四川盆地中二疊統(tǒng)茅口組一段泥灰?guī)r源內(nèi)非常規(guī)天然氣成藏條件及有利勘探方向

江青春 汪澤成 蘇 旺 黃士鵬 曾富英 馮 周 畢 赫 魯衛(wèi)華

（ 中國石油勘探開發(fā)研究院 ）

0 引言

四川盆地中二疊統(tǒng)茅口組勘探始于川南地區(qū)，自1957年圣燈山氣田獲得工業(yè)氣流以來，油氣勘探已有60余年。早期多聚焦于茅口組頂部的顆粒灘后期疊加?xùn)|吳運動表生巖溶作用的茅二段和茅三段[1-4]，油氣勘探也圍繞這套裂縫—孔洞型儲層的巖溶縫洞體進行部署實施，同時對地層、沉積、儲層及油氣成藏開展了大量研究[5-11]。形成于較深水、低能沉積環(huán)境的茅一段也取得了一些油氣勘探突破，但是更多地從常規(guī)油氣角度認為其是一套烴源巖[12]，尚未從源內(nèi)成藏的角度開展非常規(guī)天然氣富集規(guī)律及有利勘探區(qū)帶整體評價研究。本文通過盆地內(nèi)的老井復(fù)查并結(jié)合部分新鉆探井的勘探實踐，系統(tǒng)地對茅一段含油氣性及油氣分布、氣源特征與烴源條件、巖相類型與有利巖相分布、儲集條件與儲層分布、成藏特征與富集規(guī)律進行了綜合分析，發(fā)現(xiàn)茅一段具有有機質(zhì)豐度高、低孔低滲的儲集特征，具備自生自儲、源內(nèi)成藏這一非常規(guī)氣藏的基本條件。茅一段在四川盆地內(nèi)及其周緣露頭區(qū)廣泛分布且?guī)r相、厚度穩(wěn)定，綜合評價認為其有望成為碳酸鹽巖勘探的又一重要接替領(lǐng)域。此外，與茅一段泥灰?guī)r類似的致密碳酸鹽巖在國內(nèi)外海相盆地中廣泛發(fā)育，本次研究取得的認識將對其他類似碳酸鹽巖含油氣盆地的勘探具有重要的啟示作用。

1 地質(zhì)背景

四川盆地可分為川北低緩構(gòu)造帶、川西低陡構(gòu)造帶、川南低陡構(gòu)造帶、川中平緩構(gòu)造帶和川東高陡構(gòu)造帶5個構(gòu)造單元（圖1）。四川盆地中二疊統(tǒng)茅口組為一套海侵背景下發(fā)育的碳酸鹽臺地相沉積，發(fā)育碳酸鹽緩坡、斜坡及盆地3個主要相帶[10]，沉積厚度一般為200～340m。依據(jù)巖性和電性特征差異，縱向上將茅口組分為4段，從下到上依次為茅一段、茅二段、茅三段和茅四段[13]（圖2），按照旋回特征，可以劃分為兩個三級層序，茅一段—茅三段為第一個三級層序（層序一），茅四段為第二個三級層序（層序二），受東吳運動的強烈剝蝕作用，層序二的高位體系域（茅四段）僅在川西南部和川東的局部地區(qū)殘存。茅一段為層序一的海侵體系域，整體為深緩坡沉積，巖性以亮—泥晶生屑灰?guī)r、泥晶生屑灰?guī)r（也稱眼球灰?guī)r）及含泥泥晶生屑灰?guī)r、泥質(zhì)泥晶生屑灰?guī)r（也稱眼皮灰?guī)r）為主。對于這套地層的成因認識較多，總體來看，具有沉積成因和成巖成因兩大類，其中沉積成因又分為原地沉積成因和異地沉積成因，其中原地沉積成因強調(diào)底流溶解、陸源碎屑稀釋、上升流、碳酸鹽補償深度等各種旋回的變化引起沉積環(huán)境變化，進而導(dǎo)致原始沉積物的差異，從而造成眼球灰?guī)r韻律層的變化[14-19]。而異地沉積成因包括碎屑流作用、風(fēng)暴流作用和重力流沉積作用3種成因[20-25]。成巖成因又分為早期淺埋藏與晚期深埋藏兩種成因[26-42]。目前比較流行的觀點認為[28]，眼球灰?guī)r與眼皮灰?guī)r是受微地形差異引起的風(fēng)暴流作用導(dǎo)致的差異沉積，高部位以眼球灰?guī)r為主體，低部位以生屑和泥質(zhì)含量較高的眼皮灰?guī)r為主，且生屑定向排列。茅一段總厚度為50～130m，常規(guī)測井呈現(xiàn)明顯的“兩低阻夾一高阻”的3段式特征。為理清垂向上的巖性序列組合特征，將茅一段自下而上細分為茅一c亞段、茅一b亞段和茅一a亞段3個小層。茅一a亞段以一套富有機質(zhì)的眼皮灰?guī)r為主，測井曲線呈高自然伽馬、高聲波時差、高中子孔隙度、低電阻率和低密度的“三高兩低”特征；茅一b亞段以致密泥晶生屑灰?guī)r（眼球灰?guī)r）為主，測井曲線呈現(xiàn)中高自然伽馬、高電阻率、高密度、低聲波時差、低中子孔隙度特征；茅一c亞段與茅一a亞段相似，也以眼皮灰?guī)r為主，測井曲線具有“三高兩低”特征。

