四川盆地東南緣二疊系茅口組一段頁巖氣藏地質特征及富集模式

張培先,何希鵬,高全芳,高玉巧,孫 斌,蔡 瀟,何貴松,張志萍,劉娜娜

(中國石油化工股份有限公司 華東油氣分公司 勘探開發研究院，江蘇 南京 210019)

四川盆地二疊系茅口組的常規天然氣勘探始于20世紀50年代，至今已有70年的勘探開發歷程[1-4]，主要以茅二段-茅三段的灘相儲層和風化殼古巖溶型儲層等為目的層系，發現了一批中等規模天然氣田。截止目前共發現300多個巖溶縫洞型氣藏，累計探明儲量852×108m3[4]。近年來，在川東北元壩等地區茅三段實現重大突破，YB7井試獲百萬方商業氣流[5]。從盆地范圍來看，川北、川南和川西等地區茅二段-茅三段屬于碳酸鹽巖臺地內緩坡沉積環境，以白云巖沉積為主，后期發生不同程度溶蝕，儲層溶蝕孔洞發育[6-10]。而川東南地區處于較深水的碳酸鹽巖外緩坡沉積環境，水體相對較深，茅二段-茅三段主要沉積生屑灰巖和泥晶灰巖等，巖溶白云巖儲層不發育，一直未實現突破。但近年來，在以志留系為目的層系的鉆探過程中，多口井在茅一段中發現較好的氣測顯示，甚至發生溢流，節流點火火焰高達5～20 m，展現出較好的含氣性，茅一段是否具備非常規頁巖氣勘探潛力，急需開展攻關研究。

本文從非常規頁巖氣角度出發，按照“源儲一體”評價思路，利用老井復查、巖心觀察與描述、成像測井評價以及地震屬性預測技術，從沉積、烴源、儲層和富集模式等方面開展茅一段頁巖氣藏地質特征研究。研究認為茅一段處于較深水緩坡相，地化指標較好，孔-縫-網發育，含氣性好，具備頁巖氣成藏的地質條件[11-14]，為非典型性新類型頁巖氣。結合茅一段構造與保存條件，建立了成藏富集模式，明確了川東南南川地區為有利區帶，實現了新類型頁巖氣勘探突破，擴大了頁巖氣資源規模，有效指導勘探實踐。研究成果對提高川東南地區非典型性頁巖氣的地質認識具有一定的理論意義，對指導四川盆地東南緣新類型頁巖氣勘探具有重要的實踐意義。

1 地層特征

四川盆地茅口組厚度一般為180～320 m[3,15-19]，川東南地區厚240～300 m，根據電性特征，茅口組自下而上可劃分為茅一段、茅二段、茅三段和茅四段(圖1)，全區可追蹤對比。茅一段厚150～180 m，整體分布較為穩定，主要發育炭質泥巖、灰質泥巖、泥質灰巖和生屑灰巖，泥質含量高，電性上表現為高伽馬、中低電阻特征。茅二段-茅三段厚80～100 m，以生屑灰巖為主，具有低伽馬和高電阻特征。茅四段受東吳運動影響，遭受不同程度剝蝕，東厚西薄，彭水地區厚32～40 m，南川地區厚7～15 m，以泥質灰巖為主。川東南地區茅口組各段巖性和電性具有較好的可對比性。

根據巖性和電性特征，川東南地區茅一段可進一步劃分為上、下2個亞段(圖1)。茅一下亞段厚90～110 m，主要發育灰黑色炭質泥巖、深灰色灰質泥巖和泥質灰巖，電性特征表現為相對高伽馬(35～97 API)、低電阻(14～1 000 Ω·m)；茅一上亞段厚50～65 m，主要發育灰色、深灰色泥質灰巖和生屑灰巖，夾灰質白云巖具層狀和塊狀構造，電性特征表現為相對高伽馬(36～122 API)和中高電阻(910～20 000 Ω·m)。

2 沉積相與巖性特征

2.1 沉積特征

四川盆地及周緣二疊系茅口組沉積時期繼承了棲霞組臺地相沉積環境[7-8,15]，主要經歷了先快速海侵后緩慢海退的沉積過程，整體為碳酸鹽巖緩坡沉積環境，具有南西高和北東低的特點。由南西向北東，沉積相依次為內緩坡、中緩坡、外緩坡以及斜坡-盆地相[15-17]。內緩坡發育高能灘和低能灘間沉積，中緩坡發育水體相對較淺的近端沉積，外緩坡發育水體相對較深的深臺洼沉積。川東南地區處于較深水的碳酸鹽巖外緩坡相(圖2)，茅口組可劃分為一個完整的三級旋回[18-20]，茅一段為海侵體系域，沉積形成了灰黑色炭質泥巖、深灰色灰質泥巖、泥質灰巖和淺灰色生屑灰巖等4種主要巖性組合，茅二段—茅四段為海退體系域，以生屑灰巖和灰巖為主(圖1)。

