印長海 師江波 鄭劍鋒 王顯東 田小彬 鞠林波 韋裕琳 汪海燕 張慧君 白雪晶

（1.中國石油大慶油田有限責任公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江 大慶 163712；2.中國石油天然氣集團有限公司碳酸鹽巖儲層重點實驗室大慶油田研究分室，黑龍江 大慶 163712；3.中國石油杭州地質(zhì)研究院，浙江 杭州 310023）

0 引 言

白云巖儲集層是非常重要的油氣儲集層［1］，全球有50%的油氣儲量分布于白云巖儲集層［2］。四川盆地碳酸鹽巖氣田的90%以上天然氣儲量富集于震旦系—二疊系的白云巖儲層中。

四川盆地下二疊統(tǒng)具有較長的勘探歷史，20世紀60年代，蜀南地區(qū)鉆遇茅口組縫洞型生物灰?guī)r氣藏，發(fā)現(xiàn)了荷包場、自流井等氣田［3］；21世紀以來，川西北河灣場、礦山梁、射箭河等地區(qū)的下二疊統(tǒng)白云巖儲層勘探取得了豐碩成果［4］。近年來，四川盆地中部地區(qū)（川中地區(qū)）JT1等多口井在茅口組白云巖儲層中獲得日產(chǎn)百萬方高產(chǎn)氣流，使得這套白云巖層系成為重要的接替領域［5］。

川中礦權區(qū)流轉(zhuǎn)至大慶油田有限責任公司以來，近3 a新部署完鉆的15口探井累計鉆遇90 m白云巖儲層，其中5口井測試單井日產(chǎn)氣量超106m3，TS11井茅二段鉆遇13 m白云巖儲層，酸壓測試獲日產(chǎn)233×104m3的高產(chǎn)氣流，創(chuàng)四川盆地茅口組白云巖儲層測試新紀錄，證實了川中茅口組白云巖儲層具有重要勘探意義。前人對四川盆地茅口組的研究主要集中在川西北地區(qū)和蜀南地區(qū)的沉積環(huán)境、儲層特征以及巖相古地理等方面，川中地區(qū)的研究相對較少［6?9］，并且對茅口組白云巖成因機理的認識爭議較大，白云巖化作用的認識亦存在多種成因解釋，諸如混合水交代成因［10］、埋藏白云石化成因［7，11］、埋藏熱液改造成因［12］、玄武巖淋濾白云巖化［13］以及多期疊加改造成因［6］等，導致對于川中合川地區(qū)茅口組白云巖儲層成因的認識不清晰，嚴重制約了研究區(qū)有利儲層的預測及勘探部署。

本文在前人研究成果基礎上，利用四川盆地川中地區(qū)合川-潼南區(qū)塊最新的油氣勘探成果和4口取心井的巖心、分析化驗及地震資料，系統(tǒng)開展了茅口組白云巖儲層特征研究，明確了白云巖儲層發(fā)育主控因素和分布規(guī)律，為茅口組油氣勘探和區(qū)帶優(yōu)選提供支持。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

四川盆地在大地構造上處于揚子板塊西北部，是揚子板塊的一個次級構造單元［14］（圖1）。受加里東末期構造運動影響，四川盆地部分地區(qū)隆升，形成西南高、東北低的古地貌格局，奧陶系及其以上地層遭受了不同程度的剝蝕［15］。二疊紀初期，四川盆地全面下沉并接受沉積，在茅口期沉積了一套開闊臺地相碳酸鹽巖，為薄層至塊狀的灰-深灰色泥晶灰?guī)r及亮晶生屑灰?guī)r，含有孔蟲、綠藻、珊瑚及腕足等生物［16］。受東吳期構造運動和峨眉地幔柱活動的影響，茅口組沉積末期地層遭受暴露剝蝕（時間長達7～8 Ma）［15］，在茅口組頂部形成了區(qū)域性不整合面，然后海平面上升，致使茅口組頂部沉積了一套區(qū)域穩(wěn)定分布的海陸交互相的龍?zhí)督M含煤系地層［17］。

圖1 合川-潼南區(qū)塊構造位置及茅口組綜合柱狀圖Fig. 1 Structural location and comprehensive stratigraphic column of Maokou Formation in Hechuan-Tongnan area

