四川盆地二叠系茅口组勘探历史悠久，是盆地内增储上产的重要层系^[1-2]。近年来，随着一系列高产井的突破，川中地区逐渐成为四川盆地重点勘探的领域^[3-5]，特别是中石油大庆油田在川中合川—潼南所属矿权区内实现了重大新突破，多口井试气均获百万方，探明储量大于1 000×10⁸ m^3[6]，展现了该区茅口组较大的勘探潜力^[7-8]。以往研究认为茅口组顶部的风化岩溶储层的形成受古地貌控制并叠加后期断裂改造，沿盆地内构造高部位及断裂发育带形成规模天然气聚集^[9]。随着勘探实践和研究的深入，学界对岩溶储层的相控特征也逐渐达成共识，在此基础上，针对四川盆地茅口组的古地貌恢复与沉积相刻画^[10]、储层类型划分及分布^[11]、成藏期次和成藏模式^[12]等方面取得了长足进展，有效指导了勘探实践。然而，相关研究主要围绕川西北^[13]、蜀南^[14-15]等地区展开，对川中地区茅口组三段（茅三段）岩溶储层的成储成藏研究尚处于起步阶段，受勘探程度限制，川中地区茅口组岩心资料匮乏，现有认识基本限于测井解释^[16]与地震预测^[17]，研究领域仍以区域地质刻画^[18-19]及构造演化^[20]等前期研究为主，对储层特征、成藏过程及成储成藏控制因素的认识亟需完善。

基于以往研究成果，结合川中合川—潼南地区二叠系茅三段最新连续取心井资料（GS112井、TT1井等），开展储层岩石学和流体包裹体岩相学特征、均一温度及单井埋藏史研究，明确茅三段灰岩岩溶储层特征和油气成藏过程，确定有利储层发育的控制因素，初步预测勘探有利区，以期为川中地区茅口组下一步勘探部署提供参考。

合川—潼南地区位于四川盆地川中平缓构造带东南翼部，面积约4 000 km²（图 1a）。早二叠世，四川盆地全面沉降，形成一套连续的茅口组海相碳酸盐岩沉积，研究区单井实钻厚度为150~220 m，自下而上可划分为茅一段、茅二段、茅三段^[21-22]。茅口组沉积早期，海平面逐渐上升，形成以深灰—黑灰色泥质灰岩及含泥灰岩为主的茅一段台地相沉积，具有典型的“眼球眼皮”构造^[23]；茅二段沉积时期，海平面升至最高位，随后开始发生海退，进入成滩期，水体能量较强，发育中高能台内滩相沉积，形成一套白云岩、白云质灰岩及粒屑灰岩沉积建造^[24]；茅三段沉积时期，海平面继续下降，广泛发育台内高能薄层生屑滩，形成以浅水生物碎屑灰岩为主的沉积^[25]；茅口组沉积中晚期，区内受东吴运动及峨眉地幔柱活动影响迅速抬升，茅三段发生严重溶蚀^[26]，残余厚度较小，为25~60 m，与上覆龙潭组泥岩之间呈不整合接触（图 1b）。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 川中合川—潼南地区二叠系茅口组三段沉积相平面分布特征（a）及中二叠统岩性地层综合柱状图（b） Fig. 1 Sedimentary facies distribution of the 3rd member of Permian Maokou Formation(a)and comprehensive stratigraphic column of Middle Permian(b)of Hechuan-Tongnan area, central Sichuan Basin

