四川盆地元壩地區茅口組臺緣淺灘天然氣勘探的突破與啟示

胡 東 風

中國石化勘探分公司

0 引言

四川盆地中二疊統茅口組油氣勘探始于20世紀50年代，當時因缺少地震資料，根據地面構造布井，采取“占高點、沿長軸”的思路，選擇在川東—川南地區一批背斜高點或長軸上開展鉆探工作，取得了油氣的發現。隨著20世紀60年代初川南地區鉆獲一批高產天然氣井，掀起了瀘州古隆起茅口組勘探高潮，以茅口組頂部不整合巖溶型儲層或構造—裂縫型儲層為主，鉆至茅口組探井多達千余口，先后發現板橋、臥龍河、相國寺、麥子山等多個氣藏，但單個氣藏儲量規模總體較小，僅臥龍河、自流井等少數構造茅口組氣藏儲量規模超過50×108m3；20世紀80年代末至2000年，茅口組進入以滾動勘探為主，開展巖溶—裂縫型氣藏勘探開發評價階段；2000年以后，在川北地區九龍山、川東南地區涪陵及綦江地區茅口組的勘探工作也取得了一些新的發現，但仍然以構造—裂縫型或不整合巖溶—縫洞型儲層為主[1-8]。截至2015年底，四川盆地茅口組累計提交天然氣探明地質儲量超過840×108m3，展示了茅口組較大的勘探潛力，以及儲層發育的復雜性和勘探的艱難度。

前人研究認為四川盆地茅口期構造穩定，整體處于開闊臺地[9]或碳酸鹽巖緩坡沉積環境[10-12]，2015年以來，在區域地質背景指導下，立足全盆，以關鍵井、露頭研究為基礎，從地層對比、巖性組合、古生物類型等多方面研究，明確茅口組地層分層界線和地層劃分標準，同時重點加強地質與物探結合，建立了四川盆地多條地質地震基干對比剖面，認為在川東北地區發育茅口組晚期臺緣淺灘相沉積，并于同年論證實施了針對茅口組臺緣目標的元壩7井，2018年該井鉆遇茅口組臺緣淺灘儲層，并獲良好的油氣顯示，采用16 mm＋18 mm油嘴兩級節流放噴，35 mm孔板臨界速度流量計求產，在油壓為18.66 MPa條件下，測得日產量為105.9×104m3的高產工業氣流，實現了四川盆地茅口組臺緣高能相帶新領域的油氣勘探重大突破。筆者以元壩7井為研究關鍵井，通過系統開展茅口組地層劃分、沉積演化、儲層發育及主控因素、成藏條件等多方面研究，進一步明確茅口組晚期臺緣發育特征及其對成儲、成藏等的控制作用，總結勘探發現啟示，以期為四川盆地及其他地區茅口組研究與勘探提供借鑒作用。

1 沉積特征

川北地區茅口組與上覆上二疊統吳家坪組地層為不整合接觸關系，與下伏中二疊統棲霞組地層為整合接觸關系，區域地層厚度介于180～320 m。通過區域地層對比分析可將茅口組自下而上劃分為茅一段、茅二段和茅三段（圖1）。研究區茅一段巖性主要為深灰色泥質灰巖、生屑灰巖、含燧石條帶灰巖。茅二段巖性主要為灰色含生屑灰巖、生屑灰巖、深灰色含泥灰巖，茅一、茅二段地層厚度整體變化不大。茅三段是儲層主要發育層段，巖性組合類型大體分為4類，灰色生屑灰巖、云質灰巖夾薄層灰質云巖為第1類巖性組合，灰色生屑灰巖、石灰巖為第2類巖性組合，深灰色灰質泥巖、碳質泥巖夾薄層石灰巖為第3類巖性組合，深灰色硅質頁巖、硅質巖、硅質灰巖、碳質泥巖不等厚互層為第4類巖性組合，這4類巖性組合厚度介于18～178 m，反映茅三時期在沉積物厚度、巖性組合特征等方面存在明顯差異，屬于不同沉積環境控制下的沉積物。

