川东南地区中二叠统茅口组灰泥灰岩储层孔隙特征

2022-08-10韩月卿李双建韩文彪赵红琴刘光祥郝运轻

石油实验地质 2022年4期

韩月卿，李双建，韩文彪，赵红琴，刘光祥，郝运轻

1.中国石化深部地质与资源重点实验室，北京 102206；2.中国石化石油勘探开发研究院，北京 102206；3.中国石化油田部，北京 100728；4.中国石化中原油田分公司物探研究院，河南濮阳 457000

近年来，四川盆地中二叠统已获得多种类型的碳酸盐岩储层油气勘探突破，包括高能滩相储层[1-2]、岩溶缝洞型储层[3]、热液白云岩储层[4]。茅口组底部的茅一段灰泥灰岩长期以来被作为烃源岩进行研究[5]，近期多口钻井在茅一段灰泥灰岩地层见良好的气测显示，其中YH1井、JY66-1井和DS1井更是在这一层系取得油气勘探突破[6-7]，进一步证实了茅一段灰泥灰岩储层具有较大的勘探开发潜力。然而，茅一段储层岩性复杂，碳酸盐矿物含量高，孔隙连通性差，非均质性强，产量递减迅速[8]，储层理论研究较为滞后，制约了酸化压裂设计，直接影响了该层系的勘探与开发。

川东南地区茅一段灰泥灰岩常与颗粒灰岩互层发育，前人根据这一产状特征称之为眼球状灰岩或瘤状灰岩[9]。前期相关研究主要集中在眼球状灰岩的成岩背景和成因机理等方面[10-11]，主流观点认为其与早期成岩阶段的差异压实作用有关[12-15]。目前关于灰泥灰岩的储层特征研究还较为薄弱。苏成鹏等把灰泥灰岩储集空间分为溶孔、溶缝、应力缝、粒缘缝、收缩缝等，强调溶孔和溶缝是主要的储集空间[13，16-17]；夏文谦等[18]将灰泥灰岩储集空间分为有机质孔、脆性矿物孔、黏土矿物孔三种类型，认为脆性矿物孔提供主要储集空间；赵培荣等[19]认为粒缘缝、收缩缝和有机质孔是主要储集空间；胡东风等[5]认为滑石缝为主要的储集空间；江青春等[20]认为主要储集空间为有机质孔和白云石晶间孔。前人在孔隙分类和主要储集空间方面存在较大分歧，缺乏更为系统的划分及特征描述。在孔隙结构研究方面，胡东风等通过氮气吸附—压汞联合测试，测得主体孔径为5～50 nm[5-6]，但对于微孔的表征和储层的连通性尚需深入研究。

本文基于岩心和野外露头观察，通过场发射扫描电镜详细观察了川东南地区茅一段灰泥灰岩的储层微观特征，将其储集空间系统总结为无机孔、有机质孔、微裂缝三种类型，并根据其微观特征进一步划分为九种亚类型，结合非常规储层的孔隙联合表征技术，通过低温氮气吸附、低温CO2吸附、高压压汞、CT扫描等测试方法，对灰泥灰岩储层不同尺度的孔隙以及孔隙连通性展开系统表征，以期为茅一段灰泥灰岩储层的勘探与开发提供理论指导。

1 区域地质概况

石炭纪末发生的云南运动使得四川盆地基底整体抬升，遭受夷平补齐，形成了准平原化地貌，广泛的海侵使下二叠统梁山组、栖霞组和茅口组相继沉积[21-23]。其中，茅口组沉积时整体为碳酸盐岩缓坡沉积环境[24]，水体由西向东变深。茅口组自下而上可细分为三段：茅一段岩性以深灰色或灰黑色灰泥灰岩、灰色颗粒灰岩韵律地层为主，又称“眼球状灰岩”；茅二段以灰色含泥灰岩为主，生屑较为发育；茅三段以浅灰色、灰色颗粒灰岩为主，生屑含量很高，局部发生云化和岩溶作用，是白云岩储层[25-26]和岩溶储层[27-30]的有利发育层位(图1)。

