四川盆地西部龙门山地区中二叠统碳酸盐岩储层特征及勘探方向

张本健 谢继容 尹 宏 胡 欣 王宇峰 杨 迅 裴森奇

四川盆地西部（川西）中二叠世地层发育完整，是在扬子地台西侧石炭系潮坪—开阔台地边缘的基础上发育而来[1-2]。中二叠统顶部以东吴运动风化面与上覆吴家坪组（或玄武岩）为界，底部梁山组和下伏志留系—寒武系呈不整合接触[3-4]。中二叠统栖霞—茅口组自下而上可分为栖一、栖二段和茅一、茅二、茅三、茅四段等6个岩性段[4]；因后期东吴运动影响，茅四、茅三段遭受不同程度剥蚀，仅荥经—蒲江及水跟头—矿山梁一带残存厚度较大[5]。四川盆地中二叠统栖霞组—茅口组的天然气勘探历史悠久，20世纪60年代蜀南地区的天然气勘探就是以其为主要对象，其储集体主要为岩溶缝洞型储层，探明的近750h108m3天然气地质储量基本分布于325个大小不等的缝洞体系中[6]。21世纪初受野外露头发现的“砂糖”状厚层白云岩与“豹斑”石灰岩的启示，在川西地区冲断带矿山梁地区开展了天然气的勘探，K1井在栖霞组获得天然气流，但未钻遇良好储集体；K2井钻遇厚层孔隙型白云岩储集体，但以产水为主[7-8]。经近10年的深入研究，2014年ST1井在井深6 800～7300 m的栖霞组与茅口组双双获得高产工业气流，开辟了川西地区天然气勘探的新区带[9-10]；2017年6月又在九龙山构造LT1井在井深5 879～5908 m的栖霞组获得105.655h104m3/d高产天然气流[4,9]，再次展示出川西地区深层—超深层良好的天然气勘探潜力。但川西地区发育的厚层“砂糖状”白云岩非均质性强[8]，天然气勘探难度较大。为摸清该区储层发育的规律及天然气勘探潜力，基于大量的野外地质考察资料，结合沉积环境、储层发育特征、形成机制等成果，研究了气藏的基本特征并综合评价了勘探有利区。

1 栖霞组—茅口组沉积相特征

川西地区栖霞组沉积是在加里东古隆起北端经历了奥陶纪末—志留纪的长期剥蚀移平后，又经上扬子地台西北边缘泥盆纪早期的滨岸沉积、中后期的局限台地沉积、石炭纪的潮坪—开阔台地沉积后，再接受了石炭纪末—早二叠世末期的剥蚀与海侵的基础上发育而来[11-13]。对于该区的沉积环境目前还有不同的认识，但是笔者认为其应该是扬子地台的一部分，属碳酸盐岩台地沉积大环境。虽然没有在现今的露头中发现大规模的台缘礁滩沉积，但是在北川永庆、绵竹天池和高桥、大邑大飞水、三江水磨等地发现了栖霞组—茅口组的局部珊瑚礁块灰岩与海绵礁块灰岩[14]，表明这一时期存在礁发育的环境，只是还没有找到典型的台地边缘礁发育位置。钻探与野外地质调查揭示大部分颗粒滩多为生屑滩、藻屑滩，平面上主要分布在川西南部地区的周公山、汉王场、大兴场一带和川西北部地区的通口—矿山梁—九龙山—元坝一带（图1），砂屑滩发育规模较小，仅在ST3井中有局限发育，厚度为22 m。这可能是由于龙门山的冲断作用，导致较大规模的礁滩体多发育在冲段带的下部；也有可能是因扬子地台长期侵蚀夷平后，该时期发育的台地边缘规模较小。

茅口组沉积经历了早期的海侵以及中后期的海退—高位域发展阶段，生屑滩主要发育在中上部的茅三段[11-13]。茅一段主要为泥灰质开阔海台地沉积，其中泥质含量较高的地区可以作为烃源岩[15]；茅二段为开阔海台地石灰岩与台内生屑滩沉积，多数地区不具备大规模储集体形成条件，仅在构造断裂与溶蚀作用较强的地区才能成为储层；茅三段多为台缘滩沉积；茅四段在双鱼石以北地区由于东吴运动造成的剥蚀作用，不发育或发育不全（图2）。受东吴运动的影响，扬子地台全面海退[11-13]，茅口组地表溶蚀作用普遍发生，其上部常发育成为较好的缝洞型储集体。

