川西北中二疊統(tǒng)茅口組儲層特征及成因

郝 毅，周進(jìn)高，倪 超，辛勇光，厚剛福，陳 薇

（中國石油杭州地質(zhì)研究院 江蘇 杭州 310023）

川西北中二疊統(tǒng)茅口組儲層特征及成因

郝 毅，周進(jìn)高，倪 超，辛勇光，厚剛福，陳 薇

（中國石油杭州地質(zhì)研究院 江蘇 杭州 310023）

對四川盆地西北部鉆井巖心、露頭剖面樣品的宏觀及微觀巖石學(xué)特征研究認(rèn)為，川西北茅口組儲層類型主要為生屑灰?guī)r，儲集空間主要為生物格架孔、粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、溶蝕孔洞及裂縫。茅口組儲層的發(fā)育主要受到沉積微相、古巖溶作用及構(gòu)造作用等因素控制。其中沉積微相是儲層形成的物質(zhì)基礎(chǔ)，古巖溶作用是儲層形成的關(guān)鍵因素，而構(gòu)造裂縫是儲層改善及連通的重要因素。

茅口組；儲層特征；成因分析；川西北

川西北地區(qū)處于上揚子準(zhǔn)地臺北部邊緣的三個次級構(gòu)造帶的交匯部位[1-2]。中二疊統(tǒng)茅口組是四川盆地天然氣的主要產(chǎn)層之一[3-4]，對其油氣資源的勘探始于上世紀(jì)50年代，時至今日仍然是地質(zhì)學(xué)者研究的主要目的層位[3-12]。中二疊統(tǒng)自下而上可分為棲霞組和茅口組，茅口組整合于棲霞組之上，與上二疊統(tǒng)也呈不整合接觸。四川盆地茅口組厚119～508m，平均237m[4]，由下而上可分為四段。茅一段為灰色深灰色灰?guī)r、泥質(zhì)灰?guī)r夾黑色頁巖，具明顯的眼球狀構(gòu)造，含有腕足類、蜓類及有孔蟲等古生物化石；茅二段為灰色厚層塊狀灰?guī)r，有時含少量泥質(zhì)，古生物有珊瑚、蜓類、腕足類、有孔蟲類等，是茅口組儲層的主要發(fā)育層段，研究區(qū)范圍主要發(fā)育開闊臺地及淺灘（圖1）；茅三段為灰色-灰白色塊狀灰?guī)r、生物灰?guī)r，含硅質(zhì)結(jié)核及方解石晶體，產(chǎn)蜓類等化石；茅四段為棕灰色灰?guī)r、生物灰?guī)r，含少量泥質(zhì)、碳質(zhì)及黃鐵礦顆粒。受東吳運動影響，茅口組在盆地內(nèi)受到了不同程度的剝蝕，特別是茅四段只有在川西南成都、樂山及川東豐都等地保留較全。

圖1四川盆地中二疊統(tǒng)茅口組2段沉積相分布圖（據(jù)黃先平等，2004）

圖2 四川盆地茅口組主要巖性特征

1 儲層類型及儲集空間特征

前人對四川盆地茅口組沉積環(huán)境主要有以下幾種認(rèn)識：即碳酸鹽巖緩坡沉積環(huán)境[3]、開闊臺地沉積環(huán)境[4-6]、陸表海臺地沉積環(huán)境[10]。雖然認(rèn)識有所差異，但總的來說四川盆地西北部在茅口期處于一種淺水且相對高能的碳酸鹽巖沉積環(huán)境（圖1）。川西北地區(qū)茅口組儲層巖性主要為亮晶生屑灰?guī)r，泥晶生屑灰?guī)r，局部見白云巖，但發(fā)育規(guī)模普遍不大，儲層主要以生屑灰?guī)r為主。鏡下可見有孔蟲、蜓類、腕足類及棘皮類生物碎屑（圖2A），生屑含量較高，可達(dá)30%～70%，生屑分選性較差，生屑直徑從0.01～2mm不等，局部生屑具有明顯的定向排列特征（圖2B）。茅口組儲層總體上具有巖性致密、巖性質(zhì)地較脆、生屑含量高、泥質(zhì)含量低等特點。茅口組儲層物性較差，據(jù)統(tǒng)計，孔隙度一般在2%以下，平均孔隙度只有1%左右，滲透率率一般小于0.08 ×10-3μm2，這主要是由于基質(zhì)孔不發(fā)育所致。

