元壩氣田須三段氣藏層序沉積與儲層特征

李宏濤　史云清　肖開華　胡向陽　賈　爽　鄭文波　魏修平

1.中國石化石油勘探開發研究院 2.中國石化海相油氣藏開發重點實驗室

李宏濤等.川東北元壩氣田須三段氣藏層序沉積與儲層特征.天然氣工業，2016， 36（9）: 20-34.

元壩氣田須三段氣藏層序沉積與儲層特征

李宏濤1，2史云清1，2肖開華1，2胡向陽1，2賈爽1，2鄭文波1，2魏修平1，2

1.中國石化石油勘探開發研究院 2.中國石化海相油氣藏開發重點實驗室

李宏濤等.川東北元壩氣田須三段氣藏層序沉積與儲層特征.天然氣工業，2016， 36（9）: 20-34.

四川盆地川東北元壩氣田的多口井于上三疊統須家河組三段獲得中—高產工業氣流，表明該層段具有良好的天然氣勘探開發潛力。為進一步做好該氣田須三段氣藏的開發前期評價工作，綜合利用巖心觀察、巖心樣品薄片及巖心物性分析等資料，結合測井解釋與地震儲層預測成果，對該氣藏的地層層序、沉積相、儲層特征等進行了研究，分析了控制儲層發育的主要因素。結果表明：①元壩地區須三段地層可劃分為一個三級層序和五個四級層序，并進一步細分為五個砂組；②平行于物源方向的須三段地層厚度變化較大，呈“西北厚、東南薄”展布，前積特征明顯，屬于進積式辮狀河三角洲沉積；③須三段氣藏儲集巖以鈣屑砂巖為主，主要儲集空間是溶孔—微溶孔，物性表現為特低孔—特低滲且非均質性強；④儲層發育的最有利巖相為辮狀河三角洲平原—前緣（即三角洲平原與三角洲前緣過渡位置）的分流河道鈣屑砂巖，該沉積環境在一定程度上控制了該區須三段氣藏儲層溶蝕成巖作用的發育。

四川盆地元壩氣田晚三疊世地層層序沉積相儲集層特征儲集層評價控制因素

近年來，四川盆地川東北元壩氣田的多口井（元陸7井、元陸12井等）在上三疊統須家河組三段鈣屑砂巖地層中鉆遇工業氣流，且測試產能較高，從而發現“須三段氣藏”，該氣藏已成為元壩地區中淺層天然氣勘探開發的重點對象［1-3］。研究成果表明，沉積相控制著儲層的發育程度［4-7］，然而有利的沉積相如何控制儲層的空間展布還有待于進一步深化研究。

元壩氣田須三段氣藏縱向上發育多套儲層，但砂體相對較薄，結構致密、非均質性強［7-8］且橫向相變快，要進行精細的地層對比和沉積相分析難度較大。

筆者通過對巖心、薄片資料的詳細觀察和分析，綜合利用地質、測井、地震等資料，將宏觀與微觀相結合，建立了等時地層格架，精細描述了沉積特征與儲層展布，以期為該氣藏實現高效開發提供可靠的地質依據。

1　工區地質背景

元壩氣田位于四川盆地北部，工區面積約為2 225 km2，三維地震覆蓋面積約2 000 km2，已鉆井60余口。構造上位于龍門山北段前緣，為龍門山、米倉山和大巴山所圍限的低緩構造區，受構造活動影響相對較弱。元壩地區總體顯示為一個大型低緩的負向構造，其西北部是構造最高部位，為九龍山背斜構造帶向西南延伸的構造傾沒端，亦為鈣屑砂巖儲層相對發育、氣井測試相對較好的區域；其南部為川中隆起向北傾斜深入氣藏區的寬緩斜坡；其東北部處于凹陷（或大型復向斜）西端，是氣藏區最低部位；除了工區西北部為九龍山背斜傾沒端表現為近北東向外，其余地區皆為低幅度構造（或稱局部高點），走向主要是北西向，地層產狀在工區西北部較陡，其他地區較平緩，相對而言，構造斷裂在中東部更加發育（圖1）［3］。

