印长海 师江波 郑剑锋 王显东 田小彬 鞠林波 韦裕琳 汪海燕 张慧君 白雪晶

（1.中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163712；2.中国石油天然气集团有限公司碳酸盐岩储层重点实验室大庆油田研究分室，黑龙江 大庆 163712；3.中国石油杭州地质研究院，浙江 杭州 310023）

0 引 言

白云岩储集层是非常重要的油气储集层［1］，全球有50%的油气储量分布于白云岩储集层［2］。四川盆地碳酸盐岩气田的90%以上天然气储量富集于震旦系—二叠系的白云岩储层中。

四川盆地下二叠统具有较长的勘探历史，20世纪60年代，蜀南地区钻遇茅口组缝洞型生物灰岩气藏，发现了荷包场、自流井等气田［3］；21世纪以来，川西北河湾场、矿山梁、射箭河等地区的下二叠统白云岩储层勘探取得了丰硕成果［4］。近年来，四川盆地中部地区（川中地区）JT1等多口井在茅口组白云岩储层中获得日产百万方高产气流，使得这套白云岩层系成为重要的接替领域［5］。

川中矿权区流转至大庆油田有限责任公司以来，近3 a新部署完钻的15口探井累计钻遇90 m白云岩储层，其中5口井测试单井日产气量超106m3，TS11井茅二段钻遇13 m白云岩储层，酸压测试获日产233×104m3的高产气流，创四川盆地茅口组白云岩储层测试新纪录，证实了川中茅口组白云岩储层具有重要勘探意义。前人对四川盆地茅口组的研究主要集中在川西北地区和蜀南地区的沉积环境、储层特征以及岩相古地理等方面，川中地区的研究相对较少［6⁃9］，并且对茅口组白云岩成因机理的认识争议较大，白云岩化作用的认识亦存在多种成因解释，诸如混合水交代成因［10］、埋藏白云石化成因［7，11］、埋藏热液改造成因［12］、玄武岩淋滤白云岩化［13］以及多期叠加改造成因［6］等，导致对于川中合川地区茅口组白云岩储层成因的认识不清晰，严重制约了研究区有利储层的预测及勘探部署。

本文在前人研究成果基础上，利用四川盆地川中地区合川-潼南区块最新的油气勘探成果和4口取心井的岩心、分析化验及地震资料，系统开展了茅口组白云岩储层特征研究，明确了白云岩储层发育主控因素和分布规律，为茅口组油气勘探和区带优选提供支持。

1 区域地质背景

四川盆地在大地构造上处于扬子板块西北部，是扬子板块的一个次级构造单元［14］（图1）。受加里东末期构造运动影响，四川盆地部分地区隆升，形成西南高、东北低的古地貌格局，奥陶系及其以上地层遭受了不同程度的剥蚀［15］。二叠纪初期，四川盆地全面下沉并接受沉积，在茅口期沉积了一套开阔台地相碳酸盐岩，为薄层至块状的灰-深灰色泥晶灰岩及亮晶生屑灰岩，含有孔虫、绿藻、珊瑚及腕足等生物［16］。受东吴期构造运动和峨眉地幔柱活动的影响，茅口组沉积末期地层遭受暴露剥蚀（时间长达7～8 Ma）［15］，在茅口组顶部形成了区域性不整合面，然后海平面上升，致使茅口组顶部沉积了一套区域稳定分布的海陆交互相的龙潭组含煤系地层［17］。

图1 合川-潼南区块构造位置及茅口组综合柱状图Fig. 1 Structural location and comprehensive stratigraphic column of Maokou Formation in Hechuan-Tongnan area

川中地区二叠系总体表现为南浅北深、向北倾斜的大型低缓斜坡构造，整体以低幅度的褶皱构造为主［18］；合川-潼南区块位于川中平缓构造带的东南翼部，面积约5 000 km2，茅口期发育开阔台地相碳酸盐岩。研究区新部署完钻的探井相对集中，均钻穿茅口组，HS4、TS4等井钻遇茅二段层状白云岩储层，取心资料丰富。依据自然伽马曲线特征，合川-潼南地区茅口组自下而上可划分为4个岩性段，茅一段为黑灰色泥质灰岩和含泥灰岩、含泥质的泥晶灰岩，茅二段为灰色泥晶、亮晶灰岩，局部井区在茅二段中部发育层状白云岩，茅三段为浅灰色亮晶生屑灰岩，茅四段受剥蚀作用影响大，多保存不全，主要为深灰色-黑灰色含生屑的泥晶灰岩。

