石油勘探与开发 >

2025 , Vol. 52 >Issue 1: 112 - 127

DOI: https://doi.org/10.11698/PED.20240115

油气勘探

四川盆地武胜—潼南地区中二叠统茅口组二段下亚段白云岩薄储层成因及分布模式

  • 谭秀成 , 1, 2 ,
  • 何如意 1 ,
  • 杨文杰 3 ,
  • 罗冰 4 ,
  • 师江波 5 ,
  • 张连进 4 ,
  • 李明隆 1 ,
  • 唐宇欣 1 ,
  • 肖笛 2 ,
  • 乔占峰 6
展开
  • 1 油气藏地质及开发工程国家重点实验室（西南石油大学），成都 610500
  • 2 中国石油集团碳酸盐岩储层重点实验室西南石油大学研究分室，成都 610500
  • 3 中国石化勘探分公司，成都 610041
  • 4 中国石油西南油气田公司勘探开发研究院，成都 610041
  • 5 中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江大庆 163712
  • 6 中国石油杭州地质研究院，杭州 310023

谭秀成（1970-），男，四川武胜人，博士，西南石油大学教授，主要从事沉积学与储层地质学研究。地址：四川省成都市新都区新都大道8号，西南石油大学地球科学与技术学院，邮政编码：610500。E-mail：

Office editor: 黄昌武

收稿日期: 2024-02-21

  修回日期: 2024-12-07

  网络出版日期: 2025-02-07

基金资助

国家自然科学基金面上项目“四川盆地早中二叠世白云岩及储层差异成因与峨眉山大火成岩省幕式响应”(42172166)

国家自然科学基金中国石油联合基金重点项目“超深层碳酸盐岩孔隙形成与保持机理”(U23B20154)

中国石油-西南石油大学创新联合体科技合作项目“深层/超深层碳酸盐岩天然气勘探开发基础理论与关键技术研究”(2020CX010000)

收起

Origin and distribution model of thin dolomite reservoirs in the lower sub-member of Mao 2 Member of Middle Permian Maokou Formation in Wusheng-Tongnan area, Sichuan Basin, SW China

  • TAN Xiucheng , 1, 2 ,
  • HE Ruyi 1 ,
  • YANG Wenjie 3 ,
  • LUO Bing 4 ,
  • SHI Jiangbo 5 ,
  • ZHANG Lianjin 4 ,
  • LI Minglong 1 ,
  • TANG Yuxin 1 ,
  • XIAO Di 2 ,
  • QIAO Zhanfeng 6
Expand
  • 1 State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China
  • 2 CNPC Key Laboratory of Carbonate Reservoirs at Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China
  • 3 Sinopec Exploration Company, Chengdu 610041, China
  • 4 Exploration and Development Research Institute, PetroChina Southwest Oil & Gas Field Company, Chengdu 610041, China
  • 5 Exploration and Development Research Institute, CNPC Daqing Oilfield Company Limited, Daqing 163712, China
  • 6 PetroChina Hangzhou Research Institute of Geology, Hangzhou 310023, China

Received date: 2024-02-21

  Revised date: 2024-12-07

  Online published: 2025-02-07

Fold

摘要

通过地质、地球物理和地球化学资料的综合分析，对四川盆地武胜—潼南地区二叠系茅口组二段下亚段（简称茅二段下亚段）白云岩薄储层的特征和形成机制进行研究。结果表明：①茅二段下亚段储集岩以花斑状孔洞型白云岩、灰质白云岩或白云质灰岩为主，具有典型的早成岩期岩溶特征，岩溶系统边缘和充填物中的白云石皆具溶蚀港湾，且白云岩角砾周缘具泥晶套和环边胶结等现象，指示白云石化作用早于早成岩期岩溶。②中等盐度海水渗透回流白云石化作用是滩相薄层状白云岩的主要成因，成储关键因素为生屑滩沉积叠合渗透回流白云石化作用和早成岩期岩溶作用，局部受裂缝和热液作用改造。③白云岩孔洞型储层发育与向上变浅序列密切相关，主要发育于四级旋回的高位晚期，且白云岩规模与地层厚度密切相关，集中分布于地层厚薄转换处，其次为厚度薄值区。④结合三级旋回高位晚期地貌高地可容纳空间不足、颗粒滩向地貌低地迁移的认识，提出滩控白云岩规模储层具有“沿高环坡”的分布规律，建立了沉积期微地貌与海平面升降变化联合控滩-控云-控溶的成储模式。在此基础上，井震结合恢复茅二段下亚段沉积期古地貌并进行了储层分布预测，最新探井和试油结果验证了预测结果的准确性，这为类似地质背景下的白云岩薄储层预测提供了借鉴。

关键词： 储层成因; 沉积期地貌; 颗粒滩; 薄储层; 白云岩; 孔洞型储层; 岩溶; 中二叠统茅口组; 四川盆地

本文引用格式

谭秀成 , 何如意 , 杨文杰 , 罗冰 , 师江波 , 张连进 , 李明隆 , 唐宇欣 , 肖笛 , 乔占峰 . 四川盆地武胜—潼南地区中二叠统茅口组二段下亚段白云岩薄储层成因及分布模式[J]. 石油勘探与开发, 2025 , 52(1) : 112 -127 . DOI: 10.11698/PED.20240115

Abstract

This paper discusses the characteristics and formation mechanism of thin dolomite reservoirs in the lower submember of the second member of the Permian Maokou Formation (lower Mao 2 Member) in the Wusheng-Tongnan area of the Sichuan Basin, SW China, through comprehensive analysis of geological, geophysical and geochemical data. The reservoir rocks of the lower Mao 2 Member are dominated by porphyritic vuggy dolomite and calcareous dolomite or dolomitic limestone, which have typical karst characteristics of early diagenetic stage. The dolomites at the edge of the karst system and in the fillings have dissolved estuaries, and the dolomite breccia has micrite envelope and rim cement at the edge, indicating that dolomitization is earlier than the early diagenetic karstification. The shoal facies laminated dolomite is primarily formed by the seepage reflux dolomitization of moderate-salinity seawater. The key factors of reservoir formation are the bioclastic shoal deposition superimposed with seepgae reflux dolomitization and the karstification of early diagenetic stage, which are locally reformed by fractures and hydrothermal processes. The development of dolomite vuggy reservoir is closely related to the upward-shallowing sequence, and mainly occurs in the late highstand of the fourth-order cycle. Moreover, the size of dolomite is closely related to formation thickness, and it is concentrated in the formation thickness conversion area, followed by the thinner area. According to the understanding of insufficient accommodation space in the geomorphic highland and the migration of granular shoal to geomorphic lowland in the late highstand of the third-order cycle, it is proposed that the large-scale shoal-controlled dolomite reservoirs are distributed along the high annular slope, and the reservoir-forming model with shoal, dolomitization and karstification jointly controlled by the microgeomorphy and sea-level fluctuation in the sedimentary period is established. On this basis, the paleogeomorphology in the lower Mao 2 Member is restored using well-seismic data, and the reservoir distribution is predicted. The prediction results have been verified by the latest results of exploration wells and tests, which provide an important reference for the prediction of thin dolomite reservoirs under similar geological setting.

