天然气地球科学 >

2024 , Vol. 35 >Issue 6: 1014 - 1030

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2024.01.009

天然气地质学

四川盆地川中地区侏罗系沙溪庙组致密砂岩气差异成藏特征及主控因素

  • 刘恒宇 , 1, 2 ,
  • 刘明洁 , 1, 2 ,
  • 肖尧 3 ,
  • 曾青高 4 ,
  • 宋林珂 3 ,
  • 曹脊翔 3 ,
  • 王锦西 3 ,
  • 李唐律 3 ,
  • 梁晨 1, 2
展开
  • 1. 西南石油大学地球科学与技术学院，四川 成都 610500
  • 2. 西南石油大学天然气地质四川省重点实验室，四川 成都 610500
  • 3. 中国石油西南油气田分公司致密油气勘探开发项目部，四川 成都 610056
  • 4. 中国石油西南油气田分公司开发事业部，四川 成都 610000
刘明洁（1985-），男，湖北荆门人，博士，副教授，主要从事致密砂岩储层及油气藏研究. E-mail： .

刘恒宇（1996-），男，四川内江人，硕士研究生，主要从事致密砂岩油气藏研究. E-mail： .

收稿日期: 2023-09-16

  修回日期: 2024-01-15

  网络出版日期: 2024-01-23

收起

Differential accumulation characteristics and main controlling factors of the Jurassic Shaximiao Formation tight sandstone gas in the central Sichuan Basin

  • Hengyu LIU , 1, 2 ,
  • Mingjie LIU , 1, 2 ,
  • Yao XIAO 3 ,
  • Qinggao ZENG 4 ,
  • Linke SONG 3 ,
  • Jixiang CAO 3 ,
  • Jinxi WANG 3 ,
  • Tanglü LI 3 ,
  • Chen LIANG 1, 2
Expand
  • 1. School of Earth Science and Technology，Southwest Petroleum University，Chengdu 610500，China
  • 2. Sichuan Natural Gas Geology Key Laboratory，Southwest Petroleum University，Chengdu 610500，China
  • 3. Tight Oil and Gas Exploration and Development Project Department of PetroChina Southwest Oil and Gasfield Company，Chengdu 610056，China
  • 4. Development Division，PetroChina Southwest Oil and Gasfield Company，Chengdu 610000，China

Received date: 2023-09-16

  Revised date: 2024-01-15

  Online published: 2024-01-23

Supported by

The Science and Technology Project of PetroChina Southwest Oil and Gasfield Company(20210303-24)

the National Natural Science Foundation of China(41872154)

Fold

摘要

四川盆地川中地区侏罗系沙溪庙组多期砂组气藏含气丰度以及同期砂组气藏富集程度均存在明显差异，严重制约着沙溪庙组致密砂岩气进一步勘探开发。通过对沙溪庙组致密砂岩天然气藏差异分布特征表征，综合分析烃源岩、储层、成藏期古构造、断—砂配置及演化等成藏要素，结合前人已有认识，认为川中地区沙溪庙组致密砂岩气差异成藏受控于天然气差异来源、优质储层、成藏期有利断—砂配置类型及古今有利断—砂配置演化，提出了“双烃源岩差异供烃，断—砂配置差异充注，优质储层差异富集，断—砂演化差异调整”的差异成藏演化模式。在该模式下，川中地区沙溪庙组气藏由须五段煤型气与大安寨段油型气“双源”供烃，研究区北东至南西表现为油型气—混合气—煤型气特征，气藏表现差异供烃；成藏期断层与缓倾角砂体对接（③类）砂组气藏丰度优于断层与近水平砂体对接（①类）砂组，气藏呈现差异充注；优质储层储集能力好并且富集程度高，气藏形成差异富集；继承保存型断—砂演化（Ⅰ型）气藏含气性最优，次为调整残留型（Ⅱ型），反转散失型（Ⅲ型）最差，气藏受到差异调整。

关键词： 差异成藏; 致密砂岩气; 主控因素; 沙溪庙组; 川中地区

本文引用格式

刘恒宇 , 刘明洁 , 肖尧 , 曾青高 , 宋林珂 , 曹脊翔 , 王锦西 , 李唐律 , 梁晨 . 四川盆地川中地区侏罗系沙溪庙组致密砂岩气差异成藏特征及主控因素[J]. 天然气地球科学, 2024 , 35(6) : 1014 -1030 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2024.01.009

Abstract

There are significant disparities in both the gas abundance and enrichment degree of Jurassic Shaximiao Formation gas reservoirs in the central Sichuan Basin， posing a serious hindrance to the exploration and development of tight sandstone gas in this formation. To address this， the present study conducts a comprehensive analysis of various reservoir formation factors， including source rock， reservoir characteristics， paleo-structure during the accumulation period， fault-sand configuration， and their evolutionary patterns. By integrating previous knowledge， it is concluded that the differential reservoir formation of tight sandstone gas in the central Sichuan region is primarily influenced by the presence of high-quality reservoirs， favorable fault-sand configuration types during the accumulation period， and the evolution of such configurations throughout ancient and modern times. In line with this analysis， a novel model for the evolution of differential reservoirs is proposed， encompassing key elements such as differential hydrocarbon supply from two distinct source rocks， differential fault-sand configuration， differential enrichment of high-quality reservoirs， and differential adjustment of fault-sand evolution. Specifically， the Shaximiao Formation gas reservoir in central Sichuan receives differential hydrocarbon supply from two distinct sources： coal-type gas from the Xu5 Member and oil-type gas from the Da'anzhai Member. Moreover， the characteristics of oil-type gas， mixed gas， and coal-type gas exhibit noticeable variations across the study area， particularly from the northeast to the southwest. During the accumulation period， the abundance of gas reservoirs in the sand group with faults and gently inclined sand bodies （Type ③） surpasses that in the sand group with faults and near-horizontal sand bodies （Type ①）. Additionally， the gas reservoirs exhibit differential charging. High-quality reservoirs demonstrate excellent reservoir capacity and a high degree of enrichment， contributing to the differential enrichment of gas reservoir formation. Furthermore， the gas content of the reservoirs varies depending on the type of fault-sand evolution. The inheritance-preserved fault-sand evolution （type I） yields the highest gas content， followed by the adjusted residual type （type II）， while the reverse loss type （type III） exhibits the lowest gas content. This indicates that the gas reservoirs undergo differential adjustments throughout their evolution.

