川西北地区茅口组储层特征及其主控因素

霍 飞，杨西燕，王兴志，黄荟文，张凤玲

（油气藏地质及开发工程国家重点实验室（西南石油大学），成都6105000）

自20世纪50年代在四川盆地南部圣灯山构造隆10井的中二叠统茅口组（P2m）首获工业气流后，不断有新的进展［1］，但一直未在该领域取得大的突破。2014年以来，川西北地区多口井在茅口组发现层状孔隙型白云岩、岩溶型和裂缝型储层，测试均获高产气流，如ST1井产气126×104m3／d、L004-x1井产气111.65×104m3／d，显示该区茅口组具有巨大的勘探潜力，目前已成为四川盆地主要的勘探层系［2－4］；但随着勘探的进行，也出现了较多的失误，究其原因，可能是由于其储层的非均质性较强，储层特征及主要控制因素尚不十分清楚。因此，本文根据野外、钻测井资料对川西北地区茅口组的储层特征进行研究，探讨影响储层发育的主要控制因素，以期能为该领域的油气勘探提供有益的地质资料。

1 地质概况

川西北地区位于上扬子准地台北部边缘的龙门山山前断褶构造带、米仓山前缘断褶带和川北平缓构造带的交汇部位，地腹之下构造复杂。其中茅口组厚120～140 m，自下而上可划分为4个岩性段（简称为茅一、茅二、茅三和茅四段）［5］（图1）。茅一至茅三段主要由深灰-灰黑色生物（屑）泥晶灰岩和泥亮晶生物（屑）灰岩构成，珊瑚、腕足类、和有孔虫类等化石常见，“眼球”状-似“眼球”状构造十分发育；局部茅三段夹有云质“豹斑”灰岩和细－中晶白云岩；茅四段主要为灰黑色硅质岩、泥页岩及其过渡岩类，富含有机质。受东吴运动影响，区内茅三段－茅四段遭受不同程度剥蚀［6－7］。

图1 川西北地区茅口组地质特征简图Fig.1 Geological map showing the characteristics of Maokou Formation in northwestern Sichuan Basin

2 储层特征

2.1 岩性、物性特征

川西北地区茅口组岩石类型较多，常见的有生物（屑）灰岩、含生物（屑）泥晶灰岩、泥晶生物（屑）灰岩、晶粒白云岩及其过渡岩类。其中与较高能台地边缘滩成因有关的泥亮晶生屑灰岩、细－中晶白云岩及受风暴流作用改造的深缓坡“眼球”状-似“眼球”状生物（屑）泥晶灰岩是最主要的储集岩类型（图2）。

根据对川西北地区4个构造8口井茅口组岩心物性的统计（表1），灰岩类储层的平均孔隙度（q）仅为0.83%，平均渗透率（K）为0.32×10－3μm2，多属于特低孔低渗型储集层；局部白云岩发育部位的孔隙度可达5%以上，渗透率＞1×10－3μm2，属中孔中渗型储层，如K3井和河湾场茅口组的局部。总体来看，川西北地区茅口组灰岩类基岩孔隙度较低，在有裂缝沟通的情况下才能构成孔隙-裂缝型储层；晶粒白云岩类的物性相对较好，可构成孔隙型储层。

图2 川西北地区茅口组储层岩性及储集空间特征Fig.2 Characteristics of reservoir lithology and reservoir space of Maokou Formation in northwestern Sichuan

表1 川西北地区茅口组储层物性统计Table 1 Statistic characteristics of reservoir physical properties of Maokou Formation in northwestern Sichuan

2.2 储集空间类型及特征

川西北地区茅口组储集空间包括孔、洞、缝3类。

孔主要有晶间孔、晶间溶孔和少量粒间溶孔、生物体腔孔等（图2-A、B、C）。晶间孔、晶间溶孔在细－中晶白云岩中常见，位于半自形－自形的白云石晶粒之间，局部被沥青半充填（图2-B），宏观上呈“针孔”或“蜂窝”状溶孔（图2-H），局部面孔率可达5%以上；粒间溶孔和生物体腔孔主要分布在泥－亮晶生物（屑）泥晶灰岩的颗粒之间或生物体腔内部，在“眼球”状-似“眼球”状生物（屑）泥晶灰岩的“眼皮”位置也有少量分布，局部被沥青半充填，面孔率一般小于2%（图2-C、E、G），连通性较差。

