四川盆地梓潼—平昌地区雷口坡组四段成藏地质条件差异

刘 辉 刘 鑫 吴雪峰 战薇芸 叶 茂 李 龙 谢正龙 陈 尘 张竞月 张歆妍

中国石油西南油气田公司勘探开发研究院

0 引言

四川盆地中三叠统雷口坡组勘探历史悠久，是盆地油气勘探的重要含油气层系之一[1]。前人对雷口坡组的研究较多，但以含油气地质条件中某一单因素的研究为主[2-11]，如地层划分及特点、岩相古地理、白云岩及膏盐岩成因、储层特征、岩溶作用及特征、油气来源、输导体系等方面进行分析。对雷口坡组成藏地质条件的综合研究文献较少，成藏地质条件差异性分析的文献更少[12]。梓潼—平昌地区的研究以东部龙岗和元坝地区为主，西部梓潼—南部地区相关研究较少[13]。前人的研究成果有以下主要认识：①雷口坡组气源为雷口坡组以外的上、下地层烃源岩生成，为混源气；②雷口坡组为局限台地—蒸发台地为主的沉积体系，盆内中部地区雷一段、三段、四3亚段的台内颗粒滩相、云坪相大面积分布，川西地区雷三、雷四段台缘带沉积以藻屑、颗粒滩体为主的高能沉积物；③储层受优势沉积相、岩溶作用控制，形成滩相型、滩相叠加岩溶型白云岩储层，雷一1、雷三段主要为滩相型储层，雷四3亚段主要为滩相叠加岩溶型储层；④气藏类型多样，川西盆边附近发育构造型气藏，川西与川中之间的区域发育构造—岩性、构造—地层等类型，川中地区发育构造、岩性、构造—地层、构造—岩性等类型气藏。本文通过梓潼—平昌地区雷四3亚段东、西部地区油气来源、储层发育情况、源储匹配、输导体系等综合对比分析，总结油气成藏模式的差异，以期深化油气成藏与富集规律的认识，指导油气勘探部署。

1 区域概况

四川盆地雷口坡组纵向上发育三套产层，由下向上分别为雷一1亚段、雷三段和雷四3亚段。雷口坡组在早期勘探过程中发现了雷一1亚段和雷三段气藏，如川中磨溪雷一1亚段气藏和川西中坝雷三段气藏等。2008年以来，发现了一批雷四3亚段气藏，如川西中段的新场、彭州等气藏，南段的大兴场气藏；川中—川西过渡带的梓潼—平昌地区以南部县为界，东部龙岗和元坝地区也获得多个气藏，西部的南部—梓潼地区勘探程度较低。

梓潼—平昌地区主体区位于川北古中拗陷低缓带，部分位于川中古隆中斜平缓带，区域东至平昌，西达梓潼，南抵南充，北到巴中，以雷四3亚段残存区计，面积约为2×104km2（图1）。东部龙岗地区在以二叠系长兴组—三叠系组、三叠系的飞仙关组为主要目的层的钻探过程中，雷四3亚段油气显示活跃，后部署14口专层井。龙岗及元坝地区测试多口井获工业气流，该区域由此发现雷四3亚段气藏。目前龙岗地区仍有5口井在生产，部分井生产效果较好。如lg173井自2010年投产以来，已经累计产气5.65×108m3，目前油压13.84 MPa，套压13.57 MPa，以5.2×104m3/d稳定生产。西部地区早期以中浅层上三叠统须家河组、侏罗系油气勘探为主，发现八角场、秋林、充西致密砂岩气藏和金华、莲池、公山庙、中台山油田；西部钻揭雷口坡组的井较少，仅gj、w7、z1、bl1、zt1、nc6井等10余口井，大部分井钻至雷四3亚段中上部。以雷四3亚段为主要目的层的专层井更少，仅wt1井；钻井过程中雷口坡组油气显示不活跃，仅gj井和wt1井各见1次气测异常显示；测井解释储层欠发育，为气层、差气层和干层的含气性特征；仅zt1井进行试油测试，结论为干层。至今，西部地区雷四段勘探未获突破。

