石油勘探与开发 >

2025 , Vol. 52 >Issue 2: 362 - 373

DOI: https://doi.org/10.11698/PED.20240415

油气勘探

川东南地区二叠系茅口组一段非常规天然气富集高产主控因素

  • 何贵松 , 1, 2 ,
  • 孙斌 1 ,
  • 高玉巧 , 1, 2 ,
  • 张培先 1, 2 ,
  • 张志萍 1 ,
  • 蔡潇 1 ,
  • 夏威 1
展开
  • 1 中国石化华东油气分公司勘探开发研究院，南京 210019
  • 2 页岩油气富集机理与高效开发全国重点实验室，南京 210019
高玉巧（1978-），女，山东济宁人，博士，中国石油化工股份有限公司华东油气分公司勘探开发研究院研究员，主要从事非常规油气地质研究与勘探开发工作。地址：江苏省南京市建邺区金融城9号楼，中国石油化工股份有限公司华东油气分公司勘探开发研究院，邮政编码：210019。E-mail：

何贵松（1988-），男，四川资阳人，中国石油化工股份有限公司华东油气分公司勘探开发研究院副研究员，主要从事页岩气地质研究与勘探部署工作。地址：江苏省南京市建邺区金融城9号楼，中国石油化工股份有限公司华东油气分公司勘探开发研究院，邮政编码：210019。E-mail：

Copy editor: 谷江锐

收稿日期: 2024-06-25

  修回日期: 2025-03-20

  网络出版日期: 2025-04-17

基金资助

国家重大科技专项“彭水地区常压页岩气勘探开发示范工程”(2016ZX05061)

中国石化科技部项目“南川地区茅口组天然气富集主控因素研究与目标评价”(P21042-4)

“渝东南盆外常压页岩气富集模式与评价关键技术研究”(P25030)

收起

Main factors controlling unconventional gas enrichment and high production in the first member of Permian Maokou Formation, southeastern Sichuan Basin, SW China

  • HE Guisong , 1, 2 ,
  • SUN Bin 1 ,
  • GAO Yuqiao , 1, 2 ,
  • ZHANG Peixian 1, 2 ,
  • ZHANG Zhiping 1 ,
  • CAI Xiao 1 ,
  • XIA Wei 1
Expand
  • 1 Research Institute of Exploration and Development, East China Branch of SINOPEC, Nanjing 210019, China
  • 2 State Key Laboratory of Shale Oil and Gas Enrichment Mechanisms and Efficient Development, Nanjing 210019, China

Received date: 2024-06-25

  Revised date: 2025-03-20

  Online published: 2025-04-17

Fold

摘要

基于四川盆地东南部（简称川东南）南川地区钻井、测井、录井、实验和试气等资料，通过对二叠系茅口组一段（简称茅一段）生烃潜力、天然气成因、赋存状态、运移特征、保存条件、孔缝特征和成藏演化等方面开展系统研究，探讨茅一段泥灰岩组合非常规天然气富集高产主控因素和成藏模式。研究表明：①茅一段非常规天然气富集高产主要受控于3个因素：富碳组构控制生烃潜力、良好保存条件控制富集、天然裂缝控制产量规模；②茅一段富碳组构碳酸盐岩生气潜力大，具有自生自储特征，奠定了天然气成藏的物质基础；③天然气赋存状态以游离气为主，易发生横向运移，因此良好的保存条件是天然气富集的关键；正向构造更利于天然气汇聚成藏，单斜区茅一段自封闭及其顶底板封隔共同构筑良好的封存箱，也可滞留成藏；④天然裂缝为天然气主要储集空间和渗流通道，是控制产量的核心要素，裂缝越发育，越利于优质孔隙-裂缝型储层的形成以及天然气的富集成藏；⑤茅一段非常规天然气成藏模式为“自生自储、保存条件控富、裂缝控产”；⑥找准保存条件较好的裂缝发育区是勘探成功的关键，实施水平井分段酸化压裂是增产提效的重要手段。研究成果对深化川东南地区茅一段天然气富集规律认识、指导新类型非常规天然气高效勘探开发具有重要参考借鉴意义。

关键词： 四川盆地; 二叠系; 茅口组; 非常规天然气; 富集高产主控因素; 成藏模式; 碳酸盐岩; 川东南地区

本文引用格式

何贵松 , 孙斌 , 高玉巧 , 张培先 , 张志萍 , 蔡潇 , 夏威 . 川东南地区二叠系茅口组一段非常规天然气富集高产主控因素[J]. 石油勘探与开发, 2025 , 52(2) : 362 -373 . DOI: 10.11698/PED.20240415

