川东—川南地区茅口组岩溶储层分类识别及有效性评价

吴 丰，习研平，张 亚，陈双玲，姚 聪，杨雨然

（1.西南石油大学地球科学与技术学院，成都 610500；2.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院，成都 610051）

0 引言

四川盆地川东—川南地区中二叠统茅口组是一套由海侵—海退旋回组成的海相碳酸盐岩地层［1-2］。近年来的勘探开发表明，茅口组受暴露和风化淋滤的影响发育了独特的早成岩期风化壳岩溶储层［3］。目前茅口组已有多口井获得高产工业气流，如罐4井（117.8 万m3/d）、龙会2 井（133.9 万m3/d）、板东3井（83.2 万m3/d）、双11 井（276 万m3/d），仅川南地区就已在茅口组发现了325 个气藏［4-5］，茅口组已成为川东—川南地区乃至整个四川盆地重要的天然气产层之一［6-7］。

目前，众多学者针对茅口组的沉积相、天然气成因、岩溶模式、地震预测、储层特征等方面进行了较为深入的研究，并取得了大量的研究成果［8-12］，但针对岩溶储层有效性测井评价的研究却相对滞后，其涉及的内容较广、地层针对性较强。例如，耿斌等［13］基于孔隙结构开展了低渗透储层的有效性评价，吴丰等［14］基于裂缝的产状、张开度及双侧向测井曲线正负差异等特征开展了裂缝型储层的有效性评价，张兆辉等［15］基于储层宏观特征、微观孔隙结构开展了孔洞型储层的有效性评价。岩溶储层的发育受古地貌、沉积、成岩、构造与古水文条件等诸多因素的共同控制，其孔隙结构特征、纵横向分布规律、测井响应特征等极为复杂，导致其测井有效性评价难度较大。针对该研究难点，在岩溶储层分类的基础上，结合茅口组岩溶发育模式开展研究区岩溶储层的测井有效性评价方法研究，以期有效识别川东—川南地区茅口组储层。

1 区域地质概况

四川盆地位于上扬子地区西北缘，属于扬子准地台的次一级构造单元，它是扬子准地台内通过北东向及北西向交叉的深断裂活动形成的菱形构造—沉积盆地，其面积约18 万km2。盆地内部现今构造可划分为川东南斜坡高陡构造区、川中平缓构造区和川西坳陷低陡构造区3 个大的分区和川北低褶带、川西低隆褶带、川中平缓褶带、川西南低陡褶带、川东高陡褶带和川南低陡褶带等6 个次一级构造区，研究区位于川东地区和川南地区［图1（a）］。

图1 研究区茅口组岩溶地貌（a）和岩溶发育模式（b）Fig.1 Karst landform（a）and karst development model（b）of Maokou Formation in the study area

茅口组沉积期，海侵自南东和北西方向进入四川盆地［16］，盆地整体被淹没，开始接受沉积［17］。茅口组沉积期后，受东吴运动的影响，盆地整体抬升暴露［18］。受强烈的大气淡水淋滤和剥蚀［19］，研究区形成了独特的大陆型早成岩期层控岩溶系统［图1（b）］。研究区茅口组自下而上可划分为4 段［9，20］：茅一段、茅二段、茅三段和茅四段，其中茅一段和茅二段又均可细分为A，B，C 共3 个亚段，大部分地区缺失或部分缺失茅四段。茅一段主要发育黑灰色中层状泥质泥晶生屑灰岩，见“眼球、眼皮”状灰岩特征，局部含黑色燧石团块。茅二段主要发育深灰色泥晶生屑灰岩，见“眼球、眼皮”状灰岩特征和白云化特征。茅三段主要发育浅灰、灰色块状亮晶生屑灰岩。茅四段主要发育黑灰色泥晶生屑灰岩。研究区茅口组顶部与上覆龙潭组呈假整合接触，茅口组顶部地层中常见铝土质泥岩。

