川北地区中二叠统茅二段储层特征及控制因素分析

刘宣威，田亚铭，张慧，李翔，罗启超，黄正

（1.中国石油大学（北京）地球科学学院，北京 102249；2.成都理工大学自然资源部构造成矿成藏重点实验室，四川 成都 610059；3.中国石油天然气股份有限公司储气库分公司，北京 102206；4.中国石化华东石油工程有限公司江苏钻井公司，江苏 扬州 224261）

0 引言

二叠系是四川盆地较早进行天然气勘探的层系之一，为四川盆地油气勘探开发的重要层系。中二叠统茅口组晚期受控于开江—梁平海槽开启［1］，区内出现台盆分异，茅口组晚期发育碳酸盐台地模式及良好的台缘储层，与槽内烃源岩发育区形成了良好的源储组合。近年来，在这一理念的指导下，元坝7井、元坝701井、龙17井等多口井在茅口组晚期钻遇油气显示，并取得丰硕的勘探成果。

随着拗拉槽理论研究的不断深入，有学者认为区域上开江—梁平海槽在茅口组晚期骤然开启之前，需要拉张应力不断积蓄［2-3］，积蓄的张应力影响了茅口组中早期的沉积格局，茅二段滩相储层由此受到关注。由于茅一、茅二段界面处于最大海泛面附近，且华南板块处于近赤道温暖环境［4］，适宜的温度及热带洋流带来的营养物质造成了生物勃发，有机碳大量埋藏，发育黑色泥岩、“眼球状”含泥灰岩，为潜在的良好烃源岩。由于茅二段储层相对于茅口组晚期地层，与这套潜在烃源岩源储紧邻，基于碳酸盐岩近源成藏的特征［5］，更易被这套烃源岩短距离运移充注成藏，因此茅二段储层成为新一轮的勘探目的层。

由于川北地区构造破碎，构造事件繁复，古地貌差异较大，沉积环境复杂多变，故岩相在纵横向显示出较大差异。致密碳酸盐岩储层受构造活动、沉积、成岩作用等多种因素的影响，研究区成岩作用发育程度具有差异性和多期次性，成岩序列复杂，对储层控制因素尚不明确。基于此，选取研究区典型井及剖面，利用薄片鉴定、阴极发光、扫描电镜、物性分析、高压压汞等手段，明确了研究区储层特征及控制因素，以期为下一步勘探提供指导。

1 区域地质背景

川北地区构造位置位于龙门山断褶带北缘、米仓山凸起带和川北古中坳陷低缓构造带的过渡区［6］。由于华北板块与扬子板块碰撞、拼贴，最终形成华北板块南缘以逆冲推覆构造为主、扬子板块北缘以大规模滑脱推覆构造为主的强烈前陆变形构造格局。受东吴运动影响，茅口组抬升遭受约7～8 Ma的沉积间断［7］，研究区极其发育的断裂为流体选择性改造储层提供了良好的通道条件［8］。同时，基于中二叠统峨眉山地幔柱活动带来的异常热事件［9］，地层温度克服了白云石形成的动力学屏障，发育了大规模的白云岩储层［10］。研究区位于上扬子地台西北缘的青川—剑阁—阆中—巴中—南江一线（见图1）。

图1 川北地区构造位置示意

川北地区茅口组主要发育海相碳酸盐岩。茅口组由下至上依次为茅一段、茅二段、茅三段和茅四段。不同单位和企业对茅口组内部小层划分略有差异［11-13］。受东吴运动强烈抬升的影响，茅口组地层在盆地内普遍遭到剥蚀。茅二段地层保存相对完好，厚度在60～140 m。茅二段继承了茅口组初期的沉积格局，主体呈现西南厚北东薄的趋势。

研究区发育碳酸盐岩台地沉积模式，由于勉略洋盆的持续收缩和盆内张应力拉伸的影响，台内沿伸展力方向裂解并发育一系列台洼。茅二段中晚期，沿台洼边缘持续生成叠置滩体，更易于受到后期流体改造而形成有利储集体。

