四川盆地须家河组一、三、五段天然气勘探潜力分析

赵正望 谢继容 李楠 朱华 吴长江

中国石油西南油气田公司勘探开发研究院

长期以来，四川盆地针对上三叠统须家河组的天然气勘探一直把须一、须三、须五段作为烃源岩，须二、须四、须六段作为目的层段［1－3］，对须一、须三、须五段的关注较少。近期的勘探发现，在以须二、须四、须六段为目的层的勘探过程中，须一、须三、须五段气显示频繁，且多井测试获工业气流，部分为高产井，例如：剑门102井在须三段测试日产气约为102×104m3。当前在川西南灌口地区须一段、川西北剑阁及元坝地区须三段、川中安岳地区须五段勘探中取得了重要发现，其中剑阁地区须三段提交了天然气预测储量［4］，展示出较大的勘探潜力。

1 须一、须三、须五段含油气地质条件

1．1 地层特征

四川盆地须家河组自下而上分为6个岩性段［5］。须二、须四、须六段以砂质沉积为主，间夹薄层暗色泥、页岩，须一、须三、须五段主要为暗色泥岩、页岩夹煤层、粉砂岩及砂岩，在盆缘粗粒沉积物增多。各段地层展布趋于一致，西厚东薄，以川西安县—都江堰地区最厚，向东、向南逐层超覆，须四—须六段在盆地西北部自东南向西北剥蚀程度逐渐加深。

须一段分为马鞍塘组（或垮洪洞组）、小塘子组［6－7］，下部马鞍塘组主要为碳酸盐岩沉积，主要分布在龙泉山以西地区，厚度最大超过150m。上部小塘子组以碎屑岩沉积为主，沉积范围向东扩至华蓥山，川西安县—邛崃地区沉积厚度超过400m；须三段沉积范围较大，向东至七曜山一带，几乎全盆地均有沉积，川西地区地层厚度在200～1 000m；须五段沉积进一步向东、向南超覆，沉积范围已越出四川盆地，由于印支晚幕运动，在川西北部遭受剥蚀［8］，川西南部地区地层厚度在400～1 000m。

1．2 沉积相特征

四川盆地须家河组发育多物源体系，相对于须二、须四、须六期，须一、须三、须五期处于相对平静期［8－9］，物源供给速率相对小，影响范围主要在盆地周缘，盆内为“欠饱和”沉积，形成“泥包砂”的展布格局。沉积环境主要以湖相为主，盆缘发育三角洲［10］，这反映了须二、须四、须六段以沉积厚层砂岩为主，而须一、须三、须五段以发育薄层砂岩为主要特征，厚层砂岩主要发育于邻近物源区。

须一段主要为海相潮坪沉积，在川西和川中地区的露头与井下发现海相化石（邓康龄、罗启后等）。下部马鞍塘组以泥灰坪沉积为主，川西安县、大邑地区发育生物礁、生屑滩及鲕滩（图1），石灰岩厚度超过50 m；上部小塘子组主要为潮坪和滨岸沼泽沉积［11］（图1），在川西北部和南部为海相三角洲，发育水下分流河道、河口坝及席状砂沉积微相［11］，其砂岩厚度大于50 m，砂地比超过30%，以川西南部邛崃—大邑和川西北部江油—剑阁地区砂岩最发育，单层砂岩厚度最大超过30m，累计厚度超过100m。营山地区主要为滨岸砂坝［11］，砂岩厚度大于30m。

须三段主要为滨浅湖沉积［11－12］，在盆地中部局部地区发育湖相砂坝［11－12］，盆地西北部、西南部、东北部及东南部为三角洲沉积［12］（图1），砂岩厚度介于30～150m，砂地比超过25%，其中以盆地西北部地区三角洲沉积范围最大，为扇三角洲沉积［13］，发育水下分流河道和席状砂，砂砾岩发育，单层厚度最大超过40m，累计厚度大于100m，为须三段有利砂岩富集区。

须五段沉积环境与须三段具有相似性，以滨浅湖沉积为主［11－12］。三角洲沉积主要分布在川西北梓潼—阆中、川西南大邑—成都、川东北开县—大竹、川东南綦江南—大足地区，分流河道与河口坝发育［12］，盆内三台—南充、资中—安岳及潼南—广安地区发育湖相砂坝［11－12］（图1），砂岩厚度大于50m，砂地比大于30%。由于川东地区为须家河组露头区，虽然砂岩发育，但保存条件较差，勘探潜力较差。

总之，须家河组一、三、五段具备形成储层的物质基础，有利沉积相带主要分布在川西北部、川西南部及川中西部地区，发育三角洲前缘水下分流河道、河口坝、席状砂及砂坝微相，砂岩富集。

