致密气源层内沉积特征及与致密砂岩气藏关系①——以川东北元坝地区须三段为例

汤建荣 王金友 章诚诚 宋广增 石英涛 张 雷

(1.中国地质大学(武汉)资源学院 武汉 430074;2.中国地质大学(武汉)构造与油气资源教育部重点实验室 武汉 430074;3.中国石油大学(华东)地球科学与技术学院 山东青岛 266580;4.中国石油大学(北京)地球科学学院 北京 102249)

致密砂岩气(致密气)已成为全球非常规天然气勘探开发的重要领域之一。按照资源三角分布概念［1］，致密气资源量应超过常规天然气资源量，表明全球致密气资源潜力非常巨大，具有广阔的勘探前景。截止2011年年底，我国已累计探明致密气地质储量3.3×1012m3左右，约占全国天然气总探明储量的 39%［2］;2013 年致密气产量大致在 340×108m3，约占全国天然气总产量的1/4［3］，是目前最为现实的非常规天然气勘探领域［4］。国外对于致密砂岩的开发已实现工业化［5-7］，而我国致密气则进入大规模勘探开发与快速发展阶段，已形成鄂尔多斯盆地上古生界与四川盆地上三叠统须家河组2大致密气现实区［8-9］。

目前四川盆地上三叠统须家河组致密气藏的基本地质特征研究，主要可归纳为以下三点:①须一段、须三段及须五段烃源层具备形成大中型气田的烃源岩条件［10-12］;②须家河组致密气具有源储紧邻，呈“三明治”式生储盖结构［13-14］;③须二段、须四段及须六段为目前主力致密气储层［13，15-17］。在川东北元坝地区致密气勘探实践中，元陆7井在须三段试气获得120.8×108m3/d高产工业气流，表明须三段致密气勘探开发拥有巨大潜力，暗示气源岩层段内的致密气勘探前景广阔。查明气源岩层段内沉积环境与微相分布基础上，开展源内找气会是今后天然气发现和储量增长的重要领域［14］。然而，前人对须一段、须三段及须五段气源岩层段内沉积微相展布、源储配置特征等方面鲜有研究。本文依据钻井取芯资料，充分应用测井、录井等数据，运用多信息综合研究方法，尝试通过分析元坝地区东、西区须三段沉积微相特征及沉积演化，对比研究区东、西区须三段内部优势储集相带与有利烃源岩配置的差异，进而探讨致密气源层内致密砂岩气藏的展布特征。

1 地质概况

元坝地区位于四川盆地东北部，构造位置上处于米仓山整体向南倾斜的复式单斜构造带、大巴山弧形逆冲推覆带和龙门山冲断带的叠合影响区域(图1A)。晚三叠世开始，川东北地区在龙门山冲断带远程效应和米仓山—大巴山逆冲推覆的影响下产生挠曲沉降形成了类前陆盆地［18-20］。须三段沉积期米仓山—大巴山构造山系尚处于低幅稳定隆升状态，碎屑物质经长距离搬运在研究区东区沉积曲流河三角洲前缘沉积;而龙门山构造山系的逆冲推覆作用较为活跃，川东北前陆盆地主要受龙门山逆冲推覆作用远端效应影响的前陆斜坡带，粗碎屑物质沿前陆斜坡经较短距离搬运，在研究区西区沉积辫状河三角洲沉积，盆地前缘地带向中心地带则主要发育滨浅湖沉积［18，21-25］。须家河组纵向上划分为须一段—须六段，其中，须一段、须三段、须五段为滨浅湖相粉砂质泥岩沉积;须二段、须四段、须六段为大规模辫状河三角洲沉积，广泛发育厚层砂岩储层(图1B)。研究区须家河组缺失须六段，依据高分辨率层序地层学原理及前人的研究成果，须三段可进一步划分为2个中期、4个短期基准面旋回，每个短期基准面旋回所对应的地层单元为一期砂组，即自下而上划分为Ⅰ～Ⅳ砂组［26-28］。

图1 川东北元坝地区构造位置(据郑荣才等修改，2003)、井位(据田成伟等修改，2012)及地层综合柱状图(据印峰等修改，2012)(A.构造位置;B.地层综合柱状图;C.井位图)Fig.1 Structure location(according to Zheng，2003)，well location(according to Tian，2012)and generalized column of stratigraphic(according to Yin，2012)in Yuanba area，NE Sichuan Basin(A.structure location;B.generalized column of stratigraphic;C.well location)

