中國石油勘探開發(fā)研究院：四川盆地志留系小河壩組砂巖油氣地質(zhì)特征與勘探方向

四川盆地志留系小河壩組砂巖油氣地質(zhì)特征與勘探方向楊威 ，魏國齊，李德江，劉滿倉謝武仁，金惠，沈玨紅，郝翠果，王小丹（中國石油勘探開發(fā)研究院，河北 廊坊 065007）

摘 要 四川盆地志留系小河壩組砂巖認識程度較低、勘探方向不明確。應用野外露頭、探井、地震和測井等資料，系統(tǒng)研究四川盆地小河壩組砂巖的沉積、儲層、成藏等油氣地質(zhì)特征，評價勘探潛力和方向，得到以下4點認識：①四川盆地小河壩組砂巖以粉砂巖為主，發(fā)育2類砂體，分別為前陸盆地三角洲前緣遠端砂壩砂體和夾于前三角洲泥巖中的薄層砂體，2類砂體在川東地區(qū)大面積分布；②小河壩組砂巖儲層整體低孔隙度低滲透率、特致密，后期成巖作用致使儲層致密化，局部發(fā)育相對較高孔層段，成藏期可能發(fā)育較好儲層；③小河壩組砂巖儲層、龍馬溪組優(yōu)質(zhì)泥質(zhì)烴源巖和韓家店組厚層泥頁巖蓋層，形成一套優(yōu)質(zhì)的生儲蓋成藏組合，川東地區(qū)的開江古隆起形成與演化有利于小河壩組砂巖的成藏和保存；④小河壩組砂巖是四川盆地天然氣勘探的潛在領域，2類砂體都有一定潛力，其中遠端砂壩砂體有利勘探面積約為1×104 km2。成果對提高該領域地質(zhì)認識、指導天然氣勘探，有重要意義。

關鍵詞  四川盆地；志留系；小河壩組；砂巖；成藏組合；勘探方向；油氣  

0 引言

四川盆地志留系小河壩組砂巖發(fā)現(xiàn)于20世紀50年代，標準剖面位于四川省南川縣龍骨溪小河壩村，巖性為黃灰色石英粉砂巖夾泥質(zhì)粉砂巖及薄層砂質(zhì)頁巖，厚度為158.8m[1]，常稱“小河壩砂巖”。截至2018年底，鉆遇小河壩組的探井50多口（不包括頁巖氣井），發(fā)現(xiàn)了多個油氣顯示和工業(yè)氣流井，如五科1井中測獲氣1.09×104m3/d、太13井初測獲氣19×104m3/d等，是一個具有油氣勘探潛力的領域。早在1998年，宋文海[1]就提出小河壩組砂巖是未來的勘探區(qū)塊。早期研究工作主要應用野外露頭和有限的鉆井資料，提出小河壩組為特致密砂巖[2,3,4]，故而一直未作為油氣勘探的主要目的層，勘探尚未突破。由于資料不足的原因，目前在沉積相、儲層的認識方面仍存在分歧，在成藏方面綜合評價較少。如在沉積方面，有專家認為小河壩組沉積為三角洲水下分流河道和遠砂壩[5]，也有專家認為其為淺海砂巖[6,7,8]；在儲層方面，提出其為特致密砂巖儲層，后期成巖作用是儲層致密化的主要原因[5,9-12]；在成藏方面，提出氣源主要來源于下伏龍馬溪組，蓋層為上覆韓家店組，烴源巖和蓋層條件好[1,13-14]。近年來，由于志留系龍馬溪組頁巖氣勘探開發(fā)取得重大進展[15-18]，對四川盆地及周邊龍馬溪組烴源巖的認識有較大提升[19]。近期有學者[14]應用地震預測小河壩組砂巖分布，認為小河壩組有望成為勘探新領域。本文認為小河壩組砂巖直接覆蓋于龍馬溪組優(yōu)質(zhì)烴源巖之上，“近水樓臺先得月”，具有先天的成藏優(yōu)勢，應該重新系統(tǒng)認識其地質(zhì)特征，評價其勘探潛力和方向。該領域作為鉆探的“過路”層系，取得了較多地質(zhì)資料，具備進行系統(tǒng)研究的基礎，因此，綜合應用野外露頭、探井、地震和測井等資料，系統(tǒng)研究四川盆地及周緣小河壩組巖性、砂體沉積和儲層等特征，結(jié)合烴源巖、蓋層、成藏組合及演化，綜合分析其成藏條件，評價勘探潛力和方向。研究成果能提高對四川盆地小河壩組砂巖的地質(zhì)認識，具有重要的理論意義；同時，研究成果對指導四川盆地新區(qū)新領域的天然氣勘探，具有重要的實踐意義。

