川東南南川地區(qū)茅口組一段碳酸鹽巖儲層特征及富集模式

孫 斌，張培先，高全芳，蔡 瀟

(中國石油化工股份有限公司華東油氣分公司 勘探開發(fā)研究院，南京 210011)

四川盆地下二疊統(tǒng)茅口組和棲霞組是天然氣的重要產(chǎn)層，自1955年開始，歷經(jīng)65年的勘探，在板橋、臥龍河、九龍山以及老關(guān)廟等地區(qū)發(fā)現(xiàn)大量氣藏。根據(jù)中國石油第4次油氣資源評價結(jié)果顯示，四川盆地下二疊統(tǒng)天然氣資源總量為15 059.39×108m3，探明儲量為852.03×108m3，資源探明率僅為5.66%，因此該區(qū)域仍有巨大的天然氣勘探潛力[1-4]。前期的研究主要集中在二疊系茅口組二段(茅二段)—茅口組三段(茅三段)白云巖儲層，對于四川盆地東南緣茅口組一段(茅一段)儲層認(rèn)識程度較低。關(guān)于二疊系茅二段—茅三段白云巖儲層，前人通過研究一般認(rèn)為茅口組發(fā)育裂縫型儲層，棲霞組發(fā)育白云巖儲層，而白云巖成因則具有較多不同觀點及論述，未能達(dá)成一致[5-6]。對茅一段儲層研究相對較少，張培先[7]和夏威[8]等人認(rèn)為儲集空間可分為有機(jī)質(zhì)孔、無機(jī)孔和微裂縫3類。目前盆地內(nèi)不同區(qū)塊茅口組勘探程度差異較大，其中川南地區(qū)勘探程度較高，儲層類型以巖溶型為主，川西及川北地區(qū)勘探程度較低，儲層類型復(fù)雜多樣[9]。中國石油化工股份有限公司華東油氣分公司2011年開始在南川地區(qū)進(jìn)行實質(zhì)性勘探工作，2018年在平橋背斜部署實施了茅口組探井DS1井。在茅口組底部采用裸眼封隔器井底支撐方式進(jìn)行中途測試，采用6 mm油嘴測試產(chǎn)量5.4×104m3/d，壓力9.5 MPa，水平井試獲22.55×104m3/d，實現(xiàn)了茅口組新類型勘探突破。2019—2020年部署實施了2口探評井，相繼獲得(8.37～8.66)×104m3/d商業(yè)氣流，證實茅口組—棲霞組具有較好的勘探開發(fā)潛力。

1 地質(zhì)背景

四川盆地東南塊體大部為由板溪群淺變質(zhì)灰?guī)r系構(gòu)成，由于形成時代相對較晚，硬化程度較低，使得川西—川中塊體從震旦紀(jì)開始到早—中志留世，在柳江運動及云南運動的影響下，發(fā)生交替性的低幅沉降與隆升。中志留世結(jié)束后，構(gòu)造運動逐漸增強(qiáng)，劇烈的構(gòu)造抬升形成了川中加里東古隆起，并遭受剝蝕，直至“準(zhǔn)平原化”基底形成。二疊紀(jì)構(gòu)造演化逐漸平緩，盆地范圍內(nèi)在連續(xù)穩(wěn)定的沉降作用下形成碳酸鹽巖海侵沉積[10]。

根據(jù)劉寶珺編制的中國南方早二疊世茅口組巖相古地理圖，渝東南地區(qū)二疊系茅口組總體為碳酸鹽緩坡臺地沉積模式，如圖1所示[11-12]。依據(jù)前人研究成果二疊系茅口組可識別出3種沉積亞相，分別是淺水緩坡臺地亞相(內(nèi)緩坡)、臺內(nèi)灘亞相(中緩坡)以及深水緩坡臺地亞相(外緩坡)。研究區(qū)位于川東南地區(qū)，如圖2所示，其地表主要出露地層為三疊系，向東南依次出露二疊系、志留系。研究區(qū)茅二段—茅四段主要發(fā)育淺水緩坡臺地相，茅一段在沉積相帶上屬于深水緩坡臺地亞相。深水緩坡臺地亞相位于深水低能環(huán)境，一般含有多樣正常海生物化石群，相較于淺水緩坡臺地亞相泥質(zhì)含量增加，與淺水緩坡臺地多數(shù)具有繼承關(guān)系[13]，由于波浪作用較弱或極弱，生物分異度較高。

