四川盆地碳酸盐岩中硅质特征及其对储层的影响

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四川盆地环开江——梁平海槽长兴组——飞仙关组沉积模式

四川盆地环开江——梁平海槽长兴组——飞仙关组沉积模式张建勇;张敬艺;周进高;郝毅;王小芳;吕玉珍;张大智;徐美茹;张润合;谷明峰【摘要】在综合分析的基础上确定了环开江--梁平海槽长兴组--飞仙关组的层序划分方案,长兴组和飞仙关组均可划分出两个三级层序.在层序格架内进行了岩相古地理的编图及演化分析,认为在台地边缘不同地区具有不同的岩相古地理特征,发育不同类型的台地边缘.结合地震资料及钻井资料建立了台地边缘的三种沉积模式:(1)以剑阁地区为代表的"进积型台地边缘",生物礁及鲕粒滩呈进积型增生,储层单层厚度较薄,储集性能差;(2)以龙岗地区为典型的"加积型台地边缘",生物礁及鲕粒滩呈加积型增生,生物碎屑滩和鲕粒滩单层厚度大,白云石化程度高,发育优质储层;(3)开江--梁平海槽与城口--鄂西海槽之间的"孤立台地型台地边缘",长兴期为半局限台地环境,飞仙关期为蒸发台地环境,台地边缘生物礁及鲕粒滩规模大,白云石化程度高,是储层最有利的勘探区带.【期刊名称】《海相油气地质》【年(卷),期】2011(016)003【总页数】10页(P45-54)【关键词】四川盆地;开江-梁平海槽;长兴组;飞仙关组;海相沉积;沉积古地理;沉积模式【作者】张建勇;张敬艺;周进高;郝毅;王小芳;吕玉珍;张大智;徐美茹;张润合;谷明峰【作者单位】中国石油杭州地质研究院;中国石油天然气集团公司碳酸盐岩储层重点实验室;中国石油冀东油田勘探开发研究院;中国石油杭州地质研究院;中国石油天然气集团公司碳酸盐岩储层重点实验室;中国石油杭州地质研究院;中国石油杭州地质研究院;中国石油杭州地质研究院;中国石油大庆油田勘探开发研究院;中国石油杭州地质研究院;中国石油杭州地质研究院;中国石油杭州地质研究院【正文语种】中文【中图分类】TE111.3近几年，四川盆地上二叠统长兴组—下三叠统飞仙关组礁滩天然气勘探取得了重大突破，成为四川盆地天然气勘探的重点领域，勘探结果证实沉积相带对油气藏分布有着明显的控制作用，所发现的气藏主要环开江—梁平海槽分布。

碳酸盐岩与碎屑岩的储集层的储集物性差异及其在开发中的影响

碳酸盐岩与碎屑岩储集层的储集物性差异及其在开发中的影响石工11-2 11021075 杨森世界油气储集层体,在依物质组成划分的三大岩类：陆源碎屑岩、碳酸盐岩、火成岩中均有发育,但以陆源碎屑岩和碳酸盐岩中发育为主。

我国新生代含油气盆地储集层体是以陆源碎屑岩为主,而古生代含油气盆地储集层体则以碳酸盐岩为主中生代含油气盆地北方以陆源碎屑岩为主,而南方则以碳酸盐岩为主。

所以碳酸盐岩储集层体在我国无论是时代上还是地域分布上都与陆源碎屑岩不同.碎屑岩的储集空间主要是与岩石组构有关,特别是原生孔隙与颗粒的大小、形态、分选性、磨圆度、表面特征等有关,就是次生孔隙也与岩石组构有间接关系。

而碳酸盐岩储集层体的储集空间形成较为复杂,颗粒灰岩与岩石组构有关,而其他储集空隙主要是与成岩作用有关.一．储集层的储集物性差异以下列举碎屑岩和碳酸盐岩的主要区别：（1）.碳酸盐储集层1) 鄂尔多斯盆地马家沟组海相碳酸盐岩储集层主要由8 类岩石构成: (1) 表生期岩溶成因的岩溶角砾泥晶—粉晶白云岩、(2) 早期淡水溶蚀成因的膏盐溶蚀角砾泥晶—粉晶白云岩、(3)含膏盐或膏盐质白云岩、(4) 回流渗透白云岩化成因的粉晶—细晶白云岩、(5) 混合水白云岩化成因的残余结构细晶—粉晶白云岩、(6) 埋藏期酸性地层水再溶蚀成因的各类白云岩、(7) 早期及表生期淡水溶蚀与碎裂成因的去白云石化或去膏化次生灰岩、(8) 构造破裂成因的碎裂泥晶灰岩或白云岩。

2) 盆地内下古生界碳酸盐岩储集层的储集空间主要由洞穴、溶洞、孔隙及裂缝构成，根据盆地内储集层中溶洞、孔隙及裂缝的发育程度，储集层储渗类型划分为晶间孔型及裂缝型单重孔隙介质储集层、微孔—溶孔型和裂缝—溶孔型双重孔隙介质储集层以及孔隙—裂缝—溶孔型三重孔隙介质储集层。

3) 根据储集层流动带指标FZI 的大小，马家沟组碳酸盐岩储集层可划分为6 类岩石物理相及24 类岩石物理亚相; 在岩石物理相分类的基础上，马家沟组海相碳酸盐岩储集层划分为5 大类7 亚类储集层，其中一类(好储集层) 及二类(较好储集层) 是盆地内赋存天然气的优质储集层，主要发育在马五1、马五4以及马五6段，二类及三类储集层是马家沟组储集层的主要类型，以孔隙为主的二1、三1类储集层主要分布于马五1—马五6段，以裂缝为主的二2、三2类储集层主要分布于马四段。

