杨 雨 谢继容 张建勇 文 龙 赵路子 张 豪 田 瀚汪泽成 付小东 李文正 孙豪飞 谢增业 郝 毅 辛勇光
1.中国石油西南油气田公司 2.中国石油勘探开发研究院
中三叠统雷口坡组发育优质白云岩储层和膏盐岩盖层，是四川盆地天然气勘探的重要领域。历经50余年的勘探，已发现了磨溪、龙岗、中坝、彭州等常规气田[1-5]。四川盆地雷口坡组石油地质研究取得了3点基本认识：①以常规油气资源为主[5-8]；
②天然气源主要来自于下伏二叠系烃源岩和上覆上三叠统须家河组烃源岩[5-8]；
③储层岩性主要为孔隙型白云岩，泥质石灰岩、灰质泥岩等基本无储集空间[9-14]。虽然四川盆地雷口坡组发育白云岩储层，然而天然气从下伏二叠系烃源岩经过多套储层以及下三叠统嘉陵江组厚层膏盐岩运移到雷口坡组和从上覆须家河组烃源岩“倒灌”至雷口坡组都具有较高难度，供烃强度有限，导致雷口坡组常规天然气有发现但不能形成大规模储量区，与勘探期望规模相去甚远。
非常规油气是全球未来油气勘探的重要领域，其特点是资源规模大、储层物性差，在盆地中心、斜坡大面积分布，圈闭界限与水动力效应不明显[15-19]。近些年，在中国渤海湾盆地、三水盆地以及四川盆地中二叠统茅口组陆续发现泥灰岩非常规储层[20-25]。近期，四川盆地中部（以下简称川中地区）CT1井在雷口坡组三段二亚段（以下简称雷三2亚段）泥质石灰岩和灰质泥岩段测试获日产天然气10.87×104m3，日产油47.04 m3，取得了海相泥质石灰岩和灰质泥岩非常规油气勘探突破。老井复查表明，四川盆地雷三2亚段潟湖相泥质石灰岩和灰质泥岩大面积发育，已钻井在泥质石灰岩和灰质泥岩中常见气侵显示，该层系有望成为天然气勘探的重要领域。
为此，笔者在对川中地区雷口坡组老井复查和新井跟踪研究的基础上，对雷三2亚段潟湖相泥质石灰岩和灰质泥岩进行系统取样，开展了扫描电镜、高压压汞、脉冲渗透率等非常规储层实验，分析了该类储层的特征和主控因素；
在此基础上通过井震结合预测了储层发育有利区，并结合其成藏地质条件分析勘探潜力，预测下一步该层系的油气勘探方向，以期为四川盆地雷三2亚段油气勘探提供有益的地质理论依据。
四川盆地是扬子准地台上偏西北一侧的一个次一级构造单元[1]，中三叠世雷口坡期属于扬子克拉通盆地的一部分[26]；
古温度介于34.6～36.9 ℃，古气候以干旱为主，间夹潮湿气候[27-29]；
盆内古隆起主要是泸州古隆起、开江古隆起。四川盆地雷口坡组总体为一套碳酸盐岩和蒸发岩共生沉积序列[30]（图1-a、b），纵向上自下而上可划分为雷一、雷二、雷三、雷四和雷五段，雷三段自下而上又细分为雷三1亚段、雷三2亚段和雷三3亚段（图1-c）。受印支运动影响，川中地区雷口坡组与上覆须家河组之间呈微角度—平行不整合接触，代表3～5 Mya中短期的地层剥蚀和夷平；
川中地区雷口坡组普遍遭受剥蚀，整体缺失雷五段，由西向东地层逐渐被剥蚀减薄。川中地区雷三2亚段厚度呈现出“中厚边薄”的分布特征，遂宁—南充凹陷中心地层最厚，厚度介于200～280 m，周边依次向外地层逐渐减薄；
由于靠近泸州古隆起和开江古隆起，东侧和南侧雷三2亚段剥蚀严重，局部地区如合川以南地区雷三2亚段被剥蚀殆尽（图1-a）。
图1 川中地区雷三2亚段地层厚度分布、沉积相及柱状图
2.1 川中地区雷三2亚段沉积相
