郭彤樓

中國石化西南油氣分公司，四川 成都610041

引言

四川盆地是中國重要的天然氣工業(yè)基地，支撐眾多天然氣田的基礎(chǔ)是發(fā)育4 套區(qū)域性的海相烴源巖。作為石炭系氣田烴源巖的五峰龍馬溪組，已成為四川盆地頁巖氣的主力產(chǎn)層。同樣，茅口組也是四川盆地一個重要產(chǎn)層[1-3]。經(jīng)歷60 余年的勘探，先后在蜀南、川西北、川東及川中多地鉆探一批高產(chǎn)井，如蜀南Z2 井、川西ST1 井、川中NC1井和MX31X1 井等[3-5]，發(fā)現(xiàn)自流井、鹿角場、陽高寺和廟高寺等多個氣田或含氣構(gòu)造，其主力烴源巖就是茅口組一段灰?guī)r夾灰質(zhì)泥頁巖，厚度可達90～110 m。儲層多位于中上部，以灰?guī)r為主，含少量白云巖儲層。

近年來，在勘探龍馬溪組頁巖氣過程中，茅口組一段常見天然氣顯示并試獲高產(chǎn)，如TT1 井茅口組一段測試產(chǎn)氣31×104m3/d，DS1 井茅口組一段試獲22.55×104m3/d。本文試圖通過剖析南川地區(qū)典型鉆井，研究碳酸鹽巖源巖氣地質(zhì)-地球化學(xué)特征，探討茅口組碳酸鹽巖源巖氣藏高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)主控因素，以期為類似氣藏研究、勘探開發(fā)提供借鑒。

1 碳酸鹽巖烴源巖評價標(biāo)準(zhǔn)

1.1 烴源巖的有機地化評價參數(shù)與指標(biāo)

對于烴源巖評價，包括兩個基本方面：有機地化特征評價和生烴能力評價。有機地化特征評價參數(shù)包括總有機碳含量（TOC）、氯仿瀝青“A”、總烴、熱演化程度（Ro）、巖石熱解參數(shù)、有機質(zhì)類型等；生烴能力評價包括生烴強度、生烴潛力、排烴強度等。本文著重討論總有機碳含量、熱演化程度及有機質(zhì)類型和熱解生烴潛力等關(guān)鍵評價指標(biāo)。由于生、排烴機理比泥頁巖更復(fù)雜，對于高熱演化程度（Ro≥1.3%））的碳酸鹽巖有效烴源巖的總有機碳含量下限標(biāo)準(zhǔn)尚未統(tǒng)一。前人研究，碳酸鹽巖有效烴源巖的有機碳下限和泥質(zhì)烴源巖基本相同，均為0.5%。國、內(nèi)外勘探開發(fā)資料統(tǒng)計表明，形成大中型油氣田的海相碳酸鹽巖烴源巖的有機質(zhì)豐度均較高，有機碳的含量基本上在0.5%以上[6-8]。戴金星等[9-11]認(rèn)為，對碳酸鹽巖烴源巖評價，不能單純看有機碳含量，要結(jié)合熱演化程度和烴轉(zhuǎn)化率。同樣的頁巖和碳酸鹽巖烴源巖相比，后者烴轉(zhuǎn)化率更高，分布面積更廣，更加有利。梁狄剛等[12]提出海相商業(yè)性碳酸鹽巖烴源巖有機碳含量與泥巖烴源巖評價標(biāo)準(zhǔn)一樣，至少不低于0.5%（高成熟過成熟區(qū)可降低至0.4%）；中等成熟以上，碳酸鹽巖要含泥質(zhì)。陳安定[13]通過對中國南方地區(qū)碳酸鹽巖沉積環(huán)境、有機質(zhì)組成、生烴演化等進行研究，建議烴源巖評價中加入“時效”概念和相關(guān)參數(shù)。不同成熟度的海相烴源巖應(yīng)有不同的有機碳含量下限標(biāo)準(zhǔn)。張水昌等[9]認(rèn)為巖性的不同不會導(dǎo)致碳酸鹽巖和泥頁巖之間在生烴潛力和烴轉(zhuǎn)化率方面的特別差異。評價碳酸鹽巖烴源巖，沿用總有機碳不低于0.5%作為有機質(zhì)豐度下限是合適的。王云鵬等[14]對I、II和III 型有機質(zhì)進行了封閉體系的天然氣生成模擬實驗，II 型有機質(zhì)開始生成天然氣的成熟度比III 型有機質(zhì)晚，II 型干酪根在鏡質(zhì)組反射率為1.0%左右開始生成天然氣，主生氣期為1.5%～3.0%。劉全有等[15]具體探討四川盆地二疊系烴源巖類型與生烴潛力關(guān)系，應(yīng)用源巖有機碳、熱解生烴參數(shù)以及生烴動力學(xué)方法對泥頁巖、碳酸鹽巖生烴的豐度下限、高成熟碳酸鹽巖烴源巖有機質(zhì)豐度恢復(fù)問題等進行了深入的研究。綜上所述，碳酸鹽巖烴源巖豐度下限應(yīng)與泥巖相同，總有機碳含量不小于0.5%；對于II 型有機質(zhì)來說生烴過程導(dǎo)致的有機碳的變化不大。Peters[8]提出了烴源巖分級劃分的有機碳和熱解生烴潛力的標(biāo)準(zhǔn)，陳建平等[16]補充了碳酸鹽巖烴源巖的分級評價標(biāo)準(zhǔn)，認(rèn)為好的碳酸鹽巖烴源巖有機碳含量應(yīng)大于0.5%。此外，國外學(xué)者普遍認(rèn)為烴源巖中有機碳含量并不能夠很好地反映烴源巖的生烴潛力，還必須考慮烴源巖中有機質(zhì)的類型。Peters[8]認(rèn)為總有機碳并不是一個生油潛力的明確指標(biāo)，判識烴源巖是否有效（具有生烴潛力）必須根據(jù)總有機碳的含量、有機質(zhì)的類型和有機質(zhì)的熱演化程度，并指出有效烴源巖的熱解生烴潛力（S1+S2）必須大于2.0～2.5 mg/g。

