碳酸盐岩烃源岩气藏的发现及其油气地质意义——以四川盆地涪陵地区中二叠统茅口组一段气藏为例

胡东风 王良军 张汉荣 段金宝 夏文谦 刘珠江 魏全超 王 昆 潘 磊

中国石化勘探分公司

0 引言

四川盆地川东南地区中二叠统茅口组一段（以下简称茅一段）以往长期被业界视为一套碳酸盐岩烃源岩[1-5]，虽然大量钻井都曾在茅一段钻遇过良好的天然气显示，但多被认为是烃源岩裂缝气显示，未有针对性地对其开展储层评价与测试工作。

近年来，借鉴四川盆地页岩气勘探的技术思路[6-22]，中国石化勘探分公司加强了对川东南地区茅一段的油气地质综合评价研究工作。通过野外基干剖面实测和探井系统取心，借助于非常规油气的分析测试手段，研究了茅一段的天然气成藏基本条件；重点研究了其富含有机质碳酸盐岩的储集空间以及天然气成藏过程；进而认为该区茅一段是一种特殊类型的气藏，并且具有较大的天然气勘探潜力。借助于上述非常规天然气的研究思路，在川东南涪陵地区兼探井——JS1井、YH1井茅一段开展直井酸化测试，分别获得日产1.68×104m3和3.06×104m3的工业气流，不仅证明了该区茅一段灰泥灰岩储层具有良好的含气性[23]，而且还进一步证实了茅一段碳酸盐岩烃源岩气藏具有较大的天然气勘探潜力。

1 沉积特征

二叠系茅口组沉积早期，四川盆地主体处于碳酸盐岩缓坡沉积环境[24-27]，茅一段顶底识别标志明显、沉积厚度稳定（85～130 m）。川东南地区水体相对较深，沉积了一套瘤状灰岩，俗称眼球状灰岩[28-33]。通过对川东南冷水溪、老黄钎等野外露头茅一段的观察与实测（图1），认为茅一段地层整体具有成层性，根据岩性组合特征将茅一段分为上、下两个亚段，分别对应于两个完整的沉积旋回。鉴于涪陵地区钻井岩性组合与野外地质剖面具有可对比性，因而借助于该区JY66-1井的岩心资料，综合分析后将茅一段细分为8个小层（图2）。

图1 研究区位置及重点资料点分布图

茅一段岩性主体由黑灰色灰泥灰岩（俗称眼皮）与灰色灰岩（俗称眼球）组成[28-29]，前者的X射线衍射分析结果表明，碳酸盐矿物含量介于30%～90%、石英含量介于0～20%、滑石含量多介于0～30%（个别点超过50%）；后者为典型的石灰岩，碳酸盐矿物含量超过90%。上述两种岩性根据其比例的不同，形成了以下4种岩性组合，其矿物成分的比例也随着岩性组合的不同而变化：①灰泥灰岩（图3-a、b），具纹层状层理，是一种碳酸盐岩细粒沉积物，深灰—黑灰色，薄层状，单层厚度较小，局部页理发育，主要发育在茅一段1、3小层；②瘤状灰泥灰岩（小疙瘩）（图3-c、d），具透镜状层理，灰泥灰岩占比大于50%，石灰岩占比小于50%，长轴沿顺层方向排列，主要发育在茅一段5、6小层；③瘤状灰岩（大疙瘩）（图3-e、f），具脉状层理，石灰岩占比大于50%，灰泥灰岩填隙于瘤状缝隙之间，占比小于50%，主要发育在茅一段2、7小层；④石灰岩（图3-g、h），具中层块状层理，灰—浅灰色厚层—块状，横向分布稳定，主要发育在茅一段4、8小层。钻井岩性组合和野外地质剖面具有较好的可对比性。

2 天然气成藏条件

2.1 烃源岩及其特征

JY66-1井系统岩心取样分析结果表明，85个样品的总有机质含量（TOC）测试值为0.03%～2.41%，平均值为0.62%。进一步分析认为，黑灰色灰泥灰岩与灰色灰岩两种基质岩性的TOC差异大（图4）：前者的TOC介于0.21%～2.41%，平均为0.86%，TOC＞0.5%的占81.4%，为有效碳酸盐岩烃源岩；后者的TOC介于0.03%～0.43%，平均为0.13%，TOC＜0.5%，不具备生烃能力。这说明茅一段的烃源岩主要为黑灰色灰泥灰岩和瘤状灰泥灰岩，JY66-1井茅一段有效烃源岩的厚度为44.68 m。钻井统计和测井解释结果表明，涪陵地区灰泥灰岩及瘤状灰泥灰岩分布广泛，厚度介于40～50 m。