蜀南地区下二叠统埋藏溶蚀作用及对储层的影响

疑将对川南地区下二叠统岩溶模式的建立以及岩溶性储层预测思
路的提出有所裨益。
文应用钻井、测井、岩心资料，结合盆地发展演化阶段的不同，对川南地区埋藏溶蚀作用特征、溶蚀期次进行了分析，探讨了埋藏溶蚀作用对碳酸盐岩储层形成发育的控制作用。综合研究表明该区下二叠统埋藏溶蚀作用大致可以分出五期：第
关键词四川盆地下二叠统碳酸盐岩埋藏溶蚀溶蚀期次
碳酸盐岩储层的形成往往是多种成岩作用过程的叠加和改造的结果。其中，埋藏溶蚀作用对碳酸盐岩储层发育尤其重要。
统地层沉积后决速暴露，形成了第一期构造破裂缝和埋藏溶蚀作用。这一期溶蚀作用在岩心上表现为岩溶切穿高角度，开启度较大的张性裂缝，此后裂缝被方解石全充填（图１）。镜下观察发
一
期为茅口组末期由东吴运动引起的溶蚀作用；第二期为龙潭组沉积时因峨眉山地裂运动引起的热液溶蚀作用；第三期为
印支末期与志留系烃源岩成熟产生的有机酸有关的溶蚀作用；第四期为燕山运动引起的构造破裂与埋藏溶蚀作用；第五期为喜山运动引起的构造破裂与埋藏溶蚀作用多期次的埋藏溶蚀作用在局部范围内增加了原储集体的储集和渗透能力。
南缸科技２０１３５第６期
学术研讨
蜀南地区下二叠统埋藏溶蚀作用及对储层的影响

四川盆地南部中-上寒武统储层成岩作用

四川盆地南部中-上寒武统储层成岩作用杨伟;胡明毅;宋海敬;胡治华【摘要】四川盆地南部中-上寒武统(洗象池群)储层为一套碳酸盐岩局限台地沉积,其岩性为粗粉晶-细晶白云岩、砾屑白云岩、砂屑白云岩、鲕粒白云岩等.成岩作用主要有压实作用、胶结作用、白云石化作用、岩溶作用、破裂作用等,白云石化作用和岩溶作用是形成优质储层的关键.白云石化的机理为混合水白云石化.岩溶作用具有多期性,包括沉积期岩溶、风化期岩溶、埋藏期古岩溶和褶皱期古岩溶等,以风化期岩溶为主.压实作用和胶结作用破坏了大量的原生孔隙和次生孔隙.压实作用主要发生在浅埋藏期,它与埋藏期胶结一同作用使孔隙度由原来的15%左右骤降至2%～3%左右.随着后来的岩溶作用和破裂作用等,部分储层的孔隙度又扩大到4%～5%左右,以晶间孔和晶间溶孔为主要储集空间类型.【期刊名称】《海相油气地质》【年(卷),期】2008(013)004【总页数】8页(P29-36)【关键词】碳酸盐岩;成岩作用;孔隙演化;寒武系;四川盆地南部【作者】杨伟;胡明毅;宋海敬;胡治华【作者单位】油气资源与勘探技术教育部重点实验室(长江大学);油气资源与勘探技术教育部重点实验室(长江大学);油气资源与勘探技术教育部重点实验室(长江大学);中海油天津分公司【正文语种】中文【中图分类】TE112.23杨伟1982年生，2006年毕业于长江大学，现为长江大学在读硕士研究生，研究方向为沉积储层。

通讯地址：434023湖北省荆州市长江大学东校区地球科学学院油气勘探近五十年来，对于整个四川盆地的寒武系碳酸盐岩来说,还没有大的突破，迄今仅在乐山—龙女寺古隆起带的威远及资阳地区发现了储量规模较大的气藏［1］。

碳酸盐岩储层受成岩作用的改造强烈,白云石化作用和岩溶作用是储层发育的主要控制因素,也是影响勘探的重要因素。

因此系统研究成岩作用及其对储层的影响,分析孔隙演化过程,对于勘探实践和成岩理论都有十分重要的意义［2］。

碳酸盐岩基础知识

四川盆地川东北地区二叠系至中三叠统为碳酸盐岩台地相沉积，沉积了以石灰岩、白云岩、膏盐岩为主的岩类。

始终以来，该区是四川盆地油气开发的主要层系，并以中下三叠统、二叠系、石炭系海相碳酸盐岩为主要目的层。

在碳酸盐岩岩类中，对于石灰岩、白云岩及二者的过渡型岩石，现场肉眼不易区分，常使用化学鉴定法，如稀盐酸法、三氯化铁染色法、硝酸银和铬酸钾染色法来加以鉴定。

同时还可结合录井参数如钻时相对变化量、扭矩相对变化量等来关心判定岩性。

酸盐岩储集层，由于猛烈的次生变化，特别是胶结作用和溶解作用使储集空间具有类型多样、构造简单和分布不均的特点，因此在碳酸盐岩地质录井中必需把握以下要点：1、在岩性观看和描述时，要特别留意白云岩和白云石化，尤其要留意由潮间和浅滩环境形成的粉晶白云岩或粒屑白云岩；大气淡水与海水混合作用形成的中-细晶白云岩、礁块白云岩；潮间－潮上带形成的粉晶白云岩、角砾白云岩。

2、留意对粗构造岩石的观看和描述。

主要为发育滩相带及斜坡相带，在纵向上发育于沉积旋回中部的水退阶段的岩石，如粗粒和粗晶鲕状灰岩、介屑灰岩、碎屑灰岩、生物碎屑灰岩和礁灰岩等。

3、留意对岩石缝、洞、孔的观看统计一是留意观看统计岩屑中的次生矿物，留意争论统计次生矿物的总量和自形晶含量，求出它所占次生矿物的百分比，绘制出自形晶次生矿物百分比曲线，再结合钻时曲线，推断缝洞发育层段。

