四川盆地东南缘二叠系茅口组一段页岩气藏地质特征及富集模式

张培先,何希鹏,高全芳,高玉巧,孙 斌,蔡 潇,何贵松,张志萍,刘娜娜

(中国石油化工股份有限公司 华东油气分公司 勘探开发研究院，江苏 南京 210019)

四川盆地二叠系茅口组的常规天然气勘探始于20世纪50年代，至今已有70年的勘探开发历程[1-4]，主要以茅二段-茅三段的滩相储层和风化壳古岩溶型储层等为目的层系，发现了一批中等规模天然气田。截止目前共发现300多个岩溶缝洞型气藏，累计探明储量852×108m3[4]。近年来，在川东北元坝等地区茅三段实现重大突破，YB7井试获百万方商业气流[5]。从盆地范围来看，川北、川南和川西等地区茅二段-茅三段属于碳酸盐岩台地内缓坡沉积环境，以白云岩沉积为主，后期发生不同程度溶蚀，储层溶蚀孔洞发育[6-10]。而川东南地区处于较深水的碳酸盐岩外缓坡沉积环境，水体相对较深，茅二段-茅三段主要沉积生屑灰岩和泥晶灰岩等，岩溶白云岩储层不发育，一直未实现突破。但近年来，在以志留系为目的层系的钻探过程中，多口井在茅一段中发现较好的气测显示，甚至发生溢流，节流点火火焰高达5～20 m，展现出较好的含气性，茅一段是否具备非常规页岩气勘探潜力，急需开展攻关研究。

本文从非常规页岩气角度出发，按照“源储一体”评价思路，利用老井复查、岩心观察与描述、成像测井评价以及地震属性预测技术，从沉积、烃源、储层和富集模式等方面开展茅一段页岩气藏地质特征研究。研究认为茅一段处于较深水缓坡相，地化指标较好，孔-缝-网发育，含气性好，具备页岩气成藏的地质条件[11-14]，为非典型性新类型页岩气。结合茅一段构造与保存条件，建立了成藏富集模式，明确了川东南南川地区为有利区带，实现了新类型页岩气勘探突破，扩大了页岩气资源规模，有效指导勘探实践。研究成果对提高川东南地区非典型性页岩气的地质认识具有一定的理论意义，对指导四川盆地东南缘新类型页岩气勘探具有重要的实践意义。

1 地层特征

四川盆地茅口组厚度一般为180～320 m[3,15-19]，川东南地区厚240～300 m，根据电性特征，茅口组自下而上可划分为茅一段、茅二段、茅三段和茅四段(图1)，全区可追踪对比。茅一段厚150～180 m，整体分布较为稳定，主要发育炭质泥岩、灰质泥岩、泥质灰岩和生屑灰岩，泥质含量高，电性上表现为高伽马、中低电阻特征。茅二段-茅三段厚80～100 m，以生屑灰岩为主，具有低伽马和高电阻特征。茅四段受东吴运动影响，遭受不同程度剥蚀，东厚西薄，彭水地区厚32～40 m，南川地区厚7～15 m，以泥质灰岩为主。川东南地区茅口组各段岩性和电性具有较好的可对比性。

根据岩性和电性特征，川东南地区茅一段可进一步划分为上、下2个亚段(图1)。茅一下亚段厚90～110 m，主要发育灰黑色炭质泥岩、深灰色灰质泥岩和泥质灰岩，电性特征表现为相对高伽马(35～97 API)、低电阻(14～1 000 Ω·m)；茅一上亚段厚50～65 m，主要发育灰色、深灰色泥质灰岩和生屑灰岩，夹灰质白云岩具层状和块状构造，电性特征表现为相对高伽马(36～122 API)和中高电阻(910～20 000 Ω·m)。

