四川盆地作为我国重要的大型常规—非常规油气资源共生的“超级含油气盆地”，天然气资源非常丰富^[1]。早期勘探工作主要集中在高能滩体的茅口组二段和三段，发现了一系列岩溶缝洞型灰岩气藏，如圣灯山、自流井和纳溪等气藏^[2-3]。近年来，跳出蜀南茅口组二段+三段“现今构造控藏、喜马拉雅期断裂控储”勘探模式，在向斜区“滩相+古断裂+多期岩溶控储”实现了勘探重要新发现，如云锦向斜的云锦2井、泸探1井、胜探1井、黄207井孔洞—孔隙型储层。四川盆地茅口组一段（茅一段）的勘探评价历来少被关注，长期以来仅仅被当作碳酸盐岩烃源岩层系来看待。盆内穿过茅一段的钻井普遍气测活跃，测井评价也认为茅一段具有较好气层发育^[4-6]，但获商业气流的井较少，所以一直未将茅一段视作勘探目的层给予重视。学者们前期基于油气“生储盖圈运保”成藏常规勘探思路，鉴于茅一段石灰岩富有机质特征，通常将其仅仅看作一套碳酸盐岩烃源岩，即使钻遇良好的天然气显示，也多被认定为烃源岩的裂缝气显示^[7-12]，没有把富有机质泥晶生屑灰岩、泥灰岩当作能聚集油气的储层来给予认识和重视，因此鲜见针对性、多维度的储层实验测试和资源勘探潜力评价^[4]。

借鉴源内非常规页岩油气、煤层气/煤岩气规模勘探的实践经验，通过渝西大安天然气勘探实践与评价研究，深刻认识到基于碳酸盐岩烃源岩的茅一段灰质源岩层具有“富有机质沉积、成岩、成烃、成储、成藏、赋存”这一独特的“源内一体化演变”气藏成藏地质史构建的非常规性本质内涵，即灰质源岩层既是较深水斜坡带沉积形成富集有机质的烃源岩层，又是具有纳米—微米级孔隙结构系统的气藏储层。基于茅一段灰质源岩气的成藏赋存“独特性”，对“源内非常规勘探”赋予了新内涵，需要补充构建灰质源岩储层新类型。相较于煤层气和页岩气储层，富有机质灰质源岩储层更容易受生烃过程中的自生有机酸和降解原生水的影响，形成丰富的纳米—微米级溶蚀孔隙，更有利于油气的富集^[13-14]。基于源内非常规勘探实践经验和茅一段评价形成的勘探思路，2022年6月率先在渝西大安地区大坝背斜构造DB1直井压裂试采获得茅一段灰质源岩气稳定产能，同年8月针对大坝气藏茅一段灰质源岩储层部署了四川盆地首口水平井——DB1H井，试气产量达55.6×10⁴m³/d。DB1H井的勘探突破，证实了茅一段灰质源岩具有巨大的天然气资源勘探开发潜力。本文结合DB1井、DB1H井的勘探突破历程，对茅一段灰质源岩储层地质特征、富集成藏特征等进行了系统分析，以期为四川盆地茅一段灰质源岩气藏的后续勘探开发提供支持。

四川盆地处于扬子准克拉通陆块（准地台）偏西北部（上扬子区），是扬子准克拉通地台的一个次级构造单元。渝西大安地区，大地构造位置上处于四川盆地东南部华蓥山断裂以东的帚状构造发育区西南端，跨越了川南低陡褶皱带与川东高陡褶皱带两个构造区域。其地质史上的古大地构造位置，位于乐山—龙女寺（川中）加里东古隆起东缘斜坡带，印支期成为泸州古隆起的重要组成区域（东翼斜坡带）。受江南—雪峰造山带向西北的持续挤压，北东向构造主体形态形成于燕山期，后受南北向压扭走滑断层改造，定型于喜马拉雅期。渝西大安地区目前表现为总体呈北东走向、向斜宽阔、背斜窄陡的隔档式褶皱构造形变带^[15-22]。

四川盆地中二叠统栖霞组—茅口组沉积时期受控于乐山—龙女寺加里东古隆起，栖霞组—茅一段沉积时期四川盆地总体呈“西高东低、南高北低”的古地貌。渝西大安地区整体处于古隆起东缘的碳酸盐岩开阔台地中缓坡相带沉积环境（图 1a），茅口组整体发育向上变浅的沉积序列，由茅一段中缓坡相逐渐过渡到茅二b亚段+茅三段正常开阔台地+局限台地相沉积，主要沉积岩性为泥晶生屑灰岩、泥晶—粉晶石灰岩，局部出现云质灰岩和灰质云岩。依据岩性和电性差异特征，茅口组自下而上分为茅一段、茅二段、茅三段、茅四段4个岩性段，沉积地层厚度一般为200~340m，部分地区茅三段、茅四段受东吴构造抬升运动影响形成泸州古隆起并遭受剥蚀。渝西大安地区总体处于泸州古隆起的东北斜坡地带，茅三段表生岩溶强烈，茅二段顺层岩溶作用发育，断层发育区则形成高能滩体表生岩溶储层和断控岩溶储层叠合区。大坝DB1井区在茅一段沉积时期整体处于碳酸盐岩缓坡沉积的中缓坡带（图 1a），沉积水体环境相对稳定，主要沉积富有机质的泥晶灰岩和泥晶生屑灰岩，具有典型的“眼皮”“眼球”沉积构造，茅一a亚段与茅一c亚段以眼皮灰岩为主，茅一b亚段以眼球灰岩为主，总体属于中等—好等级的灰质源岩。