Key words： reservoir origin; sedimentary paleogeomorphology; granular shoal; thin reservoir; dolomite; vuggy reservoir; karst; Middle Permian Maokou Formation; Sichuan Basin

0 引言

近年来四川盆地中二叠统茅口组白云岩油气勘探的不断突破使其受到广泛关注，国内外学者针对白云岩成因开展了大量研究，提出了混合水白云石化[1]、埋藏白云石化[2]、玄武岩淋滤白云石化[3]、构造热液白云石化[4]、热次盆[5]、热对流与热循环[6-7]等多种成因模式。随着钻井取心日渐丰富与碳酸盐岩U-Pb定年技术的发展，逐渐认识到这类基质白云岩体主要形成于准同生期或浅埋藏期，其分布受颗粒滩相控制，白云石化流体为海源流体，但后期受到多期热液的叠合改造导致其成因复杂化[8-9]。
此外，这类白云岩薄储层具有单层厚度薄、纵向上多层叠置、横向非均质性强的特点[10]，导致这类规模常小于地震分辨率的薄储层难以通过地震手段准确预测[11]。越来越多的钻探与研究结果表明，深层—超深层碳酸盐岩规模相控储层发育与海平面升降密切相关，针对这类相控碳酸盐岩薄储层的分布预测，一些学者通过沉积期微古地貌来预测储层，如李凌等利用四川盆地寒武系洗象池组底部以颗粒滩为主的特点，通过等时地质体厚度法重建沉积期古地貌，其地貌高低与原生粒间孔型薄储层及老井试气结果吻合良好[12]；谭秀成等针对磨溪下三叠统嘉陵江组二段2亚段A小层的准同生短期暴露形成的粒内溶孔型储层，利用等时地质体内鲕滩厚度恢复的沉积期微地貌相对高地与大量取心井揭示的针孔灰岩厚度完全吻合[13]。这些实例表明，沉积期微地貌恢复是相控薄储层预测行之有效的方法，其准确度或许超过地球物理预测。但完全依托钻井进行沉积期微地貌恢复对井网密度要求高，往往适用于密井网开发阶段，而对于勘探评价阶段的稀井网区，如何井震结合重建沉积期微地貌，并结合多级海平面升降驱动的早期暴露岩溶形成的预测地质模型，精准预测中长期暴露形成的孔洞型薄储层，仍是一大难题。前人尝试通过印模法恢复茅口组二段（简称茅二段）沉积期古地貌[14]，也有学者采用残厚法恢复茅二段—茅口组顶岩溶古地貌[15]，一定程度上指导了区内滩相白云岩的前期勘探。但是前期的古地貌恢复主要针对茅二段甚至以整个茅口组为单元，加之茅口组沉积期构造分异过程复杂，因而早期古地貌难以准确反映茅二段下亚段沉积期古地貌特征。近年来，随着茅二段内部亚段划分方案的进一步统一[16]，以及深层三维地震勘探资料日渐丰富和精度提高，使井震融合分析茅二段下亚段沉积充填过程成为可能，也使厘清不同体系域内地层厚度和近似恢复沉积期地貌成为可能。
鉴于此，本文以四川盆地武胜—潼南地区中二叠统茅口组茅二段下亚段为研究对象，充分利用70余口测录井、岩心宏微观及三维地震资料，重建处于高位体系域晚期的茅二段下亚段的沉积古地貌，在明确茅二段下亚段孔洞型薄储层成因基础上，建立储层预测模型，并利用后期钻井和试采成果予以验证，探索超过地震分辨率的深层—超深层孔洞型薄储层分布规律，并为类似储层预测提供借鉴。

1 区域地质背景

研究区位于四川盆地中部川中古隆中斜平缓带的武胜—潼南地区，面积约3 300 km2（见图1a）。受加里东末期与早海西期多次大规模构造抬升剥蚀影响，研究区缺失泥盆系、石炭系；晚海西期，华南大陆迅速进入整体相对均匀的多幕式震荡沉降阶段[17]，接受泥岩、砂岩、薄煤层为特征的二叠系梁山组潮坪—沼泽—潟湖沉积[18]；受持续海侵的影响，转变为二叠系栖霞组的清水碳酸盐台地沉积；并由于栖霞组沉积末期的海退，发生区域性暴露[19]。中二叠世茅口组沉积期是海西期—东吴期构造古地理面貌的关键转换期，茅一段沉积早期再次发生广泛海侵，茅口组下部以一套灰岩-泥灰岩韵律沉积为特征（或称“眼球眼皮”灰岩），向上过渡为灰色—深灰色生屑灰岩或泥晶生屑灰岩，并夹泥质灰岩和含泥灰岩，也频现燧石结核和条带，一些地区也出现较为发育的白云岩[20]。向盆地东部，茅二段—茅四段相变为一套炭质、硅质泥页岩。茅口组沉积末期，受东吴运动的影响，上扬子区普遍抬升遭受不同程度剥蚀，形成区域性暴露不整合面[21]。
图1 四川盆地潼南—武胜地区中二叠统茅口组沉积相分布及地层综合柱状图（GR—自然伽马；ρ—密度；ϕCNL—中子孔隙度；Δt—声波时差）
根据野外露头、取心、岩石电性特征及最新地层划分方案[16]，区内茅口组自下而上可分为茅一、茅二和茅三段，茅四段在本区因东吴运动剥蚀而大部分缺失，其中，茅一段和茅二段又进一步细分为上、下亚段（见图1b）。邻区野外露头和取心结果表明，栖霞组/茅口组、茅二段下亚段/茅二段上亚段及茅口组顶/龙潭组为区域性海退和暴露不整合面[22]，且茅二段下亚段/茅二段上亚段又是北西向构造古地理分异向盆内扩展的关键时期[23]，据此，将茅口组划分为2个三级旋回，并进而划分出5个四级旋回（见图1b）。本次研究的目的层位于茅一段—茅二段下亚段三级旋回高位体系域沉积晚期，为一个独立的四级旋回。岩性为生屑泥晶灰岩、生屑灰岩和横向快速变化的晶粒白云岩，沉积环境为北西、北东向分布的颗粒滩和滩间海（见图1b）。

