元坝气田须三段气藏层序沉积与储层特征

李宏涛　史云清　肖开华　胡向阳　贾　爽　郑文波　魏修平

1.中国石化石油勘探开发研究院 2.中国石化海相油气藏开发重点实验室

李宏涛等.川东北元坝气田须三段气藏层序沉积与储层特征.天然气工业，2016， 36（9）: 20-34.

元坝气田须三段气藏层序沉积与储层特征

李宏涛1，2史云清1，2肖开华1，2胡向阳1，2贾爽1，2郑文波1，2魏修平1，2

1.中国石化石油勘探开发研究院 2.中国石化海相油气藏开发重点实验室

李宏涛等.川东北元坝气田须三段气藏层序沉积与储层特征.天然气工业，2016， 36（9）: 20-34.

四川盆地川东北元坝气田的多口井于上三叠统须家河组三段获得中—高产工业气流，表明该层段具有良好的天然气勘探开发潜力。为进一步做好该气田须三段气藏的开发前期评价工作，综合利用岩心观察、岩心样品薄片及岩心物性分析等资料，结合测井解释与地震储层预测成果，对该气藏的地层层序、沉积相、储层特征等进行了研究，分析了控制储层发育的主要因素。结果表明：①元坝地区须三段地层可划分为一个三级层序和五个四级层序，并进一步细分为五个砂组；②平行于物源方向的须三段地层厚度变化较大，呈“西北厚、东南薄”展布，前积特征明显，属于进积式辫状河三角洲沉积；③须三段气藏储集岩以钙屑砂岩为主，主要储集空间是溶孔—微溶孔，物性表现为特低孔—特低渗且非均质性强；④储层发育的最有利岩相为辫状河三角洲平原—前缘（即三角洲平原与三角洲前缘过渡位置）的分流河道钙屑砂岩，该沉积环境在一定程度上控制了该区须三段气藏储层溶蚀成岩作用的发育。

四川盆地元坝气田晚三叠世地层层序沉积相储集层特征储集层评价控制因素

近年来，四川盆地川东北元坝气田的多口井（元陆7井、元陆12井等）在上三叠统须家河组三段钙屑砂岩地层中钻遇工业气流，且测试产能较高，从而发现“须三段气藏”，该气藏已成为元坝地区中浅层天然气勘探开发的重点对象［1-3］。研究成果表明，沉积相控制着储层的发育程度［4-7］，然而有利的沉积相如何控制储层的空间展布还有待于进一步深化研究。

元坝气田须三段气藏纵向上发育多套储层，但砂体相对较薄，结构致密、非均质性强［7-8］且横向相变快，要进行精细的地层对比和沉积相分析难度较大。

笔者通过对岩心、薄片资料的详细观察和分析，综合利用地质、测井、地震等资料，将宏观与微观相结合，建立了等时地层格架，精细描述了沉积特征与储层展布，以期为该气藏实现高效开发提供可靠的地质依据。

1　工区地质背景

元坝气田位于四川盆地北部，工区面积约为2 225 km2，三维地震覆盖面积约2 000 km2，已钻井60余口。构造上位于龙门山北段前缘，为龙门山、米仓山和大巴山所围限的低缓构造区，受构造活动影响相对较弱。元坝地区总体显示为一个大型低缓的负向构造，其西北部是构造最高部位，为九龙山背斜构造带向西南延伸的构造倾没端，亦为钙屑砂岩储层相对发育、气井测试相对较好的区域；其南部为川中隆起向北倾斜深入气藏区的宽缓斜坡；其东北部处于凹陷（或大型复向斜）西端，是气藏区最低部位；除了工区西北部为九龙山背斜倾没端表现为近北东向外，其余地区皆为低幅度构造（或称局部高点），走向主要是北西向，地层产状在工区西北部较陡，其他地区较平缓，相对而言，构造断裂在中东部更加发育（图1）［3］。

图1　元坝气田须三段顶面构造特征图

中三叠世末期，海水逐渐退出上扬子地台，大规模的海侵基本结束，以四川盆地为主体的大型湖盆开始形成，表现在地层上，则是由中三叠统雷口坡组海相沉积转为须家河组早期的海陆交互相沉积，直至须家河组后期的湖相沉积。晚三叠统须家河组三段沉积时期，四川盆地以三角洲－滨浅湖相沉积环境为主，因而发育了一套厚度较稳定的泥岩，部分地区为砂泥岩互层［3］。据有关物源分析的研究结果，川东北元坝地区的西部井区须三段碳酸盐岩碎屑物源主要来自盆地边缘西北部［9-10］；从盆缘近物源区至盆地沉降中心区，川东北地区须三段沉积相依次为冲积扇相、冲积平原相、辫状河三角洲相及湖泊相。而元坝地区须三段则主要由一套三角洲—湖泊相沉积组成［9-11］，厚度分布变化较大，介于110～330 m，总体呈（西）北厚南薄的特征。岩屑录井及岩心观察显示，其岩性组合主要为灰色粉—细砂岩、砾岩、含砾细砂岩与灰黑色泥岩、深灰色泥岩、碳质泥岩的不等厚互层，且夹薄层的黑色煤层。

