川西北地區(qū)下二疊統(tǒng)茅口組儲層特征

羅 靜，胡 紅，朱遂琿，夏青松，李鴻明，謝 磊

(1西南石油大學(xué)資源與環(huán)境學(xué)院；2中國石油西南油氣田公司川西北氣礦)

川西北地區(qū)下二疊統(tǒng)茅口組儲層特征

羅 靜1，胡 紅1，朱遂琿2，夏青松1，李鴻明1，謝 磊1

(1西南石油大學(xué)資源與環(huán)境學(xué)院；2中國石油西南油氣田公司川西北氣礦)

對川西北地區(qū)下二疊統(tǒng)茅口組野外露頭和鉆井巖心等資料的分析表明，儲層段主要為茅口組三段，孔隙度平均為0.895%，滲透率平均為1.696×10-3μm2，總體屬于低孔低滲儲層。儲集巖的類型可分為白云巖、生物碎屑灰?guī)r及泥—粉晶灰?guī)r三類，儲集空間主要為晶間孔、晶間溶孔、粒內(nèi)溶孔、粒間溶孔和裂縫（主要為構(gòu)造縫）。將儲集空間劃分為孔隙（直徑小于2mm）、孔洞（直徑大于或等于2mm）及裂縫三大類，其中溶蝕孔洞為茅口組最主要的儲集空間，裂縫是重要的滲濾通道。沉積相帶和成巖作用是控制儲層發(fā)育的主要因素，臺地高能生物灘最有利于儲層發(fā)育，白云石化作用和溶解作用是主要的建設(shè)性成巖作用。

下二疊統(tǒng)；茅口組；儲層特征；控制因素；四川盆地；西北部

川西北地區(qū)的下二疊統(tǒng)茅口組自20世紀(jì)70年代以來一直都是勘探的重點(diǎn)層位，從龍16井茅口組的試油產(chǎn)量，水跟頭剖面出露的茅口組地層，以及礦2井、吳家1井、射1井等鉆井剖面（井和剖面位置參見圖1），都揭示該層位具有一定的勘探潛力。前期勘探研究在灘相沉積、儲層及成藏方面取得了一定的成果［1］，但對茅口組的儲集空間類型及物性特征等研究較少。為此，筆者觀測了10個(gè)野外剖面，并取樣300多個(gè)，通過巖心觀察、薄片鑒定及物性分析等技術(shù)手段，對茅口組儲層的儲集空間類型、孔滲特征及影響儲層發(fā)育的控制因素等進(jìn)行了分析，以期能為進(jìn)一步的勘探?jīng)Q策提供理論依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

研究區(qū)位于四川盆地的西北部，主體位于川北低平斷褶帶的北部，西北為龍門山推覆體構(gòu)造帶（緊靠四川盆地邊界附近），北至廣元市朝天區(qū)，東到南江，范圍包括江油、劍閣、廣元、旺蒼、南江等縣（市），面積約1.5×104km2（圖1）。從大地構(gòu)造上看，工區(qū)位于上揚(yáng)子地臺的西北部，主體位于龍門山山前斷褶構(gòu)造帶、米倉山山前斷褶構(gòu)造帶以及米倉山臺緣隆起帶，兩側(cè)由龍門山推覆體構(gòu)造帶和四川盆地川北低平斷褶帶的川北平緩構(gòu)造帶所挾持［2］。在該范圍以外，資料涉及到了梓潼附近的關(guān)基井。

下二疊統(tǒng)茅口組在川西北地區(qū)厚約190～320m，自下而上分為四個(gè)段（圖2）。茅口組一段和二段均以深灰色泥晶生物碎屑灰?guī)r為主，含有生物碎屑、燧石等；茅口組三段為淺灰—灰白色生物碎屑灰?guī)r、豹斑灰?guī)r夾白云巖，局部為深灰色泥晶生物碎屑灰?guī)r；茅口組四段僅在工區(qū)東北部的南江橋亭、旺蒼、廣元朝天等地有殘余，以硅質(zhì)頁巖、泥晶灰?guī)r為主。

2 儲集巖石類型

川西北地區(qū)下二疊統(tǒng)茅口組儲層的儲集巖石類型按組分、結(jié)構(gòu)等特征可分為白云巖、生物碎屑灰?guī)r及泥—粉晶灰?guī)r等三種基本類型。

