四川盆地中二叠统热水白云岩成因及其分布

汪华 沈浩 黄东 石学文 李毅 袁小玲 杨雨然

中国石油西南油气田公司勘探开发研究院

中二叠统（旧称阳新统）是四川盆地南部天然气的主要产层之一，也是川东地区天然气的重要产层。中二叠统为一套正常浅海石灰岩沉积［1］，储层基质致密，储集性能差，如裂缝或溶洞发育可构成裂缝型储层或裂缝—溶洞型储层。

四川盆地油气勘探过程中，钻井在钻揭中二叠统时，时有发现厚度不等的白云岩储层，但对其储层特征、成因机制、分布规律认识不一致，使得针对中二叠统白云岩储层的勘探工作进展不够理想。

1 白云岩储层特征

1.1 平面分布规律

对川东、川中地区钻揭中二叠统钻井的钻录井资料重新梳理，系统研究岩心、岩屑、电测资料，并对中二叠统野外露头剖面（华蓥山二崖剖面、西天剖面、李子垭剖面，丰都暨龙镇乌羊坝剖面、放牛坝剖面，丰都武平大坝剖面）进行仔细观测，笔者发现［2］，川东—川中局部地区中二叠统茅口组茅二a亚段内发育一套最厚为30m的白云岩、硅质白云岩储层（图1）。

将该套白云岩的平面分布范围和四川盆地基底断裂的分布位置叠合后发现（四川盆地基底断裂据本文参考文献［3］），白云岩主要沿15号基底断裂分布，其平面展布与基底断裂的北西向走向一致（图2）。沿16号基底断裂，茅二a亚段大多被剥蚀，未被剥蚀的东端仍有白云岩分布（主要沿基底断裂分布）。从白云岩储层的平面分布范围可以看出，白云岩储层受基底断裂的影响，呈北西向展布，区域上呈连续层状稳定分布。

图1 川中—川东地区茅二a亚段白云岩储层连井对比剖面图

1.2 岩性特征

茅二a亚段白云岩储层常为细—中晶白云岩、硅质白云岩、残余生物白云岩，少量水爆角砾白云岩。局部含燧石结核和燧石团块，常见白云岩与层状硅质岩互层。白云岩晶粒较粗，断口似砂糖状。含生物，多为碎片和残余结构，镜下常为生物幻影，见少量海百合个体。缝洞中充填—半充填自形晶马鞍状白云石，镜下具典型的晶面弯曲和波状消光特征。次生矿物类型多样，在岩心表面见黄铁矿，缝面和溶洞内见低温热液环境形成的长轴状自形晶石英，镜下见天青石。在溶洞内充填的白云石晶粒表面常见残余沥青（图3）。

1.3 储集空间

白云岩储层储集空间主要为白云石晶间孔、晶间溶孔、溶洞和裂缝（图3）。白云石化形成具有一定基质孔隙的白云岩，基质孔隙、成岩缝（水爆裂缝）和早期构造裂缝成为东吴运动时期（以下简称东吴期）大气淡水的溶蚀通道，形成大量的溶蚀孔洞和溶蚀缝，成岩后期构造运动产生大量构造裂缝，使得白云岩储层成为川东地区中二叠统储集性能最好的一类储层。

1.3.1 孔隙

孔隙类型有晶间孔，晶间溶孔、晶内溶孔、粒内溶孔和铸模孔，晶间溶孔是茅二a亚段白云岩储层最重要的一类储集空间类型。前人的研究成果常以洞—缝系统来描述中二叠统储层，认为其孔隙度极低，在储集性能上贡献甚微。而笔者的研究则发现，茅二a亚段层状白云岩储层，无论岩心观测、野外露头样品测试还是测井综合解释，其孔隙的储集能力均不容置疑。茅二a亚段层状白云岩分布带的工业气井，具有产能高、储量大、生产稳定的特点，明显优于无白云岩储层段的气井。