2　地层划分与对比

利用详细的岩屑录井及岩心观察资料来标定测井曲线，获取不同岩性的测井曲线响应特征；依据层序地层学理论对层序界面进行识别，并进行层序划分。

元坝地区须三段总体上可划分为一个三级层序SQ1，分别以SB2、SB1作为这个三级层序的顶、底界面。

SB2界面主要为构造转换面。界面之上为由安县运动引起的构造抬升而出露于地表、接受了盆山耦合的冲积扇杂色砾岩沉积［12］，界面之下一般为泥岩沉积，由此构成了I型层序界面；体现在电测曲线上，SB2界面之上明显呈低自然伽马（GR）、低声波时差（AC）、低中子孔隙度（CNL）和高电阻率（RD）的“三低一高”的特征，界面之下则截然相反，曲线突变明显。

SB1界面为一典型的岩性岩相转换面。由于三角洲沉积作用受物源供给、湖平面水退（或水进）作用的影响，导致沉积物向湖盆内部延伸的距离及接触关系存在差异。界面上下在工区不同位置，岩相略微有些不同。工区内须三段的纵向沉积环境总体表现为逐渐水退，盆地边缘向湖盆内部砂岩沉积逐渐增加，西部受盆地西北部钙质物源的影响，SB1界面为须三段底钙质砂泥岩互层与须二段上亚段厚层硅质岩屑砂岩分界；而中东部受东北部等硅质物源的影响，SB1界面为须三段中—厚层硅质砂岩与须二段“腰带子”泥岩的分界，由于该界面具有横向上的岩性变化，因此在具体识别时，采用在岩性、测井曲线和地震剖面上具有明显响应特征的须二段“腰带子泥岩”作为SB1界面的识别标志层［12］，同时在地震剖面上，依据地震同相轴的相对等时关系对地质层位进行验证与约束，避免穿轴，达到地震—地质层位统一［10-13］。

图2　元坝6井须三段地震剖面、层序划分、单井沉积相与储层单井评价图

四川盆地须三段总体为湖盆沉积，本研究区在地形上无明显坡折，主要划分为湖进体系域和湖退高位域，二体系域界面为须三段底部附近的五砂组（T3x35）暗色泥岩，这是由快速水进、逐渐水退形成的最大湖泛面，具有最大凝缩段的性质，在测井曲线上表现为GR相对高值（图2）。在三级层序划分格架内，依据河道冲刷面等次级层序界面，进一步将须三段划分成五个四级层序，据此，自上而下分别为五个砂层组。

图3　过元陆9井—元坝16井波阻抗岩性反演剖面与相应的地层对比图（剖面位置见图1中AB线）

在单井层序界面识别的基础上，建立地层对比标准井，利用分层结果来标定地震地层界面，在地震剖面上进行层位的对比追踪及闭合，进而建立须三段层序格架。从波阻抗岩性反演的过井剖面上看（图3），须三段内部整体表现为进积特征，须三段下部各层，例如T3x34砂组、T3x35砂组，在西北部以砂体沉积为主，厚度较大，而东南部则以泥岩沉积为主，厚度极薄。地层对比结果表明，平行物源方向厚度变化较大，厚度介于50～300 m，接近物源区的西北部较厚，远离物源方向的中东部较薄，垂直物源方向，须三段气藏地层相对稳定。

3　沉积相特征

3.1岩石相

在须三段气藏的层序格架内，仔细观察、分析并总结其岩石学特征。

总体上，本区岩石类型比较复杂，岩性上有砾岩、砂砾岩、钙屑砂岩、常规砂岩、粉砂岩、泥岩等，其中，钙屑砂岩是指由碳酸盐岩岩屑所组成的碎屑岩［14］，与由石英、长石或硅质岩屑所构成的常规砂岩有所区别。

沉积构造上，自下而上，可见深灰色泥岩之上发育河道滞留砾岩所形成的典型的冲刷—充填构造（图4-a），砾岩、砂砾岩中砾石的磨圆度相对较高，反映经过了一定距离的搬运，砾间可见方解石胶结、充填（图4-b），表现出牵引流特征；（砂）砾岩之上为中、细粒钙屑砂岩，分选中等，但磨圆度较差，可见河道侧向加积作用形成的斜层理等（图4-c），但以块状层理为主（图4-d），反映三角洲河道载荷颗粒入湖后快速沉积的特征；在钙屑砂岩之上或砂砾岩滞留沉积之下，发育有深灰色及黑色碳质泥岩沉积，局部夹煤层、碳屑，或在泥岩岩心断面处见碳屑及植物的干、茎、叶化石，在砂泥岩中可见同生变形构造、虫孔、生物扰动及陆上暴露结核等三角洲相的相标志（图4-e、图4-f、图4-g、图4-h），钙屑砂岩中也可见有薄煤层发育，在测井三孔隙度曲线上，一般也具有DEN降低，AC、CNL升高的测井响应特征，但其幅度仍较泥岩中的煤层曲线低。元坝地区在须三段沉积时期，远离盆地边缘断裂带，地形上坡度中等，处于稳定的低幅沉降带上［9］，受米仓山、大巴山造山带构造作用较弱；地震剖面上具有明显的席状—前积地震反射结构，规模为30～50 km，因而，判断须三段主要为进积式辫状河三角洲沉积［15］，而非扇三角洲沉积。