圖1 四川盆地構(gòu)造單元及茅一段油氣顯示平面分布圖Fig.1 Division of structural units and plane distribution of oil and gas shows of the 1st member of Maokou Formation in Sichuan Basin

圖2 四川盆地茅口組（左圖，ZG1井）及茅一段（右圖，T4井）綜合柱狀圖Fig.2 Comprehensive stratigraphic column of Maokou Formation (left, Well ZG1) and the 1st member of Maokou Formation (right, Well T4) in Sichuan Basin

2 天然氣成藏條件與富集規(guī)律

為了明確四川盆地茅一段天然氣的成藏特征及富集特點，本文首先對全盆地茅一段的生產(chǎn)井氣層發(fā)育情況、鉆井油氣顯示特征進行統(tǒng)計分析，明確了茅一段天然氣的平面分布特征；然后利用川中、川東多口獲工業(yè)氣流井的天然氣碳同位素數(shù)據(jù)進行氣源分析，在此基礎(chǔ)上開展烴源巖、有利巖相和儲層等成藏要素分析；最后結(jié)合成藏解剖分析建立成藏模式，明確了富集規(guī)律，指出茅一段天然氣具有“源儲一體，原位富集”的成藏特點。

2.1 含油氣性與油氣分布

過去四川盆地油氣勘探在茅一段獲氣井較少，并未將其作為勘探目的層，對該層系天然氣分布認識不清。本文結(jié)合鉆井油氣顯示和錄井、測井氣層的統(tǒng)計與評價，綜合分析茅一段天然氣的分布規(guī)律。

截至2020年12月，四川盆地鉆穿茅一段探井累計2700余口。茅一段獲氣井19口，其中工業(yè)氣流井13口，10口井在茅一段測試產(chǎn)氣量大于2×104m3/d，最高達30.01×104m3/d，3口井測試產(chǎn)氣量為（1～2）×104m3/d，另外6口井測試為微氣。錄井統(tǒng)計分析發(fā)現(xiàn)盆地茅一段油氣顯示活躍，累計有330口井473次5類異常錄井顯示，以氣侵為主，其中氣侵140井次、氣測異常85井次、井噴54井次、井漏105井次、井涌8 9井次；117口井測井氣層評價揭示茅一段含氣性好，均發(fā)育氣層，其中氣層231層，差氣層296層。

從天然氣的縱向分布特征看，無論是生產(chǎn)井氣層、油氣顯示還是測井氣層，茅一段油氣主要分布于茅一a亞段和茅一c亞段兩個小層。生產(chǎn)井中僅有W18井和WY17井兩口井為單層測試，產(chǎn)氣層分別為茅一a亞段和茅一c亞段，其他井均為茅一段合試；從單井氣層測井評價看，117口井的氣層和差氣層發(fā)育段均位于茅一a亞段和茅一c亞段，其中茅一c亞段的氣層發(fā)育程度較茅一a亞段好；從330口井的油氣顯示縱向分布看，140井次的氣侵98%分布于茅一c亞段和茅一a亞段，其中分布在茅一c亞段的有89井次，占比約為64%，分布在茅一a亞段的有48井次，占比約為34%，茅一b亞段僅有3井次，占比約為2%。