1.3.2 溶洞

溶洞多为东吴期岩溶作用所产生，在龙潭期受热液作用影响，常被自形晶的马鞍状白云石充填或半充填。岩心和岩屑观察发现，基质孔隙较发育的茅二a亚段白云岩段在受到东吴期的古岩溶作用后产生大量的溶蚀孔洞及溶缝，而上覆茅四段、茅三段及茅二a亚段石灰岩段，岩溶孔洞缝远不及白云岩层段发育。

图2 川东地区茅二a亚段白云岩储层厚度等值线图

1.3.3 裂缝

裂缝主要包括成岩缝、多期构造裂缝、压溶缝和微裂缝4大类。成岩缝（水爆裂缝）和早期构造裂缝在东吴期成为地表岩溶水的输导系统，使得白云岩储层经历岩溶改造，储集性能增强。龙潭期前形成的裂缝在龙潭期受热液作用影响，多被热液马鞍状白云石充填和半充填，渗流能力减弱。龙潭期后形成的裂缝，尤其是燕山—喜马拉雅期形成的构造裂缝多为未充填的裂缝，沟通早期的缝洞系统，大大提升了储层的渗流能力。

2 热水白云岩成因

2.1 茅二a亚段白云岩为热水成因白云岩

茅二a亚段白云岩、硅质白云岩在平面上的分布具有较强的区域性，主要沿基底断裂分布，可见基底断裂对该套白云岩的沉积具有控制作用。地球化学指标分析结果认为该套白云岩为热水成因，与正常的水成成因沉积物不同，是在拉张的构造背景下［4－6］，在断裂附近受到热异常的影响所形成。与该套白云岩的成因一致，在川东地区中二叠统有2层层状硅质岩（栖霞组一段b亚段和茅二a亚段），也为热水沉积物。

图3 川东地区茅二a亚段白云岩储层特征照片

2.1.1 S—F—C图解

方维萱［7］提出S—F—C图解。C端元（CaO）代表正常海水的沉积作用形成的碳酸盐岩，S端元（SiO2）代表以SiO2为酸酐的热水同生沉积作用形成的硅质岩，F端元（FeO＋Fe2O3＋MgO）代表富Fe、Mg碳酸盐型热水同生沉积作用形成的菱铁矿岩。川东地区所有中二叠统层状硅质岩、硅质白云岩、白云岩样品均落在硅质铁白云岩（典型的热水混合同生沉积区）、硅质岩（SiO2酸酐型热水同生沉积区）及铁白云质硅质岩（过渡区）内，而四川盆地石炭系、长兴组、飞仙关组、嘉陵江组和雷口坡组的样品则落在正常海水沉积区（图4）。S—F—C图解显示中二叠统层状硅质岩、白云岩、硅质白云岩成因与其他层系的白云岩成因截然不同，为热水成因。

图4 四川盆地各碳酸盐岩层系S—F—C图解（底图据方维萱）

2.1.2 Fe－Mn－（Cu＋Ni＋Co）×10的三角判别图

Bostrom［8］提出热水沉积物与正常水成沉积物的元素组成在Fe－Mn－（Cu＋Ni＋Co）×10的三角判别图上有明显的集中区（图5）。川东地区中二叠统层状硅质岩、茅二a亚段白云岩大部分样品落在B区红海热水沉积区和D区热水沉积物区，表明其主要为热水成因沉积物。

图5 Fe－Mn－（Cu＋Ni＋Co）×10三角判别图

2.1.3 稀土元素

稀土元素能有效区分热水成因沉积物与非热水水成沉积的沉积物，前者REE总量低，Ce为负异常，Eu为正异常，HREE富集；后者REE含量高，Eu为负异常或无异常，HREE不富集［9－12］。川东地区多条野外露头剖面（华蓥山二崖、华蓥山阎王沟、华蓥山仙鹤洞、石柱冷水溪）和钻井岩心样品白云岩（图6，以华蓥山二崖剖面为例）的稀土元素北美页岩标准化分配模式均可以看出，其沉积以热水沉积为主，混有少量非热水的水成沉积物。

