1. 引言
近年来随着油气勘探的不断深入，在四川盆地东部二叠系长兴组海相碳酸盐岩油气勘探取得重大突破。相继发现了毛坝、普光、龙岗等生物礁气藏，它们具有储层较厚、面积较大、储量丰度高等特点。根据四次资评结果川东地区礁滩资源量达0.986 × 1012 m3，探明储量331.15 × 108 m3，探明率仅为3.36%，勘探潜力巨大。邻水–大竹地区位于四川盆地东南部，构造位于川东高陡构造带，沉积相属于开江–梁平海槽南侧。前人对于川东地区特别是龙岗、双家坝、普光等构造的长兴组生物礁的沉积模式、储层特征、主控因素研究程度较高，地质理论认识已较为深入，但由于生物礁滩的特殊性决定了特征规律并非完全等同，现有研究主要集中在局部区域，对于邻水—大竹地区生物礁滩的沉积特征、白云岩与灰岩储层孔隙类型及厚度分布、构造控聚机制等方面仍缺乏系统研究。同时，生物礁滩储层存在明显的局部异质性，现有模型难以完全适用，难以为精准勘探提供充分指导。针对上述问题，本文重点对长兴组的白云岩与灰岩储层特征进行研究和评价，为下一步邻水–大竹地区开展礁滩气藏深入勘探及开发提供支撑[1]-[2]。
2. 储层特征
2.1. 储集岩特征型
通过对研究区长兴组多口取心井的岩心观察、岩石薄片的镜下特征描述、结合测井解释成果及试油试采结果的综合分析，综合认为研究区长兴组储层的岩性主要为白云岩类和灰岩类2类。其中，白云岩类主要有晶粒白云岩和(残余)颗粒白云岩及少量的生物礁(生屑)白云岩；灰岩类储层可分为晶粒灰岩、颗粒灰岩及生物礁(生屑)灰岩；白云岩、颗粒灰岩及生物礁灰岩是主要的储集岩类[3]。
2.1.1. 白云岩类
(1) 晶粒白云岩
此类岩石是长兴组重要的储集岩类，主要发育有泥晶白云岩、粉晶白云岩、细晶白云岩和细粉晶白云岩(图1(a)~(c))。在岩心及镜下偶见中晶及粗晶白云岩(图1(a)和图1(b))。泥–粉晶白云岩的晶粒粒径为30~180 μm，结晶程度较好的常呈“雾心亮边”结构，发育各类溶蚀孔隙(图1(c))。粉–细晶白云岩的晶粒粒径一般为200~300 μm，半自形晶体多呈直面或曲面接触，发育有晶间孔、晶间溶孔及微裂缝和溶蚀缝等。
(2) 颗粒白云岩
此类白云岩是储集物性较好的储集岩。镜下常见粒屑白云岩、生屑白云岩及残余粒屑白云岩和残余生屑白云岩(图1(d)~(f))。此类白云岩的颗粒大小变化范围较大，其粒径一般为250~400 μm。不彻底的白云化作用使得灰岩与白云岩呈镶嵌接触，常见微裂缝和溶蚀孔隙。
(3) 生物礁白云岩
此类白云岩为生物礁灰岩发生白云化作用后的产物，是长兴组非常重要的储集岩类型，目前已在多个生物礁分布区域发现了工业气流井。其中的生物主要有海绵和水螅及部分层孔虫(图1(g)~(i))，多呈枝状和皮壳状展布。此类白云岩中的溶蚀孔隙和微裂缝较为发育[4]-[7]。
2.1.2. 灰岩类
(1) 晶粒灰岩
晶粒灰岩是长兴组较为重要的储集岩类。镜下可见泥晶灰岩、粉晶–细晶灰岩、以及亮晶生屑灰岩(图1(a)~(c))。此类储集岩中的微裂缝较为发育，但部分微裂缝已被不同程度地充填成为了无效裂缝。
Figure 1. Core and thin-section characteristics of a typical dolomite reservoir
图1. 典型白云岩储层岩心与薄片镜下特征
(2) 颗粒灰岩