2 岩溶发育模式与储集空间

2.1 岩溶发育模式

对塔里木盆地和四川盆地的多个岩溶油气藏的研究表明，岩溶储层的发育主要受古地貌、沉积相、构造作用和岩溶改造等的影响［21-24］。茅口组沉积期的古地貌和沉积相与后期的构造作用和岩溶改造在时间和空间上相互配合，形成了岩溶台地和岩溶斜坡均发育的早成岩期层控岩溶系统［25］。基于地层特征及岩溶发育特点建立的茅口组岩溶发育模式表明，按照岩溶地貌的高低，茅口组岩溶横向发育岩溶台地、岩溶斜坡、岩溶洼地3 类区域，其中岩溶台地属于岩溶地貌的高部位，地表远高于潜水面并长期处于裸露风化状态，最易于遭受大气降水的淋滤，属于地下水的补给区，岩溶作用以垂向渗滤为主；岩溶洼地属于地下水的汇聚泄流区，水流以地表径流和停滞水为主，一般而言，风化剥蚀程度较弱，地层保存较好；岩溶斜坡是岩溶高地与岩溶洼地之间的过渡地带，广泛发育在岩溶高地四周，常呈环带状分布，是地下水的径流区，一般溶蚀作用较强烈，但因降水滞留时间长，岩溶作用周期长，溶蚀物质不易被带走，岩溶空间易被后期充填。

2.2 储集空间类型

四川盆地川东—川南地区中二叠统茅口组岩心观察及岩心铸体薄片表明，储层储集空间类型包括基质孔隙、溶孔溶洞和裂缝（图2）。基质孔隙包括粒间孔、晶间孔、生物体腔孔、格架孔等，但基质孔隙度整体较低，不是储层高产的主控因素。溶孔溶洞的发育受颗粒滩相、古地貌、断层等因素的综合控制，一般呈层状分布。溶孔溶洞的类型主要是早期基质孔隙度较高层段作为岩溶水输导体系形成的岩溶空间，也有沿断层、裂缝等输导体系发育的串珠状溶孔溶洞。溶孔溶洞发育是储层高产的主控因素。裂缝按照成因可分为成岩缝和构造缝，按照产状可分为低角度缝、斜交缝和高角度缝，按照充填程度可分为张开缝、充填缝。裂缝对储层的后期改造非常重要，主要作为渗流通道，也可作为储集空间。

图2 茅口组储集空间类型（a）溶洞为疏松碳酸盐岩充填，后云化形成细晶白云岩，见残余溶洞，池67 井，茅二段，3 319.09～3 319.52 m；（b）溶洞为疏松碳酸盐岩沙充填并云化后发育的裂缝，见残余未充填溶洞，池67 井，茅二段，3 321.04～3 321.14 m；（c）裂缝，咸阳28 井，茅四段，1 514.2～1 514.4 m；（d）残余砂屑白云岩，卧78 井，茅二段；（e）粒间溶蚀孔，卧51 井，茅二段；（f）泥晶生屑灰岩，沿缝合线的溶缝为沥青充填，池10 井，茅三段Fig.2 Reservoir space types of Maokou Formation

3 储层分类与测井识别

结合四川盆地川东—川南地区中二叠统茅口组试油试采资料以及储集空间类型，可将该区储层分为裂缝型、溶孔型、裂缝-溶孔型和溶洞型等4 类：①裂缝型储层的储集空间以一系列不同产状、未充填的裂缝为主，在成像测井图上显示为一系列黑色正弦条带（幅度与产状有关），常规测井表现为自然伽马低值，补偿密度小且幅度减小，补偿声波和补偿中子均增大，电阻率主要呈“尖刺状”降低，双侧向电阻率呈小幅度正差异或无差异。②溶孔型储层的储集空间以溶孔为主，在成像测井图上显示为较高密度发育的黑色斑点，常规测井表现为自然伽马低值，补偿密度减小，补偿声波和补偿中子均增加，电阻率主要呈“箱状”降低，双侧向电阻率呈正差异或无差异。③裂缝-溶孔型储层介于裂缝型储层和溶孔型储层之间，既发育裂缝，也发育溶孔，常规测井表现为自然伽马中低值，补偿声波和补偿中子呈“齿状”增大，电阻率为中低值，呈“齿状”降低，双侧向电阻率呈正差异。④溶洞型储层的储集空间为直径较大的溶蚀洞穴，在成像测井图上显示为大块黑色区域，常规测井显示为井径增大，自然伽马低值，补偿中子增大，补偿声波不变（溶洞孤立）或大幅增大（溶洞连通裂缝），电阻率均中低值，呈“尖刺状”降低，双侧向电阻率呈小幅度正差异（图3）。

