南川地區(qū)棲霞—茅口組碳酸鹽巖儲集空間研究

夏 威，蔡 瀟，丁安徐，李 輝

（中國石化華東油氣分公司勘探開發(fā)研究院，江蘇揚州225007）

中二疊統(tǒng)棲霞—茅口組碳酸鹽巖是四川盆地天然氣勘探開發(fā)的重點層系之一[1-4]，半個多世紀的勘探開發(fā)實踐表明，該層系具有良好的天然氣開發(fā)潛力。先后在川西北、川東、川中等多地發(fā)現(xiàn)高產(chǎn)井，如HL1井、TL6井、ST12井、川東WT1井等[5-9]，并建設諸如圣燈山、自流井、納溪、臥龍河等多個氣田或含油氣構造[10-11]，這些氣田至今仍具有較高的開采價值，展示了中二疊統(tǒng)棲霞—茅口組較好的開發(fā)潛力。

南川地區(qū)位于四川盆地東南緣，是中國石化華東油氣分公司開展下志留統(tǒng)龍馬溪組頁巖氣勘探開發(fā)的主戰(zhàn)場。本著可持續(xù)發(fā)展原則，為尋找有力的勘探開發(fā)接替層系，實現(xiàn)資源立體化利用，目前華東油氣分公司正逐步開展新層系勘探潛力評價工作，其中中二疊統(tǒng)棲霞—茅口組作為最具潛力的接替層系成為首批勘探目標。DS1 井作為探索南川地區(qū)平橋南區(qū)塊新層系的第一口探井，在鉆井施工過程中發(fā)現(xiàn)良好的油氣顯示，錄井氣測全烴值高達99%，后采用裸眼封隔器井底支撐方式進行中途測試，在6 mm的工作制度下獲日產(chǎn)5.4×104m3氣流，隨后在直井基礎上側鉆實施水平井，試氣過程中在10 mm 油嘴下獲22.5×104m3測試日產(chǎn)氣，實現(xiàn)該區(qū)中二疊統(tǒng)棲霞—茅口組碳酸鹽巖天然氣勘探突破。

目前對于南川地區(qū)中二疊統(tǒng)棲霞—茅口組碳酸鹽巖儲層特征的理論研究較為滯后，對于南川地區(qū)該層系碳酸鹽巖儲集空間特征尚不明確，含氣主控因素尚未達成一致共識。南川區(qū)塊該層系相對埋深較淺，主要巖性以泥質(zhì)灰?guī)r為主，部分層段白云石含量較高，與川南古巖溶儲層[12]、川東“似層狀”白云巖儲層[13]具一定差異性，氣藏富集因素也不盡相同。而儲集空間作為油氣聚集的主要場所，對于天然氣的富集、保存有直接影響。因此，開展儲集空間研究對于掌握氣藏儲層特征意義重大。在此基礎上，結合鉆井、測井、錄井資料，重點收集南川地區(qū)棲霞—茅口組探井—JY205-2 井相關巖心，從巖石學特征、孔滲特征、有機地化、儲集空間特征等方面開展工作，重點研究中二疊統(tǒng)棲霞—茅口組碳酸鹽巖儲集空間特點，并分析其對天然氣儲層的影響，為南川地區(qū)該層系天然氣勘探開發(fā)提供理論支撐。

1 區(qū)域地層概況

南川地區(qū)北鄰焦石壩，南接丁山，其構造處于四川盆地川東高陡弧形褶皺帶二級構造單元東部，呈北東走向[14]，主體位于隔檔式—隔槽式構造過渡帶、自西向東分布包括陽春溝構造帶、東勝構造帶、平橋構造帶、石橋斷洼構造帶等（圖1）。南川地區(qū)在中二疊統(tǒng)棲霞—茅口組時期處于碳酸鹽巖緩坡沉積環(huán)境，隨著水體變淺，沉積相由外緩坡相轉(zhuǎn)變?yōu)閮?nèi)緩坡相。茅口組沉積末期該區(qū)受東吳運動構造抬升影響，使得四川盆地茅口組頂部受到不同程度剝蝕[15]。南川地區(qū)僅茅口組茅四段部分受剝蝕影響，茅一段至茅三段保留完整。

