川南地区中二叠统茅口组岩溶储集层类型与分布规律

黄士鹏，江青春，冯庆付，伍亚，鲁卫华，苏旺，陈晓月，任梦怡，彭辉

（1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；2.中国石油西南油气田公司蜀南气矿，四川泸州 646000；3.中国石油西南油气田公司华油公司，成都 610213）

0 引言

岩溶储集层是中国海相碳酸盐岩油气藏的重要储集层类型之一，随着靖边、塔河、哈拉哈塘、顺北等一系列海相大型油气田的发现，岩溶型油气藏正愈来愈受到石油地质学家和勘探家的重视[1-12]。四川盆地海相地层经历了多期构造抬升，发育震旦系灯影组、石炭系黄龙组、二叠系茅口组、三叠系雷口坡组等多套岩溶储集层[10,12-18]。中二叠统茅口组岩溶储集层自1957年隆10井测试获气以来[19]，勘探历时长达60余年，到目前为止依然是川南地区的重要产层之一。截至2018年，川南地区中二叠统茅口组共发现了325个岩溶缝洞型石灰岩气藏，累计探明储量 852×108m3，功勋气井自 2井已累计产气 50.15×108m3[17]。川南地区目前已经获得的探明储量主要集中在正向构造，而面积广大的构造斜坡，尤其是负向构造探井较少。在云锦、合江—庙高寺等向斜，部分井获得了高产工业气流，显示构造斜坡—向斜区还具有较大的勘探潜力。

关于川南地区茅口组的储集层类型，前人一般称之为裂缝型或裂缝-溶洞型，钻井也沿着或靠近断裂部署[19-23]。虽然川南地区茅口组勘探历史悠久，但到目前为止没有对其储集空间类型做精细的划分，同时也未明确指出主要的储集层类型及其分布特征，这无疑在很大程度上制约了本层系的天然气勘探进程。在“突破断裂探索储集层新类型，跳出构造寻找勘探新区带”勘探思路指导下，对川南茅口组的储集层类型和分布规律进行研究，以期在斜坡—向斜区寻找有利勘探区带。川南地区茅口组可利用的取心资料较少，成像测井资料匮乏，本文应用常规测井曲线的值域和形态，结合部分岩心、钻井和生产等资料，对茅口组的储集层类型进行评价，理清不同类型储集层的测井响应特征，明确高产稳产井的主要储集层类型，并通过测井综合解释和钻井、试油层位分析，落实茅口组岩溶储集层的分布特征，指出有利勘探区带。

1 岩溶储集层发育的地质背景

在四川盆地内部，中二叠统茅口组存在大范围的地层缺失。在平面上，从盆地西南部向东北部、西部缺失逐渐增加（见图1）。在纵向上，茅口组从下至上划分为茅一段（P2m1）、茅二段（P2m2）、茅三段（P2m3）和茅四段（P2m4），茅一段和茅二段又分别从下至上划分为c、b、a共3个亚段（见图1）。其中P2m4在盆地西南部以及东部有分布，主要分布在宜宾—雅安—江油一带以及石柱地区；P2m3分布较广，仅在万州—宣汉—旺苍一带普遍缺失；P2m2在川东北地区万县—达州一带缺失 P2m2a，地层剥蚀到 P2m2b； P2m1在全盆地保留比较完整[16,18,24]。尽管不同学者运用“全球海平面下降区域性侵蚀”[18,24-25]和“东吴运动地层抬升剥蚀”[17,26-30]等不同观点来解释茅口组缺失，但是正是因为地层的强烈缺失，才造成四川盆地茅口组岩溶储集层的广泛发育。

图1 四川盆地中二叠统茅口组岩溶古地貌及颗粒滩分布图与地层综合柱状图（据文献[18]修改）

早古生代加里东运动造成四川盆地乐山—龙女寺地区剧烈抬升，形成西南高、东北低的古地貌格局。该古地貌格局在海西期并未发生大的变化，在其上沉积了中二叠统[19]。茅口组为一套缓坡碳酸盐台地相沉积，颗粒滩体在盆地中西部大面积发育[18]。纵向上，茅口组发育两期颗粒滩体，第一期发育于P2m2b沉积期，第二期发育于P2m2a—P2m3沉积期[18]，其中第二期滩体的横向连续性和厚度均优于第一期滩体。两期颗粒滩体为茅口组岩溶储集层的发育奠定了物质基础[10,18,31]。

