四川盆地中二叠统茅口组勘探历史始于20世纪50年代，早期以川南和川东高陡构造石灰岩裂缝储集体为主要目标，采用“占高点、沿长轴”勘探思路和布井原则[1]。近15年以来，大量学者认为茅口组储层主要归属为风化壳岩溶体系[2-5]，在川南地区取得了较好的勘探成效，发现了圣灯山、自流井和纳溪等气藏[6]。同时，随着勘探过程的进行，新钻井资料揭示川东—川中茅口组存在厚层白云岩储层[6-9]，并指出该套“热水白云岩”沿15号基底断裂分布，指导了角探1井—南充1井—方东1井一线白云岩储层的勘探发现[10]；也因台内沉积期地貌研究的深入，在合川—潼南区块发现了茅二下亚段台内缓坡折附近的“滩—云—溶”控制的规模白云岩储层，落实了合川—潼南区块3000×108m3资源量[11]，展示了盆内相控白云岩巨大的勘探前景。近期，随着云锦2井钻遇一套厚约45m的孔隙型石灰岩储层，并在茅二段试获约60×104m3/d的高产工业油气流[12]；后期在泸探1井也钻揭了这套石灰岩型储层，展示了层序界面控制的早成岩期岩溶储层具有很大的勘探潜力。归结起来，盆地茅口组储集岩类和储层成因类型多样，不同的勘探阶段实现了不同的勘探发现，从隆起走向斜坡，从风化壳走向内幕层间。既存在层序界面控制的白云岩储层，也存在东吴末期风化壳岩溶型石灰岩储层和多级海平面升降控制的早成岩期相控岩溶的孔隙型石灰岩型储层，以及后期喜马拉雅期断控岩溶缝洞型储层，这4种成因类型储层可在纵横向上叠置共生。然而，目前对4类储层发育分布规律认识不清，极大地制约了茅口组进一步规模效益勘探开发，因而厘清上述成因类型储层发育的控制因素成为预测的关键。鉴于此，本文以自贡地区中二叠统茅口组为例，充分利用取心、测井、录井及地球化学资料，在明确不同储层类型特征的基础上，厘清不同成因类型储层的主控因素，以期为区块规模效益勘探提供理论依据，并为盆地中二叠统多类型储层天然气勘探开发提供新的思路和方向。
1 地质背景研究区位于四川盆地西南部，地理位置北起威远、南至宋家场、西至观音场、东达隆昌，大地构造位置主体位于川南低陡褶皱带，局部处于川中平缓褶皱带（图 1a）。位于上扬子板块的四川盆地，中二叠统茅口组沉积了一套以生屑灰岩为特征的海相碳酸盐岩[13]，厚约125~380m[14]。根据四川盆地茅口组最新划分方案，依据沉积旋回特征，将研究区茅口组自下而上划分为茅一段、茅二段、茅三段和茅四段共4个岩性段（图 1b）。
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图 1 研究区地理位置与区域地质概况图 Fig. 1 Geographical location and regional geological settings of the study area (a) 研究区地理位置图；(b) 威阳17井茅口组地层及岩性特征；(c) 自贡茅四段残余厚度图 |
受东吴运动构造差异沉降的影响，茅口组沉积中晚期西部沉降，东部隆升，叠合东吴晚期区域海平面下降的影响，茅四段沉积范围向研究区西部沉降区收缩，可能导致东西暴露剥蚀时间不一致。东吴运动末期，上扬子整体抬升暴露于地表，遭受长期的风化剥蚀[15-16]，研究区东部因沉积间断和暴露剥蚀时间较长而普遍缺失茅四段，甚至导致茅三段部分缺失。受此影响，茅四段残余地层厚度存在西厚东薄特征，观音场—大塔场厚度可达100m左右（图 1c）。到晚二叠世早期，研究区西部茅口组及其顶部剥蚀面被上二叠统峨眉山玄武岩和之上的龙潭组煤系地层所覆盖[17]，二叠纪西高东低的古地貌特征得以定型。同时，茅口组内幕地层沉积时，受冰期、间冰期及幕式构造活动影响，存在多期海退事件以及高频的海平面变化[18-19]，这为茅口组内幕高频沉积旋回的叠置以及相关成岩改造提供了地质背景。受燕山—喜马拉雅期构造旋回影响，研究区演化为现今的低陡褶皱带构造样式，具体表现为构造起伏不大的、北东向的背斜及断裂带展布特征[20]。自贡地区已发现气藏目前认识以岩溶缝洞气藏为主，属于构造—岩性气藏，主要由溶蚀孔洞和构造有效缝组成储渗体系[20-21]。
