川南地區(qū)中二疊統(tǒng)茅口組巖溶儲集層類型與分布規(guī)律

黃士鵬，江青春，馮慶付，伍亞，魯衛(wèi)華，蘇旺，陳曉月，任夢怡，彭輝

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2.中國石油西南油氣田公司蜀南氣礦，四川瀘州 646000；3.中國石油西南油氣田公司華油公司，成都 610213）

0 引言

巖溶儲集層是中國海相碳酸鹽巖油氣藏的重要儲集層類型之一，隨著靖邊、塔河、哈拉哈塘、順北等一系列海相大型油氣田的發(fā)現(xiàn)，巖溶型油氣藏正愈來愈受到石油地質(zhì)學(xué)家和勘探家的重視[1-12]。四川盆地海相地層經(jīng)歷了多期構(gòu)造抬升，發(fā)育震旦系燈影組、石炭系黃龍組、二疊系茅口組、三疊系雷口坡組等多套巖溶儲集層[10,12-18]。中二疊統(tǒng)茅口組巖溶儲集層自1957年隆10井測試獲氣以來[19]，勘探歷時長達60余年，到目前為止依然是川南地區(qū)的重要產(chǎn)層之一。截至2018年，川南地區(qū)中二疊統(tǒng)茅口組共發(fā)現(xiàn)了325個巖溶縫洞型石灰?guī)r氣藏，累計探明儲量 852×108m3，功勛氣井自 2井已累計產(chǎn)氣 50.15×108m3[17]。川南地區(qū)目前已經(jīng)獲得的探明儲量主要集中在正向構(gòu)造，而面積廣大的構(gòu)造斜坡，尤其是負向構(gòu)造探井較少。在云錦、合江—廟高寺等向斜，部分井獲得了高產(chǎn)工業(yè)氣流，顯示構(gòu)造斜坡—向斜區(qū)還具有較大的勘探潛力。

關(guān)于川南地區(qū)茅口組的儲集層類型，前人一般稱之為裂縫型或裂縫-溶洞型，鉆井也沿著或靠近斷裂部署[19-23]。雖然川南地區(qū)茅口組勘探歷史悠久，但到目前為止沒有對其儲集空間類型做精細的劃分，同時也未明確指出主要的儲集層類型及其分布特征，這無疑在很大程度上制約了本層系的天然氣勘探進程。在“突破斷裂探索儲集層新類型，跳出構(gòu)造尋找勘探新區(qū)帶”勘探思路指導(dǎo)下，對川南茅口組的儲集層類型和分布規(guī)律進行研究，以期在斜坡—向斜區(qū)尋找有利勘探區(qū)帶。川南地區(qū)茅口組可利用的取心資料較少，成像測井資料匱乏，本文應(yīng)用常規(guī)測井曲線的值域和形態(tài)，結(jié)合部分巖心、鉆井和生產(chǎn)等資料，對茅口組的儲集層類型進行評價，理清不同類型儲集層的測井響應(yīng)特征，明確高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)井的主要儲集層類型，并通過測井綜合解釋和鉆井、試油層位分析，落實茅口組巖溶儲集層的分布特征，指出有利勘探區(qū)帶。

1 巖溶儲集層發(fā)育的地質(zhì)背景

在四川盆地內(nèi)部，中二疊統(tǒng)茅口組存在大范圍的地層缺失。在平面上，從盆地西南部向東北部、西部缺失逐漸增加（見圖1）。在縱向上，茅口組從下至上劃分為茅一段（P2m1）、茅二段（P2m2）、茅三段（P2m3）和茅四段（P2m4），茅一段和茅二段又分別從下至上劃分為c、b、a共3個亞段（見圖1）。其中P2m4在盆地西南部以及東部有分布，主要分布在宜賓—雅安—江油一帶以及石柱地區(qū)；P2m3分布較廣，僅在萬州—宣漢—旺蒼一帶普遍缺失；P2m2在川東北地區(qū)萬縣—達州一帶缺失 P2m2a，地層剝蝕到 P2m2b； P2m1在全盆地保留比較完整[16,18,24]。盡管不同學(xué)者運用“全球海平面下降區(qū)域性侵蝕”[18,24-25]和“東吳運動地層抬升剝蝕”[17,26-30]等不同觀點來解釋茅口組缺失，但是正是因為地層的強烈缺失，才造成四川盆地茅口組巖溶儲集層的廣泛發(fā)育。

