四川盆地中二疊統(tǒng)熱水白云巖成因及其分布

汪華 沈浩 黃東 石學(xué)文 李毅 袁小玲 楊雨然

中國石油西南油氣田公司勘探開發(fā)研究院

中二疊統(tǒng)（舊稱陽新統(tǒng)）是四川盆地南部天然氣的主要產(chǎn)層之一，也是川東地區(qū)天然氣的重要產(chǎn)層。中二疊統(tǒng)為一套正常淺海石灰?guī)r沉積［1］，儲(chǔ)層基質(zhì)致密，儲(chǔ)集性能差，如裂縫或溶洞發(fā)育可構(gòu)成裂縫型儲(chǔ)層或裂縫—溶洞型儲(chǔ)層。

四川盆地油氣勘探過程中，鉆井在鉆揭中二疊統(tǒng)時(shí)，時(shí)有發(fā)現(xiàn)厚度不等的白云巖儲(chǔ)層，但對(duì)其儲(chǔ)層特征、成因機(jī)制、分布規(guī)律認(rèn)識(shí)不一致，使得針對(duì)中二疊統(tǒng)白云巖儲(chǔ)層的勘探工作進(jìn)展不夠理想。

1 白云巖儲(chǔ)層特征

1.1 平面分布規(guī)律

對(duì)川東、川中地區(qū)鉆揭中二疊統(tǒng)鉆井的鉆錄井資料重新梳理，系統(tǒng)研究巖心、巖屑、電測資料，并對(duì)中二疊統(tǒng)野外露頭剖面（華鎣山二崖剖面、西天剖面、李子埡剖面，豐都暨龍鎮(zhèn)烏羊壩剖面、放牛壩剖面，豐都武平大壩剖面）進(jìn)行仔細(xì)觀測，筆者發(fā)現(xiàn)［2］，川東—川中局部地區(qū)中二疊統(tǒng)茅口組茅二a亞段內(nèi)發(fā)育一套最厚為30m的白云巖、硅質(zhì)白云巖儲(chǔ)層（圖1）。

將該套白云巖的平面分布范圍和四川盆地基底斷裂的分布位置疊合后發(fā)現(xiàn)（四川盆地基底斷裂據(jù)本文參考文獻(xiàn)［3］），白云巖主要沿15號(hào)基底斷裂分布，其平面展布與基底斷裂的北西向走向一致（圖2）。沿16號(hào)基底斷裂，茅二a亞段大多被剝蝕，未被剝蝕的東端仍有白云巖分布（主要沿基底斷裂分布）。從白云巖儲(chǔ)層的平面分布范圍可以看出，白云巖儲(chǔ)層受基底斷裂的影響，呈北西向展布，區(qū)域上呈連續(xù)層狀穩(wěn)定分布。

圖1 川中—川東地區(qū)茅二a亞段白云巖儲(chǔ)層連井對(duì)比剖面圖

1.2 巖性特征

茅二a亞段白云巖儲(chǔ)層常為細(xì)—中晶白云巖、硅質(zhì)白云巖、殘余生物白云巖，少量水爆角礫白云巖。局部含燧石結(jié)核和燧石團(tuán)塊，常見白云巖與層狀硅質(zhì)巖互層。白云巖晶粒較粗，斷口似砂糖狀。含生物，多為碎片和殘余結(jié)構(gòu)，鏡下常為生物幻影，見少量海百合個(gè)體?？p洞中充填—半充填自形晶馬鞍狀白云石，鏡下具典型的晶面彎曲和波狀消光特征。次生礦物類型多樣，在巖心表面見黃鐵礦，縫面和溶洞內(nèi)見低溫?zé)嵋涵h(huán)境形成的長軸狀自形晶石英，鏡下見天青石。在溶洞內(nèi)充填的白云石晶粒表面常見殘余瀝青（圖3）。

1.3 儲(chǔ)集空間

白云巖儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間主要為白云石晶間孔、晶間溶孔、溶洞和裂縫（圖3）。白云石化形成具有一定基質(zhì)孔隙的白云巖，基質(zhì)孔隙、成巖縫（水爆裂縫）和早期構(gòu)造裂縫成為東吳運(yùn)動(dòng)時(shí)期（以下簡稱東吳期）大氣淡水的溶蝕通道，形成大量的溶蝕孔洞和溶蝕縫，成巖后期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)產(chǎn)生大量構(gòu)造裂縫，使得白云巖儲(chǔ)層成為川東地區(qū)中二疊統(tǒng)儲(chǔ)集性能最好的一類儲(chǔ)層。