2 茅二段下亚段白云岩薄储层特征及成因模式

后期的成岩改造是对先期储渗体的优化调整，而不改变储渗体的时空分布[24]，因而储层成因机制是探索储渗体形成的初始动力[25]，且分布预测模型是验证成因机制的重要标准之一。针对茅口组白云岩储层的研究，争论的焦点主要集中在白云石化模式和白云岩孔洞型储层成储机制，关于白云石化模式如前所述国内外学者提出了多种成因模式，并逐渐认识到早期白云石化作用为主，叠合多期热液改造[22⇓-24]。而对于其成储机制，也存在构造热液有关的构造破裂与热液溶蚀增孔[3]、风化壳表生岩溶增孔-热液白云石化抗压保持[20]、高频早成岩期相控岩溶增孔-准同生期云化叠加热液白云石抗压保持[5,26]等观点，归结起来，关键问题在于基质白云岩体形成时间和储渗体形成的初始动力。导致这些争议的根本原因在于其研究方法未能做到宏观-微观-地球化学的有机统一，而偏重于地球化学技术的应用。本文基于精细的宏微观解剖，结合框架内地球化学特征，分析白云岩宏观产状、白云石化与岩溶相对时序，厘清白云石化时间、流体及岩溶时间，进而明确云化、白云岩储层成储机制和预测模型。

2.1 茅二段下亚段白云质岩类储层特征

2.1.1 宏微观岩石学特征

总体而言，茅二段下亚段白云岩主要发育于茅一段—茅二段下亚段三级旋回的高位体系域晚期，层位上位于茅二段下亚段中上部（见图1b、图2）。若存在多套白云岩，白云岩总体分布于高频向上变浅旋回的中上部或顶部，如TS11井4 444~4 450 m井段的白云岩[16]。钻探表明，茅二段下亚段白云岩厚度变化大，一般为2~10 m，最厚可达20 m，总体以薄储层为主，其横向非均质性极强（见图2）。
图2 研究区茅二段下亚段井震地层对比及白云岩横向变化特征（剖面位置见图1）
与栖霞组白云岩的浅灰色相比，茅二段下亚段白云岩颜色较深，多为深灰色—黑灰色，俗称“黑云岩”（见图3）。取心宏微观观测表明，茅二段下亚段白云质岩类主要存在两种产状：一类为灰黑色层状或块状白云岩，其在全直径岩心和柱塞样上皆显示出稍浅色的白云岩斑块和深灰色—灰黑色的白云岩斑块（见图3a—图3d、图3l—图3o），但也存在一类粉晶白云岩，斑块颜色较浅，泥晶灰岩斑块颜色较深（见图3i）。另一类为浅灰色灰岩斑块和深灰色—灰黑色斑块复合形成的花斑状灰质白云岩或白云质灰岩（见图3j）。当暗色斑块切割或岩溶分隔明显时，则呈现出角砾化特征（见图3c），或在暗色和浅色斑块内残留一些暗色分割的浅色角砾（见图3l—图3o），或为充填于岩溶系统中的洞穴角砾（见图3k）。
图3 研究区白云岩宏观产状特征及宏观储集空间类型

（a）花斑状白云岩，4 438.82~4 438.89 m，岩心，茅二段下亚段，TS11井；（b）花斑状白云岩，4 439.20~4 439.29 m，岩心，茅二段下亚段，TS11井；（c）角砾状白云岩，小型溶洞发育，鞍形白云石充填或半充填，4 446.43~4 446.63 m，岩心，茅二段下亚段，TS11井；（d）花斑状白云岩，浅色为弱溶蚀围岩，深灰色为漫流强溶蚀区，4 447.67~4 447.87 m，岩心，茅二段下亚段，TS11井；（e）花斑状白云岩，溶孔，岩心，4 262.70~4 262.87 m，茅二段下亚段，TS4井；（f）花斑状细晶白云岩，岩溶优势通道（暗色）切割角砾化，4 437.10~4 437.25 m，岩心，茅二段下亚段，TS11井；（g）花斑状白云岩，孔洞及溶缝，鞍形白云石半充填，岩心，4 484.68~4 484.78 m，茅二段下亚段，MX039-H1井；（h）花斑状白云岩，高角度缝、半充填，4 266.51~4 266.69 m，茅二段下亚段，TS4井；（i）花斑状白云质灰岩，浅色为粉晶白云岩，深色为泥晶灰岩，4 335.08~4 335.15 m，岩心，茅二段下亚段，TS3井；（j）花斑状白云质灰岩或灰质白云岩，4 337.01~4 337.20 m，岩心，茅二段下亚段，合深4井；（k）花斑状白云岩，溶洞与洞穴角砾，岩心，4 264.51~4 264.65 m，茅二段下亚段，TS4井；（l）花斑状白云岩，浅色斑块漫流溶蚀弱，深色斑块漫流溶蚀形成优势通道，不溶残余及沥青浸染使颜色变深，4 438.87 m，图a柱塞样（红色圆圈），茅二段下亚段，TS11井；（m）特征同图l，图b的柱塞样（红色圆圈），4 439.27 m，茅二段下亚段，TS11井；（n）花斑状白云岩，图c的柱塞样（红色圆圈），4 446.60 m，茅二段下亚段，TS11井；（o）花斑状白云岩，小型溶蚀孔洞，图d的柱塞样（红色圆圈），4 447.71 m，茅二段下亚段，TS11井；DOL—白云岩；LIM—灰岩

