焦石壩地區(qū)茅一段儲層特征及天然氣勘探潛力

趙培榮

（中國石化油田勘探開發(fā)事業(yè)部，北京100728）

中二疊統(tǒng)棲霞組和茅口組是四川盆地天然氣勘探開發(fā)的重要層系，勘探潛力大，但勘探程度低[1]。近年來，隨著四川盆地深層海相碳酸鹽巖天然氣基礎研究的深入和勘探力度的不斷加強，在棲霞組、茅口組、峨眉山玄武巖等多層系、多領域取得了天然氣勘探新進展，展現(xiàn)出良好的天然氣勘探前景[2-4]。

四川盆地茅口組根據(jù)沉積特征、巖性及電性特征，可明顯分為三段：①茅一段沉積時期，四川盆地整體為碳酸鹽巖緩坡沉積，川西南地區(qū)以內緩坡沉積為主，位于正常浪基面與平均低潮線之間，發(fā)育受生物擾動的層狀灰泥灰?guī)r；川東南地區(qū)以外緩坡沉積為主（圖1），位于風暴浪基面與密度躍層之間，在涪陵焦石壩地區(qū)沉積了一套高伽馬的含泥灰?guī)r、泥質灰?guī)r。②茅二段沉積時期，海平面整體下降，水動力增強，以開闊臺地相沉積為主，發(fā)育開闊臺地生屑灘亞相沉積，生屑灰?guī)r含量增加，焦石壩處于中緩坡沉積環(huán)境，介于正常浪基面與風暴浪基面之間，沉積了一套中伽馬、高電阻的泥晶灰?guī)r。③茅三段沉積時期，受峨眉地裂運動和拉張構造應力影響，川北開江至梁平一帶快速下沉形成相對深水區(qū)，開江—梁平陸棚初具雛形，在焦石壩地區(qū)沉積了一套低伽馬、高電阻的細粉晶灰?guī)r。茅口組一段長期以來被業(yè)界認可為一套碳酸鹽巖烴源巖，茅二段—茅三段的灘相和風化殼古巖溶型儲層儲集性能較好，為茅口組天然氣勘探的主力層系，已經(jīng)累計發(fā)現(xiàn)了300多個巖溶縫洞型氣藏[5]。

圖1 四川盆地茅一段沉積相圖Fig.1 Sedimentary facies of the first member of Maokou Formation,Sichuan Basin

在常規(guī)油氣勘探過程中，多口井曾在茅一段鉆遇過良好的天然氣顯示，但多被認為是烴源巖裂縫氣顯示，未對其針對性地開展儲層評價與測試工作[5]。近年來，中國石化借助于非常規(guī)天然氣的研究思路，在川東南涪陵地區(qū)兼探井JS1井、YH1井、DS-1井茅一段開展直井酸化測試，獲得日產工業(yè)氣流分別為：1.67×104m3、3.06×104m3、5.4×104m3，揭示了川東南地區(qū)茅一段碳酸鹽巖層系較大的天然氣勘探潛力。關于茅一段儲層特征，李蓉等[6]對威遠地區(qū)A1井茅一段瘤狀灰?guī)r儲層成因分析認為，埋藏過程中海泡石形成大規(guī)?；蓭r孔縫為A1 井茅一段瘤狀灰?guī)r儲層做出較大貢獻；郭彤樓[7]、張培先等[8]對川東南南川地區(qū)MY1、DS-1井茅一段儲層特征進行分析，認為茅一段碳酸鹽巖儲層具有炭質泥巖、灰質泥巖、泥質灰?guī)r和生屑灰?guī)r4種巖性，發(fā)育有機質孔、溶蝕孔、粒緣縫和收縮縫等多種儲集空間類型，具有源儲一體、連片分布的特點。近期，中國石化在焦石壩地區(qū)針對茅一段部署實施的評價水平井FM1HF井壓裂測試獲得日產氣流為4.02×104m3，并在JY66-1井、JY30-6 井、JY34-8 井等多口井見到較好的氣測顯示，揭示了該區(qū)茅口組一段具有較大的資源潛力，但茅一段天然氣地質條件的研究較為薄弱，需在層序地層及巖相分析的基礎上，開展不同類型巖相的生烴條件與儲層特征研究，為該區(qū)茅一段碳酸鹽巖非常規(guī)天然氣的勘探提供決策依據(jù)。