图4　元坝气田须三段辫状河三角洲沉积典型构造图

3.2测井相

在11口井（约210 m）的岩心详细观察与描述基础上，对取心井段的岩石相和垂向相序进行了分析，进而总结出测井相（图5），为单井相划分提供依据。

在垂向相序上，本研究区典型的岩石微相组合类型有两种：

1）分流间湾（或平原沼泽）+分流河道，前者以泥岩沉积为主，夹薄层砂岩，可见蠕动变形构造（图4-g），局部夹煤层（或煤线），岩心断面可见植物印模及碎屑化石（图4-e）；分流河道通常由两部分组成，下部为砂砾岩微相，上部为钙屑砂岩微相，河道砾岩微相以碳酸盐岩砾岩为主，具有明显冲刷侵蚀下伏泥岩的特征（图4-a），与上覆河道砂岩一般呈突变接触，反映沉积环境发生了较大变化，由此构成了分流河道的冲刷—充填沉积。测井曲线上，分流河道体现为中—高幅微齿化箱状、钟形或复合型，顶底呈突变接触或底部突变接触、顶部渐变接触，砾岩电阻率较钙屑砂岩电阻率明显偏高；分流间湾（或平原沼泽）沉积则具有低幅齿化特征，曲线异常幅度低（图5、6）。

2）席状砂（或河口坝）+分流间湾：席状砂微相沉积以灰色粉砂岩为主，局部夹细砂岩，与下伏泥岩常呈渐变接触，反旋回特征明显；分流间湾以深灰色泥岩为主，局部夹薄层粉砂，生物扰动及泄水构造较发育，显示为低能快速沉积。在测井曲线上，席状砂多表现为低幅背景上的低—中幅小漏斗形或纺锤形，河口坝的表现形态与席状砂相近，以漏斗形为主，只是幅度略高，底部呈渐变接触，而分流间湾则多表现为低幅齿化状（图5、6）。

在连井剖面相图上（图7），可以看出元坝地区沉积微相主要为分流河道和分流间湾，而河漫席状砂一般沿河道边缘分布；有利的储层砂体以三角洲分流河道沉积为主，岩性变化快，单砂体厚度薄，河道侧向迁移频繁，砂体展布规律复杂；体现出须三段的沉积演化规律为早期主要为前三角洲及三角洲前缘沉积，中晚期逐渐出现三角洲平原、三角洲前缘沉积，总体显示沉积水体向上变浅的特征。

3.3地震相及沉积相展布

本工区的三维地震资料横向分辨率较高，可以有效地反映岩性变化。利用地震剖面、地震属性等多种地震解释手段，进行沉积微相连井剖面分析及沉积微相平面展布预测［16-21］。

元坝气田须三段地层地震反射特征显示，由西北向东南平行主要物源方向，具有明显三角洲沉积体前积的地震反射结构（图8上、图3上）。在垂直物源方向的地震剖面上，主要沉积微相分流河道具有中—强振幅的地震响应，呈中—短轴中强波峰—波谷的透镜体状反射（图8下），通常由分流河道砂（砾）岩体强烈冲蚀下伏泥岩沉积，形成较强的波阻抗反射界面而导致；而分流间湾沉积由于沉积区域环境相对稳定且水动力能量较低，一般沉积为泥岩及砂泥岩薄互层，因而在地震剖面上主要表现为平行—亚平行反射地震相。

图5　元坝气田元陆702井砂组岩石相及垂向相序特征展示图

研究表明，单井相、连井相与地震属性的有机结合是刻画沉积相平面展布的有效途径［16-19］，根据上述地震剖面响应特征，结合波阻抗岩性反演剖面，通过单井相详细标定地震相，最终完成沉积相平面展布预测（图9-d）。

因此，通过振幅属性与神经网络波形分类技术，获得须三气藏各砂组的地震相图（图9-a、图9-b），以主要目的层砂组为例，红色、黄色、绿色分别反映强波峰、较强波峰及波谷，呈条带状展布，结合单井相分析结果，确定其代表分流河道沉积（图9-a），呈片状间互分布的蓝色区域，代表分流间湾（或平原沼泽）、席状砂（图9-b），进一步利用波阻抗岩性反演横向分辨率高的优势，精细刻画河道边界形态［20］（图9-c）。单井微相研究显示，平原沼泽泥岩中含有更多的植物碎屑、钙质结核等暴露标志物，平原分流河道中，砂砾岩厚度较大，在地震波形分类属性上以黄色、红色为主，波阻抗亦相对更高（亦以红色为主），而水下分流河道则以钙屑砂岩沉积为主，波形分类主要为黄色、绿色，阻抗相对较低，据此对水上分流河道及水下分流河道分界的湖岸线进行了大致划分（图9-b、图9-c、图9-d）。通过上述方法，实现平面相图的展布刻画（图9-d），砂组在研究区西北部发育三角洲平原沉积，其余地区以前缘沉积为主，北西向发育3～4条主要的分流河道，宽度介于1.1～7.5 km，呈北西—南东向的发散状及长条朵状分布，河口坝不发育，席状砂主要沿河道边缘分布，为波浪对河道砂改造所致。