川中合川—潼南地区茅三段岩心观察和镜下薄片鉴定结果（图 2）表明，茅三段灰岩岩性较为单一，为亮晶—泥微晶生屑灰岩，呈暗灰—灰色，可见溶塌角砾、岩溶角砾、渗流灰质、充填脉体及溶洞等构造，镜下见灰泥基质及亮晶方解石胶结，同时可见大量介壳类、有孔虫、珊瑚等生屑颗粒。多种岩溶构造、灰泥混合基质和大量水生生物碎屑反映了茅三段灰岩沉积时期的浅水环境，揭示了其早成岩期经历的表生岩溶过程。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 川中合川—潼南地区二叠系茅三段生屑灰岩岩石学特征 （a）生屑灰岩，GS112井，4 308.11 m；（b）生屑灰岩，TT1井，4 164.64 m；（c）微晶生屑灰岩，GS112井，4 308.49 m；（d）微晶生屑灰岩，TT1井，4 158.70 m；（e）生屑灰岩，见介壳类及有孔虫等化石，GS112井，铸体薄片，单偏光；（f）生屑灰岩，见介壳类及珊瑚等化石，GS112井，铸体薄片，单偏光。 Fig. 2 Petrological characteristics of bioclastic limestone of the 3 rd member of Permian Maokou Formation, Hechuan-Tongnan area, central Sichuan Basin

受大量同沉积断裂活动与强烈岩溶作用的叠加影响，研究区茅三段灰岩岩溶储层发育以裂缝及溶蚀孔洞为主的储集空间。裂缝多为高角度及网状构造缝，见明显的沿缝扩溶现象，规模发育扩溶缝洞，充填程度较高，大部分被泥质、沥青、次生方解石与白云石充填—半充填（图 3a—3g），残留空间可作为有效岩溶储层。溶蚀孔洞大多发育于灰泥基质及生物碎屑中，前者以灰泥基质颗粒间的微孔隙形成的扩溶空间为主，后者则主要为内部方解石晶粒的晶间缝和晶格缺陷扩溶空间（图 3h，3i）。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 川中合川—潼南地区二叠系茅三段生屑灰岩储集空间特征 （a）微晶生屑灰岩，见充填—半充填扩溶高角度缝洞，TT1井，4 159.19 m；（b）茅三段上部含生屑泥晶灰岩，见高角度扩溶缝充填黄铁矿、铝土质，TT1井，4 152.14 m；（c）灰色微晶生屑灰岩，见半充填—全充填扩溶网状裂缝，TT1井，4 155.59 m；（d）泥晶生屑灰岩，见泥质、方解石及沥青全充填溶洞，GS112井，4 302.54 m，普通薄片，单偏光；（e）泥晶生屑灰岩，见方解石全充填裂缝，TT1井，4 160.44 m，铸体薄片，单偏光；（f）泥晶生屑灰岩，见方解石全充填裂缝与沥青及白云石半充填裂缝，TT1井，4 153.06 m，铸体薄片，单偏光；（g）泥晶生屑灰岩，见泥质与方解石充填扩溶缝洞，GS112井，4 300.67 m，普通薄片，单偏光；（h）生屑灰岩，见灰泥颗粒间隙微孔隙扩溶空间，TT1井，扫描电镜；（i）生屑灰岩，见生屑内部溶蚀孔洞，TT1井，扫描电镜。 Fig. 3 Reservoir space characteristics of bioclastic limestone of the 3rd member of Permian Maokou Formation in Hechuan-Tongnan area, central Sichuan Basin

根据现行行业标准《油气储层评价方法：SY/T 6285—2011》^[27]，对TT1井和GS112井共计60个柱塞岩心样品和15个全直径岩心样品物性分析结果进行统计（图 4），发现灰岩岩溶储层物性普遍较差，样品实测平均孔隙度为2.04%，其中，柱塞样品孔隙度为0.59%~7.29%，平均值为1.84%，孔隙度小于5.00%的样品占98%；全直径样品孔隙度为0.88%~ 5.93%，平均值为2.81%，孔隙度小于5.00%的样品占87%（图 4a）。样品平均渗透率为0.210 mD，其中，柱塞样品渗透率为0.001~7.710 mD，平均值为0.231 mD，渗透率小于1.000 mD的样品占98%；全直径样品渗透率为0.001~0.627 mD，平均值为0.126 mD，所有样品渗透率均小于1.000 mD（图 4b）。总体来看，研究区茅三段灰岩岩溶储层整体为特低孔、特低渗碳酸盐岩储层。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 川中合川—潼南地区二叠系茅三段灰岩孔隙度（a）与渗透率（b）分布直方图 Fig. 4 Porosity(a)and permeability(b)histograms of limestone of the 3rd member of Permian Maokou Formation in Hechuan-Tongnan area, central Sichuan Basin

