Natural Gas Geoscience >

2025 , Vol. 36 >Issue 7: 1208 - 1221

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2025.02.013

Fracture pore characterization of the first member of Maokou Formation of Middle Permian in Sichuan Basin：A case study of Da’an block， western Chongqing area

  • Yuman WANG , 1 ,
  • Yubing JI 2 ,
  • Feng LIANG 1 ,
  • Ziying WANG 2 ,
  • Xinchun JIANG 1 ,
  • Weimin LI 2 ,
  • Rubiao CHEN 1
Expand
  • 1. Research Institute of Petroleum Exploration and Development，PetroChina，Beijing 100083，China
  • 2. Zhejiang Oilfield Company，China National Petroleum Corporation，Hangzhou 310023，China

Received date: 2025-01-13

  Revised date: 2025-02-21

  Online published: 2025-03-03

Supported by

The Exploration Project of PetroChina Zhejiang Oilfield Company(2023-839)

the Technology Project of PetroChina(2024DJ87)

Fold

Abstract

The first member of Maokou Formation of the Middle Permian （Mao 1 Member） in Da’an block is a key area for exploration of tight limestone gas in Sichuan Basin. Through the identification and quantitative evaluation of fracture pores by two evaluation wells in Da'an block， this paper explores and reveals the development characteristics， distribution laws and main controlling factors of fractures in Mao 1 Member in southern Sichuan Basin. The study reveals that： （1） In the high part of the structure， low-angle bedding fractures， high-angle and echelon fractures and reticulated fractures are generally developed. Fractures are densely distributed and mostly filled with calcite. Fractures are 1-25 mm wide， and some are filled with asphalt locally. In the low part of the structure， fractures are not well developed or locally developed. （2） The pore system is complex and diverse， mainly including intercrystalline pores of clay minerals， calcite， dolomite， quartz， pyrite and other inorganic mineral grains （crystals）， intra-grain （erosion） pores， organic matter pores and fractures， etc.， and the nuclear magnetic resonance （NMR） T 2 spectrum generally has multi-peak or double peak characteristics. The volume of reservoir space is mainly composed of inorganic mineral pores and fractures， with an average proportion of 47.6%-71.6% and 11.5%-40.3%， respectively， and the volume of organic pores is only 16.5%-26.8%. The average porosity of fractures is 0.23%-1.00%， and the regional variation is large. It is higher in the high part of thrust zone， but relatively lower in the low part of structural zone or syncline area. （3） The thickness of fractured favorable reservoirs is 2-24 m and varies greatly in the region. The high value area is located in the high part of the fold belt or the anticline core， and is distributed in a strip-like distribution from northeast to southwest. The low value area is distributed in the low part of the fold belt or the broad syncline zone. （4） The highly brittle argillaceous limestone rich in siliceous and dolomitic components， combined with the three-stage compressional folding and detachment in the Yinzhi， Yanshan and Himalayan periods， is the key controlling factor for the development of large-scale fracture zones in the area， and the middle and late periods of Yanshan are the peak stages of fracture development.

Key words： Sichuan Basin; Middle Permian; Member 1 of Maokou Formation; Compressional fold; Deta-chment zone; Fracture porosity

Cite this article

Yuman WANG , Yubing JI , Feng LIANG , Ziying WANG , Xinchun JIANG , Weimin LI , Rubiao CHEN . Fracture pore characterization of the first member of Maokou Formation of Middle Permian in Sichuan Basin：A case study of Da’an block， western Chongqing area[J]. Natural Gas Geoscience, 2025 , 36(7) : 1208 -1221 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2025.02.013

0 引言

四川盆地中二叠统茅口组一段（简称茅一段）主体为台地缓坡相碳酸盐岩沉积体［1-6］，近期随着涪陵JS1、YH 1、DS1HF、FM1HF以及威远JH1、合川TT1、渝西大安DB1等一批探井在茅一段上部（即茅一a亚段）获得工业气流［其中涪陵探区直井（1.7~5.4）×104 m3/d、水平井4.0×104 m3/d，威远区块直井12.5×104 m3/d，合川区块水平井30.0×104 m3/d，大安区块直井4.2×104 m3/d、水平井55.6×104 m3/d］，油气勘探取得突破性进展，展现出良好勘探前景［1，4，7-13］。勘探和研究证实，茅一段主体为暗色、含有机质的眼皮泥灰岩与浅色、贫有机质的眼球灰岩（泥晶灰岩为主）互层型结构，通常被视为一套碳酸盐岩烃源岩，在川南及周边呈广覆式分布且大面积含气，岩层总体较致密（不同区块孔隙度平均值分别为：威远2.1%、合川2.6%、涪陵2.0%）［1-3，14-17］。关于川南及周边茅一段在部分井区（或探区）出现高产特征，有研究认为，该含气层主体属致密灰岩气层（即源储一体或源储共生，与页岩气藏、致密砂岩气藏具有一定相似性），裂缝发育是形成高产的关键控制因素［1，11，14，16］。鉴于川南及周边地区茅一段泥晶灰岩裂缝较发育，且后期均被方解石或沥青充填，在电成像测井动态图像和静态图像上充填缝多表现为暗色、高阻特征，梁兴等［1］、殷树军等［10］、李宏斌等［15］学者探索应用成像测井、岩心观察、岩石薄片/高精度SEM、核磁检测等方法对茅一段泥晶灰岩、泥灰岩裂缝发育特征进行了宏观和微观等多尺度定性描述，但对该岩层裂缝孔隙体积的定量计算和评价鲜见报道。目前，川南茅一段总体处于探索初期阶段，面临勘探和研究程度低、有效资料点少、裂缝孔隙定量评价难度大等突出问题，对该碳酸盐岩层裂缝类型、发育特征和裂缝孔隙度区域变化趋势等关键地质认识缺乏深入了解和定量研究，对裂缝发育主控因素认识不清，影响了对该地区非常规气富集规律和勘探前景的科学判断。
裂缝孔隙的有效识别和定量评价是非常规油气储集层表征的关键和难点［18-23］。本文以渝西大安探区为研究对象，以临江向斜LA1井和大坝背斜DB1井茅一a亚段为评价重点，依据岩心、测井、核磁和其他分析测试等基础地质资料，综合利用多方法开展茅一段裂缝孔隙定性识别、定量分析和对比研究，探究灰质源岩优质储集空间发育特征及其主控因素，揭示大安探区构造高部位和构造低部位储层品质差异性，以期为四川盆地茅一段致密灰岩气勘探和核心区优选提供地质依据。