二是留意对储层岩心孔、洞、缝的观看统计，留意统计张开缝、未充填缝-半充填缝、洞的数量，留意观看裂缝与裂缝、孔洞与孔洞、裂缝与孔、洞的相互关系；留意统计分析缝洞层的孔、渗性。

三是留意对钻进中钻井参数特别状况的把握与分析，当发生钻具放空、钻时降低、泥浆漏失或跳钻、蹩钻等现象时，为钻遇洞缝层的标志，常有井漏、井喷或流体产出。

四是留意对岩石薄片显微孔、缝的统计分析。

鉴于碳酸盐岩组构的简单性，在现场录井工作中仅凭肉眼及放大镜观看，已不有满足需要，承受薄片鉴定技术已成为必不行少的重要手段。

碳酸盐岩基础知识

⏹四川盆地川东北地区二叠系至中三叠统为碳酸盐岩台地相沉积，沉积了以石灰岩、白云岩、膏盐岩为主的岩类。

一直以来，该区是四川盆地油气开发的主要层系，并以中下三叠统、二叠系、石炭系海相碳酸盐岩为主要目的层。

⏹在碳酸盐岩岩类中，对于石灰岩、白云岩及二者的过渡型岩石，现场肉眼不易区分，常使用化学鉴定法，如稀盐酸法、三氯化铁染色法、硝酸银和铬酸钾染色法来加以鉴定。

同时还可结合录井参数如钻时相对变化量、扭矩相对变化量等来辅助判定岩性。

⏹酸盐岩储集层，由于强烈的次生变化，特别是胶结作用和溶解作用使储集空间具有类型多样、结构复杂和分布不均的特点，因此在碳酸盐岩地质录井中必须把握以下要点：⏹1、在岩性观察和描述时，要特别注意白云岩和白云石化，尤其要注意由潮间和浅滩环境形成的粉晶白云岩或粒屑白云岩；大气淡水与海水混合作用形成的中-细晶白云岩、礁块白云岩；潮间－潮上带形成的粉晶白云岩、角砾白云岩。

⏹2、注意对粗结构岩石的观察和描述。

⏹3、注意对岩石缝、洞、孔的观察统计⏹一是注意观察统计岩屑中的次生矿物，注意研究统计次生矿物的总量和自形晶含量，求出它所占次生矿物的百分比，绘制出自形晶次生矿物百分比曲线，再结合钻时曲线，判断缝洞发育层段。

⏹二是注意对储层岩心孔、洞、缝的观察统计，注意统计张开缝、未充填缝-半充填缝、洞的数量，注意观察裂缝与裂缝、孔洞与孔洞、裂缝与孔、洞的相互关系；注意统计分析缝洞层的孔、渗性。

⏹三是注意对钻进中钻井参数异常情况的掌握与分析，当发生钻具放空、钻时降低、泥浆漏失或跳钻、蹩钻等现象时，为钻遇洞缝层的标志，常有井漏、井喷或流体产出。

⏹四是注意对岩石薄片显微孔、缝的统计分析。

⏹鉴于碳酸盐岩组构的复杂性，在现场录井工作中仅凭肉眼及放大镜观察，已不有满足需要，采用薄片鉴定技术已成为必不可少的重要手段。

普光和川中地区特大型气田颗粒滩储层特征类比及启示

普光和川中地区特大型气田颗粒滩储层特征类比及启示陈孝全;邢凤存;胡华蕊;侯明才;陆永潮【摘要】为揭示四川盆地特大型碳酸盐岩颗粒滩相储层特点及差异性,为类似地区的油气勘探提供参考,以四川盆地普光地区和川中古隆起2个特大型气田碳酸盐岩颗粒滩储层为研究对象,对两个地区颗粒滩沉积储层基本特征及储层主控因素进行综合类比研究.研究揭示,两个地区颗粒滩储层具有共性特点,均处于高能沉积相带,具有明显的早期沉积环境和构造演化的继承性,储层具有明显的准同生期暴露溶蚀、强云化和早期油气充注等特点.两个地区储层又具有一定差异性,普光地区与陆地隔离,具有明显的加积特征,形成厚度大且集中分布的带状鲕粒滩区;川中古隆起区则与陆地相连,颗粒滩具有明显迁移结构,面积大,但厚度相对较小.研究认为,颗粒滩沉积是大型储层形成的重要物质基础,沉积结构对其控制明显;准同生期暴露溶蚀、强白云石化作用和早期油气充注及后期裂解是两个地区现今优质白云岩储层得以形成和保存的核心因素,优质的成藏要素组合为优质的云化颗粒滩储层的形成和保存提供了有利的时空系统条件.【期刊名称】《西安石油大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2018(033)004【总页数】8页(P14-21)【关键词】碳酸盐岩颗粒滩;白云岩储层;普光地区;川中古隆起【作者】陈孝全;邢凤存;胡华蕊;侯明才;陆永潮【作者单位】成都理工大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都610059;成都理工大学沉积地质研究院,四川成都610059;成都理工大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都610059;成都理工大学沉积地质研究院,四川成都610059;成都理工大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都610059;成都理工大学沉积地质研究院,四川成都610059;成都理工大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都610059;成都理工大学沉积地质研究院,四川成都610059;中国地质大学(武汉)构造与油气资源教育部重点实验室,湖北武汉430074;中国地质大学(武汉)资源学院,湖北武汉430074【正文语种】中文【中图分类】TE122引言国内碳酸盐岩油气勘探突破不断，其中尤以四川盆地最为突出，在四川盆地碳酸盐岩层系相继取得了多个油气勘探重大突破[1-5]，如：在川东北地区上二叠统长兴组—下三叠统飞仙关组台地边缘带发现普光特大型气田[1]、罗家寨气田、龙岗气田和元坝气田等多个大中型气田群；在川中古隆起区[1-2](也有学者称为乐山-龙女寺古隆起[4])发现了震旦系—寒武系特大型气田[2，4-6]，并已进一步识别出磨溪、龙女寺和高石梯等3个寒武系龙王庙组主要含气区，展示了该区万亿立方米特大气区的勘探潜力[3]。