Abstract

Based on the data of drilling, logging, experiment and gas testing in the Nanchuan area, southeastern Sichuan Basin, the hydrocarbon generation potential, gas genesis, occurrence state, migration characteristics, preservation conditions, pore and fracture features and accumulation evolution of the first member of Permian Maokou Formation (Mao 1 Member) are systematically studied, and the main controlling factors of unconventional gas enrichment and high production in marlstone assemblage of Mao 1 Member are discussed. (1) The enrichment and high yield of unconventional natural gas in the Mao 1 Member are controlled by three factors: carbon-rich fabric controlling hydrocarbon generation potential, good preservation controlling enrichment, and natural fracture controlling production. (2) The carbonate rocks of Mao 1 Member with carbon rich fabric have significant gas potential, exhibiting characteristics of self-generation and self-storage, which lays the material foundation for natural gas accumulation. (3) The occurrence state of natural gas is mainly free gas, which is prone to lateral migration, and good storage conditions are the key to natural gas enrichment. Positive structure is more conducive to natural gas accumulation, and a good compartment is created jointly by the self-sealing property of the Mao 1 Member and its top and bottom sealing property in monoclinal area, which is favorable for gas accumulation by retention. (4) Natural fractures are the main reservoir space and flow channel, and the more developed natural fractures are, the more conducive to the formation of high-quality porous-fractured reservoirs and the accumulation of natural gas, which is the core of controlling production. (5) The accumulation model of unconventional natural gas is proposed as “self-generation and self-storage, preservation controlling richness, and fractures controlling production”. (6) Identifying fracture development areas with good preservation conditions is the key to successful exploration, and implementing horizontal well staged acidizing and fracturing is an important means to increase production and efficiency. The study results are of referential significance for further understanding the natural gas enrichment in the Mao 1 Member and guiding the efficient exploration and development of new types of unconventional natural gas.

Key words： Sichuan Basin; Permian; Maokou Formation; unconventional natural gas; main controlling factors of enrichment and high production; accumulation model; carbonate rock; southeastern Sichuan Basin

0 引言

四川盆地二叠系茅口组天然气勘探主要聚焦于茅口组二段—茅口组四段（简称茅二段—茅四段）岩溶缝洞和滩相白云岩储层，茅口组一段（简称茅一段）泥灰岩组合长期被视为碳酸盐岩烃源岩[1⇓⇓⇓-5]，勘探程度和认识程度较低。四川盆地及周缘大量钻井揭示茅一段具有较好含气性，呈现大面积连片含气特点，估算有利区资源量超过2×1012 m3[5]，具有巨大的勘探开发潜力[6⇓⇓⇓-10]。近年来，四川盆地茅一段非常规天然气勘探取得积极进展[7,11⇓⇓ -14]，在四川盆地南部（简称川南）、四川盆地中部（简称川中）、四川盆地东南部（简称川东南）和四川盆地北部（简称川北）等地区实现了勘探突破，部分井测试天然气产量为（22.5~55.6）×104 m3/d，有望成为重要的增储上产接替领域。
川东南地区茅一段形成于较深水的低能沉积环境，岩性组合复杂，为一套泥质灰岩、灰质泥岩和泥灰岩交互叠置的“眼皮眼球状”碳酸盐岩沉积建造[10⇓⇓⇓-14]，有机质较丰富，基质孔隙以纳米孔为主，天然裂隙发育，自身具有较大的生烃潜力和一定的储集性能，既不同于常规碳酸盐岩储层又异于页岩储层，同时又兼具页岩储层和常规天然气储层双重特性，为源储一体、成藏条件复杂的新型非常规天然气储层。川东南地区茅一段非常规天然气勘探实践揭示出同一气藏单井产量差异悬殊，实施的多口茅一段气藏控边井以及甩开勘探的预探井相继失利，表明该套储层成藏规律复杂，富集高产主控因素认识不清制约了茅一段天然气勘探开发。
前人对茅一段生烃潜力和成藏条件[1⇓-3,5⇓⇓⇓ -9]、储层特征及主控因素[4,10,12 -13]等开展了一定研究，但对这种新型非常规天然气储层的天然气赋存状态与运移特征、成藏演化、天然裂缝对富集成藏、单井产量的控制作用等研究相对较少，富集高产主控因素还不清楚，限制了茅一段甜点区优选和资源规模动用。
针对上述问题，本文基于川东南南川地区钻井、测井、录井、实验和压裂试气等资料，通过对茅一段生烃潜力、天然气成因、赋存状态、运移特征、保存条件、孔缝特征和成藏演化等方面开展系统研究，探讨茅一段非常规天然气富集高产主控因素和成藏模式，以期深化茅一段天然气富集规律认识，为新类型非常规天然气高效勘探开发提供参考。