微观上，花斑状白云岩皆由中细晶雾心亮边白云石组成，且浅色白云岩斑块保留较多的颗粒幻影结构（见图4a），其白云石晶粒相对粗大，晶间溶蚀较弱，但也存在溶蚀晶粒变小和泥晶化现象（见图4b—图4d），使浅色斑块颜色变深。暗色斑块存在两种情况，当溶蚀较强形成溶沟时，溶沟内充填白云岩机械离散和溶蚀形成的砂砾屑、渗流粉砂和不溶残余充填（见图4e—图4g）；另一种是暗色区仍保留晶粒结构，只是晶粒边缘普遍溶蚀形成粉屑而泥晶化，而晶间充填不溶残余，并可能为后期侵位的沥青浸染（见图4b—图4d），这表明溶蚀作用主要沿晶间隙形成的漫流优势通道进行。综上认为，茅二段下亚段典型的“黑云岩”与岩溶晶粒变小、泥晶化、不溶残余物及沥青浸染密切相关。
图4 研究区茅二段下亚段储集空间类型与岩溶特征

（a）具颗粒幻影的中细晶白云岩，白云石具雾心亮边结构，晶间孔及晶间溶孔，4 447.71 m，普通薄片，单偏光（薄片位置见图3n红框），茅二段下亚段，TS11井；（b）细晶白云岩，浅色斑块晶粒较粗、泥晶化较弱，暗色斑块晶粒较小、溶蚀泥晶化较强，普通薄片（薄片位置见图3m红框），单偏光，4 439.27 m，茅二段下亚段，TS11井；（c）细晶白云岩，浅色斑块晶粒较粗、泥晶化较弱，暗色斑块晶粒较小、溶蚀泥晶化较强，普通薄片（图4b红框位置放大），单偏光，4 439.27 m，茅二段下亚段，TS11井；（d）细晶白云岩，浅色斑块晶粒较粗、相对干净明亮，暗色斑块晶粒溶蚀变小而泥晶化、晶间隙沥青充填，普通薄片（图4c红框区域放大），单偏光，4 439.27 m，茅二段下亚段，TS11井；（e）岩溶角砾岩，角砾周缘见泥晶套和环边胶结，4 439.61 m，普通薄片（薄片位置见图3n红框），单偏光，茅二段下亚段，TS11井；（f）中细晶白云岩，白云石呈雾心亮边，孔洞充填白云石干净明亮，溶沟为不溶的白云石粉屑充填，雾心、亮边及孔洞充填白云石皆具溶蚀特征，普通薄片（薄片位置见图3f红框），4 439.61 m，茅二段下亚段，TS11井；（g）图4f局部放大（位置见图4f红框），溶沟为具溶蚀边的白云石粉屑和不溶残余充填，4 439.61 m，普通薄片，单偏光，茅二段下亚段，TS11井；（h）细晶白云岩，小型残余溶洞及晶间溶孔，溶洞为鞍形白云石半充填，4 441.31 m，铸体薄片，单偏光，茅二段下亚段，TS11井；（i）细晶白云岩，未充填构造溶缝，4 479.06~4 479.34 m，普通薄片，单偏光，茅二段下亚段，MX039-H1井；DOL—白云岩；LIM—灰岩

与花斑状白云岩相比，花斑状灰质白云岩或白云质灰岩云化较弱，仅仅选择性云化岩溶优势通道（见图3j），其微观特征与花斑状白云岩的暗斑相似。当然，尚存在一种云化相对“褪色”的花斑，云化斑块颜色稍浅，由粉晶白云石组成，未云化部分为灰—深灰色泥晶灰岩（见图4i）。

2.1.2 储集空间类型

研究区茅口组储集空间类型主要为晶间（溶）孔、溶洞和裂缝3类。
晶间（溶）孔直径一般为0.1~1.0 mm，岩心上孔隙主要表现为针孔状，且多在花斑状白云岩的浅色斑块中发育（见图3e、图3l、图3n），溶蚀作用致使针孔非均质性变化大（见图3e、图3n）。镜下晶间孔多被半自形白云石晶粒包围（见图4a、图4h），受到漫流强溶蚀作用改造后，晶间孔边缘从棱角状逐渐向港湾状变化，形成晶间溶孔（见图4d）。此外，镜下多见生屑颗粒幻影结构，白云岩原岩恢复后可见晶间（溶）孔发育在生屑颗粒间或生物体腔内部，反映白云岩孔隙主要继承于原始颗粒灰岩孔隙。
溶洞是研究区重要的储集空间，溶洞直径一般小于10 cm。通常发育在白云岩浅色斑块中的溶洞较小，洞径一般为0.2~1.0 cm，且充填程度相对较低（见图3f、图3m）；而暗色斑块中溶洞相对较大，但非均质性强（见图3c、图3g、图3k、图3o），最大洞径近10 cm（见图3c、图3g、图3k），一般为洞穴角砾（见图3k）、鞍形白云石等全充填或半充填（见图3c、图3n、图3g）。同时，浅色和暗色斑块内的晶间溶蚀孔隙较发育，溶扩晶间孔隙和多期次裂缝可作为非均质性极强孔洞的渗滤通道（见图4d）。
裂缝在研究区白云岩储层中多见，裂缝类型较丰富，既有平直且具定向性的多期构造溶缝（见图3n、图3h），后期为白云石等全充填（见图3n）或半充填（见图3h），也存在与岩溶系统密切相关的洞控缝，其裂缝多呈网状，缝宽变化大，充填程度高（见图3b、图3c、图3j）。镜下可见构造溶缝，宽30~120 μm，从未充填、半充填直至全充填皆有发育，也存在其伴生的白云石晶体裂纹（见图4i）。并且构造溶缝延伸较远，是白云岩储层中重要的储集空间和连通通道。

