川中地区须家河组致密砂岩气藏气水分布形成机理

陈涛涛，贾爱林，何东博，邵 辉，季丽丹，闫海军

(中国石油 勘探开发研究院，北京 100083)

致密砂岩气藏以其资源丰富、产量巨大的优势，已经成为国内外天然气产业的重要支撑[1]。而须家河组作为四川盆地致密砂岩气藏开发的主力层位，分布众多攸关该盆地储量增长和产量接替的关键性气藏。截至2011年底，四川盆地上三叠统须家河组的地质储量即已达1.2×1012m3(探明7 000×108m3，控制+预测5 000×108m3)，形成了继鄂尔多斯盆地苏里格气田之后所发现的又一个储量超过万亿方的大气区。须家河组气藏遍布整个四川盆地，但以川中地区最为发育，集中了目前盆地内须家河组已发现储量的80%，相继发现了八角场、广安以及合川潼南等数个大气田[2]。川中地区须家河组各气藏具有致密砂岩气藏的典型特征，即储层物性条件差(有效孔隙度3%～13%，基质渗透率0.001×10-3～0.2×10-3μm2)，区域大面积含气，水体呈局部连续分布，没有统一的气水界面[3-4]，但与典型致密砂岩气藏相比，该区各须家河组气藏储层中可动水饱和度普遍较高。这一差异导致该区各须家河组气藏气井在压裂改造后普遍出水，产量递减快，稳产条件差，自然产能低，井筒积液严重。因此，需要对川中地区须家河组致密砂岩气藏气水分布的形成机理有清晰的认识，以助在后续开发中寻找富气区，避开富水区，提高各气藏的整体动用程度。

1 气水分布特征

川中地区须家河组致密砂岩气藏的气水分布整体呈现气水过渡带的特征，区域大面积含气，气水混杂分布，气水界限不明显，剖面上气层和气水层混杂分布，气水倒置现象普遍(图1)，平面上富气区和富水区交替出现，甜点分布效应显著(图2)；在微观上，致密砂岩储层大孔隙中的可动水比例普遍较高。

各气藏的气水分布特征为：1)构造高部位以气层为主，具有少量的边水或底水，是整个气藏的“甜点区”。2)构造低部位具有气水过渡带的特征，其中的高渗区储层可动水含量较高，以发育气水层或水层为主，低渗区储层束缚水比例较高，以发育含气层为主。3)储层裂缝发育部位气水分异程度高，大量发育富气区，形成了低幅平缓构造背景下的另一种“甜点区”。

2 形成因素

2.1 气源供应不足

川中地区须家河组各气藏的气源供应比较单一，均由其下伏煤系地层单独供气，再加上各气藏储层较为致密，非均质性较强，造成各气藏成藏过程以近源成藏、垂向充注为主[5]。须家河组地层自下而上可细分为须一至须六段：其中须一、三、五段为煤系地层，利于天然气的生成，并具有较好的封盖作用[6]；须二、四、六段为灰色砂岩，利于天然气的储集。天然气碳同位素分析以及天然气组分分析表明，川中地区须家河组各气藏的气源是明确的，须二气藏由须一段充注而成，须四气藏由须三段充注而成，须六气藏由须五段充注而成[7-9]。

各煤系地层的生烃强度介于5×108～20×108m3/km2，生烃强度偏弱[10]，再加上各气藏储层较为致密，非均质性较强，造成该区各须家河组气藏的充满程度普遍不高，气水分布整体呈现气水过渡带的特征。各气藏的充满程度与供气煤系地层的发育程度紧密相关：须五段厚度最大(>120m)，故须六气藏充注程度较高，达56%～61%；须三段厚度次之(50～80 m)，则须四气藏产水较大；须一段烃源岩厚度最薄，且在很多地方缺失，则须二气藏分布区域有限，仅在须一段比较发育的区域才有分布，而须四和须二气藏的充满度仅有30%左右。

2.2 成藏充注较早

根据成藏年代学及成岩演化研究结果，须家河组气藏烃源岩的生气排烃期始于须四段沉积期(晚三叠世末期)，终于晚白垩世；砂岩储层的致密化过程则要晚于生气排烃期，介于早白垩世—古近纪，即须家河组气藏成藏过程为先聚集成藏后再致密成藏(图3)[11]，而先成藏再致密的直接结果是川中地区须家河组各气藏整体大面积含气。

晚三叠世末至晚侏罗世为天然气初次运聚期，须一、须三及须五3个煤系地层形成的未熟-低熟天然气垂向运移到致密化程度不高的砂岩储层中，并被古构造优先捕集成藏，在闭合度较大的构造带发育区形成了纯气顶；早白垩世—古近纪为天然气主要聚集成藏期，大量生成的天然气向附近储层运移，因砂岩储层的致密化程度已经较高，新生成的天然气难以大规模地驱替掉储层孔隙中的水，仅以弥散的气泡分布其中，形成该区须家河组气藏气水混杂分布格局；古近纪以来为气藏再分配定型期，喜马拉雅运动产生断层及裂缝，烃类发生运移、调整和再分配，而该阶段气藏抬升、生气排烃停止及温压条件改变使成岩后生作用异常强烈，以致储层更致密，最大限度地保存了原生气藏[12]。