1 区域地质概况

南川地区处于川东南地区（见图1a），受燕山期以来多期构造运动的影响，该区构造变形强烈，地层剥蚀严重[15⇓-17]，北部主要出露三叠系—侏罗系，往南二叠系—寒武系依次出露地表。茅口组构造继承下志留统龙马溪组构造，呈现“三隆三凹”相间分布的构造格局（见图1b），由西向东依次发育阳春沟构造带、神童坝向斜、东胜构造带、袁家沟向斜、平桥构造带、双河口向斜共6个构造带。南川地区茅口组厚度为200~230 m，自下而上划分为4段（见图1c），下部的茅一段为水体较深的外缓坡亚相沉积，厚度为146~180 m；向上水体变浅，茅二段—茅四段逐渐变为中缓坡亚相、内缓坡亚相沉积，厚度为75~85 m。茅一段根据岩性、电性等特征，进一步划分为9个小层，底部的①小层水体较深，以富泥的眼皮状灰岩为主，向上泥质含量减少，眼球状灰岩占比增大，各小层平均电阻率由130 Ω·m增大至12 034 Ω·m（见图1c）。
图1 川东南南川地区构造位置、特征及茅口组综合柱状图（GR—自然伽马；Rlld—深侧向电阻率；Rlls—浅侧向电阻率）

2 茅一段天然气勘探开发进展

“十三五”以来，四川盆地茅一段非常规天然气勘探不断取得新突破，截至2024年底，已有逾20口井获得工业气流。其中，川东南地区起步较早，义和1、焦石1、DS1HF、卧118、卧61、新3等井测试产气量为（1.67~23.15）×104 m3/d，率先实现了勘探突破，部分地区已进入开发评价阶段；川南地区DB1H、付35、塔7、音13等井测试产气量为（1.65~55.60）×104 m3/d；川中地区潼探1、广参2、女深5等井测试产气量为（0.17~30.01）×104 m3/d；川北地区吴家1井测试产气量为2.28×104 m3/d。盆地不同部位活跃的油气显示和较高测试产量，揭示出茅一段作为新类型非常规天然气，具有广阔的勘探开发前景[18⇓-20]。
川东南南川地区茅一段非常规天然气勘探始于2019年，先后经历了勘探突破和滚动勘探评价两个阶段。2019年，大量志留系页岩气过路井揭示茅一段气测显示活跃，部分井中途循环点火放喷焰高15~20 m，为探索茅一段非常规天然气勘探潜力，在平桥构造带部署DS1HF井，导眼井中途测试，试获日产气5.4×104 m3；此后为提高单井产量，采用“水平井+分段酸化压裂”思路，侧钻实施水平井，测试日产气22.5×104 m3，套压14.2 MPa，实现了茅一段新层系勘探重大突破。2020年至今持续开展滚动评价，为实现平桥背斜整体控制，甩开部署DS2HF、DS1-1HF等8口评价井，均获得工业气流，测试产气量为（3.8~9.6）×104 m3/d，套压为1.8~10.2 MPa；甩开勘探双河口向斜、东胜构造带，实施DS3HF、DS4HF和DS5HF共3口预探井，未获稳定工业气流。截至2024年5月，南川地区茅一段实施钻井12口，9口井获工业气流，钻井成功率达到75%，测试产气量为（3.8~22.5）×104 m3/d，单井累产气量为（942~7 000）×104 m3。

3 茅一段天然气富集高产主控因素和成藏模式

在南川地区茅一段天然气成藏条件研究的基础上，通过典型气藏解剖和成功井、失利井分析，结合富集规律剖析和勘探实践，认为川东南地区茅一段非常规天然气富集高产主要受控于富碳组构、保存条件和天然裂缝等3个因素。

