元坝地区须家河组致密砂岩气藏富集主控因素

王　威, 黄曼宁

(中国石化勘探分公司研究院，成都 610041)

元坝地区须家河组致密砂岩气藏富集主控因素

王威, 黄曼宁

(中国石化勘探分公司研究院，成都 610041)

[摘要]四川盆地元坝地区须家河组具有良好的成藏基本条件，成藏要素时空匹配关系优越，具备多层段立体勘探的良好前景。本文充分利用钻井资料及包裹体分析结果，重建元坝地区须家河组气藏的成藏过程。其成藏经历了3个阶段：①晚三叠世-中侏罗世岩性气藏成藏阶段；②晚侏罗世-早白垩世构造-岩性气藏成藏阶段；③晚白垩世-现今的调整改造阶段。通过与川中广安须家河组大气田进行类比，认为该区须家河组天然气成藏主要受3方面控制：①源储共生、优质烃源岩“近源、短距、强充注”为须家河组气藏的大面积分布奠定物质基础；②多期砂体垂向叠置、侧向复合大面积展布为须家河组气藏的大面积分布提供足够的赋存空间；③相对优质储层和伴生裂缝网络共同控制了天然气的富集高产。

[关键词]成藏主控因素；天然气；须家河组；元坝

元坝地区位于四川盆地东北部(图1)，为中国石化在四川盆地的重点勘探区块之一，继深层海相礁滩储层取得重大勘探成果之后，上三叠统须家河组(T3x)也展现了良好的勘探潜力，有望形成颇具规模的“大面积、低丰度”致密砂岩气藏[1,2]。目前针对此类低渗岩性气藏富集主控因素研究十分薄弱。本文对元坝地区须家河组天然气成藏要素、成藏过程与成藏模式进行研究，明确了天然气富集的主控因素，希望对于寻找含气富集区有启示或借鉴作用。

1成藏要素

1.1良好的烃源条件

元坝地区须家河组主要发育须家河组第一段、第三段及第五段3套优质烃源岩；须二段和须四段中虽然砂岩储层比较发育，但是在这些砂岩之间所夹泥页岩(有时还夹有薄层煤线和炭质页岩等)也同样具有一定的生烃能力。须家河组烃源岩总体上具有“多层、多套、全覆盖、单层薄、累计厚度大”的特征[4]。研究区须家河组烃源岩平均有机碳的质量分数(wTOC)为2.97%，干酪根类型以Ⅲ型为主，已进入过成熟干气阶段；泥页岩层累计厚度为100～250 m，生气强度为(17～44)×108m3/km2，具备形成大型气田的资源背景(据戴金星,2003, 2007)。

1.2多套、多类型储层叠置发育

元坝地区须家河组储层主要集中在须二段、须三段及须四段，纵向上叠置、横向上连续。烃源岩与储层互层发育，成藏配置好，利于天然气聚集成藏(图2)。

1.2.1须二段

元坝地区须二段主要为一套辫状河三角洲前缘沉积，储层岩石类型主要为灰白色、灰色岩屑砂岩、长石岩屑砂岩和石英砂岩，粒度以细粒、中粒为主，其次为极细粒，少量粗粒。颗粒分选中等，磨圆度多呈次棱角状，杂基含量不高，结构成熟度中等-好，石英含量较高，岩石的成分成熟度较高。颗粒间以线接触为主，胶结类型以孔隙式胶结为主，部分呈孔隙-压嵌式胶结。碎屑成分以石英为主，质量分数(w)为37.8%～84.3%，平均为56.85%；长石的质量分数为0.2%～10%，平均为5.51%；岩屑的质量分数为7.8%～31.7%，平均为25.55%。长石以钾长石为主，少量斜长石。储集空间类型以粒间溶孔、粒内溶孔及残余原生粒间孔为主。储层孔隙度(q)为4.01%～10.47%，平均为6.53%；渗透率(K)为(0.012～26.09)×10-3μm2，平均为0.69×10-3μm2：具有低孔低渗的特征[4,5]。

