胡 東 風(fēng)

中國(guó)石化勘探分公司

0 引言

四川盆地中二疊統(tǒng)茅口組油氣勘探始于20世紀(jì)50年代，當(dāng)時(shí)因缺少地震資料，根據(jù)地面構(gòu)造布井，采取“占高點(diǎn)、沿長(zhǎng)軸”的思路，選擇在川東—川南地區(qū)一批背斜高點(diǎn)或長(zhǎng)軸上開展鉆探工作，取得了油氣的發(fā)現(xiàn)。隨著20世紀(jì)60年代初川南地區(qū)鉆獲一批高產(chǎn)天然氣井，掀起了瀘州古隆起茅口組勘探高潮，以茅口組頂部不整合巖溶型儲(chǔ)層或構(gòu)造—裂縫型儲(chǔ)層為主，鉆至茅口組探井多達(dá)千余口，先后發(fā)現(xiàn)板橋、臥龍河、相國(guó)寺、麥子山等多個(gè)氣藏，但單個(gè)氣藏儲(chǔ)量規(guī)?？傮w較小，僅臥龍河、自流井等少數(shù)構(gòu)造茅口組氣藏儲(chǔ)量規(guī)模超過50×108m3；20世紀(jì)80年代末至2000年，茅口組進(jìn)入以滾動(dòng)勘探為主，開展巖溶—裂縫型氣藏勘探開發(fā)評(píng)價(jià)階段；2000年以后，在川北地區(qū)九龍山、川東南地區(qū)涪陵及綦江地區(qū)茅口組的勘探工作也取得了一些新的發(fā)現(xiàn)，但仍然以構(gòu)造—裂縫型或不整合巖溶—縫洞型儲(chǔ)層為主[1-8]。截至2015年底，四川盆地茅口組累計(jì)提交天然氣探明地質(zhì)儲(chǔ)量超過840×108m3，展示了茅口組較大的勘探潛力，以及儲(chǔ)層發(fā)育的復(fù)雜性和勘探的艱難度。

前人研究認(rèn)為四川盆地茅口期構(gòu)造穩(wěn)定，整體處于開闊臺(tái)地[9]或碳酸鹽巖緩坡沉積環(huán)境[10-12]，2015年以來，在區(qū)域地質(zhì)背景指導(dǎo)下，立足全盆，以關(guān)鍵井、露頭研究為基礎(chǔ)，從地層對(duì)比、巖性組合、古生物類型等多方面研究，明確茅口組地層分層界線和地層劃分標(biāo)準(zhǔn)，同時(shí)重點(diǎn)加強(qiáng)地質(zhì)與物探結(jié)合，建立了四川盆地多條地質(zhì)地震基干對(duì)比剖面，認(rèn)為在川東北地區(qū)發(fā)育茅口組晚期臺(tái)緣淺灘相沉積，并于同年論證實(shí)施了針對(duì)茅口組臺(tái)緣目標(biāo)的元壩7井，2018年該井鉆遇茅口組臺(tái)緣淺灘儲(chǔ)層，并獲良好的油氣顯示，采用16 mm＋18 mm油嘴兩級(jí)節(jié)流放噴，35 mm孔板臨界速度流量計(jì)求產(chǎn)，在油壓為18.66 MPa條件下，測(cè)得日產(chǎn)量為105.9×104m3的高產(chǎn)工業(yè)氣流，實(shí)現(xiàn)了四川盆地茅口組臺(tái)緣高能相帶新領(lǐng)域的油氣勘探重大突破。筆者以元壩7井為研究關(guān)鍵井，通過系統(tǒng)開展茅口組地層劃分、沉積演化、儲(chǔ)層發(fā)育及主控因素、成藏條件等多方面研究，進(jìn)一步明確茅口組晚期臺(tái)緣發(fā)育特征及其對(duì)成儲(chǔ)、成藏等的控制作用，總結(jié)勘探發(fā)現(xiàn)啟示，以期為四川盆地及其他地區(qū)茅口組研究與勘探提供借鑒作用。