3.1 富集高产主控因素

3.1.1 富碳组构控制生烃潜力

3.1.1.1 富碳组构碳酸盐岩具有较大生烃潜力

南川地区茅一段沉积期处于较深水的碳酸盐台地外缓坡亚相[21]，岩石组构以眼皮状灰岩、眼球状灰岩为主，夹少量灰质白云岩、含泥白云质灰岩（见图2）。其中眼皮状灰岩泥质含量较高，岩性主要为泥质灰岩，局部夹含灰泥岩和灰质泥岩，碳酸盐矿物含量为64.8%，黏土矿物及滑石含量为26.9%，电性上表现为中高自然伽马（50~121 API）、中低电阻率（16~320 Ω·m）、中低密度（2.37~2.64 g/cm3）的特征（见图2），厚度占比约为58%。眼球状灰岩以生屑灰岩、含泥灰岩为主，碳酸盐矿物含量达92.6%，黏土矿物及滑石含量为4.6%，电性上表现为中低自然伽马（28~50 API）、中高电阻率（406~18 000 Ω·m）、高密度（2.65~2.74 g/cm3）的特征（见图2），厚度占比约为42%。
图2 南川地区茅一段下部综合柱状图（ϕCNL—中子孔隙度；ρ—密度；Δt—声波时差；TOC—总有机碳含量）
外缓坡亚相古生物繁盛，海洋古生产力高，后期保存条件好，为茅一段提供了丰富的有机质。岩心及薄片鉴定揭示眼球状灰岩、眼皮状灰岩中生物碎屑含量较多，化石类型包括有孔虫、藻类、䗴类、有孔藻、腹足类等（见图3a—图3f）。茅一段样品微量元素分析显示外缓坡亚相V/Cr值小于2，平均值为0.59，U/Th值小于0.75，平均值为0.56，说明水体为相对富氧环境，利于海洋古生物繁育；P/Ti值高，平均值为1.0，证实古生产力较高；而Al/（Al+Fe+Mn）值远大于0.1，平均值为0.59，且Al/（Al+Fe）值大于0.4，平均值为0.62，Fe/Ti值远小于20，平均值为3.08，表明后期热液活动较弱，有利于烃类气体保存。茅一段硅质主要为生物成因硅（见图3g），证实沉积期硅质生物繁盛，有利于形成丰富的沉积有机质。
图3 南川地区JY205-2HF井茅一段生物化石及硅质成因三角图版

（a）深度1 035.41 m，有孔虫；（b）深度1 176.03 m，藻类；（c）深度1 181.64 m，䗴类；（d）深度1 191.88 m，有孔藻；（e）深度1 191.88 m，腹足动物；（f）深度1 242.85 m，有孔虫；（g）硅质成因三角图版

与常规碳酸盐岩储层相比，茅一段碳酸盐岩有机质丰富，总有机碳含量（TOC）为0.3%~2.7%，总体为富碳组构。纵向上，茅一段不同岩石组构TOC差异较大，眼皮状灰岩TOC值为0.70%~2.70%，平均值为1.25%；眼球状灰岩TOC值为0.3%~1.1%，平均值为0.8%。横向上，南川地区茅一段TOC具有自西向东逐渐增大趋势，总体为0.8%~1.2%，为较好烃源岩。干酪根显微组分鉴定表明茅一段显微组分以壳质组为主，含量为65%~82%，有机质类型为Ⅱ1—Ⅱ2型；干酪根碳同位素组成结果显示，δ13C值为−29.66‰~−24.96‰，属于Ⅱ1—Ⅱ2型，少量Ⅰ型（见图4）。镜质体反射率（Ro）为2.0%~2.3%，处于过成熟阶段，有利于生干气。茅一段生气能力较强，Ro值为2.0%~2.3%时，生气强度为（14~20）×108 m3/km2。因此，茅一段富碳组构灰岩具有较好的生烃潜力，为天然气成藏奠定了物质基础，眼皮状灰岩生烃能力优于眼球状灰岩。
图4 南川地区茅一段天然气碳同位素组成与不同层位烃源岩干酪根碳同位素组成对比图