研究区长兴组灰岩储层中的颗粒主要有砂屑(粒屑)、砾屑和生物碎屑(图1(e)~(f))。其中砂屑灰岩出现的几率较大，砾屑出现的几率最小，生物碎屑出现的几率及平面分布的范围不及砂屑灰岩分布的范围广。各种颗粒的大小差异较大，分布在30~150 μm。颗粒灰岩中的裂缝或微裂缝相对发育[8]。
(3) 生物礁灰岩
此类储集岩石也是长兴组非常重要的储集岩类。镜下常见造礁生物、障积–粘结生物和附礁生物(图1(g)~(i))。发育有海绵(常见纤维海绵和串管海绵)、水螅及部分层孔虫。此类储集岩中常见格架孔、晶间孔和微裂缝等储集空间类型[9] [10]。
3. 储集空间特征
不同碳酸盐岩的储集空间组成较为复杂，各种组成介质的尺寸大小及其组合关系直接影响着碳酸盐岩储层的储渗能力。结合岩心资料、薄片镜下鉴定成果、扫描电镜、试油试采资料、以及储集空间类型出现的频率等因素，根据储集空间的形成机理，可将长兴组的储集空间分为孔隙、裂缝和溶洞3类，但这些储集空间并非单一出现，而是相互组合在一起形成复合型的储集空间类型，有孔隙型、裂缝–孔隙型、孔隙–裂缝型及裂缝型等，但以裂缝–孔隙型为主，仅在个别井区发育孔隙型和孔隙–裂缝型，裂缝型和溶洞型储层的占比数量不多[11]-[13]。
Figure 2. Core and thin-section characteristics of a typical limestone reservoir
图2. 典型灰岩储层岩心与薄片镜下特征
3.1. 孔隙
根据对岩心描述、扫描电镜及铸体薄片的镜下观察与统计发现，储层孔隙主要有粒间溶孔和晶间溶孔，其次为粒内溶孔和晶间孔，偶见粒间孔，对储层发育起决定作用的为粒间溶孔和晶间溶孔。粒间溶孔是长兴组重要的储集空间类型，主要发育于晶粒白云岩和礁灰岩中，镜下可见孔隙边缘及其充填物发生选择性的溶蚀作用，导致其边缘呈港湾状及不规则状(图2(a)~(c))。此类储集空间在研究区北部、台洼区域及生物礁分布区域更加发育，但生物礁分布区域以粒间溶孔为主，而北部及台地内部台洼斜坡区以晶间溶孔为主。各类孔隙在岩心上的分布无规律可循，其孔径一般介于40~350 μm，部分溶蚀孔的孔径大于500 μm。从岩石薄片及扫描电镜中可以看出，晶间孔和晶间溶孔在细晶白云岩及晶粒灰岩岩中均有分布，孔径一般在于100~350 μm之间(图2(e)和图2(f))。
Figure 3. Core and microscopic characteristics of the reservoir space in the Changxing formation
图3. 长兴组储层储集空间的岩心及镜下特征
3.2. 裂缝
在岩心及薄片中均可见各种类型的裂缝，既有成岩缝，也有构造缝。有的裂缝为区域性剪裂缝，缝壁比较平整，它可以切穿岩石颗粒(图3(b))；有的裂缝为成岩缝，缝壁不平整，宽窄不一，延伸不远(图3(b)和图3(h))；也有受剪应力作用形成的“X”型剪裂缝(图3(i))。从裂缝充填及组合特征不难看出，长兴组裂缝是受多期构造运动所致，早期形成的裂缝被方解石几乎完全充填，这类裂缝对储层发育的贡献不大。后期形成的裂缝多被限制或交切先期形成的裂缝(图3(g)和图3(h))，少见后期的裂缝被完全充填，这类裂缝形成与分布对储层的发育有利。同时也可见先期形成的裂缝限制后期裂缝的空间展布[14]。
Figure 4. Histogram of fracture distribution characteristics in cored intervals of the Changxing Formation in the study area.