1 研究区基本地质概况

大安探区位于重庆市永川区［图1（a）］，构造上位于四川盆地川南低陡构造带倾没端，勘探面积1 200 km2。受印支期、燕山期和喜马拉雅期等多期次构造挤压、推覆和滑脱改造，区块内部呈宽缓向斜与窄陡背斜相间分布的“隔挡式”特征，自西北—东南方向，依次发育西山背斜、板桥向斜、新店子背斜、东山背斜、黄瓜山背斜、临江向斜、花果山背斜、六合场背斜、璧山向斜等局部构造［1， 16］。
图1 研究区位置简图（a）及茅口组一段分布图（b）

Fig. 1 Location of the study area (a) and stratigraphic distribution of Mao 1 Member (b)

研究区内茅一段厚45~105 m，分布稳定，整体呈自西向东增厚趋势［图1（b）］。区内厚度最大区域位于东北部D15井区，DA1—LA1井区次之，受古地貌控制呈北北东—北东向带状分布。岩相组合主体为眼皮—眼球灰岩互层或交互式结构，包括眼皮（泥）灰岩相、含眼球眼皮（泥）灰岩相、含眼皮眼球灰岩相、眼球灰岩相。按照岩相组合特征自上而下可划分为茅一a亚段（厚17~36 m）、茅一b亚段（厚9~23 m）和茅一c亚段（厚19~45 m），其中茅一a、茅一c 2个亚段为中缓坡沉积，具有典型的眼皮泥灰岩—眼球灰岩韵律结构，局部含有机质，为有一定生烃潜力、自生自储型灰质源岩层，茅一b亚段以内缓坡沉积的瘤状灰岩、眼球灰岩为主，有机质含量偏低（图2）。天然气主力产层为茅一a亚段，且以茅一a中上亚段为主［1］（图2）。
图2 大安探区LA1井茅口组一段综合柱状图

Fig.2 Comprehensive column of Mao 1 Member of Well LA1 in Da’an block

目前，在大安探区茅一段先后共钻有DB1、LA1共2口取心井。DB1井区位于探区西侧东山构造带倾没端，主体为受F2逆冲断层控制的半背斜，主力产层为断层上盘的茅一a亚段，厚度19 m［1］。该井共钻取岩心51.33 m，其中上盘茅一a亚段和茅三段22.48 m，下盘茅一a亚段11.90 m，下盘茅一c亚段16.95 m［1］。钻探证实，上盘茅一a亚段眼球层TOC值为0.31%~0.69%、眼皮层为1.57%~5.20%；储集空间类型多样，主体为微米级孔径的溶蚀孔、微裂缝、黏土矿物晶间孔以及有机质孔，裂缝极为发育且大多为方解石、沥青充填，岩心测试孔隙度为0.52%~7.55%（平均为2.48%）、渗透率为（0.001 8~10.026 3）×10-3 μm2（平均为0.476×10-3 μm2）［1］；下盘茅一a亚段和茅一c亚段裂缝不发育，充填缝较少。
LA1井区位于探区中北部的临江向斜中央区，含气显示有利层为茅一a亚段，厚度为29 m。该井茅一段共钻取岩心51.45 m，其中茅一a亚段27.79 m，茅一b亚段8.72 m，茅一c亚段14.94 m，主要地质参数见图2、表1。茅一a上亚段（3 241.7~3 255.1 m）因含石英、白云石等脆性矿物，脆性指数、孔隙度和全烃在茅一段最高，为有利产层，茅一a下亚段（3 255.1~3 267.3 m）富含有机质，TOC值一般为0.10%~1.55%（平均为0.90%，茅一段最高），为灰质源岩主力层。
表1 LA1井茅一段主要地质参数