2 主要储层类型及特征茅口组储层类型按岩性可分为白云岩和石灰岩两类，具有多样化的成储路径。具体而言，可细分为白云岩类储层、孔隙型石灰岩储层（若暴露时间较长，也可发育为孔洞型）、风化壳岩溶型石灰岩储层，以及断控岩溶缝洞型储层。这4类储层可在纵横向上以不同形式组合，甚至在某些区域以一种储层类型为主，如合川—潼南区块茅二下亚段的缝洞型白云岩类储层[11]，从而形成盆地茅口组扩大勘探过程中的储层多样化和地域性特征。鉴于早期勘探主要集中于断控岩溶缝洞型储层，研究程度和勘探思路已成熟，因而本文重点阐述白云岩类储层、孔隙型石灰岩储层和风化壳岩溶型石灰岩储层。
2.1 白云岩类储层近年来，茅口组白云岩储层成为盆地勘探的热点和重点，先后发现了八角场—广安—卧龙河一带的茅二上亚段和合川—潼南的茅二下亚段白云岩规模储层[8, 11, 21-22]，而其他区域是否存在规模性白云岩储层尚需进一步落实。野外调查揭示了川东红园乡茅一段顶、川南兴文茅二段和茅三段存在白云岩，甚至川西南新基姑茅二段—茅四段发育近80m的规模白云岩，暗示着广大的盆内地腹区仍可能存在一定规模的白云岩储层。
本次工作通过梳理自贡地区取心、岩屑录井发现，在研究区内茅二段—茅四段均发育白云岩储层，但厚度较薄，单层厚一般为十几至几十厘米，最厚可达数米，且在纵向上多旋回叠置（图 2a）。如威远—自贡—富顺—荔枝滩一带，威阳17井茅二上、下亚段均发育多层白云岩；新钻探的自贡1井和吉富1井，岩屑和井壁取心也分别在茅二下亚段和茅二上亚段出现白云岩（图 2）。研究区西部观音场一带的白云岩主要发育于茅四段（图 2）。
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图 2 孔隙型白云岩类储层宏观、微观特征 Fig. 2 Macroscopic and microscopic characteristics of pore type dolomite reservoir (a) 威阳17井茅二段电测柱状图；(b) 暴露面上为泥质生屑灰岩，之下为中—细晶云岩，威阳17井，1713.22m，茅二上亚段；(c) 由上至下岩性依次为生屑灰岩、角砾状灰质云岩、中—细晶云岩和灰质云岩，威阳17井，1734.48~1734.69m，茅二上亚段；(d) 由上至下岩性依次为生屑灰岩、角砾状灰质云岩（灰岩斑块呈角砾状）、具残余孔洞的中—细晶云岩，白云岩发育于高频暴露面之下，音5井，4193.6~4193.8m，茅四段；(e) 上为中—细晶云岩、下为生屑灰岩，音5井，4193.8~4193.97m，茅四段；(f) 对应（b）中红框，中—细晶云岩，晶间溶孔部分为沥青充填，威阳17井，1713.12m，茅二上亚段（-）；(g) 颗粒云岩，粒间溶孔发育，为沥青全充填，音12井，4280m，茅四段（单偏光）；(h) 粉—细晶云岩，晶间溶孔，沥青充填，自贡1井，3150.2m，茅二下亚段顶（单偏光）；(i) 粉—细晶云岩，去云化，吉富1井，2912m，茅二上亚段（茜素红溶液染色片，单偏光） |
宏观上，茅二段白云岩颜色较浅，一般为褐灰色—浅灰色，与合川—潼南地区茅二下亚段的灰色—深灰色的“黑”云岩存在显著区别。单层白云岩顶部为不平整面及岩性突变面（图 2b、c），界面之上为泥质生屑灰岩，之下为褐灰色针孔状中—细晶云岩，存在角砾状的石灰岩斑块和云化不完全现象（图 2b、c）。然而，茅四段白云岩颜色较深，一般为灰色，其顶部也以不平整岩性突变面与上覆灰色泥质灰岩接触，其下分别为角砾状灰质云岩（灰岩角砾）、中—细晶云岩、粉—细晶云岩和石灰岩，并与其下部石灰岩呈渐变接触。岩心上可见明显的针孔和充填残余溶洞（图 2d、e）。
微观上，白云岩多为中—细晶（图 2f、g）；原岩组构因云化和岩溶改造而破坏，存在去云化现象（图 2i），部分保存了原岩的颗粒结构（图 2g），综合认为原岩总体为高能的颗粒灰岩。储集空间主要为晶间溶孔和粒间溶孔（图 2f、g），可被沥青和白云石充填。