2.1.3 储层物性特征与储集类型

前已述及，茅口组白云岩孔洞皆具有极强的非均质性，而储层物性是储层宏微观非均质性的集中体现。通过对研究区内9口井312个岩心样品的物性统计表明，研究区花斑状白云岩样品孔隙度最大值可达8.11%，最小值为0.3%，平均孔隙度为2.12%，孔隙度分布于1%~3%占比达58.18%，孔隙度大于3%的样品占总花斑状白云岩样品的19.39%；花斑状灰质白云岩样品孔隙度最大值为3.80%，最小值为0.3%，平均孔隙度为1.10%，孔隙度主要分布于0~1%，占比达59.52%，孔隙度为1%~2%的样品占比达28.57%，孔隙度大于2%的样品占比仅为11.90%；样品中灰岩与白云岩的孔隙度差异更加明显，灰岩样品孔隙度最大值可达1.99%，最小值为0.10%，平均孔隙度为0.71%，孔隙度主要分布于0~1%，占比达72.55%，孔隙度大于1%的样品占比达27.45%（见图5）。
图5 茅二段下亚段不同岩性物性分布及孔隙度-渗透率关系图（N—样品数）
由以上物性数据可知，白云岩整体物性特征明显优于灰岩，为了精细分析不同类型白云岩的物性差异，选取上述样品分岩性绘制茅二段下亚段孔渗分布图。如图5所示，灰岩与花斑状灰质白云岩孔隙度普遍低于1%；作为最主要的储集岩，花斑状白云岩孔隙度普遍大于1%，占比达77.58%，其中孔隙度大于2%的样品占比达41.81%。花斑状白云岩具有比花斑状灰质白云岩更优的物性，大部分的花斑状白云岩及灰质白云岩样品孔隙度-渗透率具有良好的正相关性，部分样品的渗透率在孔隙度变化不大的情况下增加明显，表明区内白云岩储层受裂缝发育影响较为显著。结合白云岩储层宏微观特征，认为研究区茅二段下亚段白云岩储层主要以裂缝-孔洞型储层为主。

2.2 相控早成岩期岩溶是孔洞型优质储层形成的关键因素

一般而言，碳酸盐岩规模优质储层形成于开放环境，包括沉积期与早、晚表生期，而埋藏期的多期叠合溶蚀仅对先期孔渗层优化调整，难以形成新的规模储渗体[27]。针对茅口组孔洞型白云岩储层成因，因茅口组沉积末期遭受东吴运动长达3 Ma的暴露改造而将其所有岩溶特征皆判识为风化壳岩溶[28]。茅二段下亚段白云岩上覆近80 m厚的致密灰岩（见图2），加之茅口组沉积末期上扬子区主要受区域海平面下降而暴露，台上区地貌相对平坦，台内未有地貌差异形成大的水压头差，总体上排水不畅、潜水面高，因而岩溶影响深度有限，难以解释区域性发育的茅二段下亚段岩溶现象。随着钻孔取心和露头精细解剖工作的深入，发现孔洞型薄储层发育于颗粒滩向上变浅旋回中上部[16]，且旋回界面碳氧同位素负偏（见图6a），而潟湖相向上变浅序列暴露时间极短，仅见晶间微溶蚀，而无孔洞发育（见图6b）。宏观序列证据揭示了这类孔洞型储层与海平面升降驱动的早成岩期岩溶密切相关。
图6 不同相带白云岩孔洞发育与沉积旋回关系

（a）TS11井颗粒滩相白云岩发育序列；（b）TS3井局限潟湖粉晶白云岩发育序列；（c）含生屑泥晶灰岩，单偏光，茅二段下亚段，TS11井，4 450.10 m；（d）泥晶生屑灰岩，单偏光，茅二段下亚段，TS11井，4 449.40 m；（e）残余生屑颗粒白云岩，铸体薄片，单偏光，茅二段下亚段，TS11井，4 447.30 m；（f）图6c对应白云岩原岩恢复照片，见大量残余颗粒幻影结构，残余粒内溶孔发育

岩溶作用时期是确定早、晚表生岩溶的关键，成岩作用与成岩序列分析是相对时间判识的有效方法。如前所述，宏观岩溶序列可厘定茅二段下亚段岩溶发育于准同生期，而在微观上也可见白云岩角砾周缘发育泥晶套及海底环边胶结（见图4e），指示岩溶发生后重新进入海底成岩环境，这与宏观序列指示的岩溶时间完全耦合。此外，成岩早期的颗粒滩发育基质孔，并以孔渗层漫流溶蚀为特征。首先，岩溶水沿孔渗层缓慢流动，并沿晶间隙和组构选择性扩溶，形成组构选择性溶孔和孔隙型溶洞（见图4a、图4h），溶蚀作用使雾心亮边皆出现一定程度泥晶化（见图4a），并使浅色斑块颜色变深（见图3）；随着岩溶进一步进行，开始发育漫流优势通道，此时岩溶水主要沿优势通道缓慢流动，并使这些区域岩溶作用增强，晶间溶蚀使雾心和亮边变细小和泥晶化（见图4d），加之渗流粉砂和沥青浸染的影响，漫流溶蚀优势通道形成暗色斑块（见图3a—图3g、图3i—图3o），也可因优势通道切割而角砾化（见图3f、图3m、图4e）；当岩溶作用进一步增强，优势岩溶通道可因溶蚀和机械离散形成小型溶洞，若未全充填则发育为孔洞型储层（见图3g、图3k），若为离散的砂、砾和不溶残余充填，则发育为深色充填的溶沟、溶缝和溶洞（见图3f、图4f、图4g）；当暴露溶蚀时间足够长，则开始出现岩溶分带和洞穴角砾（见图3k），甚至整个序列完全角砾化[29]。综合多期暴露面、花斑状溶蚀、半离解带、溶沟、角砾化、洞穴角砾等早成岩期岩溶典型特征[29-30]，可以认为茅口组的溶蚀孔洞为早成岩期岩溶成因，其以花斑状或海绵状溶蚀发育为典型特征[30]，从地质背景、宏微观特征和岩溶纵横向发育规律来看，符合岛屿型早成岩期岩溶特征[29]。按此模型，其孔洞型储层发育与沉积期微地貌密切相关，岩溶高地以渗流溶蚀和充填为主，储层相对稍差；而在高位体系域晚期，海平面下降至微地貌坡折附近，叠合淡水潜流带、混合水溶蚀带和海蚀作用[29]，在地下水排泄区的坡折附近应是较大型岩溶系统的集中发育区。因而这类早成岩期相控岩溶孔洞型储层应具有“沿高环坡”的分布规律。其中，坡折主要指由地貌高地向地貌低地过渡、具有较充足沉积可容空间的斜坡区，该地貌单元通常发育叠置迁移的台内颗粒滩及早成岩期岩溶作用和白云石化作用，是“滩-溶-云”最有利的叠合区。
基于前述分析，台内茅二段下亚段总体为补偿—过补偿沉积，且处于茅一段—茅二段下亚段沉积期三级旋回的高位晚期，微地貌高地可容纳空间不足，沉积时间较短而暴露时间长，因而沉积地层较薄；而沉积期地貌低地沉积时间长，暴露时间短，其沉积厚度较大。因而地层厚度可以近似反演沉积期和早成岩期岩溶地貌高低（见图2）。从连井地层和白云岩储层对比来看，白云岩储层厚度与地层厚度密切相关，地层薄值区和厚薄转换处白云岩及白云岩储层连片分布，且向转换处厚度增厚，进而向厚值区减薄并尖灭，揭示了这类白云岩储层具有“沿高环坡”的分布特征（见图2），横向上也验证了早成岩期岩溶成因储层的分布模式。