图6　元坝气田须三段典型沉积微相的测井特征图

图7　元坝气田须三段过元陆9井—元坝16井剖面相图（剖面位置见图1中AB线）

图8　元坝气田须三段前积地震反射结构（上）和分流河道微相（下）典型地震反射图（剖面位置见图1中CD和EF线）

图9　元坝气田须三段气藏砂组地震属性及沉积微相平面图

4　储层基本特征

4.1储集岩岩性及储集空间类型

岩心观察及薄片镜下鉴定表明，须三段储层岩石类型多样，可以分为砾岩、砂砾岩、钙屑砂岩、常规砂岩、粉砂岩等。

图10　元坝气田须三段气藏储集岩岩性及储集空间类型特征图

本区须三气藏主要的储集空间有5类：①粒间溶孔，在钙屑砂岩中发育，出现于部分钙质岩屑颗粒间，切割了砂屑颗粒，具有非选择性溶蚀的特征，孔隙直径变化范围较大，从0.01 mm到0.5 mm均有发育（图10-a），为优质储层的储集类型，占总孔隙空间的20%～30%，主要分布于分流河道钙屑砂岩的中下部，在测井曲线上，表现为密度值突然降低，计算的三孔隙度曲线差异明显；②侵染状粒间—粒内溶蚀微孔，其孔径通常小于0.05 mm，呈侵染状分布于钙屑砂岩或含砾钙屑砂岩的粒间或粒内（图10-b），为较差储层的储集类型，占总孔隙体积的20%～30%，在分流河道钙屑砂岩的中上部发育；③黏土矿物及白云石晶间（溶）孔，占总孔隙体积的15%～25%，黏土矿物晶间孔常发育于一些钙屑砂岩的粒间溶孔中发育的自生高岭石中（图10-c），少部分存在于伊利石黏土矿物中，通常分布于分流河道中部的中等物性储层内，尽管这部分孔隙类型相对前两种孔隙类型要少，占总孔隙空间的10%～15%，但是具有重要的指示意义，常代表了一种在酸性流体环境中发生的溶蚀作用［22-23］；白云石晶间孔，这种孔隙类型相对较少，约占总孔隙空间的5%，仅在少量的白云岩岩屑中发育，白云石以粉晶为主，晶间孔大小较均匀，部分晶间孔经后期溶蚀扩大，形成大小不等的晶间溶孔（图10-d），孔径介于0.01～0.05 mm；④溶洞，岩心观察显示，钙屑砂岩中偶见孤立溶洞发育，直径一般小于1.5 cm，部分具有顺层分布的特征，但相对较少，主要分布于钙屑砂岩储集岩中，为次要的储集空间类型，小于总孔隙体积的5%；⑤裂缝，裂缝及微裂缝在砂砾岩及砾岩中较发育（图10-e，图10-f），常发育于砾石边缘或在砾石内部，部分裂缝切割砾石，为砂砾岩储层的重要储集空间类型，在钙屑砂岩储层中亦有发育，常与薄煤层伴生，在测井曲线上具有高CNL、低DEN、高AC的响应特征，占总孔隙空间的5%～10%。

图11　元坝气田须三段气藏储层样品孔隙度及渗透率分布直方图

4.2物性特征及孔隙结构特征

对元坝地区须三气藏所有取心井（共9口井）的141块岩心的实测孔隙度及渗透率进行详细地统计、分析，结果显示，孔隙度分布范围介于0.19%～4.51%，平均值为1.85%（去除泥岩1.94%，n=128），而大于1%的样品约占分析测试样品数的85.8%，大于2%的样品约占37.5%（图11-a），总体上显示储层较差。渗透率变化范围较大，介于0.000 45 ～533.58 mD，平均值为5.65 mD，然而，渗透率小于0.1 mD的样品可达总数的95.6%（图11-b）。总体上，显示出本区储层具有特低孔—特低渗的储集特征。从岩性上看，钙屑砂岩的储集物性明显要好于其他钙质岩性，说明岩性对储层发育具有控制作用。总体来说，中细粒钙屑砂岩和砂砾岩物性相对较好，孔隙度平均值分别为2.25%和1.97%，砂砾岩渗透率明显较高（图11-c、图11-d），表明存在微裂缝。

须三段储集岩样品压汞曲线的排驱压力较低，通常小于10 MPa，最大进汞饱和度介于50%～70%，毛细管压力曲线显示出细歪度，呈向右略凸的缓坡状，反映孔喉连通程度、储集性能较差，孔隙结构类型以微孔—微喉型为主。

综合以上分析结果来看，须三段储层样品的孔隙度多介于1%～3%，孔隙大小以小孔—微孔为主，孔喉以微喉为主，连通程度较差。但须说明的是，以上岩心分析样品受取心位置与数量的限制，并不完全反映整个储层段的物性，但作为标定测井解释的基础数据，具有重要意义，在此基础上，利用测井、地震等手段对整个储层段的物性特征及其在平面上的分布进行预测与评价。

5　储层评价与分布预测

由于研究区低渗致密储层流体信息在测井曲线上的响应较弱，故采用测试层段中孔隙度最大、岩性最纯的一点，既最能反映该流体性质的“特征点”来研究储层的四性关系，通过岩心归位等多种方式对测井参数进行标定，建立孔隙度、含气饱和度等测井参数解释模型［24-26］，进而对本区须三段目的层进行处理及精细解释；然后以测井解释的储层孔隙度、含气饱和度为主，以实际钻井产能评价结果作为储层分类的重要约束条件，赋予分类储层一定的产能意义。本次研究共完成元坝地区须三气藏43口井的有效储层评价，并划分出3级储层，Ⅰ类储层：孔隙度大于等于3%，一共解释42层，单井平均厚度为6.14 m；Ⅱ类储层：孔隙度介于2%～3%，共解释38层，单井平均厚度为6.69 m；Ⅲ类储层：孔隙度介于1%～2%，共解释51层，单井平均厚度为5.83 m。在沉积相带边界的控制下，结合储层地球物理剖面反演，最终完成有效储层横向对比与评价（图12）。总体上，横向上有效储层连通性相对较差。

