四川盆地吴家坪组相控孔隙型储层勘探新发现及油气勘探意义

2021-11-20谢继容赵路子张本健张玺华陈延贵聪岑永静赵容容高兆龙山述娇

天然气工业 2021年10期

谢继容赵路子沈平张本健张玺华陈延贵陈聪岑永静郝毅曹华蒋航赵容容高兆龙山述娇周刚

1.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院 2.中国石油西南油气田公司3.中国石油杭州地质研究院 4.中国石油西南油气田公司勘探事业部

0 引言

二叠系是四川盆地天然气勘探的重要层系之一，各组均有天然气发现。四川盆地二叠系天然气资源既有常规天然气，也有非常规天然气（页岩气和煤层气）。常规天然气藏储层类型既有碳酸盐岩储层，也有火山岩储层。其中，碳酸盐岩储层有裂缝型石灰岩储层和孔隙型白云岩储层两种类型，其可能为台内滩相储层或可能为台缘礁滩储层，显示了二叠系储层的多样性[1-6]。目前，上二叠统吴家坪组天然气勘探、研究程度较低。随着四川盆地天然气勘探开发不断深入，九龙山地区L4、L16、L17、L104等井在吴家坪组钻遇良好的油气显示，其中L17井吴家坪组测试日产天然气量为3.31 104m3。前期研究结果认为，吴家坪组发育裂缝型气藏，勘探潜力有限。为了进一步扩大二叠系天然气勘探领域，持续开展了二叠系构造—沉积演化研究，认识到开江—梁平海槽雏形发端于中二叠世茅口晚期，发展于吴家坪期，定型于晚二叠世长兴期。吴家坪沉积期受到开江—梁平海槽影响，沿海槽边缘发育台缘带，并控制浅滩相发育。笔者通过对开江—梁平海槽西侧台缘带钻遇吴家坪组的二十余口老井的复查落实单井岩性、岩相，明确其储集空间及储集物性，认为吴家坪组发育滩相孔隙型储层，具备较大的天然气勘探潜力。近期，钻探的LX1井、ST108井在吴家坪组钻遇良好的油气显示，测井解释气层厚度大，孔隙度高，储层岩性以生屑石灰岩、云质石灰岩为主，证实了吴家坪组发育滩相孔隙型储层的认识。但是，吴家坪组相带平面分布不明确，天然气勘探潜力需要进一步评价。为此，笔者结合新钻井资料，通过老井复查和开展地震相带识别工作，开展四川盆地北部（以下简称川北地区）吴家坪组沉积相划分、沉积相地震识别模板建立以及平面沉积相带刻画工作，结合储层评价和油气成藏分析了滩相储层发育的油气地质意义，以期为拓展二叠系天然气勘探领域和吴家坪组下一步天然气勘探部署提供技术支撑。

1 区域地质背景

四川盆地经过加里东运动、云南运动的叠加改造和剥蚀夷平，中二叠世前古地貌基本处于准平原化，中二叠世开始广泛海侵，超覆于石炭系震旦系之上。发生在二叠世末的东吴运动，由地幔柱活动引起的地壳大规模抬升和大火成岩省形成，改变了四川盆地晚二叠世沉积地貌格局，沉积分异也随之加剧，四川盆地吴家坪期岩石地层分别为峨眉山玄武岩组（火山岩相）、龙潭组（海陆过渡相）、吴家坪组（海相）；同时，在伸展构造应力作用下，茅口期在盆地北部开始发生构造分异，形成台—洼沉积地貌，吴家坪期继承发展，并在长兴期最终形成[7-9]（图1）。

图1 四川盆地吴家坪组沉积特征图

吴家坪组主要分布于川北地区，以石灰岩和泥页岩为主（图1）。受拉张性开江—梁平海槽控制，吴家坪组发生沉积分异，海槽内沉积了一套深水相泥页岩组合；沿着台地边缘带沉积一套能量相对高的生屑石灰岩、含云石灰岩、云质石灰岩、灰质白云岩；台内区沉积一套开阔台地相泥晶石灰岩、泥灰岩（图1）。

2 沉积特征

2.1 地层划分及岩石学特征

吴家坪组自下而上可分为一段、二段和三段（图1）。岩石类型丰富，可分为亮晶生屑石灰岩、泥晶生物（屑）石灰岩、生物（屑）泥晶石灰岩、含生物（屑）泥晶石灰岩、泥晶石灰岩、泥质石灰岩、凝灰质泥岩、有机质泥岩以及白云岩类和硅质岩类[10-11]（图2）。生物主要有孔虫、蜓类、瓣鳃及棘皮类等，吴一段、吴二段和吴三段均具有自下而上生屑含量增多、泥质含量减少的趋势，反映水体能量的周期性变化。

