李榮容，楊迅，王旭麗，曾琪，胡欣，張本健

川西北部地區(qū)中二疊統(tǒng)茅口組巖溶儲(chǔ)層特征研究

李榮容1，2，楊迅1，王旭麗1，曾琪1，胡欣1，張本健1、2

（1.中國(guó)石油西南油氣田公司川西北氣礦，四川 江油 621700； 2. 西南石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，四川 新都 610500）

川西地區(qū)中二疊統(tǒng)茅口組在多個(gè)構(gòu)造獲得突破，但前期受勘探程度及資料限制，對(duì)茅口組儲(chǔ)層研究相對(duì)較少，這制約了下一步勘探工作，因此開展川西北部茅口組儲(chǔ)層特征研究是有必要的?；诖?，本文根據(jù)鉆井、化驗(yàn)分析、地震等資料，結(jié)合動(dòng)靜態(tài)資料重新評(píng)價(jià)茅口組儲(chǔ)集類型，取得了以下三點(diǎn)認(rèn)識(shí)：①川西北部地區(qū)中二疊統(tǒng)茅口組儲(chǔ)集巖類主要為亮晶生物（屑）灰?guī)r、粒屑灰?guī)r、含生屑泥晶灰?guī)r、白云巖、白云質(zhì)（豹斑）灰?guī)r。具有孔、洞、縫等多種儲(chǔ)集空間，它們?cè)诳臻g上相互有機(jī)搭配形成了孔洞縫相結(jié)合的儲(chǔ)滲空間。②川西北部茅口組氣藏并不只是單一的裂縫性氣藏，應(yīng)以裂縫—孔洞型氣藏為主，只有找準(zhǔn)縫洞系統(tǒng)發(fā)育區(qū)，才能獲得較好儲(chǔ)量規(guī)模及勘探開發(fā)效果。③有利灘相是儲(chǔ)層發(fā)育的基礎(chǔ)，受巖溶作用改造后的有利地貌區(qū)是控制儲(chǔ)層分布的主要因素。

川西北部地區(qū)；茅口組；巖溶；儲(chǔ)層特征

川西北部地區(qū)中二疊統(tǒng)茅口組油氣勘探始于二十世紀(jì)70年代，相繼獲得了河灣場(chǎng)、老關(guān)廟、射箭河、吳家壩、張家扁、九龍山、大興場(chǎng)等多個(gè)含油氣構(gòu)造。近年來，隨著勘探程度的加大，認(rèn)識(shí)程度的加深，茅口組獲得多口高產(chǎn)工業(yè)氣井，整體表現(xiàn)出單井測(cè)試產(chǎn)量高、單井控制儲(chǔ)量大、地層壓力系數(shù)高等特征。由于研究區(qū)鉆井資料較少，前人對(duì)該區(qū)茅口組研究較少，儲(chǔ)層認(rèn)識(shí)較籠統(tǒng)。針對(duì)這一問題，結(jié)合近期勘探成果，總結(jié)了川西北部地區(qū)茅口組巖溶儲(chǔ)層特征，以支撐下步區(qū)內(nèi)勘探部署。

1 研究區(qū)地質(zhì)背景

研究區(qū)位于上揚(yáng)子板塊西北緣的川北低緩斷褶帶、龍門山斷褶帶、米倉(cāng)山隆起帶的過渡區(qū)。華北板塊和揚(yáng)子板塊的碰撞及拼貼造成華北板塊南緣以逆沖推覆構(gòu)造為主、揚(yáng)子板塊北緣以大規(guī)模推覆滑脫構(gòu)造為主的強(qiáng)烈前陸變形[1]。

基于露頭剖面實(shí)測(cè)資料、測(cè)井及錄井資料，通過與四川盆地西部、南部等其它地區(qū)的巖性、電性特征類比［2-4］，對(duì)川西北部中二疊統(tǒng)茅口組地層進(jìn)行重新劃分，結(jié)果顯示中二疊統(tǒng)茅口組在川西地區(qū)厚度大致為120～300m。根據(jù)巖性特征自下而上可劃分為茅一、茅二、茅三和茅四4 個(gè)巖性段。受東吳運(yùn)動(dòng)影響，頂部受不同程度剝蝕，部分地區(qū)缺失茅四、茅三段，與上覆吳家坪組呈假整合接觸。茅口組底部與下伏棲霞組亮晶生屑灰?guī)r地層整合接觸。茅一段和茅二段的中下部均以眼球、眼皮狀深灰色泥晶生屑灰?guī)r（瘤狀灰?guī)r）為主，含燧石；茅二段中上部和茅三段為淺灰—灰白色生屑灰?guī)r、豹斑灰（云）巖、晶粒云巖，局部為深灰色泥晶生屑灰?guī)r；茅四段以硅質(zhì)巖、泥晶灰?guī)r為主。

