楊 雨 謝繼容 趙路子 黃平輝 張璽華 陳 聰 張本健 文 龍 汪 華 高兆龍 山述嬌

1.中國石油西南油氣田公司 2.中國石油西南油氣田公司勘探開發(fā)研究院3.中國石油西南油氣田公司勘探事業(yè)部 4.中國石油西南油氣田公司川西北氣礦

0 引言

四川盆地中二疊統(tǒng)茅口組一直都是重要的油氣勘探層系，前期的勘探對象主要是蜀南地區(qū)茅口組裂縫、縫洞型氣藏，采用“三占三沿”打構(gòu)造的勘探模式，曾為該盆地天然氣工業(yè)發(fā)展做出過重要的貢獻——蜀南地區(qū)茅口組獲工業(yè)氣井422 口，累計發(fā)現(xiàn)氣藏325個，探明天然氣動態(tài)儲量699.24×108m3，累計采氣535.29×108m3。為了進一步擴大茅口組的勘探領(lǐng)域，需要轉(zhuǎn)變觀念，跳出裂縫型氣藏的勘探思路，尋找新的勘探類型。近年來，中國石油西南油氣田公司立足孔隙型儲層的規(guī)模發(fā)現(xiàn)[1-4]，持續(xù)開展構(gòu)造—沉積演化研究，基于等時層序?qū)Ρ?、古生物地層、巖石學(xué)特征等基礎(chǔ)地質(zhì)研究，發(fā)現(xiàn)川北地區(qū)茅口組發(fā)育一套海槽相有機質(zhì)泥巖[5-7]，與中下?lián)P子地區(qū)的下二疊統(tǒng)孤峰組可以進行對比，證實川北地區(qū)在茅口組沉積期存在著臺地—海槽的相帶分異。這就為尋找茅口組新的勘探領(lǐng)域提供了新思路。事實上，在茅口組沉積早期，四川盆地處于上揚子臺地，整體沉積環(huán)境穩(wěn)定，巖性巖相變化不大，茅二段沉積晚期受峨眉地幔柱上拱，加之板塊拉張運動的影響，在川中北部—川北地區(qū)形成一系列臺洼和臺內(nèi)裂陷。由于受臺洼和臺內(nèi)裂陷的控制，川北地區(qū)發(fā)育臺緣帶，川中北部地區(qū)發(fā)育3 個沉積高帶，簡稱為“一緣三高帶”，其控制了灘相儲層的規(guī)模發(fā)育。近期，位于川中北部沉積高帶的JT1 井繼在下寒武統(tǒng)滄浪鋪組獲得天然氣勘探突破后，又鉆遇茅二段15 m 厚的塊狀孔隙型白云巖儲層，測試獲得112.8×104m3/d 高產(chǎn)工業(yè)氣流，標志著四川盆地茅口組孔隙型儲層天然氣勘探取得重大突破并展現(xiàn)出較大的天然氣立體勘探潛力。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

四川盆地中二疊世開始海侵，主要發(fā)育正常淺海碳酸鹽巖臺地相，縱向上形成了中二疊統(tǒng)棲霞組和茅口組兩個海侵—海退的沉積旋回。中、晚二疊世之交的區(qū)域性東吳構(gòu)造運動[8-11]，使得四川盆地在中二疊世晚期（茅口期）發(fā)生構(gòu)造分異，發(fā)育北西向克拉通臺內(nèi)拉張裂陷海槽，使得臺地上發(fā)生沉積分異（圖1）。

茅口組沉積時期，以北部勉略洋伸展和峨眉地幔柱隆升為主線的構(gòu)造演化直接控制了沉積演化[12-13]。茅口組沉積早期，受大規(guī)模海侵的影響，全盆地茅口組底部沉積了一套穩(wěn)定的巖性組合，表現(xiàn)特征為：下部為較深水環(huán)境的眼皮眼球狀泥質(zhì)灰?guī)r沉積，上部為開闊臺地相泥晶灰?guī)r沉積。這一時期西南部的峨眉地幔柱尚未隆升，而向北仍然是向勉略洋過渡的被動陸緣環(huán)境[14-15]。茅口組沉積中晚期，峨眉地幔柱開始持續(xù)隆升結(jié)合勉略洋伸展作用，產(chǎn)生北東向拉張應(yīng)力，茅二期在川中北部首先形成多條北西向臺洼，茅三期拉張作用進一步加強，川北地區(qū)出現(xiàn)臺內(nèi)裂陷。該時期一系列的構(gòu)造運動，形成了盆地茅口組隆凹相間的沉積大格局。

