0 引言

四川盆地是海陆相叠合的沉积盆地，其油气资源主要蕴藏在海相碳酸盐岩地层中^[1]。据统计，世界上52%的油气储量富集在碳酸盐岩中。近年来，随着对碳酸盐岩储集层的勘探，在川东北地区发现了大量的生物礁滩气藏^[2-3]，特别是以普光、元坝、龙岗等为代表的长兴组—飞仙关组礁滩相储层大中型气田的发现，使生物礁滩作为油气储集体越来越受到人们的关注^[4-6]。目前，国内外学者对台缘礁滩储层，特别是对勘探开发程度较高的川东北普光、元坝地区长兴组—飞仙关组储层，已从不同角度做过大量的研究工作^[7-9]。马永生等^[10]探讨了川东北地区长兴组层序地层与储层分布的关系，认为层序高位体系域中的储层岩石孔隙发育，储集条件较好，分布面积较广，从而成为研究区油气勘探的重要目的层；杨威等^[11]认为川东北地区飞仙关组鲕粒滩储层中的成岩作用是储层物性的主要控制因素，并控制孔隙的演化过程；郭彤楼^[12-13]通过综合分析研究，认为普光、元坝、盘龙洞等不同部位的台缘带沉积及储层分布明显受同沉积古地貌、白云石化强度、断裂、埋藏期成岩作用和流体活动等综合因素的控制。

川东北地区所做的研究工作多是围绕达县—宣汉、元坝等地展开的，而对于黑池梁台地两侧的南江东—黑池梁、镇巴地区的研究则相对薄弱，这2个地区构造条件复杂，钻井数量少，勘探与研究程度较低，是否发育优质储层，以及储层分布情况不清严重制约了勘探进程。因此，利用6条野外露头剖面、三维地震，以及钻探的2口新井的岩心观测、普通和铸体薄片鉴定、储层厚度统计、储集物性测试等资料，系统对黑池梁台地两侧南江东—黑池梁、镇巴地区长兴组—飞仙关组储层特征进行研究，并将其进行对比与分析，探讨其储层的差异性，以期为川东北地区的天然气勘探提供依据。

1 地质背景

南江东—黑池梁、镇巴地区位于四川盆地的东北部，构造位置处于秦岭造山带的南缘，属于上扬子板块的西北缘，其北侧为秦岭造山带南缘的米仓山隆起，东北侧为大巴山弧形构造带，西北侧为九龙山背斜构造带[图 1（a）]。该区经历了多期的构造运动，构造演化总体表现为印支期开始，燕山期继承发展，喜山期最终定型^[14]的格局。

晚二叠世长兴组沉积期和早三叠世飞仙关组沉积期，开江—梁平陆棚，以及鄂西陆棚之间发育了一稳定的黑池梁碳酸盐岩台地，呈北西—南东向带状展布，沿台地两侧发育台缘带，南江东—黑池梁及镇巴地区分别位于台地的东西两侧[图 1（b）]。台地西侧南江东—黑池梁地区晚二叠世—早三叠世发育大型礁滩相储层[坟塘子、椒树塘、泥地坪露头剖面，JX2井及JL1井，图 2（a）]，其南部普光、铁山坡地区在长兴组—飞仙关组均获得重大发现^[8]；台地东侧，镇巴地区红渔[图 2（b）]、盘龙洞、羊古洞野外露头剖面长兴组—飞仙关组发育台缘礁滩相沉积，礁滩储层发育。台缘带内长兴组均为台缘沉积，飞仙关组沉积期由飞仙关组沉积早期台缘鲕滩演变为晚期局限—蒸发台地，南江东—黑池梁地区飞一段、飞二段均为台缘鲕滩，飞三段为局限台地，而镇巴地区飞一段为台缘鲕滩，飞二段已开始出现明显的局限环境。

2 储层特征对比

黑池梁台地两侧长兴组—飞仙关组均发育台缘礁滩相储层，在储层岩性、储集空间类型、储层厚度和物性等方面均有相似性，但也存在一定的差异。

2.1 储层岩性

在南江东—黑池梁地区长兴组主要为台缘生物礁及台缘浅滩储层，岩性主要为白云岩、溶孔云质灰岩、灰质云岩、生物礁灰岩、生屑灰岩等，而在镇巴地区岩性主要为生物礁白云岩、生屑云岩、白云岩等。南江东—黑池梁地区见生物礁灰岩，但未见白云石化，仅礁盖白云石化明显；南江东—黑池梁地区长兴组储层主要发育在顶部，而镇巴地区长兴组储层主要发育在中下部（图 2）。

