山述娇 陈 聪 张玺华 谢 忱 陈延贵 徐正华

1.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院 2.中国石油西南油气田公司油气资源处 3.中石油煤层气有限责任公司临汾采气管理区

0 引言

1960—1970 年，针对泸州古隆起开展系统勘探工作，以东吴运动表生岩溶作用叠加断裂形成缝洞型石灰岩储层为对象[1]，获得了断裂、构造控藏的地质认识和“三占、三沿”布井模式，实施钻井千余口，发现缝洞气藏325 个，取得储量881×108m3，累产气650×108m3，平均单个气藏储量规模为2.7×108m3。2014—2018 年，四川盆地中二叠统茅口组部署探井10 余口，勘探呈现出多点开花的局面，但未取得重大突破，未能实现规模增储上产。

2018 年以来，通过开展野外地质调查工作，在华蓥山二崖、川东雪玉洞等露头相继发现厚层白云岩，部署实施的角探1 井、蓬深2 井、蓬阳1 井等多口探井均在茅口组钻遇厚层白云岩储层，证实该区茅口组白云岩储层稳定发育。角探1 井、磨溪145 井、南充1 井相继测试获得日产百万立方米的高产工业气流，表明川中地区茅口组白云岩储层具有广阔的勘探前景[2-6]。

然而过去对该套白云岩的储层特征、成因机制及分布规律认识不一致，成为制约目前勘探部署工作的瓶颈因素。例如针对四川盆地茅口组白云岩成因，多位学者提出了包括混合水白云石化[7-8]、热水白云石化[9-10]、构造热液白云石化[11-16]、埋藏白云石化[17-18]、川西玄武岩淋滤白云石化[2]等在内的多种作用机制，对成因一直未达成共识。

为此，笔者在研究茅口组白云岩储层特征的基础上，探讨了白云石化流体来源，系统梳理了成岩序列，归纳了白云岩储层发育的主控因素，以期为川中二叠系茅口组油气勘探提供有效支撑。

1 区域地质背景

研究区位于四川盆地川中低缓褶皱带的北部和川北低陡褶皱带的西南部，茅口组厚度在180 ～260 m 之间，岩性以泥晶灰岩、残余生屑白云岩、硅质白云岩、含泥灰岩为主。茅口组沉积时期，以北部勉略洋伸展和西部峨眉地幔柱隆升为主线的构造演化直接控制了沉积演化。茅口组沉积早期，西部的峨眉地幔柱尚未隆升，而向北仍然是向勉略洋过渡的被动陆缘环境。茅口组沉积中晚期，峨眉地幔柱开始持续隆升，结合勉略洋伸展作用，产生北东向拉张应力，在川中北部首先形成多条北西向台洼，随着拉张作用进一步加强，川北地区出现台内裂陷。该时期一系列的构造运动，形成了盆地茅口组隆凹相间的沉积格局[19]。

图1 四川盆地中部地区构造位置图

2 白云岩储层特征

2.1 岩石学特征

通过野外剖面和钻井岩心薄片观察，岩石学特征表明，川中茅口组储层岩性主要为细—中晶残余砂屑云岩、云质灰岩、亮晶颗粒灰岩（图2）。细—中晶残余砂屑云岩为川中地区最为常见的白云岩类型，晶形以自形—半自形为主，镶嵌状构成，发育晶间孔和晶间溶孔，镜下常见雾心亮边，常见砂屑颗粒结构幻影，原岩为滩相颗粒岩类，粒径0.16 ～0.50 mm，次圆—圆形状，在同生期—准同生期由半自形—自形细晶白云石交代生屑颗粒及泥晶方解石基质。云质灰岩、亮晶颗粒灰岩的发育相对较为局限，常见粒内溶孔发育。

图2 川中地区茅二段储层岩石学特征图

2.2 储层类型

钻井岩屑、岩心、薄片鉴定资料及测井综合解释成果表明，川中茅口组储层类型分为3 种，分别为石灰岩孔隙型、白云岩溶蚀孔隙型和白云岩溶蚀缝洞型。

2.2.1 石灰岩孔隙型

石灰岩孔隙型储层，储集空间类型主要为粒内溶孔（图2h、图2i），孔隙分布均一，常发育在灰色亮晶生屑灰岩中，富含绿藻、腹足等浅水生物，生屑含量高，反映较高水动力条件滩相特征，岩心上多见灰褐色、浅灰色云质灰岩的针孔构造（图3），CT 分析也表明溶蚀微孔密集发育（图4）。以蓬深12 井为例，石灰岩储层柱塞样品孔隙度分布范围0.32%～8.98%，平均3.8%，孔隙度大于2%的样品占76%，具有较好的物性条件。蓬深12 与蓬阳1、蓬阳3 井的孔渗关系对比（图5）也表明，渗透率与孔隙度呈正相关，储层具有良好的储渗性能。

图3 川中地区茅二上亚段灰岩孔隙型储层储集空间特征图

图4 蓬深12 井岩心CT 扫描图（茅二上亚段，5 926.19 m）

图5 蓬深12—蓬阳1—蓬阳3 井茅二上亚段岩心柱塞样孔渗关系图

2.2.2 白云岩溶蚀孔隙型

对白云岩溶蚀孔隙型储层，综合分析宏观、微观等资料认为，该类细晶云岩储层的储集空间主要以粒间（溶）孔、晶间（溶）孔为主，针孔发育（图6a、图6b、图6c），储层的孔隙结构整体上呈现中—低孔隙度、特低渗透率、中—大孔径细喉道的特征。

