四川盆地中二疊統熱水白云巖成因及其分布

汪華 沈浩 黃東 石學文 李毅 袁小玲 楊雨然

中國石油西南油氣田公司勘探開發研究院

中二疊統（舊稱陽新統）是四川盆地南部天然氣的主要產層之一，也是川東地區天然氣的重要產層。中二疊統為一套正常淺海石灰巖沉積［1］，儲層基質致密，儲集性能差，如裂縫或溶洞發育可構成裂縫型儲層或裂縫—溶洞型儲層。

四川盆地油氣勘探過程中，鉆井在鉆揭中二疊統時，時有發現厚度不等的白云巖儲層，但對其儲層特征、成因機制、分布規律認識不一致，使得針對中二疊統白云巖儲層的勘探工作進展不夠理想。

1 白云巖儲層特征

1.1 平面分布規律

對川東、川中地區鉆揭中二疊統鉆井的鉆錄井資料重新梳理，系統研究巖心、巖屑、電測資料，并對中二疊統野外露頭剖面（華鎣山二崖剖面、西天剖面、李子埡剖面，豐都暨龍鎮烏羊壩剖面、放牛壩剖面，豐都武平大壩剖面）進行仔細觀測，筆者發現［2］，川東—川中局部地區中二疊統茅口組茅二a亞段內發育一套最厚為30m的白云巖、硅質白云巖儲層（圖1）。

將該套白云巖的平面分布范圍和四川盆地基底斷裂的分布位置疊合后發現（四川盆地基底斷裂據本文參考文獻［3］），白云巖主要沿15號基底斷裂分布，其平面展布與基底斷裂的北西向走向一致（圖2）。沿16號基底斷裂，茅二a亞段大多被剝蝕，未被剝蝕的東端仍有白云巖分布（主要沿基底斷裂分布）。從白云巖儲層的平面分布范圍可以看出，白云巖儲層受基底斷裂的影響，呈北西向展布，區域上呈連續層狀穩定分布。

圖1 川中—川東地區茅二a亞段白云巖儲層連井對比剖面圖

1.2 巖性特征

茅二a亞段白云巖儲層常為細—中晶白云巖、硅質白云巖、殘余生物白云巖，少量水爆角礫白云巖。局部含燧石結核和燧石團塊，常見白云巖與層狀硅質巖互層。白云巖晶粒較粗，斷口似砂糖狀。含生物，多為碎片和殘余結構，鏡下常為生物幻影，見少量海百合個體。縫洞中充填—半充填自形晶馬鞍狀白云石，鏡下具典型的晶面彎曲和波狀消光特征。次生礦物類型多樣，在巖心表面見黃鐵礦，縫面和溶洞內見低溫熱液環境形成的長軸狀自形晶石英，鏡下見天青石。在溶洞內充填的白云石晶粒表面常見殘余瀝青（圖3）。

1.3 儲集空間

白云巖儲層儲集空間主要為白云石晶間孔、晶間溶孔、溶洞和裂縫（圖3）。白云石化形成具有一定基質孔隙的白云巖，基質孔隙、成巖縫（水爆裂縫）和早期構造裂縫成為東吳運動時期（以下簡稱東吳期）大氣淡水的溶蝕通道，形成大量的溶蝕孔洞和溶蝕縫，成巖后期構造運動產生大量構造裂縫，使得白云巖儲層成為川東地區中二疊統儲集性能最好的一類儲層。

1.3.1 孔隙

孔隙類型有晶間孔，晶間溶孔、晶內溶孔、粒內溶孔和鑄模孔，晶間溶孔是茅二a亞段白云巖儲層最重要的一類儲集空間類型。前人的研究成果常以洞—縫系統來描述中二疊統儲層，認為其孔隙度極低，在儲集性能上貢獻甚微。而筆者的研究則發現，茅二a亞段層狀白云巖儲層，無論巖心觀測、野外露頭樣品測試還是測井綜合解釋，其孔隙的儲集能力均不容置疑。茅二a亞段層狀白云巖分布帶的工業氣井，具有產能高、儲量大、生產穩定的特點，明顯優于無白云巖儲層段的氣井。

