中国石油勘探开发研究院：四川盆地志留系小河坝组砂岩油气地质特征与勘探方向

四川盆地志留系小河坝组砂岩油气地质特征与勘探方向杨威 ，魏国齐，李德江，刘满仓谢武仁，金惠，沈珏红，郝翠果，王小丹（中国石油勘探开发研究院，河北 廊坊 065007）

摘 要 四川盆地志留系小河坝组砂岩认识程度较低、勘探方向不明确。应用野外露头、探井、地震和测井等资料，系统研究四川盆地小河坝组砂岩的沉积、储层、成藏等油气地质特征，评价勘探潜力和方向，得到以下4点认识：①四川盆地小河坝组砂岩以粉砂岩为主，发育2类砂体，分别为前陆盆地三角洲前缘远端砂坝砂体和夹于前三角洲泥岩中的薄层砂体，2类砂体在川东地区大面积分布；②小河坝组砂岩储层整体低孔隙度低渗透率、特致密，后期成岩作用致使储层致密化，局部发育相对较高孔层段，成藏期可能发育较好储层；③小河坝组砂岩储层、龙马溪组优质泥质烃源岩和韩家店组厚层泥页岩盖层，形成一套优质的生储盖成藏组合，川东地区的开江古隆起形成与演化有利于小河坝组砂岩的成藏和保存；④小河坝组砂岩是四川盆地天然气勘探的潜在领域，2类砂体都有一定潜力，其中远端砂坝砂体有利勘探面积约为1×104 km2。成果对提高该领域地质认识、指导天然气勘探，有重要意义。

关键词  四川盆地；志留系；小河坝组；砂岩；成藏组合；勘探方向；油气  

0 引言

四川盆地志留系小河坝组砂岩发现于20世纪50年代，标准剖面位于四川省南川县龙骨溪小河坝村，岩性为黄灰色石英粉砂岩夹泥质粉砂岩及薄层砂质页岩，厚度为158.8m[1]，常称“小河坝砂岩”。截至2018年底，钻遇小河坝组的探井50多口（不包括页岩气井），发现了多个油气显示和工业气流井，如五科1井中测获气1.09×104m3/d、太13井初测获气19×104m3/d等，是一个具有油气勘探潜力的领域。早在1998年，宋文海[1]就提出小河坝组砂岩是未来的勘探区块。早期研究工作主要应用野外露头和有限的钻井资料，提出小河坝组为特致密砂岩[2,3,4]，故而一直未作为油气勘探的主要目的层，勘探尚未突破。由于资料不足的原因，目前在沉积相、储层的认识方面仍存在分歧，在成藏方面综合评价较少。如在沉积方面，有专家认为小河坝组沉积为三角洲水下分流河道和远砂坝[5]，也有专家认为其为浅海砂岩[6,7,8]；在储层方面，提出其为特致密砂岩储层，后期成岩作用是储层致密化的主要原因[5,9-12]；在成藏方面，提出气源主要来源于下伏龙马溪组，盖层为上覆韩家店组，烃源岩和盖层条件好[1,13-14]。近年来，由于志留系龙马溪组页岩气勘探开发取得重大进展[15-18]，对四川盆地及周边龙马溪组烃源岩的认识有较大提升[19]。近期有学者[14]应用地震预测小河坝组砂岩分布，认为小河坝组有望成为勘探新领域。本文认为小河坝组砂岩直接覆盖于龙马溪组优质烃源岩之上，“近水楼台先得月”，具有先天的成藏优势，应该重新系统认识其地质特征，评价其勘探潜力和方向。该领域作为钻探的“过路”层系，取得了较多地质资料，具备进行系统研究的基础，因此，综合应用野外露头、探井、地震和测井等资料，系统研究四川盆地及周缘小河坝组岩性、砂体沉积和储层等特征，结合烃源岩、盖层、成藏组合及演化，综合分析其成藏条件，评价勘探潜力和方向。研究成果能提高对四川盆地小河坝组砂岩的地质认识，具有重要的理论意义；同时，研究成果对指导四川盆地新区新领域的天然气勘探，具有重要的实践意义。