茅一段處于較深水的外緩坡相，主要為灰黑色炭質泥巖、深灰色灰質泥巖、泥質灰巖和淺灰色生屑灰巖，泥質含量相對較高，具高伽馬和相對低電阻的電性特征。茅二段—茅四段水體變淺，逐漸相變為中緩坡和內緩坡沉積，主要沉積淺灰色塊狀生屑灰巖和灰巖，具低伽馬和高電阻的電性特征(圖1，圖2)。

圖1 川東南DS1井二疊系茅口組綜合柱狀圖

圖2 四川盆地及周緣二疊系茅口組沉積相

2.2 巖性特征

川東南地區茅一段主要發育炭質泥巖、灰質泥巖、泥質灰巖和生屑灰巖4種巖性，前2種巖性主要發育在茅一段中下部，后2種巖性在茅一段均較發育，自下而上，隨著泥質含量的降低，地層顏色逐漸變淺。

炭質泥巖呈灰黑色，斷面可見炭質鏡面，易染手，粘土含量平均45%，硅質含量平均30%，粘土礦物中滑石含量較高，最高可達40%，平均15%，有利于形成收縮縫(圖3a1—a3，圖4)。薄片下可觀察到層理和暗色有機質紋層。

灰質泥巖呈深灰色，不染手，粘土含量平均35%，硅質含量平均22%，方解石含量約24%，滑石含量平均8.5%。巖心表面可觀察到呈淺灰色的灰質生屑顆粒，裂縫發育，為方解石充填，薄片下可觀察到微裂縫被暗色有機質充填(圖3b1—b3，圖4)。

泥質灰巖呈深灰色，巖心表面可見復雜裂縫，礦物組分以方解石為主，方解石含量平均75%，薄片可見大量的云質和灰質顆粒，粘土含量平均12%，硅質礦物8%(圖3c1—c3，圖4)。泥質灰巖與灰質泥巖互層分布，可見明顯過渡界面。

圖4 川東南地區二疊系茅一段不同巖性主要礦物組分含量對比

生屑灰巖/灰巖呈淺灰色-深灰色，巖心表面可觀察到大量的生物化石，定向排列(圖3d1—d3)。

圖3 川東南地區二疊系茅口組不同巖性與儲層特征

3 源-儲特征

3.1 地化特征

有機碳含量(TOC)和熱演化程度(Ro)是頁巖氣靜態評價指標中的2個重要指標，決定了頁巖品質和生氣所處的階段，影響著有機質孔、孔隙度、含氣量及單井產量，是頁巖氣形成與富集的基礎。實驗分析及勘探實踐表明，有機質孔、孔隙度、含氣量及單井產量與TOC呈正相關；熱演化程度的高低決定了頁巖生烴量的多少，對頁巖孔徑大小、有機質孔發育程度及形狀、含氣量高低具有重要影響。

不同沉積相帶控制了頁巖發育層位及橫向變化，同時也決定了頁巖有機質豐度的高低。川東南地區DS1井茅一段74個巖心樣品TOC實驗分析表明(圖1)，茅一段TOC為0.5%～2.7%，最高5.1%，平均1.1%，超過烴源巖下限標準，為較好烴源巖。茅一段自上而下TOC呈逐漸增大趨勢，與志留系龍馬溪組具有相類似的縱向變化規律，茅一上亞段TOC平均0.9%，茅一下亞段TOC平均1.5%。平面上自西向東TOC呈增大的趨勢，涪陵地區TOC平均0.6%～1.0%，南川地區TOC平均0.8%～1.5%，綦江地區TOC平均0.5%～0.8%。Ro為2.00%～2.30%，平均2.16%，處于高熱演化階段，略低于寒武系和志留系頁巖的熱演化程度[21-25]，處于適中的生氣窗范圍內，具備較好的生氣條件，有利于大量生氣及有機質孔的演化與保存，茅一段生烴強度較大，為(40～50)×108m3/km2[22]。