图3 四川盆地川东—川南地区茅口组储层分类与测井识别图版Fig.3 Reservoir classification and logging identification chart of Maokou Formation in eastern and southern Sichuan Basin

4 基于放射性特征的岩溶储层有效性评价

4.1 茅口组顶部岩溶储层有效性

四川盆地川东—川南地区中二叠统茅口组顶部（侵蚀面）常发育一套三孔隙度曲线响应较好，电阻率较低的储层（图4中3 540～3 562 m 所示）。已有部分井针对该套储层进行了油气测试，其中一部分已经获得工业气流，但另一部分井却为干层。覆盖于茅口组顶部呈不整合接触的龙潭组为一套泥岩地层，电成像测井显示为黑色块状（图4 中L 段所示），茅口组顶部发育的该套储层的电成像测井具有角砾特征，但角砾间是否发育溶蚀孔洞，还是全部为泥质充填难以判断（图4 中M 段所示）。根据茅口组岩溶发育模式，该套储层位于垂直渗流带，即岩溶侵蚀面的顶部。已有研究表明，侵蚀面上伴随风化作用、岩溶作用形成的风化残积物主要包括褐铁矿、铝土质泥岩等物质，这些物质的出现是岩溶作用识别的一个重要特征。研究区茅口组顶部不整合面附近的剖面及钻井岩心中多次见到铝土质泥岩，因此铝土质泥岩的发育及对溶蚀孔洞的充填程度决定了茅口组顶部储层的有效性。以包003-2 井和洞20 井为例（图5），这2 口井在茅口组顶部均发育一套三孔隙度响应较好，电阻率较低的储层，但只有洞20 井油气测试证实该段为气层（1 922～1 943 m 测试，日产气10.84 万m3），包003-2井在该层段则为无效储层。两者有效性差异的主要原因是包003-2 井的溶蚀孔洞被铝土质泥岩等风化残积物完全充填，而洞20 井则保留了部分溶蚀孔洞，成为有效储层。两者在测井曲线上最主要的区别是该层段自然伽马值的高低，包003-2 井该层段的自然伽马相对较高（平均为54 API），而洞20井该层段的自然伽马相对较低（平均为20 API）。

图4 茅口组顶部地层测井响应（以包003-X5 井为例）Fig.4 Logging response of the top strata of Maokou Formation

图5 茅口组顶部无效与有效储层对比Fig.5 Comparison of ineffective and effective reservoirs at the top of Maokou Formation

4.2 高铀储层有效性

茅一A 段和茅二C 段储层中普遍发育铀，且含量较高。一般而言，原始沉积形成碳酸盐岩的铀（U）、钍（Th）、钾（K）含量非常低，但当碳酸盐岩地层受到后期改造而产生大量裂缝和溶蚀孔洞，同时地层水活动较强的情况下，可能会导致储层中的铀含量大幅度增加。已有研究表明：当原生铀矿物出露于地表逐渐氧化，四价铀可转变成六价铀，以铀酰络离子UO22+的形式溶解于水中［26-27］。其中，大部分铀酰络离子被地表水带入沉积盆地，在有机质的还原作用和有机质、黏土、磷酸盐的吸附作用下沉淀下来，这类地层中钍、钾也会大量沉积，形成泥岩等自然伽马较高的地层，但也有一部分铀酰络离子会随地下水迁移到更深的地层中（沿断裂和岩溶裂缝发育带或构造破碎带），在还原条件下转化成四价铀沉淀在裂缝发育带、溶洞发育带等地层水活跃过的次生储层中。研究区高铀储层较为发育的茅一A 段和茅二C 段正好位于深部缓流带和水平潜流带［参见图1（b）］，裂缝和溶蚀孔洞发育，地层水非常活跃，且具备将铀酰络离子沉淀在储层内形成高铀储层的基本条件。

