川東地區茅口組云化灘相儲層特征及分布

郝 毅 劉 冉 李成海 曹 華 胡羅嘉 朱可丹 谷明峰

1.中國石油杭州地質研究院 2.中國石油天然氣集團公司碳酸鹽巖儲層重點實驗室 3.中國石油西南油氣田公司勘探開發研究院 4.中國石油西南油氣田公司蜀南氣礦

0 引言

四川盆地中二疊統茅口組自20 世紀50 年代獲得天然氣發現以來[1-2]，一直是油氣勘探的熱點層系。目前茅口組獲得勘探發現的儲層類型主要有3 種。第一種為巖溶縫洞型石灰巖儲層，主要分布在蜀南地區[3-7]，這也是茅口組最早獲得突破且仍在勘探開發的地區；此外，川北[8-12]、川中[13-15]、川東[16-20]等地區的巖溶縫洞儲層也有勘探突破，但未成規模。第二種為白云石化灘相儲層，是以生屑、砂屑灰巖作為物質基礎，經歷了不同程度的白云石化作用而形成的儲層，可以簡稱為云化灘相儲層；云化灘相儲層主要分布在鹽亭—廣安—豐都一帶，沿北西方向呈條帶狀展布，橫跨川北—川中—川東地區；該類儲層白云石化程度一般較高，物性條件優于未被白云石化的石灰巖，近年來勘探成果豐碩[21-23]。第三種為“眼球眼皮”狀泥灰巖儲層，縱向上發育在茅一段，是目前新興的非常規油氣勘探熱點[24-27]，已有少量鉆井突破，具備一定的勘探潛力。相比之下，云化灘相儲層無疑是近年來四川盆地茅口組勘探效果最好的領域，少數井完鉆測試天然氣產量超過200×104m3/d[22]，彰顯了茅口組云化灘相儲層的重要性，展示了良好的勘探前景。川中地區的云化灘相儲層近年勘探效果最好，并已逐步進入開發階段。為了尋找下一個云化灘相儲層發育區，針對目前茅口組勘探程度相對低的川東地區，開展了大量的老井復查、地震資料解釋等綜合研究，取得初步研究成果。

1 勘探開發背景

川東地區是石炭系勘探的主戰場，故茅口組作為過路層而勘探程度低，僅有零星發現，如罐4 井茅口組測試獲氣117.8×104m3/d、五探1 井茅口組測試獲氣83.2×104m3/d[16]，單井測試產量較高，但未能形成規模。近年研究表明，川東多數地區受構造運動影響而發生事件性沉積，使得茅口組中晚期沉積相變為孤峰段，沉積物以硅質巖、泥質巖為主[28]（圖1、圖2），因此并未針對川東地區進行過灘相儲層勘探。近期，筆者基于大量鉆井的巖屑、測井以及地震資料，針對川東孤峰段硅質巖覆蓋區茅口組的沉積、儲層等方面進行了系統的研究，發現宣漢—萬州地區在孤峰段硅質巖之下，茅口組發育大規模云化灘相儲層，屬于茅二下亞段，儲層縱向及橫向分布相對穩定，面積超過3 000 km2。在川東石炭系歷經多年開發而產量遞減的背景下，規模發育的茅口組云化灘相儲層有望開辟勘探老區新戰場，成為重要的接替領域。

圖2 四川盆地不同地區巖性柱狀圖

2 儲層巖石學特征

四川盆地的白云巖儲層無論在古生界還是中生界都是重要的儲集巖，茅口組白云巖也不例外，近年來川中地區茅口組白云巖領域勘探效果顯著。川中茅口組白云巖是以高能生屑或砂屑灘作為物質基礎，疊合不同期次白云石化作用而形成的一套儲層。該類儲層有時發育在茅二上亞段，云化程度高，厚度在20 m 以上[21]；有時則發育在茅二下亞段，相對于茅二上亞段而言，下亞段儲層云化程度偏低且厚度偏薄，僅為10 m 左右。但無論茅二上亞段還是茅二下亞段的白云巖儲層，探井產能均較高，川中地區多井完鉆測試日產天然氣超過百萬方[22-23]。

本次研究在針對川東地區的老井巖屑復查中發現，川東孤峰段硅質巖覆蓋區也見到了上述云化灘相儲層，且局部云化程度較高，層位上屬于茅二下亞段。該重點層段在研究區缺乏巖心資料，但從巖屑薄片鏡下觀察可知，大多顯示儲層白云石化程度高，鏡下呈粉細晶結構（圖3a ～圖3g），可見到霧心亮邊現象，晶間孔普遍發育，局部見瀝青。同時，可見到白云巖與珊瑚化石出現在同一個薄片內的特征（圖3h），反映了沉積期水體較淺且海水潔凈，生物繁盛且具備抗浪結構。此外，一些薄片顯示云化程度略低（圖3i），除白云石外還可見少量方解石以及泥質泥晶膠結物。

圖3 川東地區茅口組云化灘相儲層的微觀特征圖

3 儲層地球物理特征

3.1 測井響應特征

川東地區云化灘相儲層的測井曲線表現為“三高兩低”的特點，即高聲波、高密度、高中子、低伽馬、低電阻（圖4）。需要說明的是，川東地區老井較多，部分井的測井序列不全，可能缺少密度或者中子一類的曲線，但從總體上看，這套云化灘相儲層最主要的特征就是低伽馬和低電阻，如果測井序列不全則可依照這兩條測井曲線來進行判斷。其中伽馬值范圍約23 ～50 API，呈微鋸齒狀，深電阻率約20 ～100 Ω·m，呈箱型或鐘型特征。