Key words： Differential accumulation; Tight sandstone gas; Main control factors; Shaximiao Formation; Central Sichuan Basin

0 引言

随着当前世界能源结构逐渐转变，以致密砂岩气为代表的非常规油气资源已成为油气勘探领域的重要组成部分，是未来天然气增储上产的重要领域［1-3］。目前众多学者针对致密砂岩气藏富集成藏的研究主要集中在地质特征分析［4-5］、成藏机理探讨［6-7］、勘探技术改进［8-10］等方面，前人［11-16］对川中地区沙溪庙组开展了构造、地层层序、沉积、储层、成藏规律的研究，取得了不少成果和认识，认为沙溪庙组致密砂岩气藏具有“源、储、断”等因素控藏的特点及“凹陷富烃、三角洲控砂、断砂输导及近源成藏”的成藏模式［13］。
四川盆地中侏罗统沙溪庙组致密砂岩气藏具有埋藏浅、投资少、效益高等特点，主要勘探发现集中在川西地区、川东地区五宝场、蜀南地区大塔场等。近年来，川中地区沙溪庙组致密砂岩气先后在秋林、金华、八角场等地获得重大天然气勘探突破，累计提交探明储量达千亿立方米，表现出广阔的勘探开发前景［13-16］。但在勘探开发实践中发现，川中地区沙溪庙组多期砂组在同一区块含气丰度存在明显差异、同期砂组在不同区块气藏富集程度也具有较大差别，这一问题严重制约着沙溪庙组致密气进一步勘探开发，对川中地区沙溪庙组差异成藏富集规律及主控因素研究亟需进一步深入。为此，本文充分利用岩心、测录井、地震、测试分析和生产动态等资料，在剖析沙溪庙组多期砂组差异成藏特征的基础上，综合分析烃源岩、储层、断—砂配置关系及演化等成藏要素，结合前人已有认识，总结差异成藏主控因素，建立差异成藏演化模式，旨在为川中地区沙溪庙组致密砂岩气进一步勘探开发提供理论指导。

1 研究区概况

四川盆地处于古扬子板块的西北缘，是一个在上扬子克拉通基础上发展起来的叠合盆地，盆地内部主要以断裂为界限分为6个次一级构造带［17-18］，研究区构造上隶属于川中古隆中斜平缓带与川北古中坳陷低缓带。研究区构造—沉积演化过程与四川盆地密不可分，历经加里东、海西、印支、燕山及喜马拉雅等多旋回构造运动作用，相继沉积了中三叠统及以下以碳酸盐岩为主的海相地层和上三叠统及以上以砂泥岩为主的陆相地层［19］。其中印支以来的构造作用对沙溪庙组具有重要影响，印支运动晚幕使四川盆地由前陆盆地向陆内坳陷盆地转换，进入侏罗纪“红色盆地”演化阶段，东北部的米仓山和大巴山迅速隆升，成为侏罗系沉积的主要物源区，此时川中地区为低缓斜坡带［20］。在此古构造背景下，川中地区沙溪庙组发育一套陆源碎屑岩性组合，厚度约为1 000~1 500 m，以紫红色泥岩为主，夹浅灰色砂岩，属河流—三角洲相沉积，暗色泥岩不发育，自身不具生烃能力［20］（图1）。
图1 研究区位置、取心采样井分布（a）及沙溪庙组地层柱状图（b）（据文献［11，16］修改）

Fig.1 Location and distribution（a） of core sampling wells in the study area， as well as the stratigraphic column（b） of the Shaximiao Formation （modified according to Refs.［11，16］）

研究区划分为简阳区块和金秋区块2个富气区，其中简阳区块包括TF井区，金秋区块包括JQ5井区、JQ8井区、QL16井区、BJC井区及ZQ1井区［图1（a）］。研究区位于隆坳过渡的斜坡带，沙溪庙组气藏表现为构造背景下发育的岩性气藏。气藏平均甲烷含量在90%以上，重烃组分低，不含硫，气质好；实测地层水均为氯化钙型，气藏封闭性好；气藏实测地层温度为56.67~83.6 ℃，地温梯度为2.05~2.39 ℃/100 m，属于正常地温系统；实测地层压力为7.35~27.39 MPa，地层压力系数为0.38~1.2，属于低压—常压气藏。川中地区部署沙溪庙组专层井125口，试气完成井83口，井均测试产量39.1×104 m3/d，井均无阻流量93.8×104 m3/d，勘探开发成果显著、潜力大，已成为四川盆地致密气勘探开发新焦点。

2 差异分布特征

2.1　天然气纵向差异分布特征

川中地区沙溪庙组以叶肢介页岩为界划分为沙一段和沙二段，纵向上可划分为23期砂组，其中沙一段5期砂组，沙二段18期砂组［11］，累计证实13期河道砂组含油气［13］。
统计研究区沙溪庙组多期砂组获气井162口发现，纵向上富气砂组气藏主要分布在沙一段1号、3号和5号砂组以及沙二段6号、8号和9号砂组。其中1号砂组获气井7口，占比4.32%；3号砂组获气井10口，占比6.17%；5号砂组获气井7口，占比4.32%；6号砂组获气井42口，占比25.93%；8号砂组获气井83口，占比51.23%；9号砂组获气井13口，占比8.02%［图2（a）］。
图2 研究区沙溪庙组多期砂组获气井数及测试产能分布统计直方图

（a）研究区沙溪庙组多期砂组获气井数统计直方图；（b）研究区沙溪庙组多期砂组测试产能统计直方图

Fig.2 Statistical histogram of gas well number and test productivity distribution of Shaximiao Formation in the study area

依据千米井深单井稳定天然气产量标准将气井划分为高产（>10×104 m3/d）、中产［（3~10）×104 m3/d］、低产［（0.3~3）×104 m3/d］、特低产（<0.3×104 m3/d）4类。其中，1号砂组中产井占比14.3%，低产井占比57.1%，以中低产气井为主；3号砂组中产井占比30%，低产井占比40%，以中低产气井为主；5号砂组中产井占比42.9%，低产井占比28.6%，以中低产气井为主；6号砂组高产井占比54.7%，中产井占比26.2%，以中高产气井为主；8号砂组高产井占比30.1%，中产井占比34.9%，以中高产气井为主；9号砂组高产井占比7.7%，中产井占比76.9%，以中产气井为主［图2（b）］。因此，川中地区沙溪庙组致密砂岩气纵向上6号、8号、9号砂组气藏相对1号、3号、5号砂组气藏更为富集。