洞主要分布在茅口组顶部的岩溶角砾岩中（图2-D），多属于砾间洞。晶粒白云岩的局部及少量溶蚀扩大缝在被方解石半充填后也可残留少量溶洞（图2-H、图3-A）［8］。

图3 LT1井茅口组成像测井及裂缝Fig.3 Imaging logging and crack of Maokou Formation in Well LT1（A）裂缝及溶洞；（B）“眼球”-“似眼球”状储层段裂缝

裂缝在各类岩性中均有发育，其成因、产状多样，但一般只有喜马拉雅期形成的高角度未充填微裂缝才是有效裂缝（图2-H、I）。这类裂缝在川西北地区茅口组较为发育，局部富集区可构成裂缝性储层［9］。如九龙山构造多口井在茅口组“眼球”状-似“眼球”状灰岩中获得高产气流，经测井解释多属于裂缝型储层（图3-B）；野外在“眼球”中也常见到未充填的高角度裂缝（图2-G）。

2.3 储层分布

已有的勘探及研究表明，川西北地区茅口组储层在纵向上主要分布在距茅口组顶部风化界面之下65 m的范围内，明显受风化岩溶作用的控制；横向上具有一定的连续性，可在各井之间较长距离追踪对比，但非均质性较强（图4）；层位上多属于茅三段顶部，其余层位较少。

3 储层的主控因素

3.1 沉积相

茅口期，川西北地区处于均斜台地环境之中，主要发育台地边缘、浅缓坡、深缓坡亚相［10－13］。其中，通口－天井山－长江沟一带以东的广阔区域均处在自北西向南东、由南西向北东方向水体逐渐加深的低能缓坡相带，主要沉积了一套具“眼球”状-似“眼球”状结构的灰岩，现今储集性能差，在有裂缝发育时可形成裂缝型储层；其西部受到龙门山断裂的影响形成川西海槽，断层上升盘的通口－天井山－长江沟一带发育台地边缘高能－较高能滩体［14－16］，该带也是有利于储层形成与演化的沉积相带（图5），后期孔隙型白云岩储层多是在该相带基础上演化而成。

图4 研究区茅口组储层连井剖面图Fig.4 Profile of connective drilling wells for the Maokou Formation reservoir in the study area

图5 川西北地区茅三段沉积相平面图Fig.5 Plane figure showing sedimentary facies of Member 3 of the Maokou Formation in northwestern Sichuan

3.2 成岩作用

川西北地区茅口组自沉积后随埋深的不断增加，所经受的温度、压力及孔隙水的物理化学性质不断变化，导致岩石的孔隙结构、储集性能等在多种成岩作用的共同作用下发生复杂的变化［17］。通过对研究区野外剖面和取心井的宏观及微观分析，认为茅口组中的原生孔隙在经过压实、压溶和胶结作用后基本消失，白云石化、溶蚀和破裂作用是现今储层中次生孔隙形成的关键。

3.2.1 白云石化作用

茅口期，川西北地区地势相对较高的台地边缘滩核部在沉积过程中频繁暴露于海平面之上，短时间受到大气淡水的淋滤改造（图6）。其大气淡水垂直渗流带中白云石化较弱，形成云质豹斑灰岩；而大气淡水潜流带中有较多海水的混入，有利于混合水白云石化的进行，白云石化较强。因此，相对高能滩体的中上部白云石化强，在川西北地区通口－天井山－长江沟一带茅三段中上部形成了区域上典型的云质“豹斑”灰岩以及晶粒白云岩［18］。

图6 川西北地区茅口组台地边缘滩白云石化模式示意图Fig.6 Schematic diagram showing the dolomitization model of platform margin beach in Maokou Formation of northwestern Sichuan

