Natural Gas Geoscience >

2022 , Vol. 33 >Issue 12: 1997 - 2007

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2022.08.002

Reservoir characteristics and main controlling factors of the second member of the Dengying Formation in Pengtan 1 well area, Sichuan Basin

  • Jiaqiang OU , 1 ,
  • Zubing LI , 2 ,
  • Yang YANG 1 ,
  • Lien WANG 1 ,
  • Qianyu LIU 1
Expand
  • 1. North Central Sichuan Gas Production Management Office, Southwest Oil and Gasfield Company, PetroChina, Suining 629000, China
  • 2. Chongqing Key Laboratory of Complex Oil and Gas Field Exploration and Development, Chongqing University of Science and Technology, Chongqing 401331, China

Received date: 2022-05-09

  Revised date: 2022-08-02

  Online published: 2022-12-29

Supported by

The CNPC Innovation Fund(2013D-5006-0104)

the Project of Southwest Oil and Gasfield Company, PetroChina(JS2020-83)

Fold

Highlights

The Dengying Formation (Z2 dn) gas reservoir in Pengtan 1 well area is another exploration achievement after the discovery of Anyue Gas Field. It is of great significance to clarify the reservoir characteristics and genetic mechanism of this gas reservoir for the distribution prediction of high-quality reservoirs, the formulation of development plan and the next exploration deployment. Based on core, physical property analysis, logging interpretation, imaging logging and seismic data, the reservoir characteristics of the second member of Dengying Formation (Z2 dn 2) in Pengtan 1 well area are described and the main controlling factors are analyzed. The results show that: The high quality reservoir of Z2 dn 2 is mainly developed in algal dolostone related to biogenesis and granular dolostone related to grain beach formation. The reservoir space includes pores, caves and fractures. According to the combination characteristics of reservoir space, the reservoir can be divided into three types: Pore type, karst cave type and fracture-cave type. The fracture-cave reservoir is the most developed, followed by karst cave type. The high quality reservoirs are mainly distributed in the middle and upper part of Z2 dn 2, which are generally characterized by low porosity and low permeability, and some sections are characterized by mid-porosity and mid-permeability. The development degree and spatial distribution of high-quality reservoirs are mainly affected by sedimentary microfacies, karstification during early diagenesis and Tongwan movement. The dune beach microfacies in the platform margin subfacies zone is the development facies zone of high quality reservoir. Karstification in early diagenetic stage promoted the further development of reservoir space, and Tongwan movement promoted the development of fractures and the further occurrence of atmospheric water leaching.

Cite this article

Jiaqiang OU , Zubing LI , Yang YANG , Lien WANG , Qianyu LIU . Reservoir characteristics and main controlling factors of the second member of the Dengying Formation in Pengtan 1 well area, Sichuan Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2022 , 33(12) : 1997 -2007 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2022.08.002

0 引言

四川盆地蓬莱1井区灯影组气藏是继安岳气田灯影组勘探获得成功后的又一重大突破。蓬探1井完钻测试灯二段获天然气121.98×104 m3/d，提交天然气控制储量2 179.00×108 m3。随后在蓬探1井西北部部署的中江2井在钻进灯二段后也见良好的油气显示，测井证实灯二段白云岩储层发育，射孔酸化后初测天然气3.36×104 m3/d，提交天然气预测储量933.60×108 m3。截至目前，蓬探1井区块灯二段完钻井6口，完试井5口，获工业气井5口，共计产气421.64×104 m3/d，井均产气84.33×104 m3/d，已揭示出蓬探1井区灯二段的含气性和勘探潜力。
截至目前，前人对四川盆地北部、东北部及川中地区灯影组的沉积环境、构造演化、储层特征、储层成因及天然气成藏等方面做了大量的研究工作［1-6］，认为四川盆地上震旦统灯影组是四川盆地重要的油气资源接替层位，丘滩相白云岩储层具有巨大的天然气勘探潜力，储层发育受控于沉积相带、表生岩溶、埋藏—热液等因素。金民东等［1］针对四川盆地东北部元坝及周缘地区震旦系灯影组的储层特征及主控因素进行了研究，认为灯四段储集层是有利的储集相带，主要受桐湾II幕岩溶作用的改造。张琳等［2］根据高石梯构造灯二段的岩心、成像测井及常规测井资料将储层分为洞穴型、孔洞型、孔隙型、裂缝—孔洞型等6种类型［1］。蒋裕强等［3］ 基于对川中地区灯影组的岩心、岩屑及地球化学测试资料探究了该地区灯影组白云岩相及其发育控制因素［4］。朱讯等［4］利用高石梯灯影组的岩心、成像测井、CT扫描等资料对高石梯灯影组的储渗体进行了刻画和分类评价，并将储层划分为孔隙型、孔隙—溶洞型和裂缝—孔洞型3种类型。
这些研究成果对深化四川盆地灯影组的沉积环境和储层特征及成因的认识大有裨益，特别是对不同区块灯四段的储层特征及发育主控因素等方面的研究具有重要的借鉴和指导意义。但涉及灯二段储层特征及储层发育控制因素的研究非常少，针对蓬探1井区灯二段储层的相关研究就更少了。为了更好地支撑蓬莱1井区灯影组气藏的勘探与开发，非常有必要对该井区灯二段储层特征及主控因素进行研究。本文基于前人的研究成果，利用灯二段的岩心、薄片、物性测试、CT扫描和成像测井等资料，并结合单井含气性解释成果，综合分析灯二段的优质储层特征，探究储层发育的控制因素，可为蓬探1井区灯二段气藏下步勘探开发提供理论支撑。