图4. 研究区长兴组取心段裂缝展布特征统计直方图
从研究区38口取心井共计120个取心段的岩心观察描述与统计可知，仅有10口井44段岩心上可见各种类型的裂缝，间接反映长兴组的裂缝在空间上的发育比较局限，岩心上见到的裂缝多数已被完全充填，仅在少数井上见到未被完全充填的裂缝。从有效裂缝与总裂缝的统计关系图中可以看出(图4(a))，有44.22%的井段上的有效裂缝的占比不超过20%，有效裂缝数量占总裂缝数量的比例在80%~100%之间的裂缝不足3%。而且，这些有效裂缝以小(微)裂缝为主，中裂缝和大裂缝的占比很小(图4(b))。尽管有效裂缝以小裂缝为主，但它的存在可以极大地改善渗流能力[15]-[17]。
3.3. 溶洞
溶洞是研究区长兴组重要的储集空间类型，多数是在孔隙发育的基础上进一步发生选择性溶蚀和非选择性溶蚀作用所致。溶洞在岩心上出现的几率很小，仅在部分岩心上可见，主要发育于粉–细晶白云岩、细晶白云岩及生屑灰岩中，在部分白云质灰岩中也有分布。这类储集空间的基质孔隙较为发育，连通性较好(图2(d))。
Figure 5. Relationship between porosity and permeability from petrophysical tests of the Changxing Formation in the study area
图5. 研究区长兴组物性测试的孔隙度与渗透率相关关系图
从长兴组岩心段塞样所测试的孔隙度与渗透率的交会图中可以看出(图5)，尽管长兴组存在部分的低孔高渗的样品点(即有裂缝分布的段塞样)，也有一些高孔中低渗的样品点(偏离大多数数据点的分布区域，既有孔隙，也有裂缝的分布)。但多数样品的渗透率具有随孔隙度增大而增大的趋势的特点，间接反映出研究区长兴组储层以裂缝–孔隙型储层为主，发育少量孔隙型储层、孔隙–裂缝型储层或溶洞型储层[18]-[21]。
4. 储层物性特征
通过对研究区卧84、卧117、卧102、天东110等17口取心井1233个岩心段塞样的物性测试结果分析，结合四川盆地碳酸盐岩储层物性下限标准可知，长兴组储层的孔隙度主要分布2%~6%之间，其占比为65.24%。分布在6%~12%之间的占比为24.38%，分布在大于12%的区间的占比仅为10.38% (图6)。
从17口井711个岩心段塞样测定了渗透率的结果分析可知(图7)，长兴组储层段的渗透率主要分布在(0.001~0.01) × 10−3 μm2，其占比为57.95%；渗透率分布在(0.01~1.0) × 10−3 μm2，其占比为22.36%；渗透率大于1 × 10−3 μm2的占比为15.55%。
由此可以看出，研究区长兴组储层主要低孔低渗及低孔特低渗储层。
Figure 6. Histogram of porosity distribution in the Changxing Formation reservoirs of the study area
图6. 研究区长兴组储层孔隙度分布直方图
Figure 7. Histogram of permeability distribution in the Changxing Formation reservoirs of the study area
图7. 研究区长兴组储层渗透率分布直方图
Table 1. Statistical summary of the interpreted results of the second member reservoirs of the Changxing Formation in selected wells of the study area
表1. 研究区部分井长兴组二段储层解释成果统计表
序号 |
井号 |
层位 |
储层厚度(m) |
孔隙率(%) |
渗透率(mD) |
1 |
座6 |
长二段 |
1.3 |
2.962 |
0.026 |
2 |
邻北2 |
长二段 |
7.9 |
4.2 |
0.345 |
3 |
板3 |
长二段 |
19.0 |
3.061 |
0.121 |
4 |
邻北1 |
长二段 |
9.4 |
2.928 |
0.108 |
5 |
板东11 |
长二段 |
2 |
2.7 |
0.01 |
6 |