2 沉积相特征

本文结合岩芯观察、测井曲线及成分成熟度资料，发现研究区沉积相及碎屑成分存在明显分区特征(图1C)。与野外剖面岩屑特征统计［25］和地球物理及地质统计物源方向［29］一致。

2.1 东区沉积相

研究表明研究区东区仅沉积曲流河三角洲前缘。主要微相类型包括:水下分流河道、支流间湾、河口坝、远砂坝及席状砂沉积(图2)。水下分流河道微相沉积物以细砂岩、粉砂岩为主，发育冲刷—充填构造(图2B)、交错层理及波状层理(图2C)等沉积构造，整体为下粗上细的正韵律，对应的自然伽马曲线为中幅钟形或齿化箱形。支流间湾以黏土沉积为主，含少量粉砂和细砂岩，炭质泥岩中偶夹灰质团块，黄铁矿颗粒不均匀分布于泥岩中，发育水平层理和透镜状层理;其上发育富含有机质的沼泽沉积。河口坝由质纯、分选好、磨圆好的细砂岩和粉砂岩组成，发育槽状交错层理，整体为下细上粗的反韵律，对应自然伽马曲线为中幅的漏斗形。远砂坝及席状砂，沉积物较河口坝细，以粉砂岩为主，整体为下细上粗的反韵律，对应自然伽马曲线为低幅漏斗形或指形。

图2 曲流河三角洲前缘沉积特征元陆4井须三段2砂组;井位置见图1BFig.2 Sedimentary features of meandering fluvial delta Well Yuanlu 4，2 group of T3x3;well location is shown in Fig.1B

2.2 西区沉积相

龙门山北段物源区发育以碳酸盐岩为主的沉积岩地层［22］，此物源控制研究区西部地区。根据岩性组合特征、沉积构造和砂体形态等研究，西区发育辫状河三角洲相，并进一步识别出辫状河三角洲平原、辫状河三角洲前缘亚相(图3)。

2.2.1 辫状河三角洲平原亚相

高度的河道化、持续深切的水流及河口坝较不发育为辫状河三角洲平原亚相的典型特征。在研究区的平原亚相中，识别出了辫状河道、冲积平原等沉积微相。

(1)辫状河道微相 本区该微相以沉积色杂、粒粗、分选较差、磨圆较好砾岩为主，且砾岩与暗色泥岩突变接触(图3B)为特征。发育块状层理、平行层理(图3A，I)，整体为下粗上细的正韵律，细粒沉积薄或缺失。对应的自然伽马曲线为微齿化的高幅箱型特征。

(2)冲积平原微相 该微相由辫状河道的迁移摆动形成，岩性以砂砾质沉积为主，发育块状层理(图3H)、板状交错层理等，对应的自然伽马曲线为中幅钟形特征。发育河漫沼泽沉积，由炭质泥岩，偶夹炭屑条带及煤层，可见植物化石。

2.2.2 辫状河三角洲前缘亚相

研究区辫状河三角洲前缘主要发育水下辫状河道、水下辫状河道间、河口坝、远砂坝及席状砂沉积。岩性较细，主要由钙屑砂岩、粉砂岩、少量含砾砂岩和煤及泥岩组成旋回层系。由于受分流河道迁移、波浪和岸流作用影响，本区河口坝发育规模较小。远砂坝和席状砂为辫状河三角洲前缘边部的末端沉积，岩性以粉砂岩为主，横向分布范围广，砂体沉积厚度薄，常发育波状层理，自然伽马曲线表现为中—低幅的指形特征。主要沉积微相类型如下:

(1)水下辫状河道微相 该微相是平原辫状河道在水下的延伸部分，沉积物粒度较细，以中砂岩、细砂岩为主，整体为向上粒度变细，单砂体厚度减薄，分选中等—好，磨圆较好，呈次棱—次圆状;发育冲刷充填构造(图3F)、平行层理(图3C)及波状层理(图3E);垂向剖面结构常显示下粗上细的正韵律，对应的自然伽马曲线为中幅钟形。

(2)水下辫状河道间微相 该微相沉积于水动力相对较弱的环境中，沉积物粒度较细，以泥岩与粉砂岩为主，常见水平层理及植物化石(图3D，G)，自然伽马曲线为指形或齿化线形特征。

