四川盆地在中三叠世雷口坡时期(242.0~ 247.2 Ma)发育了一套蒸发岩和碳酸盐岩的组合地层^[1]，代表着该地区海相碳酸盐岩区域的最后一个层位^[2-4]，历经了五十多年的勘探和开发，先后在雷口坡组发现了磨溪雷一段1亚段和彭州雷四段3亚段2个大型气藏，中坝雷三段中型气藏以及几个含气构造或裂缝系统，但目前该区域的勘探仍然面临着烃源复杂、储层多样、成藏机理不清等关键地质问题^[5]。明确雷口坡组有效烃源岩的位置及油气运移通道是该区域油气勘探获得突破的关键^[6-7]，然而学术界对雷口坡组气源的问题至今仍然争议不断。部分学者认为雷口坡组烃源来自上覆地层，如王廷栋等^[8]通过油气组分分析认为中坝烃源主要来自上覆须家河组；刘若冰等^[9]认为元坝的天然气由须家河组倒灌运移至雷口坡组顶部风化壳储层；周世超等^[10]通过地球化学特征分析认为上覆须家河组为龙岗地区雷口坡组气藏的主要气源层。也有学者认为雷口坡组烃源来自下伏地层，廖凤蓉等^[7]通过天然气组分，碳、氢同位素及轻烃和汞的特征分析认为中坝气源来自深层二叠系油型气并混有须家河组煤型气；孙玮等^[11]则通过油气演化认为川西气源来自下寒武统。随着彭州气藏的发现，雷口坡组自身碳酸盐岩烃源也受到了更多关注，目前主要观点认为川西气源主要是雷口坡组自身烃源岩^[12-13]，属自生自储型，并且部分混入一些深层或浅层的天然气^[11]，但吴小奇等^[14]通过气源对比认为川西地区雷口坡组气源为下伏龙潭组烃源岩在高演化阶段生成的原油裂解气，且雷口坡组碳酸盐岩烃源岩生烃潜力较低，仅靠自身烃源岩难以形成大规模工业性油气藏，往往作为辅助烃源岩参与气藏形成；陈迎宾等^[15]认为是二叠系与三叠系雷口坡组双源供烃；王彦青等^[16]认为川西地区蒸发环境下具有较高生产力，可以形成优质烃源岩且有利于有机质保存和转化；Sun等^[17]在20世纪80年代就提出雷口坡组存在自身泥质烃源岩，但始终未曾发现，直到近期在川中地区雷三段才发现一套富有机质页岩^[18]，这也验证了雷口坡组自身存在泥质烃源。然而，目前对于该套烃源岩的发育特征、有机质类型、丰度以及其与上覆储层之间的空间配置关系还有待深入研究。

通过观察川中地区雷口坡组三段大量钻井岩心、薄片，结合物性分析、X射线衍射分析、TOC含量检测、岩石热解分析和干酪根碳同位素分析等技术手段，系统研究该段烃源岩及储层的特征，并探讨两者之间的配置关系，以期为该区域进一步油气勘探与开发提供指导。

四川盆地是一个多旋回叠合盆地，位于扬子板块西北部地区、古特提斯洋东缘，由早中三叠世被动大陆边缘演化为晚三叠世至第四纪的前陆盆地^[19]。中三叠世以来，大规模海退趋于稳定，代之以频繁出现的较小规模的海水进退为主，四川盆地东南方向受到江南古陆的阻隔，西南部有康滇古陆阻碍，西北方向龙门山岛链限制了海水的侵入，北部受大巴山古陆的限制^[20-22]。在雷三段沉积期发生了一次大规模海侵，海水从2个方向进入盆地，其中主要是从西南康滇古陆与越北古陆之间的开远海峡进入上扬子盆地，再越过黔南堤礁从川西南一带入侵；其次经松潘—甘孜海槽穿越龙门山岛链之间的通道或漫过水下的海堤进入^[23-24]。印支运动早幕盆地发生了抬升作用，江南古陆剧烈上升，四川盆地地势逐渐从西高东低转变为东高西低，盆地东南部沿开江—泸州一线抬升形成水下古隆起；雷口坡组沉积期开江—泸州古隆起南部抬升为陆地，海水由东向西退出，结束了四川盆地海相沉积的历史并逐渐过渡为陆相沉积。