茅口组岩溶储集层的储集空间为孔和洞，裂缝主要起输导作用，三者相互沟通形成岩溶缝洞体。缝洞体的规模大小悬殊，大者横向连通范围可达2 km，小者仅有数十米，相差可达 5个数量级[23]。储集层的岩性以生屑砂屑灰岩、泥晶灰岩及眼球状灰岩为主，基质孔隙度低于2%，渗透率小于0.08×10-3μm2[16]。

2 岩溶储集层类型划分

鉴于川南地区茅口组探井大部分为老井、钻井时间跨度大、取心资料较少、成像资料相对匮乏，本文基于65口井的自然伽马、密度、声波时差、补偿中子以及深浅双侧向电阻率、井径等常规测井资料，结合钻井、岩心、薄片和产能数据等研究结果，将川南地区茅口组储集层划分为裂缝-孔洞型、孔隙-孔洞型、裂缝型、裂缝-洞穴型等4种类型。

2.1 裂缝-孔洞型

裂缝-孔洞型储集层是指裂缝和溶蚀孔洞均发育的储集层段，其测井曲线主要表现为“三低两高”响应特征，即低GR（10～40 API）、低ρ（2.55～2.75 g/cm3）、中低Rlld和Rlls（100～3 000 Ω·m）、高Δt（157.4～213.2 μs/m）、高φCNL（-1%～6%）（见图2a），是裂缝以及溶蚀孔洞在测井曲线上的叠加响应[32]。测井曲线的总体形态为“箱型”或“漏斗型”，并且由于裂缝发育，测井曲线的形态表现为锯齿状或出现局部跳跃。该类储集层孔隙度为 2%～8%，钻井过程中井径会略有增大或者扩径，录井中经常出现井漏现象。生产曲线显示稳产时间较长，产量递减缓慢（见图2b）。岩心照片显示溶蚀孔洞、裂缝发育，部分溶孔、溶洞沿着裂缝成不规则线状分布（见图3a、图3b）。在地层抬升过程中，大气淡水沿着垂直或高角度裂缝向下渗流，裂缝遭受局部溶蚀不断扩大而形成溶蚀孔洞。溶蚀孔洞是主要的储集空间，裂缝是主要的渗滤通道，溶蚀孔洞与裂缝良好的配置关系是储集层高产稳产的关键。

图2 B003-3井测井曲线（a）及生产曲线（b）

2.2 孔隙-孔洞型

孔隙-孔洞型储集层是指裂缝欠发育、直径小于 2 mm的孔隙和直径小于50 cm的孔洞较发育的储集层段[2]，其测井曲线同样表现为“三低两高”响应特征，但是值域范围与裂缝-孔洞型储集层有所区别，即低GR（10～30 API）、低ρ（2.55～2.72 g/cm3）、中低Rlld和Rlls（100～3 000 Ω·m）、高Δt（160.7～229.6 us/m）、高φCNL（-0.5%～6.0%）（见图4a）。测井曲线在储集层发育段协同变化，纵向上变化平缓，无跳跃或锯齿状，Δt和ρ曲线呈“钟型”，Rlld和Rlls曲线呈“箱型”或“钟型”。储集层孔隙度为2%～8%，钻井过程中井径会略有增大或者扩径，录井中经常出现井漏现象。生产曲线显示稳产时间较长，产量递减缓慢（见图4b）。储集层以溶蚀孔洞为储集空间，裂缝欠发育。岩心照片显示储集层段溶蚀孔洞发育（见图3c、图3d）。成像测井显示溶蚀孔洞呈低阻暗色斑块，直径约几毫米—几十厘米不等（见图3e、图3f），在铸体薄片上可以看到生物体腔孔、晶间溶孔等孔隙（见图3g）。该类储集层经历了多期溶蚀作用，受同生期—准同生期高频海平面下降影响，在P2m2b以及P2m2a—P2m3沉积期，高能颗粒滩局部暴露，原生孔隙发生溶蚀形成粒间、粒内溶孔；茅口组沉积末期，在表生期岩溶作用下，大气淡水沿着吼道对残留溶蚀孔进一步扩溶，局部地区由于溶蚀孔较为发育、水流强而溶蚀强烈，形成大小不一的溶蚀孔洞，两期岩溶作用的叠加形成了孔隙-孔洞型储集层。这类储集层的发现对于川南地区远离断裂和构造高部位的斜坡—向斜区天然气勘探具有意义。