圖1 四川盆地中二疊統(tǒng)茅口組巖溶古地貌及顆粒灘分布圖與地層綜合柱狀圖（據(jù)文獻[18]修改）

早古生代加里東運動造成四川盆地樂山—龍女寺地區(qū)劇烈抬升，形成西南高、東北低的古地貌格局。該古地貌格局在海西期并未發(fā)生大的變化，在其上沉積了中二疊統(tǒng)[19]。茅口組為一套緩坡碳酸鹽臺地相沉積，顆粒灘體在盆地中西部大面積發(fā)育[18]?？v向上，茅口組發(fā)育兩期顆粒灘體，第一期發(fā)育于P2m2b沉積期，第二期發(fā)育于P2m2a—P2m3沉積期[18]，其中第二期灘體的橫向連續(xù)性和厚度均優(yōu)于第一期灘體。兩期顆粒灘體為茅口組巖溶儲集層的發(fā)育奠定了物質(zhì)基礎(chǔ)[10,18,31]。

茅口組巖溶儲集層的儲集空間為孔和洞，裂縫主要起輸導(dǎo)作用，三者相互溝通形成巖溶縫洞體?？p洞體的規(guī)模大小懸殊，大者橫向連通范圍可達2 km，小者僅有數(shù)十米，相差可達 5個數(shù)量級[23]。儲集層的巖性以生屑砂屑灰?guī)r、泥晶灰?guī)r及眼球狀灰?guī)r為主，基質(zhì)孔隙度低于2%，滲透率小于0.08×10-3μm2[16]。

2 巖溶儲集層類型劃分

鑒于川南地區(qū)茅口組探井大部分為老井、鉆井時間跨度大、取心資料較少、成像資料相對匱乏，本文基于65口井的自然伽馬、密度、聲波時差、補償中子以及深淺雙側(cè)向電阻率、井徑等常規(guī)測井資料，結(jié)合鉆井、巖心、薄片和產(chǎn)能數(shù)據(jù)等研究結(jié)果，將川南地區(qū)茅口組儲集層劃分為裂縫-孔洞型、孔隙-孔洞型、裂縫型、裂縫-洞穴型等4種類型。

2.1 裂縫-孔洞型

裂縫-孔洞型儲集層是指裂縫和溶蝕孔洞均發(fā)育的儲集層段，其測井曲線主要表現(xiàn)為“三低兩高”響應(yīng)特征，即低GR（10～40 API）、低ρ（2.55～2.75 g/cm3）、中低Rlld和Rlls（100～3 000 Ω·m）、高Δt（157.4～213.2 μs/m）、高φCNL（-1%～6%）（見圖2a），是裂縫以及溶蝕孔洞在測井曲線上的疊加響應(yīng)[32]。測井曲線的總體形態(tài)為“箱型”或“漏斗型”，并且由于裂縫發(fā)育，測井曲線的形態(tài)表現(xiàn)為鋸齒狀或出現(xiàn)局部跳躍。該類儲集層孔隙度為 2%～8%，鉆井過程中井徑會略有增大或者擴徑，錄井中經(jīng)常出現(xiàn)井漏現(xiàn)象。生產(chǎn)曲線顯示穩(wěn)產(chǎn)時間較長，產(chǎn)量遞減緩慢（見圖2b）。巖心照片顯示溶蝕孔洞、裂縫發(fā)育，部分溶孔、溶洞沿著裂縫成不規(guī)則線狀分布（見圖3a、圖3b）。在地層抬升過程中，大氣淡水沿著垂直或高角度裂縫向下滲流，裂縫遭受局部溶蝕不斷擴大而形成溶蝕孔洞。溶蝕孔洞是主要的儲集空間，裂縫是主要的滲濾通道，溶蝕孔洞與裂縫良好的配置關(guān)系是儲集層高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的關(guān)鍵。