雷口坡组沉积时期因印支运动广泛隆升而遭受了不同程度的剥蚀，地层自西向东厚度逐渐减小，为0~1 000 m，自下而上可划分为雷一段、雷二段、雷三段和雷四段，受构造活动的影响，地层沉积特征为海相碳酸盐岩和蒸发岩共生。雷三段—雷四段沉积期，水体持续咸化，在川中—川西地区沉积了厚层膏盐岩^[25-26]。雷三段自下而上进一步划分为3个亚段：雷三¹亚段(T₂l₃¹)，雷三2亚段(T₂l₃²)和雷三³亚段(T₂l₃³)，其中雷三¹亚段厚度为28~ 106 m，主要岩性为泥晶灰岩、泥质灰岩夹薄层膏岩和白云岩；雷三²亚段厚度为0~250 m，主要岩性为泥晶灰岩、泥灰岩与膏岩互层、页岩和白云岩；雷三³亚段厚度为0~136 m，主要由泥晶灰岩、颗粒灰岩夹粉晶白云岩和颗粒白云岩组成(图 1)。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 川中地区中三叠统雷口坡组三段沉积格局（a）和岩性地层综合柱状图（b） Fig. 1 Sedimentary pattern(a)and stratigraphic column(b)of T2l3 in central Sichuan Basin

川中地区雷三段烃源岩主要为雷三²亚段页岩和碳酸盐岩，以HC125井为例进行剖析(图 2)，雷三²亚段主要为深灰色泥—粉晶灰岩和灰黑色钙质(泥)页岩，上部见少量灰白色膏岩；雷三³亚段为纹层状泥晶灰岩，在底部发育一套含灰泥晶白云岩。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 川中地区HC125井中三叠统雷口坡组三段2亚段岩性地层综合柱状图 Fig. 2 Comprehensive lithologic and stratigraphic column of T2l32 of well HC125 in central Sichuan Basin

通过岩心观察和显微特征观察，结合X射线衍射实验分析页岩的矿物成分，根据硅质矿物(石英+长石)、碳酸盐矿物(方解石+白云石)和黏土矿物的含量，识别出钙质页岩岩相、黏土页岩岩相和混合页岩岩相等3种页岩岩相和碳酸盐岩岩相(表 1)。

表 1(Table 1)

表 1 川中地区中三叠统雷口坡组三段2亚段主要岩相矿物组分统计 Table 1 Mineral components of main lithofacies of T2l32 in central Sichuan Basin 岩相 样品数/个 w(硅质)/% w(碳酸盐)/% w(黏土)/% 石英 长石 总量 方解石 白云石 总量 碳酸盐岩 18 2.4~13.3/5.7 0~3.8/0.8 2.4~17.1/6.4 9.6~97.6/79.8 0~80.6/6.3 55.8~97.6/86.1 0~13.6/4.5 钙质页岩 16 5.1~17.9/11.5 0~5.0/0.9 5.1~17.9/12.3 0~72.9/48.4 0~74.7/11.8 29.3~74.7/60.2 4.2~29.7/19.4 黏土页岩 4 21.6~28.3/23.9 0~5.9/5.8 21.8~29.9/27.1 0~13.8/9.4 0~4.4/2.5 0~17.0/11.9 46.6~68.4/55.3 混合页岩 1 23.4 3.7 27.1 27.5 0 27.5 41.8

下载CSV 表 1 川中地区中三叠统雷口坡组三段2亚段主要岩相矿物组分统计 Table 1 Mineral components of main lithofacies of T2l32 in central Sichuan Basin