Table 1 Main geological parameters of Mao 1 Member of Well LA1

层段

/亚段

 深度/m TOC/% 矿物百分含量/% 三矿物脆性指数/% 物性
石英 长石 方解石 白云石 黄铁矿 黏土矿物 孔隙度/%

渗透率

/（10-3 μm2）
茅一a 3 241.7~3 255.1

0.26~2.17

/0.86（27）

0.0~18.6

/5.3（27）

15.4~100.0

/78.1（27）

0.0~81.9

/8.7（27）

0.0~34.8

/7.9（27）

 0.0~84.1/14.0（27）

0.52~3.84

/1.99（25）

0.010~2.417

/0.196（25）

茅一a 3 255.1~3 267.3

0.10~1.55

/0.90（16）

0.0~6.0

/1.9（17）

0.0~0.7

/0.1（17）

86.2~100.0

/95.3（17）

0.0~13.8

/2.7（17）

 0.0~13.8/4.6（17）

0.93~2.58

/1.79（14）

0.005~2.290

/0.227（14）

茅一b 3 268.1~3 281.0

0.08~2.15

/0.49（9）

0.0~14.9

/6.8（19）

44.0~100.0

/75.0（19）

0.0~43.1

/6.0（19）

0.0~44.7

/12.2（19）

 0.0~52.6/12.8（19）

0.99~2.62

/1.76（17）

0.012~1.420

/0.425（15）

茅一c 3 281.1~3 292.1

0.09~0.75

/0.36（10）

0.0~13.6

/2.7（15）

40.0~100.0

/88.1（15）

0.0~6.4

/0.8（15）

0.0~1.5

/0.1（15）

0.0~45.8

/8.3（15）

 0.0~20.0/3.7（15）

0.84~2.40

/1.79（14）

0.012~0.240

/0.055（9）

注：0.26~2.17/0.86（27）=最大值—最小值/平均值（样品数）

2 裂缝孔隙表征

目前，常用于泥灰岩、泥页岩等致密岩层裂缝多尺度表征的方法包括剖面/岩心观察法、成像测井、常规电阻率测井（以深浅电阻率双轨法为主）、岩石薄片/高精度SEM、氦气法/压汞法、核磁、双孔隙介质孔隙度解释模型法等［10，12，15，18-27］。由于DB1井和LA1井岩心、分析测试和测井资料较齐全，笔者根据上述裂缝表征方法的技术特点优选岩心观察、薄片观察、高分辨SEM检测、深浅电阻率响应特征（常规电阻率测井）分析、核磁、双孔隙介质孔隙度解释模型等手段对大安探区茅一段储集条件开展多方法、多途径研究。

2.1　利用岩心和薄片、电镜观察法定性识别裂缝

首先，对2口井开展岩心观察和精细描述（图3），并且重点对LA1井3 267.13~3 267.62 m、3 280.08~3 280.41 m井段的2块岩心以及DB1井2 521.46~2 521.78 m、2 524.30~2 524.55 m、2 527.35~2 527.58 m、2 532.17~2 532.47 m井段的4块岩心开展了岩相、宏观裂缝和沥青素描。
图3 LA1井和DB1井茅一段岩心照片及素描图

（a）DB1井茅三段顶，2 539.48~2 539.70 m，泥灰岩断裂破碎严重，缝间充填沥青（箭头所指）和方解石，缝宽1~25 mm；（b） DB1井上盘茅一a亚段，2 537.76~2 537.96 m，裂缝极为发育且充填大量沥青（箭头所指），缝宽5~20 mm；（c）DB1井上盘茅一a亚段，2 528.59~2 530.37 m，裂缝发育且多为雁列缝、网状缝，多充填方解石，缝宽1~10 mm；（d）DB1井下盘茅一a亚段， 2 682.11~2 684.01 m，裂缝不发育；（e）LA1井茅一a亚段， 3 241.60~3 243.52 m，局部（3 242.72~3 243.22 m, 眼球灰岩为主）见大量网状充填缝，缝宽最大3.5 cm；（f）LA1井茅一a亚段，3 258.14~3 259.59 m，裂缝不发育；（g）LA1井3 267.13~3 267.62 m，裂缝素描；（h）LA1井3 280.08~3 280.41 m，裂缝素描；（i）DB1井2 521.46~2 521.78 m，裂缝、沥青素描；（j）DB1井2 524.30~2 524.55 m，裂缝素描；（k）DB1井2 527.35~2 527.58 m，裂缝素描；（l）DB1井2 532.17~2 532.47 m，裂缝、沥青素描