圖1　元壩氣田須三段頂面構造特征圖

中三疊世末期，海水逐漸退出上揚子地臺，大規模的海侵基本結束，以四川盆地為主體的大型湖盆開始形成，表現在地層上，則是由中三疊統雷口坡組海相沉積轉為須家河組早期的海陸交互相沉積，直至須家河組后期的湖相沉積。晚三疊統須家河組三段沉積時期，四川盆地以三角洲－濱淺湖相沉積環境為主，因而發育了一套厚度較穩定的泥巖，部分地區為砂泥巖互層［3］。據有關物源分析的研究結果，川東北元壩地區的西部井區須三段碳酸鹽巖碎屑物源主要來自盆地邊緣西北部［9-10］；從盆緣近物源區至盆地沉降中心區，川東北地區須三段沉積相依次為沖積扇相、沖積平原相、辮狀河三角洲相及湖泊相。而元壩地區須三段則主要由一套三角洲—湖泊相沉積組成［9-11］，厚度分布變化較大，介于110～330 m，總體呈（西）北厚南薄的特征。巖屑錄井及巖心觀察顯示，其巖性組合主要為灰色粉—細砂巖、礫巖、含礫細砂巖與灰黑色泥巖、深灰色泥巖、碳質泥巖的不等厚互層，且夾薄層的黑色煤層。

2　地層劃分與對比

利用詳細的巖屑錄井及巖心觀察資料來標定測井曲線，獲取不同巖性的測井曲線響應特征；依據層序地層學理論對層序界面進行識別，并進行層序劃分。

元壩地區須三段總體上可劃分為一個三級層序SQ1，分別以SB2、SB1作為這個三級層序的頂、底界面。

SB2界面主要為構造轉換面。界面之上為由安縣運動引起的構造抬升而出露于地表、接受了盆山耦合的沖積扇雜色礫巖沉積［12］，界面之下一般為泥巖沉積，由此構成了I型層序界面；體現在電測曲線上，SB2界面之上明顯呈低自然伽馬（GR）、低聲波時差（AC）、低中子孔隙度（CNL）和高電阻率（RD）的“三低一高”的特征，界面之下則截然相反，曲線突變明顯。

SB1界面為一典型的巖性巖相轉換面。由于三角洲沉積作用受物源供給、湖平面水退（或水進）作用的影響，導致沉積物向湖盆內部延伸的距離及接觸關系存在差異。界面上下在工區不同位置，巖相略微有些不同。工區內須三段的縱向沉積環境總體表現為逐漸水退，盆地邊緣向湖盆內部砂巖沉積逐漸增加，西部受盆地西北部鈣質物源的影響，SB1界面為須三段底鈣質砂泥巖互層與須二段上亞段厚層硅質巖屑砂巖分界；而中東部受東北部等硅質物源的影響，SB1界面為須三段中—厚層硅質砂巖與須二段“腰帶子”泥巖的分界，由于該界面具有橫向上的巖性變化，因此在具體識別時，采用在巖性、測井曲線和地震剖面上具有明顯響應特征的須二段“腰帶子泥巖”作為SB1界面的識別標志層［12］，同時在地震剖面上，依據地震同相軸的相對等時關系對地質層位進行驗證與約束，避免穿軸，達到地震—地質層位統一［10-13］。

圖2　元壩6井須三段地震剖面、層序劃分、單井沉積相與儲層單井評價圖

四川盆地須三段總體為湖盆沉積，本研究區在地形上無明顯坡折，主要劃分為湖進體系域和湖退高位域，二體系域界面為須三段底部附近的五砂組（T3x35）暗色泥巖，這是由快速水進、逐漸水退形成的最大湖泛面，具有最大凝縮段的性質，在測井曲線上表現為GR相對高值（圖2）。在三級層序劃分格架內，依據河道沖刷面等次級層序界面，進一步將須三段劃分成五個四級層序，據此，自上而下分別為五個砂層組。

