由于发育优质的白云岩储层和膏盐岩盖层，四川盆地中三叠统雷口坡组天然气勘探被寄予厚望，源储配置关系和圈闭复杂，虽历经50余年的勘探，雷口坡组天然气有发现但无法形成规模储量区，只发现了川西中坝、川中磨溪和龙岗、川东卧龙河等气田和一些含气构造或裂缝系统（川中龙女寺、潼南、罗渡溪和川南观音场、自流井等），均为常规气藏^[1-7]，累计探明地质储量仅为582.93×10⁸m³，与四川盆地雷口坡组丰富的天然气资源量（7609.93×10⁸m³）不匹配。长期以来四川盆地中三叠统雷口坡组的勘探区域和层段主要集中于川中地区和蜀南地区雷一段、川西北地区雷三段及川西地区雷四段，对整个四川盆地雷口坡组储层特征和勘探领域缺乏系统研究^{[2-4, 8-20]}，同时也反映出雷口坡组储层特征和天然气成藏规律的复杂性。主要表现在：（1）气源多，以混源为主，主力烃源不明确；（2）储层类型多、层位多，优质储层形成机制不明确；（3）天然气成藏主控因素不清楚。本文在大量露头、岩心、岩屑、分析化验等资料的基础上，通过地质、测井及地震相结合的综合研究方法，对四川盆地中三叠统雷口坡组储层和天然气成藏特征开展了系统研究，利用最新的勘探成果和资料分析了四川盆地雷口坡组天然气勘探领域，期望能为四川盆地雷口坡组勘探提供有益的地质理论指导和技术思路。

四川盆地是扬子准地台上偏西北侧的一个次一级构造单元^[1]，中三叠统雷口坡组沉积期属于扬子克拉通盆地的一部分^[8]，古温度为34.6~36.9℃，古气候以干旱为主，间夹潮湿气候^[9-11]。受印支运动早幕构造抬升影响，四川盆地中三叠统雷口坡组沉积期盆缘和盆内古隆起发育（图 1a）：（1）四川盆地西南缘存在康滇古陆，北缘为米仓山古隆起和大巴山古隆起，西缘为龙门山岛链，东南缘为江南古陆；（2）盆内古隆起主要是泸州古隆起、开江古隆起。

图 1

图 1 四川盆地雷口坡组沉积期区域地质背景 Fig. 1 Regional geological settings during the deposition period of Leikoupo Formation in Sichuan Basin （a）四川盆地雷口坡组沉积期构造古地理图；（b）川西地区雷口坡组地层柱状图

四川盆地中三叠统雷口坡组顶部与上三叠统须家河组碎屑岩不整合接触，底部与下三叠统嘉陵江组蒸发岩整合接触，雷口坡组总体为一套碳酸盐岩和蒸发岩混积序列，纵向上自下而上可划分为雷一段、雷二段、雷三段、雷四段和雷五段（图 1b）。受印支运动影响，四川盆地上三叠统沉积前结束了海相沉积的历史，继而进入陆相盆地沉积阶段^[12]。盆内中三叠统雷口坡组与上覆上三叠统须家河组之间呈微角度—平行不整合接触，代表 3~5Ma中短期的地层剥蚀和夷平；盆内雷口坡组普遍遭受剥蚀，残余地层厚度为0~1200m，由西向东地层逐渐被剥蚀减薄，川东泸州古隆起、开江古隆起地区地层剥蚀严重，古隆起核心地区地层被剥蚀殆尽。

四川盆地在雷口坡组沉积期盆缘隆起发育、盆内坳隆相间，障壁发育，古气候干旱，海水主要来自西北部的滇青藏古大洋，总体表现为西深东浅的沉积格局，盆地内部主要是局限台地沉积环境。本文通过露头、岩心、岩屑、薄片的观察，结合测井、地震等特征，识别了雷口坡组主要沉积相类型，混积潮坪、潟湖、潟湖边缘坪（云坪、灰坪等）、滩相（潟湖边缘滩和障壁丘滩）是其骨架相，其岩石类型主要包括蒸发岩、颗粒灰岩、颗粒云岩、泥晶石灰岩、泥晶白云岩、藻云岩及砂泥岩（表 1）。不同的亚相或微相在侧向上可以是连续的，也可以是交叉的；台内各亚相和微相在不同时期的侧向迁移也相当频繁。