2 储层特征

2.1 岩性、物性特征

茅二段潜在储集岩类主要为石灰岩类及白云岩类。石灰岩类以受后期岩溶改造的生屑灰岩为主，镜下常见生物碎屑幻影被方解石交代，发育位置及展布特征表现出明显的相控和层控特征。白云岩类可细分为细晶白云岩、中—粗晶白云岩及鞍形白云岩。

根据研究区茅口组样品测试统计发现：茅口组孔隙度分布在0.19%～6.33%，平均0.83%，孔隙度分布峰值在0～1%，约占样品总数的89%，孔隙度大于2%的样品仅2件，约占样品总数的4%；渗透率分布在0.010 9×10-3～0.605 5×10-3μm2，平均0.046 2×10-3μm2，渗透率分布峰值在0.01×10-3～0.02×10-3μm2，约占样品总数的45%。整体而言，茅口组岩石普遍比较致密，属于特低孔低渗储层，如无后期成岩改造，难以形成有效的储层及油气运移通道（见图2）。

2.2 孔隙类型及特征

茅二段原生孔隙多被成岩作用破坏，依赖后期溶蚀及白云岩化改善储集体。研究区原生孔多被破坏，仅在后期胶结的方解石脉中见少量孔隙保存，茅二段储集体依赖强烈的溶蚀作用带来的次生孔隙贡献。野外剖面及钻井岩心观察发现，茅二段发育大规模复合型岩溶，野外剖面及岩心均可观察到大小不一的层状溶蚀孔洞发育（见图3）。

图3 元坝地区茅二段岩石孔隙特征

对茅二段典型样品进行压汞法毛细管压力实验分析（见表1）。最大孔喉半径为0.06～1.74μm，平均0.57μm，主要为微细喉道。中值半径为0.01～0.34μm，平均0.11μm。喉道分选系数为1.34～4.69，平均2.81，分选系数较小，孔喉分布较好。歪度系数为-11.85～1.31，平均-2.67，歪度系数较小且多为负值，表现出较差的储集性，对应的压汞曲线分选好、细偏度。排驱压力为0.43～12.59 MPa，平均4.78 MPa，排驱压力较高，为低孔渗岩样孔隙结构特征，压汞曲线平台区较短或几乎没有平台区。中值压力为2.17～50.64 MPa，平均19.71 MPa，中值压力较高，表明储层孔渗性较差。退汞效率为6.37%～61.05%，平均19.14%，退汞效率偏低，为微细喉道储层特征。最大进汞饱和度变化较大，介于27.23%～95.23%，平均80.58%，最大进汞饱和度普遍在80%以上，但排驱压力较高。总体表现为孔隙小、喉道偏细、孔隙度和渗透率低的小孔细喉储层特征。

表1 茅二段典型样品压汞参数

3 储层控制因素分析

3.1 构造-沉积演化控制成岩作用范围

在同沉积阶段，茅二段总体继承了下伏茅一段的沉积模式及古地理格局，发育台缘相带不明显的碳酸盐岩台地缓斜坡模式，地势总体平缓，地层厚度变化小，相对平缓的地势使得滩体呈薄层叠置层状发育。对目标层位85块样品孔渗数据分析显示：茅二段滩相沉积的孔隙度介于0.40%～6.33%，平均1.11%，渗透率介于0.004 1×10-3～0.130 0×10-3μm2，平均0.120×10-3μm2；滩间海相沉积的孔隙度介于0.30%～0.98%，平均0.56%，渗透率介于0.004 0×10-3～0.110 0×10-3μm2，平均0.019×10-3μm2。茅二段储层总体致密，滩相相对于其他沉积微相具有相对良好的孔渗条件，有利于后期溶蚀及白云岩化作用改造形成次生孔隙。

