元坝地区地质特征

2气田地质特征2.1区域地质简况2.1.1区域构造特征元坝6井元坝气田位于四川盆地北部，横跨九龙山背斜的西南倾覆端与中部低缓构造带（附图2-1-1）。大地构造背景为龙门山台缘断褶带、大巴山断褶带、米仓山突起向外围地槽区逐渐变化的台缘过渡带的前缘，构造活动相对较弱，工区北部和东部构造形变较强。元坝气田嘉陵江组膏盐滑脱层之上中浅层处于同一构造体系，构造特征相似，总体具有下部须家河组～千佛崖组构造变形较强，上部中～上侏罗统构造变形较弱的特点（图元坝6井图2-1-1元坝气田中浅层基本构造样式中三叠统雷口坡组沉积以前，川东北地区构造活动较弱，持续不断接受碳酸盐岩台地沉积，在雷口坡沉积期，构造抬升运动加强，使整个川东北地区碳酸盐岩沉积水体进一步变浅，以碳酸盐岩局限台地－蒸发台地相为主，形成了一套以白云岩、膏岩沉积为主的地层，随着中三叠世末期构造抬升幅度的结束，须家河组在印支运动末期已发生轻微褶皱变形，局部构造已具雏形。在元坝气田，早喜马拉雅运动使印支期及燕山中幕形成的构造进一步加强和改造，嘉陵江组膏岩在强烈的构造应力作用下揉皱作用加强，并向上突破，同时膏岩的揉皱作用也使得其上覆的盖层褶皱，在该时期内，工区北部的九龙山强烈隆升，九龙山构造形成。燕山晚期－喜马拉雅早期，元坝气田区域应力场转为近EW向。受其影响，区内产生了近SN向逆冲断层变形和NNW向压扭性断层活动以及与之相关的褶皱。喜马拉雅晚期，大巴山持续的弧形推覆不断向NW发展，从北东向南西的挤压应力作用于盆地东北部的弱形变区，形成NW向的推覆断层，使喜马拉雅早期形成的SN向断层发生扭转，并最终定型为现今的NW构造格局。元坝气田结合构造特征和断裂可进一步划分为四个次级构造单元：自西向东依次为九龙山背斜构造带、中部低缓构造带、通南巴背斜构造带、通江向斜带。2.1.2地层特征通过区域资料及钻井资料揭示，本区陆相地层自上而下依次为白垩系剑门关组，侏罗系蓬莱镇组、遂宁组、上沙溪庙组、下沙溪庙组、千佛崖组、自流井组，三叠系须家河组（表2-1-1；附图2-1-2）。上述地层中，三叠系雷口坡组与须家河组、三叠系须家河组与侏罗系自流井组、侏罗系蓬莱镇组与白垩系剑门关组之间呈平行不整合接触关系。本次申报储量目的层段为上三叠统须家河组四段。元坝气田须家河组地层厚度为419～803m，按岩性可分为五段，自上而下为须五段、须四段、须三段、须二段和须一段。川东北地区须家河组顶部因“印支晚幕运动”影响，侵蚀明显，元坝气田缺失须六段及部分须五段、须四段地层，其中须一、三、五段以泥岩为主，须二、四段以砂岩为主（附表6）。须五段：岩性主要为深灰色泥岩、灰黑色碳质泥页岩、煤层夹岩屑砂岩，主要为滨浅湖亚相沉积，厚度为0～271m，是川东北地区重要的煤系地层和烃源岩系地层之一。须五段上覆地层为下侏罗统自流井组珍珠冲段厚层砾岩，二者为平行不整合接触。须四段：元坝地区须四段岩性主要为砂砾岩、岩屑砂岩、岩屑长石砂岩、少量泥岩，厚度28～107m，为辫状河三角洲平原-三角洲前缘-滨浅湖相亚相沉积。本次储量申报区元坝气田西部区块须四段可细分为上、中、下三个亚段。其中须四段上亚段岩性为一套杂色、灰色砂砾岩、砂岩夹少量薄层泥岩，厚度0～63m，往北部九龙山背斜地层逐渐被剥蚀殆尽；须四段中亚段主要为一套深灰色、灰黑色泥岩夹少量薄层粉砂岩，厚度0～28m；须四段下亚段岩性主要为石英砂砾岩、岩屑砂岩夹少量薄层泥岩，厚度为8～58m（附图2-1-3、附图2-1-4）。。须三段：按岩性组合可细分为上、中、下三个亚段，厚度为28.5～236m，总体表现为砂岩和泥岩互层的特征。岩性主要为深灰色泥岩、泥质粉砂岩夹钙屑砂砾岩、钙屑砂岩，少量岩屑砂岩，主要为辫状河三角洲平原-前缘亚相沉积。须二段：按岩性分为上、中、下三个亚段，厚度为46～469m，为砂－泥－砂地层组合模式。上亚段和下亚段发育厚层-块状中粒、细粒岩屑砂岩、岩屑石英砂岩、石英岩屑砂岩，为辫状河三角洲前缘沉积，中亚段发育深灰色泥岩、粉砂质泥岩夹薄层细砂岩及少量煤线，为滨浅湖亚相沉积。须一段：厚度为10～156m，岩性主要为深灰色、灰黑色泥岩、碳质泥岩，夹粉砂岩、细砂岩，主要为潮控三角洲前缘沉积。须一段下部地层与中三叠统雷口坡组海相碳酸盐岩地层为平行不整合接触。表2-1-1川东北元坝气田地层简表系统组段亚段厚度（m）层位代号岩性概述沉积相白垩系下统剑门关组0-680K1j棕红色、灰色泥岩与黄灰、棕、灰色细砂岩、粉砂岩不等厚互层。冲积扇-湖泊-三角洲相侏罗系上统蓬莱镇组1000-1400J3p棕灰、棕红色泥岩与棕灰、紫灰色长石岩屑砂岩。浅湖-河流相遂宁组300-350J3s棕、紫棕、棕红色泥岩、粉砂质泥岩为主，夹棕灰色粉砂岩、泥质粉砂岩。三角洲-湖泊相中统上沙溪庙组800-1680J2s棕紫色泥岩与灰、灰绿色岩屑长石石英砂岩。河流-三角洲-湖泊相下沙溪庙组100-650J2x紫红、暗紫红、棕紫色泥岩、粉砂质泥岩与浅灰、灰绿色细砂岩不等厚互层。千佛崖组200-500J2q绿灰色泥岩与浅灰色细-中粒岩屑砂岩夹黑色页岩。河流-湖泊相下统自流井组340-610J1z灰色灰绿色泥岩、岩屑砂岩及黑色页岩、顶有介壳灰岩。三角洲-湖泊-冲积扇相三

叠