1 巖性與沉積相

1.1 巖性

四川盆地志留系由下至上分別是龍馬溪組、小河壩組和韓家店組[20]。龍馬溪組主要為一套黑灰色、深灰色、灰色頁巖、炭質(zhì)頁巖，為志留系烴源巖主要發(fā)育層位，厚度為0~668m，也是四川盆地及周緣頁巖氣的主要產(chǎn)層[16-19]。小河壩組主要為灰綠色、黃綠色粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖，夾有粉砂質(zhì)泥巖、泥巖和頁巖，厚度為0~947m。韓家店組為灰色、灰綠色頁巖、粉砂質(zhì)頁巖，夾泥質(zhì)粉砂巖和含條帶狀泥質(zhì)生物碎屑灰?guī)r，厚度為0~697 m。

志留系小河壩組沉積時期為433~424Ma，該時期的沉積在四川盆地及周緣可分為3個相區(qū)[圖1（a）]：①小河壩組砂巖和泥巖組成的碎屑巖相區(qū)，主要分布于川中—川東地區(qū)，川中地區(qū)為大套黑色、灰黑色泥巖夾薄層粉砂巖，川東地區(qū)、盆地東緣發(fā)育有大套粉砂巖夾泥巖，再向東發(fā)育砂巖，稱“小河壩砂巖”；②石牛欄組碎屑巖與碳酸鹽巖互層沉積相區(qū)，主要分布于川南地區(qū)，巖性為大套泥巖、頁巖與泥質(zhì)灰?guī)r、石灰?guī)r、生屑灰?guī)r互層；③羅惹坪組泥巖夾灰?guī)r、顆?；?guī)r相區(qū)，主要分布于盆地北部邊緣。這3套地層同期異相，在川西和川中地區(qū)大部分缺失，在盆地內(nèi)分布面積約為10×104 km2，地層由西向東變厚，盆地東側(cè)的吉首一帶，厚達1 200 m以上。在盆地內(nèi)一般厚100~300 m，僅在川南地區(qū)和川東邊緣發(fā)育2個面積不大、厚度在400~500 m之間的厚值區(qū)[圖1(b)]。

圖1   四川盆地及周緣小河壩組巖性特征和厚度

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

1.2 沉積相

1.2.1 沉積相類型

四川盆地小河壩組以泥巖、粉砂巖為主。關于小河壩組砂巖的沉積相認識還有一些分歧：有認為是淡水環(huán)境三角洲前緣水下分流河道沉積[5]，也有認為是海水環(huán)境淺海砂壩沉積[6]，有學者對其是海相或陸相沉積做過專門研究，傾向于陸相沉積[21]。***近研究顯示，從區(qū)域上看，四川盆地奧陶紀末至早志留世為前陸盆地演化階段，盆地位于華南大型前陸盆地的前緣隆起斜坡位置[22]，其整體為前陸盆地沉積。本文認為四川盆地小河壩組為前陸盆地背景下，海陸過渡帶的三角洲沉積體系，小河壩組砂巖發(fā)育區(qū)為三角洲前緣遠端砂壩沉積，泥巖發(fā)育區(qū)為前三角洲沉積。

