四川盆地中二叠统茅口组一段泥灰岩源内非常规天然气成藏条件及有利勘探方向

江青春 汪泽成 苏 旺 黄士鹏 曾富英 冯 周 毕 赫 鲁卫华

（ 中国石油勘探开发研究院 ）

0 引言

四川盆地中二叠统茅口组勘探始于川南地区，自1957年圣灯山气田获得工业气流以来，油气勘探已有60余年。早期多聚焦于茅口组顶部的颗粒滩后期叠加东吴运动表生岩溶作用的茅二段和茅三段[1-4]，油气勘探也围绕这套裂缝—孔洞型储层的岩溶缝洞体进行部署实施，同时对地层、沉积、储层及油气成藏开展了大量研究[5-11]。形成于较深水、低能沉积环境的茅一段也取得了一些油气勘探突破，但是更多地从常规油气角度认为其是一套烃源岩[12]，尚未从源内成藏的角度开展非常规天然气富集规律及有利勘探区带整体评价研究。本文通过盆地内的老井复查并结合部分新钻探井的勘探实践，系统地对茅一段含油气性及油气分布、气源特征与烃源条件、岩相类型与有利岩相分布、储集条件与储层分布、成藏特征与富集规律进行了综合分析，发现茅一段具有有机质丰度高、低孔低渗的储集特征，具备自生自储、源内成藏这一非常规气藏的基本条件。茅一段在四川盆地内及其周缘露头区广泛分布且岩相、厚度稳定，综合评价认为其有望成为碳酸盐岩勘探的又一重要接替领域。此外，与茅一段泥灰岩类似的致密碳酸盐岩在国内外海相盆地中广泛发育，本次研究取得的认识将对其他类似碳酸盐岩含油气盆地的勘探具有重要的启示作用。

1 地质背景

四川盆地可分为川北低缓构造带、川西低陡构造带、川南低陡构造带、川中平缓构造带和川东高陡构造带5个构造单元（图1）。四川盆地中二叠统茅口组为一套海侵背景下发育的碳酸盐台地相沉积，发育碳酸盐缓坡、斜坡及盆地3个主要相带[10]，沉积厚度一般为200～340m。依据岩性和电性特征差异，纵向上将茅口组分为4段，从下到上依次为茅一段、茅二段、茅三段和茅四段[13]（图2），按照旋回特征，可以划分为两个三级层序，茅一段—茅三段为第一个三级层序（层序一），茅四段为第二个三级层序（层序二），受东吴运动的强烈剥蚀作用，层序二的高位体系域（茅四段）仅在川西南部和川东的局部地区残存。茅一段为层序一的海侵体系域，整体为深缓坡沉积，岩性以亮—泥晶生屑灰岩、泥晶生屑灰岩（也称眼球灰岩）及含泥泥晶生屑灰岩、泥质泥晶生屑灰岩（也称眼皮灰岩）为主。对于这套地层的成因认识较多，总体来看，具有沉积成因和成岩成因两大类，其中沉积成因又分为原地沉积成因和异地沉积成因，其中原地沉积成因强调底流溶解、陆源碎屑稀释、上升流、碳酸盐补偿深度等各种旋回的变化引起沉积环境变化，进而导致原始沉积物的差异，从而造成眼球灰岩韵律层的变化[14-19]。而异地沉积成因包括碎屑流作用、风暴流作用和重力流沉积作用3种成因[20-25]。成岩成因又分为早期浅埋藏与晚期深埋藏两种成因[26-42]。目前比较流行的观点认为[28]，眼球灰岩与眼皮灰岩是受微地形差异引起的风暴流作用导致的差异沉积，高部位以眼球灰岩为主体，低部位以生屑和泥质含量较高的眼皮灰岩为主，且生屑定向排列。茅一段总厚度为50～130m，常规测井呈现明显的“两低阻夹一高阻”的3段式特征。为理清垂向上的岩性序列组合特征，将茅一段自下而上细分为茅一c亚段、茅一b亚段和茅一a亚段3个小层。茅一a亚段以一套富有机质的眼皮灰岩为主，测井曲线呈高自然伽马、高声波时差、高中子孔隙度、低电阻率和低密度的“三高两低”特征；茅一b亚段以致密泥晶生屑灰岩（眼球灰岩）为主，测井曲线呈现中高自然伽马、高电阻率、高密度、低声波时差、低中子孔隙度特征；茅一c亚段与茅一a亚段相似，也以眼皮灰岩为主，测井曲线具有“三高两低”特征。

