川东南地区茅口组一段地质特征及天然气富集规律——以南川区块为例

李佳欣,房大志,程泽虎

(1.油气地球化学与环境湖北省重点实验室(长江大学资源与环境学院),湖北 武汉 430100; 2.中石化重庆页岩气有限公司,重庆 408400)

引 言

四川盆地二叠系茅口组是该区天然气勘探开发的重要层位,经过几十年的探索和发展,已相继在卧龙河、自流井、鹿角场等多个盆地区域建成了开发基地,累计天然气资源总量达15 059.39×108m3,探明储量仅为852.03×108m3。探明程度较低更凸显其良好的天然气勘探前景[1-5]。盆内二叠系天然气勘探工作虽起步较早,但前期多围绕川西北开展,且主要集中在茅口组二段(茅二段)—茅口组三段(茅三段)白云岩储层,针对川东南地区茅口组一段(茅一段)的研究甚少。近年来,中石化华东油气分公司在川东南南川区块志留系页岩气勘探开发工作稳步推进,部署于背斜核部的多口气井在钻探过程中,茅口组气测显示活跃,多发生溢流且放喷火焰达5～20 m,进一步证实了茅口组资源基础和勘探开发潜力[6]。例如,2018—2019年,相继在平桥南区主体区部署了2口茅口组探井DS1井及DS2井,采用分段酸化压裂试气,获产量22.55×104m3/d和8.37×104m3/d,其中DS1井成功稳产5×104m3/d以上超600 d。但随后在南川区块部署的数口茅口组气井整体产气效果不佳,亟需进一步研究其产能差异大的根本原因。

针对本区面临的地质特征差异大、富集规律不明确的问题,中石化华东油气分公司自2019年以来在南川区块进行了大量基础地质研究,并于2022年相继部署水平井2口,最高日产气量均超5×104m3,实现了区块内茅口组储量的经济有效动用。笔者基于南川区块勘探开发实践,系统分析了该地区沉积、地层展布、构造特征,进一步明确气藏富集主控因素,从而为区块内立体开发部署提供理论依据。

1 沉积特征

四川盆地按照构造单元可划分为5个区块,即北部低缓构造带、西部、南部低陡构造带、东部高陡构造带以及中部平缓构造带[7]。南川区块构造上属于川东高陡褶皱带,在构造演化特征上与川东南地区总体一致。川东南地区二叠纪栖霞期—长兴期经历了多种类型的沉积环境,形成的沉积相主要包括碳酸盐岩台地相、碳酸盐岩缓坡相、沼泽相等[8]。其中,茅口组沉积期构造相对稳定,基本继承了栖霞期的沉积特征,但因海平面频繁变化,导致该时期的沉积相带类型主要为碳酸盐岩缓坡相[9-11]。碳酸盐岩缓坡相是从碳酸盐台地至深水盆地间无明显的坡折带,亚相类型主要有碳酸盐岩外缓坡、中缓坡、内缓坡(图1)[12-14]。

内缓坡沉积区水体浅、能量高,主要受波浪改造,发育高能滩和低能滩间沉积,茅口组茅三—茅四段主要为内缓坡沉积类型。岩性以致密块状浅灰色灰岩为主,泥质质量分数平均低于3%。中缓坡沉积区水体相对安静,主要受到风暴浪的改造,部分受波浪改造,主要发育于茅口组二段,沉积岩性以致密中厚层状灰色-浅灰色泥晶灰岩为主。外缓坡沉积区域紧邻盆地,主要发育在低位域沉积期,属静水还原沉积环境,不受风暴浪的影响,岩性以层状生屑泥质灰岩、灰质泥岩为主,局部沉积了薄层泥页岩,外缓坡沉积期有机保存条件好,具有一定的生烃潜力,并发育明显的“眼球构造”(图2、图3),茅口早期的海侵环境决定了茅一段是该区主要的烃源岩发育层位。