圖1 四川盆地中二疊統(tǒng)茅口組沉積特征圖

2 地層特征與沉積演化

2.1 地層特征

根據(jù)層序地層學(xué)以及等時界面的研究，可以將四川盆地茅口組劃分為兩個層序，分別為SQ1 和SQ2（圖2），其中SQ1 底界面為茅口組底界與棲霞組頂界的巖性轉(zhuǎn)換面，頂界面為三級海侵旋回頂界（碳同位素值正偏最大值，圖2、3），SQ2 頂界面在臺地區(qū)表現(xiàn)為茅頂區(qū)域暴露面，在斜坡海槽區(qū)表現(xiàn)為茅頂與吳家坪組王坡頁巖的巖性轉(zhuǎn)換面。

茅口組SQ1 早期（茅一c 亞段—茅二c 亞段）巖性以深灰色泥質(zhì)灰?guī)r為主，碳同位素表現(xiàn)為較大正值且保持緩慢增高，表明SQ1 早期水體較深，海平面緩慢上升。至SQ1 晚期（茅二b 亞段），開始沉積一套較純的碳酸鹽巖，泥質(zhì)含量減少，巖性以深灰色泥晶灰?guī)r為主，碳同位素穩(wěn)定在一個較大正值，表明該時期海平面穩(wěn)定，整體為淺水臺地環(huán)境。茅口組SQ2（茅二a 亞段—茅三段），巖性主要是淺灰色砂屑灰?guī)r、細晶云巖和云質(zhì)灰?guī)r，該時期碳同位素值開始降低，表明臺地區(qū)海平面開始下降，水體變淺，茅口組頂部碳同位素值受淡水影響出現(xiàn)負偏，茅口組末期臺地區(qū)接受暴露巖溶。

平面上，茅口組SQ1 呈北東向展布，北東厚、南西薄。川東北地區(qū)厚度最大，主要介于180 ～220 m。川北、川中—蜀南地區(qū)SQ1 地層較薄，主要介于140 ～180 m。盆地內(nèi)SQ1 巖性變化不大，自下而上分別為一套深灰色泥質(zhì)灰?guī)r和深灰色泥晶灰?guī)r（圖3）。

SQ2 地層展布呈北西—南東向展布（圖4）。盆地內(nèi)茅口組SQ2 巖性及厚度變化大，川中射洪—鹽亭沉積高帶至川北臺緣帶厚度大，介于100 ～160 m，巖性主要為亮晶顆?；?guī)r、細晶云巖和云質(zhì)灰?guī)r。川北海槽區(qū)九龍山—巴中—宣漢一線厚度較薄，厚度主要介于10 ～20 m，巖性為有機質(zhì)泥巖、灰質(zhì)泥巖、硅質(zhì)泥巖。川中臺洼區(qū)綿陽—LT1 井一線厚度相對較薄主要介于50 ～60 m，巖性為泥質(zhì)灰?guī)r或泥晶灰?guī)r。

圖3 四川盆地茅口組連井地層對比圖

圖4 四川盆地茅口組的地層厚度等值線圖

地層特征可以看出，茅口組SQ1 沉積期，古地貌表現(xiàn)為南高、北低、西高、東低的特征，地層自北東向南西充填，該時期地層巖性較為穩(wěn)定，表現(xiàn)出均斜臺地的特征，表明SQ1 時期茅口組沉積環(huán)境穩(wěn)定。SQ2 時期，發(fā)生沉積分異，造成地層展布方向、厚度和巖性發(fā)生重大變化，川中—川北一帶出現(xiàn)了高能灘相地層，沉積厚度大，具亮晶結(jié)構(gòu)，顆粒含量高。

2.2 沉積演化及高能灘相特征

2.2.1 沉積演化

茅口組沉積早期（SQ1）持續(xù)海侵，此時構(gòu)造活動較弱，沉積環(huán)境穩(wěn)定[16-19]，主要沉積一套淺水臺地環(huán)境，四川盆地沉積環(huán)境穩(wěn)定。

茅口SQ2 時期四川盆地發(fā)生了臺槽分異，自SQ2 早期（茅二a 期）開始由原來緩坡模式轉(zhuǎn)變?yōu)椴叟_模式，在川北—川東北地區(qū)廣元—巴中—達州一線出現(xiàn)深水海槽相，川中北部射洪—鹽亭地區(qū)出現(xiàn)兩排臺洼，呈北西向展布。此時海平面相對穩(wěn)定，臺地區(qū)水體深度適合生物生長，碳酸鹽生長速率快，臺洼邊緣沉積較厚的高能灘相地層，川中北部兩個臺洼邊緣發(fā)育三個沉積高帶（圖5-a）。SQ2 晚期（茅三期）全球海平面下降，海槽出現(xiàn)收縮，川中北部臺地區(qū)沉積物可容空間減少，加之此時川北地區(qū)裂陷持續(xù)拉開，海槽變深，導(dǎo)致茅三亞段沉積期高能灘體由川中北部地區(qū)向川北地區(qū)遷移，川北臺槽之間坡度變大，劍閣—龍崗一線形成臺地邊緣，發(fā)育臺緣帶的高能灘相（圖5-b）。因此在茅口組SQ2 時期，平面上形成兩個高能灘相發(fā)育區(qū)，分別是川中北部射洪—鹽亭地區(qū)的茅二a 亞段臺洼邊緣高能灘和川北劍閣—龍崗地區(qū)的茅三段臺緣高能灘（圖6）。