2 沉积相与岩性特征

2.1 沉积特征

四川盆地及周缘二叠系茅口组沉积时期继承了栖霞组台地相沉积环境[7-8,15]，主要经历了先快速海侵后缓慢海退的沉积过程，整体为碳酸盐岩缓坡沉积环境，具有南西高和北东低的特点。由南西向北东，沉积相依次为内缓坡、中缓坡、外缓坡以及斜坡-盆地相[15-17]。内缓坡发育高能滩和低能滩间沉积，中缓坡发育水体相对较浅的近端沉积，外缓坡发育水体相对较深的深台洼沉积。川东南地区处于较深水的碳酸盐岩外缓坡相(图2)，茅口组可划分为一个完整的三级旋回[18-20]，茅一段为海侵体系域，沉积形成了灰黑色炭质泥岩、深灰色灰质泥岩、泥质灰岩和浅灰色生屑灰岩等4种主要岩性组合，茅二段—茅四段为海退体系域，以生屑灰岩和灰岩为主(图1)。

茅一段处于较深水的外缓坡相，主要为灰黑色炭质泥岩、深灰色灰质泥岩、泥质灰岩和浅灰色生屑灰岩，泥质含量相对较高，具高伽马和相对低电阻的电性特征。茅二段—茅四段水体变浅，逐渐相变为中缓坡和内缓坡沉积，主要沉积浅灰色块状生屑灰岩和灰岩，具低伽马和高电阻的电性特征(图1，图2)。

图1 川东南DS1井二叠系茅口组综合柱状图

图2 四川盆地及周缘二叠系茅口组沉积相

2.2 岩性特征

川东南地区茅一段主要发育炭质泥岩、灰质泥岩、泥质灰岩和生屑灰岩4种岩性，前2种岩性主要发育在茅一段中下部，后2种岩性在茅一段均较发育，自下而上，随着泥质含量的降低，地层颜色逐渐变浅。

炭质泥岩呈灰黑色，断面可见炭质镜面，易染手，粘土含量平均45%，硅质含量平均30%，粘土矿物中滑石含量较高，最高可达40%，平均15%，有利于形成收缩缝(图3a1—a3，图4)。薄片下可观察到层理和暗色有机质纹层。

灰质泥岩呈深灰色，不染手，粘土含量平均35%，硅质含量平均22%，方解石含量约24%，滑石含量平均8.5%。岩心表面可观察到呈浅灰色的灰质生屑颗粒，裂缝发育，为方解石充填，薄片下可观察到微裂缝被暗色有机质充填(图3b1—b3，图4)。

泥质灰岩呈深灰色，岩心表面可见复杂裂缝，矿物组分以方解石为主，方解石含量平均75%，薄片可见大量的云质和灰质颗粒，粘土含量平均12%，硅质矿物8%(图3c1—c3，图4)。泥质灰岩与灰质泥岩互层分布，可见明显过渡界面。

图4 川东南地区二叠系茅一段不同岩性主要矿物组分含量对比

生屑灰岩/灰岩呈浅灰色-深灰色，岩心表面可观察到大量的生物化石，定向排列(图3d1—d3)。

图3 川东南地区二叠系茅口组不同岩性与储层特征

3 源-储特征

3.1 地化特征

有机碳含量(TOC)和热演化程度(Ro)是页岩气静态评价指标中的2个重要指标，决定了页岩品质和生气所处的阶段，影响着有机质孔、孔隙度、含气量及单井产量，是页岩气形成与富集的基础。实验分析及勘探实践表明，有机质孔、孔隙度、含气量及单井产量与TOC呈正相关；热演化程度的高低决定了页岩生烃量的多少，对页岩孔径大小、有机质孔发育程度及形状、含气量高低具有重要影响。

不同沉积相带控制了页岩发育层位及横向变化，同时也决定了页岩有机质丰度的高低。川东南地区DS1井茅一段74个岩心样品TOC实验分析表明(图1)，茅一段TOC为0.5%～2.7%，最高5.1%，平均1.1%，超过烃源岩下限标准，为较好烃源岩。茅一段自上而下TOC呈逐渐增大趋势，与志留系龙马溪组具有相类似的纵向变化规律，茅一上亚段TOC平均0.9%，茅一下亚段TOC平均1.5%。平面上自西向东TOC呈增大的趋势，涪陵地区TOC平均0.6%～1.0%，南川地区TOC平均0.8%～1.5%，綦江地区TOC平均0.5%～0.8%。Ro为2.00%～2.30%，平均2.16%，处于高热演化阶段，略低于寒武系和志留系页岩的热演化程度[21-25]，处于适中的生气窗范围内，具备较好的生气条件，有利于大量生气及有机质孔的演化与保存，茅一段生烃强度较大，为(40～50)×108m3/km2[22]。