图 1

图 1 渝西大安地区沉积构造特征及DB1井茅口组综合柱状图 Fig. 1 Sedimentary structural characteristics in Da'an area in the western Chongqing and comprehensive column of Maokou Formation in Well DB1 （a）茅口组沉积—构造综合图；（b）茅口组地震剖面；（c）DB1井二叠系茅口组地层综合柱状图

DB1H井地处东山高陡背斜带西南部的鼻状构造倾伏端，位于南北向低幅小型逆冲断层控制的大坝高点。地表出露层系为侏罗系沙溪庙组，由茅口组向上到三叠系须家河组，背斜形态完整（图 1b）。DB1H井揭示茅口组沉积不完整，茅四段受东吴运动影响被剥蚀，茅一段厚度为65~80m，依据常规测井曲线和岩相构造特征将茅一段自上而下细分为茅一a、茅一b和茅一c3个亚段。DB1井（DB1H平台前期直探井）钻遇逆断层，致使茅一a亚段—茅三段地层重复并伴随发育大量裂缝，断点以下断失茅三段中上部地层（图 1c）。

茅口组是四川盆地油气勘探最早关注目的层系之一，始于20世纪50年代。早期以川南和川东高陡构造石灰岩裂缝储集体为主要目标，采用“占高点、沿长轴”勘探思路和布井原则，以1955年隆10井获得16.3×10⁴m³/d产量为标志，揭开了二叠系茅口组勘探序幕。近年以泰来6井、元坝7井、潼探1井和角探1井为代表的一批探井，相继分别在茅口组热液白云岩、台缘滩相白云岩、泥灰岩储层和台内滩相白云岩储层中获得突破，极大地拓展了茅口组的勘探领域^[23-24]。近70年的茅口组勘探历程，总体可细分出“撒大网占山头”初期探索勘探（1955—1966年）、“泸州古隆起会战”规模区域勘探（1967—1978年）、“非背斜裂缝”深化勘探评价（1979—2014年）、“岩溶断层裂缝”向斜构造区勘探（2015—2019年）、“走滑断裂体系控制断储体”综合勘探（2020年至今）5个阶段，发现了325个缝洞气藏，累计产气量超过650×10⁸m³。鉴于此，2021年以渝西大安地区为主体开展了“古地貌控沉积岩相、古断裂控岩溶与通源、古岩溶控储层发育、古构造背景控富集成藏”茅口组成储成藏研究，认为东吴期古断裂表生岩溶及内幕岩溶控储、古断裂与准同生期二次岩溶控储是改善储层物性的关键，古地貌岩溶控储和古构造背景是富集成藏的关键，茅一段非常规气主要富集保存于构造形变的弱改造区、构造转折带和高陡背斜带的倾伏区末端。渝西大安地区埋藏适中、灰质纯净、无黏土酸敏水敏相带，易于钻井工程和储层改造，应予以优先勘探。

根据上述成藏规律认识和评价成果，优先选择渝西大安地区青峰—龙安场转折带西北部的大坝背斜构造作为勘探目标。该构造地处北东走向的东山高陡背斜带西南倾伏端，三维地震揭示背斜被断层分割成东西两个构造高点，2021年11月在东部的大坝高点针对茅口组部署了一口预探井（DB1直井），于2022年3月完钻，完钻深度为2916m，完钻层位为栖霞组。茅一段深灰色—灰黑色眼皮、眼球富有机质泥晶生屑灰岩（根据烃源岩评价标准属于灰质源岩）在钻井过程中气测异常明显，最高气测异常达82%。2022年6月、8月，针对DB1直井茅一段眼皮灰质源岩储层，采取酸压工艺进行增产改造，测试获得4.2×10⁴m³/d的工业气流。

