川西坳陷沙溪庙组砂体特征与连通性评价——以平落坝构造为例

刘柏，李洪林，辛荣跃，郑超，谢格云，唐明,吴东胜，潘仁芳

1.中国石油西南油气田分公司川西北气矿，四川 江油 621709 2.长江大学地球科学学院，湖北 武汉 430100

油气二次运移通道主要由渗透性岩体、断层和不整合构成。渗透性砂岩是碎屑岩中最基本的渗流空间，砂岩输导体常构成油气侧向运移通道，其输导性能与岩性岩相有着密切的关系，受构造背景、沉积环境和成岩环境的控制[1-3]。几何连通性是砂体在三维空间的接触关系，可用砂岩体间几何连通概率模型来表征，当砂地比低于某个阈值时砂体之间基本不连通。流体动力学连通性则是指砂岩体在油气运移期是否发生过流体流动[4，5]。盆地尺度的砂岩输导体研究应根据特定研究区的地质特征，划分并确定具有流体相对独立性的输导层，分析砂体几何连通性和流体动力学连通性，综合评价和量化表征砂岩集合体的输导性能[6-8]。沙溪庙组是川西坳陷的重要勘探层系且已发现多个气藏，三角洲前缘的水下分流河道及河口坝砂体纵横向上变化大，非均质性强，对天然气运聚成藏有着重要的控制作用[9，10]。笔者应用平落坝构造沙溪庙组的砂地比、沉积相、物性和含油气性等参数，开展储层砂体特征及连通性的分析和空间分布评价，探讨砂体连通性对天然气运聚的影响，为川西坳陷沙溪庙组的天然气勘探提供地质依据。

1 地质概况

四川盆地位于古扬子板块的西缘，是上扬子克拉通基础上发展起来的构造复合改造型叠合盆地，经历了震旦纪至中三叠世拉张背景下的差异升降和被动大陆边缘阶段、晚三叠世至今挤压背景下的冲断隆升和前陆盆地阶段。川西坳陷是印支期以来龙门山挤压推覆所形成的前陆盆地，呈平行于龙门山造山带的西陡东缓的不对称箕状形态[11，12]。平落坝构造处于川西坳陷南部前陆逆冲推覆带与前陆盆地之间的区域，主体构造为北东走向的长轴背斜，平面上呈西南端略窄而东北端稍宽的梯形。区内发育多条近南北向和北东向断裂，规模较大的断层常贯穿所有层位并控制着构造形迹和规模(见图1)。

图1 川西坳陷构造样式图(据马如辉，2009)Fig.1 Tectonic pattern of Western Sichuan Depression(According to MA R H，2009)

川西坳陷以海相碳酸盐岩为沉积基底，其上充填的上三叠统至始新统总厚逾万米，盆地西部的上三叠统下部马鞍塘组和小塘子组为海相或海陆过渡相沉积，其上地层包括上三叠统马鞍塘组、小塘子组和须家河组，下侏罗统白田坝组，中侏罗统千佛岩组和沙溪庙组，上侏罗统遂宁组和蓬莱镇组，白垩系和新近系均为陆相地层。其中，沙溪庙组为一套厚度700～800m的砂泥岩频繁不等厚互层沉积，由灰色、灰紫色厚层至块状粗-细粒砂岩、粉砂岩、泥岩组成的数个不等厚韵律层构成[13]。根据野外露头剖面、钻井岩性和电测曲线所揭示的地层岩性旋回特征，可将沙溪庙组划分为5个沉积旋回或层段(沙Ⅰ段～沙Ⅴ段)，单个旋回下部一般为灰绿色厚层砂岩夹紫红-灰绿色泥岩或砂岩与泥岩略等厚互层，向上逐渐过渡为大段紫红色泥岩夹少量薄-中层浅灰绿色砂岩，由下向上砂岩厚度减薄且粒度变细，泥岩厚度增加。

沙溪庙组主要发育冲积扇、河流、三角洲和湖泊等4类沉积相，砂体纵向多层叠置，总体上具由浅变深再变浅的连续沉积演化特点。储层主要为河流相及河湖交替环境下的砂泥岩互层沉积，以砂泥岩互层组合为主，由龙门山前向盆内砾石体积分数明显减少，砂岩体积分数逐步降低，盆地中心部位发育灰绿、深灰色泥岩。

平落坝构造沙溪庙组气层垂向上主要分布在沙Ⅱ段和沙Ⅲ段。平面上，沙Ⅱ段以气层和含气水层为主，主要分布于平落②号和平落④号断层之间的背斜高部位。沙Ⅲ段则以气层为主，分布于平落8井、平落4井、平落5井和平落12井之间。

2 砂体特征与连通性评价

2.1 砂体特征

平落坝构造沙溪庙组主要发育三角洲前缘亚相的水下分流河道和河口坝沉积，总体表现为多层薄砂体且纵横向分布不够稳定。分段统计砂岩累计厚度最大40～60m，最小20～30m；砂地比最大30%～60%，最小10%～20%。如沙Ⅱ段砂厚20～50m,砂地比20%～40%(见图2)。