基于上述样品物性参数，将不同岩心类别绘制成渗透率-孔隙度交会图（图 5），大部分样品的渗透率在孔隙度变化不大的情况下明显增加，表现出显著的裂缝型特征；小部分样品孔隙度与渗透率呈正相关性，具备孔洞型储层特点。结合对岩心样品的宏微观观察认识，认为研究区茅三段灰岩岩溶储层为以裂缝为主的缝洞型储层。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 川中合川—潼南地区二叠系茅三段灰岩渗透率- 孔隙度交会图 Fig. 5 Permeability-porosity crossplot of limestone of the 3rd member of Permian Maokou Formation in HechuanTongnan area, central Sichuan Basin

储层流体包裹体特征是研究油气成藏过程的重要证据，确定宿主矿物充填序列及油气包裹体发育期次，并选用同期盐水包裹体测定均一温度，可划分油气充注期次，是研究成藏过程的一种有效方法^[28-29]。结合储层特征认识，选取TT1井茅三段缝洞发育及方解石充填较好的层段，采集岩心样品磨制包裹体薄片，使用CL8200 MK5阴极发光仪及Leica DM4P型偏光显微镜分析包裹体岩相学特征，采用LINKAM THMSG-600型冷热台测定包裹体均一温度。

根据包裹体薄片岩相学特征的显微观察及流体包裹体均一温度分析结果（图 6），研究区茅三段存在3期矿物充填，在这3期矿物中分别识别出3期油气包裹体，发育丰度均较高，第1期为粒间胶结粉—细晶方解石，阴极发光为暗褐色光，发育大量成群分布的深褐色沥青与液烃包裹体，大小为2 μm×3 μm~ 8 μm×15 μm，均一温度为90~106 ℃（图 6a—6c）；第2期为缝洞充填细—中晶方解石，阴极发光为暗橙色—橙色光，发育大量成带分布的深褐色沥青、液烃包裹体以及无色—深灰色气烃包裹体，大小为2 μm×2 μm~6 μm×13 μm，均一温度为111~ 136 ℃（图 6d—6f）；第3期为缝洞充填中—粗晶方解石，阴极发光为橙色光，发育成带分布的大量无色—深灰色气烃包裹体及少量深褐色沥青包裹体，大小为2 μm×3 μm~12 μm×13 μm，均一温度为173~193 ℃（图 6g—6i）。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 川中合川—潼南地区TT1井二叠系茅三段包裹体岩相学特征 （a）亮晶生屑灰岩，第1期粉—细晶胶结方解石充填于方解石粒屑间，单偏光；（b）为图（a）同视域下阴极发光，粉—细晶胶结方解石发暗褐色光，方解石粒屑发褐色光；（c）第1期深褐色沥青与液烃包裹体，均一温度为90~106 ℃；（d）亮晶生屑灰岩，第2期细—中晶方解石充填于缝洞中，单偏光；（e）为图（d）同视域下阴极发光，细—中晶方解石发暗橙色—橙色光，交切发暗褐色光的灰岩基质及第1期胶结方解石；（f）第2期沥青、液烃包裹体及气烃包裹体，均一温度为111~136 ℃；（g）亮晶生屑灰岩，第3期中—粗晶方解石充填于缝洞中，单偏光；（h）为图（g）同视域下阴极发光，中—粗晶方解石发橙色光，交切发暗橙色光的第2期缝洞充填细—中晶方解石脉；（i）第3期沥青及气烃包裹体，均一温度为173~193 ℃。 Fig. 6 Petrographic characteristics of inclusions of the 3rd member of Permian Maokou Formation in Hechuan-Tongnan area, central Sichuan Basin