总体而言，白云岩的储集性能较为优越，威阳17井和音5井有限的11个样品统计表明，其最大孔隙度可达19.4%，平均为5.35%；渗透率最大值为6.21mD，平均为0.7mD（图 3）。
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图 3 白云岩类储层孔渗分布直方图 Fig. 3 Histogram of porosity and permeability distribution of dolomite reservoir |
茅口组石灰岩储层在川南地区几十年的勘探过程中也已发现，但因早期致力于缝洞型储层勘探而未引起充分重视和深入研究；随着广大向斜区钻探的云锦2井和泸探1井在茅二段钻揭规模性的孔隙型石灰岩储层，并试获高产工业气流，开始重视并认识这类储层。
该类石灰岩储层在茅口组各段皆有发育，威远—自贡—泸州一带和邻区云锦地区普遍存在（图 4）。宏观上，石灰岩颜色较浅，为灰白色或浅灰色，断口粗糙，岩心上可见针孔发育，甚至可出现小型溶洞（图 4b、g）。
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图 4 孔隙型石灰岩类储层宏观、微观特征 Fig. 4 Macroscopic and microscopic characteristics of pore type limestone reservoir (a) 云锦2井茅二段电测柱状图；(b) 云质灰岩，针状孔隙，云锦2井，3340.42~3340.53m，茅二上亚段；(c) 泥晶化生屑灰岩，铸模孔与溶蚀微孔，云锦2井，3340.4m，茅二上亚段（铸体、单偏光）；(d) 亮晶生屑灰岩，粒内溶孔，威阳17井，1759.12m，茅二下亚段（单偏光）；(e) 生屑灰岩，粒间溶孔，威阳17井，1675.3m，茅三段（单偏光）；(f) 亮晶生屑灰岩，壳缘溶孔，牟11井，2750.2m，茅二下亚段顶（铸体、单偏光）；(g) 浅灰色针孔亮晶生屑灰岩，牟11井，2750.2m，茅二下亚段 |
微观上，岩性主要为亮晶生屑灰岩（图 4d、f），但因强烈的岩溶改造和沥青侵染而呈现泥晶化现象，甚至因不溶残余和渗流物充填而呈现泥晶生屑灰岩和生屑泥晶灰岩的假象（图 4c—f）。此类储层储集空间主要为铸模孔、粒内溶孔、粒间溶孔、壳缘溶孔和溶蚀微孔（图 4c—f）。这类储层储集空间普遍存在，只是由于后期沥青占位，影响了储集性能。
从邻区云锦2井茅口组孔隙型石灰岩储层物性看，储层段孔隙度分布在1.22%~10.53%，平均孔隙度为4.06%；渗透率分布在0.002~2.118mD，平均渗透率为0.273mD（图 5）。
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图 5 孔隙型石灰岩储层孔渗分布直方图 Fig. 5 Histogram of porosity and permeability distribution of pore type limestone reservoir |
受中二叠世末期东吴运动影响，茅口组顶遭受不同程度的风化剥蚀，暴露时间长达1~3Ma，从而形成区内发育程度不一的风化壳岩溶型储层，风化壳岩溶作用也会对前两类储层叠合优化改造。
从FMI图像看，茅口组顶岩溶分带特征明显，如吉富1井2860.5~2865.5m井段以垂直溶沟发育为特征，而2865.5~2866.5m井段则以水平溶蚀为特征，但未发育为水平溶洞，储集性能较差（图 6a）；自贡1井距茅口组顶5m的3065~3067m井段具有典型的溶洞响应特征，测试获25.7×104m3高产（图 6d）。上述特征表明，区内的风化壳岩溶影响深度较小，且对储层的改造程度不一。
