四川盆地东北部三叠系飞三段沉积特征及油气地质意义

2022-05-13张本健

岩性油气藏 2022年3期

张本健，徐唱，徐亮，周刚，丁熊

（1.中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院，成都 610000；2.西南石油大学地球科学与技术学院，成都 610500）

0 引言

碳酸盐岩储层在全球油气勘探中具有十分重要的地位，据Halbouty［1］的资料统计，世界上313 个大型碳酸盐岩油气田探明可采油气总量为1 434.5×108t。其中，碳酸盐岩颗粒滩油气田是全球碳酸盐岩油气资源的重要组成部分之一［2］，如中东地区的Khuff 和Arab 二叠系颗粒滩油田［3］、普光气田三叠系飞仙关组颗粒滩气田［4］、塔中地区奥陶系礁滩油田［5］等，展现了碳酸盐岩颗粒滩油气田在全球油气勘探中的重要地位。与常规砂岩沉积相比，碳酸盐岩颗粒滩往往具有岩性成分复杂、沉积构造复杂多样等特征［6-8］，因此，明确其沉积特征和展布规律是碳酸盐岩颗粒滩油气田勘探的重要环节，具有重要的油气地质意义。

多年来，川东北地区三叠系飞仙关组作为气藏勘探的重要目的层位，碳酸盐岩颗粒滩气藏勘探效果显著。龙会场—铁山地区钻井30 多口，多口井在飞仙关组鲕滩储层试获工业气流，探明储量为180.21×108m3，显示了良好的勘探前景［9］。众多学者围绕川东北地区飞仙关组层序地层、沉积相、储层等方面开展过相关研究，颇具代表性的研究成果包括：以沉积暴露面、岩性突变面和不整合面等层序界面标志为依据，将飞仙关组划分为2 个三级层序［10-11］；以测井相、岩心沉积构造等相标志为依据，认为川东北地区飞仙关组发育碳酸盐岩台地—斜坡—海槽沉积体系［12］；根据钻井岩屑、岩心等分析结果，提出了川东北地区飞仙关组储集岩类型主要为鲕滩中的鲕粒云岩和鲕粒灰岩等［13］。以往研究认为飞三段沉积体系为碳酸盐岩台地，是飞仙关组沉积期开江—梁平海槽“填平补齐”的重要时期［14-15］，而对飞三段沉积特征的系统研究还相对薄弱。鉴于此，通过系统取心资料和测井资料对四川盆地东北部飞三段沉积特征和展布规律进行详细剖析，并讨论其油气地质意义，以期为川东北地区飞三段气藏的拓展勘探和精细开发提供指导。

1 地质概况

研究区位于四川盆地川东古斜中隆高陡断褶带的西北部，地处川中古隆中斜平缓带以东和大巴山断褶带以南。行政区划上位于达州以南，重庆以北，面积约为0.8×104km2（图1a）。下三叠统飞仙关组与下部的上二叠统长兴组和上部的下三叠统嘉陵江组组均呈整合接触，自下而上可分为飞一段—飞四段［16］，其中，飞三段岩性以颗粒岩、膏岩、泥灰岩、泥云岩、泥粉晶灰岩、泥粉晶云岩等互层为主，储集岩主要为颗粒岩（图1b）。飞仙关组沉积早期基本继承了上二叠统长兴组的碳酸盐岩台地—斜坡—海槽的沉积格局，由于长兴组沉积末期区域持续构造抬升所引起的等效海退，飞仙关组碳酸盐岩台地建设加剧，开江—梁平海槽“填平补齐”，飞三段沉积期由先期台地—斜坡—海槽转变为以开阔台地和局限—蒸发台地为主的沉积格局［17］。

2 沉积相类型及分布特征

四川盆地东北部飞三段广泛发育开阔台地和局限—蒸发台地沉积，并可识别出台内滩、滩间海、瀉湖和潮坪4 种沉积亚相。根据颗粒岩厚度与地层厚度的比值及膏岩厚度，结合区域地质背景，应用优势相编图方法［18］，绘制了研究区飞三段沉积相平面分布图（图2）。飞三段以发育碳酸盐岩台地沉积体系为特色，其中，开阔台地位于盆地西部的宣汉以东、D5 井区以西、D5—L5 井区以南，以发育台内滩和滩间海为主，台内滩呈点状或带状与滩间海相邻；局限—蒸发台地位于研究区东部D5—L5 井区至JZ1—JZ2—Y1 井区，以发育潮坪和瀉湖为主，台内滩主要呈点状发育于L5 井区。根据岩性组合特征，台内滩、滩间海、瀉湖和潮坪沉积亚相可进一步分为鲕滩和生屑滩、灰质滩间海、灰质瀉湖和云质瀉湖、膏坪和云坪等微相（表1）。