基于DB1直井茅一段取得的良好试气效果，快速系统评价DB1井茅一段沉积储层、含气性、成藏特征和甜点靶体，进而部署实施了DB1H水平井，获得55.6×10⁴m³/d压裂测试产量（图 2）。按容积法估算DB1H井控制地质储量为1.29×10⁸m³，结合压裂监测成果与试采数据估算其天然气最终可采储量（EUR）近0.7×10⁸m³。在此基础上，在大坝同平台DB1H水平井轨迹的反方向再实施了DB1H1-2水平井，获28.26×10⁴ m³/d酸压测试气流。结合渝西大安地区2022—2023年实施的LA1井、FD1井及深层页岩气先导试验平台钻遇茅一段的情况，证实了茅一段灰质源岩层气测异常显示活跃、灰质源岩气储层区域稳定、资源规模连片展布，茅一段富有机质的灰质源岩具有源储一体的非常规成藏特征。

图 2

图 2 DB1H井生产动态曲线图 Fig. 2 Production curve of Well DB1H

DB1井茅一段总体为灰色、深灰色或黑灰色的泥晶生屑灰岩，宏观上表现为眼球灰岩和眼皮灰岩的韵律层特征。其中“眼球”的颜色较浅，呈浅灰色—灰色，厚度为5~25cm；“眼皮”的颜色较深，呈深灰色—灰黑色，厚度为2~60cm。眼球、眼皮泥晶生屑灰岩的单层岩相厚度薄，纵向变换频率高，传统单纯岩相划分很难反映储层品质的差异^[25]。DB1井岩心与测井资料的对比揭示，眼皮灰岩和眼球灰岩在FMI成像测井上分别对应低阻暗色和高阻亮色的测井图像特征。基于FMI成像和常规测井资料，按DB1直井茅一段泥晶生屑灰岩“眼皮”和“眼球”的垂向组合特征，可细划分为6种具有明显成像和电性特征差异的岩石宏观结构，即块状结构、层状结构、互层状结构、“眼皮”/“眼球”状结构、团块状结构和薄层状结构（图 3）。

图 3

图 3 DB1井茅一段岩石宏观结构FMI特征图 Fig. 3 FMI image characteristics of macro rock textures of the first member of Maokou Formation in Well DB1

（1）块状结构：多为浅灰色、灰色泥晶生屑灰岩，在图像上大多呈高阻亮黄色，含有较多的生屑，块状结构发育段在单米深度内FMI图像上地层界面欠发育，但间杂出现缝合线构造，多为不规则，呈锯齿状产出；（2）层状结构：多为灰色泥晶生屑灰岩，单米深度内在FMI图像上可见多条暗棕色特征的地层界面，单层地层厚度分布范围为10~40cm；（3）互层状结构：为浅灰色与深灰色泥晶生屑灰岩互层，在FMI图像上表现为高阻亮黄色与低阻暗棕色呈条带状交互分布，条带分布稳定，条带间多为波状接触，暗色条带中常见定向排列的、破碎的生物碎屑；（4）“眼皮”/“眼球”状结构：在FMI图像上表现为低阻暗棕色基质包裹高阻亮黄色“眼球”的特征，“眼球”无明显内部构造，但基质常见塑性变形，具液化流动的特征；（5）团块状结构：在FMI图像上表现为低阻暗棕色基质包围高阻亮黄色团块的特征，基质呈塑性变形围绕团块分布，或被团块分割为孤立状，相邻团块接触处发育缝合线构造，经历过强烈的同生期快速沉积与成岩期压实、压溶作用；（6）薄层状结构：在FMI图像上表现为低阻暗棕色条带呈薄层状分布的特征，层面多平直，较为稳定连续，而且岩石几乎不含生物碎屑，与上下围岩也多为过渡接触，常出现在互层状结构岩石之间。

自下而上，DB1直井揭示茅一c亚段主要为富有机质泥晶灰岩，发育“眼皮”构造、团块状结构、互层状结构；茅一b亚段主要发育致密泥晶灰岩，“眼球”构造为主，有机质丰度相对较差；茅一a亚段主要为富有机质泥晶生屑灰岩，发育层状结构、互层状结构和“眼皮”/“眼球”状结构。

通过Litho Scanner岩性扫描测井计算得到的结果显示，茅一段主要由方解石、白云石组成，含少量的石英、滑石等矿物。方解石含量最高，平均达85.77%，其中断层上盘方解石平均含量为89.96%，断层下盘平均为83.44%。针对断层上、下盘的滑石和石英含量进行了对比研究，断层上盘滑石和石英含量少，滑石平均含量为1.48%，石英平均含量为3.84%；断层下盘相对上盘滑石和石英含量略有增加，滑石平均含量为5.86%，石英平均含量为4.4%（表 1）。不同岩石宏观结构下的矿物组成存在较大差异，如从块状结构到薄层状结构变化，出现方解石含量逐渐减少的现象，白云石、石英和滑石的含量呈逐渐增多趋势（图 4），并且白云石、石英和滑石具有明显的伴生关系，这表明白云石、石英和滑石主要为成岩作用的产物，可能为交代生屑成因。

