石油勘探与开发 >

2023 , Vol. 50 >Issue 5: 950 - 961

DOI: https://doi.org/10.11698/PED.20220715

油气勘探

川中地区三叠系雷口坡组泥灰岩油气地质特征及充探1井发现意义

  • 汪泽成 , 1 ,
  • 辛勇光 , 1 ,
  • 谢武仁 1 ,
  • 文龙 2 ,
  • 张豪 1 ,
  • 谢增业 1 ,
  • 张建勇 1 ,
  • 田瀚 1 ,
  • 李文正 1 ,
  • 付小东 1 ,
  • 孙豪飞 2 ,
  • 王小芳 1 ,
  • 胡国艺 1 ,
  • 张宇 3
展开
  • 1 中国石油勘探开发研究院，北京 100083
  • 2 中国石油西南油气田公司勘探开发研究院，成都 610041
  • 3 中国石油西南油气田公司勘探事业部，成都 610041
辛勇光（1980-），江西万载人，硕士，中国石油勘探开发研究院高级工程师，主要从事石油地质综合研究及天然气勘探方面的工作。地址：四川省成都市高新区升华路6号，中国石油勘探开发研究院四川盆地研究中心，邮政编码：610041。E-mail：

汪泽成（1966-），男，安徽太湖人，博士，中国石油勘探开发研究院教授级高级工程师，主要从事含油气盆地构造、油气地质综合研究与勘探选区评价工作。地址：北京市海淀区学院路20号，中国石油勘探开发研究院，邮政编码：100083。E-mail：

Copy editor: 黄昌武

收稿日期: 2022-10-24

  修回日期: 2023-08-10

  网络出版日期: 2023-09-22

基金资助

中国石油天然气股份有限公司科学研究与技术开发项目“海相碳酸盐岩成藏理论与勘探技术研究”(2021DJ0501)

中国石油天然气股份有限公司重大科技课题“深层—超深层油气富集规律与区带目标评价”(2018A-0105)

收起

Petroleum geology of marl in Triassic Leikoupo Formation and discovery significance of Well Chongtan1 in central Sichuan Basin, SW China

  • WANG Zecheng , 1 ,
  • XIN Yongguang , 1 ,
  • XIE Wuren 1 ,
  • WEN Long 2 ,
  • ZHANG Hao 1 ,
  • XIE Zengye 1 ,
  • ZHANG Jianyong 1 ,
  • TIAN Han 1 ,
  • LI Wenzheng 1 ,
  • FU Xiaodong 1 ,
  • SUN Haofei 2 ,
  • WANG Xiaofang 1 ,
  • HU Guoyi 1 ,
  • ZHANG Yu 3
Expand
  • 1 PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Beijing 100083, China
  • 2 Research Institute of Petroleum Exploration & Development, PetroChina Southwest Oil & Gas Field Company, Chengdu 610041, China
  • 3 Exploration Department, PetroChina Southwest Oil & Gas Field Company, Chengdu 610041, China

Received date: 2022-10-24

  Revised date: 2023-08-10

  Online published: 2023-09-22

Fold

摘要

2022年，风险探井充探1井在中三叠统雷口坡组雷三2亚段海相泥灰岩段测试获工业油气流，发现新的产油气层段和新类型油气资源，勘探取得重大发现，但对泥灰岩油气成藏认识尚不清楚，制约了勘探选区与部署。以充探1井为重点，研究剖析了雷三2亚段泥灰岩油气成藏特征。研究表明：①油气及烃源岩地球化学分析数据显示充探1井雷三2亚段泥灰岩油气来源于自身泥灰岩烃源，泥灰岩既是烃源岩、又是储集层，源-储一体；②雷三2亚段泥灰岩在川中地区为潟湖相沉积，厚40~130 m，面积约40 000 km2，生烃强度为（4~12）×108 m3/km2，估算生烃量为25×1012 m3；③川中潟湖相区泥灰岩储集层大面积分布，西充—仪陇、资阳—简阳和磨溪南等3个地区储集层厚20~60 m，分布面积为7 500 km2；④潟湖相泥灰岩油气具有“源-储一体、膏盐岩封盖、超压”成藏特征，属于海相非常规油气新类型，油气在生烃中心、储集层厚值区和裂缝发育复合区富集，是一个值得勘探重视的非常规油气新领域。⑤依据川中二维地震并结合三维地震解释分析，优选西充和遂宁2个有利区带，估算区带天然气资源量为（2 000~3 000）×108 m3，是近期值得重视的勘探有利区。

