四川盆地须家河组致密砂岩天然气富集规律

何曼如，陈 飞，徐国盛，袁海锋

（油气藏地质及开发工程国家重点实验室（成都理工大学），成都610059）

致密砂岩气藏作为一种特殊油气藏，已受到高度关注［1－3］。而在中国，尽管致密气资源丰富，但是致密砂岩气藏储量丰度低，产量递减快，经济开发难度大。中国致密砂岩气藏不仅有陆相碎屑岩储层的一般特点，而且还表现为低孔低渗、裂缝性、高局部含水饱和度、高毛管压力、地层压力异常、高损害潜力等特征。近年来，在四川和鄂尔多斯的勘探实践证明了致密砂岩蕴藏有丰富的天然气资源，不仅可以富集成藏，而且可以形成大型、特大型气田，只是这些气田的勘探评价标准与常规油气的勘探评价标准相比明显不同［4，5］。

四川盆地上三叠统须家河组第二、第四、第六段气藏大多为岩性－构造复合气藏，含气饱和度普遍较低，一般为45%～65%；含水饱和度较高，一般＞40%。气藏含气丰度一般为（0.1～0.3）×109m3/km2，属中低丰度天然气藏［6］。因此，勘探的重点目标应选择川中、川西、川北等生气强度＞2×109m3/km2的广大地区。本文重点探讨了四川盆地上三叠统须家河组气藏的成藏模式、成藏主控因素及天然气富集规律，旨在预测天然气聚集的有利区域，指出下一步勘探方向。

1 地质背景

四川盆地须家河组发育良好的生储盖组合，须家河组第一段、第三段、第五段为良好的烃源层，同时也是良好的区域盖层；须家河组第二段、第四段、第六段为良好的储集层。须三段的泥岩可以作为须二段的良好盖层，须五段为须四段良好的盖层，上覆侏罗系泥岩层可以作为须六段的良好盖层。而须家河组断裂总体不发育，仅在前陆冲断带的局部地区因区域断裂和须家河组出露、前陆拗陷带的熊坡断裂带因大型“通天”断层存在、前陆斜坡带的威远背斜核部、华蓥山、川东等地区因须家河组出露，保存条件较差，不利于气藏的形成。总体来说，川西、川中、川北地区，天然气的保存条件较好。

2 成藏模式

2.1 天然气成因类型与来源

天然气碳同位素和轻烃研究均证明川西拗陷天然气母质以腐殖型为主，为典型的煤成气。本次研究分别对川西拗陷川丰566等井的须二、须四段的烃源岩和天然气取样，将烃源岩与天然气轻烃通过iC6/nC6、cycC7/（n＋i）C7、MCH/nC7、MH/nC7、异庚烷值、2-甲基戊烷/3-甲基戊烷几项指标进行对比。

对比川江566井须二段源岩与须二段天然气轻烃指纹曲线，发现两条曲线具有很高的相关性（图1），说明在该区须二天然气为本层源岩所生，进一步说明须二段存在自生自储气藏［7］。

图1 川江566井须二段源岩与天然气轻烃指纹对比图Fig.1 The comparison of the source rocks and the natural gas light hydrocarbon fingerprint of T3x2 in Well CJ566

对比川丰563井须四段源岩与须四段天然气轻烃指纹曲线（图2），也发现两条曲线具有较高的相关性，说明在该地区须四段天然气藏可能为自生自储的气藏。

对比新856井须二源岩与新882井须四段天然气轻烃指纹曲线（图3），同样发现两条曲线有较高的相关性，说明该区须二段源岩对其上部须四段天然气可能有部分贡献。根据新882井附近的断裂发育状况，有一条大断层经过该井须四段产层附近，向下断达须二段，连通了须二段源岩和须四段储层（图4），使得须二段源岩生成的天然气向上运移进入了新882井须四段产层［8］。说明了在断裂发育地区，由于断裂的沟通作用，可能使得须二段成为须四段远源气藏的烃源岩。

图2 川丰563井须四段源岩与天然气轻烃指纹对比图Fig.2 The comparison of the source rocks and the natural gas light hydrocarbon fingerprint of T3x4 in Well CF563

图3 川西拗陷须二源岩与须四天然气轻烃指纹对比图Fig.3 The comparison of T3x2 source rocks and T3x4 natural gas light hydrocarbon fingerprint

总的来说，须二段源岩与其自身天然气关系紧密，说明须二天然气藏为自生自储的气藏；须四段源岩与其自身天然气也具有较高的相关性，说明须四天然气藏可能为自生自储的气藏；须二段源岩与须四段天然气同样具有较高的相关性，说明须二段源岩可能对其上部的须四段天然气有部分贡献［9］。

