張 宇，曹清古，羅開平，李龍龍，劉金連

（1.中國石化油田勘探開發(fā)事業(yè)部，北京 100728；2.中國石化石油勘探開發(fā)研究院無錫石油地質(zhì)研究所，江蘇無錫 214126）

二疊系茅口組勘探始于20世紀(jì)50年代，是四川盆地最早勘探的層系之一。早期以川南和川東高陡構(gòu)造灰?guī)r裂縫儲集體為主要目標(biāo)，采用“占高點、沿長軸”勘探思路和布井原則，圣燈山構(gòu)造隆10井在茅口組獲氣，揭開茅口組勘探的序幕，自1井在茅口組二段（茅二段）測試獲得17×104m3∕d產(chǎn)量［1］，界17井和包24井又相繼獲得高產(chǎn)工業(yè)氣流，發(fā)現(xiàn)蜀南氣田群，至2004年累計探明儲量近千億方。2005—2008年，由于長興組-飛仙關(guān)組臺緣礁灘相領(lǐng)域的重大突破，伴隨普光、元壩等大中型氣田發(fā)現(xiàn)，茅口組勘探一度被“擱置”。2010年前后，針對東吳運動面不整合巖溶，以川東南地區(qū)巖溶高地和巖溶斜坡帶縫洞體為目標(biāo)相繼部署的隆盛1井和福石1井分別獲得20.60×104m3∕d和6.71×104m3∕d的工業(yè)氣流，特別是2014年川西北雙魚石構(gòu)造雙探1井在茅二段灰?guī)r裂縫儲層中測試獲得140.00×104m3∕d高產(chǎn)工業(yè)氣流；近期楊柳1井、五探1井和云錦2井又在向斜區(qū)茅口組頂面巖溶縫洞儲層中鉆獲高產(chǎn)工業(yè)氣流（圖1），茅口組這一傳統(tǒng)領(lǐng)域再次被勘探家所重視。近年以泰來6井、元壩7井、潼探1井和角探1井為代表的一批探井相繼分別在茅口組熱液白云巖、臺緣灘相白云巖、泥灰?guī)r儲層和臺內(nèi)灘相白云巖儲層中獲得突破，極大拓展了茅口組的勘探領(lǐng)域。目前，茅口組勘探發(fā)現(xiàn)呈現(xiàn)出全盆地、多類型、多領(lǐng)域的蓬勃局面，成為四川盆地勘探最熱的層系。因此，梳理前期茅口組勘探成果，分析、比較不同類型氣藏的共性和差異性，認(rèn)識油氣成藏的主控因素和富集規(guī)律，明確主要勘探領(lǐng)域和方向，對于未來的勘探不無裨益。

1 氣藏類型及基本特征

根據(jù)目前已發(fā)現(xiàn)氣藏的圈閉類型和儲層成因，將四川盆地茅口組氣藏分為裂縫型、巖溶縫洞型、熱液白云巖型、灘相白云巖型和泥灰?guī)r型5種類型，不同類型氣藏具有不同特征。

1.1 裂縫型氣藏

一般將這類氣藏歸為構(gòu)造氣藏?；?guī)r裂縫構(gòu)成主要的儲集空間，所以又稱為裂縫體或裂縫儲集體，多發(fā)育在褶皺轉(zhuǎn)折端及斷裂帶等應(yīng)力集中部位。儲層具有總孔隙度低，但滲透性特高的特征。氣井往往初始產(chǎn)量高、但衰減快，單個氣藏儲量規(guī)模小。這類氣藏是茅口組早期勘探的主要對象，大多分布在川東高陡構(gòu)造帶和蜀南地區(qū)，最早的發(fā)現(xiàn)來自于自1井，測試獲得17.58×104m3∕d初始產(chǎn)量。近期中國石油在川西北雙魚石構(gòu)造雙探1井茅口組灰?guī)r裂縫儲層中獲得高產(chǎn)工業(yè)氣流，加上之前在老關(guān)廟、河灣場、礦山梁和九龍山等多個構(gòu)造上也取得發(fā)現(xiàn)，這類氣藏的勘探潛力重新被重視。