Fig.3 Core photos and sketches of Mao 1 Member in Well LA1 and Well DB1

研究发现：在DB1井区，断层上盘及下伏对接面岩心（2 517~2 540.79 m）裂缝极为发育［图3（a）—图3（c），图3（i）—图3（l）］，裂缝主体以顺层缝、高角度雁列缝、网状缝为主体，呈密集分布，几乎每块岩心样均有裂缝，仅2 517~2 518.65 m段（眼皮与眼球互层灰岩）裂缝相对较少；岩心断面见擦痕，反映顺层滑脱作用明显；裂缝中普遍见沥青充填，以茅一a亚段底—茅三段顶（2 536~2 539.88 m）为例，泥灰岩断裂破碎严重，缝宽1~25 mm，裂缝中见大量黑色沥青和少量方解石充填，因为此段为F2断层滑脱面，沥青沿裂缝侵入导致岩心密度变轻（2.45~2.60 g/cm3），有汽油味，是古油藏和油气运移通道的典型标志［图3（a），图3（b），图3（i），图3（l）］。另外，在2 519.02~2 522.62 m眼球灰岩段，裂缝十分发育，见黑色沥青零星充填，有汽油味，表面光滑；在2 540.79 m以下瘤状泥灰岩段，裂缝极为发育且主要充填方解石，见黑色沥青零星充填，表面光滑。与断层上盘完全不同，断层下盘茅一a亚段和茅一c亚段裂缝总体不发育，岩心较完整且充填缝少［图3（d）］，多数岩心剖开后有臭鸡蛋气味（H2S气味），反映原始沉积环境为滞留环境；茅一a亚段基本未见沥青，在茅一c亚段底—栖霞组顶见裂缝且零星充填沥青。
在LA1井区，茅一段岩心较完整、裂缝总体较少，仅在3 242.72~3 243.22 m（眼球灰岩为主）、3 267.13~3 267.62 m（眼皮泥灰岩）、3 280.08~3 280.41 m（眼皮泥灰岩）等局部井段发育顺层缝、雁列缝，缝宽大多为1~6 mm（最大3.5 cm），缝网较稀疏，缝宽和缝密度远小于DB1井区的断层上盘［图3（e）—图3（h）］。
其次，利用薄片观察发现，大安探区茅一段微裂缝较发育。以LA1井区为例，茅一段局部发育裂缝，裂缝发育程度介于DB1井区的断层上盘与断层下盘之间，以微米—毫米级顺层缝为主，存在早期缝（充填有机质、方解石和滑石）和晚期缝（半充填和未充填），缝宽2~2 000 μm（图4）。
图4 LA1井茅一段岩石薄片与裂缝发育特征

（a）3 244.40 m，构造缝均被方解石充填，准同生期裂缝部分未充填，缝宽2~1 000 μm；（b）3 248.69 m，见未充填缝；（c）3 249.97 m，顺层缝，未充填；（d）3 252.92 m，见顺层微裂缝，未充填；（e）3 255.96 m 未充填裂缝；（f）3 264.50 m，晚期裂缝；（g）3 270.80 m，多期裂缝，碎块之间未发生位移，缝宽2~2 000 μm；（h）3 278.49 m，顺层缝，未充填；（i）3 279.55 m，滑石与未充填缝；（j）3 288.22 m，未充填微缝，缝宽2~3 μm

Fig. 4 Rock thin section photos and fracture characterization of Mao 1 Member in Well LA1

最后，通过高分辨SEM检测显示，大安探区茅一段微—纳米级孔缝系统复杂多样，见生物残骸体腔内溶蚀孔、方解石粒间孔、黏土矿物（滑石）晶间孔隙、黄铁矿晶间孔、有机质孔隙和微裂缝（缝宽75~151 nm）（图5）。生物碎屑颗粒是孔缝系统的重要贡献者，在大量生物体腔内充填结晶方解石、石英和沥青，见粒间孔（缝）、粒内溶蚀孔、有机质孔（图5）。可见，在高倍电镜下，茅一段储集空间以无机孔和微裂缝为主，含少量有机质孔隙。
图5 LA1井茅一段高分辨电镜照片

（a）3 242.06 m眼皮灰岩裂缝中充填的结晶方解石、有机质和有机质孔隙；（b）3 242.06 m节房虫体腔充填方解石、白云石及粒内溶蚀孔、微裂缝；（c）3 242.06 m裂缝中充填滑石和有机质，见方解石粒间孔、黏土矿物晶间孔隙和少量有机质孔；（d）3 242.06 m方解石粒间孔、滑石黏土矿物晶间孔隙、黄铁矿晶间孔；（e）3 247.95 m眼球灰岩，生物体内充填结晶方解石、石英和沥青，见粒间孔(缝)、粒内溶蚀孔、有机质孔；（f）3 247.95 m 微裂缝（缝宽75~151 nm）、粒间孔和粒内溶蚀孔

Fig.5 Backscattered electron images of Mao 1 Member in Well LA1

通过对DB1、LA1 2口井多尺度观察，大安探区茅一段孔缝系统主要包括黏土矿物（滑石）晶间孔、其他无机矿物（如方解石、白云石、石英、黄铁矿等）粒（晶）间孔、粒内（溶蚀）孔、有机质孔和裂缝等，其中缝宽在0.5 mm以上的宏观裂缝在构造高部位（如断背斜核部）总体较发育，在构造低部位（如宽缓向斜区）则欠发育。

2.2　核磁法识别裂缝

前人基于川南龙马溪组建立了基质孔隙型和基质孔隙+裂缝型储层的核磁标准T 2图谱，即基质孔隙型页岩核磁T 2谱显单峰特征［19］，裂缝孔隙型页岩核磁T 2谱则显双峰或多峰特征［10，19］，这些成果对认识茅一段泥灰岩裂缝孔隙特征具有重要意义。笔者通过对LA1井茅一段3 247.95 m、3 258.4 m和3 285.88 m 等3个深度点开展核磁检测发现，茅一段T 2谱普遍具有多峰或双峰特征［图6（a）—图6（c）］，与龙马溪组页岩T 2谱单峰特征［图6（d）］差异明显，显示微裂缝较发育、孔喉直径大，渗透性较龙马溪组页岩好。
图6 大安探区茅一段与长宁探区龙马溪组核磁T 2图谱对比