图6 二崖剖面岩心样品稀土元素北美页岩标准化分配模式图

2.2 热次盆、热次盆微相概念的提出

根据热水沉积理论提出热次盆的概念：“沉积盆地局部范围在区域构造运动背景下，受到热异常影响，改变了原有的沉积环境，形成与热异常相关的沉积建造，此局部范围称之为热次盆”［13］。川东地区茅二a亚段沿15号基底断裂和16号基底断裂东端附近沉积了白云岩，将茅二a期沿15号基底断裂和16号基底断裂东端这个局部范围称为热次盆。热水成因的白云岩和层状硅质岩的分布区即为热次盆分布范围。笔者将热次盆引入到沉积相的研究中，首次提出了四川盆地中二叠统“热次盆微相”的新认识，即在热次盆的范围内受热水作用影响所形成的热水沉积物特征的总和。热次盆微相为川东地区中二叠统储层发育的最有利沉积微相（图7）。

2.3 热次盆微相对储层的相控作用

川东地区中二叠统茅口期和栖霞期沉积环境主要为浅海碳酸盐岩台地，沉积相以开阔台地亚相为主［14］。受基底断裂热泉上涌的影响，沿基底断裂附近热次盆范围内可形成白云岩和层状硅质岩，白云石化作用发生在同生期和成岩早期，是有利的建设性成岩作用。

白云石化作用使晶粒增大，有利于形成晶间孔，孔隙普遍较石灰岩段发育，具有较好的储集性能［15－16］。如W78井，白云岩平均孔隙度为4.6%，生物灰岩则为0.53%。经历早期溶蚀作用可形成晶间溶孔、晶内溶孔等孔隙，成为良好储层。在热泉喷溢口常有水爆裂缝的形成，有利于早期溶蚀作用的发生，先期孔隙—裂缝系统又可以作为东吴期构造抬升阶段地表岩溶水的输导体系，产生大量溶蚀孔、洞、缝，表明热次盆微相是储层发育的有利沉积微相，储层具有相控特征。

3 白云岩储层的分布及勘探前景

3.1 W67井气藏为白云岩储层高产井的重新认识

卧龙河构造 W67井气藏由 W67、W83、W93井3口井控制，W67井为中二叠统的高产井。

3.1.1 W67井分析

W67井钻至井深3 306.88m，进入茅二a亚段4.88m井喷，因工程原因无法关井，接输气管线转入生产，输气量达50.2×104m3／d。生产至1994年，由于压力逐渐降低，大段裸眼井段发生垮塌，填死产层，于1997年进行侧钻，侧眼钻至3 380m茅二b亚段完钻，将茅二a亚段全部揭开，发现茅二a亚段井深3 329～3 352m、厚达23m 的白云岩储层，测井综合解释储层累计厚度为8.44m，平均孔隙度为7.7%，含水饱和度为3.4%。经茅口组整段完井裸眼测试，获气31.2×104m3／d。前人研究认为，W67井因钻遇了特大裂缝系统而形成石灰岩储层高产［17］。笔者认为是茅二a亚段上部石灰岩段发育的裂缝沟通了下伏白云岩储层，从而造就了W67井的高产。

3.1.2 W83井分析

前人认为W83井在中二叠统共钻遇3条逆断层，逆断层带上的裂缝发育致使W83井钻遇的裂缝系统从茅口组延伸至栖霞组，形成垂直穿层300m左右、实际高度超过1 000m的特大裂缝系统。

笔者对W83井中二叠统进行重新对比分层，根据新的分层结果所恢复解释的W83井实钻剖面为“S”形倒转与断层交汇的陡带。在W83井钻井过程中，分别在井深3 307.5～3 337.5m、4 327.5～4 335m 和4 176.3～4 185.3m3次钻遇茅二a亚段白云岩储层。W83井岩屑镜下观察，井深3 310～3 340m为中晶—细晶白云岩、硅岩和白云质硅岩互层，井深3 326～3 334m见大量次生石英发育，野外露头剖面和岩心观察，茅二a亚段内发育的次生石英多充填在溶洞内，W83井发育的大量次生石英表明该井东吴期遭受的岩溶作用强烈，岩溶孔洞十分发育，测井综合解释为渗透型储层。因此认为W83井中二叠统长达1 382.25m裸眼测试段产气24.70×104m3／d，主要是茅二a亚段白云岩储层的贡献。

