川西北部地区中二叠统茅口组岩溶储层特征研究

李荣容，杨迅，王旭丽，曾琪，胡欣，张本健

川西北部地区中二叠统茅口组岩溶储层特征研究

李荣容1，2，杨迅1，王旭丽1，曾琪1，胡欣1，张本健1、2

（1.中国石油西南油气田公司川西北气矿，四川 江油 621700； 2. 西南石油大学地球科学与技术学院，四川 新都 610500）

川西地区中二叠统茅口组在多个构造获得突破，但前期受勘探程度及资料限制，对茅口组储层研究相对较少，这制约了下一步勘探工作，因此开展川西北部茅口组储层特征研究是有必要的。基于此，本文根据钻井、化验分析、地震等资料，结合动静态资料重新评价茅口组储集类型，取得了以下三点认识：①川西北部地区中二叠统茅口组储集岩类主要为亮晶生物（屑）灰岩、粒屑灰岩、含生屑泥晶灰岩、白云岩、白云质（豹斑）灰岩。具有孔、洞、缝等多种储集空间，它们在空间上相互有机搭配形成了孔洞缝相结合的储渗空间。②川西北部茅口组气藏并不只是单一的裂缝性气藏，应以裂缝—孔洞型气藏为主，只有找准缝洞系统发育区，才能获得较好储量规模及勘探开发效果。③有利滩相是储层发育的基础，受岩溶作用改造后的有利地貌区是控制储层分布的主要因素。

川西北部地区；茅口组；岩溶；储层特征

川西北部地区中二叠统茅口组油气勘探始于二十世纪70年代，相继获得了河湾场、老关庙、射箭河、吴家坝、张家扁、九龙山、大兴场等多个含油气构造。近年来，随着勘探程度的加大，认识程度的加深，茅口组获得多口高产工业气井，整体表现出单井测试产量高、单井控制储量大、地层压力系数高等特征。由于研究区钻井资料较少，前人对该区茅口组研究较少，储层认识较笼统。针对这一问题，结合近期勘探成果，总结了川西北部地区茅口组岩溶储层特征，以支撑下步区内勘探部署。

1 研究区地质背景

研究区位于上扬子板块西北缘的川北低缓断褶带、龙门山断褶带、米仓山隆起带的过渡区。华北板块和扬子板块的碰撞及拼贴造成华北板块南缘以逆冲推覆构造为主、扬子板块北缘以大规模推覆滑脱构造为主的强烈前陆变形[1]。

基于露头剖面实测资料、测井及录井资料，通过与四川盆地西部、南部等其它地区的岩性、电性特征类比［2-4］，对川西北部中二叠统茅口组地层进行重新划分，结果显示中二叠统茅口组在川西地区厚度大致为120～300m。根据岩性特征自下而上可划分为茅一、茅二、茅三和茅四4 个岩性段。受东吴运动影响，顶部受不同程度剥蚀，部分地区缺失茅四、茅三段，与上覆吴家坪组呈假整合接触。茅口组底部与下伏栖霞组亮晶生屑灰岩地层整合接触。茅一段和茅二段的中下部均以眼球、眼皮状深灰色泥晶生屑灰岩（瘤状灰岩）为主，含燧石；茅二段中上部和茅三段为浅灰—灰白色生屑灰岩、豹斑灰（云）岩、晶粒云岩，局部为深灰色泥晶生屑灰岩；茅四段以硅质岩、泥晶灰岩为主。

2 储层基本特征

2.1 储集岩石学特征

根据已完钻井岩心描述、化学分析、薄片鉴定以及录井资料综合分析，川西北部地区茅口组储集岩类主要为亮晶生物（屑）灰岩、粒屑灰岩、含生屑泥晶灰岩、白云岩、白云质（豹斑）灰岩。在各类储集岩中，以亮晶生物（屑）石灰岩、粒屑灰岩为主，次之为白云岩及云质灰岩，其余岩类相对较少（图1）。

图1 川西北部中二叠统茅口组储层特征

其中最主要的亮晶生物（屑）灰岩多为浅灰、灰白和褐灰色，厚层块状分布，生物含量较为丰富，一般大于60％，多破碎，分选、磨圆中等-好；粒间充填物以1～2期亮晶方解石胶结物为主，灰泥基质少。该类岩性极易受到岩溶作用和破裂作用的影响，因此平均渗透率高达1.39×10-3µm2。

2.2 储集空间特征

根据岩芯观察、薄片鉴定和野外剖面调查，二叠系茅口组发育有多类型的储集空间。按其产状、大小及成因分类，储集空间可归纳为孔、洞、缝三种类型：①孔隙：包括粒内溶孔，粒间（溶）孔，晶间（溶）孔；②洞：主要是各种溶蚀孔洞；③裂缝：包括构造破裂缝和溶蚀缝两种类型。各类溶蚀孔洞是本区茅口组最主要的储集空间，而多期裂缝则起到关键的渗滤作用（图2）。