图1 四川盆地构造单元及茅一段油气显示平面分布图Fig.1 Division of structural units and plane distribution of oil and gas shows of the 1st member of Maokou Formation in Sichuan Basin

图2 四川盆地茅口组（左图，ZG1井）及茅一段（右图，T4井）综合柱状图Fig.2 Comprehensive stratigraphic column of Maokou Formation (left, Well ZG1) and the 1st member of Maokou Formation (right, Well T4) in Sichuan Basin

2 天然气成藏条件与富集规律

为了明确四川盆地茅一段天然气的成藏特征及富集特点，本文首先对全盆地茅一段的生产井气层发育情况、钻井油气显示特征进行统计分析，明确了茅一段天然气的平面分布特征；然后利用川中、川东多口获工业气流井的天然气碳同位素数据进行气源分析，在此基础上开展烃源岩、有利岩相和储层等成藏要素分析；最后结合成藏解剖分析建立成藏模式，明确了富集规律，指出茅一段天然气具有“源储一体，原位富集”的成藏特点。

2.1 含油气性与油气分布

过去四川盆地油气勘探在茅一段获气井较少，并未将其作为勘探目的层，对该层系天然气分布认识不清。本文结合钻井油气显示和录井、测井气层的统计与评价，综合分析茅一段天然气的分布规律。

截至2020年12月，四川盆地钻穿茅一段探井累计2700余口。茅一段获气井19口，其中工业气流井13口，10口井在茅一段测试产气量大于2×104m3/d，最高达30.01×104m3/d，3口井测试产气量为（1～2）×104m3/d，另外6口井测试为微气。录井统计分析发现盆地茅一段油气显示活跃，累计有330口井473次5类异常录井显示，以气侵为主，其中气侵140井次、气测异常85井次、井喷54井次、井漏105井次、井涌8 9井次；117口井测井气层评价揭示茅一段含气性好，均发育气层，其中气层231层，差气层296层。

从天然气的纵向分布特征看，无论是生产井气层、油气显示还是测井气层，茅一段油气主要分布于茅一a亚段和茅一c亚段两个小层。生产井中仅有W18井和WY17井两口井为单层测试，产气层分别为茅一a亚段和茅一c亚段，其他井均为茅一段合试；从单井气层测井评价看，117口井的气层和差气层发育段均位于茅一a亚段和茅一c亚段，其中茅一c亚段的气层发育程度较茅一a亚段好；从330口井的油气显示纵向分布看，140井次的气侵98%分布于茅一c亚段和茅一a亚段，其中分布在茅一c亚段的有89井次，占比约为64%，分布在茅一a亚段的有48井次，占比约为34%，茅一b亚段仅有3井次，占比约为2%。

从油气的平面分布上看（图1），无论是油气显示井、测井评价气层发育井还是获工业产能气井，在川东、川南、川中和川西各构造单元中均有分布。其中川南和川东茅一段钻井相对较多，因此在川南的泸州地区和川东的重庆—垫江一带油气显示井和测井评价气层发育井分布相对集中且密集；而川西和川中茅一段钻井相对较少，油气显示井和测井评价气层发育井分布也相对少，但仍具有一定分布。另外，这些油气显示井和测井评价气层发育井在构造高部位、斜坡区及向斜区均有分布。在气侵显示井和气测异常显示井中，分别有8%和6%的钻井分布于构造斜坡区和向斜区，92%和94%的钻井位于构造高部位；在测井评价气层发育井中有7%的钻井分布于构造斜坡区和向斜区，93%的井分布于构造高部位；另外茅一段工业气流井在川西、川中、川东和川南地区也均有分布，但主要分布于川东地区，其次为川南地区和川中地区，其中位于构造斜坡区和向斜区的井有4口，位于构造高部位的井有15口。

统计分析发现，虽然录井油气显示井、测井评价气层发育井及产气井的井位分布在一定程度上受到前期勘探思路布井原则影响，但仍可以明显发现，茅一段油气纵向上主要赋存于茅一a亚段和茅一c亚段，横向连续稳定分布。平面上在盆地各构造单元的高部位、斜坡区及向斜区均有分布，总体表现为大面积连续分布的非常规天然气特征（图1）。

