川东地区茅一段储层地质特征及勘探潜力分析——以XT1 井为例

李 亚 钟佳倚 汪 华 戴 鑫 安虹伊

1.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院 2.中国石油西南油气田公司勘探事业部

0 引言

中二叠统茅口组是四川盆地勘探开发的重点层系之一，对其开展大规模勘探始于1953 年[1]。早期茅口组的油气勘探以寻找裂缝型、缝洞型碳酸盐岩气藏为主，重点集中于茅口组中上部，在蜀南地区相继发现了宋家场、阳高寺、自流井等一系列高产气田[2]；近年来在南充—广安—涪陵地区茅口组二段（简称茅二段）层状孔隙型白云岩储层[3-5]、川西—蜀南地区茅口组四段（简称茅四段）—茅二段岩溶储层的研究与勘探中陆续取得新进展、新突破[6-7]。

同时，盆地内茅一段的油气勘探也取得了一定的成果，数口井完钻测试获得工业气流，部分井投产后有产量贡献。例如，TT1 井测试获气30.01×104m3/d；W61 井测试获气23.15×104m3/d，累产气约1 000×104m3；W118 井测试获气18.4×104m3/d，累产气近0.25×108m3；X3 井测试获气2.8×104m3/d，累产气近1×108m3，目前仍在间歇生产。老井复查成果显示，茅一段钻井显示活跃，仅川东苟西—卧龙河—板东地区钻穿茅一段的130 余口井中见录井显示60 口、86 井次（包括气侵40 井次、井喷9 井次、井涌19 井次、气测异常1 井次、井漏18 井次，放空2 井次），表明茅一段具有一定的含气性。然而由于茅一段岩性以泥晶生屑灰岩、含泥质泥晶灰岩为主，有机质、泥质含量高，具有一定的供烃能力，故前期多作为烃源层考虑，而对其储集性能方面的研究较为欠缺[8]。

随着四川盆地茅一段油气勘探的深入，近期不同学者分别对川东涪陵[9-11]、川中合川—潼南[12]、川东南[13-14]等地区的茅一段沉积特征、碳酸盐岩储层岩性、物性及储集空间类型特征等进行了一定的研究，认为川东地区茅一段含泥质灰岩、泥灰岩生烃条件较好，尽管非均质性较强，但部分岩性仍具有一定的储集能力。储集空间以微孔隙、微裂缝和无机孔等基质孔隙为主，与传统茅口组中上部的大型岩溶缝洞型储层有较大差异，川东地区茅一段储层具备进一步勘探开发的潜力。

但由于专层井较少，地质资料缺乏，目前对茅一段的岩性特征、储集能力、储集空间类型及主控因素、含油气地质条件等基本储层特征的认识仍然有限，制约了勘探开发工作。为探索川东地区茅一段是否具备非常规天然气的勘探潜力，中国石油股份公司在重庆长寿地区钻探风险探井——XT1 井。该井于2022 年完钻，取得了第一手钻井、录井、测井资料。在此基础上，通过岩心物性测试、薄片鉴定分析、扫描电镜分析、有机地球化学分析等技术手段，综合开展矿物岩石学和地球化学分析，明确了茅一段的储集能力、储层特征及烃源特征，为川东地区茅一段的沉积背景、储层及烃源特征等基础性研究提供支撑，为该层系天然气的进一步勘探提供理论依据。

1 地质概况

1.1 区域地质概况

四川盆地处于上扬子板块西北侧，为扬子板块的一个次级构造单元，在印支期已具盆地雏形，后经喜马拉雅运动全面褶皱，形成现今构造形貌，是一个海相碳酸盐台地沉积和陆相碎屑岩沉积叠合的大型含油气盆地[15]。中二叠统沉积阶段，四川盆地构造演化逐渐平缓，在石炭纪末期形成的准平原化基底上接受广泛海侵[14]，在下二叠统梁山组填平补齐的基础上形成中二叠统栖霞组和茅口组两套连续沉积的海相碳酸盐岩地层[16]。茅口组沉积早期，盆地经历了一次广泛海侵，海平面迅速上升至最高点，受栖霞组沉积末期的西高东低沉积古地貌影响，形成了水体由南向东逐渐加深的缓坡型碳酸盐岩台地相沉积[12]，川东地区主要处于水体深度较大的外缓坡亚相[17-18]。