圖3　過元陸9井—元壩16井波阻抗巖性反演剖面與相應的地層對比圖（剖面位置見圖1中AB線）

在單井層序界面識別的基礎上，建立地層對比標準井，利用分層結果來標定地震地層界面，在地震剖面上進行層位的對比追蹤及閉合，進而建立須三段層序格架。從波阻抗巖性反演的過井剖面上看（圖3），須三段內部整體表現為進積特征，須三段下部各層，例如T3x34砂組、T3x35砂組，在西北部以砂體沉積為主，厚度較大，而東南部則以泥巖沉積為主，厚度極薄。地層對比結果表明，平行物源方向厚度變化較大，厚度介于50～300 m，接近物源區的西北部較厚，遠離物源方向的中東部較薄，垂直物源方向，須三段氣藏地層相對穩定。

3　沉積相特征

3.1巖石相

在須三段氣藏的層序格架內，仔細觀察、分析并總結其巖石學特征。

總體上，本區巖石類型比較復雜，巖性上有礫巖、砂礫巖、鈣屑砂巖、常規砂巖、粉砂巖、泥巖等，其中，鈣屑砂巖是指由碳酸鹽巖巖屑所組成的碎屑巖［14］，與由石英、長石或硅質巖屑所構成的常規砂巖有所區別。

沉積構造上，自下而上，可見深灰色泥巖之上發育河道滯留礫巖所形成的典型的沖刷—充填構造（圖4-a），礫巖、砂礫巖中礫石的磨圓度相對較高，反映經過了一定距離的搬運，礫間可見方解石膠結、充填（圖4-b），表現出牽引流特征；（砂）礫巖之上為中、細粒鈣屑砂巖，分選中等，但磨圓度較差，可見河道側向加積作用形成的斜層理等（圖4-c），但以塊狀層理為主（圖4-d），反映三角洲河道載荷顆粒入湖后快速沉積的特征；在鈣屑砂巖之上或砂礫巖滯留沉積之下，發育有深灰色及黑色碳質泥巖沉積，局部夾煤層、碳屑，或在泥巖巖心斷面處見碳屑及植物的干、莖、葉化石，在砂泥巖中可見同生變形構造、蟲孔、生物擾動及陸上暴露結核等三角洲相的相標志（圖4-e、圖4-f、圖4-g、圖4-h），鈣屑砂巖中也可見有薄煤層發育，在測井三孔隙度曲線上，一般也具有DEN降低，AC、CNL升高的測井響應特征，但其幅度仍較泥巖中的煤層曲線低。元壩地區在須三段沉積時期，遠離盆地邊緣斷裂帶，地形上坡度中等，處于穩定的低幅沉降帶上［9］，受米倉山、大巴山造山帶構造作用較弱；地震剖面上具有明顯的席狀—前積地震反射結構，規模為30～50 km，因而，判斷須三段主要為進積式辮狀河三角洲沉積［15］，而非扇三角洲沉積。

圖4　元壩氣田須三段辮狀河三角洲沉積典型構造圖

3.2測井相

在11口井（約210 m）的巖心詳細觀察與描述基礎上，對取心井段的巖石相和垂向相序進行了分析，進而總結出測井相（圖5），為單井相劃分提供依據。

在垂向相序上，本研究區典型的巖石微相組合類型有兩種：

1）分流間灣（或平原沼澤）+分流河道，前者以泥巖沉積為主，夾薄層砂巖，可見蠕動變形構造（圖4-g），局部夾煤層（或煤線），巖心斷面可見植物印模及碎屑化石（圖4-e）；分流河道通常由兩部分組成，下部為砂礫巖微相，上部為鈣屑砂巖微相，河道礫巖微相以碳酸鹽巖礫巖為主，具有明顯沖刷侵蝕下伏泥巖的特征（圖4-a），與上覆河道砂巖一般呈突變接觸，反映沉積環境發生了較大變化，由此構成了分流河道的沖刷—充填沉積。測井曲線上，分流河道體現為中—高幅微齒化箱狀、鐘形或復合型，頂底呈突變接觸或底部突變接觸、頂部漸變接觸，礫巖電阻率較鈣屑砂巖電阻率明顯偏高；分流間灣（或平原沼澤）沉積則具有低幅齒化特征，曲線異常幅度低（圖5、6）。