3.1.1.2 茅一段天然气为自生自储油型裂解气

南川地区主要发育奥陶系五峰组—志留系龙马溪组、茅口组一段、二叠系龙潭组3套烃源岩[22⇓⇓-25]，其中五峰组—龙马溪组为海相深水陆棚亚相页岩[26⇓-28]，茅口组一段为外缓坡亚相碳酸盐岩，龙潭组为海陆过渡相页岩[23,25⇓ -27]，三者沉积环境、岩石组构、成岩演化等有较大差异。为了揭示茅一段天然气成因及来源，开展了气体组分、气体碳同位素组成、干酪根碳同位素组成、激光拉曼、薄片鉴定等实验分析。根据薄片观察，茅一段裂缝、孔隙中含有沥青，表明茅一段曾经发生油气运移或滞留。天然气组分揭示茅一段天然气CH4含量为96.08%~98.55%，平均值为97.25%，干燥系数为0.99~1.00，说明气源岩热演化程度高，为高演化程度的干气（见图5a—图5c）。方解石脉体中沥青激光拉曼图谱中的D峰（无序带峰）与G峰（有序带峰）的峰间距为270.7，折算激光拉曼Ro值为3.32%，也表明热演化程度较高。碳同位素组成特征揭示茅一段天然气δ13C1值主体为−32.2‰~−31.6‰，平均值为为−32.0‰，δ13C2值主体为−36.3‰~−35.8‰，平均值为−36‰，根据天然气成因图版（见图6），茅一段天然气为过成熟油型裂解气。茅一段天然气碳同位素组成较轻，表现出海相气特征，其δ13C1比龙潭组δ13C轻8.7‰（见图4），而δ13C2比龙潭组δ13C2轻8.5‰（见图5c、图5d），明显有别于龙潭组干酪根及天然气碳同位素组成，表明与龙潭组没有成因联系。6口不同构造位置钻井揭示，茅一段天然气碳同位素组成相近且分布形式较一致，由大到小依次为δ13C1、δ13C3、δ13C2，呈现部分倒转（见图5d），表现出同源的特征，其天然气甲烷碳同位素组成与其干酪根碳同位素组成较接近（见图4），同时分布形式有别于五峰组—龙马溪组天然气碳同位素组成的完全倒转（见图5d），地震剖面揭示茅一段与五峰组—龙马溪组之间无断层连通，因此判断与五峰组—龙马溪组也没有成因联系。综合来看，认为茅一段天然气来自于茅一段自身烃源岩，为干酪根热解气和原油裂解气的混合气，具有自生自储成藏特征。
图5 不同层系天然气组分碳同位素组成、干燥系数关系图
图6 南川地区天然气成因类型图版

3.1.2 良好的保存条件是天然气富集的保障

3.1.2.1 天然气赋存状态与运移特征

茅一段黏土矿物含量平均值为12.9%，最高达41.6%，TOC值为0.3%~2.7%，黏土矿物和有机质丰富的比表面可以为气体提供大量吸附点位[28]，因此对天然气具有一定的吸附能力，这与常规碳酸盐岩储层相比具有显著区别。DS1HF井同平台的JY205-2HF测井解释表明茅一段总含气量平均值为1.1 m3/t（见图2），其中吸附气占比为23.2%，游离气占比为76.8%，证实茅一段有一定吸附能力，但气体赋存状态仍以游离气为主，游离气易逃逸，对气藏保存条件要求较高。4件茅一段岩心样品不同方向渗透率实验表明，水平方向渗透率为（0.011 4~0.093 4）×10−3 μm2，垂直方向渗透率为（0.002 5~0.014 4）×10−3 μm2，水平方向渗透率是垂直方向渗透率的4.6~7.4倍，平均为6.6倍，表明储层的横向运移能力更强；岩心及薄片鉴定显示富泥质层段层理缝及滑脱缝发育，说明天然气更易发生横向运移，以游离态为主要赋存状态的茅一段天然气需要良好的侧向封堵及封盖条件才能聚集成藏。

3.1.2.2 良好的封盖条件是天然气得以大量保存的关键

南川地区茅一段岩心气测法测得的孔隙度为0.35%~3.51%，平均值为1.47%，脉冲法测得的渗透率为（0.000 1~0.330 0）×10−3 μm2，平均值为0.058×10−3 μm2，为特低孔致密储层。茅一段厚度为146~180 m，储层致密，孔径细小，自身有一定吸附能力，在毛管压力和吸附力作用下，可阻隔内部气体自由流动[29]，油气自封闭成藏，因此在裂缝欠发育区，茅一段储层内部具有良好的自封闭性。顶板茅二段—茅三段和底板栖霞组二段为致密灰岩（见图1），平面分布稳定，具有良好封隔性。茅一段自封闭性及其顶底板封隔性共同构筑起良好的三维封存箱，可以减缓天然气逸散。阳春沟构造带南部实施的SY4井，井口距离茅一段剥蚀区仅105 m，开孔层位为茅四段，在茅一段—茅二段底部（井深为115~400 m）钻遇285 m连续气测异常显示，全烃含量为1.0%~23.3%，平均值为4.9%，说明茅一段储层致密，受三维封存箱控制，即使靠近出露区也能局部成藏。
根据茅一段埋藏史、热史及岩心气液包裹体分析，南川地区茅一段存在3期油气成藏过程：①茅一段烃源岩沉积后，南川地区持续沉降，在晚三叠世开始大量生油，形成古油藏，共生的盐水包裹体均一温度为90~120 ℃（见图7）；②中侏罗世，埋深增大，地温升高，干酪根开始裂解生气（见图7），受有机酸溶蚀作用、成岩作用的影响，形成大量溶蚀孔、黏土矿物晶间孔等微观孔缝，油气就近充注于各类储集空间，形成古油气藏，共生的盐水包裹体均一温度为150~195 ℃；③晚侏罗世—早白垩世，埋深和古地温进一步增大，有机质热演化进入过成熟阶段，石油开始裂解生气（见图7），形成古气藏，共生的盐水包裹体均一温度为195~225 ℃。晚白垩世以后，南川地区受雪峰造山运动影响，持续挤压褶皱抬升，形成平桥、东胜和阳春沟等构造带以及伴生的三级断层，茅一段气藏进入动态调整，逐步向构造高点运移，构造形态、断层封闭性、储层自封闭性联合控制天然气聚集成藏。平桥构造带茅一段钻井表明，北部的断背斜区为挤压背景下形成的完整正向构造，是天然气运移指向区，控边断层封闭性较好，实钻证实茅一段含气层厚度大（100~140 m）、气测显示高（全烃含量平均值为15%~35%）、单井测试产量高（（3.8~22.5）×104 m3/d）；南部的斜坡区茅一段出露地表，天然气易向剥蚀区逸散，尽管仍有气测异常显示，但含气层厚度薄（0~10 m）、气测显示低（全烃含量平均值为1.2%~4.5%），且斜坡浅部位含气性差于斜坡深部位。因此，良好的保存条件是天然气富集的关键，正向构造更利于天然气汇聚成藏，单斜区受致密岩性控制也可滞留成藏，且单斜深部位保存条件优于浅部位。
图7 南川地区茅一段埋藏史与生烃演化模式