茅口組儲層的儲集空間主要包括：生物格架孔、粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、裂縫及溶蝕孔洞等。

1）生物格架孔：主要發(fā)育在藻灰?guī)r中（圖3A-B），孔隙直徑在0.01～1mm左右，大小不等但普遍發(fā)育， 0.01mm左右的微小基質(zhì)孔尤為發(fā)育，面孔率可達(dá)18%～25%，甚至更高。因此，在肉眼觀察下可見，整個薄片已被鑄體紅色侵染，特征非常明顯。從圖3A-B中可以看到，孔隙發(fā)育是受藻紋層格架控制，流體順著藻紋層方向經(jīng)過時，對藻灰?guī)r不斷溶蝕擴大所致，此類孔隙雖然物性較好，但是相對發(fā)育較少。

2）粒間溶孔：主要是生物碎屑之間的孔隙（圖3C），有些粒間孔被繼續(xù)溶蝕擴大，直徑一般為0.03～0.1mm，面孔率為2%～5%，是茅口組儲層中較為常見的孔隙類型。

3）粒內(nèi)溶孔：主要指生物碎屑本身被溶解而形成的孔隙（圖3D），孔隙直徑一半在0.1左右，面孔率約2%，也是茅口組儲層中較為常見的孔隙類型，但對儲層的貢獻(xiàn)較小。

圖3 四川盆地茅口組主要儲集空間類型

圖4 四川盆地茅口組裂縫發(fā)育微觀特征

4）裂縫：裂縫是茅口組最為常見的儲集空間之一，其中主要以構(gòu)造縫為主。鉆井巖心中常見裂縫發(fā)育（圖4AB），由于裂縫存在，巖性易碎，不宜取樣，因此薄片中裂縫相對較少，主要為早期已被充填的無效裂縫（圖4C），或微裂縫（圖4D）?，F(xiàn)今看到未被充填或半充填的有效裂縫主要是喜山期的產(chǎn)物，除本身是有效的儲集空間外，還可以對整個儲集層起到連通疏導(dǎo)的作用。

5）溶蝕孔洞：這里的溶蝕孔洞主要是指規(guī)模較大的孔洞，此類孔洞是茅口組最重要的儲集空間。從前面可以看到，茅口組儲層的物性較差，巖心和薄片中面孔率一般不超過2%，能夠有高產(chǎn)工業(yè)氣流井主要是跟溶蝕孔洞或大型溶洞有關(guān)。如自流井氣田的自2井，在鉆進(jìn)時放空4.45m，遇到特大古溶洞，至今已與棲霞組合采天然氣累計46.6×108m3，而同處構(gòu)造頂部其它鉆井，除一口封井外，其余5口早已枯竭，可見大型溶洞發(fā)育的重要性。放空、井漏現(xiàn)象是溶洞發(fā)育的表現(xiàn)之一，僅茅口組在瀘州-開江古隆起區(qū)放空井達(dá)100口以上（圖5），可見該區(qū)古巖溶作用強，溶蝕孔洞普遍發(fā)育。川西北地區(qū)由于鉆井相對較少，但是仍可以看到放空大于2m的鉆井。

2 儲層成因分析

四川盆地中二疊統(tǒng)茅口組儲層主要受到沉積微相、古巖溶作用以及斷裂-裂縫系統(tǒng)的控制。

1）沉積微相：茅口組的廣泛的生屑灘發(fā)育是儲層形成的物質(zhì)基礎(chǔ)。由于生屑灘沉積于相對高部位，水動力條件相對較強，泥質(zhì)等雜質(zhì)含量較少，巖性質(zhì)地較脆，為后期的構(gòu)造作用及巖溶作用打下良好的基礎(chǔ)。

