楊 雨 謝繼容 張建勇 文 龍 趙路子 張 豪 田 瀚汪澤成 付小東 李文正 孫豪飛 謝增業(yè) 郝 毅 辛勇光

1.中國石油西南油氣田公司 2.中國石油勘探開發(fā)研究院

0 引言

中三疊統(tǒng)雷口坡組發(fā)育優(yōu)質(zhì)白云巖儲層和膏鹽巖蓋層，是四川盆地天然氣勘探的重要領(lǐng)域。歷經(jīng)50余年的勘探，已發(fā)現(xiàn)了磨溪、龍崗、中壩、彭州等常規(guī)氣田[1-5]。四川盆地雷口坡組石油地質(zhì)研究取得了3點基本認(rèn)識：①以常規(guī)油氣資源為主[5-8]；②天然氣源主要來自于下伏二疊系烴源巖和上覆上三疊統(tǒng)須家河組烴源巖[5-8]；③儲層巖性主要為孔隙型白云巖，泥質(zhì)石灰?guī)r、灰質(zhì)泥巖等基本無儲集空間[9-14]。雖然四川盆地雷口坡組發(fā)育白云巖儲層，然而天然氣從下伏二疊系烴源巖經(jīng)過多套儲層以及下三疊統(tǒng)嘉陵江組厚層膏鹽巖運移到雷口坡組和從上覆須家河組烴源巖“倒灌”至雷口坡組都具有較高難度，供烴強度有限，導(dǎo)致雷口坡組常規(guī)天然氣有發(fā)現(xiàn)但不能形成大規(guī)模儲量區(qū)，與勘探期望規(guī)模相去甚遠(yuǎn)。

非常規(guī)油氣是全球未來油氣勘探的重要領(lǐng)域，其特點是資源規(guī)模大、儲層物性差，在盆地中心、斜坡大面積分布，圈閉界限與水動力效應(yīng)不明顯[15-19]。近些年，在中國渤海灣盆地、三水盆地以及四川盆地中二疊統(tǒng)茅口組陸續(xù)發(fā)現(xiàn)泥灰?guī)r非常規(guī)儲層[20-25]。近期，四川盆地中部（以下簡稱川中地區(qū)）CT1井在雷口坡組三段二亞段（以下簡稱雷三2亞段）泥質(zhì)石灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖段測試獲日產(chǎn)天然氣10.87×104m3，日產(chǎn)油47.04 m3，取得了海相泥質(zhì)石灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖非常規(guī)油氣勘探突破。老井復(fù)查表明，四川盆地雷三2亞段潟湖相泥質(zhì)石灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖大面積發(fā)育，已鉆井在泥質(zhì)石灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖中常見氣侵顯示，該層系有望成為天然氣勘探的重要領(lǐng)域。

為此，筆者在對川中地區(qū)雷口坡組老井復(fù)查和新井跟蹤研究的基礎(chǔ)上，對雷三2亞段潟湖相泥質(zhì)石灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖進行系統(tǒng)取樣，開展了掃描電鏡、高壓壓汞、脈沖滲透率等非常規(guī)儲層實驗，分析了該類儲層的特征和主控因素；在此基礎(chǔ)上通過井震結(jié)合預(yù)測了儲層發(fā)育有利區(qū)，并結(jié)合其成藏地質(zhì)條件分析勘探潛力，預(yù)測下一步該層系的油氣勘探方向，以期為四川盆地雷三2亞段油氣勘探提供有益的地質(zhì)理論依據(jù)。