板东14 |
长二段 |
1.63 |
2.8 |
0.03 |
7 |
张23 |
长二段 |
9.125 |
4.9 |
0.997 |
8 |
凉1 |
长二段 |
1.6 |
2.800 |
0.010 |
9 |
凉东8 |
长二段 |
3.0 |
2.690 |
0.010 |
10 |
凉东2 |
长二段 |
5.2 |
2.610 |
0.020 |
11 |
七里24 |
长二段 |
5.4 |
5.660 |
11.917 |
12 |
七里47 |
长二段 |
2.8 |
2.220 |
0.010 |
13 |
七里7 |
长二段 |
17.0 |
2.380 |
0.010 |
14 |
七里45 |
长二段 |
1.0 |
2.100 |
0.010 |
15 |
七里42 |
长二段 |
4.8 |
3.220 |
0.070 |
16 |
七里41 |
长二段 |
4.2 |
2.680 |
0.020 |
从研究区板1、板3、板4、板东11、凉1、凉东11等31口老井复查的物性解释成果数据的统计可知，长兴组一段、长兴组二段和长兴组三段均有储层分布，但各小层储层物性分布存在较大的差异。板4、梁5、七里24、张23井等4口井的数据显示长兴组一段有储层分布，其孔隙度为2.54%~8.09%，平均孔隙度为3.79%。
Table 2. Statistical summary of the interpreted results of the third member reservoirs of the Changxing Formation in selected wells of the study area
表2. 研究区部分井长兴组三段储层解释成果统计表
序号 |
井号 |
层位 |
储层厚度(m) |
孔隙率(%) |
渗透率(mD) |
1 |
板1 |
长三 |
6.100 |
2.400 |
0.027 |
2 |
板3 |
长三 |
9.100 |
3.700 |
0.183 |
3 |
板4 |
长三 |
15.400 |
4.000 |
0.179 |
4 |
板东14 |
长三 |
8.000 |
2.900 |
0.020 |
5 |
板东18 |
长三 |
6.500 |
2.852 |
0.068 |
6 |
板东2 |
长三 |
4.900 |
2.294 |
0.027 |
7 |
板东3 |
长三 |
5.800 |
2.700 |
0.053 |
8 |
板东6 |
长三 |
30.700 |
4.428 |
0.357 |
9 |
板东7 |
长三 |
5.800 |
2.600 |
0.052 |
10 |
板东9 |
长三 |
0.900 |
2.300 |
0.032 |
10 |
大天7 |
长三 |
6.000 |
3.777 |
0.152 |
11 |
凉东2 |
长三 |
29.225 |
2.780 |
0.058 |
12 |
梁5井 |
长三 |
7.725 |
2.701 |
0.020 |
13 |
邻北3 |
长三 |
3.900 |
2.300 |
0.028 |
板3、座6、邻北2、邻北3、板14、张23等18口井数据显示在长兴组二段中储层的分布(表1)，储层孔隙度分布在2.10%~5.66%，平均孔隙度为3.18%，孔隙度中值为2.8%。渗透率分布在0.01~11.92 × 10−3 μm2，平均渗透率为0.78 × 10−3 μm2，渗透率中值为0.02 × 10−3 μm2。
板1、板3、板东18、板东14、大天7等22口井数据显示在长三段有储层的分布(表2)，其孔隙度分布在2.29%~4.43%，平均孔隙度为3.00%，孔隙度中值为2.75%。渗透率分布在0.01~0.523 × 10−3 μm2，平均渗透率为0.132 × 10−3 μm2，渗透率中值为0.053 × 10−3 μm2。
从长兴组的物性解释成果汇总表中可以看出(表1~3)，长兴组储层段的孔隙度分布在2.10%~4.40%，平均孔隙度为2.93%，孔隙度中值为2.70%。渗透率分布在0.01~0.615 × 10−3 μm2，平均渗透率为0.09 × 10−3 μm2，渗透率中值为0.042 × 10−3 μm2 [22]-[24]。