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图 6 风化壳岩溶储层特征 Fig. 6 Characteristics of weathering crust karst reservoir (a) 茅口组顶风化壳岩溶分带的FMI特征，吉富1井，2858~2874m；(b) 泥晶化生屑灰岩，非选择性溶孔，吉富1井，2862m，茅四段（单偏光）；(c) 泥晶化生屑灰岩，粒内溶孔和沥青充填的壳缘溶孔，吉富1井，2866m，茅四段（单偏光）；(d) 茅口组顶风化壳岩溶分带的FMI特征，自贡1井，3064~3076m；(e) 泥晶化生屑灰岩，洞壁围岩，溶缝，自贡1井，3062m，茅四段（单偏光）；(f) 溶洞混合充填，沥青侵染，自贡1井，3062m，茅四段（单偏光）；(g) 泥晶化生屑灰岩（左）、溶洞混合充填，充填残余溶洞，威阳17井，1662.06m，茅四段（单偏光）；(h) 方解石充填残余溶洞，威阳17井，1664.71m，茅四段（茜素红溶液染色片，单偏光）；(i) 方解石及渗流物充填残余溶洞，沥青半充填，威阳17井，1678.27m，茅三段（茜素红溶液染色片，单偏光） |
微观特征上，风化壳附近的基质岩性因强烈的岩溶影响而呈现泥晶化特征。如吉富1井2866m岩性为泥晶化生屑灰岩，但从生屑边缘具泥晶化的环边胶结判识原岩应为亮晶生屑灰岩（图 6c）；当岩溶作用进一步增强，泥晶化使原岩演变为泥晶生屑灰岩（图 6e）；最终演变泥晶岩类，但仍可见颗粒和其环边胶结幻影（图 6b）。
若叠合先期孔隙型石灰岩储层，风化壳岩溶储层的基质孔隙既可保持早期选择性溶孔特征（图 6c），也能形成非选择性溶孔（图 6b）。风化壳岩溶改造可形成新溶沟、溶缝和溶洞，若为离散碎屑和渗流物疏松混合充填，则形成充填物间溶孔储层（图 6f）；若后期为方解石部分充填，则发育充填残余溶洞（图 6g—i）。综上认为，风化壳岩溶的主要储集空间类型为早期溶孔、非选择性溶孔、溶缝、残余溶洞及溶洞疏松充填物间孔隙。当然，这类储层在钻井过程中也常伴生井漏、放空等现象[18]，但并非茅口组的所有该现象均与风化壳岩溶相关，研究表明，茅口组内幕多级海平面变化同样可以导致相关钻井现象[23]。
3 储层发育主控因素区内茅口组多旋回白云岩类储层主要受层序界面约束的“颗粒滩—白云石化—高频暴露岩溶”（简称“滩—云—溶”）复合控制；孔隙型石灰岩储层同样也受层序界面约束，为相控高频暴露岩溶成因。这两类储层发育均具有地貌与海平面升降控滩、滩体叠置迁移控受限环境和云化、滩建隆强化地貌高地控早期暴露岩溶。归结起来，问题的关键是沉积期地貌恢复，滩控岩溶的有利区具有“沿高环坡”分布特征。而具有前两期基础的地层，接受风化壳岩溶叠合改造后，又进一步受岩溶古地貌控制；后期的断裂—裂缝和埋藏岩溶主要体现为对先期储层的优化改造。鉴于此，认为茅口组储层具有沉积期古地貌、古环境、风化壳岩溶古地貌、古断裂“四古”复合控储特征。
3.1 白云岩类储层主控因素关于中二叠统白云岩成因及成储模式，长期以来存在争议，并提出了诸如混合水[24]、埋藏[24-25]、“玄武岩淋滤”、热次盆[26-27]、热对流[28]、“构造—热液”[29-31]等白云石化成因等观点。近年来，随钻孔资料丰富和露头工作深入，研究者们采用宏观、微观与地球化学观有机统一的手段，逐渐认识到二叠系古环境存在局部受限、白云石化与早期回流渗透和后期热液叠合改造密切相关[30]。白云岩成储观点也因而从白云石化成储[32]、埋藏溶蚀[33]、热液溶蚀[34]逐渐转变为“滩—云—溶”控储模式[35]。本次工作基于系统的取心宏观、微观特征，结合地球化学分析，发现薄层白云岩发育于高频向上变浅序列顶部的高能滩体中，白云岩成储受高频暴露驱动的早成岩期岩溶控制。
3.1.1 薄层白云岩发育受高频层序界面与岩性岩相控制以区内威阳17井茅二上亚段和音5井茅四段为例（图 7），白云岩均发育于高频向上变浅序列的顶部，原始岩性为高能的亮晶生屑灰岩，表明区内的白云岩受层序界面和滩体控制。这类受层序界面控制的滩相白云岩多为准同生期回流渗透白云石化成因[15, 19, 36]，已有报道表明，回流渗透白云石化晶粒可达中细晶级，甚至出现雾心亮边白云石[37]。
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图 7 高频层序控制的白云岩垂向序列分布图 Fig. 7 Vertical dolomite rock sequence controlled by high-frequency sequence |