南江东—黑池梁、镇巴地区的飞仙关组主要为台缘鲕粒滩储层，其岩性基本一致，都为残余鲕粒白云岩、粉—细晶白云岩、含灰鲕粒白云岩等，但储层发育的位置略有不同，南江东—黑池梁地区飞仙关组储层主要发育在飞一段中上部和飞二段，镇巴地区飞仙关组储层主要发育在飞一段和飞二段中下部（图 2）。

2.2 储集空间

岩心和薄片观察发现，在南江东—黑池梁地区长兴组储集空间以晶间孔及溶孔、溶洞为主，而在镇巴地区储集空间类型相对丰富，包括生物体腔溶孔、粒内溶孔、粒间溶孔、晶间孔、晶间溶孔、溶洞及裂缝；这2个地区的飞仙关组，孔隙类型具有相似性，均包括粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔、晶间孔、晶间溶孔及裂缝（图 3）。

2.3 储层厚度

通过对台地东西两侧地区钻井及露头储层厚度统计，发现在南江东—黑池梁地区JL1井钻遇厚为86 m的长兴组（未钻穿），储层厚度为12 m，物性相对较差；在露头上，坟塘子及椒树塘发育5~ 10 m的礁盖白云岩储层。在镇巴地区以露头较为完整的红渔、盘龙洞为例，其长兴组储层厚度分别为150 m和90 m，总体上镇巴地区长兴组储层厚度大于南江东—黑池梁地区。

南江东—黑池梁地区JL1井飞仙关组储层厚度为157 m（飞一段为80 m，飞二段为77 m），JX2井折算飞仙关组储层厚度为130 m（飞一段67 m，飞二段63 m），而露头上，坟塘子（飞二段未见顶）及泥地坪飞仙关组储层厚度分别为86 m和70 m，镇巴地区仍以地层发育较完整的红渔露头为例，其飞仙关组储层厚度为90 m，其中盘龙洞露头储层厚度为25 m（飞一段未见顶）。总体来看，飞仙关组露头储层厚度差异较小，井下储层厚度总体大于露头，但由于镇巴地区台缘带未钻井，其飞仙关组井下发育厚度有待进一步分析。

2.4 储层物性

利用岩样分析，对台地东西两侧地区的物性进行了对比与分析（表 1）。结果表明：南江东—黑池梁地区飞仙关组储层的渗透率略高于镇巴地区，镇巴地区长兴组孔渗明显高于南江东—黑池梁地区。

南江东—黑池梁地区长兴组孔隙度为0.49%~ 4.46%，平均为2.14%，未测出渗透率数据；镇巴地区长兴组孔隙度为1.50%~13.07%，平均为5.57%，且以5%~10%及2%~5%居多，渗透率为0.001 1~ 7.011 3 mD，平均为0.6 mD，且以0.02~0.25 mD居多；孔隙度和渗透率之间具有较好的正相关关系，储层类型以孔隙型为主，裂缝-孔隙型次之。

南江东—黑池梁地区飞仙关组储层孔隙度为1.84%~17.01%，平均为6.7%；渗透率为0.006 7~ 78.618 0 mD，平均值为8.1 mD；孔隙度和渗透率之间具有较好的正相关关系，储层类型以孔隙型为主，裂缝-孔隙型次之。镇巴红渔露头飞仙关组储层孔隙度为1.36%~10.63%，平均为5.55%；渗透率为0.004 7~5.181 0 mD，平均为0.6 mD；孔隙度和渗透率之间具有较好的正相关关系，储层类型以孔隙型为主，裂缝-孔隙型次之。

3 储层成因分析

储层的形成和发育受控于多种因素^[15-16]，主要表现为受古地貌及基底断裂的影响、受成岩作用和构造作用的改造，这3种作用对不同地区、不同层段的储层影响程度各不相同^[17-18]。