表 1

表 1 四川盆地雷口坡组局限台地沉积相类型表 Table 1 Classification and characteristics of the restricted platform facies of Leikoupo Formation in Sichuan Basin 沉积相 沉积亚相 沉积微相 沉积特征 分布区域 局限台地 混积潮坪 泥质灰坪 紫红色、灰紫色泥岩与石灰岩不等厚互层。陆源泥砂质较多，常见干裂构造等 泸州古隆起、开江古隆起东侧 泥质云坪 紫红色、灰紫色泥岩与白云岩不等厚互层。陆源泥砂质较多，常含斑状膏岩和肠状膏岩，常见干裂构造等 泥坪 紫红色、灰紫色泥岩。常见干裂构造等 潟湖 灰质潟湖 主要为黑灰色瘤状石灰岩、灰色—褐灰色泥晶石灰岩夹深灰色泥质条带。发育水平层理、水平虫迹 低洼处 云质潟湖 以发育厚度较大的灰黑色、深灰色、褐灰色泥晶—粉晶白云岩为特征。发育水平纹理，少见虫迹、冲刷面和粒序层理，偶夹有少量的风暴岩 膏盐质潟湖 以形成大套深灰色质纯膏岩、块状膏岩、纹层状膏岩为特征，可夹薄层状褐灰色膏质云岩及灰绿色、深灰色泥页岩或深灰色膏岩、云质膏岩、膏质云岩的不等厚互层。发育水平纹理、变形层理 泥灰质潟湖 灰绿色、深灰色泥岩和黑色页岩，常含灰质，可夹薄层状灰质泥岩、泥灰岩和泥质灰岩，有时偶夹极薄层状膏岩或偶含石膏斑块。水平层理、韵律层理和水平纹理发育良好，泥岩有时可见块状层理 潟湖边缘坪 灰坪 以灰色、深灰色、褐灰色、土黄色泥晶—粉晶石灰岩为主 潟湖边缘 潟湖边缘泥质灰坪 以灰色、深灰色泥质灰岩为主，夹含泥灰岩 云坪 以灰色、深灰色、褐灰色、土黄色泥晶—粉晶白云岩为主。镜下可见较多的溶蚀孔洞 膏质云坪 主要为灰色、深灰色、褐灰色泥晶—粉晶膏质云岩和含膏泥晶—粉晶白云岩，或者由灰色、褐灰色泥晶—粉晶白云岩夹薄层状灰白色膏岩的纹层状膏质云岩组成。可见水平层理、韵律层理等，镜下可见到富膏质层与贫膏质层组成的韵律层理 藻云坪 以灰色、深灰色、褐灰色藻云岩为主。镜下可见较多的溶蚀孔洞 潟湖边缘滩 潟湖边缘鲕粒滩 灰色、灰褐色薄中层亮晶鲕粒灰岩、白云岩为主。块状层理为主 潟湖边缘古地貌高处 潟湖边缘砂屑滩 灰色、灰褐色薄中层砂屑灰岩、白云岩为主。块状层理为主 障壁丘滩 鲕粒滩 灰色、灰褐色厚层亮晶鲕粒灰岩、白云岩为主。发育交错层理 川西龙门山古地貌高处 砂屑滩 灰色、灰褐色厚层亮晶砂屑灰岩、白云岩为主。发育交错层理 藻屑滩 灰色、灰褐色厚层藻屑灰岩、白云岩为主。发育交错层理

表 1 四川盆地雷口坡组局限台地沉积相类型表 Table 1 Classification and characteristics of the restricted platform facies of Leikoupo Formation in Sichuan Basin