2.2 气源特征与烃源条件

2.2.1 气源特征

热模拟实验及大量的数据统计表明，甲烷碳同位素—乙烷碳同位素交会图版在判识天然气成因和气源对比中应用广泛，特别是乙烷碳同位素指示油气成因类型的作用显著[43-45]。油型气的乙烷碳同位素值一般小于-28‰，而煤成气乙烷碳同位素值则一般大于-28‰[46-49]。针对川中TT1井、川东YH1井产自茅一段的5个天然气样品，应用Thermo Delta V Advantage气体同位素质谱仪，对甲烷、乙烷碳同位素进行分析，并与石炭系、茅二段—茅三段天然气甲烷、乙烷碳同位素进行对比分析，以明确 其气体来源。

分析结果表明，川中、川东茅一段天然气乙烷碳同位素值均小于-33‰（图3），表现出明显的油型气特征。前人通过地质和地球化学分析发现，川东石炭系黄龙组天然气乙烷碳同位素比较轻，分布区间为-38.0‰～-34.6‰（平均为-36.5‰），与龙马溪组具有明显亲缘性，一致认为其来源于龙马溪组泥质烃源岩[50-52]。对于川南、川东的茅二段—茅三段气藏，其碳同位素特征和天然气气源具有一定差异性。其中川南地区茅二段—茅三段天然气的乙烷碳同位素值一般为-36.9‰～-33.0‰（平均为-35.1‰），较石炭系天然气碳同位素整体要稍微重一些，前人研究认为其主要来源于龙马溪组烃源岩，并有少量茅一段烃源岩的贡献[53]；川东地区茅二段—茅三段天然气乙烷碳同位素略重于川南地区茅二段—茅三段天然气，分布于-36.4‰～-32.3‰（平均为-34‰），主要是由于除志留系气源外，混入茅一段天然气比例增加所致。川中、川东地区TT1、YH1等井茅一段天然气乙烷碳同位素（-34.9‰～-33.6‰）明显重于石炭系天然气乙烷碳同位素，且重于部分川东地区茅二段—茅三段天然气乙烷碳同位素。茅口组烃源岩干酪根碳同位素值介于-31.5‰～-26.7‰，平均为-28.8‰，明显重于龙马溪组干酪根碳同位素（-34.2‰～-28‰），根据干酪根热降解过程中同位素分馏机理，茅口组烃源岩生成的天然气乙烷碳同位素应该比龙马溪组天然气偏重，因此，以志留系龙马溪组为气源的石炭系天然气乙烷碳同位素最轻；以志留系烃源岩为主，具有少量茅一段烃源岩贡献的川南茅口组天然气的乙烷碳同位素稍重；茅一段烃源岩贡献较大的川东茅二段—茅三段天然气乙烷碳同位素次重；川中、川东茅一段天然气乙烷碳同位素最重。表明茅一段天然气主要来源于自身烃源岩，可能有少量龙马溪组烃源岩的贡献，这一结论与前人认识一致[53]，指示其具有源储一体的特征。

图3 四川盆地天然气甲烷、乙烷碳同位素图Fig.3 Carbon isotope of methane and ethane of natural gas in Sichuan Basin

2.2.2 烃源岩条件

针对四川盆地川中、川南、川东地区茅一段58件岩心和201件岩屑样品开展TOC定量评价工作，结果表明，茅一段烃源岩有机质丰度较高，TOC分布范围为0.35%～3.3%，主体分布在0.5%～1.5%之间，平均为1.16%，岩屑与岩心样品TOC分布具有较好的一致性，反映了数据的可靠性（图4）。根据碳酸盐岩烃源岩评价标准[54]，认为茅一段烃源岩为一套中等—好级别的烃源岩。

图4 四川盆地茅一段岩心和岩屑TOC分布直方图Fig.4 TOC histogram of core and cuttings of the 1st member of Maokou Formation in Sichuan Basin

在上述TOC分析的基础上，利用GR测井曲线与TOC相关性分析，拟合形成TOC计算公式，对全盆地114口探井茅一段进行烃源岩测井评价和平面成图[15]。四川盆地茅一段烃源岩厚度较大，为60～110m，在川西北—川东北存在一个烃源岩厚度较大的弧形发育带(图5)，该弧形带为深水沉积，有 利于泥灰岩的发育；同时，计算的生气强度结果也证实，四川盆地茅一段生气强度呈现“东北高、西南低”的趋势，总体在（15～ 20）×108m3/km2之间，在川北渠县—达州—剑阁和川东重庆—开县地区存在两大强生烃中心，生气强度普遍大于20×108m3/km2，总面积可达8×104km2，为茅一段泥灰岩段油气源储一体富集提供了烃源基础。