受中二叠世末期东吴运动抬升影响，茅口组顶部地层遭受不同程度的剥蚀，风化壳发育，残余厚度为130 ～350 m，可进一步划分为四段，即茅一段、茅二段、茅三段、茅四段，各段分述如下。

底部茅一段在盆地内保存完整，未接受暴露剥蚀作用，厚40 ～120 m（图1）；川西南部自贡—乐山一带最薄，厚度约为40 ～60 m（图1）；向川西北及川东方向增厚，在广元—巴中及重庆—忠县附近形成2 个厚值区，厚度大于100 m（图1）。本段岩性主要为深灰—灰黑色泥质生屑灰岩、有机质泥质灰岩、生屑泥晶灰岩及泥灰岩等，泥质含量较高，局部夹黑色页岩、燧石结核和团块。泥晶生屑灰岩与含泥质泥晶生屑灰岩、有机质泥质生屑灰岩或泥灰岩互层形成的眼球状构造（图2a），是茅一段最典型的岩石结构类型，该类岩石称为“眼球状灰岩”或“瘤状灰岩”[18-19]。眼球状灰岩由“眼球”与“眼皮”组成，二者宏观及镜下特征差异明显。“眼球”部分颜色较浅，多为灰色—深灰色、成分较纯的石灰岩，呈层状、透镜状或瘤状，顺层分布，厚数厘米至数十厘米，泥质含量低（图2b、图2c）；“眼皮”则颜色较深，为深灰色—灰黑色的含泥质泥晶生屑灰岩、泥灰岩等，厚度不均，包裹“眼球”而呈波状起伏的纹层状（图2b、图2c），内部介形虫、腕足等片状生屑碎片发育，有定向排列趋势[20-21]。

图1 四川盆地二叠系茅一段地层厚度等值线图与茅口组单井综合柱状图

图2 茅一段“眼球状灰岩”野外及岩心照片

茅一段自上而下可划分为a、b、c 等3 个亚段，各亚段岩性电性特征区别明显（图1b）。

茅一a 亚段自然伽马曲线一般呈锯齿状中高值（20 ～1 000 API），电阻率较低，内部夹泥质层，自然伽马升高，对应电阻率降低，井径曲线平整，密度曲线无明显变化；该亚段“眼球状灰岩”较为发育。

茅一b亚段为顶部自然伽马由尖峰高值降低（由140 API 降为50 API）、电阻率增高（由100 Ω·m升为10 000 Ω·m）而呈箱型的生屑灰岩薄层，厚5 ～15 m 不等，可作为地层划分对比标志层。

茅一c 亚段自然伽马曲线主要也呈指状中高值，声波时差总体无明显变化，电阻率低，“眼球状灰岩”亦发育且含泥质泥晶生屑灰岩厚度相对较大，与下伏栖霞组的厚层块状灰岩可明显区分开。