该类储层的典型测井响应特征为自然伽马含量较高，铀含量较高，但与泥质含量密切相关的钍和钾含量相对较低，同时由于裂缝和溶蚀孔洞发育，其补偿声波和补偿中子增大，补偿密度降低，双侧向电阻率降低（图6）。对这类储层进行有效性评价的重点是分析其钍和钾含量的高低，并以此来判断是否为泥质层或者泥质充填溶孔溶洞。

4.3 似层状分布储层有效性

根据对研究区岩心等资料的沉积相标志以及区域地质背景分析表明：茅口组是一套海侵—海退旋回沉积地层，发育开阔海台地相和开阔海、台内滩、滩间海等亚相，其中台内浅滩和台内藻礁亚相都是有利于后期改造的沉积亚相［28］。沿台内浅滩和台内藻礁亚相容易发育层状分布储层，这类储层与孔隙度极低的致密地层相间分布，在纵向上相互叠置。因此，层状储层的形成主要受沉积单元控制。似层状储层是在层状储层的基础上，经过构造改造和水流顺层溶蚀作用，使层状储层进一步溶蚀扩大，从而形成的横向分布更为稳定且连通性更好的储集体。

图6 高铀储层测井曲线特征（以包34 井为例）Fig.6 Characteristics of logging curves of high uranium reservoirs

在部分构造中，茅一段—茅二段发育多套井间连续性较好的似层状分布储层，例如，卧龙河构造茅二A 段底部（图7）。茅一段—茅二段位于深部缓流带和水平潜流带，易沿潜水面发育溶蚀孔洞。茅一A 段和茅二A 段底部似层状分布储层自然伽马低值，在岩溶作用改造前为一套泥质含量较低的泥晶生屑灰岩。似层状分布储层的下伏地层则是一套自然伽马值较高的泥质灰岩，其良好的隔水作用能有效阻挡上部的岩溶水，使岩溶水沿着这套自然伽马低值且孔渗相对较好的泥晶生屑灰岩（潜水面）顺层流动溶蚀，随时间积累形成似层状分布的岩溶储层（图7）。该类储层的特点是连续性较好，在岩溶水充足的前提下，只要下伏的泥质灰岩自然伽马值较高，就能有效阻隔上部岩溶水，使上覆的泥晶生屑灰岩得到充分地岩溶改造，形成有效的岩溶储层。

图7 卧龙河茅二A 段底部似层状分布储层Fig.7 Layered reservoir at the bottom of Mao 2 member in Wolong river

4.4 孔渗特征与储层有效性的关系

孔隙结构特征在微观上反映了储层的储集及渗流能力，是储层评价和分类的重要依据。一般来说，三孔隙度曲线的变化幅度越明显，储层的渗透性越好，有效性越好。综合电成像测井和常规测井资料，对储层进行精细解释，绘制了包42 井、包003-3井、包45 井和包65 井（茅口组顶部）的渗透率与孔隙度的交会图，当储层孔隙度（φ）＞2%，渗透率（k）＞1 mD 时，为有效储层；当φ＜2%，k＜1 mD时，为无效储层［图8（a）］。有效储层的裂缝、孔洞较发育，且裂缝、孔洞未被充填或少部分被充填［图8（b）］；无效储层的裂缝、孔洞大部分被充填或完全被充填［图8（c）］。