三角洲前緣遠端砂壩沉積以南川三泉剖面***為典型。該剖面頂?shù)捉缑媲宄?，與下伏龍馬溪組和上覆韓家店組呈整合接觸關系，地層厚度為198m，泥質(zhì)粉砂巖厚度為188m，砂地比約為95%。以泥質(zhì)長石石英粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖為主，夾粉砂質(zhì)泥頁巖，巖性致密（圖2）。其有如下特征：①整體巖性為泥質(zhì)巖屑石英粉砂巖、泥質(zhì)長石石英粉砂巖、鈣泥質(zhì)長石石英粉砂巖，夾少量泥巖和粉砂質(zhì)泥巖，說明遠離物源，以細粒沉積物為主;②以代表安靜沉積環(huán)境的水平層理為主[圖3（a）]，說明沉積水體總體安靜，水動力較弱，見少量小型槽狀交錯層理[圖3（b）]，可能是風暴作用的影響，水體能量突然變大形成的;③發(fā)育多層含生物碎屑的泥巖夾層，充填在沖刷面之上[圖3（c）]，可能是水體能量突然變大時，碳酸鹽巖沉積物以碎屑流的形式在三角洲相區(qū)沉積；在粉砂巖中也常見如珊瑚、腕足類、三葉蟲及筆石等生物碎屑[圖3（b）]。從這3個方面特征可以判斷，該剖面小河壩組砂巖為三角洲前緣遠端砂壩沉積。推測四川盆地小河壩組砂巖主要為前陸盆地前緣遠端砂壩砂體，在盆地西北部和東南部海水未完全退出。

圖2   四川盆地南川三泉剖面小河壩組綜合柱狀圖及成藏組合

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

NOTE: Nanchuan, Sichuan Basin

圖3   典型露頭剖面照片

Fig.3   Typical outcrop profiles

注：（a）南川三泉剖面，小河壩組，泥質(zhì)粉砂巖，水平層理；(b) 南川三泉剖面，小河壩組，泥質(zhì)粉砂巖，小型交錯層理；(c) 南川三泉剖面，小河壩組，泥質(zhì)粉砂巖夾含生物碎屑泥巖;(d) 武隆桐梓剖面，小河壩組，粉砂質(zhì)泥巖

前三角洲沉積以五科1井較為典型。五科1井小河壩組井段為4568.5~4959.0m，厚390.5m（圖4）。上部為深灰色、綠灰色、灰?guī)ЬG色泥巖夾淺灰色灰?guī)r，灰色粉砂巖及泥質(zhì)粉砂巖；下部為深灰色、灰黑色、綠灰色、黃褐色頁巖、砂質(zhì)頁巖夾灰色粉砂巖。電性上以高自然伽馬、低電阻率、大井徑、高聲波值為特征。五科1井小河壩組發(fā)育6層粉砂巖，單層厚2~3m，累積厚度為14m。前三角洲沉積中，粉砂巖以薄層夾于泥頁巖中，砂地比很低，如五科1井砂地比小于5%、池7井砂地比約為10%、建深1井砂地比約為6%（圖4）。

圖4四川盆地小河壩組巖性、沉積相和砂體對比剖面[剖面位置見圖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　沉積相展布

四川盆地有多條剖面與南川三泉剖面特征相似，砂地比較高，如武隆桐梓剖面厚361 mm，以泥質(zhì)粉砂巖為主，夾粉砂質(zhì)泥巖[圖3（d）]，泥質(zhì)粉砂巖厚197m，砂地比為55%；干河溝剖面小河壩組厚634m，泥質(zhì)粉砂巖厚305m，與泥巖呈不等厚互層，砂地比為47%左右，中間發(fā)育一段約為100m厚的泥巖沉積，可能是三角洲前緣遠端砂壩與前三角洲過渡帶的沉積，可見遠端砂壩砂體分布有一定規(guī)模（圖4）。遠端砂壩沉積之外的區(qū)域主要為前三角洲泥巖沉積，分布面積較大，其所夾薄層粉砂巖也有一定的分布范圍，如建深1井主要為黑色泥巖與粉砂質(zhì)泥巖互層，地層厚500m，泥質(zhì)粉砂巖厚31 m；池7井粉砂巖厚30 m。丁山1井石牛欄組（相當于小河壩組）厚250 m，為泥灰?guī)r夾薄層泥巖，可能為海陸相過渡區(qū)混積臺地相沉積。河深1井羅惹坪組（相當于小河壩組）厚210 m，主要為泥巖和泥晶灰?guī)r互層，頂部發(fā)育20 m厚的鮞?；?guī)r，主要為碳酸鹽巖臺地沉積[圖1（a）]。