1 沉積特征

川北地區(qū)茅口組與上覆上二疊統(tǒng)吳家坪組地層為不整合接觸關(guān)系，與下伏中二疊統(tǒng)棲霞組地層為整合接觸關(guān)系，區(qū)域地層厚度介于180～320 m。通過區(qū)域地層對(duì)比分析可將茅口組自下而上劃分為茅一段、茅二段和茅三段（圖1）。研究區(qū)茅一段巖性主要為深灰色泥質(zhì)灰?guī)r、生屑灰?guī)r、含燧石條帶灰?guī)r。茅二段巖性主要為灰色含生屑灰?guī)r、生屑灰?guī)r、深灰色含泥灰?guī)r，茅一、茅二段地層厚度整體變化不大。茅三段是儲(chǔ)層主要發(fā)育層段，巖性組合類型大體分為4類，灰色生屑灰?guī)r、云質(zhì)灰?guī)r夾薄層灰質(zhì)云巖為第1類巖性組合，灰色生屑灰?guī)r、石灰?guī)r為第2類巖性組合，深灰色灰質(zhì)泥巖、碳質(zhì)泥巖夾薄層石灰?guī)r為第3類巖性組合，深灰色硅質(zhì)頁(yè)巖、硅質(zhì)巖、硅質(zhì)灰?guī)r、碳質(zhì)泥巖不等厚互層為第4類巖性組合，這4類巖性組合厚度介于18～178 m，反映茅三時(shí)期在沉積物厚度、巖性組合特征等方面存在明顯差異，屬于不同沉積環(huán)境控制下的沉積物。

沉積格局在地質(zhì)歷史時(shí)期受區(qū)域構(gòu)造運(yùn)動(dòng)控制。川北地區(qū)茅口組沉積過程分為兩個(gè)階段，茅一、茅二沉積期為穩(wěn)定沉降的碳酸鹽巖緩坡沉積，茅三晚期沉積發(fā)生明顯分異，發(fā)育臺(tái)地邊緣—斜坡—陸棚沉積相帶，盆地基底從受擠壓向拉張轉(zhuǎn)變的重要變革。受峨眉地裂運(yùn)動(dòng)影響，早期存在的基底斷裂活動(dòng)并產(chǎn)生差異性升降使得川北地區(qū)茅口組早期緩坡沉積格局轉(zhuǎn)變?yōu)橥砥诶瓘埩严菪纬膳_(tái)棚格局，形成開江—梁平陸棚雛形（圖1）。元壩地區(qū)地處開江—梁平陸棚西側(cè)，茅口晚期拉張裂陷作用使其形成臺(tái)地邊緣沉積，至長(zhǎng)興期拉張作用達(dá)到鼎盛時(shí)期，形成了上二疊統(tǒng)長(zhǎng)興組—下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組大型礁灘體沉積[13-14]，直至飛仙關(guān)中晚期拉張作用消亡，呈現(xiàn)填平補(bǔ)齊作用，臺(tái)棚格局消失。

根據(jù)元壩7井巖石礦物學(xué)等分析，該井茅三段發(fā)育典型臺(tái)緣淺灘相沉積。閬中—元壩224井區(qū)為臺(tái)地相沉積，巖性主要為生屑灰?guī)r、石灰?guī)r，厚度介于80～100 m，臺(tái)緣相區(qū)茅三段巖性為厚層亮晶生屑（砂屑）灰?guī)r、云質(zhì)灰?guī)r和薄層白云巖，沉積明顯增厚，厚度為176 m（元壩7井）；往斜坡相區(qū)則發(fā)育泥灰?guī)r、碳質(zhì)泥巖沉積，厚度介于65～80 m；陸棚相區(qū)內(nèi)發(fā)育一套以硅質(zhì)巖、硅質(zhì)頁(yè)巖為主的深水沉積，厚度介于18～25 m（圖2）。沉積厚度的差異和巖性組合的變化在一定程度上反映了可容納空間和沉積物供給速率比值的變化，代表古地貌高地、沉積水體能量的強(qiáng)弱變化。臺(tái)緣相帶較臺(tái)地、斜坡和陸棚相區(qū)沉積厚度大，水體能量高，并且分布上具有“成排成帶”的特征。