碳酸盐岩储层特征与评价

碳酸盐岩储层特征与评价碳酸盐岩储层是石油和天然气资源的重要储备基质之一。

对碳酸盐岩储层的特征和评价有着深入的研究，可以帮助油气开发人员更好地了解储层的性质和潜力，并提供指导性的依据。

本文将介绍碳酸盐岩储层的特征和评价方法。

一、碳酸盐岩储层的特征碳酸盐岩储层主要由碳酸盐矿物组成，其主要特征包括孔隙度、渗透率、储层构造和成岩作用。

以下将对这些特征逐一进行介绍。

1. 孔隙度碳酸盐岩储层的孔隙度是指储层中存在的孔隙和裂缝的总体积与岩石体积的比值。

碳酸盐岩的孔隙类型多样，包括生物孔隙、溶蚀孔隙、溶解缝、晶间隙和溶洞等。

碳酸盐岩储层的孔隙度通常较低，但是由于溶蚀作用的影响，部分碳酸盐岩储层的孔隙度可达到较高水平。

2. 渗透率碳酸盐岩储层的渗透率是指岩石中流体流动的能力，是储层导流能力的重要指标。

影响渗透率的因素包括孔隙度、孔隙连通性、孔喉半径和孔隙结构等。

通常情况下，碳酸盐岩储层的渗透率相对较低，但是由于孔隙结构的复杂性，有些储层的渗透率仍然较高。

3. 储层构造碳酸盐岩储层的构造特征包括裂缝、节理和构造缝洞等。

这些构造特征对储层的渗透性和储集性能有着重要影响。

通过对储层构造的研究和评价，可以了解储层的导流性和导存能力。

4. 成岩作用碳酸盐岩储层的成岩作用是地质历史过程中产生的物理、化学改变。

成岩作用包括压实作用、溶解作用、胶结作用和脱水作用等。

成岩作用对储层的物性和储集性能有着重要影响。

通过分析成岩作用的类型和程度，可以评价储层的成熟度和储集能力。

二、碳酸盐岩储层的评价方法对碳酸盐岩储层进行评价主要从储集条件、储集模式和储集效果等方面进行分析。

以下将介绍常用的评价方法。

1. 储集条件评价储集条件评价主要研究储层物性参数，包括孔隙度、渗透率、孔隙结构和岩性特征等。

可以通过岩心分析、测井解释和物性实验等方法获取储集条件的参数，从而评价储层的物性和储集潜力。

2. 储集模式评价碳酸盐岩储层的储集模式包括溶蚀缝洞型、晶间孔隙型和胶结型等。

页岩气储层类型和特征研究_以四川盆地及其周缘下古生界为例_聂海宽

文章编号:1001-6112(2011)03-0219-07页岩气储层类型和特征研究)))以四川盆地及其周缘下古生界为例聂海宽1,张金川2(1.中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院,北京 100083; 2.中国地质大学(北京)能源学院,北京 100083)摘要:通过对四川盆地及其周缘下寒武统和上奥陶统)下志留统41块黑色页岩的野外观察、显微薄片、扫描电镜及X 衍射等实验分析,对页岩储层特征、裂缝特征和孔隙特征等进行了研究。

认为页岩气藏的储集类型主要有裂缝和孔隙2类。

根据页岩气藏特征、裂缝对页岩气成藏的控制作用及裂缝的性质,按裂缝的发育规模分为巨型裂缝、大型裂缝、中型裂缝、小型裂缝和微型裂缝等5类;按孔隙类型将孔隙分为有机质(沥青)孔和/或干酪根网络、矿物质孔(矿物比表面、晶内孔、晶间孔、溶蚀孔和杂基孔隙等)以及有机质和各种矿物之间的孔隙。

不同的裂缝类型、裂缝规模、孔隙类型和孔隙大小对页岩储能、产能的贡献不同,作用也不同。

孔隙是页岩气藏中气体的储存空间,很大程度上决定着其储能,而裂缝是页岩气藏中气体渗流的主要通道,决定着其产能,由于页岩基质的低孔低渗性,裂缝的发育规模决定着页岩气藏的品质。

关键词:裂缝;孔隙;储层类型;储层特征;页岩气;四川盆地及其周缘中图分类号:TE 132.2 文献标识码:ATypes and characteristics of shale gas reservoir:A case study of Low er Paleozoic in and around Sichuan BasinNie H aikuan 1,Zhang Jinchuan2(1.P etr oleum E x p lor ation and Pr oduction Res ear ch I nstitute ,S I N OP EC,Beij ing 100083,China;2.School of E ner gy Res our ces ,China Univers ity of Geos ciences ,Beij ing 100083,China)Abstract:Through field observation,slice,SEM and X -ray diffraction analyses of 41black shale samples from the Low er Cambrian and the Upper Ordovician-Lower Silurian in and around the Sichuan Basin,the characteristics of reservoir,fracture and pore of shale were studied.There are mainly 2types of shale gas reservoir:fracture and pore.According to the features of shale gas reservoir,the control of fracture on gas acc umulation as well as the nature of fracture,the generation of fracture is classified into 5degrees:giant,large,medium,small and microfrac -ture.Pores include organic matter (bitumen)pore and/or kerogen network,mineral pores (mineral specific surface,inner,intercrystalline,corrosional and complex -based ones)as well as the pores betw een organic matter and miner -als.Different fracture type,fracture scale,pore type and pore size have different control on shale storage and pro -duce capacity.Pores serve room for gas storage in shale and determine storage capacity.Fractures work as path -w ays for gas migration in shale reservoir and determine produce capacity.Due to the low porosity and permeability of shale matrix,the generation scales of fracture control the quality of shale gas reservoir.Key words:fracture;po rosity;reserv oir ty pes;reservo ir char acteristics;shale gas;in and around Sichuan Basin页岩气是一种连续聚集的非常规天然气藏,位于油气成藏和分布序列的/源端元0,具有多种成因类型和多种赋存方式,集烃源体、输导体和圈闭体等所有关键的成藏体系要素于同一套页岩层的天然气聚集。