川东南地区钻井揭示，茅一段地层在平面上连续分布，厚约116～130 m，有效储层厚度50～75 m，均见到了良好的气显示(图2)。茅一段灰泥灰岩的总有机碳含量(TOC)平均值为0.76%～1.1%，在平面上自北西向南东呈增大的趋势；南川地区烃源岩整体发育最好，TOC最高可达5.1%(图1)。

2 岩石学特征

2.1 宏观特征

四川盆地茅口组沉积早期，海侵规模最大，川东南地区整体水体较深，水动力较弱。茅一段为一套外缓坡相沉积[31]，岩性组合以眼球状灰岩为主(图3a-c)。浅色的瘤状体为“眼球”，颗粒含量大于50%，按照成分和颗粒结构应划分为颗粒灰岩；包裹眼球的灰黑色灰岩称为“眼皮”，灰泥含量大于50%，按照成分和颗粒结构划分为灰泥灰岩，眼皮与眼球反映了沉积时期水动力及含氧量变化较快[32-36]。野外露头上可见到大量成层发育的眼球状灰岩，其中灰泥灰岩颜色较暗，新鲜面为灰黑色，以薄至中层为主，具水平层理，与龙马溪组页岩具有类似的特征(图3a-b)。岩心上，灰黑色灰泥灰岩包裹灰色颗粒灰岩呈典型的眼球状特征(图3c)，灰泥灰岩在部分层段非常致密(图3d)，横截面见大量生屑顺层排列(图3e)，部分层段的灰泥灰岩具页理状特征，极易破碎(图3f)。

2.2 微观特征及矿物组成

显微镜下，灰泥灰岩主要由泥晶级的方解石、黏土矿物和大量生物碎屑组成。生屑包括介壳类、有孔虫、腕足类、三叶虫、棘皮类等，粒间常见有机质发育，偶见石英、硅质脉和裂缝(图4)。

图4 川东南地区中二叠统茅口组一段灰泥灰岩岩石学特征

通过X衍射全岩分析得到MY1井、YH1井、石柱冷水溪剖面茅一段样品的基本矿物成分组成情况(图5)。实验结果显示，样品主要由碳酸盐矿物、黏土矿物、石英、黄铁矿、菱铁矿组成，碳酸盐矿物的含量较高，分布在42.3%～95.1%，黏土矿物分布在2.6%～44.0%。样品LSX-1、LSX-2、YH-1、MY-1、MY-2、MY-3、MY-4均采自灰泥灰岩(眼皮)，TOC含量分别为0.25%，0.70%，0.70%，1.62%，1.75%，0.66%，0.59%；样品YH-2采自颗粒灰岩(眼球)，TOC含量仅为0.16%。样品的镜质体反射率Ro值介于2.41%～2.75%，均处于过成熟阶段。

图5 川东南地区中二叠统茅口组一段灰泥灰岩样品矿物成分组成

3 储层储集空间类型及特征

通过对茅一段灰泥灰岩储层的扫描电镜观察，其储集空间与龙马溪组页岩的孔隙特征类似，都发育纳米级的微孔。茅一段灰泥灰岩储层的储集空间主要分为三种类型：有机质孔、无机孔和微裂缝。其中，有机质孔所占的比重较小，大量微裂缝和纳米、微米级的无机孔构成了孔隙网络，通过滑石缝或粒缘缝连接，形成了具有较好渗流能力的孔—缝—网复杂体系。

3.1 有机质孔

有机质孔主要分布在茅一段黏土矿物含量相对较高的层段，扫描电镜下可见到大量的有机质富集，有机质孔非常发育，孔径大小在几十至几百纳米不等，一部分具有较好的圆度，部分发生拉张弯曲(图6)。根据有机质孔的赋存形态，可进一步划分为独立的有机质孔隙、包裹滑石的有机质孔隙和黄铁矿晶间有机质孔隙3个亚类。