关键词： 四川盆地; 川中地区; 三叠系雷口坡组; 潟湖相; 泥灰岩; 源储一体; 海相非常规油气

本文引用格式

汪泽成 , 辛勇光 , 谢武仁 , 文龙 , 张豪 , 谢增业 , 张建勇 , 田瀚 , 李文正 , 付小东 , 孙豪飞 , 王小芳 , 胡国艺 , 张宇 . 川中地区三叠系雷口坡组泥灰岩油气地质特征及充探1井发现意义[J]. 石油勘探与开发, 2023 , 50(5) : 950 -961 . DOI: 10.11698/PED.20220715

Abstract

In 2022, the risk exploration well Chongtan1(CT1) in the Sichuan Basin revealed commercial oil and gas flow during test in a new zone - the marl of the second submember of the third member of Leikoupo Formation (Lei-32) of Middle Triassic, recording a significant discovery. However, the hydrocarbon accumulation in marl remains unclear, which restricts the selection and deployment of exploration area. Focusing on Well CT1, the hydrocarbon accumulation characteristics of Lei-32 marl are analyzed to clarify the potential zones for exploration. The following findings are obtained. First, according to the geochemical analysis of petroleum and source rocks, oil and gas in the Lei-32 marl of Well CT1 are originated from the same marl. The marl acts as both source rock and reservoir rock. Second, the Lei-32 marl in central Sichuan Basin is of lagoonal facies, with a thickness of 40-130 m, an area of about 40 000 km2, a hydrocarbon generation intensity of (4-12)×108 m3/km2, and an estimated quantity of generated hydrocarbons of 25×1012 m3. Third, the lagoonal marl reservoirs are widely distributed in central Sichuan Basin. Typically, in Xichong-Yilong, Ziyang-Jianyang and Moxi South, the reservoirs are 20-60 m thick and cover an area of 7500 km2. Fourth, hydrocarbons in the lagoonal marl are generated and stored in the Lei-32 marl, which means that marl serves as both source rock and reservoir rock. They represent a new type of unconventional resource, which is worthy of exploring. Fifth, based on the interpretation of 2D and 3D seismic data from central Sichuan Basin, Xichong and Suining are defined as favorable prospects with estimated resources of (2000-3000)×108 m3.

Key words： Sichuan Basin; central Sichuan Basin; Triassic Leikoupo Formation; lagoonal marl; source-reservoir integration; marine unconventional oil and gas

0 引言

四川盆地是一个常规-非常规油气资源有序共生的超级盆地[1⇓⇓-4]，目前在深层—超深层海相碳酸盐岩常规天然气、海相页岩气和陆相碎屑岩致密气三大领域天然气勘探成效显著[5⇓-7]。近年来，四川盆地二叠系、三叠系海相泥灰岩“源储一体”非常规油气资源新类型[8⇓⇓⇓-12]在涪陵—焦石坝、合川—潼南等地区获工业气流，展示出开阔台地深缓坡环境中富含有机质的泥灰岩具有良好的天然气勘探前景[8]。
四川盆地中三叠统雷口坡组为局限台地沉积地层，发育白云岩储集层[13⇓⇓-16]和膏盐岩盖层构成的良好储盖组合，在过去50余年的勘探历程中，以构造圈闭为主要勘探对象，仅发现了中坝、彭州、磨溪、卧龙河等中小型气田[17⇓⇓⇓-21]。近期川中地区充探1井在三叠系雷口坡组海相泥灰岩中测试获工业油气流，展现出泥灰岩良好的勘探潜力，但泥灰岩烃源岩特征、储集层特征及油气成藏与富集的认识尚不清楚，制约了勘探部署。
本文以充探1井雷口坡组泥灰岩油气为研究对象，开展油气及烃源岩的地球化学分析，确定油气来源；利用泥灰岩有机地球化学分析资料结合测井信息，剖析泥灰岩烃源岩特征；采用扫描电镜、高压压汞、核磁共振等非常规储集层分析手段，结合测井信息，研究泥灰岩储集层特征，并对海相泥灰岩非常规油气成藏特征与分布规律进行探讨。