受不同时期的埋藏深度和地温梯度等因素影响，不同油气充注期次形成的包裹体特征有明显差异。研究区茅三段流体包裹体的均一温度分析结果（图 7）显示，经历了3期油气充注过程，存在3个温度区间，第1期为古油藏充注，包裹体均一温度为90~106 ℃，指示液烃充注阶段；第2期为古油气藏充注，包裹体均一温度为111~136 ℃，指示气液烃充注阶段；第3期为古气藏充注，包裹体均一温度为173~193 ℃，指示古油藏裂解阶段，为气藏的主要形成期。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 川中合川—潼南地区TT1井二叠系茅三段储层流体包裹体均一温度分布直方图 Fig. 7 Distribution of fluid inclusions homogenization temperature of reservoir in the 3rd member of Permian Maokou Formation in well TT1 of Hechuan-Tongnan area, central Sichuan Basin

在明确油气充注情况的基础上，使用PetroMod盆地模拟软件，结合实测R_o值校正古地温与古热流模型，恢复TT1井的埋藏史与热演化史，将实验测得的3个油气充注期次的包裹体均一温度进行投影，即可确定油气充注的地质时期。结果（图 8）显示，茅三段3期油气充注分别对应3个关键地质时期，第1期为液烃充注的古油藏形成时期，发生于晚三叠世；第2期为气液烃充注的古油气藏形成时期，发生于早侏罗世；第3期为古气藏形成时期，先存古油藏完全裂解，演化程度达到最大，发生于中侏罗世—晚侏罗世。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 川中合川—潼南地区TT1井二叠系茅口组埋藏史-热演化史 Fig. 8 Burial history-thermal evolution history of Permian Maokou Formation of well TT1 in HechuanTongnan area, central Sichuan Basin

综上分析，结合以往对研究区构造演化史及茅三段成岩演化序列的认识，茅三段灰岩岩溶储层成储成藏过程如下。

（1）二叠纪为茅三段岩溶储层成储期。受早二叠世—中二叠世海西运动以及晚二叠世峨眉地幔柱活动影响，四川盆地发生广泛张裂，基底深大断裂带重新活动，在茅口组沉积期，盆地内沿深大断裂带发育大量交织的同沉积断裂^{[26, 30]}。同时，在中二叠世晚期东吴运动影响下，未完全固结的茅口组发生整体抬升，顶部遭受暴露剥蚀，在表生期和浅埋藏期，大气降水与地表水沿古断裂带向深部淋滤溶蚀，多期岩溶作用叠加改造，使茅三段灰岩发育高角度扩溶岩溶缝网体系储集空间^[31]。

（2）晚二叠世—早三叠世，茅口组快速沉降进入中成岩阶段^[32]，埋深约2 000 m，至晚三叠世，下伏寒武系筇竹寺组及志留系龙马溪组源岩^[33-34]进入规模生烃期，部分原油随热液向上运移，茅三段发生与粒间粉—细晶方解石胶结同期的液烃充注，形成晚三叠世的第1期古油藏。

（3）侏罗纪，研究区所处的构造高部位与区域内规模发育的走滑断裂网络为油气运聚提供了有利条件（图 9）^[35-36]，同时，下伏寒武系筇竹寺组及志留系龙马溪组源岩进入规模排烃期，热液流体携带大量油气向上运移，在岩溶缝洞内结晶充填亮晶方解石。至早侏罗世，茅口组继续沉降埋深，进入晚成岩阶段^[32]，埋深达4 000~5 000 m，发生与细—中晶亮晶方解石充填同期的气液烃充注，由于此时充填方解石内包裹体均一温度为111~136 ℃，古温度不具备古油藏裂解生气条件，说明该期油气为下伏源岩生油及部分裂解生气充注，形成早侏罗世的第2期古油气藏。

