川東地區茅一段儲層地質特征及勘探潛力分析
——以XT1 井為例

李 亞 鐘佳倚 汪 華 戴 鑫 安虹伊

1.中國石油西南油氣田公司勘探開發研究院 2.中國石油西南油氣田公司勘探事業部

0 引言

中二疊統茅口組是四川盆地勘探開發的重點層系之一，對其開展大規?？碧绞加?953 年[1]。早期茅口組的油氣勘探以尋找裂縫型、縫洞型碳酸鹽巖氣藏為主，重點集中于茅口組中上部，在蜀南地區相繼發現了宋家場、陽高寺、自流井等一系列高產氣田[2]；近年來在南充—廣安—涪陵地區茅口組二段（簡稱茅二段）層狀孔隙型白云巖儲層[3-5]、川西—蜀南地區茅口組四段（簡稱茅四段）—茅二段巖溶儲層的研究與勘探中陸續取得新進展、新突破[6-7]。

同時，盆地內茅一段的油氣勘探也取得了一定的成果，數口井完鉆測試獲得工業氣流，部分井投產后有產量貢獻。例如，TT1 井測試獲氣30.01×104m3/d；W61 井測試獲氣23.15×104m3/d，累產氣約1 000×104m3；W118 井測試獲氣18.4×104m3/d，累產氣近0.25×108m3；X3 井測試獲氣2.8×104m3/d，累產氣近1×108m3，目前仍在間歇生產。老井復查成果顯示，茅一段鉆井顯示活躍，僅川東茍西—臥龍河—板東地區鉆穿茅一段的130 余口井中見錄井顯示60 口、86 井次（包括氣侵40 井次、井噴9 井次、井涌19 井次、氣測異常1 井次、井漏18 井次，放空2 井次），表明茅一段具有一定的含氣性。然而由于茅一段巖性以泥晶生屑灰巖、含泥質泥晶灰巖為主，有機質、泥質含量高，具有一定的供烴能力，故前期多作為烴源層考慮，而對其儲集性能方面的研究較為欠缺[8]。

隨著四川盆地茅一段油氣勘探的深入，近期不同學者分別對川東涪陵[9-11]、川中合川—潼南[12]、川東南[13-14]等地區的茅一段沉積特征、碳酸鹽巖儲層巖性、物性及儲集空間類型特征等進行了一定的研究，認為川東地區茅一段含泥質灰巖、泥灰巖生烴條件較好，盡管非均質性較強，但部分巖性仍具有一定的儲集能力。儲集空間以微孔隙、微裂縫和無機孔等基質孔隙為主，與傳統茅口組中上部的大型巖溶縫洞型儲層有較大差異，川東地區茅一段儲層具備進一步勘探開發的潛力。

但由于專層井較少，地質資料缺乏，目前對茅一段的巖性特征、儲集能力、儲集空間類型及主控因素、含油氣地質條件等基本儲層特征的認識仍然有限，制約了勘探開發工作。為探索川東地區茅一段是否具備非常規天然氣的勘探潛力，中國石油股份公司在重慶長壽地區鉆探風險探井——XT1 井。該井于2022 年完鉆，取得了第一手鉆井、錄井、測井資料。在此基礎上，通過巖心物性測試、薄片鑒定分析、掃描電鏡分析、有機地球化學分析等技術手段，綜合開展礦物巖石學和地球化學分析，明確了茅一段的儲集能力、儲層特征及烴源特征，為川東地區茅一段的沉積背景、儲層及烴源特征等基礎性研究提供支撐，為該層系天然氣的進一步勘探提供理論依據。

1 地質概況

1.1 區域地質概況

四川盆地處于上揚子板塊西北側，為揚子板塊的一個次級構造單元，在印支期已具盆地雛形，后經喜馬拉雅運動全面褶皺，形成現今構造形貌，是一個海相碳酸鹽臺地沉積和陸相碎屑巖沉積疊合的大型含油氣盆地[15]。中二疊統沉積階段，四川盆地構造演化逐漸平緩，在石炭紀末期形成的準平原化基底上接受廣泛海侵[14]，在下二疊統梁山組填平補齊的基礎上形成中二疊統棲霞組和茅口組兩套連續沉積的海相碳酸鹽巖地層[16]。茅口組沉積早期，盆地經歷了一次廣泛海侵，海平面迅速上升至最高點，受棲霞組沉積末期的西高東低沉積古地貌影響，形成了水體由南向東逐漸加深的緩坡型碳酸鹽巖臺地相沉積[12]，川東地區主要處于水體深度較大的外緩坡亞相[17-18]。

