四川盆地西部茅口组多类型储集层成因与启示

胡　昊，许国明b，高　峰，宋晓波b，隆　珂b

四川盆地西部茅口组多类型储集层成因与启示

胡昊1，许国明1b，高峰2，宋晓波1b，隆珂1b

（1.中国石化西南油气田分公司a.博士后科研工作站；b.勘探开发研究院，成都610041；2.中国石化中原油田分公司勘探开发研究院，郑州450000）

四川盆地中二叠统茅口组储集层非均质性强、成因复杂，对储集层发育的主控因素及分布规律存在较大争议，这给茅口组油气勘探造成很大困扰。利用野外剖面、邻区钻井以及地震勘探等资料，从岩相古地理、储集层特征、地震储集层预测等方面，探讨了四川盆地西部茅口组储集层成因。认为，四川盆地茅口组在碳酸盐岩大缓坡沉积体系下，西部地区发育大规模浅水高能礁滩相带，从而证实了金马—鸭子河构造带和龙泉山隐伏构造带发育着由二叠系断至基底的深大断裂；茅口组顶部礁滩相沉积在不整合面岩溶和断裂相关热液白云岩化双重作用下，可能普遍发育溶蚀孔洞型储集层及热液白云岩储集层，是四川盆地西部寻找茅口组大规模气藏的有利区带。

四川盆地西部；二叠系；茅口组；储集层；风化壳岩溶；热液白云岩化作用

从1955年开始，历经60年的勘探，四川盆地中二叠统茅口组先后在蜀南、九龙山、老关庙、梓潼等地区钻揭优质储集层，并有多口井获得工业气流，但均未发现大中型气藏。2014年以来，在四川盆地西北部、西南部、中部等地区茅口组勘探相继获得新发现，四川盆地西部ST1井茅口组测试产气126×104m3/d，揭开了新一轮寻找茅口组大中型气藏的序幕。但四川盆地茅口组储集层非均质性强、成因复杂，对其成因存在较大争议。文献［1］通过地震研究发现，川西坳陷发育一个在兴凯运动期形成的拗拉槽，造就了中二叠统大规模礁滩发育，形成礁滩型气藏；文献［2］认为，四川盆地西部茅口组处于浅水缓坡沉积体系，发育大规模礁滩相带，后期叠加风化壳岩溶作用，形成大规模“礁滩+岩溶”的缝洞型储集层；文献［3］和文献［4］认为，中二叠世末东吴运动导致了中二叠统茅口组抬升剥蚀，形成了典型的碳酸盐岩缝洞型储集层；文献［5］—文献［10］认为，热液白云岩化作用形成了茅口组优质储集层，热液作用受峨眉山地幔柱与基底断裂影响；文献［11］和文献［12］认为，四川盆地茅口组白云岩为热水成因，热次盆沉积微相为茅口组有利储集相带。但以上理论均未能较好地指导四川盆地西部茅口组的油气勘探，基于此，本文利用邻区钻井与野外露头资料，重点分析四川盆地西部茅口组储集层特征、成因机制与主控因素，以期为研究区茅口组气藏勘探选区有所裨益。

1　地质概况

研究区为四川盆地西部地区，借鉴邻区茅口组勘探资料重点研究四川盆地西部中段的中石化矿权区块，构造位置为龙门山前陆盆地，呈北东向展布（图1）。

图1　研究区构造位置

1.1构造背景

加里东运动造就了四川盆地“大隆大坳”的构造格局，海西运动早期盆地基底大规模整体抬升，古隆起遭受削平，中二叠统沉积前形成“准平原化”的缓坡型基底［13］。加里东运动在地台内部形成了影响范围最广的乐山—龙女寺古隆起，隆起形成的古地貌高地对中二叠统的沉积具控制作用。同时，在中二叠世，受东吴运动初期峨眉地幔柱隆升的影响，盆地西南部沉积基底形成水下穹窿状隆起［14］，具备发育大规模浅滩相的构造背景。