1 岩性与沉积相

1.1 岩性

四川盆地志留系由下至上分别是龙马溪组、小河坝组和韩家店组[20]。龙马溪组主要为一套黑灰色、深灰色、灰色页岩、炭质页岩，为志留系烃源岩主要发育层位，厚度为0~668m，也是四川盆地及周缘页岩气的主要产层[16-19]。小河坝组主要为灰绿色、黄绿色粉砂岩、泥质粉砂岩，夹有粉砂质泥岩、泥岩和页岩，厚度为0~947m。韩家店组为灰色、灰绿色页岩、粉砂质页岩，夹泥质粉砂岩和含条带状泥质生物碎屑灰岩，厚度为0~697 m。

志留系小河坝组沉积时期为433~424Ma，该时期的沉积在四川盆地及周缘可分为3个相区[图1（a）]：①小河坝组砂岩和泥岩组成的碎屑岩相区，主要分布于川中—川东地区，川中地区为大套黑色、灰黑色泥岩夹薄层粉砂岩，川东地区、盆地东缘发育有大套粉砂岩夹泥岩，再向东发育砂岩，称“小河坝砂岩”；②石牛栏组碎屑岩与碳酸盐岩互层沉积相区，主要分布于川南地区，岩性为大套泥岩、页岩与泥质灰岩、石灰岩、生屑灰岩互层；③罗惹坪组泥岩夹灰岩、颗粒灰岩相区，主要分布于盆地北部边缘。这3套地层同期异相，在川西和川中地区大部分缺失，在盆地内分布面积约为10×104 km2，地层由西向东变厚，盆地东侧的吉首一带，厚达1 200 m以上。在盆地内一般厚100~300 m，仅在川南地区和川东边缘发育2个面积不大、厚度在400~500 m之间的厚值区[图1(b)]。

图1   四川盆地及周缘小河坝组岩性特征和厚度

Fig.1   Characteristics and thickness of the Xiaoheba Formation in Sichuan Basin and its adjacent areas

1.2 沉积相

1.2.1 沉积相类型

四川盆地小河坝组以泥岩、粉砂岩为主。关于小河坝组砂岩的沉积相认识还有一些分歧：有认为是淡水环境三角洲前缘水下分流河道沉积[5]，也有认为是海水环境浅海砂坝沉积[6]，有学者对其是海相或陆相沉积做过专门研究，倾向于陆相沉积[21]。***近研究显示，从区域上看，四川盆地奥陶纪末至早志留世为前陆盆地演化阶段，盆地位于华南大型前陆盆地的前缘隆起斜坡位置[22]，其整体为前陆盆地沉积。本文认为四川盆地小河坝组为前陆盆地背景下，海陆过渡带的三角洲沉积体系，小河坝组砂岩发育区为三角洲前缘远端砂坝沉积，泥岩发育区为前三角洲沉积。

三角洲前缘远端砂坝沉积以南川三泉剖面***为典型。该剖面顶底界面清楚，与下伏龙马溪组和上覆韩家店组呈整合接触关系，地层厚度为198m，泥质粉砂岩厚度为188m，砂地比约为95%。以泥质长石石英粉砂岩、泥质粉砂岩为主，夹粉砂质泥页岩，岩性致密（图2）。其有如下特征：①整体岩性为泥质岩屑石英粉砂岩、泥质长石石英粉砂岩、钙泥质长石石英粉砂岩，夹少量泥岩和粉砂质泥岩，说明远离物源，以细粒沉积物为主;②以代表安静沉积环境的水平层理为主[图3（a）]，说明沉积水体总体安静，水动力较弱，见少量小型槽状交错层理[图3（b）]，可能是风暴作用的影响，水体能量突然变大形成的;③发育多层含生物碎屑的泥岩夹层，充填在冲刷面之上[图3（c）]，可能是水体能量突然变大时，碳酸盐岩沉积物以碎屑流的形式在三角洲相区沉积；在粉砂岩中也常见如珊瑚、腕足类、三叶虫及笔石等生物碎屑[图3（b）]。从这3个方面特征可以判断，该剖面小河坝组砂岩为三角洲前缘远端砂坝沉积。推测四川盆地小河坝组砂岩主要为前陆盆地前缘远端砂坝砂体，在盆地西北部和东南部海水未完全退出。

图2   四川盆地南川三泉剖面小河坝组综合柱状图及成藏组合

Fig.2 Comprehensive histogram and hydrocarbon play of the Xiaoheba Formation in the Sanquan section of