受中二疊世末期東吳運動抬升影響，茅口組頂部地層遭受不同程度的剝蝕，風化殼發育，殘余厚度為130 ～350 m，可進一步劃分為四段，即茅一段、茅二段、茅三段、茅四段，各段分述如下。

底部茅一段在盆地內保存完整，未接受暴露剝蝕作用，厚40 ～120 m（圖1）；川西南部自貢—樂山一帶最薄，厚度約為40 ～60 m（圖1）；向川西北及川東方向增厚，在廣元—巴中及重慶—忠縣附近形成2 個厚值區，厚度大于100 m（圖1）。本段巖性主要為深灰—灰黑色泥質生屑灰巖、有機質泥質灰巖、生屑泥晶灰巖及泥灰巖等，泥質含量較高，局部夾黑色頁巖、燧石結核和團塊。泥晶生屑灰巖與含泥質泥晶生屑灰巖、有機質泥質生屑灰巖或泥灰巖互層形成的眼球狀構造（圖2a），是茅一段最典型的巖石結構類型，該類巖石稱為“眼球狀灰巖”或“瘤狀灰巖”[18-19]。眼球狀灰巖由“眼球”與“眼皮”組成，二者宏觀及鏡下特征差異明顯?！把矍颉辈糠诸伾^淺，多為灰色—深灰色、成分較純的石灰巖，呈層狀、透鏡狀或瘤狀，順層分布，厚數厘米至數十厘米，泥質含量低（圖2b、圖2c）；“眼皮”則顏色較深，為深灰色—灰黑色的含泥質泥晶生屑灰巖、泥灰巖等，厚度不均，包裹“眼球”而呈波狀起伏的紋層狀（圖2b、圖2c），內部介形蟲、腕足等片狀生屑碎片發育，有定向排列趨勢[20-21]。

圖1 四川盆地二疊系茅一段地層厚度等值線圖與茅口組單井綜合柱狀圖

圖2 茅一段“眼球狀灰巖”野外及巖心照片

茅一段自上而下可劃分為a、b、c 等3 個亞段，各亞段巖性電性特征區別明顯（圖1b）。

茅一a 亞段自然伽馬曲線一般呈鋸齒狀中高值（20 ～1 000 API），電阻率較低，內部夾泥質層，自然伽馬升高，對應電阻率降低，井徑曲線平整，密度曲線無明顯變化；該亞段“眼球狀灰巖”較為發育。

茅一b亞段為頂部自然伽馬由尖峰高值降低（由140 API 降為50 API）、電阻率增高（由100 Ω·m升為10 000 Ω·m）而呈箱型的生屑灰巖薄層，厚5 ～15 m 不等，可作為地層劃分對比標志層。

茅一c 亞段自然伽馬曲線主要也呈指狀中高值，聲波時差總體無明顯變化，電阻率低，“眼球狀灰巖”亦發育且含泥質泥晶生屑灰巖厚度相對較大，與下伏棲霞組的厚層塊狀灰巖可明顯區分開。