2.2　天然气平面差异分布特征

多期砂组气藏平面上同样表现出明显差异。其中，1号砂组气藏气井主要分布在简阳区块TF井区和金秋区块JQ5井区，TF井区气井以低产井和特低产井为主，JQ5井区以中产井和低产井为主，富集区主要位于JQ509井区［图3（a）］；3号砂组气藏气井主要分布在简阳区块TF井区和金秋区块JQ8井区，TF井区气井以中产井、低产井及特低产井为主，JQ8井区以中产井和低产井为主，富集区主要位于YQ211—YQ212井区及JQ8井区［图3（b）］；5号砂组气藏气井主要分布在简阳区块TF井区和金秋区块JQ8井区，TF井区气井以中产井和低产井为主，JQ8井区以低产井和特低产井为主，富集区主要位于YQ11—YQ202井区［图3（c）］。
图3 研究区沙溪庙组多期砂组储能系数及不同产能出气井平面分布

（a）1号砂组储能系数及不同产能出气井平面分布图；（b）3号砂组储能系数及不同产能出气井平面分布图；（c）5号砂组储能系数及不同产能出气井平面分布图；（d）6号砂组储能系数及不同产能出气井平面分布图；（e）8号砂组储能系数及不同产能出气井平面分布图；（f）9号砂组储能系数及不同产能出气井平面分布图

Fig.3 Energy storage coefficient of multi-stage sand group and plane distribution of gas producing wells with different production capacity of Shaximiao Formation in the study area

6号砂组气藏气井主要分布在金秋区块JQ5井区和ZQ1井区，JQ5井区以高产井、中产井及低产井为主，ZQ1井区以高产井为主，富集区主要位于JQ507—JQ512井区和ZQ201—ZQ204井区［图3（d）］；8号砂组气藏气井主要分布在金秋区块JQ8井区、QL16井区及JQ5井区，JQ8井区以高产井、中产井和低产井为主，QL16井区以高产井、中产井和低产井为主，JQ5井区以高产井和特低产井为主，富集区主要位于JQ830—JQ815井区、QL211—QL16井区及JQ506—YT207井区［图3（e）］；9号砂组气藏气井主要分布在ZQ1井区，ZQ1井区以高产井和中产井为主，富集区主要位于ZQ3H井区。总体上，1号、3号和5号砂组气藏富集区主要分布在简阳区块，而6号、8号和9号砂组富集区主要分布在金秋区块［图3（f）］。

3 差异成藏条件

3.1　天然气来源及烃源条件

勘探实践和众多研究表明，沙溪庙组天然气主要来自于下伏上三叠统须家河组（以须家河组五段为主）暗色含煤泥页岩及自流井组大安寨段暗色泥岩［12-14，21-23］。从实验及统计结果可知，沙溪庙组天然气以甲烷为主，含量为83.68%~97.34%，乙烷含量为3.52%~8.47%，丙烷含量为0.43%~3.78%，非烃气体主要为N2、CO2，不含硫化氢，N2含量为0.06%~2.77%，CO2含量为0%~1.33%（表1）。天然气组分Ln（C1/C2）—Ln（C2/C3）判识图版能较好地解释并区分原油裂解气和干酪根降解气［24］，本文利用该图版对川中地区沙溪庙组天然气成因进行解释，研究区沙溪庙组天然气成熟度介于0.8%~1.4%之间，总体显示其为干酪根降解气，但不同井区成熟度具有一定差异。其中，BJC井区R O值介于0.8%~1.05%之间，与该区大安寨段烃源岩镜质体反射率1.0%~1.1%接近［12］；TF井区与JQ8井区R O值介于1.2%~1.4%之间，与该区须五段烃源岩镜质体反射率1.1%~1.5%接近［12］；JQ5井区与QL16井区R O值介于1.05%~1.25%之间，热演化程度显示出更为复杂的情况，主要显示出与该区须五段烃源岩镜质体反射率1.1%~1.5%接近［12］，部分显示出与该区大安寨段烃源岩镜质体反射率1.0%~1.1%更为接近［12］［图4（a）］。整体而言，川中地区沙溪庙组天然气主要来源于须五段烃源岩，大安寨段烃源岩也有部分贡献。
表1 研究区须家河组、大安寨段、沙溪庙组天然气组分及碳同位素测试数据

Table 1 Test data of natural gas components and carbon isotopes in Xujiahe Formation, Da′ anzhai Member and Shaximiao Formation in the study area

层位 井号 主要组分/% δ13C/‰（VPDB）
CH4 C2H6 C3H8 N2 CO2 δ13C1 δ13C2 δ13C3
大安寨段 J53 82.5 8.3 4.56 0.77 1.25 —49.33 —36.18 —30.47
J60 81.45 8.5 3.85 1.12 0.97 —47.02 —33.49 —27.7
XC1 77.08 7.6 4.25 0.58 2.65 —46.69 —35.03 —29.89
J62 79.58 7.63 4.98 0.43 1.55 —40.31 —27.45 —19.81
J70 77.43 8.23 5.66 0.32 2.13 —39.43 —28.6 —21.27
须家河组 JH2 89.85 5.13 0.81 0.73 0.84 —42.25 —24.52 —24.36
J53 92.9 4.95 1.52 0.38 \\ —40.16 —26.06 —24.36
J2 91.3 5.84 1.37 0.53 0.36 —39.4 —25.19 —23.53
FT1 91.44 4.52 1.12 0.28 0.21 —38.3 —25.0 —23.53
JT1 92.17 4.61 1.08 0.34 0.47 —37.2 —25.1 —23.81
TF1 90.18 5.05 0.85 0.81 0.22 —36.98 —24.62 —22.61
XC1 92.56 4.85 0.62 1.12 0.45 —38.08 —24.71 —22.61
J43 90.22 5.21 1.25 0.42 0.33 —37.86 —24.04 —21.33
金秋区块QL16井区沙二段 QL17 92.77 4.74 2.06 0.64 0.13 —38.74 —27.4 —27.29
QL10 91.21 5.28 1.61 0.65 0.03 —36.1 —24.13 —21.97
QL16 89.54 5.98 1.21 0.63 0.05 —35.77 —23.56 —20.87
QL205 91.87 4.93 1 1.28 0.02 —35.22 —24.71 —22.98
金秋区块BJC井区沙二段 J53 88.41 7.32 2.58 0.7 \\ —38.52 —31.63 —23.26
J62 90.62 7.56 2.87 2.46 \\ —37.75 —31.54 —22.52
J60 85.8 8.47 3.78 1.21 \\ —37.75 —32.88 —23.17
J70 88.9 7.05 2.83 0.58 0.02 —37.53 —32.21 —22.61
金秋区块JQ8井区沙二段 JQ8 91.3 5.26 1.25 0.85 0.04 —38.04 —26.35 —22.98
JH5 91.01 5.68 1.34 0.37 0.27 —36.29 —24.81 —21.51
金秋区块JQ5井区沙一段 J23 89.02 4.8 1.93 2.77 0.11 —39.36 —26.92 —22.16
JQ2 83.68 6.12 4.52 0.06 1.33 —37.38 —26.54 —20.96
QL18 88.34 5.2 1.85 0.08 0.05 —36.94 —27.21 —25.37
JQ6 90.21 5.52 1.52 1.24 0.14 —34.64 —24.33 —22.25
简阳区块TF井区沙一段 YQ2 91.28 3.65 0.52 1.02 0.04 —39.4 —24.9 —22.24
YQ3 92.35 3.52 0.43 0.78 0.01 —40.78 —26.14 —22.92
JS1 90.22 4.52 0.78 0.15 0.08 —39.38 —26.46 —23.44