图2 涪陵地区茅一段综合地层剖面图

图3 涪陵地区茅一段岩性特征及层理构造照片

图4 JY66-1井茅一段TOC分布频率图

从碳酸盐岩干酪根碳同位素和镜检实验分析结果可知，涪陵地区茅一段烃源有机质类型主要为腐泥型—偏腐泥混合型，热演化程度适中，Ro介于1.71%～2.18%，平均为1.94%。

2.2 储集层及其特征

2.2.1 储集空间类型

通过分析JY66-1井、冷水溪、老黄钎剖面氩离子扫描电镜照片与大视域背散射扫描电镜照片，发现茅一段储集空间主要为粒缘孔（缝）、成岩收缩孔（缝）、有机质孔和裂缝。以下分述之。

1）粒缘孔（缝）：是方解石颗粒、石英、有机质、黏土矿物之间的孔（缝），多呈一定弧度，延伸不远，倾向和倾角不固定。孔径分布范围介于10～1 100 nm，主要分布在20～400 nm之间；缝宽大多数都在50 nm左右，连通性好。在茅一段下部黏土矿物及碳酸盐岩矿物含量均较高的层段中比较常见（图5-a）。

2）成岩收缩孔（缝）：X射线衍射测试结果发现灰泥灰岩中含有滑石，氩离子抛光高精度扫描电镜测试揭示其成岩收缩孔（缝）非常发育，系沉积的海泡石在成岩过程中向滑石转化时形成的。主要发育在灰泥灰岩中，滑石晶面孔（缝）缝宽介于10～200 nm，多在50 nm左右；滑石界面缝范围介于160～960 nm，最大可以达到1 300 nm；倾向和倾角不固定，连通性较好，开度变化大。在茅一段下部黏土矿物含量较高的层段中比较常见（图5-b、c）。

图5 茅一段主要储集空间类型电镜照片

3）有机质孔：主要发育在灰泥灰岩中，与下志留统龙马溪组页岩有机质孔类似，孔隙大小通常为纳米级，大小一般介于2～100 nm，大多呈不规则形状，连通性较差。在茅一段有机质含量较高的层段中均有发育（图5-d、e）。

4）裂缝：包含微裂缝和宏观裂缝。氩离子抛光扫描电镜发现，微裂缝长度一般介于3～5 μm（图5-f）。JY66-1井茅一段岩心观察、描述统计结果表明，茅一段宏观裂缝主要发育低角度裂缝、高角度裂缝、压溶缝和岩性过渡缝。其中低角度裂缝最为发育，其在茅一段1—3小层零星分布，而在4—6小层则分布较为密集，多被方解石半—全充填。高角度裂缝发育，被方解石全充填，多发育于2、4小层的石灰岩中。

2.2.2 储层物性

茅一段因常常被视为碳酸盐岩烃源岩，故多年来其储集性能一直未被研究过。为此，笔者从JY66-1井茅一段岩心上等间距连续取样85个，对其进行物性分析。分析结果表明：孔隙度介于0.01%～6.08%，平均为1.42%，孔隙度大于2.0%的样品占比为21.2%；渗透率介于0.006～4.752 mD ，平均为0.041 mD，渗透率介于0.01～0.10 mD的样品占比为76.70%。因此，茅一段储层为特低孔隙度、特低渗透率裂缝—孔隙型致密储层。

同样将前述两种基质岩性分开来统计发现（图6），黑灰色灰泥灰岩孔隙度介于0.38%～6.08%，平均为1.90%，具有一定的储集能力；而灰色灰岩孔隙度则介于0.01%～1.09%，平均为0.56%，基本上不具备储集能力。这说明茅一段储层岩性主要为黑灰色灰泥灰岩和瘤状灰泥灰岩，也就是说茅一段生烃层与储集层为同一套岩性，天然气成藏受岩性的控制。

图6 JY66-1井茅一段孔隙度分布频率图

2.2.3 孔隙结构

氮气吸附—脱附实验结果表明，孔径介于5～50 nm的中孔提供了主要的孔体积，孔径大于50 nm的大孔提供了次要的孔体积，孔径小于5 nm的微—中孔仅提供了部分孔体积；对茅一段样品的液氮吸附—压汞联合测定结果表明，孔隙主要分布由中孔组成，其结论与氮气吸—脱附实验分析结果一致（图7）。