圖4 川東地區大天3 井茅口組氣井測井綜合柱狀圖

川東地區云化灘相儲層主要發育在茅二下亞段的底部，儲層厚度普遍為3 ～12 m，測井解釋孔隙度為3.5%～4.3%，綜合解釋為氣層（圖4）。該儲層與川中地區茅口組主力產層的白云巖物性特征相似[22]，盡管厚度不大，但有足夠的勘探價值。

3.2 地震反射特征

經過精細井震標定，川東地區茅二下亞段云化灘相儲層距茅口組頂界50 ～80 m。與上、下致密灰巖相比，儲層發育段縱波阻抗值較低，一般小于17 000 m·g/(s·cm3)，多介于14 000 ～17 000 m·g/(s·cm3)之間。而圍巖縱波阻抗值大于17 000 m·g/(s·cm3)，與儲層具有一定的波阻抗差異，又因儲層橫向上具有一定的非均質性，因此儲層段底界具有“斷續弱波峰”的反射特征。根據這一地震特性，可以針對該套儲層進行準確的平面追蹤（圖5）。

圖5 川東地區茅二下亞段云化灘相儲層井震標定及剖面響應特征圖

利用2019 年拼接處理的川東連片三維資料（面積約3 800 km2），完成茅口組頂界反射地震對比解釋，向下15 ～30 ms 提取“斷續弱波峰”地震異常發育段最大波峰振幅屬性，刻畫出儲層底界“斷續弱波峰”地震異常平面分布區（圖6）。圖中黃紅色調為儲層發育區，藍色調為儲層不發育區。

圖6 川東連片三維茅口組中上部波峰振幅屬性圖

考慮到川東高陡構造對成像的影響，以及斷裂破碎帶造成的同相軸雜亂而作保守計算，除去構造復雜等因素對地震屬性造成影響的區域（面積約1 100 km2），在川東連片三維覆蓋區內的向斜區及斜坡區，刻畫有利儲層發育區29 個，面積約930 km2（圖7）。有利儲層發育區較多，面積較大，表明茅二下亞段云化灘相儲層在平面上發育規模大，具有較好的勘探潛力。其中，以南雅向斜和梁平向斜的儲層響應最好，三維覆蓋區內有利儲層面積分別為270 km2和145 km2；萬州向斜儲層響應稍差，但有利儲層面積最大，可達360 km2；檀木場向斜的有利儲層面積也較大，為156 km2。

圖7 川東連片三維茅口組巖性圈閉與構造疊合圖

3.3 井震結合驗證

復查77 口川東石炭系過路老井的測井及地震資料，結果表明云化灘相儲層發育井為48 口（占62%），地震屬性與老井復查結果符合井的數量為60 口（占77%），不符合的井基本都位于構造復雜區（圖7）。因此，除去受構造影響的井后，斜坡—向斜區儲層識別的井震符合率可達90%以上。以南門場西部的地震剖面和地質連井剖面對比為例（圖8），門西5 井、門西2 井、門西3 井的茅二下亞段云化灘相儲層厚度分別約為12.8 m、4 m、3 m，經過標定，這3 口井的云化灘相儲層底界均對應“斷續弱波峰”反射，且特征明顯；尤其是門西5 井，儲層厚度超過10 m，地震剖面對應位置的弱波峰特征也是幾口井中最明顯的；反之，門西1 井測井解釋無云化灘相儲層，相應的地震反射也并無異常。

圖8 南門場西部地區云化灘相儲層地震反射特征及測井響應特征圖

4 儲層平面分布預測

通過上述井震結合（測井與地震特征結合）研究方法，對川東地區茅二下亞段底部云化灘相儲層的厚度進行了刻畫，并對儲層整體分布進行了預測（圖9）?？梢钥吹?，川東云化灘相儲層分布在宣漢—開江—萬州—梁平等地區，可劃分為六大片區。其中，開江—萬州地區為儲層分布面積最廣且厚度最大的區域，厚值區位于五百梯地區（這也是石炭系老井最多的地區），局部茅口組儲層厚度超過15 m；其次為萬州、溫泉井、芭蕉坪、高峰場、大貓坪等地區，儲層厚度可達9 m 以上。此外，根據目前川中地區茅二下亞段云化灘相儲層的勘探經驗，儲層大于6 m 可以作為有效勘探層。按照這個標準，川東地區云化灘相儲層的勘探面積可達3 900 km2，具有較好的勘探潛力，茅口組可作為川東繼石炭系之后的重要接替領域。

圖9 川東地區茅口組云化灘相儲層預測圖

5 結論

通過對川東地區多口茅口組過路老井的巖屑、測井資料復查，結合連片三維地震資料綜合分析，初步得出以下結論：

1）川東地區廣泛發育孤峰段硅質巖沉積，其下伏地層茅口組的勘探程度低；在宣漢—萬州一帶的孤峰段硅質巖之下，茅口組新發現云化灘相儲層規模分布。

2）云化灘相儲層鏡下白云石以粉細晶結構為主，整體云化程度較高；儲層縱向主要發育在茅二段底部，測井孔隙度3.5%～4.3%，厚度普遍為3 ～12 m，具備較好的儲集性能。

3）儲層平面分布預測結果顯示，開江以東五百梯地區的儲層厚度最大，局部超過15 m；川東硅質巖下茅口組云化灘相儲層厚度大于6 m 的勘探有利區域面積約3 900 km2，有望開辟川東老區增儲上產的新戰場。