基于四川盆地中二疊統(tǒng)碳酸鹽巖早成巖作用大體類似，有機質(zhì)的類型和有機質(zhì)的熱演化程度相當(dāng)，本文著重采用總有機碳、生烴潛力兩大參數(shù)評價烴源巖的有效性。

1.2 四川盆地中二疊統(tǒng)主力碳酸鹽巖烴源巖評價

四川盆地中二疊統(tǒng)主要包括棲霞組一段和茅口組一段兩套碳酸鹽巖烴源巖。棲霞組一段以灰?guī)r和生屑灰?guī)r為主，茅口組一段以泥灰?guī)r和灰泥巖為主，夾少量泥巖，不同地區(qū)因沉積環(huán)境和相帶差異，灰?guī)r、泥巖的比例有所不同。郭彤樓等曾對南方復(fù)雜構(gòu)造區(qū)有效烴源巖進行系統(tǒng)研究，包括烴源巖縱、橫向展布和資源潛力等[12]。通過大量泥頁巖、碳酸鹽巖樣品對比分析，提出了四川盆地二疊系棲霞組、茅口組烴源巖的評價等級和劃分標(biāo)準(zhǔn)（表1）。

表1 四川盆地二疊系烴源巖評價等級劃分標(biāo)準(zhǔn)Tab.1 Standard of grading Permian gas source rocks in Sichuan Basin

圖1 是四川盆地廣元礦山梁野外剖面二疊系大隆組低成熟度碳酸鹽巖TOC 與熱解生烴潛力的關(guān)系圖。

圖1 四川盆地二疊系碳酸鹽巖TOC 與生烴潛力關(guān)系圖Fig.1 Relationship between total organic carbon content and hydrocarbon generation potential of Permian carbonate rocks in Sichuan Basin

由圖可見，TOC 值與熱解生烴潛力值之間呈現(xiàn)非常好的線性關(guān)系。TOC 值越高，其熱解生烴潛力也高。與TOC 對應(yīng)的生烴潛力值見表2，其中，當(dāng)TOC 值為0.40% 時，其熱解生烴潛力為0.50 mg/g；當(dāng)TOC 值為0.85%時，其熱解生烴潛力為2.00 mg/g，當(dāng)TOC 值為2.00%時，其熱解生烴潛力為6.00 mg/g。

按照這一關(guān)系和評價標(biāo)準(zhǔn)，有效烴源巖的生烴潛力必須大于2.00～2.50 mg/g，相應(yīng)的TOC 值應(yīng)大于0.85%。

表2 四川盆地二疊系海相碳酸鹽巖TOC 與熱解生烴潛力對應(yīng)關(guān)系表Tab.2 Table of correspondence between total organic carbon and hydrocarbon generation potential of Permian Marine carbonate rocks in Sichuan Basin

TOC 是衡量烴源巖質(zhì)量的標(biāo)準(zhǔn)。按現(xiàn)行的評價標(biāo)準(zhǔn)衡量（表1），再考慮烴源巖有機質(zhì)演化程度，二疊系茅口組碳酸鹽巖烴源巖最好（表3）。

表3 四川盆地二疊系烴源巖總有機碳與原始生烴潛力評價表Tab.3 Table of total organic carbon and original hydrocarbon generation potential of Permian source rocks in Sichuan Basin

灰質(zhì)泥巖、泥質(zhì)灰?guī)rTOC 平均值為0.83%，在未成熟—低成熟演化階段的原始生烴潛力主要在0.50～6.00 mg/g，少量可達6.00～10.00 mg/g，多屬于“中等好”的烴源巖，且縱向變化較小。棲霞組灰?guī)r為“中等較好”烴源巖（碳酸鹽含量一般為80%～90%）。碳酸鹽巖烴源巖TOC＞2.00%則為好（優(yōu)質(zhì)）的烴源巖，鑒于茅口組一段烴源巖的TOC 值相對穩(wěn)定，總體上不是很高，一般為0.50%～2.00%，主要為中等烴源巖級別，較少可以達到好（優(yōu)質(zhì)）的烴源巖級別。

1.3 主要評價參數(shù)影響因素

1.3.1 影響總有機碳含量的因素

一般地，好的烴源巖多形成于弱水動力、深水—還原或者淺水—高鹽度環(huán)境（咸水溶氧度低），生物相對繁盛，表生沉積以至淺埋藏階段氧化還原交替出現(xiàn)?？傆袡C碳含量與碳酸鹽巖含量相關(guān)性較弱，碳酸鹽巖含量變化遠遠大于總有機碳變化。四川盆地棲霞組、茅口組泥灰?guī)r和灰泥巖總有機碳含量的差別，并非是含泥質(zhì)多少的差別，而是還原程度的差異，所以，泥巖沉積時的水深總體大于碳酸鹽巖沉積時的水深。造成四川盆地不同時代碳酸鹽巖源巖原始有機碳差異的主因是表生沉積早成巖階段的環(huán)境因素。含有機質(zhì)多少并不完全取決于泥質(zhì)含量高低，關(guān)鍵在于沉積環(huán)境，即氧化還原程度的強弱，這是決定沉積有機質(zhì)是否得到有效保存的關(guān)鍵所在。

評價研究和勘探實踐證實，盡管好的烴源巖主要是泥巖，而且碳酸鹽巖中有機質(zhì)豐度相對偏高的多多少少含些泥質(zhì)，但泥質(zhì)含量并非控制碳酸鹽巖有機質(zhì)多少的直接因素。純碳酸鹽巖的有機質(zhì)豐度低是因為水體較淺，環(huán)境偏氧化。