系上统须家河组五0-271T3x5灰-深灰色泥岩夹少量薄层灰色细砂岩、粉砂岩湖泊沼泽四上0-63T3x43灰白色、深灰色砂砾岩、砂岩。三角洲-湖泊相中0-28T3x42黑色、灰黑色泥岩夹少量薄层粉砂岩下8-58T3x41杂色石英砂砾岩、岩屑砂岩、岩屑长石砂岩三28.5-236T3x3深灰色、灰色泥岩、粉砂质泥岩为主，夹灰色细砂岩、砾岩、砂砾岩、粉砂岩、黑色碳质泥岩及煤层三角洲-湖泊相二46-469T3x2上部和下部为浅灰色厚层中、细砂岩夹薄层深灰色泥岩，中部为灰-深灰色泥岩夹细砂岩三角洲-湖泊相一10-156T3x1灰色粉砂岩、泥质粉砂岩、浅灰色细砂岩与深灰色粉砂质泥岩、泥岩互层，底为灰色厚层细砂岩潮控三角洲2.1.3沉积特征随着中三叠世末期闭塞海结束，海水逐渐退出上扬子地台，从此大规模海侵基本结束，以四川盆地为主体的大型内陆湖盆开始出现，由雷口坡组海相沉积转为须家河组早期海陆交互相到后期内陆湖相沉积。须一段：晚三叠世早期，由于印支运动早幕的影响，四川盆地演化为克拉通大陆边缘盆地，部分地区隆升处于暴露、剥蚀状态，为海湾－潮坪－三角洲沉积环境，仅在川西地区沉积了一套以海湾泥坪和滨岸沼泽相为主的泥灰岩、泥页岩。元坝气田须家河组是在印支运动剥蚀面基础上沉积的，须一段为潮控三角洲前缘沉积。须二段：晚三叠世须二时期，四川盆地主要以冲积平原－河流－辫状河三角洲沉积环境为主，发育了一套厚度较大的砂岩沉积。元坝气田发育辫状河三角洲前缘亚相，沉积了一套较粗碎屑沉积物，在须二段中部发育有一套湖相的灰黑色泥页岩和煤层，代表了一次全区范围的次级湖泛。须三段：晚三叠世须三时期，四川盆地以三角洲平原－三角洲前缘－滨浅湖相沉积环境为主，沉积物为一套较稳定的深灰色厚层泥岩夹钙屑砂砾岩沉积。元坝气田主要为辫状河三角洲平原-前缘沉积，岩性为深灰色暗色泥岩夹中－厚层砂砾岩及钙屑砂岩，同时见少量粉－细砂岩和薄煤层沉积。须四段：晚三叠世须四沉积时期，由于安县运动的影响，四川盆地主要以冲积平原－辫状河三角洲平原－辫状河三角洲前缘沉积环境为主，发育大套砂砾岩，并在盆地北部边缘广泛发育冲积扇相。本次储量申报区须四段受多个物源的影响，主要是来源于龙门山构造带的钙屑砂砾岩和北大巴山构造带的石英砂砾岩，广泛发育辫状河三角洲平原-三角洲前缘亚相。须五段：晚三叠世须五时期，川东北地区沉积格局、沉积环境没有发生大的改变，以滨浅湖、沼泽沉积环境为主，发育大套砂、泥岩互层沉积。在元坝气田以滨浅湖沉积为主。2.1.4油气聚集条件2.1.4.1油气源条件根据已有钻井资料并结合区域地质分析及前人研究成果，元坝气田陆相烃源岩主要为三叠系须家河组须一、须三、须五段泥页岩，厚度分别在30-50m、40-80m、30-60m之间，侏罗系自流井组、千佛崖组暗色泥页岩，厚度分别在200-260m、100-140m之间。另外，须家河组二段和四段中虽然以砂岩、砂砾岩储层为主，砂岩之间所夹泥页岩（有时还夹有薄层煤线和碳质页岩等）也同样具有一定的生烃能力。1.55自流井组平均有机碳含量为1.43%，酪根类型：须家河组、自流井组、千佛崖组以Ⅱ2、Ⅲ型为主，须家河组、自流井组Ro介于1.3～2.0%之间，处于有机质演化的高成熟阶段，以生气为主。综合研究认为元坝地区陆相层系烃源岩具有“多套、多层、全覆盖、单层薄、累计厚度大”的“三明治”或“千层饼”的典型特征，具有良好的生烃潜力。2.1.4.2生储盖组合特征根据元坝气田中三叠统－中、下侏罗统的岩石组合特征，纵向上可以分为三套大的组合，即上三叠统须家河组一段、三段、五段和自流井组及千佛崖组烃源岩相对较为发育的层段，岩石类型以暗色泥页岩为主，具有较好生烃能力，而须家河组二段、须家河组三段、须家河组四段以及自流井组为主要的储层段，须二段岩屑砂岩、须三段砂岩、砂砾岩、须四段西部钙屑砂砾岩、石英砂砾岩具有较好储集性，为天然气聚集提供有效的空间。盖层条件也较好，须家河组一段、三段、五段和须二中亚段累计数百米厚的泥页岩等致密层为直接盖层，自流井组马鞍山段，千佛崖组中部泥页岩厚度稳定，平面上相对连续，构成了良好的区域盖层。总之，元坝气田陆相层系生储盖组合具有良好的匹配性。2.2构造特征2.2.1地震资料精细解释2.2.1.1地震地质层位标定充分利用研究区内各井的测井资料制作了合成地震记录（附图2-2-1、附图2-2-2）。在标定过程中综合考虑地质分层、断层组合、地层结构和地震反射波组特征，标定并追踪对比解释TJ1z12、TJ1z、TT3x5、TT3x4、TT3x3、TT3x22、TT3x2、TT3x等8个地震反射层（附图2-2-3、附图2-2-4），其中TJ1z12(下侏罗统自流井组珍珠下亚段顶界反射)是作为上部地层解释的参考层位标准层；TT3x（上三叠统须家河组底界反射）不整合面作为下部地层解释的参考层位，各地震反射层地质层位含义如表2-2-1。表2-2-1元坝气田三维地震资料地震地质层位标定成果表层位地震反射特征备注地震地质TJ1z12珍珠冲下亚段顶界反射能量中强，全区连续性好，对比追踪波峰易于全区追踪解释TJ1z须五段顶界反射能量较弱，全区连续性较好，多数为1个强波峰同相轴下的较弱波峰同相轴，对比追踪下相位.可以全区追踪解释TT3x5须四段顶界反射能量中强，全区连续较好，对比追踪波峰易于全区追踪解释TT3x4须三段顶界反射能量较强，全区连续性较好，对比追踪强波谷易于全区追踪解释TT3x3须二段顶界反射能量中强，全区连续较好，对比追踪波峰易于全区追踪解释TT3x22须二下亚段顶界反射能量强，全区连续好，对比追踪强波峰局部区域标志层TT3x2须一段顶界反射能量中弱，全区连续一般，对比追踪中弱波谷可以全区追踪解释TT3x须家河组底界弱反射中的较强反射，一般为1～2个中强相位，连续性较好,对比解释底部强反射同相轴；为海相地层与陆相地层的分界线.区域标志层2.2.1.2地震资料品质评估本次储量申报应用的是叠前时间偏移地震资料，面元为25×25米，覆盖次数72次。有效波频带5～78HZ，主频38HZ左右；地震资料波组特征明显，断点清晰，地质现象清楚，为构造解释和储层预测奠定了基础（图2-2-1）。