從油氣的平面分布上看（圖1），無論是油氣顯示井、測井評價氣層發(fā)育井還是獲工業(yè)產(chǎn)能氣井，在川東、川南、川中和川西各構(gòu)造單元中均有分布。其中川南和川東茅一段鉆井相對較多，因此在川南的瀘州地區(qū)和川東的重慶—墊江一帶油氣顯示井和測井評價氣層發(fā)育井分布相對集中且密集；而川西和川中茅一段鉆井相對較少，油氣顯示井和測井評價氣層發(fā)育井分布也相對少，但仍具有一定分布。另外，這些油氣顯示井和測井評價氣層發(fā)育井在構(gòu)造高部位、斜坡區(qū)及向斜區(qū)均有分布。在氣侵顯示井和氣測異常顯示井中，分別有8%和6%的鉆井分布于構(gòu)造斜坡區(qū)和向斜區(qū)，92%和94%的鉆井位于構(gòu)造高部位；在測井評價氣層發(fā)育井中有7%的鉆井分布于構(gòu)造斜坡區(qū)和向斜區(qū)，93%的井分布于構(gòu)造高部位；另外茅一段工業(yè)氣流井在川西、川中、川東和川南地區(qū)也均有分布，但主要分布于川東地區(qū)，其次為川南地區(qū)和川中地區(qū)，其中位于構(gòu)造斜坡區(qū)和向斜區(qū)的井有4口，位于構(gòu)造高部位的井有15口。

統(tǒng)計分析發(fā)現(xiàn)，雖然錄井油氣顯示井、測井評價氣層發(fā)育井及產(chǎn)氣井的井位分布在一定程度上受到前期勘探思路布井原則影響，但仍可以明顯發(fā)現(xiàn)，茅一段油氣縱向上主要賦存于茅一a亞段和茅一c亞段，橫向連續(xù)穩(wěn)定分布。平面上在盆地各構(gòu)造單元的高部位、斜坡區(qū)及向斜區(qū)均有分布，總體表現(xiàn)為大面積連續(xù)分布的非常規(guī)天然氣特征（圖1）。

2.2 氣源特征與烴源條件

2.2.1 氣源特征

熱模擬實驗及大量的數(shù)據(jù)統(tǒng)計表明，甲烷碳同位素—乙烷碳同位素交會圖版在判識天然氣成因和氣源對比中應(yīng)用廣泛，特別是乙烷碳同位素指示油氣成因類型的作用顯著[43-45]。油型氣的乙烷碳同位素值一般小于-28‰，而煤成氣乙烷碳同位素值則一般大于-28‰[46-49]。針對川中TT1井、川東YH1井產(chǎn)自茅一段的5個天然氣樣品，應(yīng)用Thermo Delta V Advantage氣體同位素質(zhì)譜儀，對甲烷、乙烷碳同位素進行分析，并與石炭系、茅二段—茅三段天然氣甲烷、乙烷碳同位素進行對比分析，以明確 其氣體來源。

分析結(jié)果表明，川中、川東茅一段天然氣乙烷碳同位素值均小于-33‰（圖3），表現(xiàn)出明顯的油型氣特征。前人通過地質(zhì)和地球化學(xué)分析發(fā)現(xiàn)，川東石炭系黃龍組天然氣乙烷碳同位素比較輕，分布區(qū)間為-38.0‰～-34.6‰（平均為-36.5‰），與龍馬溪組具有明顯親緣性，一致認為其來源于龍馬溪組泥質(zhì)烴源巖[50-52]。對于川南、川東的茅二段—茅三段氣藏，其碳同位素特征和天然氣氣源具有一定差異性。其中川南地區(qū)茅二段—茅三段天然氣的乙烷碳同位素值一般為-36.9‰～-33.0‰（平均為-35.1‰），較石炭系天然氣碳同位素整體要稍微重一些，前人研究認為其主要來源于龍馬溪組烴源巖，并有少量茅一段烴源巖的貢獻[53]；川東地區(qū)茅二段—茅三段天然氣乙烷碳同位素略重于川南地區(qū)茅二段—茅三段天然氣，分布于-36.4‰～-32.3‰（平均為-34‰），主要是由于除志留系氣源外，混入茅一段天然氣比例增加所致。川中、川東地區(qū)TT1、YH1等井茅一段天然氣乙烷碳同位素（-34.9‰～-33.6‰）明顯重于石炭系天然氣乙烷碳同位素，且重于部分川東地區(qū)茅二段—茅三段天然氣乙烷碳同位素。茅口組烴源巖干酪根碳同位素值介于-31.5‰～-26.7‰，平均為-28.8‰，明顯重于龍馬溪組干酪根碳同位素（-34.2‰～-28‰），根據(jù)干酪根熱降解過程中同位素分餾機理，茅口組烴源巖生成的天然氣乙烷碳同位素應(yīng)該比龍馬溪組天然氣偏重，因此，以志留系龍馬溪組為氣源的石炭系天然氣乙烷碳同位素最輕；以志留系烴源巖為主，具有少量茅一段烴源巖貢獻的川南茅口組天然氣的乙烷碳同位素稍重；茅一段烴源巖貢獻較大的川東茅二段—茅三段天然氣乙烷碳同位素次重；川中、川東茅一段天然氣乙烷碳同位素最重。表明茅一段天然氣主要來源于自身烴源巖，可能有少量龍馬溪組烴源巖的貢獻，這一結(jié)論與前人認識一致[53]，指示其具有源儲一體的特征。