图2 A 半充填缝，K2井，4227.68-4227.87m；B半充填缝，WJ1井，3829.38-3829.53m；C溶洞串珠状，S1井，5285.1m；D裂缝扩溶半充填残余孔洞，k1井，4226.85m

2.3 物性特征

通过研究区229个岩心样品的孔渗数据进行分析，认为茅口组孔隙度平均值仅为0.8%，最小值为0.11%，最大值为6.69%。孔隙度小于2%为样品超过74%，仅不到1%样品孔隙度大于3%。茅口组的渗透率变化范围较大，最小值达到0.00001×10-3µm2，最大值为60×10-3µm2，平均值为3.052×10-3µm2。渗透率小于0.01×10-3µm2占到48.04%，渗透率在（0.01～0.1）×10-3µm2之间样品占总样品总数的17.65%，位于（0.1～1）×10-3µm2范围内的样品占15.68%，渗透率大于1×10-3µm2的样品为18.63%。因此，茅口组储层段物性特征总体上为低孔中渗。

将本区茅口组102个岩心样品的孔隙度和渗透率数据绘制散点图，茅口组岩心样品的孔渗数据点具有明显集中分布特征。孔隙度普遍低于2%，渗透率不随孔隙度的增大而增大，总体表现为“低孔中渗”的裂缝性渗流特征，储层渗透率与孔隙度相关性不大。

2.4 孔隙结构特征

据B1、S1井茅口组10个压汞样品资料的统计分析，主要具有以下特征：

1）排驱压力较高，介于(21.725 9～76.014 1) MPa，平均39.15MPa，相对应的最大连通孔喉半径平均值为0.021 76μm。饱和度中值毛管压力高，分布在(65.623 4～157.739 6)MPa，平均109.095MPa，对应的中值喉道半径平均值为0.007 08μm。

2）孔隙喉道具有细歪度、分选较好，孔隙喉道半径小，细孔、微喉的特点，表现为双峰特征（图3），变异系数较小，表明孔隙结构较差，属于致密储层。

图3 茅口组压汞曲线

2.5 储集类型

二叠系茅口组大量物性资料分析表明：储层一方面表现具有极大的非均性，基质岩孔隙度极低，渗透性能极差，基本为不具有储渗价值的致密岩体。另一方面溶蚀孔、洞和裂缝相结合的储渗体则以井漏、井喷为表征，是天然气富集的主要储集空间和渗滤通道。同时缝洞体储集空间复杂，次生变化很大，具有大小悬殊、分布不均、形态多样、成因复杂、形成时期不同等特点。但通过近期勘探实践，多口测试获高产，单井控制储量大，生产效果稳定，因此，有必要结合动静态资料重新评价茅口组储集类型。

2.5.1 网状裂缝与受岩溶作用改造的颗粒灰岩相搭配，可形成缝洞型储渗体。

图4 井下茅口组岩溶特征

A：灰色泥晶灰岩，环横切面条状溶洞被紫红色泥岩充填，ST3，茅口组；B：褐灰色泥晶灰岩，溶沟内充填渗流砂，溶蚀孔洞发育，ST3，茅口组；C：岩溶角砾，ST3，茅口组；D：岩溶角砾，ST3，茅口组；E：亮晶生物灰岩，DS001-X1，茅口组；F：溶蚀孔洞特征，DS001-x1井，茅口组

表1 研究区茅口组油气显示统计表

早二叠世末期—晚二叠世初期，受东吴运动的影响下，四川盆地发生整体抬升，川西地区茅口组顶部进入表生成岩阶段，发生不同程度的风化剥蚀作用[5]。风化岩溶在距残余地层顶一定深度内可以发育溶洞、溶漏斗、溶管和溶脉，周边的岩石内可发育小型的溶孔、溶斑和溶缝等，其为埋藏成岩期的岩溶和油气运聚提供了流体的通道和场所[6]。

实钻证实，川西地区茅口组地层存在不同程度剥蚀，川西南部茅口组地层厚度在310～330m左右，川北部地层厚度减薄至160～200m左右。大部分地区茅四、三段剥蚀殆尽。

取心表明茅顶地层发育大量溶缝、溶沟、溶洞。溶缝、溶沟为垂向岩溶形成纵向溶缝、溶扩缝和溶沟及垂直拉伸状的小型溶洞等，多为碳质泥、砂、方解石、离解生屑等不同来源和成因物质混合充填，同时还可见岩溶角砾[7-10]。充填体的形态不规则，大体上呈与围岩垂直或近于垂直以及近水平的囊状体或脉状体产出，与围岩呈清晰的侵蚀接触，多为垂直渗流、水平潜流岩溶带产物（图4）。