四川盆地元坝气田须家河组三段气藏致密钙屑砂岩储层发育机理

四川盆地元坝气田须家河组三段气藏致密钙屑砂岩储层发育机理程洪亮;李昌峰;卢娟;廖开贵【摘要】元坝气田须家河组三段钙屑砂岩储层致密且非均质性强、产能差异大,利用岩芯、薄片及电成像资料,结合水动力条件、砂体厚度、岩石骨架、裂缝作用、裂缝主导等因素,初步明确该区钙屑砂岩优质储层发育机理.优质钙屑砂岩主要受沉积水动力强弱控制,碳酸盐岩岩屑含量、岩石粒度、砂体厚度是控制优质储层发育的基础,裂缝双重渗流作用是关键,砂体内部结构的非均性是裂缝发育的主导因素.综合研究认为,单层厚度小(＜3 m)、累积厚度大(＞10 m)的刚性非均质叠置砂体具有勘探开发潜力.【期刊名称】《世界地质》【年(卷),期】2019(038)001【总页数】9页(P175-183)【关键词】钙屑砂岩;优质储层;裂缝;叠置;须家河组三段;元坝气田【作者】程洪亮;李昌峰;卢娟;廖开贵【作者单位】中国石化西南油气分公司勘探开发研究院,四川成都610041;中国石化西南油气分公司油气开发管理部,四川成都610041;中国石化西南油气分公司勘探开发研究院,四川成都610041;中国石化西南油气分公司勘探开发研究院,四川成都610041【正文语种】中文【中图分类】P618.300 引言近年来，中国石化针对四川盆地元坝气田陆相气藏先后开展了一系列的科技攻关，并取得了上三叠统须家河组三段致密气藏的重大发现和突破，ML7井获天然气产量120.80×104 m3/d，ML12井获天然气产量77.17×104 m3/d等，拓展了元坝气田勘探开发领域[1]，已提交控制储量962×104 m3。

元坝气田构造位置位于盆地川北坳陷与川中低缓构造带的结合部(图1)，须家河组三段沉积相为辫状河三角洲沉积体系，气藏埋深在3 500～4 300 m，储层岩性为钙屑砂岩，孔隙度平均为3.38%，属低渗低孔储层，碳酸盐岩岩屑含量高，一般>75%，裂缝和次生溶蚀孔隙较发育，储集类型为裂缝--孔隙型储层。