通过典型井的合成地震记录标定，元坝须三段砂岩储层的地震响应特征是强波峰或强波谷反射，在波阻抗反演上，砂岩储层为中—高阻抗、泥岩为低阻抗，确定钙屑砂岩岩性的波阻抗门槛值为12 500（kg/ km3）·（m/s），进一步将波阻抗数据体转化为代表砂岩和泥岩的数据体，在各目的层时窗范围内，把数据体累加起来乘以采样率得到砂岩的时间厚度，再乘以目的层段的平均速度，得到深度域的砂体厚度，并在沉积相带约束下，用钻井统计的砂体厚度对预测砂体厚度图进行校正，得到砂体厚度图（以砂组为例）［27-29］（图13-a），总体上，河道厚度平面上变化较大，非均质性较强（图13-b）。

图12　元坝气田须三段气藏有效储层评价图

以单井、连井储层评价结果为基础，综合储层测井解释、地球物理砂体展布预测和钻井现场测试结果，在分流河道有利相边界的控制下，进行多重条件约束［30-32］，如以分流河道（含砾）钙屑砂岩、砂砾岩等作为有利储层岩相进行约束，以测试井产能评价无阻流量为标定依据，开展有效储层综合评价平面展布预测（图13-b），最终将有效储层分为两类：一类有效储层发育区和二类有效储层发育区，有效储层厚度分别大于10 m和5 m，井点厚度加权孔隙度分别为大于等于3%和2%～3%，对应的测试无阻流量分别大于50×104m3/d和5×104m3/d。总体来说，这两类有效储层主要位于研究区北部和西部河道的井区，呈不连续状分布，东部、南部欠发育。

图13　元坝气田砂组相控储层砂体厚度及有效储层评价

6　沉积成岩对储层发育的控制

综合以上沉积相分析、储层特征分析及储层评价结果，得知本区储层发育纵向上受分流河道钙屑砂岩岩相控制明显，辫状河三角洲分流河道钙屑砂岩储层，沉积时水动力强，沉积物颗粒改造充分，泥质含量低，分选较好，孔隙度相对较高，易被后期成岩酸性流体改造而形成粒间溶孔等溶蚀孔隙（图10-a、图10-b、图10-c），进而形成优质储层；而分流河道下部的砂砾岩相，分选相对较差，孔隙度相对较低。位于分流河道相带之外的席状砂、分流间湾中的粉细砂岩，水动力条件相对较弱，沉积物改造不充分，泥质含量高，分选差，孔隙度明显较低，储层相对不发育（图11-a、图11-b、图13-b）。

横向上，储层发育有利区大多处于辫状河三角洲平原向三角洲前缘过渡沉积位置（图13）。相同辫状河三角洲分流河道沉积微相在上游、中游和下游不同位置的水动力及水介质条件亦有所区别，导致形成岩石的沉积构造组合、原始矿物成分存在差异，对后期成岩作用具有重要影响。由于盆地西北边缘的二叠系—三叠系碳酸盐岩是分流河道钙屑砂岩的主要物源［9-10］，决定了元坝地区须三段辫状河三角洲朵状砂体呈北西—南东向展布，控制了主河道钙屑砂岩储集体在不同位置的发育规模。三角洲平原—前缘分流河道钙质砂砾岩与钙屑砂岩常交互分布，钙屑砂岩砂体厚度相对较大，横向分布稳定，沉积物粒度较粗，原始粒间孔隙度较高；在该位置的钙屑砂岩储集层中薄煤层和煤线相对发育，容易产生裂缝［33］，进而形成裂缝—孔隙型储层；且该位置处于构造高部位），是煤系烃源岩生、排烃及其伴生有机酸的有利运移指向区，其钙屑砂岩中易发生溶蚀作用［33-36］，形成粒间溶孔，更有利于储集层的形成，薄片显微镜下部分溶孔中可见高岭石分布，为酸性流体溶蚀的重要证据（图10-c）［22-23］。而研究区西北部更靠近物源，多为粗砾岩，有利的钙屑砂岩储层厚度减小，储集体相对欠发育；工区东南部地区位于分流河道的下游，远离物源，其中的钙屑砂岩中钙屑等不稳定矿物的含量相对降低，而石英等稳定矿物含量增加，水动力条件变弱，粒度变细，加之埋藏深度更大，受压实成岩作用影响更加强烈，导致储集体亦欠发育。

7　结论

1）元坝地区须三段可划分为1个三级层序和五个四级层序，进而划分为5个砂组。层序界面上下电测曲线与地震剖面响应特征明显，平行物源方向地层厚度变化相对较大，“西北厚、东南薄”的前积沉积特征明显，岩相标志、垂相相序及区域沉积背景一致表明本区为辫状河三角洲沉积，三角洲平原—前缘钙屑砂岩分流河道是砂体发育的最有利沉积微相。

2）元坝地区须三气藏储集岩主要为特低孔—特低渗、溶孔—微溶孔钙屑砂岩，储层横向上连通性相对较差，砂体厚度平面上变化较大，非均质性强，主要发育于工区北部和西部河道内，呈不连续状分布；辫状河三角洲平原—前缘（即三角洲平原与三角洲前缘过渡位置）分流河道钙屑砂岩是储层发育的最有利岩相，在一定程度上控制储层溶蚀成岩作用的发育。

［1］ 马如辉. YB地区须家河组须三段钙屑砂岩气藏成藏主控因素——以X7井为例［J］. 天然气工业， 2012， 32（8）: 56-62.