2）古巖溶作用：古巖溶作用是儲層發(fā)育的控制因素。中二疊世末期東吳運動開始，導(dǎo)致中二疊統(tǒng)地層抬升，較長時間暴露于大氣淡水環(huán)境之下，給巖溶作用提供了流體及時間。中二疊末期也正值峨眉地裂運動的劇烈活動期，除部分地區(qū)噴發(fā)玄武巖外，地面可能局部發(fā)育了規(guī)模不一的張性裂縫，為流體向下的巖溶作用提供了下滲通道，這些可能就是導(dǎo)致茅口組大規(guī)模發(fā)育溶洞的最大原因。一般高孔滲的巖層，大氣淡水或流體擴散速度快，往往沿滲透性較好巖層橫向滲透，因此巖溶結(jié)果往往是范圍廣，但是深度小（圖6），一般10m左右，不宜形成較大的洞穴。而前面已經(jīng)多次提到，茅口組儲層巖石質(zhì)地較脆，孔隙度及滲透率低，大氣淡水或地下水主要沿著節(jié)理、裂縫或部分層面滲透，更容易向深部滲透，形成大型溶洞和通道，規(guī)模可達(dá)幾十至幾百米[8]（圖6）。

3）斷裂-裂縫系統(tǒng)：

發(fā)育的斷裂-裂縫系統(tǒng)是儲層形成的關(guān)鍵因素。隨著后期地層的繼續(xù)沉積，中二疊世古巖溶已經(jīng)形成，東吳期形成的張性縫也逐漸被后期流體充填。而中三疊世末期開始的印支運動則又對下伏地層產(chǎn)生了影響，尤其是印支期瀘州-開江古隆起的形成，造成了地下裂縫系統(tǒng)的再次發(fā)育，部分潛伏構(gòu)造開始出現(xiàn)，為后來的油氣運移打下基礎(chǔ)。強烈的喜馬拉雅運動是四川盆地構(gòu)造的最后定型期，不僅形成了眾多不同類型的構(gòu)造帶和局部構(gòu)造，而且伴生了更多大小不等、方向不一的斷裂。這些斷裂-裂縫系統(tǒng)可能對儲層起到溝通疏導(dǎo)作用，也可能使得油氣系統(tǒng)被分割的毫無規(guī)律，有著建設(shè)性和破壞性雙重作用。

圖5 四川盆地中二疊統(tǒng)茅口組放空井位示意圖

圖6 不同孔滲性能的灰?guī)r巖溶作用比較（據(jù)王志鵬等，2006）

3 結(jié)論

四川盆地中二疊統(tǒng)茅口組一直以來都是重要的勘探領(lǐng)域，研究區(qū)范圍茅口組的沉積環(huán)境以淺水高能生屑灘沉積相帶為主，儲層主要發(fā)育在茅二段。儲層類型以質(zhì)地較純的生屑灰?guī)r為主，儲集空間主要為生物格架孔、粒內(nèi)溶孔、粒間溶孔、裂縫以及溶蝕孔洞。四川盆地茅口組儲層的控制因素主要有以下幾點，沉積微相是儲層形成的物質(zhì)基礎(chǔ)；古巖溶作用是儲層形成的關(guān)鍵因素；而構(gòu)造裂縫是儲層改善及連通的重要因素。

[1] 郭正吾. 四川盆地形成與演化[M ]. 北京: 地質(zhì)出版社, 1994.

[2] 四川油氣區(qū)石油地質(zhì)志編寫組. 中國石油地質(zhì)志,卷十，四川油氣區(qū)[M]. 北京: 石油工業(yè)出版社, 1989.

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Characteristics and Origin of Reservoir of the Middle Permian Maokou Formation in Northwest Sichuan

HAO Yi ZHOU Jin-gao NI Chao XIN Yong-guang HOU Gang-fu CHEN Wei
(Hangzhou Research Institute of Petroleum Geology, PetroChina, Hangzhou 310023)

Petrographical study indicates that reservoir of the Middle Permian Maokou Formation in the northwest Sichuan Basin consists mainly of bioclastic limestone with organic framework pores, intergranular dissolved pores, intragranular dissolved pores, dissolved cavities and fractures as reservoir pore space. Development of the reservoir was mainly controlled by sedimentary microfacies, palaeokarst and tectonism.

northwest Sichuan Basin; Middle Permian; Maokou Formation; Reservoir; origin

P618.130.2

A

1006-0995（2014）04-0501-04

10.3969/j.issn.1006-0995.2014.04.005

2013-06-25

國家科技重大專項課題（編號：2011ZX05004-002）

郝毅（1981-），男，山西人，工程師，研究方向：沉積儲層