川东南地区须家河组天然气远源成藏模式

王良军, 王 威, 林良彪

(1.中国石化勘探南方分公司,成都 610041； 2.成都理工大学 沉积地质研究院,成都 610059)

川东南地区须家河组天然气远源成藏模式

王良军1, 王 威1, 林良彪2

(1.中国石化勘探南方分公司,成都 610041； 2.成都理工大学 沉积地质研究院,成都 610059)

探讨川东南地区须家河组致密砂岩油气成藏条件与主要成藏模式，为进一步深化该领域的勘探提供参考。通过对川东南地区须家河组烃源、储层、盖层和圈闭条件等成藏要素的分析及以官渡须四段气藏为代表的典型气藏解剖，表明川东南地区须家河组气藏主要为“深生浅聚”型的远源成藏模式，气藏具有“多期运移聚集，断层裂缝联合输导，喜马拉雅期调整成藏”的特点。具备与下部海相烃源岩沟通的断层输导体是川东南须家河组远源成藏的关键因素。良好的砂岩储集体匹配发育的裂缝系统，是该区天然气富集高产的保证。川东南地区须家河组油气勘探方向应以“位于心滩、边滩等有利沉积相带内，伴随发育烃源断层形成的致密砂岩构造-岩性复合圈闭及构造圈闭”为主。

须家河组；致密砂岩；成藏模式；四川盆地

川东南地区包括四川泸州-重庆以南的赤水-綦江地区(图1)，构造上位于华蓥山断裂以东，泸州古隆起东南斜坡，横跨川南低缓褶皱带和川东高陡构造带。川东南地区海相油气地质条件好，前期已发现太和、旺隆、纳溪、合江、塘河、石油沟、东溪等多个二叠系、三叠系碳酸盐岩中小型气田。

近年来上三叠统须家河组致密砂岩成为四川盆地勘探热点，先后发现广安、合川、安岳[1]、新场[2]和元坝[3]等多个以岩性气藏为主的千亿立方米级储量规模大气田，成为四川盆地重要的增储上产层系。并形成了源储共生、优质烃源岩“近源、短距、强充注”的须家河组大面积岩性气藏成藏模式的认识，邻近优质烃源岩是其成藏的关键因素。但川东南地区邻近江南雪峰古陆物源区[4]，须家河组沉积厚度相对较小，缺失须家河组第一段和第二段[5]，纵向上以沉积砂岩为主，泥页岩类不太发育。前人认为这一地区的烃源岩厚度小，与川中、川西地区相比，自身生烃强度及生烃量均较小，难以形成较大规模的气藏[1]，因此陆相勘探成果不大。但近年来仍然在该区相继发现了官渡[6，7]、梁董庙、纳溪、合江[1]等须家河组气藏，其中官渡须四段气藏提交探明储量1.016×109m3[7]，展示远离优质烃源岩的须家河组致密砂岩也具有一定的油气勘探潜力。本文通过以赤水官渡须家河组气藏为重点的解剖，结合川南梁董庙、纳溪等气藏资料分析，探讨川东南地区须家河组致密砂岩油气成藏条件与主要成藏模式，力求为深化川东南地区须家河组勘探，寻找新的增储区块提供参考。

1 成藏条件

1.1 烃源条件

1.1.1 气源分析

川东南地区官渡、纳溪、合江等气藏须家河组所产出的天然气甲烷含量很高，其摩尔分数达到了96%以上；另含有少量乙烷、丙烷以及微量的丁烷，部分井含少量H2S(表1)。通过与本区海相地层的天然气和邻区同层位天然气组分的对比可以看出，川东南须家河组天然气的组分特征与川西中坝、川中八角场、广安等地须家河组天然气的组分特征存在较大的差异，而与本区海相地层中的天然气组分特征具有较大的相似性。四川盆地陆相碎屑岩中几乎不含H2S[8]，但川东南地区位于赤水南部雪柏坪构造上的雪1井及纳溪、合江构造须家河组天然气组分中含有0.01%～1.18%的H2S(表1)，与该区海相井相似，也表明须家河组这些含少量H2S天然气应是由下伏海相含H2S的各气藏通过断裂、裂缝系统运移而来[8]。另外，各组分含量上的差异可能缘于垂向运移的结果。

