川東—川南地區茅口組巖溶儲層分類識別及有效性評價

吳 豐，習研平，張 亞，陳雙玲，姚 聰，楊雨然

（1.西南石油大學地球科學與技術學院，成都 610500；2.中國石油西南油氣田公司勘探開發研究院，成都 610051）

0 引言

四川盆地川東—川南地區中二疊統茅口組是一套由海侵—海退旋回組成的海相碳酸鹽巖地層［1-2］。近年來的勘探開發表明，茅口組受暴露和風化淋濾的影響發育了獨特的早成巖期風化殼巖溶儲層［3］。目前茅口組已有多口井獲得高產工業氣流，如罐4井（117.8 萬m3/d）、龍會2 井（133.9 萬m3/d）、板東3井（83.2 萬m3/d）、雙11 井（276 萬m3/d），僅川南地區就已在茅口組發現了325 個氣藏［4-5］，茅口組已成為川東—川南地區乃至整個四川盆地重要的天然氣產層之一［6-7］。

目前，眾多學者針對茅口組的沉積相、天然氣成因、巖溶模式、地震預測、儲層特征等方面進行了較為深入的研究，并取得了大量的研究成果［8-12］，但針對巖溶儲層有效性測井評價的研究卻相對滯后，其涉及的內容較廣、地層針對性較強。例如，耿斌等［13］基于孔隙結構開展了低滲透儲層的有效性評價，吳豐等［14］基于裂縫的產狀、張開度及雙側向測井曲線正負差異等特征開展了裂縫型儲層的有效性評價，張兆輝等［15］基于儲層宏觀特征、微觀孔隙結構開展了孔洞型儲層的有效性評價。巖溶儲層的發育受古地貌、沉積、成巖、構造與古水文條件等諸多因素的共同控制，其孔隙結構特征、縱橫向分布規律、測井響應特征等極為復雜，導致其測井有效性評價難度較大。針對該研究難點，在巖溶儲層分類的基礎上，結合茅口組巖溶發育模式開展研究區巖溶儲層的測井有效性評價方法研究，以期有效識別川東—川南地區茅口組儲層。

1 區域地質概況

四川盆地位于上揚子地區西北緣，屬于揚子準地臺的次一級構造單元，它是揚子準地臺內通過北東向及北西向交叉的深斷裂活動形成的菱形構造—沉積盆地，其面積約18 萬km2。盆地內部現今構造可劃分為川東南斜坡高陡構造區、川中平緩構造區和川西坳陷低陡構造區3 個大的分區和川北低褶帶、川西低隆褶帶、川中平緩褶帶、川西南低陡褶帶、川東高陡褶帶和川南低陡褶帶等6 個次一級構造區，研究區位于川東地區和川南地區［圖1（a）］。

圖1 研究區茅口組巖溶地貌（a）和巖溶發育模式（b）Fig.1 Karst landform（a）and karst development model（b）of Maokou Formation in the study area

茅口組沉積期，海侵自南東和北西方向進入四川盆地［16］，盆地整體被淹沒，開始接受沉積［17］。茅口組沉積期后，受東吳運動的影響，盆地整體抬升暴露［18］。受強烈的大氣淡水淋濾和剝蝕［19］，研究區形成了獨特的大陸型早成巖期層控巖溶系統［圖1（b）］。研究區茅口組自下而上可劃分為4 段［9，20］：茅一段、茅二段、茅三段和茅四段，其中茅一段和茅二段又均可細分為A，B，C 共3 個亞段，大部分地區缺失或部分缺失茅四段。茅一段主要發育黑灰色中層狀泥質泥晶生屑灰巖，見“眼球、眼皮”狀灰巖特征，局部含黑色燧石團塊。茅二段主要發育深灰色泥晶生屑灰巖，見“眼球、眼皮”狀灰巖特征和白云化特征。茅三段主要發育淺灰、灰色塊狀亮晶生屑灰巖。茅四段主要發育黑灰色泥晶生屑灰巖。研究區茅口組頂部與上覆龍潭組呈假整合接觸，茅口組頂部地層中常見鋁土質泥巖。