2.1 白云巖

以較純灰白色粉—細(xì)晶白云巖為主，偶見中—粗晶白云巖，粒徑為0.1～0.2mm，最大可達(dá)1mm。研

究區(qū)下二疊統(tǒng)茅口組白云巖屬半自形和他形，馬鞍狀，緊密排列，主要分布于茅口組三段。發(fā)育晶間孔（圖 3a、3b）、晶間溶孔（圖 3b）及裂縫（構(gòu)造縫）（圖3c）等，儲集空間主要為晶間孔和晶間溶孔，裂縫主要能提高儲層的滲流能力。

羅靜：女，1988年生，2011年本科畢業(yè)于西南石油大學(xué)，現(xiàn)為西南石油大學(xué)資源與環(huán)境學(xué)院在讀碩士研究生，沉積地質(zhì)學(xué)專業(yè)。通訊地址：610500成都市新都區(qū)；電話：(028)83033390

圖1 研究區(qū)構(gòu)造及位置

2.2 生物碎屑灰?guī)r

生物碎屑在下二疊統(tǒng)分布廣泛，是茅口組生物碎屑灘的主要成巖物質(zhì)，本區(qū)內(nèi)的生物碎屑灰?guī)r包括亮晶生物碎屑灰?guī)r和泥晶生物碎屑灰?guī)r。亮晶生物碎屑灰?guī)r的生物碎屑含量一般為40%～60%，以有孔蟲最為常見，其次是紅藻、綠藻、腕足和棘屑等，介形蟲和腹足等較少。生物主要以碎片形態(tài)賦存，僅部分有孔蟲基本保持完整，分選和磨圓都較差，膠結(jié)物以方解石亮晶為主（圖4a），發(fā)育晶洞（圖 4b）和溶孔。泥晶生物碎屑灰?guī)r的生物碎屑含量相對較少，一般為20%～30%，生物種類與亮晶生物碎屑灰?guī)r相當(dāng)，膠結(jié)物以方解石泥晶為主，見裂縫（圖4c）。

2.3 泥—粉晶灰?guī)r

該類巖石又可細(xì)分為泥晶灰?guī)r、粉晶灰?guī)r及泥—粉晶灰?guī)r（圖5），儲集性能較差，但是局部層位的裂縫（圖5a）和溶孔（圖5b）比較發(fā)育，可以在一定程度上改善其儲集性能。

對儲層巖石類型分布情況進(jìn)行綜合分析后認(rèn)為，研究區(qū)茅口組各層段主要發(fā)育泥晶生物碎屑灰?guī)r，其中北部地區(qū)在茅口組一段和二段中夾有泥-粉晶灰?guī)r，西部地區(qū)的茅口組三段中見粉-細(xì)晶白云巖和亮晶生物碎屑灰?guī)r。

3 儲集空間類型

如上所述，研究區(qū)的主要儲集巖為細(xì)-粉晶白云巖、亮晶生物碎屑灰?guī)r、泥-粉晶灰?guī)r及泥晶生物碎屑灰?guī)r，對其巖心及薄片的觀察分析表明，它們在不同成巖期形成的儲、滲空間形式多樣，大小級別差異明顯。根據(jù)儲集空間的形態(tài)、大小以及與巖石結(jié)構(gòu)的關(guān)系等，可將儲集空間劃分為孔隙（直徑小于2mm）、孔洞（直徑大于或等于2mm）及裂縫三大類。根據(jù)成因的不同，又可把孔隙細(xì)分為原生孔隙（主要是晶間孔）和次生孔隙（包括晶間溶孔、粒內(nèi)溶孔、粒間溶孔等），把孔洞細(xì)分為孔隙型溶洞和裂縫型溶洞，而裂縫則可細(xì)分為溶蝕縫、構(gòu)造縫、縫合線等（表1）①藍(lán)貴，朱永剛.龍門山山前沖斷帶二、三疊系儲層及沉積相研究［R］.中石油西南油氣田分公司川西北氣礦，2002.［3］。