4.5 放射性与储层有效性的关系

茅口组岩溶储层的发育和有效性与地层的放射性特征密切相关：①垂直渗流带（茅口组顶部）地层放射性强度低，即自然伽马低值，表明岩溶侵蚀面形成的铝土质泥岩等物质对溶蚀孔洞的充填程度较低，可成为有效储层；②水平潜流带和深部缓流带地层放射性强度低，即自然伽马低值，表明地层泥值含量低，地层易被溶蚀形成有效储层；③水平潜流带和深部缓流带地层放射性强度高，即自然伽马高值，但钍、钾含量低值，说明地层水曾经非常活跃，地层被溶蚀过；④水平潜流带和深部缓流带地层放射性强度高，即自然伽马高值，同时钍、钾含量也为高值，往往是很好的隔水层，直接影响潜流层的分布，也间接影响了上覆岩溶储层的横向展布和有效性。

图8 基于孔渗的储层有效性识别图版Fig.8 Reservoir effectiveness identification chart based on porosity and permeability

基于油气测试及生产数据，结合自然伽马、自然伽马能谱等测井曲线绘制储层有效性识别图版：①当自然伽马＜26 API时，茅口组顶部地层的铝土质泥岩等物质含量较低，可发育有效储层［图9（a）］。例如，包003-X5 井录井显示气测异常，天然气测试产量为37.63万m3/d，朱3 井钻井过程中发生井漏，天然气测试产量为19.1 万m3/d，坝10 井钻井过程中发生井漏，天然气测试产量为0.24万m3/d。②当无铀伽马（CGR）＜14 API 时，茅一段—茅三段发育铀含量较高的层段，均可发育有效储层［图9（b）］。

图9 基于放射性的储层有效性识别图版Fig.9 Reservoir effectiveness identification chart based on radioactivity

4.6 深度与储层有效性的关系

地层深度与储层的发育有着密切的关系，这主要是由垂直渗流带、水平潜流带和深部缓流带中岩溶水的流动规律及溶蚀孔洞发育特征的差异造成的。垂直渗流带中岩溶水以垂向渗滤、溶蚀为主，储层的横向连续性较差，且容易被岩溶侵蚀面的铝土质泥岩所充填，因此储层整体发育较差；水平潜流带和深部缓流带中地下岩溶水以径向水平流动为主，横向连续性较好，储层整体发育较好。在不同构造中，由于茅口组的岩性、断层、岩溶侵蚀程度等特征均有一定差异，所以水平潜流带和深部缓流带的范围以及储层主要发育深度也都不相同。例如，河包场构造的储层主要发育于距离茅口组顶部深度75～200 m 处［图10（a）］，李子坝构造的储层则主要发育于距离茅口组顶部深度150～250 m 处［图10（b）］。

图10 深度与储层有效性的关系Fig.10 Relationship between depth and reservoir effectiveness

5 结论

（1）按照储集空间类型，将四川盆地川东—川南地区中二叠统茅口组岩溶储层划分为裂缝型、溶孔型、裂缝-溶孔型和溶洞型储层4 类，可基于电成像测井和常规测井对其进行识别。

（2）四川盆地川东—川南地区中二叠统茅口组顶部储层的有效性与铝土质泥岩等风化残积物的充填程度密切相关，茅一段—茅三段铀含量较高储层的有效性与地层水的活跃程度密切相关，茅一段—茅二段似层状分布储层的有效性与泥质灰岩对潜水面的控制作用密切相关。

（3）岩石放射性强度在一定程度上直接或间接地反映了茅口组岩溶储层的发育和有效性，因此自然伽马和自然伽马能谱测井在岩溶储层的有效性评价中具有重要作用。

（4）受岩性、断层、岩溶侵蚀程度等因素的影响，不同构造中水平潜流带和深部缓流带的分布范围不同，因此储层的主要发育深度也不相同。

（5）综合使用储层分类与测井识别图版、基于孔渗的储层有效性识别图版、基于放射性的储层有效性识别图版，可以准确地进行茅口组的岩溶储层识别与分类，并评价其有效性。