川西北地區(qū)茅口組儲層特征及其主控因素

霍 飛，楊西燕，王興志，黃薈文，張鳳玲

（油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室（西南石油大學(xué)），成都6105000）

自20世紀50年代在四川盆地南部圣燈山構(gòu)造隆10井的中二疊統(tǒng)茅口組（P2m）首獲工業(yè)氣流后，不斷有新的進展［1］，但一直未在該領(lǐng)域取得大的突破。2014年以來，川西北地區(qū)多口井在茅口組發(fā)現(xiàn)層狀孔隙型白云巖、巖溶型和裂縫型儲層，測試均獲高產(chǎn)氣流，如ST1井產(chǎn)氣126×104m3／d、L004-x1井產(chǎn)氣111.65×104m3／d，顯示該區(qū)茅口組具有巨大的勘探潛力，目前已成為四川盆地主要的勘探層系［2－4］；但隨著勘探的進行，也出現(xiàn)了較多的失誤，究其原因，可能是由于其儲層的非均質(zhì)性較強，儲層特征及主要控制因素尚不十分清楚。因此，本文根據(jù)野外、鉆測井資料對川西北地區(qū)茅口組的儲層特征進行研究，探討影響儲層發(fā)育的主要控制因素，以期能為該領(lǐng)域的油氣勘探提供有益的地質(zhì)資料。

1 地質(zhì)概況

川西北地區(qū)位于上揚子準地臺北部邊緣的龍門山山前斷褶構(gòu)造帶、米倉山前緣斷褶帶和川北平緩構(gòu)造帶的交匯部位，地腹之下構(gòu)造復(fù)雜。其中茅口組厚120～140 m，自下而上可劃分為4個巖性段（簡稱為茅一、茅二、茅三和茅四段）［5］（圖1）。茅一至茅三段主要由深灰-灰黑色生物（屑）泥晶灰?guī)r和泥亮晶生物（屑）灰?guī)r構(gòu)成，珊瑚、腕足類、和有孔蟲類等化石常見，“眼球”狀-似“眼球”狀構(gòu)造十分發(fā)育；局部茅三段夾有云質(zhì)“豹斑”灰?guī)r和細－中晶白云巖；茅四段主要為灰黑色硅質(zhì)巖、泥頁巖及其過渡巖類，富含有機質(zhì)。受東吳運動影響，區(qū)內(nèi)茅三段－茅四段遭受不同程度剝蝕［6－7］。

圖1 川西北地區(qū)茅口組地質(zhì)特征簡圖Fig.1 Geological map showing the characteristics of Maokou Formation in northwestern Sichuan Basin

2 儲層特征

2.1 巖性、物性特征

川西北地區(qū)茅口組巖石類型較多，常見的有生物（屑）灰?guī)r、含生物（屑）泥晶灰?guī)r、泥晶生物（屑）灰?guī)r、晶粒白云巖及其過渡巖類。其中與較高能臺地邊緣灘成因有關(guān)的泥亮晶生屑灰?guī)r、細－中晶白云巖及受風(fēng)暴流作用改造的深緩坡“眼球”狀-似“眼球”狀生物（屑）泥晶灰?guī)r是最主要的儲集巖類型（圖2）。

根據(jù)對川西北地區(qū)4個構(gòu)造8口井茅口組巖心物性的統(tǒng)計（表1），灰?guī)r類儲層的平均孔隙度（q）僅為0.83%，平均滲透率（K）為0.32×10－3μm2，多屬于特低孔低滲型儲集層；局部白云巖發(fā)育部位的孔隙度可達5%以上，滲透率＞1×10－3μm2，屬中孔中滲型儲層，如K3井和河灣場茅口組的局部?？傮w來看，川西北地區(qū)茅口組灰?guī)r類基巖孔隙度較低，在有裂縫溝通的情況下才能構(gòu)成孔隙-裂縫型儲層；晶粒白云巖類的物性相對較好，可構(gòu)成孔隙型儲層。

圖2 川西北地區(qū)茅口組儲層巖性及儲集空間特征Fig.2 Characteristics of reservoir lithology and reservoir space of Maokou Formation in northwestern Sichuan

表1 川西北地區(qū)茅口組儲層物性統(tǒng)計Table 1 Statistic characteristics of reservoir physical properties of Maokou Formation in northwestern Sichuan

2.2 儲集空間類型及特征

川西北地區(qū)茅口組儲集空間包括孔、洞、縫3類。

孔主要有晶間孔、晶間溶孔和少量粒間溶孔、生物體腔孔等（圖2-A、B、C）。晶間孔、晶間溶孔在細－中晶白云巖中常見，位于半自形－自形的白云石晶粒之間，局部被瀝青半充填（圖2-B），宏觀上呈“針孔”或“蜂窩”狀溶孔（圖2-H），局部面孔率可達5%以上；粒間溶孔和生物體腔孔主要分布在泥－亮晶生物（屑）泥晶灰?guī)r的顆粒之間或生物體腔內(nèi)部，在“眼球”狀-似“眼球”狀生物（屑）泥晶灰?guī)r的“眼皮”位置也有少量分布，局部被瀝青半充填，面孔率一般小于2%（圖2-C、E、G），連通性較差。