1.2 巖溶縫洞型氣藏

該類型氣藏屬于構(gòu)造-巖性氣藏或巖性氣藏。儲層主要由次生溶蝕孔洞和構(gòu)造有效縫共同組成儲滲體系，灰?guī)r基質(zhì)孔隙度很低。在垂直滲流帶內(nèi)沿著垂向或高角度裂縫形成溶蝕擴容，表現(xiàn)為串珠狀小型溶孔，溶孔內(nèi)見有上覆地層充填物，如威陽17井在茅口組中鉆遇2 m左右上覆龍?zhí)督M鋁土質(zhì)沉積物，鉆遇這類儲層時常發(fā)生鉆時加快、鉆具放空、井漏和蹩跳鉆等現(xiàn)象；沿水平潛流帶溶蝕具有層位選擇性，在巖性較純的茅二段巖溶最發(fā)育，規(guī)模相對垂直滲流帶大，以大型水平或低角度溶縫、洞為主，溶洞以橫向分布的管道形式存在于地下，有些形成地下暗河，縫洞充填物由粗-巨晶方解石、泥晶-粉晶灰?guī)r的角礫和炭質(zhì)泥等組成，鉆井中常見放空和井漏等現(xiàn)象，測井曲線表現(xiàn)為井徑擴徑，自然伽馬值較高、曲線呈鋸齒狀，雙側(cè)向電阻率值較低，三孔隙度較大等特征。在蜀南地區(qū)這類氣藏開發(fā)取得了很好效果，以自2井為代表的一批高產(chǎn)井，累計產(chǎn)量高、效益好，單井累計天然氣產(chǎn)量超1×108m3的井140多口，其中單井累產(chǎn)超50×108m3的井1口（自2井），單井累產(chǎn)超10×108m3的井8口［2］。近年來，五探1井、云錦2井、隆盛1井和楊柳1井相繼獲得高產(chǎn)工業(yè)氣流，展示了這類氣藏的勘探潛力。

1.3 熱液白云巖型氣藏

目前發(fā)現(xiàn)的這類氣藏主要分布在四川盆地15#和16#基底斷裂帶或兩側(cè)的大池干井、臥龍河、板東及泰來等構(gòu)造上，均為巖性氣藏。儲層為茅三段含鐵硅質(zhì)白云巖，厚度10～30 m。這套儲層樣品的稀土元素總量低，Ce負(fù)異常明顯，HREE富集，Eu正異常，含鐵硅質(zhì)白云巖δ13C（PDB）為3.24‰～4.32‰，δ18O（PDB）為-7.95‰～-6.31‰，白云質(zhì)硅質(zhì)巖δ13C（PDB）為1.65‰～4.03‰；δ18O（PDB）為-9.66‰～-4.47‰，是典型熱液成因。儲集空間主要為白云石晶間孔、晶間溶孔、溶洞和裂縫，最大孔隙度達14.00%，平均孔隙度高達6.48%，孔隙度和滲透率總體上成正相關(guān)。臥67井、池4井和泰來6井測試分獲50.20×104，9.31×104和11.08×104m3∕d工業(yè)產(chǎn)量。

1.4 灘相白云巖型氣藏

目前見于川北地區(qū)元壩7井和角探1井，為典型巖性氣藏。元壩7井儲層主要發(fā)育于茅三段—吳家坪組一段臺緣淺灘相，巖性為生屑灰?guī)r、白云質(zhì)生屑灰?guī)r和生屑白云巖，以生物體腔溶孔和粒內(nèi)（溶）孔為主，實測孔隙度為2.64%～8.37%，平均5.09%，元壩7井測試獲得105×104m3∕d產(chǎn)量；其氣源主要來自于相鄰陸棚相區(qū)茅三段（孤峰段）和吳家坪組烴源巖，形成與普光長興組-飛仙關(guān)組氣藏相似的“旁生側(cè)儲”源-儲組合。