1 区域地质特征

四川盆地在加里东期形成了巨形鼻状的乐山—龙女寺古隆起（图1）［5］，现今的震旦系顶界构造总体西高东低，核部位于川西南部，轴向为北东向，轴线位于老龙坝—资中—安岳一线。地面构造总的趋势为走向北东东向、由西南向北东向倾伏的褶皱单斜。在此单斜背景下，由西向东主要分布有岳源乡高点、龙女寺、合川等构造。蓬探1井区位于川中古隆平缓构造区的威远—龙女寺古隆起北部斜坡带上，其东南为高石梯—磨溪构造带，东北向为南充构造带。
图1 四川盆地古隆起分布［7］

Fig. 1 Distribution of paleo-uplifts in Sichuan Basin［7］

四川盆地灯影组自下往上依次分为灯一段、灯二段、灯三段和灯四段，除灯三段为泥岩或泥质砂岩外，其余层段均为碳酸盐岩［6-10］。灯一段位于灯影组的底部，与下伏的陡山沱组整合接触，以浅灰色—深灰色泥粉晶白云岩为主，夹藻云岩。在野外剖面可见藻格架、藻黏结团块及凝块岩，局部可见膏质云岩。灯二段为储层发育的重要层段，下部发育葡萄花边构造格架的白云岩，富含菌藻类，上部发育微晶白云岩和藻团块白云岩。灯三段为深灰色—蓝灰色泥页岩，砂质泥晶云岩及云质砂岩，属于海退环境的沉积产物。受铜湾I幕构造运动的影响，灯三段与下伏灯二段不整合接触［11］；灯四段发育凝块白云石、砂质白云石及藻叠层白云石，见硅质条带。受桐湾II幕构造运动的影响，灯四段顶部与寒武系麦地坪组不整合接触［图2（a）］。蓬探1井区灯影组在桐湾I幕和桐湾II幕构造运动的影响下，灯四段全部缺失，仅残存十多米的灯三段直接与上覆麦地坪组不整合接触。
图2 四川盆地灯影组地层展布（a）及灯二段沉积特征（b）

Fig. 2 Stratigraphic distribution of Z2 dn（a） and sedimentary characteristics of Z2 dn 2（b） in Sichuan Basin

川中地区灯二段发育于局限台地和台地边缘沉积环境。在局限台地中发育有台坪和台内丘滩亚相，在台地边缘中发育有洼地和台缘丘滩亚相［图2（b）］。其中，台缘洼地亚相发育泥质洼地和泥云质洼地微相，台缘丘滩亚相发育藻丘和颗粒滩微相。蓬探1井区灯二段优质储层主要发育于台缘丘滩亚相，砂屑云岩、凝块云岩、叠层状云岩等岩性较为发育。

2 储层特征

2.1　岩石学特征

基于对蓬探1井区取心井的岩心、薄片、岩屑录井及单井含气性解释成果的统计，灯二段储层岩性主要为与生物建造相关的藻云岩、与颗粒滩建造相关的颗粒云岩、少量的泥晶云岩和粉晶云岩［图3（a）—图3（f）］。藻云岩主要分布在灯二段的中下部，颗粒云岩及泥晶云岩、粉晶云岩主要分布在灯二段的中上部，优质储层主要分布于颗粒云岩和藻云岩中。
图3 蓬探1井区灯二段储层岩心照片