茅一段不同岩性的TOC差异较大，DS1井实验结果表明炭质泥岩和灰质泥岩TOC较高，平均分别为2.5%和1.1%，为好、较好烃源岩；泥质灰岩和生屑灰岩TOC相对较低，分别平均为0.8%和0.6%，为差烃源岩，低于寒武系和志留系页岩TOC，但仍具备生烃条件(图5)。

图5 川东南地区二叠系茅一段不同岩性TOC含量对比

3.2 储层特征

1)物性特征

茅一段岩性较致密，主要为低孔、低渗储层，DS1井茅一段测井孔隙度2.3%～3.2%，渗透率(0.05～0.1)×10-3μm2，实验分析孔隙度1.00%～4.00%，平均1.76%(图1)。纵向上孔隙度具有自上而下逐渐升高的趋势，茅一上亚段测井孔隙度平均2.40%，茅一下亚段测井孔隙度平均3.20%(图1)。平面上孔隙度具有由北东向西南逐渐增大的趋势，涪陵地区孔隙度平均2.00%～2.30%，南川地区孔隙度平均2.30%～3.00%，綦江地区孔隙度平均2.00%～2.50%。茅一段4种岩性的孔隙度存有一定差异(图6)，炭质泥岩孔隙度相对较高，平均可达到2.00%以上，有机质孔发育对基质孔隙度有积极贡献；生屑灰岩的孔隙度平均1.37%，略高于泥质灰岩(1.36%)、灰质泥岩(1.20%)，无机孔(溶蚀孔)起到了主要作用。

图6 川东南地区二叠系茅一段不同岩性平均孔隙度对比

2)储集空间类型

页岩气储集空间类型多样，众多学者从不同角度对志留系和寒武系等认识程度较高的页岩开展了精细分类，根据前人认识，通过岩心描述、FMI成像测井分析、薄片观察与氩离子抛光扫描电镜等不同研究尺度，茅一段可分为有机质孔、无机孔和微裂缝3类。

通过氩离子抛光扫描电镜分析，茅一段有机质孔可分为独立的有机质孔隙、包裹粘土矿物的有机质孔隙和黄铁矿晶间有机质孔隙3个亚类(图7)，孔径在10 nm～5 μm不等，圆度较好。由于有机质丰度偏低，茅一段有机质孔较志留系龙马溪组和寒武系牛蹄塘组有机质孔[24]发育少，但孔径较大，可能跟生烃及成岩有关。有机质孔发育是页岩气富集高产的重要因素，有机质热演化、压实作用和地层压力是影响有机质孔隙演化及孔径变化的关键因素。有机碳含量宏观控制有机质孔发育，有机碳含量越高，有机质孔越发育，储层基质孔隙度越高。有机质孔的发育有利于页岩气的吸附，对后期较长时间稳产具有积极意义。

图7 川东南地区二叠系茅一段有机质孔显微照片图版

无机孔主要为溶蚀孔，其次为粘土矿物晶间孔，少量黄铁矿晶间孔，从大量扫描电镜图像中可以看到，溶蚀孔大多发育于方解石和白云石之中，溶蚀孔数量多，孔径大，形状以较为规则的多边形为主。微裂缝具多期性，跟构造运动有关，被方解石或有机质充填，以粒缘缝为主，局部可见滑石和粘土矿物收缩缝(图8)。整体上来看，无机孔中的溶蚀孔和微裂缝中的粒缘缝是储集空间中最主要的2种储集空间类型，在茅一段广泛发育。有机质孔和溶蚀孔是储集空间的主要贡献者，粒缘缝则除了提供储集空间外，更主要是储层流体渗流扩散的重要通道。

图8 川东南地区二叠系茅一段微裂缝与无机孔显微照片图版

岩心观察与FMI成像测井分析表明，茅一段发育水平缝、层理缝和高角度缝等宏观裂缝，局部发育小型揉皱，方解石充填或半充填，缝宽0.1～5.0 cm，裂缝密度1.7条/m，DS1井识别出53条水平缝和35条高角度裂缝。