在主要岩石类型单因素综合分析的基础上，结合测井、地震，明确了四川盆地雷口坡组沉积相展布规律，其沉积环境平面上自西向东表现为障壁丘滩—潟湖边缘坪和潟湖边缘滩—潟湖—潟湖边缘坪和潟湖边缘滩—混积潮坪的展布特征，纵向上表现为蒸发岩、白云岩与石灰岩互层的演化特征（图 1b）。盆地东部江南古陆活化隆升和盆内泸州古隆起、开江古隆起^[15-16]隆升对区域沉积具有重要控制作用，主要体现在：（1）陆源碎屑供给方向由嘉陵江组沉积期的南北向转变为东西向，泸州古隆起、开江古隆起西部表现为碳酸盐岩和蒸发岩共生的雷口坡组相区，东部则表现为碳酸盐岩、蒸发岩与陆源碎屑岩共生的巴东组相区。（2）盆内潟湖由东北逐渐向西南“逆时针”迁移，潟湖中心由雷二段沉积期川中仪陇地区向西南迁移到雷四²亚段沉积期川西成都地区，沉积了厚层膏岩和盐岩等蒸发岩（图 2）。（3）川西龙门山障壁丘滩带和川中潟湖边缘滩带“双滩带”是有利的沉积相带，主要发育于雷一¹亚段、雷三³亚段和雷四³亚段沉积期。雷一¹亚段沉积期川中潟湖边缘滩带广泛发育，主要分布在川中古地貌较高地区，面积约为1×10⁴km²；雷三³亚段和雷四³亚段沉积期川西龙门山障壁丘滩带发育，面积约为3000km²（图 3）。

图 2

图 2 四川盆地雷口坡组沉积期潟湖分布和迁移 Fig. 2 Distribution and migration of lagoons during the deposition period of Leikoupo Formation in Sichuan Basin

图 3

图 3 四川盆地雷口坡组沉积期“双滩带”分布和迁移 Fig. 3 Distribution and migration of the"double beach zones"during the deposition period of Leikoupo Formation in Sichuan Basin

四川盆地“双滩带”是孔隙型白云岩储层主要发育区，储层主要发育在雷一¹亚段、雷三³亚段和雷四³亚段，3套储层各有其特点及分布范围。

雷一¹亚段储层岩性以滩相砂屑云岩、鲕粒云岩和细—粉晶白云岩为主，储集空间以粒间（溶）孔和晶间（溶）孔为主（图 4a-c）。据川中地区28口井岩心样品实测资料统计，岩心孔隙度为3%~31.79%，平均为8.53%，渗透率为0.02~1.82mD，平均为0.26mD，整体表现为中孔—低渗的特征，局部中高孔渗。雷一¹亚段储层在川中泸州古隆起、开江古隆起西斜坡广泛分布，面积约为1×10⁴km²，厚0~20m(图 5a)。

图 4

图 4 四川盆地雷口坡组滩相储层微观特征图 Fig. 4 Microscopic characteristics of beach facies reservoir of Leikoupo Formation in Sichuan Basin

图 5

图 5 四川盆地雷口坡组储层分布图 Fig. 5 Distribution of Leikoupo Formation reservoir in Sichuan Basin

雷三³亚段储层岩性以滩相藻屑云岩、藻云岩为主，以粒内溶孔、粒间溶孔、藻间溶孔和晶间溶孔为主（图 4d—f）。通过岩心物性分析统计得到的储层孔隙度主体介于2%~8%, 渗透率主体介于0~1mD，裂缝较发育, 属于裂缝—孔隙型储层。雷三³亚段储层在川西龙门山古地貌高处规模分布，面积约为1×10⁴km²，主体厚20~40m(图 5b)。

雷四³亚段储层岩性以滩相藻屑云岩、藻云岩及细—粉晶白云岩为主，由于靠近雷口坡组顶部风化壳，局部地区受岩溶作用影响，储集空间以粒间（溶）孔、藻间溶孔和晶间溶孔为主（图 4g-i）。川西地区藻屑云岩和藻云岩储层广泛发育，面积约为0.8×10⁴km²，储层厚10~40m，储层平均孔隙度为3.1%，平均渗透率为1.05mD；川中龙岗等地区储层较发育，主体厚10~30m。

近年来在对川中地区充探1、简阳1等新井跟踪研究中，在雷三²亚段潟湖相膏盐岩夹层中发现致密泥质灰岩、灰质泥页岩储层，孔隙类型以纳米—微米级矿物粒间孔和粒内孔、有机质孔及微裂缝为主（图 6）。产生矿物粒间孔和粒内孔的矿物主要包括黏土、方解石和黄铁矿（图 6a、c），有机质孔主要发育在有机质中（图 6b、d），而微裂缝主要发育在矿物颗粒之间、矿物周围和有机质内部（图 6a）。储层低孔低渗，孔隙度为0~8.51%，渗透率为0.0076~1.68mD。30余口井测井储层重新解释证实这套潟湖相致密泥质灰岩、灰质泥页岩储层在川中潟湖大面积分布，存在西充—仪陇和威远—合川两个储层厚值区，西充—仪陇地区储层规模较大，面积约为4700km²，主体厚30~40m；威远—合川地区储层厚10~30m，面积约4000km²（图 7）。