茅二段以灰—深灰—灰黑色厚层块状泥晶灰岩、颗粒灰岩为主，局部夹白云岩，自然伽马曲线中上部为箱状较低值，向下逐渐升高为锯齿状较高值。

茅三段主要为灰白—浅灰色泥晶颗粒灰岩、亮晶颗粒灰岩，自然伽马曲线呈箱状低值，电阻率高，局部地区与茅二段顶部低值段不易区分。

顶部茅四段岩性主要为深灰—灰黑色泥晶灰岩、生物碎屑灰岩和含泥质灰岩，自然伽马曲线呈锯齿状高值，电阻为刺刀状降低，盆地内仅川西南、川东南等局部地区残留。

1.2 XT1 井茅一段岩性特征

XT1 井茅一段厚85 m（图3），岩性整体以中层状、中—薄层状深灰—灰黑色含泥质泥晶生屑灰岩、泥灰岩与灰—深灰色中厚—厚层状泥晶生屑灰岩、含泥质泥晶生屑灰岩为主，含绿藻、䗴、有孔虫及腕足等生物碎屑，局部可见白云石化，扫描电镜中可见有机质。岩心可见泥晶生屑灰岩及含泥质泥晶灰岩互层的“眼球状构造”（图2c、图4a、图4b）。其中“眼球”为含生屑泥晶灰岩、泥晶生屑灰岩，颜色相对较浅，为较纯净的石灰岩，泥质含量低、不显层理，生屑以藻类、腕足类、有孔虫和䗴类等为主（图4d），可见斑点状、团块状或条带状滑石，较为致密（图4a、图4b）；而“眼皮”颜色较深，为含泥质泥晶生屑灰岩（图4c），颗粒含量较高，含量通常高于25%，生屑以介壳类为主，缺乏藻类，定向排列（图4e），部分生屑被滑石交代，分选差，有定向排列趋势，也可见透镜状滑石顺层分布（图4f）。另外，“眼球状构造”在茅一c 亚段主要表现为“眼皮”层厚，而间隔的“眼球”层较薄（约0.05 ～0.15 m）；中上部以厚层块状泥晶生屑灰岩段为主，“眼皮”层较薄且间隔的“眼球”层较厚（多在0.5 ～1.0 m），“眼皮”层相对欠发育。

图3 XT1 井茅一段录井综合柱状图

图4 XT1 井茅一段岩性特征图

岩心中局部可见云化现象，形成云质灰岩或灰质白云岩，白云石多为半自形—自形状，晶粒大小分异较小，以介于60 ～100 μm 的粉晶为主，部分具雾心亮边特征，呈不均匀分散状分布在泥晶灰岩中（图4d），为埋藏期白云石化作用形成。

另外，与二叠系其他层段不同，茅一段有大量滑石发育，含量可达8.5%[22]。滑石在岩心中主要呈灰黑—黑色致密团块状、条带状或透镜状不均匀分布，其中在含泥质泥晶灰岩中多呈顺层状；滑石团块直径或条带宽度小于1.5 cm，一般在0.5 ～1.0 cm左右；硬度低，手摸有明显的滑感，为富镁的层状硅酸盐黏土矿物。滑石在电子显微镜下单偏光呈不均匀的浅黄—浅褐色（图4h），团块边部颜色略深；正交光下呈致密状集合体，干涉色最高可达三级橙（图4i）。滑石在扫描电镜下呈较致密的片状、纤维状集合体。另外含泥质泥晶灰岩中还可见大量片状滑石，交代生屑体腔内部物质、交代生物壳体，或聚集于方解石基质颗粒间，体积较小，镜下薄片中不可辨别，但滑石的存在使被交代的生物碎屑在电子显微镜下呈浅褐色或黄色（图4f），并导致泥质泥晶灰岩整体在镜下略呈褐色而与其他层系灰岩略有不同。由中国石油西南油气田公司勘探开发研究院分析实验中心完成的XT1 井岩心样品全岩X 衍射结果显示，本段碳酸盐岩含量在53.5%～96.4%之间，黏土矿物含量在3.0%～35.5%之间，因此岩性仍为泥晶生屑灰岩、含泥质泥晶生屑灰岩或泥灰岩，不同于前人认为的茅一段“眼皮灰岩”岩性为泥灰岩夹页岩。

对于茅一段眼球状灰岩的成因，前人观点有一定的差异，目前国内主流观点认为是沉积和成岩共同作用的结果[19,23]，且“眼皮”形成于比“眼球”更为缺氧的环境中[24]，为受到峨眉山大火成岩省火山活动造成缺氧环境而形成[25]。同时，火山喷发前频繁的地震活动引发水流动荡，使当时尚未固结的茅一段软沉积物遭受间歇性破坏[14]，而由于不同组分的混合形态不同，沉积物的成分和产状存在差异，叠加后期差异压实、差异压溶等成岩作用[19,26]，最终形成具有特殊沉积构造的眼球状灰岩。

对于茅一段滑石的成因，有学者认为是由地层中的海泡石随埋藏深度的增加，地层温度、压力的增大而转化形成。二叠纪处于峨眉地裂运动中期，此时扬子台地内部和边缘断裂发育，火山和热液活动给海水中带来了大量硅、镁矿物，一方面富硅镁流体与海水混合后直接沉积形成海泡石，另一方面富镁碳酸盐岩与硅质热流体接触，在热液活动驱动下交代形成海泡石[27]。