图1 区域构造分区及梓潼—平昌地区平面位置分布图

2 地层及沉积相的差异

四川盆地是大型的沉积盆地，结晶基底上沉积了巨厚的海相地层。雷口坡组是四川盆地大范围海相碳酸盐岩沉积的最后一套地层。雷口坡组沉积之后，盆地经历了大型的印支运动，地层整体被抬升隆起。雷口坡组遭受不同程度的剥蚀，梓潼—平昌地区及川西中南段残存雷四3亚段。梓潼—平昌地区雷四3亚段海相地层顶部与上覆上三叠统须家河组陆相碎屑岩地层底部间发育风化剥蚀面，呈不整合接触；雷四3亚段底部与雷四2亚段顶部厚层的膏盐岩为界进行地层划分。雷四3亚段岩性主要为泥粉晶角砾云岩、泥粉晶藻屑云岩、泥粉晶针孔云岩、泥晶灰岩，中下部灰质增多，常见泥晶角砾灰岩和以灰质为主要填隙物的泥粉晶角砾云岩。综合岩性、电性、物性特征和含油气性等，将雷四3亚段由上向下分为a、b、c小层。

印支运动控制了盆地内雷口坡组的剥蚀范围和剥蚀程度，以华蓥山为中心的隆起带，上升幅度最大，南端为泸州古隆起，北端为开江古隆起，盆地北西边缘广元—江油附近的天井山隆起幅度也较高，形成了“三隆三凹”的古地理格局。梓潼—平昌区域西部地区位于川西拗陷与川中龙岗—仪陇拗陷之间区域，东部龙岗地区位于川中拗陷区。地层受沉积和岩溶作用的影响，雷四3亚段残存厚度0～80 m,整体向北、东、南和西南方向剥蚀尖灭，在中台山以北、思依场以南、老关庙以东至龙岗方向，地层厚度大于40 m。西部地区大部分区域剥蚀至b小层的中上部，雷四3亚段厚度总体偏薄；东部地区残存了a小层部分地层，整体厚度较西部地区厚，一般大于60 m。梓潼—平昌地区b+c小层累计厚度分布趋势与雷四段分布趋势相似，厚度0～60 m，西部薄，一般小于40 m，东部厚，大部分区域大于40 m（图2a）。a小层在西部地区大部分区域小于5 m，仅在西南部厚度大于5 m；东部地区a小层一般厚5～20 m，局部地区如lg170井区厚达35 m（图2b）。

图2 梓潼—平昌地区雷四3亚段b+c小层和a小层残厚等值线图

雷三段沉积早期为中三叠世最大的湖侵期，此后海水逐渐退却，盆地中西部处于以局限台地为主的沉积环境[14]。梓潼—平昌地区雷四2亚段沉积期大部分地区为膏质澙湖发育区，四周发育云坪沉积微相；雷四3亚段b+c小层沉积期膏质澙湖向西收缩，梓潼—平昌地区北部以云坪微相为主，岩性主要为细—粉晶云岩，局部微古地貌高地发育台内颗粒滩体，西南部为膏质澙湖发育区。a小层沉积期膏质澙湖西迁，东部地区微古地貌逐渐升高，台内颗粒滩体大面积发育，主要岩性为亮晶鲕粒云岩、藻云岩、泥粉晶角砾云岩、砂砾屑云岩和泥粉晶云岩；由于西部地区a小层残存厚度薄或被剥蚀殆尽，根据区域上沉积演化规律推测a小层沉积时该区域主要为云坪沉积微相，局部地区发育台内颗粒滩体，膏质澙湖继续向西迁移至剥蚀尖灭区外。地质、地震相结合，综合刻画梓潼—平昌地区雷四3亚段a+b小层沉积相平面展布特征（图3）。

图3 梓潼—平昌地区雷四3亚段a+b小层沉积相平面展布图

3 储层发育的差异

综合分析认为东、西部地区沉积相、风化岩溶作用和断裂系统发育程度的差异共同导致储层发育的差异。东部地区沉积微相更有利，岩溶作用形成的溶孔、溶洞和岩溶角砾岩更为发育，断裂系统更为发达，导致储层比西部地区更发育。