根据有机质孔、无机孔和微裂缝3种主要储集空间类型的分布与关系，构建了孔-缝-网复杂体，形成了茅一段“源-储一体”的页岩气储集模式。生屑灰岩、泥质灰岩储层中，大量微米级溶蚀孔和粒间孔构成了页岩气运移的孔隙网络，炭质泥岩、灰质泥岩储层中丰富的有机质含量及其表面大量发育的有机质孔，通过层理缝或大量发育的粒缘缝连接，形成了相对于纯泥页岩储层有着更好渗流能力的孔-缝-网复杂体(图9)。

图9 川东南地区二叠系茅一段“源-储一体”页岩气储集模式

茅一段发育4种岩性地层，每种岩性的储集类型有所差异。炭质泥岩和灰质泥岩以有机质孔、溶蚀孔和粒缘缝为主，粘土矿物晶间孔比例增加，是所有岩性中粘土矿物晶间孔最发育的岩石类型，局部黄铁矿富集。泥质灰岩、生屑灰岩以溶蚀孔和粒缘缝为主，其次为有机质孔，极少的粘土矿物晶间孔。

4 含气性及气体组分

川东南地区多口钻井揭示茅口组气测显示主要集中在茅一段下部，主要是由于茅一段下部微裂缝和有机质孔相对发育。平面上具有明显分区性，涪陵等构造相对稳定地区，茅一段储层以基质孔隙为主，裂缝发育相对较少，气测全烃一般为2%～5%，南川等地区处于构造复杂区，裂缝较发育，气测全烃一般20%～70%，揭示了茅一段含气性较好。实验分析表明，泥质灰岩和生屑灰岩实测含气量(0.20～1.14)m3/t，主要是因为裂缝较发育，以游离气为主，取心过程中逸散较快，导致实验结果偏低，灰质泥岩和炭质泥岩实测含气量(1.00～2.17)m3/t，主要是由于泥岩有机质孔较发育，吸附气占有较大比例，逸散较慢。利用三维地震属性开展的频率衰减梯度表明，茅一段含气层具有全区连续性分布的特点，保存条件较好的背斜区气测显示为饱满型，靠近出露区的斜坡区或向斜区气测显示表现为低幅型，含气丰度逐渐降低。DS1井测井解释茅一下亚段含气量高，含气性更好，含气饱和度大于70%，优选1 200～1 236 m进行中途测试，试获5.4×104m3/d工业气流，展现出良好的储层含气性。

茅一段天然气同位素实验分析结果表明，气体碳同位素具有部分倒转的特征[26-29]，δ13C2(-24.5‰)>δ13C3(-25.2‰)>δ13C1(-31.3‰)。茅口组(DS1井)各组分碳同位素符合油型裂解气的特征，与志留系龙马组(PY1井，PY5井)相似(图10a)。气体组分含量与川东北的茅口组(储层为茅二段和茅三段)差异较大，甲烷平均含量96.5%，乙烷平均含量0.7%，丙烷平均含量0.07%，含少量氮气和氦气，不含硫化氢，为干气气藏。将二叠系茅口组(DS1井)、志留系龙马溪组(PY5井)和三叠系飞仙关组(SY12-2井)气体碳同位素分布特征进行对比(图10b)，三者的碳同位素分布特征具有一定差异性，龙马溪组页岩气气体碳同位素完全倒转(δ13C1>δ13C2>δ13C3)，飞仙关组天然气气体碳同位素部分倒转(δ13C2>δ13C3>δ13C1)，但分布型式与茅口组相近，不同层位气体组分碳同位素值相差较大(10‰左右)，表明气源存有差异。