图1 四川盆地须家河组气田(藏)平面分布与官8井须家河组综合柱状图Fig.1 Plan distribution of Xujiahe Formation gas field (reservoir) and the composite histogram of Xujiahe Formation of Well Guandu 8 in Sichuan Basin(气藏平面图来自文献[2]，略有修改)表1 川东南及邻区须家河组气藏及其下伏气藏天然气地球化学参数Table 1 Gas geochemical parameters of the Xujiahe Formation gas reservoir and its underlying gas reservoir in Southeast Sichuan and adjacent regions

沉积相气藏井号层位x/%δ13CPDB/‰CH4C2H6C3H8iC4nC4H2SCO2N2C1C2C3陆相赤水官渡赤水南部川南纳溪川南合江川西中坝川中八角场川中广安官8T3x498.390.580.0450.0020.00200.250.66-32.4-32.81-28.65官3T3x498.090.610.040000.540.55-32.28-33.81 官10T3x498.910.490.020000.010.50-32.92-36.39雪1T3x496.730.680.051.180.081.20纳14T3x496.951.240.290.030.050.010.530.79-36.4-30.7-27.6纳浅1T3x697.160.690.080.751.18-36.6-30.0-25.2合8T3x698.490.650.070.030.240.41-30.2-33.8中29T3x287.866.532.100.600.83 0.390.28-34.8-24.8-23.7角47T3x689.606.222.020.390.97 0.290.64-39.5-25.1-21.7广安106T3x494.164.780.490.090.070.39-37.8-25.7-24.7海相赤水川南纳溪川南合江旺4T1j296.740.33 0.022.66-27.98-30.51太12P1m96.710.190.01 0.400.091.91-30.26-34.48太13S2hn93.823.380.70.010.020.010.241.78-32.41-38.41纳1T1j196.281.360.370.070.100.251.13-33.4-33.0-29.9纳17P1m97.631.080.210.020.750.24-32.9-35.4-31.9合12T1j298.760.440.060.250.030.42-30.2-33.8合4P1m98.060.580.110.850.36-30.7-34.7-31.1

①x为摩尔分数；②赤水地区以外的分析数据来自文献[2]。

官渡须四段天然气的甲烷含量极高，属干气，干燥系数达2.19，与川西地区的中坝气田须二段气藏以及盆地中部八角场地区须四段气藏的干燥系数相比，明显要高得多，甚至比来源于川西南部须家河组高成熟烃源岩的平落坝须四段天然气的干燥系数(1.50)还要高。而官8井须家河组烃源岩的Ro为1.28%，正处于成熟阶段，显然，官渡地区须家河组天然气有海相地层高成熟天然气的混入。

天然气碳同位素特征:从官渡地区须四段天然气的碳同位素分析结果来看(表1)，其C1/∑Cn为99%，δ13C1为-32.10‰，属腐泥型干酪根生成的裂解气；但其δ13C2<δ13C1，说明有成熟度稍低的天然气混入。而这种成熟度稍低的天然气只可能来自于须家河组的腐植型干酪根。戴金星等研究了中国天然气后指出，油型气的δ13C2值<-29‰， 煤成气的δ13C2值>-29‰；认为四川盆地须家河组天然气煤成气占绝大部分，为自源的，油型气仅占小部分，为他源的[8]。川西、川中须家河组天然气绝大部分来自须家河组煤系本身源岩生成的煤成气，而在须家河组烃源岩明显变薄的川南官渡、纳溪、合江等气藏，δ13C2值均<-29‰，与中坝、广安等地区须家河组自生的煤成气不同(>-29‰)，显然存在油型气来源。在赤水地区天然气δ13C1-δ13C2关系图上(图2)，官渡须家河组天然气也表现为过熟油系-煤系混合气，与下伏二叠、三叠系海相气藏具有相似性。综合前述气源对比分析表明，川东南官渡、纳溪、合江等地须家河组是海相气源为主、陆相为辅的混源气藏，总体具有远源成藏特征。

图2 川东南赤水地区天然气δ13C1-δ13C2关系Fig.2 Relationship between δ13C1 and δ13C2 in natural gas of the Chishui area in Southeast SichuanⅠa.成熟油系气； Ⅰb.成熟油系气-煤系混合气；Ⅰc.成熟煤系气；Ⅱa.高熟油气； Ⅱb.高熟油系-煤系混合气； Ⅱc.高热煤系气；Ⅲa.过熟油气系； Ⅲb.过熟油系-煤系混合气

