四川盆地茅口組灘相孔隙型白云巖儲層天然氣勘探的突破及啟示
——以川中北部地區JT1 井天然氣立體勘探為例

楊 雨 謝繼容 趙路子 黃平輝 張璽華 陳 聰 張本健 文 龍 汪 華 高兆龍 山述嬌

1.中國石油西南油氣田公司 2.中國石油西南油氣田公司勘探開發研究院3.中國石油西南油氣田公司勘探事業部 4.中國石油西南油氣田公司川西北氣礦

0 引言

四川盆地中二疊統茅口組一直都是重要的油氣勘探層系，前期的勘探對象主要是蜀南地區茅口組裂縫、縫洞型氣藏，采用“三占三沿”打構造的勘探模式，曾為該盆地天然氣工業發展做出過重要的貢獻——蜀南地區茅口組獲工業氣井422 口，累計發現氣藏325個，探明天然氣動態儲量699.24×108m3，累計采氣535.29×108m3。為了進一步擴大茅口組的勘探領域，需要轉變觀念，跳出裂縫型氣藏的勘探思路，尋找新的勘探類型。近年來，中國石油西南油氣田公司立足孔隙型儲層的規模發現[1-4]，持續開展構造—沉積演化研究，基于等時層序對比、古生物地層、巖石學特征等基礎地質研究，發現川北地區茅口組發育一套海槽相有機質泥巖[5-7]，與中下揚子地區的下二疊統孤峰組可以進行對比，證實川北地區在茅口組沉積期存在著臺地—海槽的相帶分異。這就為尋找茅口組新的勘探領域提供了新思路。事實上，在茅口組沉積早期，四川盆地處于上揚子臺地，整體沉積環境穩定，巖性巖相變化不大，茅二段沉積晚期受峨眉地幔柱上拱，加之板塊拉張運動的影響，在川中北部—川北地區形成一系列臺洼和臺內裂陷。由于受臺洼和臺內裂陷的控制，川北地區發育臺緣帶，川中北部地區發育3 個沉積高帶，簡稱為“一緣三高帶”，其控制了灘相儲層的規模發育。近期，位于川中北部沉積高帶的JT1 井繼在下寒武統滄浪鋪組獲得天然氣勘探突破后，又鉆遇茅二段15 m 厚的塊狀孔隙型白云巖儲層，測試獲得112.8×104m3/d 高產工業氣流，標志著四川盆地茅口組孔隙型儲層天然氣勘探取得重大突破并展現出較大的天然氣立體勘探潛力。

1 區域地質背景

四川盆地中二疊世開始海侵，主要發育正常淺海碳酸鹽巖臺地相，縱向上形成了中二疊統棲霞組和茅口組兩個海侵—海退的沉積旋回。中、晚二疊世之交的區域性東吳構造運動[8-11]，使得四川盆地在中二疊世晚期（茅口期）發生構造分異，發育北西向克拉通臺內拉張裂陷海槽，使得臺地上發生沉積分異（圖1）。

茅口組沉積時期，以北部勉略洋伸展和峨眉地幔柱隆升為主線的構造演化直接控制了沉積演化[12-13]。茅口組沉積早期，受大規模海侵的影響，全盆地茅口組底部沉積了一套穩定的巖性組合，表現特征為：下部為較深水環境的眼皮眼球狀泥質灰巖沉積，上部為開闊臺地相泥晶灰巖沉積。這一時期西南部的峨眉地幔柱尚未隆升，而向北仍然是向勉略洋過渡的被動陸緣環境[14-15]。茅口組沉積中晚期，峨眉地幔柱開始持續隆升結合勉略洋伸展作用，產生北東向拉張應力，茅二期在川中北部首先形成多條北西向臺洼，茅三期拉張作用進一步加強，川北地區出現臺內裂陷。該時期一系列的構造運動，形成了盆地茅口組隆凹相間的沉積大格局。