1 沉積特征

焦石壩地區(qū)茅一段沉積時期，水體較深、水動力較弱，整體為外緩坡沉積相帶，主要發(fā)育灰泥灰?guī)r、泥晶灰?guī)r、瘤狀灰泥灰?guī)r、瘤狀泥晶灰?guī)r4 種巖性。根據(jù)巖性和電性特征，可將茅一段劃分為2個四級沉積旋回和8 個小層（圖2）。其中，①、②、③、⑤、⑥、⑦小層巖性以深灰—黑灰色灰泥灰?guī)r、瘤狀灰泥灰?guī)r為主；④、⑧小層巖性以灰—深灰色泥晶灰?guī)r為主（表1）。

表1 焦石壩地區(qū)茅一段各小層主要巖性及測井響應特征Table 1 Main lithology and logging response characteristics of each small layer in Mao-1 member of Jiaoshiba Area

灰泥灰?guī)r主要由碳酸鹽巖及黏土礦物組成，含有少量硅質，局部單層厚度較大，生物碎屑含量為5%～30%，主要為紅藻、綠藻、、有孔蟲、珊瑚、介形蟲、棘皮類、苔蘚等，為水體較深、水動力較弱時期沉積產物，發(fā)育于三級層序的海進體系域（圖2），巖石顏色整體較深、物性較好、TOC較高。測井表現(xiàn)為中低自然伽馬，一般介于44～56.5 API，平均49 API；密度相對較低，介于2.1～2.64 g/cm3，平均2.5 g/cm3；電阻率整體較低，介于6～36 Ω·m，平均19 Ω·m。FMI（地層微電阻率掃描成像測井）靜態(tài)圖上呈暗黑色低阻特征，動態(tài)圖顯示為明暗相間的團塊狀或條帶狀。泥晶灰?guī)r主要為一套塊狀灰?guī)r、含生屑灰?guī)r，單層厚度大，可達數(shù)米，生物碎屑含量介于5%～30%，主要為紅藻、綠藻、、有孔蟲、珊瑚、介形蟲、棘皮類、苔蘚等，一般為泥晶方解石膠結，為碳酸鹽高速沉積期產物，發(fā)育于三級層序的高水位體系域。測井表現(xiàn)為中低伽馬，一般36～67 API，平均46.5 API；密度中等，介于2.55～2.7 g/cm3，平均2.68 g/cm3；電阻率整體較高，介于955～27 450 Ω·m，平均12 050 Ω·m；FMI成像靜態(tài)圖呈塊狀、亮黃色高阻特征。瘤狀灰?guī)r由灰泥灰?guī)r及泥晶灰?guī)r按照不同比例組合而成，反映了沉積時期水動力及含氧量變化較頻繁的特征，可進一步分為瘤狀灰泥灰?guī)r和瘤狀泥晶灰?guī)r。當灰泥灰?guī)r比例大于50%時，為瘤狀灰泥灰?guī)r，整體顏色較深，泥晶灰?guī)r呈小瘤狀懸浮與大量灰泥灰?guī)r之間，主要發(fā)育在茅口組一段下部；當泥晶灰?guī)r比例大于50%時，為瘤狀泥晶灰?guī)r，整體顏色較淺，灰泥灰?guī)r充填于大量泥晶灰?guī)r瘤體的縫隙之間，主要發(fā)育在茅口組一段上部。瘤狀灰泥灰?guī)r在測井上表現(xiàn)為中低伽馬，一般30.5～65 API，平均45 API；密度中—高，介于2.65～2.75 g/cm3，平均2.7 g/cm3；電阻率相對較低，40～230 Ω·m，平均173 Ω·m；FMI 成像靜態(tài)圖為暗黃色，動態(tài)圖可見暗黑色低阻背景下黃色相對高阻的瘤狀團塊。瘤狀泥晶灰?guī)r測井表現(xiàn)為中低伽馬，分布在43～50 API，平均46 API；密度中—高，介于2.50～2.77 g/cm3，平均2.68 g/cm3；電阻率相對較高，在252～2 785 Ω·m，平均927 Ω·m；FMI成像靜態(tài)圖為黃色，動態(tài)圖可見瘤狀結構（圖2）。

圖2 茅口組一段儲層綜合評價Fig.2 Reservoir comprehensive evaluation of Mao-1 Member in Well-FY66-1

