0 引言
蓬莱气田茅口组为典型的滩相白云岩储层，自JT1井获日产百万方高产工业气流、气藏获勘探突破以来，针对储层特征、白云岩储层成因机制、储层发育主控因素及天然气成藏过程等均有不同程度的研究［17-24］，和蜀南地区茅口组灰岩储层相比，其形成的构造条件、沉积环境等均有明显区别，储层岩石学特征、储集空间类型、物性特征及微观孔隙结构等均存在较大差异，现有的茅口组灰岩储层分类评价标准在蓬莱气田的适用性较差，研究区尚缺乏系统的储层宏微观分类依据。本文基于钻井、测井、岩心及分析化验等资料，综合分析该区茅口组储层宏观特征和微观孔隙结构特征，建立一套适用性较强的储层分类标准，根据该标准对研究区储层类型进行评价，以期为蓬莱气田茅口组高效勘探开发提供可靠的地质依据。
1 研究区概况
蓬莱气田位于四川省中北部，目前茅口组勘探主要集中在气田北面的南充市至绵阳市盐亭县一带，构造上处于川中古隆起中斜平缓带北部和川北古中坳陷低缓带南部交界处（图1），主要为低幅度褶皱构造，总体为南浅北深的低缓斜坡。
研究区内下二叠统茅口组在盆地内部均有分布，地层厚度总体表现为盆地西部和东部厚，南部、中部及北部薄的特征。蓬莱气田茅口组与下伏栖霞组呈整合接触，与上覆龙潭组呈不整合接触，地层残余厚度差别较大，为190~350 m。研究区内茅口组自下而上可划分为茅一段、茅二段、茅三段。茅一段沉积期，四川盆地为一个大规模的海侵旋回，沉积古地貌自西南向东北缓慢倾斜，整体沉积环境相对稳定，主要发育缓坡台地。茅二段开始沉积时，峨眉地幔柱持续隆升，盆地北部勉略洋伸展，形成了强烈的北东向拉张应力，盆地基底差异隆升形成隆洼相间的格局，发生台槽分异，发育台内高地—台内洼地—台地边缘—斜坡—盆地相的碳酸盐岩沉积，盆地中部形成北西向沉积地貌隆起带，发育大型台缘滩相沉积。茅三段沉积期，拉张作用减弱，海平面开始下降，双重作用耦合下，高能滩体继承性发育，由川中地区向川北地区迁移，与海退方向一致。研究区二叠系茅口组主要发育缓坡—开阔台地—台地边缘亚相，处于高能滩最有利发育区，储层主要发育在台地边缘亚相中的颗粒滩微相中（图2）。
2 储层特征
2.1 岩性特征
对研究区取心井的岩心、薄片鉴定、铸体薄片、扫描电镜等资料分析表明，目的层段岩性较为复杂，储层主要发育的岩性有白云岩、灰质云岩、云质灰岩，少量为含云灰岩。
其中，白云岩主要包括晶粒云岩和残余生屑/砂屑云岩两大类，是台缘滩生屑灰岩或砂屑灰岩经较强的白云石化作用形成的，其中：晶粒云岩是交代或重结晶较为彻底的产物，其原生组构已无法识别，白云石晶体自形程度较好，具雾心亮边结构；残余生屑/砂屑云岩经白云石化后仍局部保留了颗粒结构，镜下可见生屑幻影等沉积时的原生组构。取心井岩心样品全岩X射线衍射分析表明，目的层位全岩矿物以白云石为主，含量一般大于95%。
灰质云岩、云质灰岩以及含云灰岩均是灰岩向白云岩转化的过渡岩类，这类岩石在研究区主要呈2种产状：一种是白云石呈斑点状漂浮于微晶灰岩中；另一种是白云石局部交代微晶灰岩。这类白云石化不彻底的产物，是研究区茅口组储集性能的重要补充。
2.2 储集空间类型及特征
图3 蓬莱气田茅口组储集空间类型(a)PY3井，细晶云岩，发育晶间孔，6 058.61 m;(b) PY3井，细晶云岩，晶体自形程度较好，发育晶间孔，6 060.43 m;(c) PY1井，残余生屑云岩，发育晶间溶孔，5 991.46 m;(d) PY3井，粉—细晶云岩，发育多类型溶洞，6 068.83 m; (e)PY1井，残余砂屑云岩，发育孔隙型溶洞，6 001.60 m; (f)PY3井，粉—细晶云岩，发育裂缝型溶洞，6 067.80 m;(g) PY3井，灰色细晶云岩，发育碎裂缝及伴生孔洞，6 068.25 m;(h) PY3井，细晶云岩，发育溶蚀孔、缝、洞，6 074.41 m Fig.3 Type of storage space in Maokou Formation of Penglai Gas Field |