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 川中合川—潼南地区侏罗纪始二叠系茅口组顶面构造形态及走滑断裂分布 Fig. 9 Tectonic morphology and strike-slip fault distribution of the top surface of Permian Maokou Formation at the beginning of Jurassic period of Hechuan-Tongnan area, central Sichuan Basin

（4）中侏罗世—晚侏罗世，茅三段岩溶储层发生与缝洞充填中—粗晶亮晶方解石同期的第3期气烃充注，此时茅三段埋深大于5 000 m，充填方解石内包裹体均一温度为173~193 ℃，古地温高于160 ℃，满足裂解生气条件，该期为先前充注的第1期、第2期古油藏裂解形成的第3期古气藏。

考虑到侏罗纪以后研究区所在川中构造带构造环境稳定，薄片观察亦未见相关岩相学证据，推测喜马拉雅运动未对茅三段古气藏产生明显的调整作用，第3期古气藏保存至今，形成现今的气藏聚集特征（图 10）。

图 10

Fig. 10

下载原图 图 10 川中合川—潼南地区二叠系茅口组顶部油气成藏模式 Fig. 10 Hydrocarbon accumulation model of the top of Permian Maokou Formation in Hechuan-Tongnan area, central Sichuan Basin

通过对合川—潼南地区茅口组储层特征和油气成藏过程的研究，明确了茅三段灰岩岩溶储层发育受表生岩溶作用和构造断裂活动的共同控制。以往研究揭示了岩溶古地貌对岩溶储层厚度和充填程度具有明显影响，岩溶残丘与岩溶斜坡为有效储层发育的岩溶有利区^[37-38]，再叠合走滑断裂带控制的构造有利区，即可初步预测研究区茅三段灰岩岩溶储层勘探有利区的分布范围。

基于上述成储控制因素与层序地层学原理，结合残厚法岩溶古地貌与弱振幅属性的较好对应关系^[39-40]，优选茅二段底为标志层，采用残厚法恢复茅三段顶部岩溶古地貌（图 11）。结果表明，研究区岩溶古地貌具有“南高北低”的整体特征，岩溶残丘及岩溶斜坡等岩溶有利区主要分布于中西部及东北部。

图 11

Fig. 11

下载原图 图 11 川中合川—潼南地区二叠系茅三段顶面岩溶古地貌 Fig. 11 Karst paleomorphology of the top surface of the 3rd member of Permian Maokou Formation in Hechuan-Tongnan area, central Sichuan Basin

结合研究区内走滑断裂分布特征（参见图 9），将断裂有利区与岩溶古地貌有利区进行叠合，预测“岩溶+断裂”叠合有利区分布（图 12），初步刻画了茅三段灰岩岩溶储层叠合有利区面积为2 139 km²，主要分布于研究区中部北西向与东西向走滑断裂带交错的大片区域，零星分布于研究区北部及西部东西向走滑断裂带周缘。

图 12

Fig. 12

下载原图 图 12 川中合川—潼南地区二叠系茅三段勘探有利区带预测 Fig. 12 Prediction of favorable exploration area of the 3rd member of Permian Maokou Formation in Hechuan-Tongnan area, central Sichuan Basin

（1）川中合川—潼南地区二叠系茅三段发育岩溶储层，储层岩性以亮晶—泥微晶生屑灰岩为主，储集空间为构造扩溶缝洞及溶蚀孔洞，储层物性总体表现为特低孔、特低渗特征，为以裂缝为主的缝洞型岩溶储层。

（2）研究区茅三段存在3期油气充注成藏，第1期为晚三叠世液烃充注的古油藏形成期，第2期为早侏罗世气液烃充注的古油气藏形成期，第3期为中—晚侏罗世古油藏裂解的古气藏形成期。

（3）研究区茅三段岩溶储层发育受表生岩溶作用和构造断裂活动的共同控制，储层发育叠合有利区为2 139 km²，主要分布于研究区中部。