1.2沉积背景

四川盆地西部茅口组与下伏栖霞组整合接触，与上覆吴家坪组角度不整合接触。茅口组自下而上共划分为4段，茅一段主要为深灰色、深灰褐色泥晶—泥微晶灰岩、含生屑灰岩、泥质灰岩；茅二段主要为浅灰色生屑灰岩、藻灰岩，局部发育细晶—中晶白云岩；茅三段为灰白色细粉晶白云岩与生屑灰岩；茅四段为灰黑色绿藻灰岩、褐灰色燧石。受东吴运动地层抬升影响，盆地西部南段茅三段—茅四段遭受不同程度剥蚀，至广元地区，茅二段也被部分剥蚀。

四川盆地西部多口钻井揭示了茅口组发育厚层生屑灰岩、藻砂屑灰岩，如DS1井、ZG1井、GJ井、ST1井等，颗粒灰岩累计厚度甚至超过100 m.龙门山前北川永庆、都江堰高桥及三江水磨等地，茅口组露头发育亮晶生屑灰岩和藻砂屑灰岩，局部见珊瑚礁灰岩、海绵礁灰岩，证实了四川盆地西部茅口组发育有高能礁滩相带。结合前人研究成果，认为茅二段与茅三段沉积时期是2个重要的成滩期［15-17］。地震剖面上，在古隆起部位，茅口组对应的反射波组相位杂乱，不具沉积层理特征，礁滩体部位表现为断续、杂乱、两侧披盖或内部空白丘状体反射特征。综合井震分析认为，四川盆地西部茅口组发育有大规模礁滩相带沉积（图2）。

图2　四川盆地西部茅口组岩相古地理

2　茅口组储集层特征

茅口组储集层岩石类型多样，细晶—中晶白云岩、生屑灰岩、藻砂屑灰岩、灰质白云岩、白云质灰岩中均发育孔洞，但非均质性较强，总体来说，生屑灰岩、藻砂屑灰岩具有较高的孔渗性，且亮晶生屑灰岩的储集性能明显优于泥晶藻砂屑灰岩，基质孔隙度普遍较低，高效储集岩主要受后期成岩作用改造控制。在断裂发育带，储集层主要为细晶—中晶白云岩、灰质白云岩，断裂不发育区储集层主要为生屑灰岩。

2.1储集空间

（1）晶间孔见于自形—半自形白云石晶粒之间，常呈多面体，孔径一般0.001～1.000 mm，其大小往往与周围颗粒的粒径成正比。

（2）晶间溶孔由白云岩的晶间孔经后期溶蚀扩大而成，孔隙边缘具残余溶蚀痕迹，研究区茅口组白云岩晶间溶孔较发育，局部面孔率可达2%～3%.

（3）粒间溶孔后期溶蚀作用使颗粒之间的胶结物发生部分溶解，形成粒间溶孔，研究区茅口组粒间溶孔较发育，连通性较好，面孔率接近3%，是研究区茅口组主要的储集空间，被沥青全充填或半充填。

（4）粒内溶孔由生物碎屑颗粒内局部溶蚀形成，主要形成于米齐藻体腔孔的局部溶蚀，其面孔率小于1%，在研究区少见。

（5）孔隙型溶洞在原有孔隙的基础上，经溶蚀扩大而成的溶洞。研究区茅口组孔隙型溶洞较发育，常与溶孔相伴生，多被沥青半充填，是研究区重要的储集空间。

（6）裂缝型溶洞由大气淡水和地层水对早期裂缝溶蚀扩大形成，主要形成于表生期和构造运动之后的深埋藏期，形状极不规则或略呈圆形，长短轴差别较大，长轴一般大于1 cm，可形成宽度不一的溶洞、溶沟和串珠状溶孔。