1 地质背景

四川盆地中三叠统雷口坡组总体为干旱气候条件下局限台地沉积产物，碳酸盐岩和蒸发岩互层发育。雷口坡组自下而上可划分为雷一段、雷二段、雷三段和雷四段，累计厚度0~1 200 m。受中三叠世末期印支运动早幕褶皱隆升影响，盆地东部形成了泸州古隆起及开江古隆起，古隆起区雷口坡组剥蚀殆尽，古隆起核部出露下三叠统嘉陵江组，盆地西部雷口坡组保存较为完整[22⇓⇓-25]，结束了四川盆地海相克拉通盆地演化历史。晚三叠世—白垩纪为前陆盆地演化阶段，以陆相碎屑岩沉积为主。燕山期—喜马拉雅期，盆缘山系的隆升及向盆地挤压形成了现今构造格局。
中三叠世雷口坡组沉积期，四川盆地周缘被古陆所围限（见图1a），气候干旱，广泛沉积膏盐岩-碳酸盐岩。盆地东部的泸州、开江地区在雷二段沉积期开始隆升，表现为水下隆起，导致盆地呈“西深东浅”的古地理格局，以及盐湖中心由多个中心逐渐向隆起西侧的统一中心演变。这一时期，海平面升降变化频发，主要经历了4次海进和海退，雷一段、雷三1亚段、雷三3亚段和雷四3亚段沉积期为海侵时期，以发育灰岩和滩相白云岩为特征；雷二段、雷三2亚段、雷四1亚段、雷四2亚段沉积期为缓慢海退时期，以沉积潟湖相泥质云岩、泥质灰岩和膏盐岩为特征；雷三2亚段沉积期，四川盆地中部仪陇—简阳地区以潟湖沉积为主，川中遂宁地区为膏盐质潟湖，向外依次发育含膏泥灰质潟湖和泥灰质潟湖，川中地区雷三2亚段以沉积潟湖相泥质灰岩和膏盐岩为特征（见图1b、图1c）。
图1 四川盆地雷口坡组沉积环境及地层综合柱状图

2 充探1井雷三2亚段泥灰岩油气发现

川中地区雷三2亚段泥灰岩段岩性主要为含膏泥质灰岩、泥质灰岩和灰质泥岩，钻井过程中油气显示活跃（见图2），本文统计了川中地区300口井雷三2亚段油气显示情况，其中151口井见油气显示，中途测试9口井，4口井获工业产能（（1.0~2.3）×104 m3/d），四川盆地雷口坡组勘探发现新苗头。
图2 川中地区充探1井雷三2亚段综合柱状图

GR—自然伽马；dh—井径；ρ—密度；ϕCNL—中子孔隙度；Rt—电阻率；RXO—冲洗带电阻率；∆t—声波时差

2.1 充探1井泥灰岩油气发现概况

2019年，充探1井3 408~3 628 m钻遇雷三2亚段厚度220 m，顶部以膏盐岩与雷三3亚段泥晶灰岩整合接触，底部以膏盐岩与雷三1亚段泥质灰岩整合接触。雷三2亚段岩性主要为潟湖相碳酸盐岩和蒸发岩，上部3 408~3 490 m以石膏岩、膏盐岩和盐岩为主夹含膏泥质灰岩、灰质泥岩；中下部3 490~3 620 m岩性以含膏泥质灰岩、泥质灰岩、灰质泥岩为主夹含泥灰岩。充探1井钻井过程中在雷三2亚段中下部含膏泥质灰岩、泥质灰岩、灰质泥岩段钻遇良好油气显示，包括4次气侵、2次井漏和1次气测异常。测井精细解释含膏泥质灰岩、泥质灰岩和灰质泥岩储集层8层，累计厚55.25 m，其中气层3层，累计厚25.38 m；差气层5层，累计厚29.86 m（见图2）。2022年，充探1井3 489~3 604 m泥灰岩储集层段实施射孔-酸化后测试，获天然气10.87× 104 m3/d，凝析油47.04 m3/d，勘探获得重大发现。