2 巖溶發育模式與儲集空間

2.1 巖溶發育模式

對塔里木盆地和四川盆地的多個巖溶油氣藏的研究表明，巖溶儲層的發育主要受古地貌、沉積相、構造作用和巖溶改造等的影響［21-24］。茅口組沉積期的古地貌和沉積相與后期的構造作用和巖溶改造在時間和空間上相互配合，形成了巖溶臺地和巖溶斜坡均發育的早成巖期層控巖溶系統［25］?；诘貙犹卣骷皫r溶發育特點建立的茅口組巖溶發育模式表明，按照巖溶地貌的高低，茅口組巖溶橫向發育巖溶臺地、巖溶斜坡、巖溶洼地3 類區域，其中巖溶臺地屬于巖溶地貌的高部位，地表遠高于潛水面并長期處于裸露風化狀態，最易于遭受大氣降水的淋濾，屬于地下水的補給區，巖溶作用以垂向滲濾為主；巖溶洼地屬于地下水的匯聚泄流區，水流以地表徑流和停滯水為主，一般而言，風化剝蝕程度較弱，地層保存較好；巖溶斜坡是巖溶高地與巖溶洼地之間的過渡地帶，廣泛發育在巖溶高地四周，常呈環帶狀分布，是地下水的徑流區，一般溶蝕作用較強烈，但因降水滯留時間長，巖溶作用周期長，溶蝕物質不易被帶走，巖溶空間易被后期充填。

2.2 儲集空間類型

四川盆地川東—川南地區中二疊統茅口組巖心觀察及巖心鑄體薄片表明，儲層儲集空間類型包括基質孔隙、溶孔溶洞和裂縫（圖2）。基質孔隙包括粒間孔、晶間孔、生物體腔孔、格架孔等，但基質孔隙度整體較低，不是儲層高產的主控因素。溶孔溶洞的發育受顆粒灘相、古地貌、斷層等因素的綜合控制，一般呈層狀分布。溶孔溶洞的類型主要是早期基質孔隙度較高層段作為巖溶水輸導體系形成的巖溶空間，也有沿斷層、裂縫等輸導體系發育的串珠狀溶孔溶洞。溶孔溶洞發育是儲層高產的主控因素。裂縫按照成因可分為成巖縫和構造縫，按照產狀可分為低角度縫、斜交縫和高角度縫，按照充填程度可分為張開縫、充填縫。裂縫對儲層的后期改造非常重要，主要作為滲流通道，也可作為儲集空間。

圖2 茅口組儲集空間類型（a）溶洞為疏松碳酸鹽巖充填，后云化形成細晶白云巖，見殘余溶洞，池67 井，茅二段，3 319.09～3 319.52 m；（b）溶洞為疏松碳酸鹽巖沙充填并云化后發育的裂縫，見殘余未充填溶洞，池67 井，茅二段，3 321.04～3 321.14 m；（c）裂縫，咸陽28 井，茅四段，1 514.2～1 514.4 m；（d）殘余砂屑白云巖，臥78 井，茅二段；（e）粒間溶蝕孔，臥51 井，茅二段；（f）泥晶生屑灰巖，沿縫合線的溶縫為瀝青充填，池10 井，茅三段Fig.2 Reservoir space types of Maokou Formation

3 儲層分類與測井識別

結合四川盆地川東—川南地區中二疊統茅口組試油試采資料以及儲集空間類型，可將該區儲層分為裂縫型、溶孔型、裂縫-溶孔型和溶洞型等4 類：①裂縫型儲層的儲集空間以一系列不同產狀、未充填的裂縫為主，在成像測井圖上顯示為一系列黑色正弦條帶（幅度與產狀有關），常規測井表現為自然伽馬低值，補償密度小且幅度減小，補償聲波和補償中子均增大，電阻率主要呈“尖刺狀”降低，雙側向電阻率呈小幅度正差異或無差異。②溶孔型儲層的儲集空間以溶孔為主，在成像測井圖上顯示為較高密度發育的黑色斑點，常規測井表現為自然伽馬低值，補償密度減小，補償聲波和補償中子均增加，電阻率主要呈“箱狀”降低，雙側向電阻率呈正差異或無差異。③裂縫-溶孔型儲層介于裂縫型儲層和溶孔型儲層之間，既發育裂縫，也發育溶孔，常規測井表現為自然伽馬中低值，補償聲波和補償中子呈“齒狀”增大，電阻率為中低值，呈“齒狀”降低，雙側向電阻率呈正差異。④溶洞型儲層的儲集空間為直徑較大的溶蝕洞穴，在成像測井圖上顯示為大塊黑色區域，常規測井顯示為井徑增大，自然伽馬低值，補償中子增大，補償聲波不變（溶洞孤立）或大幅增大（溶洞連通裂縫），電阻率均中低值，呈“尖刺狀”降低，雙側向電阻率呈小幅度正差異（圖3）。

