川中地區中二疊統茅口組白云巖儲層特征及發育主控因素

山述嬌 陳 聰 張璽華 謝 忱 陳延貴 徐正華

1.中國石油西南油氣田公司勘探開發研究院 2.中國石油西南油氣田公司油氣資源處 3.中石油煤層氣有限責任公司臨汾采氣管理區

0 引言

1960—1970 年，針對瀘州古隆起開展系統勘探工作，以東吳運動表生巖溶作用疊加斷裂形成縫洞型石灰巖儲層為對象[1]，獲得了斷裂、構造控藏的地質認識和“三占、三沿”布井模式，實施鉆井千余口，發現縫洞氣藏325 個，取得儲量881×108m3，累產氣650×108m3，平均單個氣藏儲量規模為2.7×108m3。2014—2018 年，四川盆地中二疊統茅口組部署探井10 余口，勘探呈現出多點開花的局面，但未取得重大突破，未能實現規模增儲上產。

2018 年以來，通過開展野外地質調查工作，在華鎣山二崖、川東雪玉洞等露頭相繼發現厚層白云巖，部署實施的角探1 井、蓬深2 井、蓬陽1 井等多口探井均在茅口組鉆遇厚層白云巖儲層，證實該區茅口組白云巖儲層穩定發育。角探1 井、磨溪145 井、南充1 井相繼測試獲得日產百萬立方米的高產工業氣流，表明川中地區茅口組白云巖儲層具有廣闊的勘探前景[2-6]。

然而過去對該套白云巖的儲層特征、成因機制及分布規律認識不一致，成為制約目前勘探部署工作的瓶頸因素。例如針對四川盆地茅口組白云巖成因，多位學者提出了包括混合水白云石化[7-8]、熱水白云石化[9-10]、構造熱液白云石化[11-16]、埋藏白云石化[17-18]、川西玄武巖淋濾白云石化[2]等在內的多種作用機制，對成因一直未達成共識。

為此，筆者在研究茅口組白云巖儲層特征的基礎上，探討了白云石化流體來源，系統梳理了成巖序列，歸納了白云巖儲層發育的主控因素，以期為川中二疊系茅口組油氣勘探提供有效支撐。

1 區域地質背景

研究區位于四川盆地川中低緩褶皺帶的北部和川北低陡褶皺帶的西南部，茅口組厚度在180 ～260 m 之間，巖性以泥晶灰巖、殘余生屑白云巖、硅質白云巖、含泥灰巖為主。茅口組沉積時期，以北部勉略洋伸展和西部峨眉地幔柱隆升為主線的構造演化直接控制了沉積演化。茅口組沉積早期，西部的峨眉地幔柱尚未隆升，而向北仍然是向勉略洋過渡的被動陸緣環境。茅口組沉積中晚期，峨眉地幔柱開始持續隆升，結合勉略洋伸展作用，產生北東向拉張應力，在川中北部首先形成多條北西向臺洼，隨著拉張作用進一步加強，川北地區出現臺內裂陷。該時期一系列的構造運動，形成了盆地茅口組隆凹相間的沉積格局[19]。

圖1 四川盆地中部地區構造位置圖

2 白云巖儲層特征

2.1 巖石學特征

通過野外剖面和鉆井巖心薄片觀察，巖石學特征表明，川中茅口組儲層巖性主要為細—中晶殘余砂屑云巖、云質灰巖、亮晶顆?；規r（圖2）。細—中晶殘余砂屑云巖為川中地區最為常見的白云巖類型，晶形以自形—半自形為主，鑲嵌狀構成，發育晶間孔和晶間溶孔，鏡下常見霧心亮邊，常見砂屑顆粒結構幻影，原巖為灘相顆粒巖類，粒徑0.16 ～0.50 mm，次圓—圓形狀，在同生期—準同生期由半自形—自形細晶白云石交代生屑顆粒及泥晶方解石基質。云質灰巖、亮晶顆?；規r的發育相對較為局限，常見粒內溶孔發育。

