四川盆地金秋气田侏罗系沙溪庙组多期砂组天然气复合成藏机理及模式

张本健 潘 珂 吴长江 王小娟 唐友军 张吉振 黄亚浩

1. 中国石油西南油田公司勘探开发研究院 2. 长江大学·油气资源与勘探技术教育部重点实验室 3.长江大学资源与环境学院

0 引言

四川盆地天然气资源量极其丰富，常规和非常规天然气的可采资源量分别为 73 859×108m3和82 623×108m3[1]。四川盆地中侏罗统沙溪庙组地质条件复杂，20世纪70年代至21世纪初，以川西、川南与川东地区构造圈闭为主要勘探对象，先后发现一批小型气藏，沙溪庙组勘探未获重大突破[1-6]。2018年以来，重点围绕川中—川西过渡带金秋地区，坚持“勘探开发、地质工程”一体化工作思路，经过快速高效攻关研究、滚动评价与工艺试验，突破沙溪庙组致密砂岩气藏勘探，区内QL16、207-H2、209-H1、JH5H等多井获测试天然气日产超30×104m3高产工业气流，从而发现金秋气田[7-14]。截至2021年底，累计提交探明储量约 1 000×108m3，是目前四川盆地中侏罗统沙溪庙组已发现储量规模最大的气田。

天然气成藏理论研究对于天然气资源勘探开发具有重要理论指导意义，天然气成因、运移、充注及聚集机理是天然气成藏的重要研究内容，厘清天然气成藏过程及机理对于天然气资源评价和勘探部署极为重要[15-22]。前人对川中地区沙溪庙组天然气藏的气源岩发育特征、沉积特征、层序结构、储层分布等方面开展了系列研究[23-25]。金秋气田沙溪庙组天然气的气源问题研究较薄弱，天然气成藏理论研究仍待深化[26-27]。天然气地球化学特征及碳同位素特征在气源对比研究中具有重要指示意义[15-22]。另外，结合热史、埋藏史特征、烃源断层的输导性及流体包裹体信息，可以有效地为天然气成藏机理及模式分析奠定基础[28-30]。勘探实践表明，重点砂组的成藏模式或有不同，精细研究典型富气砂组的成藏规律有助于厘清天然气富集成藏机理。本文针对金秋气田沙溪庙组天然气开展综合研究，在气源对比的基础上，明确沙溪庙组天然气成因及来源、成藏期次、油气运移路径，回溯成藏历史并揭示成藏机理，为侏罗系天然气成藏理论研究提供科学依据，并为研究区侏罗系天然气的勘探开发提供重要指导。

1 地质背景

四川盆地位置处于古扬子板块的西缘，是基于上扬子克拉通发展起来的多旋回叠合盆地[13-18]。金秋气田主要位于川中油气区和川西气区的过渡单元，处于金华—秋林一带，区域位置如图1所示。四川盆地周缘主要被龙门山褶皱带、大巴山褶皱带、米仓山隆起带、大相岭断褶带、大娄山断褶带所环绕，而盆地内部主要以断裂为界限，3个构造区6个次一级构造带，包括川西北构造区（包括川北低平褶皱带和川西低陡褶皱带），华蓥山与龙泉山之间的川中构造区（包括川中平缓褶皱带和川西南低陡褶皱带），以及华蓥山以东的川东南构造区（包括川东高陡褶皱带和川南低陡褶皱带）[15-19]。本次的研究区主要位于川中平缓褶皱带和川北低平褶皱带的过渡区域。自中三叠世以来，四川盆地主要受到印支运动、燕山运动和喜马拉雅运动的影响，形成现今的构造格局，研究区为典型逆冲褶皱系统中倾伏的鼻状构造[13-19]。