2.2 原油特征

充探1井雷三2亚段原油密度为0.73~0.75 g/cm3，平均值为0.74 g/cm3，为轻质油。黏度为0.67~0.91 mPa·s，平均值为0.757 5 mPa·s。初馏点为26~29 ℃，300 ℃馏出量为72.5~87.0 mL。在原始地层温度101.0 ℃和压力69.6 MPa下凝析气藏以气体形式存在，属于凝析油。与上三叠统须家河组、侏罗系沙溪庙组所产原油存在较大差异（见表1）。
表1 川中地区不同产层段凝析油特征对比表
产层段 密度/(g•cm-3) 黏度/(mPa•s) 初馏点/℃
雷三2亚段 0.741 1 0.76 27.5
沙二段 0.710 4~0.826 3 0.40~1.46 31~133
沙一段 0.733 1~0.846 8 0.41~17.63 34~80
须二段 0.718 2~0.796 0 0.33~1.00 26~110
须六段 0.699 9~0.828 2 0.34~7.87 25~100
须四段 0.726 3~0.792 6 0.41~0.77 28~72
综合多种原油成熟度分析数据，认为充探1井雷口坡组凝析油处于高成熟阶段。利用金刚烷判识的成熟度Ro值为1.65%，利用甲基菲指数确定的成熟度Ro值为1.76%~1.86%，为高成熟阶段产物。利用双金刚烷含量和豆甾烷含量判识，充探1井原油裂解程度达85%；利用轻烃组成石蜡指数-庚烷值确定的成熟度，处于高成熟阶段。

2.3 天然气组分特征

充探1井天然气甲烷含量为88.15%，乙烷含量为5.51%，丙烷含量为1.79%，干燥系数为0.924。从区域对比看，川中地区雷三2亚段天然气为湿气，甲烷含量为85.83%~88.15%，乙烷含量为5.51%~7.76%，丙烷含量为1.79%~3.20%，干燥系数为0.871~0.924，不含硫化氢（见表2）。两者组分特征基本一致。
表2 川中地区雷口坡组天然气组分表
地区/井 亚段 井深/m 主要组分含量/% 干燥系数
甲烷 乙烷 丙烷 异丁烷 正丁烷 CO2 N2 H2 He H2S
磨溪 雷一1 95.22 0.19 1.30 0.13 1.53 0.003 0.003 1.610 00 0.985
充探1 雷三2 3 489~3 604 88.15 5.51 1.79 2.73 0.32 0 0.009 0 0.924
磨153 雷三2 2 402~2 403 85.83 7.76 3.20 0.898 0.892 0.06 0.31 0 0.017 0 0.871
磨溪3 雷三2 2 360~2 388 87.60 5.85 2.17 0.820 0.710 1.12 0.98 0 0.030 0 0.902
兴探1 雷四3 4 302~4 470 89.80 0.33 0.02 0 0 7.57 1.17 0 0.040 1.070 00 0.996
灌口003-5 雷四3 5 870~6 021 95.02 0.37 0.02 2.97 0.77 0 0.030 0.810 00 0.996
彭州1 雷四3 5 814~5 866 94.12 0.13 1.20 0.85 0.020 3.500 00 0.999
川科1 雷四3 5 263~5 635 94.47 0.36 0.02 4.46 0.39 0 0 0.260 00 0.996
93.94 0.36 0.02 4.47 0.43 0 0 0.720 00 0.996
94.53 0.36 0.02 4.62 0.41 0 0 0.000 60 0.996
94.57 0.33 0 4.78 0.30 0 0 0.020 00 0.997
5 680~5 686 97.98 0.28 0.01 0 1.64 0.020 0 0.000 03 0.997
川中地区雷三2亚段天然气组分与下伏雷一1亚段和上覆雷四3亚段天然气均有所不同。磨溪气田雷一1亚段天然气为干气，甲烷含量为95.22%，乙烷含量为0.19%，丙烷含量为1.3%，干燥系数为0.985，H2S含量为1.61%，具有甲烷含量高、重烃含量低、含H2S特征。川西地区雷四3亚段甲烷含量为89.80%~97.98%，乙烷含量为0.13%~0.36%，丙烷含量为0~0.02%，干燥系数为0.996~0.999，含H2S。
前人研究表明[17,26]，天然气组分差异表明川中地区雷三2亚段气源不同于雷一1亚段和雷四3亚段。磨溪气田雷一1亚段气源主要是下伏二叠系烃源岩，川西、川中地区雷四3亚段天然气主要来自须家河组和二叠系的混源气[27-28]。