图5 四川盆地茅一段烃源岩厚度与生气强度平面叠合图Fig.5 Superposed map of source rock thickness and gas generation intensity of the 1st member of Maokou Formation in Sichuan Basin

2.3 岩相类型与有利岩相分布

四川盆地茅一段岩相的认识程度较低，前人仅将其描述为碳酸盐缓坡台地沉积，岩性为黑灰色致密生屑灰岩，宏观上表现为“眼球”状和“眼皮”状，认为受乐山—龙女寺古隆起继承性影响，沉积水体由西南向东北不断加深，但对其岩相分类及有利岩相认识不清。为此，本文基于邓哈姆岩石分类，将茅一段划分为4种主要岩石类型，结合微观薄片和成像测井将其分为4种岩相类型（图6），并运用成像测井刻度常规电阻率测井明确了有利岩相类型及平面分布特征。

图6 四川盆地茅一段岩性—电性—岩相图版Fig.6 Identification plate of lithology-electric property-lithofacies of the 1st member of Maokou Formation in Sichuan Basin

茅一段的岩性特征在镜下薄片中表现出随碳酸盐颗粒的减少，灰泥与泥质含量增多，岩性由亮—泥晶生屑灰岩、泥晶生屑灰岩、含泥泥晶生屑灰岩过渡为泥质泥晶生屑灰岩，对应的岩相分别为眼球灰岩相、含眼皮眼球灰岩相、含眼球眼皮灰岩相和眼皮灰岩相。HP1井成像测井资料结合常规测井分析发现4种岩相具有明显的成像、电性特征差异。眼球灰岩相在成像测井上整体呈块状，因电阻率高，成像测井动态图像上呈亮色结构，岩性主要为亮—泥晶生屑灰岩，基质孔不发育，偶见裂缝。含眼皮眼球灰岩相以泥晶生屑灰岩为主，“眼球”间夹有薄层“眼皮”，成像测井动态图像上可以看到亮色的“眼球”间局部夹有少量暗色“眼皮”的特征，同时因“眼球”部分电阻率相对较高而整体较亮，也相对致密。含眼球眼皮灰岩相表现出层状特征，整体以“眼皮”为主，局部包裹“眼球”，具有一定的孔隙性，具有定向排列特点，成像测井动态图像上呈明暗相间特点，“眼皮”段往往相对较暗，常规测井揭示其孔隙相对较为发育，常规电阻率测井曲线值较低。眼皮灰岩相整体具有较高的泥质含量，以泥质泥晶生屑灰岩为主，随着生屑含量增加，泥质增加，有机质含量显著增高，成像测井动态图像上表现出以暗色层状为主的特征，具有明显的定向排列特征，常规测井上电阻率曲线值最低；因有机质生烃而形成的有机质孔增加，物性分析揭示眼皮灰岩相孔隙度一般为3%～8%，平均可达4%，初步评价认为其为最有利岩相。

成像测井结合常规测 井及岩心对茅一段岩相进行测井单井识别，并在盆地范围内进行眼皮灰岩厚度成图。研究表明，眼皮灰岩具有西北—东南向分布的特点，茅一段眼皮灰岩厚度为10～50m，在川东地区厚度较大，存在川东重庆—涪陵、川北剑阁—巴中—达州、川中遂宁—合川3个有利发育区带（图7）。

图7 四川盆地茅一段眼皮灰岩厚度等值线图Fig.7 Thickness map of eyelid limestone of the 1st member of Maokou Formation in Sichuan Basin