图 6

图 6 川中地区简阳1井雷三2亚段潟湖相泥质灰岩主要储集空间微观特征图 Fig. 6 Microscopic characteristics of the main reservoir space of lagoon facies argillaceous limestone of the second sub member of the third member of Leikoupo Formation in Well Jianyang 1 in the Central Sichuan Basin （a）2641.1m，富有机质泥质灰岩，发育矿物粒间孔和粒内孔、有机质孔及微裂缝，扫描电镜；(b) 2641.1m，富有机质泥质灰岩，矿物粒间孔和粒内孔、有机质孔，扫描电镜；(c) 2641.1m，富有机质泥质灰岩，矿物粒间孔，扫描电镜；(d) 2641.1m，富有机质泥质灰岩，有机质孔，扫描电镜

图 7

图 7 四川盆地雷口坡组三2亚段泥质灰岩、灰质泥页岩储层分布图 Fig. 7 Distribution of argillaceous limestone and limy shale reservoirs of the second sub member of the third member of Leikoupo Formation in Sichuan Basin

综上所述，四川盆地雷口坡组共发育两类储层：滩相孔隙型白云岩常规储层和潟湖相致密泥质灰岩、灰质泥页岩非常规储层。滩相孔隙型白云岩常规储层岩性以颗粒云岩和藻云岩为主，储集空间以次生溶蚀孔隙为主，主要分布在雷一¹亚段、雷三³亚段和雷四³亚段沉积期“双滩带”，规模较大。潟湖相致密泥质灰岩、灰质泥页岩非常规储层以纳米—微米级孔隙和微裂缝为主，主要分布于雷三²亚段沉积期川中潟湖区。

本文对已发现的雷口坡组常规气藏进行了解剖，结果表明：（1）四川盆地目前已发现的中坝、磨溪、彭州等常规气藏均分布于“双滩带”；（2）气藏类型主要有两种：构造气藏和构造—岩性气藏；（3）气源主要来自两套烃源岩：下伏的二叠系烃源岩和上覆的须家河组烃源岩；（4）成藏组合主要有两种：下生上储和上生下储。由于天然气从下伏二叠系烃源岩运移至雷口坡组和从上覆须家河组烃源岩从上到下“倒灌”至雷口坡组，均具有难度，因此如何捕获上覆须家河组和下伏二叠系烃源岩生成的天然气就成了成藏的关键因素。通源断裂发挥了关键作用：天然气可以通过通源断裂由下向上垂向运移（如磨溪气藏等），也可以在合适的断距条件下须家河组烃源岩与储层直接对接，天然气侧向运移到圈闭富集成藏（如中坝气藏等）；雷口坡组顶部不整合面对天然气运移也起到了一定的作用（如龙岗气藏等）。

目前已发现的常规气藏的共同特点有3个：（1）古隆起及斜坡背景；（2）邻近二叠系或须家河组烃源中心；（3）发育规模储层。古隆起及斜坡背景、近烃源灶和规模储层是四川盆地雷口坡组常规天然气富集的必要条件。“双滩带”具有古隆起及斜坡背景、邻近烃源中心、发育规模储层，是天然气富集的有利地区，是常规气藏有利勘探区带。其中川西龙门山障壁丘滩带是最有利的勘探区带，理由有3个：（1）位于龙门山前构造带，通源断裂发育，发育构造圈闭和古隆起及斜坡背景下的构造—岩性圈闭；（2）位于川西须家河组生烃中心，邻近二叠系生烃中心，烃源充足；（3）位于障壁丘滩带，发育多套储层，其中雷三³亚段和雷四³亚段发育规模藻云岩储层，主体厚度为30~80m。由于雷口坡组源储配置关系要求比较苛刻，因此川西龙门山障壁丘滩带形成整装的天然气田难度大，但有条件形成高效的气藏群，川西彭州气田的发现也证实了这点。川中潟湖边缘滩带位于泸州古隆起、开江古隆起西斜坡，通源断裂较发育，邻近二叠系生烃中心，雷一¹亚段发育规模储层，主体厚10~20m，储层物性较好，是常规气藏有利勘探区带。目前川中雷一¹亚段发现的气藏均是构造气藏，尚未发现构造—岩性气藏，对于是否存在构造—岩性气藏仍需进一步研究和探索。