运用原位微区稀土元素分析手段判识白云石化流体性质，PAAS标准化后稀土元素配分曲线显示，中—细晶云岩总体继承了石灰岩的稀土配分形态，且与海水稀土元素配分曲线类似，为典型的“轻稀土亏损、重稀土富集”的左倾型（图 8）。表明白云石化流体性质与同期石灰岩相似，可能均为海源流体。此外，白云岩Ce元素也呈现了和石灰岩类似的微弱负偏移特征，[Ce/(0.5La+0.5Pr)]N < 1、[Pr/(0.5Ce+0.5Nd)]N > 1（下角标N表示PAAS标准化后的值）指示氧化环境[38]，说明该类白云岩形成于含氧量相对较高的近地表成岩环境当中。这与宏观、微观岩石学特征指示的白云岩形成于准同生期是一致的，也进一步印证了高频层序控制的滩相白云岩可能为准同生期回流渗透白云石化成因。
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图 8 茅口组白云岩地球化学特征 Fig. 8 Geochemical characteristics of dolomite in Maokou Formation |
随钻探取心资料和研究的深入，学者们逐渐认识到高频海平面变化驱动的早成岩期岩溶对古老深层碳酸盐岩优质储层形成具有重要贡献[39-40]。何文渊等[41]也提出合川—潼南地区茅二下亚段优质储层形成的关键成岩作用为高频暴露岩溶。对于自贡地区茅口组的多韵律白云岩，也具有如下的典型早期岩溶特征：（1）岩心突变面或暴露面（图 2b—d）；（2）针孔或孔洞型储层发育于向上变浅序列上部（图 2b—d）；（3）晶粒白云石具溶蚀边和渗流物充填的晶间溶孔（图 2）；（4）溶沟与溶洞（图 2d）；（5）岩溶相关的去云化现象（图 2i）；（6）近地表角砾化与溶洞等岩溶分带雏形。这些典型特征与报道的高频海平面变化驱动的早成岩期岩溶识别标志是一致的[23, 39, 42]。
同时，从音5井茅四段4193.6~4193.97m井段白云岩储层特征来看，针孔和孔洞仅发育于白云岩段的上部，而向下岩性较为致密（图 2d、e）。这也从另一方面反映白云石化与储层发育关系较小，而与高频暴露关系更为密切。白云石化作用对储层的贡献可能是抗压溶岩石骨架有利于白云岩储层的保存[43-44]。
综合上述分析，颗粒滩纵向多旋回叠置主要受控于多级海平面升降变化，海平面升降也进一步导致滩体叠置迁移和局部受限，从而导致回流渗透白云石化。高频向上变浅末期，高地暴露概率更高、时间更长，容易发育为薄层白云岩孔隙、甚至孔洞型优质薄储层，因而白云岩储层具有典型的“滩—云—溶”成储特征。
前期鉴于钻井分布不均和取心井较少，而并未充分重视这类白云岩储层勘探。基于上述工作认为，区内白云岩储层并非孤立存在，其分布应与沉积期地貌和沉积充填密切相关，因而厘清该类白云岩储层的分布规律对区内、甚至四川盆地中二叠统茅口组扩大勘探具有极为重大的意义。
3.2 孔隙型石灰岩储层主控因素早期认为茅口组内幕储层仍受控于东吴末期风化壳岩溶形成的同期多层岩溶，并将茅二段多层孔隙型石灰岩储层解释为潜水面下降形成的多层水平潜流岩溶带[11]。但从吉富1井和自贡1井成像测井指示的风化壳岩溶分带来看，区内风化壳岩溶影响深度有限（图 6a、d），符合东吴末期上扬子整体抬升、古地貌海拔高差小的地质背景。因而，对茅二段、甚至西部的茅三段—茅四段储层难以用风化壳岩溶成储予以解释，因而厘清这类储层成因及控制因素对于有利区预测极具意义。
从自贡1井岩屑录井、井壁取心资料来看，茅二段/茅三段界面存在明显海退和陆源输入（图 9），应为区域性的暴露面[45]。证据如下：（1）暴露面之上为泥晶化亮晶生屑灰岩，岩溶不发育（图 9b）；（2）紧邻暴露面之下的围岩岩溶发育，且泥晶化破坏颗粒原岩组构（图 9c）；（3）岩溶系统中充填钙泥质粉砂；（4）发育溶洞及充填物（图 9d、e）。这些特征表明茅二上亚段顶部暴露和形成了独立的岩溶系统，虽然形成的孔洞为沥青充填，但仍能够指示这类孔隙型石灰岩储层与内幕海平面升降导致的暴露岩溶密切相关。在茅二上亚段中部，威阳17井1709.8~1710.25m井段，可见典型的高频暴露面和其下的岩溶角砾，且岩溶角砾间暗色混合充填物来自上覆初始海侵的暗色泥质生屑沉积，进一步印证了茅口组孔隙型石灰岩储层与风化壳岩溶关系不大，而主要与茅口组内幕多级海平面升降相关。