2 地球化學特征

2.1 有機質豐度

涪陵地區(qū)茅口組一段烴源巖厚度較大，介于50～75 m。關于海相碳酸鹽巖作為烴源巖的有機質豐度下限目前仍然存在不同的劃分標準[9-11]。其中，陳建平等[11]建立的中國古生界海相烴源巖生烴潛力評價等級劃分標準認為，對于腐泥型（Ⅱ1型）有機質而言，TOC小于0.5 %時，為非烴源巖；TOC介于0.5 %～0.75 %時，烴源巖等級為差；TOC介于0.75 %～1.5 %時，烴源巖等級為中等；TOC介于1.5 %～2.0 %時，烴源巖等級為好；TOC介于2.0%～4.0%時，烴源巖等級為很好；TOC大于4.0%時，烴源巖等級為極好。

JY66-1 井 茅 一 段116 個 樣 品 的TOC介 于0.04 %～2.89 %，平均0.87 %，其中，非烴源巖占19.83%，差烴源巖占28.45%，中等烴源巖占39.66%，好烴源巖占9.48%，很好烴源巖占2.59%（圖3）。

圖3 FY66-1井茅口組一段TOC分布直方圖Fig.3 TOC distribution histogram of Mao-1 Member in Well-FY66-1

JY34-8 井 茅 一 段126 個 樣 品 的TOC介 于0.04%～2.45%，平均0.75%，其中，非烴源巖占28.57%，差烴源巖占24.60%，中等烴源巖占39.68%，好烴源巖占6.35%，很好烴源巖占0.79%。

整體而言，屬于中等有機質豐度的碳酸鹽巖烴源巖。從巖石類型來看，泥晶灰?guī)r、瘤狀泥晶灰?guī)r有機質豐度相對較低，灰泥灰?guī)r、瘤狀灰泥灰?guī)r有機質豐度相對較高。

2.2 有機質類型

有機質類型是反映烴源巖質量的重要指標，是決定有機質生烴能力和生烴屬性的重要因素[12-13]。干酪根碳同位素是進行烴源巖有機質類型劃分的一項重要參數(shù)，按照南方海相頁巖干酪根碳同位素變化特征及類型劃分方案[10]（圖4），δ13CPDB小于-29‰為腐泥型（Ⅰ型），δ13CPDB介于-29‰～-26.0‰為腐殖腐泥型（Ⅱ型），δ13CPDB大于-26.0‰為腐殖型（Ⅲ型）。

圖4 上揚子區(qū)各烴源巖層系及焦石壩茅一段干酪根碳同位素分布Fig.4 Distribution of carbon isotopic composition of kerogen in source rock series of upper Yangtze area and Mao-1 Member of Jiaoshiba Area

測定的涪陵焦石壩地區(qū)茅一段4 個碳酸鹽巖烴源巖樣品δ13CPDB介于-26.8‰～-30.1‰，揭示有機質類型以Ⅰ型為主、Ⅱ型為輔，表明茅一段烴源巖有機質類型較好，以含類脂化合物為主，是一種生油潛能大的烴源巖類型。茅一段δ13C1介于-31.25‰～-31.12 ‰，δ13C2介于-35.28 ‰～-31.23 ‰，δ13C3介于-34.87 ‰～-34.66 ‰，為典型的油型氣，呈現(xiàn)出δ13C1＞δ13C2＞δ13C3，具有倒轉特征，揭示茅一段天然氣為高過成熟階段的烴源巖干酪根裂解氣與早期形成的液態(tài)烴裂解成氣的混合產物。

2.3 有機質成熟度

對焦石壩地區(qū)茅口組一段鏡質體反射率測試結果為：JY34-8 井茅一段烴源巖Ro為1.94 %；JY66-1井烴源巖樣品Ro介于1.71%～2.18%，平均1.97%。測試結果表明烴源巖熱演化程度很高，處于高—過成熟度階段。