2 儲(chǔ)層基本特征

2.1 儲(chǔ)集巖石學(xué)特征

根據(jù)已完鉆井巖心描述、化學(xué)分析、薄片鑒定以及錄井資料綜合分析，川西北部地區(qū)茅口組儲(chǔ)集巖類主要為亮晶生物（屑）灰?guī)r、粒屑灰?guī)r、含生屑泥晶灰?guī)r、白云巖、白云質(zhì)（豹斑）灰?guī)r。在各類儲(chǔ)集巖中，以亮晶生物（屑）石灰?guī)r、粒屑灰?guī)r為主，次之為白云巖及云質(zhì)灰?guī)r，其余巖類相對(duì)較少（圖1）。

圖1 川西北部中二疊統(tǒng)茅口組儲(chǔ)層特征

其中最主要的亮晶生物（屑）灰?guī)r多為淺灰、灰白和褐灰色，厚層塊狀分布，生物含量較為豐富，一般大于60％，多破碎，分選、磨圓中等-好；粒間充填物以1～2期亮晶方解石膠結(jié)物為主，灰泥基質(zhì)少。該類巖性極易受到巖溶作用和破裂作用的影響，因此平均滲透率高達(dá)1.39×10-3μm2。

2.2 儲(chǔ)集空間特征

根據(jù)巖芯觀察、薄片鑒定和野外剖面調(diào)查，二疊系茅口組發(fā)育有多類型的儲(chǔ)集空間。按其產(chǎn)狀、大小及成因分類，儲(chǔ)集空間可歸納為孔、洞、縫三種類型：①孔隙：包括粒內(nèi)溶孔，粒間（溶）孔，晶間（溶）孔；②洞：主要是各種溶蝕孔洞；③裂縫：包括構(gòu)造破裂縫和溶蝕縫兩種類型。各類溶蝕孔洞是本區(qū)茅口組最主要的儲(chǔ)集空間，而多期裂縫則起到關(guān)鍵的滲濾作用（圖2）。

圖2 A 半充填縫，K2井，4227.68-4227.87m；B半充填縫，WJ1井，3829.38-3829.53m；C溶洞串珠狀，S1井，5285.1m；D裂縫擴(kuò)溶半充填殘余孔洞，k1井，4226.85m

2.3 物性特征

通過研究區(qū)229個(gè)巖心樣品的孔滲數(shù)據(jù)進(jìn)行分析，認(rèn)為茅口組孔隙度平均值僅為0.8%，最小值為0.11%，最大值為6.69%。孔隙度小于2%為樣品超過74%，僅不到1%樣品孔隙度大于3%。茅口組的滲透率變化范圍較大，最小值達(dá)到0.00001×10-3μm2，最大值為60×10-3μm2，平均值為3.052×10-3μm2。滲透率小于0.01×10-3μm2占到48.04%，滲透率在（0.01～0.1）×10-3μm2之間樣品占總樣品總數(shù)的17.65%，位于（0.1～1）×10-3μm2范圍內(nèi)的樣品占15.68%，滲透率大于1×10-3μm2的樣品為18.63%。因此，茅口組儲(chǔ)層段物性特征總體上為低孔中滲。

將本區(qū)茅口組102個(gè)巖心樣品的孔隙度和滲透率數(shù)據(jù)繪制散點(diǎn)圖，茅口組巖心樣品的孔滲數(shù)據(jù)點(diǎn)具有明顯集中分布特征?？紫抖绕毡榈陀?%，滲透率不隨孔隙度的增大而增大，總體表現(xiàn)為“低孔中滲”的裂縫性滲流特征，儲(chǔ)層滲透率與孔隙度相關(guān)性不大。