雷三2亚段沉积期，川中地区位于凹陷区，以潟湖相沉积为主，岩性以水体较深、能量极低、盐度大的潮下低能沉积的膏盐岩和泥质石灰岩、灰质泥岩为主。遂宁—南充凹陷中心沉积了大套的盐岩、膏岩夹泥质石灰岩和灰质泥岩，主要为膏盐质潟湖沉积环境沉积，膏盐质潟湖周边依次向外围发育含膏泥灰质和泥灰质潟湖沉积，最外围是含泥灰坪沉积，膏盐岩含量由中心向外围依次逐渐减少（图1-b）。受间歇性海侵—封闭蒸发的影响，川中潟湖区雷三2亚段主要为膏盐岩与泥质石灰岩和灰质泥岩互层沉积，沉积多套黑色富含有机质泥质石灰岩和灰质泥岩（图1-c）；
泥质石灰岩和灰质泥岩具有较强的生烃能力。
2.2 雷三2亚段非常规储层特征
川中地区雷三2亚段泥质石灰岩和灰质泥岩储层孔隙类型除了石膏内部沿裂缝发育的扩溶孔（图2-a）外，主要是纳米—微米级无机孔、有机质孔和裂缝（图2-b），无机孔主要是矿物粒间和粒内孔隙，产生矿物粒间孔和粒内孔的矿物主要是黏土矿物、方解石和黄铁矿等矿物（图2-c～e）。有机质孔隙主要发育在有机质中（图2-f）。裂缝主要有构造裂缝和微裂缝两种。CT1井雷三2亚段泥质石灰岩和灰质泥岩岩心发育两期裂缝，早期裂缝以低角度裂缝为主，大多数被方解石充填，晚期裂缝以高角度裂缝为主，切穿早期低角度裂缝，大多数被方解石充填（图2-g）；
微裂缝主要发育在矿物颗粒之间、矿物周围和有机质及石膏内部，最常见的是黏土矿物收缩缝和石膏微裂缝（图2-i～k）。川中地区4口井雷三2亚段碳酸盐岩岩心样品孔隙度介于0.10%～8.51% （166个），渗透率介于 0.000 76 ～ 1.680 00 mD（139 个）（表1）。其中，32个泥质石灰岩和灰质泥岩样品孔隙度介于2.00%～8.51%，平均值为2.7%；
16个泥质石灰岩和灰质泥岩样品渗透率介于0.001～1.490 mD（16个），平均值为0.190 mD。总体上属于低孔、低渗非常规储层。
图2 川中地区雷三2亚段泥质石灰岩和灰质泥岩储集空间特征照片
表1 川中地区部分井雷三2亚段岩心样品物性参数统计表
2.3 雷三2亚段非常规储层主控因素
黏土矿物含量是影响泥质石灰岩和灰质泥岩孔隙度的关键因素，黏土矿物含量越高，黏土矿物粒间孔和收缩缝增多，孔隙度越高。川中地区雷三2亚段碳酸盐岩岩心样品中黏土矿物含量高（大于25%）的泥质石灰岩和灰质泥岩孔隙度介于2.00%～8.51%，黏土矿物含量低（小于25%）的泥晶石灰岩和含泥石灰岩的孔隙度介于0.10%～2.00%，只发育少量方解石晶间孔等（图2-l）。比如，HP1井雷三2亚段黏土矿物含量（大于50%）的灰质泥岩发育黏土矿物粒间孔、黏土矿物收缩缝和有机孔，孔隙度为6.93%（图2-j）；
黏土矿物含量（介于25%～50%）的灰质泥岩发育黏土矿物粒间孔、黏土矿物收缩缝，孔隙度为4.05%（图2-k）。
石膏可能是影响孔隙度的重要因素。川中地区CT1井雷三2亚段含膏泥质石灰岩石膏内部可以见到沿裂缝扩溶的溶孔（图2-a），它很可能与石膏的易溶性有关，当流体流经石膏内的裂缝时，可能会溶蚀一部分石膏，从而产生溶孔溶洞。
裂缝的发育程度是影响渗透率的至关重要的因素。CT1井区裂缝发育，由早期低角度裂缝和晚期高角度裂缝组成网状裂缝系统，极大地改善了储层的储集性能；
JY1井雷三2亚段有微裂缝的泥质石灰岩和灰质泥岩样品渗透率（平均渗透率为0.025 41 mD）明显高于没有微裂缝的泥质石灰岩和灰质泥岩样品的渗透率（平均渗透率为0.002 56 mD），两者相差约10倍。