碳酸盐岩储层特征

碳酸盐岩储层特征
碳酸盐岩储层的岩性主要由碳酸盐类矿物组成，如石灰石、白垩、大理岩等。

这些岩石通常具有高含量的钙、镁、铁等元素，因此具有较高的韧性和耐磨性。

此外，碳酸盐岩储层还包括一些非碳酸盐岩，如黏土、砂岩等，这些非碳酸盐岩的存在会对储层特征产生影响。

碳酸盐岩储层的孔隙结构是其中一个最重要的特征。

碳酸盐岩通常具有多种多样的孔隙类型，包括晶间孔隙、颗粒孔隙、裂隙等。

晶间孔隙是由于岩石内部的碳酸盐类矿物互相之间的溶解形成的，其大小较小、分布较均匀。

颗粒孔隙是由岩石的颗粒之间的空隙形成的，通常大小较大、数量较少。

裂隙则是由于岩石变形和压力变化等因素造成的，其大小和形态各异，对储层的渗透性和储集性能有着重要的影响。

碳酸盐岩储层的渗透性是另一个重要的特征。

渗透性是指储层岩石中的孔隙和裂隙对流体流动的能力。

碳酸盐岩储层通常具有较低的渗透性，其主要原因是孔隙结构复杂、尺度小等。

然而，由于碳酸盐岩中晶间孔隙和裂隙的存在，它们仍然可以形成连通的渗流通道，使得储层具有一定的渗透性。

综上所述，碳酸盐岩储层具有特殊的岩性、孔隙结构、渗透性、韧性和脆性等特征。

深入了解和研究碳酸盐岩储层的特征，对于有效开发和利用该储层具有重要意义。

碳酸盐岩中硅质特征及其对储层的影响

矿物从隐晶质到显晶质的转化是一个持续的过程。此外，还有
晚期石英晶体析出（图２一ｆ）。可以说硅质的生成伴随碳酸盐岩
变的特征．硅质充填与粒间孔及鸟眼孔中古城。蓬莱坝组．隐晶硅质充填与白云石晶间孔、溶孔
式出现，也有隐晶硅质及晶粒较粗的石英（图２－ａ）；（２）往往以中；ｆｌ古城．寒武系．白云岩发育溶孔，箭头所指为石英晶粒．蓝色为铸体ｃ孔隙空间ｌ
１－ｂ）
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图１碳酸盐岩中硅质的常见产状特征
图２碳酸盐岩中硅质矿物的常见镜下特征
ａ塔里木盆地古城地区．奥陶系鹰山组．团块状、结核状燧石；ｌ塔西北。奥陶系蓬莱坝组．燧石
塔ａ．里术盆地古城地区，鹰山组．深灰一浅灰色为隐晶一微晶质硅质（玉髓）．灰白色为细晶石英．
２（）１８．０９科学技术创新一３一
碳酸盐岩中硅质特征及其对储层的影响
王德民（大庆油田有限责任公司第九采油厂，黑龙江大庆ｌ６３８５３）
摘要：硅质岩是以ＳｉＯ为主要成分的一种生物和化学作用成因的沉积岩，其中燧石常常与碳酸盐岩伴生，表现为孤立或顺
交代方解石的形式产出，且常见原始结构的幻影（图２－ａ～ｄ）；燧石结核顺层产ｊ｝Ｉ、碳酸盐岩的层理受其影响、硅质结构选
（３）具有一定的结构选择性，交代原始颗粒的多为隐晶硅质或微择性充填于颗粒内部等特征表明．其形成时相对较早，『ＪＪ’能为晶石英，而交代胶结物的为微晶一是粗晶石英（图２－ｄ、ｅ、ｆ）；（４）同生或准同生阶段形成。硅质交代碳酸盐颗粒、在原油充注

川中震旦系灯影组碳酸盐岩成岩作用及储层孔隙演化

四川盆地震旦系灯影组（Ｚ。ｄ）古岩溶储层发育，具有良好的油气储集潜力，已发现资阳、威远气田，并且对其已有较为详细的研究［１～。该套地层在与威远、资阳地区具相似地质条件的川１中地区的勘探才起步，虽部分学者对其已做了一定的工作。］，但是由于该区储集层段埋藏历史久远，成岩作用多样，导致对储层特征及其分布规律等的认识仍存在一定的问题。因此，开展研究区内成岩作用与储层
川中震旦系灯影组碳酸盐岩成岩作用及储层孔隙演化
莫静（西南石油大学资源与环境学院，四川成都６１０５００）
王兴志（茎茎星谢林（茎茎星茎
））
周正，林刚，熊剑文（西南石油大学资源与环境学院，四ＪｆＩ成都６１０５００）
总结了灯影组的成岩序列及孔隙的演化规律。
［关键词］川中；灯影组；成岩作用；孔隙演化
［中图分类号］ＴＥｌ２２．２
［文献标志码］Ａ
［文章编号］１０００ —９７５２（２Ｏ１３）ｏ８ —００３２一Ｏ７
石油天然气学报（江汉石油学院学报）２０１３年８月第３５卷第８期ＪｏｕｒｎａｌｏｆＯｉｌａｎｄＧａｓＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙ（Ｊ．Ｊｅｉ）Ａｕｇ．２０１３Ｖｏ１．３５Ｎｏ．８

四川盆地龙岗地区长兴组、飞仙关组储层特征研究

２．２储集空间类型
１）长兴组
储层。
储层孔隙类型主要为粒间溶孔、晶间溶孔、体腔孔和格架孔，还发育构造缝、压溶缝
四川盆地龙岗地区长兴组、飞仙关组储层特征研究
霎李迎祥 ’ ，彭文春（油气资源与勘探技术教育部重点实验室（长江大学），Ｊ湖北武汉４３０１００）
龙岗地区表现为东南高、西北低的单斜构造的构造形态。在长兴组沉积时期，由于拉张作用，使川
东北地区形成 “ 两台一两槽” 的特征，开江一梁平海槽与城口一鄂西海槽之间的台地具孤立台地性质。此外，在孤立台地周围和川东碳酸盐岩台地边缘发育大量生物礁，台地区以灰岩为主，海槽内则主要为深水硅质岩沉积，其中长兴组和飞仙关组的一段、二段和三段为主要的含气层段ｊ。
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１８・
长江大学学报（自科版）２０１３年７月号石油中旬千ｕ第１ｏ卷第２ｏ黯ＪｏｕｒｎａｌｏｆＹａｎｇｔｚｅＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙ（ＮａｔＳｃｉＥｄｉｔ）Ｊｕ１．２０１３，Ｖｏ１．１０Ｎｏ．２０
积相、成岩作用和构造运动等因素的控制；龙岗主体区是最有利储层。［关键词］四川盆地；龙岗地区；长兴组；飞仙关组；储层特征［中图分类号］ＴＥｌ２１．３［文献标志码］Ａ［文章编号］１６７３ —１４０９（２０１３）２０ —００１８ —０３

四川盆地西北部灯影组深水沉积的发现及油气地质意义

四川盆地西北部灯影组深水沉积的发现及油气地质意义张玺华　彭瀚霖　文龙　李勇　钟佳倚　马奎　罗冰　田兴旺中国石油西南油气田公司勘探开发研究院摘要　德阳—安岳台内裂陷作为四川盆地重要控藏地质单元，其成因演化认识上存在较大分歧。

通过野外地质研究，发现盆地西北部上震旦统灯影组发育深色泥晶灰岩、白云岩夹薄层硅质岩的深水相沉积，与邻区灯影组巨厚台地边缘微生物丘滩复合体呈巨大岩相差异，揭示了灯影组四段深水盆地相—斜坡相—台缘丘滩相—局限台地相完整相序，进一步明确了灯影期德阳—安岳裂陷的性质，提出晚震旦世盆地西北部地区已具台—盆分异沉积格局，但盆地中部高磨地区裂陷内灯影组发育藻白云岩浅水沉积，裂陷内外地层厚度差异为后期岩溶侵蚀作用结果。

