四川盆地志留系小河坝组海相碎屑岩勘探方向及潜力

邱玉超 罗 冰 夏茂龙 李亚丁 黄 力 叶 茂

中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院

0 引言

四川盆地目前主要油气勘探领域为上三叠统—侏罗系的陆相碎屑岩和震旦系—中三叠统的海相碳酸盐岩，均已获众多油气勘探发现[1-3]。四川盆地海相碎屑岩研究和钻探程度较低，未获得勘探发现。志留系下统小河坝组是四川盆地发育海相碎屑岩的主要层系之一[4]，制约四川盆地海相碎屑岩勘探的关键是储层的研究程度偏低。以往针对四川盆地内小河坝组的研究手段相对单一，主要是基于野外露头资料和盆地内少量的钻井[5]，研究集中在盆地外的沉积储层特征，对盆地内小河坝组的认识程度较低，中石油兼探小河坝组的T1井、中石化针对小河坝组钻探的S1井均未钻遇具有工业价值的砂岩储层。前期研究和钻探形成对四川盆地内小河坝组的基本认识是砂岩储层致密。本次利用野外露头揭示的沉积特征推测向盆地内延伸趋势、利用钻井标定地震沉积相特点、利用多种地震资料信息识别和分析沉积相平面展布特征，发现并刻画志留系小河坝组多个大型的具前积结构的三角洲砂体。同时与国内已经获得勘探发现的塔里木盆地海相碎屑岩开展对比分析，进一步验证小河坝组发育三角洲前缘前积砂体观点。结合烃源岩、盖层和构造特征，分析和预测四川盆地小河坝组海相碎屑岩成为天然气勘探新领域的潜力，以期对下一步四川盆地拓展新领域有一定的指导意义。

1 区域地质背景

四川盆地内志留系小河坝组主要分布在川东地区，盆地内靠近古隆起周缘为泥质深水陆棚沉积，为大套黑色、灰黑色泥岩，川东地区L1井揭示大套泥岩夹薄层粉砂岩，为前三角洲亚相沉积，川东盆缘露头岩性为大套砂岩夹泥岩，为三角洲前缘亚相[6]。川南地区与之同时异相地层为石牛栏组，岩性为大套泥岩、页岩内夹泥质灰岩、石灰岩、生屑灰岩[7]，环境类型为灰泥质浅水陆棚。这两套地层在盆地内分布面积12×104km2，地层厚度从0 m至600 m（图1）。底部与龙马溪组暗色页岩、泥岩整合接触，顶部与韩家店组整合接触。

四川盆地志留系经历的两次重要的构造运动作用：加里东期隆升构造运动和燕山期挤压褶皱作用。受加里东期隆升作用控制，川中、川西地区地层抬升剥蚀，志留系缺失。燕山期挤压褶皱作用形成了川东地区北北东向、北东向的高陡构造带和川南地区的南北向、北北东向低缓构造带。

2 物源与成岩作用

2.1 物源特征

图1 四川盆地志留系小河坝组厚度图

小河坝组沉积时的物源和古气候条件的沉积环境产生成分、结构成熟度较高的碎屑物，有利于形成良好的砂岩储层。前人通过砂岩的碎屑组分、岩屑类型、重矿物组合、地球化学分析认为川东地区小河坝组物源来自盆地东边江南—雪峰山隆起西侧上元古界板溪群及其侵入板溪群中的基性岩体、中基性喷出岩体[8]。利用微量元素比值分析，认为川东地区小河坝组沉积环境为温润潮湿的古气候环境[9]。来自基性岩体、中基性喷出岩体物源区的碎屑物通过温润潮湿气候环境下发育广泛的河流搬运改造后，有利于形成成分成熟度和结构成熟度都较高的碎屑颗粒。四川盆地露头和钻井揭示小河坝组砂岩远离物源方向，储层物性有变好趋势，这可能与河流远距离搬运，成分、结构成熟度变高，对形成砂岩储层起到积极作用。

2.2 成岩作用

河流入海后堆积形成三角洲，前缘亚相的砂岩原生孔隙度较高；石英颗粒含量高，后期埋藏成岩作用对储层空间压实改造影响小，压实改造后孔隙度仍能保持较高水平。小河坝组在四川盆地内沉积的地质条件有利于储集空间的保存。川东地区钻井揭示小河坝组泥岩发育，大套泥岩内形成的砂体受泥岩超压作用可对保持砂岩原生储层空间起积极作用[6]。盆地内龙马溪组烃源岩发育，生烃过程中形成的有机酸溶解砂岩的酸性不稳定成分，从而改善储层的物性[10]。

3 沉积相特征

3.1 露头

四川盆地东南缘的地质露头揭示了浪控三角洲沉积特征。武隆黄草场剖面为三角洲反旋回特征，发育三角洲前缘河口坝相带，砂岩具波痕构造（图2），反映波浪对三角洲的改造作用。

3.2 地震相

四川盆地东部地区地震资料揭示小河坝组发育前积结构，已发现4个大型前积结构体，面积4 550 km2，分别分布于高峰场、云安厂、梁平和石柱地区（图3），根据地震相特征分析认为这4个前积结构体为浪控三角洲沉积。根据钻井资料揭示高峰场前积三角洲以东、石柱前积三角洲以西分别发育两个前积三角洲，由于地震测网较为稀疏，不能落实二者的规模。