洞主要分布在茅口組頂部的巖溶角礫巖中（圖2-D），多屬于礫間洞。晶粒白云巖的局部及少量溶蝕擴大縫在被方解石半充填后也可殘留少量溶洞（圖2-H、圖3-A）［8］。

圖3 LT1井茅口組成像測井及裂縫Fig.3 Imaging logging and crack of Maokou Formation in Well LT1（A）裂縫及溶洞；（B）“眼球”-“似眼球”狀儲層段裂縫

裂縫在各類巖性中均有發(fā)育，其成因、產(chǎn)狀多樣，但一般只有喜馬拉雅期形成的高角度未充填微裂縫才是有效裂縫（圖2-H、I）。這類裂縫在川西北地區(qū)茅口組較為發(fā)育，局部富集區(qū)可構(gòu)成裂縫性儲層［9］。如九龍山構(gòu)造多口井在茅口組“眼球”狀-似“眼球”狀灰?guī)r中獲得高產(chǎn)氣流，經(jīng)測井解釋多屬于裂縫型儲層（圖3-B）；野外在“眼球”中也常見到未充填的高角度裂縫（圖2-G）。

2.3 儲層分布

已有的勘探及研究表明，川西北地區(qū)茅口組儲層在縱向上主要分布在距茅口組頂部風(fēng)化界面之下65 m的范圍內(nèi)，明顯受風(fēng)化巖溶作用的控制；橫向上具有一定的連續(xù)性，可在各井之間較長距離追蹤對比，但非均質(zhì)性較強（圖4）；層位上多屬于茅三段頂部，其余層位較少。

3 儲層的主控因素

3.1 沉積相

茅口期，川西北地區(qū)處于均斜臺地環(huán)境之中，主要發(fā)育臺地邊緣、淺緩坡、深緩坡亞相［10－13］。其中，通口－天井山－長江溝一帶以東的廣闊區(qū)域均處在自北西向南東、由南西向北東方向水體逐漸加深的低能緩坡相帶，主要沉積了一套具“眼球”狀-似“眼球”狀結(jié)構(gòu)的灰?guī)r，現(xiàn)今儲集性能差，在有裂縫發(fā)育時可形成裂縫型儲層；其西部受到龍門山斷裂的影響形成川西海槽，斷層上升盤的通口－天井山－長江溝一帶發(fā)育臺地邊緣高能－較高能灘體［14－16］，該帶也是有利于儲層形成與演化的沉積相帶（圖5），后期孔隙型白云巖儲層多是在該相帶基礎(chǔ)上演化而成。

圖4 研究區(qū)茅口組儲層連井剖面圖Fig.4 Profile of connective drilling wells for the Maokou Formation reservoir in the study area

圖5 川西北地區(qū)茅三段沉積相平面圖Fig.5 Plane figure showing sedimentary facies of Member 3 of the Maokou Formation in northwestern Sichuan

3.2 成巖作用

川西北地區(qū)茅口組自沉積后隨埋深的不斷增加，所經(jīng)受的溫度、壓力及孔隙水的物理化學(xué)性質(zhì)不斷變化，導(dǎo)致巖石的孔隙結(jié)構(gòu)、儲集性能等在多種成巖作用的共同作用下發(fā)生復(fù)雜的變化［17］。通過對研究區(qū)野外剖面和取心井的宏觀及微觀分析，認為茅口組中的原生孔隙在經(jīng)過壓實、壓溶和膠結(jié)作用后基本消失，白云石化、溶蝕和破裂作用是現(xiàn)今儲層中次生孔隙形成的關(guān)鍵。

3.2.1 白云石化作用

茅口期，川西北地區(qū)地勢相對較高的臺地邊緣灘核部在沉積過程中頻繁暴露于海平面之上，短時間受到大氣淡水的淋濾改造（圖6）。其大氣淡水垂直滲流帶中白云石化較弱，形成云質(zhì)豹斑灰?guī)r；而大氣淡水潛流帶中有較多海水的混入，有利于混合水白云石化的進行，白云石化較強。因此，相對高能灘體的中上部白云石化強，在川西北地區(qū)通口－天井山－長江溝一帶茅三段中上部形成了區(qū)域上典型的云質(zhì)“豹斑”灰?guī)r以及晶粒白云巖［18］。

圖6 川西北地區(qū)茅口組臺地邊緣灘白云石化模式示意圖Fig.6 Schematic diagram showing the dolomitization model of platform margin beach in Maokou Formation of northwestern Sichuan

一方面，白云石化作用導(dǎo)致晶粒變大和趨于自形，從而提高了巖石的有效孔隙度和滲透率；另一方面，埋藏過程中，孔、滲相對較好的白云巖易于各種腐蝕性流體的通過，可形成較多的晶間溶孔［17］；加之白云石具有較強的抗壓實作用，在相同的埋藏深度下可保留較多的早期孔隙：因此，白云石化作用是優(yōu)質(zhì)碳酸鹽巖儲層形成的主要因素［19－20］。

