四川盆地中二叠统茅口组天然气大面积成藏的地质条件

汪泽成 江青春 黄士鹏 周 慧 冯庆付 戴晓峰 鲁卫华 任梦怡

中国石油勘探开发研究院

研究表明，中国古老克拉通盆地海相碳酸盐岩具备大型化成藏条件[1-3]，主要包括：相对稳定的构造环境、“广覆式”烃源岩及晚期规模生烃、层状或似层状储集层大面积分布以及地层—岩性圈闭集群式分布等。勘探已证实，我国海相碳酸盐岩大油气田以地层—岩性油气藏为主体，单个油气藏储量丰度低，但油气藏呈集群式分布，总体规模大。

四川盆地中二叠统茅口组作为早期勘探的主力含气层系，在2007年之前的50余年勘探历程中，仅在蜀南地区发现一批裂缝性气藏为主的小型气田[4]。近10年来的甩开勘探，先后在川西北、川中地区发现了一批高产气井，初步展示了该层系良好的勘探前景。然而，茅口组能否成为四川盆地天然气规模勘探的主力层系？关键问题在于其是否具备天然气大面积成藏的条件。近年来，笔者研究团队紧紧围绕这一问题持续开展研究，完成了大量的老井复查、地层划分对比、沉积相研究与岩相古地理制图、储层特征与分布预测、烃源岩评价、气藏解剖等基础性工作，提出了有利勘探区带与目标。本文重点分析茅口组成藏条件，以期推进对该领域的勘探潜力认识和勘探部署工作。

1 勘探成果及启示

中二叠统是四川盆地天然气勘探最早的层系之一，早期勘探主要集中在蜀南地区。基于“溶洞沿裂缝分布”[5-7]的认识及勘探不断深入，勘探模式由早期的“一占一沿”“三占三沿”，发展为“断层裂缝圈闭六项布井原则和模式”[5]。

近几年，按照“跳出蜀南寻找新区带，突破裂缝探索储层新类型”的勘探思路，对中二叠统栖霞组—茅口组开展区域甩开勘探，在川中古隆起斜坡、川西北九龙山背斜及山前断裂带均获高产工业气流，显示出良好的天然气勘探前景。

通过总结四川盆地中二叠统多年来的天然气勘探成果，得出如下认识：

1）中二叠统天然气资源丰富，资源探明率不足6%，勘探潜力大。新近完成的资源评价结果显示，中二叠统天然气资源量为1.47×1012m3，而已获探明储量仅为811.68×108m3，剩余天然气资源丰富。

2）中二叠统发育裂缝—溶洞型和白云岩孔洞型两类主要储集层。绝大多数井钻遇裂缝—溶洞型储层，且以茅口组为主，仅少数井钻遇白云岩储层且变化快。川西南地区汉深1、周公1等井，川西北地区矿2、双探2、双探3等井，川中地区南充2、广探2等井分别钻遇栖霞组和茅口组白云岩储层。

3）中二叠统茅口组在全盆地均有勘探发现，且盆地内中二叠统现有勘探开发成果主要集中在茅口组，如蜀南地区中二叠统已探明储量中茅口组储量占98%。川中—川西地区中二叠统16口出气井中茅口组产层井就占了15口。

4）蜀南地区裂缝—溶洞型气藏开发效果较好。以自2井为代表的一批高产井，累计产量高、效益好，单井累计产量超1×108m3的井140多口，其中大于50×108m3的井1口（自2井），大于10×108m3的井8口。

60余年的勘探成果揭示，四川盆地中二叠统茅口组具备大面积天然气成藏的可能性。

2 茅口组天然气大面积成藏的条件

四川盆地中二叠统包括梁山组、栖霞组、茅口组，为一套海侵背景下的碳酸盐岩沉积[8]。茅口末期，经历了东吴运动，导致了茅口组普遍遭受剥蚀[9-11]。晚二叠世的海侵作用，使得龙潭组与茅口组呈假整合接触。区域性的构造演化为茅口组天然气的大面积成藏奠定了基础。下文从中二叠统烃源岩的再认识、茅口组颗粒滩分布、风化壳型岩溶储层形成与分布等方面，分析茅口组成藏条件。