2 储层特征

2.1 储层岩性

研究结果表明，茅一段地层中，以含泥质泥晶生屑灰岩或泥灰岩为主的“眼皮灰岩”储集物性相对较好，具有一定的储集能力，为主要的储集岩类型。

2.2 储集物性

XT1 井茅一段岩性较致密，以低—特低孔、低—特低渗为主，储层非均质性较强。83 个岩心柱塞样液体饱和法孔隙度分布范围0.17%～7.59%，平均1.63%（图5a）；87 个岩心柱塞样氦气孔隙度分布范围0.24%～6.98%，平均1.39%（图5b），与液体饱和法孔隙度变化趋势一致；柱塞样渗透率分布范围0.001 4 ～1.720 0 mD，平均0.083 0 mD（图5c）。

图5 XT1 井茅一段岩心柱塞样物性分布直方图

分析表明岩心物性与岩性之间存在一定相关性。35 个“眼皮灰岩”柱塞样氦气法孔隙度分布范围0.24%～6.98%，平均2.07%，孔隙度大于2.0%的样品占37.1%（图6a）；52 个“眼球灰岩”柱塞样氦气法孔隙度分布范围为0.24%～3.41%，平均0.93%，孔隙度大于2.0%的样品占5.8%（图6a）。34 个“眼皮灰岩”柱塞样渗透率分布范围0.000 31 ～0.260 00 mD，平均0.010 00 mD，渗透率介于0.001 00 ～1 mD之间的样品占55.8%（图6b）；48 个“眼球灰岩”柱塞样渗透率分布范围0.000 14 ～1.720 00 mD，平均0.083 00 mD（图6b）。从孔隙度—渗透率相关性交会图上看，样品受到裂缝一定的影响（图6c），部分“眼皮灰岩”样品显示出较强的孔渗相关性，为孔隙型储层的表现；而“眼球灰岩”基质渗透率低，孔渗相关性较差，但有裂缝影响而使个别样品渗透率较高。综上所述，“眼皮灰岩”的物性相对优于“眼球灰岩”。

图6 XT1 井茅一段岩心不同岩性柱塞样品物性分布及关系图

根据全岩X 衍射结果，XT1 井茅一段共有3 处白云岩发育段，白云石含量可达50%～70%（图3），形成灰质白云岩。对于白云石化能否显著改善物性，将全岩X 衍射结果中白云石含量与孔隙度作相关性交会图（图7），可见二者之间没有明显的线性关系，说明白云石含量不是影响XT1 井储层物性的直接原因。另外，扫描电镜分析表明，XT1 井取心段有机质主要发育在黏土矿物中，呈弥散状分布，少见团块状有机质，因此有机质孔欠发育，对物性的贡献也相对较小。

图7 XT1 井茅一段白云石含量与孔隙度关系图

2.3 储集空间类型

岩心及镜下薄片观察表明，XT1 井茅一段储集空间类型多样，以黏土矿物孔隙、微裂缝、溶蚀微孔等微孔隙为主，次为溶洞、微裂缝等。

2.3.1 黏土矿物孔隙

XT1 井茅一段微观孔隙空间在铸体薄片中较难观察，为了进一步明确其储集空间特点，应用FIB—SEM 双束扫描电子显微镜（型号为Helios NanoLab 650）开展微观孔隙特征分析。实验中加速电压选择10 kV，束流选择5 nA，能够有效识别储层中的微纳米孔隙。结果显示，茅一段眼皮灰岩中有大量滑石孔缝发育，为海泡石在埋藏成岩过程中受温度及压力增大的影响、发生结构塌陷而向滑石转化，晶体体积变小所形成[10,12]。滑石交代生屑（图8a）或在生屑颗粒间的灰泥基质中有大量片状滑石聚集，结构较为疏松，在滑石集合体内部、集合体与颗粒或灰泥基质间发育大量微孔隙或滑石层间缝（图8b、图8c），缝宽50 ～1 000 nm，不仅提供了储集空间，还沟通基质微孔，提高了渗透率。由于眼皮灰岩中这种结构疏松的滑石的大量发育，贡献了大量储集空间，因此，滑石孔缝成为眼皮灰岩中主要的储集空间类型之一。

图8 XT1 井茅一段储集空间类型特征图

而生屑灰岩中虽然有斑点状、团块状或条带状滑石发育，但扫描电镜分析显示，这类滑石晶体间排列较为紧密，晶间孔隙不发育（图9a、图9b、图9c），故对储层物性几乎没有贡献。分析认为，团块状滑石物性较差，XT1 井茅一段储层物性与滑石含量之间不存在线性相关（图9d）。