3.1.1 独立的有机质孔

独立的有机质赋存于方解石粒间孔中，常与方解石晶粒边缘相接触，或与滑石伴生。有机质孔缝非常发育，部分具有较好的圆度，部分受成岩作用影响，发生拉张弯曲，部分连接成缝，孔径大小在几百纳米至几微米不等(图6a-b)。

3.1.2 包裹滑石的有机质孔

有机质常与滑石共生赋存于碳酸盐矿物晶间孔缝中，滑石呈丝带状包卷于有机质孔缝中，此类有机质孔的孔径大小在几十纳米到几百纳米之间，呈海绵状发育(图6c-d)。

3.1.3 黄铁矿晶间有机质孔隙

川东南地区在茅口组沉积早期处于浪基面之下，水体较深，处于外缓坡低能相带；与此同时，阵发性的上升流给生物带来生长需要的营养，促使生物大量繁殖，而生物在不断繁殖和死亡过程中会消耗大量的氧，容易形成缺氧环境利于有机质的保存。扫描电镜下可见与方解石和滑石伴生的草莓状黄铁矿及黄铁矿集合体，指示还原性的成岩环境。黄铁矿晶间发育少量有机质，这类有机质的孔隙通常孔径较小，多在几十纳米(图6e-f)。

图6 川东南地区中二叠统茅口组一段灰泥灰岩有机质孔微观特征

3.2 微裂缝

3.2.1 滑石缝

扫描电镜下，灰泥灰岩的方解石、白云石、硅质、黄铁矿等颗粒间赋存大量黏土矿物——滑石，二者呈基底式胶结(图6a-d,图7a-b)。滑石在扫描电镜下结构疏松，具片理状结构，微裂缝非常发育，为储层发育的主要储集空间。滑石缝延伸范围有限，晶层条纹常出现不连续的双层逐渐合一错叠现象。在有机质周缘，滑石缝也较为常见，受有机质形态轮廓影响，具有弯曲、平直等多种形态(图6b,图7a)。

3.2.2 粒缘缝

粒缘缝常见于碳酸盐矿物颗粒的边缘，与滑石或者有机质接触，缝宽为几十纳米到几微米。受矿物颗粒或有机质形态轮廓影响，粒缘缝可见弯曲、平直等多种形态，使得矿物晶体边界有较好的呈现。粒缘缝具有很好的连通作用，不同矿物周缘的溶蚀缝还可以相互连通，形成延伸长远的树枝状或网状孔缝，是储层流体渗流扩散的重要通道(图7c-d)。

图7 川东南地区中二叠统茅口组一段灰泥灰岩微裂缝微观特征

3.2.3 应力缝

应力缝指受应力作用产生的裂缝，研究区茅一段应力缝多见于宏观尺度，普通薄片和扫描电镜下裂缝大多未被充填，个别被硅质充填(图4c)；缝宽在几微米至几百微米，通常延伸较长，多沿滑石缝和矿物边缘发育，对油气运移有重要的输导作用(图7e,f)。

3.3 无机孔

3.3.1 粒间孔

无机孔中的粒间孔主要指存在于矿物颗粒之间的孔隙，包括内碎屑、生物碎屑、灰泥、硅质等组分之间的孔隙。这类孔隙边缘呈港湾状，形态不规则，孔径分布在几十至几百微米，大多未被充填(图8a-b)。

3.3.2晶间孔

灰泥灰岩通常较为致密，扫描电镜下常见方解石或白云石晶体间发育溶孔，以及黄铁矿晶间孔，形状以较为规则的多边形为主，孔径为几十纳米到几百纳米，部分孔隙相连通，但总体连通性较差(图8c-d)。