3 东西区沉积相时空演化配置特征及对比

3.1 东西区沉积相平面配置特征

根据须三段残留地层的分布特征、43口井录井测井资料、砂岩和砾岩百分含量及砂岩碎屑组分特征(图4)，划分不同砂组的沉积相平面分布图(图5)。结合不同砂组炭质泥岩及煤层分布，研究东西区沉积相平面配置演化特征。

Ⅰ砂组沉积时期，龙门山北段逆冲推覆带低幅隆升［30］，遭受剥蚀，为西区提供粗粒沉积，但由于物源供给速率较小，仅在北西方向发育范围较小的辫状河三角洲平原沉积，同时水下辫状河道延伸距离较短。北东方向为主控物源，水下分流河道较宽、延伸距离远，呈指状由北东方向往西南方向切入，薄层砂体在元坝东部及中部连片分布(图4-Ⅰ砂组)。稳定的构造背景使得该砂组沉积期炭质泥岩及煤层最为发育，最大厚度可达13 m;相对于东区，西区炭质泥岩及煤层具有更厚的沉积厚度，和更广的与砂体叠置面积(图 5-Ⅰ砂组)。

图3 辫状河三角洲沉积特征(元陆11井须三段Ⅲ砂组;井位置见图1B)Fig.3 The sedimentary characteristics of braided fluvial delta(Well Yuanlu 11，3 group of T3x3;well location is shown in Fig.1B)

Ⅱ砂组沉积时期，龙门山北段逆冲推覆增强［30］，物源供给速率大于可容空间增加速率，导致北西方向辫状河三角洲平原的粗碎屑物质沉积范围更广(图4-Ⅱ砂组)，辫状河三角洲前缘在西区连片分布，水下辫状河道延伸至中部地区，分流河道间常形成以煤及炭质泥岩为主的间湾沉积。北东方向米仓山—大巴山造山带推覆作用减弱［24］，不再是主控物源，此时水下分流河道延伸距离较短，砂岩展布范围变小;相对Ⅰ砂组，西区煤及炭质泥岩沉积厚度减小、沉积范围缩小，东区煤及炭质泥岩沉积厚度减小、沉积范围向东略微收缩(图5-Ⅱ砂组)。

Ⅲ砂组沉积时期，龙门山北段物源供给速率低于盆地内可容空间的增加速率，辫状河三角洲平原的粗碎屑物质沉积范围变窄(图4-Ⅲ砂组)，西区多条水下辫状河道由北西方向往南东方向延伸，辫状河三角洲朵体多孤立分布，朵体间常发育滨湖沼泽沉积。受“安县运动”影响［31-32］，须三段Ⅲ砂组东区大部分地区遭受剥蚀，仅残留两条规模较小的水下分流河道。此沉积期，西区煤及炭质泥岩沉积厚度进一步变薄，沉积范围向西收缩，相对于东区具有更大的与砂体叠置区，而东区煤及炭质泥岩则仅集中于YB1井附近(图 5-Ⅲ砂组)。

图4 元坝地区须三段不同砂组砂岩百分含量等值线、砾岩厚度等值线及碎屑组分含量分布图Fig.4 Contour map of sand content and conglomerate thickness，and the distribution map of the content of clastic components of T3x3in Yuanba area

图5 元坝地区须三段4个砂组沉积相与炭质泥岩及煤层平面分布叠合图Fig.5 The congruency map of sedimentary facies and carbonaceous shale，coal in different group of T3x3in Yuanba area

Ⅳ砂组沉积时期，受“安县运动”影响，东区及西区大部分地区遭受剥蚀，仅残留西区辫状河三角洲沉积，该沉积期龙门山逆冲推覆减弱，物源供给速率进一步降低，而可容空间进一步增大，导致辫状河三角洲平原进一步往北西方向收缩，水下辫状河道的延伸距离短，辫状河三角洲前缘砂体分布范围缩小。该沉积期，煤及炭质泥岩厚度约为2～4 m，沉积范围收缩至YB6—YB271—YB221井区附近(图5-Ⅳ砂组)。