1．3 储层特征

根据278个岩心薄片和1 656个物性资料等分析，四川盆地须家河组一、三、五段储集岩主要为砾岩、砂岩、石灰岩3种类型，其砂岩成熟度较低，储层平均孔隙度为3．53%，平均渗透率为0．227mD（图2），总体表现为低孔隙度、低渗透率致密砂岩储层特征［14］，与须家河组二、四、六段相比，物性较差，储层更致密，但局部地区仍存在相对高孔隙度储层段，如中坝地区须三段，孔隙度最大值达13%；储集空间主要由孔隙和裂缝组成，孔隙类型主要为粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔，裂缝主要为构造破裂缝，大多未充填（图3）。发育的孔隙和裂缝为油气聚集提供了空间保障。

须一段储集岩类型主要为石灰岩、砂岩。石灰岩主要发育于须一段下部（马鞍塘组），目前灌口003－4井在该层测试获高产气流。砂岩主要分布在须一段上部（小塘子组），成熟度相对须三、须五段高，岩心平均孔隙度为2．64%，平均渗透率为0．323mD。其中以川西南白马庙地区物性最好，储集岩类型为岩屑石英砂岩，岩心平均孔隙度为5．4%，最大值达9．2%，平均渗透率为2．69mD，最大达13．1mD，孔隙类型主要为粒间孔和粒间溶孔，裂缝发育。储层发育区主要位于川西南部灌口—白马庙—苏码头及川西北部射箭河—中坝—中台山地区，储层厚度大于10m。

图1 四川盆地须家河组一、三、五段沉积相图

图2 四川盆地须家河组一、三、五段岩心孔隙度与渗透率直方图

图3 四川盆地须家河组一、三、五段孔隙与裂缝图

须三段储集岩有砂岩、砾岩2种类型。砂岩储层几乎在全盆地均有分布，储层孔隙度平均为4．43%，平均渗透率为0．25mD。以中坝地区物性最好，储集岩主要为中粒岩屑石英砂岩、长石石英砂岩及岩屑砂岩，岩心平均孔隙度达7．52%，平均渗透率为0．3mD，粒间溶孔和粒内溶孔发育。砾岩储层仅分布在川西北剑阁地区，砾石成分以碳酸盐岩为主，砾间充填砂质，孔隙主要发育于基质砂岩，孔隙度较低，主要分布在2%～4%。岩心与薄片观察，裂缝发育，有时呈组出现或呈网状，发育的裂缝沟通了低孔隙度砾岩储层，改善了储层的渗透性，孔隙与裂缝组成砾岩储层储集空间，形成“有效储渗体”［15］。目前该区勘探发现多口工业气井，表明孔隙度为2%～4%的砂砾岩，只要有裂缝的沟通，仍然可以形成有效储层。平面上，储层主要分布在川西地区，以川西北剑阁—中坝地区最为发育，储层厚度超过15m。

须五段储集岩主要为岩屑砂岩，储层物性以川中地区相对较好，储层平均孔隙度超过4%，川西孔隙度相对较低，孔隙度主要分布在2%～5%。尽管储层物性较差，但砂岩累计厚度大，分布范围广，川西与川中西部地区砂岩累计厚度大于50m，且裂缝发育。目前川西南和川中须五段均有工业气井分布，产层段大多发育裂缝，表明致密砂岩储层段只要有裂缝的沟通，也可形成工业气流。须五段储层分布较广，川西南、川中地区均有分布，有利储层发育区主要分布在川西南和川中西部地区，储层厚度最大达30m。

综上所述，四川盆地须一、须三、须五段均发育储层，主要分布在川西和川中地区，储层厚度较大，横向连续可对比，局部区域连片，具备油气成藏的储集条件。

1．4 运聚条件

须一、须三、须五段主要为泥岩夹薄层砂岩沉积，局部地区发育厚层砂岩，本身既发育烃源层，又发育储集层，为自生自储气藏。储层发育于烃源层中，储集砂岩与烃源岩大面积直接接触，周缘烃源层生成的油气通过蒸发、渗透、扩散等方式直接向储层充注，以近源充注为主，具有近源成藏特点。虽然储层较须二、须四、须六段稍差，但由于离烃源更近，匹配关系更好，有利于油气运聚成藏。

根据须一、须三、须五段37口气井试油分析，测试井段岩性主要为砂岩，以厚层砂岩为主，少数井为多套薄层砂岩，产层段大多发育裂缝。众所周知，单层厚层砂岩较薄层砂岩具有更好的储集性，因为厚层砂岩沉积时水动力较强，储集空间连通性较好，孔隙度较高，薄层砂岩沉积时由于水动力较弱，砂岩杂基发育，储层物性较差。而对于多套薄互层砂泥岩发育段，虽然单层砂岩厚度较薄，储集性较差，但多套薄层砂岩段极有可能形成一定的储集空间，因为对于多套薄砂泥岩段，其砂岩与泥质烃源接触面积多倍于单层厚砂岩与烃源接触面积，其油气聚集效率可能更高。例如：在烃源岩单位体积生排烃条件相同的条件下，5套薄层砂岩与其累计厚度相当的1层厚层砂岩，理论上，油气聚集效率前者是后者的5倍；再者，薄层砂岩由于抗压能力弱，在外力相同的条件下，其裂缝发育程度比厚层砂岩高，更有利于改善砂岩的渗透性。因此，勘探厚层砂岩的同时，须一、须三、须五段广泛发育的多套薄层砂岩也不能忽视。

