川南地区茅口组岩溶缝洞群气藏成藏主控因素

2020-03-29张宏光

天然气技术与经济 2020年1期

张宏光

（中国石化勘探分公司物探研究院，四川成都 610041）

0 引言

中二叠统茅口组是四川盆地南部地区重要的天然气产层之一。历经50余年的勘探，川南泸州古隆起茅口组已发现气藏68个，探明天然气地质储量812×108m3，累计产气650×108m3。经勘探实践证实，川南地区茅口组具有大面积含气的特征[1-5]。在中二叠世末期，受东吴运动引起的地层暴露和风化淋滤的影响，茅口组海相碳酸盐岩发育风化壳岩溶型储层。如何精细刻画岩溶储层展布，明确岩溶缝洞群气藏成藏主控因素，是实现高质量勘探的关键，也是研究区天然气勘探亟待解决的问题。

1 地质背景

研究区位于四川盆地南部的乐山、宜宾、泸州及重庆市境内，大地构造位置除东北部位于川东高陡构造带外，主体位于川南低陡构造带，大部分地区低缓构造和小型断裂发育，东北部地区高褶构造和中、大型断裂发育。茅口组自下而上可划分为茅一段、茅二段和茅三段共3个岩性段。早二叠世开始，地壳全面下沉，上扬子古陆被淹没，形成广泛的海侵[6]。茅口期研究区主要沉积了一套开阔台地相碳酸盐岩。茅口晚期东吴运动趋于强烈[7-8]，陆棚内可能发育多组北东向平行断裂，形成不均衡的断块上升和下陷，形成汉南棚洼和黔北陆棚。其余地区的古地理格局大体上同茅口早中期一致[9]。随着东吴运动造成全盆地抬升，使盆地内茅口组遭受剥蚀和溶蚀，部分地区的茅三段3亚段、茅三段2亚段被剥蚀和溶蚀，甚至影响到茅二段。东吴运动抬升使茅口组地层发生强烈的岩溶作用，形成的岩溶孔洞为油气储集提供了大量的次生空间，有利于岩溶缝洞气藏的形成。

2 岩溶储层发育特征及主控因素

四川盆地茅口组沉积时期以碳酸盐开阔台地沉积环境为主，不同程度地发育一些浅滩相储层。茅口组基岩致密，经成岩胶结作用后，基质孔隙极不发育，研究区茅口组储层物性整体较差。因此，茅口组碳酸盐岩储层具有极强的非均质性，优质储层分布多与岩溶作用相关。

2.1 广泛发育的高能生屑滩相沉积为岩溶储层提供了物质基础

川南地区茅口组沉积分为两个三级旋回，茅一段、茅二段为一个三级旋回，茅三段为一个三级旋回。通过野外露头、钻井岩心观察及测井、录井等资料综合分析认为，四川盆地茅口组沉积时期以碳酸盐开阔台地沉积环境为主，进一步可细分出台内高能滩、低能滩、滩间等主要亚相以及相关微相。茅二段—茅三段沉积期，研究区整体上属于开阔台地沉积环境（图1、图2）。在此沉积环境背景下，川南地区广泛发育高能生屑滩相沉积，且多期高能滩体叠置展布，为岩溶储层提供了物质基础。

图1 川南地区茅二段沉积相图

图2 川南地区茅三段沉积相图

图3 川南地区茅口组连井沉积相剖面图

从WY17井—W4井—T2井—S16井—LS3井的连井沉积相剖面（图3）可见，泸州古隆起附近的T2井，在茅二段和茅三段均发育有高能生屑滩相沉积[10]。由于处于古隆起核部，受剥蚀作用影响，茅三段顶部遭受不同程度的剥蚀，滩相沉积以茅二段为主。远离古隆起的翼部或相对低洼地区，如隆盛地区也发育滩相沉积，但滩体沉积能量总体较低，多位于茅三段中上部。