图2 平落坝构造沙Ⅱ段砂厚和砂地比等值线图Fig.2 Isopleth map of sand thickness and sand-strata ratios in Sha Ⅱ Member of Pingluoba structure

沙溪庙组砂岩主要为岩屑长石砂岩和长石砂岩，次为长石岩屑砂岩及岩屑砂岩(见图3)。长石以正长石为主，体积分数变化范围大，为3%～55%。岩屑体积分数一般为5%～15%，以沉积岩岩屑为主，少量喷出岩及变质岩岩屑。胶结物主要为碳酸盐，体积分数一般为5%～15%，次为绿泥石，体积分数为1%～5%；部分砂岩段见自生高岭石和硅质胶结，体积分数为0.1%～4%；杂基主要为水云母，体积分数为1%～5%。颗粒分选较好，以次棱角状为主，粒度以细-中粒为主。

沙溪庙组砂岩孔隙度最大13.24%，最小0.28%，平均5.29%；渗透率最大14.8mD，最小0.00287mD，平均0.023mD，主体分布于0.0001～0.1mD之间(见图4)。较高的岩屑和碳酸盐胶结物含量则导致孔隙不发育，进而影响储层物性，平面上表现为砂岩物性与沉积微相展布一致(见图5)。

砂岩储集空间以粒间溶孔为主(65.5%～84.0%)，次为粒内溶孔(13.3%～31.5%)，并见少量杂基微孔(2.7%～3.8%)，微裂缝不发育。储层孔隙结构较差，面孔率小且孔隙配伍参数值低，具有排驱压力高和中值压力高、孔隙喉道与连通有效孔隙体积小的“两高两小”特征。毛细管曲线上表现为高孔、细喉、歪度偏于细喉一边，但分选较好。据取心井岩心裂缝观察，裂缝类型以高角度缝为主，其中倾角大于85°的垂直缝和倾角为45°～85°的高角度斜交缝均为无充填的张开缝，低角度斜交缝多为方解石半充填，部分砂体发育的裂缝可改善其渗透性。

综上，该区沙溪庙组属多层组、多砂体、纵横向分布不够稳定的裂缝-孔隙型储层。总体上表现为低孔、低渗、小孔喉、非均质性强、物性较差。粒间孔及粒内溶孔是储集天然气的主要空间，裂缝改善了储层的渗流特征。

2.2 砂体连通性评价

砂体之间连通的必要条件是在三维空间上的相互叠置或连接，可用砂地比在剖面上判定砂体连通程度[14]。存在一个砂地比阈值，低于该阈值时砂体之间相互孤立且基本不连通，随着砂地比的增大，砂体之间开始相互叠置、截切而形成连通性砂体群，因此，砂地比达到阈值时就会有砂体连通从而形成输导体[15，16]。空间上几何连通的砂体能否成为油气运移通道受孔隙度、渗透率等储层物性参数的非均质性影响，砂体中是否发生过天然气运聚过程可用气测录井和试气成果等数据来判定[17]。

罗晓容等[18]提出利用常规物性参数进行砂体连通性的量化评价和表征方法：根据盖层展布确定砂体输导性能评价的地层基本单元，应用地层单元的沉积相模型及砂岩等厚图、砂地比分布图等资料评价砂体的几何连通性，应用古今流体指标分析砂体的流体连通特征并修正几何连通模型，最终应用储层物性参数量化表征和描述砂体的输导性能。通过对东营凹陷牛庄洼陷王家岗油田沙河街组的研究，建立了利用砂地比判别砂体连通性的数学关系模型。由于盆地构造与沉积地质条件的千差万别，不同地区的砂体沉积类型、发育规模、展布形态、储层物性以及非均质性等特征有着很大差异，砂体连通性评价难以套用已有标准。参考以上研究方法，笔者通过对研究区现有勘探成果及资料的统计和分析，确定砂体连通性评价标准，应用沉积相、砂岩厚度、砂地比、储层物性等参数开展砂体连通性的平面综合评价。

2.2.1 评价单元确定

沙溪庙组依据沉积旋回可分为5个层段，单个旋回从下向上由砂岩逐渐变为泥岩沉积为主，厚度较大的泥岩可构成该区广泛分布的区域盖层。因此，以地层段(沙Ⅰ段～沙Ⅴ段)为砂体连通性评价单元。

2.2.2 砂体连通性评价标准

笔者应用测井解释、气测录井和试气成果等数据确定砂层的含气性，将钻遇砂层分为含气和不含气两类，进而标定沙溪庙组沙Ⅰ段～沙Ⅴ段砂体为含气或不含气：含气意味着砂体是连通的且发生了天然气的运移和聚集；不含气则意味着砂体不连通，天然气无法通过其发生运移，如砂体被泥岩所分隔导致不接触，或致密砂岩物性太差导致流体无法流动。