注：“\\”表示无数据

图4 研究区中侏罗统沙溪庙组天然气成因特征

（a）研究区沙溪庙组天然气组分成因判识图（图版据文献［24］）；（b）中江气田沙溪庙组天然气组分成因轻烃参数对比图（据文献［23］）；（c） 研究区沙溪庙组天然气成因判识图；（d）研究区沙溪庙组天然气成因类型平面分布图

Fig.4 Genetic characteristics of natural gas in Shaximiao Formation of Middle Jurassic in the study area

此外，气源对比常用轻烃与源岩抽提轻烃的相关性来判断，邻区中江气田沙溪庙组的天然气与X11井和LS1井须五段烃源岩轻烃的参数有较高的相似性，与X11井须三段烃源岩和LS1井小塘子组烃源岩轻烃配对参数相关性较差，表明须五段烃源岩为沙溪庙组天然气的主要来源［23］［图4（b）］。
川中地区须家河组天然气碳同位素组成整体偏重，δ13C1值介于-36.98‰~-42.25‰之间，δ13C2值介于-24.04‰~-26.06‰之间，δ13C3值介于-21.33‰~-24.36‰之间；而大安寨段天然气碳同位素组成整体偏轻，δ13C1值介于-39.43‰~-49.33‰之间，δ13C2值介于-27.45‰~-36.18‰之间，δ13C3值介于-19.81‰~-30.47‰之间；沙溪庙组天然气碳同位素组成则显示更为复杂的情况，δ13C1值介于-34.64‰~-40.78‰之间，δ13C2值介于-23.56‰~-32.88‰之间，δ13C3值介于-20.87‰~-27.29‰之间（表1）。天然气δ13C1值常用于判识烃源岩热演化程度，而天然气δ13C2值则是判识天然气成因类型的常用指标，煤型气的δ13C2值一般高于-27‰，油型气的δ13C2值低于-29‰，介于二者之间为煤型气和油型气的混合气［25-26］。研究区须家河组天然气主要来源于须家河组烃源岩，为典型煤型气；大安寨段天然气主要来源于大安寨段烃源岩，为典型油型气，断裂发育区域因须家河组天然气混入而呈现混合气；BJC井区沙溪庙组天然气主要为油型气，天然气主要来自大安寨段烃源岩；JQ8井区及TF井区沙溪庙组天然气主要为煤型气，天然气主要来自须五段烃源岩；JQ5井区、QL16井区沙溪庙组天然气主要为煤型气，部分表现为混合气，天然气主要来源于须五段烃源岩，大安寨段烃源岩也有部分贡献［图4（c）］。研究发现，川中地区沙溪庙组天然气平面上由北东至南西呈油型气—混合气—煤型气的特征［图4（d）］。
研究区取心以沙溪庙组砂岩为主，本文研究对TF1井及FT1井获得的22个须家河组泥页岩岩心样品进行了TOC分析，实验数据显示须家河组泥页岩TOC值范围为0.59%~1.8%，平均值为1.12%（表2）。根据石油天然气行业标准《烃源岩地球化学评价方法》（SY/T 5735—2019），须家河组和大安寨段泥岩TOC≥0.5%可视为烃源岩，因此该22个泥页岩样品均为烃源岩。
表2 研究区须家河组烃源岩总有机碳（TOC）及对应GR值

Table 2 Total organic carbon (TOC) of source rocks of the Xujiahe Formation in the study area and corresponding gamma ray (GR) values

井号 深度/m 层位 岩性

TOC

/%

 GR/API
TF1 2 858 须五段 黑灰色页岩 1.28 98
TF1 2 804 须五段 灰黑色页岩 1.17 96
TF1 2 536 须五段 灰黑色页岩 1.16 84
TF1 2 716 须五段 深灰色页岩 1.13 92
TF1 2 736 须五段 深灰色页岩 1.03 91
TF1 2 868 须五段 黑灰色页岩 0.94 81
TF1 2 879 须五段 灰黑色页岩 0.88 82
TF1 2 492 须五段 灰黑色页岩 0.86 82
TF1 2 510 须五段 深灰色粉砂质泥岩 0.76 80
FT1 3 430.39 须五段 黑色泥岩 1.80 106
FT1 3 432.87 须五段 深灰色泥岩 0.83 83
FT1 3 433.78 须五段 黑色泥岩 0.96 91
FT1 3 434.08 须五段 黑色泥岩 0.90 89
FT1 3 434.4 须五段 深灰色粉砂质泥岩 1.45 95
FT1 3 434.67 须五段 深灰色粉砂质泥岩 1.56 100
FT1 3 434.93 须五段 深灰色粉砂质泥岩 1.11 93
FT1 3 435.41 须五段 深灰色粉砂质泥岩 1.04 95
FT1 3 437.9 须五段 深灰色粉砂质泥岩 1.32 99
FT1 3 434.03 须五段 黑色泥岩 1.00 89
FT1 3 433.08 须五段 黑色泥岩 0.59 78
FT1 3 430.56 须五段 黑色泥岩 1.49 108
FT1 3 430.08 须五段 深灰色粉砂质泥岩 1.40 106
由于获得的烃源岩样品较少，无法通过实测数据分析整个研究区TOC的纵向和平面分布。基于测井自然伽马（GR）值对烃源岩有机质较为敏感的特点，TOC与GR值具有良好的线性关系，通过拟合得到TOC与GR的数学模型，利用岩电归位后测井曲线GR值计算研究区未取样钻遇井须五段和大安寨段烃源岩的TOC值，统计TOC≥0.5%的烃源岩厚度，进而绘制研究区烃源岩厚度与TOC平面分布图（图5）。
图5 研究区须五段、大安寨段烃源岩特征