2.2 烃源岩分布与生烃潜力

须家河组暗色泥岩夹煤层，厚15～1 240m，川西拗陷区最厚，由盆地西部向东南部变薄。煤层在川中－川西地区最发育，厚度累计可达23 m，变化趋势也由盆地西部向东南部变薄。须家河组的有机碳质量分数（wTOC）为1.0%～4.5%，最高可达6.5%，分布在德阳周缘及广安－梁平－达县一带。有机质类型以Ⅲ型为主，成熟度较高，Ro为1.0%～2.2%，属成熟—高成熟阶段，以生成天然气（煤型气）为主。四川盆地上三叠统烃源岩总的来说比较丰富，主要烃源岩有须一段、须三段、须五段泥页岩，须二段、须四段间夹薄层烃源岩。大部分地区生烃强度为（0.5～10）×109m3/km2，川西彭州－都江堰地区最高可达20×109m3/km2以上，向东、向北、向南逐渐变低；处于前陆斜坡带川中、蜀南地区烃源中等，达到（0.5～2）×109m3/km2；川东地区最低，＜0.5×109m3/km2。

图4 新882井断裂发育特征Fig.4 Development characteristics of the fractures in Well X882

2.3 天然气成藏过程与模式

须家河组第二段均为砂岩储层，属于水下分流河道沉积，成藏组合主要是高压驱动成藏模式。研究表明气藏的成藏过程经历了以下3个阶段（图5）。

a.早期原油聚集与裂解阶段。须家河组第四段沉积末期，成藏系统内的海陆过渡相须一段烃源岩开始生油，一直到早侏罗世，均以生油为主。早期生成的石油在印支期的古构造中聚集成藏，随埋藏加深发生热裂解作用。

b.中期生气增压聚集阶段。从中侏罗世到晚侏罗世，出现了两次以湿气为主的生排烃高峰，导致系统内压力急剧增高。在白垩纪末期，压力梯度继续上升，呈现天然气聚集增压的特征［10］。

c.晚期高压驱动运聚成藏阶段。白垩纪以来，系统内烃源岩逐渐达到干气阶段，压力继续增高。喜马拉雅期构造运动产生大量的断裂及裂缝，使得构造高部位的压力有所降低。在势能场的作用下，最终高压差驱使天然气在构造高部位富集成藏［11］。

须家河组下部气藏经历了多期油气成藏过程，并受到储层岩性、断裂构造等条件的综合影响，其油气成藏模式可以概括为：岩性封闭、流体高压充注、油气转化、晚期调整的成藏模式（图5）。

3 成藏主控因素

3.1 烃源灶发育区的控制

通过典型气藏解剖和勘探实践综合分析，表明烃源条件对须家河组气藏成藏的影响主要表现在以下3个方面。

3.1.1 生烃强度控制气藏充满度

川西前陆冲断带和拗陷带位于上三叠统生烃中心附近，该区具有古构造背景的地区是油气运聚的最有利地区，烃源条件好，油气源相当充足，气藏充满度高；而前陆斜坡带生烃强度相对较低，构造幅度低缓，气藏充注程度相对较低。由表1可知，从前陆冲断带（中坝、邛西）到前陆斜坡带（八角场、充西），地质储量丰度从（0.5～0.6）×109m3/km2下降到（0.15～0.25）×109m3/km2，说明气藏充注程度依次降低。

图5 下部成藏组合合川－安岳成藏模式图Fig.5 The gas reservoir accumulation mode of the lower combination Hechuan-Anyue

表1 四川盆地须家河组气藏储量参数及生烃强度统计Table 1 The statistics of gas reservoir reserve parameters and hydrocarbon-generating strength of the Xujiahe Formation in Sichuan Basin

3.1.2 烃源灶控制气藏分布区域

四川盆地中西部地区烃源条件充足，生烃强度大部分地区在（1～10）×109m3/km2（表1），生储盖匹配好，天然气易于运聚成藏，勘探实践表明迄今发现的须家河组气藏绝大部分位于该区带，如已发现的中坝、平落坝、邛西、八角场、充西、广安、包界、潼南等储量较大的须家河组气藏。而川东、川东北地区上三叠统烃源岩厚度薄，烃源条件中－差，油气富集性较差，气源不充足而不利于气藏形成，迄今发现的气藏少，仅发现卧龙河须四气藏。因此，从源控论出发，四川盆地中西部烃源灶区域是上三叠统勘探的重点地区，也是目前上三叠统探明储量最多的地区。