1.3.2 影響生烴潛力的因素

干酪根生烴能力主要受控于總有機碳含量、有機質(zhì)熱演化程度。

干酪根的生烴能力不僅取決于母源物質(zhì)，同時也取決于早成巖階段埋藏有機質(zhì)時的氧化還原條件。沉積于開放體系動蕩水環(huán)境中的低豐度鈣藻碳酸鹽巖，由于氧化破壞往往失去了它原有的高生烴能力。氧化—還原條件，低有機碳含量碳酸鹽巖在成烴能力上應(yīng)比高有機碳含量的泥巖干酪根相應(yīng)低半個至一個級別。

目前評價烴源巖生烴潛力應(yīng)用最廣泛的是巖石熱解方法（Rock-Eval），重要的指標(biāo)之一是巖石熱解的可熱解烴（S2）以及由其計算出來的氫指數(shù)（S2/TOC），表示烴源巖演化到某一階段以后其中的有機質(zhì)剩余的生烴潛力。Ro在0.7%～1.3%處于主要生烴階段。

巖石熱解分析中另一項重要的參數(shù)是巖石中吸附烴（S1）以及由其計算出來的烴指數(shù)（S1/TOC），表示烴源巖經(jīng)過排烴后其中殘余的烴類。II 型干酪根的主生氣期Ro在1.5%～3.0%，與有機質(zhì)熱演化程度密切相關(guān)。

2 茅口組一段碳酸鹽巖源巖典型氣藏解剖

南川區(qū)塊構(gòu)造上位于四川盆地川東高陡褶皺帶南緣，由陽春溝斷背斜、南川斜坡、東勝背斜、平橋背斜以及鳳來復(fù)向斜等若干構(gòu)造單元組成的復(fù)雜構(gòu)造帶。區(qū)帶內(nèi)北東走向的逆斷層較發(fā)育，且構(gòu)造形變較弱。二疊系茅口組厚度約為200～250 m，埋深1 200～2 500 m。在五峰龍馬溪組頁巖氣勘探開發(fā)過程中，南川地區(qū)多口鉆井發(fā)現(xiàn)茅口組、棲霞組碳酸鹽巖氣測異常，其中，茅口組全烴20%～70%，點火放噴，焰高約2～20 m。DS1 井980～1 247 m 茅口組氣測顯示活躍，鉆至井深1 244.05 m，氣測顯示由3.0%升至73.4%，節(jié)流循環(huán)，氣液分離器點火，焰高5.0～15.0 m，揭示茅口組含氣性較好，具備一定的勘探潛力。

2.1 茅口組一段地質(zhì)特征

2.1.1 巖電特征

根據(jù)巖性、電性和沉積旋回特征將四川盆地茅口組劃分為4 個段（圖2），自下而上分別為茅一段、茅二段、茅三段和茅四段。茅一段巖性主要為灰色深灰色灰質(zhì)泥巖、泥質(zhì)灰?guī)r，泥質(zhì)含量相對較高，厚150～180 m，電性具高伽馬、中低電阻率特征。按巖電特性可進一步劃分為茅一段下亞段和茅一段上亞段，其中，茅一段下亞段為深灰色灰質(zhì)泥巖夾泥質(zhì)灰?guī)r，偶見層理發(fā)育的黑灰色含灰泥巖，厚90～110 m，見明顯眼球狀構(gòu)造，這是一個典型標(biāo)志層。電性特征表現(xiàn)為相對高伽馬（35～97 API）、相對低電阻率（14～8 000 Ω·m）；茅一段上亞段巖性為灰色、深灰色含泥灰?guī)r、泥質(zhì)灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖，具層狀構(gòu)造，厚50～65 m，電性特征為相對高伽馬（36～122 API）、中高電阻率（910～20 000 Ω·m）。茅二段巖性整體為灰色淺灰色中厚層狀灰?guī)r、泥晶灰?guī)r，泥質(zhì)含量減少，一般厚50～60 m，電性特征為中伽馬（20～80 API）、高電阻率（1 500～20 000 Ω·m）；茅三段巖性主體為淺灰色塊狀灰?guī)r，厚50～90 m，電性特征為箱狀低伽馬（17～37 API）、高電阻率（4 000～50 000 Ω·m）。茅四段巖性為淺灰色灰色含泥灰?guī)r，厚度為7～15 m，電性特征為中伽馬（31～86 API）、高電阻率（1 000～10 000 Ω·m）。

另外，棲霞組上部為淺灰色、灰色灰?guī)r，棲霞組頂部與茅口組底部巖性界限明顯。

圖2 四川盆地南川地區(qū)JY205-2 井茅口組分層柱狀圖Fig.2 Stratified column diagram of Maokou Formation in Well JY205-2,Nanchuan Zone,Sichuan Basin

南川地區(qū)棲霞晚期經(jīng)歷了“緩慢海退”的過程，沉積物堆積較厚，多以較純的灰?guī)r為主、泥質(zhì)含量較少；而茅口早期沉積泥質(zhì)含量居多，以泥質(zhì)灰?guī)r或灰質(zhì)泥巖為主，巖性差異較大。這一巖性變化在測井曲線特征上反映突出，伽馬曲線（GR）出現(xiàn)明顯的正漂移，電阻率值（RLLD、RLLS）明顯降低，是棲霞組與茅口組的分界標(biāo)志，表明從棲霞期到茅口期水體變深。

2.1.2 巖礦特征獨特、滑石含量高，古生物豐富

南川地區(qū)茅口組一段整體巖性為深灰色泥質(zhì)灰?guī)r夾灰黑色灰質(zhì)泥巖，對JY205-2、DS1 和MY1井茅口組一段巖芯及DS1、JY205-1HF 和NY1 井等多口鉆井茅口組一段巖屑薄片觀察（圖3），主要有深灰色泥晶生屑灰?guī)r、含生屑泥晶灰?guī)r、泥晶灰?guī)r、亮晶灰?guī)r等，發(fā)育大量自形白云石晶體。

JY205-2 和MY1 井茅口組一段3 個小層巖芯樣品的全巖X 衍射測試結(jié)果表明，巖石礦物成分以碳酸鹽為主，實驗分析碳酸鹽平均含量66.20%～81.20%。石英、黏土礦物含量較多，石英平均含量6.00%，黏土礦物平均含量11.15%～18.80%，富鎂黏土礦物滑石含量高，平均8.49%～8.80%。