圖2 研究區(qū)位置圖Fig.2 Location map of the study area

四川盆地茅口組地層厚度一般為180～320 m，研究區(qū)位于川東南地區(qū)(如圖1所示)，研究區(qū)內(nèi)茅口組厚度為240～300 m，茅口組可劃分為4段(茅一段、茅二段、茅三段和茅四段)，在巖-電特征方面，各地層段有著明顯的區(qū)分，如圖3所示。茅四段巖性主要為石灰?guī)r、泥質(zhì)灰?guī)r，自然伽馬曲線(GR)呈鋸齒狀，起伏較大，深側(cè)向電阻率曲線(LLD)呈微齒狀，為中高值。茅二段—茅三段巖性以石灰?guī)r、生屑石灰?guī)r和泥質(zhì)石灰?guī)r為主，自然伽馬曲線呈微幅鋸齒狀，起伏較小，深側(cè)向電阻率曲線呈微齒狀，電阻率值較高。茅三段自然伽馬相較茅二段低15～20。

圖1 南川地區(qū)茅一段沉積相圖Fig.1 Sedimentary facies diagram of Mao1 Member in Nanchuan Area

圖3 南川地區(qū)茅口組地層對比圖Fig.3 Stratigraphic correlation of Maokou Formation in Nanchuan Area

2 儲層特征

2.1 儲層巖石類型

研究區(qū)內(nèi)茅一段巖心和薄片下多見有孔蟲、介形蟲等生物，巖石類型主要為純灰?guī)r(生屑灰?guī)r和含生屑灰?guī)r)、泥質(zhì)灰?guī)r/碳質(zhì)泥巖以及云質(zhì)灰?guī)r/灰質(zhì)白云巖，其巖心照片如圖4所示，薄片照片如圖5所示。茅一段整體巖性具有眼皮與眼球交互特征，屬混雜巖性。眼皮部分巖性顏色較深，為深灰色/灰黑色泥質(zhì)灰?guī)r，泥質(zhì)含量較高，成紋層狀；眼球部分巖性顏色較淺，為灰色/深灰色灰?guī)r，成分較單純，似枕狀、透鏡狀或瘤狀。眼球部分產(chǎn)出形態(tài)主要分為3類：多為順層斷續(xù)串珠狀和順層連續(xù)串珠狀，少量雜亂狀[14]。圖6和圖7所示為“眼球”及“眼皮”部分典型薄片，通過對巖心薄片的進(jìn)一步分析，“眼皮”及“眼球”部分具有不同的生物特征?！把矍颉辈糠忠话銓永聿话l(fā)育，生物碎屑主要為藻類、腕足類、介形蟲以及海百合等，磨蝕現(xiàn)象較少；“眼皮”部分生物碎屑特征與“眼球”部分較為相似，差異在于“眼皮”部分缺乏藻類，介殼類較為豐富。

圖4 茅一段巖石巖心照片F(xiàn)ig.4 Photo of rock core of Mao1 Member

圖5 茅一段巖石薄片照片F(xiàn)ig.5 Photo of rock slice of Mao1 Member

圖6 “眼球”部分典型薄片F(xiàn)ig.6 Thin section characteristics in “eyeball” portion

圖7 “眼皮”部分典型薄片F(xiàn)ig.7 Thin sections characteristics in “eyelid” portion

2.2 儲集空間類型

四川盆地內(nèi)茅口組按儲集空間類型可劃分為2大類：與裂縫相關(guān)的裂縫-孔洞型以及裂縫型儲層和晶粒白云巖形成的孔隙型儲層，其中白云巖孔隙型儲層主要發(fā)育于茅口組二段和三段[5]，裂縫-孔洞型或裂縫型儲層基質(zhì)孔隙度和滲透率低，主要為低孔、低滲儲層，在茅口組廣泛分布。