圖1 四川盆地茅口組晚期沉積相與茅口組地層柱狀圖（元壩7井）

圖2 茅口組沉積相對(duì)比剖面圖

地震剖面精細(xì)解剖發(fā)現(xiàn)，川北地區(qū)茅一、茅二段整體地層厚度變化不大，閬中地區(qū)處于中緩坡相帶內(nèi)，內(nèi)部反射結(jié)構(gòu)變化較快，局部出現(xiàn)“蚯蚓狀亮點(diǎn)”的特征，表明灘體相對(duì)發(fā)育，外緩坡反射結(jié)構(gòu)比較單一，反映整體巖性較均一；茅三段時(shí)期則出現(xiàn)明顯差異，臺(tái)緣相區(qū)地層明顯增厚，并且呈現(xiàn)“微幅丘狀”的反射特征，反映臺(tái)緣灘巖性體發(fā)育使得臺(tái)緣內(nèi)部出現(xiàn)明顯的丘形發(fā)射結(jié)構(gòu)所致，開闊臺(tái)地和斜坡—陸棚相巖性相對(duì)較均一，因此未見明顯的地震波組的變化（圖3）。

茅三段巖性、沉積厚度、古地貌、地震反射結(jié)構(gòu)等多個(gè)方面研究結(jié)果表明，川北元壩地區(qū)茅三段發(fā)育碳酸鹽巖臺(tái)地邊緣沉積，元壩7井鉆探資料進(jìn)一步印證了川北地區(qū)茅口組存在臺(tái)地邊緣沉積格局。

2 儲(chǔ)層特征及其發(fā)育主控因素

元壩7井是目前唯一鉆遇茅口組臺(tái)緣相帶內(nèi)的井，分別鉆遇臺(tái)緣淺灘和沉凝灰?guī)r兩種不同類型儲(chǔ)層，儲(chǔ)層縱向上整體分布在茅口組頂部（茅三段），厚度約為38 m，發(fā)育上下兩套臺(tái)緣淺灘碳酸鹽巖儲(chǔ)層、中間薄層沉凝灰?guī)r儲(chǔ)層（圖1），橫向分布主要受臺(tái)緣相帶展布控制。碳酸鹽巖儲(chǔ)層巖石類型主要為灰質(zhì)云巖、亮晶生屑灰?guī)r和亮晶砂屑灰?guī)r，測(cè)井相表現(xiàn)為低自然伽馬、低電阻率、中—低補(bǔ)償聲波、中—低密度和低補(bǔ)償中子的特征；沉凝灰?guī)r儲(chǔ)層巖石類型為含黃鐵礦沉凝灰?guī)r、含黃鐵礦鈣質(zhì)沉凝灰?guī)r以及白云質(zhì)沉凝灰?guī)r，測(cè)井相表現(xiàn)為高自然伽馬、高補(bǔ)償中子、高補(bǔ)償聲波、低密度、低電阻率的特征。

2.1 儲(chǔ)層特征

2.1.1 臺(tái)緣淺灘儲(chǔ)層

茅三段上儲(chǔ)層巖性以灰質(zhì)白云巖和亮晶生屑灰?guī)r為主，儲(chǔ)集空間類型主要為生物體腔溶孔、晶間溶孔、晶間孔，少量晶內(nèi)溶孔和有機(jī)質(zhì)孔，溶孔和裂縫較發(fā)育（圖4）。測(cè)井資料顯示儲(chǔ)層物性和含氣性較好，測(cè)井解釋孔隙度介于4.0%～6.2%，平均值為4.4%。實(shí)測(cè)巖心孔隙度介于1.26%～8.37%，平均值為4.81%；滲透率介于0.000 1～0.001 4 mD，平均值為0.000 2 mD。根據(jù)四川盆地碳酸鹽巖礁灘儲(chǔ)層分類評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)[15]，為中孔、特低滲孔隙型儲(chǔ)層。毛細(xì)管壓力曲線特征表現(xiàn)為細(xì)歪度，顆粒分選較好，孔喉中值半徑為0.22 μm，中值壓力為6.80 MPa，為中孔細(xì)喉型。

茅三段下儲(chǔ)層巖性主要為灰質(zhì)云巖、亮晶生屑（砂屑）灰?guī)r，其巖石類型、孔隙空間以及測(cè)井響應(yīng)特征與上儲(chǔ)層無差異。下儲(chǔ)層測(cè)井解釋儲(chǔ)層厚度為23.7 m，孔隙度介于3.2%～5.7%，平均值為3.7%，為中—低孔、特低滲孔隙型儲(chǔ)層。