通過巖心和綜合錄井資料、露頭資料、地震和測井資料等的綜合分析，編制了四川盆地及鄰區(qū)小河壩組巖相古地理圖（圖5），盆地大部分區(qū)域為前陸盆地三角洲相沉積，包括三角洲水下分流河道、遠端砂壩和前三角洲。三角洲水下分流河道主要分布于盆地外的利川以東地區(qū)，長陽、永順一線，以發(fā)育三角洲砂巖為主；遠端砂壩分布于石柱、利川一線，在三泉、三匯、桐梓、黃草峽等剖面清楚顯示以泥質(zhì)粉砂巖沉積為主（圖4）；在遠端砂壩之外的其他地區(qū)主要發(fā)育以泥巖為主的前三角洲沉積，在盆地內(nèi)分布面積大（圖4，圖5）。在盆地東南角及盆地外，發(fā)育較大面積的開闊臺地相沉積，以泥灰?guī)r和泥晶灰?guī)r為主，在開闊臺地相與三角洲沉積之間，發(fā)育面積較小的混積臺地沉積，以灰質(zhì)泥巖和灰質(zhì)泥質(zhì)粉砂巖為主。在盆地的西北角，同樣發(fā)育面積較小的以泥灰?guī)r為主的開闊臺地相沉積（圖5）。

圖5   四川盆地志留系小河壩組巖相古地理

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

2 砂體儲層特征

2.1　砂體展布

四川盆地小河壩組遠端砂壩砂體以厚層泥質(zhì)粉砂巖為主，累積厚度一般為100~200 m，如在武隆桐梓、干河溝、黃草場等剖面粉砂巖的厚度在近200m（圖4），在這幾個剖面連成的線上，有9個露頭剖面發(fā)育厚層的粉砂巖體，預測該砂體面積約為1×104km2；在該砂體的東北，通過地震預測一個砂體，面積約為4500km2[14] （圖6）。在前三角洲的厚層泥巖中，也發(fā)育多層累積厚度較大的粉砂巖夾層，在鄰北1井、建深1井、五科1井和田壩剖面一線，有較大的分布范圍；粉砂巖單層厚度較小，一般為2~5 m，累積厚度較大，一般為10~40 m，***厚可達100 m（圖4，圖6）。

圖6   四川盆地志留系小河壩組砂體厚度等值線Fig.6   Contour of sand body thickness of the Silurian Xiaoheba Formation in Sichuan Basin

2.2　儲層特征

通過露頭取樣分析，可見遠端砂壩砂體為典型致密砂巖儲層，如南川三泉剖面取樣46塊，平均孔隙度為1.75%，平均滲透率為0.155×10-3 μm2（圖4,表1）。遠端砂壩砂體要儲集空間為粒間溶孔[圖7(a),圖7（b）]、生屑鑄?？譡圖7（b）]、生物體腔孔[圖7（c）]和沿裂縫發(fā)育的溶蝕孔[圖7（d）]。在三泉、黃草場、桐梓、干河溝4條露頭剖面遠端砂壩粉砂巖中采儲層樣品80個，常規(guī)物性分析顯示平均孔隙度為2.19%，平均滲透率為0.01×10-3 μm2，孔隙度一般分布于1%~4%之間，滲透率一般<0.2×10-3μm2，******孔隙度為7.2%、******滲透率為2.17×10-3 μm2（表1），總體為特致密粉砂巖儲層。