Ma Ruhui. Main controlling factors of gas accumulation in the calcarenaceous sandstone reservoirs in the 3rdmember of the Xujiahe Formation in the YB area: A case study of X7 well［J］. Natural Gas Industry， 2012， 32（8）: 56-62.

［2］ 郭彤楼. 四川盆地北部陆相大气田形成与高产主控因素［J］. 石油勘探与开发， 2013， 40（2）: 139-149.

Guo Tonglou. Key controls on accumulation and production of large non-marine gas fields in Northern Sichuan Basin［J］. Petroleum Exploration and Development， 2013， 40（2）: 139-149.

［3］ 肖开华， 李宏涛， 贾爽. 川东北元坝地区须三段钙屑砂岩储层特征及控气因素［J］. 石油与天然气地质， 2014， 35（5）: 654-660.

Xiao Kaihua， Li Hongtao， Jia Shuang. Characteristics of calcarenaceous sandstone reservoirs and gas accumulation control factors of the 3rdmember of Xujiahe Formation in Yuanba area， Northeast Sichuan Basin ［J］. Oil & Gas Geology， 2014， 35（5）: 654-660.

［4］ 葛祥， 张筠. 川西地区须家河组三段勘探前景分析［J］. 天然气工业， 2006， 26（5）: 8-10.

Ge Xiang， Zhang Yun. An analysis of exploration prospect of the third member of Xujiahe Fm in West Sichuan Basin［J］. Natural Gas Industry， 2006， 26（5）: 8-10.

［5］ 赵文智， 卞从胜， 徐春春， 王红军， 王铜山， 施振生. 四川盆地须家河组须一、三和五段天然气源内成藏潜力与有利区评价［J］. 石油勘探与开发， 2011， 38（4）: 385-393.

Zhao Wenzhi， Bian Congsheng， Xu Chunchun， Wang Hongjun，Wang Tongshan， Shi Zhensheng. Assessment on gas accumulation potential and favorable plays within the Xu-1， 3 and 5 members of Xujiahe Formation in Sichuan Basin［J］. Petroleum Exploration and Development， 2011， 38（4）: 385-393.

［6］ 王威. 高能河道砂体特征及勘探意义——以元坝地区须三段为例［J］. 石油实验地质， 2013， 35（6）: 657-661， 688.

Wang Wei. Characteristics of high-energy channel sandstone and its exploration significance: A case from Xujiahe Formation in Yuanba area［J］. Petroleum Geology & Experiment， 2013， 35（6）: 657-661， 688.

［7］ 盘昌林， 刘树根， 马永生， 胡东风， 黄仁春. 川东北地区须家河组天然气成藏主控因素分析［J］. 断块油气田， 2011， 18（4）: 418-423.

Pan Changlin， Liu Shugen， Ma Yongsheng， Hu Dongfeng， Huang Renchun. Analysis on main controlling factors of gas accumulation in Xujiahe Formation of Northeast Sichuan Basin［J］. Fault-Block Oil & Gas Field， 2011， 18（4）: 418-423.

［8］ 钱治家， 钟克修. 川东北地区须家河组沉积相与储层特征［J］.天然气工业， 2009， 29（6）: 9-13.

Qian Zhijia， Zhong Kexiu. Sedimentary facies and reservoir features of the Xujiahe Formation in northeastern Sichuan Basin［J］. Natural Gas Industry， 2009， 29（6）: 9-13.

［9］ 毛琼， 郑荣才， 邹光富， 杨凯， 王芳， 张志勇. 川东北前陆盆地上三叠统沉积相及沉积演化［J］. 沉积与特提斯地质， 2012，32（1）: 1-11.

Mao Qiong， Zheng Rongcai， Zou Guangfu， Yang Kai， Wang Fang， Zhang Zhiyong. Upper Triassic sedimentary facies and sedimentary evolution in the Northeastern Sichuan foreland basin［J］. Sedimentary Geology and Tethyan Geology， 2012， 32（1）: 1-11.

［10］ 黎静容， 李毓， 程洪亮， 颜晓， 毕有益. 元坝地区须三段沉积特征［J］. 西安石油大学学报:自然科学版， 2013， 28（5）: 43-50. Li Jingrong， Li Yu， Cheng Hongliang， Yan Xiao， Bi Youyi. Sedimentary characteristics of the third member of Xujiahe Formation in Yuanba area［J］. Journal of Xi'an Shiyou University: Natural Science Edition， 2013， 28（5）: 43-50.

［11］ 谢继容， 李国辉， 唐大海. 四川盆地上三叠统须家河组物源供给体系分析［J］. 天然气勘探与开发， 2006， 29（4）: 1-13.

Xie Jirong， Li Guohui， Tang Dahai. Analysis on provenancesupply system of Upper Triassic Xujiahe Formation， Sichuan Basin［J］. Natural Gas Exploration and Development， 2006， 29（4）: 1-13.