1.3.1 孔隙

孔隙類型有晶間孔，晶間溶孔、晶內(nèi)溶孔、粒內(nèi)溶孔和鑄?？?，晶間溶孔是茅二a亞段白云巖儲(chǔ)層最重要的一類儲(chǔ)集空間類型。前人的研究成果常以洞—縫系統(tǒng)來描述中二疊統(tǒng)儲(chǔ)層，認(rèn)為其孔隙度極低，在儲(chǔ)集性能上貢獻(xiàn)甚微。而筆者的研究則發(fā)現(xiàn)，茅二a亞段層狀白云巖儲(chǔ)層，無論巖心觀測、野外露頭樣品測試還是測井綜合解釋，其孔隙的儲(chǔ)集能力均不容置疑。茅二a亞段層狀白云巖分布帶的工業(yè)氣井，具有產(chǎn)能高、儲(chǔ)量大、生產(chǎn)穩(wěn)定的特點(diǎn)，明顯優(yōu)于無白云巖儲(chǔ)層段的氣井。

1.3.2 溶洞

溶洞多為東吳期巖溶作用所產(chǎn)生，在龍?zhí)镀谑軣嵋鹤饔糜绊懀１蛔孕尉У鸟R鞍狀白云石充填或半充填。巖心和巖屑觀察發(fā)現(xiàn)，基質(zhì)孔隙較發(fā)育的茅二a亞段白云巖段在受到東吳期的古巖溶作用后產(chǎn)生大量的溶蝕孔洞及溶縫，而上覆茅四段、茅三段及茅二a亞段石灰?guī)r段，巖溶孔洞縫遠(yuǎn)不及白云巖層段發(fā)育。

圖2 川東地區(qū)茅二a亞段白云巖儲(chǔ)層厚度等值線圖

1.3.3 裂縫

裂縫主要包括成巖縫、多期構(gòu)造裂縫、壓溶縫和微裂縫4大類。成巖縫（水爆裂縫）和早期構(gòu)造裂縫在東吳期成為地表巖溶水的輸導(dǎo)系統(tǒng)，使得白云巖儲(chǔ)層經(jīng)歷巖溶改造，儲(chǔ)集性能增強(qiáng)。龍?zhí)镀谇靶纬傻牧芽p在龍?zhí)镀谑軣嵋鹤饔糜绊?，多被熱液馬鞍狀白云石充填和半充填，滲流能力減弱。龍?zhí)镀诤笮纬傻牧芽p，尤其是燕山—喜馬拉雅期形成的構(gòu)造裂縫多為未充填的裂縫，溝通早期的縫洞系統(tǒng)，大大提升了儲(chǔ)層的滲流能力。

2 熱水白云巖成因

2.1 茅二a亞段白云巖為熱水成因白云巖

茅二a亞段白云巖、硅質(zhì)白云巖在平面上的分布具有較強(qiáng)的區(qū)域性，主要沿基底斷裂分布，可見基底斷裂對(duì)該套白云巖的沉積具有控制作用。地球化學(xué)指標(biāo)分析結(jié)果認(rèn)為該套白云巖為熱水成因，與正常的水成成因沉積物不同，是在拉張的構(gòu)造背景下［4－6］，在斷裂附近受到熱異常的影響所形成。與該套白云巖的成因一致，在川東地區(qū)中二疊統(tǒng)有2層層狀硅質(zhì)巖（棲霞組一段b亞段和茅二a亞段），也為熱水沉積物。

圖3 川東地區(qū)茅二a亞段白云巖儲(chǔ)層特征照片

2.1.1 S—F—C圖解

方維萱［7］提出S—F—C圖解。C端元（CaO）代表正常海水的沉積作用形成的碳酸鹽巖，S端元（SiO2）代表以SiO2為酸酐的熱水同生沉積作用形成的硅質(zhì)巖，F(xiàn)端元（FeO＋Fe2O3＋MgO）代表富Fe、Mg碳酸鹽型熱水同生沉積作用形成的菱鐵礦巖。川東地區(qū)所有中二疊統(tǒng)層狀硅質(zhì)巖、硅質(zhì)白云巖、白云巖樣品均落在硅質(zhì)鐵白云巖（典型的熱水混合同生沉積區(qū)）、硅質(zhì)巖（SiO2酸酐型熱水同生沉積區(qū)）及鐵白云質(zhì)硅質(zhì)巖（過渡區(qū)）內(nèi)，而四川盆地石炭系、長興組、飛仙關(guān)組、嘉陵江組和雷口坡組的樣品則落在正常海水沉積區(qū)（圖4）。S—F—C圖解顯示中二疊統(tǒng)層狀硅質(zhì)巖、白云巖、硅質(zhì)白云巖成因與其他層系的白云巖成因截然不同，為熱水成因。