有利的沉积微相为岩溶作用及储层改造奠定了良好的物质基础。研究表明台内颗粒滩微相的颗粒云岩储层物性优于云坪微相的细、粉晶云岩。雷四3亚段不同岩类平均孔隙度统计表明白云岩高于石灰岩，白云岩中粒度越粗，平均孔隙度越大。其中颗粒云岩平均孔隙度为4.43%，粉晶云岩为4.01%，泥—粉晶云岩为2.91%，泥晶云岩及灰质云岩孔隙度分别为1.77%和1.72%。东部地区有利沉积微相为台内滩微相，其次为云坪微相，其中台内颗粒滩体大面积发育。岩心、薄片观察显示东部龙岗地区滩体经过岩溶作用改造后，部分溶蚀孔、溶洞得以较好的保存，大者可形成2 cm的溶洞（图4a），小者在鲕粒、砂屑、藻团粒等颗粒之间，呈不规则港湾状，形成连通性好的粒间溶孔，或鲕粒、藻团粒、生物体腔内溶孔(图4b、4c)。测井解释表明龙岗地区储层段平均孔隙度为3.14%～6.24%，平均孔隙度大于4%的井占49%，平均孔隙度大于5%的5口井中有4口井位于颗粒滩体发育区，分别为lg12、lg22、lg28、lg001-22井；西部地区有利沉积微相为云坪微相，岩性为较纯的细、粉晶云岩，测井解释储层平均孔隙度明显低于龙岗地区，为2.30%～4.66%。推测认为颗粒滩体更容易遭受岩溶作用的改造，且颗粒滩体的抗压实性较强，后期在成岩演化过程中更容易将溶蚀孔（洞）保存下来，成为油气聚集的重要空间。龙岗地区台内颗粒滩体发育厚度较大，由于颗粒滩微相的颗粒云岩物性好于云坪微相的细—粉晶云岩，故龙岗地区不仅储层物性优于西部地区，其储层单层及累计厚度也大于西部地区。

图4 龙岗地区雷四3亚段溶蚀孔（洞）及裂缝发育情况图

风化岩溶作用对储层的影响还表现在两方面：①是风化剥蚀作用影响储层发育的层位。盆地中东部的泸州—开江古隆起区为印支期的岩溶高地，剥蚀作用强，梓潼—平昌地区为岩溶斜坡区—洼地，剥蚀作用减弱。研究发现东部龙岗地区为岩溶凹陷区，剥蚀作用明显弱于西部梓潼地区，导致东部地区残存厚度较大的a小层，西部地区剥蚀至b小层的中上部。区域储层横向对比发现，储层均发育在靠近风化壳以下的附近地层中，西部储层发育在b小层的中上部，东部主要发育在a小层。②是岩溶作用形成的岩溶角砾岩对储层的影响。印支期沉积物经过淡水淋浴溶解、垮塌，部分经过短距离的搬运重新固结成岩，形成大量的溶蚀垮塌角砾，经后生成岩演化形成角砾云岩[15]。角砾由泥粉晶云岩、泥晶藻球粒云岩、藻迹云岩、亮晶鲕粒云岩、亮晶粒屑云岩、砂屑藻迹云岩和去膏化泥晶灰质云岩组成。岩心、显微镜下观察发现，角砾内发育不同程度的溶孔（呈蜂窝状，大小不一）、铸模孔和生物体腔孔，且孔内、晶间常见残留沥青，显示角砾岩孔隙发育，连通性好，曾为古油藏提供了储渗空间。对部分井储层段统计发现，角砾岩中发育储层，如lg173、lg172、lg163井储层段中角砾岩厚度分别为6、7、8 m,分别占储层厚度的21%、22%、36%。东部龙岗地区溶蚀作用相对西部弱，岩溶角砾岩垮塌原地或近距离搬运，导致多数角砾大小悬殊，磨圆度差，以棱—次棱状为主，排列无序。西部地区岩溶作用强，多数岩溶角砾被搬运走，只有局部地区部分井段发育岩溶角砾岩，如zt1井发育10 m左右的岩溶角砾岩。整体上由东向西岩溶角砾岩厚度逐渐减少，角砾岩储层厚度亦呈较薄的趋势。

