1、第30卷第1期0引言四川盆地中二叠统栖霞组资源潜力大，前期在川西北双鱼石地区12和川中高石梯磨溪地区白云岩储层34获得油气成果，然而川西南地区栖霞组在近30a的勘探中一直未获得油气突破。直到近期，PT1井5和J101井在川西南地区中二叠统栖霞组白云岩储层钻遇工业气流，实现了栖霞组勘探重大突破，同时P1井钻井揭示近40 m厚层白云岩储层，展示了栖霞组白川西南井研地区栖霞组白云岩储层发育主控因素李蓉1，2，李素华1，石国山1，苏成鹏1，2，贾霍甫1，林辉1（1.中国石化西南油气分公司勘探开发研究院，四川 成都610041；2.中国石化西南油气分公司地质中心实验室，四川 成都610081）基金项目：
2、中国石化科技攻关项目“西南探区天然气富集规律与目标评价”（P200593）摘要四川盆地栖霞组白云岩勘探潜力大，川西南地区勘探程度较低，储层发育主控因素尚未明确。近期，井研地区栖霞组白云岩获得油气突破，通过新钻井岩心、薄片和测试资料分析，开展了栖霞组储层特征研究，探讨了储层发育主控因素。研究表明：研究区栖霞组岩性主要为基质白云岩、斑马构造白云岩和岩溶改造白云岩；储层以发育细中晶白云岩为特征，晶间（溶）孔和溶洞为主要储集空间，为一套类低孔低渗裂缝孔隙（洞）型储层，在平落坝井研一带储层厚度最大。沿乐山龙女寺古隆起坡折带、微古地貌高地发育的生屑滩为储层发育提供物质基础；准同生期大气淡水淋滤溶蚀提高储层
3、孔渗性能，同时为白云岩化流体提供优势渗流通道；早期白云岩化作用有效保持储集空间不被破坏，最大限度保存了早期孔洞系统。关键词白云岩；储层特征；主控因素；栖霞组；井研地区中图分类号：TE121文献标志码：A收稿日期：20220708；改回日期：20221106。第一作者：李蓉，女，1985年生，助理副研究员，博士，现主要从事四川盆地碳酸盐岩油气勘探地质研究工作。E-mail：。引用格式：李蓉，李素华，石国山，等.川西南井研地区栖霞组白云岩储层发育主控因素 J.断块油气田，2023，30（1）：7986.LI Rong，LI Suhua，SHI Guoshan，et al.Main controll
4、ing factors of dolomite reservoir development of Qixia Formation in Jingyan area，southwestern Sichuan BasinJ.Fault-Block Oil&Gas Field，2023，30（1）：7986.Main controlling factors of dolomite reservoir development of Qixia Formation in Jingyanarea,southwestern Sichuan BasinLI Rong1，2,LI Suhua1,SHI Guosh
5、an1,SU Chengpeng1，2,JIA Huofu1,LIN Hui1(1.Research Institute of Exploration and Development,Southwest Oil and Gas Company,SINOPEC,Chengdu 610041,China;2.Geological Center Laboratory,Southwest Oil and Gas Company,SINOPEC,Chengdu 610081,China)Abstract:The dolomite of Qixia Formation in Sichuan Basin h
6、as great exploration potential.Due to the low degree of exploration,themain controlling factors of reservoir development in southwest Sichuan Basin are not clear yet.Oil and gas breakthrough of the QixiaFormation dolomite are acheived in Jingyan area.The reservoir characteristics and the main contro
7、lling factors of development of QixiaFormation were studied by analyzing the core,thin sections and test data of new drilling wells.The research shows that the lithology ismainly matrix dolomite,zebra structure dolomite and karst modified dolomite.The reservoir rocks are mainly composed of fine tome
8、socrystalline dolomite,the reservoir spaces type are mianly intercrystal(dissolution)pore and karst caves,it is the type of lowporosityandlowpermeabilityfracture-pore（cave）reservoir.The thickestreservoirismainly developedfrom Pingluobato Jingyanarea.The bioclastic beach developed along the slope bre
9、ak belt of LeshanLongnyusi paleo-uplift provides material basis for reservoirdevelopment.Penecontemporaneous atmospheric water leaching and dissolution can improve reservoir porosity and permeability andprovidedominantseepagechannelfordolomitizationfluids.Earlydolomitizationeffectivelykeptthereservo
10、irspaceintactandpreservedtheearlyporeandcavesystemtothemaximumextent.Key words:dolomite;reservoir characteristics;main controlling factors;Qixia Formation;Jingyan area断块油气田FAULT-BLOCK OIL GAS FIELDdoi:10.6056/dkyqt2023010112023年1月断块油气田2023年1月云岩良好的勘探潜力，打开了川西南地区白云岩勘探新局面，为该地区勘探提供了新层系。前人主要在川西北和川中地区栖霞组白云
11、岩储层展开了大量研究工作，储层平面上受古地貌6和沉积相控制明显7，台缘滩和台内滩是有利沉积相带810，主要分布在川西广元江油和川中南充磨溪高石梯一带11，具带状分布特征；纵向上储层发育层位不稳定，非均质性强。最新研究发现，优质储层展布与孔隙特征受溶蚀作用控制明显12，这与多口钻井在栖霞组的井漏现象吻合，认为四川盆地栖霞组顶部发育不整合暴露面13，除白云岩化作用外，大气淡水淋滤溶蚀亦是储层发育的关键14。受限于勘探程度及实物资料，川西南地区栖霞组白云岩储层发育主控因素还未有定论，鉴于此，本次对井研地区P1井和J101井取心进行了细致观察，根据薄片、扫描电镜和物性测试等对白云岩储层进行研究，分析了
12、储层发育主控因素，以期为栖霞组规模白云岩储层预测及油气勘探提供理论支撑。1区域地质背景四川盆地属于中国南方扬子准地台的一个次级构造单元，按构造属性可划分为6个构造带。研究区位于川西南地区乐山井研威远一带，大地构造位置处于川西南低褶构造带（见图1），构造形态总体为斜坡。研究区二叠系普遍埋藏较浅且断裂发育，东南部深大断裂沟通下伏筇竹寺组烃源岩，油气地质条件优越。区内栖霞组地层展布稳定，厚87102 m，根据岩性及电性特征等，自下而上划分为栖一段和栖二段15，主要发育生屑灰岩、泥质灰岩、灰质白云岩和白云岩。其中，白云岩溶蚀孔洞发育，是优质储集岩类。图1川西南井研地区构造位置及栖霞组钻井柱状图Fig.