图1 川中地区须家河组典型气藏气水分布剖面Fig.1 Profile of gas-water distribution of typical Xujiahe gas reservoir in central Sichuan Basin

图2 川中地区须家河组典型气藏气水分布平面Fig.2 Plane gas-water distribution of typical Xujiahe gas reservoir in central Sichuan Basin

图3 川中地区须家河组致密砂岩气藏成藏演化综合图Fig.3 Diagram showing the evolution of Xujiahe tight sandstone reservoirs in central Sichuan Basin

2.3 砂岩储层致密

在砂岩储层中，孔喉大小是控制气体上浮的关键因素，高渗砂体中的大孔喉允许气体快速通过，浮力成为该孔喉背景下气泡受到的主要作用力，而致密砂岩储层小孔喉中的连续水相能有效阻止气体的向上运移，毛细管力成为该孔喉背景下气泡受到的主要作用力[13-15]。因此，对于川中地区各致密砂岩气藏来说，砂岩储层致密也是各气藏呈现气水过渡带特征、无明显气水界面的重要原因。

该区家河组气藏的致密砂岩储层发育中细粒为主的长石岩屑砂岩、岩屑砂岩岩相，经过一系列成岩作用的改造(破坏性的压实作用、胶结作用和建设性的溶蚀作用、破裂作用)，致使砂岩储层的原生孔隙在成岩作用中几乎被破坏殆尽，孔隙类型以残余粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔为主，3种孔隙类型即占总孔隙的70%以上[16-17]；孔隙形态不规则，孔径较小；喉道类型以缩颈型、片状为主，喉道宽0.1～1 μm，呈交叉状、树枝状分布，喉道内径较为细窄(图4a，b)[18-19]。

在该区须家河组气藏开始充注的早期，砂岩储层的致密程度较低，最开始进入砂岩储层孔隙中的天然气主要受到浮力的作用，浮力很容易克服毛细管力而使气体上浮，在有利的构造圈闭中聚集成常规气藏。随着砂岩储层致密程度的加深，控制天然气运动的主要作用力变成了毛细管力，天然气在强大的源储压差下，克服毛细管力，以不连续、脉冲式的方式在致密砂岩孔隙水中沿优势带指状突进，形成了气水混杂分布的气水过渡带(图5a，b，c)。

2.4 局部构造发育

在致密砂岩气藏成藏过程中，气水需要有足够的构造幅度进行重力分异，缺乏足够的构造幅度则会导致气水混杂在一起。对于总体发育低幅平缓构造的川中地区各致密砂岩气藏来说，气水分异不彻底、气水混杂一体是在该构造背景下所呈现的必然结果，仅能在局部构造幅度发育部位找到一些气水分异相对彻底的“甜点区”。

从成因上来讲，形成纯气顶所需要的构造幅度与储层条件有关[20]。储层孔喉条件越差，毛管力越大，水在致密砂岩孔喉中上升的高度就越高，即气水过渡带就越高，从而形成气顶所需要的构造幅度就越大。根据须家河组致密砂岩气藏的储层物性与气柱高度之间的统计关系表明，气水分异所需的构造幅度与储层物性呈负相关的关系：当孔隙度大于10%时，气藏完成彻底的气水分异所需的构造幅度大于105 m；当孔隙度介于8%～10%时，气藏完成彻底的气水分异所需的构造幅度大于280 m；当孔隙度介于6%～8%时，气藏完成彻底的气水分异所需的构造幅度大于400 m(图6)。根据对川中地区须家河组各气藏的构造幅度进行统计，广安气田须六气藏A区顶部的构造幅度最为发育，构造闭合度为344 m，在其储层物性条件下，气水分异相对较为彻底，其余各气藏则因构造幅度发育程度不够，气藏整体呈现气水混杂一体的格局。

图4 川中地区须家河组储层岩石薄片显微照片Fig.4 Micrograph showing thin sections of the Xujiahe reservoirs in central Sichuan basina.广安128井,须四段,铸体薄片,孔隙缩小型喉道，呈网状连通孔隙；b.广安127井,须四段,铸体薄片,片状喉道连通粒间孔

图5 川中地区须家河组储层气水驱替模拟(据中国石油勘探开发研究院廊坊分院)Fig.5 Gas-water displacement simulation of the Xujiahe reservoirs in central Sichuan Basin(Based on Research Institute of Petroleum Exploration and Development-Langfang Branch,Petrochina)a.气体初始滞留大孔中；b.压力增大，气泡开始变形；c.气泡以非连续相运移