沙溪庙组为一套巨厚陆相碎屑岩红色地层间夹中厚层块状砂岩，区内地层厚度 1 000 ～ 1 500 m[13-16]。纵向上以区域标志层暗色“叶肢介”页岩为界，从下至上可划分为沙溪庙组一段（沙一段）与沙溪庙组二段（沙二段）（图2）[13-16]。自下而上可划分为23期砂组，其中沙一段5期砂组，沙二段18期砂组（图3）。区内沙溪庙组主要为三角洲—湖泊沉积体系，分流河道与河口坝叠置连片形成厚层规模网状砂组，砂体厚度大约为15～30 m，为天然气的输导和储集提供重要通道和空间；储集岩石类型主要为岩屑长石与长石砂岩，储层孔隙度主要分布在8.0%～16.0%之间，平均孔隙度10.4%，渗透率为0.01～1 mD，总体低孔、低渗，储集空间主要为残余粒间孔与长石溶蚀孔，储集类型为孔隙型；储层厚度大，横向上沿有利沉积微相连续分布[14-16]。区内沙溪庙组下伏地层主要发育须家河组煤系烃源岩及大安寨段湖相泥页岩两套烃源岩层（图2），须家河组烃源岩热演化程度达成熟—高成熟阶段，生气为主，烃源条件优越；大安寨段热演化程度达成熟阶段，生油为主，生气为辅[23-27]。目前，金秋气田已在沙一段与沙二段13期河道砂组发现气藏，其中沙二段6、7、8、9号4期砂组相对富气，展现了金秋气田沙溪庙组纵向上多期砂组复合成藏的格局。

图2 四川盆地须家河组—蓬莱镇组地层综合柱状图

图3 金秋气田沙二段砂组部分连井剖面图

2 天然气成因来源及运移机理

2.1 天然气成因来源

金秋气田沙二段天然气碳同位素值偏重，δ13C1总体介于－36‰～－31‰之间，除QL10井样品外均表现出煤成气的特征（如图4）。并且所伴生凝析油碳同位素值、轻烃分布特征均与须家河组凝析油特征相近（图5）。而川中地区须家河组气藏为近源成藏，油气主要来源于自生须家河组烃源岩[13-15]。川中地区须家河组烃源岩有机质类型为腐殖型，干酪根同位素偏重，δ13C1值平均约为－28‰；而侏罗系大安寨段和凉高山组烃源岩有机质类型为腐泥型，干酪根同位素轻于须家河组烃源岩，δ13C1值平均约为－32‰[13-15]。对比金秋气田侏罗系各层系和须家河组天然气组分及甲烷同位素特征，认为金华—秋林地区沙二段天然气与须家河组天然气特征相近，有较高的同源性（图6）。另外，部分井区沙二段天然气显示有大安寨段和凉高山组烃源供给。QL10井天然气组分碳同位素值与碳数倒数呈非线性相关关系（图6），表现出混合气的特征。QL10井伴生凝析油C5～C7轻烃化合物中正构烷烃含量丰富，正庚烷值与异庚烷值关系图中样品点靠近脂肪线，均反映天然气母质类型偏腐泥型（图6）。轻烃参数曲线与公山庙油型气曲线相似，并且C4～C7轻烃中芳烃（苯和甲苯）含量仅为1.3%，明显低于须家河组油及八角场地区断裂附近须家河组烃源岩样品，显示有大安寨段或凉高山组烃源岩输入。综上所述，金华—秋林沙二段天然气主要来源于须家河组腐殖型烃源岩，局部地区有大安寨段或凉高山组腐泥型烃源岩的贡献。