（a）LA1井3 247.95 m，T 2谱为多峰；（b）LA1井3 258.4 m，T 2谱为双峰；（c）LA1井3 285.88 m，T 2谱为多峰；（d）长宁N211井龙马溪组，T 2谱为单峰(引自文献[19])

Fig.6 Comparison of the nuclear magnetic resonance T 2 spectrum of Mao 1 Member in Da’an block with Longmaxi Formation in Changning block

2.3　利用双孔隙介质孔隙度解释模型计算茅一段储集空间构成

综合上述岩心观察、薄片和电镜检测、核磁分析等结果，大安探区茅一段储集空间类型与海相页岩基本相似，适用于双孔隙介质孔隙度解释模型定量评价。根据双孔隙介质孔隙度解释模型使用原则和要求［18-19］，首先利用评价区可靠资料点对模型中的V Bri、V Clay和V TOC 3个参数［18-19］进行刻度计算；然后，依据V Bri、V Clay和V TOC刻度值以及评价区目的层段的岩矿和TOC资料计算基质孔隙度构成（包括脆性矿物内孔隙度、有机质孔隙度和黏土矿物晶间孔隙度），并结合岩心测试总孔隙度数据（为岩心氦气法或压汞法检测结果）计算裂缝孔隙度。为此，制订如下计算流程：
首先，选择宏观裂缝欠发育的DB1下盘茅一a亚段取心段（2 676.20~2 688.10 m）和茅一c亚段取心段（2 717.00~2 729.82 m）作为刻度段，利用这2段岩石矿物、TOC、孔隙度、岩石密度等岩心测试资料对模型中3个关键参数进行刻度计算，并得到：V Bri=0.004 5 m3/t，V Clay=0.019 9 m3/t，V TOC=0.136 3 m3/t。
然后，依据上述V Bri、V Clay和V TOC 3个参数刻度值以及DB1井和LA1井茅一段岩石矿物、TOC、孔隙度、岩石密度等岩心测试资料，应用双孔隙介质孔隙度解释模型中的公式（1）和公式（2）［18-19］，分别对2口井茅一a亚段、茅一c亚段开展了基质孔隙度（包括脆性矿物内孔隙度、黏土矿物晶间孔隙度和有机质孔隙度三部分）和裂缝孔隙度测算，结果如下（图7）：
图7 DB1井和LA1井茅一段孔隙度构成

（a）DB1断层上盘茅一段；（b）DB1断层下盘茅一段；（c）LA1井茅一a亚段；（d）LA1井茅一c亚段

Fig.7 Porosity composition of Mao 1 Member in Well DB1 and Well LA1

DB1井断层上盘茅一段总孔隙度为0.52%~7.55%（平均为2.48%），其中脆性矿物内孔隙度为1.02%~1.23%（平均为1.15%），黏土矿物晶间孔隙度为 0.00%~0.12%（平均为0.03%），有机质孔隙度为0.11%~0.98%（平均为0.41%），裂缝孔隙度为0.00%~5.94%（平均为1.00%）且向底部滑脱面（深度2 539 m）增大［图7（a）］。
DB1井断层下盘茅一段总孔隙度为0.68%~3.10%（平均为1.68%），其中脆性矿物内孔隙度为1.13%~1.22%（平均为1.19%），黏土矿物晶间孔隙度为0.00%~0.16%（平均为0.03%），有机质孔隙度为0.04%~0.79%（平均为0.45%），裂缝孔隙度为0.00%~1.24%（平均为0.23%）［图7（b）］，与合川区块［15］相近。
LA1井茅一a亚段总孔隙度为1.50%~3.84%（平均为2.20%），其中脆性矿物内孔隙度为0.78%~1.22%（平均为1.13%），黏土矿物晶间孔隙度为0.00%~1.84%（平均为0.26%），有机质孔隙度为0.23%~0.75%（平均为0.47%），裂缝孔隙度为0.00%~1.72%（平均为0.33%）［图7（c）］。评价结果显示，裂缝在中上段较发育，在顶部和下段欠发育；裂缝孔隙度高于DB1断层下盘（0.23%），但远低于DB1断层上盘（1.00%） 。
LA1井茅一c亚段总孔隙度为1.55%~3.59%（平均为2.18%），其中脆性矿物内孔隙度为0.65%~1.21%（平均为1.09%），黏土矿物晶间孔隙度为0.00%~2.43%（平均为0.47%），有机质孔隙度为0.27%~0.55%（平均为0.38%），裂缝孔隙度为0.00%~0.70%（平均为0.25%）且略低于茅一a亚段（0.33%）［图7（d）］。
经过上述定量计算发现，大安探区茅一段储集空间体积以无机矿物孔隙（脆性矿物内孔隙、黏土矿物晶间孔隙）和裂缝为主，平均占比分别为47.6%~71.6%、11.5%~40.3%，有机质孔隙体积占比仅为16.5%~26.8%；茅一段裂缝孔隙度区域变化大，在逆冲带高部位（DB1井区断层上盘）较高，在构造带低部位或向斜区相对较低；茅一段主体为眼皮泥灰岩和眼球灰岩组合，基质孔隙度平均值一般为1.45%~1.93%（总体低于2%），若无裂缝贡献，均难以成为有效储层。这说明，裂缝孔隙发育是茅一段富集高产的重要控制因素。