NOTE: Nanchuan, Sichuan Basin

图3   典型露头剖面照片

Fig.3   Typical outcrop profiles

注：（a）南川三泉剖面，小河坝组，泥质粉砂岩，水平层理；(b) 南川三泉剖面，小河坝组，泥质粉砂岩，小型交错层理；(c) 南川三泉剖面，小河坝组，泥质粉砂岩夹含生物碎屑泥岩;(d) 武隆桐梓剖面，小河坝组，粉砂质泥岩

前三角洲沉积以五科1井较为典型。五科1井小河坝组井段为4568.5~4959.0m，厚390.5m（图4）。上部为深灰色、绿灰色、灰带绿色泥岩夹浅灰色灰岩，灰色粉砂岩及泥质粉砂岩；下部为深灰色、灰黑色、绿灰色、黄褐色页岩、砂质页岩夹灰色粉砂岩。电性上以高自然伽马、低电阻率、大井径、高声波值为特征。五科1井小河坝组发育6层粉砂岩，单层厚2~3m，累积厚度为14m。前三角洲沉积中，粉砂岩以薄层夹于泥页岩中，砂地比很低，如五科1井砂地比小于5%、池7井砂地比约为10%、建深1井砂地比约为6%（图4）。

图4四川盆地小河坝组岩性、沉积相和砂体对比剖面[剖面位置见图1（b）]Fig.4   Lithology, sedimentary facies and sand body correlation section of the Xiaoheba Formation in Sichuan Basin (the location of section is in Fig.1(b))

1.2.2　沉积相展布

四川盆地有多条剖面与南川三泉剖面特征相似，砂地比较高，如武隆桐梓剖面厚361 mm，以泥质粉砂岩为主，夹粉砂质泥岩[图3（d）]，泥质粉砂岩厚197m，砂地比为55%；干河沟剖面小河坝组厚634m，泥质粉砂岩厚305m，与泥岩呈不等厚互层，砂地比为47%左右，中间发育一段约为100m厚的泥岩沉积，可能是三角洲前缘远端砂坝与前三角洲过渡带的沉积，可见远端砂坝砂体分布有一定规模（图4）。远端砂坝沉积之外的区域主要为前三角洲泥岩沉积，分布面积较大，其所夹薄层粉砂岩也有一定的分布范围，如建深1井主要为黑色泥岩与粉砂质泥岩互层，地层厚500m，泥质粉砂岩厚31 m；池7井粉砂岩厚30 m。丁山1井石牛栏组（相当于小河坝组）厚250 m，为泥灰岩夹薄层泥岩，可能为海陆相过渡区混积台地相沉积。河深1井罗惹坪组（相当于小河坝组）厚210 m，主要为泥岩和泥晶灰岩互层，顶部发育20 m厚的鲕粒灰岩，主要为碳酸盐岩台地沉积[图1（a）]。

通过岩心和综合录井资料、露头资料、地震和测井资料等的综合分析，编制了四川盆地及邻区小河坝组岩相古地理图（图5），盆地大部分区域为前陆盆地三角洲相沉积，包括三角洲水下分流河道、远端砂坝和前三角洲。三角洲水下分流河道主要分布于盆地外的利川以东地区，长阳、永顺一线，以发育三角洲砂岩为主；远端砂坝分布于石柱、利川一线，在三泉、三汇、桐梓、黄草峡等剖面清楚显示以泥质粉砂岩沉积为主（图4）；在远端砂坝之外的其他地区主要发育以泥岩为主的前三角洲沉积，在盆地内分布面积大（图4，图5）。在盆地东南角及盆地外，发育较大面积的开阔台地相沉积，以泥灰岩和泥晶灰岩为主，在开阔台地相与三角洲沉积之间，发育面积较小的混积台地沉积，以灰质泥岩和灰质泥质粉砂岩为主。在盆地的西北角，同样发育面积较小的以泥灰岩为主的开阔台地相沉积（图5）。

图5   四川盆地志留系小河坝组岩相古地理

Fig.5   Lithofacies and paleogeography of the Silurian Xiaoheba Formation in Sichuan Basin