圖1 南川地區(qū)構造Fig.1 Structure of Nanchuan area

南川地區(qū)棲霞—茅口組地層主要巖性為生屑灰?guī)r、泥質(zhì)灰?guī)r、生屑云巖。根據(jù)測井資料、沉積旋回特征、薄片鑒定結果等將棲霞—茅口組自下而上細分為棲霞組頂部、茅一段、茅二段、茅三段、茅四段共5 個小段，其中將茅一段進一步細化為3 個亞段9 個小層（圖2）。棲霞組主要指對棲霞組頂部地層的研究，深度范圍區(qū)間介于1 236～1 247 m。平橋南區(qū)DS1 井、JY205-2HF 井生產(chǎn)實踐表明，茅口組中茅一段①—③小層最具勘探潛力，即JY205-2HF 井中1 160～1 235 m深度范圍的地層。因此，該研究茅口組重點針對①—③小層進行分析，另外包含部分茅二段底部巖層樣品。

圖2 南川地區(qū)JY205-2井棲霞—茅口組分層Fig.2 Stratigraphic column of Qixia-Maokou Formation of Well-JY205-2 of Nanchuan area

2 樣品采集與測試

為研究南川地區(qū)棲霞—茅口組碳酸鹽巖巖石學、孔滲、有機地化、儲集空間等特征，系統(tǒng)采集了JY205-2 井巖心樣品共計97 塊，其中78 塊進行薄片鑒定，97 塊進行X 射線衍射全巖實驗分析，46 塊進行孔滲項目實驗分析，97 塊進行總有機碳含量測試，8 塊進行鏡質(zhì)體反射率測定，49 塊進行氬離子拋光—掃描電鏡實驗，基本做到關鍵層位全覆蓋。

3 實驗結果

3.1 巖石學特征

棲霞組頂部樣品深度范圍介于1 235～1 247 m，主要巖性為灰色—淺灰色生屑灰?guī)r，底部含灰質(zhì)云巖。主要礦物為方解石（表1），含量為43.0%～95.1%，其次為白云石（0～50.3%）、黏土礦物（2.4%～9.7%）、石英（0.3%～15%）等，此外還含有少量長石及黃鐵礦。生屑包括腕足、介形蟲、藻類等。值得注意的是，深度為1 247.44 m的樣品含有50.3%的白云石和43%的方解石，為所有樣品中白云石含量最高的灰質(zhì)云巖。

茅一段第①小層深度為1 187～1 235 m，主要巖性為生屑灰?guī)r、泥質(zhì)灰?guī)r，局部含有較高云質(zhì)，組成礦物主要為方解石（22.7%～96.8%），其次為白云石（0～49.2 %）、黏土礦物（1.8 %～41.6 %）、石英（0.5 %～15.6 %）等，此外還含有少量長石及黃鐵礦。生屑主要包括介形蟲、腕足、藻類等。

茅一段第②小層深度范圍為1 171～1 187 m，主要巖性為生屑灰?guī)r，為較純的灰?guī)r段，方解石含量范圍為78.6 %～96.1 %，黏土礦物含量為2.2 %～12.5%，白云石含量為0～12.3%，還含有極少量的石英、長石、黃鐵礦。生屑主要包括介形蟲、腕足、藻類、棘皮等。

茅一段第③小層深度為1 160～1 171 m，主要巖性為生屑灰?guī)r、泥質(zhì)生屑灰?guī)r，方解石含量范圍為56.5%～92.9%，黏土礦物含量為4.8%～20.9%，局部含有較高含量的白云石，其次還含有極少量的石英、長石、黃鐵礦。

茅二段采集深度范圍為1 020～1 038 m的11個樣品，主要巖性為生屑灰?guī)r，方解石平均含量為93.36%，為純灰?guī)r段。

3.2 孔滲特征

該研究棲霞—茅口組目的層共計采集46塊樣品進行脈沖孔隙度、常規(guī)物性實驗分析。實驗結果表明，孔隙度范圍為0.14%～3.50%，平均值為1.26%，其中僅有5%的樣品孔隙度大于3%，小于1%的樣品孔隙度數(shù)據(jù)占到了58%。滲透率平均值為0.04×10-3μm2。分析數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)，在1 190.03～1 220.71 m深度段，即茅一段第①小層范圍內(nèi)，樣品孔滲數(shù)值較高，但整體來看，南川地區(qū)棲霞—茅口組物性較差，屬低孔低滲型儲集層。

3.3 有機地化特征

采集的97塊樣品均進行了TOC（總有機碳含量）測試。結果表明，南川地區(qū)棲霞—茅口組TOC介于0.08%～5.10%，平均為0.67%，結果分析發(fā)現(xiàn)，泥質(zhì)含量較高層段TOC含量較高。采集7 個樣品進行鏡質(zhì)體反射率測定，實驗結果Ro為1.83%～2.78%，平均值為2.31%。