3 充探1井雷三2亚段泥灰岩油气来源

为了明确充探1井雷三2亚段凝析油和天然气的成因与来源，本文针对充探1井凝析油、天然气样品开展了系统测试分析和油气源对比工作。

3.1 油、气同位素组成具有海相特征

充探1井天然气δ13C1、δ13C2值轻于多数须家河组气样，但也存在部分样品碳同位素值相近的现象，这可能与原生气藏累积聚气有关，显示为过渡型，来源于混合型有机质；天然气甲烷氢同位素（δ2HCH4）值介于须家河组和二叠系来源的天然气之间，具有不同的来源。
利用天然气δ2HCH4可以区分天然气成因。在天然气δ2HCH4-δ13C2图版中，四川盆地海相成因天然气与陆相成因天然气甲烷氢同位素值约以-150‰为界，大于-150‰为海相成因，小于-150‰为陆相成因（见图3a）。充探1井天然气2个样品的氢同位素值为-147‰，明显比陆相须家河组气重，轻于海相二叠系来源天然气。充探1井雷三2亚段天然气甲烷碳同位素（δ13C1）值为-41.2‰~-40.6‰，乙烷碳同位素（δ13C2）值为-27.8‰~-27.6‰，丙烷碳同位素（δ13C3）值为-23.0‰~-22.7‰；甲烷氢同位素值为-147‰，乙烷氢同位素（δ2HC2H6）值为-108‰~-101‰，呈现出腐殖腐泥型气的碳同位素组成特征，可能与雷口坡组混合型烃源岩（干酪根碳同位素值为-28.6‰~-27.8‰）有关。充探1井天然气δ13C1、δ13C2值比川中地区广安、营山、八角场等须家河组气藏天然气轻，可能与气藏累积聚气有关，捕获了烃源岩全过程生成的天然气，既包括了干酪根直接裂解气，也包括高成熟阶段已生成液态烃的二次裂解气。从充探1井凝析油处于高成熟的实际情况看，液态烃尚未进入大规模裂解生气阶段，因此，目前气藏中聚集的累积气整体呈现出湿气、以干酪根裂解气为主的特征。从天然气δ2HCH4-δ13C2关系图（见图3a）可以看出，充探1井天然气与川中地区源于须家河组烃源岩的天然气存在较大差别，δ2HCH4值较须家河组天然气重；与主要源于二叠系烃源岩的磨溪气田雷口坡组天然气不同，δ2HCH4值较磨溪雷口坡组天然气轻，表现为腐殖腐泥型特征。
图3 川中地区充探1井油气碳同位素组成及轻烃组分图
充探1井雷三2亚段原油轻烃和正构烷烃单体烃碳同位素组成均较轻，表现出具有海相原油的特征。川西中坝气田中53井、中63井须家河组原油轻烃同位素较重，主要为-26‰~-21‰；充探1井原油轻烃、正构烷烃单体烃碳同位素组成较轻，主要为-32‰~-23‰，表现出海相来源特征。对比分析还发现，充探1井雷口坡组凝析油轻烃及正构烷烃单体碳同位素组成与上覆须家河组、下伏嘉陵江组凝析油均不同（见图3b）。充探1井凝析油轻烃组成以正构烷烃和支链烷烃为主，如C5—C7轻烃中，链烷烃占79.25%，环烷烃占13.67%，芳烃占7.08%；C7轻烃中，正庚烷占55.99%，甲基环己烷占32.01%，二甲基环戊烷占12.00%（见图4），表明其母质类型以腐泥型为主，与典型须家河组来源的凝析油和天然气存在明显差异。充探1井凝析油饱和烃、芳烃、非烃、沥青质碳同位素值相近，主要受母源影响，未经长距离运移。
图4 四川盆地三叠系凝析油、天然气C7轻烃组成相对含量三角图

3.2 原油来自腐殖—腐泥型的泥灰岩烃源岩

充探1井雷三2亚段原油正构烷烃以低碳数为主（见图3c），有机质成熟度较高；Pr/Ph值为1.45，为还原环境；Pr/nC17、Ph/nC18值表明为Ⅱ型有机质，以腐殖—腐泥型为主。该层段泥灰岩干酪根类型主要为Ⅱ型，说明两者具有亲源关系。
川中地区充探1井雷三2亚段原油与遂56井、西72井须家河组原油轻烃、正构烷烃特征存在明显差异，反映油源不同，原油不是来自须家河组。川中地区须家河组原油轻烃组分含量具有甲基环己烷含量大于正庚烷，2-甲基己烷含量高（遂56井、西72井）特征；充探1井雷三段原油轻烃组分含量具有甲基环己烷含量小于正庚烷、2-甲基己烷含量低特征，两者具有明显差异（见图3d）。
上述研究表明，充探1井雷三2亚段油气来自自身泥灰岩腐殖腐泥型有机质，为高成熟阶段产物。