2.3 顶、底板发育情况

1）JY66-1井岩心描述和野外地质剖面观察结果表明：茅一段4小层是一套灰—浅灰色厚层块状灰岩，横向分布稳定（图3-g、h），岩心分析突破压力介于49.2～51.1 MPa；野外地质剖面观察发现，茅一段8小层（图2）及茅二段也为一套灰—浅灰色厚层块状灰岩。这说明顶板具有良好的封盖性能。

图7 JY66-1井茅一段储层孔径分布图

2）JY66-1井岩心描述结果表明，中二叠统栖霞组为一套浅灰—灰色含生屑粉—泥晶灰岩，裂缝不发育，岩心分析突破压力介于50.6～51.5 MPa。这说明底板也具有良好的封闭性能。

2.4 天然气成因与来源

2.4.1 天然气成因分析

通过研究JS1井、YH1井茅一段气体组成的分析资料得出，茅一段天然气组成以甲烷为主（含量介于91.40%～97.64%），不含HS，其烷烃气中C+22重烃含量很少（相对含量仅0.37%～1.13%），干燥系数（C1/C1～C5）达0.99。

在δ13C1与lg[C1（/C2+C3）]比值的分类图版上（图8-a），涪陵及邻区包括JS1井茅一段气层在内的茅口组天然气样品点都落在油型裂解气区域，ln（C1/C2）和ln（C2/C3）值主要落在烃源岩裂解气分布线上（图8-b）。这表明茅口组天然气在成因上属于烃源岩裂解气，源于烃源岩干酪根和可溶沥青的裂解。

2.4.2 气源分析

涪陵地区存在着多个层系的天然气，JY3HF井上二叠统长兴组气样的干燥系数为0.97，C2+重烃含量为2.94%，明显高于JS1井的茅一段天然气；并且其甲烷碳同位素值较轻（δ13C1介于－31.8‰～－32.8‰），而乙烷碳同位素值则较重（δ13C2介于－32.7‰～－33.5‰），明显有别于茅一段天然气（图9-a）。这表明二者没有成因上的联系。

图8 涪陵及邻区茅口组天然气碳同位素特征图

图9 焦石坝区块茅口组及邻层天然气甲、乙烷碳同位素值及其差值分布对比图

与下志留统龙马溪组的多数气样相比，JS1井茅一段天然气的甲烷和乙烷碳同位素值显得较轻，并且δ13C2－δ13C1差值较大（图9-b）。这说明茅一段天然气并非来自志留系，而具有独立的气源，为其自身的烃源岩。

从天然气与气源岩的碳同位素组成关系来分析，JS1等井茅一段天然气的δ13C1介于－30.5‰～－31.3‰，按天然气与气源岩的碳同位素组成关系，其气源岩干酪根δ13C值应在－27‰上下。研究区烃源岩的分析资料表明，各层位海相烃源岩的干酪根碳同位素值有着不同的分布范围。上二叠统龙潭组烃源岩干酪根δ13C介于－23.0‰～－24.8‰，12个样品的平均值为－23.8‰；茅一段烃源岩目前分析的JY66-1井及二崖、老黄钎剖面的样品δ13C介于－26.1‰～－30.1‰，平均值为－27.5‰；冷水溪剖面的栖霞组烃源岩介于－26.8‰～－28.8‰，12个样品的平均值为－28.0‰；龙马溪组7个泥岩样品δ13C介于－27.8‰～－30.5‰，平均值为－29.1‰。邻区下寒武统烃源岩的泥岩干酪根δ13C介于－29.4‰～－31.8‰，12个样品的平均值为－30.1‰。从这些烃源岩碳同位素值的分布情况看，茅一段烃源岩与茅一段天然气具有上述气—岩碳同位素组成上的相关性，结合天然气成因类型和气—气对比结果，可以判断茅一段天然气的气源来自同层位地层。

2.5 天然气成藏演化

涪陵地区经历了早期沉积和后期抬升两大阶段，结合JY66-1井的埋藏史资料（图10），将茅一段天然气成藏分为“早期层内近源富集”及“晚期层间泄压调整”两个阶段，以下分述之。