圖2 B003-3井測井曲線（a）及生產(chǎn)曲線（b）

2.2 孔隙-孔洞型

孔隙-孔洞型儲集層是指裂縫欠發(fā)育、直徑小于 2 mm的孔隙和直徑小于50 cm的孔洞較發(fā)育的儲集層段[2]，其測井曲線同樣表現(xiàn)為“三低兩高”響應(yīng)特征，但是值域范圍與裂縫-孔洞型儲集層有所區(qū)別，即低GR（10～30 API）、低ρ（2.55～2.72 g/cm3）、中低Rlld和Rlls（100～3 000 Ω·m）、高Δt（160.7～229.6 us/m）、高φCNL（-0.5%～6.0%）（見圖4a）。測井曲線在儲集層發(fā)育段協(xié)同變化，縱向上變化平緩，無跳躍或鋸齒狀，Δt和ρ曲線呈“鐘型”，Rlld和Rlls曲線呈“箱型”或“鐘型”。儲集層孔隙度為2%～8%，鉆井過程中井徑會略有增大或者擴徑，錄井中經(jīng)常出現(xiàn)井漏現(xiàn)象。生產(chǎn)曲線顯示穩(wěn)產(chǎn)時間較長，產(chǎn)量遞減緩慢（見圖4b）。儲集層以溶蝕孔洞為儲集空間，裂縫欠發(fā)育。巖心照片顯示儲集層段溶蝕孔洞發(fā)育（見圖3c、圖3d）。成像測井顯示溶蝕孔洞呈低阻暗色斑塊，直徑約幾毫米—幾十厘米不等（見圖3e、圖3f），在鑄體薄片上可以看到生物體腔孔、晶間溶孔等孔隙（見圖3g）。該類儲集層經(jīng)歷了多期溶蝕作用，受同生期—準(zhǔn)同生期高頻海平面下降影響，在P2m2b以及P2m2a—P2m3沉積期，高能顆粒灘局部暴露，原生孔隙發(fā)生溶蝕形成粒間、粒內(nèi)溶孔；茅口組沉積末期，在表生期巖溶作用下，大氣淡水沿著吼道對殘留溶蝕孔進一步擴溶，局部地區(qū)由于溶蝕孔較為發(fā)育、水流強而溶蝕強烈，形成大小不一的溶蝕孔洞，兩期巖溶作用的疊加形成了孔隙-孔洞型儲集層。這類儲集層的發(fā)現(xiàn)對于川南地區(qū)遠離斷裂和構(gòu)造高部位的斜坡—向斜區(qū)天然氣勘探具有意義。

圖3 川南地區(qū)茅口組不同類型儲集層孔、洞、縫特征

2.3 裂縫型

裂縫型儲集層是指孔洞欠發(fā)育、裂縫較發(fā)育的儲集層段。前人通過研究發(fā)現(xiàn)，裂縫型儲集層的深淺雙側(cè)向電阻率略有降低，高角度裂縫表現(xiàn)為正差異，低角度裂縫表現(xiàn)為負差異[33-37]。茅口組裂縫型儲集層主要由構(gòu)造縫、成巖縫和風(fēng)化溶蝕縫形成儲集空間和聯(lián)通渠道，一般巖石基質(zhì)物性較差，次生溶蝕孔、洞不發(fā)育，基質(zhì)孔隙度一般低于1%，測井曲線鋸齒狀特征明顯，裂縫發(fā)育位置Δt增大（154.2～180.4 us/m）、ρ降低，ρ整體幅度變化不大（2.69～2.73 g/cm3），電阻率曲線一般大于1 000 Ω·m，Rlld和Rlls曲線差異較小，典型井B29井裂縫儲集層發(fā)育段的Rlls略大于Rlld，指示低角度裂縫發(fā)育（見圖5a）。巖心上可以看到高角度裂縫，裂縫被方解石部分充填（見圖3h）。該類儲集層在鉆井時有井漏現(xiàn)象，生產(chǎn)曲線顯示產(chǎn)量變化劇烈，產(chǎn)能極不穩(wěn)定且生產(chǎn)時間較短（見圖5b）。