（a）须五段烃源岩厚度平面分布图；（b）须五段烃源岩平均TOC平面分布图；（c）大安寨段烃源岩厚度平面分布图；（d）大安寨段烃源岩平均TOC平面分布图

Fig.5 Source rock characteristics of Xu5 Member and Da′anzhai Member in the study area

研究发现，须五段烃源岩厚度为2.8~397.3 m，平均值为245.41 m，高值区主要位于TF井区及JQ8井区，整体呈现西厚（>200 m）东薄（<160 m）［图5（a）］；TOC值为0.7%~1.8%，平均值为1.17%，高值区主要位于TF井区、JQ8井区，整体呈现西高（>1.0%）东低（<0.9%）［图5（b）］；大安寨段烃源岩厚度为4.9~117.5 m，平均值为45.8 m，高值区主要位于JQ5井区及ZQ1井区，整体呈现北东厚（>50 m）南西薄（<40 m）［图5（c）］；TOC值为0.6%~1.7%，平均值为1.0%，高值区主要位于JQ5井区、JQ8井区及ZQ1井区，整体呈现北东、北西高（>1.0%）南西、南东低（<0.9%）［图5（d）］。总体上，须五段优质烃源岩主要分布在研究区西部，大安寨段优质烃源岩主要分布在研究区北东部。

3.2　储集条件

本文研究基于川中地区沙溪庙组多期砂组河道展布精细刻画成果，利用地震弹性参数反演储层预测，结合测井储层解释资料，依据产能和物性的关系，确定了研究区沙溪庙组储层孔隙度下限为7%，计算储层厚度。为综合体现储层储集能力，本文研究采用储能系数评价多期砂组储层，并明确各砂组优质储层平面分布特征（图3）。
川中地区沙溪庙组储层非均质性较强，优质储层分布具有明显差异。1号砂组优质储层主要发育在TF井区、JQ5井区及JQ8井区［图3（a）］；3号砂组优质储层主要发育在TF井区及JQ8井区［图3（b）］；5号砂组优质储层主要发育在TF井区、JQ5井区及JQ8井区［图3（c）］；6号砂组优质储层主要发育在JQ5井区、BJC井区及ZQ1井区［图3（d）］；8号砂组优质储层主要发育在QL16井区、JQ5井区、JQ8井区、BJC井区及ZQ1井区［图3（e）］；9号砂组优质储层主要发育在BJC井区及ZQ1井区［图3（f）］。总体上，1号、3号和5号砂组优质储层主要分布在简阳区块，而6号、8号和9号砂组优质储层主要分布在金秋区块。

3.3　断—砂配置

3.3.1　断裂发育特征

本文研究基于断层在地震剖面上具有地震反射同相轴错断、变形、突变等显示特征，结合相干、最大似然度等属性辅助完成断层精细解释（图6）。
图6 研究区中侏罗统沙溪庙组气源断层解释剖面（剖面线位置见图7）

（a）断层地震解释剖面；（b）最大似然属性剖面。T3 x 1为上三叠统须家河组一段；T3 x 3为上三叠统须家河组三段；T3 x 4为上三叠统须家河组四段；T3 x 5为上三叠统须家河组五段；T3 x 6为上三叠统须家河组六段；J1 z为下侏罗统自流井组珍珠冲段；J1 dn为下侏罗统自流井组大安寨段；J2 s 1为中侏罗统沙溪庙组一段；J2 s 21为中侏罗统沙溪庙组二段1亚段；J2 s 22为中侏罗统沙溪庙组二段2亚段；J2 s 23为中侏罗统沙溪庙组二段3亚段；J2 s 24为中侏罗统沙溪庙组二段4亚段；F8为断裂编号

Fig.6 Interpretation profile of gas source faults of the Middle Jurassic Shaximiao Formation in the study area（the profile position is shown in Fig.7）

研究发现，川中地区须五段气源断层12条，均为逆断裂，大安寨段气源断层28条，均为正断层，断裂走向多为NE、NNE、NW和近EW向（图7）。须五段气源断层主要分布在TF井区、JQ5井区及BJC井区，大安寨段气源断层主要分布在TF井区、JQ5井区、BJC井区及ZQ1井区，其中F1、F2、F3、F8、F10为主要气源断层，延伸长度8.14~15.98 km，断距20~90 m。此外，研究区西邻龙泉山断裂带，区内侏罗系沙溪庙组层间断层较为发育（图7）。
图7 研究区沙溪庙组底界地震反射构造特征

Fig.7 Seismic reflection structure characteristics of the bottom boundary of Shaximiao Formation in the study area

3.3.2　成藏期古构造特征

本文研究采用厚度图法对川中地区沙溪庙组成藏期古构造进行恢复，其理论依据是沉积—沉降补偿原理，在沉降速度和沉积速度相对稳定的情况下，认为古地理环境不受改变，盆地内沉积物的堆积厚度与地壳沉降幅度近似相当［27-28］。
研究区构造相对平缓，且三维地震资料丰富，故本文古构造恢复工作基于地震解释成果，基本步骤如下：①选取全区可追踪等时基准面作为顶层，把目的层沙溪庙组作为底层；②底面深度值减去顶面深度值，两者深度差即为目的层在该基准面沉积发育时期的古构造形态；③利用地质资料进行压实校正及剥蚀量校正等，使恢复的结果更加详尽准确［29］。
按照上述方法，针对川中地区沙溪庙组成藏期进行古构造恢复。前人研究认为沙溪庙组储层烃类气体充注始于晚侏罗世末期—早白垩世（中—晚燕山期）［30］。通过对研究区三维地震资料进行解释，选取上侏罗统蓬莱镇组底界区域反射层作为等时基准面（图8），与沙溪庙组底界进行深度差计算，并以此为基础，恢复沙溪庙组底界成藏关键期古构造形态。研究发现，沙溪庙组底界成藏期整体上呈现南西高、北东低的单斜构造，总体构造较平缓，发育局部构造（图9）。
图8 研究区典型地震解释剖面（剖面线位置见图8）

T3 x 1为上三叠统须家河组一段；T3 x 3为上三叠统须家河组三段；T3 x 4为上三叠统须家河组四段；T3 x 5为上三叠统须家河组五段；T3 x 6为上三叠统须家河组六段；J1 z为下侏罗统自流井组珍珠冲段；J1 dn为下侏罗统自流井组大安寨段；J2 s 1为中侏罗统沙溪庙组一段；J2 s 21为中侏罗统沙溪庙组二段1亚段；J2 s 22为中侏罗统沙溪庙组二段2亚段；J2 s 23为中侏罗统沙溪庙组二段3亚段；J2 s 24为中侏罗统沙溪庙组二段4亚段；J3 p为上侏罗统蓬莱镇组