2.5.1 早期层内近源富集

1）T1末—T2（图 11-a）：Ro介于0.6% ～0.9%，黑灰色灰泥灰岩和瘤状灰泥灰岩中有机质达到早期生烃的门限值，开始有少量石油生成。

2） T2末—J1（图 11-b）：Ro介于 0.9% ～ 1.2%，进入生油高峰期的有机质开始大量生烃，随着埋深和温度、压力的增大，黑灰色灰泥灰岩和瘤状灰泥灰岩中海泡石脱水、析硅向富镁蒙脱石转化，晶体体积由大变小，形成少量收缩孔（缝）。

3）J1末—J2（图 11-c）：Ro介于 1.2% ～ 1.6%，进入干酪根裂解阶段，有较多的有机质孔隙发育；富镁蒙脱石进一步向滑石转化，成岩收缩孔（缝）发育。裂解生成的天然气在满足有机质自身储集的前提下，会有少量的天然气分子向有机质外的成岩收缩缝进行扩散，储集在黏土矿物转化形成的成岩收缩缝中。

4） J2末—K2（图 11-d）：Ro介于 1.6% ～ 2.0%，有机质热演化进入高—过成熟阶段，原油及重质烃类发生裂解，产生更多的天然气。有机质孔隙更发育，黏土矿物转化也进入高峰期，发育更多的成岩收缩缝，有机质孔数量总体上较之成岩收缩缝少。此阶段生成的天然气在满足自身有机孔储集之后，其余的天然气分子会扩散储集于灰泥灰岩中成岩收缩孔（缝）和粒缘孔（缝）中，形成茅一段源储共生、岩性控制的碳酸盐岩近源性气藏。

图10 JY66-1井埋藏史图

图11 涪陵地区焦石坝区块茅一段近源性气藏成藏演化模式图

2.5.2 晚期层间泄压调整

K2末至今：喜马拉雅期，构造运动强度加剧，地层发生不同程度的抬升剥蚀，并发育一些断裂。抬升泄压过程导致有机质及黏土矿物的吸附能力降低，部分吸附气发生了解析作用，转变为游离气，通过断裂及其伴生的高角度裂缝进行调整，特别是高角度裂缝（包括网状裂缝）系统，其有效地改善了储层的物性，形成了有利的储层甜点。在涪陵地区的钻井显示，在裂缝发育且保存条件好的钻井中，油气显示更加活跃。

3 天然气成藏主控因素

3.1 外缓坡相带富有机质灰泥灰岩的发育是天然气成藏的基础

涪陵地区茅一段沉积时期处于浪基面以下的外缓坡低能环境[32]，同时又有阵发性的上升流存在[3]，当上升流来临时带来供给生物繁殖、生长的氧和营养盐，促使水体中生物大量繁殖，而生物在繁殖和死亡过程中消耗大量的氧，在浪基面以下的水体较深区域容易形成缺氧环境利于有机质的保存，此时发育富有机质的灰泥灰岩；当上升流消失时，容易形成富氧层，不利于有机质的保存。

地球化学分析数据也显示，在茅口组一段所发育的4种岩相中，灰泥灰岩及瘤状灰泥灰岩具有较高的有机质含量，一般介于0.21%～2.41%，平均为0.86%；另外，其有机质类型为偏腐泥混合型，并且热演化程度适中，已进入干气阶段。这种良好的烃源岩条件为茅一段气藏的形成提供了有利的物质基础。

3.2 灰泥灰岩的黏土矿物转化控制了相对优质储层的发育

茅一段所有取心段中均发育有一定量的滑石矿物，结合孔隙度的变化分析发现，滑石富集程度最高的5.5 m厚黑灰色灰泥灰岩孔隙度介于1.089%～6.082%， 8个样点的平均值为4.1%；滑石含量较高的瘤状灰泥灰岩（小疙瘩）孔隙度为2.34%；瘤状灰岩（大疙瘩）滑石含量相对较少，其孔隙度为1.33%，不含滑石的中—厚层状石灰岩孔隙度仅为0.76%。上述情况说明，滑石化提高了储层的储集性能。

研究发现，出现这种现象的原因在于当海泡石向滑石转化过程中，随着埋深的增加，温度升高、压力增大，海泡石会以脱水、析硅的方式向滑石转化。在转化过程中，相对分子质量由1 148变为378、分子结构由链状结构变为层状结构。由于这种脱水和矿物相变的存在，在滑石矿物内部及边缘发育呈“菊花状”的成岩收缩缝。这种成岩收缩缝作为茅一段的主要储集空间类型，为增大孔隙度做出了一定的贡献。因此，灰泥灰岩的黏土矿物转化控制了茅一段中相对优质储层的发育。