2.5.2 茅口组顶部多有井漏显示，表明其缝洞发育。

岩溶作用会产生大量溶蚀缝洞，钻井过程中如钻遇缝洞，则会出现井漏、放空等现象，是识别较大型岩溶作用的重要标志[11]。在研究区勘探开发过程中，井漏现象常见，具有岩溶型储层特征。据相关资料统计，茅口组有13口井显示井漏（表1），分布深度多位于距离风化界面较近的茅二段及茅三段。

图5 L16井压恢试井解释双对数曲线（左）L004-x1井压恢试井解释双对数曲线（右）

2.5.3 动态资料表明区内茅口组气井控制范围大，存在多重介质特征。

九龙山构造茅口组两口高产气井，在测试期间进行了压力恢复试井。利用两井试井资料，选用径向复合+无限大地层模型拟合压力恢复趋势，恢复早期均表现出“压裂缝”效应的曲线特征（图5），后期表现出多重介质特征，表明缝洞与基质是气源补给的通道。

表2 L16井、L004-X1茅口组茅三段压力恢复试井解释结果统计结果

九龙山地区两口井压恢试井解释结果显示，近井区和远井区渗透率差异大（表2），说明储层非均质性强，但气井波及距离大，因此单井控制储量大，证实其可能存在大型的缝洞型系统。

根据四川气田开发实践，类比其它地区，中二叠统茅口组气藏的储集类型多为裂缝—孔洞（洞穴）型。基质孔隙高低与溶蚀孔洞发育程度相较而言，溶蚀孔洞发育程度更适合于判断茅口组储层是否具储渗意义。在已有类似气藏开发实例中，川南自2井系统的阳新统气藏，岩性平均孔隙度为2.04%，平均渗透率小于0.6mD，孔隙空间以溶蚀孔隙河溶蚀孔洞为主，定为裂缝-孔洞型储层。川东卧龙河茅口组气藏颗粒灰岩储层，溶蚀孔洞发育，平均孔隙4.28%。16口井均获得产气量高低不等的工业气流。这生产的16口井分属4个不同的缝洞系统共获动态储量40亿方以上。由此可见，川西北部茅口组气藏并不只是单一的裂缝性气藏，应以裂缝—孔洞型气藏为主，只有找准缝洞系统发育区，才能获得较好储量规模及勘探开发效果。

3 储层主控因素分析

3.1 有利滩相是储层发育的基础

通过茅口组储层分岩类物性统计，储渗性能相对较好的主要为亮晶颗粒灰岩，说明沉积期的高能滩相是岩溶型储层发育的基础。研究区茅口组沉积期地貌与栖霞组有一定继承性，相带展布格局与栖霞组相似，属于碳酸盐岩开阔台地沉积模式。

3.2 受岩溶作用改造后有利地貌区是控制储层分布的主要因素

在颗粒滩基础上，受风化岩溶作用改造较强的区域，岩溶型储层越发育。以地震品质较好的区域的九龙山地区为例，该区岩溶缝洞体具有一定的响应特征。

图6 区内岩溶缝洞响应特征

岩溶储层发育区表现出茅口组顶部同向轴扭曲，下拉特征。在平面上曲率属性表现出串珠状特征（图6）。实钻证实，钻遇岩溶洞体的井往往表现出单井测试产量，控制储量大的特征。L004-x1井茅口组测试获气111.65万方/天，通过专项试井估算其动态储量达9亿方左右，展示出较高的勘探开发潜力。通过该区古地貌恢复，认为曲率属性异常体所指代的岩溶缝洞体发育于九龙山构造东南部，并非受到现今构造控制，主要受到了剥蚀相对较强、地层厚度相对较薄的岩溶斜坡区控制。因此，经风化岩溶形成的岩溶地貌是控制岩溶储层有利的区带的关键要素。

4 结论

1）川西北部地区中二叠统茅口组储集岩类主要为亮晶生物（屑）灰岩、粒屑灰岩、含生屑泥晶灰岩、白云岩、白云质（豹斑）灰岩。具有孔、洞、缝等多种储集空间，它们在空间上相互有机搭配形成了孔洞缝相结合的储渗空间。