2.3 物性特征
蓬莱气田茅口组储层各类溶蚀孔洞及裂缝发育，柱塞小样受取样条件限制，无法取得溶洞及裂缝段样品，因此，采用更能反映储层真实品质的全直径样品实验数据开展储层物性特征研究。
3 微观孔隙结构特征
储层微观孔隙结构是储层宏观特征的内在影响因素，压汞法是反映微观孔隙结构的重要手段，通过对岩心样品进行压汞、退汞实验获取岩石毛管压力曲线，其表征的排驱压力、中值压力、最大孔喉半径、中值喉道半径等参数可反映储层的储渗能力。
研究区取心井柱塞样品毛管压力曲线总体表现为低孔特低渗、中—细喉、中—低分选，非均质性较强，少数大孔隙对储层渗透性具有重要影响的孔隙结构特征。开展31样次毛管压力曲线特征聚类分析，可将茅口组岩石孔隙结构划分为6种类型（图5）。
一类孔隙结构其进汞曲线具双平台段，粗、细2种孔隙结构均发育，最大进汞饱和度大于90%，平台段平直且长，曲线突破平台段后急剧变化，表现出典型的双重介质特征，往往受取样条件影响，退汞曲线呈直线下降，与进汞曲线相距较远［图5（a）］。
二类孔隙结构其进汞曲线平缓，具单平台段，下凹特征明显，平台段低平且长，最大进汞饱和度常大于80%，孔喉分选性好，属粗歪度型，退汞曲线与进汞曲线相距近、退出效率高，孔喉直径大、连通性好［图5（b）］。
三类孔隙结构其进汞曲线与二类相似，下凹程度较小，最大进汞饱和度一般小于80%，孔喉分选性较好，属较粗歪度型，退出效率较高，孔喉直径较大、连通性较好［图5（c）］。
四类孔隙结构其进汞曲线具较高、较短的单平台段，部分有上凸趋势，最大进汞饱和度差异大，50%~90%均有分布，孔喉分选性一般，属中歪度型，退汞曲线与进汞曲线相距较远，孔喉直径较小、连通性较差［图5（d）］。
五类孔隙结构其进汞曲线呈上凸状，部分可见双平台状，平台高，最大进汞饱和度一般小于60%，孔喉直径较小，退出曲线有向进汞曲线靠拢的趋势，仍具有一定的连通性［图5（e）］。
六类孔隙结构其进汞曲线呈倾斜陡坡状，基本无平台段，最大进汞饱和度一般小于50%，孔喉分选性很差，属细歪度型，退汞曲线较平直，连通性差［图5（f）］。
4 储层分类评价
4.1 评价标准及特征
基于储层岩性、储集空间类型、物性特征和微观孔隙结构特征，建立蓬莱气田茅口组储层分类评价标准（表1）。
表1 蓬莱气田茅口组储层分类评价标准Table 1 Classification and evaluation criteria for Maokou Formation reservoir in Penglai Gas Field |
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Ⅰ类储层为优质储层。该类储层以细晶云岩、残余生屑云岩为主，岩心裂缝密度大于15 条/m，洞密度大于10个/m；储渗性能好，孔隙度不低于7.0%，渗透率不低于0.500×10-3 μm2；毛管压力曲线以一、二类为主，孔隙与喉道搭配关系好，主要发育粗孔喉，排驱压力、中值压力低，最大孔喉半径、中值喉道半径大；主要储集类型为裂缝—孔洞型，发育以裂缝、溶洞、晶间溶孔为主的储集空间，连通性好。
Ⅱ类储层为较好储层。该类储层以残余生屑云岩、细晶云岩为主，岩心裂缝密度小于5 条/m，洞密度大于20个/m；储渗性能较好，孔隙度为4.0%~7.0%，渗透率为（0.050~0.500）×10-3 μm2；毛管压力曲线以二、三类为主，孔隙与喉道搭配关系较好，分选较好，粗孔喉减少，主要发育中等孔喉，排驱压力、中值压力较低，最大孔喉半径、中值孔喉半径较大；主要储集类型为孔洞—孔隙型，发育以溶洞、晶间溶孔为主的储集空间，连通性较好。