1.5 泥灰?guī)r型氣藏

主要分布在川東南茅口組一段（茅一段）“眼皮眼球狀”灰泥灰?guī)r地層中，以焦石1井、潼探1井和大石1井為代表。產(chǎn)層主要為灰黑色泥晶結(jié)構(gòu)的泥灰?guī)r和生屑灰?guī)r。儲集空間包括滑石成巖收縮孔縫、方解石溶孔、有機質(zhì)孔和裂縫，其中以滑石成巖收縮孔縫貢獻最大。焦石壩地區(qū)儲層孔隙度為0.097%～6.080%，平均孔隙度1.790%，為裂縫-孔隙型儲層，具有低電阻率、高伽馬值和三孔隙度曲線波動的電性特征。烴源巖為眼皮狀的富有機碳泥巖和泥灰?guī)r，平均總有機碳（TOC）含量為1.0%，最高可達3.6%。屬于典型的“自生自儲”巖性氣藏。

除了茅一段泥灰?guī)r氣藏是“源-儲一體”外，對其他類型氣藏氣源對比結(jié)果表明，茅口組天然氣主要來源于棲霞組-茅口組烴源巖，但也有深部不同氣源的混入：川西北雙魚石—礦山梁一帶主要混入寒武系氣源，而河灣場構(gòu)造和蜀南及川東南地區(qū)則主要有志留系氣源的混入［3-4］。

從目前茅口組氣藏的分布來看（圖1），不同構(gòu)造帶氣藏分布不均，具有一個構(gòu)造帶內(nèi)多個層系和多種類型氣藏縱向上疊置的特點，反映茅口組成藏主控因素和富集規(guī)律的多樣性和差異性。

圖1 四川盆地茅口組氣藏及重要發(fā)現(xiàn)井分布Fig.1 Distribution of gas reservoirs and major discovery wells in the Maokou Formation，Sichuan Basin

2 成藏關(guān)鍵要素與油氣富集規(guī)律

普光和安岳等大中型氣田解剖分析表明，“近源、優(yōu)儲”是四川盆地海相天然氣富集和成藏的主控因素。對茅口組而言，是否具有充足的烴源供給和發(fā)育規(guī)模優(yōu)質(zhì)儲層同樣也是成藏的關(guān)鍵要素［5-7］。

2.1 構(gòu)造沉積背景

華南陸塊晚古生代構(gòu)造沉積格局奠基在加里東運動揚子地塊和華夏地塊拼合后的前泥盆系基底上，盆地發(fā)展演化受控于古特提斯洋盆的開合。上揚子地區(qū)在泥盆紀(jì)—石炭紀(jì)接受了有限范圍的沉積后，晚石炭世末云南運動使得大部分地區(qū)再次成為古陸，并持續(xù)到早二疊世早期。中二疊世棲霞組沉積期大規(guī)模海侵，除大巴山古陸、龍門山古陸，康滇古陸和江南古陸呈島鏈或孤島露出水面外，上揚子地區(qū)淪為廣闊的碳酸鹽巖緩坡臺地，縱向上形成棲霞組和茅口組兩個大的及多個次級海侵-海退沉積旋回。茅口組沉積期晚期，受峨眉地幔柱事件影響，上揚子地塊西、北緣在弱伸展背景下出現(xiàn)北西向的裂陷，并在吳家坪-長興期從克拉通邊緣延伸到克拉通內(nèi)部，裂陷規(guī)模在晚二疊世長興期達到頂峰，自東往西形成城口-鄂西、廣元-開江-梁平、德陽-武勝3個北西向的裂陷槽，使得克拉通內(nèi)呈現(xiàn)明顯構(gòu)造-沉積分異，并持續(xù)到早三疊世飛仙關(guān)期，控制了晚二疊世—早三疊世沉積格局［8-16］。