裂缝分为构造缝和非构造缝，其中未被完全充填的构造缝为大气淡水提供淋滤通道，不仅有利于岩溶作用形成储集空间，而且起到油气输导增强渗流能力的作用，成为改善储集性能的重要组成部分。受印支期风化溶蚀和喜山期构造运动影响，龙岗地区雷四3亚段a小层储层广泛发育规模不等的裂缝，部分裂缝发生多期次的溶蚀—充填作用，对储集性能影响较大。受区域和局部构造应力场的作用，东部龙岗地区断层发育，伴生裂缝普遍较西部地区更发育。经过多期次的溶解—充填，裂缝被呈马牙状的方解石自形晶体充填—半充填，部分裂缝未充填，具有一定的储集性能（图4d）。此外，龙岗地区还见到大量的非构造缝，如硬石膏吸水膨胀后产生的缝、膏溶角砾岩残余砾间缝（隙）及压实溶解有关的缝等。龙岗a小层岩心柱塞样品孔隙度和渗透率的线性相关性较差，显示裂缝较为发育。西部梓潼地区裂缝的种类较少，以构造相关的缝为主，规模较小。局部构造裂缝发育带，储集性能得到有效改善。如zt1井成像测井以及薄片等资料均显示4 152.44～4 160.29 m井段裂缝较为发育；测井解释储层厚度、孔隙度及渗透率均大于裂缝不发育的4 160.90～4 168.06 m井段。

储层特征研究发现，西部地区储层发育在雷四3亚段b小层的细、粉晶云岩中，颗粒云岩储层在个别井的局部井段发育；储集空间以晶间（溶）孔为主，其次为粒间（内）溶孔、角砾内溶孔，构造裂缝和溶蚀裂缝少见；测井解释储层平均孔隙度2.31%～4.66%，主要集中在3.0%～4.5%，以Ⅲ类储层为主，偶见Ⅱ类储层；储集类型以孔隙型储层为主，局部地区如zt1井区发育裂缝-孔隙型储层。东部储层发育在雷四3亚段a小层的颗粒云岩、角砾云岩中，其次为细、粉晶云岩中；储集空间以粒间、粒内、角砾内溶孔（洞）为主，测井解释储层平均孔隙度3.1%～6.2%，主要集中在3.5%～4.5%，发育Ⅱ、Ⅲ类储层，以Ⅲ类储层为主；储集空间以孔隙为主，渗流能力主要由裂缝、微裂缝提供，且裂缝有一定的储集空间，储集类型主要为裂缝—孔隙型。

总体上储层由西向东储层物性变好。西部的单层厚度薄，一般1.0～2.5 m，纵向发育4～6套，累计厚4.5～17.5 m,一般5～10 m；向东储层厚度逐渐增大，单层厚度0.5～17.9 m,纵向发育1～7套，累计厚度0.5～39.7 m，一般5～20 m,横向分布较为连续（图5）。

图5 w7-wt1-zt1-lg20-lg162井雷四3亚段储层对比图

4 源储匹配的对比

油气来源、烃源岩条件、烃源岩断裂发育程度以及岩溶作用共同控制了梓潼—平昌地区的源储匹配关系。

雷口坡组气藏的油气来源一直存在较大的争论，部分学者认为自身的碳酸盐岩中藻类、生物灰岩、富有机制页岩具有生烃能力，是其烃源之一[16]；但通过天然气有机地球化学特征分析，表明雷口坡组生烃能力有限[17]，不具备形成大中型气田的生烃强度。中坝、磨溪及龙岗等已发现气藏气源对比表明盆地雷口坡组气源为混源气[18]，上覆直接接触的须家河组陆相暗色泥质岩和所夹煤层，以及下伏上二叠统龙潭组煤系烃源岩是其主要烃源[19-21]。