［12］ 郑荣才， 李国晖， 雷光明， 李楠， 罗清林， 陈虎. 四川盆地须家河组层序分析与地层对比［J］. 天然气工业， 2011， 31（6）: 12-20.

Zheng Rongcai， Li Guohui， Lei Guangming， Li Nan， Luo Qinglin，Chen Hu. Sequence analysis and stratigraphic correlation of Xujiahe Formation in the Sichuan Basin［J］. Natural Gas Industry，2011， 31（6）: 12-20.

［13］ 魏钦廉， 米慧慧， 彭丽娜， 赖生华， 肖玲. 鄂尔多斯盆地延安地区本溪组—石盒子组高精度层序地层格架研究［J］. 天然气工业， 2015， 35（12）: 1-7.

Wei Qinlian， Mi Huihui， Peng Lina， Lai Shenghua， Xiao Ling.High-resolution sequences stratigraphic frame-work of the Benxi-Shihezi Formation in the Yan'an Area， Ordos Basin［J］. Natural Gas Industry， 2015， 35（12）: 1-7.

［14］ 王小娟， 唐大海， 张晓丽， 刘兴刚， 钟佳倚， 王锦西. 灰屑砂岩在须家河组沉积相研究中的应用［J］. 天然气勘探与开发，2014， 37（4）: 10-13.

Wang Xiaojuan， Tang Dahai， Zhang Xiaoli， Liu Xinggang，Zhong Jiayi， Wang Jinxi. Role of calcarenaceous sandstone in sedimentary facies of Xujiahe Formation［J］. Natural Gas Exploration and Development， 2014， 37（4）: 10-13.

［15］ Vail PR， Wornardt WW. Well log-seismic sequence stratigraphy: an integrated tool for the 90's［M］//Sequence Stratigraphy as an Exploration Tool: Concepts and practices in the Gulf Coast: 11thAnnual， 1990: 379-388.

［16］ Riley TR， Crame JA， Thomson MRA， et al. Late Jurassic macrosofossil assemblage from Jason Peninsula， Graham Land: evidence for a significant northward extension of the Latady Formation ［J］. Antarctic Science， 1997， 9（4）: 434-442.

［17］ McPherson JG， Shanmugam G， Moiola RJ. Fan-deltas and braid delta: Varieties of coarse-grained delta［J］. Geological Society of America Bulletin， 1987， 99（3）: 331-340.

［18］ Zeng Hongliu， Ambrose WA. Seismic sedimentology and regional depositonal systems in Mioceno Norte， Lake Maracaibo， Venezuela ［J］. Digital Library Home， 2001， 20 （11）: 1260-1269.

［19］ 凌云， 孙德胜， 高军， 林吉祥. 叠置薄储层的沉积微相解释研究［J］. 石油物探， 2006， 45（4）: 329-341.

Ling Yun， Sun Desheng， Gao Jun， Lin Jixiang. Interpretation research into continental microfacies of superposed thin reservoirs ［J］. Geophysical Prospecting for Petroleum， 2006，45（4）: 329-341.

［20］ 汲生珍， 刘震. 波阻抗反演技术在层序地层与沉积分析中的应用［J］. 石油勘探与开发， 2005， 32（6）: 66-68.

Ji Shengzhen， Liu Zhen. Application of wave impedance inversion in sequence stratigraphy and sedimentary analyses［J］. Petroleum Exploration and Development， 2005， 32（6）: 66-68.

［21］ 苏玉平， 周晨光， 王天奇， 吴大成， 马凤良. 河道砂体叠前地震属性的优化与应用——以哈萨克斯坦南图尔盖盆地为例［J］. 天然气工业， 2014， 34（11）: 1-7.

Su Yuping， Zhou Chenguang， Wang Tianqi， Wu Dacheng， Ma Fengliang. Optimization and application of prestack seismic attributes to the mapping of channel sand bodies: A case study from the South Turgay Basin in Kazakhstan［J］. Natural Gas Industry， 2014， 34（11）: 1-7.

［22］ 曹剑， 张义杰， 胡文瑄， 张越迁，唐勇，姚素平， 等. 油气储层自生高岭石发育特点及其对物性的影响［J］. 矿物学报，2005， 25（4）: 367-373.

Cao Jian， Zhang Yijie， Hu Wenxuan， Zhang Yueqian， Tang Yong，Yao Suping， et al. Developing characteristics of kaolinite in Central Junggar Basin and their effect on the reservoir quality［J］. Acta Mineralogica Sinica， 2005， 25（4）: 367-373.

［23］ 李宏涛. 川东北河坝气藏飞仙关组三段储集岩特征及成岩作用［J］. 石油学报， 2013， 34（2）: 263-271.

Li Hongtao. Diagenesis and characteristics of reservoirs in the member 3 of the Lower Triassic Feixianguan Formation in Heba Gas Field［J］. Acta Petrolei Sinica， 2013， 34（2）: 263-271.

［24］ 谢然红， 肖立志， 张建民， 邢艳娟， 陈红喜， 廖广志. 低渗透储层特征与测井评价方法［J］. 中国石油大学学报:自然科学版， 2006， 30（1）: 47-51.

Xie Ranhong， Xiao Lizhi， Zhang Jianmin， Xing Yanjuan，Chen Hongxi， Liao Guangzhi. Low permeability reservoir characteristics and log evaluation method ［J］. Journal of China University of Petroleum: Natural Science Edition， 2006， 30（1）: 47-51.