鏡下可觀察到較豐富的有孔蟲、介形蟲、有孔藻、管狀藻、鈣藻、腕足類等古生物。結(jié)構(gòu)組分的生物骨骼中，生物碎屑含量＞35%，有孔蟲、介形蟲、棘皮、腕足約占6%，有孔藻、管狀藻、鈣藻、紅綠藻占10%，偶見始角藻，生物粒屑51%。碳酸鹽基質(zhì)中暗色有機質(zhì)豐富，有機質(zhì)伴生黏土礦物，暗色有機質(zhì)交代生屑（圖3）。

圖3 四川盆地南川地區(qū)茅口組一段下亞段巖石薄片照片F(xiàn)ig.3 The lower submember of the first member of Maokou Formation,Nanchuan Zone,Sichuan Basin

2.2 茅口組一段儲層特征

2.2.1 儲集空間生成演化復(fù)雜

茅口組一段儲層多以泥質(zhì)灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖為主，相對于四川盆地五峰—龍馬溪組泥頁巖儲層有機孔發(fā)育[17]，孔隙類型差異較大。不同巖性孔隙成因及主控因素不同，泥頁巖孔隙成因和演化側(cè)重于壓實過程及其熱演化作用，有機孔的演化發(fā)育，而碳酸鹽巖儲層則是壓溶成巖作用占主導(dǎo)地位。由于構(gòu)造運動、成巖作用及熱液活動對孔隙演化有著重要影響，尤其是成巖作用中壓實壓溶作用等，對泥質(zhì)灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖儲集空間生成演化影響較大。巖芯觀察、鏡下薄片及掃描電鏡分析，四川盆地茅口組一段主要儲集空間為孔隙、裂縫，偶見孔洞，孔縫相互連通，有利于天然氣的溝通與儲存（圖4）。

和慕尼黑說再見后，我們來到德國的首都柏林。柏林是一個復(fù)雜又經(jīng)歷了諸多傷痛的歷史名城，三十年前還處于分裂狀態(tài)。如今的柏林成了世界各國藝術(shù)家聚集的現(xiàn)代藝術(shù)之都，現(xiàn)代藝術(shù)治愈了這個曾承受無數(shù)重壓的城市。

圖4 四川盆地南川地區(qū)茅口組一段下亞段儲集空間顯微照片F(xiàn)ig.4 Micrograph of the lower submember of the first member of Maokou Formation,Nanchuan Zone,Sichuan Basin

（1）孔隙

茅口組一段孔隙可以分為無機孔和有機孔，以無機孔為主。JY205-2 井孔隙以無機孔為主，包括黏土礦物晶間孔縫（伊利石、滑石晶間縫），溶蝕孔（方解石表面）和粒緣縫（方解石、白云石粒間）。無機孔中以溶蝕孔、晶間孔為主。晶間孔主要為黏土礦物晶間孔。溶蝕孔是在地質(zhì)演化過程中，隨著埋深的增加和壓溶成巖作用的增強，當(dāng)成巖流體的化學(xué)性質(zhì)與巖石中各組分不能達到一種化學(xué)平衡時，不穩(wěn)定礦物經(jīng)溶蝕作用而形成的。茅口組一段溶蝕孔的孔徑約為50～750 nm，常沿粒緣縫發(fā)育，通過粒緣縫相互溝通（圖4a，圖4b，圖4c，圖4d，圖4e）?？紫额愋驼w上以黏土礦物晶間孔縫、粒緣縫為主，部分樣品有機質(zhì)孔隙較發(fā)育，雖不及五峰—龍馬溪組泥頁巖，但局部明顯發(fā)育有機孔隙（圖4f，圖4g）。茅口組一段下亞段有機孔發(fā)育于泥質(zhì)灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖有機質(zhì)中，灰質(zhì)泥巖與泥質(zhì)灰?guī)r有機質(zhì)孔隙發(fā)育情況差異明顯，泥質(zhì)灰?guī)r段有機孔發(fā)育較少。有機孔是泥質(zhì)灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖段儲集空間的補充，多呈孔徑較均勻的小孔密集分布或孤立狀態(tài)單孔，數(shù)量相對較少。有機質(zhì)與礦物顆粒間常見收縮縫。相對而言，五峰—龍馬溪組優(yōu)質(zhì)泥頁巖有機孔較發(fā)育，密度較大，網(wǎng)狀分布，孔隙形態(tài)多呈不規(guī)則橢圓狀或近圓狀，有機孔分布不均勻，孔徑差異較大[17]。

（2）裂縫

JY205-2 井、MY1 井茅口組一段下亞段巖芯、薄片和電鏡鑒定均顯示裂隙非常發(fā)育。巖芯觀察描述，JY205-2 井茅口組一段水平縫、層理縫較發(fā)育，局部發(fā)育高角度裂縫、復(fù)雜網(wǎng)縫，水平縫52 條，高角度縫35 條，裂縫密度1.13 條/m，縫寬0.5～3.0 mm，多被方解石充填，有的被暗色有機質(zhì)充填。成像測井識別13 條裂縫，均為高導(dǎo)縫。掃描電鏡觀察明顯的粒緣縫、黏土礦物晶間縫等，縫寬大多超過200 nm。無機孔隙、裂縫雙重發(fā)育，構(gòu)成碳酸鹽巖源巖氣的溝通通道及儲集空間（圖4h）。

（3）孔洞

在JY205-2 井茅口組一段下亞段巖芯中見3處溶蝕孔洞發(fā)育，孔洞直徑約1.0～5.0 mm，每處約發(fā)育3～5 個孔洞，多未被充填，部分方解石充填。