2.2 后期岩溶作用是岩溶缝洞储层形成的关键

茅口中晚期受泸州水下隆起的影响，茅二段、茅三段生屑滩相沉积能量从西往东逐渐变弱。前人对川南地区茅口组岩心所做的大量物性测试分析表明，茅口组基岩致密，经历一系列胶结作用后，平均孔隙度小于1%，平均渗透率小于0.01 mD。因此在岩溶带内才发育较好的储集层[11]。茅口组岩溶储层发育溶孔、溶洞和溶缝3种类型的储集空间。由于基岩致密，溶洞和溶缝相比溶孔更为发育。除此之外，晚期构造裂缝也是岩溶储层内重要的储集空间。位于泸州古隆起附近的Z1井、W4井等，茅口组主要发育颗粒灰岩，包括生物灰岩、生屑灰岩、亮晶颗粒灰岩、泥晶颗粒灰岩等[12]。孔隙类型主要有粒内溶孔、与裂缝相关的溶孔、溶洞及未完全充填的裂缝（图4a、4b）。隆盛井区茅口组以泥晶生屑灰岩、粉—泥晶含生屑灰岩为主。岩性致密，岩溶作用较弱，根据岩心和镜下薄片观察可见晚期裂缝发育（图4c、4d）。储层物性表现为低孔、低渗的特征，孔隙度介于0.61%～1.10%，平均值为0.8%，渗透率介于0.004 3～2.031 0 mD。孔隙类型以构造缝及未充填溶缝为主，基质孔不发育。

通过对川南地区茅口组储层段岩心孔隙度、渗透率测试资料的统计分析表明，茅口组储层基质物性整体较差，岩心储层段的物性具有低孔、低渗的特征。总体上，川南地区茅口组岩溶储层的主要孔隙类型为裂缝—溶洞型储层，尤其是大型溶洞和晚期构造裂缝对于岩溶储层储集性能有重要影响。

3 岩溶缝洞群气藏成藏主控因素

通过对川南地区典型岩溶缝洞气藏的分析，结合前人研究成果，总结出四川盆地单个大型缝洞气藏控制因素，明确了通源断裂和规模断层岩溶缝洞群共同控制天然气成藏和富集高产。

3.1 规模断层岩溶缝洞群为油气成藏提供有利的储集空间，控制了气藏分布

图4 川南地区茅口组颗粒灰岩宏观、微观特征照片

1）东吴期岩溶古地貌控制了岩溶储层发育规模。根据茅口组残余地层厚度值及地形地貌特征，将研究区茅口组东吴期岩溶古地貌划分为岩溶高地、岩溶斜坡、岩溶洼地3个二级地貌单元。其中岩溶斜坡又进一步细分为岩溶陡坡和岩溶缓坡[13]。研究表明，蜀南地区高产气藏在岩溶陡坡最多，岩溶高地次之。岩溶缓坡中虽然在茅口组也获得较多气藏，但累计产量相比岩溶陡坡与岩溶高地较小。这说明岩溶储层在岩溶陡坡和岩溶高地更为发育，岩溶储层的发育分布受岩溶古地貌的控制。远离泸州古隆起核部的地区总体上位于岩溶斜坡和岩溶洼地的古地貌背景。

2）断层发育有利于形成规模岩溶缝洞储层和油气富集高产。溶洞型储层虽然能提供相当规模的储集空间，但由于围岩极为致密，若没有后期裂缝的沟通改造，难以形成规模储层。二叠系层间断裂主要形成于海西晚期，断距普遍较小，最大才达90 m。走向南西—北东，呈雁列式展布。断裂的发育有利于地表径流下渗，穿透隔水层，增强深部岩溶储层的发育，形成立体岩溶缝洞系统。同时断层与一些构造运动伴生的裂缝共同作用，沟通改善了古岩溶储层，有效改善了围岩渗透性，形成规模性缝洞体，获得较高的天然气产能。当断裂规模较大时，高产井往往沿断裂分布。例如，位于川南地区的自流井气藏，其高产井Z2井累产气量为48.5×108m3。正是因为靠近主干断裂，有利于裂缝发育及对储集体的沟通改造，其缝洞系统主体距茅口组顶部不整合面纵向可达310 m。而远离断裂位置的气井即使与高产井钻遇同一个岩溶缝洞系统，产能也相对较低。