2 储层特征

2.1 岩石学特征

通过对研究区内岩心及薄片的观察发现，合川地区茅口组白云岩储层岩性以中-细晶云岩、残余颗粒云岩为主，以及少量的粗晶云岩、鞍状白云岩等。

2.1.1 中-细晶白云岩

中-细晶白云岩是研究区最为常见的一种白云岩，粒径为0.5～0.2 mm，完全由交代或重结晶作用形成的白云石晶体组成，其原生组构已经无法识别。镜下可见白云石晶粒结构发育良好，白云石晶体多呈半自形-他形，晶粒间镶嵌接触（图2（a）、（b））；偶见原岩组构破坏严重具生物碎屑幻影，局部微裂缝较发育，晶间溶孔较发育，多为孤立状或断续的不规则形态，被亮晶方解石半充填。该类白云岩主要特征是在显微镜下晶粒具有雾心亮边特征，晶体表面常见尘点状杂质，也说明白云石形成于浅埋藏的成岩环境中。

2.1.2 残余颗粒云岩

残余颗粒云岩由颗粒灰岩云化而成（图2（c）），为颗粒滩沉积的产物，滩体云化后颗粒结构仍局部保留。镜下可见灰质生屑颗粒结构幻影，仅余少量颗粒仍可分辨（图2（d）），晶形半自形特征明显。颗粒主要为生屑颗粒，以及少量砂屑、藻砂屑等，生屑颗粒体积分数为50%～70%，包括有孔虫、蜓类、腕足碎片、介形虫等，形态不规则，多呈现片状结构、纤状结构。

这类储集岩具残余粒间孔或晶间孔的溶蚀扩大现象，常具选择性溶蚀特征。

2.1.3 粗晶云岩和鞍状云岩

此类白云岩由粗晶白云石组成，白云石晶体多呈他形，具有独特弯曲晶面，边缘极不规则，波状消光（图2（e）），通常作为晶洞和裂缝内的胶结物存在，为成岩后期的热液白云岩化的产物。

如图3所示，信号传感器传输试验数据经过通道数据采集器进入无线发射模块，通过信号采集器的无线接收模块接收实验数据进入嵌入式计算机。 现场通过显示器进行初步数据分析、处理，也可进行数据储存导入excel制成图表进行深入分析处理。

图2 合川−潼南地区茅二段白云岩岩石学特征照片Fig. 2 Photos of dolomite petrology of 2nd member of Maokou Formation in Hechuan-Tongnan area

2.2 空间类型

茅二段白云岩储层储集空间类型总体多样，既有受组构控制的生物体腔孔、粒内溶孔、晶间（溶）孔，又有不受组构控制的溶洞、构造缝和溶缝（图2（e）—（h））。镜下生物体腔孔较常见，主要发育在有孔虫、腕足和藻类内部，但孔隙也多被亮晶方解石充填，仅残留少量白云石晶粒之间的晶间孔，而多数由于溶蚀作用形成晶间溶孔，呈不规则多边形，单个孔隙直径为50～100 μm。其中TS4井和TS11井取心见到溶洞发育段，溶洞直径最大可达10 cm，形状不规则，多数洞壁充填乳白色鞍状白云石晶粒（图2（g）、（h）），部分溶洞可见到与微裂缝相伴生，可能是大气淡水和地层水沿裂缝运移过程中，对先期孔隙的溶蚀扩大。

2.3 储层物性

碳酸盐岩横向连续性差、厚度变化大、非均质性强［19］，采用区内4口取心井的 30个全直径岩心分析资料，建立了全直径岩心分析有效孔隙度和空气渗透率分布直方图（图3）。

图3 合川-潼南地区茅二段白云岩储层物性特征Fig. 3 Dolomite reservoir properties of 2nd member of Maokou Formation in Hechuan-Tongnan area

茅二段白云岩储层全直径岩样有效孔隙度主要为2.0%～8.4%，平均值为4.3%，中值为3.5%；空气渗透率主要为0.01×10-3～100×10-3μm2，平均为4.71×10-3μm2，中值1.77×10-3μm2，显著高于柱塞样品的孔隙度（中值3.0%）和渗透率（中值1.36×10-3μm2），更能反映研究区发育溶蚀孔洞型储层的特点。