圖3 四川盆地川東—川南地區茅口組儲層分類與測井識別圖版Fig.3 Reservoir classification and logging identification chart of Maokou Formation in eastern and southern Sichuan Basin

4 基于放射性特征的巖溶儲層有效性評價

4.1 茅口組頂部巖溶儲層有效性

四川盆地川東—川南地區中二疊統茅口組頂部（侵蝕面）常發育一套三孔隙度曲線響應較好，電阻率較低的儲層（圖4中3 540～3 562 m 所示）。已有部分井針對該套儲層進行了油氣測試，其中一部分已經獲得工業氣流，但另一部分井卻為干層。覆蓋于茅口組頂部呈不整合接觸的龍潭組為一套泥巖地層，電成像測井顯示為黑色塊狀（圖4 中L 段所示），茅口組頂部發育的該套儲層的電成像測井具有角礫特征，但角礫間是否發育溶蝕孔洞，還是全部為泥質充填難以判斷（圖4 中M 段所示）。根據茅口組巖溶發育模式，該套儲層位于垂直滲流帶，即巖溶侵蝕面的頂部。已有研究表明，侵蝕面上伴隨風化作用、巖溶作用形成的風化殘積物主要包括褐鐵礦、鋁土質泥巖等物質，這些物質的出現是巖溶作用識別的一個重要特征。研究區茅口組頂部不整合面附近的剖面及鉆井巖心中多次見到鋁土質泥巖，因此鋁土質泥巖的發育及對溶蝕孔洞的充填程度決定了茅口組頂部儲層的有效性。以包003-2 井和洞20 井為例（圖5），這2 口井在茅口組頂部均發育一套三孔隙度響應較好，電阻率較低的儲層，但只有洞20 井油氣測試證實該段為氣層（1 922～1 943 m 測試，日產氣10.84 萬m3），包003-2井在該層段則為無效儲層。兩者有效性差異的主要原因是包003-2 井的溶蝕孔洞被鋁土質泥巖等風化殘積物完全充填，而洞20 井則保留了部分溶蝕孔洞，成為有效儲層。兩者在測井曲線上最主要的區別是該層段自然伽馬值的高低，包003-2 井該層段的自然伽馬相對較高（平均為54 API），而洞20井該層段的自然伽馬相對較低（平均為20 API）。

圖4 茅口組頂部地層測井響應（以包003-X5 井為例）Fig.4 Logging response of the top strata of Maokou Formation

圖5 茅口組頂部無效與有效儲層對比Fig.5 Comparison of ineffective and effective reservoirs at the top of Maokou Formation

4.2 高鈾儲層有效性

茅一A 段和茅二C 段儲層中普遍發育鈾，且含量較高。一般而言，原始沉積形成碳酸鹽巖的鈾（U）、釷（Th）、鉀（K）含量非常低，但當碳酸鹽巖地層受到后期改造而產生大量裂縫和溶蝕孔洞，同時地層水活動較強的情況下，可能會導致儲層中的鈾含量大幅度增加。已有研究表明：當原生鈾礦物出露于地表逐漸氧化，四價鈾可轉變成六價鈾，以鈾酰絡離子UO22+的形式溶解于水中［26-27］。其中，大部分鈾酰絡離子被地表水帶入沉積盆地，在有機質的還原作用和有機質、黏土、磷酸鹽的吸附作用下沉淀下來，這類地層中釷、鉀也會大量沉積，形成泥巖等自然伽馬較高的地層，但也有一部分鈾酰絡離子會隨地下水遷移到更深的地層中（沿斷裂和巖溶裂縫發育帶或構造破碎帶），在還原條件下轉化成四價鈾沉淀在裂縫發育帶、溶洞發育帶等地層水活躍過的次生儲層中。研究區高鈾儲層較為發育的茅一A 段和茅二C 段正好位于深部緩流帶和水平潛流帶［參見圖1（b）］，裂縫和溶蝕孔洞發育，地層水非?；钴S，且具備將鈾酰絡離子沉淀在儲層內形成高鈾儲層的基本條件。