（a）蓬探1井，灯二段，5 733.61~5 733.64 m，深灰色砾屑云岩；（b）蓬探1 井，灯二段，5 727.06~5 727.64 m，深灰色砂屑白云岩；（c）蓬探102井，灯二段，5 854.32~5 854.50 m，褐灰色藻纹层白云岩；（d）中江2井，灯二段，6 549.86~6 550.07 m，砂屑云岩；（e）高石2井，灯二段，5 396.64~5 396.84 m， 藻凝块白云岩，溶蚀孔洞发育；（f）高石6井，灯二段，5 368.88~5 368.97 m，藻叠层云岩；（g）中江2井，灯二段，6 550.44 m，砂屑白云岩；（h）蓬探101井，灯二段，5 770.68 m，藻凝块白云岩； （i）蓬探1井，灯二段，5 734.51 m，藻砂屑云岩

Fig. 3 Reservoir core photos of Z2 dn 2 Formation in Pengtan 1 well area

2.1.1　与生物建造相关的岩性

受沉积时的古温度及古盐度的影响，研究区灯一段和灯二段沉积期主要发育有蓝细菌类微生物［1-6］。四川盆地在陡山沱组碎屑岩沉积之后，海平面逐渐上升，在合适的温度、盐度及充足的阳光条件下，微生物不断繁育，不断地黏结并捕获岩石颗粒，形成了相应的碳酸盐岩建造，多呈叠层状、柱状及葡萄状［图3（j），图3（i）］。灯二段发育的与生物建造相关的藻云岩类主要有藻凝块云岩、藻砂屑云岩、藻叠层云岩及藻格架云岩，多呈浅灰色—灰白色，块状—厚层状展布。
藻凝块云岩是细菌类生物在生长过程中黏结捕获了碎屑岩颗粒、灰泥物质及球粒等物资，成岩后便形成了不规则的凝块或团块状［图3（e），图3（g）］，此类白云岩的储集空间类似于粒间溶孔的凝块间格架孔洞。藻砂屑云岩、藻格架云岩及藻叠层云岩的形成过程与藻凝块云岩类似，黏结格架也是由于微生物类的障积、钙化或自身生长形成具有抗风浪的格架构造，镜下观察其储集空间为格架孔洞系统，但储集性能明显低于藻凝块云岩。

2.1.2　与颗粒滩建造相关的储集岩类

当碳酸盐岩的沉积界面位于浪基面之上的高能环境时，先期在低能环境形成的泥—粉晶云岩、藻云岩等在波浪的作用下常被破碎形成内碎屑，若此时的沉积环境不适宜各种菌类生物的生长，则可形成颗粒滩建造的岩类［6-12］。灯二段颗粒滩建造的岩石有砾屑白云岩和砂屑白云岩，多呈灰色—浅灰色中厚层状展布。
砂屑颗粒主要由泥—粉晶白云岩组成，含量在60%~75%之间。砾屑颗粒主要为砂屑白云岩、细粉晶白云岩和泥晶白云岩颗粒［图2（a），图2（b）］。颗粒多呈粗—中级，粒径介于0.4~0.8 mm之间，分选和磨圆一般，棱角—次圆状，发育有粒间孔和粒间溶孔。

2.2　储层物性特征

物性测试结果表明，灯二段储层总体为低孔—中低孔储层，部分样品受溶蚀作用的影响呈高孔隙型储层［图4（a），图4（b）］。蓬探1井147个样品测试的孔隙度最大值为12.78%，平均值为4.03%；蓬探102井97个样品测试的孔隙度最大值为5.31%，平均值为3.17%。储层基质孔隙度主要分布在2%~4%之间（蓬探1井占比51.02%，蓬探102井占比80.95%），大于8%的数量很少（蓬探1井仅有4.77%的样品大于8%，蓬探102井无大于6%的样品）。
图4 灯二段储层孔隙度与渗透率分布特征图

（a）蓬探1井全直径岩样孔隙度分布频率；（b）蓬探102井全直径岩样孔隙度分布频率；（c）蓬探1井区测试的孔隙度与渗透率关系

Fig. 4 Distribution characteristics of porosity and permeability of Z2 dn 2 reservoir

渗透率测试结果表明，样品的最大渗透率为28.01×10-3 μm2，中值渗透率为1.89×10-3 μm2，平均渗透率为1.17×10-3 μm2。且渗透率主要分布在（0.001~5.0）×10-3 μm2之间，小于0.001×10-3 μm2和大于5.0×10-3 μm2的样品数量较少［图4（c）］。部分样品的渗透率出现随孔隙度增加而增加的趋势，部分样品集中在低孔高渗区域，呈现出具有孔隙和裂缝组成的双重渗流介质的特征。

