四川盆地中部中三疊統雷三2亞段非常規儲層特征及勘探潛力

楊 雨 謝繼容 張建勇 文 龍 趙路子 張 豪 田 瀚汪澤成 付小東 李文正 孫豪飛 謝增業 郝 毅 辛勇光

1.中國石油西南油氣田公司 2.中國石油勘探開發研究院

0 引言

中三疊統雷口坡組發育優質白云巖儲層和膏鹽巖蓋層，是四川盆地天然氣勘探的重要領域。歷經50余年的勘探，已發現了磨溪、龍崗、中壩、彭州等常規氣田[1-5]。四川盆地雷口坡組石油地質研究取得了3點基本認識：①以常規油氣資源為主[5-8]；②天然氣源主要來自于下伏二疊系烴源巖和上覆上三疊統須家河組烴源巖[5-8]；③儲層巖性主要為孔隙型白云巖，泥質石灰巖、灰質泥巖等基本無儲集空間[9-14]。雖然四川盆地雷口坡組發育白云巖儲層，然而天然氣從下伏二疊系烴源巖經過多套儲層以及下三疊統嘉陵江組厚層膏鹽巖運移到雷口坡組和從上覆須家河組烴源巖“倒灌”至雷口坡組都具有較高難度，供烴強度有限，導致雷口坡組常規天然氣有發現但不能形成大規模儲量區，與勘探期望規模相去甚遠。

非常規油氣是全球未來油氣勘探的重要領域，其特點是資源規模大、儲層物性差，在盆地中心、斜坡大面積分布，圈閉界限與水動力效應不明顯[15-19]。近些年，在中國渤海灣盆地、三水盆地以及四川盆地中二疊統茅口組陸續發現泥灰巖非常規儲層[20-25]。近期，四川盆地中部（以下簡稱川中地區）CT1井在雷口坡組三段二亞段（以下簡稱雷三2亞段）泥質石灰巖和灰質泥巖段測試獲日產天然氣10.87×104m3，日產油47.04 m3，取得了海相泥質石灰巖和灰質泥巖非常規油氣勘探突破。老井復查表明，四川盆地雷三2亞段潟湖相泥質石灰巖和灰質泥巖大面積發育，已鉆井在泥質石灰巖和灰質泥巖中常見氣侵顯示，該層系有望成為天然氣勘探的重要領域。

為此，筆者在對川中地區雷口坡組老井復查和新井跟蹤研究的基礎上，對雷三2亞段潟湖相泥質石灰巖和灰質泥巖進行系統取樣，開展了掃描電鏡、高壓壓汞、脈沖滲透率等非常規儲層實驗，分析了該類儲層的特征和主控因素；在此基礎上通過井震結合預測了儲層發育有利區，并結合其成藏地質條件分析勘探潛力，預測下一步該層系的油氣勘探方向，以期為四川盆地雷三2亞段油氣勘探提供有益的地質理論依據。

1 地質背景

四川盆地是揚子準地臺上偏西北一側的一個次一級構造單元[1]，中三疊世雷口坡期屬于揚子克拉通盆地的一部分[26]；古溫度介于34.6～36.9 ℃，古氣候以干旱為主，間夾潮濕氣候[27-29]；盆內古隆起主要是瀘州古隆起、開江古隆起。四川盆地雷口坡組總體為一套碳酸鹽巖和蒸發巖共生沉積序列[30]（圖1-a、b），縱向上自下而上可劃分為雷一、雷二、雷三、雷四和雷五段，雷三段自下而上又細分為雷三1亞段、雷三2亞段和雷三3亞段（圖1-c）。受印支運動影響，川中地區雷口坡組與上覆須家河組之間呈微角度—平行不整合接觸，代表3～5 Mya中短期的地層剝蝕和夷平；川中地區雷口坡組普遍遭受剝蝕，整體缺失雷五段，由西向東地層逐漸被剝蝕減薄。川中地區雷三2亞段厚度呈現出“中厚邊薄”的分布特征，遂寧—南充凹陷中心地層最厚，厚度介于200～280 m，周邊依次向外地層逐漸減薄；由于靠近瀘州古隆起和開江古隆起，東側和南側雷三2亞段剝蝕嚴重，局部地區如合川以南地區雷三2亞段被剝蝕殆盡（圖1-a）。