表 1

表 1 DB1井茅一段岩石矿物组成特征表 Table 1 Rock mineral composition of the first member of Maokou Formation in Well DB1 断层 地层 黏土矿物/% 石英/% 钾长石/% 斜长石/% 方解石/% 白云石/% 黄铁矿/% 滑石/% 上盘 茅二a 0.4 2 0.3 1.2 94.2 1.6 0.1 0 茅二b 0.4 3.4 0.3 1 88.9 5.8 0.1 0 茅一a 0.5 3.1 0.3 1 90.1 1.3 0.1 3.6 0.1 3.9 0.4 0.7 89.3 4.7 0.1 0.8 0.3 6.8 0.2 0.6 87.1 1.9 0.1 3 下盘 茅二a 0.5 1.8 0.3 0.8 94.2 2.2 0.2 0 茅二c 0.4 1.3 0.2 1.3 92.5 4.1 0.2 0 0.4 1.1 0.5 0.9 95.8 0.9 0.3 0 茅一a 0.4 5.5 0.4 1.4 80.3 7 0.1 4.9 0.1 5 0.1 1.3 78.1 4.4 0.1 10.8 茅一b 0.1 1.1 0.3 1.2 93.3 3.3 0.2 0.4 茅一c 0.4 11.8 0.3 2.5 59.8 5.2 0.1 19.8 0.7 3.3 0.2 3.8 84.3 2.2 0.1 5.4 1.1 8.7 0.3 1 72.5 4.9 0.1 11.4 注：断层上盘茅二c亚段、断层下盘茅二b亚段未进行取样实验。

表 1 DB1井茅一段岩石矿物组成特征表 Table 1 Rock mineral composition of the first member of Maokou Formation in Well DB1

图 4

图 4 DB1井茅一段不同岩石宏观结构的矿物组成特征图 Fig. 4 Mineral composition characteristics of various rock macro textures in the first member of Maokou Formation in Well DB1

通过对茅一段岩心薄片、氩离子抛光扫描电镜分析，茅一段储集空间类型多样，可见溶蚀孔、黏土矿物孔隙、晶间孔、晶内孔、有机质孔及微裂缝。基质孔隙以微米级为主，发育纳米级孔隙，局部见毫米级溶孔。溶蚀孔是茅一段的重要储集空间类型，主要发育在薄层状、团块状和“眼皮”/“眼球”状结构中（图 5a、b），块状结构和层状结构中较为少见。部分可见溶蚀缝，呈弯曲的港湾状边界（图 5c、d）。溶蚀孔孔径多大于150μm，晶内孔和晶间孔孔径多为1~6μm（图 5e、f）。黏土矿物孔隙主要与滑石有关，包括滑石与其他矿物和颗粒之间的粒缘孔，以及滑石晶体内部片状结构收缩形成的微裂缝（孔），也主要分布在薄层状、团块状和“眼皮”/“眼球”状结构中（图 5g）。微裂缝的缝宽大多大于0.2μm，镜下可见一部分微裂缝被方解石充填，另一部分未被充填的微裂缝是重要的油气储集空间和油气运聚通道（图 5h）。有机质孔主要发育在有机质含量较高的薄层状、团块状结构中，纵向上多发育于茅一a亚段和茅一c亚段中，与页岩的有机质孔相似，孔隙形状不规则，大小分布范围为1~500nm（图 5i）。整体上，茅一段以无机孔为主，属裂缝—孔隙型储层，裂缝主要作用是改善渗流性。

图 5

图 5 渝西大安地区DB1井茅一段储层储集空间特征图 Fig. 5 Characteristics of reservoir space in the first member of Maokou Formation in Well DB1 in Da'an area in the western Chongqing （a）2520.75m，溶蚀孔；（b）2522.53m，溶蚀孔；（c）上盘茅一a亚段，2517.7m，溶蚀缝；（d）2524.66m，溶蚀缝；（e）下盘茅一a亚段，2681.65m，晶内孔，孔径为1μm；（f）上盘茅一a亚段，2517.45m，晶间孔，孔径为6μm；（g）上盘茅一a亚段，2718.15m，微裂缝；（h）上盘茅一a亚段，2718.15m，滑石缝，缝宽为314.6nm；（i）上盘茅一a亚段，2718.15m，有机质孔

基于CT扫描成像技术及三维模型构建，对眼皮、眼球泥晶生屑灰岩的微米级（孔径为19.84~ 1956.2μm）孔隙结构和连通性分别进行了对比表征，得到孔径以25~50μm为主，眼皮灰岩、眼球灰岩微孔隙的连通性也基本相当，连通性均较好（图 6）。眼皮灰岩、眼球灰岩孔径分布特征表明约90%的孔径在50μm以下，眼皮灰岩、眼球灰岩二者孔径分布差异不大。

图 6

图 6 渝西大安地区DB1井茅一段CT扫描特征图 Fig. 6 CT scan characteristics of the first member of Maokou Formation in Well DB1 in Da'an area in the western Chongqing