3.3.3 晶体内部溶孔

扫描电镜下，白云石晶粒表面发育少量溶孔，孔径在几纳米至几百纳米，分布不均匀，存在多种形态，包括圆形、椭圆形、多边形等，可能为不同溶蚀强度造成，孔内见自生石英充填(图8e-f)。

图8 川东南地区中二叠统茅口组一段灰泥灰岩无机孔微观特征

4 储层物性与孔隙结构特征

4.1 储层物性特征

通过高压压汞测试和数据分析，川东南茅一段灰泥灰岩孔隙度由北西向南东逐渐增大，储层段孔隙度介于2.22%～3.21%。灰泥灰岩储层的孔隙度和TOC值总体呈正相关关系(图9)，都有从北西向南东逐渐增大的趋势。

图9 川东南地区中二叠统茅口组一段灰泥灰岩孔隙度等值线及与TOC交汇图

4.2 孔隙结构特征

与常规碳酸盐岩储层相比，灰泥灰岩储层具有特低孔的特点，纳米—微米级孔隙非常发育，形态结构复杂。为了进一步刻画研究区灰泥灰岩的孔隙结构特征，本次研究通过低温氮气吸附、低温CO2吸附、高压压汞测试进行联合表征。

4.2.1 孔隙形态

图10为基于低温氮气吸附实验数据绘制的灰泥灰岩品样品吸附—脱附曲线，可以看出曲线均呈现出反“S”型，不同样品的曲线形态稍有差别。根据IUPAC的分类方法，灰泥灰岩的吸附—脱附曲线与Ⅳ型等温线较为接近，Ⅳ型等温线和滞后回线表明灰泥灰岩中的孔隙主要为中孔；平衡压力接近饱和蒸汽压时未出现吸附饱和，表明灰泥灰岩中同时存在一定量的大孔。实验结果表明，实验样品的低温氮气吸附和脱附过程并不重合，脱附分支位于吸附分支的上方，形成一个明显的回滞环。根据IUPAC回滞环分类，灰泥灰岩样品的回滞环形态与H2型比较接近。回滞环的产生与样品孔隙结构密切相关，其形状能定性反映孔隙形态。吸附曲线前半段呈现稳定上升的形态，但脱附曲线在中等相对压力时呈现快速下降的形态，形成宽大的回滞环，表明样品中存在细颈广体的墨水瓶形孔，对于气体的吸附聚集具有重要的作用。

图10 川东南地区中二叠统茅口组一段灰泥灰岩低温氮气吸附—脱附曲线

4.2.2 孔径分布

本文分别采用低温CO2吸附实验、低温氮气吸附实验以及高压压汞实验表征微孔、中孔和宏孔。低温CO2吸附对小于1 nm的孔隙具有较好的表征效果，低温氮气吸附对1～10 nm之间的孔隙表征较好，而高压压汞对大于10 nm的孔隙表征较好[37]。

(1)微孔。基于低温CO2吸附实验结果，样品的微孔集中分布在0.4～1 nm，微孔体积变化率分布在0.000 5～0.009 cm3/g；孔隙体积呈现出双峰特征，分别集中在0.5～0.65 nm和0.8～0.9 nm，左峰包含的孔径范围比右峰略大，表明介于0.4～0.7 nm的微孔孔隙连通性明显较0.7～1 nm的强(图11a)。

(2)中孔。基于低温氮气吸附实验结果，样品的中孔分布结果呈现出良好的继承性。由于所选研究层段处于高—过成熟演化阶段，因此样品的孔隙分布形态较为复杂。样品在2 nm、5 nm及10 nm左右出现明显的波峰形态，其中2 nm波峰附近的孔隙数量明显高于其他2个波峰处的孔隙数量，因此为主峰。同时样品中孔孔径跨度范围广，且中孔的发育程度较高，数量更多(图11b)。