圖4 四川盆地各碳酸鹽巖層系S—F—C圖解（底圖據(jù)方維萱）

2.1.2 Fe－Mn－（Cu＋Ni＋Co）×10的三角判別圖

Bostrom［8］提出熱水沉積物與正常水成沉積物的元素組成在Fe－Mn－（Cu＋Ni＋Co）×10的三角判別圖上有明顯的集中區(qū)（圖5）。川東地區(qū)中二疊統(tǒng)層狀硅質(zhì)巖、茅二a亞段白云巖大部分樣品落在B區(qū)紅海熱水沉積區(qū)和D區(qū)熱水沉積物區(qū)，表明其主要為熱水成因沉積物。

圖5 Fe－Mn－（Cu＋Ni＋Co）×10三角判別圖

2.1.3 稀土元素

稀土元素能有效區(qū)分熱水成因沉積物與非熱水水成沉積的沉積物，前者REE總量低，Ce為負(fù)異常，Eu為正異常，HREE富集；后者REE含量高，Eu為負(fù)異?；驘o異常，HREE不富集［9－12］。川東地區(qū)多條野外露頭剖面（華鎣山二崖、華鎣山閻王溝、華鎣山仙鶴洞、石柱冷水溪）和鉆井巖心樣品白云巖（圖6，以華鎣山二崖剖面為例）的稀土元素北美頁巖標(biāo)準(zhǔn)化分配模式均可以看出，其沉積以熱水沉積為主，混有少量非熱水的水成沉積物。

圖6 二崖剖面巖心樣品稀土元素北美頁巖標(biāo)準(zhǔn)化分配模式圖

2.2 熱次盆、熱次盆微相概念的提出

根據(jù)熱水沉積理論提出熱次盆的概念：“沉積盆地局部范圍在區(qū)域構(gòu)造運(yùn)動(dòng)背景下，受到熱異常影響，改變了原有的沉積環(huán)境，形成與熱異常相關(guān)的沉積建造，此局部范圍稱之為熱次盆”［13］。川東地區(qū)茅二a亞段沿15號(hào)基底斷裂和16號(hào)基底斷裂東端附近沉積了白云巖，將茅二a期沿15號(hào)基底斷裂和16號(hào)基底斷裂東端這個(gè)局部范圍稱為熱次盆。熱水成因的白云巖和層狀硅質(zhì)巖的分布區(qū)即為熱次盆分布范圍。筆者將熱次盆引入到沉積相的研究中，首次提出了四川盆地中二疊統(tǒng)“熱次盆微相”的新認(rèn)識(shí)，即在熱次盆的范圍內(nèi)受熱水作用影響所形成的熱水沉積物特征的總和。熱次盆微相為川東地區(qū)中二疊統(tǒng)儲(chǔ)層發(fā)育的最有利沉積微相（圖7）。

2.3 熱次盆微相對(duì)儲(chǔ)層的相控作用

川東地區(qū)中二疊統(tǒng)茅口期和棲霞期沉積環(huán)境主要為淺海碳酸鹽巖臺(tái)地，沉積相以開闊臺(tái)地亞相為主［14］。受基底斷裂熱泉上涌的影響，沿基底斷裂附近熱次盆范圍內(nèi)可形成白云巖和層狀硅質(zhì)巖，白云石化作用發(fā)生在同生期和成巖早期，是有利的建設(shè)性成巖作用。

白云石化作用使晶粒增大，有利于形成晶間孔，孔隙普遍較石灰?guī)r段發(fā)育，具有較好的儲(chǔ)集性能［15－16］。如W78井，白云巖平均孔隙度為4.6%，生物灰?guī)r則為0.53%。經(jīng)歷早期溶蝕作用可形成晶間溶孔、晶內(nèi)溶孔等孔隙，成為良好儲(chǔ)層。在熱泉噴溢口常有水爆裂縫的形成，有利于早期溶蝕作用的發(fā)生，先期孔隙—裂縫系統(tǒng)又可以作為東吳期構(gòu)造抬升階段地表巖溶水的輸導(dǎo)體系，產(chǎn)生大量溶蝕孔、洞、縫，表明熱次盆微相是儲(chǔ)層發(fā)育的有利沉積微相，儲(chǔ)層具有相控特征。