1 地質(zhì)背景

四川盆地是揚子準(zhǔn)地臺上偏西北一側(cè)的一個次一級構(gòu)造單元[1]，中三疊世雷口坡期屬于揚子克拉通盆地的一部分[26]；古溫度介于34.6～36.9 ℃，古氣候以干旱為主，間夾潮濕氣候[27-29]；盆內(nèi)古隆起主要是瀘州古隆起、開江古隆起。四川盆地雷口坡組總體為一套碳酸鹽巖和蒸發(fā)巖共生沉積序列[30]（圖1-a、b），縱向上自下而上可劃分為雷一、雷二、雷三、雷四和雷五段，雷三段自下而上又細(xì)分為雷三1亞段、雷三2亞段和雷三3亞段（圖1-c）。受印支運動影響，川中地區(qū)雷口坡組與上覆須家河組之間呈微角度—平行不整合接觸，代表3～5 Mya中短期的地層剝蝕和夷平；川中地區(qū)雷口坡組普遍遭受剝蝕，整體缺失雷五段，由西向東地層逐漸被剝蝕減薄。川中地區(qū)雷三2亞段厚度呈現(xiàn)出“中厚邊薄”的分布特征，遂寧—南充凹陷中心地層最厚，厚度介于200～280 m，周邊依次向外地層逐漸減??；由于靠近瀘州古隆起和開江古隆起，東側(cè)和南側(cè)雷三2亞段剝蝕嚴(yán)重，局部地區(qū)如合川以南地區(qū)雷三2亞段被剝蝕殆盡（圖1-a）。

圖1 川中地區(qū)雷三2亞段地層厚度分布、沉積相及柱狀圖

2 儲層特征與主控因素

2.1 川中地區(qū)雷三2亞段沉積相

雷三2亞段沉積期，川中地區(qū)位于凹陷區(qū)，以潟湖相沉積為主，巖性以水體較深、能量極低、鹽度大的潮下低能沉積的膏鹽巖和泥質(zhì)石灰?guī)r、灰質(zhì)泥巖為主。遂寧—南充凹陷中心沉積了大套的鹽巖、膏巖夾泥質(zhì)石灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖，主要為膏鹽質(zhì)潟湖沉積環(huán)境沉積，膏鹽質(zhì)潟湖周邊依次向外圍發(fā)育含膏泥灰質(zhì)和泥灰質(zhì)潟湖沉積，最外圍是含泥灰坪沉積，膏鹽巖含量由中心向外圍依次逐漸減少（圖1-b）。受間歇性海侵—封閉蒸發(fā)的影響，川中潟湖區(qū)雷三2亞段主要為膏鹽巖與泥質(zhì)石灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖互層沉積，沉積多套黑色富含有機質(zhì)泥質(zhì)石灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖（圖1-c）；泥質(zhì)石灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖具有較強的生烴能力。

2.2 雷三2亞段非常規(guī)儲層特征

川中地區(qū)雷三2亞段泥質(zhì)石灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖儲層孔隙類型除了石膏內(nèi)部沿裂縫發(fā)育的擴溶孔（圖2-a）外，主要是納米—微米級無機孔、有機質(zhì)孔和裂縫（圖2-b），無機孔主要是礦物粒間和粒內(nèi)孔隙，產(chǎn)生礦物粒間孔和粒內(nèi)孔的礦物主要是黏土礦物、方解石和黃鐵礦等礦物（圖2-c～e）。有機質(zhì)孔隙主要發(fā)育在有機質(zhì)中（圖2-f）。裂縫主要有構(gòu)造裂縫和微裂縫兩種。CT1井雷三2亞段泥質(zhì)石灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖巖心發(fā)育兩期裂縫，早期裂縫以低角度裂縫為主，大多數(shù)被方解石充填，晚期裂縫以高角度裂縫為主，切穿早期低角度裂縫，大多數(shù)被方解石充填（圖2-g）；微裂縫主要發(fā)育在礦物顆粒之間、礦物周圍和有機質(zhì)及石膏內(nèi)部，最常見的是黏土礦物收縮縫和石膏微裂縫（圖2-i～k）。川中地區(qū)4口井雷三2亞段碳酸鹽巖巖心樣品孔隙度介于0.10%～8.51% （166個），滲透率介于 0.000 76 ～ 1.680 00 mD（139 個）（表1）。其中，32個泥質(zhì)石灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖樣品孔隙度介于2.00%～8.51%，平均值為2.7%；16個泥質(zhì)石灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖樣品滲透率介于0.001～1.490 mD（16個），平均值為0.190 mD?？傮w上屬于低孔、低滲非常規(guī)儲層。

圖2 川中地區(qū)雷三2亞段泥質(zhì)石灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖儲集空間特征照片