在大量地表剖面及鉆、測井資料綜合分析基礎(chǔ)上，建立了茅口組地層-層序綜合柱狀剖面（圖2），以段為單元編制了巖相古地理圖。茅口組時期四川盆地總體上具有西南地勢高、水體淺，向東北方向水體逐漸加深的古地理特征。茅一段處于上揚子地區(qū)晚古生代最大的海侵期，四川盆地主體以開闊臺地、斜坡-淺水陸棚相為主。在臺地相區(qū)，以川中磨溪39井為代表，發(fā)育淺灰-灰褐色厚層狀微晶和泥晶灰?guī)r，夾厚層細(xì)晶白云巖和薄層灰?guī)r夾，厚80 m；在川東斜坡-淺水陸棚區(qū)地區(qū)，發(fā)育深灰色中層狀眼皮眼球狀泥微晶含生屑灰?guī)r，夾薄層泥質(zhì)灰?guī)r、炭質(zhì)泥巖標(biāo)志性沉積組合，以石柱冷水溪剖面為代表，厚65 m。在川西廣元—江油地區(qū)發(fā)育臺地邊緣淺灘，在局限-開闊臺地相區(qū)零星發(fā)育臺內(nèi)灘。茅一段厚度在60～125 m（圖3a）。茅二段沉積期隨著海平面下降，局限臺地、開闊臺地的范圍向北、向東擴展，斜坡-陸棚沉積范圍相應(yīng)往北、往東退縮，局限臺地、開闊臺地內(nèi)和川西、川北臺地邊緣相區(qū)淺灘相分布廣泛（圖3b），茅二段厚度通常在60～200 m不等。茅三段沉積期相對于茅二段沉積期海平面變化不大，但在早期填平補齊作用下，開闊臺地范圍顯著擴大，淺灘相更為發(fā)育（圖3c）。茅四段沉積期，四川盆地范圍內(nèi)整體為開闊臺地（圖3d）。茅口組總體上以淺灰、灰白色塊狀泥晶灰?guī)r和微晶灰?guī)r為主，夾有較多的白云巖、白云質(zhì)灰?guī)r，含有較多的生物碎屑，局部夾有鈣質(zhì)頁巖和泥灰?guī)r形成眼球狀和瘤狀灰?guī)r。在盆地東部、北部常見結(jié)核狀或條帶狀硅質(zhì)巖或硅質(zhì)灰?guī)r，夾含硅質(zhì)頁巖。茅口組末期，由于東吳上升運動，茅三段和茅四段在川北和川北-川中遭受不同程度剝蝕，現(xiàn)今茅口組殘留地層總體上具有川西南和川東南厚度大（250～320 m），川西北、川中和川東北地區(qū)厚度較?。?60～230 m）的特點（圖4），在茅口組頂面形成明顯的不整合巖溶風(fēng)化殼。

圖2 四川盆地茅口組地層-層序綜合柱狀圖Fig.2 The composite stratigraphic-sequence column of Maokou Formation，Sichuan Basin

圖3 四川盆地茅口組沉積相平面展布Fig.3 Planar distribution of sedimentary facies of Maokou Formation，Sichuan Basin

圖4 四川盆地茅口組殘留厚度分布［17］Fig.4 Isopach map of residual strata in the Maokou Formation，Sichuan Basin［17］

沉積期巖相古地理分異、控制了烴源巖和有利儲集相帶的發(fā)育與分布，同沉積期和沉積期后成巖及構(gòu)造作用控制了儲層的形成。

2.2 烴源條件

對茅口組已發(fā)現(xiàn)氣藏（井）系統(tǒng)的氣∕源對比結(jié)果表明，其天然氣來源均具有“混源”的特征，除了棲霞組和茅口組自身烴源外，還有來自于下部志留系烴源巖甚至深部寒武系烴源巖的貢獻。