结合区域构造背景、地质、地震综合研究提出：①现今德阳—安岳裂陷及周缘灯影组厚度差异是“早期伸展作用下的沉积相分异、桐湾期岩溶侵蚀改造”的地质叠加效应，其性质上具有“北段沉积作用主导，中、南段岩溶侵蚀作用主导”的分段性；②盆地中西部地区灯影组构造分异控制地貌分异，发育深水相沉积及灯二段、灯四段两期巨厚的沉积型台缘带，呈北东走向，而盆地中南部地区灯影组发育侵蚀洼地侵蚀台地，呈近南北向展布；③剖析盆地中西部地区灯影组构造沉积分异作用的油气聚集效应，该区是裂陷中心生烃区、沉积型台缘带的有利叠合区，具有生、储、盖成藏三要素包裹式的耦合特征，有利于灯影组大规模的油气聚集。

关键词　四川盆地西北部　晚震旦世　灯影组　德阳—安岳台内裂陷　深水相　沉积型台缘带　构造沉积分异　成藏要素　油气聚集带DOI：10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2020.04.002Discovery of deep-water deposits in Northwest Sichuan Basin during Dengyingian period: Implications for petroleum geologyZhang Xihua, Peng Hanlin, Wen Long, Li Yong, Zhong Jiayi, Ma Kui, Luo Bing, and Tian Xingwang (Exploration and Development Research Institute, PetroChina Southwest Oil & Gasﬁeld Company, Chengdu, Sich-uan 610041, China)Abstract: For Deyang—Anyue intra-platform rift, an important geological unit controlling reservoirs in Sichuan Basin, the cognitions of its formation and evolution are quite different. It is found from field geological research that some deep-water facies deposits of dark argillaceous limestone and dolomite interbedded with thin siliceous rocks are developed in the Upper Sinian Dengying Formation, northwestern basin, representing large lithofacies difference with Dengying Formation in adjacent regions, which is also the microbi-al mound beach complexes with giant thickness developed at platform margin. A complete facies sequence developed in Dengying 4 Member is revealed, such as deep-water basin facies, slope facies, mound beach facies at platform margin, and restricted platform fa-cies. In addition, the effect of Deyang—Anyue intra-platform rift during Dengyingian period is further made clear. It suggests that the northwestern basin in the late Sinian had a platform-basin differential framework. However, poor tectonic-sedimentary differentiation generated from the rift in Gaoshiti-Moxi area of central basin and formation-thickness variation inside and outside the rift might result in the later karst erosion. According to regional structural setting, and geologic and seismic study, it is proposed that (1) the thickness difference of Dengying Formation in current Deyang—Anyue intra-platform rift and surrounding regions, is the geological super-imposition effect of "sedimentary-facies differentiation under early extension and karst erosion transformation during Tongwanian period”, which is featured by the segmentation of “sedimentation dominated in the north and karst erosion in the middle and south”;(2) the differentiation in the northern basin is obvious, in which deep-water facies deposits are developed inside the rift and two-stage (Dengying 2 and Dengying 4 members) thick sedimentary platform margin zones with NE strike are developed in the rift limb, where-as poor differentiation in the middle and southern basin is affect by apparent karst erosion; and (3) during Dengyingian period, the tec-tonic-sedimentary differentiation had an important controlling effect on forming reservoirs. Affected by platform-basin differentiation, the Dengying Formation located between northwestern to central Sichuan Basin formed better source-reservoir packaged association with the characteristics of side source, near reservoir, and upper caprock. The mound beach facies of Dengying Formation at platform margin, eastern flank of Deyang—Anyue intra-platform rift trough, should be the massive oil and gas accumulation belt as important exploration domain.Keywords: Sichuan Basin; Dengying Formation; Deep-water facies; Sedimentary platform margin zone; Tectonic-sedimentary differ-entiation; Oil and gas accumulation belt.基金项目：中国石油西南油气田公司科技处项目“德阳—安岳裂陷槽东侧震旦系灯影组油气成藏差异性研究”（编号：20200301-01）。

四川盆地下寒武统沧浪铺组岩相古地理特征及对储层发育的控制作用

四川盆地下寒武统沧浪铺组岩相古地理特征及对储层发育的控制作用严威　钟原　周刚　陈友莲　和源　王文之　李亚丁　陈曦　郗诚中国石油西南油气田公司勘探开发研究院摘　要　风险探井JT1井在兼探下寒武统沧浪铺组过程中钻遇了孔隙型气层14.5 m,并在近期测试获得日产天然气51.62×104 m3的高产工业气流,标志着四川盆地沧浪铺组油气勘探首次战略突破,揭示出川中古隆起北斜坡沧浪铺组具有巨大的勘探潜力。

前期对震旦系—下古生界的勘探主要集中在四川盆地中部地区上震旦统灯影组及下寒武统龙王庙组,围绕沧浪铺组尚未进行系统研究工作,这直接制约了该层系的勘探突破和发现。

为此,基于现有的钻测井、露头、地震等资料,结合大地构造背景,重建四川盆地下寒武统沧浪铺组岩相古地理,分析储层特征并预测川中北部地区储层发育区,最终探讨岩相古地理对储层发育的控制作用,以期为盆地沧浪铺组勘探提供理论支撑。

结果表明：①根据岩性组合特征可将沧浪铺组划分为碳酸盐岩较为发育的沧一段及以碎屑岩沉积为主的沧二段；②沧一段沉积期德阳—安岳裂陷槽已演变为棚内洼地,以其为界形成“西浊东清”的沉积格局,沧二段沉积期盆地周缘陆源物质进一步向盆地内输入,碳酸盐岩沉积相带向东迁移,盆地内演化为大面积的混积浅水陆棚环境；③储层主要发育在沧一段白云岩中,储集空间包括粒内溶孔、粒间溶孔、晶间溶孔、晶间孔等；④建立了优质储层地震响应模式,于川中北部射洪—公山庙地区预测出9个大型滩相储层发育区,合计面积达5 600 km2；⑤岩相古地理条件及古岩溶改造是沧浪铺组储层形成的两个最主要的控制因素。