2.5 储层裂缝发育

川中地区须家河组气藏储层裂缝普遍发育，裂缝类型主要为高角度的剪切缝和低角度的张裂缝。对该区裂缝的成因分析后发现，各须家河组气藏的致密砂岩储层主要发育两期裂缝，第一期为形成于燕山运动晚期因受推覆挤压作用而与褶皱相伴生的张裂缝，在褶皱应力比较集中的转折端分布较多；第二期为形成于喜马拉雅运动时期因受逆冲推覆作用而与断层相伴生的剪切缝，在与断层平行的方向分布较多。这两期裂缝均在须家河组致密砂岩气藏的形成和调整过程中发挥了重要的通道作用[21-23]。

图6 川中地区须家河组储层物性与气柱高度之间的相关关系Fig.6 Correlation between physical property and gas column of the Xujiahe reservoirs in central Sichuan BasinKrg.气相相对渗透率；Krw.水相相对渗透率

发生在侏罗纪—白垩纪的燕山运动以及发生在第三纪的喜马拉雅运动，一方面使得须家河组的砂岩储层更加致密，另一方面使得砂岩储层在构造应力的作用下发育了大量的断裂和裂缝。储层裂缝的发育则极大地改善了砂岩储层的渗透性，使原本已被致密化封存的须家河组原生气藏发生了活化，恢复了渗流能力，使其具备了商业开采价值。此外，在川中地区须家河组气藏成藏过程中，因裂缝改善了致密砂岩储层的渗流通道，利于气驱水过程的进行，在裂缝发育的上倾端砂体中形成了较为彻底的气水分异，形成了低幅平缓构造背景下除局部构造幅度发育区之外的另一类型“甜点区”。

3 形成机理

川中地区须家河组致密砂岩气藏的形成始于晚三叠世末期，因此时砂岩储层的致密程度较低，在晚三叠世末至晚侏罗世的天然气初次运聚阶段中，由煤系有机质形成的天然气充注到更早阶段形成的构造圈闭中，并在浮力的作用下，聚集在各构造幅度发育部位的顶部，构造幅度对成藏起着主要的控制作用，形成了一系列的构造气藏。但因煤系地层生烃强度有限，各构造气藏的充注程度普遍较低。成藏过程中排出的有机酸造成易溶颗粒型自生矿物难以形成，使得储层在随后的压实、胶结等成岩作用下逐渐变得致密[24-26]。

早白垩世—古近纪的天然气主要聚集成藏阶段，天然气大量生成，但须家河组储层在成岩演化和燕山运动的作用下致密程度已经很高。处于生烃高峰期的煤系地层在强大的源储压差下，将生成的天然气突破毛细管力的阻塞，充注到致密砂岩储层中，在储层中呈弥散状分布，形成了气水混杂分布的格局。砂岩储层的致密化阻塞了天然气的运移，反过来，已经致密的砂岩储层却将须家河组气藏有效地封存下来，阻止了已形成的气藏在以后阶段中的逸散。在该阶段中燕山运动产生的大量张裂缝为天然气在致密砂岩气藏中的运移提供了优势通道和储集空间，以致在致密砂岩气藏开发过程中裂缝发育区成为非常重要的有利目标区。

进入第三纪后，须家河组砂岩储层的致密程度普遍较高，加上其内部煤系地层的生烃高峰也已经结束，整个气藏的气水分布格局基本上固定下来了。但在喜马拉雅运动的作用下，须家河组致密砂岩气藏进入了“活化”阶段。该阶段发生的构造沉降与抬升使得原有的构造圈闭与现今的地形不符，部分气水倒置的现象因此而起。更重要的是，喜马拉雅运动发育的大量裂缝使得致密储层的物性得到了显著的改善，在裂缝发育段重新聚集成藏，在原来不易于形成气藏的部位形成了大量的优质气藏。

4 结论

1) 川中地区须家河组致密砂岩气藏的气水分布整体表现为气水过渡带特征，区域大面积含气，气水混杂分布，气水界限不明显，气水倒置现象普遍；微观上表现为致密储层的大孔隙中普遍存在可动水。局部构造和裂缝发育区域是主要的富气区，围绕这两个区域的甜点效应显著，构造低部位和普遍致密区域则分别发育富水区和次富气区。

2) 该区各致密砂岩气藏气水分布形成因素包括气源供应不足、成藏充注较早、砂岩储层致密、局部构造发育、储层裂缝发育等方面：气源供应不足形成了气水过渡带；成藏充注较早导致了区域大面积含气；砂岩储层致密造成了气水混杂分布；局部构造幅度控制了气水分异程度；储层裂缝提供了气水渗流通道。

3) 该区致密砂岩气藏的形成分为3个阶段：晚三叠世末至晚侏罗世的未熟-低熟天然气在局部构造控制下于构造闭合高点处形成纯气顶；早白垩世—古近纪大量生成的天然气因砂岩储层致密而无法完全驱替出孔隙水，形成气水混杂分布格局；古近纪以来的喜马拉雅运动形成大量裂缝，改善了储层物性，在裂缝发育带聚集成藏。

参 考 文 献

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