DB1直井在茅一段钻遇断层，断层上、下盘地层测井曲线、地层厚度可对比性强（图 7）。断点以上重复茅一a亚段—茅三段，断点以下断失茅三段中上部地层，断层垂直断距约为138m。FMI成像测井揭示DB1井茅一段断层下盘的裂缝发育程度明显强于上盘，在断点附近茅一段发育一定程度的网状裂缝，网状裂缝发育段地层碎裂较严重，微裂缝发育，缝面多呈中—低角度特征，缝面有明显错滑痕迹。在断点附近的取心发现，裂缝宽为2~5cm，裂缝边缘呈折线状、锯齿状，切过颗粒，形态呈网格、雁列、树枝、碎裂、流纹等多种类型，总体表现为剪张裂缝。岩心观察统计表明，裂缝密度以50~100条/m及100~200条/m居多，两者累计占比达64.19%，总体为层状、团块状和“眼皮”/“眼球”状结构更有利于裂缝的发育。虽然裂缝基本全部方解石充填结晶，晶面平直，对储集空间的贡献较小，但裂缝发育段气测显示十分活跃，预示着裂缝的发育对地质史上甲烷的运移富集和赋存具有至关重要的作用。

图 7

图 7 DB1井茅一段裂缝纵向分布特征综合柱状图 Fig. 7 Comprehensive column of vertical fracture distribution in the first member of Maokou Formation in Well DB1

茅一段岩心样品物性测试结果显示，基岩整体平均孔隙度为1.9%，其中眼球灰岩孔隙度主要集中在1%~1.5%，眼皮灰岩孔隙度主要发育在1.5%~3%（图 8），眼皮灰岩孔隙度相对略高。茅一段平均渗透率为0.059mD，整体属于低孔低渗致密储层。

图 8

图 8 DB1井茅一段孔隙度发育对比图 Fig. 8 Comparison of porosity histogram of the first member of Maokou Formation in Well DB1

DB1井茅一段岩心样品分析TOC分布在0.31%~5.2%之间，平均为1.56%；岩屑样品TOC分布在0.3%~2.8%之间，平均为1.22%。其中，断层上盘茅一a亚段TOC平均为1.31%，断层下盘茅一a亚段TOC平均为1.58%，茅一b亚段TOC平均为0.71%，茅一c亚段TOC平均为0.95%，纵向上表现为茅一a亚段有机质丰度最高（图 9）。茅一段不同沉积构造部位的泥晶灰岩和泥晶生屑灰岩有机质含量有明显差别，眼球灰岩实测TOC为0.31%~0.69%，眼皮灰岩有机质含量较高，TOC达1.57%~5.20%。由此可见，茅一a亚段相较于茅一段其他亚段烃源岩条件好，眼皮灰岩较眼球灰岩有机质丰度高。结合DB1井茅一段灰质源岩岩石热解参数分析，T_max差异较大（介于372~546℃），平均为439℃；R_o为1.91%~2.38%，整体处于过成熟干气阶段；氢指数I_H分布在8.40~137.39mg/g之间，平均为42.74mg/g；干酪根类型以Ⅲ型为主；生烃潜量S₁+S₂分布在0.21~2.24mg/g之间，平均为0.69mg/g。

图 9

图 9 DB1井茅一段平均TOC分布直方图 Fig. 9 Average TOC histogram of the first member of Maokou Formation in Well DB1

茅一段沉积时期渝西大安地区处于川中古隆起控制的中缓坡较低能环境，沉积环境较为稳定，无显著构造运动和强烈动荡的水体流动，茅一段在中缓坡相区内大规模连续沉积。同时沉积水体有来自扬子陆块东南缘陆坡阵发性的上升流，上升流可带来供给生物繁殖生长的营养盐和富氧环境，促使水体中䗴类、介形虫、腹足、刺屑、隐石燕、海百合等生物大量繁殖，为有机质大规模的沉积富集提供了重要的物质基础。

茅一段发育的眼皮、眼球泥晶生屑灰岩，依据胶结物和沉积构造特征进一步划分为眼球灰岩、含眼皮眼球灰岩、含眼球眼皮灰岩、眼皮灰岩4种岩相类型。眼皮灰岩及含眼球眼皮灰岩具有较高的有机碳含量，TOC介于0.3%~5.2%之间（平均为1.4%），茅一a亚段和茅一c亚段为TOC优势层段，具有高声波时差、低密度、低电阻率曲线特征；R_o主体为1.91%~2.38%，已达到过成熟早期，有利于干气型气藏的形成。茅一a亚段储层厚度在10m左右，茅一c亚段发育上下两套储层甜点（上层平均厚度为10.4m，下层为11.3m）。茅一段眼皮生屑灰岩、含眼球眼皮灰岩为区域稳定展布、富有机质的有利沉积岩相，优质的烃源岩条件为连续型灰质源岩气藏的形成提供了优越的源内非常规气成藏背景。