表1 川中地區(qū)部分井雷三2亞段巖心樣品物性參數(shù)統(tǒng)計表

2.3 雷三2亞段非常規(guī)儲層主控因素

黏土礦物含量是影響泥質(zhì)石灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖孔隙度的關(guān)鍵因素，黏土礦物含量越高，黏土礦物粒間孔和收縮縫增多，孔隙度越高。川中地區(qū)雷三2亞段碳酸鹽巖巖心樣品中黏土礦物含量高（大于25%）的泥質(zhì)石灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖孔隙度介于2.00%～8.51%，黏土礦物含量低（小于25%）的泥晶石灰?guī)r和含泥石灰?guī)r的孔隙度介于0.10%～2.00%，只發(fā)育少量方解石晶間孔等（圖2-l）。比如，HP1井雷三2亞段黏土礦物含量（大于50%）的灰質(zhì)泥巖發(fā)育黏土礦物粒間孔、黏土礦物收縮縫和有機孔，孔隙度為6.93%（圖2-j）；黏土礦物含量（介于25%～50%）的灰質(zhì)泥巖發(fā)育黏土礦物粒間孔、黏土礦物收縮縫，孔隙度為4.05%（圖2-k）。

石膏可能是影響孔隙度的重要因素。川中地區(qū)CT1井雷三2亞段含膏泥質(zhì)石灰?guī)r石膏內(nèi)部可以見到沿裂縫擴溶的溶孔（圖2-a），它很可能與石膏的易溶性有關(guān)，當(dāng)流體流經(jīng)石膏內(nèi)的裂縫時，可能會溶蝕一部分石膏，從而產(chǎn)生溶孔溶洞。

裂縫的發(fā)育程度是影響滲透率的至關(guān)重要的因素。CT1井區(qū)裂縫發(fā)育，由早期低角度裂縫和晚期高角度裂縫組成網(wǎng)狀裂縫系統(tǒng)，極大地改善了儲層的儲集性能；JY1井雷三2亞段有微裂縫的泥質(zhì)石灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖樣品滲透率（平均滲透率為0.025 41 mD）明顯高于沒有微裂縫的泥質(zhì)石灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖樣品的滲透率（平均滲透率為0.002 56 mD），兩者相差約10倍。

3 非常規(guī)儲層有利區(qū)預(yù)測

目前，針對泥質(zhì)石灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖非常規(guī)儲層有利區(qū)的預(yù)測，缺乏可參考的研究成果。常用的儲層預(yù)測手段一般包括地震屬性和地震反演，由于地震屬性與儲層物性參數(shù)之間不是簡單的線性關(guān)系，因此利用地震屬性難以滿足勘探生產(chǎn)的需要。泥質(zhì)石灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖儲層在測井上表現(xiàn)為高自然伽馬、低速度，與圍巖差異明顯，且儲層厚度一般都超過10 m，能夠達到地震分辨率的識別精度，因此，利用地震反演手段能夠識別儲層。地震反演是儲層定量預(yù)測最為常用的手段之一，筆者優(yōu)選地震波形指示反演方法來進行泥質(zhì)石灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖儲層的精細(xì)定量預(yù)測，該方法克服了常規(guī)反演分辨率低以及受子波和低頻模型影響較大的缺點，利用地震波形橫向變化代替變差函數(shù)，在提高垂向分辨率的同時，橫向預(yù)測的準(zhǔn)確性得到有效保證。

首先通過巖石物理分析，選取對泥質(zhì)石灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖儲層最為敏感的測井曲線，為基于井約束的反演提供指導(dǎo)。圖3為縱波波阻抗、自然伽馬與儲層關(guān)系的散點圖，圖中黃色點和黑色點分別代表泥質(zhì)石灰?guī)r儲層、灰質(zhì)泥巖儲層和非儲層。從圖中可以看出，縱波波阻抗對泥質(zhì)石灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖儲層具有很好的區(qū)分性，泥質(zhì)石灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖儲層在測井上表現(xiàn)為高自然伽馬和低波阻抗的特征。因此，縱波波阻抗對泥質(zhì)石灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖儲層最為敏感，可以采用基于波形指示的波阻抗反演來預(yù)測儲層的縱橫向分布。