2 储层特征

储层主要发育于栖二段与茅三段，载体为碳酸盐台地上的滩相晶粒云岩、（云质）豹斑灰岩及颗粒灰岩。

2.1 储层类型

前人研究认为栖霞组—茅口组主要发育两类储集体，一类是以孔隙型为主的栖霞组白云岩储集体，另一类是由裂缝溶蚀而成的缝洞型储集体。前者实际上是缝洞—孔隙型白云岩储层，而后者并非储层中没有基质孔隙，而是基质孔隙度极低，多数为孔隙—缝洞型石灰岩储层。

2.1.1 缝洞—孔隙型储集体

图1 川西地区中二叠统栖霞组岩相古地理图

缝洞—孔隙型储层多为白云岩，主要发育于栖二段与茅三段局部地区：龙门山北部冲断带的青林口—矿山梁—杨家岩一带，厚度介于20～80 m；龙门山南段宝兴—雅安地区，厚度介于20～60 m。据350个小样品测试分析结果，这类白云岩储层平均孔隙度为3.58%，整体储层物性以低孔隙度、低渗透率为主，局部有中—高孔隙度层段，溶洞与局部裂缝较发育。如ST3井在7 448.69～7 463.86 m井段，发现溶洞57个，岩心统计平均洞密度为4.99个/m，局部层段裂缝14条，但多以充填缝为主。又如K2井白云岩基质孔隙度多介于3%～5%，局部可超过15%，并伴生大量溶蚀孔洞与构造裂缝（图3）。经过大量样本统计分析，栖霞组白云岩既有孔隙度与渗透率呈线性关系较好的储集体，其孔隙度多介于3%～6%，最高可达16%；也有孔隙度与渗透率相关性较差的储层，孔隙度多介于1%～3%，其高渗透率者多与裂缝相关。因此，龙门山地区中二叠统白云岩储集体是以孔隙为主，裂缝、孔洞并存，而非单一孔隙储层。

2.1.2 孔隙—缝洞型储集体

发育于茅二段—三段，以茅三段最为发育，以亮晶粒屑、生屑灰岩为主。其厚度多介于30～50 m，横向变化快，非均质强。据393块样品分析结果，孔隙度介于0.10%～3.58%，平均为0.75%，渗透率介于0.000 1～60 mD，如DS1井藻灰岩、生屑灰岩与砂屑灰岩孔隙度在1.5%～2.5%，渗透率高达60～100 mD；又如ST1井测井解释孔隙度在0.30%～2.87%，整体呈现出基质孔隙度较差、而渗透率相对较好的特征。优质储层测井响应具明显低电阻率、低伽马和高补偿中子、高声波的“两低两高”特征。ST1井与蜀南、川中地区茅口组气藏的对比结果表明，试井双对数曲线均表现出强非均质性的特征，天然气的产量也都表现出初期产量大、递减快、易产地层水的特征。这主要是高渗透率裂缝与溶洞发育的结果[16-17]。

2.2 储层孔隙结构特征

根据压汞实验研究，以储层基质孔隙为基础，可以划分出4类不同孔隙结构的储集体。

图2 川西地区中二叠统茅口组沉积环境演化剖面

图3 川西地区K2井栖霞组白云岩储层物性与缝洞发育特征剖面图

Ⅰ类储层孔隙度大于12%，为粗孔大喉型，中值喉道大于2 μm，以晶间溶孔和粒间溶孔为主；Ⅱ类储层孔隙度介于6.0%～12.0%，为粗—细孔中喉型，中值喉道介于0.5～2.0 μm，以晶间孔及晶间溶孔为主；Ⅲ类储层孔隙度为2.0%～6.0%，为粗—细孔小喉型，中值喉道介于0.04～0.50 μm，以晶间孔及晶间溶孔为主；Ⅳ类储层孔隙度小于2.0%，为微孔微喉型，储集空间为晶间微孔。但即便是具较高孔隙度的Ⅰ、Ⅱ类储层，也伴有较差孔隙结构的Ⅲ、Ⅳ类储层。非均质系数在1.0～490，高、低相差2～3个数量级，具有明显的层内、层间非均质性强的特征，这可能系选择性溶蚀所致。