2.3　储集空间类型

钻井显示、岩心描述、镜下观察、CT扫描等资料表明，灯二段储层发育有原生粒间孔、粒间溶孔、晶间孔、晶间溶孔、裂缝和溶洞等储集空间。根据储集空间的形成机理、形态特征及出现频率的差异，可将灯二段的储集空间分为溶洞、孔隙（包括原生粒间孔、粒间溶孔、晶间孔、晶间溶孔）和裂缝3种类型。

2.3.1　溶洞

溶洞一般指直径大于2 mm的孔隙。研究区灯二段的溶洞有原始的生物格架被早期胶结充填的残余部分后期被溶蚀形成的，也有岩石组构差异溶蚀形成的。溶洞的大小受控于原始胶结的充填程度及后期的溶蚀强度。镜下可见溶洞多呈点状、串珠状、不规则状分布，部分溶洞被自生石英、白云石、泥质、硅质及沥青等半充填，连通性较好［图5（a），图5（b）］ 。灯二段以中、小孔洞为主，大溶洞分散分布，平均面洞率为5.0%~5.5%。
图5 蓬探1井区灯二段储集空间特征照片

（a）蓬探101井，5 774.87~5 775.19 m，褐灰色白云岩，溶孔洞发育，全直径孔隙度12.78%；（b）蓬探101井，5 738.98~5 739.15 m，褐灰色白云岩，溶孔洞发育，全直径孔隙度为8.50%；（c）蓬探102井，5 854.32~5 854.50 m，褐灰色白云岩，溶孔洞发育；（d）蓬探103井，5 722.44~5 722.70 m，灰褐色白云岩，溶孔洞发育；（e）蓬探103井，5 714.44~5 714.74 m，针孔状白云岩，溶蚀孔隙发育；（f）蓬探1井，5 728.72~5 728.95 m，浅灰色藻纹层白云岩，溶孔及溶蚀缝发育；（g）蓬探101井，5 734.33 m，灰褐色藻砂屑云岩，溶孔、溶洞发育（铸体薄片，12.5×）；（h）蓬探101井，5 737.09 m，灰褐色藻叠层云岩，粒间溶孔、溶洞发育（铸体薄片，12.5×）； （i）蓬探1井，5 731.25 m，泡沫绵层白云岩，具有薄的泥晶边，溶蚀孔隙发育，面孔率为15%

Fig. 5 Reservoir space characteristics of Z2 dn 2 Formation in in Pengtan 1 well area

2.3.2　孔隙

蓬探1井区灯二段的孔隙包括粒间溶孔、粒内溶孔及少量的晶间溶孔，部分薄片中可偶见原生粒间孔。粒间溶孔主要发育于藻砂屑云岩和藻叠层云岩中，镜下常见该类孔隙的边缘或孔隙边缘与前期充填物一并被溶蚀的现象，孔隙边缘极不规则，呈港湾状，连通性较好［图5（g），图5（h）］。粒内溶孔是岩石颗粒内部被部分溶蚀而成，主要发育于藻砾屑白云岩和砂屑白云岩中，镜下可见粒内溶孔具有薄的泥晶边，形状不规则，孔径为0.2~0.4 mm，部分样品的镜下面孔率可达15%［图5（i）］。

2.3.3　裂缝

裂缝不仅可以直接作为储集空间，也可以作为流体的渗流通道。灯二段既有水平裂缝，也有高角度裂缝，既有构造成因，也有溶蚀成因。构造缝是在构造应力作用下形成的宽度较为均一，缝壁较为平整的裂缝［图5（i）］。溶蚀缝是流体沿着早期的裂缝流动过程中与岩石发生选择性溶蚀作用的结果，形成的裂缝宽度不均一，缝壁呈锯齿形状［图5（f）］。局部区域的裂缝与先期形成的孔隙、溶蚀缝或构造缝连通交织成网状缝（图6）。
图6 蓬探1井区灯二段5 778.71~5 778.74 m井段CT扫描图

Fig.6 CT scan of the 5 778.71-5 78.74 m of Z2 dn 2 Formation in Pengtan 1 well area