4 儲集空間劃分

結合薄片、掃描電鏡觀察等，將南川地區(qū)棲霞—茅口組碳酸鹽巖儲層儲集空間分為孔隙和裂縫2 種類型[16-20]。其中孔隙包括無機孔和有機孔，無機孔又可細分為粒間孔、粒內(nèi)孔；裂縫包括應力縫、粒緣縫、收縮縫。有機孔主要分布在泥質(zhì)含量相對較高的層段，這些層段通常有較高的總有機碳含量。研究區(qū)棲霞—茅口組碳酸鹽巖儲層有機孔在茅一段第①小層富集程度最高，主要以黏土礦物晶間充填的有機質(zhì)為載體，孔徑大小在幾十至幾百納米不等，多數(shù)具有較好的圓度（圖3a），部分受成巖作用影響，發(fā)生拉張彎曲（圖3b）。其次還包括賦存于粒間充填的棱角狀有機質(zhì)（圖3c）及草莓狀黃鐵礦晶間有機質(zhì)（圖3d）中的有機孔，這類孔隙通?？讖捷^小，多在幾十納米，偶見孔徑在幾百納米甚至數(shù)微米的有機孔（圖3e）。

無機孔中的粒間孔主要指存在于礦物顆粒之間的孔隙，包括方解石、石英、長石、草莓狀黃鐵礦等顆粒之間的孔隙，這類孔隙多呈棱角狀，孔徑差異較大，從幾十納米至幾微米都有分布。粒間孔在各層段均有發(fā)現(xiàn)，其中灰質(zhì)含量較高的層段分布較多，如茅一段②小層、茅二段（圖3f）。

表1 南川地區(qū)JY205-2井部分樣品實驗數(shù)據(jù)Table 1 Experiment data of some samples in Well-JY205-2 of Nanchuan area

粒內(nèi)孔指存在于礦物顆粒內(nèi)部的孔隙，這類孔隙在南川地區(qū)棲霞—茅口組碳酸鹽巖儲層中最為常見，包括各類溶蝕孔、黏土礦物晶間孔、鑄?？椎?。溶蝕孔在方解石、白云石顆粒表面最為常見，但不同基底發(fā)育的溶蝕孔各有特點，方解石表面溶蝕孔通?？讖捷^大，多在幾百納米至幾微米（圖3g），在方解石表面均勻分布；而白云石表面溶蝕孔孔徑較小，多為幾十至幾百納米，很少超過1 μm 且多成片分布（圖3h），分布不均勻。在實際觀察過程中發(fā)現(xiàn)方解石表面溶蝕孔存在多種形態(tài)，包括圓形（圖3i）、三角形（圖3i）、正方形（圖3j）、多邊形（圖3i）、不規(guī)則形狀（圖3i）等，推測可能為不同溶蝕階段造成。黏土礦物晶間孔在泥質(zhì)含量較高層段分布廣泛，如茅一段①小層泥頁巖段、茅一段③小層泥質(zhì)灰?guī)r段，且多成群出現(xiàn)（圖3k），具有一定的連通性，較長者可延伸數(shù)十微米。偶見鑄?？?，通常表現(xiàn)為孔隙內(nèi)部見棱角狀輪廓（圖3l），為礦物顆粒脫落所致，可能為制樣時外力作用造成。

圖3 南川地區(qū)棲霞—茅口組碳酸鹽巖孔隙發(fā)育情況Fig.3 Pores in carbonate rocks of Qixia-Maokou Formation of Nanchuan area

應力縫指受應力作用產(chǎn)生的裂縫。在研究區(qū)棲霞—茅口組碳酸鹽巖儲層中應力縫多見于宏觀尺度，如巖心表面肉眼可見的高角度裂縫，多為碳酸鹽礦物充填（圖4a）。另外還包括薄片鑒定中觀察到的一些裂縫，縫寬在幾十至幾百微米，通常延伸較長，且為礦物充填（圖4b）。