3.3 良好的保存条件是天然气富集成藏的关键，裂缝发育有利于天然气高产

由于茅一段气藏存在着晚期泄压调整，保存条件就成为天然气能否富集成藏的关键。通过对典型井的解剖，明确了有利的构造背景与裂缝发育是茅一段这套新类型储层获得天然气富集高产的关键。通过研究横切焦石坝区块的气藏剖面后认为（图12），焦石坝区块主体构造稳定，大断层不发育，保存条件较好，对茅一段气藏的破坏作用小，利于后期气藏的保存；JY61-2等井在茅一段钻进过程中见到了较好的油气显示，越靠近控制焦石坝宽缓背斜构造的边界断层——大耳山断裂和乌江断裂，茅一段钻井油气显示就越差。

在保存条件好的前提下，裂缝的发育有利于天然气的富集高产。DS1、TT1等井在茅一段测试获得高产工业气流，并通过实施水平井进一步提高了天然气产能。

图12 焦石坝区块茅一段天然气成藏示意图

4 天然气勘探的意义及方向

川东南涪陵地区茅一段灰泥灰岩致密气藏的发现，为中国南方碳酸盐岩烃源岩气藏的勘探提供了借鉴。后者海相碳酸盐岩地层发育，相对有利的深水沉积相带广泛分布，发育多套类似茅一段的富含有机质碳酸盐岩地层，四川盆地三叠系雷口坡组、二叠系栖霞组、志留系石牛栏组、奥陶系宝塔组等都可以作为碳酸盐岩烃源岩气藏的重点准备领域。

川东南地区栖霞组碳酸盐岩烃源岩储层厚度介于20～30 m，岩性为灰黑色灰泥灰岩、瘤状灰泥灰岩，钻井过程中油气显示全烃含量最高可达10%，地球化学参数、储层物性和储集空间类型与茅一段基本相同。川东南地区雷口坡组三段碳酸盐岩烃源岩储层厚度介于20～25 m，岩性主要为石灰岩、泥质灰岩、灰质泥岩，油气显示较好，同样具有较大的碳酸盐岩烃源岩气藏勘探潜力。

在广大的南方外围地区也见到了良好的碳酸盐岩烃源岩气藏的苗头，如湘中地区的下石炭统，碳酸盐岩烃源岩层厚度高达400 m，也是值得关注的勘探有利区。在勘探过程中，可以先结合地层埋深及有机质含量优选碳酸盐岩烃源岩气藏的有利靶区，再以兼探的方式进行试验，取得突破后再施以水平井提高产能。一旦勘探开发取得成功，必将展现出类似于页岩气的广阔勘探前景。

5 结论

1）茅口组碳酸盐岩烃源岩主要岩性为深灰—黑灰色灰泥灰岩，TOC平均0.86%，有机质类型为腐泥型—偏腐泥混合型，Ro为1.94%，为差—中等烃源岩，烃源岩厚度在涪陵地区介于40～50 m。

2）涪陵地区茅一段储层也为深灰—黑灰色灰泥灰岩，储集空间类型为裂缝—孔隙型，为特低孔特低渗储层，储集空间主要为粒缘孔（缝）、成岩收缩孔（缝）、有机质孔和裂缝，以纳米级孔为主。孔径主要介于5～50 nm，介于龙马溪组页岩和常规碳酸盐储层之间，是一种特殊类型的储层。

3）茅一段气藏为自生自储的灰泥灰岩致密气藏，气藏具有源储共生、岩性控藏、大面积层状分布的特点， 呈现出“早期近源富集”与“晚期泄压调整”两段式的油气差异富集模式。外缓坡相带中伴随阵发性上升流沉积的黑灰色富有机质的细粒灰泥灰岩的发育是天然气成藏的基础，黏土矿物转化控制了相对优质储层的发育，良好的保存条件是天然气成藏的关键，裂缝发育有利于天然气的富集高产。

4）涪陵地区茅一段灰泥灰岩致密气藏的发现，不仅拓展了所在地区天然气勘探的领域，而且还为中国南方其他碳酸盐岩烃源岩层系的天然气勘探提供了借鉴。