1.1.2 烃源岩评价

川东南地区须家河组为一套砂岩、页岩及煤系地层组合，属三角洲平原曲流河-辫状河沉积[9]。该区须家河组缺失第一段和第二段，主要发育第三-第六段[5]，厚度仅为270～500 m，与沉积中心——川西地区(沉积最厚达2.5 km)相比大幅度减薄。纵向上以沉积砂岩为主，具有生油能力的是其中的薄层黑色、灰黑色泥(页)岩夹煤层，主要分布在T3x3和T3x5段。泥(页)岩厚度一般在50～100 m，平均厚度为75 m；煤层厚度在0.3～7 m之间，平均厚度4 m左右。官渡地区须家河组黑色、灰黑色页岩岩心有机碳含量(wTOC)为1.08%～ 3.56%，平均为1.69%，达到了好生油岩的标准[10]。官8井须三段泥页岩干酪根镜检为棒状、管状等惰性组分及片状镜质体组成，含少量絮状腐泥。烃源岩甾烷C27的质量分数为21%～26%，C28为27%～31%，C29为45%～51%。C29占优势，说明官渡须家河组烃源岩有机质的主要生物来源是高等植物，其中也不乏少量的水生浮游生物。综合干酪根显微组分分析、饱和烃色谱分析和甾烷的组分分析结果，以及川东南地区须家河组的沉积相资料，认为须家河组烃源岩有机质类型既有Ⅱ2型(腐泥偏腐殖型)，又有Ⅲ型(腐殖型)。统计表明赤水地区须家河组烃源岩有机质镜质体反射率(Ro)在1.25%～1.80%之间，处于成熟-高成熟的演化阶段。综合分析认为四川盆地东南部地区须家河组具有一定的生烃条件[11]，王兰生等(2008)评价川南地区上三叠统生烃强度0.78×109m3/km2[12]。同时该区海相烃源岩发育，有机质类型以腐泥-过渡偏腐泥型为主，生烃能力强，均已达到高成熟-过成熟期，以生成气态烃为主(表2)。赤水地区志留系龙马溪组黑色泥页岩厚340 m，生烃强度( 2.5～8.0)×109m3/km2(王兰生等，2004)[13]；二叠系以海陆过渡相的龙潭组黑色页岩夹煤层为主要烃源岩，赤水地区厚50～60 m；其次是栖霞组、茅口组深灰色泥灰岩。王兰生等(2004)评价川东南地区二叠系生烃强度达到(2.0～2.5)×109m3/km2[13]。总体来说，川东南须家河组具有一定的烃源条件，但与川西地区相比，其烃源岩厚度相对较薄，同时海相烃源岩发育，具备形成大中型气藏的充足气源条件。

表2 川东南赤水地区海相烃源岩特征Table 2 Characteristics of marine hydrocarbon source rocks in the Chishui area of Southeast Sichuan

1.2 储集条件

川东南须家河组储层主要分布在须四-须六段砂岩中，发育在三角洲平原辫状河、曲流河心滩、边滩等微相砂体中[14]；岩性以中粒岩屑长石砂岩和中粒长石岩屑砂岩居多，少量为长石砂岩、长石石英砂岩和岩屑石英砂岩，砂岩厚度占到地层总厚度的75%以上。砂岩具有多层，累计厚度>250 m，一般为260～310 m。砂岩单层厚度大，最厚可达30 m左右，但相对高孔(>4%)的含气储层厚度仅1～4 m左右，具薄层交互、多层叠置、连片分布的特点。储层的原生孔隙在经过压实作用、胶结作用和充填作用后大部分被破坏。孔隙类型主要有3类：(1)粒内溶孔：为长石、岩屑被溶蚀后形成，呈不规则状。(2)粒间溶孔：主要是灰质及铁质胶结物被溶蚀而成。(3)裂缝：主要是微裂缝，多由构造挤压而成，以张开缝为主，也有充填、半充填缝，充填矿物多为自生石英、硅质，少见溶蚀缝。

通过对官渡地区须四段87个储层岩心样品的物性分析结果，孔隙度全部在5%以下，主要分布在2%～4%之间，占总样品数的89%(图3)。渗透率主要分布在(0.01～0.1)×10-3μm2之间，约5%的样品由于裂缝的发育，渗透率稍有提高。反映了本区须家河组储层的超致密特点。