图11 川东南地区中二叠统茅口组一段灰泥灰岩孔径分布

(3)宏孔。基于高压压汞法实验结果，样品的宏孔呈现明显的“多峰”形态，表明研究区样品孔隙结构较为复杂，地层中裂缝发育较多，且储层非均质性较强。样品孔径介于10～100 nm时的峰值明显较高，表明小于100 nm孔径是储层中宏孔的重要孔隙类型(图11c)。

低温CO2吸附、低温氮气吸附和高压压汞实验联合表征结果显示，灰泥灰岩样品中微孔、中孔、宏孔均有发育，孔径主要分布在0.4～100 nm，跨度范围较大。

4.3 孔隙连通特征

CT扫描技术可以获取多尺度孔喉的纳米级结构特征，同时可以准确定位各个孔喉所处的具体位置，对于分析孔隙形态、类型和孔隙之间的连通性具有重要作用，可以反映孔喉结构的整体信息及其非均质性特征[38]。利用卡尔蔡司Xradia 510 Versa CT扫描仪对岩心扫描，根据不同物质的灰度差异，通过阈值划分提取出样品中的孔隙，以不同颜色进行标记(图12a-c,g-i)，重点刻画了体积占比最大的孔隙类型分布形态(图12d-f,j-l)。统计情况显示：样品LSX-1的孔径普遍较大，直径小于100 μm的孔隙占比52.33%；样品LSX-2、MY-1、MY-2、YH-1、YH-2的孔径普遍较小，直径小于10 μm的孔隙占比最高，分别占总孔隙数的96.42%，98.47%，99.04%，85.37%，89.7%，孔隙形状不规则，分布不均匀，连通性较差，大多为孤立孔隙；样品MY-2发育的裂缝有效连通了孔隙(图12g)。

图12 川东南地区中二叠统茅口组一段灰泥灰岩样品CT扫描图像

5 储层的特殊性与勘探意义

川东南地区茅口组一段灰泥灰岩作为一种新类型非常规储层，在储层成因、储集空间类型和连通性上，与传统碳酸盐岩储层和典型非常规储层相比有很大差异。相比于茅口组中上部岩溶和白云岩等常规碳酸盐岩储层，灰泥灰岩有机碳含量较高，矿物成分中滑石等黏土矿物占一定比例；储层更为致密，滑石缝等微裂缝是主要的储集空间，而不是岩溶缝洞和白云石晶间孔[3]。相比于川东南地区五峰—龙马溪组页岩，茅一段灰泥灰岩储层有机碳含量普遍较低，储集空间主要为微裂缝，组成矿物以碳酸盐矿物方解石、白云石和黏土矿物滑石为主，石英次之。而川东南地区五峰—龙马溪组页岩主要为深水陆棚相沉积，测得TOC为 2.83%～6.59%，平均值为4.145%，储集空间主要为有机质孔，有效孔隙度主要介于 2.62%～7.12%，平均为4.729%，石英、长石等矿物含量高[39-40]。

川东南茅一段灰泥灰岩储层具有自生自储、沉积稳定、连片分布的特点，有利目标分布范围广。灰泥灰岩含气性较好，焦石坝地区钻井过程中茅口组普遍见明显的气测异常，如JY48-1HF井气测全烃为1.20%～12.40%。油气源对比研究表明，茅一段天然气为高—过成熟阶段的烃源岩干酪根裂解气与早期形成的液态烃裂解成气的混合物[19]，属于自生自储型油气藏，优质烃源岩和微裂缝发育的局部构造控制了油气藏的分布。川东南茅一段处于外缓坡低能环境，有效储层厚度50～75 m，优质储层在研究区内广泛分布，且埋深适中(900～4 700 m)，有利于天然气富集成藏和后期压裂改造[26]。针对这种特殊类型的致密气藏，应综合碳酸盐岩和页岩储层的勘探开发思路和技术方法，加强地质甜点和工程甜点的综合评价，采用合理的水平井压裂改造工艺，提高单井产能，促进整体高效开发。