按照中国石油储层孔隙度和渗透率分类标准，茅二段白云岩储层物性总体表现为低孔、低渗的特征。

2.4 储层分布

茅二段白云岩储层纵向主要发育在茅二段中部，岩性主要为白云质含量较高的白云岩、含灰云岩及部分灰质云岩，单层厚度为5～23 m；横向稳定分布，较连续，在平面上存在较大差异性和非均质性，自研究区东西两侧向中部地区及靠近古地貌高部位的云化程度逐渐变强，单层厚度增大，储层物性相应变好，根据岩心样品的物性分析，孔隙度一般由2%增大至5%，局部纯云岩段具高孔渗，测井孔隙度可达8.5%。在成像测井上也可见显著的溶蚀孔洞和裂缝表征（图4）。通过南北向连井储层对比分析，合川气田茅口组二段白云岩储层横向上分布连续，为茅口组二段气藏大面积分布提供了良好的储层条件。

图4 TS3井—MX39井茅二段白云岩成像测井图像及储层对比剖面Fig. 4 Correlation section and imaging logging of dolomite reservoirs in 2nd member of Maokou Formation in Well TS3-MX39

3 储层主控因素

3.1 沉积作用

古地貌背景下的滩相沉积是茅二段白云岩储层发育的物质基础。储层的形成与沉积相密切相关，受控于海平面的高频变化［20］；高能滩位于浪基面之上的微地貌高地处，波浪的淘洗作用强，沉积速率快，原生孔隙易于保存［21］。

取心揭示，茅口组二段白云岩储层均为滩相沉积，发育在高位域的中上部，相控特征显著。镜下储层主要表现为残余生屑、砂屑颗粒及颗粒幻影结构，生物碎屑以介形虫、蜓类、有孔虫、藻类为主，自然伽马曲线表现为低平锯齿状，电阻率曲线显示为低阻齿状。从地质背景分析，茅口组中期，四川盆地峨嵋地幔柱隆升为盆地内隆、洼构造格局形成提供了应力条件［5］；茅口组中-晚期，沿蓬溪—武胜次级台凹发育梓潼—南充—合川大型NW向高隆带［5］，合川—潼南地区中部MX39井—TS4井—TS3井高隆带规模最大，钻井揭示发育连续分布的厚层颗粒滩沉积（图5），储层发育条件好。

图5 合川-潼南地区茅二段沉积相分布Fig. 5 Sedimentary facies distribution of 2nd member of Maokou Formation in Hechuan-Tongnan area

3.2 层间岩溶作用

图6 HS4井茅二段岩心综合柱状图Fig. 6 Comprehensive column of the core from 2nd member of Maokou Formation in Well HS4

早成岩期层间岩溶是茅二段白云岩储层形成的核心。目前研究认为，不同的岩溶作用强度会形成不同的储集空间，其受控于海平面的高频变化［20］。垂向的溶沟、溶缝与溶洞等组构多发育在具有高频暴露的旋回顶部，其可被下一旋回的海侵沉积物与少量碳酸盐岩砂级碎屑混合充填；单个旋回的厚度多为3～5 m，自下部向上水动力增强，岩石结构从泥晶结构过渡到亮晶结构，溶蚀程度逐渐增强，储层相对变好。区域上，在川东的石柱冷水溪剖面和川中的华蓥山二崖剖面［22］，以及川南桐梓松坎剖面［21］均发现大型茅二段岩溶缝洞系统，在中-高能的颗粒滩相带多发育垂向溶缝、溶洞和具有相控特征的水平层状溶洞，充填物层理明显，也反映了茅口组岩溶的普遍性。

3.3 准同生白云岩化作用

镜下微观特征表明，部分白云岩储层具颗粒幻影结构，多个他形-半自形的晶粒呈圆形颗粒状，同时阴极发光下绝大部分显示不发光-弱红褐色光（图2（i）），均表明其主要形成于早期的海水—浅埋藏环境。

地球化学分析表明，茅二段白云岩表现为较低的白云石有序度（平均值为0.71），指示白云石为早期的快速结晶；茅二段白云岩δ13C、δ18O、N（87Sr）/N（86Sr）值与同期海水相当；稀土微量元素实验分析也很好的证明了这一点，白云岩和石灰岩稀土含量较低，白云岩整体继承石灰岩的稀土元素配分模式，大体上均具有Ce正常—弱负异常，Eu正常—弱正异常的特征。

在中国石油杭州碳酸盐重点实验室完成的HS4井茅二段白云岩激光U⁃Pb同位素定年实验得到的年龄是260±20 Ma，结合茅二段岩心样品的地球化学、年代学特征，指示白云岩形成于浅埋藏期（图7）；准同生白云岩化作用是优质储层保存的关键，白云岩化流体为海水，而非地层深部幔源热液。

