四川盆地茅口组滩相孔隙型白云岩储层天然气勘探的突破及启示——以川中北部地区JT1 井天然气立体勘探为例

杨 雨 谢继容 赵路子 黄平辉 张玺华 陈 聪 张本健 文 龙 汪 华 高兆龙 山述娇

1.中国石油西南油气田公司 2.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院3.中国石油西南油气田公司勘探事业部 4.中国石油西南油气田公司川西北气矿

0 引言

四川盆地中二叠统茅口组一直都是重要的油气勘探层系，前期的勘探对象主要是蜀南地区茅口组裂缝、缝洞型气藏，采用“三占三沿”打构造的勘探模式，曾为该盆地天然气工业发展做出过重要的贡献——蜀南地区茅口组获工业气井422 口，累计发现气藏325个，探明天然气动态储量699.24×108m3，累计采气535.29×108m3。为了进一步扩大茅口组的勘探领域，需要转变观念，跳出裂缝型气藏的勘探思路，寻找新的勘探类型。近年来，中国石油西南油气田公司立足孔隙型储层的规模发现[1-4]，持续开展构造—沉积演化研究，基于等时层序对比、古生物地层、岩石学特征等基础地质研究，发现川北地区茅口组发育一套海槽相有机质泥岩[5-7]，与中下扬子地区的下二叠统孤峰组可以进行对比，证实川北地区在茅口组沉积期存在着台地—海槽的相带分异。这就为寻找茅口组新的勘探领域提供了新思路。事实上，在茅口组沉积早期，四川盆地处于上扬子台地，整体沉积环境稳定，岩性岩相变化不大，茅二段沉积晚期受峨眉地幔柱上拱，加之板块拉张运动的影响，在川中北部—川北地区形成一系列台洼和台内裂陷。由于受台洼和台内裂陷的控制，川北地区发育台缘带，川中北部地区发育3 个沉积高带，简称为“一缘三高带”，其控制了滩相储层的规模发育。近期，位于川中北部沉积高带的JT1 井继在下寒武统沧浪铺组获得天然气勘探突破后，又钻遇茅二段15 m 厚的块状孔隙型白云岩储层，测试获得112.8×104m3/d 高产工业气流，标志着四川盆地茅口组孔隙型储层天然气勘探取得重大突破并展现出较大的天然气立体勘探潜力。

1 区域地质背景

四川盆地中二叠世开始海侵，主要发育正常浅海碳酸盐岩台地相，纵向上形成了中二叠统栖霞组和茅口组两个海侵—海退的沉积旋回。中、晚二叠世之交的区域性东吴构造运动[8-11]，使得四川盆地在中二叠世晚期（茅口期）发生构造分异，发育北西向克拉通台内拉张裂陷海槽，使得台地上发生沉积分异（图1）。

茅口组沉积时期，以北部勉略洋伸展和峨眉地幔柱隆升为主线的构造演化直接控制了沉积演化[12-13]。茅口组沉积早期，受大规模海侵的影响，全盆地茅口组底部沉积了一套稳定的岩性组合，表现特征为：下部为较深水环境的眼皮眼球状泥质灰岩沉积，上部为开阔台地相泥晶灰岩沉积。这一时期西南部的峨眉地幔柱尚未隆升，而向北仍然是向勉略洋过渡的被动陆缘环境[14-15]。茅口组沉积中晚期，峨眉地幔柱开始持续隆升结合勉略洋伸展作用，产生北东向拉张应力，茅二期在川中北部首先形成多条北西向台洼，茅三期拉张作用进一步加强，川北地区出现台内裂陷。该时期一系列的构造运动，形成了盆地茅口组隆凹相间的沉积大格局。

图1 四川盆地中二叠统茅口组沉积特征图

2 地层特征与沉积演化

2.1 地层特征

根据层序地层学以及等时界面的研究，可以将四川盆地茅口组划分为两个层序，分别为SQ1 和SQ2（图2），其中SQ1 底界面为茅口组底界与栖霞组顶界的岩性转换面，顶界面为三级海侵旋回顶界（碳同位素值正偏最大值，图2、3），SQ2 顶界面在台地区表现为茅顶区域暴露面，在斜坡海槽区表现为茅顶与吴家坪组王坡页岩的岩性转换面。

茅口组SQ1 早期（茅一c 亚段—茅二c 亚段）岩性以深灰色泥质灰岩为主，碳同位素表现为较大正值且保持缓慢增高，表明SQ1 早期水体较深，海平面缓慢上升。至SQ1 晚期（茅二b 亚段），开始沉积一套较纯的碳酸盐岩，泥质含量减少，岩性以深灰色泥晶灰岩为主，碳同位素稳定在一个较大正值，表明该时期海平面稳定，整体为浅水台地环境。茅口组SQ2（茅二a 亚段—茅三段），岩性主要是浅灰色砂屑灰岩、细晶云岩和云质灰岩，该时期碳同位素值开始降低，表明台地区海平面开始下降，水体变浅，茅口组顶部碳同位素值受淡水影响出现负偏，茅口组末期台地区接受暴露岩溶。