2.2.2 孔滲特征獨特

有別于優(yōu)質(zhì)泥頁巖物性特征，研究區(qū)茅口組一段下亞段儲集層物性整體較差，屬低孔、低滲型儲集層。JY205-2 井茅口組一段下亞段灰泥灰?guī)r巖芯樣品采用脈沖孔隙度測試方法及常規(guī)物性測試方法開展孔隙度實驗分析，孔隙度在0.50%～3.47%，平均1.76%，58% 的樣品孔隙度小于1.00%，5%的樣品孔隙度大于3.00%，其余樣品孔隙度約1.00%～3.00%。MY1 井孔隙度介于0.95%～4.87%，平均2.33%，孔隙度相對較大。茅口組一段儲集空間主要由“粒間孔縫+黏土成巖收縮孔縫+有機質(zhì)孔”組成，以無機孔和裂縫為主。裂縫——孔洞型或裂縫型儲層基質(zhì)孔隙度和滲透率低，主要為低孔、低滲儲層。儲層非均質(zhì)性較強，局部物性較好，與裂縫有關(guān)，可構(gòu)成孔隙裂縫型儲層。

2.3 有機地球化學(xué)特征

優(yōu)質(zhì)碳酸鹽巖烴源巖的有機相，通常缺乏陸源有機質(zhì)和碎屑而富含藻類，沉積物一般具暗色紋層，它們形成于具較高鹽度的缺氧環(huán)境中，高含有機質(zhì)（總有機碳含量常大于1.00%，最低不少于0.50%）。南川地區(qū)中二疊統(tǒng)茅口組一段下亞段泥質(zhì)灰?guī)r、灰質(zhì)泥巖厚90～150 m，總有機碳含量較高?？傮w上灰質(zhì)泥巖的有機碳高于泥質(zhì)灰?guī)r，總有機碳（TOC）值0.80%～5.10%，平均含量0.85%，屬于中等烴源巖，平均原始生烴潛量達到2.0～3.2 mg/g，干酪根的δ13C 值為-31.5‰～-25.0‰，以水生微體生物為主，有機質(zhì)以腐泥型、偏腐泥混合型為主要特征，即干酪根母質(zhì)類型為III1型，以II1型為主。MY1 井茅口組一段下亞段灰泥灰?guī)r厚約42.2 m，TOC 值約0.23%～1.94%，平均0.85%。JY205-2 井茅口組一段下亞段巖芯樣品TOC 連續(xù)大于1.0%的泥質(zhì)灰?guī)r、灰質(zhì)泥巖厚約21.0 m。JY205-2 井茅口組一段下亞段的6 個巖芯樣品Ro的測試結(jié)果，深灰色含灰泥巖Ro平均為2.17%，以生干氣為主。實測分析研究顯示，樣品平均生烴潛力值為2.57 mg/g，有較好的生氣能力，TOC＞0.85%即為有效烴源巖。

2.3.2 流體特征顯示保存條件有利

對南川地區(qū)DS1 井茅口組一段氣樣、水樣開展測試（表4，表5）。

表4 DS1 井茅口組一段氣樣分析結(jié)果表Tab.4 Table of gas sample analysis results of the first member of Maokou Formation of Well DS1

表5 DS1 井茅口組一段水樣分析結(jié)果表Tab.5 Table of water sample analysis results of the first member of Maokou Formation of Well DS1

氣樣主要以甲烷為主，含量94.1%～99.0%，不含硫化氫，氣體密度0.560～0.603 g/cm3，平均0.570 g/cm3。DS1 井實測地層水礦化度為15 805 g/L，pH 值為7.29，水型為氯化鈣型，實測壓力系數(shù)1.14，顯示氣藏保存條件良好。另外，天然氣同位素實驗分析資料證實，茅口組一段氣體為油型裂解氣（δ13C1為-31.3‰，δ13C2為-24.5‰，δ13C3為-25.2‰），碳同位素部分倒轉(zhuǎn)（δ13C2＞δ13C3＞δ13C1），表明茅口組一段氣藏為致密泥質(zhì)灰?guī)r、灰質(zhì)泥巖“自生自儲”氣藏，與四川盆地五峰—龍馬溪組泥頁巖碳同位素完全倒轉(zhuǎn)“自生自儲”氣藏有差異[11，17]。

2.4 三大地質(zhì)主控因素制約優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育

總有機碳含量、富鎂黏土礦物滑石含量、儲集空間三大因素控制優(yōu)質(zhì)儲層作用明顯。

2.4.1 茅一段孔隙度與總有機碳含量缺乏相關(guān)性

JY205-2 井茅口組一段下亞段實測孔隙度平均1.76%，MY1 井平均2.33%，為低孔、低滲儲層。從孔隙度與TOC 的關(guān)系來看（圖5），相關(guān)度不大，有機孔不發(fā)育，儲集空間以無機孔、裂縫為主。

2.4.2 富鎂黏土礦物滑石與總有機碳含量正相關(guān)

值得特別提出的是，富鎂黏土礦物滑石的分布及其含量與TOC 含量存在一定的相關(guān)關(guān)系。其中，JY205-2 井（1 199.82～1 234.40 m）以及MY1井（2 920.58～2 955.96 m）茅口組一段底部滑石含量高（圖5），上、下層段幾乎沒有分布，反映富鎂黏土礦物滑石對有機質(zhì)富集的積極作用。南川地區(qū)茅口組一段底部黑色富有機質(zhì)泥巖集中，灰泥巖厚43～56 m，TOC 為1.20%～1.80%，孔隙度3.2%，裂縫發(fā)育，方解石62%～89%，滑石15%～30%，黏土礦物15%～20%，全烴一般5%～30%，為茅口組一段碳酸鹽巖源巖氣勘探“甜點段”。

圖5 茅口組一段泥灰?guī)r/灰泥巖孔隙度、滑石含量與TOC 關(guān)系圖Fig.5 Relationship between porosity talc content and total organic carbon in marl of the first member of Maokou Formation

2.5 生產(chǎn)特征顯示氣藏開發(fā)潛力良好

南川地區(qū)的DS1HF 井在茅口組一段埋深約為1 133～1 148 m，水平段長864 m。酸壓后測試產(chǎn)量22.55×104m3/d，套壓14.2 MPa。用10 mm 油嘴試采時，產(chǎn)氣12.7×104m3/d，油壓8.3 MPa（圖6），截至2019 年12 月底，累產(chǎn)氣1 006×104m3，開發(fā)效果良好。