茅一段與裂縫相關(guān)的儲集空間主要是宏觀裂縫及微觀孔-縫。茅一段巖心觀察表明宏觀裂縫主要分為構(gòu)造縫(高角度縫、水平縫和縫合線)和成巖縫(層理縫)2類，如圖8所示。以張性裂縫為主，裂縫一般被方解石充填，巖心觀察構(gòu)造裂縫一般為小-中型裂縫。茅一段張性裂縫在燕山中晚期強(qiáng)烈的運動作用下，伴隨著褶斷的發(fā)生，在構(gòu)造軸、頂部、斷層沿線和陡緩轉(zhuǎn)折段大量形成[15]。取心井位于背斜翼部，構(gòu)造縫在縱向上呈現(xiàn)一定的規(guī)律性，自上而下呈現(xiàn)高角度縫相對減少，低角度縫相對增加的趨勢，層理縫在茅一段均勻分布，如圖9所示。

圖8 茅口組巖心特征照片F(xiàn)ig.8 Photo of core features of the Maokou Formation

圖9 A1井茅一段裂縫分布及物性柱狀圖Fig.9 Stratigraphic column of fracture distribution and physical properties in Mao1 Member well A1

在單偏光下可觀察到大量的微裂縫及部分溶蝕孔(如圖10所示)，利用掃描電鏡可見黏土礦物晶間孔縫(伊利石、滑石晶間縫)、溶蝕孔(白云石、方解石表面)、粒緣縫(方解石、白云石粒間)，有機(jī)孔主要發(fā)育在茅一段底部TOC含量較高的泥巖段(如圖11所示)。

圖10 茅口組儲集特征巖心薄片F(xiàn)ig.10 Thin sections of reservoir core of Maokou Formation

圖11 茅口組儲集特征掃描電鏡Fig.11 Reservoir property of Maokou Formation by scanning electron microscope

茅口組儲集空間非均質(zhì)性較強(qiáng)，不同巖石類型發(fā)育不同的儲集空間，以泥質(zhì)灰?guī)r為主的“眼皮”部分由于受到強(qiáng)成巖作用，發(fā)生強(qiáng)烈的滑石化、硅化、變晶及滲溶作用，儲集類型主要為細(xì)微裂縫、收縮縫及層理縫，層理縫及細(xì)微裂縫一般被有機(jī)質(zhì)及黏土礦物充填，在有機(jī)質(zhì)富集部分發(fā)育有機(jī)孔，如圖12所示；以純灰?guī)r、微晶灰?guī)r為主的“眼球”部分一般成巖作用較弱，孔隙度較差，發(fā)育多期裂縫，主要充填方解石，見少量裂縫有機(jī)質(zhì)充填，如圖13所示。

圖12 “眼皮”部分儲集空間特征Fig.12 Storage space property of “eyelid”

圖13 “眼皮”部分儲集空間特征Fig.13 Storage space property of “eyeball”

2.3 物性特征

茅口組整體為低孔低滲儲層，儲層非均質(zhì)性較強(qiáng)。根據(jù)JY205-2HF井斯倫貝謝測井解釋成果，茅一段孔隙度為0.07%～5.70%，平均為1.90%，茅一段上部孔隙度較低，一般不超過2.00%，茅一段中下部孔隙度平均為2.51%；茅一段水平方向滲透率為0.011～0.093 mD，垂直方向滲透率為0.003～0.014 mD，水平方向滲透率是垂直方向滲透率的3.5～7.0倍(如圖7所示)。相較于常規(guī)油氣儲層孔隙度多為10%～30%，滲透率多大于1 mD[16]，茅一段儲層為低孔低滲致密儲層。由于茅一段灰泥灰?guī)r有機(jī)質(zhì)豐富，一直以來被認(rèn)為是一套碳酸鹽巖烴源巖[17]，在茅一段豐富的黏土礦物晶間孔縫、溶蝕孔及微裂縫形成的儲層內(nèi)構(gòu)建了良好的源儲關(guān)系。

茅一段下部測井孔隙度平均為3.20%，水平滲透率為0.09 mD，明顯高于其余層位，在巖心裂縫分布規(guī)律上表現(xiàn)為高角度縫與低角度縫均有發(fā)育。該井巖心實驗結(jié)果同樣反應(yīng)出茅一段儲層的不均一性，其表現(xiàn)在覆壓孔隙度測試結(jié)果分布區(qū)間大，相鄰樣品測試結(jié)果差異大，全直徑測試孔隙度分布區(qū)間更小，顯示為茅一段碳酸鹽巖具有較好的儲集空間及導(dǎo)流能力，但是在不同尺度下碳酸鹽巖物性差異較大。