须二段储层在元坝地区西部大范围分布，构造高部位储层厚度相对较大，平面上叠加连片，与沉积微相的平面展布比较一致，储层厚度由东南向西北方向逐渐变厚。

1.2.2须三段

元坝地区须三段沉积相类型主要为辫状河三角洲平原—前缘，储层岩石类型主要为一套细-中粒钙屑砂岩，石英的质量分数为11%～35%，平均为20%；长石含量总体很低，质量分数一般为0%～1%；岩屑含量较高，质量分数一般为31.1%～68%，平均为67%。岩屑成分主要为白云岩和灰岩碎屑，二者占岩屑总质量的比例平均为77%。储集空间类型主要为粒间溶孔、杂基微孔和微裂缝。储层孔隙度为2.02%～2.92%，平均为2.38%；储层渗透率为(0.004～363.2)×10-3μm2，几何平均数为0.155×10-3μm2：具有低孔、低渗特征，为孔隙型和裂缝-孔隙型储层。

图1　元坝地区位置图Fig.1　Location of the Yuanba area

图2　元坝地区须家河组气藏剖面图Fig.2　Cross section of Xuejiahe Formation gas reservoirs in Yuanba area

须三段属钙屑砂岩储层，具有“纵向相互叠置、平面叠合连片发育”的特征，在元坝西北部地区较发育。

1.2.3须四段

元坝地区须四段有利储层主要发育在位于水下分流河道的中粒岩屑砂岩、中粒长石岩屑砂岩和中-粗粒岩屑石英砂岩。储集空间以长石、岩屑被溶蚀而形成的粒内溶孔、粒间溶孔、杂基微孔和铸模孔为主要的储集空间类型。储层孔隙度为0.76%～6.59%，平均为4.23%；渗透率为(0.001 2～363.213 6)×10-3μm2，平均为2.648 8×10-3μm2：总体上讲，须四段储层具有低孔、低渗的特征。

元坝地区须四段广泛发育辫状河三角洲前缘水下分流河道沉积微相，利于储层发育。

1.3圈闭条件

元坝地区陆相层系局部构造发育，以断背斜、断鼻、断块构造为主。纵向上，局部构造主要发育在须家河组和自流井组，大多受断层控制。平面上，主要发育在彭店-峰占断褶皱带、阆中-平昌复背斜构造带与通南巴复背斜西倾伏端，其次发育在岐平向斜的西南翼，走向基本与断层平行。局部构造大多形成于燕山中晚期，定型于喜马拉雅期。元坝地区须家河组发育多种沉积相类型，横向上岩性变化大。经历了多期构造活动，尤其是须家河组晚期形变强烈的构造活动，使元坝地区发育多种类型圈闭，如构造圈闭、岩性圈闭及构造-岩性复合圈闭等，以背斜构造为背景的岩性圈闭是目前天然气勘探的主要目标[7]。

1.4运移条件

元坝地区须家河组气藏输导体系以须二段、须四段厚层叠置河道砂岩、砂砾岩储集体和须一段、须三段、须五段内部薄层滩坝砂岩储集体为主，辅以局部发育的构造裂缝。另外，在地震剖面上识别的少量的小断距断层也具有一定的输导能力。

1.5保存条件

研究区内须家河组及覆盖其上的陆相地层沉积相类型主要为河流相、湖泊相和三角洲相。在自流井组中晚期至白垩纪时期，研究区发生过多次湖侵，泥岩厚度普遍大于砂岩厚度，单层厚度大，可作为研究区储集层的直接盖层。通过泥岩厚度统计，该区须家河组及其以上地层(自流井组、千佛崖组和下沙溪庙组)泥岩累计厚度一般为200～350 m，最大可达900 m。自流井组、千佛崖组、下沙溪庙组的泥岩与砂岩的厚度比值一般为45%～75%；须家河组泥岩与砂岩厚度比值较低，一般为25%～40%[4]。因此，这些厚大的泥岩盖层为须家河组的油气成藏提供了有力保障。

元坝地区陆相地层断层发育，但这些断层断距较小且均未断穿侏罗系。在侏罗纪晚期-白垩纪早期的生烃高峰时期，这些断层可作为油气运移通道，对油气藏进行再次调整，但未对油气藏产生破坏性作用。