綜上，茅口組的沉積格局由茅一段到茅二b 亞段的碳酸鹽巖緩坡轉(zhuǎn)變?yōu)槊┒ 亞段到茅三段的槽臺格局，耦合茅口組海平面變化以及川北海槽的演化，使得茅口中晚期發(fā)育“一緣三高帶”高能灘相，為孔隙型儲層大面積分布奠定了基礎(chǔ)。

2.2.2 高能灘相特征

近期，JT1 井在川中北部茅二a 亞段臺洼邊緣灘相獲得油氣發(fā)現(xiàn)，證實該套灘相地層具有重要含油氣意義。在此重點介紹該套灘相的特征。

川中北部茅二a 沉積期臺洼邊緣灘相發(fā)育段為一套較純的碳酸鹽地層，泥質(zhì)含量低，測井曲線為低GR、高DEN，巖性主要為殘余砂屑云巖（圖7-a、b）和亮晶砂屑灰?guī)r（圖7-c、d），砂屑含量高，超過50%，磨圓度高、分選型好，表明沉積水體能量強。巖石結(jié)構(gòu)為顆粒支撐，砂屑表面多存在泥晶套，顆粒之間多為亮晶膠結(jié)，表明沉積水體動蕩。臺洼邊緣灘相地層厚度大，JT1 井和NC2 井茅二a 亞段厚度介于55 ～60 m，而臺洼區(qū)LT1 井和緩坡區(qū)NC3 井茅二a 亞段厚度均小于40 m。

圖5 四川盆地茅口組沉積演化圖

圖6 四川盆地茅口組沉積相剖面圖

圖7 JT1 井茅二a 亞段臺洼邊緣灘相巖石學(xué)特征圖版

3 相控型儲層特征

JT1 井茅二a 亞段儲層單層厚度較大，物性好。茅二a 亞段發(fā)育一套塊狀儲層，厚度為15 m，平均測井孔隙度為4.9%，揭示了川中北部臺洼邊緣灘相發(fā)育優(yōu)質(zhì)儲層，儲層段巖性主要以亮晶砂屑灰?guī)r、亮晶生屑灰?guī)r和殘余砂屑云巖為主（圖8），其中白云巖基質(zhì)為細晶白云石、晶形自形程度低，可以見明顯砂屑或生屑幻影，石灰?guī)r以亮晶顆?；?guī)r為主，顆粒又以砂屑為主，生屑次之。從巖屑薄片可以看出，面孔率在5%左右，儲集空間以粒間溶孔、晶間溶孔和晶間孔為主，從巖石學(xué)特征和儲集空間可以看出，川中北部茅二a 亞段優(yōu)質(zhì)儲層為高能灘相控制的孔隙型儲層。

圖8 JT1 井茅二a 亞段儲層特征圖版

4 區(qū)帶評價及天然氣勘探方向

4.1 儲層規(guī)模

川中—川北地區(qū)茅口組“一緣三高帶”內(nèi)除JT1外，ST12、LG70、NC2 等鉆井也證實茅口組孔隙型儲層的存在。這些鉆井揭示的儲層厚度介于10 ～15 m，平均孔隙度超過5%，孔隙類型以粒間溶蝕孔為主，孔隙型特征明顯，平面上穩(wěn)定分布，地震刻畫結(jié)果表明，川北劍閣至龍崗臺緣帶高能灘相有利區(qū)分布面積近1 000 km2，川中北部射洪—蓬溪一帶臺洼邊緣灘體面積超過5 000 km2（圖9）。川中北部臺洼邊緣帶和川北臺緣帶沉積水體能量強，生屑和砂屑等顆粒含量高，加之長期風(fēng)浪改造和東吳期茅口組暴露巖溶，易在顆粒之間的原生孔隙基礎(chǔ)上形成粒間溶孔，為臺緣帶提供了良好的儲層發(fā)育條件。