元壩7井茅三段臺(tái)緣淺灘碳酸鹽巖儲(chǔ)層巖心樣品的孔隙度與滲透率相關(guān)性分析表明，總體屬于中—低孔、特低滲孔隙型儲(chǔ)層。總之，茅三段發(fā)育高能生屑灘沉積，儲(chǔ)層基質(zhì)物性較好，受早期選擇性溶蝕形成大量溶蝕孔隙，同時(shí)東吳運(yùn)動(dòng)抬升，使得早期儲(chǔ)層受到不整合巖溶作用的改造，儲(chǔ)層發(fā)育。

圖4 元壩7井臺(tái)緣淺灘儲(chǔ)層孔隙空間類型圖

2.1.2 沉凝灰?guī)r儲(chǔ)層

沉凝灰?guī)r儲(chǔ)層巖性主要為深灰色含黃鐵礦含云沉凝灰?guī)r、白云質(zhì)沉凝灰?guī)r。沉凝灰?guī)r具有明顯的定向排列特征，反映流水成因構(gòu)造。同時(shí)，從巖心全巖X射線衍射分析來看（表1），石英含量介于20.8%～24.6%，斜長(zhǎng)石含量介于3.9%～5.5%，重晶石含量為0.3%，加上黏土礦物中凝灰質(zhì)成分，凝灰質(zhì)含量整體大于50%，但小于90%，故定名為沉凝灰?guī)r。

元壩7井茅三段沉凝灰?guī)r段巖心觀察、薄片鑒定以及掃描電鏡分析表明，沉凝灰?guī)r段儲(chǔ)集空間類型主要為礦物收縮孔、黏土礦物層片間微孔隙、晶間（溶）孔、晶內(nèi)溶孔、有機(jī)質(zhì)孔以及少量裂縫（圖5）。元壩7井茅三段沉凝灰?guī)r儲(chǔ)層測(cè)井資料顯示儲(chǔ)層物性和含氣性均較好，測(cè)井解釋儲(chǔ)層厚度為4.6 m，孔隙度為9.2%，滲透率為2.16 mD。巖心樣品物性分析沉凝灰?guī)r孔隙度介于7.29%～11.60%，平均值為9.63%，為高孔、低滲孔隙型儲(chǔ)層。

表1 元壩7井含黃鐵礦含云沉凝灰?guī)rX射線衍射全巖分析表

圖5 元壩7井茅三段沉凝灰?guī)r儲(chǔ)集空間類型照片圖

2.2 儲(chǔ)層發(fā)育控制因素

沉積相、沉積微相受海平面相對(duì)升降、古地貌、水動(dòng)力條件控制，進(jìn)而控制原始沉積物的類型及早期成巖作用，元壩地區(qū)茅口早期為緩坡沉積，在中緩坡相帶內(nèi)發(fā)育淺灘相沉積。茅三晚期受到拉張作用形成臺(tái)地邊緣相帶，臺(tái)地邊緣灘體形成于浪基面附近，水動(dòng)力相對(duì)較強(qiáng)，具有良好分選、磨圓，沉積體粒間孔隙發(fā)育，由于其沉積水體相對(duì)較淺，在頻繁海平面升降的影響下，沉積巖暴露溶蝕形成溶蝕孔、晶間溶孔，為后期成巖作用過程中白云巖化及溶蝕擴(kuò)大奠定了基礎(chǔ)[16]，茅口組頂部發(fā)育厚度近8 m的灰質(zhì)白云巖儲(chǔ)層表明基巖具有一定的孔滲性，有利于白云巖化流體改造。這種相對(duì)高能的沉積環(huán)境有利于孔隙型儲(chǔ)層的形成與演化，是儲(chǔ)層形成與演化的地質(zhì)基礎(chǔ)。同時(shí)，茅口組地層受到東吳運(yùn)動(dòng)影響，發(fā)生了短暫的暴露剝蝕作用。在大氣淡水淋濾作用下產(chǎn)生孔隙，一方面形成粒內(nèi)孔、體腔孔等組構(gòu)選擇性孔隙，另一方面產(chǎn)生非組構(gòu)選擇性的溶蝕洞。這些溶蝕形成的溶孔、溶洞，使得灘體儲(chǔ)層物性進(jìn)一步改善，可形成良好的孔隙性儲(chǔ)層[17-18]（圖6）。