（7）裂缝研究区茅口组受东吴运动的影响，裂缝非常发育，可分为构造缝、溶蚀缝及缝合线。裂缝多被方解石、泥质或沥青充填，在颗粒岩构成的孔隙型储集层中，裂缝密度虽然不高，缝宽也较小（一般0.1～1.0 mm），但其充填程度低，连通性较好。

2.2储集层物性特征

研究区茅口组储集层物性整体较差，属低孔低渗型储集层，孔隙度为0.080%～11.070%，平均为0.895%，孔隙度大于1.000%的样品数仅占27.79%；渗透率为0.001～60.000 mD，平均为1.696 mD，大于0.010 mD的样品数占41.05%.储集层非均质较强，局部构造物性较好，可能与溶蚀缝洞发育有关，说明茅口组储集层受后期成岩作用改造较强。

2.3储集层纵横向变化特征

四川盆地西部茅口组有效储集层在茅二段—茅四段均有发育，但主要发育在距茅口组顶部130 m范围内（图3），受茅口组顶部不整合面风化壳岩溶控制明显。在四川盆地西部南段主要为生屑灰岩储集层，有效储集层厚9.6～13.8 m，孔隙度0.8%～10.0%，DS1井茅口组累计产气2.75×108m3.在四川盆地西部中段—北段，储集层岩性主要为细晶—中晶白云岩与生屑灰岩组合，储集层纵向多层叠置，单层整体较薄，厚度为6.0～20.7 m，孔隙度0.5%～7.9%，横向上具有一定的连续性，呈条带状展布，储集层非均质性较强，ST1井茅口组顶部测试产气126×104m3/d，GJ井在茅口组中上部测试产气4.88×104m3/d.说明研究区茅口组顶部可能发育有中—大型气藏。

3　储集层成因与主控因素

3.1高能礁滩相沉积奠定储集层发育的基础

研究区茅口组储集层主要为亮晶生屑灰岩、藻砂屑灰岩、细晶—中晶白云岩，说明茅口组有利储集层发育受高能滩相沉积控制明显。这是因为粗粒结构的岩石，其粒间孔隙发育，连通性好，侵蚀性水流可沿粒间孔隙扩散、渗透，呈现出孔间溶蚀特征；同时礁滩体沉积在早成岩期的这种特殊结构特征决定了早期地下水的活动特征，进而决定了岩溶的改造特征。另外，亮晶颗粒岩类溶蚀不均匀，且岩石力学强度大，岩层厚，岩体具有较大的支撑能力，在表生期风化壳岩溶作用下可形成较大的溶蚀缝洞。

3.2茅口组顶部不整合面风化壳岩溶缝洞型储集层

茅口期末，东吴运动使上扬子地台整体抬升，四川盆地茅口组遭到不同程度的剥蚀，形成茅口组顶部不整合面，四川盆地多口井钻遇茅口组时发生钻具放空、泥浆漏失现象，岩心与露头上见垮塌角砾岩、岩溶孔洞、生屑离解（图4），说明茅口组顶部遭受了较强的风化壳岩溶作用。茅口期末暴露剥蚀时间持续7×106～8×106a，风化壳岩溶作用深度最大为130 m，储集层多以中小型洞穴、溶蚀孔洞、扩溶缝为主。不同的地貌，岩溶作用方式、作用深度及强度有差别：岩溶高地区，淡水补给地下水，以垂向运动为主，岩溶作用浅，形成的缝洞多被泥质充填；岩溶斜坡区，地下水垂向及水平运动同时发生，岩溶缝洞系统发育，易形成大型洞穴、溶蚀孔洞、扩溶缝等有利储集空间，且横向连通性较好；岩溶洼地区，地下水汇流以垂向运动为主，岩溶相对不发育。研究区中石化区块位于岩溶斜坡区，具有发育缝洞型储集层的潜力。