2.1 茅口组发育良好的烃源条件

四川盆地栖霞组—茅口组气藏存在3套潜在烃源岩，从下至上依次为下志留统龙马溪组泥岩、中二叠统栖霞—茅口组石灰岩和上二叠统龙潭组煤系。

龙马溪组是四川盆地主力烃源岩层系之一[12]，不仅形成了川东石炭系常规气藏群，更是目前中国页岩气勘探开发的主力层系。烃源岩在乐山—龙女寺古隆起轴部缺失，斜坡区大面积分布，川东、蜀南地区厚度介于100～600 m。有机质类型为腐泥型，TOC介于0.50%～8.75%，Ro介于2.0%～4.5%，生气强度介于20×108～80×108m3/km2[13]。

龙潭组（吴家坪组）发育海陆过渡相—海相的泥质烃源岩和煤系，有机质类型和厚度变化上明显受控于沉积环境[14]，盆地中部—南部发育龙潭组煤系烃源岩[15]，盆地北部发育吴家坪组和大隆组海相泥质烃源岩。龙潭组烃源岩厚度介于10～ 140 m，TOC主要分布在3%～5%，Ro介于1.9%～2.9%[16]。

中二叠统栖霞组和茅口组以石灰岩为主，烃源岩厚度介于150～200 m，大多数层段有机碳含量偏低。为了进一步明确中二叠统烃源岩质量及分布，笔者立足于钻井资料，在实测岩心TOC基础上（表1），建立了自然伽马曲线与实测TOC值的关系（GR＝38.501×TOC＋20.201，R2＝0.878 9），运用自然伽马测井评价TOC方法，对全盆地117口井栖霞组—茅口组烃源岩进行了评价。

1）中二叠统栖霞组—茅口组计算烃源岩TOC与实测TOC相关性较好（计算TOC＝0.755 6×实测 TOC＋0.203，R2＝0.724 3）。

2）栖霞组烃源岩岩性以泥质灰岩为主，主要分布在栖一段，烃源岩厚度10～70 m，具有西薄东厚特征，有机碳含量分布范围在0.5%～2.0%，为差—中等烃源岩。

3）茅口组烃源岩岩性以泥质灰岩、生物灰岩为主，主要分布在茅一段和茅二c层（图1），在川西南地区茅四段也发育烃源岩段，厚度介于30～200 m，西薄东厚特征明显，有机碳含量分布范围为0.5%～3.0%，为中等—好级别烃源岩。

综上分析后认为，茅口组为天然气主要目的层，纵向上发育龙马溪组、茅口组一段—茅二c层及龙潭组（吴家坪组）3套烃源岩，为天然气大面积成藏奠定了烃源基础。

2.2 茅口组茅二—茅三段颗粒滩分布特征

四川盆地茅口期继承了栖霞期沉积古地理格局，总体表现为西南高、东北低的缓坡台地格局（图2）。浅缓坡带主要分布在绵阳—安岳—泸州以西地区，岩性以亮晶生屑灰岩、亮晶藻屑灰岩及泥晶生屑灰岩为主，颗粒滩厚度介于60～100 m，典型相序表现为高能颗粒滩和滩间海。中缓坡带主要分布在广元—广安—重庆以西地区，岩性以中等能量的生屑灰岩为主，局部发育亮晶生屑灰岩，滩间以泥灰岩为主，颗粒滩厚度介于30～80 m，典型相序表现为中缓坡颗粒滩及滩间海为主。深缓坡带主要分布在广元—广安—重庆以东地区，岩性以生屑泥晶灰岩和泥灰岩为主，典型相序表现为深缓坡台洼及灰泥丘为主。茅口组颗粒滩在盆地中西部大面积分布，累计厚度大于30 m的颗粒岩分布面积超过10×104km2，为似层状岩溶储层的形成奠定了物质基础。

由于茅口组颗粒滩体单层厚度只有5～15 m，因此地震预测颗粒滩难度较大。为了进一步明确颗粒滩体空间分布，笔者基于川中地区的钻井资料，采用测井相构型方法识别颗粒滩体空间分布，即：根据测井GR值和曲线形态，建立高能环境颗粒滩以及滩间低能环境含泥质灰岩的测井响应模型。

研究表明，茅口组纵向上发育两期颗粒滩：第一期颗粒滩主要发育于茅二b层、第二期颗粒滩则主要发育于茅二a层—茅三段。第一期颗粒滩测井响应表现以测井相类型3（LF3）型为主，单个滩体厚度介于5～10 m，平面上主要分布于高石梯—磨溪（以下简称高磨）、威远地区，其余地区零星分布。第二期颗粒滩体测井响应表现以LF1型和LF2型为主（图3），单个滩体厚度介于10～15 m，川中地区广泛分布。