2）席狀砂（或河口壩）+分流間灣：席狀砂微相沉積以灰色粉砂巖為主，局部夾細砂巖，與下伏泥巖常呈漸變接觸，反旋回特征明顯；分流間灣以深灰色泥巖為主，局部夾薄層粉砂，生物擾動及泄水構造較發育，顯示為低能快速沉積。在測井曲線上，席狀砂多表現為低幅背景上的低—中幅小漏斗形或紡錘形，河口壩的表現形態與席狀砂相近，以漏斗形為主，只是幅度略高，底部呈漸變接觸，而分流間灣則多表現為低幅齒化狀（圖5、6）。

在連井剖面相圖上（圖7），可以看出元壩地區沉積微相主要為分流河道和分流間灣，而河漫席狀砂一般沿河道邊緣分布；有利的儲層砂體以三角洲分流河道沉積為主，巖性變化快，單砂體厚度薄，河道側向遷移頻繁，砂體展布規律復雜；體現出須三段的沉積演化規律為早期主要為前三角洲及三角洲前緣沉積，中晚期逐漸出現三角洲平原、三角洲前緣沉積，總體顯示沉積水體向上變淺的特征。

3.3地震相及沉積相展布

本工區的三維地震資料橫向分辨率較高，可以有效地反映巖性變化。利用地震剖面、地震屬性等多種地震解釋手段，進行沉積微相連井剖面分析及沉積微相平面展布預測［16-21］。

元壩氣田須三段地層地震反射特征顯示，由西北向東南平行主要物源方向，具有明顯三角洲沉積體前積的地震反射結構（圖8上、圖3上）。在垂直物源方向的地震剖面上，主要沉積微相分流河道具有中—強振幅的地震響應，呈中—短軸中強波峰—波谷的透鏡體狀反射（圖8下），通常由分流河道砂（礫）巖體強烈沖蝕下伏泥巖沉積，形成較強的波阻抗反射界面而導致；而分流間灣沉積由于沉積區域環境相對穩定且水動力能量較低，一般沉積為泥巖及砂泥巖薄互層，因而在地震剖面上主要表現為平行—亞平行反射地震相。

圖5　元壩氣田元陸702井砂組巖石相及垂向相序特征展示圖

研究表明，單井相、連井相與地震屬性的有機結合是刻畫沉積相平面展布的有效途徑［16-19］，根據上述地震剖面響應特征，結合波阻抗巖性反演剖面，通過單井相詳細標定地震相，最終完成沉積相平面展布預測（圖9-d）。

因此，通過振幅屬性與神經網絡波形分類技術，獲得須三氣藏各砂組的地震相圖（圖9-a、圖9-b），以主要目的層砂組為例，紅色、黃色、綠色分別反映強波峰、較強波峰及波谷，呈條帶狀展布，結合單井相分析結果，確定其代表分流河道沉積（圖9-a），呈片狀間互分布的藍色區域，代表分流間灣（或平原沼澤）、席狀砂（圖9-b），進一步利用波阻抗巖性反演橫向分辨率高的優勢，精細刻畫河道邊界形態［20］（圖9-c）。單井微相研究顯示，平原沼澤泥巖中含有更多的植物碎屑、鈣質結核等暴露標志物，平原分流河道中，砂礫巖厚度較大，在地震波形分類屬性上以黃色、紅色為主，波阻抗亦相對更高（亦以紅色為主），而水下分流河道則以鈣屑砂巖沉積為主，波形分類主要為黃色、綠色，阻抗相對較低，據此對水上分流河道及水下分流河道分界的湖岸線進行了大致劃分（圖9-b、圖9-c、圖9-d）。通過上述方法，實現平面相圖的展布刻畫（圖9-d），砂組在研究區西北部發育三角洲平原沉積，其余地區以前緣沉積為主，北西向發育3～4條主要的分流河道，寬度介于1.1～7.5 km，呈北西—南東向的發散狀及長條朵狀分布，河口壩不發育，席狀砂主要沿河道邊緣分布，為波浪對河道砂改造所致。