圖1 川中地區雷三2亞段地層厚度分布、沉積相及柱狀圖

2 儲層特征與主控因素

2.1 川中地區雷三2亞段沉積相

雷三2亞段沉積期，川中地區位于凹陷區，以潟湖相沉積為主，巖性以水體較深、能量極低、鹽度大的潮下低能沉積的膏鹽巖和泥質石灰巖、灰質泥巖為主。遂寧—南充凹陷中心沉積了大套的鹽巖、膏巖夾泥質石灰巖和灰質泥巖，主要為膏鹽質潟湖沉積環境沉積，膏鹽質潟湖周邊依次向外圍發育含膏泥灰質和泥灰質潟湖沉積，最外圍是含泥灰坪沉積，膏鹽巖含量由中心向外圍依次逐漸減少（圖1-b）。受間歇性海侵—封閉蒸發的影響，川中潟湖區雷三2亞段主要為膏鹽巖與泥質石灰巖和灰質泥巖互層沉積，沉積多套黑色富含有機質泥質石灰巖和灰質泥巖（圖1-c）；泥質石灰巖和灰質泥巖具有較強的生烴能力。

2.2 雷三2亞段非常規儲層特征

川中地區雷三2亞段泥質石灰巖和灰質泥巖儲層孔隙類型除了石膏內部沿裂縫發育的擴溶孔（圖2-a）外，主要是納米—微米級無機孔、有機質孔和裂縫（圖2-b），無機孔主要是礦物粒間和粒內孔隙，產生礦物粒間孔和粒內孔的礦物主要是黏土礦物、方解石和黃鐵礦等礦物（圖2-c～e）。有機質孔隙主要發育在有機質中（圖2-f）。裂縫主要有構造裂縫和微裂縫兩種。CT1井雷三2亞段泥質石灰巖和灰質泥巖巖心發育兩期裂縫，早期裂縫以低角度裂縫為主，大多數被方解石充填，晚期裂縫以高角度裂縫為主，切穿早期低角度裂縫，大多數被方解石充填（圖2-g）；微裂縫主要發育在礦物顆粒之間、礦物周圍和有機質及石膏內部，最常見的是黏土礦物收縮縫和石膏微裂縫（圖2-i～k）。川中地區4口井雷三2亞段碳酸鹽巖巖心樣品孔隙度介于0.10%～8.51% （166個），滲透率介于 0.000 76 ～ 1.680 00 mD（139 個）（表1）。其中，32個泥質石灰巖和灰質泥巖樣品孔隙度介于2.00%～8.51%，平均值為2.7%；16個泥質石灰巖和灰質泥巖樣品滲透率介于0.001～1.490 mD（16個），平均值為0.190 mD。總體上屬于低孔、低滲非常規儲層。

圖2 川中地區雷三2亞段泥質石灰巖和灰質泥巖儲集空間特征照片

表1 川中地區部分井雷三2亞段巖心樣品物性參數統計表

2.3 雷三2亞段非常規儲層主控因素

黏土礦物含量是影響泥質石灰巖和灰質泥巖孔隙度的關鍵因素，黏土礦物含量越高，黏土礦物粒間孔和收縮縫增多，孔隙度越高。川中地區雷三2亞段碳酸鹽巖巖心樣品中黏土礦物含量高（大于25%）的泥質石灰巖和灰質泥巖孔隙度介于2.00%～8.51%，黏土礦物含量低（小于25%）的泥晶石灰巖和含泥石灰巖的孔隙度介于0.10%～2.00%，只發育少量方解石晶間孔等（圖2-l）。比如，HP1井雷三2亞段黏土礦物含量（大于50%）的灰質泥巖發育黏土礦物粒間孔、黏土礦物收縮縫和有機孔，孔隙度為6.93%（圖2-j）；黏土礦物含量（介于25%～50%）的灰質泥巖發育黏土礦物粒間孔、黏土礦物收縮縫，孔隙度為4.05%（圖2-k）。

石膏可能是影響孔隙度的重要因素。川中地區CT1井雷三2亞段含膏泥質石灰巖石膏內部可以見到沿裂縫擴溶的溶孔（圖2-a），它很可能與石膏的易溶性有關，當流體流經石膏內的裂縫時，可能會溶蝕一部分石膏，從而產生溶孔溶洞。

裂縫的發育程度是影響滲透率的至關重要的因素。CT1井區裂縫發育，由早期低角度裂縫和晚期高角度裂縫組成網狀裂縫系統，極大地改善了儲層的儲集性能；JY1井雷三2亞段有微裂縫的泥質石灰巖和灰質泥巖樣品滲透率（平均滲透率為0.025 41 mD）明顯高于沒有微裂縫的泥質石灰巖和灰質泥巖樣品的滲透率（平均滲透率為0.002 56 mD），兩者相差約10倍。

