。南部地區(qū)Z2井區(qū)、DS1井區(qū)發(fā)育小規(guī)模灘相沉積。

2 儲(chǔ)層特征

2.1 巖石學(xué)特征

川西南地區(qū)龍王廟組儲(chǔ)層巖性主要為灰色溶孔微晶-細(xì)晶白云巖、灘相砂屑白云巖、鮞粒白云巖，次生溶蝕孔洞、縫發(fā)育（圖2）。

2.2 物性特征

高石梯-磨溪地區(qū)鉆遇龍王廟組氣顯示段單井厚度累計(jì)17.1～62.3m，單層厚度可達(dá)32.8 m。測(cè)井解釋儲(chǔ)層孔隙度＞2%的單井累計(jì)厚度3～56.175m，測(cè)井解釋氣層孔隙度5.343%～7.408%，滲透率（1.406～1.579）×10-3μm2，含水飽和度8.814%～15.792%。利用該井區(qū)測(cè)井解釋數(shù)據(jù)做龍王廟組孔隙度與滲透率交會(huì)圖，顯示孔隙度與滲透率有較好的正相關(guān)關(guān)系（圖3）。綜合分析表明龍王廟組孔隙性儲(chǔ)層分布廣泛，儲(chǔ)層具中低孔滲、局部區(qū)塊表現(xiàn)為高孔高滲、穩(wěn)定性好的特征。自下而上2套儲(chǔ)層以孔隙型為主。

2.3 儲(chǔ)集空間類型

龍王廟組灘體出露遭受淡水淋濾，淺灘顆粒遭受選擇性溶蝕，形成溶孔狀白云巖，利于孔隙形成。龍王廟組儲(chǔ)集空間主要為粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、晶間溶孔，其次為粒間孔、晶間孔及裂隙等（圖4）。①粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔：主要發(fā)育在殘余砂屑云巖、殘余鮞粒云巖中。由于為顆粒型碳酸鹽巖，受后期地層水、埋藏等作用影響，顆粒間發(fā)育溶蝕孔，局部充填瀝青及白云石。②晶間溶孔：主要發(fā)育在細(xì)粉晶白云巖中，由白云石溶蝕擴(kuò)大形成。泥微晶白云巖在淺埋期結(jié)晶形成細(xì)粉晶白云巖，在下滲淡水影響下，海平面以下潛流帶內(nèi)，淡水、海水交替利于白云化作用產(chǎn)生[7]，形成晶間溶孔。③粒間孔：為早期碳酸鹽顆粒間原生孔隙，在后期埋藏過程中改造形成的孔隙。這類孔隙由于受改造作用影響較大，一般孔隙度較小，且受孔喉限制，滲透率也較小。

2.4 電性特征

川西南地區(qū)龍王廟組儲(chǔ)層測(cè)井響應(yīng)表現(xiàn)為三低一高的特征，即低伽馬、低電阻、低密度、較高的聲波時(shí)差。

a.自然伽馬（GR）：儲(chǔ)層段測(cè)值較低，多在10～30API之間，兩套儲(chǔ)層之間GR有所升高，為泥質(zhì)云巖發(fā)育層段。

b.雙側(cè)向（RD、RS）：儲(chǔ)層段低值，多在50～500Ω·m，存在不同程度“正差異”。

c.補(bǔ)償密度（DEN）：受井徑和含氣性影響較大，儲(chǔ)層孔隙發(fā)育、含氣，均會(huì)使密度測(cè)井值降低。儲(chǔ)層發(fā)育段補(bǔ)償密度測(cè)值為2.5～2.7g/cm3。

d.補(bǔ)償聲波（AC）：反映地層的平均孔隙度，龍王廟組儲(chǔ)層段補(bǔ)償聲波一般為45～61μs/ft（1ft＝30.48cm），較非儲(chǔ)層段高。

2.5 成巖作用

結(jié)合前人研究成果，川西南地區(qū)龍王廟組主要的成巖作用有：膠結(jié)作用、壓實(shí)作用和壓溶作用、充填作用、熱液作用、破裂作用、溶蝕作用等，溶蝕作用以埋藏溶蝕和大氣淡水滲濾溶蝕作用為主。磨溪地區(qū)龍王廟組巖性主要為細(xì)晶殘余砂屑白云巖、晶粒白云巖和殘余鮞粒白云巖，其成巖演化序列大致經(jīng)歷了沉積、成巖、溶蝕-埋藏期重結(jié)晶及溶蝕的成巖演化序列（圖5）。