3 儲層物性與孔隙結構特征

3.1 儲層物性特征

對FY66-1井茅一段儲層102個樣品孔隙度的測試分析結果為：孔隙度介于0.008%～6.080%，平均值為1.36 %。其中，孔隙度小于2 %的樣品占80.39%，孔隙度介于2%～4%的樣品占13.73%，孔隙度介于4 %～6 %的樣品占3.92 %，孔隙度介于6%～8%的樣品占1.96%。FY66-1井茅一段儲層滲透率變化范圍較寬，介于（0.006～36.64）×10-3μm2。其中，滲透率小于0.01×10-3μm2的樣品占15.60 %；滲 透 率 介 于（0.01～0.10）×10-3μm2的 樣 品 占57.80 %；滲透率介于（0.1～1.0）×10-3μm2的樣品占14.68%；滲透率介于（1.0～10.0）×10-3μm2的樣品占10.09%；滲透率大于10.0×10-3μm2的樣品占1.83%（圖5）。從4種巖性的物性特征來看，泥晶灰?guī)r孔隙度介于0.01 %～1.36 %，瘤狀泥晶灰?guī)r孔隙度介于0.15%～2.78%，瘤狀灰泥灰?guī)r孔隙度介于0.11%～3.95%，灰泥灰?guī)r孔隙度介于0.39%～6.08%，結果表明灰泥灰?guī)r和瘤狀灰泥灰?guī)r儲層物性相對較好。

而對FY34-8井茅一段儲層126個樣品孔隙度的測試分析結果為：孔隙度介于0.4%～4.8%，平均值為2.0%。其中，孔隙度小于2%的樣品占52.38%，孔隙度介于2%～4%的樣品占45.24%，孔隙度介于4 %～6%的樣品占2.38 %，無孔隙度大于6 %的樣品。FY34-8井茅一段儲層滲透率變化范圍也較寬，介于（0.039～120）×10-3μm2。其中，滲透率介于（0.01～0.1）×10-3μm2的樣品占35.71%，滲透率介于（0.1～1.0）×10-3μm2的樣品占52.38 %，滲透率介于（1.0～10）×10-3μm2的樣品占7.94 %，滲透率介于（10～100）×10-3μm2的樣品占3.17 %；滲透率大于100.0×10-3μm2的樣品占0.79%（圖5）。

按照石油天然氣行業(yè)標準《油氣儲層評價方法：SY/T 6285—2011》的規(guī)定，碳酸鹽巖儲層孔隙度介于4%～12%為低孔儲層，孔隙度小于4%為特低孔儲層，滲透率介于（10～100）×10-3μm2為中滲儲層，滲透率介于（1～10）×10-3μm2為低滲儲層，滲透率小于1×10-3μm2為特低滲儲層。結合涪陵焦石壩地區(qū)茅口組一段儲層物性特征（圖5）可以看出：該段整體為特低孔、特低滲儲層，部分層段為低孔、低滲—中滲儲層，由于孔隙度與滲透率無相關性，這些滲透率較好的層段為裂縫性儲層。

圖5 涪陵焦石壩地區(qū)茅口組一段儲層物性特征Fig.5 Reservoir physical properties of Mao-1 Member in Jiaoshiba Area,Fuling

3.2 儲層孔隙結構特征

對JY66-1 井茅口組一段巖心進行液氮—高壓壓汞聯(lián)合測試分析表明，孔徑介于2～50 nm 的中孔提供了主要的孔體積，孔隙體積占比達到50%左右；孔徑大于50 nm的大孔提供了次要的孔體積，孔隙體積占比達到34%左右；小于2 nm的微孔所占的孔體積比例很小，孔隙體積占比僅為16 %左右（圖6）。由此可見，茅口組一段儲層中大孔比例高。與之不同，焦石壩龍馬溪組頁巖儲層以微孔和中孔為主，大孔占比較小，其中，JY1 井中值孔徑分布范圍為2.88～4.72 nm，平均中值孔徑為3.6 nm，微孔—中孔占96 %[14]，對比表明茅口組一段儲層連通性更好。因此，茅口組一段為一套介于頁巖儲層與常規(guī)儲層之間的特殊碳酸鹽巖儲集層。

圖6 焦石壩地區(qū)茅口組一段與龍馬溪組頁巖儲層孔徑分布對比Fig.6 Comparison of pore size distribution of shale reservoirs of Mao-1 Member and Longmaxi Formation in Jiaoshiba Area