雷四3亚段储层与下伏二叠系之间发育上二叠统长兴组、下三叠统飞仙关组、嘉陵江组和雷一至雷四2亚段，累计地层厚度超过3 000 m。并可能存在长兴组、飞仙关组、嘉陵江组、雷一1亚段及雷三段等多套储层。这些储层离二叠系烃源更近，具有优先捕获天然气的优势。且雷口坡组、嘉陵江组等发育多套厚层膏盐岩，如jt1井雷口坡组—嘉陵江组四段膏盐岩累计厚度达298 m。二叠系烃源岩与雷四3亚段储层之间，在地层厚度大、膏盐岩发育的情况下，如没有大断裂的有效沟通，二叠系的烃源生成的油气会优先在下伏储层中聚集，并受膏盐岩和较致密灰岩的封堵作用，进入雷四3亚段储层中成藏的概率将大大减小。

东部龙岗地区由于受不同成因、不同时间多期次、不同方向构造作用的相互影响，形成现今复杂的区域构造格局。龙岗东侧位于川东高陡断褶带的华蓥山构造北倾没端，受东部高陡构造的挤压变形作用，形成北东向的背斜构造及伴生断裂；龙岗西侧主要受到来自北西方向的大巴山向盆地内的构造挤压作用，形成众多北西走向的背斜构造及伴生断层。龙岗地区雷口坡组顶界构造为由北西向南东方向抬升的大型单斜，整体形态为东高西低，南高北低。断层都为逆断层，主要发育两组，以北西向为主，另一组为南北向，二者相斜交。东部龙岗地区断层发育，成排成带分布，横向延伸距离远。据不完全统计，横向延伸距离大于10 km的断层有 32条，最远可达42 km, 长度为5～10 km的断层有70条，小于5 km的断层有100余条；断层向上消失在侏罗系凉高山组至遂宁组中，向下断至二叠系内部，断距为几十至400 m。西部地区断层无规律分布，以局部小断层为主，纵向一般向下至雷口坡组内部，向上断至须家河组内部，断距小，一般几十米；横向延伸距离短，一般1～7 km，八角场地区最远，可达28 km。

综合有机地球化学特征分析结果、断层和膏盐岩发育情况等，分析认为梓潼—平昌地区雷口坡组生烃条件受限，本文不予考虑；雷四3亚段气藏烃源为上覆须家河组和下伏二叠系富含有机质的泥页岩。梓潼地区烃源来自须家河组，龙岗地区二者均有。其中梓潼—平昌地区须家河组煤系烃源岩呈现东薄西厚的特征，厚度10～150 m；生烃强度呈现东弱西强的特征，为（5～25）×108m3/km2；上二叠统灰质、泥质、煤岩累计厚度140～280 m,生烃强度（10～30）×108m3/km2，西南部生烃强度较强，东部龙岗地区生烃强度在15×108m3/km2左右。

断层发育程度影响烃来源和源储匹配关系。龙岗地区断层发育，为烃源的多源性创造条件，源储匹配关系更好；通过大型逆断层，雷四3亚段储层与上覆须家河组烃源岩形成“上生下储”“旁生侧储”与下伏二叠系烃源岩形成“下生上储”3种源储配置关系。大型断裂带附近裂缝发育程度高，在较短的范围内也能起到较好的输导作用。龙岗地区实钻表明构造高部位、断层和裂缝发育部位是气井获得高产能的主要因素。如lg173井测试获气23.46×104m3/d，分析认为位于构造高部位和靠近大断裂带是该井能高产、稳产、多产的关键[22]。西部地区发育小型的逆断层，断距小，如wt1井附近3 km处发育的断裂断距70 m左右，须一段烃源岩可能和雷四3亚段储层形成“旁生侧储”的源储匹配关系。总体上西部地区源储匹配关系较差，导致油气显示不频繁，显示级别低，测井解释含气性差，测试为干层。

岩溶前古地貌、围岩的结构等差异性，导致岩溶作用的差异性。东部地区在岩溶凹陷内还发育次级岩溶，形成岩溶沟槽、岩溶残丘和岩溶斜坡。颗粒滩体和残丘叠合发育区形成滩相叠加岩溶的残丘型储层，溶孔、溶洞较发育，且后期得到较好保存；颗粒滩体剥蚀殆尽的沟槽区后期充填须家河组泥页岩，与雷四3亚段的次级斜坡带残丘型储层形成“旁生侧储”的源储匹配关系。