4 雷三2亚段泥灰岩油气成藏地质条件

4.1 雷三2亚段泥灰岩烃源岩提供油气源

充探1井雷三2亚段3 400~3 640 m井段240块岩屑的TOC分析结果表明：膏盐岩岩屑TOC值为0~0.2%；泥灰岩岩屑TOC值为0.30%~1.47%，平均为0.71%，TOC值大于0.5%的泥灰岩烃源岩累计厚约100 m；灰质泥岩岩屑TOC值最高，为0.70%~1.47%，含膏泥质灰岩和泥质灰岩次之（见图2）。取心井段3 565.54~3 568.65 m泥灰岩TOC值为0.59%~1.15%，黑色灰质泥岩TOC值最高，为0.80%~1.15%，灰黑色泥质灰岩TOC次之（见图5）。有机质显微组分以腐泥组和镜质组为主，腐泥组中的藻类体绝大部分降解微粒体，少量保留原始产状，含少量镜质组和惰性组，镜质组以碎屑镜质体为主（见图6）。干酪根碳同位素值为-28.6‰~-27.8‰，表明充探1井雷三2亚段泥灰岩烃源岩有机质类型为Ⅱ型腐殖腐泥型。实测Ro值为1.59%~1.63%，处于高成熟阶段，在生成凝析油-湿气窗范围内。实测热解分析参数S1最高可达0.28 mg/g，平均值为0.19 mg/g；S2平均值为0.21 mg/g，最高可达0.30 mg/g；生烃潜力（S1+S2）为0.25~0.58 mg/g，平均值为0.40 mg/g；氯仿沥青“A”含量为0.004 5%~0.015 0%。
图5 川中地区充探1井雷三2亚段岩心有机地球化学分析柱状图
图6 川中地区充探1井雷三2亚段灰质泥岩全岩光片有机显微组分分析图
对川中地区简阳1井、充探1井、合平1井18块样品进行TOC测试，结果表明雷三2亚段泥灰岩TOC平均值为0.77%，最高达1.98%，有机质类型为Ⅱ型，处于高成熟阶段，是一套良好的碳酸盐岩烃源岩。其中，含灰泥岩TOC值最高，为0.86%~1.98%，平均为1.21%；含膏泥质灰岩次之，TOC值为0.81%~0.91%，平均为0.86%；泥质灰岩TOC值为0.34%~0.96%，平均为0.69%；石灰岩和含泥灰岩TOC值为0.07%~0.23%，小于0.30%。
研究表明，黏土矿物含量与雷三2亚段泥灰岩中TOC值呈正相关性，黏土矿物含量越高，有机质含量也越高（见图7）。
图7 川中地区雷三2亚段岩心样品黏土矿物含量与有机碳含量关系图