2.4 储集条件与储层分布

2.4.1 储层储集空间

为了明确茅一段的储集空间特点，判断其是否具有非常规储层的特点，应用德国Leica EM RES 102型剖光仪对HP1井和HS3井的岩心样品进行氩离子剖光，在此基础上利用FIB—SEM双束扫描电子显微镜（型号为Helios NanoLab 650）开展微观孔隙特征分析。实验中加速电压选择10kV，束流选择5nA，能够有效识别储层中的微纳米孔隙。双束扫描电子显微镜具有低电压成像的优点，相比于一般的扫描电子显微镜对样品损伤小，而且分辨率更高。微观孔隙结构分析发现茅一段眼球灰岩相对较为致密，而眼皮灰岩中有机质孔和白云石晶间溶孔发育，主要以微孔为主。眼皮灰岩中有机质含量相对更为富集，在中成岩阶段，生烃作用形成的有机质孔是其重要的储集空间（图8a）。另外，由于眼皮灰岩泥质含量高，在黏土矿物蒙脱石向伊利石转化过程中大量Mg2＋会排入地层水，其中所富含的有机质也因生物发酵与生物降解作用而释放出大量Mg2+并排入地层水[54-55]，在之后的压实成岩过程中排挤流会发生白云石化作用[56]，因此部分储集空间以白云石晶间溶孔为主（图8b），增孔效果明显，二者与微裂缝共同作用有效提高了储层储集性能（图8c）。

图8 四川盆地HB1井茅一a亚段岩石孔隙结构扫描电镜图Fig.8 SEM pore structure of a sub-member of the 1st member of Maokou Formation in Well HB1 in Sichuan Basin

2.4.2 储层孔隙结构与物性特征

为进一步定量分析茅一段储层的孔隙结构，利用MacroMR12-110H-G核磁分析仪，对HP1井、HS3井及LJ1井茅一段取心段开展核磁共振分析。结果表明，眼皮灰岩孔径分布以单峰型和双峰型为主，显示孔隙以微孔（纳米孔）为主，主峰位于0.1μm左右，但信号幅度普遍较大，表明孔隙度相对较高；眼球灰岩孔径分布有单峰型、双峰型和三峰型，主要以微孔（微米孔）为主，主峰小于10μm，但信号幅度普遍较小，揭示孔隙度较眼皮灰岩明显偏低（图9）。因此，尽管眼球灰岩以微米孔为主，但眼皮灰岩中发育的丰富纳米孔隙为茅一段贡献更为发育的孔隙空间。在以上分析的基础上，利用AP孔隙度—渗透率测试仪，运用氦气法和非稳态法开展HP1井和HS3井茅一段孔隙度和渗透率的测定。通过对两口井茅一段眼皮灰岩和眼球灰岩的物性数据进行统计分析（图10），发现茅一段储层孔隙度最大为8.1%，渗透率最大为20mD，但约94%的样品渗透率均小于1mD，按照致密（非常规）储层的评价标准（孔隙度小于10%，渗透率小于1mD），茅一段泥灰岩为典型的致密储层。其中眼皮灰岩孔隙度为0.8%～8.1%，平均为3.3%，渗透率一般为0.01～20mD，平均为0.05mD，物性条件相对较好；而眼球灰岩物性条件明显差于眼皮灰岩，孔隙度为0.2%～1.7%，平均为0.7%，渗透率一般为0.01～27mD，平均为0.04mD。另外通过对这两口井茅一段眼球灰岩和眼皮灰岩物性与TOC的交会分析发现，眼皮灰岩TOC与孔隙度、渗透率相关性好，随着TOC的增高，孔隙度、渗透率明显增大。因此，利用氩离子剖光结合扫描电镜、核磁孔隙结构与岩心实测联合测井物性分析，均证实有机质孔是茅一段重要的储集空间，以微米孔、纳米孔为主，具有低孔、低渗储集特征，但眼皮灰岩储集条件较眼球灰岩好。

图9 四川盆地茅一段泥灰岩核磁共振孔隙结构分布图Fig.9 NMR pore distribution diagram of marl of the 1st member of Maokou Formation in Sichuan Basin

图10 HP1井和HS3井茅一段孔渗直方图及其与TOC交会图Fig.10 Porosity and permeability histogram and crossplot with TOC of the 1st member of Maokou Formation in Well HP1 and Well HS3

2.4.3 储层分布特征

基于HP1井取心标准井，依靠岩心的岩电参数分析并结合页岩气储层评价技术规范[57]和常规天然气的勘探实践，建立了茅一段储层的测井评价标准，按照I类储层孔隙度大于4%，Ⅱ类储层孔隙度为2%～4%的评价标准，明确了茅一段储层的分布特征。