川中地區(qū)二疊系總體表現(xiàn)為南淺北深、向北傾斜的大型低緩斜坡構造，整體以低幅度的褶皺構造為主［18］；合川-潼南區(qū)塊位于川中平緩構造帶的東南翼部，面積約5 000 km2，茅口期發(fā)育開闊臺地相碳酸鹽巖。研究區(qū)新部署完鉆的探井相對集中，均鉆穿茅口組，HS4、TS4等井鉆遇茅二段層狀白云巖儲層，取心資料豐富。依據(jù)自然伽馬曲線特征，合川-潼南地區(qū)茅口組自下而上可劃分為4個巖性段，茅一段為黑灰色泥質(zhì)灰?guī)r和含泥灰?guī)r、含泥質(zhì)的泥晶灰?guī)r，茅二段為灰色泥晶、亮晶灰?guī)r，局部井區(qū)在茅二段中部發(fā)育層狀白云巖，茅三段為淺灰色亮晶生屑灰?guī)r，茅四段受剝蝕作用影響大，多保存不全，主要為深灰色-黑灰色含生屑的泥晶灰?guī)r。

2 儲層特征

2.1 巖石學特征

通過對研究區(qū)內(nèi)巖心及薄片的觀察發(fā)現(xiàn)，合川地區(qū)茅口組白云巖儲層巖性以中-細晶云巖、殘余顆粒云巖為主，以及少量的粗晶云巖、鞍狀白云巖等。

2.1.1 中-細晶白云巖

中-細晶白云巖是研究區(qū)最為常見的一種白云巖，粒徑為0.5～0.2 mm，完全由交代或重結晶作用形成的白云石晶體組成，其原生組構已經(jīng)無法識別。鏡下可見白云石晶粒結構發(fā)育良好，白云石晶體多呈半自形-他形，晶粒間鑲嵌接觸（圖2（a）、（b））；偶見原巖組構破壞嚴重具生物碎屑幻影，局部微裂縫較發(fā)育，晶間溶孔較發(fā)育，多為孤立狀或斷續(xù)的不規(guī)則形態(tài)，被亮晶方解石半充填。該類白云巖主要特征是在顯微鏡下晶粒具有霧心亮邊特征，晶體表面常見塵點狀雜質(zhì)，也說明白云石形成于淺埋藏的成巖環(huán)境中。

2.1.2 殘余顆粒云巖

殘余顆粒云巖由顆?；?guī)r云化而成（圖2（c）），為顆粒灘沉積的產(chǎn)物，灘體云化后顆粒結構仍局部保留。鏡下可見灰質(zhì)生屑顆粒結構幻影，僅余少量顆粒仍可分辨（圖2（d）），晶形半自形特征明顯。顆粒主要為生屑顆粒，以及少量砂屑、藻砂屑等，生屑顆粒體積分數(shù)為50%～70%，包括有孔蟲、蜓類、腕足碎片、介形蟲等，形態(tài)不規(guī)則，多呈現(xiàn)片狀結構、纖狀結構。

這類儲集巖具殘余粒間孔或晶間孔的溶蝕擴大現(xiàn)象，常具選擇性溶蝕特征。

2.1.3 粗晶云巖和鞍狀云巖

此類白云巖由粗晶白云石組成，白云石晶體多呈他形，具有獨特彎曲晶面，邊緣極不規(guī)則，波狀消光（圖2（e）），通常作為晶洞和裂縫內(nèi)的膠結物存在，為成巖后期的熱液白云巖化的產(chǎn)物。

如圖3所示，信號傳感器傳輸試驗數(shù)據(jù)經(jīng)過通道數(shù)據(jù)采集器進入無線發(fā)射模塊，通過信號采集器的無線接收模塊接收實驗數(shù)據(jù)進入嵌入式計算機。 現(xiàn)場通過顯示器進行初步數(shù)據(jù)分析、處理，也可進行數(shù)據(jù)儲存導入excel制成圖表進行深入分析處理。

圖2 合川?潼南地區(qū)茅二段白云巖巖石學特征照片F(xiàn)ig. 2 Photos of dolomite petrology of 2nd member of Maokou Formation in Hechuan-Tongnan area