加里東期，主要為同生成巖及早成巖期階段，成巖環(huán)境為蒸發(fā)海水—混合水—大氣淡水以及淺埋藏，沉積物經(jīng)過海底及淺埋藏膠結(jié)后，深度可達(dá)2km，同生—準(zhǔn)同生白云石化、同生—準(zhǔn)同生溶蝕作用可使孔隙度增加；同時(shí)經(jīng)壓實(shí)壓溶作用固結(jié)成巖，整體表現(xiàn)為孔隙度的降低，孔隙度減至20%左右。海西期，進(jìn)入表生成巖期階段，為表生成巖環(huán)境。由于剝蝕作用，埋藏深度減?。?～2 km），此時(shí)主要發(fā)生風(fēng)化殼喀斯特以及多期順層溶蝕作用，同時(shí)伴有充填作用，使得儲(chǔ)層孔隙度變化不大，基本維持在20%左右。印支—喜馬拉雅期，進(jìn)入晚成巖階段，為中—深埋藏環(huán)境，持續(xù)的沉積使埋藏深度逐漸加大（0～6.5km左右），主要發(fā)生埋藏白云石化、埋藏溶蝕、破裂以及熱液作用，當(dāng)溶蝕作用使孔隙中溶液達(dá)到飽和時(shí)就會(huì)析出礦物，發(fā)生充填作用，在整個(gè)成巖作用過程中較為常見。充填作用伴隨著溶蝕作用的發(fā)生而發(fā)生，儲(chǔ)層孔隙度進(jìn)一步減小，最小僅為5%左右。由于溶蝕作用的影響，使得后期孔隙度略有增大，最高可達(dá)15%左右。整個(gè)成巖過程中，溶蝕作用（層間溶蝕作用為優(yōu)）和白云巖化作用是主要的建設(shè)性成巖作用，巖石晶間、粒間孔和溶孔發(fā)育。

2.6 儲(chǔ)層發(fā)育主控因素分析

粒屑灘沉積不僅形成了一定的原始儲(chǔ)集空間，也為后期溶蝕儲(chǔ)集層發(fā)育創(chuàng)造了良好條件。前述白云石化和溶蝕作用是主要建設(shè)性成巖作用，白云石化是形成儲(chǔ)層的基本條件，溶蝕作用有效改造了儲(chǔ)層，對(duì)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層發(fā)育起決定性作用。

2.6.1 碳氧同位素

根據(jù)不同的白云巖成巖階段[8，9]，主要的成因類型可劃分為：①準(zhǔn)同生期白云巖；②成巖期埋藏白云巖；③表生期淡水白云石；④晚成巖期熱液異形白云石。據(jù)JS1井龍王廟組白云巖7塊樣品分析（表1），δ13CVPDB為-1‰～0.9‰，與當(dāng)時(shí)正常海相灰?guī)r的δ13C值相近[10]，說明白云石化流體與海水有關(guān)；δ18OVPDB為-8‰～-7.3‰（圖6）。儲(chǔ)層樣品多為粉晶—細(xì)晶結(jié)構(gòu)，溶孔鮞粒、砂屑白云巖為主，顆粒云巖δ13CVPDB值均較微晶結(jié)構(gòu)云巖低且呈負(fù)值，而δ18OVPDB值均為低負(fù)值，＜-5‰，氧同位素交換作用強(qiáng)，反映其埋藏條件下海水、地層水，包括混入的地下流體加上高溫作用使得同位素值向偏負(fù)的方向發(fā)展，即主要為埋藏白云巖化。樣品分析中僅7號(hào)樣δ13CVPDB呈正值（0.9‰），為微晶云巖，在古斜坡沉積背景下，可能代表一定程度大氣淡水及混合成因白云化作用的發(fā)生。而對(duì)比本井燈影組白云巖碳氧同位素值分布則差異明顯，即燈影組δ13CVPDB均呈正值，δ18OVPDB為負(fù)值，反映桐灣運(yùn)動(dòng)期大氣淡水及混合白云化作用的結(jié)果。

2.6.2 有序度

國(guó)內(nèi)較早的研究認(rèn)為準(zhǔn)同生高鹽度環(huán)境中形成的白云石有序度較差，而灘相環(huán)境中形成的可能與大氣淡水有關(guān)的白云石有序度較好，混合白云化形成的白云石有序度較好，埋藏白云石化形成的白云巖中白云石有序度最好[11-13]。JS1井龍王廟組14個(gè)樣品分析（表2），有序度為0.54～1.00，平均為0.75，僅局部2個(gè)樣品有序度低值（0.54～0.56），整體有序度呈高值，反映斜坡背景下龍王廟組灘相沉積在埋藏過程中，隨埋深增加，地溫不斷上升，同時(shí)由于地層孔隙流體的作用，Mg2+置換Ca2+，白云石的晶體結(jié)構(gòu)不斷地進(jìn)行調(diào)整，利于白云石化作用及有序度高的化學(xué)計(jì)量的白云石形成。

