窄河道远源致密砂岩气藏断层特征及天然气富集规律——以四川盆地中江气田侏罗系沙溪庙组气藏为例

李忠平　冉令波　黎华继　刘　凤　周文雅　向　宇

1.中国石化西南油气分公司 2.中国石化西南油气分公司勘探开发研究院

窄河道远源致密砂岩气藏断层特征及天然气富集规律
——以四川盆地中江气田侏罗系沙溪庙组气藏为例

李忠平1冉令波2黎华继2刘凤2周文雅2向宇2

1.中国石化西南油气分公司 2.中国石化西南油气分公司勘探开发研究院

李忠平等.窄河道远源致密砂岩气藏断层特征及天然气富集规律——以四川盆地中江气田侏罗系沙溪庙组气藏为例.天然气工业，2016，36（7）：1-7.

四川盆地中江气田侏罗系沙溪庙组气藏是中国石化西南油气分公司“十二五”天然气增储上产的主要阵地，过去“烃源断层+河道砂岩体+局部构造”的天然气成藏富集模式不能有效地指导勘探井位部署，严重制约了该地区的天然气勘探开发进程。为此，基于断层演化、断层要素、断砂配置（烃源断层与河道砂岩体的配置关系）、圈闭类型、气藏解剖等分析，探讨了区域断层特征及天然气成藏富集规律。结论认为：①该区沙溪庙组气藏成藏富集规律主要受“源、相、位”三个因素的控制，具有“源控区、相控带、位控藏”的规律，即“深源浅聚、断砂疏导，多期河道、差异成藏，调整富集、甜点富气”；②烃源断层和河道砂岩体良好的配置关系是该区天然气成藏的基础条件，天然气在断砂配置好的构造或部位优先富集成藏，后期构造调整形成的单斜构造仍可富气成藏，而多断层夹持区及断层破碎带附近则主产水、不成藏；③断层不发育区或远离烃源断层30 km的河道远端含气性差，富气河道砂岩体构造低部位适宜滚动建产。上述新认识可为今后川西地区中浅层天然气勘探目标优选和滚动建产提供指导。

四川盆地 中江气田 侏罗纪 窄河道 致密砂岩 烃源断层 河道砂岩体 源控区 相控带 位控藏

中江气田位于四川盆地川西坳陷中段东部斜坡，是中国石化西南油气分公司“十二五”在川西中浅层天然气增储上产的主要阵地。1995年CQ181井获得商业发现，1996—2011年在“烃源断层+河道砂岩体+局部构造”的成藏富集模式指导下，先后钻探的10余口井均钻遇多套不同级别的含气砂岩体，但都未获得商业开发油气成果，严重制约了该地区勘探开发进程。2012年在成藏新认识和工程工艺新技术的基础上，该区的水平井开发获得商业突破，开启了中江气田开发滚动建产模式。截至2015年底，投产各类井74口，日产气能力超过200×104m3，2015年生产天然气6.5×108m3。

中江气田侏罗系沙溪庙组气藏以浅水三角洲前缘沉积体系为主，发育多期水下分流河道，总体上河道宽度较窄，介于0.3～0.8 km；储层垂厚10～40 m，平均孔隙度为9.02%，平均渗透率为0.125 mD，属于特低孔隙度、低渗透率致密储层；根据构造位置和烃源断层的分布，又分为南部的中江区块和北部的高庙区块。近几年中江气田天然气重大发现和快速建产效果，反映出该地区具有很大的油气勘探开发潜力。现今气藏的开发效果明显好于前期，其原因主要在于：①得益于斜坡地区河道成藏富集规律深化认识和河道砂岩精细刻画技术，成藏富集规律认识是气藏取得良好开发效果的基础；②得益于工程工艺技术的不断进步，特别是水平井多段压裂改造技术。为此，基于前期认识成果，分析总结了中江气田河道砂岩气藏断层特征和成藏富集规律，以期对该区窄河道下一步的天然气勘探开发起到一定的指导作用。

