川中高石梯地区须二段气藏富气主控因素

张 豪，蒋裕强，周亚东，李雪松，李秀清，李明秋，冯林杰，邓建忠

川中高石梯地区须二段气藏富气主控因素

张 豪1，蒋裕强1，周亚东1，李雪松2，李秀清2，李明秋2，冯林杰1，邓建忠1

（1.西南石油大学地球科学与技术学院，成都 610500；2. 中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司勘探开发研究院，成都 610041）

上三叠统须家河组二段是川中地区致密砂岩气勘探的重要层位之一。川中高石梯地区须二气藏具有“低孔、低渗、强非均质性、低丰度”的特点。根据目前该气藏在实际钻井过程中的测试产量差异，结合相关测井和地震资料分析，总结和探讨了高石梯地区须二段储层富气主控因素，并建立了控藏模式，进而确定了“甜点区”圈定方案，以期为该气藏进一步的潜力挖掘提供合理建议。研究表明：烃源岩是气藏富集的基础，小断裂和储层发育程度是必要条件，局部构造对于气水分异具有明显的控制作用；依据“源、断、储、构”四大控制因素，建立了四类控藏模式，其中由向上消失于须二2亚段的A类断层和局部正向构造组合的Ⅰ类控藏模式为最佳控藏模式，也是高产控藏模式；以“源-断-储-构”联合控藏为思路，确定了以“小断裂及其裂缝异常带、优质储层和局部正向构造”叠合寻找富气的裂缝-孔隙型储渗体的“甜点”刻画方案；A类断层控制的储渗体“甜点区”共18个，面积201.77km2，地质储量约为353.65×108m3。

高石梯地区；须二段；烃源岩；断层；构造；“甜点区”

自1956年首钻蓬基井以来，四川盆地上三叠统须家河组气藏共经历了“构造气藏勘探”、“岩性气藏勘探”、“致密砂岩气藏勘探”三个阶段，其勘探成效显著。截至2021年底，已获气田（藏）32个、三级地质储量约3×1012m3，是中国第二个万亿方级储量的大气区，其中多数大、中型致密气田位于川中地区，例如广安、合川、安岳、蓬莱、潼南等气田（邹才能等，2009；李国辉等，2012；陈涛涛等，2014；李伟等，2010；车国琼等，2019；郑和荣等，2021；赵文智等，2010；卞从胜等，2009；徐樟有等，2009）。高石梯须家河组二段气藏（以下简称高石梯须二气藏）是川中安岳气田重要的后期开发和挖潜目标，该气藏探明储量为1093.2×108m3，并具有低孔、低渗、强非均质性、低丰度的特点，其储量动用程度和采出程度均未达到3%，体现出目前对于该气藏的认识不足，亟需提高采收率（车国琼等，2019）。目前面临的主要技术关键与难点在于如何确定并利用储层“甜点区”预测方法以促进气藏经济开发效益。要确定储层“甜点区”预测方法，就必须探讨气藏富气主控因素，前人对于须家河组油气富集条件及相关的影响控制因素作了较为系统的分析，大多数学者认为烃源岩规模、构造位置、储层品质、裂缝发育程度是须家河组油气富集的主要控制因素（李伟等，2010；车国琼等，2019；郑和荣等，2021；赵文智等，2010；卞从胜等，2009；徐樟有等，2009；蒋裕强等，2006；张世华等，2019；王霄等，2014）。就目前高石梯地区须二段的钻井测试情况而言，主要的高产气井都分布于断层附近（罗炫等，2018），断层对于致密砂岩气藏的贡献不可忽视且尤为重要，然而前人对于断层与油气富集的关系却鲜有研究（车国琼等，2019）。本文通过综合分析高石梯须二气藏烃源岩、断裂、储层以及构造与实际钻井测试结果的关系，总结气藏富气规律并探讨储层“甜点”优选方案，以助力高石梯须二气藏的接替开发成效。

1 地质背景

高石梯地区位于四川盆地中部，地理位置位于四川省安岳县境内，构造位置处于川中古隆平缓构造带中部，须家河组构造整体上为西南高、东北低的倾斜平缓单斜，局部发育小潜高，潜高从须一段底到须三段底具有继承性。须家河组底界构造形态与地表构造大致相似，发育多个圈闭，圈闭面积介于0.21～13.49km2，平均面积4.04km2，闭合高度介于5～25m。同时高石梯地区须家河组发育大量逆断层，主要呈东西向展布于工区中部，断层倾角介于20°～50°，延伸长度主要介于1.5～2.5km；断距介于10～30m；断层向下多断至下伏的雷口坡组，向上多断至须二段内部（图1）。

图1 高石梯地区须家河组底界构造图及地层柱状示意图

研究区上三叠统须家河组主要为一套河湖相碎屑岩含煤沉积，自下而上分为须一、须二、须三、须四、须五和须六段，其中，须一、须三和须五段岩性主要为暗色页岩、粉砂岩夹薄煤层或煤线，可作为良好的烃源层，同时也是良好的区域盖层；须二段、须四段和须六段为细砂岩和中砂岩为主，夹薄层暗色泥页岩，是主要的储集层段（Chen et al.，2020；陈辉等，2008；蒋裕强等，2011；漆麟等，2021）。