图4 金秋气田沙二段天然气成因δ13C1、δ13C2及δ13C3鉴别图

图5 金秋气田侏罗系各层系和须家河组天然气组分及甲烷同位素特征曲线图

图6 金秋气田沙二段原油C5～C7组成三角图（a）、正庚烷值与异庚烷值关系图（b）

2.2 天然气运聚特征

沙二段天然气的生源构成中56.7%～78.5% （平均67.1%）来源于高等植物，21.5%～44.1% （平均32.8%）来源于菌藻生源，另外有0.01%～0.3% （平均0.2%）来源于细菌生源。大安寨段天然气平均69.40%来源于高等植物生源，平均26.60%来自于菌藻生源，平均0.01%来自于细菌生源。须家河组天然气72.0%～86.4%（平均74.6%）来自高等植物生源，19.9%～27.9%（平均23.9%）来自菌藻生源，另外有0.02%～6.64%（平均3.3%）来自于细菌生源[26]。垂向上而言，由须家河组地层向上至大安寨段地层，再至沙二段地层，其天然气高等植物生源组构比例逐渐降低，菌藻生源逐渐递增，显示须家河组天然气先进入大安寨段，与大安寨段层内自生天然气进行混合，然后再垂向输导至沙二段地层进行汇聚。另外，沙溪庙组天然气乙烷及甲烷同位素值轻于须家河组，天然气干燥系数偏低，表明须家河组的干气运移至大安寨进行汇聚，然后混合大安寨湿气经历二次运移调整，并向上运移至沙溪庙组，形成沙溪庙组混合气的特征（图 7）。6、7、8号三套砂组天然气δ13C1分别介于－38.9‰～－35.9‰（平均－37.2‰）、－39.2‰～－35.2‰（平均－37.5‰）和－39.3‰～－33.6‰（平均－37.8‰），对比结果显示甲烷碳同位素自下而上有变轻的趋势。

3 天然气成藏机理

3.1 成藏期次与时间

天然气充注时间和期次研究对于天然气成藏机理研究极为关键[28-32]。本次研究共对金秋气田研究区QL17、QL18、JH9、JQ7等井储层样品进行了流体包裹体岩相学和原位激光拉曼流体包裹体定量分析，以此来恢复沙溪庙组致密气古压力及厘定成藏期次，侏罗系沙溪庙组致密气储层砂岩内石英颗粒发育大量裂隙。裂纹内大量甲烷气包裹体均为次生成因，可见伴生的气液两相盐水包裹体，包裹体最大15 μm，圆形、椭圆形、长条形与不规则形并存，气液比介于5%～20%（图8）。对比不同层位不同典型井含气包裹体和水溶液包裹体丰度进行分析，QL16和QL17以及QL202井等8号砂体内含气包裹体的含量大于80%，而7号砂体的含气包裹体丰度较低，丰度在19%～50%。靠近川西地区和八角场地区的包裹体丰度较高（平均为68%），ZQ1井和GQ1井的气包裹体丰度最低。

图8 金秋气田沙二段致密砂岩储层典型井流体包裹体照片

根据 QL8、QL10、QL16、QL202-H1、QL205-H1井等5口井沙二段8号砂体实测原始地层压力，气藏压力在19.1～26.5 MPa，压力系数在0.845～1.155，秋林气田沙二段8号砂体气藏属于低压—常压气藏。川中地区侏罗系沙溪庙组8号砂体储层内甲烷气包裹体可以分为2种类型：较低密度的甲烷流体（0.164～0.198 g/cm3），同期盐水包裹体的均一温度范围在109.1～116.4 ℃，以及较高密度的甲烷流体（0.201 ～ 0.296 g/cm3），甲烷包裹体的均一温度范围在122.4～129.0 ℃。通过激光拉曼定量分析恢复甲烷气包裹体古压力，可以看出8号砂体古压力为36.5 ～ 47.8 MPa和 47.6 ～ 58.3 MPa，压力范围涵盖异常低压至中等超压（表1）。

表1 甲烷气包裹体古压力恢复参数汇总表

根据J62-1、XC3、QL18井等3口井沙二段实测原始地层压力，气藏压力在8.23～9.24 MPa，压力系数在0.43～0.77，属于低压气藏。7号砂体储层内甲烷气包裹体可以分为两种类型：较低密度的甲烷流体（0.17～0.18 g/cm3），同期盐水包裹体的均一温度范围在110.2～115.7 ℃，以及较高密度的甲烷流体（0.22～0.23 g/cm3），甲烷包裹体的均一温度范围在125.6～137.8 ℃（图9）。通过激光拉曼定量分析恢复甲烷气包裹体古压力， 7号砂体古压力为32.8 ～ 39.3 MPa和 48.1 ～ 52.5 MPa，古压力系数为0.78～1.23，主要为常压至弱超压。溶解甲烷包裹体中甲烷含量分为两类，一类为0.042～0.086 mol/kg，一类为0.128～0.153 mol/kg（图9）。甲烷水溶液包裹体在金浅1中具有较低的盐度（1.6～3.7 wt%）和较低的均一温度（小于110 ℃）。QL16井和QL17中溶解态甲烷包裹体的均一温度更高，但盐度部分一致，但是当均一温度高于120 ℃时，QL17井中的盐度明显较高，包裹体的捕获环境古温度较高，含有黑色有机质颗粒的甲烷水溶液包裹体具有高盐度和高均一温度的特征（4.1～9.3 wt%，120～140 ℃）。