3.1 孔隙

這里所指的孔隙是直徑小于2mm的巖石內(nèi)的較小空間，劃分為原生孔隙和次生孔隙兩大類。

3.1.1 原生孔隙及特征

川西北地區(qū)下二疊統(tǒng)茅口組在鏡下能觀察到的原生孔隙主要為晶間孔，它是該區(qū)重要的儲集空間類型。

晶間孔是區(qū)內(nèi)晶粒白云巖中一種常見和重要的孔隙（圖3a，3b），位于自形—半自形白云石晶粒之間，常呈多面體，孔徑一般0.001～1mm，其大小往往與周圍顆粒的粒徑成正比［3］。

3.1.2 次生孔隙及特征

圖2 川西北地區(qū)廣元朝天剖面沉積相綜合柱狀圖

次生孔隙是指在巖石形成以后，由溶蝕、交代、

重結(jié)晶、白云石化以及構(gòu)造運(yùn)動(dòng)等各種地質(zhì)作用所形成的孔隙，研究區(qū)內(nèi)常見的主要為溶孔，包括晶間溶孔、粒間溶孔以及粒內(nèi)溶孔等。這類次生孔隙也是區(qū)內(nèi)研究層段的重要儲集空間。

表1 川西北下二疊統(tǒng)茅口組儲集空間類型簡表(據(jù)資料①修改)

圖3 川西北地區(qū)下二疊統(tǒng)茅口組白云巖巖石類型及儲層特征

圖4 川西北地區(qū)下二疊統(tǒng)茅口組生物碎屑灰?guī)r儲層特征

晶間溶孔 它由白云巖的晶間孔經(jīng)后期溶蝕擴(kuò)大而成，孔隙邊緣具殘余溶蝕痕跡。后期的溶蝕擴(kuò)大不僅增加了晶間孔的儲集能力，而且還能增加晶間孔之間的連通性，使儲層的孔隙度和滲透率都有較大提高。川西北地區(qū)茅口組三段白云巖中晶間溶孔較發(fā)育（圖3b），局部面孔率可達(dá)2%～3%。

粒間溶孔 后期溶蝕作用使顆粒之間的膠結(jié)物發(fā)生部分溶解，形成粒間溶孔，它可以明顯地增

加儲層的孔隙度。川西北地區(qū)茅口組發(fā)育的粒間溶孔連通性較好，面孔率接近3%，大大提高了儲層的儲集空間，但它們已普遍被瀝青全充填或半充填（圖5b）。

圖5 川西北地區(qū)下二疊統(tǒng)茅口組泥—粉晶灰?guī)r儲層特征

粒內(nèi)溶孔 這是生物碎屑顆粒內(nèi)部局部發(fā)生溶蝕作用所形成的孔隙空間。本區(qū)的粒內(nèi)溶孔主要形成于米齊藻的體腔孔發(fā)生局部溶蝕（圖5c），其面孔率小于1%。

3.2 孔洞

這里所指的孔洞是直徑大于或等于2mm的巖石內(nèi)的較大空間，在研究區(qū)主要是由溶蝕作用所形成的溶洞，可劃分為孔隙型溶洞和裂縫型溶洞兩大類。

孔隙型溶洞 孔隙型溶洞是在原來孔隙的基礎(chǔ)上經(jīng)過溶蝕擴(kuò)大而成的溶洞。川西北茅口組的“眼球狀”和“似眼球狀”灰?guī)r中有少量孔隙型溶洞發(fā)育，多被瀝青半充填，常與溶孔相伴生，滲透率中等，屬常見的溶洞類型，這是研究區(qū)重要的儲集空間。

裂縫型溶洞 這類溶洞是由大氣淡水和地層水對早期裂縫進(jìn)一步溶蝕擴(kuò)大而成的。它們主要在表生期和構(gòu)造運(yùn)動(dòng)之后的深埋藏期形成［4］。該類溶洞較大，形狀極不規(guī)則或略呈圓形，長短軸差別較大，洞徑長軸一般大于1cm。溶蝕作用一方面將裂縫溶蝕擴(kuò)大，形成洞寬不一的溶洞、溶溝；另一方面也可在裂縫兩端進(jìn)行，形成與裂縫產(chǎn)狀基本一致的拉長狀、串珠狀溶孔、溶洞。裂縫型溶洞在區(qū)內(nèi)發(fā)現(xiàn)較少，僅在局部地方分布，是研究區(qū)的次要儲集空間，其典型特征是孔隙度較低，但滲透率很高［3］。