棲霞組和茅口組主要發(fā)育臺地相碳酸鹽巖烴源巖，縱向上分布在棲霞組一段和茅一段，巖性為深灰色泥晶灰?guī)r、生物灰?guī)r夾薄層泥巖，厚度100～700 m，平均厚度330 m左右，TOC含量在0.3%～3.0%，平均達0.8%，這套烴源巖在四川盆地內(nèi)分布廣、厚度大，豐度中-低，但品質(zhì)好。在川西北廣元-旺蒼和川東北開江-梁平一帶還發(fā)育茅四段深水陸棚相含硅質(zhì)泥質(zhì)烴源巖，相對于碳酸鹽巖烴源巖，這套泥質(zhì)烴源巖具有有機質(zhì)豐度高的特點，TOC含量2.0%～5.0%，平均3.0%。綜合評價，中二疊統(tǒng)棲霞組、茅口組烴源巖在全盆地生烴強度均在（15～30）×1012m3∕km2以上，具有形成大中型氣田的烴源基礎(chǔ)。此外，在川西北和川東南地區(qū)，下寒武統(tǒng)和下志留統(tǒng)兩套優(yōu)質(zhì)烴源巖，在通源斷裂存在時可以作為茅口組重要的烴源補充；另外，在榮昌—威遠(yuǎn)地區(qū)，靖和1井揭示梁山組發(fā)育近10 m暗色泥頁巖，TOC含量高，是一套潛在的烴源巖。這種烴源構(gòu)成保證了茅口組成藏充足的烴源條件。

2.3 規(guī)模優(yōu)質(zhì)儲層

導(dǎo)致茅口組氣藏類型多樣的最根本原因在于儲層成因的多樣性，不同類型儲層具有不同的形成機理和控制因素。

裂縫型儲層受控于地層脆性構(gòu)造形變，多與褶皺和斷裂作用有關(guān)。與褶皺相關(guān)的裂縫包括張裂縫、層間縫和層間脫空縫，構(gòu)造高點和軸部往往裂縫最發(fā)育，其次是翼部、鞍部和低緩部位發(fā)育較差。斷層相關(guān)裂縫發(fā)育程度與斷層性質(zhì)、規(guī)模有關(guān)。傾角大的斷層在巖層中產(chǎn)生的裂縫帶一般較窄，而傾角小于40°時產(chǎn)生的裂縫體規(guī)模往往最大，集中在垂直于斷層走向距斷點200～640 m范圍內(nèi)。大型裂縫系統(tǒng)是這類儲層勘探的主要目標(biāo)，它具有裂縫組系多、縱向穿切層位多、穿層深度大（300余米）的特點，斜交型的多組構(gòu)造迭加部位派生扭應(yīng)力場，致使直扭型背斜或直扭部位裂縫組系多，穿層深、延伸長、分布普遍的扭張縫與張開度大、穿層淺、延伸短的縱橫張縫或不穿層的層間脫空縫相互交切構(gòu)成連通范圍大的儲滲網(wǎng)絡(luò)，形成大的裂縫圈閉，如相國寺背斜裂縫圈閉。

巖溶縫洞儲層發(fā)育受古地貌、裂縫控制（圖5），侵蝕殘丘、斜坡是巖溶發(fā)育的有利地帶，裂縫能促進巖溶作用進行；巖性對巖溶作用也有影響，顆?；?guī)r、生屑灰?guī)r最容易溶蝕。按照巖溶作用方式和特點可以分為風(fēng)化殼巖溶、順層面巖溶和順斷層面巖溶。統(tǒng)計表明，在沒有斷裂情況下風(fēng)化殼巖溶多發(fā)生在距不整合面往下30 m范圍內(nèi)，以亮晶顆?；?guī)r和生屑灰?guī)r溶蝕作用最強，形成溶蝕孔洞大小不一，從幾毫米至數(shù)米不等，溶蝕作用受巖溶古地貌控制，巖溶斜坡帶溶蝕作用最強；但在構(gòu)造高部位由于斷裂末端效應(yīng)容易形成裂縫，大氣淡水沿裂縫下滲而形成縫洞巖溶帶。順層面巖溶主要發(fā)育在巖溶斜坡帶上，與不整合面無關(guān)，地表徑流沿裂縫帶滲至下部地層后，受古河道排泄基準(zhǔn)控制，巖溶水以側(cè)向徑流為主，沿地層層面形成沿古河道方向發(fā)育的巖溶管道系統(tǒng)或溶洞系統(tǒng)。深大基底斷裂及其伴生的層間小斷層控制古水系的發(fā)育，古水系控制順層巖溶的發(fā)育范圍。順斷層面巖溶受早期斷裂控制，斷裂作為下滲的通道，一般具有較緩的傾角，使得水體的流速較慢，有利于溶蝕作用進行，巖溶強度沿下傾方向逐漸減弱。