2 地层展布特征

2.1 地层纵向发育特征

南川区块二叠系地层自下而上包括下二叠统梁山组、栖霞组、茅口组以及上二叠统龙潭组、长兴组。其中,茅口组各层段岩电特征差异较大,据此可将茅口组划分为四段(图4)。茅一段为茅口组主要储集层,厚度相对较大,在150～180 m,发育岩性为灰色-深灰色灰质泥岩及泥质灰岩,具有较好的生烃条件,测井显示高伽马、中低电阻率特征。根据岩电特征,茅一段可进一步划分为上下两个亚段,其中茅一下亚段为深灰色灰质泥岩夹泥质灰岩,偶见层理发育的黑灰色含灰泥岩,见明显眼球状构造,厚90～110 m,电性特征表现为相对高伽马(35～97 API)、相对低电阻率(14～8 000 Ω·m);茅一上亚段岩性为灰色、深灰色含泥灰岩、泥质灰岩、灰质泥岩,具层状构造,厚50～65 m,电性特征表现为相对高伽马(36～122 API)、中高电阻率(910～20 000 Ω·m)(表1)。

2.2 地层横向展布特征

通过对前期钻探井地层展布情况进行汇总,南川区块茅口组地层厚度普遍在240～300 m(图5),茅一段—茅三段厚度相对稳定,茅四段顶部受抬升剥蚀程度不同而厚度差异较大,茅口组各段岩性和电性具有较好的可对比性。川东南地区茅四段由东向西剥蚀程度增加,残留厚度减小,由南向北茅四段剥蚀程度基本相当,彭水地区茅四段普遍残留32～40 m,南川区块残留7～15 m(图5)。茅一段厚150～180 m,整体分布较为稳定,自东南向西北略有减薄,其中茅一下段普遍厚90～110 m(图6、表1)。茅一段9个小层在平面上也具有较好的可比性,底部1小层厚度较大,一般为43～57 m。

图5 川东南地区茅口组地层厚度平面分布Fig.5 Stratum thickness plan of Maokou Formation in southeastern Sichuan

图6 南川区块及周边茅一段地层厚度平面分布Fig.6 Stratum thickness plan of Mao-1 member in Nanchuan block and surrounding

3 构造特征

川东南地区整体构造背景主要受到燕山期构造运动的影响,形成了现今的构造格局,喜山期运动在川东南地区主要表现为抬升剥蚀[15-16]。按照构造作用背景,该区燕山运动可分为两期,早期主要为SE-NW方向的应力挤压作用,形成褶皱和断裂,燕山运动中晚期为SE-NW方向挤压走滑,形成南北向断裂。两期构造作用叠加,形成现今隆凹相间、东西分带的构造格局。

在纵向上,受两期构造作用的影响,川东南地区发育有4套相互叠置的滑脱层,分别是中下三叠统嘉陵江组至雷口坡组的膏岩层、志留系的泥页岩和砂质泥岩层、中下寒武统的泥质岩和膏岩层、基底变质岩,边界断层控制局部构造格局,其余断层多数以滑脱层为界隐伏其中,形成上中下3个构造层模式。上构造层表现为对冲、背冲构造样式,中构造层表现为断展褶皱,下构造层表现为叠瓦状构造样式,工区的茅口组处于中构造层。

在平面上,根据断裂级次、构造形态,南川区块茅口组自东向西分为石桥白马向斜带、平桥构造带、东胜构造带、神童坝向斜、阳春沟构造带(图7)。平桥背斜构造带呈北东走向,茅口组在平桥南区整体呈现隆凹相间的构造格局,且平桥背斜受断层割裂,分为东区和西区;东胜背斜构造带与平桥构造带走向基本一致,受多条断层夹持,构造轴迹呈反“S”型,表现为多期构造影响,背斜中部狭窄,往南、往北变得宽缓,由背斜主体和南斜坡组成。