3 非常規儲層有利區預測

目前，針對泥質石灰巖和灰質泥巖非常規儲層有利區的預測，缺乏可參考的研究成果。常用的儲層預測手段一般包括地震屬性和地震反演，由于地震屬性與儲層物性參數之間不是簡單的線性關系，因此利用地震屬性難以滿足勘探生產的需要。泥質石灰巖和灰質泥巖儲層在測井上表現為高自然伽馬、低速度，與圍巖差異明顯，且儲層厚度一般都超過10 m，能夠達到地震分辨率的識別精度，因此，利用地震反演手段能夠識別儲層。地震反演是儲層定量預測最為常用的手段之一，筆者優選地震波形指示反演方法來進行泥質石灰巖和灰質泥巖儲層的精細定量預測，該方法克服了常規反演分辨率低以及受子波和低頻模型影響較大的缺點，利用地震波形橫向變化代替變差函數，在提高垂向分辨率的同時，橫向預測的準確性得到有效保證。

首先通過巖石物理分析，選取對泥質石灰巖和灰質泥巖儲層最為敏感的測井曲線，為基于井約束的反演提供指導。圖3為縱波波阻抗、自然伽馬與儲層關系的散點圖，圖中黃色點和黑色點分別代表泥質石灰巖儲層、灰質泥巖儲層和非儲層。從圖中可以看出，縱波波阻抗對泥質石灰巖和灰質泥巖儲層具有很好的區分性，泥質石灰巖和灰質泥巖儲層在測井上表現為高自然伽馬和低波阻抗的特征。因此，縱波波阻抗對泥質石灰巖和灰質泥巖儲層最為敏感，可以采用基于波形指示的波阻抗反演來預測儲層的縱橫向分布。

圖3 川中地區雷三2亞段非常規儲層、非儲層波阻抗與自然伽馬關系圖

圖4為過CT1井的地震剖面與地震波形指示反演結果疊合圖。圖中暖色調代表低縱波波阻抗，冷色調代表高縱波波阻抗，分別指示儲層和非儲層。圖中井旁測井紫色曲線為縱波波阻抗曲線，頂部膏鹽巖對應最低的縱波波阻抗。從地震剖面上可以直觀地看出，低自然伽馬的膏鹽巖主要發育在雷三2亞段頂部，膏鹽巖底界表現為中強波峰反射，可以進行追蹤對比，在反演時通過層位的約束來消除雷三2亞段頂部膏鹽巖的影響。從反演剖面上看，泥質石灰巖和灰質泥巖儲層與非儲層的界面明顯，縱橫向展布特征清晰，儲層總體上分布穩定，局部受構造擠壓的影響發生揉皺難以識別。泥質石灰巖和灰質泥巖儲層對應較低的縱波波阻抗，地震波形指示反演結果與實鉆井的縱波波阻抗曲線具有很好的匹配關系。結合巖石物理分析結果和目的層段井震對應關系，確定非常規儲層的縱波波阻抗門檻值介于9 000 ～ 14 000 (g/cm3)·(m/s)。CT1 井雷三2亞段預測儲層厚度為53 m，實際厚度為55 m，反演結果與實鉆井儲層厚度的誤差較小，證實地震波形指示反演對于泥質石灰巖和灰質泥巖儲層預測的可靠性。

圖4 過CT1井地震反演剖面圖

利用川中地區鉆井、測井資料，結合地震反演等手段，編制了四川盆地雷三2亞段泥質石灰巖和灰質泥巖儲層分布圖（圖5）。從圖中可以看出，除了川中南部邊緣等地區由于地層被剝蝕殆盡不發育儲層外，這套潟湖相致密泥質石灰巖和灰質泥巖儲層在川中大面積分布，主要位于西充—儀隴、WD6井—MX3井2個儲層厚值區，西充—儀隴地區儲層有利區面積約 4 700 km2，主體厚度介于 30 ～ 50 m，WD6 井—MX3 井有利區厚度介于 10 ～ 30 m，面積約 4 000 km2（圖5），這兩個儲層厚值區是下一步四川盆地雷三段蒸發潟湖相碳酸鹽巖儲層油氣勘探的有利方向。

