張宏光

（中國石化勘探分公司物探研究院，四川 成都 610041）

0 引言

中二疊統(tǒng)茅口組是四川盆地南部地區(qū)重要的天然氣產(chǎn)層之一。歷經(jīng)50余年的勘探，川南瀘州古隆起茅口組已發(fā)現(xiàn)氣藏68個，探明天然氣地質(zhì)儲量812×108m3，累計產(chǎn)氣650×108m3。經(jīng)勘探實踐證實，川南地區(qū)茅口組具有大面積含氣的特征[1-5]。在中二疊世末期，受東吳運動引起的地層暴露和風(fēng)化淋濾的影響，茅口組海相碳酸鹽巖發(fā)育風(fēng)化殼巖溶型儲層。如何精細刻畫巖溶儲層展布，明確巖溶縫洞群氣藏成藏主控因素，是實現(xiàn)高質(zhì)量勘探的關(guān)鍵，也是研究區(qū)天然氣勘探亟待解決的問題。

1 地質(zhì)背景

研究區(qū)位于四川盆地南部的樂山、宜賓、瀘州及重慶市境內(nèi)，大地構(gòu)造位置除東北部位于川東高陡構(gòu)造帶外，主體位于川南低陡構(gòu)造帶，大部分地區(qū)低緩構(gòu)造和小型斷裂發(fā)育，東北部地區(qū)高褶構(gòu)造和中、大型斷裂發(fā)育。茅口組自下而上可劃分為茅一段、茅二段和茅三段共3個巖性段。早二疊世開始，地殼全面下沉，上揚子古陸被淹沒，形成廣泛的海侵[6]。茅口期研究區(qū)主要沉積了一套開闊臺地相碳酸鹽巖。茅口晚期東吳運動趨于強烈[7-8]，陸棚內(nèi)可能發(fā)育多組北東向平行斷裂，形成不均衡的斷塊上升和下陷，形成漢南棚洼和黔北陸棚。其余地區(qū)的古地理格局大體上同茅口早中期一致[9]。隨著東吳運動造成全盆地抬升，使盆地內(nèi)茅口組遭受剝蝕和溶蝕，部分地區(qū)的茅三段3亞段、茅三段2亞段被剝蝕和溶蝕，甚至影響到茅二段。東吳運動抬升使茅口組地層發(fā)生強烈的巖溶作用，形成的巖溶孔洞為油氣儲集提供了大量的次生空間，有利于巖溶縫洞氣藏的形成。

2 巖溶儲層發(fā)育特征及主控因素

四川盆地茅口組沉積時期以碳酸鹽開闊臺地沉積環(huán)境為主，不同程度地發(fā)育一些淺灘相儲層。茅口組基巖致密，經(jīng)成巖膠結(jié)作用后，基質(zhì)孔隙極不發(fā)育，研究區(qū)茅口組儲層物性整體較差。因此，茅口組碳酸鹽巖儲層具有極強的非均質(zhì)性，優(yōu)質(zhì)儲層分布多與巖溶作用相關(guān)。

2.1 廣泛發(fā)育的高能生屑灘相沉積為巖溶儲層提供了物質(zhì)基礎(chǔ)

川南地區(qū)茅口組沉積分為兩個三級旋回，茅一段、茅二段為一個三級旋回，茅三段為一個三級旋回。通過野外露頭、鉆井巖心觀察及測井、錄井等資料綜合分析認為，四川盆地茅口組沉積時期以碳酸鹽開闊臺地沉積環(huán)境為主，進一步可細分出臺內(nèi)高能灘、低能灘、灘間等主要亞相以及相關(guān)微相。茅二段—茅三段沉積期，研究區(qū)整體上屬于開闊臺地沉積環(huán)境（圖1、圖2）。在此沉積環(huán)境背景下，川南地區(qū)廣泛發(fā)育高能生屑灘相沉積，且多期高能灘體疊置展布，為巖溶儲層提供了物質(zhì)基礎(chǔ)。