1.3.2 溶洞

溶洞多為東吳期巖溶作用所產生，在龍潭期受熱液作用影響，常被自形晶的馬鞍狀白云石充填或半充填。巖心和巖屑觀察發現，基質孔隙較發育的茅二a亞段白云巖段在受到東吳期的古巖溶作用后產生大量的溶蝕孔洞及溶縫，而上覆茅四段、茅三段及茅二a亞段石灰巖段，巖溶孔洞縫遠不及白云巖層段發育。

圖2 川東地區茅二a亞段白云巖儲層厚度等值線圖

1.3.3 裂縫

裂縫主要包括成巖縫、多期構造裂縫、壓溶縫和微裂縫4大類。成巖縫（水爆裂縫）和早期構造裂縫在東吳期成為地表巖溶水的輸導系統，使得白云巖儲層經歷巖溶改造，儲集性能增強。龍潭期前形成的裂縫在龍潭期受熱液作用影響，多被熱液馬鞍狀白云石充填和半充填，滲流能力減弱。龍潭期后形成的裂縫，尤其是燕山—喜馬拉雅期形成的構造裂縫多為未充填的裂縫，溝通早期的縫洞系統，大大提升了儲層的滲流能力。

2 熱水白云巖成因

2.1 茅二a亞段白云巖為熱水成因白云巖

茅二a亞段白云巖、硅質白云巖在平面上的分布具有較強的區域性，主要沿基底斷裂分布，可見基底斷裂對該套白云巖的沉積具有控制作用。地球化學指標分析結果認為該套白云巖為熱水成因，與正常的水成成因沉積物不同，是在拉張的構造背景下［4－6］，在斷裂附近受到熱異常的影響所形成。與該套白云巖的成因一致，在川東地區中二疊統有2層層狀硅質巖（棲霞組一段b亞段和茅二a亞段），也為熱水沉積物。

圖3 川東地區茅二a亞段白云巖儲層特征照片

2.1.1 S—F—C圖解

方維萱［7］提出S—F—C圖解。C端元（CaO）代表正常海水的沉積作用形成的碳酸鹽巖，S端元（SiO2）代表以SiO2為酸酐的熱水同生沉積作用形成的硅質巖，F端元（FeO＋Fe2O3＋MgO）代表富Fe、Mg碳酸鹽型熱水同生沉積作用形成的菱鐵礦巖。川東地區所有中二疊統層狀硅質巖、硅質白云巖、白云巖樣品均落在硅質鐵白云巖（典型的熱水混合同生沉積區）、硅質巖（SiO2酸酐型熱水同生沉積區）及鐵白云質硅質巖（過渡區）內，而四川盆地石炭系、長興組、飛仙關組、嘉陵江組和雷口坡組的樣品則落在正常海水沉積區（圖4）。S—F—C圖解顯示中二疊統層狀硅質巖、白云巖、硅質白云巖成因與其他層系的白云巖成因截然不同，為熱水成因。

圖4 四川盆地各碳酸鹽巖層系S—F—C圖解（底圖據方維萱）

2.1.2 Fe－Mn－（Cu＋Ni＋Co）×10的三角判別圖

Bostrom［8］提出熱水沉積物與正常水成沉積物的元素組成在Fe－Mn－（Cu＋Ni＋Co）×10的三角判別圖上有明顯的集中區（圖5）。川東地區中二疊統層狀硅質巖、茅二a亞段白云巖大部分樣品落在B區紅海熱水沉積區和D區熱水沉積物區，表明其主要為熱水成因沉積物。

圖5 Fe－Mn－（Cu＋Ni＋Co）×10三角判別圖

2.1.3 稀土元素

稀土元素能有效區分熱水成因沉積物與非熱水水成沉積的沉積物，前者REE總量低，Ce為負異常，Eu為正異常，HREE富集；后者REE含量高，Eu為負異常或無異常，HREE不富集［9－12］。川東地區多條野外露頭剖面（華鎣山二崖、華鎣山閻王溝、華鎣山仙鶴洞、石柱冷水溪）和鉆井巖心樣品白云巖（圖6，以華鎣山二崖剖面為例）的稀土元素北美頁巖標準化分配模式均可以看出，其沉積以熱水沉積為主，混有少量非熱水的水成沉積物。