1.3 圈闭条件

川东南地区须家河组砂岩储层物性差，目前勘探发现的岩性圈闭较少；但该区喜马拉雅运动期构造褶皱较为发育，褶皱和断层对致密砂岩储层进行改造，因此在构造高点、长轴和断裂带附近可形成规模较大的构造及岩性-构造复合圈闭。目前该区已发现的官渡、梁董庙、纳溪等气藏均以构造或岩性-构造气藏为主。官渡须家河组即为典型的岩性-构造复合气藏：官南背斜构造主要形成于燕山期至喜马拉雅期，闭合面积9.9 km2，闭合高度143 m，气藏主要分布在构造主体，含气面积9.94 km2。其中发现井官8井位于构造长轴高部位与北东向F1断层复合部位(图4)，是构造裂缝有利发育带，随后沿F1断层上盘部署的官16、官18井均获工业气流。官10井虽然处于官南背斜南长轴倾没端，但附近发育北西向断层，因此构造裂缝发育。综合分析认为，官渡构造须家河组位于辫状河心滩有利微相，砂岩储层普遍含气，但因储层致密，低孔、低渗，裂缝发育起着改善储层、提高渗流能力、有利油气运移的作用。具“普遍含气，裂缝控藏”的岩性-构造气藏特点，构造背景上的裂缝发育带是形成大规模油气聚集的有利部位。

图3 川东南官渡四段储层孔隙度、渗透率分布直方图Fig.3 Porosity and permeability distribution histogram of the reservoir from Member 4 of Xujiahe Formation in the Guandu structure of Southeast Sichuan

图4 官南须四段气藏顶界构造图Fig.4 Structural map of the top boundary of the gas reservoir in Member 4 of Xujiahe Formation in the Guannan structure

图5 川东南地区官渡须家河组天然气远源成藏模式示意图Fig.5 Schematic diagram of distal gas pool-forming models of Xujiahe Formation in the Guandu structure of Southeast Sichuan

1.4 运移输导条件

川东南官渡构造特征分析表明，官南构造F1断裂规模大，向下断至志留系及下二叠统，向上断至上三叠统须家河组(图4、图5)，为海相气源向上运移创造了良好的条件，是海相天然气运移聚集的有利输导通道，断层末梢是构造裂缝有利发育带。川南梁董庙构造须家河组气藏也是以向下断至二叠系的东翼F2断层作为主要油气运移通道(图6)。

综合研究认为，川东南地区须家河组纵向上远离志留系、二叠系烃源岩，中间有三叠系嘉陵江组、雷口坡组厚层膏盐岩(40～70 m)分隔，海相烃类气体能够以扩散方式进入的量很少。扩散获得的天然气只能是来自须家河组自身煤系烃源岩生成的少量天然气，如果不发育有效沟通海相烃源层与须家河组砂岩储层的断层、裂缝输导体系，须家河组碎屑岩层系很难形成有价值的气藏。

图6 梁董庙构造须家河气藏横剖面示意图Fig.6 Transverse section drawings showing the Xujiahe Formation gas reservoir in the Liangdongmiao structure

1.5 保存条件

川东南地区须五段泥岩(官8井须五段厚25 m)、须六段砂岩之上覆盖的下侏罗统厚层泥页岩(厚300～500 m)横向分布稳定，是须家河组气藏直接盖层。另外，中上侏罗统厚达800～1 400 m的遂宁组和上沙溪庙组两套泥岩为主的区域性盖层对于区内须家河组的保存具有控制作用[6]，这套区域性盖层覆盖了川东南赤水南部以及官渡-綦江地区大部分低缓潜伏构造带及向斜区。水分析资料表明须家河组地层水为CaCl2型，矿化度高(30 g/L以上)，保存条件好，官渡、纳溪、合江等气藏均位于该类地区;而赤水旺隆、太和地区由于地层已剥蚀到侏罗系下沙溪庙组，因此在须家河组钻井均发生井漏，未获气，反映保存条件变差。

川东南地区须家河组中的天然气主要依靠烃源断层沟通下伏海相烃源岩。在天然气成藏期间及其后的构造活动中断层也可能破坏须家河组上覆盖层的封堵性，成为天然气溢散的通道。研究表明，区域性大断层对气藏的保存具有破坏性[15]，这类断层的断距较大、延伸长，一般从深部地层断至浅层或地表，从而导致油气沿断层向上溢散[15]，如太和、旺隆构造和石龙峡构造可能属于这种情形。如果烃源断层向上消失在须家河组及下侏罗统泥页岩地层，同时在其错断的须家河组中发育孔渗性相对较好的心滩等砂体与裂缝带，就会有较多的海相天然气沿断层输导体进入须家河组聚集成藏，如官南、纳溪、合江和梁董庙T3x气藏(图5、图6)。

