杨柳 ，巫芙蓉 ，郭鸿喜 ，耿超 ，范昆 ，何小会

（1.中国石油东方地球物理公司西南物探研究院，四川 成都 610213；2.中国石油西南油气田分公司勘探事业部，四川 成都 610041；3.中国石油西南油气田分公司蜀南气矿，四川 泸州 646000）

0 引言

中二叠统茅口组是四川盆地川南地区主力产层之一，勘探始于20世纪50年代。自1957年在川南地区圣灯山构造钻探的隆10井测试获工业气流以来，勘探历时长达60余年。截至2018年，茅口组共发现石灰岩岩溶缝洞型气藏325个，累计探明储量852×108m3，自2 井累计产气量 50.15×108m3［1-2］。前人总结出“三占三沿”（即占高点、沿长轴，占鞍部、沿扭曲，占鼻突、沿断裂）、“两打两优先”（即打翼先打肩，打鞍先打高点鞍）和大断要避开，小断要紧挨，中断打上盘等寻找裂缝发育带的方法［3］。随着勘探程度不断提高，背斜区已发现的石灰岩岩溶缝洞型气藏的日产量和可采储量逐年下降，可供勘探开发的背斜区越来越少。区域地质研究、钻井放空显示及测井分析等信息的增多，展示出茅口组岩溶缝洞系统在川南地区的分布具有广阔性。

在“走出构造找岩溶”研究思路的指导下，2020年初，YJ向斜区钻探的YJ2井在中二叠统茅口组钻遇石灰岩岩溶储层，测试获高产工业气流，日产量为58.8×104m3，展现出茅口组岩溶储层巨大的勘探潜力。川南地区茅口组岩溶缝洞型储层非均质性强，由于目的层埋深较大、地震波吸收衰减快、地表激发条件等因素导致地震资料成像较差，储层地震响应特征难以准确建立［3］。本文基于YJ向斜区高品质三维地震资料和典型新老钻井井震标定，结合模型正演，研究了内幕岩溶储层和表层岩溶储层的地震响应特征；优选均方根振幅地震属性，预测了内幕岩溶储层和表层岩溶储层的分布。通过沉积、岩溶改造、构造裂缝等综合分析，研究了茅口组储层的主控因素。

1 区域地质概况

研究区位于四川盆地川南古坳中隆低陡穹形带，包括YJ向斜区和东西两侧背斜区，背斜区断裂发育，为川南地区典型的隆凹相间构造格局（见图1）。研究区三维地震资料面积为434 km2。研究区钻至茅口组共20余口井，钻井过程中放空、井漏、气侵等显示频繁，获工业气流的井共15口。在早期“三占三沿”勘探思路指导下，井位主要部署在研究区两侧构造、翼部和断裂附近。YJ向斜区茅口组勘探程度低，目前完钻且已试油的仅Y1井和YJ2井，均获工业气流。

图1 四川盆地构造分区与研究区茅口组顶面构造立体形态

四川盆地川南地区茅口组主要为开阔台地相沉积，岩性以生物碎屑灰岩为主［4-6］，厚度为 180～400 m，基质岩块致密、渗透性较差，自下而上划分为茅一段（40～150 m）、茅二段（20～160 m）、茅三段（0～40 m）和茅四段（0～120 m）。茅一段和茅二段自下而上均划分为3个亚段，茅口组底部与栖霞组整合接触。研究区茅口组残留茅一段、茅二段和茅三段，厚度为180～220 m。中二叠世末期，茅口组在东吴运动作用下，经历了7～8 Ma的流水侵蚀，广泛发育岩溶储层，与上覆龙潭组形成了区域不整合面。此后，茅口组地层经历了多期构造运动，在喜马拉雅期强烈褶皱活动后，基本形成了现今的形态。

2 茅口组储层特征

2.1 岩性和物性特征

茅一段以浅灰、灰黑色厚层状泥质生屑灰岩为主，发育含腕足类眼球状石灰岩，是较好的烃源层系；茅二段为深灰色厚层块状石灰岩，下部含泥质和燧石条带；茅三段以深灰色块状生屑灰岩为主；茅四段为深灰色、灰黑色中—厚层石灰岩夹生屑灰岩，顶、底部有薄层状燧石结核。结合研究区及川南周边地区钻遇茅口组的412口井资料分析发现，储层主要发育在茅二段和茅三段，基质孔隙度小于1%，渗透率小于0.01×10-3μm2，为低孔低渗储层［3］。