3.1.3 天然裂缝控制天然气产量规模

3.1.3.1 天然裂缝为茅一段主要储集空间和渗流通道

茅一段储层较为致密，孔径较小，基质物性较差。茅一段岩心气测法孔隙度平均值为1.47%，自下而上孔隙度呈减小趋势（见图2），渗透率平均值为0.058×10−3 μm2。11件样品孔径分布实验揭示，茅一段基质孔隙以介孔为主，占比32.0%；其次是小孔和大孔，占比分别为28.5%，23.8%，中孔占比为14.8%，整体为纳米级致密储层。
储集空间类型丰富（见图8），构造缝是最主要的宏观储集空间，溶蚀孔和粒缘缝是最主要的微观储集空间，黏土矿物晶间孔缝、有机质孔对储层物性有一定贡献。储集空间可划分为裂缝、无机质孔和有机质孔3大类[4,10⇓⇓⇓ -14,18⇓⇓ -21]，其中裂缝包括粒缘缝、黏土矿物收缩缝、有机质收缩缝和构造缝等，无机质孔包括溶蚀孔、黏土矿物晶间孔和黄铁矿晶间孔等，有机质孔主要为干酪根生烃孔和沥青孔。通过岩心观察及FMI成像测井，茅一段发育3期构造缝，多被方解石半充填—充填（见图8a、图8b），裂缝密度为7~36条/m，缝宽为0.5~5.0 mm，眼球状灰岩构造缝较眼皮状灰岩更发育。黏土矿物晶间孔缝主要发育于富泥质段，部分以滑石收缩缝的形式发育于滑石内部，局部缝宽可达数百纳米（见图8c），相对面孔率为4.5%~13.5%。
图8 南川地区JY205-2HF井茅一段储集空间特征

（a）1 180.24~1 180.34 m，高角度构造缝，被方解石半充填—充填；（b）1 184.32~1 184.50 m，构造缝十分发育，缝宽0.5~5.0 mm，被方解石半充填—充填；（c）1 209.16 m，黏土矿物晶间孔缝；（d）1 187.61 m，方解石边缘的粒缘缝，荷电效应明显，裂缝延伸呈弯曲式；（e）1 187.61 m，白云石边缘的粒缘缝，裂缝延伸较为平直；（f）1 205.33 m，溶蚀孔；（g）1 219.31 m，有机质孔及收缩缝；（h）1 180.06 m，有机质孔；（i）1 220.0~1 222.5 m，发育3条高角度构造缝（黑色线）、6条低角度构造缝，成像测井（绿色线）