2.3 蒸发浓缩-渗透回流白云石化控制茅二段下亚段白云岩体分布

茅二段下亚段白云岩纵横向非均质性极强，白云岩体精准预测是提高勘探开发效益的关键，因而白云岩成因研究应是聚焦白云岩体形成的初始动力，或者更应关注基质白云石化机理和模式。二叠纪茅口组沉积期，四川盆地岩石圈活跃，发育多期、多相的岩浆活动[31-32]，导致盆地热异常和高温流体活动，多期次热活动可能对早期形成碳酸盐岩进行叠合改造，导致茅口组白云石化呈现出“一体多面”的特征，白云石化模式也如前述众说纷纭[3-4,6,24]，制约了此类白云岩储渗体地质模型的精准建立。厘清这一问题的关键是基质白云石化时间的精准约束，近年来，随碳酸盐岩U-Pb同位素定年的广泛应用，区内茅二段下亚段基质白云石化时间约束为距今（263±15）Ma[33]和距今（260±20）Ma[8]，初步厘定白云石化时间大致为准同生期—浅埋藏早期，但这一时间跨度内仍可用多种模式解释，因而需要补充宏观序列、组构和微观成岩序列证据予以约束。
尽管前人对茅口组白云岩成因存在多种观点，但均指出颗粒灰岩滩是白云岩形成的岩相基础，颗粒灰岩原始高孔高渗条件为白云石化作用（包括埋藏、构造-热液、热对流、渗透回流等白云石化作用）的持续进行提供了优势通道，有利于规模白云石化作用的发生。相应地，白云岩通过原岩恢复均呈现明显的颗粒结构[4,8,16]。研究区白云岩体分布于向上变浅序列中上部，与颗粒滩和潟湖沉积环境密切相关（见图6）。茅二段下亚段颗粒滩沉积序列由下至上发育含生屑泥晶灰岩、泥晶生屑灰岩、残余颗粒白云岩（见图6a），白云岩主要发育在旋回中上部颗粒灰岩中，揭示其具有一定相控特征，且具有高频旋回控制的多期次发育特征[16]。岩心上的花斑状“黑云岩”与多级海平面升降驱动的早成岩期岩溶改造密切相关，镜下微观揭示了雾心亮边晶粒白云岩的雾心和亮边皆具溶蚀港湾状和泥晶化特征（见图4b—图4d、图4f、图4g），岩溶系统中充填白云石砂砾屑、渗流粉砂和不溶残余（见图4f、图4g）；在一些角砾化的砾屑白云岩中，白云岩砾屑周缘具泥晶套和海底环边胶结（见图4b），也指示岩溶之前白云石化业已完成，后期海侵使之重新进入海底成岩环境，这些证据表明中细晶基质白云石化时期为茅二段下亚段沉积期或准同生期。此外，区内也存在位于高频向上变浅序列顶部的潟湖环境粉晶白云石（见图6b），其向旋回顶部晶粒变细，且旋回顶部晶间充填上覆高频初始海侵的灰泥沉积（见图4d、图4f），尽管这类粉晶白云岩并不能成储，但它从岩石学证据揭示蒸发浓缩和渗透回流白云石化作用的存在[34]。
此外，随着钻井资料的丰富和研究的深入，近年来越来越多的研究揭示四川盆地中二叠世古海洋环境存在区域受限的可能[23,35]，主要由于中二叠世强烈隆拗分异过程中海平面与地貌的起伏变化，譬如，台内高部位丘滩向上生长空间受限，发生侧向叠置迁移过程中则会导致局部受限[36]，研究区内茅二段下亚段滩体叠置迁移现象已得到印证。滩体频繁侧向迁移的发生，有利于局限环境的形成，为茅口组高频旋回控制的准同生期白云石作用创造了条件。
为了解不同宏微观特征下的白云岩地球化学特征，本次研究利用中国石油集团碳酸盐岩储层重点实验室西南石油大学分室的Mat253PLUS和LA-ICPMS分别针对性开展了碳氧同位素与激光原位微区微量稀土元素分析。TS3井碳氧同位素组成分析结果表明，灰岩和白云岩的δ13C值相近，反映二者的碳来源相似；白云岩δ13C和δ18O较灰岩略偏正，反映受到高盐度云化流体影响（见图7a）；孔洞充填白云石碳氧同位素组成较粉细晶白云石负偏明显，可能是由于受到高频暴露淡水淋滤影响或后期热液影响（见图7a）。稀土配分模式表明，基质白云岩整体呈现出与灰岩类似的海源流体特征，而鞍形白云石（热液产物）则呈现出典型的高温热液流体配分形态（见图7b），同时，部分白云岩受到热液的影响，也呈现一定的Eu正异常（见图7b）。前人大量地球化学研究表明，中二叠世白云石化流体性质同样指示了同期海源流体[6,16,37]。因此，基于宏微观岩石学框架下的地球化学分析表明，缺乏蒸发岩沉积的中等盐度海水渗透回流白云石化作用是茅二段下亚段薄层状白云岩的主要成因，而中二叠世末期构造热液活动对前期白云岩以有限叠合改造为主，主要在先期孔洞发生胶结充填，使其局部保留热液活动痕迹。此外，勘探实践发现四川盆地茅口组白云岩普遍发育，并非仅仅围绕断裂发育，且断裂系统控制的白云岩面上规模有限，沿断裂带具有垂向规模较大的特征，难以解释此类受高频旋回控制、薄层状分布的相控白云岩体。
图7 研究区茅二段下亚段白云岩地球化学特征