不仅在岩心、镜下和CT扫描中可见裂缝和溶洞，在钻井显示中也可推测裂缝和溶洞的存在。蓬探1井5 778.71~5 778.74 m段为灰色溶孔状白云岩，CT扫描显示其溶洞、微裂缝发育（图6），裂缝的开度在0.03~0.25 mm之间。该井钻至5 570~5 578 m时出现了井漏，累计漏失为1 014.4 m3，漏失速度为22.3 m3/h，显示出该井段为溶洞型或缝洞型储层；蓬探102井钻至5 881~5 882.4 m时也出现了井漏，累计漏失量为9.2 m3，漏失速度为2.3 m3/h，显示出该井段为溶孔型储层或裂缝—孔隙型储层。
根据储集空间的组合特征，可将研究区灯二段的储层划分孔隙型、溶洞型及裂缝—孔隙型3类储层。结合研究区4口井的单井解释结果，灯二段的裂缝—孔隙型储层占比为54.3%，孔隙型储层占比为16.7%，缝洞型储层占比为29.0%。

3 储层发育主控因素

蓬探1井区灯二段储层较发育，主要发育于中上部，底部储层较薄。储层发育程度与距离不整合面的距离关系密切。越靠近不整合面，暴露溶蚀与裂缝改造的程度越强；远离不整合面，岩石改造形成溶孔、溶洞及溶蚀缝的作用越小，储层不发育，甚至岩性致密，成为无效储层。除蓬探103井外，其余3口井灯二段最上部储层顶面距离不整合面的距离均在10 m以内（图7），且主要发育于颗粒白云岩和藻白云岩中。这说明大气淡水淋滤作用及其岩石组构差异对不整合面附近优质储层的形成有较强的控制作用。据目前已完钻井资料统计，灯二段优质储层发育段距离上部不整合面的距离为30~180 m。由于溶蚀作用的垂向作用深度有限，距离不整合面越远的区域可能是受构造作用的影响而形成了裂缝型储层［13-16］。可以看出，研究区灯二段优质储层的发育除受溶蚀作用外，还受沉积环境及构造作用的控制。
图7 蓬探1井区部分井灯二段最上部储层顶面与不整合面距离关系

Fig.7 The distance relationship between the top surface of the uppermost reservoir and the unconformity surface of Z2 dn 2 in some wells in Pengtan 1 well area

3.1　沉积环境对优质储层的控制作用

VACHER等［12］ 基于世界范围内类似加勒比海和澳大利亚袋鼠岛等环境的喀斯特研究，提出了相应的有别于传统意义上的早成岩期岩溶模式和晚成岩期岩溶模式。他们认为，当基岩经历了深埋藏和晚成岩作用的改造，受构造作用抬升至地表遭受大气淡水的淋滤作用形成了大型的溶沟、溶洞系统，这种岩溶作用被称为晚成岩期岩溶，与传统意义上的岩溶模式一致。当基岩埋藏深度不大，埋藏时间不久，岩石本身具有相对较好的储渗空间在流体改造过程中成了渗流通道，这类岩溶作用为早成岩期岩溶作用。早期溶蚀作用的通道主要为孔隙，岩溶流体在基岩内呈漫流溶蚀，在三维空间可形成网状系统的溶蚀孔道。若碳酸盐岩中有先期形成的微裂缝，地下流体在早成岩期岩溶过程中则顺着优势裂缝流动发生扩容作用，扩容后的裂缝与基岩中的网状溶蚀管道在空间上交织成花斑状或海绵状。其溶蚀机理以漫流溶蚀为主，溶蚀流体首先经过粒间孔隙并逐渐浸润和离解基岩颗粒。当溶蚀作用还未形成优势通道，溶蚀流体流通不畅，溶散物质就近充填于孔隙或溶洞中，形成渗流砂［图8（d）］。大气淡水淋滤作用使得流体不仅发生地表径流、垂直渗流，还要在潜水层发生平流作用。在岩心上可见从上往下的溶蚀强弱特征，上部流体在重力作用下流动顺畅，不易堆积溶散的物质，裂缝或溶洞为无充填或半充填的状态［图8（e）］。下部因流体流动不畅便堆积颜色较深的溶散物质，形成混合带、半离解带和基岩带等反映溶散物质分带堆积的现象［图8（b）］。
图8 蓬探1井区灯二段裂缝特征

（a）蓬探1井，5 729.80~5 729.85 m，2期高角度缝相交；（b）蓬探1井，5 779.64 m，第二期裂缝，部分充填白云石；（c）蓬探1井，5 785.59 m，第三期裂缝切割晚期胶结物并与第二期裂缝相交； （d）蓬探1井， 5 791.29 m，早期裂缝，渗流粉砂充填；（e）蓬探101井，5 776.37~5 776.52 m，高角度缝半充填；（f）蓬探1井，5 765.89 m，第二期裂缝部分充填