2.2 储集空间类型和特征

川南地区钻探证实，茅口组储集空间主要发育于溶蚀的缝洞中（见图2），裂缝（构造缝）难以担当主要的储集空间。裂缝渗透率达 27.7×10-3～116.7×10-3μm2，裂缝充当岩溶储层重要的渗滤通道，与岩溶孔洞的组合是构成缝洞型储层的关键。由于茅口组储层缺少岩心资料，笔者结合钻录井、测井、测试及生产等资料综合分析，将川南地区茅口组储集空间分为4类：岩溶缝洞型（钻遇溶洞裂缝带，与邻区溶洞沟通）、缝洞型（钻遇的裂缝带沟通了邻区溶洞）、孤立岩溶型和微缝洞致密型（见图3）。研究区4种储集空间均发育，岩溶缝洞型发育时最好，缝洞型发育时次之，孤立岩溶型和微缝洞致密型发育时较差。研究区获高产工业气流井的储集空间主要为岩溶缝洞型。

图2 川南地区茅口组岩心与薄片

图3 川南地区茅口组储集空间类型示意

2.3 储层纵向分布规律

川南地区茅口组岩溶以表层岩溶带、垂直岩溶带、水平径流带及深部潜流带等4种形式存在。研究区主要发育表层岩溶储层和内幕岩溶储层，均为薄互层型储层，层多且厚度小，单层厚度小于10 m。表层岩溶储层主要发育于茅三段，距茅口组顶部0～40 m。茅一段泥灰岩地层较致密及岩溶可达深度所限，内幕岩溶储层主要发育于茅二段，距茅口组顶部40～100 m，局部地区可达120 m。研究区已钻井表明，发育内幕岩溶储层的井居多，发育表层岩溶储层的井较少。

3 储层地震预测

3.1 地震响应特征

前人虽然从地质成因等方面对茅口组岩溶储层进行了研究［7-10］，但是缺少地震响应特征方面的研究。本文结合高品质三维地震资料及新老钻井资料进行精细层位标定，对内幕岩溶储层和表层岩溶储层的地震响应特征进行了分析。茅口组顶界呈连续强波峰反射，为上覆龙潭组泥页岩与茅三段生屑灰岩所形成；茅口组底界呈较连续中强波峰反射，为茅一段泥灰岩与栖霞组顶部亮晶生屑灰岩所形成；茅二段底界呈强波谷反射，为茅二段生屑灰岩与茅一段泥灰岩所形成；茅三段地层较薄，底界为强波峰之下零相位。

3.1.1 内幕岩溶储层

本文以典型井YJ2井和Y7井为代表，结合储层欠发育的Y8井进行综合分析（见图4）。YJ2井茅二段发育4套薄互层型储层，厚度分别为8.3，2.8，6.1，12.0 m，累计厚度为29.2 m，储层中部距茅口组顶部55 m，测试获日产气量为58.80×104m3。Y7井茅二段发育3套薄互层型储层，厚度分别为3.2，2.0，5.2 m，累计厚度为10.4 m，储层中部距茅口组顶部86 m，测试获日产气量为 35.56×104m3，累计产气量为 0.38×108m3。Y8 井茅二段储层欠发育，测试为微气，已关井报废。

茅口组内幕岩溶储层发育时，为一条带状或眼球状中强振幅“亮点”反射特征，“亮点”范围为储层分布的范围。YJ2井和Y7井储层物性相近，YJ2井储层厚度大于Y7井，YJ2井振幅反射比Y7井更强（见图4a，4b）。Y7井西侧较远部位“亮点”较强，为储层发育主要部位。Y8井内幕岩溶储层欠发育，地震响应特征无变化（见图 4c）。

图4 研究区典型井茅口组内幕岩溶储层地震响应特征

3.1.2 表层岩溶储层

本文以典型井D20井和D13井为代表（见图5），结合储层欠发育的Y8井进行综合分析。D20井茅三段发育1套表层岩溶储层，厚度12 m，储层中部距茅口组顶部19 m，测试获日产气量为10.84×104m3。D13井茅三段发育1套表层岩溶储层，厚度6 m，储层中部距茅口组顶部8 m，测试获日产气量为1.79×104m3。Y8井表层岩溶储层欠发育，测试为干层。