4.2 雷三2亚段泥灰岩储集层

充探1井雷三2亚段储集层岩性包括泥质灰岩、含膏泥质灰岩和灰质泥岩，主要发育两类储集层：裂缝改造型和微孔微缝型储集层。孔隙类型包括显孔和纳米-微米级孔隙（见图8）。显孔主要有构造缝、构造缝扩溶孔洞、层理/页理缝和膏溶孔。纳米-微米级孔隙包括有机质孔、粒间/晶间孔、溶蚀微孔和微裂缝，以粒间/晶间孔为主。实测泥灰岩岩心孔隙度最大可达6.96%，渗透率最大可达1.68×10-3 μm2，总体表现为低孔低渗。
图8 川中地区充探1井雷三2亚段泥灰岩储集层储集空间类型
川中地区合川125、合平1、充探1、简阳1等4口井雷三2亚段166个泥灰岩心样品的物性分析结果表明，孔隙度最小值为0.1%，最大值为8.51%，平均值为2.74%；渗透率最小值为0.007 6×10-3 μm2，最大值为1.68×10-3 μm2，平均值为0.04×10-3 μm2；总体属于低孔低渗储集层。渗透率和孔隙度之间呈一定正相关（见图9），微裂缝发育岩样渗透率较高，可达1×10-3 μm2以上。黏土矿物含量与孔隙度的相关性较好，含量越高孔隙度越高。以合平1井雷三2亚段为例，黏土含量高的灰质泥岩发育矿物粒间和粒内孔隙、有机质孔隙和微裂缝，孔隙度可达6.93%；黏土含量中等的泥质灰岩发育矿物粒间和粒内孔隙、有机质孔隙和微裂缝，孔隙度为4.05%；黏土含量低的含泥灰岩孔隙不发育，孔隙度仅0.05%。
图9 川中地区合平1井雷三2亚段储集层孔隙度-渗透率关系图
压汞实验表明，川中地区雷三2亚段泥灰岩储集层具有进汞饱和度变化大（5%~92%）、退汞率低、排替压力高（0.5~10.0 MPa）等特点，揭示储集层基质孔隙以纳米级孔隙为主，孔隙连通性较差，少部分样品微米级孔隙较发育，孔喉结构相对较好（见图10a、图10b）。
图10 川中地区雷三2亚段泥灰岩储集层两种孔喉结构图
核磁共振测试表明，泥灰岩储集层存在两种孔喉结构类型：微米-纳米级孔隙主导型，在核磁共振T2谱表现出较明显的双峰特征，微米级孔隙较发育，储集层孔喉结构类型较好（见图10c）；纳米级孔隙主导型，在核磁共振T2谱表现出较明显的单峰特征，微米级孔隙不发育，储集层孔喉结构差（见图10d）。

4.3 泥灰岩油气自生自储聚集成藏

四川盆地充探1井发现之前的雷口坡组气田地质特征如下：①他源供烃，烃源主要来自下伏的二叠系烃源岩和上覆的须家河组烃源岩[26⇓-28]；②储集层以白云岩为主，包括颗粒滩相，如砂屑、藻屑、鲕粒等白云岩、藻白云岩和细粉晶白云岩，储集空间以粒内、间溶孔和藻间、晶间溶孔为主，储集层发育层位包括雷一1、雷三3和雷四3亚段；③成藏组合主要有“下生上储”型和“上生下储”型两类组合，须家河组泥页岩及雷口坡组膏盐岩层是有利盖层；④断裂和不整合面是油气运移的主要通道，前者如中坝气藏、磨溪气藏，后者如龙岗气藏；⑤油气藏类型主要有构造型和构造-岩性复合型，以天然气为主，局部产油。
目前川中地区新发现的充探1井雷三2亚段泥灰岩气田与四川盆地已发现气田不同，其凝析油和天然气均来自自身泥灰岩，具有“源-储一体”非常规油气成藏特征。从有机质成熟度及凝析油成熟度看，为高演化程度产物。从地层压力看，膏岩、盐岩与富有机质泥灰岩交互沉积，强封闭能力导致富有机质泥灰岩处于异常高压的封闭环境，有效抑制生烃作用，使得凝析油得以保存。磨溪3井雷三2亚段产层中部地层压力为42.2 MPa，压力系数为1.81；充探1井产层中部地层压力为69.6 MPa，压力系数为1.96。由于厚层区域性膏盐岩封隔，川中地区雷三2亚段泥灰岩产油气层段压力系数大，形成了源储一体、蒸发岩封盖、超压的成藏体系（见图11）。
图11 川中地区雷三段泥灰岩非常规油气成藏组合及模式图
充探1井雷三2亚段泥灰岩油气藏的发现，揭示了川中地区大面积分布的潟湖相泥灰岩具有“源-储一体”的成藏有利条件，是一类非常规油气的新类型[29-30]，油气富集区可以获得高产，对拓展勘探新领域、新类型意义重大。四川盆地雷口坡组泥灰岩油气与奥陶系—志留系和寒武系页岩气有相似之处，但也有所不同，相似之处有：①源储盖关系都是生储盖“三位一体”，自生自储；②储集层物性均为低孔低渗；③运移方式相同，都是源内成藏。它们之间的差异主要体现在：①岩性不同，泥灰岩油气岩性是泥灰岩，是较深水的盐度大的潟湖环境形成的，而页岩气则主要是硅质页岩，是盐度小的深水陆棚相产物；②生烃能力不同，页岩TOC值普遍比泥灰岩高，页岩生烃能力更强；③储集层主要孔隙类型不同，泥灰岩孔隙主要是无机孔和裂缝，而页岩储集层主要孔隙是有机质孔；④流体特征不同，泥灰岩油气是凝析油和湿气，而页岩气以干气为主；⑤保存条件不同，泥灰岩油气被多层封闭能力强的膏盐岩包裹，油气逸散难度比页岩气大，保存条件比页岩气更好。