2.4 控滩-控云-控溶成储模式与储层分布

前人研究表明，茅口组早期沉积地层具有填平补齐的沉积充填特征[14]，本次采用茅二段下亚段和茅二上亚段分界面作为地层对比的等时界面。通过拉平HS7—HS4—HS401—TS401—TS4—TS11—NC7井茅二段下亚段顶界面对比发现，茅二段下亚段厚度向南西逐渐增厚，揭示其沉积期古地貌向南西倾伏（见图8）。自然伽马值的高低变化可以指示碳酸盐岩的低能—高能旋回变化[38]，茅二段下亚段总体发育5个高频沉积旋回，据此可划分为5个小层。
图8 研究区茅二段下亚段白云岩特征及分布与沉积地貌关系图（剖面位置见图1）

（a）B—B°剖面茅二段下亚段小层对比与滩体叠置迁移图；（b）B—B°剖面茅二段下亚段地层充填模式与古地貌、颗粒滩耦合关系；（c）花斑状白云岩，HS4井，岩心，茅二段下亚段，4 336.92~4 337.15 m；（d）花斑状孔洞白云岩，TS4井，岩心，茅二段下亚段，4 264.60~4264.80 m；（e）晶粒白云岩，TS11井，岩心，茅二段下亚段，4 448.60~4 448.80 m；DOL—白云岩；LIM—灰岩；GRINPEFA—综合误差滤波分析值

进一步通过小层及沉积充填对比发现，各小层渐次向南西方向的地貌低地退积，高地的NC7井区仅发育1、2小层，向TS4井方向发育下部的1—4小层（见图8）；至地貌低地的HS7井区，各小层发育齐全。受逐渐向地貌低地退积的影响，颗粒滩也渐次向地貌低地迁移，呈现发育层位渐次向地貌低地抬升的叠置迁移规律（见图8）。综合预测误差滤波分析可进一步将测井曲线中的旋回信息显现化[39]，该剖面GRINPEFA（综合预测误差滤波分析值）曲线最大负向拐点指示最大海泛面主要位于1小层，2—5小层GRINPEFA曲线均呈现负趋势，反映了持续海退过程，GRINPEFA曲线指示的快速海侵-缓慢海退的非对称层序结构印证了高位体系域晚期茅二段下亚段可容纳空间不足的古环境。这一现象揭示茅二段下亚段是在微地貌高地可容纳空间不足的情况下滩体向低地侧向迁移，以填平补齐的沉积充填过程为特征，总体具有“微地貌高地厚度薄、颗地比高、坡折厚度大、颗地比高、低地厚度大、颗地比低”的特征。因此，针对茅二段下亚段优选印模法，拉平茅二段下亚段顶界面以恢复其沉积期古地貌。
颗粒滩的叠置迁移规律约束了白云岩的横向发育规律，白云岩在地貌高地主要发育于四级旋回顶部[40]（见图8）；向地貌坡折处，孔洞型白云岩厚度达到最大，并逐渐向南西减薄，但顶部几乎不云化；最后到缓坡折边缘的HS4井区，云化强度减弱，仅体现对花斑状岩溶优势通道的云化而形成花斑状灰质白云岩或白云质灰岩（见图8），这从另一方面揭示了云化和暴露岩溶改造交织共生。
从白云质岩类空间配置特征来看，向地貌高地方向，依次出现花斑状白云质灰岩和灰质白云岩-花斑状孔洞白云岩组合（见图8），这可能是在滩体叠置迁移过程中，其向高地侧局部形成潟湖，封隔浓缩导致潟湖相泥粉晶白云岩形成（见图8），重卤水下渗回流至叠置连片的颗粒滩中，并沿向南西向倾伏的滩控孔渗层流动，导致先云化形成滩相白云岩（见图8、图9a）。而近同期因暴露岩溶流体下渗进入滩控白云岩孔渗层，并因云化滩的非均质性，在渗流带形成近垂直花斑，滩体中下部呈近水平向地貌低地流动，并形成孔渗层漫流流动改造的特有花斑（见图9b）；在斜坡角的泄水处，受水平潜流岩溶、混合带岩溶和海蚀作用叠加影响，形成向地貌高地倾伏的典型海岸带岩溶带特征，而在高地周缘，主要受岩溶水地形和高渗层联合控制的顺层岩溶，其共同作用下形成了下凹型岩溶带（见图9b）。蒸发浓缩和岩溶交织发育，随着云化流体由高地向低地流动和Mg2+的消耗，在斜坡低部位，其云化流体不足[41]，呈现仅云化优势岩溶通道的花斑状灰质白云岩或白云质灰岩特征。
图9 茅二段下亚段白云石化及白云岩储层综合模型
后期虽受多期构造破裂和热液的叠合改造，基质白云石可因亮边生长降低孔隙度，而孔洞也以热液白云石充填为主，但并不改变先期形成的白云岩体及孔洞型白云岩储层的时空分布[42]。由于先期白云岩的存在，其抗压溶格架导致埋藏期胶结物来源较少[43]，反而有利于先期孔洞型白云岩储层的保存。
综上所述，茅二段下亚段白云岩形成于准同生期，准同生期云化和早成岩期岩溶作用皆受沉积期地貌严格控制，白云岩及白云岩储层皆具有“沿高环坡”的分布规律。颗粒滩叠置迁移为白云石化流体形成提供条件，且是白云石化作用有利的岩相条件，渗透回流白云石化作用形成向地貌坡折变厚、并向低地尖灭的白云岩类。同时，受海平面升降控制的早成岩期岩溶作用形成溶蚀孔洞白云岩储集体。从茅二段下亚段白云岩地层厚度和微地貌的耦合关系看，这类白云岩储层可通过地层厚度变化或其反演的古地貌进行预测，即地层薄值区为地貌高地，存在旋回顶部的白云岩储层，而在地层厚薄转换带，白云岩孔洞型储层最厚，向缓坡折末端，则为白云质灰岩或灰质白云岩储层，且厚度减薄（见图8、图9）。