茅二段以灰—深灰—灰黑色厚層塊狀泥晶灰巖、顆?；規r為主，局部夾白云巖，自然伽馬曲線中上部為箱狀較低值，向下逐漸升高為鋸齒狀較高值。

茅三段主要為灰白—淺灰色泥晶顆?；規r、亮晶顆?；規r，自然伽馬曲線呈箱狀低值，電阻率高，局部地區與茅二段頂部低值段不易區分。

頂部茅四段巖性主要為深灰—灰黑色泥晶灰巖、生物碎屑灰巖和含泥質灰巖，自然伽馬曲線呈鋸齒狀高值，電阻為刺刀狀降低，盆地內僅川西南、川東南等局部地區殘留。

1.2 XT1 井茅一段巖性特征

XT1 井茅一段厚85 m（圖3），巖性整體以中層狀、中—薄層狀深灰—灰黑色含泥質泥晶生屑灰巖、泥灰巖與灰—深灰色中厚—厚層狀泥晶生屑灰巖、含泥質泥晶生屑灰巖為主，含綠藻、?、有孔蟲及腕足等生物碎屑，局部可見白云石化，掃描電鏡中可見有機質。巖心可見泥晶生屑灰巖及含泥質泥晶灰巖互層的“眼球狀構造”（圖2c、圖4a、圖4b）。其中“眼球”為含生屑泥晶灰巖、泥晶生屑灰巖，顏色相對較淺，為較純凈的石灰巖，泥質含量低、不顯層理，生屑以藻類、腕足類、有孔蟲和?類等為主（圖4d），可見斑點狀、團塊狀或條帶狀滑石，較為致密（圖4a、圖4b）；而“眼皮”顏色較深，為含泥質泥晶生屑灰巖（圖4c），顆粒含量較高，含量通常高于25%，生屑以介殼類為主，缺乏藻類，定向排列（圖4e），部分生屑被滑石交代，分選差，有定向排列趨勢，也可見透鏡狀滑石順層分布（圖4f）。另外，“眼球狀構造”在茅一c 亞段主要表現為“眼皮”層厚，而間隔的“眼球”層較?。s0.05 ～0.15 m）；中上部以厚層塊狀泥晶生屑灰巖段為主，“眼皮”層較薄且間隔的“眼球”層較厚（多在0.5 ～1.0 m），“眼皮”層相對欠發育。

圖3 XT1 井茅一段錄井綜合柱狀圖

圖4 XT1 井茅一段巖性特征圖

巖心中局部可見云化現象，形成云質灰巖或灰質白云巖，白云石多為半自形—自形狀，晶粒大小分異較小，以介于60 ～100 μm 的粉晶為主，部分具霧心亮邊特征，呈不均勻分散狀分布在泥晶灰巖中（圖4d），為埋藏期白云石化作用形成。

另外，與二疊系其他層段不同，茅一段有大量滑石發育，含量可達8.5%[22]?；趲r心中主要呈灰黑—黑色致密團塊狀、條帶狀或透鏡狀不均勻分布，其中在含泥質泥晶灰巖中多呈順層狀；滑石團塊直徑或條帶寬度小于1.5 cm，一般在0.5 ～1.0 cm左右；硬度低，手摸有明顯的滑感，為富鎂的層狀硅酸鹽黏土礦物?；陔娮语@微鏡下單偏光呈不均勻的淺黃—淺褐色（圖4h），團塊邊部顏色略深；正交光下呈致密狀集合體，干涉色最高可達三級橙（圖4i）?；趻呙桦婄R下呈較致密的片狀、纖維狀集合體。另外含泥質泥晶灰巖中還可見大量片狀滑石，交代生屑體腔內部物質、交代生物殼體，或聚集于方解石基質顆粒間，體積較小，鏡下薄片中不可辨別，但滑石的存在使被交代的生物碎屑在電子顯微鏡下呈淺褐色或黃色（圖4f），并導致泥質泥晶灰巖整體在鏡下略呈褐色而與其他層系灰巖略有不同。由中國石油西南油氣田公司勘探開發研究院分析實驗中心完成的XT1 井巖心樣品全巖X 衍射結果顯示，本段碳酸鹽巖含量在53.5%～96.4%之間，黏土礦物含量在3.0%～35.5%之間，因此巖性仍為泥晶生屑灰巖、含泥質泥晶生屑灰巖或泥灰巖，不同于前人認為的茅一段“眼皮灰巖”巖性為泥灰巖夾頁巖。

對于茅一段眼球狀灰巖的成因，前人觀點有一定的差異，目前國內主流觀點認為是沉積和成巖共同作用的結果[19,23]，且“眼皮”形成于比“眼球”更為缺氧的環境中[24]，為受到峨眉山大火成巖省火山活動造成缺氧環境而形成[25]。同時，火山噴發前頻繁的地震活動引發水流動蕩，使當時尚未固結的茅一段軟沉積物遭受間歇性破壞[14]，而由于不同組分的混合形態不同，沉積物的成分和產狀存在差異，疊加后期差異壓實、差異壓溶等成巖作用[19,26]，最終形成具有特殊沉積構造的眼球狀灰巖。

對于茅一段滑石的成因，有學者認為是由地層中的海泡石隨埋藏深度的增加，地層溫度、壓力的增大而轉化形成。二疊紀處于峨眉地裂運動中期，此時揚子臺地內部和邊緣斷裂發育，火山和熱液活動給海水中帶來了大量硅、鎂礦物，一方面富硅鎂流體與海水混合后直接沉積形成海泡石，另一方面富鎂碳酸鹽巖與硅質熱流體接觸，在熱液活動驅動下交代形成海泡石[27]。