图7 川东地区茅二a亚段沉积相图

3.1.3 W93井分析

W93井钻至茅二a亚段井深3 355.90m发生井漏，漏失段岩性为深灰带褐色灰岩、深灰黑色云岩及硅质白云岩。W93井茅二a亚段井深3 356～3 384m为白云岩层段，厚28m，测井解释有4层气层，储层累计厚度为11.9m，平均孔隙度为4.3%。该井其后钻至石炭系获气，1986年修井上试，射孔层位为茅二a亚段白云岩段，井深3 354.17～3 379.57m，经酸化放喷测试获气26.48×104m3／d。

W67井、W83井和W93井虽然完井工艺不同，测试层段涵盖范围较大，但在钻探过程中都在茅二a亚段中钻遇白云岩储层，且均在测试段中，尤其是W93井属茅二a亚段层状白云岩单层测试。通过试采，上述3口井井间干扰明显，证实属同一水动力系统。因此可以得出3口井均为茅二a亚段层状白云岩气藏高产井的结论。这与前人所认为的3口井为特大裂缝系统高产井的结论不同。

3.2 白云岩储层的勘探效果

川东地区大部分钻揭茅二a亚段的井都以石炭系为主探目的层，考虑到中二叠统气藏一般具有高压—超高压的压力特征。因此均以密度较大的钻井液钻揭。尽管如此，在茅二a亚段白云岩分布带上的钻井仍有较好的油气显示且显示级别较高，以井喷、井漏、放空和井涌为主。显示较好的钻井经过中途测试、完井后上试等措施，在大池干井构造麦子山高点、板东构造、卧龙河构造茅二a亚段白云岩储层中获得多口工业气井，邻北、苟家场构造及苟西潜伏构造均钻获茅二a亚段白云岩储层。经试采开发，取得较好的效果，川东地区茅二a亚段白云岩气藏压降储量为54.46×108m3，占川东地区中二叠统气藏压降储量的65.5%，充分证明茅二a亚段白云岩气藏在该区中二叠统勘探中占有重要地位。

3.3 白云岩储层的分布及勘探前景

中二叠统的勘探，一直以裂缝型石灰岩储层和裂缝—溶洞型石灰岩储层为主［18］，白云岩储层的勘探方向一直不明确，在中二叠统勘探中的重要地位也一直未能被突显。笔者所研究的川东地区茅二a亚段白云岩为热水沉积物，沉积受到了基底断裂的影响，其勘探方向同四川盆地其他层系的正常海水水成成因白云岩有别，热次盆微相为其有利储集相带，勘探工作应围绕热次盆的分布范围展开。川东地区白云岩储层分布带总面积约为3 400km2，白云岩最厚为30m，以 WLH构造平均资源量丰度2.09×108m3／km2计算，白云岩储层发育带的天然气资源量约为7 106×108m3，有着较好的勘探前景。川中地区的广安构造也发育该套白云岩储层，其储层特征与川东地区和华蓥山剖面一致，且残留大量颗粒状沥青。南充地区新钻井NC1井也发现该套储层，钻井时井漏，有望获气（2014年8月，该井对茅二a亚段白云岩段单层测试，获高产工业气流）。川西地区的GJ井，该套白云岩厚度为5m，钻井时强烈井喷，初测气产量为4.77×104m3／d。四川盆地茅口组白云岩储层的发现及具备的良好勘探前景可为中二叠统的深化勘探提供一个明确的方向。

4 结论

1）川东地区茅二a亚段发育一套层状、硅质白云岩储层，厚度可达30m，储层溶蚀孔洞缝发育，储集性能好。

2）地球化学特征分析表明，川东地区茅二a亚段白云岩为热水成因，与正常水成成因不同，基底断裂控制了该套白云岩储层的平面展布。

3）热次盆沉积微相为川东地区茅口组最有利的储集相带，勘探工作应围绕这一微相的分布范围展开。

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