(1) 钙质页岩岩相

该岩相是研究区主要的页岩岩相，在雷三²亚段均匀分布。硅质矿物的质量分数为5.1%~17.9%，平均为12.3%，碳酸盐矿物的质量分数为29.3%~ 74.7%，平均为60.2%，黏土矿物的质量分数为4.2%~ 29.7%，平均为19.4%。岩心呈深灰色—灰黑色，可见方解石脉充填裂缝，纹层发育。镜下可见大量方解石呈星点状分布，大小为0.01~0.10 mm，局部含介形虫，可见黄铁矿(图 3a，3b)，或具有明显的暗色色炭质层与浅色钙质层构成的纹层结构，层间微裂缝呈平行状排列(图 3c，3d)。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 川中地区中三叠统雷口坡组三段2亚段烃源岩主要岩类岩心及镜下特征 （a）钙质页岩，见细小方解石脉，黄铁矿局部富集，HC125井，2 313.70 m；（b）图a的镜下照片，方解石呈星点状分布，单偏光；（c）纹层状钙质页岩，层间微裂缝发育，HC125井，2 316.09~2 316.29 m；（d）图c的镜下照片，水平纹层与微裂缝发育，充填有机质，单偏光；（e）混合页岩，微裂缝呈网状分布，HC125井，2 311.55 m，单偏光；（f）混合页岩，可见泥质纹层与草莓状黄铁矿，CT1井，3 567.47 m，SEM照片；（g）黏土质页岩，页理发育，HC125井，2 308.67~2 308.72 m；（h）黏土质页岩，不规则嵌入硬石膏，HC125井，2 310.50 m，正交偏光；（i）黏土质页岩，裂缝与页理发育，HC125井，2 305.72~2 305.88 m；（j）黏土质页岩，炭质黏土呈眉状且近似平行分布，HC125井，2 306.70 m，单偏光；（k）泥晶—细粉晶灰岩，黄铁矿富集，HC125井，2 294.12 m，单偏光；（l）纹层状泥质灰岩，泥质与泥晶灰岩互层，层间微裂缝平行发育，高角度裂缝被方解石充填，HC125井，2 304.47 m，单偏光。 Fig. 3 Main cores and microscopic characteristics of source rocks of T2l32 in central Sichuan Basin

(2) 混合页岩岩相

该岩相仅以薄层形式分布在雷三²亚段中下部。硅质矿物、碳酸盐矿物和黏土矿物的平均质量分数分别为27.1%，27.5% 和41.8%。岩心上表现为裂隙发育，方解石半充填。镜下可见石英和方解石均匀分布，草莓状黄铁矿局部发育，微裂缝非常发育，主要沿层理方向呈近平行状到网状，粗细不等，部分充填有机质和方解石脉，草莓状黄铁矿充填粒内孔(图 3e，3f)。

(3) 黏土页岩岩相

该岩相在雷三²亚段中下部以中层形式存在。硅质矿物的质量分数为21.8%~29.9%，平均为27.1%，碳酸盐矿物的质量分数为0~17.0%，平均为11.9%，黏土矿物的质量分数为46.6%~68.4%，平均为55.3%。岩心呈深灰色—灰黑色，微裂缝沿层理方向发育，局部可见斑点状石膏颗粒。镜下可见多条近平行状微裂缝，宽度约0.05 mm，局部膏质呈不规则状嵌入页岩中(图 3g，3h)，方解石和石英均匀分布，炭质黏土呈眉状定向排列(图 3i，3j)。

(4) 碳酸盐岩岩相

该岩相在雷三²亚段均匀分布，岩性以纹层状泥质灰岩和泥—粉晶灰岩为主，硅质矿物的质量分数为2.4%~17.1%，平均为6.4%，碳酸盐矿物的质量分数55.8%~97.6%，平均为86.1%，黏土矿物的质量分数为0~13.6%，平均为4.5%。岩心整体上呈灰色—深灰色，可见硬石膏，方解石充填孔洞。镜下多见纹层状结构，或含有不规则泥质条带，缝合线和高角度方解石脉发育，局部草莓状黄铁矿发育(图 3k，3l)，偶见双壳、介形虫壳体等生物碎屑。

