Natural Gas Geoscience >

2024 , Vol. 35 >Issue 11: 1983 - 1998

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2024.04.003

Paleo-porosity evolution and its distribution in carrier bed of the second member of Dengying Formation during hydrocarbon accumulation stages， Penglai area， Sichuan Basin

  • Yuan ZHONG , 1 ,
  • Baoshou ZHANG 1 ,
  • Xin DAI 1 ,
  • Yanping QIAO 1 ,
  • Shuang DOU 1 ,
  • Zili ZHANG 1 ,
  • Lu ZHOU 2, 3, 4 ,
  • Yifan GU , 2, 3, 4
Expand
  • 1. Exploration and Development Research Institute，PetroChina Southwest Oil and Gasfield Company，Chengdu 610041，China
  • 2. School of Geoscience and Technology，Southwest Petroleum University，Chengdu 610500，China
  • 3. PetroChina Unconventional Key Laboratory，Branch of Southwest Petroleum University，Chengdu 610500，China
  • 4. Sichuan Provincial Key Laboratory of Natural Gas Geology，Chengdu 610500，China

Received date: 2023-12-11

  Revised date: 2024-03-29

  Online published: 2024-05-11

Supported by

The National Natural Science Foundation of China(42202166)

Fold

Abstract

The hydrocarbon accumulation processes an event in geological history， and restoring the porosity of the carrier formation in key stages of accumulation can help quantitatively restore the geological conditions during the accumulation period and better understand the process of oil and gas accumulation. By comprehensively utilizing various technical methods such as thin section identification， micro area U-Pb dating， fluid-inclusion analysis， and rock property testing， the diagenetic evolution sequence of the second member of Dengying Formation （Deng 2 Member） carrier formation in the Penglai area has been established. Based on the time coupling relationship between the “diagenetic evolution sequence and hydrocarbon accumulation period”， the paleoporosity characteristics of the Deng 2 Member carrier formation at each key accumulation stage have been restored using the method of pore inversion and stripping. By using abundant core measured porosity data to calibrate logging porosity， and then based on the relationship between wave impedance and porosity， the 3D seismic wave impedance inversion results are converted into the current reservoir porosity values， and the relationship between paleo-porosity and current porosity is used to restore the distribution characteristics of ancient pores in each key reservoir formation stage of the upper member of the Deng 2 Member， in order to clarify the transport capacity of the carrier formation in the key reservoir formation stage. The porosity of the paleo oil reservoir period and the cracking gas generation period slightly increased compared to the current period， and the first and second adjustment periods were basically consistent with the current porosity. In each key reservoir formation period， the porosity in the upper and middle parts of the Deng 2 Member is developed， with a large distribution range of high porosity and good oil and gas transport performance， which is conducive to large-scale oil and gas accumulation and accumulation. The porosity in the lower part of the upper section of Deng 2 Member is underdeveloped， and high porosity is scattered， resulting in a decrease in oil and gas transport performance， which is not conducive to large-scale hydrocarbon accumulation.

Key words： Pore evolution; Porosity prediction; Hydrocarbon accumulation stage; Sichuan Basin; Penglai area; The second member of Dengying Formation （Deng 2 Member）; Carrier formation

Cite this article

Yuan ZHONG , Baoshou ZHANG , Xin DAI , Yanping QIAO , Shuang DOU , Zili ZHANG , Lu ZHOU , Yifan GU . Paleo-porosity evolution and its distribution in carrier bed of the second member of Dengying Formation during hydrocarbon accumulation stages， Penglai area， Sichuan Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2024 , 35(11) : 1983 -1998 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2024.04.003

0 引言

油气成藏过程中的运聚通道往往被假设为相对均匀的地质体［1-3］，但诸多研究实例已表明油气运聚是一个极不均一的过程［4-5］。近年来的实验和模拟分析证明，即便是在均匀的孔隙介质内，油气运聚也只沿着通道内范围有限的路径发生［6］。而在非均匀性通道中，油气运聚则更为复杂。导致油气运聚通道非均匀性的根本原因是作为通道的地质体内部具有结构非均质性。因此，要准确地描述并展现油气运聚过程，必须要实现运聚通道的非均匀性的定量表征［7-8］。作为运聚通道的主要形式，输导层与储集层具有一定的共性［9］，即它们都是具有流体储集空间和渗透能力的地质体，根本差别在于输导层必须在一定的宏观空间范围内具有连通性，从而具有输导能力［10］。由于地质体内的渗流空间和连通通道的输导能力在成岩—成藏演化过程中发生变化［11］，因而需要明确关键成藏期所对应的输导层输导能力。输导层孔隙度反映了输导层储存和运聚油气的能力，其现今的孔隙度可以通过岩心物性测试、测井等资料得到，但输导层现今孔隙度与成藏时期的古孔隙度差异较大，并且烃类运聚主要发生于储层孔隙（或溶洞）中，且孔渗具有一定的相关性。因此，获得地质历史时期，特别是成藏时期的输导层古孔隙度对于研究油气成藏有着重要的意义。蓬莱地区灯影组二段（以下简称“灯二段”）白云岩经历了长期的成岩作用改造，成岩作用复杂且对孔隙度演化的影响强烈，灯二段多套输导层垂向上叠置发育，形成了主要的油气运移通道。油气成藏时期输导层孔隙度直接影响了油藏的分布范围，但目前对于蓬莱地区成藏时期孔隙度特征研究较少。本文依据岩心资料，结合薄片岩相学观察，建立研究区灯二段成岩演化序列，应用回剥法恢复其孔隙演化曲线，结合烃源岩生烃史与油气成藏期，利用地震孔隙度反演方法恢复灯二上亚段输导层各关键成藏期古孔隙分布特征，明确输导层在关键成藏期的输导能力，对于预测油气富集区具有重要意义。