2.4　深浅电阻率响应识别裂缝

在致密岩石裂缝带评价中，深浅电阻率、声波时差等测井技术是使用频率最高、评价效果最好的几种常规测井方法［20-22］。笔者通过对大安探区茅一段电性特征分析发现，茅一a亚段和茅一c亚段深浅电阻率曲线普遍显以正幅度差为主的双轨特征（图2），即在相同深度点/段，深电阻率响应值普遍大于浅电阻率响应值，RLLD/RLLS值普遍介于1.03~1.39之间，这是泥页岩、泥灰岩等致密岩层裂缝孔隙发育的典型标志［20-22］，也说明利用深浅电阻率响应特征是识别泥灰岩裂缝发育程度的有效方法。
关于茅一段深浅电阻率双轨段产生原因，笔者认为是该段泥灰岩原位开启状裂缝发育和后期钻井泥浆侵入所致。茅一a亚段和茅一c亚段普遍为眼皮泥灰岩与眼球灰岩交互层，质地硬而脆，在印支期—喜马拉雅期顺层滑脱作用下极易产生大量顺层裂缝、雁行裂缝和网状缝，形成渗滤通道；在钻井过程，泥浆滤液沿裂缝通道发生大量渗滤，形成泥浆侵入带（图8）。因泥浆滤液电阻率（Rmf）普遍小于地层流体电阻率，常导致泥浆侵入带响应值（RLLS）小于泥灰岩地层真实响应值（RLLD），即出现深浅电阻率正幅度差双轨特征。这说明，上述深浅电阻率双轨特征是茅一段眼皮泥灰岩与眼球灰岩裂缝发育的直接反映，与岩心、薄片和电镜观察以及双孔隙度解释模型计算结果吻合，以此可确定茅一段有利储层和封盖层，即：在裂缝发育段（有利储层），深浅电阻率响应显双轨特征（RLLD/RLLS值理论上大于1）；在裂缝不发育段（封盖层或封隔层），深浅电阻率响应显单轨特征（RLLD/RLLS值理论上等于1）。
图8 茅一段深浅电阻率双轨段泥浆侵入模式

Fig. 8 Diagram of intrusion patterns of mud invasion in the dual-track section of deep and shallow resistivity of Mao 1 Member

为确定大安探区茅一段裂缝发育段Rt/Rxo值识别下限，笔者将DB1井茅一段深浅电阻率响应值和裂缝孔隙度计算结果结合起来，建立RLLD/RLLS值与RLLD、RLLD/RLLS值与裂缝孔隙度2个关系图版（图9），依此确定裂缝发育段划分标准。大坝1断层下盘茅一a亚段裂缝主体不发育，裂缝孔隙度平均为0.23%，RLLD/RLLS值一般低于1.2，断层上盘茅一a亚段裂缝极为发育，裂缝孔隙度平均为1.00%，RLLD/RLLS值一般高于1.2［图9（a）］，上下盘对比差异十分明显，由此将RLLD/RLLS值1.2作为茅一段裂缝发育段的识别下限。另外，RLLD/RLLS值与裂缝孔隙度相关性较好，说明利用双孔隙介质孔隙度解释模型和深浅电阻率响应评价裂缝是有效的，由此确定RLLD/RLLS值1.2对应的裂缝孔隙度值为0.5%［图9（b）］。
图9 DB1井茅一段电阻率响应关系图版

（a）茅一段RLLD/RLLS值与RLLD关系；（b）茅一a亚段RLLD/RLLS值与裂缝孔隙度关系

Fig.9 Resistivity response relationship chart of Mao 1 Member in Well DB1

考虑茅一段泥灰岩普遍较致密而裂缝孔隙发育具有区域差异性这一显著特点，本文在上述详实资料和综合研究基础上建立茅一段致密泥灰岩储层分类标准（表2），重点考虑裂缝孔隙对优质储层的贡献，即：Ⅰ类储层（裂缝发育段）为RLLD/RLLS≥1.2，裂缝孔隙度≥0.5%，总孔隙度≥2.5%；Ⅱ类储层（裂缝欠发育段）为RLLD/RLLS=1.1~1.2，裂缝孔隙度为0.2%~0.5%，总孔隙度为2.0%~2.5%；三类储层（裂缝不发育段，即封盖层或封隔层）为RLLD/RLLS<1.1，裂缝孔隙度< 0.2%，总孔隙度<2.0%。目前，关于茅一段泥灰岩储层分类标准，不同学者基于各自方法和认识提出的观点千差万别，一般都会考虑孔隙度这一关键参数，但极少考虑裂缝孔隙的贡献［10，17］，例如：殷树军等［10］基于测井评价技术建立茅一段泥灰岩的储层分类方案，认为Ⅰ类（优质储层）孔隙度>4.0%、Ⅱ类（一般储层）孔隙度介于2.0%~4.0%之间、Ⅲ类（非储层）孔隙度<2.0%；李强等［17］基于茅一段泥灰岩压汞测试数据认为，致密泥灰岩储层基本条件需满足总孔隙度≥1.0%，有利储层需满足总孔隙度≥2.0%。
表2 大安探区茅一段致密泥灰岩储层分类标准