图2 小河坝组野外地质露头

图3 四川盆地志留系小河坝组沉积相图

高峰场前积体内存在一系列高角度、向西北方向进积的前积反射结构，为多个相互叠置的河口坝砂体，单个砂坝顺物源方向长1～7 km，共发育30余个（图4）。其形成的地质原因可能与陆源碎屑供应充足、可容空间增大有关。前积结构所在地区下部是龙马溪组厚度最大的位置，在小河坝组沉积时该区可能保持持续沉降的趋势，引起可容空间的增大；同时龙马溪组泥岩发育，压实率高，小河坝组碎屑物堆积在上面，造成可容空间进一步增大。小河坝组在具有充足碎屑物物源条件下，不断向海域方向推进，形成具有典型的三角洲前缘前积结构的沉积砂体，地震相表现为内部前积结构、外部顺物源方向楔状构造、横切物源方向透镜状构造。

图4 A—B沿小河坝组高峰场前积三角洲顶拉平地震剖面

在远离盆地边界的位置，如云安厂沉积砂体、梁平沉积砂体，仍然发育有前积结构，分析认为这些前积结构为在前一个期次的前积三角洲沉积逐渐变弱之后，河流回春，物源条件再次变强形成的第二期前积三角洲。高峰场、云安厂、梁平前积三角洲内发育多个不断向前推移的前积结构，整体为楔状构造的特征。反映了三角洲沉积时水动力较强，预测这3个三角洲内单个的河口坝砂岩粒度较粗，储层物性较好。石柱前积结构在地震剖面表现为3套内部加积、整体前积三角洲叠合体。内部为多个近水平叠加的加积反射结构（图5），反映了三角洲向盆内推进较慢，水动力较弱，携砂能力差的沉积环境。S1井钻井揭示该套沉积为3个砂岩缓慢向上变粗的反旋回，即使在每个旋回顶部发育最好的砂岩厚度偏薄、物性也偏差。

这4套前积结构体顺物源方向整体为楔状，横切物源方向显透镜状，反映物源中心向外缘变薄的沉积特征（图6）。前积结构近物源角度陡、远物源角度缓；前积结构主体位置两侧，砂体同样呈现出前积特征，反映三角洲从主体向前和向两侧均向前推进的特点。北西向地震剖面，从西南至东北表现为前积特征变弱、幅度变小；北东向地震剖面，从东南往西北表现为透镜状反射高差由大变小，范围由窄变宽，主体向两侧超覆特征越来越弱；近物源底凸反映一定的向下侵蚀作用，反映了三角洲沉积主体位置水动力强，向四周逐渐减弱特点。

高峰场地区前积三角洲切片振幅属性揭示河口砂坝的砂体平面上呈条带北东东向展布，反映了三角洲受波浪改造，单砂体平行于岸线沉积的特点（图7）。

4 勘探方向及潜力

图5 C—D沿小河坝组石柱前积三角洲上奥陶统底拉平地震剖面

图6 E—F沿高峰场前积三角洲上奥陶统底拉平地震剖面

图7 高峰场小河坝组前积三角洲等比例切片振幅属性平面图

四川盆地志留系小河坝组的钻井揭示砂岩不发育，厚度薄、储层物性差，但只要有砂岩发育的地层均见到气测显示，且有两口井获得气流。四川盆地川东地区钻遇小河坝组，揭示了小河坝组良好的含气性。这种含气性与该区烃源岩条件关系密切。前人对四川盆地志留系成藏条件进行研究[11-15]，认为下志留统龙马溪组底部黑色笔石页岩是优质的烃源层系，川东地区厚度30～100 m、有机质丰度平均2.05%，有机质类型以Ⅰ型为主、Ro平均值达到2.68%，因而只要具备良好的储集条件，就可在志留系形成工业性气藏。

川东地区小河坝组砂岩整体叠置在川东高陡构造带之上，下伏志留系龙马溪组暗色泥质烃源岩发育，单个砂体被烃源岩包裹，可形成岩性气藏，砂体与断层配置，可形成构造—岩性气藏，具备大面积成藏条件（图8）。

川东地区小河坝组前积结构虽无钻井揭示，但其地震相内部结构、外部构造和几何特征与塔里木盆地上泥盆统—下石炭统的东河塘组的东和砂岩类似，钻探证实这种反射结构为多个单砂体相互叠合所形成。东河砂岩埋深超过5 000 m，孔隙度12%～24%，渗透率10.53～143.75 mD，探明石油地质储量7 500×104t[16]，证实超深层海相碎屑岩勘探具有良好的效果。四川盆地志留系小河坝组海相碎屑岩具有与东河砂岩类似的前积结构地震相，预测砂岩发育，分布面积广，储层物性条件较好，有望成为四川盆地又一个崭新的天然气勘探领域。

图8 云安厂—高峰场地区志留系小河坝组气藏成藏模式图

5 结论

1）四川盆地东部地区小河坝组前积结构为三角洲前缘相互叠置砂体的地震相特征，前积体沉积向上砂岩粒度快速变粗，砂岩储层发育。

2）小河坝组成藏条件有利，前积结构砂体发育于川东地区可容空间增大的地区，前积砂体发育区与龙马溪组烃源岩相互叠置，上覆韩家店组下部为大套泥岩沉积，可作为区域性泥岩盖层，具备形成大面积气藏条件。

3）志留系小河坝组海相碎屑岩有望成为四川盆地一个崭新的勘探领域，可先寻找前积砂体与逆断层控制的断鼻构造配置的构造—岩性圈闭；获得突破后，进一步探索斜坡区的单砂体岩性圈闭。