圖6　元壩氣田須三段典型沉積微相的測井特征圖

圖7　元壩氣田須三段過元陸9井—元壩16井剖面相圖（剖面位置見圖1中AB線）

圖8　元壩氣田須三段前積地震反射結構（上）和分流河道微相（下）典型地震反射圖（剖面位置見圖1中CD和EF線）

圖9　元壩氣田須三段氣藏砂組地震屬性及沉積微相平面圖

4　儲層基本特征

4.1儲集巖巖性及儲集空間類型

巖心觀察及薄片鏡下鑒定表明，須三段儲層巖石類型多樣，可以分為礫巖、砂礫巖、鈣屑砂巖、常規砂巖、粉砂巖等。

圖10　元壩氣田須三段氣藏儲集巖巖性及儲集空間類型特征圖

本區須三氣藏主要的儲集空間有5類：①粒間溶孔，在鈣屑砂巖中發育，出現于部分鈣質巖屑顆粒間，切割了砂屑顆粒，具有非選擇性溶蝕的特征，孔隙直徑變化范圍較大，從0.01 mm到0.5 mm均有發育（圖10-a），為優質儲層的儲集類型，占總孔隙空間的20%～30%，主要分布于分流河道鈣屑砂巖的中下部，在測井曲線上，表現為密度值突然降低，計算的三孔隙度曲線差異明顯；②侵染狀粒間—粒內溶蝕微孔，其孔徑通常小于0.05 mm，呈侵染狀分布于鈣屑砂巖或含礫鈣屑砂巖的粒間或粒內（圖10-b），為較差儲層的儲集類型，占總孔隙體積的20%～30%，在分流河道鈣屑砂巖的中上部發育；③黏土礦物及白云石晶間（溶）孔，占總孔隙體積的15%～25%，黏土礦物晶間孔常發育于一些鈣屑砂巖的粒間溶孔中發育的自生高嶺石中（圖10-c），少部分存在于伊利石黏土礦物中，通常分布于分流河道中部的中等物性儲層內，盡管這部分孔隙類型相對前兩種孔隙類型要少，占總孔隙空間的10%～15%，但是具有重要的指示意義，常代表了一種在酸性流體環境中發生的溶蝕作用［22-23］；白云石晶間孔，這種孔隙類型相對較少，約占總孔隙空間的5%，僅在少量的白云巖巖屑中發育，白云石以粉晶為主，晶間孔大小較均勻，部分晶間孔經后期溶蝕擴大，形成大小不等的晶間溶孔（圖10-d），孔徑介于0.01～0.05 mm；④溶洞，巖心觀察顯示，鈣屑砂巖中偶見孤立溶洞發育，直徑一般小于1.5 cm，部分具有順層分布的特征，但相對較少，主要分布于鈣屑砂巖儲集巖中，為次要的儲集空間類型，小于總孔隙體積的5%；⑤裂縫，裂縫及微裂縫在砂礫巖及礫巖中較發育（圖10-e，圖10-f），常發育于礫石邊緣或在礫石內部，部分裂縫切割礫石，為砂礫巖儲層的重要儲集空間類型，在鈣屑砂巖儲層中亦有發育，常與薄煤層伴生，在測井曲線上具有高CNL、低DEN、高AC的響應特征，占總孔隙空間的5%～10%。