2）川西北部茅口组气藏并不只是单一的裂缝性气藏，应以裂缝—孔洞型气藏为主，只有找准缝洞系统发育区，才能获得较好储量规模及勘探开发效果。

3）有利滩相是储层发育的基础，受岩溶作用改造后有利地貌区是控制储层分布的主要因素。

[1] 四川油气区石油地质编写组．中国石油地质志(卷10)：四川油气区[M]．北京：石油工业出版社，1997．

[2] 肖笛，谭秀成，山述娇，等．四川盆地南部中二叠统茅口组古岩溶地貌恢复及其石油地质意义[J]．地质学报，2014，88(10)：1992-2002．

[3] 夏日元，唐健生，关碧珠，等．鄂尔多斯盆地奥陶系古岩溶地貌及天然气富集特征[J]．石油与天然气地质，1999，20(2)：133-136．

[4] 江青春，胡素云，汪泽成，等．四川盆地茅口组风化壳岩溶古地貌及勘探选区[J]．石油学报，2012，33(6)：949-960．

[5] 何斌，徐义刚，王雅玫，等．东吴运动性质的厘定及其时空演变规律[J] 地球科学：中国地质大学学报，2005，30(1)：89-96．

[6] 肖笛，谭秀成，等．四川盆地南部中二叠统茅口组碳酸盐岩岩溶特征：古大陆环境下层控型早成岩期岩溶实例[J]．古地理学报，2015，17(4)：457-476．

[7] 陈宗清，四川盆地中二叠统茅口组天然气勘探[J]．中国石油勘探，2007,12（5）：1-11．

[8] 胡明毅，胡忠贵．魏国齐．杨威．刘满仓．四川盆地茅口组层序岩相古地理特征及储集层预测[J]．石油勘探与开发，2012,39（1）：45-55．

[9] 姜自然，陆正元，吕宗刚，杨坚．四川盆地东吴期泸州古隆起与茅口组碳酸盐岩缝洞储层分布[J]．石油实验地质，2014，36（4）：411-415．

[10] 江青春，胡素云，汪泽成，等．四川盆地茅口组风化壳岩洛古地貌及勘探选区[J]，石油学报，2012，33（6）：949-960．

[11] 郭旭升，李宇平，魏全超.川东南地区茅口组古岩溶发育特征及勘探领域[J]．西南石油大学学报( 自然科学版) ，2012，34( 6) ：1-6．

[12] 何幼斌，冯增昭．四川盆地及其周缘下二叠统细－粗晶白云岩成因探讨[J]．江汉石油学院学报，1996，18( 4) ：15-20．

[13] 沈平，张健，宋家荣，洪海涛，等．四川盆地中二叠统天然气勘探新突破的意义及有利勘探方向[J]．天然气工业，2015，35(7)：1-9．

[14] 苏旺，江青春，陈志勇，等．四川盆地中二叠统茅口组层序地层特征及其对源储的控制作用[J]．天然气工业，2015，35(7)：34-43．

[15] Beers RF． Radioactivity and organic content of some Paleozoic shales[J]．AAPG Bulletin，1945，29(1)：1-22．

[16] Schmoker JW．Determination of organic-matter content of Appa-lachian Devonian shales from gamma-ray logs[J]．AAPG Bulle-tin，1981，65(7)：1285-1298．

[17] Ma Yongsheng，Guo Xusheng，Guo Tonglou，Huang Rui，Cai Xunyu，Li Guoxiong．The Puguang gas field：New giant discov-ery in the mature Sichuan Basin，Southwest China[J]．AAPG Bulletin，2007，91(5)：627-643．

Study of Karst Reservoir of the Middle Permian Maokou Formation in the North of West Sichuan

LI Rong-rong1,2YANG Xun1WANG XU-li1ZENG Qi1HU Xin1ZHANG Ben-jian1,2

(1-Northwest Sichuan Gas Field, Southwest Oil and Gas Field, PetroChina Company Limited, Jiangyou, Sichuan 621700; 2-Institute of Geosciences and Technology, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500)

From existing drilling data, chemical analyses and seismic exploration it is concluded that: karst reservoir of the Middle Permian Maokou Formation in the north of west Sichuan is conmposed of sparite (bioclastic limestone), grainstone, micritic bioclastic limestone, dolomitite and dolomitic limestone with good reservoir porocity; the karst reservoir is a reservoir dominated byfracture-hole type gas reservoir; the development of the reservoir is dependent on favorable beach facies and reservoir distribution is mainly controlled by landform.

north of west Sichuan; Maokou Formation; karst; reservoir

2018-09-01

中国石油西南油气田分公司科技重大专项“川西地区天然气勘探开发关键技术研究”（编号：2013ZD01）资助

李荣容（1985-），女，四川江油人，工程师，从事储层研究及成藏

P618.130.2

A

1006-0995（2019）03-0369-05

10.3969/j.issn.1006-0995.2019.03.004