提取钻遇沙溪庙组砂岩孔隙度和分段砂地比等参数，分别统计含气段和不含气段各参数值的分布频率(见图6)，发现砂体连通的含气段砂地比分布于10%～70%，主体区间为20%～40%。孔隙度分布于4%～14%，主体区间为4%～8%。不含气段砂地比分布于10%～30%，孔隙度主体区间为1%～4%。因此，取含气段各参数主体区间最低值作为阈值建立评价标准：砂地比≥20%、孔隙度≥4%的含气段发育连通性砂体，砂体相互接触且发生了天然气的运移和聚集;砂地比<20%、孔隙度<4%的不含气段则为不连通砂体。

图6 沙溪庙组砂岩孔隙度和砂地比频率直方图Fig.6 Distribution frequency of porosity and sand-strata ratio of Shaximiao Formation

2.2.3 综合评价

在分析砂体沉积类型和纵横向接触关系的基础上，应用沙Ⅰ段～沙Ⅴ段的砂岩等厚图和砂地比等值线图对砂体几何连通性进行平面评价。应用孔隙度等值线图描述砂体的平面非均质性，结合各层段钻井显示和试气成果开展流体连通性分析，修正砂体几何连通性模型并获得综合连通性评价成果。依据上述标准所确定的砂体连通性评价参数和阈值，确定各层段连通性砂体的平面分布。如沙Ⅱ段连通性砂体分布较为广泛，由北往南呈舌状延伸至平落16井-平落6井-平落17井一线，主河道沿平落3井-平浅11井-平落4井-平落8井-平落10井呈北东-南西向展布(见图7)。

图7 平落坝构造沙Ⅱ段连通性砂体分布平面图Fig.7 Distribution map of connected sand bodies in Sha Ⅱ Member of Pingluoba structure

3 连通性砂体对天然气运聚的控制

平落坝构造沟通烃源岩与储集层的烃源断层为北东走向的F1、F2和F3断层， F1、F3断层倾向北西，F2断层倾向南东。其中，与F1断层面接触的为沙Ⅱ段(J2s-Ⅱ)砂体，F2断层面接触的砂体主要分布于沙Ⅱ段(J2s-Ⅱ)和沙Ⅲ段(J2s-Ⅲ)砂体，F3断层面接触的砂体则分布于沙Ⅲ段(J2s-Ⅲ)和沙Ⅳ段(J2s-Ⅳ)。以沙Ⅱ段为例，在连通性砂体与断层接触部位，由须家河组(T3x)烃源岩生排烃进入断层[19]并垂向运移的天然气可发生侧向分配，经砂体横向运移并聚集成藏。反之，不连通砂体中则不可能发生天然气的运聚和成藏。连通性砂体与断层的断砂匹配构成了天然气的输导格架和运聚通道(见图8)。

图8 平落坝构造沙溪庙组天然气成藏演化剖面图Fig.8 Natural gas accumulation evolution profile of Shaximiao Formation in Pingluoba structure

平落坝构造沙溪庙组天然气经历了两期运移和调整过程。燕山末期烃源岩大量排烃沿断层垂向运移，天然气以断层为起始点进入沙溪庙组连通性砂体并向上倾方向侧向运聚。喜山期构造运动改造燕山末期古气藏，天然气以连通性砂体为通道，向构造高部位调整运移和聚集成藏(见图8)。笔者应用古构造恢复方法构建成藏期(燕山末)运移动力模型，依据现今构造构建喜山期运移动力模型，基于砂体连通性评价成果构建输导格架模型，总结烃源岩评价和储盖组合研究成果并构建烃源岩供烃模型,以GIS为信息集成平台，综合运移动力、输导体系、烃源岩分布等参数，应用空间数据分析技术预测天然气优势运移路径分布。结果表明,沙Ⅱ段运移最终指向为平落坝构造背斜轴部，在连通性砂体分布区形成了平落1井东、平落10井-平落8井区、平浅16井-平浅17井区等3个运移的汇聚点。沙溪庙组天然气的运聚和调整是以连通性砂体为输导体系,向构造高点运移和聚集，因而气层多位于连通性砂体分布区，不连通区域油气显示较差(见图7)。

4 结论

1)平落坝构造沙溪庙组发育三角洲沉积的水下分流河道和河口坝砂体，依据沉积旋回可划分为5个层段并作为砂体连通性评价的基本单元。

2)基于砂岩储层特征和叠置关系的分析，通过统计与分析砂岩沉积相、物性和含气性等相关的参数，可建立砂体连通性评价标准并确定参数阈值，进而综合应用多项参数资料对砂体连通性进行平面评价，确定连通性砂体的空间展布范围。

3)连通性砂体构成了天然气运移的浅层输导格架，控制了天然气沿断层垂向运移后的侧向分配，也影响天然气在构造浅层沙溪庙组中的侧向运聚和后期调整。