圖5 川中地區雷三2亞段泥質石灰巖和灰質泥巖非常規儲層分布圖

4 油氣勘探潛力

4.1 烴源巖條件

CT1鉆探過程中，雷三2亞段泥質石灰巖和灰質泥巖見油氣顯示7次、氣侵4次、井漏2次、氣測異常1次。巖心和巖屑薄片觀察表明，CT1井雷三2亞段頂部以膏鹽巖與雷三3亞段泥晶石灰巖分界，底部以膏鹽巖與雷三1亞段泥質石灰巖分界。雷三2亞段上部巖性主要為膏鹽巖夾泥質石灰巖和灰質泥巖，中下部巖性主要為泥質石灰巖、灰質泥巖夾膏鹽巖，泥質石灰巖普遍含石膏。泥質石灰巖和灰質泥巖富含有機質，是一套較好的碳酸鹽巖烴源巖，總有機碳含量（TOC）介于0.30%～1.44%，TOC＞0.50%的烴源巖累計厚度約60 m；干酪根碳同位素偏重，δ13C介于-29.6‰～-27.1‰，有機質類型為混合型；成熟度（Ro）介于1.92%～2.26%，處于高成熟階段；生烴潛量（S1+S2）介于0.30～3.50 mg/g，平均值為0.96 mg/g。測井解釋非常規儲層厚度為55.25 m，儲層巖性主要為泥質石灰巖和灰質泥巖（圖6）。

圖6 CT1井雷三2亞段綜合柱狀圖

CT1井雷三2亞段泥質石灰巖和灰質泥巖儲層段酸化后測試，獲日產天然氣量為10.87×104m3，日產油量為47 m3，發現海相非常規油氣。CT1井原油密度介于 0.73 ～ 0.75 g/cm3，平均值為 0.74 g/cm3，為輕質油，黏度介于 0.67 ～ 0.91 mPa·s，平均值為 0.76 mPa·s，初餾點介于26～29 ℃。初餾點與上三疊統須家河組、中侏羅統沙溪廟組等氣藏油性質存在一定差異，CT1井原油密度、黏度比沙溪廟組和須家河組原油大（表2）。CT1井雷口坡組凝析油處于高成熟階段，利用金剛烷判識Ro=1.65%，利用甲基菲指數確定Ro=1.76%～1.86%，處于高成熟階段。天然氣為濕氣，甲烷含量介于85.83%～88.15%，乙烷含量介于5.51%～7.76%，丙烷含量介于1.79%～3.20%；干燥系數介于0.871～0.924。

表2 CT1井不同層系凝析油物性參數對比表

多種分析化驗證據表明，CT1井雷口坡組油氣以自源近距離聚集成藏為主，母質類型主要為偏腐泥混合型，原油處于高成熟階段。

4.1.1 CT1井雷三2亞段油氣同位素具有海相特征，具有自生來源特征

CT1井天然氣氫同位素明顯比陸相須家河組氣重，輕于海相二疊系來源天然氣；天然氣δ13C1、δ13C2值輕于多數須家河組氣樣，僅與少部分樣品接近，可能主要與原生氣藏的累積聚氣有關；天然氣碳同位素特征顯示其為過渡型，來源于混合有機質。

四川盆地海相成因天然氣與陸相成因天然氣甲烷氫同位素約以-150‰為界，而CT1井天然氣δ2HCH4值大于-150‰，為海相成因（圖7-a）。

圖7 CT1井雷三2亞段油氣成因分析圖

CT1井雷三2亞段原油輕烴和正構烷烴單體烴碳同位素較輕，具有海相原油的特征。須家河組原油輕烴同位素較重，介于-26‰～-21‰；CT1井原油輕烴、正構烷烴單體烴碳同位素較輕，主要介于-23‰～-32‰，表現出海相烴源巖特點。對比分析還發現，CT1井雷三2亞段凝析油輕烴及正構烷烴單體碳同位素與上覆須家河組、下伏嘉陵江組凝析油均不同（圖7-b），CT1井凝析油飽和烴、芳烴、非烴、瀝青質碳同位素值相近，主要受母源影響，未經長距離運移。因此，CT1井雷三2亞段油氣屬于自生自儲類型，就近聚集成藏。

4.1.2 雷三2亞段原油母質類型主要為偏腐泥混合型

CT1井雷三2亞段油氣輕烴組成均以正構烷烴和鏈烷烴為主，有機質類型為混合型，與雷三2亞段泥灰巖烴源巖有機質類型吻合。CT1井雷三2亞段原油正構烷烴以低碳數為主，揭示其成熟度較高，姥鮫烷/植烷（Pr/Ph）比值為1.45，為還原環境，Pr/nC17、Ph/nC18比值表明為混合型有機質，以偏腐泥混合型為主（圖7-c）。CT1井雷三2亞段泥灰巖干酪根類型主要為混合型，說明兩者具有親緣關系。