平面上，茅口组SQ1 呈北东向展布，北东厚、南西薄。川东北地区厚度最大，主要介于180 ～220 m。川北、川中—蜀南地区SQ1 地层较薄，主要介于140 ～180 m。盆地内SQ1 岩性变化不大，自下而上分别为一套深灰色泥质灰岩和深灰色泥晶灰岩（图3）。

SQ2 地层展布呈北西—南东向展布（图4）。盆地内茅口组SQ2 岩性及厚度变化大，川中射洪—盐亭沉积高带至川北台缘带厚度大，介于100 ～160 m，岩性主要为亮晶颗粒灰岩、细晶云岩和云质灰岩。川北海槽区九龙山—巴中—宣汉一线厚度较薄，厚度主要介于10 ～20 m，岩性为有机质泥岩、灰质泥岩、硅质泥岩。川中台洼区绵阳—LT1 井一线厚度相对较薄主要介于50 ～60 m，岩性为泥质灰岩或泥晶灰岩。

图3 四川盆地茅口组连井地层对比图

图4 四川盆地茅口组的地层厚度等值线图

地层特征可以看出，茅口组SQ1 沉积期，古地貌表现为南高、北低、西高、东低的特征，地层自北东向南西充填，该时期地层岩性较为稳定，表现出均斜台地的特征，表明SQ1 时期茅口组沉积环境稳定。SQ2 时期，发生沉积分异，造成地层展布方向、厚度和岩性发生重大变化，川中—川北一带出现了高能滩相地层，沉积厚度大，具亮晶结构，颗粒含量高。

2.2 沉积演化及高能滩相特征

2.2.1 沉积演化

茅口组沉积早期（SQ1）持续海侵，此时构造活动较弱，沉积环境稳定[16-19]，主要沉积一套浅水台地环境，四川盆地沉积环境稳定。

茅口SQ2 时期四川盆地发生了台槽分异，自SQ2 早期（茅二a 期）开始由原来缓坡模式转变为槽台模式，在川北—川东北地区广元—巴中—达州一线出现深水海槽相，川中北部射洪—盐亭地区出现两排台洼，呈北西向展布。此时海平面相对稳定，台地区水体深度适合生物生长，碳酸盐生长速率快，台洼边缘沉积较厚的高能滩相地层，川中北部两个台洼边缘发育三个沉积高带（图5-a）。SQ2 晚期（茅三期）全球海平面下降，海槽出现收缩，川中北部台地区沉积物可容空间减少，加之此时川北地区裂陷持续拉开，海槽变深，导致茅三亚段沉积期高能滩体由川中北部地区向川北地区迁移，川北台槽之间坡度变大，剑阁—龙岗一线形成台地边缘，发育台缘带的高能滩相（图5-b）。因此在茅口组SQ2 时期，平面上形成两个高能滩相发育区，分别是川中北部射洪—盐亭地区的茅二a 亚段台洼边缘高能滩和川北剑阁—龙岗地区的茅三段台缘高能滩（图6）。

综上，茅口组的沉积格局由茅一段到茅二b 亚段的碳酸盐岩缓坡转变为茅二a 亚段到茅三段的槽台格局，耦合茅口组海平面变化以及川北海槽的演化，使得茅口中晚期发育“一缘三高带”高能滩相，为孔隙型储层大面积分布奠定了基础。

2.2.2 高能滩相特征

近期，JT1 井在川中北部茅二a 亚段台洼边缘滩相获得油气发现，证实该套滩相地层具有重要含油气意义。在此重点介绍该套滩相的特征。

川中北部茅二a 沉积期台洼边缘滩相发育段为一套较纯的碳酸盐地层，泥质含量低，测井曲线为低GR、高DEN，岩性主要为残余砂屑云岩（图7-a、b）和亮晶砂屑灰岩（图7-c、d），砂屑含量高，超过50%，磨圆度高、分选型好，表明沉积水体能量强。岩石结构为颗粒支撑，砂屑表面多存在泥晶套，颗粒之间多为亮晶胶结，表明沉积水体动荡。台洼边缘滩相地层厚度大，JT1 井和NC2 井茅二a 亚段厚度介于55 ～60 m，而台洼区LT1 井和缓坡区NC3 井茅二a 亚段厚度均小于40 m。

图5 四川盆地茅口组沉积演化图

图6 四川盆地茅口组沉积相剖面图

图7 JT1 井茅二a 亚段台洼边缘滩相岩石学特征图版

3 相控型储层特征

JT1 井茅二a 亚段储层单层厚度较大，物性好。茅二a 亚段发育一套块状储层，厚度为15 m，平均测井孔隙度为4.9%，揭示了川中北部台洼边缘滩相发育优质储层，储层段岩性主要以亮晶砂屑灰岩、亮晶生屑灰岩和残余砂屑云岩为主（图8），其中白云岩基质为细晶白云石、晶形自形程度低，可以见明显砂屑或生屑幻影，石灰岩以亮晶颗粒灰岩为主，颗粒又以砂屑为主，生屑次之。从岩屑薄片可以看出，面孔率在5%左右，储集空间以粒间溶孔、晶间溶孔和晶间孔为主，从岩石学特征和储集空间可以看出，川中北部茅二a 亚段优质储层为高能滩相控制的孔隙型储层。