圖5 四川盆地茅口組巖溶縫洞儲層發(fā)育模式Fig.5 Schematic diagram showing the karst fractured-vuggy reservoir development in the Maokou Formation，Sichuan Basin

熱液白云巖儲層主要沿基底深大斷裂分布，如泰來6井和泰來7井茅口組白云巖儲層，層位上一般在茅三段，距茅口組頂面約30～50 m位置，巖溶改造程度弱［18-20］。基質(zhì)深灰色細(xì)晶白云巖和縫洞中白色粗晶鞍狀白云石兩類白云巖具有晶面彎曲、波狀消光特征，分別形成于早、晚兩期白云巖化作用。早期峨眉地裂運動導(dǎo)致地幔熱液流體沿著深部斷裂向上運移至淺層灰?guī)r中，由于上部吳家坪組致密碎屑巖的阻隔而發(fā)生側(cè)向流動，且此時茅三段生屑灰?guī)r處于淺埋藏成巖階段（深度500～1 000 m），較高的孔滲性有利于熱液流體進入，富鎂熱液交代方解石形成似層狀基質(zhì)白云巖；晚期熱液流體在基質(zhì)白云巖中由于水力壓裂作用形成破裂和溶蝕縫洞，在其中沉淀、充填形成粗晶鞍狀白云石?；讛嗔褳闊嵋毫黧w提供了上侵通道，顆粒灘相具有較好滲透性灰?guī)r利于熱液活動，這兩者控制了熱液白云巖的形成（圖6a）。

茅三段灘相白云巖儲層成因類似于長興組-飛仙關(guān)組臺緣礁灘相儲層，具有“相控+溶蝕+白云巖化”形成機理，所不同的是前者以臺緣礁灘相為主，茅口組主要為臺內(nèi)灘相［21］。茅二段和茅三段沿著川西臺緣帶及臺地相區(qū)發(fā)育的灘相顆?；?guī)r，經(jīng)歷同生期大氣淡水巖溶、準(zhǔn)同生期白云巖化及東吳運動抬升導(dǎo)致的早成巖期表生巖溶作用的疊加改造，形成優(yōu)質(zhì)規(guī)模白云巖孔隙性儲層（圖6b）。

圖6 四川盆地茅口組白云巖儲層形成模式Fig.6 Schematic diagrams showing the development of dolomite reservoirs in the Maokou Formation，Sichuan Basin

茅一段泥灰?guī)r氣藏作為近年來發(fā)現(xiàn)的一種新氣藏類型，基于MAPS定量、應(yīng)力加載-SEM觀察、液氮吸附法孔容分析、X射線衍射譜圖差異性分析和混層礦物定量等手段，揭示了這類儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征（圖7）。其類型為裂縫-孔隙型，主要發(fā)育無機粒間孔、有機質(zhì)內(nèi)孔和粘土片狀縫，主體以碳酸鹽巖粒間孔隙為主，且儲層孔隙之間由于裂縫存在具有較好的連通性?；鞂拥V物與孔隙發(fā)育程度具有較好的正相關(guān)性，表明儲層發(fā)育主要受控于蒙脫石向混層礦物轉(zhuǎn)化。川東南地區(qū)茅一段沉積期為斜坡-淺水陸棚相較深水缺氧還原環(huán)境［元素含量比值Ni∕Co＞7.00，V∕（V+Ni）＞0.60，U∕Th＞1.25］，這種環(huán)境有利于海泡石沉積。中侏羅世末期，二疊系地層溫度最高達140℃，并在整個晚侏羅世保持在120℃，持續(xù)時間大約15 Ma，這種地層條件下海泡石向滑石轉(zhuǎn)化。海泡石為三八面體層鏈狀硅酸鹽礦物，滑石是典型的三八面體層狀硅酸鹽礦物，在掃描電鏡下呈纖維狀-片狀結(jié)構(gòu)。海泡石被埋藏到一定深度時，受溫度和壓力的雙重影響，引起海泡石晶格不穩(wěn)定，發(fā)生層鏈塌陷而向滑石轉(zhuǎn)化，由于轉(zhuǎn)化的不均一，滑石晶層交錯疊置形成層間孔縫，成為主要儲集空間。