图9 XT1 井团块状滑石的岩心、镜下及物性特征图

2.3.2 溶蚀微孔

扫描电镜下还可见XTI 井茅一段的溶蚀微孔发育，为灰岩中生屑颗粒、白云岩、方解石、滑石等矿物颗粒、灰泥基质内部或颗粒、晶体之间的溶蚀孔隙（图8b），孔隙形态不规则，边界不平整，以纳米～微米级为主，孔径多在50 ～1 500 nm。溶蚀微孔多发育于泥质泥晶灰岩中，电子显微镜下难以观察。

2.3.3 溶洞、裂缝

XT1 井茅一段宏观储集空间较少，以溶蚀孔洞及裂缝为主（图8d、图8e、图8f）。裂缝可分为构造缝和溶蚀缝，溶洞及裂缝密度纵横向上不均一，早期构造缝多数已被方解石、硅质或沥青等半—全充填，晚期缝常呈未充填或半充填状态。眼皮灰岩中宏观裂缝或溶洞较为少见。

综上所述，XT1 井茅一段的储层特征与其他以孔隙型白云岩或孔隙—孔洞型灰岩为主的海相碳酸盐岩储层、以有机质孔为主的页岩储层均不同，是一种特殊类型的储集层。其储集物性主要来自于“眼皮灰岩”中片状滑石的贡献，因此茅一段眼皮灰岩厚度越大，泥晶灰岩基质中及交代生物的片状滑石越多，越有利于储层的大规模发育。

3 烃源特征

3.1 有机质丰度及成熟度

XT1 井茅一段岩心104 个样品的总有机质含量（TOC）测试值为0.04% ～1.66%，平均值为0.49%。但眼皮灰岩与眼球灰岩两种岩性的TOC值差异较大（图10a）：40 个眼皮灰岩样品的TOC介于0.17%～1.63%，平均为0.86%，TOC＞0.5%的占65%（图10b），可成为有效碳酸盐岩烃源岩[12]；而64 个眼球灰岩样品的TOC介于0.04%～1.66%，平均为0.35%，TOC＞0.5% 的样品仅占20.3%（图10c），基本不具备生烃能力。这与川中地区HP1、HS3 及川东地区JY66-1 等井岩心TOC测试分析结果一致[12,28]，说明茅一段的烃源贡献整体以“眼皮灰岩”为主。另外，根据天然气组成分析结果，XT1 井茅一段天然气CH4含量高、C2H6含量低，为不含硫化氢的干气；δ13C1介于-31.2‰～-33.9‰，δ13C2介于-29‰ ～-38.8‰，为典型的油型气；川东地区茅一段镜质体反射率分布范围1.8% ～3.4%，主体在1.9% ～2.5%，整体处于过成熟阶段，热演化程度较高，有利于天然气生成。

图10 XT1 井茅一段岩性TOC 分布直方图

3.2 气源分析

川东地区茅口组气源具有混源特征。前人研究成果显示，源于志留系龙马溪组烃源岩的川东石炭系δ13C2较轻，主要分布在-38.0‰～-34.6‰（平均-36.5‰）[29]。而川东地区茅口组天然气δ13C2则比石炭系重，分布于-35.8‰ ～-28.1‰（平均-32.81‰）[29]，前人研究认为是混入了一定比例的茅一段烃源所致[30]，而其中茅一段天然气δ13C2最重，来自于茅一段自身的比例最高[31]。因此结合岩性特征，川东地区茅一段天然气为混源，除了志留系烃源岩的贡献之外，主要来源为其自身的含泥质泥晶生屑灰岩及泥灰岩，即“眼皮灰岩”。

3.3 烃源岩条件

川东地区茅一段眼皮灰岩厚度相对较大，在重庆—涪陵地区存在厚值区，约在35 ～50 m，远大于盆地其他地区（0 ～20 m）。茅一段泥灰岩烃源生气强度分布范围为6×108～30×108m3/km2，整体形成“东北高、西南低”的分布形态，川东和川北地区大于20×108m3/km2，发育川东和川北两个生气中心[29]。由此可见XT1 井所在的川东地区茅一段具备有机质丰度较高、烃源岩厚度较大、生气强度高的有利生烃条件。