3.3茅口组热液白云岩化先期储集层

通过对重磁力资料分析［18-19］，四川盆地发育多条北西—南东向基底深大断裂。沿盆地西部北段的15号基底断裂，在龙门山五花洞剖面、GJ井、LZ1井、NC1井等多口钻井和露头剖面上，茅口组中—上部发育一套稳定的细晶—中晶白云岩与白云质灰岩，宏微观特征上见明显热液溶蚀特征，斑状白云石（图5a）与热液矿物（图5b）半充填先期孔洞。沿盆地西部南段的Ⅴ号基底断裂，在雅安宝兴剖面的茅口组，见15 m厚的白云岩，与远离断裂的泥晶灰岩区别明显，断裂附近裂缝发育，裂缝被白云石充填，肉眼能看到明显的中晶—粗晶结构（图5c）；在峨眉山张村剖面茅口组，灰色细晶白云岩发育，裂缝中半充填鞍状白云石，形成“斑马状”构造（图5d）。说明与断裂相关的热液白云岩化作用，改造了茅口组储集层。

4　储集层发育模式

图3　四川盆地西部DS1井—GJ井—LZ1井—ST1井—K2井茅口组储集层对比（剖面位置见图2）

准同生期，高能礁滩体核部在礁滩体建隆作用与海平面下降影响下，礁滩体顶部间断性暴露，受大气淡水淋滤，发生准同生期大气淡水溶蚀，形成粒内溶孔或铸模孔，奠定了储集层形成的基础；在表生期，东吴运动使茅口组抬升，茅口组顶部遭受长时间风化壳岩溶作用，研究区中石化区块位于岩溶古地貌斜坡区，有利于岩溶作用发生，形成岩溶洞穴、溶蚀孔洞与扩溶缝，岩溶作用深度130 m左右，高能礁滩相和岩溶作用形成了茅口组主要储集空间；在深埋藏期，热液通过基底断裂上涌，沿裂缝与先期孔洞层侧向运移，裂缝周围生屑灰岩与藻砂屑灰岩发生热液白云岩化作用。在近断裂端，发生热液溶蚀，形成白云岩晶间孔、晶间溶孔及溶蚀孔洞，沟通了先期形成的孔洞层，提高了茅口组储集层的储渗性能，形成优质的白云岩储集层［20-23］；在远离断裂端，受致密岩石封堵，热液矿物沉淀并充填孔洞，破坏了先期储集层，致使储集性能下降（图6）。

图4　四川盆地西部茅口组风化壳岩溶特征

图5　四川盆地西部茅口组热液白云岩特征

5　茅口组储集层分布预测

如前所述，研究区茅口组储集层主要受高能礁滩相沉积、不整合面风化壳岩溶作用、热液白云岩化作用叠加控制。野外露头剖面与地震相分析证实了研究区龙门山前与东坡构造带发育大规模高能礁滩相沉积，在茅口期末，研究区位于岩溶斜坡区，有利于岩溶缝洞的发育；同时，金马—鸭子河构造带和龙泉山隐伏构造带发育从二叠系断至基底的深大断裂（图7），为热液白云岩化提供了热液通道。

图6　四川盆地西部茅口组储集层发育模式

图7　四川盆地西部中段断层解释地震剖面（2006-L-NW-112地震测线，位置见图2）

根据邻区钻井测试资料，可以确定研究区茅口组高产气井的储集层主要为白云岩储集层。目前发现的白云岩具有沿断裂分布的趋势，研究区二叠系至基底深大断裂较发育，断距较大，断裂附近裂缝发育，为热液白云岩化作用提供了重要的条件。通过重磁力、地震精细解释及钻井情况分析认为，研究区中石化区块平面上断裂主要沿两个方向呈带状分布，一是沿北东—南西向分布，如关口断裂、彭县断裂及龙泉山断裂；二是沿北西—南东向分布的基底断裂。在断裂带周围热液溶蚀作用强烈，白云岩储集层发育，随着距主断层距离的增大，白云岩厚度逐渐减小。