圖3 川中地區(qū)雷三2亞段非常規(guī)儲層、非儲層波阻抗與自然伽馬關(guān)系圖

圖4為過CT1井的地震剖面與地震波形指示反演結(jié)果疊合圖。圖中暖色調(diào)代表低縱波波阻抗，冷色調(diào)代表高縱波波阻抗，分別指示儲層和非儲層。圖中井旁測井紫色曲線為縱波波阻抗曲線，頂部膏鹽巖對應(yīng)最低的縱波波阻抗。從地震剖面上可以直觀地看出，低自然伽馬的膏鹽巖主要發(fā)育在雷三2亞段頂部，膏鹽巖底界表現(xiàn)為中強波峰反射，可以進行追蹤對比，在反演時通過層位的約束來消除雷三2亞段頂部膏鹽巖的影響。從反演剖面上看，泥質(zhì)石灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖儲層與非儲層的界面明顯，縱橫向展布特征清晰，儲層總體上分布穩(wěn)定，局部受構(gòu)造擠壓的影響發(fā)生揉皺難以識別。泥質(zhì)石灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖儲層對應(yīng)較低的縱波波阻抗，地震波形指示反演結(jié)果與實鉆井的縱波波阻抗曲線具有很好的匹配關(guān)系。結(jié)合巖石物理分析結(jié)果和目的層段井震對應(yīng)關(guān)系，確定非常規(guī)儲層的縱波波阻抗門檻值介于9 000 ～ 14 000 (g/cm3)·(m/s)。CT1 井雷三2亞段預(yù)測儲層厚度為53 m，實際厚度為55 m，反演結(jié)果與實鉆井儲層厚度的誤差較小，證實地震波形指示反演對于泥質(zhì)石灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖儲層預(yù)測的可靠性。

圖4 過CT1井地震反演剖面圖

利用川中地區(qū)鉆井、測井資料，結(jié)合地震反演等手段，編制了四川盆地雷三2亞段泥質(zhì)石灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖儲層分布圖（圖5）。從圖中可以看出，除了川中南部邊緣等地區(qū)由于地層被剝蝕殆盡不發(fā)育儲層外，這套潟湖相致密泥質(zhì)石灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖儲層在川中大面積分布，主要位于西充—儀隴、WD6井—MX3井2個儲層厚值區(qū)，西充—儀隴地區(qū)儲層有利區(qū)面積約 4 700 km2，主體厚度介于 30 ～ 50 m，WD6 井—MX3 井有利區(qū)厚度介于 10 ～ 30 m，面積約 4 000 km2（圖5），這兩個儲層厚值區(qū)是下一步四川盆地雷三段蒸發(fā)潟湖相碳酸鹽巖儲層油氣勘探的有利方向。

圖5 川中地區(qū)雷三2亞段泥質(zhì)石灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖非常規(guī)儲層分布圖

4 油氣勘探潛力

4.1 烴源巖條件

CT1鉆探過程中，雷三2亞段泥質(zhì)石灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖見油氣顯示7次、氣侵4次、井漏2次、氣測異常1次。巖心和巖屑薄片觀察表明，CT1井雷三2亞段頂部以膏鹽巖與雷三3亞段泥晶石灰?guī)r分界，底部以膏鹽巖與雷三1亞段泥質(zhì)石灰?guī)r分界。雷三2亞段上部巖性主要為膏鹽巖夾泥質(zhì)石灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖，中下部巖性主要為泥質(zhì)石灰?guī)r、灰質(zhì)泥巖夾膏鹽巖，泥質(zhì)石灰?guī)r普遍含石膏。泥質(zhì)石灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖富含有機質(zhì)，是一套較好的碳酸鹽巖烴源巖，總有機碳含量（TOC）介于0.30%～1.44%，TOC＞0.50%的烴源巖累計厚度約60 m；干酪根碳同位素偏重，δ13C介于-29.6‰～-27.1‰，有機質(zhì)類型為混合型；成熟度（Ro）介于1.92%～2.26%，處于高成熟階段；生烴潛量（S1+S2）介于0.30～3.50 mg/g，平均值為0.96 mg/g。測井解釋非常規(guī)儲層厚度為55.25 m，儲層巖性主要為泥質(zhì)石灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖（圖6）。