1 地质概况

蓬莱地区位于四川盆地中部，地理位置位于射洪市、中江县境内（图1）。震旦系灯影组沉积期，由于大量的蓝绿藻类细菌等微生物的影响，形成了叠层状、葡萄状、雪花状、凝块状等不同形态的微生物丘滩体［12］。受多幕桐湾运动影响［13］，研究区内灯影组的灯四段被剥蚀，灯三段与上覆寒武系烃源岩、下伏灯二段均呈不整合接触［14-15］。加里东构造期，四川盆地中部形成了大型古隆起［16-17］，蓬莱地区即位于川中古隆起的北斜坡区［18］。多期构造活动调整改造后，蓬莱地区逐渐形成了西南高、东北低的单斜斜坡构造背景［19］。在此构造背景下，微生物丘滩体构成了灯影组岩性圈闭气藏［15，20］。根据岩性、测井响应、碳同位素特征可将灯二段分为上亚段和下亚段2个亚段，上、下2个亚段又各分出3个小层（图1）。
图1 四川盆地蓬莱地区灯二段顶界构造及地层柱状图（柱状图基于PT101井）

Fig.1 Top boundary structure and stratigraphic histogram of the second member of Dengying Formation in Penglai area，Sichuan Basin （the stratigraphic histogram is based on Well PT101）

2 输导层特征及成岩演化过程

与灯四段相似，作为油气运移通道的灯二段输导层也是由多种类型储集体构成，输导层内部非均质性强［21-22］。基于常规—成像测井响应特征、岩心观察结果，利用储渗空间的搭配关系将研究区内灯二段输导层测井相划分为缝洞型、孔洞型、孔隙型3种类型。
本文研究根据蓬莱地区输导层的岩心观察、薄片镜下鉴定，并结合前人［20，23-24］的研究成果，基于成岩充填矿物类型、占位关系及其U-Pb微区测年结果，明确了灯二段输导层的成岩演化过程。结果表明，研究区灯影组二段输导层内部识别出了8期充填物。
第1期充填物为纤状白云石（FD），俗称葡萄花边构造或葡萄状环边胶结［图2（a）］，这一类白云石形成于同生海底阶段。纤状白云石（FD）的出现印证了灯影组沉积期海水Mg/Ca演化规律，属于灯二段中—上部溶洞、溶缝内“白云石海”事件的结晶产物，能直接反映埃迪卡拉末期的海水化学性质［25］，这一类白云石胶结物期次较多、形成时间较早，具有单向延长的特征［图2（b）］，多为文石矿物早期白云石化的结果。同时，由于海平面频繁震荡，可出现同生期暴露前后的多世代海底胶结物。在灯影组发育的时间期次比较多，可以在海底胶结阶段、准同生期大气淡水成岩阶段以及风化壳大气淡水成岩阶段均有发育，这几者之间存在明显差别。这期充填物对应绝对U-Pb年龄为590±15 Ma。
图2 四川盆地蓬莱地区震旦系灯二上亚段输导层成岩矿物充填特征

（a）输导层岩心中可观察到纤状白云石（FD）、细晶白云石（FCD）等多期充填物，PT1井，5 740.41 m（单偏光）；（b）镜下可观察到输导层溶洞中充填有多期纤状白云石（FD）和细晶白云石（FCD），PT1井，5 774.45 m（单偏光）；（c）溶洞中充填有纤状白云石（FD）、粒状白云石（FWD）、细晶白云石（FCD）、第一期沥青、中晶白云石（MCD），PT5井，5 694.24 m（单偏光）；（d）镜下可观察到输导层溶洞中充填有纤状白云石（FD）、细晶白云石（FCD）、第一期沥青、中晶白云石（MCD）、鞍状白云石（SD）、第二期沥青，PT5井，5 707.30~5 707.40 m（单偏光）；（e）溶洞中充填有纤状白云石（FD）、粒状白云石（FWD）、细晶白云石（FCD）、中晶白云石（MCD）、第二期沥青，PT5井，5 694.24 m（单偏光）；（f）溶洞中充填有纤状白云石（FD）、细晶白云石（FCD）、闪锌矿（Sp），PT5井，5 676.11 m（单偏光）；（g）溶洞中充填有纤状白云石（FD）、细晶白云石（FCD）、中晶白云石（MCD）、鞍状白云石（SD）、闪锌矿（Sp），PT5井，5 676.11 m（单偏光）；（h）输导层裂缝中充填有第一期沥青、石英（Qtz），DT1井，7 601.27 m（正交偏光）