3.1 古地貌及基底断裂

川东北地区长兴组—飞仙关组台缘带礁滩沉积及储层的发育受基底断裂及古地貌的控制，台缘带不同的地貌形成了不同的沉积结构，并最终导致了储层发育特征的差异^[19]。

（1）长兴组

南江东—黑池梁地区长兴组为碳酸盐岩镶边台地缓斜坡，斜坡相对较宽（5~6 km），台缘礁滩窄，相带变化快，生物礁丘状体反射特征不明显，岩性主要为瘤状灰岩及泥晶含泥灰岩，台地与陆棚之间没有明显的坡折带，这就使得海平面升高，坡折带无法发育较大的生物礁。南江东林场剖面礁体厚度为35 m，M2井以东、XHC1井以西的井区，在地震剖面上，生物礁丘状体反射特征不明显[图 4（a）]，反映该区生物礁体较小，与露头剖面基本一致。同时，由于坡度较缓，水体较深，白云石化不明显。

镇巴地区发育基底断裂，受其同沉积活动的影响，会产生“断隆”现象^[19]。同时，斜坡分布范围很窄，红渔（生物礁）与凉桥（陆棚）露头之间相距仅4 km，坡度较陡，台缘礁滩窄，礁体大，相带变化快，生物礁丘状体反射特征明显。由于地貌隆起，水浅高能，有利于生物礁生长，可成为生物礁发育的有利区^[15]。生物礁自长兴组沉积早期就开始发育，礁滩厚为150 m左右。地震剖面上，生物礁丘状体反射特征明显[图 4（b）]。因地势较高，白云石化易于发生，导致除底部发育的少量礁灰岩外，其余大部分均为生物礁白云岩，生物礁内部及顶部发育少量生屑滩沉积的生屑白云岩。

总之，南江东—黑池梁地区长兴组台缘坡度较缓，生物礁体较小，白云石化不明显；镇巴地区台缘较陡，生物礁发育，白云岩化程度高。

（2）飞仙关组

南江东—黑池梁地区飞一段—飞二段均为陡坡型台地边缘。由于滩体在长兴组台缘带的加积及增生作用，使斜坡坡度变陡，台地边缘水体能量增强，为高能的鲕粒滩，台缘浅滩表现为纵向上叠加加积沉积，导致有利储层厚度加大，白云石化易于发生，JL1井及JX2井在飞一段和飞二段钻遇台缘白云岩储层，厚度为130~157 m。

镇巴地区飞一段至飞二段台地边缘斜坡陡、水体能量强，为高能鲕粒滩，几乎全部沉积亮晶鲕粒，中下部主要为叠加加积沉积。由于海平面相对下降，飞二段沉积中晚期至飞三段沉积早期，鲕粒滩具有由台缘向斜坡—陆棚前积的特征。飞一段、飞二段的加积作用导致有利储层厚度加大（红渔露头白云岩储层厚度为90 m），白云石化易于发生。

总之，上述2个地区的飞仙关组台缘均较陡，鲕滩发育、易暴露，白云石化程度高。

3.2 成岩作用

南江东—黑池梁、镇巴地区长兴组发生的成岩作用既有很大的相似性，又存在一定的差别。其中，二者有利成岩作用类型相同，包括溶蚀、白云石化及重结晶等，但是，各种成岩作用程度又不尽相同，这对储层的形成起到了关键的作用。

3.2.1 溶蚀作用

溶蚀作用是储层孔隙度增加的一个重要因素，南江东—黑池梁、镇巴地区长兴组—飞仙关组台缘储层主要发育早期和晚期成岩阶段的溶蚀作用，但溶蚀程度存在一定差异。南江东—黑池梁地区长兴组早期成岩阶段大气淡水选择性溶蚀不明显，未见生物体腔溶孔、粒内孔等，而镇巴地区长兴组早期成岩阶段大气淡水溶蚀明显，可见大量生物体腔溶孔、粒内孔、铸模孔等，晚期成岩阶段溶蚀作用都较强，晶间溶孔、粒间溶孔及溶洞发育，为主要的有效储集空间。南江东—黑池梁、镇巴地区飞仙关组早期和晚期成岩阶段的溶蚀作用都较强，粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔及晶间溶孔等各种溶蚀孔隙都发育，储集能力强。