2 砂体储层特征

2.1　砂体展布

四川盆地小河坝组远端砂坝砂体以厚层泥质粉砂岩为主，累积厚度一般为100~200 m，如在武隆桐梓、干河沟、黄草场等剖面粉砂岩的厚度在近200m（图4），在这几个剖面连成的线上，有9个露头剖面发育厚层的粉砂岩体，预测该砂体面积约为1×104km2；在该砂体的东北，通过地震预测一个砂体，面积约为4500km2[14] （图6）。在前三角洲的厚层泥岩中，也发育多层累积厚度较大的粉砂岩夹层，在邻北1井、建深1井、五科1井和田坝剖面一线，有较大的分布范围；粉砂岩单层厚度较小，一般为2~5 m，累积厚度较大，一般为10~40 m，***厚可达100 m（图4，图6）。

图6   四川盆地志留系小河坝组砂体厚度等值线Fig.6   Contour of sand body thickness of the Silurian Xiaoheba Formation in Sichuan Basin

2.2　储层特征

通过露头取样分析，可见远端砂坝砂体为典型致密砂岩储层，如南川三泉剖面取样46块，平均孔隙度为1.75%，平均渗透率为0.155×10-3 μm2（图4,表1）。远端砂坝砂体要储集空间为粒间溶孔[图7(a),图7（b）]、生屑铸模孔[图7（b）]、生物体腔孔[图7（c）]和沿裂缝发育的溶蚀孔[图7（d）]。在三泉、黄草场、桐梓、干河沟4条露头剖面远端砂坝粉砂岩中采储层样品80个，常规物性分析显示平均孔隙度为2.19%，平均渗透率为0.01×10-3 μm2，孔隙度一般分布于1%~4%之间，渗透率一般<0.2×10-3μm2，******孔隙度为7.2%、******渗透率为2.17×10-3 μm2（表1），总体为特致密粉砂岩储层。

表1   四川盆地小河坝组远端砂坝砂体储层特征

Table 1   Reservoir characteristics of distal bar sand body of the Xiaoheba Formation in Sichuan Basin

图7   典型储层特征铸体薄片照片

Fig.7   Casting slice with typical reservoir characteristics

注：（a）黄草场剖面，小河坝组，泥质粉砂岩，生物铸模孔、粒间溶孔，

铸体，（－），×25；（b）三泉剖面，小河坝组，泥质粉砂岩，粒间溶孔，铸体，（－），×25；（c）三泉剖面，小河坝组，泥质粉砂岩，生物体腔孔，铸体，（－），×25）；（d）黄草场剖面，小河坝组，泥质粉砂岩，溶蚀缝，铸体，（－），×25

通过储层微观特征分析，显示储层致密化主要与成岩作用有关[23,24,25]，常规分析所取得的数据偏小，微米孔、纳米孔在常规测试方法下，数据难以体现，有研究表明其发育大量的微米级粒间溶孔、微米—纳米级粒内溶孔和杂基溶孔[26]，也有剖面粉砂岩平均孔隙度约为5%[5]。

通过对池7井等4口井小河坝组泥岩中所夹粉砂岩的测井解释，可见部分层段发育较好储层，如池7井3 637.4~3 661.8 m井段共24.4m的储层平均孔隙度约为5.2%，座3井3786.0~3794.3 m井段共8.3 m厚的储层平均孔隙度达8.3%（表2）。如果发育裂缝，可以对储层起到较好的改造作用[27,28]，如五科1井4 806.5~4 818.2 m井段，中途测试产气1.09×104 m3/d，在4807.70~4815.70 m井段的岩心中，发现裂缝24条、有效缝14条，有效缝密度为0.19~1.25条/m，以大缝为主，缝宽50~70mm，溶洞46个。由此可见，小河坝组砂岩储层可能在部分区域部分层段，次生孔隙、裂缝发育，可以成为质量较好的储层。

表2   4口探井小河坝组前三角洲泥岩所夹砂岩测井解释成果

Table 2   Logging interpretation results of mudstone with sandstone in the front delta of the Xiaoheba Formation in four exploration wells