2 儲層特征

2.1 儲層巖性

研究結果表明，茅一段地層中，以含泥質泥晶生屑灰巖或泥灰巖為主的“眼皮灰巖”儲集物性相對較好，具有一定的儲集能力，為主要的儲集巖類型。

2.2 儲集物性

XT1 井茅一段巖性較致密，以低—特低孔、低—特低滲為主，儲層非均質性較強。83 個巖心柱塞樣液體飽和法孔隙度分布范圍0.17%～7.59%，平均1.63%（圖5a）；87 個巖心柱塞樣氦氣孔隙度分布范圍0.24%～6.98%，平均1.39%（圖5b），與液體飽和法孔隙度變化趨勢一致；柱塞樣滲透率分布范圍0.001 4 ～1.720 0 mD，平均0.083 0 mD（圖5c）。

圖5 XT1 井茅一段巖心柱塞樣物性分布直方圖

分析表明巖心物性與巖性之間存在一定相關性。35 個“眼皮灰巖”柱塞樣氦氣法孔隙度分布范圍0.24%～6.98%，平均2.07%，孔隙度大于2.0%的樣品占37.1%（圖6a）；52 個“眼球灰巖”柱塞樣氦氣法孔隙度分布范圍為0.24%～3.41%，平均0.93%，孔隙度大于2.0%的樣品占5.8%（圖6a）。34 個“眼皮灰巖”柱塞樣滲透率分布范圍0.000 31 ～0.260 00 mD，平均0.010 00 mD，滲透率介于0.001 00 ～1 mD之間的樣品占55.8%（圖6b）；48 個“眼球灰巖”柱塞樣滲透率分布范圍0.000 14 ～1.720 00 mD，平均0.083 00 mD（圖6b）。從孔隙度—滲透率相關性交會圖上看，樣品受到裂縫一定的影響（圖6c），部分“眼皮灰巖”樣品顯示出較強的孔滲相關性，為孔隙型儲層的表現；而“眼球灰巖”基質滲透率低，孔滲相關性較差，但有裂縫影響而使個別樣品滲透率較高。綜上所述，“眼皮灰巖”的物性相對優于“眼球灰巖”。

圖6 XT1 井茅一段巖心不同巖性柱塞樣品物性分布及關系圖

根據全巖X 衍射結果，XT1 井茅一段共有3 處白云巖發育段，白云石含量可達50%～70%（圖3），形成灰質白云巖。對于白云石化能否顯著改善物性，將全巖X 衍射結果中白云石含量與孔隙度作相關性交會圖（圖7），可見二者之間沒有明顯的線性關系，說明白云石含量不是影響XT1 井儲層物性的直接原因。另外，掃描電鏡分析表明，XT1 井取心段有機質主要發育在黏土礦物中，呈彌散狀分布，少見團塊狀有機質，因此有機質孔欠發育，對物性的貢獻也相對較小。

圖7 XT1 井茅一段白云石含量與孔隙度關系圖

2.3 儲集空間類型

巖心及鏡下薄片觀察表明，XT1 井茅一段儲集空間類型多樣，以黏土礦物孔隙、微裂縫、溶蝕微孔等微孔隙為主，次為溶洞、微裂縫等。

2.3.1 黏土礦物孔隙

XT1 井茅一段微觀孔隙空間在鑄體薄片中較難觀察，為了進一步明確其儲集空間特點，應用FIB—SEM 雙束掃描電子顯微鏡（型號為Helios NanoLab 650）開展微觀孔隙特征分析。實驗中加速電壓選擇10 kV，束流選擇5 nA，能夠有效識別儲層中的微納米孔隙。結果顯示，茅一段眼皮灰巖中有大量滑石孔縫發育，為海泡石在埋藏成巖過程中受溫度及壓力增大的影響、發生結構塌陷而向滑石轉化，晶體體積變小所形成[10,12]?；淮迹▓D8a）或在生屑顆粒間的灰泥基質中有大量片狀滑石聚集，結構較為疏松，在滑石集合體內部、集合體與顆?；蚧夷嗷|間發育大量微孔隙或滑石層間縫（圖8b、圖8c），縫寬50 ～1 000 nm，不僅提供了儲集空間，還溝通基質微孔，提高了滲透率。由于眼皮灰巖中這種結構疏松的滑石的大量發育，貢獻了大量儲集空間，因此，滑石孔縫成為眼皮灰巖中主要的儲集空間類型之一。

圖8 XT1 井茅一段儲集空間類型特征圖

而生屑灰巖中雖然有斑點狀、團塊狀或條帶狀滑石發育，但掃描電鏡分析顯示，這類滑石晶體間排列較為緊密，晶間孔隙不發育（圖9a、圖9b、圖9c），故對儲層物性幾乎沒有貢獻。分析認為，團塊狀滑石物性較差，XT1 井茅一段儲層物性與滑石含量之間不存在線性相關（圖9d）。