Fig.2 Diagenetic mineral filled in the upper sub-member of the Deng 2 Member carrier bed in the Penglai area，Sichuan Basin

第2期矿物充填物为粒状白云石（FWD），单偏光下该类白云石的晶粒大小在粉晶级到细晶级，交代纤状白云石。根据矿物占位关系和其他白云石的U-Pb年龄来看，这类白云石胶结物属于准同生期，单偏光下晶体干净，自形程度高［图2（c）］。
第3期矿物充填物为细晶白云石（FCD），这类白云石充填物的自形程度高，镜下观察中晶体更为干净。地球化学数据表明，该期白云石对应的成岩流体为受大气淡水影响的海水，对应绝对U-Pb年龄为520±11 Ma。
第4期充填物为第一期沥青（又称沥青膜或沥青线）［图2（d）］，志留纪末期伴随地层持续埋深，裂陷槽内寒武系烃源岩在志留纪末期达到生烃门限，开始发生第一期原油充注。灯二段储渗空间边部的细晶白云石表面出现第一期油气充注形成的沥青膜。
第5期充填物为中晶白云石（MCD），这类白云石充填物的自形程度高，镜下观察中晶体更为透亮［图2（e）］，与纤状白云石、粒状白云石等相比晶体明显更大［图2（f）］。地球化学数据表明，该期白云石对应的成岩流体为受大气淡水影响的海水，对应绝对U-Pb年龄为392.8±23.9 Ma。
第6期矿物充填物为鞍状白云石（SD）［图2（g）］，二叠纪末期峨眉地裂运动阶段［26-27］，沿着之前的断裂带热液脉体切割围岩及早期角砾、早期裂缝边缘被鞍状白云石胶结［图2（g）］，角砾多呈漂浮状，砾间被中粗晶和鞍状白云石（SD）充填［图2（g）］，对应绝对U-Pb年龄为281~247 Ma。
第7期充填物为残余孔洞中充填的第二期沥青［图2（e）］，该期沥青是由于印支期地层迅速埋藏，烃源岩成熟，印支期末先期断裂及裂缝进一步开启，属于油气发生第二期大规模充注时期，形成大规模古油藏的裂解产物，因此其与矿物之间的占位关系可以反映矿物所对应的成岩作用发生时期与古油藏形成时期的先后关系。前人［28-30］研究表明，四川盆地内或盆地周缘的灯影组矿床中沥青十分发育，按照沥青的产状，可将沥青划分为2类：以细粒浸染状或乳滴状分布于块状矿石和角砾状矿石中，这种沥青与金属硫化物紧密共生；或是呈粒状充填在白云岩溶蚀孔洞内，未见金属硫化物发育［31-33］。这些丰富的沥青现象对应印支期伴随油气大规模充注，在断裂带附近发生TSR作用和硫化物的沉淀，地层中发生黄铁矿、闪锌矿、方铅矿化作用，川滇黔震旦系发育多个铅锌矿床［34-36］。四川盆地周缘与川中震旦系发育大量与沥青伴生的铅锌矿，铅锌矿形成与TSR作用有关。与古油藏共生的TSR作用和金属硫化物的年龄为225~192 Ma，限定了古油藏形成的最晚时间。吴越等［31］在对凉山地区大梁子铅锌矿方解石开展Sm-Nd定年后，认为其绝对年龄在201.4±1.2 Ma，米仓山地区闪锌矿 Rb-Sr定年206±6.5 Ma、孔志岗等［32］在分析川滇黔MVT 铅锌矿床时，提出其绝对年龄应该在225~192 Ma之间，这一现象也表现在研究区内输导层的储渗空间中的铅锌矿沉淀。鲁雪松等［36］对磨溪地区灯影组鞍状白云石开展了激光原位U-Pb定年，结果表明绝对年龄在259.4±3 Ma。
第8期充填物为石英、萤石等热液矿物，燕山期深部高温热液沿着早期裂缝及残余孔洞运移形成石英等热液矿物［图2（h）］，石英、萤石中发育大量甲烷包裹体，说明原油大量裂解成气。阴极射线下，石英、萤石等均不发光［23］。