圖6 DS1HF 井生產(chǎn)曲線Fig.6 Labor curve of Well DS1HF

3 四川盆地茅口組一段碳酸鹽巖源巖氣前景展望

明確四川盆地碳酸鹽巖源巖氣主控因素，積極尋找有利沉積相帶、優(yōu)質(zhì)儲層展布是取得商業(yè)發(fā)現(xiàn)的關(guān)鍵。碳酸鹽巖氣源巖發(fā)育的3 個有利條件：（1）富含生物群落（底棲生物、藻類繁盛）；（2）富鎂黏土礦物含量高（偏泥質(zhì)），在5%～50%；（3）外緩坡深水沉積亞相。

3.1 主控因素

3.1.1 富含有機質(zhì)的外緩坡深水沉積亞相分布穩(wěn)定

二疊紀(jì)梁山期以后，四川盆地廣泛海侵，形成正常淺海碳酸鹽巖臺地。

參考鐘怡江等[18]、Wilson 旋回的標(biāo)準(zhǔn)微相，結(jié)合室內(nèi)顯微鏡下薄片分析，巖性微相組合的演化序列和沉積相分析，將茅口組一段下亞段劃分為碳酸鹽巖斜坡相，并進一步劃分為內(nèi)緩坡、中緩坡和外緩坡3 種亞相（圖7）。

圖7 茅口組一段碳酸鹽巖氣源巖發(fā)育的沉積相模式圖Fig.7 Sedimentary facies pattern of carbonate gas source rocks in the first member of Maokou Formation

茅口組一期處于較深水的外緩坡亞相，海域?qū)掗?，生物繁茂。隨后水體變淺，演變?yōu)橹袃?nèi)緩坡亞相。主要由深灰色泥質(zhì)灰?guī)r與薄層灰泥石灰?guī)r組成，泥質(zhì)灰?guī)r中富含有機質(zhì)，常見完整的薄殼腕足類以及豐富的藻類，薄層灰泥灰?guī)r中一般不含生物化石，顏色為淺色。泥質(zhì)灰?guī)r與灰質(zhì)泥巖分別反映外緩坡水體環(huán)境的相對深淺。從沉積特征和古生物組合看，中二疊世茅口期，沉積水體能量較弱，水較深（偶見海綿骨針），沉積界面主要處于浪基面以下，不僅生物生長條件好，更主要的是死亡后落入還原界面以下保存，氧化損失少，所以有機質(zhì)豐度較高。茅口組一段沉積時，海底生長豐富的底棲生物、藻類，介形蟲、腕足類發(fā)育的富氧環(huán)境（圖3），藻類組織間障積了鈣質(zhì)生物屑。底棲生物、藻類生長的海底是弱氧化環(huán)境，但準(zhǔn)同生成巖環(huán)境是還原環(huán)境。茅口組沉積特殊性與后期的缺氧保存環(huán)境有關(guān)。茅口組上、下環(huán)境略有變化，是一個由海侵到緩慢海退的完整的沉積旋回，由外緩坡中緩坡—內(nèi)緩坡組成的向上變淺的沉積序列組成，巖性整體以深灰—灰黑色灰泥灰?guī)r、眼球狀灰泥灰?guī)r為主。碳酸鹽巖斜坡相外緩坡亞相是四川盆地南川地區(qū)茅口組一段較廣泛的沉積相類型，也是碳酸鹽巖烴源巖較發(fā)育的地帶。茅口組一段生物碎屑灰?guī)r、灰質(zhì)泥巖、泥質(zhì)灰?guī)r，相對來說，巖相和厚度變化小，灰?guī)r含泥質(zhì)多，普遍發(fā)育“眼球狀”構(gòu)造，夾鈣質(zhì)骨屑泥巖，其成因是由沉積作用和成巖作用綜合所致，膠結(jié)物源于差異壓實作用和物質(zhì)的重新分配，發(fā)育黃鐵礦、富鎂黏土礦物滑石等，灰?guī)r與泥巖呈微層理頻繁交互，與頻繁的海平面升降有關(guān)。外緩坡亞相沉積環(huán)境：（1）底棲生物繁盛；（2）水體深；（3）氧化的生物群落生活環(huán)境，還原的保存環(huán)境。即：沉積時氧化，埋藏時還原（弱氧化—弱還原環(huán)境轉(zhuǎn)化）；（4）相帶穩(wěn)定，具有一定分布范圍。

3.1.2 表生沉積—早期成巖環(huán)境利于富集有機質(zhì)

碳酸鹽巖斜坡沉積相外緩坡沉積亞相控制了碳酸鹽巖烴源巖的發(fā)育，隱藻碳酸鹽巖是碳酸鹽巖中最主要的烴源巖，以發(fā)育薄層泥晶灰?guī)r夾有豐富泥灰?guī)r、鈣質(zhì)泥巖、眼球狀灰?guī)r和眼皮夾鈣質(zhì)泥巖、泥灰?guī)r為特征，并可見特殊的富鎂黏土礦物滑石，利于富集有機質(zhì)。