表1 四川盆地中二叠统栖霞组—茅口组典型单井岩心实测TOC表

图1 四川盆地茅口组烃源岩TOC纵向分布图

2.3 茅口组风化壳型岩溶储层分布特征及成因

四川盆地茅口组普遍发育风化壳岩溶储层[17]。层序地层对比表明，岩溶储层段主要分布在茅口组二段、三段[17]。基于层序地层对比以及牙形石带缺失分析，笔者曾提出了四川盆地存在面积可超过8×104km2的东吴期古隆起，命名为“泸州—通江古隆起”，指出古隆起斜坡带是风化壳岩溶储层发育的有利地区[18]。图4是在补充新近钻井资料基础上修改完善的茅口组岩溶古地貌与颗粒岩厚度叠合图。按残留地层厚度可分为“侵蚀高地”“侵蚀上斜坡”“侵蚀下斜坡”3个侵蚀地貌单元。侵蚀高地分布在盆地西南地区及川东石柱地区，主要特征为茅四段部分被保留；侵蚀上斜坡分布在南充—泸州一带，主要特征为茅四段剥蚀殆尽、茅三段部分遭受剥蚀；侵蚀下斜坡分布在川北地区，主要特征为茅三段剥蚀殆尽，茅二段部分遭受剥蚀。侵蚀上斜坡区茅三段颗粒岩发育，长期遭受风化淋滤作用，有利于形成溶蚀孔洞型储层。

“东吴运动”性质是水平挤压的造山（褶皱）运动[19]还是整体抬升的升降运动，目前存在争议[20]。笔者认为，这一运动受控于晚古生代全球冰期，是冰期全球海平面下降导致的区域性侵蚀作用。主要有如下证据：①晚古生代全球冰期始于泥盆纪末，鼎盛于石炭纪—早二叠世，可延续到中晚二叠世[21-23]，冰期海平面下降幅度为20～120 m[24]。二叠纪，扬子陆块呈“孤岛”立于古特提斯洋[25]，更易于受海平面升降变化影响。茅口组中期开始下降，末期大幅度快速下降到最低点，扬子大部分地区准平原化[26]。②受全球海平面下降影响，茅口组顶部地层普遍缺失。欧美等全球大部分地区茅口组顶部缺失1～2个化石带；华南地区缺失2个以上牙形化石带，四川盆地北部地区缺失4～6个牙形化石带。③在广西蓬莱滩[27-28]、川西北上寺、川东北渡口等剖面[29]，均可见茅口组上部无机碳同位素出现正漂移、吴家坪组底部出现负漂移，表明茅口末期发生冰川作用，而吴家坪期冰川发生消融。

图2 茅口组岩相古地理及颗粒滩厚度等值线图

图3 茅口组第二期（茅二a层—茅三段）颗粒滩及滩间洼地的测井响应特征图

图 4 茅口组岩溶古地貌与颗粒岩厚度叠合图

基于上述认识，建立了四川盆地茅口—吴家坪期沉积古地理演化剖面（图5），茅口组沉积期四川盆地主体为碳酸盐岩缓坡沉积，川北地区为深缓坡—斜坡相沉积，大巴山地区发育盆地相。茅口组沉积后，发生受全球冰期影响的海平面下降，剥蚀基准面可能下降到茅口组下部，其上覆地层均遭受剥蚀，沉积地层厚值区剥蚀后的残留地层多，沉积地层薄值区剥蚀后的残留地层少，西南高北东低的古构造格局没有发生改变。吴家坪期海平面上升，茅口组剥蚀后的古构造格局仍得以保存，沉积环境及相带的平面展布和茅口组相似。川北地区茅口组剥蚀层位多，按照“隆升剥蚀”的观点，该地区要比四川盆地其他地区隆升的更高，但是在吴家坪期，该地区又迅速变为深水相沉积。这种急剧的构造格局变化难以用“隆升剥蚀”解释。而利用“海平面下降导致地层侵蚀” 的观点，则合理地解释了四川盆地北部地区茅口组剥蚀层位多与吴家坪组深水沉积两者之间的矛盾。