2.4 裂縫-洞穴型

裂縫-洞穴型儲集層是指直徑大于50 cm的溶洞較發(fā)育的儲集層段[2]，具有井徑擴大、φCNL和Δt異常增大、深淺雙側(cè)向電阻率呈明顯正差異的測井響應(yīng)特征[34-35]。川南地區(qū)茅口組溶蝕洞穴規(guī)模較小，鉆井放空的距離一般小于 1 m，當(dāng)鉆遇洞穴時，擴徑明顯，Δt和φCNL明顯增大，Δt值為 170.6～236.2 us/m，φCNL值為 0.5%～7%（個別井大于 20%），ρ陡然降低（2.1～2.6 g/cm3），電阻率曲線為中低值（100～3 000 Ω·m），呈“箱型”特征，深淺雙側(cè)向電阻率曲線呈明顯正差異（見圖6a）。若溶洞充填泥質(zhì)，其GR值增大；若充填有方解石則GR值和原巖差別不大，一般在10～40 API。巖心上看到的洞穴大部分被方解石、垮塌角礫所充填，有的洞穴直徑可達1～2 m（見圖3i）。鉆井過程中出現(xiàn)明顯井漏和放空。生產(chǎn)曲線表現(xiàn)為短時間內(nèi)（若干年）較穩(wěn)定，總體上產(chǎn)氣量變化較大，但是持續(xù)生產(chǎn)時間較長（見圖6b）。洞穴是在表生期巖溶作用下，大氣淡水沿著斷裂、裂縫在局部地區(qū)發(fā)生垂向和側(cè)向溶蝕擴大所形成，溶洞分布具有很強的非均質(zhì)性，分布規(guī)律較差。

圖4 B005-X5井測井曲線（a）及H004-1井生產(chǎn)曲線（b）

圖5 B29井測井曲線（a）及B27井生產(chǎn)曲線（b）

圖6 H27井測井曲線（a）及J18井生產(chǎn)曲線（b）

3 巖溶儲集層分布特征

3.1 縱向分布特征

測井綜合解釋結(jié)果顯示，茅口組巖溶儲集層厚度較小，一般小于10 m，主要分布在距茅口組頂0～100 m 的 P2m3、P2m2a、P2m2b，其中 P2m3—P2m2a為上部儲集層發(fā)育段（主要距離茅口組頂 0～50 m），P2m2b為下部儲集層發(fā)育段（主要距離茅口組頂50～100 m）。上部儲集層相對于下部更為發(fā)育（見表1、圖7）。川中高石梯—磨溪地區(qū)的茅口組測井解釋結(jié)果也顯示存在兩套儲集層，且上部好于下部[38]。兩套儲集層的形成有 2個控制因素：①茅口組發(fā)育 P2m2b和 P2m3—P2m2a這2個成灘期，所形成的高能顆粒灘相為巖溶儲集層的形成提供了物質(zhì)基礎(chǔ)[10,18]，在縱向上控制巖溶儲集層的發(fā)育；②垂向分帶性研究認為 P2m3—P2m2a為垂直滲流帶、P2m2b為水平潛流帶，兩個巖溶帶對儲集層在垂向上的形成和發(fā)育有重要的控制作用。