2 资源潜力及有利勘探区评价

2．1 资源潜力

四川盆地须家河组天然气资源量的预测，主要建立在天然气运聚系数和生气量的研究基础上。须二、须四、须六段天然气运聚系数为0．2%～2．0%（陈盛吉等，2008），作为后备勘探新领域的须一、须三、须五段，由于含油气地质条件的不同，其运聚系数不能仿照须二、须四、须六段，有待于以后进一步的研究。因此，笔者主要从生气量的角度进行分析，根据“十一五”资源评价结果［16］，四川盆地上三叠统须家河组总生气量为355．42×1012m3，其中须一、须三、须五段生气量分别为46．59×1012m3、106．67×1012m3和104．97×1012m3，合计为258．23×1012m3，占须家河组总生气量的比例超过70%，生气量大，资源潜力大。从区带分析来看，尤以川西地区资源潜力最大，平均生气强度为53．34×108m3／km2，最大达150×108m3／km2。目前，在剑阁和灌口—白马庙地区有勘探新发现，为勘探最有利区；其次为川中、川北地区，其平均生气强度超过15×108m3／km2，最大达63．73×108m3／km2，在金华、蓬莱、安岳及龙岗等地区发现气井，可作为须一、须三、须五段的后备勘探区；川东、川南地区生气强度一般低于10×108m3／km2，当前尚无勘探发现，勘探价值相对较小。

2．2 有利勘探区评价

四川盆地须一、须三、须五段具备形成气藏的地质条件，综合分析认为其具有较大的勘探潜力，有利勘探区主要分布在川西北部、南部及川中西部地区。

川西北部地区：勘探层位为须一、须三段。该区须五段基本剥蚀殆尽，须一、须三段均处于有利的沉积相带，厚层砂岩发育。须一段为海相三角洲前缘亚相沉积，砂岩厚度大，主要分布在射箭河—中坝—中台山地区，储层厚度大于10m。须三段主要为扇三角洲沉积，剑阁地区发育多套厚层砂砾岩，横向连续可对比，储层分布连片，孔隙与裂缝组成有效储集空间；九龙山和中坝地区发育砂岩，孔隙较发育，以中坝地区孔隙度较高，平均超过7%。目前在中坝—剑阁—九龙山地区发现17口工业气井，测试产量都超过1×104m3／d，其勘探面积约为1．3×104km2，是当前较为现实的勘探领域。

川西南部地区：勘探层位为须一、须三和须五段。川西南部地区位于生烃中心，生烃强度超过100×108m3／km2，烃源丰富，为原生气藏和次生气藏的形成提供了丰富的气源条件；须一、须三、须五段沉积厚度大，其砂岩累计厚度亦超过500m。须一段为海相三角洲及海岸砂坝沉积，砂岩成熟度相对较高，物性较好，白马庙地区岩心平均孔隙度超过5%，发育粒间孔及粒间溶孔，须三、须五段为湖相三角洲前缘亚相沉积，分流河道发育，纵向上多套砂岩叠置，有利于油气运聚成藏。大邑—白马庙—苏码头地区位于生烃中心油气侧向运移的指向地带，对油气的富集非常有利，该区须一、须三、须五段都发现有工业气井，可作为川西南地区的首选目标，勘探面积约为0．9×104km2。

川中西部地区：该区处于前陆盆地斜坡带，具备成藏的构造背景，含气面积大，勘探层位为须五段。须五段发育湖相砂坝沉积，中上部发育一套厚层砂岩，厚度在10～30m，横向连续可对比。由于埋藏浅，储层物性较好，裂缝发育，尤其是金华—蓬莱—遂宁—安岳地区，多井显示井喷、井漏。目前该区工业气井产层段均发育裂缝。该区为须家河组二、须四、须六段的重点勘探区域，在其勘探过程中，可兼探须五段。

3 结论

1）须家河组一、三、五段有利沉积相带主要分布在盆地周缘靠物源区，发育三角洲水下分流河道、河口坝及席状砂，盆内局部地区发育湖相砂坝，砂岩富集，具备形成储层的物质基础。

2）须家河组一、三、五段不仅发育良好的烃源岩，而且发育一定的储集体，储层以低孔隙度、低渗透率致密砂岩为主要特征，局部地区可厚层连片发育，具备天然气聚集成藏的良好条件。

3）须家河组一、三、五段总生气量为258．23×1012m3，资源潜力大。根据沉积相、储层及运聚条件等油气地质条件综合分析，认为四川盆地须一、三、五段具有较好的天然气勘探潜力，有利勘探区主要分布在川西北、川西南及川中西部地区。

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