有机质丰度是决定烃源岩能否生烃及生烃量大小的重要参数，是烃源岩评价的重要指标之一。对于泥质烃源岩，国内外学者的看法基本一致，有机质丰度下限为0.5%^[27-28]，而对碳酸盐岩烃源岩评价标准以及有机质丰度下限取值有不同的观点，为0.1%~0.5% 不等^[29-33]。川中地区雷口坡组烃源岩埋深较大，有机质演化程度高，处于成熟—过成熟阶段，随着烃源岩生烃和排烃过程的进行，有机质含量逐渐减小^[34-35]，且不同类型有机质的生烃下限有差异，因此根据有机质成熟度的差异，认为研究区雷口坡组高成熟—过成熟阶段泥质岩和碳酸盐岩烃源岩生烃下限分别为0.5% 和0.2%(表 2)。

表 2(Table 2)

表 2 烃源岩有机碳丰度评价标准(根据文献[32]和中国石化无锡石油分公司标准修改) Table 2 Evaluation criteria of organic carbon abundance in source rocks 烃源岩级别 泥质烃源岩TOC/% 碳酸盐岩烃源岩TOC/% 非烃源岩 — ＜0.20 差 ＜0.50 0.20~0.30 中等 0.50~1.00 0.30~0.40 较好 1.00~2.00 0.40~0.50 好 2.00~4.00 ＞0.50 很好 ＞4.00 —

下载CSV 表 2 烃源岩有机碳丰度评价标准(根据文献[32]和中国石化无锡石油分公司标准修改) Table 2 Evaluation criteria of organic carbon abundance in source rocks

研究区雷三²亚段35个页岩样品TOC值为0.44%~4.01%，平均为1.08%，其中TOC值大于1.00% 的样品占比40%，为较好的烃源岩。钙质页岩TOC值为0.44%~4.01%，平均为0.95%；混合页岩TOC值为0.75%~2.40%，平均为1.54%；黏土页岩TOC值为0.45%~3.23%，平均为碳酸盐岩样品TOC值为0.02%~0.65%，平均为0.22%，大于0.20% 的样品占比52%，烃源岩级别差，其中泥质灰岩TOC值平均为0.40%，为较好烃源岩。整体上雷三²亚段页岩和泥质碳酸盐岩生烃潜力较好，其余碳酸盐岩生烃潜力较差。

此外，烃源岩岩石热解分析显示，生烃潜量S₁+ S₂值异常低，仅为0.15 mg/g，小于我国烃源岩总烃生烃潜力的下限(S₁+S₂为0.50 mg/g)，分析认为热解这一指标适用于低演化程度的样品，过高的成熟度使其无法有效地指示有机质丰度及其原始生烃潜力^[36-37]

烃源岩有机质丰度体现的是单位烃源岩中有机质含量的多少，而有机质类型则是烃源岩评价中有机质质量的体现。干酪根碳同位素对生烃母质的继承性较好，且受热成熟度影响较小，因此可作为确定有机质类型，尤其是高演化有机质类型的有效指标。据学界干酪根的划分标准^[31]，研究区雷三²亚段烃源岩的干酪根δ¹³C为-31.1‰~-27.0‰，平均为-28.9‰，主要为Ⅰ型和Ⅱ₁型(图 4)。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 川中地区中三叠统雷口坡组三段2亚段烃源岩干酪根δ13C分布 Fig. 4 Distribution of kerogen δ13C in source rocks of T2l32 in central Sichuan Basin