此外，受风化剥蚀作用的影响，雷顶附近形成区域性岩溶储层，与上覆须一段的烃源均有可能形成“上生下储”的源储组合。但该区域钻探显示须一段为砂、泥岩互层，且底部纯泥岩段较薄，一般夹粉砂质泥岩，颜色偏浅，单层厚度大于10 m的厚层优质烃源岩发育在距须底之上150 m左右。因此，该种源储匹配效果需进一步探讨。从区域性不整合面是一个网状输导体系方面考虑，西侧川西地区为须家河组生烃中心，梓潼—平昌区域现今须底构造总体为向东南抬升的大型单斜构造，在生排烃的高压驱动下，须家河组生成的油气由低部位向高部位运移聚集，认为远距离沿区域性不整合面进行运移的油气输导也是可能的，形成须一段烃源和雷四3亚段储层组成的“旁生侧储”及“上生下储”的源储匹配关系。

5 成藏模式的对比

须家河组底古构造演化和烃源热演化史研究成果显示，在须家河组、二叠系烃源岩生排烃高峰期，三叠纪、晚侏罗世—白垩纪梓潼—平昌地区为向西北倾斜的大型单斜构造。区域须家河组底界现今构造整体呈向东南扬起、向西北倾斜的单斜构造。工区内须底相对较平缓，西部地区发育小型（鼻状）构造，单个面积10 km2左右；东部地区构造相对较发育，单个面积较大，其中大于30 km2的构造共5个，累计面积为209 km2。古今构造位置表明西部地区较东部位置低，在烃源岩生排烃高压驱动下，东部地区更有利于油气最终聚集成藏。

西部地区大断裂欠发育和厚层膏盐岩的封堵作用，导致二叠系烃源岩和雷四3亚段储层不具备形成“下生上储”式源储备匹配关系的条件。烃源主要来自川西须家河组，生烃时超压流体沿区域不整合面由西向东的构造高部位，通过“旁生侧储”的源储组合方式，在储层“甜点”区充注和聚集，形成岩性圈闭、构造—岩性圈闭气藏（图6）。东部地区构造位置高，川西须家河组烃源岩沿风化剥蚀面，部分在西部地区聚集，其余向东部继续运移、聚集；东部洼丘并存，残丘性储层发育，沟槽内的须家河组烃源岩生成的油气，通过不整合面或断层与雷四3亚段残丘性储层侧向接触，形成近源的“旁生侧储”充注模式；高陡构造区附近大型断裂在有效沟通二叠系烃源情况下，油气沿断裂向上进入雷四3亚段储层中，形成远距离“下生上储”的充注模式；此外，须家河组中上部优质烃源生成的油气通过逆断层向下运移或侧向与雷四段储层对接，在“上生下储”或“旁生侧储”的源储组合方式下聚集成藏。东部地区在“双源三向”供烃的成藏模式下，受高陡构造、大型断层、岩性变化和地层尖灭等一个或多个因素控制，发育多个压力系统，形成构造、岩性、构造—岩性、构造—地层复合圈闭等多类型的气藏。同一储渗体具有统一的水动力系统，不同储渗体之间，水动力系统差异明显，东部地区压力系数为1.00～1.63，表现为多个压力系统。气藏具有“高水低气”和“一丘一藏”等特点，如lg23井构造位置较lg161和lg12井高，属于不同储渗体，lg23井测试产水49 m3/d，lg161和lg12井测试产气分别为1.01×104m3/d和2.22×104m3/d，不产水。

图6 梓潼—平昌地区雷四3亚段气藏成藏模式图

虽然龙岗地区为双源供烃模式，但根据测试和生产情况推测，总体上供烃能力有限，导致气藏充满度不高。雷四段试油井33口，其中获纯工业气井7口，气水同产井4口，低产气流井1口，含气水井3口， 少量气井2口，水井6口，干井10口，探井成功率为33%。测试日产水近50 m3或者超过50 m3的井有7口，井均产水116.07 m3/d,单井最高产水341.6 m3/d。气井、气水井井均测试产气6.4×104m3/d，最高产气23.46×104m3/d，最低产气1.01×104m3/d，产气超过5×104m3/d的井仅4口，产气超过10×104m3/d的井＜2口。2009年底以来共投入生产井8口，目前5口井在生产，单井累产气超过1×108m3的仅两口，其中lg173井生产效果较好。