3 现今孔隙特征

3.1　现今孔隙类型

研究区孔隙主要包括藻格架孔、粒内溶孔、粒间溶孔及少量的晶间溶孔（图3），部分薄片中偶见原生粒间孔。藻格架孔为藻类及其原始孔隙溶蚀扩大形成［图3（a）］，孔隙边缘呈港湾状［图3（b）］，孔隙形态多为椭圆状，孔径介于0.2~0.8 mm之间，多被沥青、白云石和石英等半充填，连通性好，主要分布于凝块石白云岩和叠层石白云岩中。
图3 四川盆地蓬莱地区震旦系灯二上亚段输导层孔隙成因类型

（a）凝块石白云岩中发育藻格架孔，PT2井，7 801.88~7 802.03 m；（b）藻格架孔边缘可见纤状白云石，PT2井，7 801.42~7 801.54 m；（c）砂屑白云岩中发育粒内溶孔，PT1井，5 731.18~5 731.29 m；（d）砂屑白云岩中发育粒内溶孔，ZS101井，6 265.64 m；（e）砂屑白云岩中发育粒间溶孔，PT103井，5 944.93 m；（f）砂屑白云岩中发育粒间溶孔，ZS101井，6 233 m；（g）叠层石白云岩中发育晶间溶孔，PT2井，7 811.95~7 812.16 m；（h）叠层石白云岩中发育晶间溶孔，PT1井，5 726.18 m

Fig.3 Genetical type of pores in the upper sub-member of the Deng 2 Member carrier bed in the Penglai area， Sichuan Basin

粒内溶孔主要发育于砂屑白云岩中［图3（c）］，镜下可见粒内溶孔具有薄的泥晶边，形状不规则，部分样品的镜下面孔率可达15%［图3（d）］，孔径介于0.2~0.5 mm之间。粒间溶孔为微生物沉积结构中的原生粒间孔被溶蚀扩大而形成的孔隙，其边缘可见港湾状溶蚀现象和少量后期胶结物［图3（e）］，这类孔隙常发育于砂屑白云岩和叠层石白云岩中［图3（f）］，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。晶间溶孔多为非选择性溶蚀作用形成的［图3（g）］，孔隙大小可超过1 mm［图3（h）］

3.2　现今孔隙度特征

全直径岩心实测孔渗资料和岩心观察结果表明，灯二段物性最好的沉积岩性为凝块石白云岩，对应的输导层岩石相为缝洞型、孔洞型。结合成像测井资料，认为灯二上亚段溶洞普遍发育，按成因分为孔隙性溶洞、裂缝性溶洞和构造砾间洞。孔隙性溶洞由沿孔隙溶蚀扩大而形成，往往伴随针孔出现，以蜂窝状分布，洞径大多为2~10 mm，部分在原有孔隙基础上溶蚀扩大的溶洞可达20 mm以上，分布区域数量较多，可见白云石、沥青、泥质等充填。裂缝性溶洞由沿裂缝局部溶蚀扩大而形成，因此伴随裂缝发育，裂缝及裂缝性溶洞也常见白云石、沥青、泥质等充填，洞径多为2~15 mm，洞径10 mm以上大洞级别溶洞多为裂缝性溶洞，沿裂缝发育可见小型孔洞发育。构造砾间洞是构造角砾之间的洞，对应溶洞也往往受到溶蚀扩大，洞径为2~12 mm，伴随少量小型裂缝发育，为流体提供了通道，可见白云石、沥青充填。溶洞规模由大到小尺度在成像测井动态及静态图像上可见块状、条状、斑点状、蜂窝状阴影（图4，图5）。
图4 四川盆地蓬莱地区PT102井震旦系灯二上亚段输导层类型与孔隙度变化柱状图

Fig.4 Type and porosity variation in the upper sub-member of the Deng 2 Member carrier bed in the Well PT 102 of Penglai area，Sichuan Basin

图5 四川盆地蓬莱地区灯二上亚段输导层模式

Fig.5 Carrier bed model in the upper sub-member of the Deng 2 Member in the Penglai area， Sichuan Basin