烃源岩成熟度用来表示有机质的热演化进程，干酪根中镜质体反射率(R_o)和岩石热解最高峰温度(T_max)是最直观的表征有机质成熟度的参数。根据四川盆地烃源岩实测R_o值统计^[34]，川中地区雷口坡组R_o为1.1%~2.3%，处于高成熟阶段，其中CT1井与JY1井雷三段实测R_o值分别为2.2% 和2.0%，均处于高成熟阶段晚期到过成熟阶段。对93个热解样品进行测试，去除2个异常低值样品及异常高值样品，其余86% 的样品T_max为435~520 ℃，平均为484 ℃，处于高成熟阶段晚期。根据邬立言^[38]建立的T_max与R_o判别表(表 3)，研究区烃源岩处于高成熟—过成熟早期的凝析油和湿气生成阶段。

表 3(Table 3)

表 3 烃源岩岩石热解最高峰温度Tmax与镜质体反射率Ro判别表(根据文献[38]修改) Table 3 Discriminant of peak pyrolysis temperature and vitrinite reflectance of source rocks 成熟度分级 Ro/% Tmax/℃ Ⅰ类 Ⅱ类 未成熟 < 0.5 < 437 < 435 成熟 生油 0.5~1.3 437~460 435~455 高成熟 凝析油 1.0~1.5 450~465 447~460 湿气 1.3~2.0 460~490 455~490 过成熟 干气 > 2.0 > 490 > 490

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(1) 正构烷烃、姥鲛烷和植烷特征

研究区雷三²亚段烃源岩沥青中显示出短链正构烷烃的优势(图 5)，碳数主要为C₁₄—C₃₃，峰型为单峰态前锋型，主峰碳数为C₁₇和C₁₈。分析认为该段烃源岩处于高成熟阶段，早期生成的正构烷烃发生裂解并向低碳数转化，也表明有机质来源以低等藻类和细菌为主。碳优势指数CPI和奇偶优势比OEP均接近于1。姥鲛烷(Pr)和植烷(Ph)是植醇分別在还原和氧化环境形成，Pr/Ph值可以反映有机质的沉积环境，在弱还原-弱氧化环境中，Pr/Ph值为1.00~2.00，还原环境中Pr/Ph值为0.50~1.00，研究层段Pr/Ph为0.38~0.98，平均为0.75，判断为还原环境，因此，认为雷三²亚段泥页岩形成于咸水潟湖相的缺氧环境中。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 川中地区中三叠统雷口坡组三段2亚段烃源岩正构烷烃与无环异戊二烯类烷烃分布 Fig. 5 Distribution of n-alkanes and acyclic isoprene alkanes in source rocks of T2l32 in central Sichuan Basin

(2) 甾类系列生物标志化合物

研究区CT1井样品的m/z 217离子色谱(图 5) 显示了较高含量的孕甾烷和升孕甾烷，指示了低等水生植物对有机质的贡献，样品中都含有规则甾烷C ₂₇，C2₈和C₂₉，根据其相对含量可判断有机质的来源。常用规则甾烷αααRC₂₇/αααRC₂₉值作为有机质的判断依据，样品中αααRC₂₇/αααRC₂₉为1.15~ 2.17，平均为1.68，αααRC₂₇>αααRC₂₉>αααRC₂₈，并呈不对称的“L型”，说明有机质来源主要为藻类，且随着成熟度的增加，C₂₉和C₂₈逐渐向C₂₇转化。

甾烷异构化参数C₂₉ααα20S(/20S+20R)和C₂₉ββ/ (ββ+αα)均为非常有效的成熟度指标。CT1井雷三²亚段烃源岩中C₂₉ααα20S(/20S+20R)值为0.45~ 0.54，平均为0.49，C₂₉ββ(/ββ+αα)为0.47~0.58，平均为0.52，均指示研究区烃源岩具有高成熟的特征。