3.2 大型断裂纵向沟通多套烃源，促进形成多源充注

1）多套优质烃源岩提供充足气源。根据邻区多年勘探和相关研究揭示，川南地区对茅口组油气成藏有主要贡献的主要为上二叠统龙潭组、下二叠统及下志留统龙马溪组三套优质烃源岩[14]。其中，龙潭组烃源岩的总有机碳含量（TOC）分布在0.72%～6.35%，烃源岩厚度一般在50～100 m；下二叠统烃源岩TOC介于0.5%～1.5%，烃源岩厚度一般在150～275 m，生气强度介于（10～25）×108m3/km2；龙马溪组烃源岩厚度一般在50～150 m，生气强度介于（40～80）×108m3/km2。三套优质烃源岩为茅口组岩溶缝洞气藏提供了充足的气源，使其具备形成大中型气田油气资源的背景。

2）断裂沟通气源，促进形成多源充注。川南地区现已发现的茅口组高产稳产缝洞气藏均呈现出沿断裂分布的特点[15]。自流井气藏在茅口组顶发育10余条断层，长度为1～12 km，断距为57.0～174.5 m，表现出断层与构造高点、长轴配置关系良好的特征，且主断层断至寒武系，沟通了龙马溪组的源岩，提供了充足的气源。此外，断层与伴生裂缝共同组成了良好的油气输导通道。宋家场构造茅口组顶共有20条主要断层，长度为1.4～10.1 km，断距为30～140 m，最深断至寒武系，也沟通了下伏的龙马溪组源岩，为气藏形成提供了充足的气源。

通过对典型气藏高产井的分析，当断裂规模较大时，高产井往往沿断裂分布，尤其是断裂与风化壳岩溶缝洞叠合区含气性更好。这是因为早期大型断裂的沟通，纵向上贯通了多套烃源岩，促进了多源充注成藏，为油气二次运移和聚集提供了良好的输导条件。

4 气藏富集模式与规律总结

在油气成藏条件综合分析的基础上，初步总结了川南地区茅口组断层岩溶缝洞群气藏富集模式，主要有以下四类：①断背斜岩溶缝洞富集体。这类气藏以H004-1井为典型代表，该井日产气量为65.77×104m3，累产气量为1.07×108m3。此类气藏处于岩溶有利发育区，岩溶缝洞型优质储层为油气聚集提供了有效的储集空间，同时位于断背斜的有利构造部位（图5a），有利于油气聚集且有断层遮挡，使得油气在后期调整中得以有效保存。该类型气藏是岩溶缝洞型气藏最有利的成藏模式，易形成规模气藏。②断潜高岩溶缝洞富集体。此类气藏位于潜伏构造高部位（图5b），构造位置属于次有利区，受两侧封闭型断层遮挡，也有利于油气保存。③层间断层岩溶缝洞富集体。典型井为太和气田T12井，酸化测试日产气为0.442 5×104m3，累产气量为1.91×108m3。此类气藏在现今构造上虽没有处于最有利位置，但由于层间断裂和裂缝发育，有效沟通岩溶孔洞，提高了储层连通性，极大地改善了储集性能，有利于油气聚集（图5c）。④断向斜岩溶缝洞富集体。在向斜区的翼部处于相对高部位（图5d），是油气运移的过路区或指向区，叠合有效封堵性断层遮挡，也是油气聚集的有利部位。例如在云锦向斜内多口井获得油气发现。