2 成藏模式

川东南地区须家河组成藏条件中，烃源岩、储层等成藏要素相对较差，而沟通海相烃源岩的断层输导体在远源天然气进入须家河组成藏中起关键作用；但切穿区域盖层的通天大断层也可能破坏须家河组气藏的保存条件。由此，川东南地区须家河组气藏属于“深生浅聚”型的远源气藏，其远源成藏模式如图4所示。成藏主控因素可概括为：烃源断层、裂缝构成的断裂输导体系控制气源的充注程度，心滩、边滩等有利沉积微相控制砂岩储层分布，良好保存条件是形成有效圈闭的重要条件。由于须家河组储层为致密砂岩，裂缝系统是否发育是控制气藏高产的关键。气藏具有“多期运移聚集、断层裂缝联合输导、喜马拉雅期调整成藏”的特点。综合川东南地区须家河组生、储、盖、运等各类天然气成藏要素，其天然气成藏事件如图7所示。

图7 川东南地区须家河组天然气成藏事件综合图Fig.7 Comprehensive diagram of Xujiahe Formation hydrocarbon accumulation events in Southeast Sichuan

3 结 论

川东南地区须家河组煤系地层砂岩中产出以高熟-过熟阶段油型为主的天然气主要来源于下伏海相烃源岩，部分来自于须家河组自生，油气输导体系主要为喜马拉雅期形成的烃源断层与裂缝。具备未断穿侏罗系泥岩区域盖层并与下部海相烃源岩沟通的烃源断层是须家河组成藏的关键因素，良好的砂岩储集条件和发育的裂缝系统，是获得高产的保证。川东南地区须家河组油气勘探方向应以“位于心滩、边滩等有利沉积相带内，伴随发育烃源断层形成的致密砂岩构造-岩性复合圈闭及构造圈闭”为主。川东南须家河组气藏研究表明，四川盆地须家河组气藏存在远源成藏模式，具有良好的勘探潜力，可进一步拓展四川盆地须家河组勘探领域。

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Distal gas accumulation model of Xujiahe Formation in Southeast Sichuan, China

WANG Liang-jun1, WANG Wei1, LIN Liang-biao2

1.ExplorationSouthernCompanyofSINOPEC,Chengdu610041,China;2.SedimentaryGeologyResearchInstitute,ChengduUniversityofTechnology,Chengdu610059,China

This paper discusses the forming conditions of oil and gas accumulation and the main accumulation model of the tight sandstone in Upper Triassic Xujiahe Formation of Southeast Sichuan in order to provide references for deepening the oil and gas exploration of the area. Based on the analysis of the factors of hydrocarbon accumulation, such as hydrocarbon source, reservoirs, cap rocks and traps of Xujiahe Formation, and the dissection of the typical gas pool represented by that in the 4th member of Xujiahe Formation in Guandu, it is found that the distal gas accumulation is the main accumulation model of Xujiahe Formation in Southeast Sichuan, and the fault fractures formed in Himalayan motion period are the channels of gas migration. The fault fissure conductive bodies cutting through the lower marine hydrocarbon source rocks become the key factors of the distal gas accumulation of Xujiahe Formation in Southeast Sichuan, and the favorable sandstone reservoirs and the developed fracture system stand sure for high productivity of gas. Finally, the main oil and gas exploration direction in Xujiahe Formation of the area is to seek for the tectonic-lithologic combination trap and structural trap of the tight sandstone with favorable hydrocarbon source rock fractures located in the advantageous diara and point bar facies zone.

Xujiahe Formation; tight sandstone; hydrocarbon accumulation model; Sichuan Basin

10.3969/j.issn.1671-9727.2014.05.03

1671-9727(2014)05-0548-08

2013-09-25 [基金项目] 国家科技重大专项(2011ZX05002-004)

王良军(1972-)，男，硕士，高级工程师，从事油气地质勘探及研究工作, E-mail:wanglj.ktnf@sinopec.com。

TE122.1

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