1　烃源断层特征

川西坳陷东部斜坡整体呈“三隆夹一凹”的构造格局，主要形成于燕山中晚期，改造定型于喜马拉雅期。西部为龙门山推覆作用而成的知新场—合兴场南北向断裂带，北部为区域性剪切构造力改造而成的高庙—丰谷东西向鼻状构造带，南部受龙泉山断裂作用影响而局部发育小断距断层的中江—回龙构造［1-2］。中江气田区域内主要发育F1-1、F1-2、F2、F3和 F4断层，其中F2、F3断层为主要烃源断层（图1）。F2断层为高庙区块烃源断层，走向近南北向，区内长度达21.26 km，断距较大，最大断距达300 m，向下断至上三叠统马鞍塘组，向上断至近地表；F3断层为中江区块烃源断层，走向北北东向，上部被F2断层切割，区内延伸长度18.32 km，断距较小，最大断距仅50 m，断穿上三叠统须家河组五段至蓬莱镇组等地层。

图1　中江气田沙溪庙组气藏顶面构造图

构造演化研究表明，F2断层形成时间最早，形成于燕山中期；其次为F1-1断层和F1-2断层，形成于燕山晚期；F3断层形成时间最晚，为喜马拉雅中晚期［3-5］。

2　断层对天然气成藏的控制作用

中江气田烃源断层是中浅层沙溪庙组气藏成藏的基础条件，对成藏的影响和控制作用明显：①沟通下伏的烃源岩，天然气沿断裂运移至中浅层聚集成藏，中江气田F2、F3断层良好的沟通作用控制了中浅层气藏的形成。其实，川西坳陷中段现今已有效开发的中浅层气藏均与断层有关，如新场气田、马井气田、什邡气田等。②断裂带附近，易造成天然气逸散而不能成藏；远离断裂，烃源断层的沟通作用不明显，天然气很难远距离运移聚集成藏。

2.1断层形成期次影响成藏条件

2.1.1影响气藏产出特征

断层和构造的形成时间与油气的产出特征密切相关。高庙区块凝析油产量明显高于中江区块，原因主要在于烃源断层的形成时间差异。高庙区块烃源断层为燕山中期形成的F2断层，此时须五段烃源岩处于低成熟阶段，持续生烃生成的大量凝析油沿F2断层运移到沙溪庙组砂体中聚集成藏；而中江区块烃源断层为喜马拉雅中晚期形成的F3断层，此时须五段烃源岩处于成熟—高成熟阶段，生成的凝析油相对较少。

2.1.2影响气藏保存条件

烃源断层的发育是天然气早期成藏的基础条件，但断层形成期次将影响气藏保存条件，并非所有断层至今都是有效的［6］。随着构造的持续演化，早期形成的有效断层也可能破坏已形成的气藏，成为天然气外溢的通道；后期形成的断层封堵能力强弱，也直接关系到气藏的保存程度。

F3断层是中江Js33-3气藏①、②号河道的烃源断层，并横切北部①号河道。伴随构造持续作用，F3断层的中段和南段不断抬升，导致早期形成的①号河道有效圈闭失效，此时断层的作用是破坏性的；②号河道此时形成北东低、南西高的单斜构造，河道南西端高部位靠近断层破碎带，主产水低产气，而受岩性、物性差异的封堵作用，河道北东段天然气充满度仍然很高，为中江区块高产河道（图2）。

图2　中江气田气藏气源通道分析图

2.2断层要素控制天然气富集

2.2.1断面形态对天然气聚集的控制作用

纵向上多套层系天然气富集程度的差异，与储层发育程度、断砂配置关系有关，也与断面形态和断层旁圈闭的发育情况有关。断层活动形成的裂缝通常被碎屑充填物和泥质涂抹层所充填，碎屑充填物渗透性影响断层的垂向封闭性，泥岩涂抹则对断层的侧向封闭性起重要作用。烃源断层的断层面呈“断崖式”，或有明显的弯折，对油气纵向运移有一定程度的封堵作用，驱使顺断层运移上来的天然气发生横向运移；烃源断层的断面平直，封堵性差，天然气优先沿断层面运移至浅层聚集或散失，不利于横向运移。