Table 2 Classification standard of tight marlstone reservoirs in Mao 1 Member, Da’an block

储层类别 Ⅰ类 Ⅱ类 Ⅲ类
总孔隙度/% ≥2.5 2.0~2.5 <2.0
裂缝孔隙度/% ≥0.5 0.2~0.5 <0.2
RLLD/RLLS值 ≥1.2 1.1~1.2 <1.1
根据上述标准，首先对大坝区块逆冲断层上盘茅一段储盖组合进行划分，结果显示［图10（a）］：
图10 DB1井和DA3井储盖组合

（a）DB1井断层上盘茅一a亚段，下段裂缝发育，上段储盖组合较好；（b）DA3井茅一a亚段，RLLD/RLLS=1.2~4.9，裂缝极为发育，缺封盖层

Fig.10 Reservoir-cap rock combination in Well DB1 and Well DA3

茅一段深浅电阻率曲线双轨段厚度较大，单轨段出现在顶部、底部和中间局部，厚度相对较薄，显示优质储层发育，且封盖层或封隔层厚度适中，储盖组合良好，具体表现为：Ⅰ类+Ⅱ类储层共3层（编号分别为①、②、③）图10（a）、厚度23 m，向下裂缝更发育、厚度更大且上下连通性更好；顶板厚度1.5 m，为致密的眼皮层泥灰岩与沥青组合，低电阻，深浅电阻率曲线显单轨特征；底板厚度5~7 m，为茅三段顶部致密泥灰岩与沥青组合，中低电阻，深浅电阻率曲线显单轨特征；中间封隔层有2层，中低电阻，深浅电阻率曲线显单轨特征，单层厚度较小（1 m以下），主要分布于中上部。
按照上述标准和DB1断层上盘评价样式，对LA1、DA3等15口井茅一a亚段储盖组合、裂缝发育段（RLLD/RLLS值≥1.2）进行了统计分析，并在此基础上编制了大安探区茅一a亚段（主力产层）有利储层分布图（图11），结果显示（图2，图10，图11）：
图11 大安探区茅一a亚段有利储层分布

Fig. 11 Favorable reservoir distribution of Mao 1a sub-member in Da’an block

在LA1井区，茅一段深浅电阻率曲线双轨段主要分布于茅一a上亚段和茅一c上亚段，并与单轨段间互，显示储盖组合较好。茅一a亚段评价出2个Ⅰ类储层（厚度为8.5 m，位于中上部）和1个Ⅱ类储层（厚度为1.0 m，位于底部），顶板厚度为5.3 m，以致密的眼皮层泥灰岩为主，显中低电阻和深浅电阻率曲线单轨特征；底板厚度为1.6 m，为致密眼皮泥灰岩，显中低电阻和深浅电阻率曲线单轨特征；中间封隔层有2层，显中低电阻、深浅电阻率曲线单轨特征，单层厚度为1.0~8.0 m，分布于中部和中下部（图2）。在DA3井区，茅一a亚段（3 178.5~3 197.0 m）RLLD/RLLS值为1.2~4.9，显示全井段裂缝极为发育，缺封盖层，保存条件不利［图10（b）］。
大安探区茅一a亚段有利储层（RLLD/RLLS≥1.2）厚度为2~24 m且区域变化大，高值区位于褶皱带高部位或背斜核部，呈北东—南西向条带状展布，低值区分布于褶皱带低部位或宽缓向斜区，同样呈北东—南西向展布（图11）。

3 裂缝发育主控因素

鄂尔多斯盆地西北缘奥陶系乌拉力克组裂缝孔隙研究表明，高脆性岩相组合与燕山期以来的冲断褶皱、滑脱作用相配置，是产生海相页岩裂缝孔隙的关键控制因素［20］，这对笔者分析大安探区茅一段裂缝发育主控因素有重要启示。四川盆地为多期构造层叠置的大型叠合盆地，其茅一段质地与脆性以及在地史演化中经历的主要构造活动对泥灰岩裂缝的形成和分布具有重要影响，无疑是该地层中大量雁列缝、顺层缝和网状缝发育的关键控制因素。