Fig.8 Typical seismic interpretation profile in the study area（the profile position is shown in Fig.8）

图9 研究区沙溪庙组底界晚侏罗世成藏期古构造

Fig.9 Late Jurassic reservoir forming paleostructure of Shaximiao Formation in the study area

3.3.3　断—砂配置演化特征

依据研究区气源断层与砂体之间的组合关系，将断—砂配置关系划分为3类：①气源断层与近水平砂体对接（砂体倾角小于5°）；②气源断裂与缓倾角砂体（砂体倾角为5°~30°）对接，砂体倾向与断层相同；③气源断裂与缓倾角砂体对接，砂体倾向与断层相反（图10）。
图10 研究区沙溪庙组断—砂配置样式及演化类型分类

T3 x 5为上三叠统须家河组五段；T3 x 6为上三叠统须家河组六段；J1 z为下侏罗统自流井组珍珠冲段；J1 dn为下侏罗统自流井组大安寨段；J2 s 1为中侏罗统沙溪庙组一段；J2 s 21为中侏罗统沙溪庙组二段1亚段

Fig.10 Shaximiao Formation fault-sand configuration pattern and evolution type classification in the study area

研究区沙溪庙组气藏富集不但受现今断—砂配置影响，还与成藏期的断—砂配置关系密切相关。通过恢复成藏期断面古形态和河道砂体古构造，采用断—砂配置关系与典型实例分析方法，开展研究区沙溪庙组多期砂组气藏断—砂配置演化特征研究（表3）。通过对成藏期与现今河道砂体构造形态差异、气藏测试产能分析，明确研究区断—砂配置演化模式可分为以下3种类型：
表3 研究区沙溪庙组多期砂组气藏断—砂配置类型及演化关系

Table 3 Types and evolutionary relationships of fault-sand configuration in multi-stage sandstone reservoirs of the Shaximiao Formation in the study area

砂组 气藏分布 成藏气源断层 层位 成藏期断—砂配置 古断裂倾向

古断裂倾角

/（°）

 砂体古倾向

砂体古倾角

/（°）

 现今断—砂配置 演化类型 典型井区

井区平均

测试产量

/（104 m3/d）

砂组平均

测试产量

/（104 m3/d）
1 简阳区块 F1 J2 s 1 ① SE 80.65 NE 1.5 ② Ⅱ YQ2—YQ13 5.61 3.9
F3 J2 s 1 ③ NW 56.8 NNE 2.52 ② Ⅲ YQ10 1.55
3 简阳区块 F1 J2 s 1 ① SE 84.3 NE 2.41 ② Ⅱ YQ2 2.37 2.24
F2 J2 s 1 ① NW 58.8 NNE 4.64 ③ Ⅱ YQ1 2.8
F3 J2 s 1 ③ NW 64.4 NW 2.4 ② Ⅲ YQ10 1.01
5 简阳区块 F1 J2 s 1 ① SE 82.5 NE 1.21 ① Ⅰ YQ6 25.63 13.76
F2 J2 s 1 ① NW 57.6 NNE 3.56 ③ Ⅱ YQ214 16.93
F3 J2 s 1 ③ NW 66.7 NW 2.78 ② Ⅲ JS1 2.12
6 金秋区块 F10 J2 s 21 ③ 近S 69.7 NE 9.26 ③ Ⅰ

JQ512—JH51

ZQ201—ZQ203

 42.4 39.99
73.66
8 金秋区块 F8 J2 s 21 ③ 近S 58.63 NE 11.65 ③ Ⅰ YT206—QL10 33.23 29.48
YT207—JQ2 37.64
9 金秋区块 F10 J2 s 21 ③ 近S 75.04 NE 6.39 ③ Ⅰ ZQ2—ZQ205 28.22 23.12
（1）继承保存型（Ⅰ型）。在现今与成藏期断—砂配置样式保持不变，成藏期气源断层与缓倾角砂体（近水平砂体）对接（③类或①类），现今气源断层仍与缓倾角砂体（近水平砂体）对接（③类或①类）。JQ512—JQ12井区所在的6号河道砂组与F10气源断层为典型的Ⅰ型断—砂配置演化模式，成藏期气源断裂与缓倾角砂体对接，有利于油气有效充注，现今气源断裂也与缓倾角砂体对接，有利于气藏保存。JQ512井试气产量98.74×104 m3/d，无阻流量240.21×104 m3/d，为高产井，JQ12井试气产量44.96×104 m3/d，无阻流量100.92×104 m3/d，为高产井。
（2）调整残留型（Ⅱ型）。成藏期气源断层与近水平砂体对接（①类），现今气源断层与缓倾角砂体下倾方向对接（③类），气藏调整残留。YQ13井所在的1号河道砂组与F1气源断层为典型的Ⅱ型断—砂配置演化模式，成藏期气源断裂与近水平砂体对接，现今气源断裂与缓倾角砂体下倾方向对接，气藏调整残留。YQ13井试气产量3.51×104 m3/d，无阻流量4.92×104 m3/d，为低产井。
（3）反转散失型（Ⅲ型）。成藏期气源断层与缓倾角砂体下倾方向对接（③类），现今气源断层与缓倾角砂体上倾方向对接（②类）。YQ10井所在的1号河道砂组与F3气源断层为典型的Ⅲ型断—砂配置演化模式，成藏期气源断裂与缓倾角砂体下倾方向对接，有利于油气有效充注，现今气源断裂与缓倾角砂体上倾方向对接。YQ10井试气产量1.55×104 m3/d，无阻流量1.97×104 m3/d，为特低产井（图10）。

4 差异成藏主控因素

4.1　天然气纵向差异成藏主控因素

研究区须五段与大安寨段烃源岩分布存在明显差异，须五段优质烃源岩主要分布在研究区西部，大安寨段优质烃源岩主要分布在研究区北东部（图5）。进一步统计沙溪庙组纵向上多期砂组气藏气井烃源岩特征数据（表4），综合考虑烃源岩对多期砂组差异成藏的影响，利用烃源岩系数分析发现，多期砂组气藏气井与烃源岩系数虽无明显关系［图11（a），图11（b）］，但研究区大安寨段和须五段烃源岩优质烃源岩分布具有明显差异，对沙溪庙组天然气成因类型纵向差异成藏存在一定控制作用。
表4 研究区沙溪庙组多期砂组气井烃源岩与储层特征

Table 4 Source rock and reservoir characteristics of gas well of Shaximiao Formation in the study area