表1   四川盆地小河壩組遠端砂壩砂體儲層特征

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

圖7   典型儲層特征鑄體薄片照片

Fig.7   Casting slice with typical reservoir characteristics

注：（a）黃草場剖面，小河壩組，泥質(zhì)粉砂巖，生物鑄?？?、粒間溶孔，

鑄體，（－），×25；（b）三泉剖面，小河壩組，泥質(zhì)粉砂巖，粒間溶孔，鑄體，（－），×25；（c）三泉剖面，小河壩組，泥質(zhì)粉砂巖，生物體腔孔，鑄體，（－），×25）；（d）黃草場剖面，小河壩組，泥質(zhì)粉砂巖，溶蝕縫，鑄體，（－），×25

通過儲層微觀特征分析，顯示儲層致密化主要與成巖作用有關[23,24,25]，常規(guī)分析所取得的數(shù)據(jù)偏小，微米孔、納米孔在常規(guī)測試方法下，數(shù)據(jù)難以體現(xiàn)，有研究表明其發(fā)育大量的微米級粒間溶孔、微米—納米級粒內(nèi)溶孔和雜基溶孔[26]，也有剖面粉砂巖平均孔隙度約為5%[5]。

通過對池7井等4口井小河壩組泥巖中所夾粉砂巖的測井解釋，可見部分層段發(fā)育較好儲層，如池7井3 637.4~3 661.8 m井段共24.4m的儲層平均孔隙度約為5.2%，座3井3786.0~3794.3 m井段共8.3 m厚的儲層平均孔隙度達8.3%（表2）。如果發(fā)育裂縫，可以對儲層起到較好的改造作用[27,28]，如五科1井4 806.5~4 818.2 m井段，中途測試產(chǎn)氣1.09×104 m3/d，在4807.70~4815.70 m井段的巖心中，發(fā)現(xiàn)裂縫24條、有效縫14條，有效縫密度為0.19~1.25條/m，以大縫為主，縫寬50~70mm，溶洞46個。由此可見，小河壩組砂巖儲層可能在部分區(qū)域部分層段，次生孔隙、裂縫發(fā)育，可以成為質(zhì)量較好的儲層。

表2   4口探井小河壩組前三角洲泥巖所夾砂巖測井解釋成果

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

3 成藏條件

3.1　烴源巖

通過五科1井小河壩組砂巖所產(chǎn)天然氣地球化學特征分析，小河壩組砂巖天然氣主要來源于下志留統(tǒng)龍馬溪組泥頁巖[13]，龍馬溪組是四川盆地主要的頁巖氣產(chǎn)層[16,18,19]。烴源巖品質(zhì)好，有如下四方面特征：①厚度大，四川盆地龍馬溪組泥頁巖厚度介于50~700 m之間，一般為300~400 m；②烴源巖質(zhì)量好，有機碳（TOC）含量介于0.12%~3.6%之間；③處于高—過成熟生氣階段，等效鏡質(zhì)體反射率（RO）介于2.0%~4.0%之間；④高生氣強度區(qū)面積大，生烴強度一般介于（20~100）×108 m3/km2之間，在四川盆地生氣強度大于20×108 m3/km2的面積約為6×104 km2。分為2個生烴中心：一個位于川東北部，******達100×108 m3/km2以上；另一個位于川東南部，******達80×108 m3/km2以上[圖8（a）]。小河壩組砂巖分布區(qū)龍馬溪組烴源巖生烴強度基本都大于20×108 m3/km2，具備形成大氣田的烴源巖基礎。遠端砂壩砂體分布區(qū)烴源巖生烴強度大于30×108 m3/km2，由此可見，龍馬溪組烴源巖可為直接接觸的小河壩組砂巖提供充足的氣源。

圖8   四川盆地志留系烴源巖（a）和蓋層(b)分布

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

3.2　蓋層條件

四川盆地韓家店組下段以灰色、灰綠色泥頁巖為主，厚度為0~300 m，在小河壩組遠端砂壩分布區(qū)，韓家店組下段泥頁巖厚度大，一般為200~300 m，主要為泥質(zhì)深水陸棚沉積[圖8（b）]，該套泥頁巖具有一定的可塑性[13]，是優(yōu)質(zhì)的油氣蓋層，可以使下伏小河壩組砂巖油氣藏在后期構(gòu)造運動中得以較好的保存。