2.4 孔隙結(jié)構(gòu)特征

據(jù)B1、S1井茅口組10個(gè)壓汞樣品資料的統(tǒng)計(jì)分析，主要具有以下特征：

1）排驅(qū)壓力較高，介于(21.725 9～76.014 1) MPa，平均39.15MPa，相對(duì)應(yīng)的最大連通孔喉半徑平均值為0.021 76μm。飽和度中值毛管壓力高，分布在(65.623 4～157.739 6)MPa，平均109.095MPa，對(duì)應(yīng)的中值喉道半徑平均值為0.007 08μm。

2）孔隙喉道具有細(xì)歪度、分選較好，孔隙喉道半徑小，細(xì)孔、微喉的特點(diǎn)，表現(xiàn)為雙峰特征（圖3），變異系數(shù)較小，表明孔隙結(jié)構(gòu)較差，屬于致密儲(chǔ)層。

圖3 茅口組壓汞曲線

2.5 儲(chǔ)集類型

二疊系茅口組大量物性資料分析表明：儲(chǔ)層一方面表現(xiàn)具有極大的非均性，基質(zhì)巖孔隙度極低，滲透性能極差，基本為不具有儲(chǔ)滲價(jià)值的致密巖體。另一方面溶蝕孔、洞和裂縫相結(jié)合的儲(chǔ)滲體則以井漏、井噴為表征，是天然氣富集的主要儲(chǔ)集空間和滲濾通道。同時(shí)縫洞體儲(chǔ)集空間復(fù)雜，次生變化很大，具有大小懸殊、分布不均、形態(tài)多樣、成因復(fù)雜、形成時(shí)期不同等特點(diǎn)。但通過近期勘探實(shí)踐，多口測(cè)試獲高產(chǎn)，單井控制儲(chǔ)量大，生產(chǎn)效果穩(wěn)定，因此，有必要結(jié)合動(dòng)靜態(tài)資料重新評(píng)價(jià)茅口組儲(chǔ)集類型。

2.5.1 網(wǎng)狀裂縫與受巖溶作用改造的顆粒灰?guī)r相搭配，可形成縫洞型儲(chǔ)滲體。

圖4 井下茅口組巖溶特征

A：灰色泥晶灰?guī)r，環(huán)橫切面條狀溶洞被紫紅色泥巖充填，ST3，茅口組；B：褐灰色泥晶灰?guī)r，溶溝內(nèi)充填滲流砂，溶蝕孔洞發(fā)育，ST3，茅口組；C：巖溶角礫，ST3，茅口組；D：巖溶角礫，ST3，茅口組；E：亮晶生物灰?guī)r，DS001-X1，茅口組；F：溶蝕孔洞特征，DS001-x1井，茅口組

表1 研究區(qū)茅口組油氣顯示統(tǒng)計(jì)表

早二疊世末期—晚二疊世初期，受東吳運(yùn)動(dòng)的影響下，四川盆地發(fā)生整體抬升，川西地區(qū)茅口組頂部進(jìn)入表生成巖階段，發(fā)生不同程度的風(fēng)化剝蝕作用[5]。風(fēng)化巖溶在距殘余地層頂一定深度內(nèi)可以發(fā)育溶洞、溶漏斗、溶管和溶脈，周邊的巖石內(nèi)可發(fā)育小型的溶孔、溶斑和溶縫等，其為埋藏成巖期的巖溶和油氣運(yùn)聚提供了流體的通道和場(chǎng)所[6]。

實(shí)鉆證實(shí)，川西地區(qū)茅口組地層存在不同程度剝蝕，川西南部茅口組地層厚度在310～330m左右，川北部地層厚度減薄至160～200m左右。大部分地區(qū)茅四、三段剝蝕殆盡。

取心表明茅頂?shù)貙影l(fā)育大量溶縫、溶溝、溶洞。溶縫、溶溝為垂向巖溶形成縱向溶縫、溶擴(kuò)縫和溶溝及垂直拉伸狀的小型溶洞等，多為碳質(zhì)泥、砂、方解石、離解生屑等不同來源和成因物質(zhì)混合充填，同時(shí)還可見巖溶角礫[7-10]。充填體的形態(tài)不規(guī)則，大體上呈與圍巖垂直或近于垂直以及近水平的囊狀體或脈狀體產(chǎn)出，與圍巖呈清晰的侵蝕接觸，多為垂直滲流、水平潛流巖溶帶產(chǎn)物（圖4）。