茅口组表层岩溶储层发育，储层较厚时（大于10 m），茅口组顶界波峰为频率降低、振幅变弱的反射特征（简称低频弱振）。表层岩溶储层较薄或储层欠发育时，茅口组顶界低频弱振特征不明显（见图5）。

图5 研究区典型井茅口组表层岩溶储层地震响应特征

3.1.3 模型正演分析

在充分考虑地层结构、岩溶缝洞空间分布和大小的基础上，结合实际测井速度、地震主频等数据（龙潭组泥页岩速度为3 800 m/s，茅三段和茅二段生屑灰岩速度均为6 400 m/s，茅一段泥灰岩速度为5 200 m/s，储层段速度为5 000 m/s，地震主频为30 Hz，采样间隔为2 ms），按照内幕岩溶储层和表层岩溶储层的发育模式，分别建立地质模型进行正演分析。正演结果表明：内幕岩溶储层厚度大于10 m时，茅口组内部中强振幅反射特征明显，随着厚度增加，振幅反射增强；储层厚度小于10 m时，茅口组内部振幅反射增强不明显。表层岩溶储层厚度大于10 m时，茅口组顶界低频弱振特征明显，随着厚度增加，频率降低，振幅反射减弱。

3.2 储层地震预测

根据内幕岩溶储层和表层岩溶储层的发育特征及地震响应特征，在精细地震解释的基础上，优选均方根振幅地震属性进行振幅属性提取与分析，预测了YJ向斜区茅口组岩溶储层分布（见图6）。

图6 YJ向斜区茅口组岩溶储层分布

3.2.1 内幕岩溶储层

本研究提取茅二段均方根振幅地震属性，预测内幕岩溶储层的分布。YJ2井和Y7井等内幕岩溶储层发育井位于图6a暖色调区域 （强振幅），D9井等内幕岩溶储层欠发育井位于图6a冷色调区域（弱振幅）。由图6a和图1b可以看出，内幕岩溶储层在背斜区和向斜区广泛发育。统计研究区所有已钻井进行验证，吻合率达87%，预测研究区内幕岩溶储层发育区的面积可达330 km2。

3.2.2 表层岩溶储层

沿地震剖面茅口组顶界往下15 ms（距顶部0～40 m）提取均方根振幅地震属性，预测表层岩溶储层的分布。D20井和D13井等表层岩溶储层发育井位于图6b暖色调区域（弱振幅），Y8井等表层岩溶储层欠发育井位于图6b冷色调区域（强振幅）。由图6b和图1b可以看出，表层岩溶储层主要发育在向斜区。统计研究区所有已钻井进行验证，吻合率达91%，预测研究区表层岩溶储层发育区的面积可达90 km2。

4 储层主控因素分析

4.1 颗粒滩相沉积

二叠系沉积前，四川盆地呈西高东低的古构造格局。早二叠世发生海侵，使得整个上扬子陆块淹没，中国南方变为碳酸盐岩台地。四川盆地由东向西为克拉通边缘浅水坳陷、斜坡带、台地边缘浅滩、开阔台地、局限台地、滨海潮坪，水体呈西浅东深的格局［4-6］。川南地区在茅二段、茅三段时期为开阔台地相沉积，沉积的一套厚层生屑灰岩是岩溶储层广泛发育的物质基础。

4.2 东吴期岩溶改造

四川盆地受中二叠世末东吴运动的影响，地壳大面积抬升，茅口组中上部碳酸盐岩长期遭受不同程度的淡水淋滤，以及沿断裂垂直渗流和水平径流的影响，易发育岩溶储层［11-17］。储层发育程度和规模主要受岩溶古地貌和岩溶断裂的控制。

4.2.1 岩溶古地貌

古地貌恢复的方法很多，四川盆地应用较多的为茅口组残余厚度法和龙潭组印模厚度法。以往研究认为：茅口组残余厚度越大的地区，出露地层越新，表明剥蚀量越少，为地势较低的区域；而残余厚度越小的地区，出露地层越老，表明剥蚀量越大，为地势较高的区域［13-14］。中二叠世末，川北地区吴家坪组（即川南地区龙潭组）底部存在深水沉积现象，茅口组剥蚀程度严重，残留茅二段a，b，c亚段的厚度不等，短时间内抬升急剧降低，在构造演化上难以解释。