不同输导层岩石相类型孔隙度差别大（图4），溶洞发育储层段孔隙度会明显增大（图4，图5），其中：缝洞型岩石相的岩心为浅灰、褐灰色，岩性主要为藻叠层白云岩，充填物多为沥青，岩心孔隙度介于1.89%~12.39%之间，平均值为4.65%，常规测井响应特征为：扩径明显，声波时差明显增大，密度明显较小，中子变化大，电阻率明显降低，但侵入特征不明显。孔洞型岩石相的岩心呈浅灰、褐灰色，岩性主要为小孔洞砂屑白云岩和小孔洞凝块石白云岩，岩心孔隙度介于1.39%~4.57%之间，平均值为2.18%，常规测井响应特征为：扩径不明显，电阻率明显降低，侵入特征不明显，密度降低。孔隙型岩石相的岩心为浅灰、褐灰色，岩性主要为发育少量孔隙的砂屑白云岩，岩心孔隙度介于0.62%~5.62%之间，平均值为1.66%，常规测井响应特征为：无明显扩径，密度中—高值，无明显侵入特征。
图6中灯二段上亚段储层测井解释孔隙度纵向上具有明显两分特点，3小层高孔隙度值发育，2小层高孔隙度值欠发育，该特征在ZS103井表现最为典型。横向上灯二段上亚段井下孔隙度由东向西更加发育。
图6 四川盆地蓬莱地区灯二上亚段输导层类型及孔隙度变化连井剖面图

Fig.6 Cross-section of the types and porosity variation in the upper sub-member of the Deng 2 Member carrier bed in the Penglai area， Sichuan Basin

3.3　地震预测现今孔隙度分布特征

3.3.1　灯二段储层测井解释孔隙度与井下波阻抗交会分析

孔隙度与储集体的输导能力密切相关，很大程度上决定了储集和运移油气的能力。在地震反演的基础之上，结合测井资料，对灯二段测井解释孔隙度与井下对应位置波阻抗做交会分析（图7），可建立灯二段测井解释孔隙度与井下波阻抗统计关系，发现二者具有较好的相关性。由储层测井解释孔隙度与波阻抗关系交会图可知，灯二段随着波阻抗的增大，孔隙度呈现减小的趋势，相关系数达到0.81，具有良好的相关性。
图7 四川盆地蓬莱地区灯二段孔隙度与波阻抗关系交会图（样本数为964）

Fig.7 Cross-plot of porosity and wave impedance relationships in the Deng 2 Member in the Penglai area， Sichuan Basin （sample number is 964）

3.3.2　灯二上亚段孔隙度分布预测

首先，利用PT1井、ZS102井、ZS103井、PT102井的岩心孔隙度来标定测井孔隙度。根据含气性测井解释结果，灯二段可分为气层、差气层、水层、含气水层和非储层。其中气层和含气水层具有较高孔隙度，且基本位于上亚段3小层；水层孔隙度略低，位于上亚段1小层；其次差气层孔隙度更小，基本位于研究区上亚段3小层；非储层孔隙度最小，基本位于3小层顶部。根据波形指示反演方法对上亚段开展了波阻抗反演，并根据图7中波阻抗与孔隙度经验公式对波阻抗反演结果进行转换，从而获得了上亚段孔隙度预测值，图8为重点井孔隙度反演连井剖面，该剖面走向为NW—SE向，该剖面孔隙度具有明显纵向分层、横向分段特征，纵向上具有多套高孔隙层，主要分布在上亚段3小层和2小层，横向上高孔隙层比较连续。上亚段顶部和下部孔隙度普遍较差，局部含较高孔隙段。经井下含气层解释结论与井旁孔隙度预测值对比表明，井下测井解释结论与地震反演孔隙度变化特征符合较好。
图8 四川盆地蓬莱地区重点井灯二上亚段孔隙度反演连井剖面

Fig.8 Cross-section of porosity inversion of key wells in the upper sub-member of the Deng 2 Member in the Penglai area， Sichuan Basin

利用井下孔隙度与波阻抗统计结果，将灯二段波阻抗反演结果转换为孔隙度，并在灯二上亚段细分层段，预测研究区灯二上亚段在垂向上各部分平均孔隙度平面分布（图9）：①3小层孔隙度最为发育，大部分地区孔隙度分布区间为3.0%~7.2%，大于4.5%高孔隙度区分布范围大，主要分布在ZS101—ZS102—ZS103—PT103井区［图9（a）］。②2小层孔隙度普遍较差，主要分布在0.8%~3.2%区间，局部发育呈零星状分布的较高（3.2%~4.8%）孔隙区［图9（b）］。③1小层孔隙度较灯二上亚段下部有所回升，主要分布在2.4%~4.5%区间，局部发育大于4.5%较高孔隙区［图9（c）］。
图9 四川盆地蓬莱地区灯二上亚段孔隙度预测平面图

（a） 3小层孔隙度平面分布图；（b） 2小层孔隙度平面分布图；（c） 1小层孔隙度平面分布图

Fig.9 Porosity prediction of the upper sub-member of the Deng 2 Member in the Penglai area，Sichuan Basin

利用研究区其他井（包括PT101井、PT103井、PT106井）的灯二上亚段岩心实测孔隙度数据，与井点位置地震预测孔隙度结果进行对比分析。结果表明（图10），灯二上亚段各小层孔隙度预测符合率可达80%，由此表明该方法预测灯二上亚段孔隙度值是可靠的。
图10 四川盆地蓬莱地区重点井灯二上亚段孔隙度预测符合率分布（样本数为15）