2.5.2 茅口組頂部多有井漏顯示，表明其縫洞發(fā)育。

巖溶作用會(huì)產(chǎn)生大量溶蝕縫洞，鉆井過程中如鉆遇縫洞，則會(huì)出現(xiàn)井漏、放空等現(xiàn)象，是識(shí)別較大型巖溶作用的重要標(biāo)志[11]。在研究區(qū)勘探開發(fā)過程中，井漏現(xiàn)象常見，具有巖溶型儲(chǔ)層特征。據(jù)相關(guān)資料統(tǒng)計(jì)，茅口組有13口井顯示井漏（表1），分布深度多位于距離風(fēng)化界面較近的茅二段及茅三段。

圖5 L16井壓恢試井解釋雙對(duì)數(shù)曲線（左）L004-x1井壓恢試井解釋雙對(duì)數(shù)曲線（右）

2.5.3 動(dòng)態(tài)資料表明區(qū)內(nèi)茅口組氣井控制范圍大，存在多重介質(zhì)特征。

九龍山構(gòu)造茅口組兩口高產(chǎn)氣井，在測(cè)試期間進(jìn)行了壓力恢復(fù)試井。利用兩井試井資料，選用徑向復(fù)合+無限大地層模型擬合壓力恢復(fù)趨勢(shì)，恢復(fù)早期均表現(xiàn)出“壓裂縫”效應(yīng)的曲線特征（圖5），后期表現(xiàn)出多重介質(zhì)特征，表明縫洞與基質(zhì)是氣源補(bǔ)給的通道。

表2 L16井、L004-X1茅口組茅三段壓力恢復(fù)試井解釋結(jié)果統(tǒng)計(jì)結(jié)果

九龍山地區(qū)兩口井壓恢試井解釋結(jié)果顯示，近井區(qū)和遠(yuǎn)井區(qū)滲透率差異大（表2），說明儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，但氣井波及距離大，因此單井控制儲(chǔ)量大，證實(shí)其可能存在大型的縫洞型系統(tǒng)。

根據(jù)四川氣田開發(fā)實(shí)踐，類比其它地區(qū)，中二疊統(tǒng)茅口組氣藏的儲(chǔ)集類型多為裂縫—孔洞（洞穴）型?；|(zhì)孔隙高低與溶蝕孔洞發(fā)育程度相較而言，溶蝕孔洞發(fā)育程度更適合于判斷茅口組儲(chǔ)層是否具儲(chǔ)滲意義。在已有類似氣藏開發(fā)實(shí)例中，川南自2井系統(tǒng)的陽新統(tǒng)氣藏，巖性平均孔隙度為2.04%，平均滲透率小于0.6mD，孔隙空間以溶蝕孔隙河溶蝕孔洞為主，定為裂縫-孔洞型儲(chǔ)層。川東臥龍河茅口組氣藏顆?；?guī)r儲(chǔ)層，溶蝕孔洞發(fā)育，平均孔隙4.28%。16口井均獲得產(chǎn)氣量高低不等的工業(yè)氣流。這生產(chǎn)的16口井分屬4個(gè)不同的縫洞系統(tǒng)共獲動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量40億方以上。由此可見，川西北部茅口組氣藏并不只是單一的裂縫性氣藏，應(yīng)以裂縫—孔洞型氣藏為主，只有找準(zhǔn)縫洞系統(tǒng)發(fā)育區(qū)，才能獲得較好儲(chǔ)量規(guī)模及勘探開發(fā)效果。

3 儲(chǔ)層主控因素分析

3.1 有利灘相是儲(chǔ)層發(fā)育的基礎(chǔ)

通過茅口組儲(chǔ)層分巖類物性統(tǒng)計(jì)，儲(chǔ)滲性能相對(duì)較好的主要為亮晶顆?；?guī)r，說明沉積期的高能灘相是巖溶型儲(chǔ)層發(fā)育的基礎(chǔ)。研究區(qū)茅口組沉積期地貌與棲霞組有一定繼承性，相帶展布格局與棲霞組相似，屬于碳酸鹽巖開闊臺(tái)地沉積模式。