茅口組一段碳酸鹽巖烴源巖發(fā)育于深水外緩坡亞相，本質(zhì)上與深水陸棚亞相的泥質(zhì)烴源巖是一樣的，都是以生物、藻席為骨架，差異在于膠結(jié)物不同：碳酸鹽巖烴源巖的膠結(jié)物是碳酸鈣，而泥質(zhì)烴源巖的膠結(jié)物是泥；膠結(jié)物的不同導(dǎo)致二者的總有機碳含量有很大的差異。生物類群以底棲藻紋層為主，是茅口組一段碳酸鹽巖烴源巖的重要生烴生物，這些底棲生物、藻類導(dǎo)致高有機碳含量。碳酸鹽巖烴源巖在空間上受斜坡（內(nèi)緩坡—中緩坡—外緩坡）控制，氣源巖的厚度和品質(zhì)大致具條帶狀分布的特征?？v向上有機碳含量由于環(huán)境變化頻繁，表現(xiàn)為多個高低起伏。茅口組一段下亞段沉積于廣闊的外緩斜坡沉積環(huán)境，古地形起伏不大，厚度差異也小。底棲生物、藻類低等生物極其繁盛，生物碎屑流也相當(dāng)發(fā)育，與藻席交織在一起，碳酸鹽巖氣源巖條件優(yōu)越。實驗研究表明，沉積有機質(zhì)以腐泥型、偏腐泥混合型為主，四川盆地茅口組一段的眼球狀灰?guī)r十分發(fā)育。眼球由較淺水的微型灰泥丘泥晶灰?guī)r構(gòu)成，眼皮由各類鈣屑泥質(zhì)和底棲藻類構(gòu)成，如，棘屑、介形蟲殼體和鈣藻等。JY66-1 井巖芯分析結(jié)果，眼皮黏土礦物含量22.15%，總有機碳含量0.92%，V/V+Ni 值為0.72；眼球黏土礦物含量11.23%，總有機碳含量0.27%，V/V+Ni 值為0.53，表明眼球始終處于富氧環(huán)境，而對于眼皮而言，至少后期保存處于貧氧—厭氧環(huán)境。周期性的生物介屑流和微型灰泥丘的相互疊復(fù)增長和成巖壓實作用共同形成茅口組一段獨特的眼球狀灰?guī)r沉積現(xiàn)象。臺地、局限臺地到斜坡，再到深盆，泥質(zhì)/灰質(zhì)（巖相）水深（環(huán)境）氧化—還原環(huán)境（生物）三位一體，巖性、環(huán)境、總有機碳含量相互制約。藻類、生物繁盛，較高的生物硅質(zhì)與五峰—龍馬溪組優(yōu)質(zhì)頁巖相似。生物碎屑灰?guī)r發(fā)育，生物種類豐富（介形蟲、有孔蟲、腕足、苔蘚和藻類），生物分異度高（圖3）、滑石含量高，總有機碳含量高（圖5）?？傆袡C碳含量與沉積水體、環(huán)境、生物種類及其含量相關(guān)，與巖性無關(guān)。

3.1.3 有機質(zhì)富集與特殊鎂質(zhì)黏土礦物生成同步

碳酸鹽巖氣源巖中，有機質(zhì)的形成和富集，與早期特殊沉積環(huán)境和成巖作用以及特殊成巖礦物鎂質(zhì)黏土礦物系列形成、演化密切相關(guān)。茅口期初時，水體環(huán)境富鎂、富硅，高鎂方解石、白云石和文石等礦物發(fā)育，早期成巖作用以硅化、云化為主，形成富鎂、富硅黏土礦物海泡石。經(jīng)過后期熱液作用、埋藏成巖作用，演化形成鎂質(zhì)黏土礦物黑滑石（含碳質(zhì)），可以判斷埋藏變質(zhì)作用較深[19-21]。高有機質(zhì)常常與滑石、自生白云石伴生（圖3，圖4）。富鎂泥巖和有機質(zhì)含量總和為10%～75%，發(fā)育大量自形白云石晶體，含量約10%～55%，見始角藻類等，生物碎屑豐富，碳酸鹽基質(zhì)中含暗色有機質(zhì)，暗色有機質(zhì)交代生屑，黏土礦物伴生有機質(zhì)，形成有利碳酸鹽巖氣源巖。

3.1.4 具備形成大中型氣藏的物質(zhì)基礎(chǔ)

茅口組一段優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育取決于巖性、厚度和總有機碳含量的穩(wěn)定性分布?？v向厚度大、橫向分布廣、有機碳含量高、生烴強度大、有機質(zhì)類型、有機質(zhì)成熟度適中、埋藏深度淺，源儲共生疊置、外緩坡沉積亞相、構(gòu)造背景（斷層作用、裂縫發(fā)育）控制成藏。氣源巖總有機碳含量從川西至川東逐漸增大（圖8），存在川北、川西南—川中、川東南3 個高值帶。川北地區(qū)為0.50%～0.70%，川西南—川中一帶為0.50%～1.00%，川東南大部分地區(qū)0.80%～0.90%。

圖8 四川盆地茅口組一段灰泥/泥灰?guī)r總有機碳含量分布等值線圖Fig.8 Contour map of total organic carbon content distribution of the first member of Maokou Formation in Sichuan Basin

茅口組一段總有機碳含量高，普遍達到0.5%以上。據(jù)江青春等研究[5]，茅一段生烴能力也較強，生氣強度在（10～80）×108m3/km2（圖9）。尤其川西南、川東南地區(qū)茅一段氣源巖生氣強度較高，為（30～50）×108m3/km2，大部分區(qū)域均大于40×108m3/km2，具備形成大型氣藏的物質(zhì)基礎(chǔ)[22]。

圖9 四川盆地茅口組一段氣源巖累積生氣強度等值線圖[4]Fig.9 Cumulative gas intensity diagram of the first member of Maokou Formation,Sichuan Basin

3.2 碳酸鹽巖源巖氣實現(xiàn)高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)

四川盆地川東南地區(qū)南川地區(qū)茅口組一段巖性為灰質(zhì)泥巖、泥巖夾泥質(zhì)灰?guī)r，泥質(zhì)含量相對較高，整體分布穩(wěn)定。總有機碳含量較高，多大于0.50%（圖8）。茅口組一段泥灰?guī)r平均有機碳含量在0.85%，實測其平均原始生烴潛力2.57 mg/g，有效氣源巖具有一定分布范圍。鉆井對比顯示，茅口組一段中下部至棲霞組共存在3 套含氣層（圖10）。

圖10 四川盆地南川地區(qū)茅口組一段氣層對比圖Fig.10 Comparison chart of the first member of Maokou Formation in Nanchuan,Sichuan Basin