通过茅一段岩石薄片、扫描电镜、孔渗测试等相关分析发现，在碳酸盐岩烃源岩储层中，大量微米级粒间孔构成了良好储集空间和油气运移聚集的孔隙网络；丰富的有机质含量及大量发育的有机质孔，通过石灰岩页理缝、层理缝连接形成的孔隙网络，增添了油气的储集空间；以溶蚀孔为主的无机孔和有机质孔，通过大量发育的滑石收缩缝相互连通，拓展了原生储层的渗流能力及储集空间。富有机质灰质源岩在有机质生烃过程中会产生大量的有机酸与富气的热液水，这些伴生的有机酸对泥晶生屑灰岩进行酸蚀产生晶间溶孔、生物有机体溶蚀洞，新生的溶蚀孔洞扩大了储集空间并改善了油气的储集物性条件，而生排烃时向烃源岩外排泄出高温高压热液水的同时腾出的空间也有利于油气聚集，最终使得具有源储一体、规模连片分布的灰质源岩储层非常规油气藏特性，有别于“具有明显的油气水边界、外源运移聚集于圈闭”的常规油气藏。

有利的构造运聚背景与储层裂缝发育是茅一段灰质源岩储层获得天然气富集高产的关键。渝西大安地区在印支期—燕山中晚期构造运动作用下形成东西分带、隆坳相间的隔档式褶皱形变构造格局，同时伴生了大量的北东向逆断层。逆断层在上盘向前逆推挤过程中，受到强烈的挤压和搓碾，断裂附近的破碎岩块变成更加细碎的构造碎裂岩或糜棱岩，经由后期的化学或机械填充，一些未被压实的孔缝可被胶结致密，成为封堵性较好的油气运移遮挡体。喜马拉雅期造山运动的构造挤压形变与隆升剥蚀改造，造成地层泄压和气藏调整，茅一段气藏保存条件就成为天然气能否富集成藏的关键。茅一段上覆的区域性茅二段+茅三段的致密石灰岩直接盖层和龙潭组煤系岩层（泥页岩为主夹薄煤层）的浓度性区域盖层，其下伏的栖霞组也为致密块状石灰岩，这些岩层孔渗物性均较差，可以作为茅一段灰质源岩气藏赋存的顶底封隔板与直接盖层，与封堵性较好的逆断层一起共同构建形成了茅一段气藏的封闭体系（封存箱）。

在背斜构造高部位或构造转折端的断层附近，由于围岩应力集中及断层两盘的相互作用，会形成沿断层走向分布的诱导裂缝带，这些裂缝带往往集中发育于断层上盘部位。天然气主要富集在断层破裂诱导形成的裂缝带和断控溶蚀缝洞储集体、构造转折端中和面以上的张性应力伴生微裂缝带，断层附近的诱导裂缝带及构造作用形成的微裂缝带为茅口组储层提供了额外的运移通道及储集空间，使各个储层互相连通，并在正向构造高点聚集成藏，成为富集高产的甜点区。

茅一段富有机质的眼皮灰岩是源储一体、原位富集的物质基础，为油气富集提供烃源岩和原生储集空间；微米级孔隙为主体的储集空间有利于油气的运移流动，古今构造高部位是茅一段烃源岩层生成油气之后的主要运移聚集方向；在构造转折端及断层上盘的岩层破裂地质背景下，灰质源岩储层受断层控制改造成为天然缝网体系发育的裂缝—孔隙型储层，渗流条件得到有效改善，易形成富集高产。此外，诱导裂缝带的存在明显降低了灰质源岩层酸化压裂改造的施工难度，增强了压裂改造裂缝渗流的导流能力，直井酸压改造即有较好的产气效果，沿断层的水平井或顺断面大斜度井具有更大的高产潜力。综合以上分析，构建了的渝西大安地区茅一段“源储一体为主兼构造转折带短距离运移富集”灰质源岩气富集成藏模式（图 10）。茅一段灰质源岩气成藏过程整体具有富有机质碳酸盐岩沉积—成岩—成烃—成储—成藏—赋存的“源内一体化演变”特征。“源内一体化演变”是指从沉积成岩到成藏赋存的整体地质史演变过程，均局限在烃源岩层内发生和演化，没有超越“源内”这个范畴，体现了与常规油气“由源内生到源外储”成藏的巨大差别。

图 10

图 10 渝西大安地区茅一段灰质源岩气富集模式图 Fig. 10 Hydrocarbon enrichment pattern of limy source rock gas in the first member of Maokou Formation in Da'an area in the western Chongqing

茅一段灰质源岩储层具有原生的基质孔隙型和改造的裂缝—孔隙型两种储层类型。成岩早期的海西期—印支期构造形变与断层岩溶改造作用，往往有利于储层性能的改善，成为裂缝—岩溶—孔隙融合的裂缝—孔隙型储层，有利于油气成藏富集高产；而成岩后期的燕山期—喜马拉雅期构造形变与断层改造，则改变了圈闭形态和位置，调整油气藏甚至破坏油气赋存。