图6 白云岩溶蚀孔隙型储层、白云岩溶蚀缝洞型储层特征图

2.2.3 白云岩溶蚀缝洞型

对白云岩溶蚀缝洞型储层的大量岩心描述结合薄片观察证实，该类储层的储渗空间主要为不规则破裂缝、不同规模的溶缝、溶蚀孔洞等（图6d、图6e、图6f）。溶洞为储层的储集能力提供重要补充，裂缝可有效提高储层渗透性，该类储层的孔、洞、缝搭配良好。

3 成岩序列分析

如图7 所示，通过岩石学特征、矿物特征及接触关系分析，建立川中地区茅二上亚段成岩序列，共识别出8 期成岩作用：同生期暴露溶蚀作用—同生期白云石化作用—浅埋藏期白云石化作用—浅埋藏期硅化作用—东吴期白云石化作用—印支期热液溶蚀作用—印支期热硅化作用—深埋藏期溶蚀作用。其中，同生期暴露溶蚀、同生期白云石化、浅埋藏期白云石化这3 期成岩作用是储层形成的关键，后期热液及埋藏期溶蚀作用有利于改造储层。

图7 川中地区茅二上亚段储层成岩作用特征图

成岩作用详述如下：①同生期暴露溶蚀作用，以大量生物溶孔，铸模孔作为早期溶蚀的典型特征，同生期暴露有利于形成早期溶孔。②同生期高盐度白云石化作用，在镜下可见它型—半自型细晶晶形白云石为典型识别特征，该时期台缘及台内古地貌高部位局部暴露，地层流体Mg2+富集，发生回流渗透白云石化作用，白云石化不具有选择性，颗粒与胶结物均受到白云石化作用影响，形成白云石基质，为白云岩储层提供改造基础。③浅埋藏期白云石化作用，与同生期高盐度白云石化最大的区别在于晶粒相对较大，呈自形—半自形，更靠孔隙空间内部生长，对颗粒进一步白云石化作用，该期白云石化作用在具滩相背景的地层中更易发育。④浅埋藏期硅化作用，在镜下表现为隐晶质硅质交代早期白云石，致使白云石晶形不完整，推测硅化流体为沉积期拉张作用致富硅热水交代早期矿物，形成致密硅质团块，阻碍后期储层改造，为储层破坏性成岩作用。⑤东吴期白云石化作用，以缝洞充填鞍型白云石为特征，拉张作用形成断裂，热液沿缝壁胶结鞍型白云石；同时，前期白云石化作用下白云岩性脆，热液更易造成破裂和溶蚀，伴生热液溶蚀，部分缝洞半充填鞍型白云石，形成储层。东吴期热液白云石化在滩相白云岩易产生有效储层，对储层起改造作用，但非关键控制因素，例如充探1、蓬深8 井茅二上亚段发育滩间相的泥晶灰岩，见热液白云石化作用，但缝洞全充填鞍型白云石，未形成有效储层。⑥印支—燕山期深埋藏期，热液或酸性流体对早期孔隙进行溶蚀，早期溶孔周边胶结物被溶蚀，局部热液作用形成自生石英胶结，石英交代作用有减孔作用。

4 白云岩储层发育主控因素

川中地区茅二段白云岩呈北西—南东向展布，本次研究结合岩心、薄片、二维及三维地震资料综合分析，认为川中地区茅口组白云岩储层发育分布受台缘高能滩相、早期暴露溶蚀和早期白云石化联合控制。

4.1 高能滩相为茅口组白云岩储层发育奠定基础

蓬阳1 井岩心观察表明（图8），纵向发育3 个短期旋回，滩体厚度17 m，云化段位于每个旋回中上部，云化段厚8 m，岩性以浅灰色—灰色细晶云岩为主，云岩原岩结构呈颗粒支撑，残余生屑幻影明显，颗粒磨圆度较高，高能滩相特征明显，测井解释结果为1 个气层（厚度3.3 m、孔隙度3.6%）及1 个差气层（厚度2.5 m、孔隙度2.4%），储层均发育于滩相旋回中。

图8 蓬阳1 井取心段综合柱状图

4.2 同生期暴露溶蚀、同生期白云石化、浅埋藏期白云石化成岩作用是储层发育的关键

亮晶颗粒灰岩内生物碎屑选择性溶蚀形成粒内溶孔和铸模孔，认为与沉积期滩体暴露或高频层序不整合面导致的滩体暴露大气淡水溶蚀有关。白云石化作用是区内茅二段碳酸盐岩中最重要的成岩作用之一，存在多期、多类型的白云石化作用，形成包括同生期粉—细晶它形白云石、早成岩期浅埋藏成因的粉—细晶自形白云石、早成岩期热液成因的中—粗晶—巨晶白云石和鞍状白云石。储层的发育与同生期、浅埋藏期白云石化形成的白云岩斑块部位关系密切，表现为这些部位的白云石晶间孔、晶间溶孔和溶蚀孔隙发育，原因是缓慢白云石化导致晶体呈自形，晶间孔发育，加之后期溶蚀流体进入，发生溶蚀作用，形成晶间溶孔、溶蚀孔隙。

5 结论

1）川中地区茅口组白云岩储层岩性以细—中晶云岩、生屑云岩、云质灰岩为主，储集类型以石灰岩孔隙型、白云岩溶蚀孔隙型和白云岩溶蚀缝洞型为主。

2）川中地区茅口组白云岩储层共经历8 期成岩作用，包括同生期暴露溶蚀作用、同生期白云石化作用、浅埋藏期白云石化作用、浅埋藏期硅化作用、东吴期白云石化作用、印支期热液溶蚀作用、印支期热硅化作用、深埋藏期溶蚀作用。

3）该区茅口组白云岩储层发育分布受台缘高能滩、早期暴露溶蚀和早期白云石化联合控制，后期热液及埋藏期溶蚀作用有利于改造储层。