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图 9 茅口组内幕海平面升降与暴露岩溶 Fig. 9 Characteristics of sea level change and karst exposure inside Maokou Formation (a) 自贡1井电测柱状图；(b) 泥晶化亮晶生屑灰岩，岩溶不发育，自贡1井，3104m，茅三段底部（单偏光）；(c) 泥晶化生屑灰岩（围岩），岩溶发育，溶蚀微孔为沥青充填，自贡1井，3106m，茅二上亚段顶部（单偏光）；(d) 钙泥质粉砂岩（可能为岩溶系统充填物），自贡1井，3108m，茅二上亚段顶部（单偏光）；(e) 洞穴充填物，沥青侵染，自贡1井，3110m，茅二上亚段顶部；(f) 溶洞混合充填，硅化与沥青侵染，自贡1井，3112m，茅二上亚段顶部（单偏光）；(g) 泥晶化生屑灰岩，溶缝与非选择性溶孔为沥青充填，自贡1井，3114m，茅二上亚段顶部（单偏光）；(h) 高频暴露面，暴露面之上为泥质生屑灰岩，威阳17井，1709.08~1710m，茅二上亚段中部；(i) 岩溶角砾岩，角砾间暗色混合充填物与上覆初始海侵沉积一致，威阳17井，1710~1710.25m，茅二上亚段中部 |
研究表明，暴露岩溶可导致原岩泥晶化而破坏原岩组构，出现泥晶颗粒灰岩、颗粒泥晶灰岩的假象。通过吉富1井及自贡1井丰富的岩屑薄片资料，结合富页1井、威阳17、泸探1井取心表明，区内孔隙型石灰岩储层主要发育于高能颗粒滩中，只是局部井区因沥青充填而变差。因而，对于这类滩控岩溶储层的预测因考虑沉积期地貌，其具有“沿高环坡”的分布特征。
3.3 风化壳岩溶型石灰岩储层主控因素风化壳岩溶储层发育与岩溶古地貌密切相关，并主要发育于岩溶斜坡[46]，因而岩溶古地貌恢复成为风化壳岩溶储层预测的关键。然而，茅口组风化壳岩溶有别于经典的构造差异抬升和褶皱抬升形成的经典风化壳岩溶特征[47]，其与上扬子地区整体抬升和区域海平面下降密切相关。岩溶古地貌总体继承沉积期地貌，尤其是盆地中西部地貌差异小，难以形成大的地表径流和深切河谷，导致风化壳岩溶影响深度不大，这已为自贡1井和吉富1井钻探所证实。因为是沉积后不久的暴露，先期孔渗层仍控制地下水的活动，因而茅口组风化壳储层发育仍与岩相密切相关，且渗流带岩溶系统中的疏松充填物也可发育为储层，因而风化壳岩溶储层在高地和斜坡均较发育[18]。
而对于自贡地区的风化壳岩溶古地貌，存在“西高东低”[20]和“东高西低”[18]两种截然不同的观点。但从区域构造背景来看，早二叠世受到金沙江—哀牢山洋盆和勉略洋盆俯冲消减的影响，扬子板块西缘在早—中二叠世形成向西北拉张的被动大陆边缘，西南缘活动大陆边缘以东的康滇古陆山前至南盘江地区弧后拉张形成坳陷盆地[35]。在大的构造背景继承性发展的基础上，西部沉降区向东扩展，总体上中二叠世茅口组沉积期地貌和末期的风化壳地貌应具有与之适应的“东高西低”特征。
此外，若风化壳岩溶古地貌存在西高东低，则西部暴露时间长，风化壳岩溶储层发育，且研究区西部观音场—邓井关一线应以风化壳岩溶储层发育为特征，东部则应以内幕岩溶孔隙型储层发育为特征。然而，钻探取心表明，研究区西部茅四段却以多级海平面升降控制的“滩—云—溶”成因白云岩储层为主，而东部的威远—自贡—泸州一线茅口组顶则发育风化壳岩溶储层。显然，从储层成因类型及分布上看，也印证了风化壳岩溶古地貌具有“东高西低”特征，因而有利风化壳岩溶储层发育区带应位于威远—自贡—富顺一带。