圖9 XT1 井團塊狀滑石的巖心、鏡下及物性特征圖

2.3.2 溶蝕微孔

掃描電鏡下還可見XTI 井茅一段的溶蝕微孔發育，為灰巖中生屑顆粒、白云巖、方解石、滑石等礦物顆粒、灰泥基質內部或顆粒、晶體之間的溶蝕孔隙（圖8b），孔隙形態不規則，邊界不平整，以納米～微米級為主，孔徑多在50 ～1 500 nm。溶蝕微孔多發育于泥質泥晶灰巖中，電子顯微鏡下難以觀察。

2.3.3 溶洞、裂縫

XT1 井茅一段宏觀儲集空間較少，以溶蝕孔洞及裂縫為主（圖8d、圖8e、圖8f）。裂縫可分為構造縫和溶蝕縫，溶洞及裂縫密度縱橫向上不均一，早期構造縫多數已被方解石、硅質或瀝青等半—全充填，晚期縫常呈未充填或半充填狀態。眼皮灰巖中宏觀裂縫或溶洞較為少見。

綜上所述，XT1 井茅一段的儲層特征與其他以孔隙型白云巖或孔隙—孔洞型灰巖為主的海相碳酸鹽巖儲層、以有機質孔為主的頁巖儲層均不同，是一種特殊類型的儲集層。其儲集物性主要來自于“眼皮灰巖”中片狀滑石的貢獻，因此茅一段眼皮灰巖厚度越大，泥晶灰巖基質中及交代生物的片狀滑石越多，越有利于儲層的大規模發育。

3 烴源特征

3.1 有機質豐度及成熟度

XT1 井茅一段巖心104 個樣品的總有機質含量（TOC）測試值為0.04% ～1.66%，平均值為0.49%。但眼皮灰巖與眼球灰巖兩種巖性的TOC值差異較大（圖10a）：40 個眼皮灰巖樣品的TOC介于0.17%～1.63%，平均為0.86%，TOC＞0.5%的占65%（圖10b），可成為有效碳酸鹽巖烴源巖[12]；而64 個眼球灰巖樣品的TOC介于0.04%～1.66%，平均為0.35%，TOC＞0.5% 的樣品僅占20.3%（圖10c），基本不具備生烴能力。這與川中地區HP1、HS3 及川東地區JY66-1 等井巖心TOC測試分析結果一致[12,28]，說明茅一段的烴源貢獻整體以“眼皮灰巖”為主。另外，根據天然氣組成分析結果，XT1 井茅一段天然氣CH4含量高、C2H6含量低，為不含硫化氫的干氣；δ13C1介于-31.2‰～-33.9‰，δ13C2介于-29‰ ～-38.8‰，為典型的油型氣；川東地區茅一段鏡質體反射率分布范圍1.8% ～3.4%，主體在1.9% ～2.5%，整體處于過成熟階段，熱演化程度較高，有利于天然氣生成。

圖10 XT1 井茅一段巖性TOC 分布直方圖

3.2 氣源分析

川東地區茅口組氣源具有混源特征。前人研究成果顯示，源于志留系龍馬溪組烴源巖的川東石炭系δ13C2較輕，主要分布在-38.0‰～-34.6‰（平均-36.5‰）[29]。而川東地區茅口組天然氣δ13C2則比石炭系重，分布于-35.8‰ ～-28.1‰（平均-32.81‰）[29]，前人研究認為是混入了一定比例的茅一段烴源所致[30]，而其中茅一段天然氣δ13C2最重，來自于茅一段自身的比例最高[31]。因此結合巖性特征，川東地區茅一段天然氣為混源，除了志留系烴源巖的貢獻之外，主要來源為其自身的含泥質泥晶生屑灰巖及泥灰巖，即“眼皮灰巖”。

3.3 烴源巖條件

川東地區茅一段眼皮灰巖厚度相對較大，在重慶—涪陵地區存在厚值區，約在35 ～50 m，遠大于盆地其他地區（0 ～20 m）。茅一段泥灰巖烴源生氣強度分布范圍為6×108～30×108m3/km2，整體形成“東北高、西南低”的分布形態，川東和川北地區大于20×108m3/km2，發育川東和川北兩個生氣中心[29]。由此可見XT1 井所在的川東地區茅一段具備有機質豐度較高、烴源巖厚度較大、生氣強度高的有利生烴條件。