3.1.3 烃源热演化控制成藏时间

前述的生烃史研究表明，须家河组烃源岩大部分是在晚侏罗世末进入成熟期，生成油气，在白垩纪进入成烃高峰期；源岩热演化程度主要受上覆地层厚度消长的影响，在拗陷带内热演化程度相对较高，在隆起带热演化程度相对较低，表明区域性隆起和拗陷的继承性发展是控制油气演化的重要因素；川西、川北和川东北地区烃源岩热演化程度总体较高，达到高成熟阶段，川南部分地区热演化程度相对较低。纵向上，须家河组各段烃源岩的热演化生烃史存在一定差异，而且在区域上也存在明显差异。这种差异性导致了四川盆地须家河组油气成藏具有川西早、川中晚，川中北部较早、川中南部较晚的特征。

3.2 构造作用强弱的控制

3.2.1 现今构造的作用

从目前发现的大气田分布来看，三台—蓬溪—南充一线以北，有龙岗、八角场、充西和广安四大气田，这些气田都出现在对应目的层的构造相对高部位。如八角场气田在须四顶构造图上表现为相对高部位；充西气田在须四构造图上不仅出现在构造高部位，还同时伴生有断裂的出现。总体上看，气田和构造的吻合程度高，说明气田的形成在一定程度上受构造控制比较明显。三台—蓬溪—南充一线以南，分布有莲池、合川、安岳、潼南和包界等中小型气田，这些气田与构造吻合程度不高。如潼南气田和合川气田，分布在相对平缓的构造上，断裂也不发育，在现今构造图上，这些气田并不出现在对应目的层的构造相对高部位，说明气田的形成受构造控制不是很明显。

对于构造与油气聚集关系较密切，可以作如下解释：早期充注的油气，在构造作用下发生调整，使得气水分异符合气上水下的普遍规律，而且会改造早期的储集特性（构造成岩作用），并形成新的储集空间，同时构造作用产生的断裂会沟通更多层位的源岩，使得油气的聚集成藏不再是单一的近源型；即构造作用会沟通更多的烃源岩，改善储集空间和产生有利的圈闭，并最终形成与构造关系比较密切的气藏。

须家河组的油气在构造不发育部位聚集，可以解释为如下过程：当烃源岩生排烃充足时，排出的油气在相对较好的储层中进行充注，在油气聚集满之后，油气将会选择其他岩性单元进行充注，此时就形成了须家河组岩性油气藏的雏形。由于川中在整个的构造演化发展过程中，没有出现较强烈的局部构造运动，主要以整体的抬升为主，当时形成的岩性体基本保持了最初的形态，所以形成的油气藏就不一定出现在构造高部位，也不一定与断裂有多大关系，此种情况形成的气藏为纯气藏。当烃源岩生排烃不充足时，生成的油气将会优先选择在较好的储集空间中聚集成藏，并完成最初的油气水置换过程。在这种情况下，只要是连通的砂体就会具有统一的气水界面，油气会聚集在岩性体的相对高部位。上述情况由于经历了后期构造的改变，导致现今岩性储集空间存在的部位不一定是在构造高部位，所以形成的气藏看似与构造关系不甚密切。

3.2.2 古构造高部位的作用

现今构造在一定程度上决定着油气的最终分布，而有利的古构造背景通常是油气运聚成藏的指向区。四川盆地须家河组在较长的勘探时期内取得了较好的成效。成藏期次分析表明，四川盆地须家河组有两期油气充注和一次调整改造，即晚侏罗世末期和白垩纪末期的充注，以及晚白垩世以来构造隆升作用的油气改造和调整。因此，有必要分析这两个关键时期须家河组有利储集层段的古构造背景与油气的关系。本文主要以须二段顶、须四段顶和须六段顶在晚侏罗世末和白垩纪末的构造格局为基础，结合各油气勘探成果分析四川盆地须家河组各目的层段古今构造与油气的关系。

现今的大气田如广安、充西、潼南、合川虽然在晚侏罗世末期并不位于最高部位，但也是出现在相对较高的次隆或者斜坡部位，八角场出现在东西两个次凹中间的相对高部位，安岳出现在斜坡部位。到了白垩纪末期，受当时大巴山前陆盆地影响，此时须二顶部的古构造高轴线部位在现今的威远－内江－潼南－武胜－岳池一带，须四、须六顶部的古构造高轴线部位在现今的威远－内江－潼南－武胜－岳池－南充一带，构造自西南向东北方向递减，现今大气田如广安、充西、潼南、合川出现在相对较高的次隆，八角场出现在隆起的北斜坡。