3.2.2 溶蝕作用

溶蝕作用是茅口組多數(shù)儲集空間形成的關(guān)鍵作用。與白云石化同期發(fā)生的同生－準同生期溶蝕作用對現(xiàn)今儲層的影響不明顯。而茅口組頂部的與東吳運動有關(guān)的表生期古巖溶作用是形成良好儲層的關(guān)鍵，其巖溶作用不僅形成了一定數(shù)量的巖溶角礫巖，還形成了一定數(shù)量的溶孔、溶洞，構(gòu)成巖溶縫洞型儲層。從茅口組儲層對比圖（圖4）中看出，縱向上，茅口組儲層主要集中在距風(fēng)化面較近的茅三段中上部，儲層分布受風(fēng)化殼巖溶作用控制明顯［21－22］。據(jù)唐大海等［23］對四川盆地不同地區(qū)茅口組的古巖溶特征的研究，在茅口組的巖溶臺地和斜坡（L004-X1井－L17井區(qū)、礦山梁、長江溝地區(qū)）是最為有利的天然氣勘探地區(qū)，如研究區(qū)ST1井、L16井、L004-x1井，茅口組天然氣測試日產(chǎn)量均大于1×106m3。

已有的研究表明，茅口組的茅一－茅三段是一次Ⅲ級海平面下降階段的產(chǎn)物，其中茅三段多屬于高能－較高能臺地邊緣環(huán)境下的產(chǎn)物。因此，沉積期的混合水白云石化作用與東吳運動引起的風(fēng)化巖溶作用的疊加部位更加有利于儲層的形成，使茅三段中上部形成橫向上易于追蹤對比的儲層。

3.3 構(gòu)造破裂作用

裂縫對川西北地區(qū)茅口組儲層的油氣運移、聚集和產(chǎn)出具有較重要的意義。前已述及區(qū)內(nèi)茅口組灰?guī)r物性極差，只有在有較多裂縫存在的條件下才能構(gòu)成裂縫型儲層。如LT1井和L16井茅口組主要由“眼球”狀-似“眼球”狀灰?guī)r構(gòu)成，測井解釋其平均孔隙度＜2%，但獲得高產(chǎn)氣流，成像測井解釋具有較多高角度裂縫。因此，裂縫是灰?guī)r儲層具有高產(chǎn)的關(guān)鍵。

四川盆地茅口組生儲蓋組合條件好［24］，局部構(gòu)造發(fā)育，臺地邊緣“高能灘相”的基礎(chǔ)上疊加裂縫控制的“白云巖發(fā)育區(qū)”、“巖溶臺地和斜坡發(fā)育區(qū)”為有利勘探區(qū)帶。因此，臺地邊緣灘相中的灘核受白云石化作用改造的通口－天井山－長江溝一帶是茅口組最有利的勘探區(qū)帶，主要發(fā)育中晶－細晶白云巖的孔隙型儲層及生屑灰?guī)r的孔隙-裂縫型儲層，物性較好；其次則是九龍山構(gòu)造帶，該區(qū)處于深緩坡環(huán)境中，其灰?guī)r儲層物性雖較差，但后期構(gòu)造改造明顯，可形成裂縫型或孔隙-裂縫型儲層。

4 結(jié)論

a.川西北地區(qū)中二疊統(tǒng)茅口組儲層以晶間孔、晶間溶孔發(fā)育的細晶－中晶白云巖和裂縫發(fā)育的“眼球”狀-似“眼球”狀生物（屑）泥晶灰?guī)r為主；白云巖的物性較好，常構(gòu)成中孔、中滲的孔隙型儲層；而灰?guī)r的基質(zhì)孔隙度極低，在有裂縫存在時可構(gòu)成裂縫型儲層。

b.高能－較高能灘相沉積體是孔隙型白云巖儲層發(fā)育的基礎(chǔ)。通口－天井山－長江溝一帶臺地邊緣灘核部位易受白云石化作用的改造形成細晶－中晶白云巖；九龍山構(gòu)造一線緩坡堆積的“眼球”狀-似“眼球”狀灰?guī)r只有在裂縫發(fā)育時才能形成具有較高產(chǎn)能的裂縫型儲層。

c.茅口組頂部儲層主要受到東吳運動的控制，在橫向上分布較為穩(wěn)定，易于較長距離追蹤對比。

d.川西北茅口組的最有利勘探區(qū)主要分布在臺地邊緣灘核受白云石化作用改造的通口－天井山－長江溝一帶。未來對茅口組的勘探中，應(yīng)加強對“眼球”狀-似“眼球”狀灰?guī)r的孔隙-裂縫型儲層的尋找，并在此基礎(chǔ)上對川西北中二疊統(tǒng)儲層進行綜合評價和預(yù)測，為今后的勘探提供依據(jù)。

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