典型井储层连井剖面分析发现，四川盆地茅一段储层纵向上主要发育于茅一c亚段和茅一a亚段，具有一定的横向稳定性。茅一c亚段储层厚度较茅一a亚段大，且两套储层下部均发育一套稳定甜点段（图11），茅一c亚段储层厚度为4～40m，其中I类储层单层厚度为3～5m，Ⅱ类储层单层厚度一般为3～6m；茅一a亚段储层厚度为4～18m，其中I类储层单层厚度一般为2～3m，Ⅱ类储层单层厚度一般为2～5m。茅一段储层累计厚度为5～55m，川西南及川南储层厚度相对较小，而川中、川西北及川东北储层厚度相对较大，平面上主要存在重庆—涪陵、仪陇—巴中、遂宁—合川3个储层发育带。

2.5 成藏特征与富集规律

2.5.1 天然气成藏特征

为了明确四川盆地茅一段油气的成藏特征，优选川中地区TT1井和川东地区X3井、BX1井、W118井4口典型井开展成藏解剖。其中TT1井位于构造斜坡区，在茅一段日产天然气30.01×104m3。X3井位于新市构造的高部位，在茅一段日产天然气2.8×104m3，累计产气9900×104m3。BX1井位于拔山寺构造向斜区，在钻遇茅一段的过程中，地层超压强烈，压力系数为1.79，钻井过程中发生强烈井喷，钻后测井解释为气层，但因工程原因未测试。而W118井在茅一段测试日产天然气18.4×104m3（图1）。

通过这4口井成藏要素的对比和解剖分析，建立了成藏剖面（图12）。发现茅一a亚段和茅一c亚段眼皮灰岩中优质储层横向连续分布，而茅一b亚段相对致密，天然气主要赋存于茅一a亚段和茅一c亚段。与页岩气的“自生自储”富集成藏特征相似，茅一段眼皮灰岩具备非常规天然气成藏的条件。眼皮灰岩拥有高的总有机碳含量，发育有机质孔及晶间溶孔晶内溶孔等非常规储层空间，同时满足有机质生烃演化的埋深及温度。在成熟早期，茅一段眼皮灰岩有机质开始生烃演化，有机质孔中充注原油；随着热演化程度的增加，原油发生裂解生成天然气，原油裂解气伴随干酪根热解气“就近”或“原地”大规模聚集于眼皮灰岩的纳米孔和微米孔中，天然气主要以孔隙中的游离气、干酪根及黏土表面的吸附气，以及溶解于干酪根、沥青质及孔隙流体中的溶解气的形式存在。在没有次生孔隙、裂缝及断裂存在的情况下，茅一a亚段和茅一c亚段生成的天然气运移距离极短，在各自上覆茅一b亚段及茅二段致密泥晶生屑灰岩的封盖条件下，构成了两套储盖组合（图13），这两套储层是完全封闭的独立成藏体系。天然气的生成导致这两套地层压力系数普遍较高，表现出明显区域超压的特征，揭示其保存条件普遍较好，如川东的X3井、YH1井压力系数分别为2.11和2.05，直井产量分别为2.8×104m3/d和3.7×104m3/d。地层的超压情况表明茅一段眼皮灰岩具有充足的原位含气量，能够形成经济性非常规气藏。特别地，若有断裂沟通的情况下，下伏龙马溪组生成的天然气也会参与到茅一段的成藏过程之中，构成下生上储的成藏模式。

图12 过TT1井—X3井—BX1井—W118井连井剖面图（剖面位置见图1）Fig.12 Gas reservoir profile cross Well TT1-X3-BX1-W118 (section location is in Fig.1)

图13 四川盆地茅一段源储一体富集模式图Fig.13 Gas enrichment pattern of integrated source rock-reservoir of the 1st member of Maokou Formation in Sichuan Basin

2.5.2 天然气富集规律

通过上述的解剖分析及成藏特征研究发现，茅一段天然气具有4个典型的非常规源内天然气成藏特点与富集规律。第一，茅一段富含有机质的眼皮灰岩是源储一体、原位富集的物质基础，为油气富集提供烃源岩和储集空间，其中富含有机质的含泥泥晶生屑灰岩或泥质泥晶生屑灰岩有机质丰度高，可作为有效烃源岩为该段气藏供烃，油气分布具有源储一体、原位富集的特点，即“近源”成藏或“源内”成藏；第二，油气往往富集于低能眼皮灰岩相带中，微米、纳米孔喉系统发育，储层相对致密，孔隙度一般为4%～12%，渗透率小于1mD，具有低孔、低渗特征；储层微观分析发现，除有机质生烃增孔形成的纳米孔外，建设性的成岩作用也有利于微孔隙的形成，例如白云石化作用形成的微米孔增孔作用明显，在一定程度上改善了储集物性，但整体物性条件较差，表现为低孔、低渗的致密储层特征；第三，储层评价揭示其纵向上分布相对稳定，横向分布连续，主要分布于茅一a亚段和茅一c亚段，层控特点明显；第四，茅一段油气具有大面积连续分布的特点，在全盆地构造高部位、斜坡区、向斜区等各个构造单元均有分布。