圖1 四川盆地中二疊統茅口組沉積特征圖

2 地層特征與沉積演化

2.1 地層特征

根據層序地層學以及等時界面的研究，可以將四川盆地茅口組劃分為兩個層序，分別為SQ1 和SQ2（圖2），其中SQ1 底界面為茅口組底界與棲霞組頂界的巖性轉換面，頂界面為三級海侵旋回頂界（碳同位素值正偏最大值，圖2、3），SQ2 頂界面在臺地區表現為茅頂區域暴露面，在斜坡海槽區表現為茅頂與吳家坪組王坡頁巖的巖性轉換面。

茅口組SQ1 早期（茅一c 亞段—茅二c 亞段）巖性以深灰色泥質灰巖為主，碳同位素表現為較大正值且保持緩慢增高，表明SQ1 早期水體較深，海平面緩慢上升。至SQ1 晚期（茅二b 亞段），開始沉積一套較純的碳酸鹽巖，泥質含量減少，巖性以深灰色泥晶灰巖為主，碳同位素穩定在一個較大正值，表明該時期海平面穩定，整體為淺水臺地環境。茅口組SQ2（茅二a 亞段—茅三段），巖性主要是淺灰色砂屑灰巖、細晶云巖和云質灰巖，該時期碳同位素值開始降低，表明臺地區海平面開始下降，水體變淺，茅口組頂部碳同位素值受淡水影響出現負偏，茅口組末期臺地區接受暴露巖溶。

平面上，茅口組SQ1 呈北東向展布，北東厚、南西薄。川東北地區厚度最大，主要介于180 ～220 m。川北、川中—蜀南地區SQ1 地層較薄，主要介于140 ～180 m。盆地內SQ1 巖性變化不大，自下而上分別為一套深灰色泥質灰巖和深灰色泥晶灰巖（圖3）。

SQ2 地層展布呈北西—南東向展布（圖4）。盆地內茅口組SQ2 巖性及厚度變化大，川中射洪—鹽亭沉積高帶至川北臺緣帶厚度大，介于100 ～160 m，巖性主要為亮晶顆粒灰巖、細晶云巖和云質灰巖。川北海槽區九龍山—巴中—宣漢一線厚度較薄，厚度主要介于10 ～20 m，巖性為有機質泥巖、灰質泥巖、硅質泥巖。川中臺洼區綿陽—LT1 井一線厚度相對較薄主要介于50 ～60 m，巖性為泥質灰巖或泥晶灰巖。

圖3 四川盆地茅口組連井地層對比圖

圖4 四川盆地茅口組的地層厚度等值線圖

地層特征可以看出，茅口組SQ1 沉積期，古地貌表現為南高、北低、西高、東低的特征，地層自北東向南西充填，該時期地層巖性較為穩定，表現出均斜臺地的特征，表明SQ1 時期茅口組沉積環境穩定。SQ2 時期，發生沉積分異，造成地層展布方向、厚度和巖性發生重大變化，川中—川北一帶出現了高能灘相地層，沉積厚度大，具亮晶結構，顆粒含量高。

2.2 沉積演化及高能灘相特征

2.2.1 沉積演化

茅口組沉積早期（SQ1）持續海侵，此時構造活動較弱，沉積環境穩定[16-19]，主要沉積一套淺水臺地環境，四川盆地沉積環境穩定。

茅口SQ2 時期四川盆地發生了臺槽分異，自SQ2 早期（茅二a 期）開始由原來緩坡模式轉變為槽臺模式，在川北—川東北地區廣元—巴中—達州一線出現深水海槽相，川中北部射洪—鹽亭地區出現兩排臺洼，呈北西向展布。此時海平面相對穩定，臺地區水體深度適合生物生長，碳酸鹽生長速率快，臺洼邊緣沉積較厚的高能灘相地層，川中北部兩個臺洼邊緣發育三個沉積高帶（圖5-a）。SQ2 晚期（茅三期）全球海平面下降，海槽出現收縮，川中北部臺地區沉積物可容空間減少，加之此時川北地區裂陷持續拉開，海槽變深，導致茅三亞段沉積期高能灘體由川中北部地區向川北地區遷移，川北臺槽之間坡度變大，劍閣—龍崗一線形成臺地邊緣，發育臺緣帶的高能灘相（圖5-b）。因此在茅口組SQ2 時期，平面上形成兩個高能灘相發育區，分別是川中北部射洪—鹽亭地區的茅二a 亞段臺洼邊緣高能灘和川北劍閣—龍崗地區的茅三段臺緣高能灘（圖6）。