3 成藏条件

3.1　烃源岩

通过五科1井小河坝组砂岩所产天然气地球化学特征分析，小河坝组砂岩天然气主要来源于下志留统龙马溪组泥页岩[13]，龙马溪组是四川盆地主要的页岩气产层[16,18,19]。烃源岩品质好，有如下四方面特征：①厚度大，四川盆地龙马溪组泥页岩厚度介于50~700 m之间，一般为300~400 m；②烃源岩质量好，有机碳（TOC）含量介于0.12%~3.6%之间；③处于高—过成熟生气阶段，等效镜质体反射率（RO）介于2.0%~4.0%之间；④高生气强度区面积大，生烃强度一般介于（20~100）×108 m3/km2之间，在四川盆地生气强度大于20×108 m3/km2的面积约为6×104 km2。分为2个生烃中心：一个位于川东北部，******达100×108 m3/km2以上；另一个位于川东南部，******达80×108 m3/km2以上[图8（a）]。小河坝组砂岩分布区龙马溪组烃源岩生烃强度基本都大于20×108 m3/km2，具备形成大气田的烃源岩基础。远端砂坝砂体分布区烃源岩生烃强度大于30×108 m3/km2，由此可见，龙马溪组烃源岩可为直接接触的小河坝组砂岩提供充足的气源。

图8   四川盆地志留系烃源岩（a）和盖层(b)分布

Fig.8   Distribution of source rocks (a) and cap rocks (b) of Silurian in Sichuan Basin

3.2　盖层条件

四川盆地韩家店组下段以灰色、灰绿色泥页岩为主，厚度为0~300 m，在小河坝组远端砂坝分布区，韩家店组下段泥页岩厚度大，一般为200~300 m，主要为泥质深水陆棚沉积[图8（b）]，该套泥页岩具有一定的可塑性[13]，是优质的油气盖层，可以使下伏小河坝组砂岩油气藏在后期构造运动中得以较好的保存。

3.3　成藏组合

四川盆地志留系以龙马溪组厚层泥页岩为烃源岩、小河坝组砂岩为储层、韩家店组下部厚层泥页岩为盖层，形成一套优质的生储盖组合（图9），为油气聚集成藏创造了条件。在小河坝组远端砂坝砂体发育区，粉砂岩厚度为100~200 m，分布面积约为1×104 km2；龙马溪组烃源岩厚度为400~600 m，生烃强度为（30~100）×108 m3/km2；韩家店组泥页岩盖层厚度为300~500 m。小河坝组源储盖大面积叠置特征与四川盆地须家河组大面积岩性气藏源储盖叠置特征相似[29]，为形成“近源聚集，******充注”的油气藏创造了条件。这套成藏组合在川东地区可形成构造气藏和岩性气藏（图9），在川东地区已发现大量石炭系构造气藏[29]，小河坝组砂岩也可能发育与石炭系相似的构造气藏，如图9中的云安场构造。同时，由于小河坝组砂岩以远端砂坝为主，砂坝周围分布的致密泥质岩，可起侧向封堵作用，形成岩性气藏。在厚层泥岩夹薄层粉砂岩发育区，如七里峡、五百梯地区，薄层粉砂岩储层夹于致密厚层泥岩中，也可能形成薄层粉砂岩岩性气藏（图9）。

图9   川东地区志留系成藏组合和预测气藏剖面（剖面位置见图1）

Fig.9  Hydrocarbon play and predicted gas reservoir profile of Silurian in eastern Sichuan (the location of section is in Fig.1)

3.4　成藏演化

通过五科1井龙马溪组烃源岩热演化史分析，烃源岩生油高峰期为三叠纪，小河坝组砂岩埋深约为1 800~3 500 m，位于早成岩A—B亚期，粉砂岩储层已经开始致密化，推测孔隙度约为15%~20%，烃类的充注使储层孔隙中产生大量的酸性物质，可发生溶蚀作用，使储层孔隙得到一定的改善（图10）。三叠纪，位于川东地区的开江古隆起基本定型[28]，使粉砂岩储层一直位于开江古隆起构造高部位，有利于油气的运移和聚集，在这个时间段，开江古隆起为一整体，构造圈闭简单，有利于油气聚集成藏和后期保存。

图10四川盆地志留系小河坝组砂岩埋藏史、热演化史与孔隙演化综合剖面Fig.10   Comprehensive section of burial history, thermal evolution history and pore evolution of sandstone in the Silurian Xiaoheba Formation in Sichuan Basin