中二叠统末期的东吴运动显著影响了茅口组的古地貌形态。构造运动导致盆地周缘断裂系统广泛发育，为岩溶作用提供了通道，板块整体抬升使得茅二段发育的叠置滩体仍维持在相对高的古地貌位置，形成众多岩溶高地，并环绕滩体周缘形成岩溶斜坡区。地震平面展布显示，在岩溶斜坡区域，茅二段储层受早成岩期岩溶改造形成一系列异常地质体（见图4）。

图4 元坝地区茅二段地震平面展布

茅二段储集体邻近裂缝发育区，在岩溶斜坡古地貌及滩相展布的控制下，由岩溶作用和白云岩化作用叠合改造形成。

3.2 成岩作用改造孔隙

茅二段经历了压实、压溶、胶结、白云岩化、溶蚀、硅化及烃类充注等多种成岩作用改造（见图5）。镜下阴极发光下，方解石斑块内出现多期环带，显示多期充填特征，说明研究区存在多期流体入侵，发育多期溶蚀、白云岩化、胶结作用（见图6）。

图5 元坝地区茅口组成岩作用特征

图6 元坝地区茅二段阴极发光特征

3.2.1 建设性成岩作用

溶蚀作用在川北地区中二叠统茅二段储层中发育程度强，主要发育溶蚀孔、溶蚀微缝等，岩性为生屑灰岩、微晶灰岩等，分布较广泛。茅口组大致可见淡水淋滤成因白云岩化和热液成因白云岩化2种成因。淡水淋滤成因白云岩化的镜下现象又可分为2种：第1种为早成岩期对原生方解石颗粒交代形成的细小微晶白云石颗粒；第2种为较晚期的大颗粒亮晶白云石充填在孔隙中。热液成因白云石在手标本上观察的形态为砂糖状，镜下表现为晶形很好的菱形状白云石，呈星散状分布，具有明显“雾心亮边”，颗粒大小均匀，沿裂隙发育较多（见图5d，5e）。碳氧同位素显示：茅口组微晶灰岩的碳同位素介于2.17‰～4.20‰，平均3.69‰；氧同位素介于-7.20‰～-3.95‰，平均-4.91‰。白云岩的碳同位素与基质灰岩保持一致，氧同位素相对偏负值，表明白云岩形成受高温热液的影响［11］。

3.2.2 破坏性成岩作用

川北地区茅二段发育多期次胶结、重结晶、压溶、压实破坏性成岩作用，导致未受建设性成岩作用改造的岩石表现出相当的致密性。胶结作用主要发育在生屑灰岩中，以亮晶方解石的3个世代胶结为特征，前期为微晶针状方解石—晶形较好的粉晶方解石，后期为细晶—中晶的充填完成整个胶结作用。茅口组胶结作用整体表现为颗粒之间的亮晶方解石胶结。胶结作用是茅口组石灰岩致密的首要原因，导致部分储层质量较差（见图5a—5c）。茅口组重结晶作用表现为颗粒内部单晶或多晶结构的方解石，主要发育在生物灰岩中，生物碎片内部由微晶方解石转变为亮晶的多晶结构方解石和单晶结构方解石。原始细小颗粒重结晶为较大晶体，堵塞了大量原生孔隙，从而降低了茅口组孔隙度。压实作用在吴家坪组较常见，主要表现在岩石颗粒之间的线接触（见图5f—5i）。

3.2.3 成岩作用控制孔隙演化

同生阶段，茅二段中晚期发育大量的生屑滩建造，滩体位于海平面之上。同生期岩溶时间较短，短时间内大气淡水选择性溶蚀改造滩体，同时期地幔柱群活跃带来的区域高热流背景给岩石的白云岩化提供了足够的能量［12］。频繁的构造活动为流体运移提供了良好的通道条件，热流体沿断溶体交代白云岩化改造孔隙度相对良好的生屑滩体，滩体孔渗条件进一步变好。这时期的白云岩化作用一直持续至印支期，但基于二叠世上扬子区文石海环境，同沉积期改造的孔隙被方解石及文石胶结物充填胶结，孔隙度相对减小。