目前，针对泥质石灰岩和灰质泥岩非常规储层有利区的预测，缺乏可参考的研究成果。常用的储层预测手段一般包括地震属性和地震反演，由于地震属性与储层物性参数之间不是简单的线性关系，因此利用地震属性难以满足勘探生产的需要。泥质石灰岩和灰质泥岩储层在测井上表现为高自然伽马、低速度，与围岩差异明显，且储层厚度一般都超过10 m，能够达到地震分辨率的识别精度，因此，利用地震反演手段能够识别储层。地震反演是储层定量预测最为常用的手段之一，笔者优选地震波形指示反演方法来进行泥质石灰岩和灰质泥岩储层的精细定量预测，该方法克服了常规反演分辨率低以及受子波和低频模型影响较大的缺点，利用地震波形横向变化代替变差函数，在提高垂向分辨率的同时，横向预测的准确性得到有效保证。
首先通过岩石物理分析，选取对泥质石灰岩和灰质泥岩储层最为敏感的测井曲线，为基于井约束的反演提供指导。图3为纵波波阻抗、自然伽马与储层关系的散点图，图中黄色点和黑色点分别代表泥质石灰岩储层、灰质泥岩储层和非储层。从图中可以看出，纵波波阻抗对泥质石灰岩和灰质泥岩储层具有很好的区分性，泥质石灰岩和灰质泥岩储层在测井上表现为高自然伽马和低波阻抗的特征。因此，纵波波阻抗对泥质石灰岩和灰质泥岩储层最为敏感，可以采用基于波形指示的波阻抗反演来预测储层的纵横向分布。
图3 川中地区雷三2亚段非常规储层、非储层波阻抗与自然伽马关系图
图4为过CT1井的地震剖面与地震波形指示反演结果叠合图。图中暖色调代表低纵波波阻抗，冷色调代表高纵波波阻抗，分别指示储层和非储层。图中井旁测井紫色曲线为纵波波阻抗曲线，顶部膏盐岩对应最低的纵波波阻抗。从地震剖面上可以直观地看出，低自然伽马的膏盐岩主要发育在雷三2亚段顶部，膏盐岩底界表现为中强波峰反射，可以进行追踪对比，在反演时通过层位的约束来消除雷三2亚段顶部膏盐岩的影响。从反演剖面上看，泥质石灰岩和灰质泥岩储层与非储层的界面明显，纵横向展布特征清晰，储层总体上分布稳定，局部受构造挤压的影响发生揉皱难以识别。泥质石灰岩和灰质泥岩储层对应较低的纵波波阻抗，地震波形指示反演结果与实钻井的纵波波阻抗曲线具有很好的匹配关系。结合岩石物理分析结果和目的层段井震对应关系，确定非常规储层的纵波波阻抗门槛值介于9 000 ～ 14 000 (g/cm3)·(m/s)。CT1 井雷三2亚段预测储层厚度为53 m，实际厚度为55 m，反演结果与实钻井储层厚度的误差较小，证实地震波形指示反演对于泥质石灰岩和灰质泥岩储层预测的可靠性。
图4 过CT1井地震反演剖面图
利用川中地区钻井、测井资料，结合地震反演等手段，编制了四川盆地雷三2亚段泥质石灰岩和灰质泥岩储层分布图（图5）。从图中可以看出，除了川中南部边缘等地区由于地层被剥蚀殆尽不发育储层外，这套潟湖相致密泥质石灰岩和灰质泥岩储层在川中大面积分布，主要位于西充—仪陇、WD6井—MX3井2个储层厚值区，西充—仪陇地区储层有利区面积约 4 700 km2，主体厚度介于 30 ～ 50 m，WD6 井—MX3 井有利区厚度介于 10 ～ 30 m，面积约 4 000 km2（图5），这两个储层厚值区是下一步四川盆地雷三段蒸发潟湖相碳酸盐岩储层油气勘探的有利方向。
图5 川中地区雷三2亚段泥质石灰岩和灰质泥岩非常规储层分布图
4.1 烃源岩条件
CT1钻探过程中，雷三2亚段泥质石灰岩和灰质泥岩见油气显示7次、气侵4次、井漏2次、气测异常1次。岩心和岩屑薄片观察表明，CT1井雷三2亚段顶部以膏盐岩与雷三3亚段泥晶石灰岩分界，底部以膏盐岩与雷三1亚段泥质石灰岩分界。雷三2亚段上部岩性主要为膏盐岩夹泥质石灰岩和灰质泥岩，中下部岩性主要为泥质石灰岩、灰质泥岩夹膏盐岩，泥质石灰岩普遍含石膏。泥质石灰岩和灰质泥岩富含有机质，是一套较好的碳酸盐岩烃源岩，总有机碳含量（TOC）介于0.30%～1.44%，TOC＞0.50%的烃源岩累计厚度约60 m；