侏罗纪为龙马溪组烃源岩生成的原油裂解成气的时间，储层埋深约为3 500~6 500 m，由于成岩作用的影响，进一步致密化，但由于油气的充注聚集，可抑制部分孔隙被压实和胶结，也有部分原油裂解成沥青，储层薄片中可见大量的沥青充填孔隙，使孔隙度进一步降低，含气储层孔隙度在10%~15%之间，不含气储层孔隙度更低（图10）。该时期开江古隆起变化不大，构造圈闭持续存在，油藏可“原位”裂解成气藏。

白垩纪之后，由于燕山—喜马拉雅运动的影响，川东地区变化形成与现今相似的成排成带的高陡构造区和向斜区，完整的大背斜圈闭变成多个与川东石炭系相似的构造圈闭和构造岩性圈闭[30,31]，气藏被破坏成众多中小型气藏。储层孔隙度由于胶结作用进一步降低，含气储层孔隙度约为6%~10%，不含气储层孔隙度降到现今的2%~5%（图10）。虽然形成多个构造圈闭和构造岩性圈闭，但由于小河坝组上下地层都为致密层，并且小河坝组砂岩非均质性强，周围被致密泥岩封堵，有利于气藏在后期构造运动中得以保存。因此，部分小河坝组砂岩气藏能被保存到现今。

4 勘探方向

通过四川盆地小河坝组砂岩沉积、储层特征及相关成藏组合中烃源岩和盖层特征的研究，可以判断四川盆地小河坝组具备较好的油气成藏条件。结合该区的构造演化，可以判断该区小河坝组已有成藏历史和具备长期保存的条件，因此，该领域可作为一个潜在的天然气勘探领域。根据小河坝组砂岩类型和厚度、烃源岩（生烃强度>20×108 m3/km2）和盖层（泥岩盖层厚度>200 m），划分为2个有利区：一是远端砂坝砂体勘探领域（I区）;二是前三角泥岩所夹粉砂岩砂体勘探领域（II区）（图11）。

图11   四川盆地志留系小河坝组勘探领域评价

Fig.11   Evaluation of the exploration field of the Silurian Xiaoheba Formation in Sichuan Basin

远端砂坝砂体勘探领域（I区）位于四川盆地东部边界附近，有利面积约为1×104 km2,从探井、露头和地震上能判断其为远端砂坝，其有3个有利成藏条件：①以粉砂岩为主，厚度大于50 m，***厚可达200 m以上；储层现今较致密，以次生孔隙为主，成藏期可能有较好的孔隙空间。②烃源岩生烃强度大于30×108 m3/km2，泥岩盖层厚度介于200~300 m之间，与储层形成良好的生储盖组合。③长期位于开江古隆起核部，有利于油气聚集成藏， 现今构造圈闭和岩性圈闭发育，具备致密的“顶底板”和非均质侧向封堵条件，有利于油气藏在后期构造运动过程中得以保存。该领域是小河坝组***有利的勘探领域，加强地震攻关，预测有利储层展布，优选有利圈闭作为突破口是勘探的关键。

前三角洲泥岩中所夹粉砂岩砂体勘探领域（II区）位于远端砂坝领域的西侧，其成藏条件较好：粉砂岩厚度>10 m，烃源岩生烃强度>20×108 m3/km2，泥岩盖层>100 m；面积大，约为2×104 km2，构造圈闭多，发育大面积岩性圈闭和地层圈闭，勘探目的层可以是夹在泥岩中的粉砂岩，也可把泥岩和粉砂岩作为整体考虑，以页岩气水平井“体积压裂”的勘探开发工艺提高单井产量[32]，实现效益勘探。

5 结论

（1）四川盆地志留纪小河坝期沉积分为3个相区，盆地内以粉砂岩和泥岩为主，整体为前陆盆地三角洲沉积体系，粉砂岩发育区为三角洲前缘远端砂坝，泥岩发育区为前三角洲。

（2）四川盆地内小河坝组砂岩及泥岩中所夹粉砂岩整体为特低孔隙度、特低渗透率致密储层，局部发育相对较高孔层段。以龙马溪组厚层泥页岩为烃源岩、以小河坝组砂岩为储层、以韩家店组下部厚层泥页岩为盖层，形成一套优质的生储盖组合。

（3）开江古隆起的形成与演化有利于小河坝组砂岩成藏和保存，该领域是四川盆地潜在的天然气勘探领域，有2个勘探方向，其中以远端砂坝砂体较为有利，面积约为1×104 km2，潜力较大。