2.2 空間類型

茅二段白云巖儲層儲集空間類型總體多樣，既有受組構控制的生物體腔孔、粒內(nèi)溶孔、晶間（溶）孔，又有不受組構控制的溶洞、構造縫和溶縫（圖2（e）—（h））。鏡下生物體腔孔較常見，主要發(fā)育在有孔蟲、腕足和藻類內(nèi)部，但孔隙也多被亮晶方解石充填，僅殘留少量白云石晶粒之間的晶間孔，而多數(shù)由于溶蝕作用形成晶間溶孔，呈不規(guī)則多邊形，單個孔隙直徑為50～100 μm。其中TS4井和TS11井取心見到溶洞發(fā)育段，溶洞直徑最大可達10 cm，形狀不規(guī)則，多數(shù)洞壁充填乳白色鞍狀白云石晶粒（圖2（g）、（h）），部分溶洞可見到與微裂縫相伴生，可能是大氣淡水和地層水沿裂縫運移過程中，對先期孔隙的溶蝕擴大。

2.3 儲層物性

碳酸鹽巖橫向連續(xù)性差、厚度變化大、非均質(zhì)性強［19］，采用區(qū)內(nèi)4口取心井的 30個全直徑巖心分析資料，建立了全直徑巖心分析有效孔隙度和空氣滲透率分布直方圖（圖3）。

圖3 合川-潼南地區(qū)茅二段白云巖儲層物性特征Fig. 3 Dolomite reservoir properties of 2nd member of Maokou Formation in Hechuan-Tongnan area

茅二段白云巖儲層全直徑巖樣有效孔隙度主要為2.0%～8.4%，平均值為4.3%，中值為3.5%；空氣滲透率主要為0.01×10-3～100×10-3μm2，平均為4.71×10-3μm2，中值1.77×10-3μm2，顯著高于柱塞樣品的孔隙度（中值3.0%）和滲透率（中值1.36×10-3μm2），更能反映研究區(qū)發(fā)育溶蝕孔洞型儲層的特點。

按照中國石油儲層孔隙度和滲透率分類標準，茅二段白云巖儲層物性總體表現(xiàn)為低孔、低滲的特征。

2.4 儲層分布

茅二段白云巖儲層縱向主要發(fā)育在茅二段中部，巖性主要為白云質(zhì)含量較高的白云巖、含灰云巖及部分灰質(zhì)云巖，單層厚度為5～23 m；橫向穩(wěn)定分布，較連續(xù)，在平面上存在較大差異性和非均質(zhì)性，自研究區(qū)東西兩側向中部地區(qū)及靠近古地貌高部位的云化程度逐漸變強，單層厚度增大，儲層物性相應變好，根據(jù)巖心樣品的物性分析，孔隙度一般由2%增大至5%，局部純云巖段具高孔滲，測井孔隙度可達8.5%。在成像測井上也可見顯著的溶蝕孔洞和裂縫表征（圖4）。通過南北向連井儲層對比分析，合川氣田茅口組二段白云巖儲層橫向上分布連續(xù)，為茅口組二段氣藏大面積分布提供了良好的儲層條件。

圖4 TS3井—MX39井茅二段白云巖成像測井圖像及儲層對比剖面Fig. 4 Correlation section and imaging logging of dolomite reservoirs in 2nd member of Maokou Formation in Well TS3-MX39

3 儲層主控因素

3.1 沉積作用

古地貌背景下的灘相沉積是茅二段白云巖儲層發(fā)育的物質(zhì)基礎。儲層的形成與沉積相密切相關，受控于海平面的高頻變化［20］；高能灘位于浪基面之上的微地貌高地處，波浪的淘洗作用強，沉積速率快，原生孔隙易于保存［21］。

取心揭示，茅口組二段白云巖儲層均為灘相沉積，發(fā)育在高位域的中上部，相控特征顯著。鏡下儲層主要表現(xiàn)為殘余生屑、砂屑顆粒及顆?；糜敖Y構，生物碎屑以介形蟲、蜓類、有孔蟲、藻類為主，自然伽馬曲線表現(xiàn)為低平鋸齒狀，電阻率曲線顯示為低阻齒狀。從地質(zhì)背景分析，茅口組中期，四川盆地峨嵋地幔柱隆升為盆地內(nèi)隆、洼構造格局形成提供了應力條件［5］；茅口組中-晚期，沿蓬溪—武勝次級臺凹發(fā)育梓潼—南充—合川大型NW向高隆帶［5］，合川—潼南地區(qū)中部MX39井—TS4井—TS3井高隆帶規(guī)模最大，鉆井揭示發(fā)育連續(xù)分布的厚層顆粒灘沉積（圖5），儲層發(fā)育條件好。