(3) 萜类系列生物标志化合物

三环萜烷是原始细菌和原核细胞的产物，分布于海相烃源岩，藿烷分布于蓝细菌(绿藻)和其他原核生物中，这表明了有机质源自海洋中的藻类和浮游生物。分析研究区CT1井烃源岩沥青萜烷与甾烷的分布，发现C₃₀藿烷丰度最高，三环萜烷含量较高(图 6)；C₃₁—C₃₅升藿烷的相对含量随碳数增加而减少；伽马蜡烷含量较高，这说明了随着成熟度的升高，升藿烷在逐渐向低碳数转化。17α(H)-三降藿烷(Tm)和18α(H)-三降藿烷(Ts)为最常见的三降藿烷，Ts(/Ts+Tm)受C₃₀藿烷的相对稳定性的影响，可作为判别成熟度的指标。当Ts(/Ts+Tm) < 0.4时，指示为未成熟；当Ts(/Ts+Tm)为0.4~0.6，指示为过成熟^[32]，样品中Ts(/Ts+Tm)值为0.45~ 0.58，平均为0.51，这说明有机质成熟度较高。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 川中地区CT1井中三叠统雷口坡组三段2亚段烃源岩沥青萜烷与甾烷分布 Fig. 6 Distribution of asphaltene terpanes and steranes in source rocks of T2l32 in central Sichuan Basin

富有机质页岩主要集中在雷三²亚段，常与泥晶灰岩、泥质灰岩、膏岩和盐岩互层。孙豪飞等^[18]利用岩心标定测井，结合岩屑录井资料，识别出川中地区雷三段烃源岩累计厚度为20~65 m，这与胡丽等^[39]采用实测TOC与测井解释TOC结合法刻画的雷三段有效烃源岩厚度相近(厚度为30~60 m，平均为43 m)。本文在岩心标定、测录井资料的基础上，识别出雷三段烃源岩厚度为20~100 m，在西充—巴中、眉山—资阳一带烃源岩厚度较大，最大可达100 m(图 7)。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 川中地区中三叠统雷口坡组三段2亚段烃源岩分布（根据文献[18]修改） Fig. 7 Contour map of the thickness of source rocks of T2l32 in central Sichuan Basin

川中地区雷三³亚段为一套泥晶灰岩夹(含膏)白云岩沉积，是发育在大规模海侵背景下海退期的滩相储层^[40]，在研究区内分布稳定，厚度大多为10~ 25 m，在中南部磨溪—广安一带厚度较大，可达30 m。通过岩心观察，薄片、铸体薄片及扫描电镜显示，雷口坡组储层岩性以晶粒白云岩为主，其次为砂屑白云岩，另有少量灰质白云岩、颗粒灰岩等。

(1) 晶粒白云岩

以中—薄层状泥晶—粉晶白云岩为主，颜色为灰白、褐灰色和深灰色。泥晶白云岩主要由他形白云石组成，部分含硬石膏；粉晶白云岩晶粒大小均匀，一般为0.03 mm左右，自形程度较好，可见晶间孔、晶间溶孔发育(图 8a，8b)，局部见膏模溶蚀孔，部分被沥青、泥质等充填(图 8c)，多分布在雷三段顶部，为该层段最主要的储集岩。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 川中地区中三叠统雷口坡组三段3亚段储集岩及镜下特征 (a)细粉晶白云岩，晶间孔，M22井，2 319.27 m，铸体薄片；(b)晶间孔，M22井，2 321.75 m，铸体薄片；(c)沥青充填晶间(溶)孔，M030-H16井，2 326.78 m，荧光；(d)砂屑白云岩，粒内溶孔，M22井，2 318.26 m，铸体薄片；(e)砂屑白云岩，粒间孔和粒内孔，M22井，2 337.4 m，铸体薄片；(f)泥晶灰岩，有机质充填压溶缝，黄铁矿富集，HC125井，2 294.12 m；(g)膏模溶蚀孔，水平裂缝发育，S47井，2 557.88 m；(h)高角度裂缝充填有机质，S47井，2 604.40~2 604.70 m；(i)细粉晶白云岩，沥青充填高角度裂缝，M22井，2 337.10 m。 Fig. 8 Reservoir rocks and microscopic characteristics of T2l33 in central Sichuan Basin