圖6 CT1井雷三2亞段綜合柱狀圖

CT1井雷三2亞段泥質(zhì)石灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖儲層段酸化后測試，獲日產(chǎn)天然氣量為10.87×104m3，日產(chǎn)油量為47 m3，發(fā)現(xiàn)海相非常規(guī)油氣。CT1井原油密度介于 0.73 ～ 0.75 g/cm3，平均值為 0.74 g/cm3，為輕質(zhì)油，黏度介于 0.67 ～ 0.91 mPa·s，平均值為 0.76 mPa·s，初餾點介于26～29 ℃。初餾點與上三疊統(tǒng)須家河組、中侏羅統(tǒng)沙溪廟組等氣藏油性質(zhì)存在一定差異，CT1井原油密度、黏度比沙溪廟組和須家河組原油大（表2）。CT1井雷口坡組凝析油處于高成熟階段，利用金剛烷判識Ro=1.65%，利用甲基菲指數(shù)確定Ro=1.76%～1.86%，處于高成熟階段。天然氣為濕氣，甲烷含量介于85.83%～88.15%，乙烷含量介于5.51%～7.76%，丙烷含量介于1.79%～3.20%；干燥系數(shù)介于0.871～0.924。

表2 CT1井不同層系凝析油物性參數(shù)對比表

多種分析化驗證據(jù)表明，CT1井雷口坡組油氣以自源近距離聚集成藏為主，母質(zhì)類型主要為偏腐泥混合型，原油處于高成熟階段。

4.1.1 CT1井雷三2亞段油氣同位素具有海相特征，具有自生來源特征

CT1井天然氣氫同位素明顯比陸相須家河組氣重，輕于海相二疊系來源天然氣；天然氣δ13C1、δ13C2值輕于多數(shù)須家河組氣樣，僅與少部分樣品接近，可能主要與原生氣藏的累積聚氣有關(guān)；天然氣碳同位素特征顯示其為過渡型，來源于混合有機質(zhì)。

四川盆地海相成因天然氣與陸相成因天然氣甲烷氫同位素約以-150‰為界，而CT1井天然氣δ2HCH4值大于-150‰，為海相成因（圖7-a）。

圖7 CT1井雷三2亞段油氣成因分析圖

CT1井雷三2亞段原油輕烴和正構(gòu)烷烴單體烴碳同位素較輕，具有海相原油的特征。須家河組原油輕烴同位素較重，介于-26‰～-21‰；CT1井原油輕烴、正構(gòu)烷烴單體烴碳同位素較輕，主要介于-23‰～-32‰，表現(xiàn)出海相烴源巖特點。對比分析還發(fā)現(xiàn)，CT1井雷三2亞段凝析油輕烴及正構(gòu)烷烴單體碳同位素與上覆須家河組、下伏嘉陵江組凝析油均不同（圖7-b），CT1井凝析油飽和烴、芳烴、非烴、瀝青質(zhì)碳同位素值相近，主要受母源影響，未經(jīng)長距離運移。因此，CT1井雷三2亞段油氣屬于自生自儲類型，就近聚集成藏。

4.1.2 雷三2亞段原油母質(zhì)類型主要為偏腐泥混合型

CT1井雷三2亞段油氣輕烴組成均以正構(gòu)烷烴和鏈烷烴為主，有機質(zhì)類型為混合型，與雷三2亞段泥灰?guī)r烴源巖有機質(zhì)類型吻合。CT1井雷三2亞段原油正構(gòu)烷烴以低碳數(shù)為主，揭示其成熟度較高，姥鮫烷/植烷（Pr/Ph）比值為1.45，為還原環(huán)境，Pr/nC17、Ph/nC18比值表明為混合型有機質(zhì)，以偏腐泥混合型為主（圖7-c）。CT1井雷三2亞段泥灰?guī)r干酪根類型主要為混合型，說明兩者具有親緣關(guān)系。

CT1井雷三2亞段原油與中壩氣田須家河組原油輕烴、正構(gòu)烷烴特征存在明顯差異，反映油源不同。須家河組原油輕烴組分具有甲基環(huán)己烷＞正庚烷、2-甲基己烷含量高、庚烷值與異庚烷值低的特征；CT1井雷三2亞段原油輕烴組分中甲基環(huán)己烷＜正庚烷，2-甲基己烷含量低、庚烷值與異庚烷值高，兩者具有明顯差異（圖7-d）。