根据大量的薄片鉴定分析结果，栖霞组—茅口组储层储集空间主要为晶间孔和粒间、晶间溶孔（图4-a、b、c），其中Ⅰ、Ⅱ类储集岩中常见小溶洞、溶扩缝和裂缝，多系残余结构的晶粒白云岩（栖二段）；Ⅲ、Ⅳ类储层偶见生物体腔孔和微裂缝及各类溶孔，但白云石化、溶蚀程度明显减弱，并多为生屑、粉晶云岩、石灰岩和豹斑灰岩，这类储层在栖霞组与茅口组都发育。

图4 川西地区中二叠统储层发育特征图版

2.3 储层主要控制因素

2.3.1 沉积微相

川西龙门山地区中二叠统处于碳酸盐岩台地环境，沉积亚相不同，沉积产物、后生成岩作用及储集性能有明显的差异。有利储层形成的是台地边缘高能颗粒滩环境下的各类生屑滩与砂屑滩。因其强而稳定的水动力条件，淘洗走灰泥沉积物，滞留下各种粗的生物（屑）颗粒，发育各种原生粒间孔和生物格架体腔孔。栖霞组台缘滩不仅白云石化作用强，而且物性较好，如K2井台缘生屑滩白云岩孔隙度多介于3%～6%，少数可超过16%；ZG2井台缘生屑滩白云岩孔隙度介于1.5%～4.0%，部分介于5.0%～7.5%；HS1井台地边缘生屑滩白云岩孔隙度介于2%～6%，部分介于7%～12%。台内生屑滩未见白云石化作用，物性较差，如DS1井台内生屑滩石灰岩孔隙度介于0.5%～1.5%，最高为1.8%；L17井台内生屑—砂屑滩石灰岩孔隙度介于0.7%～1.6%，最高为1.9%。因此，台地边缘高能环境下的颗粒滩最有利于储层的形成，而台内环境下的颗粒滩储层物性较差。

实验和统计研究结果表明，粗粒比细粒岩石抗压能力强、溶解度高，故成岩期后粗粒的滩相沉积体常保留较多的残余孔隙，为埋藏期腐蚀性流体的渗滤、次生孔隙的形成提供了良好条件。此外，台缘滩的堆积速度较非滩相沉积体快[13-14]，为地貌上的隆起区，水体浅、常随海平面的下降而暴露，接受大气淡水和混合水的改造，发生溶解和混合水白云石化作用，从而提高了该相带储渗性能[18]。

2.3.2 白云石化作用

同生—准同生期的混合水白云石化作用是中二叠统优质储层形成的关键性成岩作用。笔者针对不同的白云石类型，开展了碳氧同位素及锶同位素分析，认为基岩中他形白云石与自形白云石的碳、氧、锶同位素相似，反映二者成因一致[19]；同时，二者的碳氧锶同位素值也与石灰岩重叠，说明白云石化流体源自海水[19]；鞍状白云石表现出明显的碳氧同位素值偏负以及锶同位素值偏正，表明地层后期存在外源流体的影响[19-20]，而且鞍状白云石主要分布于较好的孔隙中，对储层具有破坏性[19-20]。