图3 川南地区茅口组不同类型储集层孔、洞、缝特征

2.3 裂缝型

裂缝型储集层是指孔洞欠发育、裂缝较发育的储集层段。前人通过研究发现，裂缝型储集层的深浅双侧向电阻率略有降低，高角度裂缝表现为正差异，低角度裂缝表现为负差异[33-37]。茅口组裂缝型储集层主要由构造缝、成岩缝和风化溶蚀缝形成储集空间和联通渠道，一般岩石基质物性较差，次生溶蚀孔、洞不发育，基质孔隙度一般低于1%，测井曲线锯齿状特征明显，裂缝发育位置Δt增大（154.2～180.4 us/m）、ρ降低，ρ整体幅度变化不大（2.69～2.73 g/cm3），电阻率曲线一般大于1 000 Ω·m，Rlld和Rlls曲线差异较小，典型井B29井裂缝储集层发育段的Rlls略大于Rlld，指示低角度裂缝发育（见图5a）。岩心上可以看到高角度裂缝，裂缝被方解石部分充填（见图3h）。该类储集层在钻井时有井漏现象，生产曲线显示产量变化剧烈，产能极不稳定且生产时间较短（见图5b）。

2.4 裂缝-洞穴型

裂缝-洞穴型储集层是指直径大于50 cm的溶洞较发育的储集层段[2]，具有井径扩大、φCNL和Δt异常增大、深浅双侧向电阻率呈明显正差异的测井响应特征[34-35]。川南地区茅口组溶蚀洞穴规模较小，钻井放空的距离一般小于 1 m，当钻遇洞穴时，扩径明显，Δt和φCNL明显增大，Δt值为 170.6～236.2 us/m，φCNL值为 0.5%～7%（个别井大于 20%），ρ陡然降低（2.1～2.6 g/cm3），电阻率曲线为中低值（100～3 000 Ω·m），呈“箱型”特征，深浅双侧向电阻率曲线呈明显正差异（见图6a）。若溶洞充填泥质，其GR值增大；若充填有方解石则GR值和原岩差别不大，一般在10～40 API。岩心上看到的洞穴大部分被方解石、垮塌角砾所充填，有的洞穴直径可达1～2 m（见图3i）。钻井过程中出现明显井漏和放空。生产曲线表现为短时间内（若干年）较稳定，总体上产气量变化较大，但是持续生产时间较长（见图6b）。洞穴是在表生期岩溶作用下，大气淡水沿着断裂、裂缝在局部地区发生垂向和侧向溶蚀扩大所形成，溶洞分布具有很强的非均质性，分布规律较差。