由于燕山—喜马拉雅期断裂—裂缝相关溶蚀是对上述3类储层的优化改造，因而断溶储层发育不仅仅受断裂—裂缝系统控制，风化壳岩溶储层和早期滩控岩溶储层发育程度可能更为重要。如自贡1井和吉富1井部署同样考虑断溶特征，但两口井的钻探结果却出现较大的差异（图 10）。这是由于自贡1井茅口组顶风化壳岩溶较发育，水平潜流带溶洞开始发育（图 6d），因而试获高产工业气流（25.7×104m3/d）；而吉富1井，茅口组顶风化壳岩溶虽有发育，但水平潜流带溶洞尚未形成（图 6a），因而风化壳岩溶储层较差。这表明所谓的断裂—裂缝相关的这类储层优劣实际上与前3类储层发育程度密切相关，严格来讲，应属于叠合改造型储层。
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图 10 过自贡1井—自303井—吉富1井茅口组地震反射特征 Fig. 10 Seismic reflection features of Maokou Formation cross wells Zigong 1-Zi 303-Jifu 1 |
茅二下亚段既有多旋回白云岩储层，也存在孔隙型石灰岩储层。这两类储层均以颗粒滩为物质基础，且早成岩期岩溶是成储的关键。茅二下亚段沉积末期为区域性海退[21]，微地貌高地可容纳空间较小、低地可容纳空间较大，因而地层厚值区指示地貌低地，而薄值区指示地貌高地。低可容纳空间背景下，台内颗粒滩易发生叠置迁移，其分布受控于微地貌高地及坡折，具有“沿高环坡”分布的特征。此外，微地貌高地及坡折又是多级海平面升降控制的早成岩期岩溶发育的有利场所。研究表明，区内茅二下亚段分布具有北西—南东分带的特征，自贡—富顺一带厚度多小于65m，向两侧厚度增大，反映为微地貌高地—坡折带；其西南侧的观音场—青杠坪一带，地层厚度可超过80m，为微地貌洼地。从钻井取心和岩屑来看，自贡—富顺一带的地貌高地及坡折，岩性主要为浅灰色高能生屑灰岩夹薄层晶粒云岩，表明这一带为高能滩体发育区。此外，从茅二下亚段测试成果来看，自流井、瓦市和孔滩等地区老井油气测试效果良好，其中自6井测试日产气17×104m3，瓦8井测试日产气7×104m3，梯5井测试日产气57×104m3，展现了自贡—富顺一带储层良好的天然气勘探潜力，该带应为茅二下亚段有利的多类型孔隙型储层发育区带（图 11a）。
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图 11 自贡地区茅口组有利储集区带分布图 Fig. 11 Prediction of favorable reservoir zones in Maokou Formation in Zigong area （a）茅二下亚段有利储集区带；（b）茅四段有利储集区带 |
自贡地区茅三段—茅四段主要发育风化壳岩溶型石灰岩储层，茅口组顶风化壳岩溶古地貌主要是对沉积期地貌的继承发展。茅四段残余地层厚度反映，东北部黄家场地层缺失，反映风化壳岩溶强度大，指示该地区为岩溶高地；而残余地层厚度自东北向西南逐渐增厚，指示风化壳岩溶强度的逐渐降低，自贡—富顺一带为岩溶斜坡区，西侧的观音场—青杠坪一带为岩溶洼地（图 11b）。根据茅口组风化壳岩溶储层主控因素，岩溶高地和斜坡为风化壳储层的有利发育区。结合茅口组顶风化壳岩溶储层的测试和生产情况，沿茅四段尖灭线一带的测试成果丰富，其中自贡1井测试日产气28×104m3，瓦9井测试日产气7×104m3，岭1井、自4井、瓦3井、兴23井等井测试均获工业气流。因而，风化壳岩溶型石灰岩储层集中分布于东北部自贡—富顺一带的茅三段—茅四段残余地层。
此外，茅四段孔隙型颗粒灰岩—白云岩储层也较发育。茅四段沉积期具有西低、东高的古地貌，茅口组沉积末期发生广泛海退，沉积范围向西部洼地退缩，洼地边缘发育障壁滩带，可形成“滩—云—溶”成因的白云岩储层（图 7）。此外，观音场、孔滩、青杠坪等在茅四段孔隙型石灰岩储层和白云岩储层的生产测试上取得良好效果（图 11b），印证了茅四段孔隙型石灰岩—白云岩储层主要发育在岩溶洼地边缘的障壁滩带。