Fig.10 Distribution of the predicted coincidence rate of porosity in the key wells in the upper sub-member of the Deng 2 Member in the Penglai area， Sichuan Basin （sample number is 15）

4 关键成藏期与古孔隙度恢复

4.1　关键成藏期划分

根据沥青充填期次及其与其他成岩矿物的占位关系，可以判断出成藏期与成岩事件的先后关系，结合成岩矿物的微区原位测年结果［30］，则可以限定成藏期的绝对年龄范围（图11）。岩心观察和镜下鉴定表明，大量的沥青（第二期沥青）充填晚于热液成因鞍状白云石（图2），因此，鞍状白云石的形成年龄（259.4±3 Ma）［37］限定了古油藏形成的最早年龄。伴随古油藏形成时，油气的大规模充注，在断裂带附近发生TSR作用和硫化物的沉淀，地层中发生黄铁矿、闪锌矿、方铅矿化作用，四川盆地中部与周缘震旦系发育大量与沥青伴生的铅锌矿矿床［33-34］，铅锌矿形成与TSR作用有关（图2）。与古油藏共生的TSR作用形成的年龄为206.0±6.5 Ma［38］，限定了古油藏形成的最晚时间。因此，精确限定古油藏形成期为晚二叠世—早三叠世。
图11 四川盆地蓬莱地区灯二段白云石激光原位 U-Pb 同位素年龄

Fig.11 Laser in-situ U-Pb isotope age of dolomite in the Deng 2 Member in the Penglai area， Sichuan Basin

古油藏形成后，随着灯二段的持续埋深加大［35］，至燕山期发育深部高温热液沿着早期裂缝及残余孔、洞运移形成石英、萤石等热液成因矿物充填物，并且石英、萤石中发育大量甲烷包裹体，说明此时原油发生大量裂解，逐渐形成气藏。前人对石英、萤石充填物开展了微区测年，结果表明石英流体包裹体Ar-Ar定年为125.8±8.2 Ma［39］，川中及川北缘萤石Sm-Nd同位素年龄为130 Ma［40］。喜马拉雅期，伴随地层整体抬升的构造背景，原油裂解形成的气藏接受了2期调整改造，对应的流体包裹体测温结果表明，2期调整改造阶段距今约65~30 Ma。因此可以认为，蓬莱地区灯二段经历了4个关键成藏阶段（图12），第一阶段为晚二叠世—早三叠世油气运移聚集阶段（古油藏期），距今259~213 Ma；第二阶段为燕山期末原油裂解成气阶段，距今130~125.8 Ma；第三阶段和第四阶段为喜马拉雅期的2期气藏调整改造阶段，距今65~30 Ma［36］。
图12 四川盆地蓬莱地区灯二段成岩—成藏期综合图（据文献［23］有修改）

Fig.12 Diagenesis-hydrocarbon accumulation process of the in the Deng 2 Member in the Penglai area， Sichuan Basin （modified from Ref.［23］）

对输导层地质历史时期的孔隙度演化研究是借助铸体薄片进行的，但铸体薄片反映地是输导层的面孔率特征，要得到真实的孔隙度，需计算真实孔隙度与面孔率的换算关系。根据前人的研究成果以及大量的油田实例［41］，利用研究区的全直径岩心物性测试资料得到样品的真实孔隙度，即显孔隙度；通过磨制大铸体薄片（6 cm×5 cm）的镜下照片及计算机图像分析技术得到样品的面孔率，将二者相匹配后通过实验数据拟合，得到显孔隙度与面孔的关系，并且要求决定系数R 2要大于0.6。
选取典型视域薄片，人工圈绘出各期矿物充填物对孔隙度造成的影响，利用Image-Pro Plus 6.0软件计算各期成岩矿物充填物及残留孔隙所占照片总体的百分含量，确定各期矿物充填物对面孔率的影响。根据成岩演化过程依次计算各期矿物充填物对面孔率的影响，由此可获得各期矿物充填开始时的反演回剥孔隙度（图13）。
图13 反演回剥法恢复的蓬莱地区灯二段输导层各成岩阶段开始时面孔率特征

（a）纤状白云石（FD）充填；（b）多期纤状白云石（FD）充填；（c）细晶白云石（FCD）充填；（d）鞍状白云石（SD）充填作用；（e）第二期沥青充填晚于鞍装白云石；（f）石英（Qtz）充填作用晚于沥青

Fig.13 The characteristics of the porosity at the beginning of each diagenetic stage of the Deng 2 Member carrier bed in Penglai area restored by the inversion stripping method