3.3　成藏組合

四川盆地志留系以龍馬溪組厚層泥頁巖為烴源巖、小河壩組砂巖為儲層、韓家店組下部厚層泥頁巖為蓋層，形成一套優(yōu)質(zhì)的生儲蓋組合（圖9），為油氣聚集成藏創(chuàng)造了條件。在小河壩組遠端砂壩砂體發(fā)育區(qū)，粉砂巖厚度為100~200 m，分布面積約為1×104 km2；龍馬溪組烴源巖厚度為400~600 m，生烴強度為（30~100）×108 m3/km2；韓家店組泥頁巖蓋層厚度為300~500 m。小河壩組源儲蓋大面積疊置特征與四川盆地須家河組大面積巖性氣藏源儲蓋疊置特征相似[29]，為形成“近源聚集，******充注”的油氣藏創(chuàng)造了條件。這套成藏組合在川東地區(qū)可形成構(gòu)造氣藏和巖性氣藏（圖9），在川東地區(qū)已發(fā)現(xiàn)大量石炭系構(gòu)造氣藏[29]，小河壩組砂巖也可能發(fā)育與石炭系相似的構(gòu)造氣藏，如圖9中的云安場構(gòu)造。同時，由于小河壩組砂巖以遠端砂壩為主，砂壩周圍分布的致密泥質(zhì)巖，可起側(cè)向封堵作用，形成巖性氣藏。在厚層泥巖夾薄層粉砂巖發(fā)育區(qū)，如七里峽、五百梯地區(qū)，薄層粉砂巖儲層夾于致密厚層泥巖中，也可能形成薄層粉砂巖巖性氣藏（圖9）。

圖9   川東地區(qū)志留系成藏組合和預測氣藏剖面（剖面位置見圖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

通過五科1井龍馬溪組烴源巖熱演化史分析，烴源巖生油高峰期為三疊紀，小河壩組砂巖埋深約為1 800~3 500 m，位于早成巖A—B亞期，粉砂巖儲層已經(jīng)開始致密化，推測孔隙度約為15%~20%，烴類的充注使儲層孔隙中產(chǎn)生大量的酸性物質(zhì)，可發(fā)生溶蝕作用，使儲層孔隙得到一定的改善（圖10）。三疊紀，位于川東地區(qū)的開江古隆起基本定型[28]，使粉砂巖儲層一直位于開江古隆起構(gòu)造高部位，有利于油氣的運移和聚集，在這個時間段，開江古隆起為一整體，構(gòu)造圈閉簡單，有利于油氣聚集成藏和后期保存。

圖10四川盆地志留系小河壩組砂巖埋藏史、熱演化史與孔隙演化綜合剖面Fig.10   Comprehensive section of burial history, thermal evolution history and pore evolution of sandstone in the Silurian Xiaoheba Formation in Sichuan Basin

侏羅紀為龍馬溪組烴源巖生成的原油裂解成氣的時間，儲層埋深約為3 500~6 500 m，由于成巖作用的影響，進一步致密化，但由于油氣的充注聚集，可抑制部分孔隙被壓實和膠結(jié)，也有部分原油裂解成瀝青，儲層薄片中可見大量的瀝青充填孔隙，使孔隙度進一步降低，含氣儲層孔隙度在10%~15%之間，不含氣儲層孔隙度更低（圖10）。該時期開江古隆起變化不大，構(gòu)造圈閉持續(xù)存在，油藏可“原位”裂解成氣藏。

白堊紀之后，由于燕山—喜馬拉雅運動的影響，川東地區(qū)變化形成與現(xiàn)今相似的成排成帶的高陡構(gòu)造區(qū)和向斜區(qū)，完整的大背斜圈閉變成多個與川東石炭系相似的構(gòu)造圈閉和構(gòu)造巖性圈閉[30,31]，氣藏被破壞成眾多中小型氣藏。儲層孔隙度由于膠結(jié)作用進一步降低，含氣儲層孔隙度約為6%~10%，不含氣儲層孔隙度降到現(xiàn)今的2%~5%（圖10）。雖然形成多個構(gòu)造圈閉和構(gòu)造巖性圈閉，但由于小河壩組上下地層都為致密層，并且小河壩組砂巖非均質(zhì)性強，周圍被致密泥巖封堵，有利于氣藏在后期構(gòu)造運動中得以保存。因此，部分小河壩組砂巖氣藏能被保存到現(xiàn)今。