随着钻井增多及地质研究的深入，越来越多的学者认识到茅口组顶部存在地层较薄（5～25 m）的深水沉积孤峰段［18-19］。四川盆地茅口组地层沉积较薄，与东吴期流水侵蚀共同形成川北岩溶盆地［20-21］。笔者认为：茅口组残余厚度较大地区（补齐的上覆龙潭组厚度较小）代表东吴期茅口组地势较高；而茅口组残余厚度较小地区（补齐的上覆龙潭组厚度较大）代表东吴期茅口组地势较低。川西南及川东南地区残留茅四段，为岩溶高地，水动力条件较强，岩溶储层较发育。川中及川南地区残留茅三段和茅二a亚段，为岩溶斜坡，水动力条件最强，岩溶储层最为发育，是茅口组岩溶储层最重要的勘探区域。川北地区残留的茅二段a，b，c亚段为岩溶盆地，水动力条件较差，岩溶储层欠发育。大气淡水由川西南和川东南岩溶高地的淡水补给区向川南和川中地区侵蚀，汇入川北岩溶盆地。

研究区主要位于岩溶斜坡（一级地貌单元），淡水补给主要来自川东南方向，受局部古地貌的影响，形成残丘、峰丛垄脊、坡地、侵蚀沟谷等二级地貌单元。研究区井位大多未钻穿茅口组，采用龙潭组印模厚度法，通过地震解释刻画古地貌，经实钻井校正，能够准确刻画东吴期茅口组的岩溶古地貌。从恢复的研究区岩溶古地貌可以看出，研究区西南部为残丘，东部为峰丛垄脊，中北部为坡地（见图7）。淡水从南部和东部经侵蚀沟谷汇入，中北部的坡地流水侵蚀最为强烈，最易形成表层岩溶储层。淡水随着中北部东吴期岩溶断裂下渗溶蚀，形成内幕岩溶储层。残丘和峰丛垄脊地形较陡，隆起处脆性石灰岩地层也易形成断裂，淡水下渗溶蚀有利于发育内幕岩溶储层。

图7 研究区茅口组岩溶古地貌立体示意

4.2.2 岩溶断裂

由茅口组顶界相干切片（见图8）、地震剖面解释和构造演化分析可知，研究区主要发育北北东、北东和东西走向3组断裂。北北东和北东走向断裂为西部龙洞坪、东部坛子坝背斜区主断裂，在加里东期形成，东吴期继承性发育，于燕山—喜山期强烈挤压形成现今展布特征。东西走向断裂在东吴期形成，断开龙潭组和茅口组内部，为右行走滑断裂。东吴期断开茅口组的3组断裂对内幕岩溶储层发育具有建设性作用，预测储层发育区与3组断裂的平面分布有较好的一致性。

图8 研究区茅口组顶界相干切片

4.3 燕山—喜山期构造裂缝

四川盆地在燕山—喜山期遭受全面挤压，在川南地区形成大量褶皱冲断带［22-23］，伴随断裂形成大量裂缝，沟通了东吴期岩溶储层，形成了岩溶缝洞型和缝洞型储层。燕山—喜山期形成的裂缝主要位于研究区两侧的背斜区。

5 结论

1）YJ向斜区茅口组储集空间类型主要为岩溶缝洞型和缝洞型，岩溶缝洞型储层的发育是茅口组高产稳产的主要因素。茅口组发育内幕岩溶储层和表层岩溶储层，内幕岩溶储层主要发育于距茅口组顶部40～100 m的茅二段，表层岩溶储层主要发育于距茅口组顶部0～40 m的茅三段。

2）茅口组内幕岩溶储层厚度大于10 m时，茅口组内部中强振幅反射特征明显，随着厚度增加，振幅反射增强；储层厚度小于10 m时，茅口组内部振幅反射不明显。表层岩溶储层厚度大于10 m时，茅口组顶界低频弱振特征明显，随着厚度增加，频率降低，振幅反射减弱。

3）均方根振幅地震属性能较好地预测茅口组储层分布，内幕岩溶储层在研究区广泛发育，表层岩溶储层主要发育于向斜区。

4）YJ向斜区茅口组储层主要受颗粒滩相沉积、东吴期岩溶改造以及燕山—喜山期构造裂缝的控制。沉积是生屑灰岩形成的基础，岩溶改造是物性改善的关键，裂缝是油气渗滤的重要通道。