圖1 川南地區(qū)茅二段沉積相圖

圖2 川南地區(qū)茅三段沉積相圖

圖3 川南地區(qū)茅口組連井沉積相剖面圖

從WY17井—W4井—T2井—S16井—LS3井的連井沉積相剖面（圖3）可見，瀘州古隆起附近的T2井，在茅二段和茅三段均發(fā)育有高能生屑灘相沉積[10]。由于處于古隆起核部，受剝蝕作用影響，茅三段頂部遭受不同程度的剝蝕，灘相沉積以茅二段為主。遠離古隆起的翼部或相對低洼地區(qū)，如隆盛地區(qū)也發(fā)育灘相沉積，但灘體沉積能量總體較低，多位于茅三段中上部。

2.2 后期巖溶作用是巖溶縫洞儲層形成的關(guān)鍵

茅口中晚期受瀘州水下隆起的影響，茅二段、茅三段生屑灘相沉積能量從西往東逐漸變?nèi)?。前人對川南地區(qū)茅口組巖心所做的大量物性測試分析表明，茅口組基巖致密，經(jīng)歷一系列膠結(jié)作用后，平均孔隙度小于1%，平均滲透率小于0.01 mD。因此在巖溶帶內(nèi)才發(fā)育較好的儲集層[11]。茅口組巖溶儲層發(fā)育溶孔、溶洞和溶縫3種類型的儲集空間。由于基巖致密，溶洞和溶縫相比溶孔更為發(fā)育。除此之外，晚期構(gòu)造裂縫也是巖溶儲層內(nèi)重要的儲集空間。位于瀘州古隆起附近的Z1井、W4井等，茅口組主要發(fā)育顆?；?guī)r，包括生物灰?guī)r、生屑灰?guī)r、亮晶顆?；?guī)r、泥晶顆?；?guī)r等[12]。孔隙類型主要有粒內(nèi)溶孔、與裂縫相關(guān)的溶孔、溶洞及未完全充填的裂縫（圖4a、4b）。隆盛井區(qū)茅口組以泥晶生屑灰?guī)r、粉—泥晶含生屑灰?guī)r為主。巖性致密，巖溶作用較弱，根據(jù)巖心和鏡下薄片觀察可見晚期裂縫發(fā)育（圖4c、4d）。儲層物性表現(xiàn)為低孔、低滲的特征，孔隙度介于0.61%～1.10%，平均值為0.8%，滲透率介于0.004 3～2.031 0 mD。孔隙類型以構(gòu)造縫及未充填溶縫為主，基質(zhì)孔不發(fā)育。

通過對川南地區(qū)茅口組儲層段巖心孔隙度、滲透率測試資料的統(tǒng)計分析表明，茅口組儲層基質(zhì)物性整體較差，巖心儲層段的物性具有低孔、低滲的特征。總體上，川南地區(qū)茅口組巖溶儲層的主要孔隙類型為裂縫—溶洞型儲層，尤其是大型溶洞和晚期構(gòu)造裂縫對于巖溶儲層儲集性能有重要影響。

3 巖溶縫洞群氣藏成藏主控因素

通過對川南地區(qū)典型巖溶縫洞氣藏的分析，結(jié)合前人研究成果，總結(jié)出四川盆地單個大型縫洞氣藏控制因素，明確了通源斷裂和規(guī)模斷層巖溶縫洞群共同控制天然氣成藏和富集高產(chǎn)。