圖2 川中地區茅二段儲層巖石學特征圖

2.2 儲層類型

鉆井巖屑、巖心、薄片鑒定資料及測井綜合解釋成果表明，川中茅口組儲層類型分為3 種，分別為石灰巖孔隙型、白云巖溶蝕孔隙型和白云巖溶蝕縫洞型。

2.2.1 石灰巖孔隙型

石灰巖孔隙型儲層，儲集空間類型主要為粒內溶孔（圖2h、圖2i），孔隙分布均一，常發育在灰色亮晶生屑灰巖中，富含綠藻、腹足等淺水生物，生屑含量高，反映較高水動力條件灘相特征，巖心上多見灰褐色、淺灰色云質灰巖的針孔構造（圖3），CT 分析也表明溶蝕微孔密集發育（圖4）。以蓬深12 井為例，石灰巖儲層柱塞樣品孔隙度分布范圍0.32%～8.98%，平均3.8%，孔隙度大于2%的樣品占76%，具有較好的物性條件。蓬深12 與蓬陽1、蓬陽3 井的孔滲關系對比（圖5）也表明，滲透率與孔隙度呈正相關，儲層具有良好的儲滲性能。

圖3 川中地區茅二上亞段灰巖孔隙型儲層儲集空間特征圖

圖4 蓬深12 井巖心CT 掃描圖（茅二上亞段，5 926.19 m）

圖5 蓬深12—蓬陽1—蓬陽3 井茅二上亞段巖心柱塞樣孔滲關系圖

2.2.2 白云巖溶蝕孔隙型

對白云巖溶蝕孔隙型儲層，綜合分析宏觀、微觀等資料認為，該類細晶云巖儲層的儲集空間主要以粒間（溶）孔、晶間（溶）孔為主，針孔發育（圖6a、圖6b、圖6c），儲層的孔隙結構整體上呈現中—低孔隙度、特低滲透率、中—大孔徑細喉道的特征。

圖6 白云巖溶蝕孔隙型儲層、白云巖溶蝕縫洞型儲層特征圖

2.2.3 白云巖溶蝕縫洞型

對白云巖溶蝕縫洞型儲層的大量巖心描述結合薄片觀察證實，該類儲層的儲滲空間主要為不規則破裂縫、不同規模的溶縫、溶蝕孔洞等（圖6d、圖6e、圖6f）。溶洞為儲層的儲集能力提供重要補充，裂縫可有效提高儲層滲透性，該類儲層的孔、洞、縫搭配良好。

3 成巖序列分析

如圖7 所示，通過巖石學特征、礦物特征及接觸關系分析，建立川中地區茅二上亞段成巖序列，共識別出8 期成巖作用：同生期暴露溶蝕作用—同生期白云石化作用—淺埋藏期白云石化作用—淺埋藏期硅化作用—東吳期白云石化作用—印支期熱液溶蝕作用—印支期熱硅化作用—深埋藏期溶蝕作用。其中，同生期暴露溶蝕、同生期白云石化、淺埋藏期白云石化這3 期成巖作用是儲層形成的關鍵，后期熱液及埋藏期溶蝕作用有利于改造儲層。