粒緣縫即為顆粒周緣分布的裂縫。最常見的粒緣縫是碳酸鹽巖礦物周緣受溶蝕作用產(chǎn)生的溶蝕縫，在整個棲霞—茅口組層段均有分布。方解石和白云石周緣溶蝕縫同樣表現(xiàn)出一定差異性，受白云石化作用影響，白云石通常顆粒較大且規(guī)則，常呈現(xiàn)較規(guī)則的四邊形，平均粒徑為幾十微米，其溶蝕縫通常較為平直，縫寬變化小，使得白云石晶體邊界有較好的呈現(xiàn)。而方解石溶蝕縫相對不規(guī)則，常以連通串珠狀溶蝕孔的形式出現(xiàn)。溶蝕縫具有很好的連通作用，不僅可以將碳酸鹽巖周緣串珠狀分布的溶蝕孔連通起來（圖4c），不同礦物周緣的溶蝕縫還可以相互連通，形成延伸長遠的樹枝狀（圖4d）或網(wǎng)狀孔縫（圖4e），對儲層孔滲做出了重要貢獻。此外可見石英（圖4f）、滑石等顆粒周緣發(fā)育粒緣縫，滑石周緣粒緣縫主要分布于茅一段①小層等滑石含量較高部位（圖4g）。

圖4 南川地區(qū)棲霞—茅口組碳酸鹽巖裂縫發(fā)育情況Fig.4 Fractures in carbonate rocks of Qixia-Maokou Formation of Nanchuan area

收縮縫指在成巖作用過程中，受成巖作用環(huán)境變化影響，基質(zhì)體積收縮產(chǎn)生的裂縫，其中有機質(zhì)周緣收縮縫較為常見，受有機質(zhì)形態(tài)輪廓影響，可見彎曲、平直等多種收縮縫形態(tài)（圖4h）。此外局部可見黏土礦物周緣收縮縫（圖4i）。

5 儲集空間特征討論

南川地區(qū)棲霞—茅口組碳酸鹽巖儲層儲集空間特征隨巖性變化表現(xiàn)出一定差異性，整體表現(xiàn)為純碳酸鹽巖段儲集空間主要為以溶蝕作用為主的溶蝕孔和溶蝕縫，泥質(zhì)含量較高的層段儲集空間類型中黏土礦物晶間孔及不同形態(tài)的有機孔比重明顯升高。

棲霞組整體巖性以生屑灰?guī)r為主，局部白云石含量較高，黏土礦物及有機質(zhì)含量較低。儲集空間主要以溶蝕孔、溶蝕縫為主，含有少量黏土礦物晶間孔及有機孔。在1 243.81 m 與1 247.44 m 深度附近的兩個樣品白云石含量增加明顯，多為含云或云質(zhì)灰?guī)r，局部可見灰質(zhì)白云巖，孔隙中溶蝕縫占比最高，其次為溶蝕孔，極少的黏土礦物晶間孔和有機質(zhì)孔。而棲霞組其他層段相比之下，溶蝕孔占比增加，溶蝕縫占比降低，且溶蝕縫多為斷點式或斷續(xù)式及彎曲式。根據(jù)圖像處理所得面孔率[21]數(shù)據(jù)可見（圖5a—圖5d），白云石含量較高層段溶蝕孔面孔率平均為2.87%，溶蝕縫面孔率為1.69%；其余灰?guī)r段溶蝕孔面孔率為3.40 %，溶蝕縫面孔率為5.63 %。可見棲霞組灰?guī)r段溶蝕孔縫為該層段提供了主要的儲集空間。

茅一段①小層巖性可分為3 段，第1 段為深度1 187.61 m、1 196.73～1 198.92 m、1 217.49 m 范圍樣品，為生屑灰?guī)r段，孔隙以溶蝕孔和溶蝕縫為主，含少量黏土礦物晶間孔，極少有機孔；第2段為云質(zhì)灰?guī)r或灰質(zhì)白云巖段，深度在1 189.05 m、1 233.14～1 235.12 m，孔隙以溶蝕孔和溶蝕縫為主，相對于茅口組純灰?guī)r段和棲霞組白云石含量較多的層位，該層黏土礦物晶間孔含量更多，有機孔較發(fā)育；其余層段為泥質(zhì)灰?guī)r段或泥頁巖段，孔隙以溶蝕孔、溶蝕縫為主，黏土礦物晶間孔比例增加，是所有巖性中黏土礦物晶間孔最發(fā)育的巖性，有機質(zhì)孔隙發(fā)育，局部黃鐵礦富集。整個茅一段第①小層，溶蝕孔面孔率平均約5.85%，主要表現(xiàn)在較大的溶蝕孔孔徑，達數(shù)微米；溶蝕縫面孔率約2.18%；部分泥頁巖段黏土礦物晶間孔占比高，面孔率高達11.67%（圖5e—圖5g）。由此可見茅一段第①小層主要儲集空間仍以溶蝕孔為主，局部泥質(zhì)含量較高層段主要儲集空間為黏土礦物晶間孔。