3.2.2 白云石化作用

台地东西两侧长兴组—飞仙关组台缘储层都发生了明显的白云石化作用，但白云石化程度存在一定差异。长兴组的白云石化现象在镇巴地区明显优于南江东—黑池梁地区，而飞仙关组在这2个地区的白云石化现象都较明显，具有相似性。

镇巴地区长兴组发育厚度达55~150 m的生物礁白云岩储层，生物礁普遍发生了白云石化作用，多数已演变为礁白云岩。在镜下其白云石化特征为：白云石晶体相对较大，多为细—中晶白云石，自形程度较高，常具雾心亮边结构，造礁生物海绵骨骼及各种附礁生物腕足、有孔虫及藻被交代，但仍保持其形态或见其交代残余或幻影，岩石中剩余生物体腔溶孔及晶间孔丰富[参见图 3（i）~（j）]。南江东—黑池梁地区在露头上可见长兴组生物礁，且主要发育于中下部，多个礁叠置发育，单个礁厚度小，礁核厚度为8~35 m，均未白云石化，主要为海绵障积礁灰岩及海绵黏结礁灰岩[参见图 3（c）]，仅礁盖白云石化，见礁盖白云岩、云质灰岩[参见图 3（a）]。在镜下其白云石化特征为：白云石晶体相对较小，多为粉—细晶白云石，自形程度较差，多为半自形及他形，晶间溶孔发育[参见图 3（b）]。JL1井可见白云石化，但溶孔被后期方解石充填，剩余孔隙不发育[参见图 3（d）]。同时，储层厚度为5~12 m，相对较薄，白云石化程度相对较弱。由此可见，镇巴地区长兴组白云石化程度明显高于南江东—黑池梁地区，导致南江东—黑池梁地区长兴组储集性能较差。

南江东—黑池梁、镇巴地区飞仙关组的白云岩厚度均较大，白云石化程度高，南江东—黑池梁地区厚度为70（露头）~157 m（钻井），镇巴地区红渔露头厚度为90 m左右。在露头和钻井上，镜下白云石化特征为：白云石晶体多为粉—细晶，为强烈白云石化的产物，常见残余鲕粒的幻影，白云石常呈自形—半自形，有时具雾心亮边结构[参见图 3（h）]。残余鲕粒白云岩中鲕粒多呈幻影[参见图 3（e），（g）]，椭圆形—圆形，分选好，部分鲕粒被溶蚀成负鲕[参见图 3（f），（n）]，粒内孔、粒间孔、晶间孔均发育，连通性较好[参见图 3（o），（p）]。飞一段和飞二段储层的白云石化与黑池梁蒸发台地的卤水有关，正是这一时期的浓缩海水或卤水，携带了大量的镁离子，通过一定渠道进入先前的鲕粒灰岩中，并使之在一定条件下白云石化，从而形成了现今优质的鲕滩白云岩储层^[18]。

3.2.3 重结晶作用

礁滩储层的重结晶作用，将分散的微小孔隙整合变大或连通，导致晶间孔增大且发育^[20]。如晚期溶解作用相互叠加，可形成晶间溶孔，构成较佳的储集层。南江东—黑池梁、镇巴地区长兴组—飞仙关组重结晶作用都较明显，但在程度上存在一定差异。南江东—黑池梁地区长兴组重结晶作用一般，以粉晶为主，细晶次之；镇巴地区长兴组重结晶作用非常强烈，以中—细晶为主，粉晶次之。飞仙关组重结晶作用强烈，南江东—黑池梁、镇巴地区都以粉—细晶为主。由此可以看出，镇巴地区长兴组重结晶作用相对强烈，增加了孔隙；南江东—黑池梁、镇巴地区飞仙关组的重结晶作用程度相同，对优质储层的形成提供了有利条件。