圖5 合川-潼南地區(qū)茅二段沉積相分布Fig. 5 Sedimentary facies distribution of 2nd member of Maokou Formation in Hechuan-Tongnan area

3.2 層間巖溶作用

圖6 HS4井茅二段巖心綜合柱狀圖Fig. 6 Comprehensive column of the core from 2nd member of Maokou Formation in Well HS4

早成巖期層間巖溶是茅二段白云巖儲層形成的核心。目前研究認為，不同的巖溶作用強度會形成不同的儲集空間，其受控于海平面的高頻變化［20］。垂向的溶溝、溶縫與溶洞等組構多發(fā)育在具有高頻暴露的旋回頂部，其可被下一旋回的海侵沉積物與少量碳酸鹽巖砂級碎屑混合充填；單個旋回的厚度多為3～5 m，自下部向上水動力增強，巖石結構從泥晶結構過渡到亮晶結構，溶蝕程度逐漸增強，儲層相對變好。區(qū)域上，在川東的石柱冷水溪剖面和川中的華鎣山二崖剖面［22］，以及川南桐梓松坎剖面［21］均發(fā)現(xiàn)大型茅二段巖溶縫洞系統(tǒng)，在中-高能的顆粒灘相帶多發(fā)育垂向溶縫、溶洞和具有相控特征的水平層狀溶洞，充填物層理明顯，也反映了茅口組巖溶的普遍性。

3.3 準同生白云巖化作用

鏡下微觀特征表明，部分白云巖儲層具顆?；糜敖Y構，多個他形-半自形的晶粒呈圓形顆粒狀，同時陰極發(fā)光下絕大部分顯示不發(fā)光-弱紅褐色光（圖2（i）），均表明其主要形成于早期的海水—淺埋藏環(huán)境。

地球化學分析表明，茅二段白云巖表現(xiàn)為較低的白云石有序度（平均值為0.71），指示白云石為早期的快速結晶；茅二段白云巖δ13C、δ18O、N（87Sr）/N（86Sr）值與同期海水相當；稀土微量元素實驗分析也很好的證明了這一點，白云巖和石灰?guī)r稀土含量較低，白云巖整體繼承石灰?guī)r的稀土元素配分模式，大體上均具有Ce正?！踟摦惓?，Eu正?！跽惓５奶卣鳌?/p>

在中國石油杭州碳酸鹽重點實驗室完成的HS4井茅二段白云巖激光U?Pb同位素定年實驗得到的年齡是260±20 Ma，結合茅二段巖心樣品的地球化學、年代學特征，指示白云巖形成于淺埋藏期（圖7）；準同生白云巖化作用是優(yōu)質(zhì)儲層保存的關鍵，白云巖化流體為海水，而非地層深部幔源熱液。

圖7 合川-潼南地區(qū)茅二段巖石樣品巖石學、地球化學圖版Fig. 7 Petrological and geochemical charts of rock samples of 2nd member of Maokou Formation in Hechuan-Tongnan area

3.4 斷裂作用

后期斷裂作用優(yōu)化調(diào)整茅口組二段儲滲能力。通過巖心、薄片觀察，均可見到較多裂縫，多數(shù)為微細網(wǎng)狀縫及高角度縫，表現(xiàn)為開放-（半）充填狀態(tài)，并且相當數(shù)量的孔隙由于裂縫的疏導作用而導致孔滲的非均質(zhì)存在較大差異［20］。局部可見孔洞中發(fā)育鞍狀白云石，通過陰極發(fā)光，也可看到孔洞中充填的白云石顆粒呈紅色亮光，與基質(zhì)白云巖顯然為不同期次的產(chǎn)物（圖2（e）、（h）—（i））。成像測井上也見到儲層段有明顯斑狀溶蝕特征的孔隙和裂縫共同分布的現(xiàn)象（圖4）。

前人研究也認為，區(qū)內(nèi)存在貫穿基底的走滑斷層［23］（圖1），深部幔源流體沿相關斷裂-裂縫系統(tǒng)向上運移至茅口組，可以形成構造-熱液白云巖組合［24］。