砂组 产能评价 储层厚度/m 平均孔隙度/% 储能系数 大安寨段烃源岩厚度/m 大安寨段TOC/% 大安寨段烃源系数 须五段烃源岩厚度/m 须五段TOC/%

须五段烃源

系数
1 低产井 20.9~32.2 9.14~11.24 2.22~2.94 1~44 0.5~1.23 0.005~0.54 160~182 0.5~1.92 0.8~3.38
特低产井 4~23.9 8~10.22 0.32~2.44 9~23 0.69~1.77 0.15~0.16 85~435 0.5~2.2 0.43~9.57
3 低产井 19.42~29.1 8.2~8.38 1.63~2.39 1~21 0.5~1.7 0.005~0.36 384~396 0.5~1.73 1.92~6.85
特低产井 14~29.17 9.1~9.79 2.86 1.27~2.86 1~23 0.5~0.7 85~160 0.5~0.6 0.43~0.8
5 中产井 12.55~36.43 9.13~11.34 1.15~4.13 2~54 0.5~1.7 0.01~0.92 200~396 0.5~1.71 1~6.77
低产井 23.12 9.61 2.22 68 1.42 0.97 312 1.34 4.18
特低产井 10.44~19.23 9.81~11.04 1.02~2.12 9~30 1.7~1.77 0.16~0.51 182~435 1.62~2.2 2.95~9.57
6 高产井 13.65~25 8.34~10.42 1.14~2.61 35~113 0.76~1.7 0.51~1.38 5~330 0.5~2.25 0.03~3.9
中产井 12.88~30.46 8.83~10.72 1.14~3.27 39~113 0.88~1.7 0.56~1.53 5~340 0.75~1.8 0.04~3.46
低产井 14~28.92 8.06~8.75 1.13~1.66 39~106 0.56~1.7 0.56~1.8 5~256 0.5~1.51 0.03~3.87
8 高产井 9.74~22.9 8.35~12.02 1.05~2.75 5~120 0.65~1.66 0.2~1.1 5~525 0.55~2.25 0.03~11.81
中产井 10~22.46 8.24~12.62 1.02~2.38 8~113 0.5~2.52 0.05~1.36 12~428 0.5~2.25 0.06~9.63
低产井 8.77~21.63 8.15~10.45 0.73~2.11 7~94 0.93~1.75 0.12~1.07 5~525 0.5~2.65 0.03~13.91
特低产井 5.82~33 8.1~10.83 0.48~3.28 9~88 0.5~1.75 0.06~1.21 60~526 0.8~2.25 0.48~11.84
9 高产井 11.43 9.38 1.07 70 1.9 1.33 5 1.56 0.08
中产井 12.42~14.9 8.32~10.8 1.03~1.61 50~81 1.54~1.92 0.91~1.56 15~51 0.87~1.9 0.29~0.89
低产井 11.1 9.2 1.02 9 1.75 0.16 526 2.25 11.84
特低产井 8.22~12.91 8.38~8.52 0.69~1.1 8.5~37 1.46~1.75 0.15~0.54 15~76 1.75~1.8 0.26~1.37
图11 研究区沙溪庙组多期砂组不同气井烃源岩与储层特征交会图

（a）沙溪庙组多期砂组气井千米稳定产能与大安寨段烃源系数交会图；（b）沙溪庙组多期砂组气井千米稳定产能与须五段烃源系数交会图；（c）沙溪庙组多期砂组储层厚度与孔隙度交会图；（d）沙溪庙组多期砂组气井千米稳定产能与储能系数交会图

Fig.11 Crossplot of source rock and reservoir characteristics of multi-stage sand group gas wells in the study area

研究区沙溪庙组纵向上多期砂组优质储层分布存在明显差异，1号、3号及5号砂组优质储层主要分布在简阳区块，而6号、8号及9号砂组优质储层主要分布在金秋区块（图2）。进一步统计多期砂组气藏气井储层特征发现（表4），多期砂组气藏储层厚度和孔隙度也无明显差异［图11（c）］。多期砂组气藏气井之间储能系数无显著区别，但多期砂组气藏气井中高产气井储能系数均大于1.02［图11（d）］，表明沙溪庙组天然气纵向差异成藏受储层储集能力的控制。
由图11（d）可知，部分砂组气藏气井虽然具有较好储集能力，但气井仍然以中低产为主，这与川中地区沙溪庙组为典型的远源气藏有关［31-33］。因此，气源断裂作为天然气运移至砂体中富集成藏的主要通道，是沙溪庙组成藏的必要条件。研究区多期砂组成藏期断—砂配置以①类和③类为主，其中5号砂组与F1断层成藏期和现今均为①类，YQ6井区平均测试产量为25.63×104 m3/d，而6号砂组与F10断层、8号砂组与F8断层及9号砂组与F10断层成藏期和现今均为③类，平均测试产量最低的ZQ2—ZQ205井区为28.22×104 m3/d。1号砂组平均测试产量3.9×104 m3/d，3号砂组平均测试产量3.24×104 m3/d，5号砂组平均测试产量13.76×104 m3/d，6号砂组平均测试产量39.39×104 m3/d，8号砂组平均测试产量29.48×104 m3/d，9号砂组平均测试产量22.75×104 m3/d（表3）。以Ⅰ型断—砂配置演化类型为主的6号、8号和9号砂组气藏气井测试产量明显优于以Ⅱ型和Ⅲ型断—砂配置演化类型为主的1号、3号和5号砂组。因此，沙溪庙组天然气纵向差异成藏受断—砂配置及其演化的控制。