3 白云巖儲(chǔ)層的分布及勘探前景

3.1 W67井氣藏為白云巖儲(chǔ)層高產(chǎn)井的重新認(rèn)識(shí)

臥龍河構(gòu)造 W67井氣藏由 W67、W83、W93井3口井控制，W67井為中二疊統(tǒng)的高產(chǎn)井。

3.1.1 W67井分析

W67井鉆至井深3 306.88m，進(jìn)入茅二a亞段4.88m井噴，因工程原因無法關(guān)井，接輸氣管線轉(zhuǎn)入生產(chǎn)，輸氣量達(dá)50.2×104m3／d。生產(chǎn)至1994年，由于壓力逐漸降低，大段裸眼井段發(fā)生垮塌，填死產(chǎn)層，于1997年進(jìn)行側(cè)鉆，側(cè)眼鉆至3 380m茅二b亞段完鉆，將茅二a亞段全部揭開，發(fā)現(xiàn)茅二a亞段井深3 329～3 352m、厚達(dá)23m 的白云巖儲(chǔ)層，測井綜合解釋儲(chǔ)層累計(jì)厚度為8.44m，平均孔隙度為7.7%，含水飽和度為3.4%。經(jīng)茅口組整段完井裸眼測試，獲氣31.2×104m3／d。前人研究認(rèn)為，W67井因鉆遇了特大裂縫系統(tǒng)而形成石灰?guī)r儲(chǔ)層高產(chǎn)［17］。筆者認(rèn)為是茅二a亞段上部石灰?guī)r段發(fā)育的裂縫溝通了下伏白云巖儲(chǔ)層，從而造就了W67井的高產(chǎn)。

3.1.2 W83井分析

前人認(rèn)為W83井在中二疊統(tǒng)共鉆遇3條逆斷層，逆斷層帶上的裂縫發(fā)育致使W83井鉆遇的裂縫系統(tǒng)從茅口組延伸至棲霞組，形成垂直穿層300m左右、實(shí)際高度超過1 000m的特大裂縫系統(tǒng)。

筆者對(duì)W83井中二疊統(tǒng)進(jìn)行重新對(duì)比分層，根據(jù)新的分層結(jié)果所恢復(fù)解釋的W83井實(shí)鉆剖面為“S”形倒轉(zhuǎn)與斷層交匯的陡帶。在W83井鉆井過程中，分別在井深3 307.5～3 337.5m、4 327.5～4 335m 和4 176.3～4 185.3m3次鉆遇茅二a亞段白云巖儲(chǔ)層。W83井巖屑鏡下觀察，井深3 310～3 340m為中晶—細(xì)晶白云巖、硅巖和白云質(zhì)硅巖互層，井深3 326～3 334m見大量次生石英發(fā)育，野外露頭剖面和巖心觀察，茅二a亞段內(nèi)發(fā)育的次生石英多充填在溶洞內(nèi)，W83井發(fā)育的大量次生石英表明該井東吳期遭受的巖溶作用強(qiáng)烈，巖溶孔洞十分發(fā)育，測井綜合解釋為滲透型儲(chǔ)層。因此認(rèn)為W83井中二疊統(tǒng)長達(dá)1 382.25m裸眼測試段產(chǎn)氣24.70×104m3／d，主要是茅二a亞段白云巖儲(chǔ)層的貢獻(xiàn)。

圖7 川東地區(qū)茅二a亞段沉積相圖

3.1.3 W93井分析

W93井鉆至茅二a亞段井深3 355.90m發(fā)生井漏，漏失段巖性為深灰?guī)Ш稚規(guī)r、深灰黑色云巖及硅質(zhì)白云巖。W93井茅二a亞段井深3 356～3 384m為白云巖層段，厚28m，測井解釋有4層氣層，儲(chǔ)層累計(jì)厚度為11.9m，平均孔隙度為4.3%。該井其后鉆至石炭系獲氣，1986年修井上試，射孔層位為茅二a亞段白云巖段，井深3 354.17～3 379.57m，經(jīng)酸化放噴測試獲氣26.48×104m3／d。

