川东地区茅口组云化滩相储层特征及分布

郝 毅 刘 冉 李成海 曹 华 胡罗嘉 朱可丹 谷明峰

1.中国石油杭州地质研究院 2.中国石油天然气集团公司碳酸盐岩储层重点实验室 3.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院 4.中国石油西南油气田公司蜀南气矿

0 引言

四川盆地中二叠统茅口组自20 世纪50 年代获得天然气发现以来[1-2]，一直是油气勘探的热点层系。目前茅口组获得勘探发现的储层类型主要有3 种。第一种为岩溶缝洞型石灰岩储层，主要分布在蜀南地区[3-7]，这也是茅口组最早获得突破且仍在勘探开发的地区；此外，川北[8-12]、川中[13-15]、川东[16-20]等地区的岩溶缝洞储层也有勘探突破，但未成规模。第二种为白云石化滩相储层，是以生屑、砂屑灰岩作为物质基础，经历了不同程度的白云石化作用而形成的储层，可以简称为云化滩相储层；云化滩相储层主要分布在盐亭—广安—丰都一带，沿北西方向呈条带状展布，横跨川北—川中—川东地区；该类储层白云石化程度一般较高，物性条件优于未被白云石化的石灰岩，近年来勘探成果丰硕[21-23]。第三种为“眼球眼皮”状泥灰岩储层，纵向上发育在茅一段，是目前新兴的非常规油气勘探热点[24-27]，已有少量钻井突破，具备一定的勘探潜力。相比之下，云化滩相储层无疑是近年来四川盆地茅口组勘探效果最好的领域，少数井完钻测试天然气产量超过200×104m3/d[22]，彰显了茅口组云化滩相储层的重要性，展示了良好的勘探前景。川中地区的云化滩相储层近年勘探效果最好，并已逐步进入开发阶段。为了寻找下一个云化滩相储层发育区，针对目前茅口组勘探程度相对低的川东地区，开展了大量的老井复查、地震资料解释等综合研究，取得初步研究成果。

1 勘探开发背景

川东地区是石炭系勘探的主战场，故茅口组作为过路层而勘探程度低，仅有零星发现，如罐4 井茅口组测试获气117.8×104m3/d、五探1 井茅口组测试获气83.2×104m3/d[16]，单井测试产量较高，但未能形成规模。近年研究表明，川东多数地区受构造运动影响而发生事件性沉积，使得茅口组中晚期沉积相变为孤峰段，沉积物以硅质岩、泥质岩为主[28]（图1、图2），因此并未针对川东地区进行过滩相储层勘探。近期，笔者基于大量钻井的岩屑、测井以及地震资料，针对川东孤峰段硅质岩覆盖区茅口组的沉积、储层等方面进行了系统的研究，发现宣汉—万州地区在孤峰段硅质岩之下，茅口组发育大规模云化滩相储层，属于茅二下亚段，储层纵向及横向分布相对稳定，面积超过3 000 km2。在川东石炭系历经多年开发而产量递减的背景下，规模发育的茅口组云化滩相储层有望开辟勘探老区新战场，成为重要的接替领域。

图2 四川盆地不同地区岩性柱状图

2 储层岩石学特征

四川盆地的白云岩储层无论在古生界还是中生界都是重要的储集岩，茅口组白云岩也不例外，近年来川中地区茅口组白云岩领域勘探效果显著。川中茅口组白云岩是以高能生屑或砂屑滩作为物质基础，叠合不同期次白云石化作用而形成的一套储层。该类储层有时发育在茅二上亚段，云化程度高，厚度在20 m 以上[21]；有时则发育在茅二下亚段，相对于茅二上亚段而言，下亚段储层云化程度偏低且厚度偏薄，仅为10 m 左右。但无论茅二上亚段还是茅二下亚段的白云岩储层，探井产能均较高，川中地区多井完钻测试日产天然气超过百万方[22-23]。

本次研究在针对川东地区的老井岩屑复查中发现，川东孤峰段硅质岩覆盖区也见到了上述云化滩相储层，且局部云化程度较高，层位上属于茅二下亚段。该重点层段在研究区缺乏岩心资料，但从岩屑薄片镜下观察可知，大多显示储层白云石化程度高，镜下呈粉细晶结构（图3a ～图3g），可见到雾心亮边现象，晶间孔普遍发育，局部见沥青。同时，可见到白云岩与珊瑚化石出现在同一个薄片内的特征（图3h），反映了沉积期水体较浅且海水洁净，生物繁盛且具备抗浪结构。此外，一些薄片显示云化程度略低（图3i），除白云石外还可见少量方解石以及泥质泥晶胶结物。

图3 川东地区茅口组云化滩相储层的微观特征图

3 储层地球物理特征

3.1 测井响应特征

川东地区云化滩相储层的测井曲线表现为“三高两低”的特点，即高声波、高密度、高中子、低伽马、低电阻（图4）。需要说明的是，川东地区老井较多，部分井的测井序列不全，可能缺少密度或者中子一类的曲线，但从总体上看，这套云化滩相储层最主要的特征就是低伽马和低电阻，如果测井序列不全则可依照这两条测井曲线来进行判断。其中伽马值范围约23 ～50 API，呈微锯齿状，深电阻率约20 ～100 Ω·m，呈箱型或钟型特征。