3.1 規(guī)模斷層巖溶縫洞群為油氣成藏提供有利的儲集空間，控制了氣藏分布

圖4 川南地區(qū)茅口組顆?；?guī)r宏觀、微觀特征照片

1）東吳期巖溶古地貌控制了巖溶儲層發(fā)育規(guī)模。根據(jù)茅口組殘余地層厚度值及地形地貌特征，將研究區(qū)茅口組東吳期巖溶古地貌劃分為巖溶高地、巖溶斜坡、巖溶洼地3個二級地貌單元。其中巖溶斜坡又進一步細分為巖溶陡坡和巖溶緩坡[13]。研究表明，蜀南地區(qū)高產(chǎn)氣藏在巖溶陡坡最多，巖溶高地次之。巖溶緩坡中雖然在茅口組也獲得較多氣藏，但累計產(chǎn)量相比巖溶陡坡與巖溶高地較小。這說明巖溶儲層在巖溶陡坡和巖溶高地更為發(fā)育，巖溶儲層的發(fā)育分布受巖溶古地貌的控制。遠離瀘州古隆起核部的地區(qū)總體上位于巖溶斜坡和巖溶洼地的古地貌背景。

2）斷層發(fā)育有利于形成規(guī)模巖溶縫洞儲層和油氣富集高產(chǎn)。溶洞型儲層雖然能提供相當(dāng)規(guī)模的儲集空間，但由于圍巖極為致密，若沒有后期裂縫的溝通改造，難以形成規(guī)模儲層。二疊系層間斷裂主要形成于海西晚期，斷距普遍較小，最大才達90 m。走向南西—北東，呈雁列式展布。斷裂的發(fā)育有利于地表徑流下滲，穿透隔水層，增強深部巖溶儲層的發(fā)育，形成立體巖溶縫洞系統(tǒng)。同時斷層與一些構(gòu)造運動伴生的裂縫共同作用，溝通改善了古巖溶儲層，有效改善了圍巖滲透性，形成規(guī)模性縫洞體，獲得較高的天然氣產(chǎn)能。當(dāng)斷裂規(guī)模較大時，高產(chǎn)井往往沿斷裂分布。例如，位于川南地區(qū)的自流井氣藏，其高產(chǎn)井Z2井累產(chǎn)氣量為48.5×108m3。正是因為靠近主干斷裂，有利于裂縫發(fā)育及對儲集體的溝通改造，其縫洞系統(tǒng)主體距茅口組頂部不整合面縱向可達310 m。而遠離斷裂位置的氣井即使與高產(chǎn)井鉆遇同一個巖溶縫洞系統(tǒng)，產(chǎn)能也相對較低。

3.2 大型斷裂縱向溝通多套烴源，促進形成多源充注

1）多套優(yōu)質(zhì)烴源巖提供充足氣源。根據(jù)鄰區(qū)多年勘探和相關(guān)研究揭示，川南地區(qū)對茅口組油氣成藏有主要貢獻的主要為上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M、下二疊統(tǒng)及下志留統(tǒng)龍馬溪組三套優(yōu)質(zhì)烴源巖[14]。其中，龍?zhí)督M烴源巖的總有機碳含量（TOC）分布在0.72%～6.35%，烴源巖厚度一般在50～100 m；下二疊統(tǒng)烴源巖TOC介于0.5%～1.5%，烴源巖厚度一般在150～275 m，生氣強度介于（10～25）×108m3/km2；龍馬溪組烴源巖厚度一般在50～150 m，生氣強度介于（40～80）×108m3/km2。三套優(yōu)質(zhì)烴源巖為茅口組巖溶縫洞氣藏提供了充足的氣源，使其具備形成大中型氣田油氣資源的背景。

2）斷裂溝通氣源，促進形成多源充注。川南地區(qū)現(xiàn)已發(fā)現(xiàn)的茅口組高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)縫洞氣藏均呈現(xiàn)出沿斷裂分布的特點[15]。自流井氣藏在茅口組頂發(fā)育10余條斷層，長度為1～12 km，斷距為57.0～174.5 m，表現(xiàn)出斷層與構(gòu)造高點、長軸配置關(guān)系良好的特征，且主斷層斷至寒武系，溝通了龍馬溪組的源巖，提供了充足的氣源。此外，斷層與伴生裂縫共同組成了良好的油氣輸導(dǎo)通道。宋家場構(gòu)造茅口組頂共有20條主要斷層，長度為1.4～10.1 km，斷距為30～140 m，最深斷至寒武系，也溝通了下伏的龍馬溪組源巖，為氣藏形成提供了充足的氣源。