圖3 四川盆地天然氣甲烷、乙烷碳同位素圖Fig.3 Carbon isotope of methane and ethane of natural gas in Sichuan Basin

2.2.2 烴源巖條件

針對四川盆地川中、川南、川東地區(qū)茅一段58件巖心和201件巖屑樣品開展TOC定量評價工作，結(jié)果表明，茅一段烴源巖有機質(zhì)豐度較高，TOC分布范圍為0.35%～3.3%，主體分布在0.5%～1.5%之間，平均為1.16%，巖屑與巖心樣品TOC分布具有較好的一致性，反映了數(shù)據(jù)的可靠性（圖4）。根據(jù)碳酸鹽巖烴源巖評價標(biāo)準(zhǔn)[54]，認為茅一段烴源巖為一套中等—好級別的烴源巖。

圖4 四川盆地茅一段巖心和巖屑TOC分布直方圖Fig.4 TOC histogram of core and cuttings of the 1st member of Maokou Formation in Sichuan Basin

在上述TOC分析的基礎(chǔ)上，利用GR測井曲線與TOC相關(guān)性分析，擬合形成TOC計算公式，對全盆地114口探井茅一段進行烴源巖測井評價和平面成圖[15]。四川盆地茅一段烴源巖厚度較大，為60～110m，在川西北—川東北存在一個烴源巖厚度較大的弧形發(fā)育帶(圖5)，該弧形帶為深水沉積，有 利于泥灰?guī)r的發(fā)育；同時，計算的生氣強度結(jié)果也證實，四川盆地茅一段生氣強度呈現(xiàn)“東北高、西南低”的趨勢，總體在（15～ 20）×108m3/km2之間，在川北渠縣—達州—劍閣和川東重慶—開縣地區(qū)存在兩大強生烴中心，生氣強度普遍大于20×108m3/km2，總面積可達8×104km2，為茅一段泥灰?guī)r段油氣源儲一體富集提供了烴源基礎(chǔ)。

圖5 四川盆地茅一段烴源巖厚度與生氣強度平面疊合圖Fig.5 Superposed map of source rock thickness and gas generation intensity of the 1st member of Maokou Formation in Sichuan Basin

2.3 巖相類型與有利巖相分布

四川盆地茅一段巖相的認識程度較低，前人僅將其描述為碳酸鹽緩坡臺地沉積，巖性為黑灰色致密生屑灰?guī)r，宏觀上表現(xiàn)為“眼球”狀和“眼皮”狀，認為受樂山—龍女寺古隆起繼承性影響，沉積水體由西南向東北不斷加深，但對其巖相分類及有利巖相認識不清。為此，本文基于鄧哈姆巖石分類，將茅一段劃分為4種主要巖石類型，結(jié)合微觀薄片和成像測井將其分為4種巖相類型（圖6），并運用成像測井刻度常規(guī)電阻率測井明確了有利巖相類型及平面分布特征。

圖6 四川盆地茅一段巖性—電性—巖相圖版Fig.6 Identification plate of lithology-electric property-lithofacies of the 1st member of Maokou Formation in Sichuan Basin

茅一段的巖性特征在鏡下薄片中表現(xiàn)出隨碳酸鹽顆粒的減少，灰泥與泥質(zhì)含量增多，巖性由亮—泥晶生屑灰?guī)r、泥晶生屑灰?guī)r、含泥泥晶生屑灰?guī)r過渡為泥質(zhì)泥晶生屑灰?guī)r，對應(yīng)的巖相分別為眼球灰?guī)r相、含眼皮眼球灰?guī)r相、含眼球眼皮灰?guī)r相和眼皮灰?guī)r相。HP1井成像測井資料結(jié)合常規(guī)測井分析發(fā)現(xiàn)4種巖相具有明顯的成像、電性特征差異。眼球灰?guī)r相在成像測井上整體呈塊狀，因電阻率高，成像測井動態(tài)圖像上呈亮色結(jié)構(gòu)，巖性主要為亮—泥晶生屑灰?guī)r，基質(zhì)孔不發(fā)育，偶見裂縫。含眼皮眼球灰?guī)r相以泥晶生屑灰?guī)r為主，“眼球”間夾有薄層“眼皮”，成像測井動態(tài)圖像上可以看到亮色的“眼球”間局部夾有少量暗色“眼皮”的特征，同時因“眼球”部分電阻率相對較高而整體較亮，也相對致密。含眼球眼皮灰?guī)r相表現(xiàn)出層狀特征，整體以“眼皮”為主，局部包裹“眼球”，具有一定的孔隙性，具有定向排列特點，成像測井動態(tài)圖像上呈明暗相間特點，“眼皮”段往往相對較暗，常規(guī)測井揭示其孔隙相對較為發(fā)育，常規(guī)電阻率測井曲線值較低。眼皮灰?guī)r相整體具有較高的泥質(zhì)含量，以泥質(zhì)泥晶生屑灰?guī)r為主，隨著生屑含量增加，泥質(zhì)增加，有機質(zhì)含量顯著增高，成像測井動態(tài)圖像上表現(xiàn)出以暗色層狀為主的特征，具有明顯的定向排列特征，常規(guī)測井上電阻率曲線值最低；因有機質(zhì)生烴而形成的有機質(zhì)孔增加，物性分析揭示眼皮灰?guī)r相孔隙度一般為3%～8%，平均可達4%，初步評價認為其為最有利巖相。