3 勘探有利区

页岩气等非常规油气的勘探实践证实，埋深对非常规油气勘探的效益起决定性作用，此外甜点储层的厚度和烃源岩的厚度，决定着有利勘探区带的评价和优选，但由于茅一段烃源岩厚度普遍在50m以上，较为优越。因此，本文对四川盆地茅一段的有利区评价重点考虑埋深和储层厚度两大因素。通过综合分析评价，将埋深和储层厚度门槛值分别定为4500m和30m，埋深小于或等于4500m、储层厚度大于或等于30m的区域为I1类有利区；埋深小于4500m、储层厚度小于30m而大于10m的地区为I2类有利区；而埋深大于或等于4500m的地区，考虑到勘探的现实性与经济型，评价认为其为Ⅱ类有利区，如果储层厚度大于或等于30m，则评价为Ⅱ1类有利区，储层厚度小于30m而大于10m的地区则评价为Ⅱ2类有利区。最终评价认为四川盆地茅一段存在一个I1类有利区、两个I2类有利区、一个Ⅱ1类有利区和三个Ⅱ2有利区，分别为南川—合川I1类有利区、乐山—泸州I2类有利区、广安—开县I2类有利区、广元—遂宁Ⅱ1类有利区、剑阁—雅安北Ⅱ2类有利区、通江东—达州Ⅱ2类有利区、万县南—石柱Ⅱ2类有利区（图14）。其中I1类有利区具有最为优越的勘探潜力和现实性，该区域储层厚度普遍大于30m，最厚可达50m以上，分布面积约为2×104km2。同时该区域茅一段自身烃源岩厚度大，整体在75m以上，最大厚度可达105m，另外若有断层发育，且有下伏志留系龙马溪组烃源岩供烃，则气源更为充足。按照天然气储量丰度的评价标准，低丰度天然气的储量丰度一般小于2×108m3/km2,本次评价保守选择储量丰度1×108m3/km2，综合评价其资源规模可达2×1012m3以上。鉴于茅一段碳酸盐岩这种“非常规型”源储一体成藏模式，建议在川东重庆—涪陵I类有利区的新市构造采取水平井体积压裂方式，进行茅一段天然气勘探井位部署和规模化生产。

图14 四川盆地茅一段储层厚度及有利勘探区平面图Fig.14 Reservoir thickness map and favorable exploration zone of the 1st member of Maokou Formation in Sichuan Basin

4 结论

（1）四川盆地茅一段发育茅一a亚段和茅一c亚段两套相对稳定的眼皮灰岩，有机质丰度高，同时发育微米孔及纳米孔，具有碳酸盐源内非常规天然气“源储一体、原位富集”的成藏特点，本次优选的7个有利勘探区，初步估算天然气资源量可达2×1012m3以上，勘探潜力较大。

（2）建议加快对四川盆地茅一段的勘探部署，未来该领域一旦突破，四川盆地茅口组的天然气勘探工作可能会从过去寻找茅口组顶部的常规裂缝—孔洞型岩溶和沿断裂带发育的白云岩两大领域的局部勘探，拓展到茅一段的非常规泥灰岩领域的整体勘探。

（3）目前研究初步揭示茅一段的天然气以自身烃源岩贡献为主，但碳酸盐岩油气成藏复杂，在川东—川南地区志留系烃源岩发育区，可能不排除有其贡献，未来随着茅一段天然气样品的增加，建议加强对茅一段烃源岩生烃过程及气源对比研究，以期更好地印证碳酸盐非常规成藏认识。

（4）研究中发现茅一段中发育滑石等黏土矿物，在工程压裂酸化施工过程中可能会存在一定程度的酸敏和水敏，建议在气层改造施工过程中注意储层保护。