W67井、W83井和W93井雖然完井工藝不同，測試層段涵蓋范圍較大，但在鉆探過程中都在茅二a亞段中鉆遇白云巖儲(chǔ)層，且均在測試段中，尤其是W93井屬茅二a亞段層狀白云巖單層測試。通過試采，上述3口井井間干擾明顯，證實(shí)屬同一水動(dòng)力系統(tǒng)。因此可以得出3口井均為茅二a亞段層狀白云巖氣藏高產(chǎn)井的結(jié)論。這與前人所認(rèn)為的3口井為特大裂縫系統(tǒng)高產(chǎn)井的結(jié)論不同。

3.2 白云巖儲(chǔ)層的勘探效果

川東地區(qū)大部分鉆揭茅二a亞段的井都以石炭系為主探目的層，考慮到中二疊統(tǒng)氣藏一般具有高壓—超高壓的壓力特征。因此均以密度較大的鉆井液鉆揭。盡管如此，在茅二a亞段白云巖分布帶上的鉆井仍有較好的油氣顯示且顯示級(jí)別較高，以井噴、井漏、放空和井涌為主。顯示較好的鉆井經(jīng)過中途測試、完井后上試等措施，在大池干井構(gòu)造麥子山高點(diǎn)、板東構(gòu)造、臥龍河構(gòu)造茅二a亞段白云巖儲(chǔ)層中獲得多口工業(yè)氣井，鄰北、茍家場構(gòu)造及茍西潛伏構(gòu)造均鉆獲茅二a亞段白云巖儲(chǔ)層。經(jīng)試采開發(fā)，取得較好的效果，川東地區(qū)茅二a亞段白云巖氣藏壓降儲(chǔ)量為54.46×108m3，占川東地區(qū)中二疊統(tǒng)氣藏壓降儲(chǔ)量的65.5%，充分證明茅二a亞段白云巖氣藏在該區(qū)中二疊統(tǒng)勘探中占有重要地位。

3.3 白云巖儲(chǔ)層的分布及勘探前景

中二疊統(tǒng)的勘探，一直以裂縫型石灰?guī)r儲(chǔ)層和裂縫—溶洞型石灰?guī)r儲(chǔ)層為主［18］，白云巖儲(chǔ)層的勘探方向一直不明確，在中二疊統(tǒng)勘探中的重要地位也一直未能被突顯。筆者所研究的川東地區(qū)茅二a亞段白云巖為熱水沉積物，沉積受到了基底斷裂的影響，其勘探方向同四川盆地其他層系的正常海水水成成因白云巖有別，熱次盆微相為其有利儲(chǔ)集相帶，勘探工作應(yīng)圍繞熱次盆的分布范圍展開。川東地區(qū)白云巖儲(chǔ)層分布帶總面積約為3 400km2，白云巖最厚為30m，以 WLH構(gòu)造平均資源量豐度2.09×108m3／km2計(jì)算，白云巖儲(chǔ)層發(fā)育帶的天然氣資源量約為7 106×108m3，有著較好的勘探前景。川中地區(qū)的廣安構(gòu)造也發(fā)育該套白云巖儲(chǔ)層，其儲(chǔ)層特征與川東地區(qū)和華鎣山剖面一致，且殘留大量顆粒狀瀝青。南充地區(qū)新鉆井NC1井也發(fā)現(xiàn)該套儲(chǔ)層，鉆井時(shí)井漏，有望獲氣（2014年8月，該井對(duì)茅二a亞段白云巖段單層測試，獲高產(chǎn)工業(yè)氣流）。川西地區(qū)的GJ井，該套白云巖厚度為5m，鉆井時(shí)強(qiáng)烈井噴，初測氣產(chǎn)量為4.77×104m3／d。四川盆地茅口組白云巖儲(chǔ)層的發(fā)現(xiàn)及具備的良好勘探前景可為中二疊統(tǒng)的深化勘探提供一個(gè)明確的方向。

4 結(jié)論

1）川東地區(qū)茅二a亞段發(fā)育一套層狀、硅質(zhì)白云巖儲(chǔ)層，厚度可達(dá)30m，儲(chǔ)層溶蝕孔洞縫發(fā)育，儲(chǔ)集性能好。

2）地球化學(xué)特征分析表明，川東地區(qū)茅二a亞段白云巖為熱水成因，與正常水成成因不同，基底斷裂控制了該套白云巖儲(chǔ)層的平面展布。

3）熱次盆沉積微相為川東地區(qū)茅口組最有利的儲(chǔ)集相帶，勘探工作應(yīng)圍繞這一微相的分布范圍展開。

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