4 含气性

四川盆地钻穿茅一段的井，气显示十分活跃，由于茅一段下部微裂缝、微孔隙多发育，因此各类气测显示主要集中在茅一段下部，并具有平面上连续分布的特点[22]。XT1 井钻井过程中也具有良好的录井显示，导眼井茅一段钻遇四次气测异常，均发育在眼皮灰岩中，厚度在1 ～2.5 m 之间，全烃最高可达14%。为进一步探索XT1 井茅一段储层的含油气性，在该井茅一段中下部眼皮灰岩发育段进行了水平改造。水平段实钻800 m，钻进过程中亦见良好的气显示，其中眼皮灰岩见气测异常10次，厚度在1 ～5 m 之间，并有三段全烃峰值超过20%，分别为32.5%、40.2%和25.2%。该井完钻初测获气4.46×104m3/d。另外，川东地区茅一段压力系数较大，如X3 井茅一段测试获气2.8×104m3/d，油压24.7 MPa，压力系数为2.11；DS1 井茅一段水平段长864 m，对其中548 m 进行酸压改造，测试获气22.55×104m3/d，压力系数为1.14。气井测试产量及压力情况表明川东地区茅一段储层含气性好，油气保存条件也较好，其直接盖层为茅口组自身的致密灰岩。

5 勘探潜力

川东地区茅一段有自身作为烃源岩供烃的能力，加上志留系烃源，气源丰富，具有有机质丰度较高、烃源岩厚度较大、生气强度高的“三高”特征；物性分析表明最有利的储集岩类型为广泛发育的含泥质泥晶生屑灰岩及泥灰岩，储集空间主要为片状滑石形成的晶间微孔及微裂缝，溶洞及裂缝的贡献较少，XT1 井孔隙度低于2%的样品占63%，具有典型的低孔、低渗致密储层特征。综合分析认为，茅一段特殊类型泥灰岩具备一定的供烃及储集能力，具有原位富集、源内成藏的地质特点。

四川盆地除川西南地区之外，茅一段厚度普遍大于60 m，川东地区发育厚值区，且眼球状构造尤其是眼皮灰岩十分发育，泥质含量较高、颜色偏深，因此川东地区是寻找茅一段泥灰岩气藏的有利区域，现阶段研究认为重庆—忠县地区的含油气地质条件最为优越。结合前人对茅口组常规储层的理论认识与勘探实践[22,27-28]，川东地区茅一段泥灰岩储层勘探有利分布面积大于2×104km2，预测资源量超过2 000×108m3，勘探潜力大，是重要的非常规油气勘探领域，体现了四川盆地“常非并举”的勘探方向。

6 结论

1）川东地区茅一段沉积水体环境较深，XT1井以中层状、中—薄层状深灰—灰黑色含泥质泥晶生屑灰岩、泥灰岩与中厚层—厚层状灰—深灰色泥晶生屑灰岩、含泥质泥晶生屑灰岩为主，“眼球状构造”发育，茅一段中下部眼皮灰岩厚度较大。

2）四川盆地茅一段因发育大量滑石，使眼皮灰岩在镜下整体略呈深褐色而与其他层系灰岩略有不同。全岩X 衍射结果显示，茅一段黏土矿物含量在3.0%～35.5%之间，因此岩性仍为灰岩或泥灰岩，与前人认为的茅一段“眼皮灰岩”泥质含量高、岩性为泥灰岩夹页岩存在一定差异。

3）XT1 井茅一段为低孔低渗储层，其中眼皮灰岩物性较好，主要储集空间类型为片状滑石晶间微孔、微裂缝；眼球灰岩储集性能较差，多为非储层；茅一段的储层特征与其他孔隙型或孔隙—孔洞型的碳酸盐岩储层、以有机质孔为主的页岩储层均不同，是一种特殊类型的储集层，其储集物性主要来自于片状滑石的贡献。

4）川东地区茅一段具备有机质丰度较高、烃源岩厚度较大、生气强度高的有利生烃条件。茅一段气藏具有自生自储、多元供烃、源储共存、岩性控藏、大面积层状分布的特点，勘探有利分布面积大于2×104km2，预测资源量超2 000×108m3，具有较大的勘探潜力。