成像測井結(jié)合常規(guī)測 井及巖心對茅一段巖相進行測井單井識別，并在盆地范圍內(nèi)進行眼皮灰?guī)r厚度成圖。研究表明，眼皮灰?guī)r具有西北—東南向分布的特點，茅一段眼皮灰?guī)r厚度為10～50m，在川東地區(qū)厚度較大，存在川東重慶—涪陵、川北劍閣—巴中—達州、川中遂寧—合川3個有利發(fā)育區(qū)帶（圖7）。

圖7 四川盆地茅一段眼皮灰?guī)r厚度等值線圖Fig.7 Thickness map of eyelid limestone of the 1st member of Maokou Formation in Sichuan Basin

2.4 儲集條件與儲層分布

2.4.1 儲層儲集空間

為了明確茅一段的儲集空間特點，判斷其是否具有非常規(guī)儲層的特點，應(yīng)用德國Leica EM RES 102型剖光儀對HP1井和HS3井的巖心樣品進行氬離子剖光，在此基礎(chǔ)上利用FIB—SEM雙束掃描電子顯微鏡（型號為Helios NanoLab 650）開展微觀孔隙特征分析。實驗中加速電壓選擇10kV，束流選擇5nA，能夠有效識別儲層中的微納米孔隙。雙束掃描電子顯微鏡具有低電壓成像的優(yōu)點，相比于一般的掃描電子顯微鏡對樣品損傷小，而且分辨率更高。微觀孔隙結(jié)構(gòu)分析發(fā)現(xiàn)茅一段眼球灰?guī)r相對較為致密，而眼皮灰?guī)r中有機質(zhì)孔和白云石晶間溶孔發(fā)育，主要以微孔為主。眼皮灰?guī)r中有機質(zhì)含量相對更為富集，在中成巖階段，生烴作用形成的有機質(zhì)孔是其重要的儲集空間（圖8a）。另外，由于眼皮灰?guī)r泥質(zhì)含量高，在黏土礦物蒙脫石向伊利石轉(zhuǎn)化過程中大量Mg2＋會排入地層水，其中所富含的有機質(zhì)也因生物發(fā)酵與生物降解作用而釋放出大量Mg2+并排入地層水[54-55]，在之后的壓實成巖過程中排擠流會發(fā)生白云石化作用[56]，因此部分儲集空間以白云石晶間溶孔為主（圖8b），增孔效果明顯，二者與微裂縫共同作用有效提高了儲層儲集性能（圖8c）。

圖8 四川盆地HB1井茅一a亞段巖石孔隙結(jié)構(gòu)掃描電鏡圖Fig.8 SEM pore structure of a sub-member of the 1st member of Maokou Formation in Well HB1 in Sichuan Basin