4 儲層儲集空間類型及特征

關于四川盆地茅口組二段、三段白云巖儲層特征，前人進行的諸多研究認為川中—川東地區(qū)茅口組儲集層巖性主要為細晶—中晶白云巖、硅質云巖、灰質白云巖、白云質灰?guī)r等，儲集空間以晶間孔、晶間溶孔、溶蝕孔洞和裂縫為主[15-16]。由于茅口組一段為中緩坡—深緩坡沉積環(huán)境，水體相對比較深，主要沉積富含有機質的灰泥灰?guī)r、泥晶灰?guī)r，具有自生自儲的特征，故對于該套儲層的認識還存在一定的認識分歧[7-8]。借鑒前人對頁巖儲層儲集空間分析方法及分類方案[17-20]，充分利用巖石薄片、氬離子拋光掃描電鏡、高壓壓汞-氮氣吸附聯(lián)合測定及物性測試等多種技術方法，對焦石壩地區(qū)茅口組一段儲層孔隙結構類型進行了分析，并對主要孔隙類型的影響控制因素進行了探討。

4.1 無機孔

焦石壩地區(qū)茅口組一段儲層無機礦物質孔包括粒內孔隙和粒間孔隙。

4.1.1 粒內孔隙

粒內孔發(fā)育在顆粒內部，成因類型多樣，包括因顆粒部分或全部溶蝕而形成的鑄?？紫丁⒒瘍瓤紫?、草莓狀黃鐵礦顆粒內的晶間孔隙、黏土礦物和云母礦物顆粒內部的層間孔、球狀?；蚣S球粒內的孔隙等[18]。

焦石壩地區(qū)茅口組一段粒內孔主要發(fā)育黏土礦物層間孔（圖7a、圖7c、圖7f）、碳酸鹽礦物溶蝕作用形成的鑄?？紫叮▓D7b）、碳酸鹽礦物顆粒表面溶蝕孔（圖7b、圖7c、圖7f）、草莓狀黃鐵礦顆粒內的晶間孔隙（圖7e、圖7g）等。其中，黏土礦物層間孔是在成巖作用過程中，片狀黏土礦物由于受到強壓實作用，發(fā)生定向排列、彎曲變形而形成的，多呈狹縫型或楔形，孔徑多為微米級，茅一段黏土礦物多與瀝青呈礦物瀝青集合體形式存在（圖7e、圖7g、圖7h）。碳酸鹽次生溶蝕孔孔徑變化范圍較寬，但多呈孤立狀，連通性差。草莓狀黃鐵礦晶間孔多為瀝青所充填，發(fā)育有機質孔（圖7e、圖7g）。

4.1.2 粒間孔隙

粒間孔隙是在剛性礦物顆粒及晶體之間，經(jīng)過壓實作用和膠結作用后存在的殘余孔隙空間，是碳酸鹽巖礦物顆粒間或晶體間的后期溶蝕孔隙，主要包括粒間孔和晶間孔（圖7b、圖7c、圖7d）。早期較大孔徑的粒間孔隙多被瀝青充填并發(fā)育有機質孔，僅殘留部分較小的粒間孔隙；粒間或晶間溶蝕孔常沿粒緣縫發(fā)育，并通過粒緣縫相互溝通（圖7c、圖7d）。

4.2 有機質孔

有機質孔是指發(fā)育在有機質內部的孔隙，孔隙一般呈不規(guī)則狀、泡狀或橢圓狀，其長度一般介于5～300 nm（圖7e、圖7g、圖7h、圖7k）。茅口組一段有機質孔隙主要有兩種賦存形式：一種是固體瀝青內的有機質孔，其外部邊界形狀主要受到無機礦物顆粒間的孔隙形態(tài)控制，如黏土礦物層間孔縫、黃鐵礦晶間孔、脆性礦物粒間孔等（圖7e、圖7f、圖7k）；另一種是礦物顆粒與瀝青基質形成的集合體，礦物顆粒為瀝青所包圍（圖7g、圖7h）。從瀝青賦存狀態(tài)和茅一段烴源巖熱演化程度較高可知，茅一段有機質孔主要形成于烴源巖早期，并充注于粒間孔、黏土礦物層間孔等儲集空間中的液態(tài)烴，經(jīng)過熱裂解作用而形成的產物。

4.3 微裂縫

焦石壩地區(qū)茅口組一段發(fā)育成巖收縮縫、礦物粒緣縫、構造裂縫等多種微裂縫類型（圖7）。

圖7 涪陵焦石壩地區(qū)茅一段儲層微觀孔隙結構特征Fig.7 Characteristics of micro pore structure of Mao-1 Member in Jiaoshiba Area,Fuling