CT1井雷三2亞段原油與中壩氣田須家河組原油輕烴、正構烷烴特征存在明顯差異，反映油源不同。須家河組原油輕烴組分具有甲基環己烷＞正庚烷、2-甲基己烷含量高、庚烷值與異庚烷值低的特征；CT1井雷三2亞段原油輕烴組分中甲基環己烷＜正庚烷，2-甲基己烷含量低、庚烷值與異庚烷值高，兩者具有明顯差異（圖7-d）。

4.2 油氣勘探潛力

川中地區雷三2亞段埋深介于 2 000 ～ 4 000 m，大面積發育的潟湖相泥質石灰巖和灰質泥巖普遍含氣，已鉆井在泥質石灰巖和灰質泥巖中氣侵顯示頻繁，新鉆井CT1井測試已獲工業油氣流，具有一定的油氣勘探潛力，是有利的海相非常規油氣藏勘探領域。①川中地區雷三2亞段泥質石灰巖、灰質泥巖是一套潟湖相烴源巖，實測殘余TOC平均值為0.77%，最高可達1.98%，屬于較好的碳酸鹽巖烴源巖；西充—儀隴地區為生烴中心，厚度介于60～130 m（圖8），生烴強度介于 6×108～ 12×108m3/km2，估算生烴量為25×1012m3。②川中地區雷三2亞段泥質石灰巖和灰質泥巖既是烴源巖又是儲層，儲集空間以納米—

微米級孔縫為主，儲層低孔、低滲，儲層在川中地區大面積分布，西充—儀隴和WD6井—MX3井2個儲層厚值區總面積約8 700×104km2，儲層主體厚度介于10～50 m。③雷三2期，川中地區大面積分布的膏鹽質潟湖沉積了多層膏巖、鹽巖等蒸發巖，膏鹽巖與富有機質泥質石灰巖和灰質泥巖交互沉積，多層膏鹽巖的存在為其下部富有機質泥質石灰巖和灰質泥巖形成異常高壓（如MX3井產層中部地層壓力為42.20 MPa，地層壓力系數1.81；CT1井地層壓力系數為1.96）提供良好的地質條件，同時也為下部地層天然氣的聚集和保存起到良好的封蓋作用，對雷三2亞段富有機質泥質石灰巖和灰質泥巖致密氣的成藏和保存有重要影響。川中地區雷三2亞段大面積發育的潟湖相泥質石灰巖和灰質泥巖源儲一體，頂底板均為膏鹽巖封堵，可以構成一種新型非常規天然氣成藏系統（圖9）。川中地區雷三2亞段存在連續分布的海相非常規油氣藏，西充—儀隴等裂縫發育區將是油氣富集區，油氣勘探潛力大。

圖8 四川盆地雷三2亞段泥質石灰巖和灰質泥巖厚度分布圖

圖9 四川盆地雷三段非常規氣成藏模式圖

5 結論

1）川中地區雷三2亞段發育泥質石灰巖和灰質泥巖儲層，儲集空間以納米—微米級無機孔、有機孔和裂縫為主，孔隙度介于2.00%～8.51%，滲透率介于 0.000 76 ～ 1.680 00 mD，屬于低孔、低滲非常規儲層。

2）黏土礦物含量是影響泥質石灰巖和灰質泥巖孔隙度的關鍵因素，黏土礦物含量與孔隙度成正比，黏土礦物含量越高，孔隙度越大；石膏是影響孔隙度的重要因素，石膏中常見沿裂縫分布的溶孔；裂縫是影響滲透率的關鍵因素，裂縫越發育，滲透率越高。

3）縱波波阻抗對泥質石灰巖和灰質泥巖儲層具有很好的區分性，泥質石灰巖和灰質泥巖儲層表現為高自然伽馬、較低中子和較低波阻抗；井震結合預測儲層在川中潟湖區大面積分布，存在西充—儀隴、WD6井—MX3井2個儲層厚值區，厚度介于10 ～ 50 m。

4）川中地區雷三2亞段大面積發育的潟湖相泥質石灰巖和灰質泥巖源儲一體，頂底板均為膏鹽巖封堵，具有埋深淺、分布廣、原地生烴、成儲和成藏的特點，可以構成一種新型非常規油氣成藏系統。川中地區雷三2亞段存在連續分布的海相非常規油氣，西充—儀隴等裂縫發育區是油氣富集區，油氣勘探潛力大，是一個值得探索的非常規油氣勘探新領域。