13、1Tectonic location and well drilling column of Qixia Formation of Jingyan area in southwest Sichuan Basin四川盆地中二叠统栖霞组沉积期沉积环境稳定，受空谷阶末期全球海退事件影响水体逐渐变浅1617，促使大量生物繁殖。加里东期构造运动形成乐山龙女寺组古隆起，研究区在整个加里东期都处于古隆起斜坡带，沿古隆起坡折带，微古地貌高地发育条带状的生屑滩，滩体具多层叠置特征，横向非均质性强，厚度差异较大。研究区内J101井滩体较薄，厚17.5 m，相距19 km的P1井滩体厚达42.0 m。滩体纵向发育层
14、位不稳定，研究区生屑滩多集中发育在栖一段。2储层基本特征2.1储集岩类型研究区栖霞组碳酸盐岩以石灰岩和白云岩发育为特征，石灰岩以生屑灰岩为主，岩性致密，孔隙欠发育，为非储层。岩心观察白云岩产状变化较大，不同组构白云岩储集空间发育程度也存在较大差异，按照白云岩80第30卷第1期储集空间发育类型和构造特征，可将其分为基质白云岩、斑马构造白云岩和岩溶改造白云岩3类。2.1.1基质白云岩针孔基质白云岩。其针孔密集发育（见图2a），局部呈蜂窝状，常与溶洞同时产出，也可见独立成段产出，孔径小于1 mm。镜下观察得出，由于经历较彻底白云岩化作用改造，原始组构保存较差，见生屑幻影（见图2b）和残余海百合生屑（
15、见图2c，2d），以细中晶白云岩为主，白云石晶面较为平直，多为半自形晶（见图2e），点线接触，晶间孔和晶间溶孔发育。笔者在前期研究过程中，将其解释为早成岩阶段的白云岩化产物，原岩为保存较好孔渗系统的颗粒灰岩，云化流体为同时期海水18。致密基质白云岩。其与针孔基质白云岩交互发育于栖一段，不单独成段，主要作为岩溶组构围岩产出，岩性致密无孔，发育少量低角度缝合线，被有机质全充填。镜下观察，以粉细白云岩为主，白云石晶体多为它形半自形晶，晶间孔欠发育，较致密（见图2f）。前期研究认为，原岩为滩间水动力较弱环境下的泥晶灰岩或粒泥灰岩，成岩流体为相对贫氧的滩间海海水18。2.1.2斑马构造白云岩斑马构造为热
16、液白云岩化作用标志产物，深色斑马纹为灰色白云石，单层厚度0.32.0 cm，浅色斑马纹为灰白色白云石，单层厚度0.44.0 cm，组成深浅交替出现的雁列式排列韵律旋回（见图2g），深浅斑马纹近似等距离分布，可见缝合线切割斑马构造条纹（见图2h），浅色斑马纹中发育顺层状孔洞。镜下观察发现（见图2i），深色斑马纹主要为细晶白云石，晶体以半自形a针孔基质白云岩，3 757.15 m，P1井；b生屑幻影，细中晶白云岩，铸体薄片，3 575.04 m，P1井；c海百合，细中晶白云岩，普通薄片，3 575.71m，P1井；d海百合，细中晶白云岩，普通薄片，3 577.58 m，P1井；e针孔基质白云岩镜下特征，细中晶白云岩，铸体薄片，3 756.43 m，P1井；f致密基质白云岩镜下特征，细晶白云岩，铸体薄片，3 576.40 m，P1井；g斑马构造白云岩，3 579.18 m，P1井；h缝合线切割斑马纹，3 577.93 m，P1井；i斑马纹镜下薄片，普通薄片，3 579.18 m，P1井；j斑马纹阴极发光特征，3 579.18 m，P1井；k岩溶角砾，3 579.40 m，P1井图2川西南地区