4.2 多成因类型储层勘探方向 4.2.1 重视中二叠统茅口组内幕多层系、多成因类型储层立体勘探本次工作系统分析自贡地区茅口组储层类型及其储层差异，厘清不同成因储层的分布规律。认为茅二期南西向地貌倾伏背景下，处于地貌坡折附近的威远—资阳—富顺一线，是高能颗粒滩的有利发育区（图 11）。同时，在高频海平面下降期，滩体叠置迁移可使局部受限而云化；海退末期是高地及周缘暴露接受早期岩溶改造，从而形成“滩—云—溶”成因的白云岩和滩控岩溶型孔隙型石灰岩储层，甚至因暴露时间长发育为孔洞型储层。这两种内幕储层，可在纵向上多旋回叠置。这种台内地貌缓坡折不仅控制了滩体成带发育的沉积分异地貌高，也与海平面下降共同控制了滩体叠置迁移连片、局部受限云化和高频暴露岩溶，进而全程控制了两类孔隙型或孔洞型储层的发育。由于风化壳岩溶古地貌是沉积期地貌的继承发展，威远—资阳—富顺一带也是风化壳岩溶储层的有利发育区，这一认识突破了区内茅口组成因类型单一、非均质性强的传统认识，为向勘探程度低的广大向斜区进军提供了理论依据，有望在研究区实现规模性的勘探发现，并为推动盆内茅口组勘探提供有益的思路。
为了探索威远—资阳—富顺一带多类型储层部署的自贡1井，证实了茅二下亚段3130~3140m井段的孔隙型石灰岩储层和3150m等井段的白云岩储层的存在，且顶部茅四段风化壳储层也试获25.7×104m3高产工业气流；同时，也为邻区威阳17井和泸探1井钻探所证实。这表明该带多类型储层普遍存在，但镜下观察表明，该带孔隙型储层存在不同程度沥青充填现象（图 2、图 6、图 9），表明这一带在液态烃充注期形成了规模古油藏，但也一定程度影响了孔隙型储层的储集性能。因而在威远—资阳—富顺一带勘探部署中需加强液态烃和气态烃两期成藏过程和规律的研究；寻找与云锦2、泸探1井区类似的区块，这些区块古油藏期未成藏、未见沥青充填，储集性能优越（图 4b、c、f、g）。
4.2.2 重视研究区西部优质孔隙型白云岩储层勘探长期以来，研究区西部的观音场—孔滩地区按照风化壳岩溶储层勘探，取得了良好的勘探效果。但本次工作通过取心和路径资料复查发现，这一带主要储集层段均为白云岩储层（图 2f、g），且白云岩储层具有受高频海平面升降变化驱动“滩—云—溶”成储机制，这与合川—潼南地区茅二下亚段白云岩储层极其相似[23]；而这类滩控白云岩储层不可能孤立存在，应具有沿坡折线成带分布的趋势（图 11），该带勘探潜力大，是下一步盆地中二叠统勘探的重要方向。
5 结论（1）自贡地区中二叠统茅口组发育白云岩、孔隙型石灰岩、风化壳岩溶型石灰岩及断控岩溶缝洞型4类储层，且在纵横向上叠置共生；其中孔隙型白云岩储层在茅二段、茅三段及茅四段均有不同程度发育，单套薄储层发育于向上变浅序列顶部的颗粒滩中，以晶间溶孔为主；孔隙型石灰岩储层也发育于高频向上变浅序列上部的颗粒滩中，以粒内溶孔、铸模孔、壳缘溶孔和溶蚀微孔组合为特征，多发育于茅二段；区内风化壳岩溶型石灰岩储层多发育于茅四段，影响深度较小，多为对先期滩控孔隙型储层叠合改造形成的孔洞型储层；断裂—裂缝相关的优质储层多为对前3类孔隙型、孔洞型储层的叠合优化改造。
（2）白云岩储层主要受高频海平面下降、微地貌高地颗粒滩叠置迁移驱动的局部受限和高频暴露岩溶联合约束的“滩—云—溶”联合控储模式；孔隙型石灰岩储层同样是在高频海平面升降背景下，由于地貌坡折附近丘滩建隆形成微地貌高地，叠合高频暴露岩溶而形成；而风化壳岩溶也体现对早期两类孔隙型储层的优化调整，多影响距顶十几米深度，形成的孔洞型储层受岩溶高地和斜坡控制。综合认为茅口组多成因类型储层受沉积期古地貌、古环境、风化壳岩溶古地貌、古断裂“四古”复合控制，有利储层具有“沿高环坡”的分布规律。
（3）自贡地区多成因类型储层具有“垂向叠置、北西分带”特征，东北部自贡—富顺区带发育茅二段、茅三段孔隙型石灰岩、白云岩储层和茅口组顶风化壳岩溶型石灰岩储层，是区内茅口组内幕多层系立体勘探的有利区；研究区西南部的观音场—青杠坪成带分布的茅四段孔隙型白云岩储层也是下一步重要的勘探方向，有望成为继合川—潼南区块规模白云岩气藏发现的又一重要突破。
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