图7 南川区块构造分区Fig.7 Tectonic zoning map of Nanchuan block

南川区块晚期,地层抬升时间较晚,使得该区块在整体上表现为断层相对发育,主要埋深为500～1 500 m,与茅一段埋深近似,无明显出露至地面,后期改造形成大量构造缝和断层,有利于天然气运移聚集,但内部断裂不发育,构造相对简单,使得其保存条件较好,且具有一定的气源补充,进一步保障了茅一段天然气富集成藏。

4 富集规律

从南川区块茅口组气井目前的钻探资料分析,在不同层位、不同区域,气藏的分布具有明显差异:同一区域内不同井各层气测显示及生产测试效果差异大;平桥构造区茅口组气井勘探效果好于东胜构造区茅口组气井(表2)。表明不同构造单元、成藏性质差异较大。

表2 南川区块茅口组气井生产情况Tab.2 Production data of gas wells in Maokou Formation of Nanchuan block

(1)决定油气富集程度的因素

川东南地区茅一段整体为较深水沉积的外缓坡相,以含泥灰岩、灰质泥岩等高含泥的岩性为主,且沉积厚度大,所测TOC质量分数平均0.9%,具有良好的生烃基础。工区取芯井资料显示,茅一段不同部分岩性有所差异,其上部地层主要为泥质灰岩,期间夹有薄层灰质泥岩; 中部地层为泥质灰岩与灰质泥岩互层交错,颜色较上部地层深;下部地层主要为灰黑色泥质灰岩,且越往底部逐渐变为浅灰色含泥质灰岩。整体的灰泥互层满足其作为烃源岩和储层的要素,为茅一段自生自储提供了条件。上覆茅二段及下伏栖霞组的致密灰岩封闭性好,组成了良好的上下封堵,在区域挤压走滑构造背景下,使茅一段储层发育有大量的微裂缝,通过大量的连通孔-缝,组成了茅一段良好的构造-岩性圈闭,并使得烃源岩生成的气体汇集。

(2)裂缝的发育程度对油气成藏的控制

川东南地区燕山期应力改造作用控制了大规模的裂缝型储集体,该类气藏主要发育于高陡褶皱带核部及断裂带附近,裂缝越发育,越利于气体富集和压裂形成储层的体积改造,裂缝的发育程度是控制产量的关键。在钻井和试气资料中,通过对比发现,大尺度裂缝与气测显示及试气产量无直接对应关系;试气产量与断层的相对距离呈正相关,距离断层越远,试气产量越高,这是由于断层附近存在逸散带,大尺度裂缝沟通后会导致储层破坏,在远离断层的区域,大尺度裂缝对人工改造有促进作用。裂缝的发育程度也是控制气藏富集的主要因素。

通过曲率属性预测,DS1HF井水平段大尺度裂缝最发育,DS1-1HF井次之,DS2HF井大尺度裂缝部分发育,JY205-11HF井水平段裂缝发育程度较高,整体处于曲率高值区,而JY205-12HF、JY205-14HF水平井末段靠近断层,裂缝发育,导致气藏逸散;JY194-12HF井水平段裂缝发育程度较高,整体处于曲率高值区。D1-4-14HF裂缝不发育,DS4HF局部发育(图8)。由此可见,裂缝的发育情况与气井的生产情况基本一致。

图8 南川区块茅口组含气层最大曲率属性平面图Fig.8 Maximum curvature attribute plan of gas-bearing layer in Maokou Formation of Nanchuan block

5 结 论

(1)茅口组发育碳酸盐岩缓坡相,茅口早期的海侵环境使得茅一段为相对深水的外缓坡沉积亚相,岩性以深灰-灰黑色层状生屑泥质灰岩、灰质泥岩为主,生烃及保存条件良好。

(2)渝东南地区茅口组主要受到两期燕山构造运动的影响,形成大规模的褶皱和断裂,整体呈现北东走向的隆凹相间的构造格局。

(3)茅一段良好的生烃条件及储层纵横向的稳定分布奠定了成藏的基础,初步形成生储一体的富集模式,后期构造作用形成大规模的裂缝型储集体也是控制气藏富集的主要因素。