图2-2-1元坝三维工区地震资料频谱分析地震资料品质评价根据三维地震资料品质评估标准进行（表2-2-2）。根据上述标准，重点评价区域为陆相地层的须家河组三段至自流井组珍珠冲段地震反射波组，须四段的资料品质分析如下：反射层Ⅰ类地震资料品质占98.4%，储量申报区基本上都位于Ⅰ类品质区；Ⅱ类地震资料品质占1.6%（附图2-2-5），主要分布在工区边界地震覆盖次数相对较低的区域，资料品质能够满足构造精细解释和储层预测的需要。表2-2-评价级别评价标准Ⅰ类资料品质波组特征清楚，能量强，相位稳定，连续性好，层位标定可靠，地质现象清楚，能可靠的用于构造解释和储层预测。Ⅱ类资料品质波组特征基本清楚，可连续对比追踪，层位标定基本可靠，地质现象可识别对比，能可靠的用于构造解释和储层预测。Ⅲ类资料品质波组特征不清楚，不能连续对比追踪，层位标定可疑，地质现象不清，构造解释和储层预测属推断。2.2.1.3构造成图及精度分析构造解释采用叠前时间偏移地震资料，按照“从井点出发，由点到线，由线到面”的方法,在地震精细标定的基础上，首先解释过单井的主测线及联络线地震剖面，然后解释连井地震剖面，再建立40×40网格的骨干解释剖面，确定构造解释框架，在此基础上，加密解释成4×4网格的解释剖面。断层的解释主要依据三维区内断层在时间剖面上表现出的断点附近反射波同相轴能量明显衰减、相位错动、扭曲或分叉、产状不一致、造成层间时差发生变化等特征在剖面上进行解释。在断层解释过程中，同时结合三维时间水平切片、相干数据体切片、层拉平和三维可视化等解释技术，这些解释技术的综合应用，确保了断层在空间形态及动力学特性上的合理性。利用区内多口井的速度进行时深转换，编制了须家河组四段顶、底界构造图（附图2-2-6、附图2-2-7）。从各地震反射层构造图与钻井误差统计分析看，相对误差在1.0％以下，符合三维解释行业标准（表2-2-3）。表2-2-3元坝气田钻井深度与地震深度误差统计表2.2.2构造特征分析2.2.2.1局部构造特征储量申报区位于元坝气田西部，构造为NE走向，隆升幅度大，北与九龙山背斜主体构造相接，背斜构造轴部较平缓，向西南翼部变陡，东南方向与中部低缓构造带相邻，南部与川中低缓构造带相连。须四段顶界构造分析：在储量申报区内，高点位于元陆7井东北侧矿权线附近，海拔为-2610m；低点位于元坝28井附近，海拔为-4100m，幅度1490m。沿NW-SE方向，表现出完整的背斜构造形态，具有西北翼缓、东南翼陡的特点(附图2-2-6)。2.2.2.2断裂特征储量申报区内普遍发育Ⅲ级逆断层，在纵向上从下侏罗统自流井组延伸至下三叠统嘉陵江组膏岩，断层展布呈现明显的分区特征，九龙山背斜翼部主要发育NE走向断裂，断裂平面延伸距离一般在6km以内，最大垂直断距11～95m，受断背斜控制发育的鼻状构造圈闭零星发育，且规模较小；在工区中东部发育以NNW走向为主体的断裂系统，NW走向断裂与NE走向断裂共轭叠加，断层进一步复杂化，断裂平面延伸距离在中东部明显增大。受NW和NE两组断裂的控制，中东部主要发育断背斜，鼻状构造圈闭普遍发育。断层的普遍发育派生了大量裂缝，对储层储集性能及连通性的改善起到了重要作用（附图2-2-8，表2-2-4）。表2-2-4元坝气田西部区块须四段顶界主要断层要素统计表2.3储层特征元坝气田须家河组储层在须一~须五段均有发育，岩性为细－粗粒砂岩至砂砾岩，目前已经在须二下亚段、须三段、须四段获得工业气流。2.3.1沉积层序特征受安县运动的影响，四川盆地周缘多个造山带隆升，不同类型的物源开始向湖盆内大量充填，元坝气田受到龙门山、大巴山构造带物源的影响，广泛发育辫状河三角洲平原－辫状河三角洲前缘亚相沉积体系。2.3.1.1沉积相标志及识别1、辫状河三角洲平原辫状河三角洲平原为三角洲的陆上部分，主要发育辫状河道微相，在辫状河道间通常发育沼泽化的细粒沉积体，以泛滥平原沉积为主，通常为正韵律。三角洲平原与前缘的主要区别在于平原碳质更加发育，河道迁移频繁，岩性粒度更粗，分选性差-中等，磨圆性较好。辫状河道：岩性为厚层-块状灰色、杂色砾岩、砂砾岩。底部与细粒沉积物多呈突变接触，反映沉积过程中物源供给丰富和水动力条件相对强，须四段主要发育砂砾岩，整体表现为多期向上变细的砂砾岩叠置，砾石分选差、磨圆较好，从成像测井上可见，砂砾岩、含砾砂岩中多发育块状层理，部分发育交错层理，底部发育冲刷面，测井曲线上响应特征明显，曲线呈“低伽马、高电阻”的特征，形态多呈箱形或钟形（图2-3-1）。元陆15井，须四段上亚段，4150.27-41元陆10井，须四段下亚段，4072.2-4074m,砂砾岩图2-3-1元坝气田西部区块须四段辫状河三角洲平原辫状河道微相照片泛滥平原：是指辫状河道之间或相对低凹地区，沉积物以暗色的泥岩、粉砂岩为主，夹有碳质泥页岩和煤层、煤线，在纵向上层薄。成像测井上可见泥岩、粉砂岩发育水平层理，电测曲线上表现为高伽马、低电阻的特征，形态多呈指状、锯齿形叠合。2、辫状河三角洲前缘辫状河三角洲前缘是三角洲的水下部分，主要发育水下分流河道微相，次为河口坝、席状砂等微相，在水下分流河道间通常发育细粒沉积体，以间湾沉积为主。水下分流河道：岩性以中-细粒岩屑砂岩为主，较少粉砂岩，底部常发育滞留泥砾。单期河道砂体一般厚2～4m，纵向由多期向上变细的河道砂体叠置组成，测井曲线上多为复合正旋回，曲线形态为齿状箱形、钟形或叠合形态，下部幅度小，往上变大，是水流能量逐渐减弱或物源供应变少的表现，底部突变，顶部渐变，表现为向上变细的正韵律（图2-3-2）。