圖6 二崖剖面巖心樣品稀土元素北美頁巖標準化分配模式圖

2.2 熱次盆、熱次盆微相概念的提出

根據熱水沉積理論提出熱次盆的概念：“沉積盆地局部范圍在區域構造運動背景下，受到熱異常影響，改變了原有的沉積環境，形成與熱異常相關的沉積建造，此局部范圍稱之為熱次盆”［13］。川東地區茅二a亞段沿15號基底斷裂和16號基底斷裂東端附近沉積了白云巖，將茅二a期沿15號基底斷裂和16號基底斷裂東端這個局部范圍稱為熱次盆。熱水成因的白云巖和層狀硅質巖的分布區即為熱次盆分布范圍。筆者將熱次盆引入到沉積相的研究中，首次提出了四川盆地中二疊統“熱次盆微相”的新認識，即在熱次盆的范圍內受熱水作用影響所形成的熱水沉積物特征的總和。熱次盆微相為川東地區中二疊統儲層發育的最有利沉積微相（圖7）。

2.3 熱次盆微相對儲層的相控作用

川東地區中二疊統茅口期和棲霞期沉積環境主要為淺海碳酸鹽巖臺地，沉積相以開闊臺地亞相為主［14］。受基底斷裂熱泉上涌的影響，沿基底斷裂附近熱次盆范圍內可形成白云巖和層狀硅質巖，白云石化作用發生在同生期和成巖早期，是有利的建設性成巖作用。

白云石化作用使晶粒增大，有利于形成晶間孔，孔隙普遍較石灰巖段發育，具有較好的儲集性能［15－16］。如W78井，白云巖平均孔隙度為4.6%，生物灰巖則為0.53%。經歷早期溶蝕作用可形成晶間溶孔、晶內溶孔等孔隙，成為良好儲層。在熱泉噴溢口常有水爆裂縫的形成，有利于早期溶蝕作用的發生，先期孔隙—裂縫系統又可以作為東吳期構造抬升階段地表巖溶水的輸導體系，產生大量溶蝕孔、洞、縫，表明熱次盆微相是儲層發育的有利沉積微相，儲層具有相控特征。

3 白云巖儲層的分布及勘探前景

3.1 W67井氣藏為白云巖儲層高產井的重新認識

臥龍河構造 W67井氣藏由 W67、W83、W93井3口井控制，W67井為中二疊統的高產井。

3.1.1 W67井分析

W67井鉆至井深3 306.88m，進入茅二a亞段4.88m井噴，因工程原因無法關井，接輸氣管線轉入生產，輸氣量達50.2×104m3／d。生產至1994年，由于壓力逐漸降低，大段裸眼井段發生垮塌，填死產層，于1997年進行側鉆，側眼鉆至3 380m茅二b亞段完鉆，將茅二a亞段全部揭開，發現茅二a亞段井深3 329～3 352m、厚達23m 的白云巖儲層，測井綜合解釋儲層累計厚度為8.44m，平均孔隙度為7.7%，含水飽和度為3.4%。經茅口組整段完井裸眼測試，獲氣31.2×104m3／d。前人研究認為，W67井因鉆遇了特大裂縫系統而形成石灰巖儲層高產［17］。筆者認為是茅二a亞段上部石灰巖段發育的裂縫溝通了下伏白云巖儲層，從而造就了W67井的高產。

3.1.2 W83井分析

前人認為W83井在中二疊統共鉆遇3條逆斷層，逆斷層帶上的裂縫發育致使W83井鉆遇的裂縫系統從茅口組延伸至棲霞組，形成垂直穿層300m左右、實際高度超過1 000m的特大裂縫系統。

筆者對W83井中二疊統進行重新對比分層，根據新的分層結果所恢復解釋的W83井實鉆剖面為“S”形倒轉與斷層交匯的陡帶。在W83井鉆井過程中，分別在井深3 307.5～3 337.5m、4 327.5～4 335m 和4 176.3～4 185.3m3次鉆遇茅二a亞段白云巖儲層。W83井巖屑鏡下觀察，井深3 310～3 340m為中晶—細晶白云巖、硅巖和白云質硅巖互層，井深3 326～3 334m見大量次生石英發育，野外露頭剖面和巖心觀察，茅二a亞段內發育的次生石英多充填在溶洞內，W83井發育的大量次生石英表明該井東吳期遭受的巖溶作用強烈，巖溶孔洞十分發育，測井綜合解釋為滲透型儲層。因此認為W83井中二疊統長達1 382.25m裸眼測試段產氣24.70×104m3／d，主要是茅二a亞段白云巖儲層的貢獻。