干酪根碳同位素偏重，δ13C介于-29.6‰～-27.1‰，有机质类型为混合型；
成熟度（Ro）介于1.92%～2.26%，处于高成熟阶段；
生烃潜量（S1+S2）介于0.30～3.50 mg/g，平均值为0.96 mg/g。测井解释非常规储层厚度为55.25 m，储层岩性主要为泥质石灰岩和灰质泥岩（图6）。
图6 CT1井雷三2亚段综合柱状图
CT1井雷三2亚段泥质石灰岩和灰质泥岩储层段酸化后测试，获日产天然气量为10.87×104m3，日产油量为47 m3，发现海相非常规油气。CT1井原油密度介于 0.73 ～ 0.75 g/cm3，平均值为 0.74 g/cm3，为轻质油，黏度介于 0.67 ～ 0.91 mPa·s，平均值为 0.76 mPa·s，初馏点介于26～29 ℃。初馏点与上三叠统须家河组、中侏罗统沙溪庙组等气藏油性质存在一定差异，CT1井原油密度、黏度比沙溪庙组和须家河组原油大（表2）。CT1井雷口坡组凝析油处于高成熟阶段，利用金刚烷判识Ro=1.65%，利用甲基菲指数确定Ro=1.76%～1.86%，处于高成熟阶段。天然气为湿气，甲烷含量介于85.83%～88.15%，乙烷含量介于5.51%～7.76%，丙烷含量介于1.79%～3.20%；
干燥系数介于0.871～0.924。
表2 CT1井不同层系凝析油物性参数对比表
多种分析化验证据表明，CT1井雷口坡组油气以自源近距离聚集成藏为主，母质类型主要为偏腐泥混合型，原油处于高成熟阶段。
4.1.1 CT1井雷三2亚段油气同位素具有海相特征，具有自生来源特征
CT1井天然气氢同位素明显比陆相须家河组气重，轻于海相二叠系来源天然气；
天然气δ13C1、δ13C2值轻于多数须家河组气样，仅与少部分样品接近，可能主要与原生气藏的累积聚气有关；
天然气碳同位素特征显示其为过渡型，来源于混合有机质。
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约以-150‰为界，而CT1井天然气δ2HCH4值大于-150‰，为海相成因（图7-a）。
图7 CT1井雷三2亚段油气成因分析图
CT1井雷三2亚段原油轻烃和正构烷烃单体烃碳同位素较轻，具有海相原油的特征。须家河组原油轻烃同位素较重，介于-26‰～-21‰；
CT1井原油轻烃、正构烷烃单体烃碳同位素较轻，主要介于-23‰～-32‰，表现出海相烃源岩特点。对比分析还发现，CT1井雷三2亚段凝析油轻烃及正构烷烃单体碳同位素与上覆须家河组、下伏嘉陵江组凝析油均不同（图7-b），CT1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。因此，CT1井雷三2亚段油气属于自生自储类型，就近聚集成藏。
4.1.2 雷三2亚段原油母质类型主要为偏腐泥混合型
CT1井雷三2亚段油气轻烃组成均以正构烷烃和链烷烃为主，有机质类型为混合型，与雷三2亚段泥灰岩烃源岩有机质类型吻合。CT1井雷三2亚段原油正构烷烃以低碳数为主，揭示其成熟度较高，姥鲛烷/植烷（Pr/Ph）比值为1.45，为还原环境，Pr/nC17、Ph/nC18比值表明为混合型有机质，以偏腐泥混合型为主（图7-c）。CT1井雷三2亚段泥灰岩干酪根类型主要为混合型，说明两者具有亲缘关系。