該類儲層的典型測井響應特征為自然伽馬含量較高，鈾含量較高，但與泥質含量密切相關的釷和鉀含量相對較低，同時由于裂縫和溶蝕孔洞發育，其補償聲波和補償中子增大，補償密度降低，雙側向電阻率降低（圖6）。對這類儲層進行有效性評價的重點是分析其釷和鉀含量的高低，并以此來判斷是否為泥質層或者泥質充填溶孔溶洞。

4.3 似層狀分布儲層有效性

根據對研究區巖心等資料的沉積相標志以及區域地質背景分析表明：茅口組是一套海侵—海退旋回沉積地層，發育開闊海臺地相和開闊海、臺內灘、灘間海等亞相，其中臺內淺灘和臺內藻礁亞相都是有利于后期改造的沉積亞相［28］。沿臺內淺灘和臺內藻礁亞相容易發育層狀分布儲層，這類儲層與孔隙度極低的致密地層相間分布，在縱向上相互疊置。因此，層狀儲層的形成主要受沉積單元控制。似層狀儲層是在層狀儲層的基礎上，經過構造改造和水流順層溶蝕作用，使層狀儲層進一步溶蝕擴大，從而形成的橫向分布更為穩定且連通性更好的儲集體。

圖6 高鈾儲層測井曲線特征（以包34 井為例）Fig.6 Characteristics of logging curves of high uranium reservoirs

在部分構造中，茅一段—茅二段發育多套井間連續性較好的似層狀分布儲層，例如，臥龍河構造茅二A 段底部（圖7）。茅一段—茅二段位于深部緩流帶和水平潛流帶，易沿潛水面發育溶蝕孔洞。茅一A 段和茅二A 段底部似層狀分布儲層自然伽馬低值，在巖溶作用改造前為一套泥質含量較低的泥晶生屑灰巖。似層狀分布儲層的下伏地層則是一套自然伽馬值較高的泥質灰巖，其良好的隔水作用能有效阻擋上部的巖溶水，使巖溶水沿著這套自然伽馬低值且孔滲相對較好的泥晶生屑灰巖（潛水面）順層流動溶蝕，隨時間積累形成似層狀分布的巖溶儲層（圖7）。該類儲層的特點是連續性較好，在巖溶水充足的前提下，只要下伏的泥質灰巖自然伽馬值較高，就能有效阻隔上部巖溶水，使上覆的泥晶生屑灰巖得到充分地巖溶改造，形成有效的巖溶儲層。

圖7 臥龍河茅二A 段底部似層狀分布儲層Fig.7 Layered reservoir at the bottom of Mao 2 member in Wolong river

4.4 孔滲特征與儲層有效性的關系

孔隙結構特征在微觀上反映了儲層的儲集及滲流能力，是儲層評價和分類的重要依據。一般來說，三孔隙度曲線的變化幅度越明顯，儲層的滲透性越好，有效性越好。綜合電成像測井和常規測井資料，對儲層進行精細解釋，繪制了包42 井、包003-3井、包45 井和包65 井（茅口組頂部）的滲透率與孔隙度的交會圖，當儲層孔隙度（φ）＞2%，滲透率（k）＞1 mD 時，為有效儲層；當φ＜2%，k＜1 mD時，為無效儲層［圖8（a）］。有效儲層的裂縫、孔洞較發育，且裂縫、孔洞未被充填或少部分被充填［圖8（b）］；無效儲層的裂縫、孔洞大部分被充填或完全被充填［圖8（c）］。