4.2　天然气平面差异成藏主控因素

对于沙溪庙组气藏平面差异而言，不同产能气井与烃源岩系数无明显关系，甚至出现低产井烃源岩系数高，而高产井烃源岩系数低的现象［图11（a），图11（b）］。川中地区大安寨段和须五段烃源岩对于沙溪庙组天然气平面差异成藏虽无明显控制，但研究区由北东至南西表现为油型气—混合气—煤型气特征，气藏表现差异供烃，大安寨段和须五段烃源岩对沙溪庙组天然气平面差异成藏存在一定控制作用。
沙溪庙组多期砂组气藏储层平面非均质性较强，优质储层分布明显差异。简阳区块主要发育1号、3号和5号砂组优质储层，而金秋区块主要发育6号、8号和9号砂组优质储层（图2）。进一步统计多期砂组气藏气井储层特征发现（表4），平面上沙溪庙组气藏不同产能气井之间储能系数无显著区别，但多期砂组气藏富集井区储能系数均大于1.2，尤其是中高产气井储能系数具有明显界限，6号砂组中高产气井储能系数大于1.13，8号砂组中高产气井储能系数大于1.02，8号砂组中高产气井储能系数大于1.03［图11（d）］。表明沙溪庙组天然气平面差异成藏同样受储层储集能力的控制。
沙溪庙组气藏平面上断—砂配置及演化类型的发育同样具有明显差异。简阳区块发育的F1、F2及F3气源断层成藏期断—砂配置以①类和③类为主，演化类型以Ⅱ型和Ⅲ型为主，而金秋区块发育的F8和F10气源断层成藏期断—砂配置以③类为主，演化类型以Ⅰ型为主，且金秋区块各井区平均测试产量均高于简阳区块各井区（表3）。其中5号砂组YQ6井区为Ⅰ型断—砂配置演化类型，气井平均测试产量为25.63×104 m3/d，YQ214井区为Ⅱ型断—砂配置演化类型，气井平均测试产量为16.93×104 m3/d，JS1井区为Ⅲ型断—砂配置演化类型，气井平均测试产量为2.12×104 m3/d，以Ⅰ型断—砂配置演化类型井区测试产量最优，其次为Ⅱ型，而Ⅲ型表现最差（表3）。同样地，1号砂组与3号砂组Ⅱ型断—砂配置演化类型井区测试产量优于Ⅲ型断—砂配置演化类型。因此，沙溪庙组天然气平面差异成藏也受断—砂配置及其演化的控制。
综上所述，川中地区沙溪庙组致密砂岩气差异成藏主控因素为天然气差异来源、优质储层、成藏期有利断—砂配置及古今断—砂配置演化。

5 差异成藏演化模式

在对研究区多期富气砂组差异成藏特征表征、差异成藏条件解剖及主控因素分析的基础上，建立了川中地区沙溪庙组致密砂岩气“双烃源岩差异供烃，断砂配置差异充注，优质储层差异富集，断砂演化差异调整”的差异成藏演化模式。
研究区西部须五段和北东部大安寨段烃源岩发育，沙溪庙组多期砂组气藏由2套烃源岩供烃，烃源条件优越。简阳区块沙溪庙组多期砂组天然气来源以须五段烃源岩为主，晚侏罗世主成藏期天然气在排烃动力作用下以研究区紧邻的龙泉山断裂及区内发育的须家河组烃源断裂输导体系为运移通道，垂向运移至上部沙溪庙组河道砂体，在断—砂配置优良（①型和③型为主）且储集能力较好的1号、3号及5号砂组优质储层中横向运移差异富集成藏；而金秋区块沙溪庙组多期砂组天然气来源则以须五段和大安寨段烃源岩为主，成藏期天然气在排烃动力作用下以研究区紧邻的龙泉山断裂及区内发育的须家河组及大安寨段烃源断裂输导体系为运移通道，垂向运移至上部沙溪庙组河道砂体，在断—砂配置优良（③型为主）且储集能力较好的6号、8号及9号砂组优质储层中横向运移差异富集成藏［图12（a）］。6号、8号及9号砂组气藏由须五段和大安寨段“双源供烃”、断—砂配置以③型为主，而1号、3号及5号砂组气藏仅由须五段供烃、断—砂配置以①型和③型为主。因此，6号、8号及9号砂组气藏富集程度优于1号、3号及5号砂组气藏。
图12 研究区中侏罗统沙溪庙组致密砂岩气差异成藏演化模式

（a）晚侏罗世主成藏期沙溪庙组气藏差异富集成藏模式图；（b）现今沙溪庙组气藏差异调整成藏模式图

Fig.12 Differential reservoir evolution model of tight sandstone gas of the Middle Jurassic Shaximiao Formation in the study area

晚白垩世以来喜马拉雅运动导致川中地区地层遭受抬升剥蚀，构造幅度增大，断裂再度活化，前期形成的气藏发生泄压调整、改造［34］。在此构造背景下，川中地区沙溪庙组致密砂岩气藏受到差异调整，其中金秋区块沙溪庙组气藏断—砂配置演化以继承保存（Ⅰ型）为主，而简阳区块沙溪庙组气藏断—砂配置演化以调整残留（Ⅱ型）与反转散失（Ⅲ型）为主。因此，金秋区块沙溪庙组气藏含气丰度高于简阳区块沙溪庙组气藏。
天然气差异来源、优质储层分布、断—砂配置及演化综合形成了川中地区沙溪庙组致密砂岩气金秋区块气藏含气丰度高于简阳区块，6号、8号及9号砂组气藏富集程度优于1号、3号及5号砂组的现今气藏立体分布格局［图12（b）］。

6 结论

（1）四川盆地川中地区致密砂岩气藏主要发育在简阳区块以中低产为主的沙一段1号、3号及5号砂组和金秋区块以中高产为主的沙二段6号、8号及9号砂组。
（2）川中地区沙溪庙组致密砂岩气藏天然气来源由北东至南西呈油型气—混合气—煤型气的差异特征，须五段优质烃源岩主要发育在研究区西部，大安寨段优质烃源岩主要发育在研究区北东部。1号、3号和5号砂组优质储层主要分布在简阳区块，而6号、8号和9号砂组优质储层主要分布在金秋区块。
（3）川中地区沙溪庙组断—砂配置关系划分为3类：①气源断层与近水平砂体对接；②气源断裂与缓倾角砂体对接，且砂体倾向与断层相同；③气源断裂与缓倾角砂体对接，且砂体倾向与断层相反。断—砂配置古今演化模式也可划分为3类：即现今较成藏期断—砂配置样式保持不变，气藏继承保存（Ⅰ型）、现今较成藏期断—砂配置样式发生调整，气藏调整残留（Ⅱ型）、现今较成藏期断—砂配置样式发生反转，气藏反转散失（Ⅲ型）。
（4）川中地区沙溪庙组致密砂岩气差异成藏受控于天然气差异来源、优质储层、成藏期有利断—砂配置类型、古今断—砂配置有利演化类型。表现为“双烃源岩差异供烃，断砂配置差异充注，优质储层差异富集，断砂演化差异调整”的差异成藏演化模式。
（5）金秋区块6号、8号及9号砂组气藏由须五段和大安寨段“双源供烃”、成藏期断—砂配置以③型为主，断—砂配置演化以继承保存（Ⅰ型）为主；而简阳区块1号、3号及5号砂组气藏仅由须五段供烃、成藏期断—砂配置以①型和③型为主，断—砂配置演化以调整残留（Ⅱ型）与反转散失（Ⅲ型）为主。综合导致了川中地区沙溪庙组致密砂岩气金秋区块气藏富集程度优于简阳区块，6号、8号及9号砂组气藏含气丰度高于1号、3号及5号砂组的现今气藏立体分布格局。

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