CT1井雷三2亚段原油与中坝气田须家河组原油轻烃、正构烷烃特征存在明显差异，反映油源不同。须家河组原油轻烃组分具有甲基环己烷＞正庚烷、2-甲基己烷含量高、庚烷值与异庚烷值低的特征；
CT1井雷三2亚段原油轻烃组分中甲基环己烷＜正庚烷，2-甲基己烷含量低、庚烷值与异庚烷值高，两者具有明显差异（图7-d）。
4.2 油气勘探潜力
川中地区雷三2亚段埋深介于 2 000 ～ 4 000 m，大面积发育的潟湖相泥质石灰岩和灰质泥岩普遍含气，已钻井在泥质石灰岩和灰质泥岩中气侵显示频繁，新钻井CT1井测试已获工业油气流，具有一定的油气勘探潜力，是有利的海相非常规油气藏勘探领域。①川中地区雷三2亚段泥质石灰岩、灰质泥岩是一套潟湖相烃源岩，实测残余TOC平均值为0.77%，最高可达1.98%，属于较好的碳酸盐岩烃源岩；
西充—仪陇地区为生烃中心，厚度介于60～130 m（图8），生烃强度介于 6×108～ 12×108m3/km2，估算生烃量为25×1012m3。②川中地区雷三2亚段泥质石灰岩和灰质泥岩既是烃源岩又是储层，储集空间以纳米—
微米级孔缝为主，储层低孔、低渗，储层在川中地区大面积分布，西充—仪陇和WD6井—MX3井2个储层厚值区总面积约8 700×104km2，储层主体厚度介于10～50 m。③雷三2期，川中地区大面积分布的膏盐质潟湖沉积了多层膏岩、盐岩等蒸发岩，膏盐岩与富有机质泥质石灰岩和灰质泥岩交互沉积，多层膏盐岩的存在为其下部富有机质泥质石灰岩和灰质泥岩形成异常高压（如MX3井产层中部地层压力为42.20 MPa，地层压力系数1.81；
CT1井地层压力系数为1.96）提供良好的地质条件，同时也为下部地层天然气的聚集和保存起到良好的封盖作用，对雷三2亚段富有机质泥质石灰岩和灰质泥岩致密气的成藏和保存有重要影响。川中地区雷三2亚段大面积发育的潟湖相泥质石灰岩和灰质泥岩源储一体，顶底板均为膏盐岩封堵，可以构成一种新型非常规天然气成藏系统（图9）。川中地区雷三2亚段存在连续分布的海相非常规油气藏，西充—仪陇等裂缝发育区将是油气富集区，油气勘探潜力大。
图8 四川盆地雷三2亚段泥质石灰岩和灰质泥岩厚度分布图
图9 四川盆地雷三段非常规气成藏模式图
1）川中地区雷三2亚段发育泥质石灰岩和灰质泥岩储层，储集空间以纳米—微米级无机孔、有机孔和裂缝为主，孔隙度介于2.00%～8.51%，渗透率介于 0.000 76 ～ 1.680 00 mD，属于低孔、低渗非常规储层。
2）黏土矿物含量是影响泥质石灰岩和灰质泥岩孔隙度的关键因素，黏土矿物含量与孔隙度成正比，黏土矿物含量越高，孔隙度越大；
石膏是影响孔隙度的重要因素，石膏中常见沿裂缝分布的溶孔；
裂缝是影响渗透率的关键因素，裂缝越发育，渗透率越高。
3）纵波波阻抗对泥质石灰岩和灰质泥岩储层具有很好的区分性，泥质石灰岩和灰质泥岩储层表现为高自然伽马、较低中子和较低波阻抗；
井震结合预测储层在川中潟湖区大面积分布，存在西充—仪陇、WD6井—MX3井2个储层厚值区，厚度介于10 ～ 50 m。
4）川中地区雷三2亚段大面积发育的潟湖相泥质石灰岩和灰质泥岩源储一体，顶底板均为膏盐岩封堵，具有埋深浅、分布广、原地生烃、成储和成藏的特点，可以构成一种新型非常规油气成藏系统。川中地区雷三2亚段存在连续分布的海相非常规油气，西充—仪陇等裂缝发育区是油气富集区，油气勘探潜力大，是一个值得探索的非常规油气勘探新领域。
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