元坝123井，须四段下亚段，4547.91-4548.23m，灰色细砂岩元陆4井，须四段下亚段，4420-4422m,河道底部泥砾图2-3-2元坝气田须四段辫状河三角洲前缘水下分流河道微相照片（3）滨浅湖亚相主要为滨浅湖砂泥坪微相，垂向上以泥岩为主，夹薄层粉砂岩，自然伽马曲线表现为线形高值。曲线幅度变化不大，主要反映相对较为平静的沉积环境，以细粒沉积为主。2.3.1.2单井沉积微相特征（1）元坝224井（附图2-3-1）元坝224井位于元坝气田西南部，须四段可划分为两个短期旋回，厚层岩屑砂岩、砂砾岩的底界对应短期旋回的底部；顶部与须五段泥岩突变接触。须四段下亚段为辫状河三角洲前缘水下分流河道沉积微相沉积，岩性为中-粗粒的岩屑砂岩，与须三段顶部的泥岩呈突变接触；须四段上亚段为辫状河三角洲平原辫状河道微相沉积，岩性主要为灰色、灰白色钙屑砂砾岩、钙屑砂岩。砾石成分主要为亮晶云质灰岩，亮晶砂屑灰岩和生屑灰岩。元坝224井须四段自然伽马较低，下亚段为微齿状钟型-箱型曲线，上亚段为一段光滑的箱型曲线，泥岩含量极低；电阻率下亚段相对较低，为微齿箱状，上亚段为高值齿状箱型。（2）元陆10井（附图2-3-2）元陆10井位于元坝气田西北部，须四段可划分二个短期旋回，厚层砂砾岩的底界对应短期旋回的底部；顶部与须五段泥岩突变接触。须四段下亚段为辫状河三角洲平原辫状河道微相沉积，岩性为厚层块状的石英砂砾岩，与须三段顶部的泥岩呈突变接触；须四中亚段为辫状河三角洲平原泛滥平原微相，岩性主要为黑色，灰黑色泥岩、碳质泥岩；须四段上亚段为辫状河三角洲平原辫状河道微相沉积，岩性主要为灰色、灰白色钙屑砂砾岩、钙屑砂岩，砾石成分主要为亮晶云质灰岩，亮晶砂屑灰岩和生屑灰岩。向上须五段水体变深，沉积了一套前三角洲到湖相的泥岩。元陆10井自然伽马总体偏低，下亚段为一段较光滑的箱型曲线，表明泥岩含量极低。上亚段为一段微齿状钟型-箱型-钟型曲线，表明水体迁移较频繁。电阻率下亚段相对较上亚段高，为微齿状箱状，上亚段为齿状箱型-钟型。2.3.1.3沉积相横向展布特征（1）南北向：元陆9井-元陆10井-元坝204井-元坝271井-元坝22井-元坝224井须四段沉积相对比分析（附图2-3-3）须四段下亚段由北往南从辫状河三角洲平原亚相逐步演变为辫状河三角洲前缘亚相，广泛发育辫状河道微相和水下分流河道微相，沿物源方向砂体粒度减小，由砂砾岩过渡为岩屑砂岩，泥质含量增加。位于平原辫状河道微相区的元陆9井、元陆10井、元坝204井主要发育石英砂砾岩，位于前缘水下分流河道微相区的元坝271井-元坝22井-元坝224井主要发育岩屑砂岩。须四段上亚段主要为辫状河三角洲平原辫状河道微相，沉积了大套钙屑砂砾岩，横向上相互连通。（2）东西向：元坝225H井-元陆15井-元坝222井-元坝275井-元坝124井须四段沉积相对比分析（附图2-3-4）须四段下亚段为三角洲前缘水下分流河道微相，连续性好。主要发育中、粗粒岩屑砂岩；须四段上亚段由西往东从辫状河三角洲平原辫状河道微相逐渐演变为辫状河三角洲前缘水下分流河道微相，岩性粒度从西到东逐渐变细，位于辫状河道微相的元坝225H井，元陆15井、元坝222井、元坝275井主要发育钙屑砂砾岩，位于水下分流河道微相的元坝124井主要为一套中、细粒岩屑砂岩。2.3.1.4沉积相平面展布特征元坝气田西部区块须四段下亚段受到西北和北部两个物源的控制，辫状河三角洲全区发育，主要为辫状河三角洲平原辫状河道和前缘水下分流河道微相、局部发育泛滥平原微相。辫状河三角洲平原辫状河道微相发育大套的石英砂砾岩，是储层发育的有利区（附图2-3-5）。须四段上亚段也受到西部和北部两个物源的控制，但以西部为主，主要发育辫状河三角洲平原辫状河道和前缘水下分流河道微相，西北角部分区域被严重剥蚀，须四段上亚段地层缺失。从西向东由辫状河三角洲平原辫状河道微相逐步过渡到前缘水下分流河道和河口坝微相再到滨浅湖砂泥岩微相。受西部物源控制的河道不断前积及侧向迁移，在元坝气田西部区块发育了大规模的辫状河道砂砾岩体，是储层发育的有利区（附图2-3-6）。综合研究认为，须四段辫状河三角洲平原辫状河道微相在平面上广泛发育、纵向上叠置连片，是储层发育的有利相带。2.3.2岩石学特征（1）须四段下亚段地质录井、钻井岩心观察及薄片鉴定资料表明，元坝气田西部区块须四段下亚段储层岩石类型以石英砂砾岩为主，其中石英砾石含量约70%，碳酸盐岩砾石次之，含量约20%，含少量泥砾，约10%，砾石以中砾级为主，粒径2-8cm，最大10cm，局部小于2cm，砾石分选差，磨圆度较好，接触式胶结，以硅质胶结为主，偶见碳酸盐岩胶结（图2-3-3）。元陆26井，须四段下亚段，4288.85.-4289.05m,石英砂砾岩元陆26井，须四段下亚段，4287.95-4288.10m，石英砂砾岩图2-3-3元坝气田西部区块须四段下亚段石英砂砾岩照片（2）须四段上亚段地质录井、钻井岩心观察及薄片鉴定资料表明，元坝气田西部区块须四段上亚段储层岩石类型主要为灰白色、浅灰色钙屑砂砾岩、钙屑砂岩，砾石成分主要为碳酸盐岩砾石，含量为80-90%，石英砾石含量10-20%；其中碳酸盐岩中灰岩砾石占50-65%，白云岩砾石占35-50%；白云岩砾石中可见蜓、有孔虫类生物化石，及鲕粒白云岩，接触式胶结，胶结物主要为微-粉晶方解石，少量硅质，砾石分选较差，最小砾径为0.2cm，最大砾径8-10cm，磨圆度高（图2-3-4）。元陆15井，须四段上亚段，4148-4148.22m，生物化石元陆15井，须四段上亚段，4149.57-4149.92m，钙屑砂砾岩图2-3-4元坝气田西部区块须四段上亚段钙屑砂砾岩照片钙屑砂岩颗粒以细-中粒为主，分选中等-好，次棱角状-次圆状，颗粒为线-点、点接触，多为孔隙式胶结（图2-3-5）。