茅一段不同巖性的TOC差異較大，DS1井實驗結果表明炭質泥巖和灰質泥巖TOC較高，平均分別為2.5%和1.1%，為好、較好烴源巖；泥質灰巖和生屑灰巖TOC相對較低，分別平均為0.8%和0.6%，為差烴源巖，低于寒武系和志留系頁巖TOC，但仍具備生烴條件(圖5)。

圖5 川東南地區二疊系茅一段不同巖性TOC含量對比

3.2 儲層特征

1)物性特征

茅一段巖性較致密，主要為低孔、低滲儲層，DS1井茅一段測井孔隙度2.3%～3.2%，滲透率(0.05～0.1)×10-3μm2，實驗分析孔隙度1.00%～4.00%，平均1.76%(圖1)。縱向上孔隙度具有自上而下逐漸升高的趨勢，茅一上亞段測井孔隙度平均2.40%，茅一下亞段測井孔隙度平均3.20%(圖1)。平面上孔隙度具有由北東向西南逐漸增大的趨勢，涪陵地區孔隙度平均2.00%～2.30%，南川地區孔隙度平均2.30%～3.00%，綦江地區孔隙度平均2.00%～2.50%。茅一段4種巖性的孔隙度存有一定差異(圖6)，炭質泥巖孔隙度相對較高，平均可達到2.00%以上，有機質孔發育對基質孔隙度有積極貢獻；生屑灰巖的孔隙度平均1.37%，略高于泥質灰巖(1.36%)、灰質泥巖(1.20%)，無機孔(溶蝕孔)起到了主要作用。

圖6 川東南地區二疊系茅一段不同巖性平均孔隙度對比

2)儲集空間類型

頁巖氣儲集空間類型多樣，眾多學者從不同角度對志留系和寒武系等認識程度較高的頁巖開展了精細分類，根據前人認識，通過巖心描述、FMI成像測井分析、薄片觀察與氬離子拋光掃描電鏡等不同研究尺度，茅一段可分為有機質孔、無機孔和微裂縫3類。

通過氬離子拋光掃描電鏡分析，茅一段有機質孔可分為獨立的有機質孔隙、包裹粘土礦物的有機質孔隙和黃鐵礦晶間有機質孔隙3個亞類(圖7)，孔徑在10 nm～5 μm不等，圓度較好。由于有機質豐度偏低，茅一段有機質孔較志留系龍馬溪組和寒武系牛蹄塘組有機質孔[24]發育少，但孔徑較大，可能跟生烴及成巖有關。有機質孔發育是頁巖氣富集高產的重要因素，有機質熱演化、壓實作用和地層壓力是影響有機質孔隙演化及孔徑變化的關鍵因素。有機碳含量宏觀控制有機質孔發育，有機碳含量越高，有機質孔越發育，儲層基質孔隙度越高。有機質孔的發育有利于頁巖氣的吸附，對后期較長時間穩產具有積極意義。

圖7 川東南地區二疊系茅一段有機質孔顯微照片圖版

無機孔主要為溶蝕孔，其次為粘土礦物晶間孔，少量黃鐵礦晶間孔，從大量掃描電鏡圖像中可以看到，溶蝕孔大多發育于方解石和白云石之中，溶蝕孔數量多，孔徑大，形狀以較為規則的多邊形為主。微裂縫具多期性，跟構造運動有關，被方解石或有機質充填，以粒緣縫為主，局部可見滑石和粘土礦物收縮縫(圖8)。整體上來看，無機孔中的溶蝕孔和微裂縫中的粒緣縫是儲集空間中最主要的2種儲集空間類型，在茅一段廣泛發育。有機質孔和溶蝕孔是儲集空間的主要貢獻者，粒緣縫則除了提供儲集空間外，更主要是儲層流體滲流擴散的重要通道。

圖8 川東南地區二疊系茅一段微裂縫與無機孔顯微照片圖版

巖心觀察與FMI成像測井分析表明，茅一段發育水平縫、層理縫和高角度縫等宏觀裂縫，局部發育小型揉皺，方解石充填或半充填，縫寬0.1～5.0 cm，裂縫密度1.7條/m，DS1井識別出53條水平縫和35條高角度裂縫。