2.6.3 溶蝕作用

實(shí)鉆揭示川西南地區(qū)龍王廟組儲(chǔ)層主要為與溶孔發(fā)育有關(guān)的鮞粒、砂屑云巖，溶蝕作用是形成粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、晶間溶孔等儲(chǔ)層孔隙的關(guān)鍵，龍王廟組沉積期暴露剝蝕相對(duì)較少，故表生期溶蝕作用較少發(fā)生；在沉積物未完全脫離水體或剛脫離水體時(shí)，早期成巖大氣淡水滲流淋濾而選擇性溶蝕，即準(zhǔn)同生期溶蝕[14]，并經(jīng)進(jìn)一步埋藏溶蝕，有利于形成優(yōu)質(zhì)孔隙型儲(chǔ)層。

2.7 有利儲(chǔ)層展布

川西南地區(qū)龍王廟組儲(chǔ)層均不同程度發(fā)育（圖7、圖8），在資陽—磨溪地區(qū)厚度最大，分為上、下兩層，總厚可達(dá)40～50m，孔隙度為4%～6%。MX8、MX11井鉆遇龍王廟組儲(chǔ)層累計(jì)厚度分別為47.6m、51.4m，向四周儲(chǔ)層單層厚度變薄，非均質(zhì)性增強(qiáng)，向東至廣安地區(qū)厚度＜20m，向南厚度＜10m（陽深2井0m），南西方向至井研地區(qū)厚度約為20m（JS1井21.5m），呈單層發(fā)育特征，且儲(chǔ)層物性及平面連片性較明顯變差，孔隙度為3%～4%。對(duì)比分析，資陽-磨溪地區(qū)儲(chǔ)層發(fā)育（圖9），是油氣勘探的有利區(qū)。

3 結(jié)論

a.川西南地區(qū)龍王廟組為局限臺(tái)地淺灘相沉積，發(fā)育鮞粒、砂屑灘相白云巖孔隙型儲(chǔ)層，儲(chǔ)層物性良好，粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔及晶間溶孔為主要儲(chǔ)集空間；白云石化和溶蝕作用是主要建設(shè)性成巖作用，對(duì)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層發(fā)育起決定性作用。

b.川西南地區(qū)龍王廟組儲(chǔ)層以資陽—磨溪地區(qū)最為發(fā)育，是油氣勘探的有利區(qū)，向南、西南地區(qū)，儲(chǔ)層厚度變薄，儲(chǔ)層物性及連片穩(wěn)定性逐漸變差。

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Characteristics of Lower Cambrian Longwangmiao Formation reservoir in Southwest Sichuan，China

MENGXian-wu1，2，ZHULan2，WANG Hai-jun2，TIANJing-chun1
1.State Key Laboratory of Oil ＆Gas Reservoir Geology and Exploitation，Chengdu University of Technology，Chengdu610059，China；2.Exploration and Development Research Institute of Southwest Oil Gas Branch Company of SINOPEC，Guiyang550004，China

The comprehensive analysis of drilling，logging and seismic data further makes it clear that there develop two stages restricted platform oolite，sandy beach in Lower Cambrian Longwangmiao Formation of Southwest Sichuan.On the plane，the Ziyang-Moxi area is the development center of beach，thinning to the surroundings and vertically，the early and late stage stable banks in the central area transfer and evolve into the late beach on the edge.The reservoir rocks are the dissolved pore micro-fine crystalline dolomite，beach facies psammitic dolomite，and oolite dolomite，and the reservoir spaces are dominated by the intergranular dissolved pore，intragranular dissolved pore，and intergranular dissolved pore.The physical properties of the reservoir in Ziyang-Moxi area are the middle and low porosity and permeability and the high porosity and permeability.Logging shows as low gamma，low resistance，low density，high sonic time difference，so the reservoir belongs to poretype reservoir.Dolomitization is the basic condition to form a reservoir，and the corrosion plays adecisive role in the high-quality reservoir development.In the Ziyang-Moxi area，the reservoir thickness is 30～50m，the porosity is 4%～6%，and the reservoir develops the best.To the southwest and the south，the reservoir thickness is 10～30m，and the porosity is 3%～4%. Therefore，the Ziyang-Moxi area is the most favorable oil and gas exploration area in the Lower Cambrian Longwangmiao Formation.

Southwest Sichuan；Longwangmiao Formation；bank；pore-type reservoir；reservoir thickness

TE122.23

A

10.3969/j.issn.1671-9727.2015.02.05

1671-9727（2015）02-0180-08

2014-03-09。

孟憲武（1978-），男，工程師，主要從事石油天然氣勘探工作，E-mail：zlmxw＠sohu.com。