巖心物性實驗主要分為覆壓孔隙度滲透率測試及全直徑巖心孔隙度滲透率測試2類。覆壓孔隙度滲透率測試儀測試結(jié)果顯示茅口組上部孔隙度為0.15%～0.92%，茅一段孔隙度為0.47%～3.75%，平均為1.33%；全直徑巖心孔隙度滲透率測試結(jié)果顯示茅一段全直徑樣品孔隙度為1.67%～1.99%，平均為1.85%。全直徑巖心孔隙度滲透率測試結(jié)果比覆壓孔隙度滲透率測試結(jié)果分布范圍小，樣品孔隙度相近，茅一段孔隙度結(jié)果略大，如圖14所示。2種孔隙度測試方法中傳統(tǒng)覆壓孔隙度滲透率測試所用樣品為2.5 cm標(biāo)準(zhǔn)巖心，對于儲層各向異性強(qiáng)、溶蝕孔及裂縫發(fā)育的巖心,標(biāo)準(zhǔn)巖心不能完全反映所對應(yīng)深度段的真實情況。如圖15所示，標(biāo)準(zhǔn)巖樣A和標(biāo)準(zhǔn)巖樣B均取自同一塊取心樣品，巖性為灰色泥質(zhì)灰?guī)r，薄片下可見微裂縫，在該種采樣方式下，標(biāo)準(zhǔn)巖樣A由于裂縫影響，測得的孔隙度及滲透率會高于標(biāo)準(zhǔn)巖樣B所測得的孔隙度及滲透率。全直徑巖心孔隙度滲透率測試所用樣品為完整井下巖心，測得孔隙度及滲透率是基質(zhì)儲集空間疊加裂縫的綜合響應(yīng)，可以更真實地反應(yīng)儲層的物性特征。因此，利用全直徑巖心對測井孔隙度進(jìn)行校準(zhǔn)，可以更好地表征茅一段儲層物性[18]。

圖14 2種測試方法孔隙度測試結(jié)果對比圖Fig.14 Comparison of porosity test results by two test methods

圖15 茅一段儲層不均一性示意圖Fig.15 Schematic diagram of reservoir heterogeneity in Mao1 Member

3 富集模式

通過對茅一段進(jìn)行巖石薄片、掃描電鏡、孔滲測試等相關(guān)分析，初步建立了南川地區(qū)茅一段孔隙網(wǎng)絡(luò)模式。常規(guī)砂巖儲層中，大量微米級粒間孔構(gòu)成了油氣運移的孔隙網(wǎng)絡(luò)；泥頁巖儲層中豐富的有機(jī)質(zhì)含量及其表面大量發(fā)育的有機(jī)質(zhì)孔隙，通過頁理或?qū)永砜p連接，形成孔隙網(wǎng)絡(luò)；在南川地區(qū)茅一段碳酸鹽巖儲層中，以溶蝕孔為主的無機(jī)孔和有機(jī)質(zhì)孔隙，通過大量發(fā)育的粒緣縫相互連通，形成了相對于泥頁巖儲層有著更好滲流能力的優(yōu)質(zhì)儲集空間。

南川地區(qū)在燕山中晚期構(gòu)造運動作用下形成東西分帶、隆凹相間的構(gòu)造格局，形成大量北東向逆斷層，在上盤向上逆推過程中，受到強(qiáng)烈的擠壓和搓碾，斷裂附近的破碎巖塊變?yōu)楦蛹?xì)碎的構(gòu)造巖或糜棱巖，在泥質(zhì)含量大于10%的情況下，經(jīng)由后期的化學(xué)或機(jī)械填充，一些未被壓實的孔縫可被膠結(jié)致密，成為封堵性較好的油氣運移遮擋體[19]。茅一段頂部的茅二段致密灰?guī)r-龍?zhí)督M灰?guī)r、泥巖與底部棲霞組致密塊狀灰?guī)r物性較差，可以作為茅一段的頂?shù)装迮c蓋層，與封堵性較好的逆斷層一起形成了茅一段氣藏的圈閉。背斜兩翼逆斷層附近，由于圍巖應(yīng)力集中及斷層兩盤的相互作用，會形成沿斷層走向分布的誘導(dǎo)裂縫帶[20]。