图2 川北地区吴家坪组岩性特征照片

2.2 沉积相类型

根据岩性及其组合、古生物、泥质含量特征，结合测井响应特征，吴家坪组沉积相可划分为开阔台地相、台地边缘相、台地斜坡相及盆地相[12-14]。

开阔台地以低能的泥晶岩类为主，泥质含量较低，测井曲线上具有低自然伽马和高电阻率的特点，局部发育小型台内滩。

台地边缘相位于碳酸盐岩台地向斜坡的过渡带，水体动荡，能量强，岩石类型主要有灰色薄—中厚层亮晶生屑石灰岩，局部见少量藻屑及砂屑等，颗粒磨圆度中等，垂向上以发育向上变浅、变粗的沉积序列为特征，发育逆粒序层理，泥质含量低，测井曲线上具有低自然伽马和高电阻率特点。

斜坡相处于台地边缘相向盆地过渡的斜坡区域，水体安静，能量弱，岩性为灰黑色有机质泥岩及凝灰质泥岩，古生物以薄壳浮游生物为主，生物形态保存完整，未遭受水流改造破坏，发育水平纹层，泥质含量高，测井曲线上具有高自然伽马和低电阻率特点。

盆地相属于深水环境，水体能量低，几乎无颗粒沉积物和底栖生物存在，以浮游和漂浮生物为主，生物死亡后可完整的沉积于该相带中。盆地相中发育黑色泥岩，富含有机质，测井曲线上具有低自然伽马和高电阻率特点。

2.3 沉积相地震响应特征及刻画

利用区内JT1、LX1、ST3等井进行井—震标定，确定吴家坪组顶界和吴家坪组底界地震反射层位。吴家坪组顶界地震响应特征表现为波谷反射；吴家坪组底界地震响应特征表现为强波峰反射，反射特征明显。

利用层拉平技术，明确不同沉积相地震响应特征，精细识别吴家坪组不同沉积相的地震响应特征，建立不同沉积相的地震响应模式（表1）。

表1 川北地区吴家坪组沉积相地震响应特征表

在垂直开江—梁平海槽的地震剖面上，吴家坪组不同沉积相带的地震响应具有明显差别，不仅响应特征差异明显，厚度差异也较明显。台地相厚度稳定，变化小，表现为稳定的平行—亚平行强波峰连续反射；台缘相厚度大，表现为弱波峰连续反射；斜坡相地层厚度变化快，表现为中强振幅反射；盆地相地层厚度小，表现为强波谷反射（图3）。

图3 过ZJ2井 NC2井 JT1井 LX1井地震响应特征剖面图

根据建立的不同沉积相地震响应模式，开展研究区吴家坪组不同沉积相精细识别及刻画，明确吴家坪组沉积相平面分布（图4）。台地边缘相主要发育于双鱼石—元坝龙岗一带，呈北西南东向分布，并在双鱼石地区台地边缘向南延伸，面积达3 600 km2，是最有利的储层发育区。

图4 川北地区吴家坪组沉积相平面分布图

结合区内钻井资料和本次地震刻画的吴家坪组沉积相平面分布图分析发现，川北地区吴家坪组的沉积格局由茅口晚期形成的北西向的川北海槽控制，在海平面变化和川北海槽持续演化作用下，导致吴家坪期沿海槽边缘发育周期性高能台地边缘滩相，为规模孔隙型储层发育奠定基础。

3 储层特征

3.1 储集岩类

依据钻井岩心、岩石薄片观察，吴家坪组碳酸盐岩储集岩可分为石灰岩类和白云岩类，石灰岩类为生物碎屑石灰岩，白云岩主要为细中晶白云岩。

生物碎屑石灰岩分布较为普遍，吴家坪组各段均有发育，生物碎屑包括瓣腮、有孔虫、蜓类、介壳，生屑之间为粒状亮晶方解石或灰泥胶结。

细中晶白云岩在吴一段和吴二段上部分布较普遍，局部见残余生物碎屑石灰岩，其他层段则表现为灰质白云岩和云质石灰岩。白云石晶形主要以半自形为主，镶嵌接触，晶体洁净。

3.2 主要储集空间

按照储渗空间成因、大小、形态的综合分类方案，并结合储集岩类型，LX1井吴家坪组的生屑石灰岩储集空间可划分为孔隙和孔洞，孔隙为组构选择性溶蚀形成的生物铸模孔以及生物体腔孔（图5）。孔洞为溶蚀作用形成，LX1井吴家坪组岩心上可见少量溶蚀孔洞，该类储集空间在成像测井上呈杂乱分布的暗色斑块。白云岩储集空间可划分为晶间溶孔及晶间孔。

图5 川北地区吴家坪组储集空间特征照片

3.3 储层物性

LX1井吴家坪组14个岩心柱塞样实测孔隙度介于1.26%～6.07%，平均孔隙度为2.33%，孔隙度大于2%的样品占43%，孔隙度大于4%的样品占14%；渗透率主要介于0.001～0.005 mD（图6）。吴家坪组储层物性差异大，生物碎屑石灰岩和白云岩发育地区，储层物性好，孔隙度介于5.0%～6.0%。测井解释结果显示，吴家坪组储层厚度介于5.5～19.1 m，孔隙度介于2.80%～5.60%，平均孔隙度为3.90%，表现出孔隙型储层特征。