该区白云石化作用早于缝合线的形成时间，晚于或同步于浅埋藏期。通过大量的岩心和镜下观察发现，缝合线沿白云石晶体的表面发育，说明缝合线形成时白云石晶体已经存在（图4-d、e）。缝合线一般形成于埋深600～1 000 m，表明了白云石形成时期不晚于埋藏1 000 m时期，即浅埋藏阶段[21]。从阴极发光研究结果来看，其总体上比较暗，多数白云石普遍发暗红光—红光或者玫瑰红光，偶尔亦可见发浅紫色光的白云石，少见环带或仅在晶体外缘见有极薄的橙黄色环边（图4-f、g），说明白云石晶体内部要比外部富铁（Fe2+），而外环相对高锰（Mn2+），表明该类白云石（岩）多形成于埋藏期的还原环境，即有一定的埋藏深度。同时，在“豹斑灰岩”[21]（云质灰岩）中发现白云石交代具有组构选择性。被交代的大多是原岩中的颗粒，而非残余亮晶胶结物。反映出沉积物在白云石化发生之前已完成胶结作用，即岩石大规模白云岩化时间晚于或同步于浅埋藏早期。另外，矿山梁、周公山及汉王场栖二段及九龙山、大兴场茅三段均为生屑滩沉积，混合水白云石化及热液白云化过程中常伴随大量的缝洞产生，为新储集空间的形成和油气的聚集创造了有利的条件。总之，白云石化作用对滩相沉积体的储渗性能具有积极改造作用，经早期混合水白云石化和热液白云化叠合区的滩体，可能是最好的储集区带之一。

2.3.3 溶蚀作用

川西地区中二叠统储层溶蚀孔洞形成早于或同步于白云石化作用。溶蚀作用是碳酸盐岩储集岩中最常见的成岩作用，也是形成良好储层最重要的成岩作用类型之一[16-17,22-23]。风化岩溶和埋藏期溶解一般在早期混合水云化的颗粒滩相白云岩中较强，特别在缝合线、裂缝附近可形成较多的粒间、粒内溶孔和晶间溶孔等有利储集空间[19-21,24]。川西地区中二叠统白云岩储层宏观上局部呈蜂窝状，其面孔率可高达5%～20%。笔者发现主要存在两期溶蚀作用，K2井栖霞组白云岩溶洞内自形晶与围岩碳、氧同位素及锶同位素分析结果揭示，溶洞围岩与溶洞内自形晶白云石碳同位素值分别为2.25‰、2.35‰，氧同位素值分别为－6.22‰、－6.85‰，87Sr/86Sr值分别为0.7076、0.707 7，而洞内鞍形白云石碳同位素值为1.01‰，氧同位素值为－13.45‰，87Sr/86Sr值为0.709 9。这表明第一期溶蚀作用形成于大规模白云石化同期或其之前，即由茅口组沉积末的构造运动区域性海退事件所造成，这应该与茅口组顶部大量发育的溶孔、溶洞、溶漏斗、溶管、溶脉、溶缝是同期的[6]，茅口组内部生屑滩、藻屑滩等微相的石灰岩能保持2%左右的基质孔隙度，也与该期溶蚀作用相关。第二期溶蚀是热液作用的结果，其孔洞内的鞍形白云石存在碳氧同位素值偏负、87Sr/86Sr值偏高的特征，这与大量文献报道鞍形白云石与热液作用的改造有关[19-20]。这说明先期形成的白云岩后期遭受埋藏期热液流体的改造，并很可能是以破坏白云岩储集性能为主。

2.3.4 构造破裂作用

构造破裂作用存在于准同生—浅埋期及晚期的构造运动期。前人的研究中已经做过大量的论证，认为构造运动，尤其在晚期（燕山及喜马拉雅期），会使地层产生强烈的褶皱挤压和断裂，由此产生多种有效的构造裂缝。从目前的野外露头与岩心观察来看，川西地区构造裂缝主要有两类：①被方解石充填的无效缝；②部分充填方解石、白云石的破裂缝，也是有效缝。如ST3井井深7 448.69～7463.86 m栖霞组的构造裂缝主要以充填缝为主，井深7467.23～7467.45 m则有效缝发育，而矿山梁地区的栖霞组两类缝都大量存在（图4-h、i）。这表明无效裂缝应多形成于茅口组沉积末—印支早期的构造运动，后期埋藏过程中被大部分碳酸盐矿物充填；有效缝多与印支末期—喜马拉雅期的挤压褶皱相关，后期碳酸盐矿物还没有充填满。有效构造裂缝的产生，可进一步改善构造高部位或断层附近的储集体，增加其渗透性，在裂缝与孔洞沟通的地方，很容易形成缝洞系统发育带，从而形成优质有效的储集体，为气藏最终成藏创造有利的条件。如ST1井茅口组顶部发生井漏，测试日产气126.77h104m3，表明构造破裂形成的缝、洞对储层的改造具有积极作用。