4.2　古孔隙度与现今孔隙度相关性

根据井下古孔隙度恢复成果，分别对重点井位的灯二上亚段古油藏期、裂解成气期、第一次调整期、第二次调整期和现今孔隙度进行统计发现：古油藏期和裂解成气期比现今孔隙度略有增大，第一次调整期和第二次调整期与现今孔隙度基本一致。如表1所示，古油藏期灯二段3小层孔隙度值最高，主要分布在2.14%~3.22%区间，岩石相类型以孔洞型和孔隙型为主；2小层孔隙度最低，主要分布在2.19%~3.56%区间，岩石相类型以孔洞型为主；1小层孔隙度值居中，主要分布在1.65%~3.49%区间，岩石相类型以孔洞型和缝洞型为主。如表2所示，裂解成气期3小层孔隙度值最高，主要分布在2.14%~3.14%区间，岩石相类型以孔洞型和孔隙型为主；2小层孔隙度最低，主要分布在2.19%~3.56%区间，岩石相类型以孔洞型为主；1小层孔隙度值居中，主要分布在1.45%~3.26%区间，岩石相类型以孔洞型和缝洞型为主。
表1 重点井输导层现今孔隙度与古油藏期孔隙度统计数据

Table 1 Statistical data of current porosity and paleo reservoir period porosity of key wells carrier formation

小层 井号

现今孔隙度

/%

第1~2期

充填物/%

第3~6期

充填物/%

第7期

充填物/%

第8期

充填物/%

 主要储层类型及占比 古油藏期 古孔隙度/%
3小层 PT1 3.05 -2.42 -3.25 -0.08 -0.09 缝洞型（29%）+孔洞型（30%） 3.22
3小层 PT101 2.36 -1.13 -1.87 / / 孔隙型（68%） 2.36
3小层 PT102 2.14 -0.89 -1.56 / / 孔隙型（86%） 2.14
3小层 PT103 2.91 -2.15 -2.34 / / 孔洞型（52%） 2.91
3小层 ZS102 2.44 -1.36 -2.45 / / 孔洞型 2.44
3小层 ZS103 2.55 -1.47 -2.01 / / 孔洞型（50%） 2.55
2小层 PT1 3.56 -2.12 -2.33 / / 孔洞型（52%） 3.56
2小层 PT101 3.07 -1.87 -2.57 / / 孔洞型（42%） 3.07
2小层 PT102 3.08 -2.52 -3.02 / / 孔洞型（77%） 3.08
2小层 PT103 2.62 -2.33 -2.67 -0.21 -0.16 缝洞型（59%） 2.99
2小层 ZS102 2.27 -1.98 -2.25 / / 孔洞型（61%） 2.27
2小层 ZS103 2.19 -1.45 -2.05 / / 孔洞型（48%） 2.19
1小层 PT1 3.26 -1.39 -2.47 -0.23 / 孔洞型（35%）+缝洞型（35%） 3.49
1小层 PT101 1.99 -1.22 -1.83 / / 孔洞型（39%） 1.99
1小层 PT102 1.45 -1.74 -1.92 -0.20 / 缝洞型（59%） 1.65
1小层 PT103 2.58 -0.75 -1.32 / / 孔洞型（45%） 2.58
1小层 ZS103 2.62 -0.83 -1.23 / / 孔洞型（32%） 2.62

注：“/”无数据

表2 重点井输导层现今孔隙度与裂解成气期孔隙度统计数据

Table 2 Statistical data of current porosity and porosity during cracking gas generation period of key wells carrier formation

小层 井号 现今孔隙度/% 主要岩石相类型及占比 裂解成气期古孔隙度/%
3小层 PT1 3.05 缝洞型（29%）+孔洞型（30%） 3.14
3小层 PT101 2.36 孔隙型（68%） 2.36
3小层 PT102 2.14 孔隙型（86%） 2.14
3小层 PT103 2.91 孔洞型（52%） 2.91
3小层 ZS102 2.44 孔洞型 2.44
3小层 ZS103 2.55 孔洞型（50%） 2.55
2小层 PT1 3.56 孔洞型（52%） 3.56
2小层 PT101 3.07 孔洞型（42%） 3.07
2小层 PT102 3.08 孔洞型（77%） 3.08
2小层 PT103 2.62 缝洞型（59%） 2.78
2小层 ZS102 2.27 孔洞型（61%） 2.27
2小层 ZS103 2.19 孔洞型（48%） 2.19
1小层 PT1 3.26 孔洞型（35%）+缝洞型（35%） 3.26
1小层 PT101 1.99 孔洞型（39%） 1.99
1小层 PT102 1.45 缝洞型（59%） 1.45
1小层 PT103 2.58 孔洞型（45%） 2.58
1小层 ZS103 2.62 孔洞型（32%） 2.62
分别提取灯影组二段上亚段各时期的古孔隙度值，并与现今孔隙度值做交会分析，以建立两者之间相互转换的经验关系式（图14），其中上亚段古孔隙度与现今孔隙度呈正相关关系，现今孔隙度越大，其古孔隙度越大；图14中3小层经验关系式斜率最大，1小层次之，2小层最小，表明3小层和1小层相比现今孔隙度增幅更大，表生岩溶作用等对3小层的孔隙度改造最大，1小层和2小层改造较小。
图14 四川盆地蓬莱地区灯影组二段上亚段输导层现今孔隙度与古孔隙度交会图