3.2 东西区沉积相垂向配置特征

垂向上，东西区沉积相配置差异明显。东区仅沉积Ⅰ至Ⅲ砂组，沉积厚度27.5～120 m，沿SW方向沉积微相展布为水下分流河道—河口坝—远砂坝及席状砂，砂地比逐渐降低，煤层及炭质泥岩厚度逐渐增加。YL3井Ⅰ砂组沉积厚套水下分流河道砂体，向上沉积物粒度变细，过渡为Ⅱ砂组薄层席状砂与炭质泥岩互层;YL1和YB5井垂向表现为Ⅰ砂组沉积薄层水下分流河道砂体与炭质泥岩互层，向上砂泥比降低，Ⅱ砂组为较厚水下分流河道沉积但与炭质泥岩或煤层并不叠置，Ⅲ砂组零星分布远砂坝及席状砂砂体;YB10井与YL3井相类似Ⅰ砂组沉积厚套水下分流河道砂体，Ⅱ至Ⅲ砂组主要沉积薄层河口坝、远砂坝及席状砂砂体与炭质泥岩互层，零星分布薄层水下分流河道砂体;YB123井沉积河口坝、远砂坝及席状砂与煤层及炭质泥岩互层。东区垂向上整体表现为水体不断加深，沉积物粒度逐渐变细;底部发育厚套曲流河三角洲水下分流河道砂体，逐渐过渡为顶部薄层河口坝及远砂坝砂体与炭质泥岩及煤层互层(图6)。

西区四个砂组均有发育，沉积厚度90～285 m，沿SE方向，沉积微相展布为辫状河道—水下辫状河道—河口坝—远砂坝及席状砂，砂地比逐渐降低。YL11、YL10及YL20井Ⅰ砂组至Ⅱ砂组底主要沉积薄层水下辫状河道及河口坝砂体与煤层及炭质泥岩互层;Ⅱ砂组顶至Ⅲ砂组发育多期厚套辫状河道砂体，且厚套砂体常与暗色泥岩接触;Ⅳ砂组主要发育水下辫状河道砂体，砂体间常有炭质泥岩分布。YB205及YB2在Ⅰ砂组顶、Ⅱ砂组底及Ⅲ砂组底发育厚套水下辫状河道砂体，期间夹薄层炭质泥岩。YB21井炭质泥岩及煤层较为发育，Ⅰ砂组为薄层河口坝、远砂坝及席状砂砂体与炭质泥岩叠置;Ⅱ砂组沉积水下辫状河道砂体为主，夹薄层炭质泥岩及煤层;Ⅲ砂组以薄层水下辫状河道沉积为主，炭质泥岩零星分布。西区整体为辫状河三角洲前缘—平原—前缘的垂向相序递变规律，主体为辫状河道和水下辫状河道砂体与煤层及炭质泥岩垂向叠置，似“千层饼”状特征(图7)。

综上所述，受龙门山北段及米仓山—大巴山双物源影响，东西区沉积相类型存在差异，东区发育曲流河三角洲前缘沉积，西区发育辫状河三角洲沉积。须三段整体处于湖侵的过程，东区物源供给速率低于可容空间增长速率导致砂体不断往北东方向收缩;西区表现为，Ⅰ至Ⅱ砂组物源供给速率大于可容空间增长速率导致砂体不断往盆内前积，Ⅲ至Ⅳ砂组物源供给速率小于可容空间增长速率导致砂体不断退积。由Ⅰ砂组至Ⅳ砂组，全区煤及炭质泥岩的厚度及沉积范围逐渐减小;西区整体煤及炭质泥岩与砂岩的叠置范围大于东区。东区垂向上为底部厚套水下分流河道储集砂体，顶部为薄层砂体与泥岩互层特征;西区垂向上为煤层及暗色炭质泥岩与辫状河道和水下辫状河道储集砂体垂向叠置，似“千层饼”状特征。

图6 东区须三段沉积相垂向配置剖面图(平面位置见图1B)Fig.6 The profile of vertical facies configuration of T3x3in the east area(Location of profile A—A'is shown in Fig.1B)

图7 西区须三段沉积相垂向配置剖面图(平面位置见图1B)Fig.7 The profile of vertical facies configuration of T3x3in the west area(Location of profile B—B'is shown in Fig.1B)