圖11　元壩氣田須三段氣藏儲層樣品孔隙度及滲透率分布直方圖

4.2物性特征及孔隙結構特征

對元壩地區須三氣藏所有取心井（共9口井）的141塊巖心的實測孔隙度及滲透率進行詳細地統計、分析，結果顯示，孔隙度分布范圍介于0.19%～4.51%，平均值為1.85%（去除泥巖1.94%，n=128），而大于1%的樣品約占分析測試樣品數的85.8%，大于2%的樣品約占37.5%（圖11-a），總體上顯示儲層較差。滲透率變化范圍較大，介于0.000 45 ～533.58 mD，平均值為5.65 mD，然而，滲透率小于0.1 mD的樣品可達總數的95.6%（圖11-b）。總體上，顯示出本區儲層具有特低孔—特低滲的儲集特征。從巖性上看，鈣屑砂巖的儲集物性明顯要好于其他鈣質巖性，說明巖性對儲層發育具有控制作用。總體來說，中細粒鈣屑砂巖和砂礫巖物性相對較好，孔隙度平均值分別為2.25%和1.97%，砂礫巖滲透率明顯較高（圖11-c、圖11-d），表明存在微裂縫。

須三段儲集巖樣品壓汞曲線的排驅壓力較低，通常小于10 MPa，最大進汞飽和度介于50%～70%，毛細管壓力曲線顯示出細歪度，呈向右略凸的緩坡狀，反映孔喉連通程度、儲集性能較差，孔隙結構類型以微孔—微喉型為主。

綜合以上分析結果來看，須三段儲層樣品的孔隙度多介于1%～3%，孔隙大小以小孔—微孔為主，孔喉以微喉為主，連通程度較差。但須說明的是，以上巖心分析樣品受取心位置與數量的限制，并不完全反映整個儲層段的物性，但作為標定測井解釋的基礎數據，具有重要意義，在此基礎上，利用測井、地震等手段對整個儲層段的物性特征及其在平面上的分布進行預測與評價。

5　儲層評價與分布預測

由于研究區低滲致密儲層流體信息在測井曲線上的響應較弱，故采用測試層段中孔隙度最大、巖性最純的一點，既最能反映該流體性質的“特征點”來研究儲層的四性關系，通過巖心歸位等多種方式對測井參數進行標定，建立孔隙度、含氣飽和度等測井參數解釋模型［24-26］，進而對本區須三段目的層進行處理及精細解釋；然后以測井解釋的儲層孔隙度、含氣飽和度為主，以實際鉆井產能評價結果作為儲層分類的重要約束條件，賦予分類儲層一定的產能意義。本次研究共完成元壩地區須三氣藏43口井的有效儲層評價，并劃分出3級儲層，Ⅰ類儲層：孔隙度大于等于3%，一共解釋42層，單井平均厚度為6.14 m；Ⅱ類儲層：孔隙度介于2%～3%，共解釋38層，單井平均厚度為6.69 m；Ⅲ類儲層：孔隙度介于1%～2%，共解釋51層，單井平均厚度為5.83 m。在沉積相帶邊界的控制下，結合儲層地球物理剖面反演，最終完成有效儲層橫向對比與評價（圖12）。總體上，橫向上有效儲層連通性相對較差。

通過典型井的合成地震記錄標定，元壩須三段砂巖儲層的地震響應特征是強波峰或強波谷反射，在波阻抗反演上，砂巖儲層為中—高阻抗、泥巖為低阻抗，確定鈣屑砂巖巖性的波阻抗門檻值為12 500（kg/ km3）·（m/s），進一步將波阻抗數據體轉化為代表砂巖和泥巖的數據體，在各目的層時窗范圍內，把數據體累加起來乘以采樣率得到砂巖的時間厚度，再乘以目的層段的平均速度，得到深度域的砂體厚度，并在沉積相帶約束下，用鉆井統計的砂體厚度對預測砂體厚度圖進行校正，得到砂體厚度圖（以砂組為例）［27-29］（圖13-a），總體上，河道厚度平面上變化較大，非均質性較強（圖13-b）。