Ⅲ类储层为一般储层。该类储层以粉—细晶云岩为主，岩心裂缝密度小于5条/m，洞密度小于5个/m；储渗性能较差，孔隙度为2.0%~4.0%，渗透率为（0.005~0.050）×10-3 μm2；毛管压力曲线以四、五类为主，孔喉配置关系相对较差，但部分储层分选较好，排驱压力、中值压力较高，以中、细喉道为主，主要储集类型为孔隙型，发育以晶间溶孔、晶间孔为主的储集空间，连通性较差。
Ⅳ类储层为非储层。该类储层以泥晶灰岩为主，岩心孔、缝、洞欠发育；储渗性能极差，孔隙度低于2.0%，渗透率低于0.005×10-3 μm2；毛管压力曲线以五、六类为主，排驱压力、中值压力很高，进汞饱和度低，细歪度特征明显，以细、微孔喉为主，孔喉连通性差，很难形成有效流动。
4.2 评价结果
基于储层分类评价标准，进一步研究不同类型储层的测井曲线特征，测井精细评价结果表明，研究区9口井储层合计厚度为133.3 m（垂厚），其中Ⅰ类储层厚度为11.2 m，占总厚度的8.4%，Ⅱ类储层厚度为28.0 m，占总厚度的21.01%，Ⅲ类储层厚度为94.1 m，占总厚度的70.59%，研究区主要发育Ⅱ、Ⅲ类储层（图6）。
4.3 产能验证
研究区多口井测试成果表明，在相近的储层总厚度、相似的测试条件下，Ⅰ、Ⅱ类储层占比越大，产气能力越强。例如PS6井，评价结果显示其Ⅰ类储层厚度为4.9 m，占比64.4%，Ⅱ类储层厚度为1.1 m，占比14.5%，Ⅲ类储层厚度为1.6 m，占比21.1%，综合解释平均孔隙度可达8.0%，测试无阻流量为307.31×104 m3/d，试井解释表明储层物性总体较好，近井区发育裂缝，渗透率高。
研究区内PS21井、PS17井测试过程中开展了示踪剂监测测试分析（图7），结果表明，PS21井第1段（深度为6 050~6 134 m），解释结论均为Ⅲ类储层，该段测试产气占比13.70%，第2段（深度为6 003~6 029 m），解释结论Ⅱ类储层占比19.74%，Ⅲ类储层占比80.26%，该段测试产气占比86.30%；PS17井第1段（深度为5 980~6 004 m），解释结论均为Ⅲ类储层，该段测试产气占比22.19%，第2段（深度为5 963~5 974 m），解释结论Ⅱ类储层占比18.75%，Ⅲ类储层占比81.25%，该段测试产气占比77.81%，进一步验证了不同储层类型的产气能力具有较大差异，基于现分类评价标准下的储层分类结果与产层关系密切。
5 结论
（1）四川盆地蓬莱气田茅口组储层岩性主要有白云岩、灰质云岩、云质灰岩，少量为含云灰岩。
（2）储集空间类型多，包括溶洞、晶间孔、晶间溶孔、粒内溶孔和裂缝等，物性分布范围较广，总体表现为低孔、特低渗的特征，局部发育高孔渗段。
（3）储层微观孔隙结构总体表现为低孔特低渗、中—细喉、中—低分选，非均质性较强，少数大孔隙对储层渗透性具有重要影响，可划分出6种岩石孔隙结构类型。
（4）基于储层宏观特征和微观孔隙结构特征，建立1套蓬莱气田茅口组储层分类评价标准，Ⅰ类为优质储层，储集类型以裂缝—孔洞型为主；Ⅱ类为较好储层，储集类型以孔洞—孔隙型为主；Ⅲ类为一般储层，储集类型以孔隙型为主；Ⅳ类为非储层，岩心孔、缝、洞欠发育，连通性差，很难形成有效流动。研究区主要发育Ⅱ、Ⅲ类储层，不同储层类型的产气能力具有较大差异，该分类评价标准可为蓬莱气田茅口组后期勘探开发提供地质依据。
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