3 沉积期古地貌恢复与储层分布

3.1 白云岩储层分布与古地貌关系

首先，基于基质白云岩体成因及溶蚀孔洞成因来看，二者皆发育于准同生期，分布受高频旋回和台内颗粒滩控制（见图6），且白云岩体、岩溶孔洞型白云岩储层具有很好的耦合规律。
其次，从其纵横向分布规律来看，白云岩及储层与茅二段下亚段厚度具有明显相关性，主要分布于地层薄值区和厚薄转换区，尤其是厚薄转换区白云岩厚度可达20 m（见图2）。这是由于，处于三级旋回高位体系域晚期的茅二段下亚段地层充填具有向地貌低地侧积的特征，导致地貌高地小层发育不全、整体厚度薄，但颗地比较高；环高坡折带可容纳空间逐渐增大，小层发育较全，颗粒滩叠置厚度较大，颗地比高；地貌低地小层发育完整，沉积厚度最大，但颗地比最低（见图8）。鉴于茅二段下亚段不同地貌单元的沉积充填规律，地层薄值区、厚薄转换区及厚值区分别可以指示地貌高地、缓坡折及洼地。高频旋回末期，地貌高地和坡折是准同生期白云石化和岩溶作用的有利场所（见图9）。因此，地貌高地地层薄值区和环高坡折厚薄转换区成为了滩相孔洞型白云岩储层发育的有利区带。
综上所述，这种总体超过地震分辨率的强非均质孔洞型薄储层，可以利用地层厚度及其反演的沉积期微地貌予以间接预测，即茅二段下亚段白云岩储层具有“沿高环坡”的分布规律（见图2、图8、图9），可为薄储层的地质预测提供依据。

3.2 沉积期古地貌与白云岩孔洞型储层分布

基于区内70余口钻井的等时地层对比，对于密井网区的地层厚度能够进行有效恢复，而地震时差厚度变化趋势可以很好地约束钻井稀疏区域。结合70余口井地震合成记录和精细标定结果，尽管白云岩薄储层在地震资料上难以识别，但茅二段下亚段顶底地震反射界面仍可较好地追踪对比（见图2），其地震时间厚度能够反映茅二段下亚段地层厚度变化规律（见图10a），鉴于茅二段下亚段“填平补齐”的沉积充填规律，以茅二段下亚段顶界为基准面，利用钻孔校正厚度图采用印模法恢复其沉积期古地貌。
图10 潼南—武胜地区茅二段下亚段地震时间厚度与钻井储层厚度图
如图10b所示，茅二段下亚段沉积期古地貌总体具有北东向高低相间的成排成带特征，北东向微地貌高地主要有3个带。第1排高地位于南东部，沿GS128—T4—GS112—HS2—TS5—TS4—NC7井一线展布，并为北西向HS2—HS7井一线分隔为GS128—T4—GS112井一线和HS4—TS4—NC7井一线两个次级的向南西倾伏的高地（见图10b）。中部第2排高地主要沿MX18—MX42—MX145—MX149井一线分布，但也为北西向MX107—MX57、MX206—NS1、MX129H—NS5等的浅洼分割（见图10b）。北侧第3排高地位于MX51—MX147井一线（见图10b）。3排高地分别为北东向洼地或浅洼分隔，总体呈现“北东控带、北西修饰”的古地貌格局，并且各带古地貌皆具有向北东增高的趋势。此外，古地貌总体在南充地区最高，其余高带略低（见图10b）。
同时，通过所有探井的储层厚度和储层岩性统计，发现茅二段下亚段孔洞型白云岩储层与白云质灰岩或灰质白云岩类储层具有典型的“沿高环坡”分布特征，这从平面上也验证了前述的白云石化和早成岩期岩溶地质模型。平面上，因各高带总体地貌向北东增高，其暴露时间更长，蒸发浓缩-渗透回流和岩溶作用相对充分，因而区块东北部白云岩厚度规模相对较大（见图10b）；而向南东向则反之，虽坡折位置因混合带和海蚀作用叠加，可以有较为发育的岩溶作用，但云化流体相对不足，因而以花斑状白云质灰岩和灰质白云岩储层发育为特征（见图10b）。

3.3 白云岩“沿高环坡”分布规律与钻探效果

根据沉积期微地貌与储层发育耦合规律，提出了茅二段下亚段储层发育的“沿高环坡”模型。重建的沉积期微地貌不仅符合已钻井的储层分布规律，而且也被后期部署的HS401、HS402、TS401、TS402、MX039-H1、MX039-H2、PY5、PY6等10口井完全验证；其中，位于高地和坡折处的HS401、HS402、TS401、TS402、MX039-H1井及PY6井钻遇厚度规模较大的孔洞型白云岩储层，且试油获高产工业油气流，取得了良好的勘探开发效果；而钻遇洼地的MX039-H2、PY5、TS10和TS14等4口井仅钻遇花斑状白云质灰岩，储层不发育。最近与西南油气田公司开发部交流后，根据“沿高环坡”的地质模型，MX039-H2井向东侧钻后，钻遇了优质孔洞型白云岩，并试油获高产工业气流，进一步验证了本文提出的云化、成储模式和预测模型。
本文工作对受限程度不高，仅在高位期因滩体叠置迁移而进一步受限云化的地质背景下，如何寻找优质白云岩储层，提供了一种行之有效的寻找坡折和高地的解决方案和思路。对四川盆地而言，二叠系栖霞组与茅口组地质背景类似，因而开展区域古地理格局和区块沉积古地貌重建是提升勘探开发效益的重要途径。

4 结论

茅二段下亚段储集岩以花斑状白云岩、灰质白云岩或白云质灰岩为主，主要发育于三级旋回的高位体系域晚期，位于茅二段下亚段中上部，厚度一般为2~10 m，最厚可达20 m，总体以薄储层为主，储集空间类型主要为晶间（溶）孔、溶洞和裂缝，以裂缝-孔洞型储层为主。宏微观岩石学框架下的地球化学分析表明，准同生期中等盐度海水渗透回流白云石化作用是茅二段下亚段滩相薄层状白云岩的主要形成动力，后期也受多期裂缝和热液的叠合改造。海平面升降驱动的相控早成岩期岩溶是茅二段下亚段孔洞型优质储层形成的关键因素。茅二段下亚段滩控岩溶型白云岩薄储层具有沿微地貌坡折带分布的特征，呈现出“沿高环坡”的分布规律。利用本文建立的沉积期微地貌与海平面变化联合控滩-控云-控溶的成储与储层分布模式，对研究区茅二段下亚段储层分布进行预测，已为近期新钻探的10口井和试采结果所验证，表明寻找沉积期坡折带和古高地是这类薄储层预测的一种行之有效的思路和解决方案，可为类似地质背景的薄储层预测提供参考。

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