圖12　元壩氣田須三段氣藏有效儲層評價圖

以單井、連井儲層評價結果為基礎，綜合儲層測井解釋、地球物理砂體展布預測和鉆井現場測試結果，在分流河道有利相邊界的控制下，進行多重條件約束［30-32］，如以分流河道（含礫）鈣屑砂巖、砂礫巖等作為有利儲層巖相進行約束，以測試井產能評價無阻流量為標定依據，開展有效儲層綜合評價平面展布預測（圖13-b），最終將有效儲層分為兩類：一類有效儲層發育區和二類有效儲層發育區，有效儲層厚度分別大于10 m和5 m，井點厚度加權孔隙度分別為大于等于3%和2%～3%，對應的測試無阻流量分別大于50×104m3/d和5×104m3/d。總體來說，這兩類有效儲層主要位于研究區北部和西部河道的井區，呈不連續狀分布，東部、南部欠發育。

圖13　元壩氣田砂組相控儲層砂體厚度及有效儲層評價

6　沉積成巖對儲層發育的控制

綜合以上沉積相分析、儲層特征分析及儲層評價結果，得知本區儲層發育縱向上受分流河道鈣屑砂巖巖相控制明顯，辮狀河三角洲分流河道鈣屑砂巖儲層，沉積時水動力強，沉積物顆粒改造充分，泥質含量低，分選較好，孔隙度相對較高，易被后期成巖酸性流體改造而形成粒間溶孔等溶蝕孔隙（圖10-a、圖10-b、圖10-c），進而形成優質儲層；而分流河道下部的砂礫巖相，分選相對較差，孔隙度相對較低。位于分流河道相帶之外的席狀砂、分流間灣中的粉細砂巖，水動力條件相對較弱，沉積物改造不充分，泥質含量高，分選差，孔隙度明顯較低，儲層相對不發育（圖11-a、圖11-b、圖13-b）。

橫向上，儲層發育有利區大多處于辮狀河三角洲平原向三角洲前緣過渡沉積位置（圖13）。相同辮狀河三角洲分流河道沉積微相在上游、中游和下游不同位置的水動力及水介質條件亦有所區別，導致形成巖石的沉積構造組合、原始礦物成分存在差異，對后期成巖作用具有重要影響。由于盆地西北邊緣的二疊系—三疊系碳酸鹽巖是分流河道鈣屑砂巖的主要物源［9-10］，決定了元壩地區須三段辮狀河三角洲朵狀砂體呈北西—南東向展布，控制了主河道鈣屑砂巖儲集體在不同位置的發育規模。三角洲平原—前緣分流河道鈣質砂礫巖與鈣屑砂巖常交互分布，鈣屑砂巖砂體厚度相對較大，橫向分布穩定，沉積物粒度較粗，原始粒間孔隙度較高；在該位置的鈣屑砂巖儲集層中薄煤層和煤線相對發育，容易產生裂縫［33］，進而形成裂縫—孔隙型儲層；且該位置處于構造高部位），是煤系烴源巖生、排烴及其伴生有機酸的有利運移指向區，其鈣屑砂巖中易發生溶蝕作用［33-36］，形成粒間溶孔，更有利于儲集層的形成，薄片顯微鏡下部分溶孔中可見高嶺石分布，為酸性流體溶蝕的重要證據（圖10-c）［22-23］。而研究區西北部更靠近物源，多為粗礫巖，有利的鈣屑砂巖儲層厚度減小，儲集體相對欠發育；工區東南部地區位于分流河道的下游，遠離物源，其中的鈣屑砂巖中鈣屑等不穩定礦物的含量相對降低，而石英等穩定礦物含量增加，水動力條件變弱，粒度變細，加之埋藏深度更大，受壓實成巖作用影響更加強烈，導致儲集體亦欠發育。