表1 蜀南地區(qū)不同儲集層段距茅口組頂部距離統(tǒng)計表

兩套儲集層均可以高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)。根據(jù)48口氣井的統(tǒng)計結(jié)果，上部儲集層段測試產(chǎn)量為（0.17～477.90）×104m3（平均為39.13×104m3），累計產(chǎn)量變化區(qū)間為（0～9.95）×108m3（平均為 1.44×108m3）。根據(jù) 36 口氣井的統(tǒng)計結(jié)果，下部儲集層段測試產(chǎn)量為（0.27～89.63）×104m3（平均為15.11×104m3），累計產(chǎn)量變化區(qū)間為（0～4.68）×108m3（平均為 0.77×108m3）。上部儲集層段產(chǎn)量大于下部儲集層段。

圖7 川南地區(qū)茅口組連井剖面圖（剖面位置見圖1）

3.2 橫向分布特征

茅口組巖溶儲集層橫向連續(xù)性較差，具有極強的非均質(zhì)性。依據(jù)測井綜合解釋結(jié)果繪制了兩套儲集層的平面厚度分布圖（見圖8）。上部儲集層段的厚度為6～20 m，在宜賓—自貢—威遠—大足一帶、重慶西南、瀘州東南一帶存在3個厚值區(qū)，厚度可達12～20 m。下部儲集層段厚度為3～12 m，在內(nèi)江—自貢—瀘州一帶以及大足—瀘州一帶存在2個厚值區(qū)，厚度可達6～12 m。上部儲集層段在分布范圍以及厚度上優(yōu)于下部儲集層段。

茅口組為緩坡臺地，川南地區(qū)以大足—瀘州一帶為界，以西處于淺緩坡，以東則是中緩坡[18]。區(qū)內(nèi)顆粒灘體的厚度為10～80 m，在瀘州東南一帶、威遠—大足一帶顆粒灘體厚度較大，可以達到 60～80 m，而威遠—宜賓地區(qū)的顆粒灘體厚度較薄，一般小于 40 m[18]。對比川南地區(qū)茅口組儲集層厚度平面分布圖與茅口組顆粒灘體分布圖（見圖1），兩者之間具有較好的一致性， 說明顆粒灘體對儲集層的形成具有控制作用。

圖8 川南地區(qū)茅口組上部儲集層段（a）和下部儲集層段（b）平面厚度分布圖

4 結(jié)論

川南地區(qū)茅口組發(fā)育裂縫-孔洞型、孔隙-孔洞型、裂縫型、裂縫-洞穴型等 4類巖溶儲集層，其中裂縫-孔洞型和孔隙-孔洞型為主要的儲集層類型，也是高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)井的儲集層類型，是川南構(gòu)造斜坡和向斜區(qū)的主要勘探類型。

茅口組巖溶儲集層厚度較薄，一般小于10 m，具有垂向分帶性，分為上部儲集層段（P2m2a—P2m3）和下部儲集層段（P2m2b），到茅口組頂?shù)木嚯x分別為0～50 m和50～100 m，主要受到兩個成灘期、巖溶垂向分帶性以及斷裂的控制。

上部儲集層段的發(fā)育程度、厚度、測試和累計產(chǎn)量均優(yōu)于下部儲集層段。在平面上儲集層存在多個厚值區(qū)，主要分布在內(nèi)江—自貢—瀘州一帶、大足荷包場及其東南地區(qū)、瀘州南部等地區(qū)，與其匹配的構(gòu)造斜坡或向斜區(qū)是有利勘探區(qū)。

致謝：衷心感謝中國石油勘探開發(fā)研究院戴金星院士、段書府教授、汪澤成教授、李偉教授、張寶民教授、姜華高級工程師、成都理工大學(xué)宋金民副教授在文章撰寫過程中給予的諸多建設(shè)性建議。

符號注釋：

Δt——聲波時差，μs/m；dh——井徑，cm；φCNL——補償中子孔隙度，%；ρ——密度，g/cm3；GR——自然伽馬，API；Rlld——深側(cè)向電阻率，Ω·m；Rlls——淺側(cè)向電阻率，Ω·m；φ——孔隙度，%。