2-3-5元坝气田西部区块须四段上亚段储层岩石定名三角图岩屑成分以沉积岩（碳酸盐岩）岩屑为主，含量分布在39.58～84%之间，平均为55.49%；石英次之，含量分布在12～50.75%之间，平均为34.30%；长石含量很低，分布在0～2.5%之间，平均为1.51%。填隙物主要为碳酸盐胶结物，杂基含量较少。碳酸盐胶结物以微-粉晶方解石为主，含量在0～21.67%之间，平均15.19%，少量硅质胶结。杂基含量一般在0～8%，平均为3.99%（表2-3-1）。表2-3-1元坝气田西部区块须四段上亚段储层段钙屑砂岩碎屑成分统计表组分含量样品数（个）石英（%）长石（%）岩屑（%）杂基（%）胶结物（%）沉积岩变质岩岩浆岩总量方解石+白云石硅质总量元陆10井11218438722022元坝6井450.75140.7561.548.251717.634.6元坝205井440.7541.573.67146.243.521.521.5元坝271井339.662515.6756.6721.6721.67元坝2井228621072元坝222井112179518599元坝223井1348.071.639.5810.5850.162.212.3812.3824.76元坝224井442.52.552.59.5624.2512214元坝104井1354910598882.3.3储集空间类型通过岩心描述、铸体薄片和扫描电镜及成像测井资料观察，元坝气田西部区块须四段储集空间类型以粒间、粒内溶孔和裂缝为主，次为粘土杂基微孔，原生孔隙较为少见。（1）粒间溶孔：指在成岩演化的各个阶段，砂岩中的骨架颗粒组份（碎屑矿物）等在不同水介质环境中，因水岩反应而被溶蚀形成的各类孔隙。本区主要为碳酸盐岩岩屑颗粒边缘溶蚀和胶结物溶蚀而成，连通性差，主要呈斑点状，分布不均匀（图2-3-6）。（2）粒内溶孔：本区多发育为岩屑颗粒溶蚀形成的孔隙，常呈蜂窝状，岩屑主要为碳酸盐岩屑，溶孔直径0.03~0.2mm,分布较均匀（图2-3-6）。元坝104井，须四上亚段，4317m，钙屑粗砂岩粒间、粒内溶孔元坝205井，须四上亚段，4128m，碳酸盐岩岩屑粒内溶孔发育图2-3-6元坝气田西部区块须四段储层粒间、粒内溶孔照片（3）粘土杂基微孔：指粒间粘土矿物晶间微孔隙，本区粘土矿物主要为伊利石和高岭石，扫描电镜下多呈叶片状，孔隙呈斑点状或蜂窝状，孔隙细小，一般小于0.01mm，属于超微孔隙，扫描电镜下该类孔隙常见（图2-3-7）。元陆26井，4290.98m，须四下亚段，石英砂砾岩，粘土杂基微孔元坝104井，4175.46m，须四上亚段，钙屑细砂岩伊利石微孔隙图2-3-7元坝气田西部区块须四段储层粘土杂基微孔照片（4）裂缝元坝气田西部区块须四段裂缝类型分为宏观缝和微裂缝，裂缝既是油气产出的主要渗滤通道和储集空间，又大大改善了储层的渗滤能力。微裂缝主要为镜下观察到的构造微裂缝和一些颗粒破裂纹，颗粒破裂纹主要是脆性颗粒在构造和强烈压实下破裂产生，通常具有不规则的外形（图2-3-8）。元陆15井，须四段上亚段，4154.23-4154.43m，钙屑砂砾岩元陆26井，须四段下亚段，4291.05-4291.15m,石英砂砾岩图2-3-8元坝气田西部区块须四段微裂缝照片宏观缝可以通过岩心、成像测井等识别，也能通过井漏、次生矿物和声波曲线直接识别。通过分析岩心和成像测井资料表明，元坝气田西部区块须四段裂缝十分发育，以中、低角度的构造缝为主，主要发育在砂砾岩中，大部分被方解石、碳质泥岩充填，少部分未充填（图2-3-9~图2-3-11）。元陆7井，须四段下亚段，3312.14.-3312.44m，构造缝发育元陆7井，须四段下亚段，3316.80~3316.90m，构造缝发育图2-3-9元坝气田西部区块须四段裂缝照片图2-3-10元坝气田西部区块须四段裂缝与岩性关系图图2-3-11元坝气田西部区块须四段裂缝倾角直方图2.3.4物性特征元坝气田西部区块须四段储量申报区内共有8口井取心，其中5口井获得了物性分析资料，由小岩心样实测物性统计，砂砾岩孔隙度分布在0.93～3.84%之间，平均为1.94%；单井平均孔隙度分布1.16～3.17%（表2-3-2），孔隙度小于2%的样品为66%；2～3%之间占总数的13%，大于3%的为21%，表明须四段储层为低孔隙度储层。小岩心样渗透率分布在0.00307～0.796×10-3μm2，平均0.056×10-3μm2。单井平均渗透率分布0.0122～0.0841×10-3μm2，渗透率小于0.05×10-3μm2的样品占总数的79%、渗透率0.05～0.5×10-3μm2的占样品的19%、渗透率在0.5～1×10-3μm2的占样品的2%。表明须四段储层为低渗透率储层（图2-3-12）。表2-3-2元坝气田西部区块须四段岩心小岩样物性数据统计表井号样品数孔隙度(%)渗透率(10-3μm2)（个）岩性最小最大平均最小最大平均元陆7井4砂砾岩1.792.581.980.003070.24387260.1120元陆26井16砂砾岩1.723.843.170.01950.7960.1187元坝104井20钙屑细砂岩0.931.631.160.00520.02970.0148元坝122井3钙屑细砂岩1.251.41.330.01210.04240.0222元陆15井5杂色砂砾岩1.441.531.480.00410.02650.0122图2-3-12元坝气田西部区块须四段储层段岩心孔隙度、渗透率分布直方图由于须四段储层岩性主要为砂砾岩，裂缝发育，因此全直径样品更能代表储层有效物性。