綜上，茅口組的沉積格局由茅一段到茅二b 亞段的碳酸鹽巖緩坡轉變為茅二a 亞段到茅三段的槽臺格局，耦合茅口組海平面變化以及川北海槽的演化，使得茅口中晚期發育“一緣三高帶”高能灘相，為孔隙型儲層大面積分布奠定了基礎。

2.2.2 高能灘相特征

近期，JT1 井在川中北部茅二a 亞段臺洼邊緣灘相獲得油氣發現，證實該套灘相地層具有重要含油氣意義。在此重點介紹該套灘相的特征。

川中北部茅二a 沉積期臺洼邊緣灘相發育段為一套較純的碳酸鹽地層，泥質含量低，測井曲線為低GR、高DEN，巖性主要為殘余砂屑云巖（圖7-a、b）和亮晶砂屑灰巖（圖7-c、d），砂屑含量高，超過50%，磨圓度高、分選型好，表明沉積水體能量強。巖石結構為顆粒支撐，砂屑表面多存在泥晶套，顆粒之間多為亮晶膠結，表明沉積水體動蕩。臺洼邊緣灘相地層厚度大，JT1 井和NC2 井茅二a 亞段厚度介于55 ～60 m，而臺洼區LT1 井和緩坡區NC3 井茅二a 亞段厚度均小于40 m。

圖5 四川盆地茅口組沉積演化圖

圖6 四川盆地茅口組沉積相剖面圖

圖7 JT1 井茅二a 亞段臺洼邊緣灘相巖石學特征圖版

3 相控型儲層特征

JT1 井茅二a 亞段儲層單層厚度較大，物性好。茅二a 亞段發育一套塊狀儲層，厚度為15 m，平均測井孔隙度為4.9%，揭示了川中北部臺洼邊緣灘相發育優質儲層，儲層段巖性主要以亮晶砂屑灰巖、亮晶生屑灰巖和殘余砂屑云巖為主（圖8），其中白云巖基質為細晶白云石、晶形自形程度低，可以見明顯砂屑或生屑幻影，石灰巖以亮晶顆粒灰巖為主，顆粒又以砂屑為主，生屑次之。從巖屑薄片可以看出，面孔率在5%左右，儲集空間以粒間溶孔、晶間溶孔和晶間孔為主，從巖石學特征和儲集空間可以看出，川中北部茅二a 亞段優質儲層為高能灘相控制的孔隙型儲層。

圖8 JT1 井茅二a 亞段儲層特征圖版

4 區帶評價及天然氣勘探方向

4.1 儲層規模

川中—川北地區茅口組“一緣三高帶”內除JT1外，ST12、LG70、NC2 等鉆井也證實茅口組孔隙型儲層的存在。這些鉆井揭示的儲層厚度介于10 ～15 m，平均孔隙度超過5%，孔隙類型以粒間溶蝕孔為主，孔隙型特征明顯，平面上穩定分布，地震刻畫結果表明，川北劍閣至龍崗臺緣帶高能灘相有利區分布面積近1 000 km2，川中北部射洪—蓬溪一帶臺洼邊緣灘體面積超過5 000 km2（圖9）。川中北部臺洼邊緣帶和川北臺緣帶沉積水體能量強，生屑和砂屑等顆粒含量高，加之長期風浪改造和東吳期茅口組暴露巖溶，易在顆粒之間的原生孔隙基礎上形成粒間溶孔，為臺緣帶提供了良好的儲層發育條件。