在茅一段灰质源岩气富集成藏模式的指导下，以渝西大安地区茅一段沉积相及成储特征研究为基础，结合地震属性预测、构造保存条件，综合烃源岩、储层、富集、保存因素及叠置作用，提出了茅一段灰质源岩气勘探有利区综合评价体系及参数标准（表 2）。围绕基质烃源岩储层和微裂缝预测，开展以精细地震相为基础的协同反演和基于保真保幅下采用叠前地震道集数据分析振幅随偏移距变化的微裂缝优势方位预测，确定灰质源岩气有利勘探甜点。研究表明，茅一段灰质源岩勘探有利区主要分布在构造形变转折带、潜伏背斜构造倾伏端、宽阔向斜带（图 11），其中的基质孔隙型储层主要发育在构造形变的相对平稳区，裂缝—孔隙型储层主要分布构造形变的陡变带。因此，灰质源岩气甜点评价既要重视沉积时的古地貌、沉积相带、储层厚度、有机碳含量、孔隙度的原始沉积成储条件评价，又应强化其所处的构造形变部位、构造转折带、断层性质及其侧向封闭性、穿层性等综合分析，评价体系见表 2。

表 2

表 2 茅一段灰质源岩气勘探有利区综合评价体系及参数标准表 Table 2 Comprehensive evaluation system and parameter standard for favorable exploration area of limy source rock gas in the first member of Maokou Formation 评价要素 评价参数 评价类别 Ⅰ Ⅱ Ⅲ 烃源岩地球化学 有机碳含量/% ＞1.5 1~1.5 ＜1 总含气量/（m3·t-1） ＞3 1.5~3 ＜1.5 储层物性 孔隙度/% ＞4 1.5~4 ＜1.5 厚度/m ＞20 10~20 ＜10 构造区位 构造部位 构造转折端、向斜构造 构造转折端、背斜倾伏端、向斜构造 高陡背斜 沉积相带 沉积亚相 中缓坡、外缓坡 外缓坡、中缓坡 内缓坡 断层保存 断层断穿上覆地层情况 无断层，或断层断至龙潭组内部 断层未断穿飞仙关组 断层断穿飞仙关组

表 2 茅一段灰质源岩气勘探有利区综合评价体系及参数标准表 Table 2 Comprehensive evaluation system and parameter standard for favorable exploration area of limy source rock gas in the first member of Maokou Formation

图 11

图 11 渝西大安地区茅一段灰质源岩气成藏赋存综合评价图 Fig. 11 Comprehensive evaluation results of favorable exploration area of limy source rock gas in the first member of Maokou Formation in Da'an area in the western Chongqing

渝西大安地区直井和水平井茅一段灰质源岩气相继获得商业气流，突破了该区五峰组—龙马溪组泥质源岩页岩气唯一规模源内非常规勘探的局面，展现了埋藏更浅的中组合层系茅一段灰质源岩气规模增储上产新领域，实现了盆内源岩气又一层系的源内勘探突破，成为四川盆地具有连续稳定展布规模资源的源内勘探新领域、新类型、新层系和开发新产层^{[13, 26]}。

基于烃源岩品质评价及油气成藏条件分析，越靠近烃源岩的储盖组合越有利于成藏赋存^[26-27]。沉积相带和成岩作用导致的岩性岩相差异，是渝西大安地区茅一段眼皮灰岩、眼球泥晶生屑灰岩储层发育的主控因素，即中缓坡相沉积带控制了富有机质灰质源岩储层的发育特征和区域分布格局，沉积后的成岩、成烃、海西期—印支期断裂和断溶叠合作用拓展了纳米—微米级主体储集空间的形成，增强了石灰岩渗透性并改善了灰质源岩储层物性，继而成为茅一段灰质源岩气富集高产的主因。

DB1直井和DB1H水平井均实现商业气流突破，表明茅一段灰质源岩气成藏赋存条件好，具有规模资源的“连续型气藏”源内勘探潜力，已成为四川盆地重要的潜在勘探新层系^[13]。DB1H井的天然气勘探突破和有效生产，不仅证明了茅一段灰质源岩具有巨大的源内天然气开发潜力^[23]，而且对于指导四川盆地茅一段源储一体的碳酸盐岩源内气藏后续勘探开发具有借鉴示范。

渝西大安地区DB1H井是中国石油部署在四川盆地针对茅一段源内气藏产能潜力评价的首口水平井，也是中国石油浙江油田公司率先依据源内勘探理念在渝西大安地区进行茅口组灰质源岩气水平井增产改造技术攻关的重大突破井。DB1H井的突破，是建立在部署实施水平井的开发模式和分段酸化压裂的增产改造措施“双驱动”融合之上。与DB1直井相比，DB1H井酸化压裂作业表现为高规模、高排量、高强度、高压降，具有穿透源储层长、泄气面积大的优点，估计单井缝控地质储量超1×10⁸m³。DB1H井实现高产量的试采生产，证实了四川盆地茅一段灰质源岩连续型气藏具有区域稳定展布的万亿立方米规模资源和可采储量，为盆地寻找源内新型规模天然气藏增强了勘探信心。