一方面，白云石化作用导致晶粒变大和趋于自形，从而提高了岩石的有效孔隙度和渗透率；另一方面，埋藏过程中，孔、渗相对较好的白云岩易于各种腐蚀性流体的通过，可形成较多的晶间溶孔［17］；加之白云石具有较强的抗压实作用，在相同的埋藏深度下可保留较多的早期孔隙：因此，白云石化作用是优质碳酸盐岩储层形成的主要因素［19－20］。

3.2.2 溶蚀作用

溶蚀作用是茅口组多数储集空间形成的关键作用。与白云石化同期发生的同生－准同生期溶蚀作用对现今储层的影响不明显。而茅口组顶部的与东吴运动有关的表生期古岩溶作用是形成良好储层的关键，其岩溶作用不仅形成了一定数量的岩溶角砾岩，还形成了一定数量的溶孔、溶洞，构成岩溶缝洞型储层。从茅口组储层对比图（图4）中看出，纵向上，茅口组储层主要集中在距风化面较近的茅三段中上部，储层分布受风化壳岩溶作用控制明显［21－22］。据唐大海等［23］对四川盆地不同地区茅口组的古岩溶特征的研究，在茅口组的岩溶台地和斜坡（L004-X1井－L17井区、矿山梁、长江沟地区）是最为有利的天然气勘探地区，如研究区ST1井、L16井、L004-x1井，茅口组天然气测试日产量均大于1×106m3。

已有的研究表明，茅口组的茅一－茅三段是一次Ⅲ级海平面下降阶段的产物，其中茅三段多属于高能－较高能台地边缘环境下的产物。因此，沉积期的混合水白云石化作用与东吴运动引起的风化岩溶作用的叠加部位更加有利于储层的形成，使茅三段中上部形成横向上易于追踪对比的储层。

3.3 构造破裂作用

裂缝对川西北地区茅口组储层的油气运移、聚集和产出具有较重要的意义。前已述及区内茅口组灰岩物性极差，只有在有较多裂缝存在的条件下才能构成裂缝型储层。如LT1井和L16井茅口组主要由“眼球”状-似“眼球”状灰岩构成，测井解释其平均孔隙度＜2%，但获得高产气流，成像测井解释具有较多高角度裂缝。因此，裂缝是灰岩储层具有高产的关键。

四川盆地茅口组生储盖组合条件好［24］，局部构造发育，台地边缘“高能滩相”的基础上叠加裂缝控制的“白云岩发育区”、“岩溶台地和斜坡发育区”为有利勘探区带。因此，台地边缘滩相中的滩核受白云石化作用改造的通口－天井山－长江沟一带是茅口组最有利的勘探区带，主要发育中晶－细晶白云岩的孔隙型储层及生屑灰岩的孔隙-裂缝型储层，物性较好；其次则是九龙山构造带，该区处于深缓坡环境中，其灰岩储层物性虽较差，但后期构造改造明显，可形成裂缝型或孔隙-裂缝型储层。

4 结论

a.川西北地区中二叠统茅口组储层以晶间孔、晶间溶孔发育的细晶－中晶白云岩和裂缝发育的“眼球”状-似“眼球”状生物（屑）泥晶灰岩为主；白云岩的物性较好，常构成中孔、中渗的孔隙型储层；而灰岩的基质孔隙度极低，在有裂缝存在时可构成裂缝型储层。

b.高能－较高能滩相沉积体是孔隙型白云岩储层发育的基础。通口－天井山－长江沟一带台地边缘滩核部位易受白云石化作用的改造形成细晶－中晶白云岩；九龙山构造一线缓坡堆积的“眼球”状-似“眼球”状灰岩只有在裂缝发育时才能形成具有较高产能的裂缝型储层。

c.茅口组顶部储层主要受到东吴运动的控制，在横向上分布较为稳定，易于较长距离追踪对比。

d.川西北茅口组的最有利勘探区主要分布在台地边缘滩核受白云石化作用改造的通口－天井山－长江沟一带。未来对茅口组的勘探中，应加强对“眼球”状-似“眼球”状灰岩的孔隙-裂缝型储层的寻找，并在此基础上对川西北中二叠统储层进行综合评价和预测，为今后的勘探提供依据。

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