综合以上盖层条件、构造完整性等几个方面的研究，可以看出元坝地区须家河组具有良好的保存条件，这也是元坝地区陆相层系形成大气田的一个必要条件。

元坝地区须家河组天然气成藏基本地质条件优越，具备形成大中型气田的基本条件。

2成藏过程与成藏模式

2.1油气充注历史

元坝地区须家河组储层中气态烃包裹体主要分布在石英颗粒内次生裂隙和裂缝充填方解石脉中，对其共生盐水包裹体均一温度的显微测温结果表明两者具有不同的形成期。石英颗粒内次生裂隙中气态烃包裹体形成时间在中侏罗世中期-晚侏罗世。方解石脉中与气态烃包裹体共生盐水包裹体均一温度为110～170℃，主峰位于120～160℃，对应的天然气的充注时间为160～115 Ma B.P.，表明元坝地区须家河组储层裂缝中天然气的主充注期在晚侏罗世-早白垩世末期(图3)，可能主要与裂缝形成时间较晚有关[6]。

元坝地区须家河组气藏输导体系以须二段、须三段及须四段厚层叠置河道砂岩、砂砾岩储集体和须一段、须三段、须五段内部薄层砂岩储集体为主，辅以局部发育的构造裂缝。另外，在地震剖面上识别的少量的小断距断层也具有一定的输导能力。输导体系组合样式以储集体-裂缝组合为主(图4)。

孔隙型储集体输导体系和裂缝输导体系的演化由于受不同因素的控制，其形成演化历史存在差异，与天然气充注历史的配置关系也存在差异。研究区须家河组孔隙型储集体输导体系现今表现为一套致密砂岩、砂砾岩储层，对天然气运移的有效输导主要在其致密化之前，致密化之后对天然气的运移输导能力有限。须家河组储层在古埋深2 km左右形成低孔低渗背景，到古埋深达3.5～4 km阶段进一步致密化，储层输导能力下降。因此，在须家河组烃源岩开始生气到生气高峰期，须家河组砂岩、砂砾岩体对天然气的运移聚集具有较好的运移输导能力。天然气充注历史分析表明，基质孔隙中天然气主充注期在古地温80～120℃阶段，对应古埋深在2～3.5 km，与砂岩、砂砾岩体输导体系的有效输导阶段吻合很好(图5)。

研究区须家河组储层裂缝主要为构造裂缝，裂缝输导体系的形成演化受控于区域构造运动的活动时间。区域构造演化史分析表明，须家河组储层裂缝形成于中燕山期(中侏罗世末期)以来，因此裂缝在中侏罗世末期-现今阶段可以作为天然气运移的输导体系。中侏罗世末期，须家河组源岩已经开始大量生气，在晚侏罗世中期-早白垩世早期达到生气高峰，早白垩世末期由于盆地整体抬升逐渐停止生气。由此可知，晚侏罗世-早白垩世是烃源岩生烃史与裂缝输导体系发育的最佳匹配期，是天然气运移聚集的良好输导体系，此后可能主要表现为对已形成气藏的调整、改造和定型。

图3　元坝104井须家河组天然气充注时间Fig.3　Gas charging time in Xujiahe Formation of Well Yuanba-104图中箭头表示包裹体主峰形成时间对应的天然气充注时间

图4　元坝地区须家河组输导体系构成样式Fig.4　Pattern of carrier system of Xujiahe Formation in Yuanba area

图5　元坝地区输导体系演化与天然气充注历史配置关系图Fig.5　Relationship between carrier system development and gas charging history

2.2成藏过程

元坝地区须家河组气藏类型以岩性气藏为主，通过对天然气来源、充注历史、储层及输导体系形成演化的深入分析，认为元坝地区天然气的成藏经历了3个阶段(图6)。

a.晚三叠世-中侏罗世：岩性气藏成藏阶段

元坝地区须家河组烃源岩在中侏罗世中期(170 Ma B.P.左右)Ro达到0.5%，开始生气；中侏罗世晚期(160 Ma B.P.左右)Ro达到0.7%，开始大量生气[4]。此时九龙山背斜尚未形成，元坝地区构造稳定，地层平缓，储层物性相对还比较好，须一、须三、须五段及须二、须四段内部烃源岩生成的少量原油和天然气向上、向下运移进入储层聚集形成岩性气藏。