總而言之，茅口組儲集空間以裂縫及孔隙型為主，在分布上茅一段地層普遍存在較好的微觀儲集網(wǎng)絡(luò)，微裂縫、有機(jī)孔、無機(jī)孔均有發(fā)育，但依靠碳酸鹽巖微觀孔縫形成的儲集體物性較差，且不均勻性較強(qiáng)，氣藏富集受限于不同尺度裂縫溝通程度[7]。如圖16所示，氣體主要富集在斷層誘導(dǎo)裂縫帶及構(gòu)造轉(zhuǎn)折端，這是由于斷層附近的誘導(dǎo)裂縫帶及構(gòu)造作用形成的構(gòu)造裂縫為茅口組儲層提供了額外的運移通道及儲集空間，使各個儲集體互相連通，并在正向構(gòu)造高點聚集成藏。此外，誘導(dǎo)裂縫帶的存在明顯降低了酸化壓裂施工改造的難度，增強(qiáng)了導(dǎo)流能力[21]。近年來，在以志留系為目的層系的鉆探過程中，背斜核部多口井在茅一段泥頁巖層系發(fā)現(xiàn)較好的氣測顯示，甚至發(fā)生溢流，節(jié)流點火火焰高達(dá)5～20 m，展現(xiàn)出較好的含氣性(見表1)。綜合評價認(rèn)為南川地區(qū)茅一段氣藏為裂縫連通性氣藏，屬于“裂縫-構(gòu)造”雙重控產(chǎn)氣藏(如圖16所示)。

圖16 川東南地區(qū)茅一段富集模式圖Fig.16 Accumulation pattern of Mao1 Member in southeast Sichuan

表1 南川地區(qū)茅口組部分鉆井氣測異常情況統(tǒng)計Table 1 Statistics of drilling gas anomalies in Maokou Formation in Nanchuan Area

在茅口組一段富集模式的指導(dǎo)下，通過對川東南南川地區(qū)茅一段沉積相及儲層特征研究，結(jié)合區(qū)域連井剖面顯示及地震屬性預(yù)測，初步優(yōu)選出南川地區(qū)平橋南背斜為茅一段碳酸鹽巖勘探有利區(qū)。在平橋南背斜先后部署了2口探評井，獲得了約8×104m3測試產(chǎn)量，套壓10.0～10.4 MPa，實現(xiàn)了茅口組新類型勘探突破。

4 結(jié)論

1)南川地區(qū)茅一段為碳酸鹽巖臺地外緩坡相，水體相對較深，巖性以深灰色-灰黑色碳質(zhì)泥巖、灰質(zhì)泥巖、泥質(zhì)灰?guī)r以及生屑灰?guī)r為主，茅一段發(fā)育大量韻律成層的眼球狀構(gòu)造，“眼皮”部分巖性為深灰色-灰黑色泥質(zhì)灰?guī)r，呈紋層狀，生屑碎裂、含量多、以介殼類為主；“眼球”部分巖性為灰色-深灰色石灰?guī)r，層理不發(fā)育，生物碎屑主要為藻類、腕足類、介形蟲和海百合等，磨蝕現(xiàn)象較少。

2)不同于常規(guī)碳酸鹽巖儲層，南川地區(qū)茅一段儲集物性較差，屬于低孔低滲儲層，具有較強(qiáng)的不均勻性，縱向上茅一段底部孔隙度、滲透率均高于上部。以泥質(zhì)灰?guī)r為主的“眼皮”部分由于細(xì)微裂縫、收縮縫、層理縫及有機(jī)質(zhì)孔發(fā)育，儲層物性優(yōu)于以純灰?guī)r、微晶灰?guī)r為主的“眼球”部分。

3)南川地區(qū)茅一段碳酸鹽巖儲層中，以溶蝕孔為主的無機(jī)質(zhì)孔和有機(jī)質(zhì)孔隙，通過大量發(fā)育的粒緣縫相互連通，形成了孔-縫-網(wǎng)優(yōu)質(zhì)儲層；誘導(dǎo)裂縫帶及構(gòu)造裂縫為茅口組儲層提供了額外的運移通道及儲集空間，有利于富集高產(chǎn)；茅一段為裂縫連通性氣藏，富集主控因素為“構(gòu)造-裂縫”雙因素。