为了全面了解储层物性，对须四段进行了18个全直径物性样分析，砂砾岩全直径孔隙度分布在1.65～4.65%之间，平均为2.43%；水平渗透率分布在0.0104～241.4556×10-3μm2，平均0.4945×10-3μm2。全直径样品孔隙度比小岩样平均值高出0.61%，增量幅度为34%；全直径渗透率也有较大的增幅，更能反映储层裂缝发育特征。（小岩心样）（全直径样）图2-3-13元坝气田西部区块须四段孔隙度-渗透率相关性图元坝气田西部区块须四段岩心孔渗关系分析表明，孔隙度与渗透率总体上具有较好的正相关性，随着孔隙度增大渗透率呈上升趋势，揭示元坝气田西部区块须四段储层储集空间以孔隙为主，储层类型主要为孔隙型，部分样点随机分布，表现为裂缝型储层的特征（图2-3-13）。综上，元坝气田西部区块须四段为低孔、低渗裂缝-孔隙型储层。2.3.5储层发育影响因素分析影响碎屑岩储层物性的因素非常复杂，根据钻、录井资料、分析化验资料及测井解释综合研究表明，元坝气田西部区块须四段储层主要受沉积作用、成岩作用和构造破裂作用的综合控制。2.3.5.1沉积作用储层储集条件的好坏及其后期的变化均与沉积环境和沉积物类型有直接关系。（1）沉积微相对储层分布的影响沉积微相是决定储层好坏的基础，其分布影响了储层的空间展布，不同沉积微相的水动力条件及砂体岩石类型、结构构造、矿物组分、成分和结构成熟度不同。元坝气田西部区块须四段下亚段以辫状河三角洲平原辫状河道和前缘水下分流河道为主，储层主要发育在平原的辫状河道内，以一套石英砂砾岩为主，泥质含量较少，物性较好。须四段上亚段发育辫状河三角洲平原辫状河道，局部发育三角洲前缘水下分流河道等沉积微相。以辫状河三角洲平原辫状河道储层最为发育，泥质含量较少，物性较好，平面上连片发育，分布广、面积大。（2）沉积物组分对储层物性的影响沉积物组分对储层物性的影响主要表现为碎屑颗粒组分和填隙物对储层物性的影响。元坝气田西部区块须四段储层岩性主要为钙屑砂砾岩、石英砂砾岩，泥质含量少，脆性大，极易形成构造裂缝。2.3.5.2成岩作用元坝气田西部区块须四段储层成岩作用主要有压实、胶结、溶蚀等，其中压实作用和胶结作用通常使储层孔隙度降低，储集物性变差，而溶蚀作用则通常增大储层孔隙度，改善储集物性。(1)压实作用压实作用是致密化最主要的破坏性成岩作用类型，对于砂砾岩储层，压实作用对储层影响最大，因为碳酸盐岩屑颗粒碎性程度强，受压易碎变形，挤压进入孔隙形成假杂基而引起孔隙损失和渗透率的极大降低。(2)胶结作用须四段胶结作用主要为碳酸盐岩胶结和粘土矿物胶结，碳酸盐岩胶结最发育的是方解石胶结，方解石的胶结能增大石英的抗压强度，因此较低了压实强度，但是自生占据了大量空间，不利于原生孔隙的保存，而且阻碍了流体的流动，导致了孔渗的降低。(3)溶蚀作用溶蚀作用在须四段通常以溶蚀碳酸盐岩屑为主,部分碳酸盐岩胶结物和少量石英也遭受了溶蚀，溶蚀作用形成的次生孔隙是须四段重要的储集空间类型之一。电镜资料显示，次生溶孔中往往充填有自生高岭石，说明是热液沉淀的自生矿物，因此，被充填的溶孔也应该是有机酸性热液溶解作用的产物，元坝地区各烃源岩层位的热演化过程中释放有机酸热液形成了多期次的溶蚀孔。（4）成岩作用阶段根据孢粉颜色、岩石薄片观察、粘土矿物测试等资料分析，根据我国石油天然气行业标准“碎屑岩成岩阶段划分规范（SYT5477-2003）”，元坝气田须家河组岩石成岩阶段处于中成岩阶段B期（表2-3-3）。表2-3-3元坝气田须家河组成岩阶段划分标志对比表成岩期孢粉颜色自生矿物颗粒接触类型孔隙类型期亚期粘土岩I/S中S%伊利石绿泥石高岭石石英加大铁方解石铁白云石中成岩A桔黄-棕50-15呈针状、丝发状叶片状书页状Ⅰ、Ⅱ亮晶泥晶线次生孔发育，裂缝发育B棕黑≤15Ⅲ泥晶-亮晶线、线-缝合线次生孔减少，裂缝较发育须家河组桔黄-棕25-30呈针状、丝发状叶片状书页状Ⅰ、Ⅱ发育线次生孔发育，裂缝发育须家河组总体属于中成岩B期2.3.5.3构造破裂作用晚印支运动期，造山活动强烈，元坝气田西部区块经历了复杂的构造运动,在构造高部位的绕折带和倾覆端形成大量的中、低角度裂缝，裂缝两侧的易溶组分被溶蚀(图2-3-14)，表明破裂缝对次生溶孔形成有一定的贡献，可有效的改善致密砂岩的储集性能，是气藏获得高产的关键因素。元陆7井，须四段下亚段，3313.61-3313.65m，石英砂砾岩，裂缝发育元陆26井，须四段下亚段，4291.05-4291.15m,石英砂砾岩，微裂缝图2-3-14元坝气田西部区块须四段裂缝照片2.3.6储层综合评价元坝气田西部区块须四段下亚段储层岩性以石英砂砾岩为主，储集空间以粒间溶孔、粒内溶孔和裂缝为主、粘土杂基微孔次之。储层厚度分布在1.0～14.7m之间，主要发育于辫状河三角洲平原辫状河道微相。须四段上亚段储层岩性为钙屑砂砾岩、砂岩。储集空间以粒间溶孔、粒内溶孔和裂缝为主、粘土杂基微孔次之。储层厚度分布在1.8～14.1m之间，主要发育于辫状河三角洲平原辫状河道微相中（附图2-3-7～附图2-3-10）。通过单井对比，本区具有纵向上叠置、横向上连片的特点（附图2-3-11～附图2-3-14）。通过岩心物性资料和测井解释成果分析，须四段储层总体上为一套低孔、低渗的裂缝-孔隙型储层。2.3.7储层预测2.3.7.1储层预测思路及技术路线元坝气田西部区块须四段岩性以岩屑砂岩、砂砾岩为主夹少量的泥岩，储层主要分布于砂砾岩中，在这种致密砂砾岩中如何找到优质储层是储层预测的关键。综合预测方法主要建立在精细地质研究的基础上，通过对储层地质特征、测井特征综合分析，建立地质模型、储层地球物理模型、储层地震响应模式，通过反演进行储层定量预测和精细雕刻。