2.4.2 儲層孔隙結(jié)構(gòu)與物性特征

為進一步定量分析茅一段儲層的孔隙結(jié)構(gòu)，利用MacroMR12-110H-G核磁分析儀，對HP1井、HS3井及LJ1井茅一段取心段開展核磁共振分析。結(jié)果表明，眼皮灰?guī)r孔徑分布以單峰型和雙峰型為主，顯示孔隙以微孔（納米孔）為主，主峰位于0.1μm左右，但信號幅度普遍較大，表明孔隙度相對較高；眼球灰?guī)r孔徑分布有單峰型、雙峰型和三峰型，主要以微孔（微米孔）為主，主峰小于10μm，但信號幅度普遍較小，揭示孔隙度較眼皮灰?guī)r明顯偏低（圖9）。因此，盡管眼球灰?guī)r以微米孔為主，但眼皮灰?guī)r中發(fā)育的豐富納米孔隙為茅一段貢獻更為發(fā)育的孔隙空間。在以上分析的基礎(chǔ)上，利用AP孔隙度—滲透率測試儀，運用氦氣法和非穩(wěn)態(tài)法開展HP1井和HS3井茅一段孔隙度和滲透率的測定。通過對兩口井茅一段眼皮灰?guī)r和眼球灰?guī)r的物性數(shù)據(jù)進行統(tǒng)計分析（圖10），發(fā)現(xiàn)茅一段儲層孔隙度最大為8.1%，滲透率最大為20mD，但約94%的樣品滲透率均小于1mD，按照致密（非常規(guī)）儲層的評價標(biāo)準(zhǔn)（孔隙度小于10%，滲透率小于1mD），茅一段泥灰?guī)r為典型的致密儲層。其中眼皮灰?guī)r孔隙度為0.8%～8.1%，平均為3.3%，滲透率一般為0.01～20mD，平均為0.05mD，物性條件相對較好；而眼球灰?guī)r物性條件明顯差于眼皮灰?guī)r，孔隙度為0.2%～1.7%，平均為0.7%，滲透率一般為0.01～27mD，平均為0.04mD。另外通過對這兩口井茅一段眼球灰?guī)r和眼皮灰?guī)r物性與TOC的交會分析發(fā)現(xiàn)，眼皮灰?guī)rTOC與孔隙度、滲透率相關(guān)性好，隨著TOC的增高，孔隙度、滲透率明顯增大。因此，利用氬離子剖光結(jié)合掃描電鏡、核磁孔隙結(jié)構(gòu)與巖心實測聯(lián)合測井物性分析，均證實有機質(zhì)孔是茅一段重要的儲集空間，以微米孔、納米孔為主，具有低孔、低滲儲集特征，但眼皮灰?guī)r儲集條件較眼球灰?guī)r好。

圖9 四川盆地茅一段泥灰?guī)r核磁共振孔隙結(jié)構(gòu)分布圖Fig.9 NMR pore distribution diagram of marl of the 1st member of Maokou Formation in Sichuan Basin

圖10 HP1井和HS3井茅一段孔滲直方圖及其與TOC交會圖Fig.10 Porosity and permeability histogram and crossplot with TOC of the 1st member of Maokou Formation in Well HP1 and Well HS3

2.4.3 儲層分布特征

基于HP1井取心標(biāo)準(zhǔn)井，依靠巖心的巖電參數(shù)分析并結(jié)合頁巖氣儲層評價技術(shù)規(guī)范[57]和常規(guī)天然氣的勘探實踐，建立了茅一段儲層的測井評價標(biāo)準(zhǔn)，按照I類儲層孔隙度大于4%，Ⅱ類儲層孔隙度為2%～4%的評價標(biāo)準(zhǔn)，明確了茅一段儲層的分布特征。

典型井儲層連井剖面分析發(fā)現(xiàn)，四川盆地茅一段儲層縱向上主要發(fā)育于茅一c亞段和茅一a亞段，具有一定的橫向穩(wěn)定性。茅一c亞段儲層厚度較茅一a亞段大，且兩套儲層下部均發(fā)育一套穩(wěn)定甜點段（圖11），茅一c亞段儲層厚度為4～40m，其中I類儲層單層厚度為3～5m，Ⅱ類儲層單層厚度一般為3～6m；茅一a亞段儲層厚度為4～18m，其中I類儲層單層厚度一般為2～3m，Ⅱ類儲層單層厚度一般為2～5m。茅一段儲層累計厚度為5～55m，川西南及川南儲層厚度相對較小，而川中、川西北及川東北儲層厚度相對較大，平面上主要存在重慶—涪陵、儀隴—巴中、遂寧—合川3個儲層發(fā)育帶。

2.5 成藏特征與富集規(guī)律

2.5.1 天然氣成藏特征

為了明確四川盆地茅一段油氣的成藏特征，優(yōu)選川中地區(qū)TT1井和川東地區(qū)X3井、BX1井、W118井4口典型井開展成藏解剖。其中TT1井位于構(gòu)造斜坡區(qū)，在茅一段日產(chǎn)天然氣30.01×104m3。X3井位于新市構(gòu)造的高部位，在茅一段日產(chǎn)天然氣2.8×104m3，累計產(chǎn)氣9900×104m3。BX1井位于拔山寺構(gòu)造向斜區(qū)，在鉆遇茅一段的過程中，地層超壓強烈，壓力系數(shù)為1.79，鉆井過程中發(fā)生強烈井噴，鉆后測井解釋為氣層，但因工程原因未測試。而W118井在茅一段測試日產(chǎn)天然氣18.4×104m3（圖1）。