圖7 四川盆地茅一段泥灰?guī)r儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征Fig.7 Micrographs showing pore structure characteristics of marl reservoirsin the Mao 1 Member，Sichuan Basin

在上述5種類型儲層中，灘相白云巖儲層、茅口組一段泥灰?guī)r儲層和巖溶縫洞儲層發(fā)育具有“相（貌）控成因”和“層狀分布”特點，儲層分布廣、規(guī)模較大，特別是灘相白云巖儲層和巖溶縫洞儲層往往具有較好的儲集物性。

2.4 成藏富集規(guī)律

從目前茅口組已經(jīng)發(fā)現(xiàn)的氣藏分布來看，在層位上、地域上和類型上具有明顯的差異：一些地區(qū)以某一層段和某一類型氣藏為主，但有些地區(qū)則表現(xiàn)為多層段、多類型氣藏的疊置，反映了不同構(gòu)造單元、不同區(qū)帶成藏條件、主控因素的差異。在前人認(rèn)識基礎(chǔ)上，通過對茅口組成藏條件及特征的系統(tǒng)梳理，茅口組成藏富集規(guī)律可總結(jié)如下。

1）規(guī)模儲層發(fā)育控制油氣富集。有利沉積相帶、準(zhǔn)同生期或表生期成巖作用及成巖后期構(gòu)造作用等多因素的疊加，形成不同類型、不同規(guī)模、分布于不同地區(qū)或∕層系的儲層。匹配其他成藏要素（有效烴源、圈閉、保存條件），控制了油氣的富集：①主要受晚期構(gòu)造應(yīng)力作用控制的裂縫型儲集體，主要發(fā)育于高陡褶皺轉(zhuǎn)折端或斷裂附近，因此，這類氣藏的主要分布在構(gòu)造運動改造相對較強的川南、川東地區(qū)及川北一些局部正向構(gòu)造上；②巖溶縫洞型儲層受東吳運動面巖溶古地貌、古水文條件及原始地層（包括巖性、裂縫）多因素影響，殘丘-巖溶斜坡（巖溶谷地）與灘相疊合區(qū)，巖溶儲層最為發(fā)育，成為油氣富集有利區(qū)；③臺內(nèi)及臺緣灘相經(jīng)過準(zhǔn)同生期或成巖后期深部熱液白云化改造形成規(guī)模不等的層狀、條帶狀白云巖儲層，形成川東北元壩地區(qū)（如元壩7井）、川東南泰來地區(qū)（如泰來6井、泰來7井）油氣富集帶。儲層在上述地區(qū)或類型的氣藏形成中均屬于關(guān)鍵要素。

2）川東南茅一段氣藏分布受控于沉積相帶，儲層甜點控制天然氣富集。川東南地區(qū)茅一段泥灰?guī)r氣藏形成于含泥質(zhì)較高的瘤狀灰?guī)r（亦稱眼皮眼球狀灰?guī)r）地層中，這是一種“源-儲一體，連續(xù)、無明顯邊界”介于非常規(guī)和常規(guī)氣之間的氣藏類型。瘤狀灰?guī)r主要發(fā)育在較深水緩坡相帶中，眼皮狀泥巖TOC含量介于0.8%～1.0%，在地層中占比50%左右，地層的連續(xù)性和一定厚度（一般在20～30 m）是成藏的基本條件，基質(zhì)孔隙、裂縫發(fā)育程度是影響儲層甜點形成、也是控富的主要因素。

3 主要勘探領(lǐng)域與有利區(qū)帶

據(jù)新近完成的四川盆地資源評價結(jié)果，中二疊統(tǒng)棲霞組-茅口組天然氣資源量達1.47×1012m3，而已探明儲量僅為811.68×108m3，資源探明率不足6%，具有很大的勘探潛力，尤其是茅口組。