综合断层发育、烃源条件分析等情况，认为油气充满度低与3方面有关：①主要烃源岩须家河组优质烃源泥页岩欠发育，导致生烃量有限，如龙岗地区生烃强度在5×108m3/km2左右；②西部地区烃源断裂欠发育，东部地区断层发育，但雷口坡组以上断层的封堵能力存在不确定性，以及雷四3亚段以下沟通下部二叠系烃源岩的部分大断裂未起到较好的输导作用；③须家河组的烃源与雷口坡组储层形成的“上生下储”的源储组合关系，其供烃效率相对低下。实钻效果推测在断层有效开启至目的层的情况下，“下生上储”的源储组合的天然气成藏效率最高，其次为“旁生侧储”“上生下储”成藏效率不高。如天然气测试产量最高、生产效果最好的lg173井，在区域上须一段生烃强度差别不大的情况下，除了构造位置相对高之外，推测更重要的原因是靠近大断裂。大型断裂有效地沟通了二叠系的烃源，向雷口坡组之上延伸的断层并未有效开启。因此，“下生上储”的高效源储组合使得二叠系烃源成为主要烃来源，油气向上运移在雷四3亚段最终聚集成藏。

气藏盖层条件优越。直接盖层为上覆须家河组一段泥页岩与细、粉砂岩互层的地层，厚10～290 m；间接盖层为须一段以上至侏罗系泥砂质岩类，厚3 000～4 100 m。从部分测试产水井如lg23、lg20、lg36井的水化学性质来看，为高矿化度的氯化钙水型[23]，显示东部地区气藏保存条件好。

6 结论

1）梓潼—平昌地区雷四3亚段储层发育在靠近顶部的地层中，由西向东逐渐发育。西部地区受云坪微相及溶蚀作用控制，发育在b小层的细、粉晶云岩中，储集空间主要为晶间溶孔，以Ⅲ类储层为主，储集类型为孔隙性，局部为裂缝—孔隙型；东部地区受颗粒滩体及风化岩溶作用控制，发育在a小层的颗粒云岩、角砾云岩和细、粉晶云岩中，溶孔、溶洞发育，孔隙类型多样，粒间溶孔、晶间溶孔发育，以Ⅲ类储层为主，局部发育Ⅱ类储层,储集类型为裂缝—孔隙型。

2）气藏烃源条件受区域构造、膏盐岩和岩溶古地貌等控制。西部烃源断裂欠发育，厚层膏盐岩发育，位于古今构造相对低部位，烃源来自于须家河组煤系地层；东部地区构造高，大型烃源断裂和岩溶沟槽发育，烃源来自于须家河组和上二叠统烃源岩，总体上以须家河组烃源岩为主，局部井区以二叠系烃源为主。

3）受大型断裂、生烃条件和岩溶作用控制，西部发育“上生下储”“旁生侧储”的源储匹配关系；东部发育“上生下储”“旁生侧储”和“下生上储”多种类型的源储匹配，后两种匹配关系更有利于油气在雷四段中充注成藏。

4）西部地区局部构造欠发育，在构造向上倾的背景下，储集性能的变化及膏盐岩遮挡作用，发育岩性、构造—岩性圈闭；东部地区受高陡构造伴随断层发育、岩性变化及地层尖灭等控制，发育构造、构造—岩性、构造—地层复合等多种圈闭类型。东部地区气藏气水界面及压力系统复杂。

5）综合分析认为东部地区成藏地质条件更有利。下步东部地区是重点勘探区，借助已有三维地震资料，开展精细预测工作，继续深化挖潜；西部地区勘探程度低，优选储层“甜点”区，在断层附近适当开展如风险勘探的预探工作，寻找勘探突破，拓展勘探区域。