4 勘探方向

通過四川盆地小河壩組砂巖沉積、儲層特征及相關成藏組合中烴源巖和蓋層特征的研究，可以判斷四川盆地小河壩組具備較好的油氣成藏條件。結(jié)合該區(qū)的構(gòu)造演化，可以判斷該區(qū)小河壩組已有成藏歷史和具備長期保存的條件，因此，該領域可作為一個潛在的天然氣勘探領域。根據(jù)小河壩組砂巖類型和厚度、烴源巖（生烴強度>20×108 m3/km2）和蓋層（泥巖蓋層厚度>200 m），劃分為2個有利區(qū)：一是遠端砂壩砂體勘探領域（I區(qū)）;二是前三角泥巖所夾粉砂巖砂體勘探領域（II區(qū)）（圖11）。

圖11   四川盆地志留系小河壩組勘探領域評價

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

遠端砂壩砂體勘探領域（I區(qū)）位于四川盆地東部邊界附近，有利面積約為1×104 km2,從探井、露頭和地震上能判斷其為遠端砂壩，其有3個有利成藏條件：①以粉砂巖為主，厚度大于50 m，***厚可達200 m以上；儲層現(xiàn)今較致密，以次生孔隙為主，成藏期可能有較好的孔隙空間。②烴源巖生烴強度大于30×108 m3/km2，泥巖蓋層厚度介于200~300 m之間，與儲層形成良好的生儲蓋組合。③長期位于開江古隆起核部，有利于油氣聚集成藏， 現(xiàn)今構(gòu)造圈閉和巖性圈閉發(fā)育，具備致密的“頂?shù)装濉焙头蔷|(zhì)側(cè)向封堵條件，有利于油氣藏在后期構(gòu)造運動過程中得以保存。該領域是小河壩組***有利的勘探領域，加強地震攻關，預測有利儲層展布，優(yōu)選有利圈閉作為突破口是勘探的關鍵。

前三角洲泥巖中所夾粉砂巖砂體勘探領域（II區(qū)）位于遠端砂壩領域的西側(cè)，其成藏條件較好：粉砂巖厚度>10 m，烴源巖生烴強度>20×108 m3/km2，泥巖蓋層>100 m；面積大，約為2×104 km2，構(gòu)造圈閉多，發(fā)育大面積巖性圈閉和地層圈閉，勘探目的層可以是夾在泥巖中的粉砂巖，也可把泥巖和粉砂巖作為整體考慮，以頁巖氣水平井“體積壓裂”的勘探開發(fā)工藝提高單井產(chǎn)量[32]，實現(xiàn)效益勘探。

5 結(jié)論

（1）四川盆地志留紀小河壩期沉積分為3個相區(qū)，盆地內(nèi)以粉砂巖和泥巖為主，整體為前陸盆地三角洲沉積體系，粉砂巖發(fā)育區(qū)為三角洲前緣遠端砂壩，泥巖發(fā)育區(qū)為前三角洲。

（2）四川盆地內(nèi)小河壩組砂巖及泥巖中所夾粉砂巖整體為特低孔隙度、特低滲透率致密儲層，局部發(fā)育相對較高孔層段。以龍馬溪組厚層泥頁巖為烴源巖、以小河壩組砂巖為儲層、以韓家店組下部厚層泥頁巖為蓋層，形成一套優(yōu)質(zhì)的生儲蓋組合。

（3）開江古隆起的形成與演化有利于小河壩組砂巖成藏和保存，該領域是四川盆地潛在的天然氣勘探領域，有2個勘探方向，其中以遠端砂壩砂體較為有利，面積約為1×104 km2，潛力較大。