3.3 裂 縫

川西北地區(qū)茅口組受東吳運(yùn)動(dòng)的影響，裂縫非常發(fā)育，根據(jù)成因，我們可以將其分為構(gòu)造縫、溶蝕縫及縫合線，構(gòu)造縫為主，溶蝕縫次之（表2）。研究區(qū)的裂縫大部分被方解石、泥質(zhì)及瀝青充填，張開縫相對較少。

表2 川西北地區(qū)部分鉆井茅口組巖心裂縫統(tǒng)計(jì)表(據(jù)資料②修改)*

② 藍(lán)貴，朱永剛.龍門山山前沖斷帶含油氣條件及目標(biāo)評價(jià)［R］.中石油西南油氣田分公司川西北氣礦，2002.

3.3.1 構(gòu)造縫

構(gòu)造縫的發(fā)育程度除受控于地應(yīng)力環(huán)境外，還與巖石類型、結(jié)構(gòu)粗細(xì)等密切相關(guān)。研究區(qū)的泥晶灰?guī)r和泥晶白云巖等較致密巖石，裂縫較發(fā)育，縫寬也較大（一般在1mm以上）；在顆粒白云巖構(gòu)成的孔隙型儲層中，雖然裂縫發(fā)育密度不高,縫寬也較?。ㄒ话?.1～1mm），但其充填程度低，裂縫的連通性較好，故對提高儲層的滲透率意義顯著。

構(gòu)造縫在龍門山山前斷褶構(gòu)造帶和米蒼山臺緣隆起帶的茅口組中有較多分布。射1井巖心（圖3c，圖6a）揭示出這里的構(gòu)造縫比較發(fā)育，該井（位置見圖1）所在的射箭河構(gòu)造，是研究區(qū)裂縫最發(fā)育的構(gòu)造之一，且主要以構(gòu)造縫為主。

3.3.2 溶蝕縫

川西北地區(qū)下二疊統(tǒng)的溶蝕縫是地層水沿巖石薄弱部位溶解后形成的一種縫隙，主要形成于同生—準(zhǔn)同生期、中—深埋藏期和表生期［5］。同生期溶蝕縫的規(guī)模較小，近垂向分布，常被細(xì)粒機(jī)械碎屑物全充填；中—深埋藏期的溶蝕縫分布范圍狹窄，多呈網(wǎng)格狀，被瀝青充填；表生期溶蝕縫多分布在茅口組頂部不整合面或假整合面之下，裂縫較寬，多被泥質(zhì)、機(jī)械碎屑物或亮晶方解石全充填（圖6b）。

3.3.3 縫合線

縫合線是碳酸鹽巖中常見的一種由壓溶作用形成的鋸齒狀裂縫構(gòu)造（圖6c）。它作為一種裂縫構(gòu)造，可以成為流體運(yùn)移的通道。已有許多證據(jù)證明，縫合線在油氣的運(yùn)移和聚集上起著積極的作用。但本區(qū)的縫合線大多被瀝青或其它不溶殘余物充填，僅少數(shù)縫合線無充填或半充填。

圖6 川西北地區(qū)下二疊統(tǒng)茅口組裂縫發(fā)育特征

4 物性特征

4.1 孔滲參數(shù)分布特征

本次研究對工區(qū)內(nèi)8口井所獲取的396塊巖心樣品進(jìn)行了孔隙度統(tǒng)計(jì)分析，其分布范圍為0.08%～11.07%，平均為0.895%（表3）。并對其中223塊巖心樣品進(jìn)行了滲透率統(tǒng)計(jì)分析，其分布范圍為（0.000132～60）×10-3μm2，平均值1.696×10-3μm2。

采用儲層孔隙度下限值1.00%，滲透率下限值0.01×10-3μm2，研究區(qū)所獲樣品中，大于這種下限值的孔隙度樣品數(shù)僅占總樣品數(shù)的27.79%，滲透率樣品數(shù)占總樣品數(shù)的41.05%。