根據有機質孔、無機孔和微裂縫3種主要儲集空間類型的分布與關系，構建了孔-縫-網復雜體，形成了茅一段“源-儲一體”的頁巖氣儲集模式。生屑灰巖、泥質灰巖儲層中，大量微米級溶蝕孔和粒間孔構成了頁巖氣運移的孔隙網絡，炭質泥巖、灰質泥巖儲層中豐富的有機質含量及其表面大量發育的有機質孔，通過層理縫或大量發育的粒緣縫連接，形成了相對于純泥頁巖儲層有著更好滲流能力的孔-縫-網復雜體(圖9)。

圖9 川東南地區二疊系茅一段“源-儲一體”頁巖氣儲集模式

茅一段發育4種巖性地層，每種巖性的儲集類型有所差異。炭質泥巖和灰質泥巖以有機質孔、溶蝕孔和粒緣縫為主，粘土礦物晶間孔比例增加，是所有巖性中粘土礦物晶間孔最發育的巖石類型，局部黃鐵礦富集。泥質灰巖、生屑灰巖以溶蝕孔和粒緣縫為主，其次為有機質孔，極少的粘土礦物晶間孔。

4 含氣性及氣體組分

川東南地區多口鉆井揭示茅口組氣測顯示主要集中在茅一段下部，主要是由于茅一段下部微裂縫和有機質孔相對發育。平面上具有明顯分區性，涪陵等構造相對穩定地區，茅一段儲層以基質孔隙為主，裂縫發育相對較少，氣測全烴一般為2%～5%，南川等地區處于構造復雜區，裂縫較發育，氣測全烴一般20%～70%，揭示了茅一段含氣性較好。實驗分析表明，泥質灰巖和生屑灰巖實測含氣量(0.20～1.14)m3/t，主要是因為裂縫較發育，以游離氣為主，取心過程中逸散較快，導致實驗結果偏低，灰質泥巖和炭質泥巖實測含氣量(1.00～2.17)m3/t，主要是由于泥巖有機質孔較發育，吸附氣占有較大比例，逸散較慢。利用三維地震屬性開展的頻率衰減梯度表明，茅一段含氣層具有全區連續性分布的特點，保存條件較好的背斜區氣測顯示為飽滿型，靠近出露區的斜坡區或向斜區氣測顯示表現為低幅型，含氣豐度逐漸降低。DS1井測井解釋茅一下亞段含氣量高，含氣性更好，含氣飽和度大于70%，優選1 200～1 236 m進行中途測試，試獲5.4×104m3/d工業氣流，展現出良好的儲層含氣性。

茅一段天然氣同位素實驗分析結果表明，氣體碳同位素具有部分倒轉的特征[26-29]，δ13C2(-24.5‰)>δ13C3(-25.2‰)>δ13C1(-31.3‰)。茅口組(DS1井)各組分碳同位素符合油型裂解氣的特征，與志留系龍馬組(PY1井，PY5井)相似(圖10a)。氣體組分含量與川東北的茅口組(儲層為茅二段和茅三段)差異較大，甲烷平均含量96.5%，乙烷平均含量0.7%，丙烷平均含量0.07%，含少量氮氣和氦氣，不含硫化氫，為干氣氣藏。將二疊系茅口組(DS1井)、志留系龍馬溪組(PY5井)和三疊系飛仙關組(SY12-2井)氣體碳同位素分布特征進行對比(圖10b)，三者的碳同位素分布特征具有一定差異性，龍馬溪組頁巖氣氣體碳同位素完全倒轉(δ13C1>δ13C2>δ13C3)，飛仙關組天然氣氣體碳同位素部分倒轉(δ13C2>δ13C3>δ13C1)，但分布型式與茅口組相近，不同層位氣體組分碳同位素值相差較大(10‰左右)，表明氣源存有差異。

圖10 川東南地區飛仙關組、茅口組和龍馬溪組氣體碳同位素對比

5 頁巖氣成藏富集模式及勘探潛力

5.1 頁巖氣成藏富集模式

川東南地區經歷了加里東、海西、印支、燕山和喜馬拉雅等多期構造運動，構造變形較強烈，主要受燕山期雪峰山逆沖推覆作用和喜馬拉雅期抬升剝蝕作用影響，形成了東西分帶、隆凹相間的構造格局。自東向西遞進變形，改造強度東強西弱，抬升幅度東高西低，保存條件逐步變好。川東南地區齊岳山斷裂以西屬于盆緣過渡區，保存條件較好，齊岳山斷裂以東屬于盆外褶皺區，保存條件較差。川東南地區二疊系茅一段構造特征與志留系具有一定繼承性和相似性(圖11)，斷層以擠壓為主，側向封閉性較好，茅二段致密灰巖-龍潭組泥巖、棲霞組致密塊狀灰巖和韓家店組泥巖，物性較差，為茅一段提供良好的頂、底板條件和蓋層條件，縱向封閉性好，是富集的重要條件。川東南茅一段地層壓力系數為1.14～1.20，背斜區構造高部位保存條件好，茅一段含氣層數量多、厚度大，由北向南，隨著保存條件逐漸變差，氣測顯示由飽滿型逐漸過渡為指峰型和低幅型，越靠近出露區，地層壓力系數越低，茅一段顯示越差，頁巖氣富集程度越低。