Table 3. Statistical summary of the interpreted results of the Changxing Formation reservoirs in selected wells of the study area
表3. 研究区部分井长兴组储层解释成果统计表
序号 |
井号 |
层位 |
储层厚度(m) |
孔隙率(%) |
渗透率(mD) |
1 |
板1 |
长兴组 |
6.100 |
2.400 |
0.027 |
2 |
板3 |
长兴组 |
28.100 |
3.300 |
0.128 |
3 |
板4 |
长兴组 |
22.900 |
4.000 |
0.196 |
4 |
板东11 |
长兴组 |
2.000 |
2.700 |
0.010 |
5 |
板东14 |
长兴组 |
9.630 |
2.900 |
0.020 |
6 |
板东18 |
长兴组 |
6.500 |
2.900 |
0.068 |
7 |
板东2 |
长兴组 |
4.900 |
2.300 |
0.026 |
8 |
板东3 |
长兴组 |
5.800 |
2.700 |
0.053 |
9 |
板东6 |
长兴组 |
30.600 |
4.400 |
0.343 |
10 |
板东7 |
长兴组 |
5.800 |
2.600 |
0.052 |
11 |
板东9 |
长兴组 |
0.900 |
2.300 |
0.032 |
12 |
大天7 |
长兴组 |
10.750 |
4.198 |
0.218 |
13 |
凉1 |
长兴组 |
0.800 |
2.800 |
0.010 |
14 |
凉东2 |
长兴组 |
34.550 |
2.780 |
0.050 |
15 |
凉东8 |
长兴组 |
3.000 |
2.690 |
0.010 |
5. 储层微观结构特征
储层孔隙结构是指储层所具有的孔隙和喉道大小、形态、分布及相互连通关系，一般可通过压汞资料进行分析。由于碳酸盐岩自身的化学活泼性，很容易遭受成岩作用及构造作用的改造，因此，与碎屑岩相比，碳酸盐岩孔隙结构更为复杂多变，导致孔隙度大小与饱和度中值半径的相关性较差[25]-[29]。
通过对研究区七里8井长兴组10个岩样的压汞数据分析，除七里8井4176.49~4176.78 m段因孔隙度为1.61%为非储层段外，其余岩样均为储层段岩样，其孔隙度分布在2.86~17.91%，平均孔隙度为9.25%，孔隙度中值为10.45%。
储层微观结构总体表现为：
(1) 储层段具有粗孔粗喉和细孔微喉的特征
储层孔喉大小可用最大连通半径Rc10 (μm)和饱和度中值半径Rc50 (μm)进行分析[30]。
Table 4. Statistical table of mercury intrusion data for the Changxing Formation in well Qili 8, study area
表4. 研究区七里8井长兴组压汞资料统计表
井号 |
深度(m) |
Φ (%) |
Pc10 (Mpa) |
Rmax (um) |
Pc50 (Mpa) |
R50 (um) |
Smin (%) |
分选系数(Sp) |
歪度系数(Skp) |
七里8 |
4176.49~4176.78 |
1.61 |
7.3455 |
0.1001 |
- |
0.0018 |
55.311 |
5.2081 |
1.514 |
七里8 |
4169.55~4169.72 |
2.86 |
1.144 |
0.6425 |
7.2868 |
0.1009 |
28.3365 |
3.0375 |
1.3209 |
七里8 |
4171.84~4171.98 |
3.25 |
0.2784 |
2.6397 |
12.7039 |
0.0579 |
22.0435 |
2.9951 |
1.4337 |
七里8 |
4173.93~4174.13 |
5.21 |
0.2715 |
2.7069 |
3.1078 |
0.2365 |
18.3929 |
2.4781 |
1.6878 |
七里8 |
4170.54~4170.69 |