沉積格局在地質歷史時期受區域構造運動控制。川北地區茅口組沉積過程分為兩個階段，茅一、茅二沉積期為穩定沉降的碳酸鹽巖緩坡沉積，茅三晚期沉積發生明顯分異，發育臺地邊緣—斜坡—陸棚沉積相帶，盆地基底從受擠壓向拉張轉變的重要變革。受峨眉地裂運動影響，早期存在的基底斷裂活動并產生差異性升降使得川北地區茅口組早期緩坡沉積格局轉變為晚期拉張裂陷形成臺棚格局，形成開江—梁平陸棚雛形（圖1）。元壩地區地處開江—梁平陸棚西側，茅口晚期拉張裂陷作用使其形成臺地邊緣沉積，至長興期拉張作用達到鼎盛時期，形成了上二疊統長興組—下三疊統飛仙關組大型礁灘體沉積[13-14]，直至飛仙關中晚期拉張作用消亡，呈現填平補齊作用，臺棚格局消失。

根據元壩7井巖石礦物學等分析，該井茅三段發育典型臺緣淺灘相沉積。閬中—元壩224井區為臺地相沉積，巖性主要為生屑灰巖、石灰巖，厚度介于80～100 m，臺緣相區茅三段巖性為厚層亮晶生屑（砂屑）灰巖、云質灰巖和薄層白云巖，沉積明顯增厚，厚度為176 m（元壩7井）；往斜坡相區則發育泥灰巖、碳質泥巖沉積，厚度介于65～80 m；陸棚相區內發育一套以硅質巖、硅質頁巖為主的深水沉積，厚度介于18～25 m（圖2）。沉積厚度的差異和巖性組合的變化在一定程度上反映了可容納空間和沉積物供給速率比值的變化，代表古地貌高地、沉積水體能量的強弱變化。臺緣相帶較臺地、斜坡和陸棚相區沉積厚度大，水體能量高，并且分布上具有“成排成帶”的特征。

圖1 四川盆地茅口組晚期沉積相與茅口組地層柱狀圖（元壩7井）

圖2 茅口組沉積相對比剖面圖

地震剖面精細解剖發現，川北地區茅一、茅二段整體地層厚度變化不大，閬中地區處于中緩坡相帶內，內部反射結構變化較快，局部出現“蚯蚓狀亮點”的特征，表明灘體相對發育，外緩坡反射結構比較單一，反映整體巖性較均一；茅三段時期則出現明顯差異，臺緣相區地層明顯增厚，并且呈現“微幅丘狀”的反射特征，反映臺緣灘巖性體發育使得臺緣內部出現明顯的丘形發射結構所致，開闊臺地和斜坡—陸棚相巖性相對較均一，因此未見明顯的地震波組的變化（圖3）。

茅三段巖性、沉積厚度、古地貌、地震反射結構等多個方面研究結果表明，川北元壩地區茅三段發育碳酸鹽巖臺地邊緣沉積，元壩7井鉆探資料進一步印證了川北地區茅口組存在臺地邊緣沉積格局。

2 儲層特征及其發育主控因素

元壩7井是目前唯一鉆遇茅口組臺緣相帶內的井，分別鉆遇臺緣淺灘和沉凝灰巖兩種不同類型儲層，儲層縱向上整體分布在茅口組頂部（茅三段），厚度約為38 m，發育上下兩套臺緣淺灘碳酸鹽巖儲層、中間薄層沉凝灰巖儲層（圖1），橫向分布主要受臺緣相帶展布控制。碳酸鹽巖儲層巖石類型主要為灰質云巖、亮晶生屑灰巖和亮晶砂屑灰巖，測井相表現為低自然伽馬、低電阻率、中—低補償聲波、中—低密度和低補償中子的特征；沉凝灰巖儲層巖石類型為含黃鐵礦沉凝灰巖、含黃鐵礦鈣質沉凝灰巖以及白云質沉凝灰巖，測井相表現為高自然伽馬、高補償中子、高補償聲波、低密度、低電阻率的特征。

2.1 儲層特征

2.1.1 臺緣淺灘儲層

茅三段上儲層巖性以灰質白云巖和亮晶生屑灰巖為主，儲集空間類型主要為生物體腔溶孔、晶間溶孔、晶間孔，少量晶內溶孔和有機質孔，溶孔和裂縫較發育（圖4）。測井資料顯示儲層物性和含氣性較好，測井解釋孔隙度介于4.0%～6.2%，平均值為4.4%。實測巖心孔隙度介于1.26%～8.37%，平均值為4.81%；滲透率介于0.000 1～0.001 4 mD，平均值為0.000 2 mD。根據四川盆地碳酸鹽巖礁灘儲層分類評價標準[15]，為中孔、特低滲孔隙型儲層。毛細管壓力曲線特征表現為細歪度，顆粒分選較好，孔喉中值半徑為0.22 μm，中值壓力為6.80 MPa，為中孔細喉型。