(2) 砂屑白云岩

研究区主要的储集岩，颜色多为褐灰、灰色，中—厚层状，颗粒以砂屑为主，粉屑次之。岩石中砂屑的质量分数一般大于60%，多由含藻的泥—粉晶白云石构成，分选和磨圆均为中等—好。白云石普遍具有重结晶现象，溶蚀孔隙发育，孔径一般为0.02~0.25 mm。胶结物呈微晶或粉晶，并保留有原生粒间孔，发育粒内溶蚀孔隙(图 8d，8e)。

研究区雷三³亚段储层孔隙度为0.10%~12.83%，平均为4.05%，渗透率为0.001~29.880 mD，平均为1.100 mD，其中孔隙度大于2.00% 的储层占比68.0%，孔隙度大于6.00%的储层占比28.3%，渗透率大于1.000 mD的储层占比21.4%，总体表现为低孔中渗，孔渗相关性较好。粉晶白云岩和砂屑白云岩储层的物性最好，平均孔隙度分别为4.81% 和4.41%，平均渗透率分别为4.930 mD和4.770 mD，其余岩性储层的物性相对较差(表 4，表 5)。

表 4(Table 4)

表 4 川中地区中三叠统雷口坡组三段3亚段不同岩性储层孔隙度和渗透率均值统计 Table 4 Mean physical properties of different lithologies of T2l33 in central Sichuan Basin 岩性 孔隙度/% 渗透率/mD 泥晶白云岩 1.18 1.310 粉晶白云岩 4.81 4.930 砂屑白云岩 4.41 4.770 灰质白云岩 1.01 1.640 泥晶灰岩 1.07 0.190 粉晶灰岩 1.72 1.430 颗粒灰岩 1.04 1.080 云质灰岩 1.27 1.370

下载CSV 表 4 川中地区中三叠统雷口坡组三段3亚段不同岩性储层孔隙度和渗透率均值统计 Table 4 Mean physical properties of different lithologies of T2l33 in central Sichuan Basin

表 5(Table 5)

表 5 川中地区中三叠统雷口坡组三段3亚段储层孔隙度和渗透率分布情况(数据源自中国石油西南油气田分公司) Table 5 Distribution of porosity and permeability of T2l33 in central Sichuan Basin 层位 孔隙度 渗透率 孔隙度/% 样品数/个 占比/% 渗透率/mD 样品数/个 占比/% ＜2.00 456 32.0 ＜0.01 462 32.4 2.00~4.00 325 22.8 0.01~0.10 179 12.5 雷三3 4.00~6.00 242 16.9 0.10~1.00 481 33.7 6.00~12.00 401 28.1 1.00~10.00 273 19.1 ＞12.00 3 0.2 ＞10.00 32 2.3

下载CSV 表 5 川中地区中三叠统雷口坡组三段3亚段储层孔隙度和渗透率分布情况(数据源自中国石油西南油气田分公司) Table 5 Distribution of porosity and permeability of T2l33 in central Sichuan Basin

雷三段储集空间以晶间(溶)孔、粒间溶孔和粒内孔为主，裂缝发育。

(1) 晶间(溶)孔

晶间(溶)孔是研究区内的重要储集类型。晶间孔是由交代白云石化作用形成的次生孔隙，分布于粉晶白云岩中，呈多边形—不规则状，孔径一般为0.02~0.10 mm，面孔率多为2%~4%，占比约19.1%，多被沥青充填(图 8a—8C)。晶间溶孔多由后期大气淡水选择性溶蚀扩大而成^[41]，孔隙边缘具有明显溶蚀的港湾状、孤岛状痕迹，面孔率主要为3%~5%，局部可达10%。