圖7 川東地區茅二a亞段沉積相圖

3.1.3 W93井分析

W93井鉆至茅二a亞段井深3 355.90m發生井漏，漏失段巖性為深灰帶褐色灰巖、深灰黑色云巖及硅質白云巖。W93井茅二a亞段井深3 356～3 384m為白云巖層段，厚28m，測井解釋有4層氣層，儲層累計厚度為11.9m，平均孔隙度為4.3%。該井其后鉆至石炭系獲氣，1986年修井上試，射孔層位為茅二a亞段白云巖段，井深3 354.17～3 379.57m，經酸化放噴測試獲氣26.48×104m3／d。

W67井、W83井和W93井雖然完井工藝不同，測試層段涵蓋范圍較大，但在鉆探過程中都在茅二a亞段中鉆遇白云巖儲層，且均在測試段中，尤其是W93井屬茅二a亞段層狀白云巖單層測試。通過試采，上述3口井井間干擾明顯，證實屬同一水動力系統。因此可以得出3口井均為茅二a亞段層狀白云巖氣藏高產井的結論。這與前人所認為的3口井為特大裂縫系統高產井的結論不同。

3.2 白云巖儲層的勘探效果

川東地區大部分鉆揭茅二a亞段的井都以石炭系為主探目的層，考慮到中二疊統氣藏一般具有高壓—超高壓的壓力特征。因此均以密度較大的鉆井液鉆揭。盡管如此，在茅二a亞段白云巖分布帶上的鉆井仍有較好的油氣顯示且顯示級別較高，以井噴、井漏、放空和井涌為主。顯示較好的鉆井經過中途測試、完井后上試等措施，在大池干井構造麥子山高點、板東構造、臥龍河構造茅二a亞段白云巖儲層中獲得多口工業氣井，鄰北、茍家場構造及茍西潛伏構造均鉆獲茅二a亞段白云巖儲層。經試采開發，取得較好的效果，川東地區茅二a亞段白云巖氣藏壓降儲量為54.46×108m3，占川東地區中二疊統氣藏壓降儲量的65.5%，充分證明茅二a亞段白云巖氣藏在該區中二疊統勘探中占有重要地位。

3.3 白云巖儲層的分布及勘探前景

中二疊統的勘探，一直以裂縫型石灰巖儲層和裂縫—溶洞型石灰巖儲層為主［18］，白云巖儲層的勘探方向一直不明確，在中二疊統勘探中的重要地位也一直未能被突顯。筆者所研究的川東地區茅二a亞段白云巖為熱水沉積物，沉積受到了基底斷裂的影響，其勘探方向同四川盆地其他層系的正常海水水成成因白云巖有別，熱次盆微相為其有利儲集相帶，勘探工作應圍繞熱次盆的分布范圍展開。川東地區白云巖儲層分布帶總面積約為3 400km2，白云巖最厚為30m，以 WLH構造平均資源量豐度2.09×108m3／km2計算，白云巖儲層發育帶的天然氣資源量約為7 106×108m3，有著較好的勘探前景。川中地區的廣安構造也發育該套白云巖儲層，其儲層特征與川東地區和華鎣山剖面一致，且殘留大量顆粒狀瀝青。南充地區新鉆井NC1井也發現該套儲層，鉆井時井漏，有望獲氣（2014年8月，該井對茅二a亞段白云巖段單層測試，獲高產工業氣流）。川西地區的GJ井，該套白云巖厚度為5m，鉆井時強烈井噴，初測氣產量為4.77×104m3／d。四川盆地茅口組白云巖儲層的發現及具備的良好勘探前景可為中二疊統的深化勘探提供一個明確的方向。

4 結論

1）川東地區茅二a亞段發育一套層狀、硅質白云巖儲層，厚度可達30m，儲層溶蝕孔洞縫發育，儲集性能好。

2）地球化學特征分析表明，川東地區茅二a亞段白云巖為熱水成因，與正常水成成因不同，基底斷裂控制了該套白云巖儲層的平面展布。

3）熱次盆沉積微相為川東地區茅口組最有利的儲集相帶，勘探工作應圍繞這一微相的分布范圍展開。

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