茅三段下儲層巖性主要為灰質云巖、亮晶生屑（砂屑）灰巖，其巖石類型、孔隙空間以及測井響應特征與上儲層無差異。下儲層測井解釋儲層厚度為23.7 m，孔隙度介于3.2%～5.7%，平均值為3.7%，為中—低孔、特低滲孔隙型儲層。

元壩7井茅三段臺緣淺灘碳酸鹽巖儲層巖心樣品的孔隙度與滲透率相關性分析表明，總體屬于中—低孔、特低滲孔隙型儲層。總之，茅三段發育高能生屑灘沉積，儲層基質物性較好，受早期選擇性溶蝕形成大量溶蝕孔隙，同時東吳運動抬升，使得早期儲層受到不整合巖溶作用的改造，儲層發育。

圖4 元壩7井臺緣淺灘儲層孔隙空間類型圖

2.1.2 沉凝灰巖儲層

沉凝灰巖儲層巖性主要為深灰色含黃鐵礦含云沉凝灰巖、白云質沉凝灰巖。沉凝灰巖具有明顯的定向排列特征，反映流水成因構造。同時，從巖心全巖X射線衍射分析來看（表1），石英含量介于20.8%～24.6%，斜長石含量介于3.9%～5.5%，重晶石含量為0.3%，加上黏土礦物中凝灰質成分，凝灰質含量整體大于50%，但小于90%，故定名為沉凝灰巖。

元壩7井茅三段沉凝灰巖段巖心觀察、薄片鑒定以及掃描電鏡分析表明，沉凝灰巖段儲集空間類型主要為礦物收縮孔、黏土礦物層片間微孔隙、晶間（溶）孔、晶內溶孔、有機質孔以及少量裂縫（圖5）。元壩7井茅三段沉凝灰巖儲層測井資料顯示儲層物性和含氣性均較好，測井解釋儲層厚度為4.6 m，孔隙度為9.2%，滲透率為2.16 mD。巖心樣品物性分析沉凝灰巖孔隙度介于7.29%～11.60%，平均值為9.63%，為高孔、低滲孔隙型儲層。

表1 元壩7井含黃鐵礦含云沉凝灰巖X射線衍射全巖分析表

圖5 元壩7井茅三段沉凝灰巖儲集空間類型照片圖

2.2 儲層發育控制因素

沉積相、沉積微相受海平面相對升降、古地貌、水動力條件控制，進而控制原始沉積物的類型及早期成巖作用，元壩地區茅口早期為緩坡沉積，在中緩坡相帶內發育淺灘相沉積。茅三晚期受到拉張作用形成臺地邊緣相帶，臺地邊緣灘體形成于浪基面附近，水動力相對較強，具有良好分選、磨圓，沉積體粒間孔隙發育，由于其沉積水體相對較淺，在頻繁海平面升降的影響下，沉積巖暴露溶蝕形成溶蝕孔、晶間溶孔，為后期成巖作用過程中白云巖化及溶蝕擴大奠定了基礎[16]，茅口組頂部發育厚度近8 m的灰質白云巖儲層表明基巖具有一定的孔滲性，有利于白云巖化流體改造。這種相對高能的沉積環境有利于孔隙型儲層的形成與演化，是儲層形成與演化的地質基礎。同時，茅口組地層受到東吳運動影響，發生了短暫的暴露剝蝕作用。在大氣淡水淋濾作用下產生孔隙，一方面形成粒內孔、體腔孔等組構選擇性孔隙，另一方面產生非組構選擇性的溶蝕洞。這些溶蝕形成的溶孔、溶洞，使得灘體儲層物性進一步改善，可形成良好的孔隙性儲層[17-18]（圖6）。

沉凝灰巖儲層作為一種特殊的儲層類型，主要是受凝灰質脫玻化或蝕變作用形成的礦物收縮孔，還有黏土礦物層片間微孔隙受到火山灰的沉積影響。由于火山灰為方解石白云石化提供充足的Mg2+來源，有利于白云石孔隙的形成。同時由于元壩7井側向緊鄰生烴中心，有機質在成熟過程中能釋放出有機酸，對白云石或方解石晶體進行溶蝕作用，也可形成較多的有機酸溶孔（晶間溶孔和晶內溶孔），有機質在熱演化過程中生烴并產生孔隙（有機質孔）。總體而言，火山灰和有機質熱演化是其儲層形成的主控因素。