b.晚侏罗世-早白垩世：构造-岩性气藏成藏阶段

晚侏罗世以来，受中燕山运动期盆缘造山带隆升的影响，九龙山背斜在元坝地区逐渐形成；同时由于受区域应力场叠加作用的影响，现今储层中发育的构造裂缝也在这一阶段形成。此时，须家河组烃源岩也达到生气高峰，除生成的天然气大量充注进入储层外，储层中已聚集天然气也在连通性储集体和裂缝输导下向构造高部位运移聚集。这一阶段的晚期，储层物性已很差，天然气运移输导能力下降，天然气的进一步运移输导主要由裂缝完成。早白垩世中期-末期储层逐渐达到最大埋深，Ro达到2.0%～2.2%，古地温为180～200℃，早期聚集的原油发生裂解，形成储层沥青。天然气的运移聚集进入构造-岩性复合气藏成藏阶段。

图6　元坝地区须家河组天然气成藏模式图Fig.6　Model of gas accumulation of Xujiahe Formation in Yuanba area

c.晚白垩世-现今：调整改造阶段

晚白垩世以来，受晚燕山-喜马拉雅期米仓山、大巴山强烈活动的影响，元坝地区整体大幅度抬升，九龙山背斜进一步隆起，储层中裂缝更加发育。但此时由于大规模抬升，地温降低，须家河组烃源岩停止生烃。元坝地区已形成气藏发生调整改造并定型成现今气藏特征。

3成藏主控因素

元坝地区须家河组天然气的富集受储层、优质源岩和晚期构造变形等因素的控制，优质烃源岩不仅控制了天然气来源的丰富程度，还控制了源储压差的大小，从而控制了天然气的充注强度。晚期的构造变形一方面形成了一些构造-岩性圈闭，更重要的是形成一批裂缝，使整体致密背景下局部储层物性得到改善，有利于已聚集气藏的调整改造。储层中的天然气向低幅背斜、鼻状构造与断裂带运移，使局部地区更加富集。综合研究认为元坝地区须家河组天然气成藏主控因素主要有以下3个方面。

a.源储共生、优质烃源岩“近源、短距、强充注”为须家河组气藏的大面积分布奠定物质基础。须家河组烃源岩与储层呈“三明治”或“夹心饼”式结构，这种源储互层、源盖一体结构，天然气具有近源短距离运移就近成藏特征，有效减少了天然气散失量，天然气高效聚集，有利于大中型气田的形成。烃源岩与储层大面积接触，而且生烃期地层平缓，烃源岩蒸发式面状排烃，生成的天然气经过短暂的初次运移进入储层即可就近聚集成藏，避免了致密砂岩中天然气侧向运移输导不畅、动力不足的短板，同时也有效降低了运移聚集过程中的天然气散失量。在整体高效聚集的背景下，优质烃源岩的展布控制了天然气富集区及层段的分布。

b.多期砂体垂向叠置、侧向复合大面积展布为须家河组气藏的大面积分布提供丰富的赋存空间。晚三叠世早期，受到印支运动早幕的影响，海水从四川盆地西部退去，盆地演化为克拉通大陆边缘盆地，主要为冲积扇-河流-三角洲-湖泊沉积环境。元坝地区上三叠统须家河组在印支运动剥蚀面基础上沉积而成，须一段、须三段、须五段为浅湖沉积，须二段、须四段为辫状河三角洲沉积。

元坝地区须二段、须四段沉积时期，三角洲前缘水下分流河道频繁改道、交叉和归并，导致多期河道砂体纵向上叠置、侧向上复合，厚层砂体大面积连片分布，加之与烃源岩大面积接触，成藏早期并无构造背景，地层平缓，天然气的充注成藏亦是大范围的。

c.相对优质储层和伴生裂缝网络共同控制了天然气的富集与高产。元坝地区须家河组总体为一套低孔渗致密储层，其成岩演化已达中成岩阶段B期-晚成岩阶段，储层在经历了一系列成岩作用之后，最终形成了现今储层演化的综合面貌。