沉凝灰?guī)r儲(chǔ)層作為一種特殊的儲(chǔ)層類型，主要是受凝灰質(zhì)脫?；蛭g變作用形成的礦物收縮孔，還有黏土礦物層片間微孔隙受到火山灰的沉積影響。由于火山灰為方解石白云石化提供充足的Mg2+來源，有利于白云石孔隙的形成。同時(shí)由于元壩7井側(cè)向緊鄰生烴中心，有機(jī)質(zhì)在成熟過程中能釋放出有機(jī)酸，對(duì)白云石或方解石晶體進(jìn)行溶蝕作用，也可形成較多的有機(jī)酸溶孔（晶間溶孔和晶內(nèi)溶孔），有機(jī)質(zhì)在熱演化過程中生烴并產(chǎn)生孔隙（有機(jī)質(zhì)孔）。總體而言，火山灰和有機(jī)質(zhì)熱演化是其儲(chǔ)層形成的主控因素。

圖6 川北地區(qū)茅口組儲(chǔ)層發(fā)育模式圖

3 天然氣成藏條件

3.1 天然氣成因與來源

3.1.1 天然氣組成與成因

元壩地區(qū)茅口組天然氣中甲烷含量超過95%，干燥系數(shù)大于0.99，為干氣，表明熱演化程度較高?？v向上，茅口組天然氣與上二疊統(tǒng)吳家坪組天然氣組分上具有相似性，為微含H2S的干氣，與長(zhǎng)興組高含H2S天然氣有顯著的差異。前人研究認(rèn)為元壩地區(qū)長(zhǎng)興組天然氣主要為原油裂解氣[19]，茅口組和吳家坪組天然氣組分與長(zhǎng)興組顯著不同，表明其成因上有較大差異性。從四川盆地天然氣類型判別圖版（圖7）可看出，元壩地區(qū)茅口組天然氣落在原油裂解氣與干酪根裂解氣之間，偏向于干酪根裂解氣。元壩7井茅口組儲(chǔ)層孔隙及裂縫中見瀝青發(fā)育，表明元壩地區(qū)茅口組在油氣成藏時(shí)期存在原油充注及古原油裂解過程，綜合分析認(rèn)為元壩地區(qū)茅口組天然氣為原油裂解氣與干酪根裂解氣的混合氣，來源于茅口組側(cè)向陸棚烴源巖，上覆吳家坪組烴源巖也有一定的貢獻(xiàn)。

圖7 四川盆地天然氣類型判別圖版

3.1.2 烴源巖特征

元壩7井鉆遇吳家坪組、茅口組和棲霞組等3套烴源巖，其中吳家坪組烴源巖巖性以深灰色、灰黑色灰質(zhì)泥巖、泥灰?guī)r為主，厚度為44.5 m，總有機(jī)碳含量（TOC）介于0.59%～4.19%，平均值為2.18%，烴源質(zhì)量較好。茅口組烴源巖主要分布于茅三段，巖性以深灰色、灰黑色沉凝灰?guī)r、泥灰?guī)r為主，厚度為33.5 m，TOC介于0.11%～7.35%，平均值為3.59%，鏡質(zhì)體反射率為2.28，烴源巖質(zhì)量好，演化程度高。棲霞組烴源巖主要分布于棲一段，巖性以灰黑色含泥灰?guī)r，厚度為42 m，TOC介于0.42%～1.26%，平均值為0.74%。平面上，元壩地區(qū)鄰近茅三段—吳家坪組烴源巖生烴中心，生烴強(qiáng)度介于30×108～70×108m3/km2，生烴條件優(yōu)越，具有形成大氣田的氣源條件。

3.2 蓋層特征

元壩地區(qū)發(fā)育優(yōu)質(zhì)區(qū)域性蓋層，主要為巨厚的陸相砂泥巖地層和中下三疊統(tǒng)膏鹽巖蓋層。蓋層具有分布穩(wěn)定、對(duì)比性好、連續(xù)性好的特點(diǎn)。另外，元壩地區(qū)茅口組之上發(fā)育吳家坪組泥巖與致密生屑灰?guī)r直接蓋層，厚度介于50～80 m，油氣保存條件優(yōu)越。