2.2.2断距大小对天然气富集的控制作用

断距大小对天然气横向运移的影响主要体现在断层两侧岩性的对接关系上（是“砂砂对接”还是“砂泥对接”），进而影响天然气横向运移的规模和丰度，其作用与断面形态类似。高庙区块Js33-2气藏发育的2条河道均与F2断层相接，并由该断层提供烃源，但2条河道在断层处断距的差异，决定了断面两侧岩性对接的差异，并导致2条河道含气性的差异。

3　天然气富集规律

从现今的烃源断层—砂体—构造等因素的配置关系出发，通过对中江气田成藏特征、典型气藏和单井解剖的研究，中江气田沙溪庙组气藏的成藏富集主要受“源、相、位”三因素的控制。即源控区：深源浅聚、断砂疏导；相控带：多期河道、差异成藏；位控藏：调整富集、甜点富气［7-15］。

3.1源控区：深源浅聚、断砂疏导

中江气田沙溪庙组气藏是典型的深源浅聚型次生气藏，天然气来于下伏须家河组［16-20］。近1 000 m泥质岩层中垂向运移是非常困难和低效的。因此，烃源断层的发育和分布决定了气藏的分布和规模，是天然气运移成藏的最主要控制因素。成藏的基础条件是充足的烃源、烃源断层和河道砂体良好的配置关系［3-5，21］，具有“源控区”的规律，即烃源岩和烃源断层控制气藏分布，符合生油区控制油气田分布的源控论基本观点［22-24］。一般来说，断层与储集砂体下倾方向相接，且上倾方向能够形成构造或岩性封闭，则天然气能富集成藏，其含气性较好；断层与储集砂体上倾方向相接，则要取决于断层封堵作用的有效性，如断层封堵性好，也易富集成藏；如断层封堵性差，则天然气易顺断层逸散，难以聚集成藏，其含气性差。

断层的形成初期都具备沟通烃源的条件，成藏的最有利区域是断层面与储层下倾方向相接的部位。中江气田有利区域就是位于烃源断层F2的北段和F3的北段，即目前已发现并建产的高庙区块和中江区块所在区域。远离烃源断层的区域，虽发育完整的背斜圈闭，但由于距气源较远，充注压力和规模有限，不能越过低部位的隔档和砂体非均质性的封堵作用而富集成藏，如远离F2、F3断层的丰谷构造带。

3.2相控带：多期河道、差异成藏

沉积相控制河道砂体的发育程度，断砂配置关系、砂体物性决定成藏差异。中江气田沙溪庙组气藏以三角洲前缘沉积为主，发育多期水下分流河道、分流间湾、溢岸砂、席状砂和决口扇等沉积微相。已有效开发的气藏全部赋存在水下分流河道中，明显受沉积相的控制，主要表现为厚度大、粒度粗、低钙质、低泥质、物性好的特征，明显优于分流间湾、溢岸砂和席状砂储层，具有“相控带”的规律。

同一时期沉积的不同河道砂体，受断砂配置关系、构造位置、距断层距离以及储层的致密化程度的影响，含气丰度差异较大，差异成藏。烃源断层与砂体配置好、距烃源断层较近、储层品质好的河道，是成藏的最有效配置，距烃源断层4～30 km为最佳油气聚集范围。如中江层①、②号河道含气性好，单井日产气3×104～5×104m3；烃源断层与砂体配置不好的河道，或距烃源断层较远的河道，气充注度就低，含水饱和度高，单井产量一般就低或气水同产，如中江层③、④号河道含气性较差，单井日产气仅1×104m3左右。

3.3位控藏：调整富集、甜点富气

中江气田沙溪庙组气藏在成藏期总体为一宽缓的斜坡，存在局部构造，构造高部位既是溶蚀作用最易产生的区域，也是油气运移聚集的指向带。油气沿烃源断层在断砂配置好的位置向东运移至储层，在构造高部位充注，形成构造油气聚集有利区。由于喜马拉雅期构造活动导致区域西部构造抬升，天然气总体上向西再调整、聚集。一方面，正向构造高部位富集成藏，低部位贫气富水；另一方面，因河道内部严重的非均质性以及构造侧向差异挤压作用，早期形成的同一河道被分隔成若干独立的构造—岩性气藏；断层附近因泄压导致气逸散而产水，河道内压力呈现近断层低、远断层高的趋势，具有“位控藏”的规律（图3）。