图10 川东南地区飞仙关组、茅口组和龙马溪组气体碳同位素对比

5 页岩气成藏富集模式及勘探潜力

5.1 页岩气成藏富集模式

川东南地区经历了加里东、海西、印支、燕山和喜马拉雅等多期构造运动，构造变形较强烈，主要受燕山期雪峰山逆冲推覆作用和喜马拉雅期抬升剥蚀作用影响，形成了东西分带、隆凹相间的构造格局。自东向西递进变形，改造强度东强西弱，抬升幅度东高西低，保存条件逐步变好。川东南地区齐岳山断裂以西属于盆缘过渡区，保存条件较好，齐岳山断裂以东属于盆外褶皱区，保存条件较差。川东南地区二叠系茅一段构造特征与志留系具有一定继承性和相似性(图11)，断层以挤压为主，侧向封闭性较好，茅二段致密灰岩-龙潭组泥岩、栖霞组致密块状灰岩和韩家店组泥岩，物性较差，为茅一段提供良好的顶、底板条件和盖层条件，纵向封闭性好，是富集的重要条件。川东南茅一段地层压力系数为1.14～1.20，背斜区构造高部位保存条件好，茅一段含气层数量多、厚度大，由北向南，随着保存条件逐渐变差，气测显示由饱满型逐渐过渡为指峰型和低幅型，越靠近出露区，地层压力系数越低，茅一段显示越差，页岩气富集程度越低。

基于茅一段地化特征、源储特征和气体同位素特征，结合研究区构造与裂缝特征、单井测试产量和保存条件等综合分析，形成了茅一段“源储一体、连片分布以及构造-裂缝双重控藏”的非典型性页岩气成藏富集模式(图12)。

川东南地区外缓坡相茅一段炭质泥岩、灰质泥岩烃源岩提供良好的物质基础(TOC高，Ro适中)，粘土矿物和滑石等收缩缝，粒缘缝，溶蚀孔、晶间孔等无机孔与有机质孔等形成优质储层，“源储一体”配置关系良好。

川东南地区外缓坡相炭质泥岩、泥质灰岩大面积分布[3]并含气，构造与裂缝有利于游离气富集，是控制高产的关键因素。裂缝为源内短距离运移提供良好的通道，孔-缝-网复合体的组合为页岩气聚集和富集提供了良好储集空间，裂缝发育程度是控制茅一段高产的关键因素，具有与志留系页岩气相似的高产规律[30-34]。以南川地区平桥背斜为例，位于平桥背斜高部位的DS1井区茅一段裂缝较发育，气测显示活跃(图1)，全烃最高达57%，试获22.5×104m3/d；平桥背斜东翼受断层影响裂缝较发育，钻井全烃显示5%～20%，显示较好，试获8.4×104m3/d；而斜坡区或向斜区裂缝较不发育区的钻井气测显示较差，全烃基本在2%。

5.2 勘探潜力

新领域的突破离不开地质认识的创新和勘探思路的转变，页岩气成藏机理和富集规律的认识促使天然气从常规转向非常规[11-14,30-33]，实现了勘探突破与开发建产，实现了从“源外”走向“源内”，相继发现了涪陵、长宁、威远、威荣和太阳等大中型页岩气田，累计探明储量2×1012m3。茅口组也正经历勘探思路的转变，逐渐认识到茅一段“源储一体型”页岩气的地质特征，为后期扩大资源规模奠定基础。

川东南地区茅一段为灰泥灰岩型页岩气，岩性组合有别于认识程度较高的五峰组-龙马溪组、牛蹄塘组硅质页岩型页岩气，但具备“自生自储、源储一体”的地质特点[9]，具有自身的地质特点与成藏特殊性。通过川东南地区茅一段灰泥灰岩沉积相、岩性和源储一体特征等研究，茅一段具备较好的页岩气成藏条件，结合前人对茅口组常规储层的理论认识与勘探实践[2,19,35]，川东南地区茅一段有利分布面积大于7 000 km2，预测资源量超5 000×108m3，页岩气勘探潜力大，是重要的接替层系。

6 结论

1)茅一段处于较深水外缓坡相沉积环境，地层岩性以深灰色-灰黑色炭质泥岩、灰质泥岩、泥质灰岩和生屑灰岩为主，具备较好的生烃、储层和保存条件，为新类型非典型性页岩气。

2)外缓坡相富有机质泥岩、灰质泥岩烃源岩提供良好的物质基础；茅一段有机质孔、溶蚀孔、粒缘缝和收缩缝等，可形成孔-缝-网优质储层；外缓坡相泥岩、泥质灰岩大面积分布并含气，裂缝发育区有利于富集高产，建立了茅一段“源储一体、连片分布以及构造-裂缝双重控藏”的新类型页岩气富集成藏模式。

3)川东南地区茅一段作为新层系新类型页岩气藏，具备较好的页岩气成藏条件，茅一段连续分布面积7 000 km2，预测资源量超5 000×108m3，是重要的接替层系，勘探潜力大。