［25］ 张龙海， 周灿灿， 刘国强， 修立军， 李长喜， 刘中华. 孔隙结构对低孔低渗储集层电性及测井解释评价的影响［J］. 石油勘探与开发， 2006， 33（6）: 671-676.

Zhang Longhai， Zhou Cancan， Liu Guoqiang， Xiu Lijun， Li Changxi， Liu Zhonghua. Influence of pore structures on electric properties and well logging evaluation in low porosity and permeability reservoirs［J］. Petroleum Exploration and Development，2006， 33（6）: 671-676.

［26］ 缪祥禧， 吴见萌， 葛祥. 元坝地区须家河组非常规致密储层成像测井评价［J］. 天然气勘探与开发， 2015， 38（4）: 33-36.

Miao Xiangxi， Wu Jianmeng， Ge Xiang. Evaluation on image logging for unconventional tight reservoir of Xujiahe Formation，Yuanba area［J］. Natural Gas Exploration and Development， 2015，38（4）: 33-36.

［27］ 叶泰然. 基于波形的波阻抗特征识别技术在川西气田储层预测中的应用［J］. 石油物探， 2005， 44（6）:632-635.

Ye Tairan. The application of impedance characteristic recognition technology based on waveform in reservoir prediction of gas fields in West Sichuan［J］. Geophysical Prospecting for Petroleum， 2005， 44（6）: 632-635.

［28］ 唐建明， 杨军， 张哨楠. 川西坳陷中、浅层气藏储层识别技术［J］. 石油与天然气地质， 2006， 27（6）:879-894.

Tang Jianming， Yang Jun， Zhang Shaonan. Recognition of shallow-middle gas reservoirs in western Sichuan depression［J］. Oil & Gas Geology， 2006， 27（6）: 879-894.

［29］ 纪学武， 马文花， 臧殿光， 聂刚， 司国帅， 彭忻， 等. 川西北地区须三段致密砂岩目标评价技术的应用效果［J］. 石油地球物理进展， 2012， 47（增刊1）: 55-58.

Ji Xuewu， Ma Wenhua， Zang Dianguang， Nie Gang， Si Guoshuai，Peng Xin， et al. Tight and sandstone reservoir evaluation in the 3rd member of Xujiahe Formation， the Northwest of Sichuan Basin ［J］. Oil Geophysical Prospecting， 2012， 47（S1）: 55-58.

［30］ 张琴， 朱筱敏， 钟大康， 宋刚. 储层“主因素定量”评价方法的应用——东营凹陷下第三系碎屑岩为例［J］.天然气工业，2006， 26（10）: 21-23.

Zhang Qin， Zhu Xiaomin， Zhong Dakang， Song Gang. Application of major element quantification method in reservoir assessment: Taking the Paleogene clastic reservoirs in Dongying Sag as examples［J］. Natural Gas Industry， 2006， 26（10）: 21-23.

［31］ 张凌云. 致密碎屑岩储层评价方法研究［J］. 石油地球物理勘探， 2008， 43（5）: 595-599.

Zhang Lingyun. Study on method evaluating tight clastic reservoir［J］. Oil Geophysical Prospecting， 2008， 43（5）: 595-599.

［32］ Hamlin HS， Dutton SP， Seggie RJ， et a1. Depositional controls on reservoir properties in a braid delta sandstone， Tirrawarra Oil Field， South Australia［J］. AAPG Bulletin， 1996， 80（2）: 139-156.

［33］ 林煜， 吴胜和， 徐樟有， 倪玉强. 川西丰谷构造须家河组四段钙屑砂岩优质储层控制因素［J］. 天然气地球科学， 2012，23（4）: 691-699.

Lin Yu， Wu Shenghe， Xu Zhangyou， Ni Yuqiang. Controlling factors for T3x4calcarenaceous sandstone in Fenggu structure，western Sichuan Basin［J］. Natural Gas Geoscience， 2012， 23（4）: 691-699.

［34］ 罗文军， 彭军， 曾小英， 刘焕， 肖艳， 唐勇， 等. 川西丰谷地区须四段钙屑砂岩优质储层形成机理［J］. 石油实验地质， 2012，34（4）: 412-421.

Luo Wenjun， Peng Jun， Zeng Xiaoying， Liu Huan， Xiao Yan，Tang Yong， et al. Formation mechanism of high-quality reservoir of calcarenaceous sandstone in fourth member of Xujiahe Formation， Fenggu area， Western Sichuan Depression［J］. Petroleum Geology & Experiment， 2012， 34（4）: 412-421.

［35］ Scherer M. Parameters influencing porosity in sandstone: A model for sandstone porosity prediction［J］. AAPG Bulletin， 1987， 71（5）: 485-491.

［36］ Surdam RC， Crossey LJ. Hagen ES， et al. Organic-inorganic interaction and sandstone diagenesis［J］. AAPG Bulletin， 1989，73（1）: 1-23.

（修改回稿日期 2016-07-28 编辑 陈玲）

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

中国石油化工股份有限公司科技部项目“致密砂岩气藏水平井开发关键技术”（编号：P13052）。

李宏涛，1977年生，高级工程师，博士；主要从事开发地质、气藏精细描述研究工作。地址：（100083）北京市海淀区学院路31号。电话：（010）82311737。ORCID: 0000-0002-2540-0911。E-mail: liht.syky@sinopec.com