3.1　脆性特征

在大安探区，茅一段裂缝主要发育于茅一a亚段（尤其该段中上部，深浅电阻率曲线普遍显正幅度差双轨特征），这与该段岩石脆性较高密切相关（图2）。根据LA1井脆性评价结果，茅一a中上亚段（3 241.7~3 255.1 m）石英、白云石含量为茅一段最高，其中石英含量0.0~18.6%（平均为5.3%）、白云石含量0.0~81.9%（平均为8.7%），由此计算的三矿物（石英+白云石+黄铁矿）脆性指数为0.0~84.1%，平均为14.0%（为茅一a下亚段的3.0倍、茅一c亚段的3.8倍）（图2，表1）。与LA1井脆性特征相对应，茅一a中上亚段裂缝孔隙度为0.00~1.72%（平均为0.37%）、RLLD/RLLS值为1.06~1.38（平均为1.19），茅一a下亚段裂缝孔隙度为0.00~0.87%（平均为0.25%）、RLLD/RLLS值为0.94~1.14（平均为1.04），茅一c亚段裂缝孔隙度为0.00~0.70%（平均为0.25%）、RLLD/RLLS值为0.99~1.32（平均为1.12）［图2，图7（c），图7（d）］。这说明，茅一a中上亚段总体为大面积分布的相对高脆性泥灰岩段，这无疑是后期叠合盆地改造中其裂缝发育的关键地质因素。

3.2　区域构造活动

大安探区位于泸州古隆起和嘉陵江组印支期古油藏分布区［8，28］，其茅一段裂缝发育和油气成藏无疑受印支期、燕山期、喜马拉雅期3期构造活动背景所控制。研究证实，川东南发育中寒武统膏盐岩、下志留统页岩、二叠系煤层+炭质页岩等3套主要滑脱层，对应形成上部构造层（P—J）、中部构造层（∈3—S）和下部构造层（Z—∈2）等3套构造变形层［1-2，8，28］；中二叠统构造变形样式主要受中部志留系泥页岩滑脱层控制，在3期构造挤压运动下以断层传播褶皱和滑脱褶皱为主［1-2，8，28］，受此控制，大安探区茅一段多发育雁列缝、网状缝和低角度顺层缝（图3）。
为揭示构造活动和裂缝形成期次，笔者以DB1井钻井资料和流体包裹体分析数据为基础编制了大坝区块埋藏史图（图12），以了解该探区茅一段构造演化、裂缝发育期和主生气期配置关系。笔者在DB1井断层上盘茅一段2 522.67 m、2 524.82 m和2 531.88 m 3个深度点分别采集了3块裂缝充填方解石岩样，并开展流体均一温度分析，进而获取95个测点流体包裹体均一温度。
图12 DB1井区埋藏史

Fig.12 Buried history of DB1 well zone

实验分析发现，大坝上盘茅一段存在3期流体充注，充注温度区间分别为112~133 ℃、142~189 ℃、215~228 ℃，其中142~189 ℃为主体充注温度窗口（图13）。这3期流体充注期分别对应印支期、燕山中期和晚期、喜马拉雅早期（即与3个主要构造活动期同步），基本反映裂缝发育与油气充注主体为3期，包括印支期裂缝形成与古油藏充注、燕山中期和晚期裂缝形成与油气持续充注、喜马拉雅期裂缝形成与气藏调整（图12）。根据流体充注主温度区间判断，燕山中期和晚期应为裂缝发育高峰期。
图13 DB1井茅一段流体包裹体

（a）3个岩样95个测点流体包裹体均一温度统计；（b）2 522.67 m, 流体包裹体均一温度测点分布；

（c）2 524.82 m, 流体包裹体均一温度测点分布；（d）2 531.88 m, 流体包裹体均一温度测点分布

Fig.13 Fluid inclusion of Mao 1 Member in Well DB1

4 结论

（1）四川盆地渝西大安探区茅一段主体为碳酸盐岩缓坡相沉积，地层厚45~105 m，分布稳定，整体呈自西向东增厚趋势，其中茅一a、茅一c 2个亚段为中缓坡沉积，具有典型的眼皮泥灰岩—眼球灰岩韵律结构，局部含有机质，为有一定生烃潜力、自生自储型灰质源岩层，茅一b亚段以内缓坡沉积的瘤状灰岩、眼球灰岩为主，有机质含量偏低。
（2）茅一段孔缝系统复杂多样，主要包括黏土矿物（滑石）晶间孔、其他无机矿物（如方解石、白云石、石英、黄铁矿等）粒（晶）间孔、粒内（溶蚀）孔、有机质孔和裂缝等，岩心观察裂缝多为雁列缝、网状缝和低角度顺层缝，核磁T 2谱普遍具有多峰或双峰特征。储集空间体积以无机矿物孔隙（脆性矿物内孔隙、黏土矿物晶间孔隙）和裂缝为主，平均占比分别为47.6%~71.6%、11.5%~40.3%，有机质孔隙体积占比仅为16.5%~26.8%；裂缝孔隙度区域变化大，在逆冲带高部位较高，在构造带低部位或向斜区相对较低；基质孔隙度平均值一般为1.45%~1.93%（总体低于2%），若无裂缝贡献，则难以成为有效储层。
（3）深浅电阻率双轨特征是识别茅一段裂缝发育段的有效方法，依此确定大安探区茅一a亚段有利储层厚度为2~24 m且区域变化大，高值区位于褶皱带高部位或背斜核部，呈北东—南西向条带状展布，低值区分布于褶皱带低部位或宽缓向斜区，同样呈北东—南西向展布。
（4）茅一a亚段总体为大面积分布、富含硅质和白云质的高脆性泥灰岩，与印支期、燕山期和喜马拉雅期3期挤压褶皱与滑脱作用相配置，是产生区内大面积裂缝发育带的关键控制因素，燕山中期和晚期为裂缝发育高峰期。

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