图6 川北地区吴家坪组岩心物性直方图

3.4 储层类型

根据钻井岩心、岩屑薄片观察，结合沉积相、储集岩性、储集空间组合特征，研究区吴家坪组主要发育孔洞孔隙型石灰岩储层和孔隙型白云岩储层。

孔洞孔隙型石灰岩储层，以孔隙和溶蚀孔洞为储集空间，其中孔隙占主导，发育少量溶蚀孔洞，裂缝欠发育。在铸体薄片上可以看到生物铸模孔及生物体腔孔大量分布（图5），岩心上见少量溶洞。受吴一、吴二段沉积末期海平面下降影响，高能颗粒滩局部暴露，遭受溶蚀改造，生物被选择性溶蚀，形成孔隙，同时部分基质被溶蚀，扩溶形成溶蚀孔洞。

孔隙型白云岩储层，以晶间孔和晶间溶孔为储集空间（图5），储层主要位于吴一段和吴二段上部，处于吴家坪期台地边缘滩高能相带，滩内生屑之间原始粒间孔为富镁、富硅流体的进入提供了储渗空间，该类储层通常与硅质岩共生，说明二叠纪火山活动形成的热水环境对储层的形成具有较大影响。

4 油气勘探意义

4.1 储层规模

川北地区沿开江梁平海槽西缘吴家坪组台地边缘带内钻探的LX1、YB7、YB22、ST108、ST12等井已证实吴家坪组发育台地边缘滩相孔隙型储层，储层厚度介于15～25 m，平均孔隙度介于3.5%～4.0%，孔隙类型以生物铸膜孔、粒间溶孔和晶间溶孔为主。地震刻画吴家坪组台地边缘带面积3 600 km2，有利沉积相带规模较大，具备发育孔隙型储层的物质基础。

4.2 成藏组合

前人研究结果认为，川北地区茅口组和吴家坪组天然气为原油裂解气与干酪根裂解气的混合气，主要来源于二叠系烃源岩，为茅口组孤峰段、吴家坪组和大隆组泥页岩，主要分布于开江—梁平海槽内[15-21]。

海槽内茅口组孤峰段岩性为以灰黑色泥灰岩、泥岩、页岩、硅质岩为主的富有机质黑色岩系，孤峰段有机质泥页岩分布广，总有机碳含量（TOC）介于2%～10%，厚度一般为20 m，最大厚度可达70 m，主要分布在广元、剑阁、旺苍等区域；生气强度介于20 108～40 108m3/km2。吴家坪组岩性以泥岩、页岩和泥灰岩为主，TOC介于1%～7%，平均值为2.2%，厚度一般介于65～120 m，最大厚度可达170 m，主要分布于广元—通江、达州—开江一带；生气强度介于30 108～70 108m3/km2。大隆组岩性以灰黑色薄层硅质岩、硅质石灰岩、黑色页岩为主，主要分布于广元—旺苍、镇巴—城口一带，TOC普遍大于1.5%，平均值为3.5%，厚度从数米到数十米不等，多介于20～40 m，平均厚度为30 m；生气强度介于10 108～20 108m3/km2。

开江—梁平海槽的二叠系烃源岩生成的油气沿着断裂和地层不整合面向吴家坪组台缘滩相储层运聚，形成良好的源—断—储配置体系，形成下生上储、旁生侧储的成藏组合。吴家坪组滩相孔隙型储层受相带控制，高能滩相以外的致密石灰岩、泥灰岩、泥岩可作为良好的封盖和遮挡层，形成良好的保存条件，有利于天然气成藏（图7）。

图7 川北地区吴家坪组油气成藏模式图

4.3 勘探意义

滩相孔隙型储层的发现表明四川盆地吴家坪组不仅裂缝型储层，同时还发育孔隙型储层，成藏组合优越，展示出吴家坪组具有较大天然气勘探潜力，对四川盆地拓展天然气勘探新领域、新层系具有重要意义。研究结果表明，吴家坪组相控台缘高能滩相储层沿海槽边缘展布，相控储层大面积分布；台缘高能滩相储层厚度较大，物性好，近期台缘带内已钻揭的LX1井、ST108井吴家坪组都钻遇好良好的孔隙型储层，且油气显示活跃，进一步说明沿海槽边缘分布的吴家坪组台缘滩相储层的天然气勘探潜力，该领域是二叠系天然气勘探下一步重点研究的领域。另外，ST101井吴家坪组凝灰岩储层测试日产天然气量为5 104m3；吴家坪组页岩多井获良好油气显示，HY1井吴家坪组页岩测试获日产天然气量为5.5 104m3，吴家坪组凝灰岩和页岩的分布与沉积相带展布紧密相关，开展吴家坪组相带刻画，明确相带与储层分布关系，对落实四川盆地北部—东部地区凝灰岩储层和页岩气储层非常规天然气勘探潜力具有重要意义。