粒缘缝多见于矿物颗粒间（见图8d、图8e），沿矿物颗粒边界展布，呈现弯曲式、平直式等多种样式，缝宽率为20~800 nm，相对面孔率为22.2%~34.8%，不同矿物周缘的粒缘缝相互连通，形成延伸长远的树枝状微缝系统。溶蚀孔的孔径为1~19 μm（见图8f），具备较好的储集性能，相对面孔率为43.2%~69.6%。有机质孔主要发育于眼皮状灰岩中，孔隙多为圆形或次圆形（见图8g、图8h），随埋深增大，面孔率呈增大趋势，相对面孔率为3.5%~8.3%。
岩石组构明显控制了微观孔隙发育特征。眼皮状灰岩微观孔隙类型以粒缘缝、黏土矿物晶间孔缝和溶蚀孔为主，有机质孔较发育，孔径平均值为22.1 nm，孔隙度平均值为1.76%，基质物性相对较好；眼球状灰岩微观孔隙类型以粒缘缝和溶蚀孔为主，孔直径平均值为15.0 nm，孔隙度平均值为1.28%，基质物性较差。为揭示裂缝对储层物性的影响，开展了4组全直径岩心与小柱塞岩心孔隙度对比实验，结果表明全直径岩心孔隙度为1.67%~1.99%，平均值为1.85%，小柱塞岩心孔隙度为0.38%~0.73%，平均值为0.59%，全直径岩心孔隙度是小柱塞岩心孔隙度的2.5~4.5倍，揭示裂缝对孔隙度的贡献占比约68.4%，基质孔的贡献占比为31.6%。孔隙度和渗透率相关性差（见图9），说明渗透率不受孔隙度影响，具有裂缝渗流的特征[30]。因此，茅一段为纳米级致密储层，岩石组构控制微观孔隙发育特征，裂缝为主要储集空间和渗流通道，裂缝发育区可形成孔隙-裂缝型储层。
图9 茅一段孔隙度与渗透率关系图

3.1.3.2 天然裂缝是控制天然气产量的核心要素

茅一段基质物性致密，以纳米级孔隙为主，孔隙度小，自身储气能力和渗流能力弱，与页岩储层十分相似，天然裂缝可以明显改善储层物性，从而利于游离气运移到裂缝网络汇聚成藏。茅一段构造缝、粒缘缝和黏土矿物收缩缝十分发育，大量发育的粒缘缝和黏土矿物收缩缝微观上沟通黏土矿物晶间孔缝、溶蚀孔及有机质孔隙，宏观上沟通构造缝，形成良好的微孔+微缝+构造缝“三位一体”的孔缝网络（见图10），利于气体储集和渗流。
图10 茅一段“三位一体”孔缝网络成储模式示意图
南川地区茅一段钻井证实，正向构造的天然裂缝发育区利于天然气富集高产。以平桥构造带断背斜区保存条件和埋深条件相近的DS1HF井、JY205-14HF井、DS2HF井为例：DS1HF井地层压力系数1.14，水平段中部垂深1 140 m，方位AVO属性预测小尺度构造裂缝发育，水平段整体气测显示活跃，全烃平均值为43%，测试产气量为22.5×104 m3/d，套压为14.2 MPa，单井产量高。JY205-14HF井水平段中部垂深为1 371 m，方位AVO属性预测小尺度构造裂缝不发育，水平段气测全烃平均值仅为7.6%，测试产气量为6.5×104 m3/d，套压为5.6 MPa，单井产量相对较低。而DS2HF井水平段中部垂深为1 274 m，方位AVO属性预测水平井前半段400 m小尺度裂缝发育，气测显示好，全烃平均值为32.5%；后半段500 m小尺度裂缝不发育，气测显示弱，全烃平均值仅为6.2%。因此，天然裂缝越发育，越利于形成优质孔隙-裂缝型储层，从而利于天然气富集成藏，是控制产量的核心要素。

3.2 非常规天然气成藏模式

川东南南川地区茅一段处于外缓坡沉积环境，古生物繁盛，海洋古生产力高，后期热液活动弱，利于有机质富集，富碳组构厚度大，TOC值和Ro值较高，有机质类型好，生气潜力较大，具有自生自储成藏特征。
茅一段天然气赋存状态以游离气为主，易沿层理缝及滑脱缝向构造高部位发生横向运移，良好的保存条件控制了天然气富集程度，三维封存箱和构造特征是影响保存条件的主要因素。茅一段厚度较大，储层致密，自身较高的TOC和黏土矿物含量提高了储层吸附能力，在较强的毛管压力和吸附力作用下，具有良好的自封闭性，可阻隔内部气体自由流动，其自封闭性与良好的顶底板共同形成三维封存箱，可以减缓天然气逸散，即使靠近出露区也可局部成藏。茅一段气藏晚期调整时间长，在流体势差驱使下，具有向高部位运移的趋势。高部位未被断层破坏或者目的层未被剥蚀的正向构造，具备构造圈闭聚集成藏特征，气体聚集于高部位，同时有低部位气源补充，整体利于天然气保存和汇聚成藏。高部位目的层被剥蚀的单斜构造区，天然气向剥蚀区顺层迁移，发生规模散失，保存条件变差，但受三维封存箱控制，也可滞留成藏，单斜深部位保存条件、含气性优于浅部位。
茅一段基质孔隙度低，孔径较小，为纳米级致密储层，自身储气能力和渗流能力弱。天然裂缝越发育，越利于改善储层物性，从而利于天然气在裂缝网络汇聚成藏，是控制产量的核心要素。茅一段天然裂缝（主要为构造缝、粒缘缝和黏土矿物收缩缝）十分发育，为主要储集空间和渗流通道，其与基质微观孔隙共同构筑起良好的微孔+微缝+构造缝“三位一体”孔缝网络，利于气体储集和渗流。
基于上述认识，建立了茅一段“自生自储、保存条件控富、裂缝控产”的非常规天然气成藏模式（见图11）。
图11 平桥构造带茅一段非常规天然气成藏模式（h—气测异常厚度；Q—全烃含量最大值；q—测试日产气量；剖面位置见图1）