3.3 构造作用

由于南江东—黑池梁、镇巴地区位于山前带，受米仓山—大巴山推覆带挤压的影响，构造作用均较强，改善了原有孔隙型储层的渗透性，其产生的裂缝沟通了油源和储层^[21]，使得早期有机酸进入储层并发生溶蚀，为后期原油的充注打开了通道，之后原油沿着裂缝及其附近的孔隙活动，进入储层并形成古油藏^[2]。受大巴山弧形构造带和米仓山隆起的叠加影响，南江东—黑池梁地区台缘礁滩白云岩带发生了至少3期的构造作用[图 5（a），（b）]。第Ⅰ期构造作用形成于浅埋深环境，其裂缝多被白云石、方解石充填，形成白云石或方解石脉；第Ⅱ期构造作用形成于中埋深环境（形成于烃类进入以前或同时），其裂缝中充填有沥青；第Ⅲ期构造作用形成于干气阶段，裂缝为张裂缝，并切割第Ⅱ期裂缝，裂缝干净，没有沥青充填物，但被方解石半充填。第Ⅰ期裂缝形成时间早，被白云石、方解石充填，不利于储层的形成；第Ⅱ期及第Ⅲ期裂缝均有利于储层的发育。

镇巴地区台缘礁滩白云岩带在薄片下观察，也至少发生了3期构造作用[图 5（c），（d）]。第Ⅰ期构造作用形成于中埋深环境，在烃类进入以前或同时裂缝中充填有油或沥青；第Ⅱ期构造作用形成于中埋深环境，在烃类进入之后，其裂缝多被方解石全充填；第Ⅲ期构造作用形成于干气阶段，并切割第Ⅱ期裂缝，裂缝干净，没有充填物。第Ⅱ期裂缝全部被方解石充填，不利于储层的形成；第Ⅰ期及第Ⅲ期裂缝均有利于储层发育。

以上分析均揭示了不同地区台缘礁滩带储层发育受多种因素的控制，并且各种因素相辅相成。古地貌及基底断裂是储层发育的基础，控制着储层的发育位置。优质储层受控于溶蚀、白云石化、重结晶等成岩作用，构造作用产生的裂缝对储层物性有较强的贡献或改造作用。

4 勘探意义

川东北南江东—黑池梁、镇巴地区长兴组—飞仙关组均发育台缘礁滩沉积，南江东—黑池梁地区已钻JL1井和JX2井，证实为台缘储层；镇巴地区台缘带还未钻井，但通过露头分析，长兴组—飞仙关组台地边缘礁滩发育。通过储层特征分析与对比，认为南江东—黑池梁地区飞仙关组储层发育，镇巴地区的长兴组及飞仙关组储层均发育良好，并且镇巴地区储层厚度大、物性好，有利台缘鲕滩储层带呈北西—南东向并沿伸至盘龙洞地区，加之镇巴地区位于大巴山推覆带，较强的构造作用易于形成断裂带，而断裂与台缘礁滩白云岩的叠合有利于形成较好的孔隙-裂缝型储层^[18-21]。邻近大巴山前缘的镇巴铁溪—万源地区钻探的竹园1井揭示长兴组—飞仙关组处于近台地边缘相带的局限台地相区，应存在台缘礁滩储层发育区。同时，该区断裂发育也易于油气的垂向运移及充注，并且盖层厚度大，发育膏盐岩，其厚度为300~1 500 m，而断层未断穿膏盐层，形成了良好的纵向封堵，保存条件良好。因此，镇巴地区长兴组—飞仙关组台缘礁滩具有较大的油气勘探潜力。

5 结论

（1）川东北南江东—黑池梁、镇巴地区长兴组—飞仙关组均发育台地边缘礁滩储层，但这2个地区在储层的岩性、厚度、储集性能等方面均具有一定的相似性，也存在一定的差异。镇巴地区长兴组储层发育生物礁白云岩，厚度较大，储集物性好；南江东—黑池梁地区与镇巴地区飞仙关组储层特征相似，都发育残余鲕粒白云岩，储层厚度、储集空间及物性类似。

（2）南江东—黑池梁、镇巴地区储层的差异性主要受控于古地貌及基底断裂的影响、成岩作用和构造作用的改造。古地貌及基底断裂是造成储层差异性的首要因素，是储层形成的基础；成岩作用是关键因素，各种成岩作用的程度不同，对储层的改造也不同；构造作用是最终因素，它可改善原有孔隙型储层的渗透性。

（3）镇巴地区长兴组—飞仙关组台缘带还未钻井，但从野外露头分析，储层厚度大、物性好，保存条件良好，具有较大的油气勘探潜力。