圖6 川北地區茅口組儲層發育模式圖

3 天然氣成藏條件

3.1 天然氣成因與來源

3.1.1 天然氣組成與成因

元壩地區茅口組天然氣中甲烷含量超過95%，干燥系數大于0.99，為干氣，表明熱演化程度較高。縱向上，茅口組天然氣與上二疊統吳家坪組天然氣組分上具有相似性，為微含H2S的干氣，與長興組高含H2S天然氣有顯著的差異。前人研究認為元壩地區長興組天然氣主要為原油裂解氣[19]，茅口組和吳家坪組天然氣組分與長興組顯著不同，表明其成因上有較大差異性。從四川盆地天然氣類型判別圖版（圖7）可看出，元壩地區茅口組天然氣落在原油裂解氣與干酪根裂解氣之間，偏向于干酪根裂解氣。元壩7井茅口組儲層孔隙及裂縫中見瀝青發育，表明元壩地區茅口組在油氣成藏時期存在原油充注及古原油裂解過程，綜合分析認為元壩地區茅口組天然氣為原油裂解氣與干酪根裂解氣的混合氣，來源于茅口組側向陸棚烴源巖，上覆吳家坪組烴源巖也有一定的貢獻。

圖7 四川盆地天然氣類型判別圖版

3.1.2 烴源巖特征

元壩7井鉆遇吳家坪組、茅口組和棲霞組等3套烴源巖，其中吳家坪組烴源巖巖性以深灰色、灰黑色灰質泥巖、泥灰巖為主，厚度為44.5 m，總有機碳含量（TOC）介于0.59%～4.19%，平均值為2.18%，烴源質量較好。茅口組烴源巖主要分布于茅三段，巖性以深灰色、灰黑色沉凝灰巖、泥灰巖為主，厚度為33.5 m，TOC介于0.11%～7.35%，平均值為3.59%，鏡質體反射率為2.28，烴源巖質量好，演化程度高。棲霞組烴源巖主要分布于棲一段，巖性以灰黑色含泥灰巖，厚度為42 m，TOC介于0.42%～1.26%，平均值為0.74%。平面上，元壩地區鄰近茅三段—吳家坪組烴源巖生烴中心，生烴強度介于30×108～70×108m3/km2，生烴條件優越，具有形成大氣田的氣源條件。

3.2 蓋層特征

元壩地區發育優質區域性蓋層，主要為巨厚的陸相砂泥巖地層和中下三疊統膏鹽巖蓋層。蓋層具有分布穩定、對比性好、連續性好的特點。另外，元壩地區茅口組之上發育吳家坪組泥巖與致密生屑灰巖直接蓋層，厚度介于50～80 m，油氣保存條件優越。

3.3 成藏演化

烴源條件優越、近源運聚和成藏配置關系好是元壩7井茅口組獲得高產的關鍵。元壩地區發育棲霞組、茅口組、吳家坪組與大隆組等多套烴源巖，巖性以黑色泥頁巖與泥質碳酸鹽巖為主，厚度介于50～200 m。氣藏分布具有“橫向近灶、縱向近源”的特征。其中“橫向近灶”表現為鄰近茅三段、吳家坪組與大隆組生烴中心。茅三段深水泥巖厚度介于10～30 m，TOC為2.73%，吳家坪組泥巖厚度介于30～80 m，TOC為1.79%，大隆組泥巖厚度介于20～30 m，TOC為1.65%，平面分布均受控于沉積相帶，主要發育于斜坡—陸棚相區。“縱向近源”表現為茅口組泥質碳酸鹽巖厚度大，具有一定的生烴潛力。多套優質烴源生烴強度介于30×108～70×108m3/km2，具有充足的油氣來源。

對茅口組天然氣成藏演化研究認為，元壩地區茅三段臺緣淺灘具有側向和縱向烴源充注的成藏條件，緊鄰同期斜坡相泥頁巖—陸棚相泥頁巖烴源巖生烴中心，側向接觸，具良好輸導體系。縱向上緊鄰吳家坪組和茅口組烴源層。成藏過程可分為3個階段：①原油充注階段：二疊系烴源巖于晚三疊世進入生烴門限，早中侏羅世進入生油高峰，通過裂縫、不整合面輸導體系聚集成藏，早期古油藏形成（圖8-a）；②原油裂解階段：晚侏羅世至早白堊世受深埋作用影響，古油藏裂解轉變為氣藏（圖8-b）；③調整定型階段：晚白堊世至今，早期氣藏在巖性圈閉內調整聚集，成藏匹配關系好（圖8-c）。