（a） 3小层现今孔隙度与古油藏期古孔隙度交会图；（b）2小层现今孔隙度与古油藏期古孔隙度交会图；（c）1小层现今孔隙度与古油藏期古孔隙度交会图；（d）3小层现今孔隙度与裂解成气期古孔隙度值交会图；（e）2小层现今孔隙度与裂解成气期古孔隙度值交会图；（f）1小层现今孔隙度与裂解成气期古孔隙度值交会图

Fig.14 Cross-plot of current porosity and paleo-porosity in the upper sub-member of the Deng 2 Member carrier bed in the Penglai area， Sichuan Basin

4.3　古孔隙度恢复及演化特征

根据现今孔隙度值转化为古孔隙度值的经验关系式，开展了研究区灯影组二段上亚段古孔隙度值的恢复，预测了各个成藏期灯影组二段上亚段孔隙度平面分布特征，按照古油藏期、裂解成气期、第一次调整期、第二次调整期以及现今的时间顺序，展现了古孔隙度至现今孔隙度的演化过程（图15）。由图13古孔隙度转换公式可知，无论是古油藏期，还是裂解成气期，都可以见到3小层的转换斜率最大，1小层次之，2小层最小，结合现今3小层，2小层和1小层孔隙度分布情况，表明灯二段上亚段自古油藏期至现今阶段演化时，表生岩溶作用等后期改造作用更多发生于原本古孔隙度就较高的部位，例如3小层。
图15 四川盆地蓬莱地区灯影组二段上亚段输导层古孔隙度分布演化

Fig.15 Distribution and evolution of paleo-porosity in the upper sub-member of the Deng 2 Member carrier bed in the Penglai area， Sichuan Basin

同时，在3小层，距今时间越早，其古孔隙度越高，且各演化时期古孔隙度相差较大，表明古油藏时期孔隙度最高，裂解成气期次之，第一次和第二次调整期，其古孔隙度基本与现今一致，孔隙度高值，主要分布于ZS101—ZS102—ZS103—PT103井区；2小层各演化时期古孔隙度相差较小，古油藏期比裂解成气期孔隙度值略高，裂解成气期比2次调整期略高，调整期和现今孔隙度基本一致；1小层距今时间越早，其古孔隙度越高，且各演化时期古孔隙度相差较小，古油藏期比裂解成气期孔隙度值略高，裂解成气期与两次调整期和现今孔隙度基本一致，高孔隙度区域呈零星分布。
灯影组二段上亚段输导层各关键成藏期古孔隙分布特征表明，在各个关键成藏期灯二上段中上部孔隙度发育，高孔隙分布范围大，油气输导性能好，有利于油气大规模聚集成藏（图15）。灯二上亚段下部高孔隙度欠发育，高孔隙呈零星分布，油气输导性能下降，不利于油气大规模聚集成藏。目前研究区灯二段探明气藏主要集中在灯二上亚段中上部，这与各个关键成藏期灯二上亚段中上部输导层高孔隙发育特征相符合。

5 结论

（1）川中蓬莱地区震旦系灯二段输导层内可识别出8期充填物，包括纤状白云石、粒状白云石、细晶白云石、第1期沥青、中晶白云石、鞍状白云石、第2期沥青和石英。研究区灯二段输导层经历了4个关键成藏阶段，第一阶段为三叠纪末油气运移聚集阶段（古油藏期），第二阶段为燕山期末原油裂解成气阶段，第三、第四阶段为喜马拉雅期2次气藏调整改造阶段
（2）川中蓬莱地区现今灯二上亚段输导层孔隙度非均质性强，具有纵向分段和平面分区性。灯二上亚段3小层的输导层储集空间最为发育，主要分布在ZS101—ZS102—ZS103—PT103井区。灯二上亚段2小层孔隙度普遍较差，局部较高孔隙呈零星状分布的。
（3）川中蓬莱地区现今灯二上亚段输导层在古油藏期和裂解成气期的古孔隙度比现今孔隙度略有增大，第一次调整期和第二次调整期与现今孔隙度基本一致。在各个关键成藏期，灯二上亚段3小层孔隙度最高，高孔隙度分布范围大，油气输导性能好，有利于油气大规模聚集成藏。灯二上亚段2小层高孔隙度欠发育，高孔隙度呈零星分布，油气输导性能下降，不利于油气大规模聚集成藏。

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