综上所述，川西地区中二叠统栖霞组储层基质孔隙较发育，是缝洞—孔隙型储层；茅口组则以裂缝、孔洞为主，是孔隙—缝洞型储层。虽然控制储层发育的主要因素较多，但制约储层大规模发育的因素主要是沉积微相、白云石化作用与溶蚀作用，有利于储层发育的沉积微相是台地边缘颗粒滩，有利于储层发育的成岩作用是准同生—浅埋藏白云石化作用，有利于储层渗流能力改善的是准同生期的溶蚀与后期的构造破裂作用。

3 气藏基本特征与有利勘探方向

3.1 中二叠统气藏特征

龙门山地区中二叠统已发现双鱼石、河湾场、九龙山及大兴场等多个气藏。双鱼石地区中二叠统栖霞组储层为晶粒白云岩、（云质）豹斑灰岩，以缝洞—孔隙型储层为主；茅口组储层则为颗粒灰岩，以孔隙—缝洞型储层为主。二者总体低孔低渗，但栖霞组局部发育高孔渗储层，非均质性强。

3.1.1 气藏类型

双鱼石地区中二叠统主要发育两类气藏，其中栖霞组为受构造背景、大断裂和岩性变化控制的大型构造—岩性复合圈闭气藏（图5），气藏范围内未见水；茅口组以孔隙—缝洞型储集体为主，为缝洞型气藏。

3.1.2 流体性质及压力系统

栖霞组气藏天然气以CH4为主，含量介于96%～97%，低—中含硫（0.34%～0.39%），CO2含量介于1.5%～2.0%，构造—岩性复合圈闭气藏内测试未见地层水；气藏中部埋深介于7 100～7 400 m，地层压力系数介于1.32～1.36，为高压气藏。茅口组气藏天然气CH4含量与栖霞组气藏一致，H2S含量为0.016%，CO2含量在3%左右，地层水密度为1.057 4 g/m3，总矿化度介于84.24～88.18 g/L，pH值介于5.50～6.53，为CaCl2水型；气藏中部埋深介于6800～7 100 m，地层压力系数为1.80，为超高压气藏。

3.2 天然气有利勘探方向

笔者认为龙门山地区栖霞组、茅口组天然气勘探方向应综合优质储层发育控制因素、生烃条件优劣、圈闭丰富程度及保存条件好坏等因素选择有利勘探区带。其中最有利的是中坝—双鱼石台缘滩区，次有利的是莲花山—平落坝台缘滩区，九龙山—老关庙、大邑—大兴场台内滩区是寻找大规模岩溶缝洞型气藏的有利区带（图6）。

图5 川西双鱼石地区中二叠统气藏剖面图

图6 川西地区中二叠统白云岩厚度分布与有利区带综合评价图

中坝—双鱼石台缘滩区中二叠统生屑滩发育，栖霞组与茅口组均分布厚层状白云岩，其中栖霞组白云岩厚度介于10～60 m，基质孔隙度介于3%～15%，储集条件优越。该区带内中二叠统烃源丰富，整个中二叠统生烃强度介于20h108～30h108m3/km2，下寒武统筇竹寺组烃源岩生气强度介于20h108～50h108m3/km2。该区中二叠统不仅可以形成自生自储型气藏，也可形成下生上储型气藏；不仅烃源岩与储层紧密接触，烃源生成的油气可就近垂向运移到相邻储层，也可依靠连通储层至烃源层的断裂及其伴生的裂缝运移至储层中聚集成藏。区带内构造圈闭成排成带分布，圈闭面积累计近400 km2。区带内双鱼石构造已分别在栖霞组、茅口组获得高产工业气流，勘探已获突破。中坝—双鱼石台缘带为重点勘探区带，其有利区面积约为4 260 km2，预测天然气资源量约为3 000h108m3。