通過這4口井成藏要素的對比和解剖分析，建立了成藏剖面（圖12）。發(fā)現(xiàn)茅一a亞段和茅一c亞段眼皮灰?guī)r中優(yōu)質(zhì)儲層橫向連續(xù)分布，而茅一b亞段相對致密，天然氣主要賦存于茅一a亞段和茅一c亞段。與頁巖氣的“自生自儲”富集成藏特征相似，茅一段眼皮灰?guī)r具備非常規(guī)天然氣成藏的條件。眼皮灰?guī)r擁有高的總有機碳含量，發(fā)育有機質(zhì)孔及晶間溶孔晶內(nèi)溶孔等非常規(guī)儲層空間，同時滿足有機質(zhì)生烴演化的埋深及溫度。在成熟早期，茅一段眼皮灰?guī)r有機質(zhì)開始生烴演化，有機質(zhì)孔中充注原油；隨著熱演化程度的增加，原油發(fā)生裂解生成天然氣，原油裂解氣伴隨干酪根熱解氣“就近”或“原地”大規(guī)模聚集于眼皮灰?guī)r的納米孔和微米孔中，天然氣主要以孔隙中的游離氣、干酪根及黏土表面的吸附氣，以及溶解于干酪根、瀝青質(zhì)及孔隙流體中的溶解氣的形式存在。在沒有次生孔隙、裂縫及斷裂存在的情況下，茅一a亞段和茅一c亞段生成的天然氣運移距離極短，在各自上覆茅一b亞段及茅二段致密泥晶生屑灰?guī)r的封蓋條件下，構(gòu)成了兩套儲蓋組合（圖13），這兩套儲層是完全封閉的獨立成藏體系。天然氣的生成導(dǎo)致這兩套地層壓力系數(shù)普遍較高，表現(xiàn)出明顯區(qū)域超壓的特征，揭示其保存條件普遍較好，如川東的X3井、YH1井壓力系數(shù)分別為2.11和2.05，直井產(chǎn)量分別為2.8×104m3/d和3.7×104m3/d。地層的超壓情況表明茅一段眼皮灰?guī)r具有充足的原位含氣量，能夠形成經(jīng)濟性非常規(guī)氣藏。特別地，若有斷裂溝通的情況下，下伏龍馬溪組生成的天然氣也會參與到茅一段的成藏過程之中，構(gòu)成下生上儲的成藏模式。

圖12 過TT1井—X3井—BX1井—W118井連井剖面圖（剖面位置見圖1）Fig.12 Gas reservoir profile cross Well TT1-X3-BX1-W118 (section location is in Fig.1)

圖13 四川盆地茅一段源儲一體富集模式圖Fig.13 Gas enrichment pattern of integrated source rock-reservoir of the 1st member of Maokou Formation in Sichuan Basin

2.5.2 天然氣富集規(guī)律

通過上述的解剖分析及成藏特征研究發(fā)現(xiàn)，茅一段天然氣具有4個典型的非常規(guī)源內(nèi)天然氣成藏特點與富集規(guī)律。第一，茅一段富含有機質(zhì)的眼皮灰?guī)r是源儲一體、原位富集的物質(zhì)基礎(chǔ)，為油氣富集提供烴源巖和儲集空間，其中富含有機質(zhì)的含泥泥晶生屑灰?guī)r或泥質(zhì)泥晶生屑灰?guī)r有機質(zhì)豐度高，可作為有效烴源巖為該段氣藏供烴，油氣分布具有源儲一體、原位富集的特點，即“近源”成藏或“源內(nèi)”成藏；第二，油氣往往富集于低能眼皮灰?guī)r相帶中，微米、納米孔喉系統(tǒng)發(fā)育，儲層相對致密，孔隙度一般為4%～12%，滲透率小于1mD，具有低孔、低滲特征；儲層微觀分析發(fā)現(xiàn)，除有機質(zhì)生烴增孔形成的納米孔外，建設(shè)性的成巖作用也有利于微孔隙的形成，例如白云石化作用形成的微米孔增孔作用明顯，在一定程度上改善了儲集物性，但整體物性條件較差，表現(xiàn)為低孔、低滲的致密儲層特征；第三，儲層評價揭示其縱向上分布相對穩(wěn)定，橫向分布連續(xù)，主要分布于茅一a亞段和茅一c亞段，層控特點明顯；第四，茅一段油氣具有大面積連續(xù)分布的特點，在全盆地構(gòu)造高部位、斜坡區(qū)、向斜區(qū)等各個構(gòu)造單元均有分布。