白云石化的颗粒滩为储层形成提供了物质基础,加里东末期古岩溶使早期滩体储集能力得到进一步改善。

关键词　四川盆地　寒武纪　沧浪铺组　岩相古地理　储层特征　主控因素DOI：10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2020.04.003Lithofacies paleogeography features of the Lower Cambrian CanglangpuFormation in Sichuan Basin and their control on reservoir development Yan Wei, Zhong Yuan, Zhou Gang, Chen Youlian, He Yuan, Wang Wenzhi, Li Yading, Chen Xi, and Xi Cheng (Exploration and Development Research Institute, PetroChina Southwest Oil & Gasﬁeld Company, Chengdu, Sich-uan 610041, China)Abstract: During the exploration of the Lower Cambrian Canglangpu Formation, JT1 well, a risk exploration well, encountered some porous gas layers with 14.5 in thickness. And high-yield industrial gas flow with 51.62×104 m3/d has been recently achieved after testing, making the first strategic breakthrough in oil and gas exploration of Canglangpu Formation in Sichuan Basin, which revealed that this formation in the north slope of central basin has great exploration potential. In the early stage, the exploration of the Sinian to Lower Paleozoic mainly concentrated in the Upper Sinian Dengying Formation and the Lower Cambrian Longwangmiao Formation in central basin, but systematic research on Canglangpu Formation has not been carried out, which might directly restrict its explora-tion breakthrough and discovery. Therefore, based on drilling, well logging, outcrop, and seismic data, the lithofacies paleogeography of the Lower Cambrian Canglangpu Formation in Sichuan Basin was reconstructed by combining with geotectonic background, the reservoir characteristics were analyzed, and the reservoir development area in the north of central basin was predicted. Finally, the effect of lithofacies paleogeography on reservoir development was discussed, so as to provide theoretical support for the exploration of Canglangpu Formation. Results show that (1) according to some characteristics of lithologic association, Canglangpu Formation can be divided into Canglangpu 1 and Canglangpu 2 members mainly developed with carbonate rocks and clastic rocks, respectively;(2) during the deposition of Canglangpu 1 Member, Deyang—Anyue rift trough had evolved into a intra-shelf depression, forming one sedimentary pattern of "turbid flow deposited in the west and clear water flow deposited in the east" with the rift trough as the boundary. Whereas during the deposition of Canglangpu 2 Member, terrigenous materials from basin periphery were further imported into the basin, a carbonate sedimentary-facies belt migrated to the east, and the basin evolved into massive diamictic shallow-water shelf environment; (3) most reservoirs are mainly developed in the dolomite of Canglangpu 1 Member, and their space includes in-tragranular dissolved pore, intergranular dissolved pore, and intercrystalline dissolved pore; (4) a seismic response model has been established for high-quality reservoirs, and one belt developed with nine large shoal reservoir is predicted in Shehong—Gongshanmiao area in north part of central Sichuan, with a total area of 5 600 km2; and (5) both lithofacies paleogeography condition and paleokarst reformation are the two main controlling factors to form Canglangpu reservoirs, dolomitized granular shoal provides material basis for forming reservoirs, and paleokarst during late Caledonian period further improved reservoir capacity for the earlier granular shoal. Keywords: Sichuan Basin; Cambrian; Canglangpu Formation; Lithofacies palaeogeography; Reservoir characteristics; Main con-trolling factor.基金项目：国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”（编号：2016ZX05004—005）、中国石油天然气股份有限公司重大科技专项“西南油气田天然气上产300亿立方米关键技术与应用”（编号：2016E—0602）。

四川盆地西部茅口组多类型储集层成因与启示

四川盆地西部茅口组多类型储集层成因与启示胡昊;许国明;高峰;宋晓波;隆珂【摘要】四川盆地中二叠统茅口组储集层非均质性强、成因复杂,对储集层发育的主控因素及分布规律存在较大争议,这给茅口组油气勘探造成很大困扰.利用野外剖面、邻区钻井以及地震勘探等资料,从岩相古地理、储集层特征、地震储集层预测等方面,探讨了四川盆地西部茅口组储集层成因.认为,四川盆地茅口组在碳酸盐岩大缓坡沉积体系下,西部地区发育大规模浅水高能礁滩相带,从而证实了金马—鸭子河构造带和龙泉山隐伏构造带发育着由二叠系断至基底的深大断裂;茅口组顶部礁滩相沉积在不整合面岩溶和断裂相关热液白云岩化双重作用下,可能普遍发育溶蚀孔洞型储集层及热液白云岩储集层,是四川盆地西部寻找茅口组大规模气藏的有利区带.【期刊名称】《新疆石油地质》【年(卷),期】2016(037)005【总页数】7页(P512-518)【关键词】四川盆地西部;二叠系;茅口组;储集层;风化壳岩溶;热液白云岩化作用【作者】胡昊;许国明;高峰;宋晓波;隆珂【作者单位】中国石化西南油气田分公司博士后科研工作站,成都610041;中国石化西南油气田分公司勘探开发研究院,成都610041;中国石化西南油气田分公司勘探开发研究院,成都610041;中国石化中原油田分公司勘探开发研究院,郑州450000;中国石化西南油气田分公司勘探开发研究院,成都610041;中国石化西南油气田分公司勘探开发研究院,成都610041【正文语种】中文【中图分类】TE112.221从1955年开始，历经60年的勘探，四川盆地中二叠统茅口组先后在蜀南、九龙山、老关庙、梓潼等地区钻揭优质储集层，并有多口井获得工业气流，但均未发现大中型气藏。

2014年以来，在四川盆地西北部、西南部、中部等地区茅口组勘探相继获得新发现，四川盆地西部ST1井茅口组测试产气126×104m3/d，揭开了新一轮寻找茅口组大中型气藏的序幕。