(2) 粒间(内)溶孔

粒间溶孔由颗粒间的胶结物经后期局部溶解作用形成，边缘常有胶结物残余分布及圆滑的溶蚀现象^[42]，常呈不规则状(图 8d，8e)。孔径一般为0.5~ 1.0 mm，面孔率为2%~5%，占比约17.0%。粒内溶孔是颗粒内部被部分溶解后形成的溶孔，孔内可见石英、白云石等多期矿物充填。

(3) 裂缝

研究区裂缝根据成因可分为构造缝、成岩缝和压溶缝(图 8f，8i)，构造缝至少有2期，早期的低角度裂缝常被多期方解石、石英和膏质组分全充填，对目前的储层影响不大；晚期多为未充填的高角度微裂缝(图 8j，8k)，缝宽一般小于2 mm，虽然储集性能有限，但可作为渗流通道^[43]。成岩缝多为网状微裂缝，形状不规则。压溶缝主要为缝合线，多充填泥质或有机质。

综上所述，研究区雷三³亚段发育以粉晶白云岩、砂屑白云岩为主的储集岩，储集空间以晶间溶孔和粒间溶孔为主，总体表现为低孔中渗的特征，孔渗相关性较好。

油气藏的形成不仅需要优质的烃源岩和储集岩，还需要两者之间具有良好的空间配置关系。目前对四川盆地雷口坡组源储配置关系的认识主要可归纳为3类：雷口坡组与上覆须家河组烃源岩组成的上生下储“倒灌型”、雷口坡组“自生自储型”和与古生界深层烃源岩组成的“下生上储型”^{[5, 44]}。

川中地区雷三²亚段发育一套厚度为20~ 100 m的富有机质烃源岩，生烃潜力较好，雷三³亚段发育一套厚度为10~25 m的低孔中渗储层，二者在组内形成较好的下生上储油气源配置关系。①雷口坡组虽然缺少明显的大断裂直接连通烃源与储层，但组内发育的断层可以连通雷三段内部(图 9)；雷三²亚段层间微裂缝、构造裂缝和压溶缝均较发育，不仅可作为储集空间，也可为油气的运移提供通道。②雷口坡组顶部的膏岩层具有封盖作用^[45]；雷三段整体以碳酸盐岩与蒸发岩互层，夹(泥)页岩沉积为主，上覆雷四段膏盐岩与须家河组一段泥岩也都可作为盖层，在雷三段内部可能形成源储一体的页岩油气藏和致密碳酸盐岩油气藏。③目前已有多口井在雷三段试产获气，例如在简阳—遂宁地区投产的M12井雷三³亚段测试日产气1.20× 10⁴ m³，资阳—遂宁地区有11口井在雷三²亚段获产气，其中工业气井4口，勘探前景好。预计研究区总有利含气面积为1.60×10⁴ km²，预计资源量为1.46×10¹² m³。

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 川中地区中三叠统雷口坡组三段成藏模式 Fig. 9 Hydrocarbon accumulation model of T2l3 in central Sichuan

(1) 川中地区中三叠统雷口坡组三段2亚段发育一套以页岩和泥质灰岩为主的富有机质烃源岩，厚度为20~100 m，生烃潜力较好，其中页岩TOC值最高可达4.01%，平均为1.08%，泥质灰岩TOC值平均为0.40%。该套烃源岩干酪根类型以Ⅰ，Ⅱ₁型为主，处于高成熟—过成熟早期阶段。

(2) 川中地区雷口坡组三段3亚段发育一套以粉晶白云岩和砂屑白云岩为主的储层，储集空间以晶间(溶)孔和粒间溶孔为主，平均孔隙度为4.05%，平均渗透率为1.100 mD，具有低孔中渗的特征。

(3) 川中地区雷口坡组三段2亚段烃源岩和上覆3亚段储层具有良好的源储配置关系，具备在组内下生上储和自生自储成藏的有利条件，组内发育的裂缝可作为储集空间，也可以是油气运移的通道，上覆雷四段膏盐岩与须家河组一段泥岩都可作为盖层。