4 与致密砂岩气藏关系

长期研究认为，元坝地区须一段、须三段、须五段煤系烃源岩以Ⅲ型为主，生烃强度高，具有持续充注的气源条件，与须二段、须四段致密砂岩组成“三明治”式结构特征，是决定元坝地区致密气富集的关键。以下将对比识别须三段内有利储集相带，并明确东、西区煤及炭质泥岩与有利储集相带的配置特征，探讨须三段“源内”致密砂岩气藏的成藏条件。

4.1 有利储集相带

沉积微相的分布从宏观上控制着储层的分布及储集性能。根据7口井131个样品沉积微相与储层孔隙度的关系统计(图8)，其中辫状河道、水下辫状主河道及水下分流河道微相的平均孔隙度在2%以上，分布在1.7%～7.7%之间，主要集中于3.0%～5.0%之间，平均渗透率一般在0.01×10-3～0.1×10-3μm2之间，储集空间以粒间溶孔、黏土杂基微孔为主，局部发育裂缝;水下辫状次河道及河口坝微相的孔隙度在1.5%左右，平均渗透率低于0.05×10-3μm2。总体来讲，水动力较强、沉积物分选相对较好、矿物成熟度相对较高的辫状河道、水下辫状主河道及水下分流河道储集砂体为元坝地区须三段最有利的储集相带，水下辫状次河道及河口坝储集砂体次之。须三段试气结果证实了这一结论，辫状河道及水下辫状主河道储集砂体获得高产，水下辫状次河道及河口坝储集砂体获得低产(表1)。

图8 元坝地区须三段不同沉积微相孔隙度分布图Fig.8 The distribution map of porosity in different microfacies of T3x3in Yuanba area

4.2 烃源岩与有利储集相带配置关系

四川盆地须家河组储层致密化的时间发生在烃源岩生排烃高峰期前［33］，这一特征决定了天然气在横向上和纵向上的运移距离十分有限，因此在致密砂岩气成藏过程中，烃源岩与有利储集相带配置显得尤为重要。须三段沉积期东、西区物源供给体系的差异导致东、西区沉积相在平面和纵向上的配置存在差异性，进而东西区致密砂岩气的成藏模式及气藏分布存在差异。

表1 元坝地区须三段测试产气层段沉积微相特征统计表Table 1 Statistical table of gas test result under different microfacies of T3x3in Yuanba area

东区底部为厚套的水下分流河道砂体，顶部为薄层的砂体与煤及炭质泥岩互层。厚套水下分流河道砂体与煤及炭质泥岩零星叠置，在致密化的储层中天然气零星充注，导致底部厚套水下分流河道砂体勘探潜力较差;而顶部薄层河口坝及水下分流河道前缘砂体与煤及炭质泥岩叠置，具有较多油气充注，但受限于储层储集性能，气藏规模较小(图9a)。

西区水下辫状河道及辫状河道砂体分布范围广，多层砂体叠置连片，西区砂体与煤系烃源岩构成互层，似“千层饼”状特征。相对于东区，西区源储更为紧邻，成藏条件更为有利。在广覆式生烃与大面积储集砂体的有效配置下，伴随着生烃增压［34-35］，天然气近距离垂向运移成藏，气藏呈多层叠置“斑块状”，平面连片特征(图9b)。其中水下辫状河道砂体以储集性能好，与煤及炭质泥岩紧邻，具有最为可观的油气勘探前景。

5 结论

(1)受控于龙门山北段及米仓山—大巴山构造活动的影响，东西区沉积相类型存在差异，东区发育曲流河三角洲前缘沉积，西区发育辫状河三角洲沉积。

图9 元坝地区东西区须三段成藏模式对比图Fig.9 The comparison diagram between the east models of gas reservoir and the west of T3x3in Yuanba area

(2)水动力较强、沉积物分选相对较好、矿物成熟度相对较高的辫状河道、水下辫状主河道及水下分流河道沉积为元坝地区须三段最有利的储集相带。东区底部为厚套的水下分流河道砂体，顶部为薄层的砂体与煤及炭质泥岩互层，厚套水下分流河道砂体与煤及炭质泥岩零星叠置，在致密化的储层中天然气零星充注，导致底部厚套水下分流河道砂体勘探潜力较差;西区水下辫状河道及辫状河道砂体分布范围广，多层砂体叠置连片，西区砂体与煤系烃源岩构成互层，似“千层饼”状特征。相对于东区，西区源储配置特征，对于致密气成藏更为有利，勘探前景更为广阔。

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