3.3 成藏演化

烴源條件優(yōu)越、近源運(yùn)聚和成藏配置關(guān)系好是元壩7井茅口組獲得高產(chǎn)的關(guān)鍵。元壩地區(qū)發(fā)育棲霞組、茅口組、吳家坪組與大隆組等多套烴源巖，巖性以黑色泥頁(yè)巖與泥質(zhì)碳酸鹽巖為主，厚度介于50～200 m。氣藏分布具有“橫向近灶、縱向近源”的特征。其中“橫向近灶”表現(xiàn)為鄰近茅三段、吳家坪組與大隆組生烴中心。茅三段深水泥巖厚度介于10～30 m，TOC為2.73%，吳家坪組泥巖厚度介于30～80 m，TOC為1.79%，大隆組泥巖厚度介于20～30 m，TOC為1.65%，平面分布均受控于沉積相帶，主要發(fā)育于斜坡—陸棚相區(qū)。“縱向近源”表現(xiàn)為茅口組泥質(zhì)碳酸鹽巖厚度大，具有一定的生烴潛力。多套優(yōu)質(zhì)烴源生烴強(qiáng)度介于30×108～70×108m3/km2，具有充足的油氣來源。

對(duì)茅口組天然氣成藏演化研究認(rèn)為，元壩地區(qū)茅三段臺(tái)緣淺灘具有側(cè)向和縱向烴源充注的成藏條件，緊鄰?fù)谛逼孪嗄囗?yè)巖—陸棚相泥頁(yè)巖烴源巖生烴中心，側(cè)向接觸，具良好輸導(dǎo)體系?？v向上緊鄰吳家坪組和茅口組烴源層。成藏過程可分為3個(gè)階段：①原油充注階段：二疊系烴源巖于晚三疊世進(jìn)入生烴門限，早中侏羅世進(jìn)入生油高峰，通過裂縫、不整合面輸導(dǎo)體系聚集成藏，早期古油藏形成（圖8-a）；②原油裂解階段：晚侏羅世至早白堊世受深埋作用影響，古油藏裂解轉(zhuǎn)變?yōu)闅獠兀▓D8-b）；③調(diào)整定型階段：晚白堊世至今，早期氣藏在巖性圈閉內(nèi)調(diào)整聚集，成藏匹配關(guān)系好（圖8-c）。

4 勘探啟示

普光、元壩、磨溪、焦石壩等氣田的發(fā)現(xiàn)帶來了四川盆地新一輪天然氣儲(chǔ)量增長(zhǎng)的高峰，2001年以前四川盆地天然氣探明儲(chǔ)量不足7 000×108m3，到2017年底天然氣探明儲(chǔ)量已超過4.65×1012m3，這些成果的取得得益于地質(zhì)認(rèn)識(shí)的創(chuàng)新、勘探技術(shù)的進(jìn)步和勘探思路的轉(zhuǎn)變[20]，元壩7井茅口組新領(lǐng)域的突破亦是如此。

4.1 解決儲(chǔ)層問題是勘探突破的關(guān)鍵

普光、元壩等氣田勘探實(shí)踐揭示規(guī)模優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層是四川盆地內(nèi)部實(shí)現(xiàn)油氣高產(chǎn)富集的重要因素。圍繞四川盆地茅口組前期勘探認(rèn)識(shí)，立足盆地整體，解決儲(chǔ)層核心問題是勘探的關(guān)鍵。①通過老井復(fù)查和露頭剖面調(diào)查，加強(qiáng)了精細(xì)地層對(duì)比劃分工作，重新厘定了上、中、下二疊統(tǒng)之間的界線[21]，解決了地層地質(zhì)劃分與地震解釋之間的矛盾，統(tǒng)一了全盆地層劃分方案；②鉆井、地震緊密結(jié)合，強(qiáng)化區(qū)域沉積地質(zhì)背景研究，立足盆地整體，以中二疊統(tǒng)層序地層對(duì)比劃分為切入點(diǎn)，加強(qiáng)四川盆地茅口期古構(gòu)造恢復(fù)與沉積演化研究，突破前期認(rèn)識(shí)，形成了四川盆地茅口期晚期構(gòu)造—沉積格局的新認(rèn)識(shí)：茅口晚期沿廣旺—開江—梁平臺(tái)內(nèi)裂陷邊緣發(fā)育大型高能淺灘相帶，疊加不整合風(fēng)化巖溶改造形成孔隙型規(guī)模優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層。