基于茅一段地化特征、源儲特征和氣體同位素特征，結合研究區構造與裂縫特征、單井測試產量和保存條件等綜合分析，形成了茅一段“源儲一體、連片分布以及構造-裂縫雙重控藏”的非典型性頁巖氣成藏富集模式(圖12)。

川東南地區外緩坡相茅一段炭質泥巖、灰質泥巖烴源巖提供良好的物質基礎(TOC高，Ro適中)，粘土礦物和滑石等收縮縫，粒緣縫，溶蝕孔、晶間孔等無機孔與有機質孔等形成優質儲層，“源儲一體”配置關系良好。

川東南地區外緩坡相炭質泥巖、泥質灰巖大面積分布[3]并含氣，構造與裂縫有利于游離氣富集，是控制高產的關鍵因素。裂縫為源內短距離運移提供良好的通道，孔-縫-網復合體的組合為頁巖氣聚集和富集提供了良好儲集空間，裂縫發育程度是控制茅一段高產的關鍵因素，具有與志留系頁巖氣相似的高產規律[30-34]。以南川地區平橋背斜為例，位于平橋背斜高部位的DS1井區茅一段裂縫較發育，氣測顯示活躍(圖1)，全烴最高達57%，試獲22.5×104m3/d；平橋背斜東翼受斷層影響裂縫較發育，鉆井全烴顯示5%～20%，顯示較好，試獲8.4×104m3/d；而斜坡區或向斜區裂縫較不發育區的鉆井氣測顯示較差，全烴基本在2%。

5.2 勘探潛力

新領域的突破離不開地質認識的創新和勘探思路的轉變，頁巖氣成藏機理和富集規律的認識促使天然氣從常規轉向非常規[11-14,30-33]，實現了勘探突破與開發建產，實現了從“源外”走向“源內”，相繼發現了涪陵、長寧、威遠、威榮和太陽等大中型頁巖氣田，累計探明儲量2×1012m3。茅口組也正經歷勘探思路的轉變，逐漸認識到茅一段“源儲一體型”頁巖氣的地質特征，為后期擴大資源規模奠定基礎。

川東南地區茅一段為灰泥灰巖型頁巖氣，巖性組合有別于認識程度較高的五峰組-龍馬溪組、牛蹄塘組硅質頁巖型頁巖氣，但具備“自生自儲、源儲一體”的地質特點[9]，具有自身的地質特點與成藏特殊性。通過川東南地區茅一段灰泥灰巖沉積相、巖性和源儲一體特征等研究，茅一段具備較好的頁巖氣成藏條件，結合前人對茅口組常規儲層的理論認識與勘探實踐[2,19,35]，川東南地區茅一段有利分布面積大于7 000 km2，預測資源量超5 000×108m3，頁巖氣勘探潛力大，是重要的接替層系。

6 結論

1)茅一段處于較深水外緩坡相沉積環境，地層巖性以深灰色-灰黑色炭質泥巖、灰質泥巖、泥質灰巖和生屑灰巖為主，具備較好的生烴、儲層和保存條件，為新類型非典型性頁巖氣。

2)外緩坡相富有機質泥巖、灰質泥巖烴源巖提供良好的物質基礎；茅一段有機質孔、溶蝕孔、粒緣縫和收縮縫等，可形成孔-縫-網優質儲層；外緩坡相泥巖、泥質灰巖大面積分布并含氣，裂縫發育區有利于富集高產，建立了茅一段“源儲一體、連片分布以及構造-裂縫雙重控藏”的新類型頁巖氣富集成藏模式。

3)川東南地區茅一段作為新層系新類型頁巖氣藏，具備較好的頁巖氣成藏條件，茅一段連續分布面積7 000 km2，預測資源量超5 000×108m3，是重要的接替層系，勘探潛力大。