4 勘探启示

4.1 找准保存条件较好的裂缝发育区是勘探成功的关键

四川盆地茅一段非常规天然气资源潜力巨大，估算4 500 m以浅的有利区资源量可达2×1012 m3以上[8]，四川盆地茅一段分布广泛，埋深主体在3 500 m以浅，是理想的非常规天然气勘探深度。南川地区在1 000~2 000 m深度段实现了浅层天然气突破，单井最高累产气已超7 000×104 m3，大安地区DB1H井在2 500~3 000 m深度段试获日产气55.6×104 m3[4-6]，预测最终可采气量为0.75×108 m3[5]，展现出茅一段浅层—深层均具有良好的勘探开发前景。川南、川中、川东南和川北等地区钻井揭示茅一段兼具页岩储层和常规天然气储层双重特性，为源内连续性非常规天然气储层，但具有连片含气、局部富气特征，高产井多数位于盆内正向构造或斜坡的裂缝发育区，因此找准保存较好的裂缝发育区是勘探成功的关键。结合茅一段富集高产规律和勘探实践，提出甜点区优选应重点考虑富碳组构、保存条件和天然裂缝3个要素，甜点区关键指标为：烃源岩TOC值大于1%、富碳组构的地层厚度大于30 m，发育正向构造或构造圈闭，压力系数大于1.1，三维地震属性预测中、小尺度裂缝发育且含气性好。

4.2 水平井分段酸化压裂是增产提效的重要手段

茅一段储层致密，与页岩储层类似，自然条件下难以形成商业气流，需要压裂改造形成体积缝网才能获得高产、稳产[31]，实施水平井分段酸化压裂是增产提效的重要手段。水平井靶窗和水平段优质储层钻遇率是影响单井产量的关键因素[32]。南川地区茅一段底部的①小层厚度为50 m，以富碳眼皮状灰岩为主，电性上具有高自然伽马、低电阻率特征，TOC、孔隙度和含气量较高（见图2），构造缝、粒缘缝和黏土矿物晶间孔发育，为水平井最优靶窗。由于构造缝的发育程度受构造、断层等多因素控制，平面展布不均匀，实施水平井可穿越更多的裂缝发育带，提高孔隙-裂缝型储层钻遇率，同时提高井控泄气体积。茅一段储层主要成分以碳酸盐矿物为主，利用大液量、大排量的分段酸化压裂工艺，可增强储层酸化溶蚀效果，有效沟通天然裂缝和微观孔缝，提高储层导流能力和改造体积[33⇓-35]，为长期高产稳产奠定基础。

5 结论

川东南南川地区茅一段非常规天然气具有“富碳组构控烃、良好保存条件控富、天然裂缝控产”的规律：茅一段富碳组构灰岩具有较大生气潜力，是天然气成藏的基础；良好的保存条件是天然气富集的关键，正向构造更利于天然气汇聚成藏，单斜区受三维封存箱控制也可滞留成藏；天然裂缝越发育，越利于形成优质孔隙-裂缝型储层，是控制产量的核心要素。
茅一段非常规天然气成藏模式为“自生自储、保存条件控富、裂缝控产”，找准保存条件较好的裂缝发育区是茅一段非常规天然气勘探成功的关键，实施水平井分段酸化压裂是增产提效的重要手段。茅一段甜点优选的一类区关键指标为：TOC值大于1%、富碳组构的地层厚度大于30 m，发育正向构造或构造圈闭，压力系数大于1.1，三维地震属性预测中、小尺度裂缝发育且含气性好。
四川盆地茅一段非常规天然气勘探开发前景广阔，具有连片含气、局部富气特征，持续开展勘探开发攻关，有望培育成为现实的战略接替领域，其勘探发现对中国富有机质碳酸盐岩层系非常规天然气勘探开发具有重要借鉴意义。

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