Fig.8 Fracture characteristics of Z2 dn 2 Formation in Pengtan 1 well area

从蓬探1井区灯影组埋藏演化史可以看出［17］（图9），灯影组沉积不久发生了桐湾I幕和桐湾II幕运动，使得灯影组有一个短暂的抬升过程，成岩演化并未经历中—深层的埋藏作用，具备早成岩期岩溶作用的地质背景。基于上述认识，蓬探1井区灯二段的溶洞型、缝洞型及以溶孔为主的孔隙型储层的溶蚀作用均发生于早成岩期，溶蚀程度除受淋滤作用时间长短影响外，主要受先期形成的孔渗体控制，即受沉积微相的控制。不同的沉积微相可形成不同组构的岩石组合，其储渗体及其组合特征差异较大。从已完钻井的统计发现，研究区灯二段单井发育的丘滩体厚度与地层厚度的比值、优质储层厚度二者之间为正相关，相关系数可达0.919。且丘滩体中的藻白云岩及颗粒滩相的颗粒白云岩的物性明显好于其他岩性的物性。
图9 蓬探1井区灯影组地层埋藏特征

Fig.9 Burial characteristics of Z2 dn 2 Formation in Pengtan 1 well area

从研究区灯二段的沉积模式图（图10）中可以看出，蓬探1井区处于碳酸盐岩台地边缘相，台缘丘滩体是有利的储集相带，早期的断层控制着丘滩及台内洼地的空间展布，丘滩体中的藻格架孔与早成岩期溶蚀作用形成的溶蚀孔隙叠加形成的溶孔和溶洞使得丘滩体具有内部杂乱、丘状、亚平行反射以及同相轴连续性差的特征。丘滩体与局限台地之间发育有沉积水体较深、岩性较为致密的台内洼地，台内洼地内储层不发育。
图10 蓬探1井区灯二段台地丘滩体地震响应特征

Fig.10 Seismic response characteristics of platform mound beach body of Z2 dn 2 Formation in Pengtan 1 well area

3.2　构造作用对优质储层的控制作用

蓬探1井区灯二段沉积不久便发生了桐湾I幕运动，使得研究区整体抬升暴露，遭受大气淡水的淋滤作用，形成了大量的溶蚀孔隙和因风化作用形成的微裂缝［13-15］。在灯四段沉积不久发生了桐湾II幕运动，研究区再次抬升暴露，遭受风化剥蚀和大气淡水的淋滤作用。从四川盆地隆起分布特征看（图1），研究区除在加里东期形成了乐山龙女寺古隆起外，燕山期在乐山龙女寺古隆起的基础上形成了大兴古隆起。多次的构造运动及差异性的升降运动，势必造成研究区灯二段内部裂缝的形成。
从岩心及镜下观察统计可知，研究区灯二段储层的裂缝至少发育有早期、中期和晚期3期，且多期形成的裂缝相互交织［图8（a），图8（c）］。在镜下可见早期形成的裂缝被充填、被错断，晚期形成的裂缝被早期或中期形成的裂缝限制的现象。对储层发育贡献较大的主要为中期和晚期形成的裂缝，早期形成的裂缝多被渗流砂完全充填，形成无效的储集空间［图8（d）］。中期形成的裂缝几乎都是半充填或未充填［图8（c），图8（f）］，晚期形成的裂缝几乎未被充填。

4 结论

（1）四川盆地蓬探1井区灯二段优质储层发育于台缘斜坡相中的丘滩体中，储集岩类型主要为与生物建造相关的藻凝块云岩、藻砂屑云岩、藻叠层云岩、藻格架云岩，及与颗粒滩建造相关的砾屑白云岩和砂屑白云岩。
（2）蓬探1井区灯二段优质储层总体表现为低孔—中低孔储层，部分样品受溶蚀作用的影响呈高孔隙型储层。储集空间可划分为溶洞型、孔隙型和裂缝型3种储集空间类型，储层总体表现为孔洞、孔隙及裂缝—孔隙型3类储集类型。
（3）优质储层的发育受桐湾I幕和桐湾II幕运动、早成岩期岩溶作用及沉积相带的控制。桐湾I幕和桐湾II幕运动使得地壳抬升，促成了裂缝的多期形成及早成岩期岩溶作用的发生，台地边缘相促进了丘滩体的发育。

References

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