圖8 元壩地區(qū)油氣成藏過程示意圖

4.2 超深層地震儲(chǔ)層預(yù)測(cè)技術(shù)攻關(guān)是勘探突破的保障

隨著勘探的深入，勘探對(duì)象日趨復(fù)雜，與普光、元壩等氣田長(zhǎng)興組—飛仙關(guān)組礁灘相儲(chǔ)層相比，茅口組儲(chǔ)層埋藏深（大于7 000 m）、厚度薄，儲(chǔ)層地震響應(yīng)特征不明顯。為解決儲(chǔ)層預(yù)測(cè)關(guān)鍵問題，在“相控三步法”[22]碳酸鹽巖儲(chǔ)層綜合預(yù)測(cè)技術(shù)的基礎(chǔ)上，以碳酸鹽巖薄儲(chǔ)層預(yù)測(cè)為切入點(diǎn)，重點(diǎn)開展了基于稀疏非線性譜反演的提高分辨率處理、基于全局等時(shí)地層格架的地震切片屬性分析、地震波形指示反演、多屬性反演及多參數(shù)自動(dòng)降維等技術(shù)方法的研究，有效地解決碳酸鹽巖薄儲(chǔ)層的預(yù)測(cè)評(píng)價(jià)。

4.3 臺(tái)緣高能相帶是大中型氣田的有利勘探區(qū)域

勘探證實(shí)，四川盆地目前已發(fā)現(xiàn)的普光、元壩、磨溪—高石梯等常規(guī)海相大中型氣田，雖然發(fā)育層系不同，但發(fā)育沉積相帶的位置均在碳酸鹽巖大型臺(tái)地邊緣相帶。通過野外露頭、鉆井高頻層序精細(xì)分析和地震沉積學(xué)研究，突破前人“四川盆地茅口期整體為穩(wěn)定的碳酸鹽巖開闊臺(tái)地沉積”認(rèn)識(shí)，發(fā)現(xiàn)茅口晚期沿廣旺—開江—梁平臺(tái)內(nèi)裂陷邊緣發(fā)育大型高能淺灘相帶，疊加不整合風(fēng)化巖溶改造形成孔隙型規(guī)模優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層，具有“棚生緣儲(chǔ)”側(cè)向近源富集的有利條件。元壩7井茅口組油氣突破進(jìn)一步表明臺(tái)地邊緣高能相帶是發(fā)育大中型氣田的有利地區(qū)。

4.4 沉凝灰?guī)r是一種新的儲(chǔ)層類型，值得重視

對(duì)川北地區(qū)茅口組研究和勘探實(shí)踐證實(shí)，該地區(qū)發(fā)育大型臺(tái)地邊緣有利勘探區(qū)，茅口組發(fā)育新的儲(chǔ)層類型——沉凝灰?guī)r。沉凝灰?guī)r介于火山碎屑巖和沉積巖之間過渡的巖石類型，由于火山碎屑物不穩(wěn)定礦物發(fā)生物理和化學(xué)作用而形成孔隙，因此沉凝灰?guī)r可成為一種特殊的儲(chǔ)層類型。該類儲(chǔ)層分布范圍廣、厚度薄，但孔隙度較高，可作為一種新的勘探方向。

5 結(jié)論

1）川北元壩地區(qū)受茅口晚期峨眉地裂運(yùn)動(dòng)影響發(fā)育碳酸鹽巖臺(tái)緣—斜坡—陸棚沉積相帶，臺(tái)緣發(fā)育高能淺灘碳酸鹽巖和沉凝灰?guī)r兩類儲(chǔ)層。

2）茅口組儲(chǔ)層發(fā)育主要受臺(tái)緣相帶、暴露溶蝕、東吳運(yùn)動(dòng)抬升和火山灰沉積蝕變作用等的聯(lián)合控制。

3）四川盆地海相碳酸鹽巖勘探潛力大，臺(tái)緣相帶是大中型氣田發(fā)育的有利領(lǐng)域。加強(qiáng)地質(zhì)研究、創(chuàng)新地質(zhì)認(rèn)識(shí)是勘探突破的基礎(chǔ)，發(fā)展面向儲(chǔ)層識(shí)別的地震勘探關(guān)鍵技術(shù)是高效勘探的保障。