4 儲層成因模式及勘探意義

綜合前文巖石學、地球化學及地質(zhì)背景的分析，明確了合川-潼南地區(qū)茅二段優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育受高能灘相帶、準同生巖溶作用、準同生白云巖化作用及構造斷裂作用共同控制。茅口組沉積環(huán)境整體為半局限環(huán)境，高能相帶為丘-灘復合體建造，灘體的疊置遷移使得水體受限，可為早期云化提供流體來源，同時為高頻暴露提供場所與條件。基于白云巖儲層成因模式，應用印模法開展茅口組古地貌的恢復，預測高能灘體的分布范圍；通過拉平龍?zhí)督M內(nèi)部的穩(wěn)定煤層，明確了合川地區(qū)茅二段發(fā)育北西向高隆帶，整體呈現(xiàn)出“北窄南寬、西陡東緩”的沉積面貌（圖8）。

圖8 合川-潼南地區(qū)茅二段沉積古地貌Fig. 8 Sedimentary paleomorphology of 2nd member of Maokou Formation in Hechuan-Tongnan area

合川-潼南地區(qū)茅二段白云巖儲層與灰?guī)r圍巖之間的阻抗存在顯著差別，表現(xiàn)為“低縱波阻抗、低縱橫波速度比”特征，為開展針對性儲層預測奠定了基礎。因此，針對三維區(qū)的地震資料進行了重新處理解釋，提高分辨率處理，設計白云巖儲層正演模型，采用實際地震資料主頻40 Hz進行正演模擬。

正演模擬表明，茅二段白云巖儲層厚度與地震相對振幅呈正相關性。采用最大波峰相對振幅屬性預測茅二段白云巖儲層分布（圖9），相對振幅屬性大于等于2 500，為Ⅰ類有利勘探區(qū)，相對振幅屬性［1 500，2 500）為Ⅱ類有利勘探區(qū)，相對振幅屬性［500，1 500）為Ⅲ類有利勘探區(qū)。運用此成果，合川-潼南地區(qū)在茅口組部署探井成功率達到80%，落實了茅二段灘相白云巖儲層有利區(qū)面積約1 250 km2，主要分布在礦權區(qū)中部和東北部地區(qū)（圖9）。

圖9 合川-潼南地區(qū)茅二段有利勘探區(qū)預測Fig. 9 Prediction of favorable exploration area in 2nd member of Maokou Formation in Hechuan-Tongnan area

合川-潼南地區(qū)的勘探實踐表明，創(chuàng)新理論認識是四川盆地茅口組勘探取得突破的關鍵［25］。傳統(tǒng)觀點認為，川中地區(qū)在茅口組時期僅在局部發(fā)育少量的臺內(nèi)灘，白云巖儲層多沿基底斷裂附近分布，難以形成規(guī)模性油氣藏［26］；在茅二段白云巖儲層分布規(guī)律的新認識引領下，促進了整個川中地區(qū)茅口組勘探思路的轉(zhuǎn)變，推動了川中地區(qū)茅二段開發(fā)先導試驗區(qū)的提前運行，開辟了一個規(guī)模性接替領域，是盆地中部除了震旦系燈影組、寒武系龍王廟組之外的第3個重大碳酸鹽巖含氣系統(tǒng)，可為四川盆地的深層油氣地質(zhì)研究和勘探部署提供參考。

5 結 論

（1）茅二段發(fā)育白云巖儲層，儲層巖性以細-中晶云巖、殘余顆粒云巖為主，儲集空間為粒內(nèi)溶孔、晶間（溶）孔、溶洞及構造縫和溶縫，儲層物性總體表現(xiàn)為低孔、低滲特征；儲層主要發(fā)育在茅二段中部，橫向分布穩(wěn)定，在古地貌高部位，儲層整體較厚，單層厚度大，疊置連片。

（2）合川-潼南地區(qū)茅二段優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育受古地貌背景下的灘相沉積、準同生巖溶作用、準同生白云巖化作用及構造斷裂作用共同控制。

（3）茅二段白云巖儲層厚度與地震相對振幅呈正相關性，有利白云巖儲層的發(fā)育面積為1 250 km2，主要分布在礦權區(qū)中部和東北部地區(qū)，與茅二段高隆帶基本重合。