须四段上亚段钙屑砂砾岩和下亚段石英砂砾岩均具有“高波阻抗、低伽马、高电阻率”的特征，电性特征相似，波阻抗范围一致（图2-3-15），因此将两套储层采用相同的技术方法进行预测。先利用伽马反演对波阻抗体进行过滤剔除泥岩，再用电阻率反演对岩屑砂岩、砂砾岩波阻抗体过滤，提取“高电阻率+高波阻抗”异常即得纯砂砾岩，最后根据孔隙度反演，依据孔隙度门槛值对纯砂砾岩体进行过滤，得到有效储层展布。综上所述，须四段按照如下技术路线开展储层预测工作（图2-3-16）。图2-3-15元坝气田西部区块须四段岩性参数统计图图2-3-16元坝气田西部区块须四段储层预测技术路线图2.3.7.2储层精细标定及地震响应特征储层精细标定是在地震地质层位标定的基础上对储层的准确位置进行精确标定，在此基础上分析储层的响应特征。从多口已测试单井储层精细标定结果来看（附图2-3-16、附图2-3-17），须四段上亚段储层地震响应特征为：储层顶界对应中强波峰响应，储层底界对应中强波谷响应；须四段下亚段储层地震响应特征为：储层顶界对应中弱波峰响应，储层底界对应强谷响应。2.3.7.3储层地震反演预测 1、波阻抗反演波阻抗反演是基于模型的约束稀疏脉冲反演的方法，其基本出发点是：地下的反射系数界面不是连续分布而是稀疏分布的，这一点与地质体的沉积规律是一致的。在对砂砾岩储层沉积特征、宏观展布以及构造精细解释的基础上，利用TT3x4、TT3x43、TT3x5三个层位作为约束，采用协同建模的方法构建低频模型，充分利用已有的钻井、测井资料开展相控井约束地震反演，得到波阻抗数据体（附图2-3-17~附图2-3-19）。须四段波阻抗分布范围是9000～18000g/cm3*m/s（附图2-3-21、附图2-3-22）。从须四段各岩性波阻抗统计来看，泥岩、岩屑砂岩和砂砾岩波阻抗值均有部分重叠，因此单纯的依据波阻抗无法区分泥岩、岩屑砂岩和砂砾岩（图2-3-17）。图2-3-17元坝气田西部区块须四段波阻抗统计直方图2、自然伽马反演本区内各井统计分析，自然伽马曲线可以很好的区分泥岩和岩屑砂岩、砂砾岩，分析认为自然伽马为50API可以作为剔除泥岩的界限（图2-3-18）。图2-3-18元坝气田西部区块须四段伽马与电阻率交会图自然伽马反演在波阻抗反演的基础上通过Emerge多属性反演得到，Emerge可以通过对属性或目标曲线做非线性转换以改进相关值，同时利用人工智能神经网络提高预测的精度和分辨率。从伽马反演结果来看，须四段中泥岩夹层能够较好的进行剔除，与井吻合较好（图2-3-19）。图2-3-19元坝气田西部区块须四段自然伽马反演前后波阻抗对比剖面3、电阻率反演本区单纯的应用伽马反演只能剔除泥岩，仍不能区分岩屑砂岩和砂砾岩，通过本区所有井统计分析认为电阻率为100Ω•m可以作为剔除岩屑砂岩的界限（图2-3-17），因而在伽马反演的基础上通过电阻率反演可以得到纯砂砾岩。电阻率反演仍然通过Emerge多属性反演得到，从电阻率反演结果来看，须四段中岩屑砂岩能够较好的进行剔除，与井吻合较好（图2-3-20）。图2-3-20元坝气田西部区块须四段电阻率反演前后波阻抗对比剖面4、孔隙度反演利用Emerge多属性分析确定最佳属性与孔隙度的相关性，开展孔隙度反演，得到须四段孔隙度反演数据体。从预测的结果来看，工区须四段上亚段预测孔隙度总体在2.0-5.3%之间，下亚段预测孔隙度总体在2.0-5.2%之间，与测井解释的孔隙度基本相符（附图2-3-22、附图2-3-23）。5、储层有效厚度预测在波阻抗反演的基础上，利用伽马反演去泥、电阻率反演去岩屑砂岩得到纯砂砾岩，再利用孔隙度反演，满足孔隙度大于2.0%且波阻抗值为13800～17600g/cm3*m/s，即为有效砂砾岩储层分布（图2-3-21、图2-3-22）。通过与实钻井的对比，须四段储层厚度预测结果与井吻合程度较高（表2-3-4、表2-3-5），须四段上亚段储层厚度预测绝对误差小于0.9m，下亚段储层厚度预测绝对误差小于0.6m。图2-3-21元坝气田须四段储层、非储层波阻抗与孔隙度交汇图从须四段上亚段有效储层厚度预测结果来看，储层整体上大面积展布，西南部较厚，向东逐渐减薄，工区北部地层由于九龙山背斜抬升影响，储层遭受剥蚀，储层厚度介于0~17.8m之间，其中元坝205井区厚度最大（附图2-3-24），储层展布特征与平面沉积微相基本一致（表2-3-4）；从须四段下亚段储层有效厚度预测结果来看，储层在工区北部大面积展布，储层厚度介于0~14.9m之间，其中元陆10井区厚度最大（附图2-3-25），储层厚度展布特征与平面沉积微相基本一致（表2-3-4）。图2-3-22元坝气田西部区块须四段有效储层波阻抗剖面图表2-3-4元坝气田须四段上亚段预测储层厚度与实钻储层厚度对比表2.4圈闭特征2.4.1圈闭边界确定钻井、测井及测试资料综合研究表明，元坝气田西部区块须四段储层主要分布在辫状河三角洲平原辫状河道微相，须四段上亚段储层岩性以钙屑砂砾岩为主，须四段下亚段储层岩性以石英砂砾岩为主，储层分布受岩性控制，表现为岩性圈闭特征。在波阻抗反演的基础上，利用伽马反演去泥、电阻率反演去岩屑砂得到纯砂砾岩，再利用孔隙度反演，满足孔隙度要求的高阻抗背景下相对低阻抗分布即为钙屑、石英砂砾岩有效储层分布，须四段岩性圈闭边界以地震预测有效储层厚度零线为边界。2.4.2圈闭特征通过元坝气田须四段钻井、测试及储层预测资料，识别出须四段上亚段岩性圈闭和须四段下亚段岩性圈闭（附图2-4-1、附图2-4-2、表2-4-1），圈闭内部为物性较好、储层横向上联通，上、下亚段圈闭之间由须四中亚段泥岩、粉砂岩等相隔。