通過對典型氣藏高產(chǎn)井的分析，當(dāng)斷裂規(guī)模較大時，高產(chǎn)井往往沿斷裂分布，尤其是斷裂與風(fēng)化殼巖溶縫洞疊合區(qū)含氣性更好。這是因為早期大型斷裂的溝通，縱向上貫通了多套烴源巖，促進了多源充注成藏，為油氣二次運移和聚集提供了良好的輸導(dǎo)條件。

4 氣藏富集模式與規(guī)律總結(jié)

在油氣成藏條件綜合分析的基礎(chǔ)上，初步總結(jié)了川南地區(qū)茅口組斷層巖溶縫洞群氣藏富集模式，主要有以下四類：①斷背斜巖溶縫洞富集體。這類氣藏以H004-1井為典型代表，該井日產(chǎn)氣量為65.77×104m3，累產(chǎn)氣量為1.07×108m3。此類氣藏處于巖溶有利發(fā)育區(qū)，巖溶縫洞型優(yōu)質(zhì)儲層為油氣聚集提供了有效的儲集空間，同時位于斷背斜的有利構(gòu)造部位（圖5a），有利于油氣聚集且有斷層遮擋，使得油氣在后期調(diào)整中得以有效保存。該類型氣藏是巖溶縫洞型氣藏最有利的成藏模式，易形成規(guī)模氣藏。②斷潛高巖溶縫洞富集體。此類氣藏位于潛伏構(gòu)造高部位（圖5b），構(gòu)造位置屬于次有利區(qū)，受兩側(cè)封閉型斷層遮擋，也有利于油氣保存。③層間斷層巖溶縫洞富集體。典型井為太和氣田T12井，酸化測試日產(chǎn)氣為0.442 5×104m3，累產(chǎn)氣量為1.91×108m3。此類氣藏在現(xiàn)今構(gòu)造上雖沒有處于最有利位置，但由于層間斷裂和裂縫發(fā)育，有效溝通巖溶孔洞，提高了儲層連通性，極大地改善了儲集性能，有利于油氣聚集（圖5c）。④斷向斜巖溶縫洞富集體。在向斜區(qū)的翼部處于相對高部位（圖5d），是油氣運移的過路區(qū)或指向區(qū)，疊合有效封堵性斷層遮擋，也是油氣聚集的有利部位。例如在云錦向斜內(nèi)多口井獲得油氣發(fā)現(xiàn)。

圖5 川南地區(qū)茅口組巖溶縫洞氣藏天然氣富集模式圖

5 結(jié)論

1）四川盆地南部地區(qū)茅口組具備巖溶儲層發(fā)育背景，廣泛發(fā)育巖溶縫洞型儲集體，為形成縫洞型氣藏奠定了基礎(chǔ)。

2）川南地區(qū)茅口組儲層基質(zhì)物性整體較差，具有低孔、低滲的特征。巖溶儲集體的主要孔隙類型為裂縫—溶洞型儲層，尤其是大型溶洞和晚期構(gòu)造裂縫對于巖溶儲層儲集性能具有重要影響。

3）總結(jié)四川盆地縫洞氣藏控制因素，明確了通源斷裂和規(guī)模斷層巖溶縫洞群共同控制天然氣成藏和富集高產(chǎn)。規(guī)模斷層巖溶縫洞群為油氣成藏提供了有利的儲集空間，控制了氣藏分布，大型斷裂縱向溝通多套烴源，促進形成多源充注。

4）初步總結(jié)川南地區(qū)茅口組巖溶縫洞群氣藏主要有斷背斜巖溶縫洞富集體、斷潛高巖溶縫洞富集體、層間斷層巖溶縫洞富集體、斷向斜巖溶縫洞富集體等四類富集模式。