表1 四川盆地东北部三叠系飞三段沉积体系与沉积相划分Table 1 Sedimentary system and sedimentary facies division of T1f3in northeastern Sichuan Basin

2.1 台内滩沉积特征

台内滩一般发育于台地内的微地貌高地［19-20］，沉积水体能量较高，受潮汐和波浪作用的影响，以发育多种颗粒岩为典型特征，且颗粒类型多样，如鲕粒、生屑等。根据四川盆地东北部飞三段组成台内滩的颗粒成分，可进一步划分出鲕滩和生屑滩微相。

2.1.1 鲕滩微相沉积特征

研究区鲕滩形成于开阔台地或局限—蒸发台地内部微地貌高地、水体能量较高的沉积环境［21-22］。岩性主要为褐灰色亮晶鲕粒灰岩或鲕粒云岩（图3），鲕粒体积分数为50%～80%，多为正鲕，鲕径为0.4～1.0 mm。砂屑含量低，亮晶方解石胶结物体积分数为10%～20%，胶结物多为环边和粒状方解石，发育粒间溶孔、粒内溶孔和铸模孔（图3f—3i）。单个鲕滩体在纵向上常具有向上变粗的沉积序列，鲕粒含量和鲕粒粒径分别具有向上增多、增大的特征，单滩体厚度一般为0.5～3.0 m。单个鲕滩体的GR曲线主要呈中—高幅的箱形和倒钟形，多个鲕滩体连续重复叠置的井段，GR曲线则呈中—高幅的倒圣诞树形和微齿化箱形，通常情况下可将其视为沉积序列向上变粗的鲕滩沉积响应。连井剖面结构组成上，鲕滩底部与生屑滩生屑灰岩、滩间海或瀉湖细粒沉积物呈渐变接触，顶部与膏坪、云坪或滩间海或瀉湖细粒沉积物呈渐变接触，反映了台地内部沉积水体频繁动荡的特点，构成反映快速海侵—缓慢海退的沉积序列。鲕滩在平面上常呈点状或带状，与滩间海相邻，并由不同级次的多个单滩体叠合而成。

2.1.2 生屑滩微相沉积特征

研究区生屑滩形成于开阔台地内部微地貌高地，沉积水体较浅，能量较高［23-24］。岩性主要为褐灰色、浅灰色亮晶或泥晶生屑灰岩（图3b），生屑体积分数为50%～70%，以介屑和瓣腮类为主，亮晶生屑灰岩在岩心上可见明显的生屑结构，显微镜下观察到生屑主要由泥晶方解石组成，颗粒间大多被粒状亮晶方解石胶结物充填，胶结物体积分数为20%～40%，孔隙一般不发育（图3j，3k）。单个生屑滩体在纵向上常具有向上变粗的沉积序列，生屑含量具有向上增多的特征，单滩体厚度一般为0.5～2.0 m。单个生屑滩体的GR曲线主要呈中幅箱形或倒钟形，与鲕滩体叠置的井段，GR曲线则呈中—高幅的倒圣诞树形和微齿化箱形，通常情况下可将其视为沉积序列向上变粗的台内滩沉积响应（图4）。连井剖面结构组成上，生屑滩的底部与滩间海或瀉湖细粒沉积物呈渐变接触，顶部与鲕滩呈渐变接触，自下而上可构成滩间海→生屑滩→鲕滩或瀉湖→鲕滩→膏坪（或云坪）向上变浅的沉积序列。生屑滩在平面上常呈点状或带状，与滩间海相邻，并可与不同级次的多个鲕滩体叠合构成台内滩。

2.2 滩间海和瀉湖沉积特征

研究区滩间海和瀉湖主要位于台地内部较低洼地区，沉积环境能量低［25］，两者岩性以泥粉晶灰岩和黑灰色泥灰岩等细粒沉积物为主（图3c，3d）。滩间海主要发育于开阔台地内，瀉湖主要发育于局限—蒸发台地内，瀉湖较滩间海水体循环更加受限，可见黑灰色泥云岩和泥晶云岩等，发育水平层理等反映水动力弱的沉积构造。滩间海和瀉湖的GR曲线主要呈齿化高值特征（图4），向上可与台内滩和潮坪构成反映快速海侵—缓慢海退的沉积序列（图5、图6）。根据研究区飞三段滩间海和瀉湖沉积物的成分，可进一步划分出灰质滩间海（灰质瀉湖）、云质瀉湖等微相，属于半局限—局限滩间海（瀉湖）沉积相。