4.2 源儲配置關(guān)系

圖9 四川盆地茅口組有利勘探區(qū)帶評價圖

川中—川北地區(qū)發(fā)育寒武系、二疊系、志留系等多套烴源巖，其中寒武系處于裂陷槽發(fā)育區(qū)，槽內(nèi)下寒武統(tǒng)筇竹寺組巖性較單一，以黑色碳質(zhì)頁巖為主，TOC ＞2%，厚度一般為400～500 m，最大厚度逾 1 560 m（廣元長江溝）[20-21]。二疊系茅一段泥灰?guī)r和孤峰組有機質(zhì)泥巖為潛在有利烴源巖，茅一段泥灰?guī)r平均TOC 為1.4%，生氣強度介于18×108～40×108m3/km2，孤峰組有機質(zhì)泥巖TOC 含量高，主要介于2%～10%。

川中—川北地區(qū)發(fā)育多條基底斷裂，下部斷穿寒武系、上部斷至下二疊統(tǒng)，平面上呈北西向展布，寒武紀至早中二疊世持續(xù)活動，深層油氣沿斷裂向上運移，烴源通道發(fā)育，形成良好的油氣輸導(dǎo)體系（圖9、10）。區(qū)內(nèi)多套優(yōu)質(zhì)烴源巖在平面上與茅口組高能灘疊合（圖10），有利于灘相儲層捕獲油氣，烴源斷裂從寒武系斷穿至二疊系，源儲配置關(guān)系好。茅口組孔隙型儲層受相帶控制，高能灘相以外發(fā)育致密灰?guī)r作為封堵，保存條件好，有利于天然氣規(guī)模成藏，JT1井證實茅口組氣藏不受構(gòu)造控制，表現(xiàn)為巖性氣藏。

圖10 過JT1 井二維地震疊前時間偏移剖面圖

4.3 勘探方向

JT1 井茅口組氣藏的發(fā)現(xiàn)標志著四川盆地茅口組已實現(xiàn)了從裂縫型氣藏向孔隙型氣藏的勘探突破，展示了相控孔隙型儲層的天然氣勘探潛力，堅定了茅口組尋找孔隙型氣藏的勘探思路。研究表明，川中—川北地區(qū)發(fā)育茅二段和茅三段多期高能灘相，相控型儲層在區(qū)內(nèi)大面積分布；目前JT1 井已突破川中臺洼邊緣沉積高帶——在沉積高帶的控制下，茅二段儲層厚度穩(wěn)定，物性好，是近期擴大勘探成果的重要領(lǐng)域。另外川北茅口組臺緣帶與川中沉積高帶具有灘體遷移關(guān)系，開展區(qū)內(nèi)茅口組沉積微相研究，明確灘體遷移規(guī)律，落實高能灘相分布規(guī)律是尋找下一個規(guī)模灘相儲層的重要方向。

5 結(jié)論

1）JT1 井滄浪鋪組和茅口組的天然氣立體勘探發(fā)現(xiàn)與突破，再一次證明了川中北部太和含氣區(qū)海相碳酸鹽巖巨大的勘探開發(fā)潛力。JT1 井茅口組獲得高產(chǎn)工業(yè)氣流，進一步證實四川盆地茅口組具備發(fā)育相控型孔隙型儲層的地質(zhì)條件，為規(guī)模優(yōu)質(zhì)儲量的提交指明了新方向。

2）受峨眉地幔柱上拱及板塊拉張運動的影響，川中北部至川北地區(qū)形成一系列臺洼和臺內(nèi)裂陷。受臺洼和裂陷的控制，茅口組的沉積格局由茅一段到茅二b 亞段的碳酸鹽巖緩坡轉(zhuǎn)變?yōu)槊┒ 亞段到茅三段的槽臺格局，耦合茅口組海平面變化以及川北海槽的演化，使得茅口中晚期發(fā)育“一緣三高帶”高能灘相。該沉積背景為孔隙型儲層大面積分布奠定了基礎(chǔ)。

3） JT1 井鉆探證實茅二a 亞段發(fā)育一套塊狀儲層，厚度為15 m，平均測井孔隙度為4.9%，儲層段巖性主要以亮晶砂屑灰?guī)r、亮晶生屑灰?guī)r和殘余砂屑云巖為主，從巖屑薄片可以看出，面孔率為5%左右，儲集空間以粒間溶孔、晶間溶孔和晶間孔為主，為高能灘相控制的孔隙型儲層。

4）JT1 井茅口組氣藏的發(fā)現(xiàn)，標志著四川盆地茅口組實現(xiàn)了從裂縫型氣藏向孔隙型氣藏的勘探突破，展示了相控孔隙型儲層勘探潛力。受橫向上臺洼致密泥灰?guī)r遮擋以及上覆泥頁巖地層封蓋，在現(xiàn)今單斜背景下具備形成構(gòu)造—巖性復(fù)合圈閉的條件，地震刻畫川中—川北地區(qū)茅口組發(fā)育多個大型灘體，并且烴源斷裂從寒武系斷穿至二疊系，源儲配置關(guān)系好，初步評價有利天然氣勘探面積約6 000 km2。