由以上对晚侏罗世末期和白垩纪末期须家河组第二段、第四段和第六段古构造与大气藏的对应关系可以看出，古构造相对高部位和斜坡部位与大气藏的耦合程度明显，说明古构造在一定程度上控制了须家河组的早期聚集。

3.3 沉积和成岩相带的控制

典型须家河组气藏的解剖表明，已发现的各种类型的上三叠统油气藏，普遍受到储层发育程度及储集性能的控制。根据沉积微相与储层物性的关系统计，储层物性以三角洲平原水上分支河道、三角洲前缘水下分流河道、河口坝为最好，平均孔隙度一般在6%以上，平均渗透率一般在0.10×10－3μm2以上，是须家河组最主要的储集砂体。从成岩相分布角度，分流河道和河口坝是溶蚀相及绿泥石胶结相发育的有利成岩相带，溶蚀相和绿泥石胶结成岩相分布地区是储层物性较好的地区。四川盆地已知气藏均在三角洲平原水上分支河道、三角洲前缘水下分支河道、河口坝微相砂体发育区和成岩相为溶蚀相、绿泥石胶结相发育地区［12］（表2）。

前陆斜坡带须家河组第二段、第四段、第六段砂体发育，但由于沉积微相、成岩相的差异，导致储层物性变化较大，从而形成“砂中找砂”，即在低孔低渗背景的致密砂岩中找物性较好的优质储层。

4 天然气聚集有利区预测

4.1 主产层须二段天然气勘探目标评价标准

四川盆地须家河组油气勘探目标评价标准的确定与目标优选，主要参考的油气成藏地质因素有：须家河组砂体储层的发育有利相带，须家河组自身烃源岩的烃源灶分布以及断裂构造对须家河组油气成藏的影响。根据以上3个控制须家河组油气成藏条件的优劣程度将盆地内的须家河组油气勘探目标评价标准划分为2级。

表2 四川盆地已知须家河组气藏的储集相带和成岩相带Table 2 The statistics of reservoir facies belt and diagenetic facies belt of the Xujiahe Formation gas reservoir

Ⅰ级有利勘探区评价标准。代表了四川盆地须家河组油气勘探最为有利的目标区，其具备以下油气成藏地质条件：①属于三角洲前缘水下分流河道沉积；②处于须一段生烃灶区，最大生气强度为9×109m3/km2；③断层发育适度，处于构造隆剥低缓区；④须一段为烃源岩、须二段水下分流河道亚相砂岩为储层、须三段泥岩为盖层的生储盖组合匹配好。

Ⅱ级有利勘探区评价标准。油气勘探前景相对次于Ⅰ级有利勘探区，具备以下地质条件：①属于三角洲前缘水下分流河道沉积；②紧邻须一段生烃灶区，平均生气强度为2×109m3/km2；③断层欠发育，处于构造隆剥低缓区；④须一段为烃源岩、须二段水下分流河道亚相砂岩为储层、须三段泥岩为盖层的生储盖组合匹配较好。

4.2 主产层须二段天然气勘探目标优选

利用四川盆地须家河组第二段油气勘探目标评价标准对有利勘探目标区进行优选，结果为（表3，图6）：Ⅰ级有利勘探区2个（中坝－绵阳－德阳地区、简阳－彭山－雅安地区）；Ⅱ级有利勘探区3个（宣汉－巴中－阆中地区、南充－龙女寺－荷包场地区、内江－威远－自贡地区）。

表3 须家河组第二段天然气有利勘探目标区评价结果Table 3 The evaluation results of T3x2 favorable target areas of natural gas

图6 须家河组第二段有利勘探区带评价图Fig.6 The evaluation of T3x2 favorable exploration areas

5 结论

a.四川盆地须家河组天然气藏的富集主控因素，一是须家河组烃源灶分布控制了天然气来源及充注程度，二是构造作用强度控制圈闭的发育与分布区域；三是有利沉积相带和成岩相带控制天然气聚集的场所与规模。形成异常高压的须家河组致密砂岩气藏，天然气主要富集在构造隆升低缓、断裂活动适中、储层相对发育区。

b.利用四川盆地须家河组第二段油气勘探目标评价标准对盆地内的有利勘探目标区进行优选，结果为：Ⅰ级有利勘探区2个（中坝－绵阳－德阳地区、简阳－彭山－雅安地区）；Ⅱ级有利勘探区3个（宣汉－巴中－阆中地区、南充－龙女寺－荷包场地区、内江－威远－自贡地区）。

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