4.3.1 成巖收縮縫

成巖收縮縫是指成巖過程中由于蒙脫石向伊利石的成巖轉化過程中體積減小而形成的裂縫。微裂縫多呈平直狀，縫寬介于10～200 nm，大部分在50 nm左右；長度介于160～960 nm，最大可以達到1 300 nm。傾向和傾角不固定，連通性較好且開度變化大，常見于茅口組一段下部黏土礦物含量較高的層段（圖7j、圖7k）。

4.3.2 礦物粒緣縫

礦物粒緣縫是指沿碳酸鹽巖或石英礦物顆粒界面處形成的裂縫，主要為碳酸鹽巖或石英礦物顆粒受力時，在礦物顆粒邊緣產生的微裂縫。該類型的裂縫主要沿礦物顆?；蛴袡C質邊緣分布，多呈一定弧度，延伸不遠，傾向和傾角不固定。縫寬約10～400 nm，多數(shù)在50 nm左右，連通性好，在茅口組一段下部黏土礦物及碳酸鹽巖礦物含量均較高的層段比較常見（圖7c、圖7d、圖7i、圖7j）。

4.3.3 構造裂縫

構造微裂縫是由于構造應力作用而形成的微裂縫，主要發(fā)育在碳酸鹽巖礦物顆粒內部及邊緣，寬度多在0.1～2 μm，一般比較平直，少有膠結物充填且連通性好，可作為氣體的滲流通道，也是連接微觀孔隙與宏觀裂縫的橋梁（圖7l）。在氬離子拋光掃描電鏡下觀察發(fā)現(xiàn)，高角度構造裂縫為方解石充填現(xiàn)象，以及灰質泥巖較為發(fā)育的水平層理縫。

應用Maps 對JY66-1 井茅一段主要孔隙類型的貢獻比例進行統(tǒng)計分析，結果表明：礦物顆粒粒緣縫孔隙度占比最高，介于14%～75%，平均45.5%；有機質孔占比16%～64%，平均31.3%；成巖收縮縫及黏土礦物層間孔孔隙度占比介于8 %～73 %，平均23.2%。從各樣品的巖性特征來看，灰泥灰?guī)r和瘤狀灰泥灰?guī)r有機質孔含量相對較高。

5 茅口組一段天然氣勘探潛力分析

5.1 地質條件分析

焦石壩地區(qū)茅口組一段儲層分布穩(wěn)定，厚度為50～75 m，有機質豐度較高，整體上屬于中等有機質豐度的烴源巖，有機質類型以Ⅰ型為主、Ⅱ型為輔，Ro介于1.71%～2.18%，處于高—過成熟度階段，有利于天然氣的生成。另外，茅一段儲層具有低孔特低滲特點，主要發(fā)育礦物顆粒粒緣縫、黏土礦物成巖收縮縫、有機質孔、黏土礦物層間孔及碳酸鹽巖次生溶蝕孔等多種儲集空間類型，且以礦物顆粒粒緣縫、黏土礦物收縮縫為主，儲層孔隙度與滲透率之間無相關關系，部分層位滲透率很高，顯示出裂縫型儲層特征。茅口組一段儲層中有機質孔占有較大的比例，且主體吼道直徑分布在20～50 nm，與焦石壩地區(qū)五峰組—龍馬溪組頁巖儲層具有一定的相似性（表2），但茅一段儲層中大孔比例較高，礦物顆粒粒緣縫、成巖收縮縫及黏土礦物層間孔占比較大，局部層位滲透率高達100×10-3μm2以上，對于后期壓裂后縫網(wǎng)的溝通和天然氣的運移具有重要作用。

表2 焦石壩地區(qū)茅一段與五峰組—龍馬溪組優(yōu)質頁巖段地質條件對比Table 2 Comparison of geological conditions between Mao-1 Member and high quality shale member of Wufeng-Longmaxi Formation in Jiaoshiba Area