图8 JT1 井茅二a 亚段储层特征图版

4 区带评价及天然气勘探方向

4.1 储层规模

川中—川北地区茅口组“一缘三高带”内除JT1外，ST12、LG70、NC2 等钻井也证实茅口组孔隙型储层的存在。这些钻井揭示的储层厚度介于10 ～15 m，平均孔隙度超过5%，孔隙类型以粒间溶蚀孔为主，孔隙型特征明显，平面上稳定分布，地震刻画结果表明，川北剑阁至龙岗台缘带高能滩相有利区分布面积近1 000 km2，川中北部射洪—蓬溪一带台洼边缘滩体面积超过5 000 km2（图9）。川中北部台洼边缘带和川北台缘带沉积水体能量强，生屑和砂屑等颗粒含量高，加之长期风浪改造和东吴期茅口组暴露岩溶，易在颗粒之间的原生孔隙基础上形成粒间溶孔，为台缘带提供了良好的储层发育条件。

4.2 源储配置关系

图9 四川盆地茅口组有利勘探区带评价图

川中—川北地区发育寒武系、二叠系、志留系等多套烃源岩，其中寒武系处于裂陷槽发育区，槽内下寒武统筇竹寺组岩性较单一，以黑色碳质页岩为主，TOC ＞2%，厚度一般为400～500 m，最大厚度逾 1 560 m（广元长江沟）[20-21]。二叠系茅一段泥灰岩和孤峰组有机质泥岩为潜在有利烃源岩，茅一段泥灰岩平均TOC 为1.4%，生气强度介于18×108～40×108m3/km2，孤峰组有机质泥岩TOC 含量高，主要介于2%～10%。

川中—川北地区发育多条基底断裂，下部断穿寒武系、上部断至下二叠统，平面上呈北西向展布，寒武纪至早中二叠世持续活动，深层油气沿断裂向上运移，烃源通道发育，形成良好的油气输导体系（图9、10）。区内多套优质烃源岩在平面上与茅口组高能滩叠合（图10），有利于滩相储层捕获油气，烃源断裂从寒武系断穿至二叠系，源储配置关系好。茅口组孔隙型储层受相带控制，高能滩相以外发育致密灰岩作为封堵，保存条件好，有利于天然气规模成藏，JT1井证实茅口组气藏不受构造控制，表现为岩性气藏。

图10 过JT1 井二维地震叠前时间偏移剖面图

4.3 勘探方向

JT1 井茅口组气藏的发现标志着四川盆地茅口组已实现了从裂缝型气藏向孔隙型气藏的勘探突破，展示了相控孔隙型储层的天然气勘探潜力，坚定了茅口组寻找孔隙型气藏的勘探思路。研究表明，川中—川北地区发育茅二段和茅三段多期高能滩相，相控型储层在区内大面积分布；目前JT1 井已突破川中台洼边缘沉积高带——在沉积高带的控制下，茅二段储层厚度稳定，物性好，是近期扩大勘探成果的重要领域。另外川北茅口组台缘带与川中沉积高带具有滩体迁移关系，开展区内茅口组沉积微相研究，明确滩体迁移规律，落实高能滩相分布规律是寻找下一个规模滩相储层的重要方向。

5 结论

1）JT1 井沧浪铺组和茅口组的天然气立体勘探发现与突破，再一次证明了川中北部太和含气区海相碳酸盐岩巨大的勘探开发潜力。JT1 井茅口组获得高产工业气流，进一步证实四川盆地茅口组具备发育相控型孔隙型储层的地质条件，为规模优质储量的提交指明了新方向。

2）受峨眉地幔柱上拱及板块拉张运动的影响，川中北部至川北地区形成一系列台洼和台内裂陷。受台洼和裂陷的控制，茅口组的沉积格局由茅一段到茅二b 亚段的碳酸盐岩缓坡转变为茅二a 亚段到茅三段的槽台格局，耦合茅口组海平面变化以及川北海槽的演化，使得茅口中晚期发育“一缘三高带”高能滩相。该沉积背景为孔隙型储层大面积分布奠定了基础。

3） JT1 井钻探证实茅二a 亚段发育一套块状储层，厚度为15 m，平均测井孔隙度为4.9%，储层段岩性主要以亮晶砂屑灰岩、亮晶生屑灰岩和残余砂屑云岩为主，从岩屑薄片可以看出，面孔率为5%左右，储集空间以粒间溶孔、晶间溶孔和晶间孔为主，为高能滩相控制的孔隙型储层。

4）JT1 井茅口组气藏的发现，标志着四川盆地茅口组实现了从裂缝型气藏向孔隙型气藏的勘探突破，展示了相控孔隙型储层勘探潜力。受横向上台洼致密泥灰岩遮挡以及上覆泥页岩地层封盖，在现今单斜背景下具备形成构造—岩性复合圈闭的条件，地震刻画川中—川北地区茅口组发育多个大型滩体，并且烃源断裂从寒武系断穿至二叠系，源储配置关系好，初步评价有利天然气勘探面积约6 000 km2。