從以上分析可以看出，研究區(qū)儲層整體上孔滲數(shù)值較低，屬低孔低滲儲層。將孔隙度與滲透率相比較，則顯示出孔隙度相對較差，而滲透率相對較好。

4.2 物性的空間分布特征

茅口組儲層在層位上表現(xiàn)出一定的非均質(zhì)性。從圖7可以看出，茅口組三段孔隙度較好，其次為一段，二段孔隙度最低；茅口組二段滲透率最高，其次為一段，三段最差。根據(jù)對6個(gè)構(gòu)造9口井茅口組巖心物性的統(tǒng)計(jì)（表3），只有河灣場（河2井等）、礦山梁（礦1井）、吳家壩（吳家1井）等地的孔隙度相對較高，總體上該套儲層低孔特征明顯。河灣場、礦山梁、射箭河（射1井）及吳家壩等地的茅口組儲層樣品滲透率相對較高，它們主要是受到了裂縫的影響。

表3 川西北地區(qū)下二疊統(tǒng)茅口組儲層物性統(tǒng)計(jì)簡表(據(jù)資料②修改)*

圖7 川西北地區(qū)茅口組各段孔隙度、滲透率參數(shù)直方圖

5 儲層發(fā)育主控因素

研究發(fā)現(xiàn)，川西北地區(qū)下二疊統(tǒng)茅口組儲層的發(fā)育主要受沉積相和成巖作用兩大因素控制。

5.1 沉積相

沉積相決定了地層在沉積早期孔滲層的時(shí)空分布，有利的沉積相是儲層形成的基礎(chǔ)。儲集巖的形成和發(fā)育受沉積相的控制，不同沉積環(huán)境下的儲集巖及其儲集性能存在顯著差異。在特定條件下，儲層的早期分異可決定儲層的區(qū)域發(fā)育與分布格局，如高能顆粒灘相帶就有利于儲層的發(fā)育。同時(shí)，沉積作用還為后期的儲層成巖改造奠定了物質(zhì)基礎(chǔ)，只有層厚、質(zhì)純、原有孔隙較發(fā)育的碳酸鹽巖才有利于后期經(jīng)成巖作用改造而成為優(yōu)質(zhì)儲層［6］。

川西北地區(qū)下二疊統(tǒng)是臺地—斜坡沉積環(huán)境下的產(chǎn)物，其中最有利于儲層形成與演化的沉積相帶是臺緣灘、生物碎屑灘，它們主要發(fā)育在顆粒巖厚度較大的老關(guān)廟構(gòu)造的關(guān)基井附近（圖8）。川西北地區(qū)下二疊統(tǒng)茅口組儲層以三段發(fā)育最好（圖7），從野外剖面和鉆井資料來看，該套地層的儲層主要分布在生物碎屑礁灘發(fā)育區(qū)，鉆井顯示較好的層段也多與該類沉積體的發(fā)育有關(guān)，工區(qū)內(nèi)的礦山梁構(gòu)造和河灣場構(gòu)造等表現(xiàn)出沉積相帶對儲層具有明顯的控制作用。

5.2 成巖作用

建設(shè)性成巖作用決定儲層發(fā)育演化的質(zhì)量，川西北地區(qū)主要包括白云石化作用、溶蝕作用及破裂作用。

5.2.1 白云石化作用

川西北地區(qū)下二疊統(tǒng)茅口組的白云巖主要發(fā)育在三段。在準(zhǔn)同生階段，發(fā)生混合水白云石化作用，形成豹斑狀白云巖（圖9a）；進(jìn)入埋藏成巖階段，發(fā)生熱液白云石化作用，形成中—粗晶白云巖 （圖9b）。本區(qū)白云石化作用伴生發(fā)育晶間孔，它使儲層的孔隙度增加了7%左右。

圖8 川西北地區(qū)下二疊統(tǒng)茅口組三段沉積相平面圖

圖9 川西北地區(qū)下二疊統(tǒng)茅口組三段白云巖特征

5.2.2 溶蝕作用

研究區(qū)碳酸鹽巖中的溶蝕作用普遍發(fā)育，主要為白云巖的晶間孔溶蝕擴(kuò)大（圖3a）、生物碎屑顆粒內(nèi)部形成的粒內(nèi)溶孔（圖5c）、生物碎屑顆粒之間的粒間孔溶蝕擴(kuò)大以及巖石差異性溶解形成縫合線（圖6c）等。該區(qū)因溶蝕作用而形成的孔隙是主要的油氣儲集空間。