圖7 川中地區茅二上亞段儲層成巖作用特征圖

成巖作用詳述如下：①同生期暴露溶蝕作用，以大量生物溶孔，鑄?？鬃鳛樵缙谌芪g的典型特征，同生期暴露有利于形成早期溶孔。②同生期高鹽度白云石化作用，在鏡下可見它型—半自型細晶晶形白云石為典型識別特征，該時期臺緣及臺內古地貌高部位局部暴露，地層流體Mg2+富集，發生回流滲透白云石化作用，白云石化不具有選擇性，顆粒與膠結物均受到白云石化作用影響，形成白云石基質，為白云巖儲層提供改造基礎。③淺埋藏期白云石化作用，與同生期高鹽度白云石化最大的區別在于晶粒相對較大，呈自形—半自形，更靠孔隙空間內部生長，對顆粒進一步白云石化作用，該期白云石化作用在具灘相背景的地層中更易發育。④淺埋藏期硅化作用，在鏡下表現為隱晶質硅質交代早期白云石，致使白云石晶形不完整，推測硅化流體為沉積期拉張作用致富硅熱水交代早期礦物，形成致密硅質團塊，阻礙后期儲層改造，為儲層破壞性成巖作用。⑤東吳期白云石化作用，以縫洞充填鞍型白云石為特征，拉張作用形成斷裂，熱液沿縫壁膠結鞍型白云石；同時，前期白云石化作用下白云巖性脆，熱液更易造成破裂和溶蝕，伴生熱液溶蝕，部分縫洞半充填鞍型白云石，形成儲層。東吳期熱液白云石化在灘相白云巖易產生有效儲層，對儲層起改造作用，但非關鍵控制因素，例如充探1、蓬深8 井茅二上亞段發育灘間相的泥晶灰巖，見熱液白云石化作用，但縫洞全充填鞍型白云石，未形成有效儲層。⑥印支—燕山期深埋藏期，熱液或酸性流體對早期孔隙進行溶蝕，早期溶孔周邊膠結物被溶蝕，局部熱液作用形成自生石英膠結，石英交代作用有減孔作用。

4 白云巖儲層發育主控因素

川中地區茅二段白云巖呈北西—南東向展布，本次研究結合巖心、薄片、二維及三維地震資料綜合分析，認為川中地區茅口組白云巖儲層發育分布受臺緣高能灘相、早期暴露溶蝕和早期白云石化聯合控制。

4.1 高能灘相為茅口組白云巖儲層發育奠定基礎

蓬陽1 井巖心觀察表明（圖8），縱向發育3 個短期旋回，灘體厚度17 m，云化段位于每個旋回中上部，云化段厚8 m，巖性以淺灰色—灰色細晶云巖為主，云巖原巖結構呈顆粒支撐，殘余生屑幻影明顯，顆粒磨圓度較高，高能灘相特征明顯，測井解釋結果為1 個氣層（厚度3.3 m、孔隙度3.6%）及1 個差氣層（厚度2.5 m、孔隙度2.4%），儲層均發育于灘相旋回中。

圖8 蓬陽1 井取心段綜合柱狀圖

4.2 同生期暴露溶蝕、同生期白云石化、淺埋藏期白云石化成巖作用是儲層發育的關鍵

亮晶顆?；規r內生物碎屑選擇性溶蝕形成粒內溶孔和鑄?？?，認為與沉積期灘體暴露或高頻層序不整合面導致的灘體暴露大氣淡水溶蝕有關。白云石化作用是區內茅二段碳酸鹽巖中最重要的成巖作用之一，存在多期、多類型的白云石化作用，形成包括同生期粉—細晶它形白云石、早成巖期淺埋藏成因的粉—細晶自形白云石、早成巖期熱液成因的中—粗晶—巨晶白云石和鞍狀白云石。儲層的發育與同生期、淺埋藏期白云石化形成的白云巖斑塊部位關系密切，表現為這些部位的白云石晶間孔、晶間溶孔和溶蝕孔隙發育，原因是緩慢白云石化導致晶體呈自形，晶間孔發育，加之后期溶蝕流體進入，發生溶蝕作用，形成晶間溶孔、溶蝕孔隙。

5 結論

1）川中地區茅口組白云巖儲層巖性以細—中晶云巖、生屑云巖、云質灰巖為主，儲集類型以石灰巖孔隙型、白云巖溶蝕孔隙型和白云巖溶蝕縫洞型為主。

2）川中地區茅口組白云巖儲層共經歷8 期成巖作用，包括同生期暴露溶蝕作用、同生期白云石化作用、淺埋藏期白云石化作用、淺埋藏期硅化作用、東吳期白云石化作用、印支期熱液溶蝕作用、印支期熱硅化作用、深埋藏期溶蝕作用。

3）該區茅口組白云巖儲層發育分布受臺緣高能灘、早期暴露溶蝕和早期白云石化聯合控制，后期熱液及埋藏期溶蝕作用有利于改造儲層。