莲花山—平落坝台缘滩区、九龙山—老关庙台内滩区、大邑—大兴场台内滩区等3个区带是值得积极探索的有利区带。莲花山—平落坝台缘滩区构造圈闭成排成带发育，圈闭面积累计近220 km2，区内生屑滩发育，储层存在规模发育的条件，预测栖霞组白云岩厚度多大于20 m，最厚可达50 m，茅口组白云岩厚度在0～30 m，中二叠统生烃强度介于10h108～25h108m3/km2。另外。九龙山—老关庙台内滩区虽然不发育规模性的孔隙型储层，但该区已发现工业天然气流，不仅九龙山构造的LT1井在栖霞组获得日产百万立方米的工业气流，而且L16井在茅口组顶部测试获气无阻流量高达1 000h104m3/d，关基井在茅口组也获得天然气流，这可能与岩溶形成的孔隙—缝洞型储层发育有关，这一区带应该是寻找大规模岩溶型气藏的有利区带。大邑—大兴场台内滩区已经发现大兴场构造中二叠统气藏，局部地区白云岩储层较发育，在该区寻找大规模储集体是下一步拓展天然气勘探领域的关键。

4 结论

1）川西地区中二叠统栖霞组—茅口组存在台地边缘滩的发育，但主要发育于龙门山北段及其前缘、龙门山南段及其前缘，在盆地内部的九龙山—老关庙、大邑—大兴场等地以台内生屑滩为主。

2）该区栖霞组—茅口组储集体主要为缝洞—孔隙型储层与孔隙—缝洞型储层，岩性以晶粒云岩为主，云质“豹斑”灰岩和颗粒灰岩次之；储层孔隙度、渗透率相差悬殊，非均质性强；储层空间类型、储集类型多，缝洞—孔隙型常见于栖霞组，而孔隙—缝洞型则多见于茅口组。

3）控制该区储层大规模发育的因素主要是沉积微相、白云石化作用以及溶蚀作用。有利于储层发育的沉积微相是台地边缘颗粒滩，有利于储层发育的成岩作用是准同生—浅埋藏白云石化作用，有利于储层渗流能力改善的是准同生期的溶蚀作用与后期的构造破裂作用。

4）综合评价认为中坝—双鱼石台缘滩区中二叠统储层规模发育、气源充足，是最有利的天然气勘探区带；莲花山—平落坝台缘滩区中二叠统储层规模发育，但气源是否充足将直接影响勘探的成效，也是值得不断拓展的有利勘探区带；九龙山—老关庙、大邑—大兴场台内滩区孔隙型储层发育程度略差，是积极探索寻找大规模岩溶缝洞型气藏的有利区带。

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（修改回稿日期 2017-12-12 编 辑 罗冬梅）

中石化川气东送金坛储气库完成第二阶段钻井

2018年1月17日，中石化川气东送管道金坛储气库第二阶段15口井钻井施工全部结束，进入了全面快速造腔阶段。

中国石油化工股份有限公司首座盐穴地下储气库——金坛储气库是川气东送管道重要的配套工程，利用金坛地区丰富的盐矿资源，通过注水溶解盐穴，用于储存高压天然气，供苏、浙、沪两省一市天然气季节调峰及应急调峰。该储气库设计储气井36口，总库容为11.79h108m3，设计最大日注气规模为450h104m3，最大日调峰供气规模达600h104m3。

该工程于2013年9月开始施工，分3个阶段完成，总建设期为12年。第二阶段钻井工程结束后，金坛储气库15口井进入溶蚀造腔阶段，造腔能力快速提升。2019年起，金坛储气库每年将增加1h108m3库容量，将在天然气应急调峰方面发挥更大的作用。

据悉，金坛储气库一期工程于2016年5月投产，截至目前已经注气、采气达24次，为川气东送管道调峰运行管理提供了有力的支持。目前，金坛储气库已具备总库容量9 081h104m3、调峰工作气量5 284h104m3的注采能力，单日采气能力达150h104m3。