图5 四川盆地茅口—吴家坪期沉积古地理演化剖面示意图

中二叠统茅口组纵向上存在3套烃源岩，颗粒滩在盆地中西部大面积分布，风化壳岩溶储层在盆地内普遍发育，源储关系配置良好，构成“三明治”式成藏组合（图6），具备大面积天然气成藏的条件。

图6 川中—蜀南地区茅口组缝洞型储层分布与成藏模式图

3 茅口组天然气富集条件

勘探揭示，尽管茅口组存在普遍含气现象，但钻遇的储层发育程度及单井产量变化大，富集高产有利区评价优选是当前勘探面临的主要问题。研究表明，有利的侵蚀微古地貌及走滑断裂发育带是评价富集高产区的关键因素。

3.1 侵蚀古地貌对岩溶储层的控制作用

对于碳酸盐岩风化壳储层而言，岩溶储层分布受侵蚀古地貌控制。宏观上，蜀南及高磨地区茅口组均处于侵蚀上斜坡带（图4），颗粒滩发育，具备形成大面积岩溶储层条件。微观上，侵蚀面微古地貌如溶蚀洞的垮塌体、侵蚀沟槽的侧翼、侵蚀河谷（暗河和明河）等，岩溶储层厚度大、储集条件更为有利。蜀南茅口组大型的洞缝系统主要发育在古溶沟翼部及岩溶垮塌体边缘。这些大型洞缝系统一旦含气，可形成单体储量规模均超过1×108m3的缝洞型气藏，如阳7-阳33井、阳43井、井9等气藏。

3.2 走滑断裂相关的大型洞缝系统有利于天然气富集高产

相对稳定的克拉通盆地腹部通常发育大型走滑断裂带，不仅有利于油气运移，而且有利于改善储层物性，是油气富集高产的有利区带。这一认识越来越引起勘探家的高度重视，并用于指导塔里木等盆地碳酸盐岩缝洞型油气藏勘探部署[30-31]。

四川盆地中新生代受周缘构造运动影响，华蓥山断裂以西的广大地区普遍发育高角度走滑断裂。除少数规模较大的断裂向上进入中浅层碎屑岩，大多数断裂向上未穿越中三叠统膏盐岩层。通过解剖研究蜀南荷包场及川中高磨两个三维地震工区，分析走滑断裂带的储层特征及含气性。研究结果表明：

1）走滑断裂有利于形成大型缝洞体，纵向多层缝洞体叠置（图6），平面串珠状分布。基于三维地震资料，荷包场地区可识别出两条主走滑断裂，一条位于包24井—包42井一线，呈NNE向展布，另一条位于包21井—包33井一线，呈NE向展布。钻井证实，沿这两条走滑断裂带岩溶缝洞体发育，已发现包33、包46、包21等富集高产的含气缝洞体。

2）断裂沟通气源，断裂与风化壳岩溶缝洞叠合区含气性好。高磨地区钻穿茅口组的钻井很多，由于不是钻探的主要目的层，绝大多数井未在茅口组试气。对该区63口井茅口组储层及含气性开展测井评价。结果表明：有25口井岩溶发育，单井累计储层厚度大于15 m、平均有效孔隙度大于3.5%，主要分布在高石梯及磨溪现今构造高部位和斜坡区与古岩溶地貌较高部位的叠合区；41口井解释出“气层”或“差气层”，占65%；22口井解释出“水层”或“干层”，占35%，表现出不完全受构造控制的大面积含气特点，但“气层”井呈现出沿断裂分布的特点。

4 结论

1）四川盆地茅口组具备大面积天然气成藏地质条件。茅口组缓坡颗粒滩体在广元—广安—重庆以西地区大面积分布，为储层形成奠定了物质基础；全球海平面下降导致的区域性侵蚀面有利于大面积岩溶型储层形成；三套主力烃源岩（龙马溪组、茅一段—茅二c层及龙潭组）与茅口组风化壳岩溶储层构成“三明治式”源—储成藏组合，是天然气大面积成藏的关键。

2）侵蚀微古地貌及后期走滑断裂改造控制了大型缝洞体分布，颗粒滩—风化壳岩溶—走滑断裂“三位一体”控制了天然气富集高产的有利区带。

3）川中高磨地区走滑断裂发育，茅口组成藏条件良好，是勘探值得重视的有利区。

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