3.2 受巖溶作用改造后有利地貌區(qū)是控制儲(chǔ)層分布的主要因素

在顆粒灘基礎(chǔ)上，受風(fēng)化巖溶作用改造較強(qiáng)的區(qū)域，巖溶型儲(chǔ)層越發(fā)育。以地震品質(zhì)較好的區(qū)域的九龍山地區(qū)為例，該區(qū)巖溶縫洞體具有一定的響應(yīng)特征。

圖6 區(qū)內(nèi)巖溶縫洞響應(yīng)特征

巖溶儲(chǔ)層發(fā)育區(qū)表現(xiàn)出茅口組頂部同向軸扭曲，下拉特征。在平面上曲率屬性表現(xiàn)出串珠狀特征（圖6）。實(shí)鉆證實(shí)，鉆遇巖溶洞體的井往往表現(xiàn)出單井測(cè)試產(chǎn)量，控制儲(chǔ)量大的特征。L004-x1井茅口組測(cè)試獲氣111.65萬方/天，通過專項(xiàng)試井估算其動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量達(dá)9億方左右，展示出較高的勘探開發(fā)潛力。通過該區(qū)古地貌恢復(fù)，認(rèn)為曲率屬性異常體所指代的巖溶縫洞體發(fā)育于九龍山構(gòu)造東南部，并非受到現(xiàn)今構(gòu)造控制，主要受到了剝蝕相對(duì)較強(qiáng)、地層厚度相對(duì)較薄的巖溶斜坡區(qū)控制。因此，經(jīng)風(fēng)化巖溶形成的巖溶地貌是控制巖溶儲(chǔ)層有利的區(qū)帶的關(guān)鍵要素。

4 結(jié)論

1）川西北部地區(qū)中二疊統(tǒng)茅口組儲(chǔ)集巖類主要為亮晶生物（屑）灰?guī)r、粒屑灰?guī)r、含生屑泥晶灰?guī)r、白云巖、白云質(zhì)（豹斑）灰?guī)r。具有孔、洞、縫等多種儲(chǔ)集空間，它們?cè)诳臻g上相互有機(jī)搭配形成了孔洞縫相結(jié)合的儲(chǔ)滲空間。

2）川西北部茅口組氣藏并不只是單一的裂縫性氣藏，應(yīng)以裂縫—孔洞型氣藏為主，只有找準(zhǔn)縫洞系統(tǒng)發(fā)育區(qū)，才能獲得較好儲(chǔ)量規(guī)模及勘探開發(fā)效果。

3）有利灘相是儲(chǔ)層發(fā)育的基礎(chǔ)，受巖溶作用改造后有利地貌區(qū)是控制儲(chǔ)層分布的主要因素。

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Study of Karst Reservoir of the Middle Permian Maokou Formation in the North of West Sichuan

LI Rong-rong1,2YANG Xun1WANG XU-li1ZENG Qi1HU Xin1ZHANG Ben-jian1,2

(1-Northwest Sichuan Gas Field, Southwest Oil and Gas Field, PetroChina Company Limited, Jiangyou, Sichuan 621700; 2-Institute of Geosciences and Technology, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500)

From existing drilling data, chemical analyses and seismic exploration it is concluded that: karst reservoir of the Middle Permian Maokou Formation in the north of west Sichuan is conmposed of sparite (bioclastic limestone), grainstone, micritic bioclastic limestone, dolomitite and dolomitic limestone with good reservoir porocity; the karst reservoir is a reservoir dominated byfracture-hole type gas reservoir; the development of the reservoir is dependent on favorable beach facies and reservoir distribution is mainly controlled by landform.

north of west Sichuan; Maokou Formation; karst; reservoir

2018-09-01

中國(guó)石油西南油氣田分公司科技重大專項(xiàng)“川西地區(qū)天然氣勘探開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)研究”（編號(hào)：2013ZD01）資助

李榮容（1985-），女，四川江油人，工程師，從事儲(chǔ)層研究及成藏

P618.130.2

A

1006-0995（2019）03-0369-05

10.3969/j.issn.1006-0995.2019.03.004