4.2 源儲配置關系

圖9 四川盆地茅口組有利勘探區帶評價圖

川中—川北地區發育寒武系、二疊系、志留系等多套烴源巖，其中寒武系處于裂陷槽發育區，槽內下寒武統筇竹寺組巖性較單一，以黑色碳質頁巖為主，TOC ＞2%，厚度一般為400～500 m，最大厚度逾 1 560 m（廣元長江溝）[20-21]。二疊系茅一段泥灰巖和孤峰組有機質泥巖為潛在有利烴源巖，茅一段泥灰巖平均TOC 為1.4%，生氣強度介于18×108～40×108m3/km2，孤峰組有機質泥巖TOC 含量高，主要介于2%～10%。

川中—川北地區發育多條基底斷裂，下部斷穿寒武系、上部斷至下二疊統，平面上呈北西向展布，寒武紀至早中二疊世持續活動，深層油氣沿斷裂向上運移，烴源通道發育，形成良好的油氣輸導體系（圖9、10）。區內多套優質烴源巖在平面上與茅口組高能灘疊合（圖10），有利于灘相儲層捕獲油氣，烴源斷裂從寒武系斷穿至二疊系，源儲配置關系好。茅口組孔隙型儲層受相帶控制，高能灘相以外發育致密灰巖作為封堵，保存條件好，有利于天然氣規模成藏，JT1井證實茅口組氣藏不受構造控制，表現為巖性氣藏。

圖10 過JT1 井二維地震疊前時間偏移剖面圖

4.3 勘探方向

JT1 井茅口組氣藏的發現標志著四川盆地茅口組已實現了從裂縫型氣藏向孔隙型氣藏的勘探突破，展示了相控孔隙型儲層的天然氣勘探潛力，堅定了茅口組尋找孔隙型氣藏的勘探思路。研究表明，川中—川北地區發育茅二段和茅三段多期高能灘相，相控型儲層在區內大面積分布；目前JT1 井已突破川中臺洼邊緣沉積高帶——在沉積高帶的控制下，茅二段儲層厚度穩定，物性好，是近期擴大勘探成果的重要領域。另外川北茅口組臺緣帶與川中沉積高帶具有灘體遷移關系，開展區內茅口組沉積微相研究，明確灘體遷移規律，落實高能灘相分布規律是尋找下一個規模灘相儲層的重要方向。

5 結論

1）JT1 井滄浪鋪組和茅口組的天然氣立體勘探發現與突破，再一次證明了川中北部太和含氣區海相碳酸鹽巖巨大的勘探開發潛力。JT1 井茅口組獲得高產工業氣流，進一步證實四川盆地茅口組具備發育相控型孔隙型儲層的地質條件，為規模優質儲量的提交指明了新方向。

2）受峨眉地幔柱上拱及板塊拉張運動的影響，川中北部至川北地區形成一系列臺洼和臺內裂陷。受臺洼和裂陷的控制，茅口組的沉積格局由茅一段到茅二b 亞段的碳酸鹽巖緩坡轉變為茅二a 亞段到茅三段的槽臺格局，耦合茅口組海平面變化以及川北海槽的演化，使得茅口中晚期發育“一緣三高帶”高能灘相。該沉積背景為孔隙型儲層大面積分布奠定了基礎。

3） JT1 井鉆探證實茅二a 亞段發育一套塊狀儲層，厚度為15 m，平均測井孔隙度為4.9%，儲層段巖性主要以亮晶砂屑灰巖、亮晶生屑灰巖和殘余砂屑云巖為主，從巖屑薄片可以看出，面孔率為5%左右，儲集空間以粒間溶孔、晶間溶孔和晶間孔為主，為高能灘相控制的孔隙型儲層。

4）JT1 井茅口組氣藏的發現，標志著四川盆地茅口組實現了從裂縫型氣藏向孔隙型氣藏的勘探突破，展示了相控孔隙型儲層勘探潛力。受橫向上臺洼致密泥灰巖遮擋以及上覆泥頁巖地層封蓋，在現今單斜背景下具備形成構造—巖性復合圈閉的條件，地震刻畫川中—川北地區茅口組發育多個大型灘體，并且烴源斷裂從寒武系斷穿至二疊系，源儲配置關系好，初步評價有利天然氣勘探面積約6 000 km2。