3.3.1断砂配置好的构造或部位优先富集成藏

断砂配置好的正向构造高部位河道富集成藏，类似于经典的构造圈闭模式，但低部位多含水，且无统一的气水界面，气藏除了受构造因素控制外，同时受储层岩性、物性、非均质性以及距烃源断层远近等因素控制，气水关系复杂，如中江区块气藏（图4）。

3.3.2后期构造调整形成的单斜构造仍可富气成藏

中江气田沙溪庙组气藏成藏期与现今构造形态明显不同，成藏期为低幅背斜构造，现今大多为单斜构造。成藏期天然气顺烃源断层运移、横向聚集低幅构造河道砂体。随着构造活动的加剧，河道西南段被剧烈抬升，形成现今单斜构造，但因储层本身严重非均质性，导致致密砂体横向封堵，除近断层高部位和河道远端低部位含气性差外，河道斜坡部位形成“香肠式”高产富气带（图5）。

3.3.3断层破碎带附近的中浅层不成藏，主产水低产气

图3　中江气田油气聚集模式图

盖层的好坏直接影响油气在储集层中的聚集和保存。断层破碎带附近裂缝比较发育，储集层和盖层一般都遭到破坏，失去成藏的基本条件而难以成藏：①多条断层夹持区不成藏。中江气田西部的知新场构造虽有完整的背斜圈闭，但位于F1-2、F2断层夹持区，具有明显的破碎带特征，受破碎带的影响，上覆盖层不能够有效封隔储集层，油气向上逸散而不成藏。夹持区已钻的3口井仅见微弱气显示，为高含水低含气区域。②近断层附近主产水低产气。近断层附近，特别是断层附近4 km范围内，受断层破碎带逸散作用的影响，不论现今构造高部位、低部位气井均不同程度产水低产气，如高庙区块Js33-2气藏断高区CH137井区、GS308井区测试为高产水、低产气（图6）。

图4　中江气田中江区块气藏剖面图

图5　中江气田中江区块气藏剖面图

3.3.4断层不发育的区域或远离烃源断层30 km的河道远端部分含气性差

受烃源充注规模和河道自身强非均质性的影响，断层不发育的区域或远离烃源断层30 km的河道远端部分，不论其位于局部构造高或低部位，实钻气显示级别低，地压系数低，含气性变差，实钻多口井证实该区域气水同产或低产气多产水，不具经济开发价值。例如，中江构造和回龙构造、高庙构造和丰谷构造分别是东西向构造带中两个相连的局部构造（图1），但其地层压力系数、含气丰度明显不同。近烃源断层的中江构造、高庙构造地压系数介于1.70～1.85，水平井单井产气4×104～8×104m3/d；而远离烃源断层的回龙构造、丰谷构造虽处于须家河组烃源岩的排烃范围内，但缺乏断层的纵向沟通难以聚集成藏，如回龙构造JS309井沙溪庙组砂体发育，单层砂体垂厚30 m左右，孔渗性也较好，但电阻率仅15 Ω·m左右，测井解释为气水同层，测试也证实气少水多；丰谷构造GS101H井沙溪庙组也是如此，其地压系数、单井产量相对明显偏低，地压系数只有1.10～1.30，属于常压地层，单井产气0.5×104～2.0×104m3/d，往往还产地层水，难以经济有效开发。

3.3.5富气河道构造低部位气水界面难以预测，适宜采用滚动建产方式

从上述图4、图5、图6可以看出，富气河道构造低部位储层也很发育，有的甚至比构造高部位储层条件还好，但实钻井主产水低产气，其原因主要是现有技术手段难以准确预测低部位的气水过渡带，往往只有通过实钻井来证实其含气性。因此，富气河道构造低部位适宜采用滚动建产方式，一口一口向更低部位推进，不能盲目地批量上井，避免出现过多低产气井或气水同产井，影响气藏开发效果及经济效益。

图6　中江气田高庙区块气藏剖面图

4　结论

1）该区天然气成藏的基础条件是烃源断层和河道砂体具有良好的配置关系。烃源断层是该区沙溪庙组气藏成藏的最主要控制因素，天然气顺断层上移后，受断层期次、断砂配置、圈闭条件、储层物性及其非均质性等因素的影响和控制，调整富集，差异成藏。