圖5 南川地區(qū)棲霞—茅口組碳酸鹽巖面孔率特征Fig.5 Surface porosity in carbonate rocks of Qixia-Maokou Formation of Nanchuan area

茅一段第②小層整體上巖性以生屑灰?guī)r或含生屑灰?guī)r為主，局部白云石或泥質(zhì)含量增加。主要以溶蝕孔和溶蝕縫為主，其次為有機孔，極少的黏土礦物晶間孔。所取具有代表性的生屑灰?guī)r表面溶蝕孔平均面孔率約3.44%（圖5h）。

茅一段第③小層分為上下兩段，下段1 164.50～1 170.78 m范圍主要為生屑灰?guī)r，有機質(zhì)和黏土礦物含量較少，孔隙以溶蝕孔和溶蝕縫為主，零星可見有機孔，極少見黏土礦物晶間孔。上段1 160.0～1 164.5 m范圍內(nèi)主要為含泥生屑灰?guī)r或泥質(zhì)生屑灰?guī)r，有機質(zhì)和黏土礦物含量較高，孔隙仍以溶蝕孔和溶蝕縫為主，與下段不同的是有機質(zhì)多數(shù)孔隙發(fā)育，黏土礦物晶間孔和有機孔占比高于下部純灰?guī)r段。其中下部灰?guī)r段溶蝕孔面孔率約4.08%，上部泥質(zhì)灰?guī)r段溶蝕縫面孔率約3.69%（圖5i、圖5j）。

茅二段根據(jù)所取樣品可見巖性主要以生屑灰?guī)r為主，孔隙主要以溶蝕孔和溶蝕縫為主，有機孔和黏土礦物晶間孔極少。溶蝕孔所測面孔率平均為2.84%；溶蝕縫面孔率約1.08%（圖5k、圖5l）。

儲集空間是油氣保存、聚集的主要場所，因此，儲集空間發(fā)育情況是評價優(yōu)質(zhì)儲層的重點參數(shù)。茅一段①小層有機孔較發(fā)育，黏土礦物晶間孔發(fā)育最好，粒內(nèi)溶蝕孔和黏土礦物晶間孔面孔率數(shù)值最高，與該層段較高的孔隙度、滲透率數(shù)值吻合較好，對儲層滲透率做出較大貢獻。茅一段①小層是南川地區(qū)棲霞—茅口組碳酸鹽巖儲層勘探有利層位。

經(jīng)過以上分析，南川地區(qū)棲霞—茅口組碳酸鹽巖儲層與常規(guī)碳酸鹽巖儲層存在一定差異[22]。常規(guī)碳酸鹽巖儲層主要以發(fā)育孔洞型、裂縫型等較大儲集空間為特點[11-14]，而該研究中南川地區(qū)棲霞—茅口組碳酸鹽巖儲層主要以孔隙、裂縫等小型儲集空間為主。溶蝕作用使得孔縫間具有較好的連通性，為南川地區(qū)棲霞—茅口組碳酸鹽巖儲層得以規(guī)模開發(fā)作出重要貢獻。

6 結論

1）南川地區(qū)棲霞—茅口組碳酸鹽巖儲集空間主要包含孔隙和裂縫兩大類。其中孔隙包括無機孔和有機孔，無機孔又分為粒間孔和粒內(nèi)孔；裂縫包括應力縫、粒緣縫、收縮縫。

2）儲集空間類型受巖性控制明顯。最常見的儲集空間類型為碳酸鹽巖中以溶蝕作用為主的粒內(nèi)溶蝕孔和粒緣溶蝕縫，其中粒緣溶蝕縫具有較好的孔縫連通作用，有利于改善儲層滲透率；而泥質(zhì)含量較高層段含有較豐富的黏土礦物晶間孔，以及少量的草莓狀黃鐵礦晶間孔。

3）有機孔在南川地區(qū)棲霞—茅口組碳酸鹽巖儲層中并不占主導地位，偶見粒間充填少量有機質(zhì)，發(fā)育部分有機孔。

4）茅一段①小層粒內(nèi)溶蝕孔和黏土礦物晶間孔面孔率數(shù)值最高，與該層段較高的孔隙度、滲透率數(shù)值吻合較好，可見這類儲集空間對儲層滲透率貢獻較大。因此，茅一段①小層是南川地區(qū)棲霞—茅口組碳酸鹽巖儲層勘探有利層位。