5.2.3 破裂作用

研究區(qū)內(nèi)茅口組各段均發(fā)育裂縫，推測與二疊紀(jì)晚期區(qū)域性的峨眉地裂運(yùn)動(dòng)［7］有關(guān)，這些裂縫（圖3c，圖6a）的形成不僅在一定程度上提高了油氣儲集空間，而且更重要的是大大提高了油氣的滲透輸導(dǎo)能力。

6 結(jié) 論

（1）川西北地區(qū)下二疊統(tǒng)茅口組的主要儲集巖為細(xì)—粉晶白云巖、亮晶生物碎屑灰?guī)r、泥—粉晶灰?guī)r及泥晶生物碎屑灰?guī)r，儲層段主要為茅口組三段，儲集空間主要為晶間孔、晶間溶孔、粒內(nèi)溶孔、粒間

溶孔和裂縫（主要為構(gòu)造縫）。

（2）孔隙度平均為0.895%，滲透率平均為1.696× 10-3μm2。大于孔隙度下限值（1.00%）和滲透率下限值 （0.01×10-3μm2）的樣品數(shù)分別占總樣品數(shù)的27.79%和41.05%。

（3）臺地高能生物灘，包括臺緣灘和生物碎屑灘，是最有利于儲層發(fā)育的沉積相帶。

（4）白云石化作用和溶解作用是研究區(qū)的主要建設(shè)性成巖作用。

［1］曾德銘，石新，王興志，等.川西北地區(qū)下二疊統(tǒng)棲霞組灘相儲層特征及其分布［J］.天然氣工業(yè)，2010，30(12):25-26.

［2］馮仁蔚，王興志，張帆，等.川西北廣旺地區(qū)飛仙關(guān)組沉積巖石學(xué)特征及沉積環(huán)境分析［J］.重慶科技學(xué)院學(xué)報(bào)，2007，30 (2):98-99.

［3］石新.川西北下二疊統(tǒng)儲層研究 ［D］.西南石油大學(xué)，2004: 57-60.

［4］強(qiáng)子同.碳酸鹽巖儲層地質(zhì)學(xué)［M］.山東:石油大學(xué)出版社，1998:60-61.

［5］陳宗清.四川盆地中二疊統(tǒng)茅口組天然氣勘探［J］.中國石油勘探，2007，12(5):4-6.

［6］張延充，劉克難，彭才，等.川西九山地下二疊統(tǒng)高能灘地震預(yù)測［J］.天然氣工業(yè)，2011，31(6):42-43.

［7］羅志立.試論上揚(yáng)子地臺峨眉地裂運(yùn)動(dòng) ［J］.地質(zhì)論評，1988，34(1):12-24.

編輯：吳厚松

Characteristics of Lower Permain Maokou Reservoir in Northwest of Sichuan Basin

Luo Jing,Hu Hong,Zhu Suihui,Xia Qingsong,Li Hongming,Xie Lei

Based on analysis of the Lower Permain Maokou outcrops and drilling cores in the northwest of Sichuan Basin,it is shown that the main reservoir belongs to Maokou Member 3 and exhibits the low porosity(average 0.895%) and low permeability(average 1.696×10-3μm2).The reservoir rocks consist of dolostone,bioclastic limestone and crystal limestone.Reservoir space,which includes intercrystal pores,intercrystal solution pores,intragranular and intergranular solution pores and cracks,is divided into pores(less than 2mm in diameter),holes(greater than or equal to 2mm in diameter)and cracks.Solution pores are the common reservoir space and cracks are the important infiltration channels in Maokou reservoir.Diagenesis and sedimentary facies control the reservoir development,in which high-energy biological beach facies in platform is the most favourable to reservoir development and dolomitization and dissolution are the constructive diagenesis.

Lower Permain;Maokou Formation;Reservoir characteristics;Controlling factor;Sichuan Basin

TE112.23

A

2012-10-22；改回日期:2013-03-04

10.3969/j.issn.1672-9854.2013.03.005

1672-9854(2013)-03-0039-09

Luo Jing：female,Master degree in progress at Resources and Environment College of Southwest Petroleum University. Add:Southwest Petroleum University,Xindu,Chengdu,Sichuan,610500,China