基于四川盆地油氣成藏富集規(guī)律的認(rèn)識和近期茅口組勘探發(fā)現(xiàn)的啟示及“效益勘探”的需求，茅口組下一步勘探應(yīng)聚焦于巖溶縫洞、灘相白云巖和泥灰?guī)r3個領(lǐng)域。

3.1 巖溶縫洞型勘探領(lǐng)域

巖溶縫洞型油氣藏是海相碳酸鹽巖層系油氣勘探的重要領(lǐng)域［22-23］。四川盆地茅口組普遍發(fā)育風(fēng)化殼巖溶儲層，主要分布在茅二段-茅三段［24-27］。從早期的蜀南氣田，到近期楊柳1井、五探1井和云錦2井的新發(fā)現(xiàn)，茅口組巖溶縫洞型氣藏是四川盆地最有生命力的勘探層系；從巖溶殘丘、巖溶斜坡到巖溶谷地，這種類型油氣發(fā)現(xiàn)已經(jīng)拓展到全盆地，未來其仍然是重要的勘探領(lǐng)域。在古構(gòu)造分析和巖溶古地貌恢復(fù)基礎(chǔ)上，通過井-震結(jié)合精確厘定茅口組殘留地層空間展布，結(jié)合對灘體、古河道、古水系及古裂縫的識別和刻畫，表明四川盆地中部、南部地區(qū)處于巖溶斜坡帶-巖溶谷地，侵蝕強烈，古河道和古水系交錯分布，是巖溶儲層發(fā)育的有利地區(qū)，也是未來勘探的有利區(qū)帶（圖8）。

3.2 灘相白云巖勘探領(lǐng)域

全球主要含油氣盆地中，礁灘相白云巖儲層占比達27.4%［28］，普光氣田、元壩氣田和磨溪龍王廟組氣田儲層均屬此類，礁灘相儲層是四川盆地海相最主要的勘探目標(biāo)。茅二段和茅三段發(fā)育的灘體主要分布在川西臺緣帶和川西南-川中的局限臺地-開闊臺地相區(qū)，尤以川西南局限臺地相區(qū)最為發(fā)育，是茅口組灘相白云巖氣藏勘探的有利地區(qū)（圖8）。

3.3 茅一段泥灰?guī)r勘探領(lǐng)域

從氣藏特征和成藏機理看，茅一段泥灰?guī)r氣藏是一種受沉積相控制、自生自儲（源-儲一體）、大面積分布、豐度較低的連續(xù)性巖性氣藏［29］。川東-川東北較深水斜坡-淺水陸棚區(qū)發(fā)育有連續(xù)厚度超過30～50 m、TOC含量為0.6%～0.9%的灰泥灰?guī)r，特別是川東-川東南地區(qū)茅口組埋藏相對較淺，埋深普遍小于3 000 m為勘探的有利區(qū)帶（圖8）。

總體來看，川西-川西南地區(qū)茅口組在灘相白云巖儲層基礎(chǔ)上發(fā)育有巖溶縫洞型儲層，川東-川東南地區(qū)茅一段灰泥灰?guī)r、灘相白云巖儲層和巖溶縫洞儲層3種類型儲層縱向上迭置，這兩個地區(qū)是茅口組多類型氣藏立體勘探的有利地區(qū)（圖8）。

圖8 四川盆地茅口組主要勘探領(lǐng)域有利區(qū)帶Fig.8 The map showing play fairways in the main exploration fields of Maokou Formation，Sichuan Basin

4 結(jié)論

1）四川盆地茅口組氣藏具有多種類型，在不同區(qū)帶、不同層段氣藏類型具有差異多樣化特征。

2）沉積相帶和準(zhǔn)同生期、表生期成巖作用及后期構(gòu)造作用組合、疊加控制不同類型儲層的發(fā)育和油氣富集，并造成氣藏類型的多樣化。

3）“相（貌）控”巖溶縫洞型、灘相白云巖型、茅一段泥灰?guī)r型氣藏是茅口組未來主要的有利勘探領(lǐng)域，川西-川西南、川東-川東南是多類型氣藏立體勘探有利地區(qū)。