图9 二氧化碳流体包裹体密度统计分类及p—T相图

对川中地区的近90块砂岩样品，共计200个烃类包裹体分别进行均一化光谱采集。将这些盐水包裹体最低均一温度“投影”到附有古地温演化的埋藏史图中，得到的油气充注时间如图10所示，反映川中地区沙二段砂岩储层发生过两期油气充注。第一期油气充注发生在白垩系中晚期（地层埋深最大时期），从所取得的砂岩样品中盐水包裹体均一温度资料反映为大约距今88～68 Ma，烃源岩生烃增压导致压力释放并且烃源岩处于主要生排烃时期；第二期发生在明化镇组沉积末期，时间大约为距今47～38 Ma，主要为构造调整作用导致烃类气体二次充注。

图10 川中地区侏罗系沙溪庙组油气成藏史图

根据单井埋藏史和地温史模拟结果，并结合均一温度可以有效推测油气充注或成藏时期[28-32]，结果如图11、12所示。川中低隆起压力演化经历了超压积累、释放、再积累3个阶段。受地层沉积、埋藏、温度升高、烃类生成、构造活动等因素影响，各个阶段地层压力演化差异性十分明显：沙二段沉积期早期超压形成，早期超压规模小，强度弱，随着静水压力曲线演化；随着埋藏加深，储层发生致密化，在白垩末期地层超压达到最大，喜山运动导致地层剥蚀厚度约为2 000 m，因此古新世初期主要为早期形成的超压释放，孔隙流体压力降低至常压；古新世—现今晚期超压形成。

图11 金秋气田侏罗系各典型井和砂体成藏期次统计图

图12 川中地区沙溪庙组古压力演化曲线图

3.2 天然气成藏模式

通过对沙溪庙组砂岩储层流体包裹体相关综合分析，建立以下侏罗系沙溪庙组致密气聚集模式图（图 13）。

图13 侏罗系沙溪庙组致密气富集模式图

前述研究表明金秋气田沙二段天然气主要为须家河组天然气贡献，川西断裂沟通须家河组及沙二段地层，须家河组烃源岩生烃强度高，运移动力足，自生煤型气通过断裂进入沙二段致密储层成藏，如J70、J70-H等；而沙一段底部砂体与凉高山组上段（凉上段）泥岩直接接触，砂岩物性较好，同时也存在沟通沙溪庙组的断层，导致侏罗系自生油型气输入沙溪庙组聚集成藏，如J62-1井，但其输入量远小于须家河组煤成气。天然气通过大型烃源断裂垂向运移至沙溪庙组，并通过高渗砂体和晚期喜山期抬升造成的侏罗系内部断裂横向运移差异聚集成藏。

4 结论

四川盆地金秋气田侏罗系沙溪庙组天然气勘探开发取得重大进展。沙二段天然气主要来源于须家河组烃源岩，局部地区有大安寨段或凉高山组腐泥型烃源岩的贡献。沙溪庙组天然气乙烷、甲烷同位素明显轻于须家河组，干燥系数也偏低， 6、7、8三套砂组天然气甲烷碳同位素自下而上有变轻的趋势，表明须家河组的干气滞留大安寨段后，经历二次运移调整，混合大安寨湿气并向上运移至沙溪庙组。金秋气田侏罗系沙溪庙组储层存在两期烃类气体充注：白垩系晚期充注（距今87～68 Ma），古新世中期充注（距今47～38 Ma）。川中地区古压力以异常低压—中等超压为主，古超压富集区与烃源断裂发育区相耦合，古新世中期喜山运动导致侏罗系内部断裂再活化作用导致致密气藏二次调整。靠近烃源断裂7号砂体经历短暂油气充注，流体驱替压力是主要横向油气运移动力。