二叠系油气生烃强度大、资源量丰富，生储盖组合完整，成藏条件优越。根据对构造圈闭、埋藏深度等条件综合分析，研究区中石化矿权区块茅口组有利勘探区带主要位于东坡构造带与龙门山前安县地区，高能礁滩相带与基底断裂带叠加区域为最有利勘探区带，中高能礁滩相带为较有利勘探区带。龙门山前金马—鸭子河构造带也发育高能礁滩相带与基底断裂，但由于埋藏较深，可作为潜在的有利勘探区带（图8）。

图8　四川盆地西部中石化区块茅口组有利区带分布预测

6　结论

（1）加里东运动形成的乐山—龙女寺古隆起与峨眉地幔柱隆升，使四川盆地西部茅口组处于水下古地貌高部位，连续稳定沉积了大套碳酸盐岩。钻井、露头资料及地震相分析均证实研究区茅口组发育浅水高能礁滩相带，具备形成大规模储集层的构造沉积条件。

（2）四川盆地西部茅口组储集层主要发育于茅口组顶部，为细—中晶白云岩与生屑灰岩的岩性组合，纵向多层叠置，横向上具有一定的连续性，但非均质性较强，多口钻井测试情况预示茅口组可能发育有中—大规模气藏。

（3）在地震剖面上落实了金马—鸭子河构造带和龙泉山隐伏构造带发育从二叠系断至基底的深大断裂，为与断层相关的热液白云岩化作用找到证据，茅口组顶部礁滩相沉积叠加不整合面岩溶及与热液白云岩化双重作用，茅口组顶部溶蚀孔洞型储集层及白云岩储集层有可能普遍发育。

（4）龙门山前金马—鸭子河构造带、安县地区及东坡构造带茅口组发育大规模储集层，成藏条件优越，是研究区中石化矿权区块茅口组寻找大规模气藏的有利区带。

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（编辑曹元婷）

Maokou Multi-Type Reservoirs in Western Sichuan Basin:Genesis and Implications

HU Hao1a，1b，XU Guoming1b，GAO Feng2，SONG Xiaobo1b，LONG Ke1b
（1.Sinopec Southwest Oilfield Company，a.Post-Doctoral Research Station，b.Research Institute of Exploration and Development，Chengdu，Sichuan 610041，China；2.Research Institute of Exploration and Development，Zhongyuan Oilfield Company，Sinopec，Zhenzhou，Henan 450000，China）

The strong heterogeneity and complex genesis are observed in the Maokou reservoir of the Middle Permian in Sichuan basin. There are lots of disputes about the understandings of the main controls on reservoir development and reservoir distribution，which brings great trouble to the exploration of Maokou formaion.Using the data of field sections，drilling data in the neighboring area and seismic exploration，the paper demonstrates the reservoir genesis of Maokou formation in Sichan basin from 3 aspects such as lithfacies paleogeography，reservoir characteristics and seismic reservoir prediction.It is considered that the Maokou formation is in the great gentle-slope sedimentary system of carbonate rocks；large-scale shallow-water high-energy reef-flat facies belts occur in western Sichuan basin，which can verify the existence of great deep faults penetrating from Permian strata to basement in Jinma-Yazihe structural belt and Longquanshan buried structural belt；dissolved pore-cavity reservoir and hydrothermal dolomite reservoir may be widely developed in the reef flat sediments at the top of Maokou formation under the actions of both unconformity karstification and fracture-related hydrothermal dolomitization.The above 2 types of reservoirs are the key favorable zones for large-scale gas reservoir exploration in Makou formation in western Sichuan basin.

western Sichuan basin；Permian；Maokou formation；reservoir；weathering crust karstification；hydrothermal dolomitization

TE112.221

A

2016-05-26

2016-07-07

中国石化科技重大专项（P13022）

胡昊（1982-），男，四川南充人，工程师，博士，石油地质，（Tel）13880738572（E-mail）1112595@qq.com