茅口組一段中部含氣層，厚度18.8～37.4 m；茅口組一段下部含氣層、氣層，厚度48.0～61.0 m，全烴曲線含量高，聲波曲線多大于150 μs/m，跳躍明顯，儲層含氣，裂縫發(fā)育，為測試“甜點”層段；棲霞組頂部含氣層，厚度31.0～38.0 m。

南川地區(qū)JY205-2、DS1、DS2 和DS1-1HF 井等4 口井試獲日產(chǎn)氣（8～22）×104m3，試氣、試采效果良好，產(chǎn)量穩(wěn)定，最關(guān)鍵的是遠離大斷裂，茅口組一段連續(xù)性好，構(gòu)造相對穩(wěn)定平緩，埋深較淺（圖11），地應(yīng)力也弱，上、下構(gòu)造層波組清晰連續(xù)。DS1 井區(qū)茅口組一段裂縫較發(fā)育，成像測井識別出7 條裂縫、2 處網(wǎng)狀縫、局部發(fā)育微裂縫、層理縫，無機孔隙和裂縫雙重發(fā)育，既存在良好的天然氣運移通道，又可為天然氣聚集提供儲集空間，是碳酸鹽巖源巖氣高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)主控因素。DS1 井位于平橋背斜主體區(qū)，茅口組一段儲層裂縫較發(fā)育，屬于連片分布的“自生自儲”型致密泥質(zhì)灰?guī)r/灰質(zhì)泥巖孔隙-裂縫型氣藏。

南川地區(qū)茅口組一段碳酸鹽巖氣源巖，埋藏較淺，分布范圍與五峰—龍馬溪組優(yōu)質(zhì)泥頁巖分布范圍大體一致，反映川東南地區(qū)控制氣源巖發(fā)育的隱伏古隆起具有一定的繼承性。上、下兩套氣藏開發(fā)區(qū)高度契合，可利用現(xiàn)成管網(wǎng)進行立體開發(fā)，顯著降低成本，提高經(jīng)濟效益。

圖11 過DS1 井地震解釋剖面Fig.11 Cross Well DS1 seismic interpretation profile

MY1 井與DS1 井茅口組一段均為灰色、深灰色灰質(zhì)泥巖、泥質(zhì)灰?guī)r，但巖礦組成、有機地化和構(gòu)造特征存在一些差異。

MY1 井茅口組一段底部碳酸鹽含量、白云質(zhì)含量略低于DS1 井，黏土礦物含量較多，尤其是滑石含量明顯偏高，滑石含量多在10%～40%。鉆遇優(yōu)質(zhì)灰泥灰?guī)r段厚42.2 m，總有機碳含量平均為0.85%，孔隙度為0.95%～4.87%，平均為2.33%，MY1 井儲層孔隙度略高于DS1 井?？偤瑲饬科骄?.94 m3/t。干酪根13C 的值為-28.2‰～-25.8‰，有機質(zhì)類型為I-II1型；實測鏡質(zhì)體反射率平均為2.629%，比DS1 井偏高。MY1 井與DS1 井茅口組一段碳酸鹽巖氣儲層靜態(tài)指標(biāo)比較，MY1 井尚優(yōu)于DS1 井，兩者最大的差異在于前者埋深過大（3 000 m 以上），又位于大斷層附近（圖12），大型酸壓效果差，測試不產(chǎn)氣。

圖12 過MY1JY8 井地震解釋剖面Fig.12 Seismic interpretation profile from Well MY1 to JY8

3.3 碳酸鹽巖源巖氣前景廣闊

除了南川地區(qū)多口鉆井鉆遇茅口組、棲霞組碳酸鹽巖氣顯示，發(fā)現(xiàn)碳酸鹽巖源巖氣藏，四川盆地其他地區(qū)二疊系也廣泛發(fā)育碳酸鹽巖[23]。源儲條件耦合，孔隙-裂隙型儲層發(fā)育的碳酸鹽巖氣藏是今后值得重視的領(lǐng)域[24-26]。

二疊系棲霞組、吳家坪組和龍?zhí)督M碳酸鹽巖有機地化指標(biāo)良好，原始生烴潛力有利（表3），可以針對這幾套碳酸鹽巖源巖重點開展沉積相帶精細刻畫、源儲耦合特征分析、區(qū)帶評價、有利目標(biāo)優(yōu)選等研究工作，為進一步選區(qū)、選帶、選層、定點夯實基礎(chǔ)，以期實現(xiàn)四川盆地碳酸鹽巖源巖氣新層系更大的勘探突破。

4 結(jié)論

（1）碳酸鹽巖和泥質(zhì)巖氣源巖，形成環(huán)境不同，導(dǎo)致礦物組成、成巖作用有差異，但本質(zhì)上有機地化、生烴潛力評價參數(shù)和標(biāo)準(zhǔn)沒有太大差異，碳酸鹽巖源巖氣與有機質(zhì)類型、熱演化程度相關(guān)，與巖性無關(guān)。茅口組一段碳酸鹽巖暗色有機質(zhì)富集和演化與富鎂質(zhì)黏土礦物系列演化基本同步，同泥頁巖有機質(zhì)富集類似。

（2）勘探開發(fā)實踐證實，高成熟度碳酸鹽巖有效氣源巖總有機碳含量最少不低于0.85%，生烴潛力才足夠形成商業(yè)開發(fā)氣田。

（3）無機孔隙和裂縫雙重發(fā)育，少量有機孔隙作為補充，既存在良好的天然氣溝通通道，又可為天然氣聚集提供儲集空間，是碳酸鹽巖源巖氣高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)主控因素。

（4）由于碳酸鹽脆性礦物含量高，碳酸鹽巖發(fā)育大范圍的微裂縫，碳酸鹽巖源巖氣易于沿著層內(nèi)微裂縫垂向和水平運移，同等地質(zhì)條件下，碳酸鹽巖源巖氣更利達到高產(chǎn)，同時對泥質(zhì)灰?guī)r/灰質(zhì)泥巖測試的工程工藝還有特殊要求。