非常规天然气是全球未来天然气勘探的重要领域^[21]，近期在老井复查和新井跟踪研究中发现：川中坳陷雷三段大面积发育的潟湖相泥质灰岩、灰质泥页岩普遍含气，已钻井气侵显示频繁，新钻井充探1、简阳1等井测试获天然气，具有一定的勘探潜力，是有利的非常规勘探领域。理由有3个：（1）川中坳陷雷三段泥质灰岩、灰质泥页岩是一套潟湖相烃源岩，实测残余有机碳含量平均为0.77%，最高可达1.98%，属于较好的碳酸盐岩烃源岩；遂宁—西充地区为生烃中心，烃源岩主体厚40~80m，生烃强度为（6~10）×10⁸m³/km²，估算生烃量为20×10¹²m³。（2）泥质灰岩、灰质泥页岩既是烃源岩又是储层，储集空间以纳米—微米级孔缝为主，低孔低渗；泥质灰岩、灰质泥页岩储层在川中大面积分布，西充—仪陇和威远—合川两个储层厚值区总面积约8700km²，主体厚度为10~40m（图 7）。（3）雷三段沉积期川中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灰岩、灰质泥页岩交互沉积，多层膏盐岩的存在为其下部富有机质泥质灰岩、灰质泥页岩形成异常压力提供良好的地质背景，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，对川中雷三段富有机质泥质灰岩、灰质泥页岩致密气的成藏和保存有重要影响（图 8）。川中雷三段大面积发育的潟湖相泥质灰岩、灰质泥页岩致密气源储一体，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。推测川中地区雷三段存在连续分布的致密气藏，是值得探索的非常规天然气勘探新领域。

图 8

图 8 四川盆地雷口坡组雷三段泥质灰岩、灰质泥页岩非常规天然气成藏模式图 Fig. 8 Gas accumulation mode in unconventional reservoirs of argillaceous limestone and limy shale of the third member of Leikoupo Formation in Sichuan Basin

（1）四川盆地中三叠统雷口坡组主要发育两类4套储层。第一类储层是滩相孔隙型白云岩常规储层，包括雷一¹亚段、雷三³亚段和雷四³亚段3套储层，岩性以颗粒云岩和藻云岩为主，储集空间以粒内溶孔、粒间溶孔和藻间溶孔、晶间溶孔为主，中低孔低渗，主要分布在“双滩带”（川西龙门山障壁丘滩带和川中潟湖边缘滩带）。第二类储层是川中雷三²亚段潟湖相泥质灰岩、灰质泥页岩非常规储层，储集空间以纳米—微米级孔隙和微裂缝为主，低孔低渗，主要分布于川中潟湖区。

（2）“双滩带”孔隙型白云岩常规储层规模发育，是有利勘探区带。川西龙门山障壁丘滩带垂向叠置发育雷三³亚段和雷四³亚段两套储层，总厚度为30~ 80m，面积约1×10⁴km²，储层条件优越；通源断裂和构造圈闭及构造—岩性圈闭发育，毗邻须家河组和二叠系生烃中心，成藏条件好，是最有利的常规天然气勘探区带。川中潟湖边缘滩带雷一¹亚段大面积发育滩相孔隙型白云岩储层，主体厚10~20m，面积约1×10⁴km²；通源断裂较发育，邻近二叠系生烃中心，是常规气藏有利勘探区带。

（3）雷三²亚段沉积期川中潟湖区稳定发育潟湖相泥质灰岩和灰质泥页岩非常规储层，面积约为2×10⁴km²，西充—仪陇和威远—合川储层厚值区储层厚10~40m，总面积为8700km²；该套储层也是一套烃源岩，源储一体，膏盐岩封堵，具有原生、原储、原盖的成藏特点，可以构成一种新型非常规天然气成藏系统，西充—仪陇等裂缝发育区是有利甜点区，是值得探索的非常规天然气勘探新领域。