5 雷三2亚段泥灰岩油气勘探潜力

川中地区雷三2亚段大面积发育的潟湖相泥灰岩源储一体，顶底板均为膏岩层封堵，可以形成一种海相泥灰岩非常规油气成藏系统，勘探潜力大，是值得期待的海相非常规油气勘探新领域。本文利用川中地区4口井岩心、10口井岩屑和120口井测井分析及评价结果，结合地震资料，刻画了川中地区雷三2亚段泥灰岩分布区，估算了泥灰岩生烃量，预测了储集层分布区，结合断裂发育区优选评价了2个甜点区。
以TOC值大于0.3%为有效烃源岩下限，川中地区雷三2亚段潟湖区泥灰岩烃源岩主体厚40~130 m，面积约40 000 km2，总生气量为25×1012 m3。按照自源高效运聚成藏模式，排聚系数取3.0%~4.3%，估算天然气资源量为（0.75~1.08）×1012 m3。
川中地区雷三2亚段泥灰岩储集层分布面积约40 000 km2，发育遂宁—西充—仪陇、资阳—简阳和磨溪南3个储集层厚值区。储集层最有利地区为遂宁—西充—仪陇地区，厚20~60 m，面积约5 000 km2；较有利地区为资阳—简阳和磨溪南地区，储集层厚20~30 m，总面积约2 500 km2。
由于川中地区雷三2亚段断裂及裂缝发育区主要是由下伏嘉陵江组膏盐岩滑脱引起，依据川中二维地震识别嘉陵江组膏盐岩滑脱区并结合三维地震的断层解释、属性分析及相干数据分析等预测裂缝发育区。本文以生烃强度大于8×108 m3/km2、储集层厚度大于20 m、膏盐岩盖层厚度大于20 m和裂缝发育区为标准评价有利区，优选西充和遂宁2个有利区带，总面积约3 100 km2，估算区带资源量为（2 000~3 000）×108 m3，是近期值得重视的勘探有利区（见图12）。
图12 四川盆地雷三2亚段泥灰岩有利区带评价图

6 结论

川中地区风险探井充探1井在新的油气产层雷三2亚段泥灰岩测试获高产凝析油和天然气，勘探获得重大发现。油气及烃源岩的地球化学分析表明油气来源于自身潟湖相膏盐岩夹层中泥质灰岩、含膏泥质灰岩和灰质泥岩，具有“源-储一体、膏盐岩封盖、超压”成藏特征，属于非常规油气新类型，是一个值得勘探重视的非常规油气新领域。
川中地区雷三2亚段潟湖相泥灰岩具有源储一体特征，TOC值平均为0.77%，储集空间以纳米-微米级孔缝为主。TOC值与黏土矿物含量呈正相关性。潟湖区泥灰岩烃源岩主体厚40~130 m，面积约40 000 km2，生烃强度（8~12）×108 m3/km2，总生气量为25× 1012 m3。川中地区雷三2亚段泥灰岩储集层低孔低渗，基质孔隙度与黏土矿物含量呈正相关性，裂缝有效改善了泥灰岩储集层孔渗性能。泥灰岩储集层主体厚20~60 m，总面积7 500 km2，发育西充—仪陇、资阳—简阳和磨溪南3个储集层厚值区。
川中地区雷三2亚段潟湖相泥灰岩具有以下成藏特征：①源储盖关系是生储盖三位一体，自生自储；②泥灰岩烃源岩TOC值较高，是品质较优的碳酸盐岩烃源岩；③泥灰岩储集层孔隙主要是无机孔和裂缝，物性为低孔低渗；④运移方式主要是源内运移，源内成藏。⑤泥灰岩油气流体是凝析油和湿气；⑥保存条件优越，泥灰岩油气被多层封闭能力强的膏盐岩包裹，油气逸散难度大，普遍表现为超压。
川中地区雷三2亚段潟湖相泥灰岩埋深适中（2 000~4 500 m），区域上稳定连续分布，分布面积约40 000 km2，油气主要富集在生烃中心、储集层发育区和裂缝发育复合区，西充和遂宁地区是2个值得探索的油气富集区。

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