7　結論

1）元壩地區須三段可劃分為1個三級層序和五個四級層序，進而劃分為5個砂組。層序界面上下電測曲線與地震剖面響應特征明顯，平行物源方向地層厚度變化相對較大，“西北厚、東南薄”的前積沉積特征明顯，巖相標志、垂相相序及區域沉積背景一致表明本區為辮狀河三角洲沉積，三角洲平原—前緣鈣屑砂巖分流河道是砂體發育的最有利沉積微相。

2）元壩地區須三氣藏儲集巖主要為特低孔—特低滲、溶孔—微溶孔鈣屑砂巖，儲層橫向上連通性相對較差，砂體厚度平面上變化較大，非均質性強，主要發育于工區北部和西部河道內，呈不連續狀分布；辮狀河三角洲平原—前緣（即三角洲平原與三角洲前緣過渡位置）分流河道鈣屑砂巖是儲層發育的最有利巖相，在一定程度上控制儲層溶蝕成巖作用的發育。

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（修改回稿日期 2016-07-28 編輯 陳玲）

Sequence， sedimentary and reservoir characteristics of Xu 3 gas reservoir in the Yuanba Gasfeld， NE Sichuan Basin

Li Hongtao1，2， Shi Yunqing1，2， Xiao Kaihua1，2， Hu Xiangyang1，2， Jia Shuang1，2， Zheng Wenbo1，2， Wei Xiuping1，2
（1. Sinopec Exploration and Production Research Institute， Beijing 100083， China； 2. Sinopec Key Laboratory of Marine Oil and Gas Reserνoirs， Beijing 100083， China）
NATUR. GAS IND. VOLUME 36， ISSUE 9， pp.20-34， 9/25/2016. （ISSN 1000-0976； In Chinese）

A medium-high industrial gas flow is obtained by multiple wells from the third member （Xu 3 Member） of the Upper Triassic Xujiahe Fm in the Yuanba Gasfield， NE Sichuan Basin， indicating a good potential of natural gas exploration and development in this interval.For further pre-development evaluation on Xu 3 gas reservoir in the Yuanba Gasfield， its stratigraphic sequence， sedimentary facies and reservoir characteristics were investigated by comprehensively using core observation， thin section analysis， core physical property analysis data， combined with logging interpretation and seismic reservoir prediction. Then the main factors controlling reservoir development were analyzed. It is shown that the Xu 3 Member in Yuanba area is divided into one third-order sequence and five fourth-order sequences， which are further subdivided into five sandstone groups； that the Xu 3 Member strata which is parallel to the provenance direction varies largely in thickness in the pattern of "NW thick and SW thin"， and it is the progressive braided delta deposit with obvious progradation； that in Xu 3 Member， reservoirs are mainly composed of calcarenaceous sandstones and characterized by extra-low porosity and permeability and strong heterogeneity， and reservoir space is mainly acted by dissolved pore-micro dissolved pore； and that the most favorable sedimentary lithofacies for reservoir development is the calcarenaceous sandstone of distributary channel deposited in the braided river delta plain-front （i.e.， the transitional position from delta plain to delta front）， which， to some extent， controls the development of dissolution diagenesis of Xu 3 gas reservoir in this area.

Sichuan Basin； Yuanba Gasfield； Late Triassic； Stratigraphic sequence； Sedimentary facies； Reservoir characteristics； Reservoir evaluation； Controlling factor

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.09.003

中國石油化工股份有限公司科技部項目“致密砂巖氣藏水平井開發關鍵技術”（編號：P13052）。

李宏濤，1977年生，高級工程師，博士；主要從事開發地質、氣藏精細描述研究工作。地址：（100083）北京市海淀區學院路31號。電話：（010）82311737。ORCID: 0000-0002-2540-0911。E-mail: liht.syky@sinopec.com