图4 川东地区大天3 井茅口组气井测井综合柱状图

川东地区云化滩相储层主要发育在茅二下亚段的底部，储层厚度普遍为3 ～12 m，测井解释孔隙度为3.5%～4.3%，综合解释为气层（图4）。该储层与川中地区茅口组主力产层的白云岩物性特征相似[22]，尽管厚度不大，但有足够的勘探价值。

3.2 地震反射特征

经过精细井震标定，川东地区茅二下亚段云化滩相储层距茅口组顶界50 ～80 m。与上、下致密灰岩相比，储层发育段纵波阻抗值较低，一般小于17 000 m·g/(s·cm3)，多介于14 000 ～17 000 m·g/(s·cm3)之间。而围岩纵波阻抗值大于17 000 m·g/(s·cm3)，与储层具有一定的波阻抗差异，又因储层横向上具有一定的非均质性，因此储层段底界具有“断续弱波峰”的反射特征。根据这一地震特性，可以针对该套储层进行准确的平面追踪（图5）。

图5 川东地区茅二下亚段云化滩相储层井震标定及剖面响应特征图

利用2019 年拼接处理的川东连片三维资料（面积约3 800 km2），完成茅口组顶界反射地震对比解释，向下15 ～30 ms 提取“断续弱波峰”地震异常发育段最大波峰振幅属性，刻画出储层底界“断续弱波峰”地震异常平面分布区（图6）。图中黄红色调为储层发育区，蓝色调为储层不发育区。

图6 川东连片三维茅口组中上部波峰振幅属性图

考虑到川东高陡构造对成像的影响，以及断裂破碎带造成的同相轴杂乱而作保守计算，除去构造复杂等因素对地震属性造成影响的区域（面积约1 100 km2），在川东连片三维覆盖区内的向斜区及斜坡区，刻画有利储层发育区29 个，面积约930 km2（图7）。有利储层发育区较多，面积较大，表明茅二下亚段云化滩相储层在平面上发育规模大，具有较好的勘探潜力。其中，以南雅向斜和梁平向斜的储层响应最好，三维覆盖区内有利储层面积分别为270 km2和145 km2；万州向斜储层响应稍差，但有利储层面积最大，可达360 km2；檀木场向斜的有利储层面积也较大，为156 km2。

图7 川东连片三维茅口组岩性圈闭与构造叠合图

3.3 井震结合验证

复查77 口川东石炭系过路老井的测井及地震资料，结果表明云化滩相储层发育井为48 口（占62%），地震属性与老井复查结果符合井的数量为60 口（占77%），不符合的井基本都位于构造复杂区（图7）。因此，除去受构造影响的井后，斜坡—向斜区储层识别的井震符合率可达90%以上。以南门场西部的地震剖面和地质连井剖面对比为例（图8），门西5 井、门西2 井、门西3 井的茅二下亚段云化滩相储层厚度分别约为12.8 m、4 m、3 m，经过标定，这3 口井的云化滩相储层底界均对应“断续弱波峰”反射，且特征明显；尤其是门西5 井，储层厚度超过10 m，地震剖面对应位置的弱波峰特征也是几口井中最明显的；反之，门西1 井测井解释无云化滩相储层，相应的地震反射也并无异常。

图8 南门场西部地区云化滩相储层地震反射特征及测井响应特征图

4 储层平面分布预测

通过上述井震结合（测井与地震特征结合）研究方法，对川东地区茅二下亚段底部云化滩相储层的厚度进行了刻画，并对储层整体分布进行了预测（图9）。可以看到，川东云化滩相储层分布在宣汉—开江—万州—梁平等地区，可划分为六大片区。其中，开江—万州地区为储层分布面积最广且厚度最大的区域，厚值区位于五百梯地区（这也是石炭系老井最多的地区），局部茅口组储层厚度超过15 m；其次为万州、温泉井、芭蕉坪、高峰场、大猫坪等地区，储层厚度可达9 m 以上。此外，根据目前川中地区茅二下亚段云化滩相储层的勘探经验，储层大于6 m 可以作为有效勘探层。按照这个标准，川东地区云化滩相储层的勘探面积可达3 900 km2，具有较好的勘探潜力，茅口组可作为川东继石炭系之后的重要接替领域。

图9 川东地区茅口组云化滩相储层预测图

5 结论

通过对川东地区多口茅口组过路老井的岩屑、测井资料复查，结合连片三维地震资料综合分析，初步得出以下结论：

1）川东地区广泛发育孤峰段硅质岩沉积，其下伏地层茅口组的勘探程度低；在宣汉—万州一带的孤峰段硅质岩之下，茅口组新发现云化滩相储层规模分布。

2）云化滩相储层镜下白云石以粉细晶结构为主，整体云化程度较高；储层纵向主要发育在茅二段底部，测井孔隙度3.5%～4.3%，厚度普遍为3 ～12 m，具备较好的储集性能。

3）储层平面分布预测结果显示，开江以东五百梯地区的储层厚度最大，局部超过15 m；川东硅质岩下茅口组云化滩相储层厚度大于6 m 的勘探有利区域面积约3 900 km2，有望开辟川东老区增储上产的新战场。