2.3 潮坪沉积特征

潮坪发育于台地内部平均海平面附近，水深处于平均高潮线与平均低潮线之间，水体盐度变化大，水动力较弱，主要受到潮汐作用的控制，受波浪影响小［26］，干旱炎热的气候有利于膏盐类矿物和蒸发泵（毛细管）云化作用的进行。研究区飞三段潮坪的岩性主要为灰白色膏岩（图3e）、浅灰色泥粉晶云岩，GR曲线主要呈微齿化箱形低—中值特征，底部常与台内滩呈渐变关系，构成瀉湖→鲕滩→膏坪（或云坪）向上变浅的沉积序列（图5）。与滩间海（瀉湖）相比，潮坪主要发育于多级次海平面下降晚期，是沉积水体变浅和水动力变弱的沉积响应。

2.4 不同沉积微相沉积特征对比

综上所述，四川盆地东北部飞三段广泛发育台内滩、滩间海（瀉湖）和潮坪等沉积亚相，可进一步分为鲕滩和生屑滩、灰质滩间海（灰质瀉湖）和云质瀉湖、膏坪和云坪等微相。通过归纳总结岩性特征、沉积构造、GR曲线特征、单层沉积厚度等，对不同沉积微相的沉积特征进行了对比（表2）。

表2 四川盆地东北部三叠系飞三段不同沉积微相的沉积特征对比Table 2 Sedimentary features of different microfacies of T1f3 in northeastern Sichuan Basin

鲕滩微相岩性以褐灰色亮晶鲕粒灰岩或鲕粒云岩为主，发育块状层理，具有向上变粗的逆粒序特征，GR曲线呈中—高幅的箱形和倒钟形，单层沉积厚度一般为0.5～3.0 m。生屑滩微相岩性以褐灰色、浅灰色亮晶或泥晶生屑灰岩为主，沉积构造可见生物扰动和块状层理，具有向上变粗的逆粒序特征，GR曲线呈中幅箱形或倒钟形，单层沉积厚度一般为0.3～2.0 m。灰质滩间海（或灰质瀉湖）微相岩性为黑灰色泥灰岩和泥粉晶灰岩，沉积构造可见水平层理，GR曲线呈齿化高值特征，单层沉积厚度一般为0.3～3.0 m，部分井区的灰质滩间海中偶夹薄层颗粒岩，颗粒岩累积厚度均小于2 m。云质瀉湖微相岩性以黑灰色泥云岩和泥粉晶云岩为主，沉积构造可见水平层理，GR曲线呈齿化高—中值特征，单层沉积厚度一般为0.5～2.0 m。膏坪微相和云坪微相岩性分别为灰白色膏岩和浅灰色泥粉晶云岩，以块状层理为主，GR曲线分别呈微齿化箱形低值和微齿化箱形中值特征，单层沉积厚度一般为0.2～2.0 m。

3 油气地质意义

四川盆地东北部飞三段沉积期的开阔台地相和局限—蒸发台地相奠定了较好的油气生储盖组合基础。发育于灰质滩间海和灰质瀉湖微相中的泥岩、泥质灰岩具备生烃能力，同时也可作为油气的侧向封堵层，鲕滩微相中的鲕粒灰岩和鲕粒云岩、云坪微相中的粉晶云岩均具有较好的储集性，膏坪微相中沉积的石膏层为优质的油气盖层。研究区飞三段地层在纵向上常见灰质滩间海—鲕滩—灰质滩间海、灰质瀉湖—鲕滩—云质瀉湖—云坪—膏坪、灰质瀉湖—鲕滩—云质瀉湖等生储盖组合类型（图7）。

研究区在早三叠世初期发生了一次较大规模的快速海侵，在飞仙关组下部沉积了一套海槽相—台地相的暗色泥质泥晶灰岩和泥页岩，与上二叠统沉积的暗色泥页岩组成了飞三段气藏的烃源层。飞三段沉积期广泛发育鲕粒灰岩和鲕粒云岩，可为飞三段气藏提供优质储层。飞三段和飞四段局限—蒸发台地内发育的膏岩可为飞三段气藏的保存提供盖层条件，同时滩间海和瀉湖中的泥灰岩等细粒沉积物也可为烃源岩的形成提供物质基础，也可作为良好的盖层或侧向封堵层。此外，区域内发育有基底断裂系统，为油气运移提供了良好的通道。

综合上述油气地质条件，研究区内P6 井区、Q1井区、D2—D4—W3 井区、L2—L1 井区、B1 井区、P1 井区和L5 井区等处于微地貌高地，颗粒岩累计厚度较大（图8）。飞三段和飞四段D5—L5 井区以北膏岩累积厚度可达10 m 以上，且具有向北东方向增大的趋势。综合油气地质条件分析，P6—L1—L5 井区东北部颗粒岩厚度大于15 m，飞三段和飞四段膏岩厚度为15～20 m，可作为研究区飞三段天然气藏下一步勘探的重点区域。