根据铸体薄片观察鉴定及阴极发光、扫描电镜等分析测试资料，结合成岩特征及孔渗级别，元坝地区须家河组储层有多种成岩相类型，其中溶蚀相是形成有利储层的重要成岩相类型，溶蚀作用形成的次生孔隙对改善储层具有积极作用。烃源岩有机质产生的大量有机酸对砂岩中不稳定组分如长石、岩屑等的溶解，形成大量粒内孔隙和粒间孔隙。特别是须三段碳酸盐岩碎屑的质量分数最高可达90%以上，更容易被溶蚀，薄片显示其溶蚀孔隙十分发育，元陆7井须三段测试获得高产。勘探实践也表明，天然气的高产稳产，需要裂缝和孔隙的配合，因此，溶蚀相的展布是元坝地区须家河组天然气富集高产的一个重要因素[8]。此外，裂缝是改善须家河组储层储集性能和促进天然气富集的重要因素。

四川盆地构造运动的演化对研究区须家河组油气藏的形成和保存起了一定的控制作用，燕山构造运动时期，四川盆地强烈的抬升造成侏罗系大幅度被剥蚀。喜马拉雅运动使盆地地层全面褶皱抬升，发生了以纵弯褶皱为主的构造变形，产生了不同力学性质的裂缝及上冲断层。尽管断层在地质历史过程中不同阶段经历了开启、闭合，但从现今发育大断层的元坝地区中部断褶带获得了工业气流看，陆相地层中的断层对油气的破坏作用较小，而在一定程度上，断层附近的裂缝有助于油气富集高产。研究认为整体致密背景下局部发育的裂缝与孔隙组成孔-缝网状输导体系，是天然气运移的重要通道，天然气的高产与局部裂缝的发育密切相关。

4结 论

a.元坝地区须家河组具有良好的成藏基本条件，时空匹配条件优越，具备形成大中型气田的基本条件。

b.元坝地区须家河组气藏类型以岩性气藏为主，天然气的成藏可归纳为3个阶段：①晚三叠世-中侏罗世岩性气藏成藏阶段；②晚侏罗世-早白垩世构造-岩性气藏成藏阶段；③晚白垩世-现今的调整改造阶段。

c.元坝地区须家河组天然气成藏主控因素主要有3个方面：①源储共生、优质烃源岩“近源、短距、强充注”为须家河组气藏的大面积分布奠定物质基础；②多期砂体垂向叠置、侧向复合大面积展布为须家河组气藏的大面积分布提供丰富的赋存空间；③相对优质储层和裂缝共同控制了天然气的富集与高产。

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Main controlling factors of the tight sandstone gas reservoir of Upper Triassic Xujiahe Formation in Yuanba area, Sichuan, China

WANG Wei, HUANG Man-ning

SINOPECExplorationCompany,Chengdu610041,China

Abstract:The Upper Triassic Xujiahe Formation in the Yuanba area possesses basic conditions of reservoir formation, superior space-time match of reservoir-forming factors, formation of large and middle gas field and good prospect of multilayer-section exploration. Gas reservoir accumulation process of the Xujiahe Formation in the Yuanba area is reconstructed by full use of drilling data and inclusions. It reveals that three periods of reservoir accumulation processes exist. ① Late Triassic-middle Jurassic is the accumulation stage of the lithological gas reservoirs; ② Late Jurassic-early Cretaceous is the accumulation stage of structural and lithological gas reservoirs; ③Late Cretaceous-present is the adjustment and transformation stage. The study also indicates that gas reservoir formation of the Xujiahe Formation in the Yuanba area is controlled by three aspects: ① Source and storage intergrowth, high and quality source rocks are of near source and short distance with strong gas infill; ② Several circles of overlaps and lateral exhibition of sands provide abundant space-formation of the Xujiahe Formation gas reservoir; ③ Gas accumulation with high productivity is controlled by both the relative high-quality reservoir and associated fractures.

Key words:main controlling factors of reservoir-formation; natural gas; Xujiahe Formation; Yuanba area

DOI:10.3969/j.issn.1671-9727.2016.03.02

[文章编号]1671-9727(2016)03-0266-08

[收稿日期]2015-01-23。

[基金项目]国家科技重大专项(2011ZX05002-004)。

[通信作者]黄曼宁(1988-),女,硕士,助理工程师,从事油气成藏研究工作, E-mail:huangmn.ktnf@sinopec.com。

[分类号]TE122.31

[文献标志码]A

[第一作者] 王威(1980-),男,博士,高级工程师，从事石油地质综合研究工作, E-mail: wangw.ktnf@sinopec.com。