4.5 放射性與儲層有效性的關系

茅口組巖溶儲層的發育和有效性與地層的放射性特征密切相關：①垂直滲流帶（茅口組頂部）地層放射性強度低，即自然伽馬低值，表明巖溶侵蝕面形成的鋁土質泥巖等物質對溶蝕孔洞的充填程度較低，可成為有效儲層；②水平潛流帶和深部緩流帶地層放射性強度低，即自然伽馬低值，表明地層泥值含量低，地層易被溶蝕形成有效儲層；③水平潛流帶和深部緩流帶地層放射性強度高，即自然伽馬高值，但釷、鉀含量低值，說明地層水曾經非?；钴S，地層被溶蝕過；④水平潛流帶和深部緩流帶地層放射性強度高，即自然伽馬高值，同時釷、鉀含量也為高值，往往是很好的隔水層，直接影響潛流層的分布，也間接影響了上覆巖溶儲層的橫向展布和有效性。

圖8 基于孔滲的儲層有效性識別圖版Fig.8 Reservoir effectiveness identification chart based on porosity and permeability

基于油氣測試及生產數據，結合自然伽馬、自然伽馬能譜等測井曲線繪制儲層有效性識別圖版：①當自然伽馬＜26 API時，茅口組頂部地層的鋁土質泥巖等物質含量較低，可發育有效儲層［圖9（a）］。例如，包003-X5 井錄井顯示氣測異常，天然氣測試產量為37.63萬m3/d，朱3 井鉆井過程中發生井漏，天然氣測試產量為19.1 萬m3/d，壩10 井鉆井過程中發生井漏，天然氣測試產量為0.24萬m3/d。②當無鈾伽馬（CGR）＜14 API 時，茅一段—茅三段發育鈾含量較高的層段，均可發育有效儲層［圖9（b）］。

圖9 基于放射性的儲層有效性識別圖版Fig.9 Reservoir effectiveness identification chart based on radioactivity

4.6 深度與儲層有效性的關系

地層深度與儲層的發育有著密切的關系，這主要是由垂直滲流帶、水平潛流帶和深部緩流帶中巖溶水的流動規律及溶蝕孔洞發育特征的差異造成的。垂直滲流帶中巖溶水以垂向滲濾、溶蝕為主，儲層的橫向連續性較差，且容易被巖溶侵蝕面的鋁土質泥巖所充填，因此儲層整體發育較差；水平潛流帶和深部緩流帶中地下巖溶水以徑向水平流動為主，橫向連續性較好，儲層整體發育較好。在不同構造中，由于茅口組的巖性、斷層、巖溶侵蝕程度等特征均有一定差異，所以水平潛流帶和深部緩流帶的范圍以及儲層主要發育深度也都不相同。例如，河包場構造的儲層主要發育于距離茅口組頂部深度75～200 m 處［圖10（a）］，李子壩構造的儲層則主要發育于距離茅口組頂部深度150～250 m 處［圖10（b）］。

圖10 深度與儲層有效性的關系Fig.10 Relationship between depth and reservoir effectiveness

5 結論

（1）按照儲集空間類型，將四川盆地川東—川南地區中二疊統茅口組巖溶儲層劃分為裂縫型、溶孔型、裂縫-溶孔型和溶洞型儲層4 類，可基于電成像測井和常規測井對其進行識別。

（2）四川盆地川東—川南地區中二疊統茅口組頂部儲層的有效性與鋁土質泥巖等風化殘積物的充填程度密切相關，茅一段—茅三段鈾含量較高儲層的有效性與地層水的活躍程度密切相關，茅一段—茅二段似層狀分布儲層的有效性與泥質灰巖對潛水面的控制作用密切相關。

（3）巖石放射性強度在一定程度上直接或間接地反映了茅口組巖溶儲層的發育和有效性，因此自然伽馬和自然伽馬能譜測井在巖溶儲層的有效性評價中具有重要作用。

（4）受巖性、斷層、巖溶侵蝕程度等因素的影響，不同構造中水平潛流帶和深部緩流帶的分布范圍不同，因此儲層的主要發育深度也不相同。

（5）綜合使用儲層分類與測井識別圖版、基于孔滲的儲層有效性識別圖版、基于放射性的儲層有效性識別圖版，可以準確地進行茅口組的巖溶儲層識別與分類，并評價其有效性。