早成岩阶段，在东吴运动后，茅口组经历了长时间的沉积间断［13］，大气降水淋滤改造储层，同时，峨眉山大火成岩省喷发带来的长时间酸雨事件使这一溶蚀现象进一步加剧。早表生期，茅口组顶部广泛发育风化壳-岩溶型储层［14］。

埋藏阶段，上覆地层压力促使岩石致密化，持续进行的拗拉槽群开启、勉略洋盆收缩及米仓山古陆隆起等繁复的构造活动导致裂缝系统进一步发育，并被第2世代胶结物充填。此时烃类成熟开始生烃，烃类沿断裂系统进入茅口组储层，驱除孔隙水，隔绝水岩反应，阻止了储层进一步致密。烃类充注时间越早，对维持岩石孔隙度的贡献越大。

表生阶段，喜山运动褶皱造成最后一期裂缝发育，岩溶发育生成良好的孔隙。但这一阶段储集体的形成晚于油气成藏时间，对油气勘探的贡献有限。

3.3 构造破裂是储层优化的重要条件

研究区位于龙门山山前带与米仓山-大巴山山前带交会处，构造破碎，受多期次构造运动共同影响形成极为发育的断裂系统，为储层空间改造和油气藏形成提供了良好的通道及储集条件。由于研究区在地史时期一直受上扬子板块西缘拼合、对撞的影响，以及川北低平褶皱带的持续挤压（以剪应力为主），断裂系统形成后会在一定时间内被闭合，长时间处于封闭状态，所以对海西期油气充注之前形成的断裂尤其需要关注。

同沉积期，龙门山前缘发生构造掀倾，在猫儿塘—白家—三堆镇—龙凤村一线形成了大量裂隙，伴随区域异常热事件带来的热流体入侵，在龙门山山前带茅二段发育热液白云岩化现象。同沉积期—早成岩期，伴随勉略洋盆的持续收缩和拗拉槽群的持续开启，研究区形成了短时间的拉张环境，在开江—梁平海槽北缘的王家沟—朝天一线及南缘龙门山地区南侧形成了一系列张性断裂，为溶蚀作用的产生提供了良好的通道。断裂周缘的茅口组致密灰岩受溶蚀及构造破裂改造，常见良好的油气显示：龙探1井顶部发生井漏，测试日产气量可达126.77×104m3；龙16井茅口组测试日产气量为251.74×104m3；龙004-x1井茅口组测试日产气量为118.33×104m3；双探1井茅口组测试日产气量为126.77×104m3。

4 有利储集区预测

根据岩性组合特征、沉积微相特征、构造位置、裂缝发育程度、成岩作用强度及不同岩性的物性参数，划分研究区有利储集相带。研究认为：一部分有利区仍受滩相展布的控制，由于东吴运动在一定程度上继承了同沉积期古地貌格局，滩体处于相对高位，古地貌上多属于岩溶残丘与岩溶高地的发育部位与斜坡部位，溶蚀作用强烈，发育岩溶高地与颗粒滩叠合区带，储集性优越；另一部分有利区主要分布在盆地边缘王家沟—正源—大两乡一带，由于处于山前带褶皱区，受断裂系统控制，流体及白云岩化改造强烈，储集性也相对较好，为次级有利区。

5 结论

1）川北地区茅二段发育滩相储层，孔渗条件较差，依赖后期改造。川北地区茅口组储层成岩序列复杂，至少受3期成岩流体影响，孔隙依赖岩溶和白云岩化作用贡献。

2）川北地区茅口组储层受古地貌格局、沉积、成岩作用及构造破裂共同控制，有利区主要位于元坝镇附近、九龙山东侧、龙门山东侧及大巴山王家沟—正源—大两乡一带。