9.36 |
0.0073 |
100.2151 |
0.5933 |
1.2388 |
23.4601 |
3.3869 |
1.6741 |
七里8 |
4175.21~4175.36 |
10.45 |
0.0116 |
63.0911 |
0.2058 |
3.572 |
16.1154 |
2.5007 |
2.0199 |
七里8 |
4174.13~4174.31 |
11.23 |
0.0116 |
63.1611 |
0.3355 |
2.1907 |
14.8269 |
2.6643 |
1.755 |
七里8 |
4166.84~4167.02 |
11.25 |
0.0116 |
63.1036 |
0.2123 |
3.4619 |
11.279 |
2.5282 |
1.759 |
七里8 |
4166.45~4166.54 |
11.75 |
0.0183 |
40.2615 |
0.4025 |
1.8141 |
18.4621 |
2.3332 |
1.9452 |
从表1~4中可以看出，七里8井的9个岩样的最大连通半径Rc10分布在0.06425~100.215 μm，平均为40.116 μm。一般认为最大连通半径Rc10大于7.5 μ的储集性能较好，分布在1~7.5 μm的储集性能为中等，分布在小于1 μm的储集性能较差。若按此标准，9个样品有6个样品的储集性能较好，2个样品的储集性能中等，1个样品的储集性能较差，即仅有66.66%的样品的储集性能较好，有22.22%的样品的储集性能为中等，有11.11%的样品的储集性能较差。
饱和度中值半径Rc50分布在0.2058~3.572 μm，平均为1.631 μm。饱和度中值压力分布在0.0579~12.7039 Mp，平均为2.8017 Mp。9个储层段样品，有6个样品的饱和度中值压力小于0.6 Mp，有2个样品的中值压力分布3~7.5 Mp，有1个样品的中值压力超过12.5 Mp。高中值压力的岩样其孔隙度为3.25% [31]。
由此可以看出，研究区长兴组储层具有粗孔粗喉和细孔微喉的特点。
(2) 储层段孔喉为粗歪度，分选性较好
孔喉分选性是描述孔喉大小分布特征及均匀程度，常用分选系数(Sp)、歪度(Skp)和峰态(Kp)等表示。
对碳酸盐岩储层而言，若储层段的分选系数大于2.5，表明其孔喉为粗偏(正偏)，储集性能较好；若分选系数小于2.5，表明其孔喉为细偏(负偏)，储集性能较差。表4显示其多数岩样的分选系数均大于2.5，仅有2个岩样的分选系数小于2.5。
孔喉歪度表示孔喉分布的对称参数，反映众数相对位置，众数偏粗孔喉一端称为粗歪度，偏细孔喉端为西歪度。从表4中可以看出，所有测试样品点的歪度均大于0，表明实验测试的样品孔喉均正偏，属于粗歪度结构。
(3) 储层段的孔喉连通性较好
储层孔喉连通性一般通过对排驱压力P10 (Mp)、饱和度中值压力P50 (Mp)和束缚水饱和度Smin (%)参数进行分析[37]。
从压汞资料可知，储层段的排驱压力P10总体较低，为0.00738~1.144 Mp，平均为0.198 Mp。饱和度中值压力P50为0.2058~12.7039 Mp，平均为2.8017 Mp。束缚水饱和度分布在11.279~28.337%，平均为19.236%。
6. 结论
研究表明，邻水–大竹地区长兴组储层以裂缝–孔隙型为主，孔隙连通性良好，储层总体呈粗歪度、粗孔粗喉与微孔细喉相结合的特征，储层发育受沉积环境、成岩作用和构造作用综合控制，其中颗粒滩沉积环境是优质储层形成的关键因素，溶蚀作用与白云化作用显著改造孔隙结构，构造作用通过裂缝增强储层连通性。长兴组三段储层质量及储集空间发育规模最大，III类储层占主导，超过60%，而局部高储能的I类储层尽管稀少，但为潜在高产层位。本文系统揭示了长兴组白云岩与灰岩储层的空间特征、控聚机制及储层分类规律，不仅完善了川东生物礁碳酸盐岩储层理论体系，也为邻水–大竹地区的精细勘探和油气储量预测提供了科学依据，同时为储层分布模式识别、优质储层预测及储层改造策略制定提供参考。未来研究可进一步关注高储能I类储层的精细勘探、构造裂缝与孔隙网络的定量分析以及白云化作用对储层孔隙演化的模拟研究，以指导储层改造和开发方案优化。