3 勘探有利區(qū)

頁巖氣等非常規(guī)油氣的勘探實踐證實，埋深對非常規(guī)油氣勘探的效益起決定性作用，此外甜點儲層的厚度和烴源巖的厚度，決定著有利勘探區(qū)帶的評價和優(yōu)選，但由于茅一段烴源巖厚度普遍在50m以上，較為優(yōu)越。因此，本文對四川盆地茅一段的有利區(qū)評價重點考慮埋深和儲層厚度兩大因素。通過綜合分析評價，將埋深和儲層厚度門檻值分別定為4500m和30m，埋深小于或等于4500m、儲層厚度大于或等于30m的區(qū)域為I1類有利區(qū)；埋深小于4500m、儲層厚度小于30m而大于10m的地區(qū)為I2類有利區(qū)；而埋深大于或等于4500m的地區(qū)，考慮到勘探的現(xiàn)實性與經(jīng)濟型，評價認為其為Ⅱ類有利區(qū)，如果儲層厚度大于或等于30m，則評價為Ⅱ1類有利區(qū)，儲層厚度小于30m而大于10m的地區(qū)則評價為Ⅱ2類有利區(qū)。最終評價認為四川盆地茅一段存在一個I1類有利區(qū)、兩個I2類有利區(qū)、一個Ⅱ1類有利區(qū)和三個Ⅱ2有利區(qū)，分別為南川—合川I1類有利區(qū)、樂山—瀘州I2類有利區(qū)、廣安—開縣I2類有利區(qū)、廣元—遂寧Ⅱ1類有利區(qū)、劍閣—雅安北Ⅱ2類有利區(qū)、通江東—達州Ⅱ2類有利區(qū)、萬縣南—石柱Ⅱ2類有利區(qū)（圖14）。其中I1類有利區(qū)具有最為優(yōu)越的勘探潛力和現(xiàn)實性，該區(qū)域儲層厚度普遍大于30m，最厚可達50m以上，分布面積約為2×104km2。同時該區(qū)域茅一段自身烴源巖厚度大，整體在75m以上，最大厚度可達105m，另外若有斷層發(fā)育，且有下伏志留系龍馬溪組烴源巖供烴，則氣源更為充足。按照天然氣儲量豐度的評價標(biāo)準(zhǔn)，低豐度天然氣的儲量豐度一般小于2×108m3/km2,本次評價保守選擇儲量豐度1×108m3/km2，綜合評價其資源規(guī)模可達2×1012m3以上。鑒于茅一段碳酸鹽巖這種“非常規(guī)型”源儲一體成藏模式，建議在川東重慶—涪陵I類有利區(qū)的新市構(gòu)造采取水平井體積壓裂方式，進行茅一段天然氣勘探井位部署和規(guī)?；a(chǎn)。

圖14 四川盆地茅一段儲層厚度及有利勘探區(qū)平面圖Fig.14 Reservoir thickness map and favorable exploration zone of the 1st member of Maokou Formation in Sichuan Basin

4 結(jié)論

（1）四川盆地茅一段發(fā)育茅一a亞段和茅一c亞段兩套相對穩(wěn)定的眼皮灰?guī)r，有機質(zhì)豐度高，同時發(fā)育微米孔及納米孔，具有碳酸鹽源內(nèi)非常規(guī)天然氣“源儲一體、原位富集”的成藏特點，本次優(yōu)選的7個有利勘探區(qū)，初步估算天然氣資源量可達2×1012m3以上，勘探潛力較大。

（2）建議加快對四川盆地茅一段的勘探部署，未來該領(lǐng)域一旦突破，四川盆地茅口組的天然氣勘探工作可能會從過去尋找茅口組頂部的常規(guī)裂縫—孔洞型巖溶和沿斷裂帶發(fā)育的白云巖兩大領(lǐng)域的局部勘探，拓展到茅一段的非常規(guī)泥灰?guī)r領(lǐng)域的整體勘探。

（3）目前研究初步揭示茅一段的天然氣以自身烴源巖貢獻為主，但碳酸鹽巖油氣成藏復(fù)雜，在川東—川南地區(qū)志留系烴源巖發(fā)育區(qū)，可能不排除有其貢獻，未來隨著茅一段天然氣樣品的增加，建議加強對茅一段烴源巖生烴過程及氣源對比研究，以期更好地印證碳酸鹽非常規(guī)成藏認識。

（4）研究中發(fā)現(xiàn)茅一段中發(fā)育滑石等黏土礦物，在工程壓裂酸化施工過程中可能會存在一定程度的酸敏和水敏，建議在氣層改造施工過程中注意儲層保護。