四川盆地茅一段灰质源岩层有机质丰度较高、生气强度高、烃源岩厚度大、储集条件好，勘探潜力巨大（图 12）。据不完全统计，盆内钻穿茅一段录井有油气显示的各类别钻井超330口，活跃的气测异常显示接近500余次，气测显示集中分布在斜坡相富有机质的灰质源岩层，少部分为构造—岩性叠合圈闭内的台缘高能滩相白云岩储层（钻井揭示不在圈闭内的白云岩储层既无成藏条件也无常规气显示），表明了茅一段灰质源岩气分布的广泛性和不受构造圈闭控制的非常规富集成藏特性。已钻井储层类型中裂缝—孔隙型、基质孔隙型和溶蚀孔隙型均有发育。DB1H井控制地质储量为1.29×10⁸m³，预测天然气最终可采储量（EUR）为0.75×10⁸m³，目前试气半年的累计产量已达1800×10⁴ m³，试气效果与其地腹深层的龙马溪组海相页岩气井相当，展示了较好的资源潜力。基于中国石油西南油气田公司对四川盆地茅一段前期资源评价成果，茅一段灰质源岩发育受川中古隆起的控制，具有岩性“西部灰岩纯净、东部富泥质”和烃源岩层分布“西薄东厚”的展布特征，岩性以泥质灰岩、泥晶生物灰岩、泥晶生屑灰岩为主，厚度范围为30~260m（渝西大安地区为80~150m），TOC为0.5%~3.6%，为中等—好等级的烃源岩^[28]，估算四川盆地源岩气资源量可达2×10¹²m³，佐实了茅一段灰质源岩气开发资源潜力巨大，对于整个四川盆地茅一段源储一体的灰质源岩气后续勘探开发具有重要的支撑和借鉴。

图 12

图 12 四川盆地茅一段灰质源岩生烃强度与获气井平面分布图（据文献[4]修改） Fig. 12 Gas generation intensity of limy source rock in the first member of Maokou Formation and location of gas wells in Sichuan Basin (modified after reference [4])

（1）渝西大安地区针对茅一段灰质源岩储层部署了首口产能评价水平井——DB1H井，既是四川盆地首次在茅一段新层系采用水平井方式实现灰质源岩储层获得高产突破井和试采生产井，也是浙江油田首次通过源内非常规勘探理念开展茅一段灰质源岩气新类型评价水平井增产改造技术攻关的重大突破，酸化压裂后试气产量达到了55.6×10⁴m³/d，实现了渝西茅一段灰质源岩气的勘探突破。

（2）渝西大安地区茅一段中斜坡相沉积富有机质泥晶生屑灰岩（有别于渝东下斜坡相泥灰岩和渝北裂陷槽盆泥灰岩），可细划为块状、层状、互层状、“眼皮”/“眼球”状、团块状和薄层状6类岩石宏观结构，其中薄层状、团块状和“眼皮”/“眼球”状结构为最有利的富有机质源岩储层岩相。基于沉积岩性、岩相的不同和后期构造改造微裂缝差异发育的叠置，四川盆地内茅一段构筑成“源内非常规气”（基于中斜坡带—盆地相富有机质灰岩沉积的灰质源岩气）和“源外常规气”（基于台缘高能滩相和岩溶体的构造岩性复合圈闭气藏）两种气藏类型，受构造—沉积格局的叠置控制在构造转折带+高能相变带可形成更具开发潜力的茅一段“组合气藏”。

（3）渝西大安地区茅一段灰质源岩具有优质的源储一体、区域成藏、连片赋存富气地质条件，属于连续型非常规气藏，可细分评价出基质—孔隙型（原生型）和裂缝—孔隙型（改造型）两种储集类型和勘探甜点。中缓坡相带富有机质暗色泥晶生屑灰岩的发育是天然气富集成藏的基础，有利的天然气古构造聚集背景与张性溶蚀微裂缝叠置是茅一段灰质源岩储层天然气富集高产的关键。建立了渝西大安地区茅一段“源储一体为主兼构造转折带短距离运移富集”灰质源岩气成藏模式。茅一段灰质源岩气成藏过程整体具有富有机质碳酸盐岩沉积—成岩—成烃—成储—成藏—赋存的“源内一体化演变”特征，建立了相应的灰质源岩气甜点评价的评价体系。斜坡带富有机质暗色灰质烃源岩的发育、有利的大型古隆起和现今背斜构造地质背景，及其与古断层有关的断控型岩溶、张性应力微裂缝的发育叠置，是新型的茅一段灰质源岩气储层富集高产关键要素。