5.2 儲層的含氣性分析

從儲層的含氣性來看，焦石壩地區(qū)茅口組一段儲層具有較好的含氣性，鉆井過程中普遍見明顯的氣測異常，氣測錄井綜合評價為氣層或含氣層，如JY19-5HF 井氣測全烴0.83 %～24.92 %；JY48-1HF井全烴1.20%～12.40%，測試火焰高達20 m；JS1 井氣測全烴0.33 %～65.49 %，通過對1 208～1 297 m直井段射孔酸壓測試，日產氣1.67×104m3。針對JS1井實施的茅一段評價水平井FM1HF井，1 001 m處水平井段全烴1.14%～12.74%，平均2.1%，測井揭示氣層518 m/8 層，酸壓測試天然氣日產量4.02×104m3。從天然氣組成來看，JS1 井茅一段天然氣中CH4、C2H6、C3H8含量分別為92.23%、0.70%、0.11%；干燥系數(shù)C1/C1-5達到0.99；非烴氣體含量較低，主要為CO2、N2，含量分別為3.69 %和3.11 %。從烷烴氣的碳同位素來看，JS1井δ13C1介于-31.25‰～31.12‰，δ13C2介于-35.28‰～31.23‰，δ13C3介于-34.87‰～34.66‰，揭示其為典型的油型氣。烷烴系列碳同位素發(fā)生反轉，呈現(xiàn)出δ13C1＞δ13C2＞δ13C3特征，結合茅一段天然氣組分為典型的干氣特征，且熱演化程度高，Ro平均達1.97%，說明茅一段天然氣為高—過成熟階段的烴源巖干酪根裂解氣與早期形成的液態(tài)烴裂解成氣的混合產物。

5.3 勘探潛力分析

川東南地區(qū)茅一段為一套介于頁巖儲層與常規(guī)儲層之間的特殊的碳酸鹽巖儲集層，具有頁巖氣藏和裂縫型氣藏的共生特點，該套儲層分布穩(wěn)定，初步預測川東南地區(qū)茅一段埋深1 000～4 500 m，有利區(qū)面積為3 000 km2，具有自生自儲、低孔特低滲、局部發(fā)育裂縫、大面積連續(xù)分布的特點，且含氣性好，多口井壓裂測試獲得高產氣流，資源潛力大。針對該種類型的天然氣藏，建議借鑒非常規(guī)頁巖氣評價思路，并加強甜點層段、甜點區(qū)的綜合評價[21]，開展適應性的工程工藝技術攻關，進一步促進涪陵地區(qū)茅一段天然氣規(guī)模上產和效益開發(fā)。

6 結論

1）根據(jù)巖性和電性特征，焦石壩地區(qū)茅一段可分為2個四級沉積旋回和8個小層，主要發(fā)育灰泥灰?guī)r、泥晶灰?guī)r、瘤狀灰泥灰?guī)r、瘤狀泥晶灰?guī)r4 種巖性。

2）茅一段有機質豐度較高，整體上屬于中等有機質豐度的碳酸鹽巖烴源巖，從巖性類型來看，灰泥灰?guī)r、瘤狀灰泥灰?guī)rTOC相對較高。茅一段有機質類型好，以Ⅰ型為主、Ⅱ型為輔，且熱演化程度較高，處于高—過成熟度階段，有利于天然氣的生成。

3）焦石壩地區(qū)茅一段儲集空間以礦物顆粒粒緣縫、黏土礦物成巖收縮縫和有機質孔為主，黏土礦物層間孔、碳酸鹽礦物溶蝕孔次之，儲層孔徑分布以介孔為主，大孔次之，微孔占比相對較小，茅一段整體為特低孔、特低滲儲層。

4）焦石壩地區(qū)茅一段天然氣組分以甲烷為主，重烴含量較低，為典型的干氣；δ13C1介于-31.25‰～-31.12 ‰，δ13C2介于-35.28 ‰～-31.23 ‰，δ13C3介于-34.87‰～-34.66‰，為典型的油型氣。烷烴系列碳同位素發(fā)生反轉，呈現(xiàn)出δ13C1＞δ13C2＞δ13C3特征，揭示茅一段天然氣為高—過成熟階段的烴源巖干酪根裂解氣與早期形成的液態(tài)烴裂解成氣的混合產物。

5）焦石壩地區(qū)茅一段孔隙度與滲透率無相關性，局部層位滲透率高，表現(xiàn)出裂縫性儲層特點。茅一段具有自生自儲的特點，為一套介于頁巖儲層與裂縫性儲層之間的特殊的碳酸鹽巖儲集層，該種類型的天然氣藏需要借鑒頁巖氣勘探思路，加強甜點層段評價和適應性工程工藝技術攻關，以便進一步促進天然氣的規(guī)模上產和效益開發(fā)。