4.2 油氣勘探潛力

川中地區(qū)雷三2亞段埋深介于 2 000 ～ 4 000 m，大面積發(fā)育的潟湖相泥質(zhì)石灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖普遍含氣，已鉆井在泥質(zhì)石灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖中氣侵顯示頻繁，新鉆井CT1井測試已獲工業(yè)油氣流，具有一定的油氣勘探潛力，是有利的海相非常規(guī)油氣藏勘探領(lǐng)域。①川中地區(qū)雷三2亞段泥質(zhì)石灰?guī)r、灰質(zhì)泥巖是一套潟湖相烴源巖，實測殘余TOC平均值為0.77%，最高可達1.98%，屬于較好的碳酸鹽巖烴源巖；西充—儀隴地區(qū)為生烴中心，厚度介于60～130 m（圖8），生烴強度介于 6×108～ 12×108m3/km2，估算生烴量為25×1012m3。②川中地區(qū)雷三2亞段泥質(zhì)石灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖既是烴源巖又是儲層，儲集空間以納米—

微米級孔縫為主，儲層低孔、低滲，儲層在川中地區(qū)大面積分布，西充—儀隴和WD6井—MX3井2個儲層厚值區(qū)總面積約8 700×104km2，儲層主體厚度介于10～50 m。③雷三2期，川中地區(qū)大面積分布的膏鹽質(zhì)潟湖沉積了多層膏巖、鹽巖等蒸發(fā)巖，膏鹽巖與富有機質(zhì)泥質(zhì)石灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖交互沉積，多層膏鹽巖的存在為其下部富有機質(zhì)泥質(zhì)石灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖形成異常高壓（如MX3井產(chǎn)層中部地層壓力為42.20 MPa，地層壓力系數(shù)1.81；CT1井地層壓力系數(shù)為1.96）提供良好的地質(zhì)條件，同時也為下部地層天然氣的聚集和保存起到良好的封蓋作用，對雷三2亞段富有機質(zhì)泥質(zhì)石灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖致密氣的成藏和保存有重要影響。川中地區(qū)雷三2亞段大面積發(fā)育的潟湖相泥質(zhì)石灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖源儲一體，頂?shù)装寰鶠楦帑}巖封堵，可以構(gòu)成一種新型非常規(guī)天然氣成藏系統(tǒng)（圖9）。川中地區(qū)雷三2亞段存在連續(xù)分布的海相非常規(guī)油氣藏，西充—儀隴等裂縫發(fā)育區(qū)將是油氣富集區(qū)，油氣勘探潛力大。

圖8 四川盆地雷三2亞段泥質(zhì)石灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖厚度分布圖

圖9 四川盆地雷三段非常規(guī)氣成藏模式圖

5 結(jié)論

1）川中地區(qū)雷三2亞段發(fā)育泥質(zhì)石灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖儲層，儲集空間以納米—微米級無機孔、有機孔和裂縫為主，孔隙度介于2.00%～8.51%，滲透率介于 0.000 76 ～ 1.680 00 mD，屬于低孔、低滲非常規(guī)儲層。

2）黏土礦物含量是影響泥質(zhì)石灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖孔隙度的關(guān)鍵因素，黏土礦物含量與孔隙度成正比，黏土礦物含量越高，孔隙度越大；石膏是影響孔隙度的重要因素，石膏中常見沿裂縫分布的溶孔；裂縫是影響滲透率的關(guān)鍵因素，裂縫越發(fā)育，滲透率越高。

3）縱波波阻抗對泥質(zhì)石灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖儲層具有很好的區(qū)分性，泥質(zhì)石灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖儲層表現(xiàn)為高自然伽馬、較低中子和較低波阻抗；井震結(jié)合預(yù)測儲層在川中潟湖區(qū)大面積分布，存在西充—儀隴、WD6井—MX3井2個儲層厚值區(qū)，厚度介于10 ～ 50 m。

4）川中地區(qū)雷三2亞段大面積發(fā)育的潟湖相泥質(zhì)石灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖源儲一體，頂?shù)装寰鶠楦帑}巖封堵，具有埋深淺、分布廣、原地生烴、成儲和成藏的特點，可以構(gòu)成一種新型非常規(guī)油氣成藏系統(tǒng)。川中地區(qū)雷三2亞段存在連續(xù)分布的海相非常規(guī)油氣，西充—儀隴等裂縫發(fā)育區(qū)是油氣富集區(qū)，油氣勘探潛力大，是一個值得探索的非常規(guī)油氣勘探新領(lǐng)域。