表2-4-1元坝气田西部区块须四段岩性圈闭要素表区块序号圈闭名称层位圈闭类型圈闭面积（km2）闭合幅度（m）高点海拔（m）可靠程度地质地震元坝1须四段上亚段岩性圈闭须四段上亚段TT3X43岩性圈闭758.741490-2610可靠2须四段下亚段岩性圈闭须四段下亚段TT3X41岩性圈闭431.741480-2610可靠1、须四段上亚段岩性圈闭：该圈闭位于元坝气田西部区块，主要处于辫状河三角洲平原辫状河道微相分布区，地震资料品质好，分布于Ⅰ类品质区，剖面波组连续，特征清楚，圈闭可靠。圈闭面积758.74km2，圈闭高点位于元陆7井东北侧矿权线上，海拔-2610m，埋深3082m，圈闭最低点位附近，海拔-4100m，埋深4572m，闭合幅度为1490m。岩性圈闭储层预测厚度最大为17.8m。该岩性圈闭内有37口完钻井，其中3口井为工业气流井。元陆8井须四段上亚段测试获得日产11.23×104m3的中产工业气流，未见水；元坝222井须四段上亚段测试获得日产11.86×104m3的低产工业气流，未见水；元坝224井须四段上亚段测试获得日产55.08×104m3的高产工业气流，未见水。2、须四段下亚段岩性圈闭：该圈闭为须四段下亚段岩性圈闭，位于元坝气田西北部，分布于辫状河三角洲平原辫状河道微相区，地震资料品质好，分布于Ⅰ类品质区，剖面波组连续，特征清楚，圈闭可靠。圈闭面积431.74km2，圈闭高点位于元陆7井东北侧矿权线上，海拔-2610m，埋深3082m，圈闭最低点位于元陆6井附近，海拔-4020m，埋深4562m，闭合幅度为1480m。岩性圈闭储层预测厚度最大近14.9m。该岩性圈闭内有22口完钻井，其中1口井为工业气流井。元陆10井须四段下亚段测试获得日产13.62×104m3的中产工业气流，未见水。2.5气藏特征2.5.1气藏控制因素及划分2.5.1.1天然气成因与来源元坝地区须家河组的天然气组分特征与四川盆地其它地区基本一致，基本表现出甲烷含量高（90%以上），干燥系数大，不含H2S，而海相（上二叠统、下三叠统）天然气组分特征是甲烷含量低（80%或者更低），H2S含量高，通过天然气组分对比分析可以得出须家河组天然气表现出与海相天然气截然不同的特点。须家河组天然气的甲烷碳同位素13C1值分布在-29.2‰～-35.2‰范围，表明热演化程度相对较高。其乙烷碳同位素变化较大，13C2值在-21.5‰～-30.2‰之间，与四川盆地典型的须家河组陆相煤型气相同，说明须家河组的天然气应该主要来源于本组的煤系烃源岩。2.5.1.2油气成藏特征元坝气田紧邻须家河组烃源岩的沉积沉降中心和生烃中心，须家河组气藏天然气主要来源于本组内煤系烃源岩。须一段、须二中亚段、须三及须五段暗色泥岩厚度较大，岩性纯，且均达到了好烃源岩的标准，能为须四段储层提供充足的烃源，同时又可以作为盖层，构成“三明治”型的生储盖组合模式。须四段储层主要为辫状河三角洲平原辫状河道微相，储层的规模、物性受到沉积相带、成岩作用和构造破裂作用的综合控制，具有纵向上相互叠置、横向上大面积分布的特征。元坝气田西部区块断层相对不发育，主要为Ⅲ级断层，有利于提供油气运移通道，改善储层的渗透性，油气保存条件好。须家河组烃源岩在早侏罗世末进入生烃门限，晚侏罗世末进入生油高峰期，晚白垩世～早第三纪进入生气高峰，油气向上或向下直接运移至砂岩储集成藏。2.5.1.3气藏主控因素有利沉积相带和裂缝控制了元坝气田须四段气藏的富集高产，沉积相控制钙屑砂砾岩储层的分布和规模，裂缝既是油气运移的通道又是油气聚集的空间，使储层渗透性显著提高。2.5.2气藏类型与要素2.5.2.1气藏类型元坝气田共有完钻井60口，元坝气田西部区块须四段在储量申报范围内4口井完成试气，元陆8井、元坝222井、元坝224井在须四段上亚段，元陆10井在须四段下亚段均获工业气流，储量申报区各井均解释了不同厚度的气层。这表明元坝气田西部区块须四段气层分布范围广，气藏具有大面积整体含气的特征，且气藏不受构造控制。根据地震储层预测成果，结合气藏特征描述（附图2-5-1～附图2-5-3），元坝气田西部区块须四段气藏具有大面积分布特点，实钻资料亦证实气藏的含气范围不受构造控制，受有利沉积相带的控制，表现为岩性气藏的特征。综合研究认为，元坝气田西部区块须四段气藏主要受砂砾岩分布的控制，为致密砂砾岩岩性气藏。2.5.2.2气藏要素1、气水界面分析（1）测试成果证实的含气底界本次储量申报区内均未钻遇水层。元陆8井须四段上亚段3646.0-3655.0m测试获天然气11.23×104m3/d，无水，测试段底界海拔-2903.68m；元坝222井须四段上亚段4327.0-4363.0m测试获天然气11.86×104m3/d，无水，测试段底界海拔-3895.95m；元坝224井须四段上亚段4203.0-4266.0m测试获天然气55.08×104m3/d，无水，测试底界海拔-3790.09m；元陆10井须四段下亚段4069.0-4077.0m测试获天然气13.62×104m3/d，无水，测试段底界海拔-3339.38m。根据测试资料，元坝气田西部区块须四段上亚段气藏底界至少应该在-3895.95m以下，须四段下亚段气藏底界至少应该在-3339.38m以下。（2）测井解释含气底界本区须四段测井解释均未解释水层。依据元坝气田西部区块须四段测井解释成果，须四段上亚段测井解释气层底界最深为元坝28井，气层底界井深4598.4m，海拔为-4056.5m；须四段下亚段测井解释气层底界最深为元坝28井，气层底界井深4639