2）中江气田沙溪庙组气藏的成藏富集主要受“源、相、位”三因素的控制，具有“源控区、相控带、位控藏”的规律，即“深源浅聚、断砂疏导，多期河道、差异成藏，调整富集、甜点富气”。

3）断砂配置好的构造或部位优先富集成藏，早期成藏经后期构造调整形成的单斜构造仍可富气成藏，断层破碎带附近不成藏、主产水，断层不发育区或远离烃源断层30 km的河道远端含气性差，富气河道构造低部位宜滚动建产，新认识拓展了区域勘探开发思路，有效指导了开发滚动建产，取得较好的开发效果，同时也有利于指导同类型窄河道远源致密砂岩气藏今后的勘探开发工作。

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（修改回稿日期 2016-05-11 编 辑 罗冬梅）

Fault features and enrichment laws of narrow-channel distal tight sandstone gas reservoirs: A case study of the Jurassic Shaximiao Fm gas reservoir in the Zhongjiang Gas Field, Sichuan Basin

Li Zhongping1， Ran Lingbo2， Li Huaji2， Liu Feng2， Zhou Wenya2， Xiang Yu2

（1. Sinopec Southwest Oil & Gas Company， Chengdu， Sichuan 610041， China； 2. Exploration and Production Research Institute， Sinopec Southwest Oil & Gas Company， Chengdu， Sichuan 610041， China）
NATUR. GAS IND. VOLUME 36， ISSUE 7， pp.1-7， 7/25/2016. （ISSN 1000-0976； In Chinese）

The Jurassic Shaximiao Fm gas reservoir in the Zhongjiang Gas Field， Sichuan Basin， is the main base of Sinopec Southwest Oil & Gas Company for gas reserve and production increase during the 12th Five-Year Plan. However， its natural gas exploration and development process is restricted severely， since the exploration wells cannot be deployed effectively in this area based on the previous gas accumulation and enrichment pattern of "hydrocarbon source fault + channel sand body + local structure". In this paper， the regional fault features and the natural gas accumulation and enrichment laws were discussed by analyzing the factors like fault evolution， fault element，fault-sandbody configuration （the configuration relationship between hydrocarbon source faults and channel sand bodies）， trap type，and reservoir anatomy. It is concluded that the accumulation and enrichment of Shaximiao Fm gas reservoir in this area is controlled by three factors， i.e.， hydrocarbon source， sedimentary facies and structural position. It follows the accumulation laws of source controlling region， facies controlling zone and position controlling reservoir， which means deep source and shallow accumulation， fault-sandbody conductivity， multiphase channel， differential accumulation， adjusted enrichment and gas enrichment at sweet spots. A good configuration relationship between hydrocarbon source faults and channel sand bodies is the basic condition for the formation of gas reservoirs. Natural gas is accumulated preferentially in the structures or positions with good fault-sandbody configuration. Gas reservoirs can also be formed in the monoclinal structures which are formed after the late structural adjustment. In the zones supported by multiple faults or near the crush zones， no gas accumulation occurs， but water is dominantly produced. The gas-bearing potential is low in the area with undeveloped faults or being 30 km away from the hydrocarbon source faults. So a rolling productivity-construction mode is proposed in structural lows of rich gas channel sand bodies. This understanding offers guidance to the future target optimization and rolling productivity construction of shallow-middle gas reservoirs in the western Sichuan Basin.

Sichuan Basin； Zhongjiang Gas Field； Jurassic； Narrow channel； Tight sandstone reservoir； Hydrocarbon source fault； Channel sand body； Source controlling region； Facies controlling zone； Position controlling reservoir

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.07.001

国家科技重大专项“四川盆地碎屑岩层系大中型油气田形成规律与勘探方向”（编号：2011ZX05002-004）。

李忠平，1973 年生，高级工程师，硕士；主要从事油气藏地质研究及油气开发管理工作。地址：（610041）四川省成都市高新区吉泰路688号中国石化西南科研办公基地。ORCID：0000-0002-2683-9686。E-mail：xnyjy@126.com