4 勘探啟示

普光、元壩、磨溪、焦石壩等氣田的發現帶來了四川盆地新一輪天然氣儲量增長的高峰，2001年以前四川盆地天然氣探明儲量不足7 000×108m3，到2017年底天然氣探明儲量已超過4.65×1012m3，這些成果的取得得益于地質認識的創新、勘探技術的進步和勘探思路的轉變[20]，元壩7井茅口組新領域的突破亦是如此。

4.1 解決儲層問題是勘探突破的關鍵

普光、元壩等氣田勘探實踐揭示規模優質儲層是四川盆地內部實現油氣高產富集的重要因素。圍繞四川盆地茅口組前期勘探認識，立足盆地整體，解決儲層核心問題是勘探的關鍵。①通過老井復查和露頭剖面調查，加強了精細地層對比劃分工作，重新厘定了上、中、下二疊統之間的界線[21]，解決了地層地質劃分與地震解釋之間的矛盾，統一了全盆地層劃分方案；②鉆井、地震緊密結合，強化區域沉積地質背景研究，立足盆地整體，以中二疊統層序地層對比劃分為切入點，加強四川盆地茅口期古構造恢復與沉積演化研究，突破前期認識，形成了四川盆地茅口期晚期構造—沉積格局的新認識：茅口晚期沿廣旺—開江—梁平臺內裂陷邊緣發育大型高能淺灘相帶，疊加不整合風化巖溶改造形成孔隙型規模優質儲層。

圖8 元壩地區油氣成藏過程示意圖

4.2 超深層地震儲層預測技術攻關是勘探突破的保障

隨著勘探的深入，勘探對象日趨復雜，與普光、元壩等氣田長興組—飛仙關組礁灘相儲層相比，茅口組儲層埋藏深（大于7 000 m）、厚度薄，儲層地震響應特征不明顯。為解決儲層預測關鍵問題，在“相控三步法”[22]碳酸鹽巖儲層綜合預測技術的基礎上，以碳酸鹽巖薄儲層預測為切入點，重點開展了基于稀疏非線性譜反演的提高分辨率處理、基于全局等時地層格架的地震切片屬性分析、地震波形指示反演、多屬性反演及多參數自動降維等技術方法的研究，有效地解決碳酸鹽巖薄儲層的預測評價。

4.3 臺緣高能相帶是大中型氣田的有利勘探區域

勘探證實，四川盆地目前已發現的普光、元壩、磨溪—高石梯等常規海相大中型氣田，雖然發育層系不同，但發育沉積相帶的位置均在碳酸鹽巖大型臺地邊緣相帶。通過野外露頭、鉆井高頻層序精細分析和地震沉積學研究，突破前人“四川盆地茅口期整體為穩定的碳酸鹽巖開闊臺地沉積”認識，發現茅口晚期沿廣旺—開江—梁平臺內裂陷邊緣發育大型高能淺灘相帶，疊加不整合風化巖溶改造形成孔隙型規模優質儲層，具有“棚生緣儲”側向近源富集的有利條件。元壩7井茅口組油氣突破進一步表明臺地邊緣高能相帶是發育大中型氣田的有利地區。

4.4 沉凝灰巖是一種新的儲層類型，值得重視

對川北地區茅口組研究和勘探實踐證實，該地區發育大型臺地邊緣有利勘探區，茅口組發育新的儲層類型——沉凝灰巖。沉凝灰巖介于火山碎屑巖和沉積巖之間過渡的巖石類型，由于火山碎屑物不穩定礦物發生物理和化學作用而形成孔隙，因此沉凝灰巖可成為一種特殊的儲層類型。該類儲層分布范圍廣、厚度薄，但孔隙度較高，可作為一種新的勘探方向。

5 結論

1）川北元壩地區受茅口晚期峨眉地裂運動影響發育碳酸鹽巖臺緣—斜坡—陸棚沉積相帶，臺緣發育高能淺灘碳酸鹽巖和沉凝灰巖兩類儲層。

2）茅口組儲層發育主要受臺緣相帶、暴露溶蝕、東吳運動抬升和火山灰沉積蝕變作用等的聯合控制。

3）四川盆地海相碳酸鹽巖勘探潛力大，臺緣相帶是大中型氣田發育的有利領域。加強地質研究、創新地質認識是勘探突破的基礎，發展面向儲層識別的地震勘探關鍵技術是高效勘探的保障。