图4 B005-X5井测井曲线（a）及H004-1井生产曲线（b）

图5 B29井测井曲线（a）及B27井生产曲线（b）

图6 H27井测井曲线（a）及J18井生产曲线（b）

3 岩溶储集层分布特征

3.1 纵向分布特征

测井综合解释结果显示，茅口组岩溶储集层厚度较小，一般小于10 m，主要分布在距茅口组顶0～100 m 的 P2m3、P2m2a、P2m2b，其中 P2m3—P2m2a为上部储集层发育段（主要距离茅口组顶 0～50 m），P2m2b为下部储集层发育段（主要距离茅口组顶50～100 m）。上部储集层相对于下部更为发育（见表1、图7）。川中高石梯—磨溪地区的茅口组测井解释结果也显示存在两套储集层，且上部好于下部[38]。两套储集层的形成有 2个控制因素：①茅口组发育 P2m2b和 P2m3—P2m2a这2个成滩期，所形成的高能颗粒滩相为岩溶储集层的形成提供了物质基础[10,18]，在纵向上控制岩溶储集层的发育；②垂向分带性研究认为 P2m3—P2m2a为垂直渗流带、P2m2b为水平潜流带，两个岩溶带对储集层在垂向上的形成和发育有重要的控制作用。

表1 蜀南地区不同储集层段距茅口组顶部距离统计表

两套储集层均可以高产稳产。根据48口气井的统计结果，上部储集层段测试产量为（0.17～477.90）×104m3（平均为39.13×104m3），累计产量变化区间为（0～9.95）×108m3（平均为 1.44×108m3）。根据 36 口气井的统计结果，下部储集层段测试产量为（0.27～89.63）×104m3（平均为15.11×104m3），累计产量变化区间为（0～4.68）×108m3（平均为 0.77×108m3）。上部储集层段产量大于下部储集层段。

图7 川南地区茅口组连井剖面图（剖面位置见图1）

3.2 横向分布特征

茅口组岩溶储集层横向连续性较差，具有极强的非均质性。依据测井综合解释结果绘制了两套储集层的平面厚度分布图（见图8）。上部储集层段的厚度为6～20 m，在宜宾—自贡—威远—大足一带、重庆西南、泸州东南一带存在3个厚值区，厚度可达12～20 m。下部储集层段厚度为3～12 m，在内江—自贡—泸州一带以及大足—泸州一带存在2个厚值区，厚度可达6～12 m。上部储集层段在分布范围以及厚度上优于下部储集层段。

茅口组为缓坡台地，川南地区以大足—泸州一带为界，以西处于浅缓坡，以东则是中缓坡[18]。区内颗粒滩体的厚度为10～80 m，在泸州东南一带、威远—大足一带颗粒滩体厚度较大，可以达到 60～80 m，而威远—宜宾地区的颗粒滩体厚度较薄，一般小于 40 m[18]。对比川南地区茅口组储集层厚度平面分布图与茅口组颗粒滩体分布图（见图1），两者之间具有较好的一致性， 说明颗粒滩体对储集层的形成具有控制作用。

图8 川南地区茅口组上部储集层段（a）和下部储集层段（b）平面厚度分布图

4 结论

川南地区茅口组发育裂缝-孔洞型、孔隙-孔洞型、裂缝型、裂缝-洞穴型等 4类岩溶储集层，其中裂缝-孔洞型和孔隙-孔洞型为主要的储集层类型，也是高产稳产井的储集层类型，是川南构造斜坡和向斜区的主要勘探类型。

茅口组岩溶储集层厚度较薄，一般小于10 m，具有垂向分带性，分为上部储集层段（P2m2a—P2m3）和下部储集层段（P2m2b），到茅口组顶的距离分别为0～50 m和50～100 m，主要受到两个成滩期、岩溶垂向分带性以及断裂的控制。

上部储集层段的发育程度、厚度、测试和累计产量均优于下部储集层段。在平面上储集层存在多个厚值区，主要分布在内江—自贡—泸州一带、大足荷包场及其东南地区、泸州南部等地区，与其匹配的构造斜坡或向斜区是有利勘探区。

致谢：衷心感谢中国石油勘探开发研究院戴金星院士、段书府教授、汪泽成教授、李伟教授、张宝民教授、姜华高级工程师、成都理工大学宋金民副教授在文章撰写过程中给予的诸多建设性建议。

符号注释：

Δt——声波时差，μs/m；dh——井径，cm；φCNL——补偿中子孔隙度，%；ρ——密度，g/cm3；GR——自然伽马，API；Rlld——深侧向电阻率，Ω·m；Rlls——浅侧向电阻率，Ω·m；φ——孔隙度，%。