图7 合川-潼南地区茅二段岩石样品岩石学、地球化学图版Fig. 7 Petrological and geochemical charts of rock samples of 2nd member of Maokou Formation in Hechuan-Tongnan area

3.4 断裂作用

后期断裂作用优化调整茅口组二段储渗能力。通过岩心、薄片观察，均可见到较多裂缝，多数为微细网状缝及高角度缝，表现为开放-（半）充填状态，并且相当数量的孔隙由于裂缝的疏导作用而导致孔渗的非均质存在较大差异［20］。局部可见孔洞中发育鞍状白云石，通过阴极发光，也可看到孔洞中充填的白云石颗粒呈红色亮光，与基质白云岩显然为不同期次的产物（图2（e）、（h）—（i））。成像测井上也见到储层段有明显斑状溶蚀特征的孔隙和裂缝共同分布的现象（图4）。

前人研究也认为，区内存在贯穿基底的走滑断层［23］（图1），深部幔源流体沿相关断裂-裂缝系统向上运移至茅口组，可以形成构造-热液白云岩组合［24］。

4 储层成因模式及勘探意义

综合前文岩石学、地球化学及地质背景的分析，明确了合川-潼南地区茅二段优质储层发育受高能滩相带、准同生岩溶作用、准同生白云岩化作用及构造断裂作用共同控制。茅口组沉积环境整体为半局限环境，高能相带为丘-滩复合体建造，滩体的叠置迁移使得水体受限，可为早期云化提供流体来源，同时为高频暴露提供场所与条件。基于白云岩储层成因模式，应用印模法开展茅口组古地貌的恢复，预测高能滩体的分布范围；通过拉平龙潭组内部的稳定煤层，明确了合川地区茅二段发育北西向高隆带，整体呈现出“北窄南宽、西陡东缓”的沉积面貌（图8）。

图8 合川-潼南地区茅二段沉积古地貌Fig. 8 Sedimentary paleomorphology of 2nd member of Maokou Formation in Hechuan-Tongnan area

合川-潼南地区茅二段白云岩储层与灰岩围岩之间的阻抗存在显著差别，表现为“低纵波阻抗、低纵横波速度比”特征，为开展针对性储层预测奠定了基础。因此，针对三维区的地震资料进行了重新处理解释，提高分辨率处理，设计白云岩储层正演模型，采用实际地震资料主频40 Hz进行正演模拟。

正演模拟表明，茅二段白云岩储层厚度与地震相对振幅呈正相关性。采用最大波峰相对振幅属性预测茅二段白云岩储层分布（图9），相对振幅属性大于等于2 500，为Ⅰ类有利勘探区，相对振幅属性［1 500，2 500）为Ⅱ类有利勘探区，相对振幅属性［500，1 500）为Ⅲ类有利勘探区。运用此成果，合川-潼南地区在茅口组部署探井成功率达到80%，落实了茅二段滩相白云岩储层有利区面积约1 250 km2，主要分布在矿权区中部和东北部地区（图9）。

图9 合川-潼南地区茅二段有利勘探区预测Fig. 9 Prediction of favorable exploration area in 2nd member of Maokou Formation in Hechuan-Tongnan area

合川-潼南地区的勘探实践表明，创新理论认识是四川盆地茅口组勘探取得突破的关键［25］。传统观点认为，川中地区在茅口组时期仅在局部发育少量的台内滩，白云岩储层多沿基底断裂附近分布，难以形成规模性油气藏［26］；在茅二段白云岩储层分布规律的新认识引领下，促进了整个川中地区茅口组勘探思路的转变，推动了川中地区茅二段开发先导试验区的提前运行，开辟了一个规模性接替领域，是盆地中部除了震旦系灯影组、寒武系龙王庙组之外的第3个重大碳酸盐岩含气系统，可为四川盆地的深层油气地质研究和勘探部署提供参考。

5 结 论

（1）茅二段发育白云岩储层，储层岩性以细-中晶云岩、残余颗粒云岩为主，储集空间为粒内溶孔、晶间（溶）孔、溶洞及构造缝和溶缝，储层物性总体表现为低孔、低渗特征；储层主要发育在茅二段中部，横向分布稳定，在古地貌高部位，储层整体较厚，单层厚度大，叠置连片。

（2）合川-潼南地区茅二段优质储层发育受古地貌背景下的滩相沉积、准同生岩溶作用、准同生白云岩化作用及构造断裂作用共同控制。

（3）茅二段白云岩储层厚度与地震相对振幅呈正相关性，有利白云岩储层的发育面积为1 250 km2，主要分布在矿权区中部和东北部地区，与茅二段高隆带基本重合。