4 含氣性

四川盆地鉆穿茅一段的井，氣顯示十分活躍，由于茅一段下部微裂縫、微孔隙多發育，因此各類氣測顯示主要集中在茅一段下部，并具有平面上連續分布的特點[22]。XT1 井鉆井過程中也具有良好的錄井顯示，導眼井茅一段鉆遇四次氣測異常，均發育在眼皮灰巖中，厚度在1 ～2.5 m 之間，全烴最高可達14%。為進一步探索XT1 井茅一段儲層的含油氣性，在該井茅一段中下部眼皮灰巖發育段進行了水平改造。水平段實鉆800 m，鉆進過程中亦見良好的氣顯示，其中眼皮灰巖見氣測異常10次，厚度在1 ～5 m 之間，并有三段全烴峰值超過20%，分別為32.5%、40.2%和25.2%。該井完鉆初測獲氣4.46×104m3/d。另外，川東地區茅一段壓力系數較大，如X3 井茅一段測試獲氣2.8×104m3/d，油壓24.7 MPa，壓力系數為2.11；DS1 井茅一段水平段長864 m，對其中548 m 進行酸壓改造，測試獲氣22.55×104m3/d，壓力系數為1.14。氣井測試產量及壓力情況表明川東地區茅一段儲層含氣性好，油氣保存條件也較好，其直接蓋層為茅口組自身的致密灰巖。

5 勘探潛力

川東地區茅一段有自身作為烴源巖供烴的能力，加上志留系烴源，氣源豐富，具有有機質豐度較高、烴源巖厚度較大、生氣強度高的“三高”特征；物性分析表明最有利的儲集巖類型為廣泛發育的含泥質泥晶生屑灰巖及泥灰巖，儲集空間主要為片狀滑石形成的晶間微孔及微裂縫，溶洞及裂縫的貢獻較少，XT1 井孔隙度低于2%的樣品占63%，具有典型的低孔、低滲致密儲層特征。綜合分析認為，茅一段特殊類型泥灰巖具備一定的供烴及儲集能力，具有原位富集、源內成藏的地質特點。

四川盆地除川西南地區之外，茅一段厚度普遍大于60 m，川東地區發育厚值區，且眼球狀構造尤其是眼皮灰巖十分發育，泥質含量較高、顏色偏深，因此川東地區是尋找茅一段泥灰巖氣藏的有利區域，現階段研究認為重慶—忠縣地區的含油氣地質條件最為優越。結合前人對茅口組常規儲層的理論認識與勘探實踐[22,27-28]，川東地區茅一段泥灰巖儲層勘探有利分布面積大于2×104km2，預測資源量超過2 000×108m3，勘探潛力大，是重要的非常規油氣勘探領域，體現了四川盆地“常非并舉”的勘探方向。

6 結論

1）川東地區茅一段沉積水體環境較深，XT1井以中層狀、中—薄層狀深灰—灰黑色含泥質泥晶生屑灰巖、泥灰巖與中厚層—厚層狀灰—深灰色泥晶生屑灰巖、含泥質泥晶生屑灰巖為主，“眼球狀構造”發育，茅一段中下部眼皮灰巖厚度較大。

2）四川盆地茅一段因發育大量滑石，使眼皮灰巖在鏡下整體略呈深褐色而與其他層系灰巖略有不同。全巖X 衍射結果顯示，茅一段黏土礦物含量在3.0%～35.5%之間，因此巖性仍為灰巖或泥灰巖，與前人認為的茅一段“眼皮灰巖”泥質含量高、巖性為泥灰巖夾頁巖存在一定差異。

3）XT1 井茅一段為低孔低滲儲層，其中眼皮灰巖物性較好，主要儲集空間類型為片狀滑石晶間微孔、微裂縫；眼球灰巖儲集性能較差，多為非儲層；茅一段的儲層特征與其他孔隙型或孔隙—孔洞型的碳酸鹽巖儲層、以有機質孔為主的頁巖儲層均不同，是一種特殊類型的儲集層，其儲集物性主要來自于片狀滑石的貢獻。

4）川東地區茅一段具備有機質豐度較高、烴源巖厚度較大、生氣強度高的有利生烴條件。茅一段氣藏具有自生自儲、多元供烴、源儲共存、巖性控藏、大面積層狀分布的特點，勘探有利分布面積大于2×104km2，預測資源量超2 000×108m3，具有較大的勘探潛力。