本次研究根据须二段的岩性组合和电性特征将其划分为2个亚段，以须二段中部黑色页岩“腰带子”作为亚段的划分界线（蒋裕强等，2011），自下而上分别为须二1亚段、须二2亚段（图1）。须二1亚段地层厚度介于25～100m，岩性以中砂岩为主，顶部为“腰带子”黑色页岩夹细砂岩与泥质粉砂岩；须二2亚段地层厚度介于40～100m，下部岩性以细砂岩为主，上部以中砂岩为主。须二2亚段相对于须二1亚段的含气性较好，一般测试产水层位于须二1亚段，产气层位于须二2亚段。

a. 中粒岩屑长石砂岩，发育长石粒内溶孔，Y114井，2253.55m（-）；b. 细粒岩屑长石砂岩，发育微裂缝，沥青充填，Y130井，2260.6m（-）

基于高石梯地区及邻区须二2亚段取心井的薄片资料、岩心物性资料分析，须二2亚段储集岩石类型主要为长石岩屑砂岩和岩屑砂岩，多以中粒为主，分选较好，磨圆度多为次棱-次圆状，以方解石胶结和硅质胶结为主（沈妍斐，2012）。综合分析认为须二2亚段储集岩为一套结构成熟度中等-较好、成分成熟度中等的陆源碎屑岩。大量岩心物性实验分析表明：须二2亚段储层岩石孔隙度主要介于7%～9%之间，占样品总数的52.3%，平均孔隙度8.53%，渗透率主要分布在0.1～1mD，占样品总数的51.1%，平均渗透率0.516mD，储层类型为裂缝-孔隙型为主。须二2亚段储层储集空间以粒间孔和粒内溶孔为主，同时可见构造作用形成的微裂缝，裂缝常被沥青充填（图2）。高石梯地区须二2亚段储层在纵向上单层厚度范围为1～12m，多套储层相互叠置，层数一般在2～8层；平面上分布较为稳定，累计厚度介于10～40m。

2 富气主控因素

2.1 烃源岩对富气能力的控制作用

烃源岩作为烃源供给的主体，其分布范围及厚度对油气分布能起到一定的控制作用。前人对川中地区须家河组的气源分析研究表明，川中地区的须家河组致密砂岩气藏的气源只来自于川中地区须家河组内部的烃源岩，而且在川中地区分布的不同的气田之间也不存在水平运移，在纵向上也不与邻近地层天然气混合（Qin et al.，2018），表明研究区内的烃源岩为安岳气田须一段的黑色页岩以及须二段内部的“腰带子”页岩，是一种典型的近源成藏结果（李登华等，2007；唐跃等，2011；戴金星等，2009）。须一段页岩有机质含量介于0.47%～2.52%，平均值为0.83%，镜质体反射率Ro分布在1.38%～1.50%，平均值为1.44%，干酪根类型为Ⅲ型和Ⅱ2型；须二段“腰带子”页岩有机质含量介于0.51%～6.11%，平均值为1.64%，镜质体反射率Ro分布在1.22%～1.44%，平均值为1.35%，干酪根类型以Ⅱ2型为主，二者显微组分差异不大（表1）。据此表明两段页岩都具有较好的生烃能力，其中须二段“腰带子”页岩品质整体上是优于须一段的页岩。也说明在有断层沟通烃源岩和砂体的情况下，须二2亚段在纵向位置上比须二1亚段要更为有利，能够捕获的烃类更多，而研究区内的钻井测试成果也可证实这一点。

表1 高石梯地区须一段-须二段页岩有机质特征

除了烃源岩有机质特征以外，烃源岩厚度也是判断烃源岩生气潜力的重要指标之一。根据研究区测井资料和岩心资料统计，页岩总厚度为5～30m，研究区西侧Y120井区、南部Y143井区为页岩主要分布区，而研究区中北部页岩厚度相对较薄（图1）。目前研究区已测试的产气井大多分布在烃源岩厚度为5m以上的中等-优质烃源规模区，仅研究区东部有3口产气井分布在烃源岩厚度5m以下的劣势烃源规模区，但这3口产气井都位于中部雁列式排布的断层附近。表明了井位目标位于中等-优质烃源规模区更易获得产气井，同时也可推测出在雁列式排布的断层东侧Y3井区存在油气沿断层进行了横向运移。

2.2 断裂体系对富气能力的控制作用

断层是油气运移的主要通道，影响着储集砂体是否能获得油气的充注（车国琼等，2019）。前文已述及研究区东侧烃源岩厚度小但也能出现气井，说明该区域分布的断层提供了横向运移通道。高石梯地区须家河组主要发育有两套不同走向的雁列式逆断层，一是东西走向的逆断层位于研究区中部，二是北西-南东走向的逆断层主要分布在工区北侧（图1）。这些逆断层向下均断至下伏的雷口坡组地层中，向上则断至须家河组不同的层位中，但绝大多数断层向上未断穿须二段（罗炫等，2018）。根据断层在纵向上消失的位置（即末端所在层位）分为A、B两大类断层：A类为向上消失于须二2亚段内部的断层、B类为向上消失于须二1亚段内部的断层，两类断层向下均消失于雷口坡组或须一段（图3）。钻遇A类断层的井共有7口（表2），钻井与最近断层距离范围为150～670m，平均距离500m，钻井过程中常见井漏、气侵显示，测井曲线中声波跳波，成像测井中见裂缝发育（图4），地震裂缝预测为发育，单井测试产量一般在5×104m3/d以上，最高可达80×104m3/d。由此表明A类断层附近500m内为高产有利区，是最为有利的勘探目标。

图3 高石梯地区须二段断层分类模式示意图

表2 高石梯地区须二段断层类型与钻遇井情况统计表

在断层发育的地方也有裂缝伴随着断层而发育。裂缝不仅能为油气运移提供渗流通道，亦可作为油气的储集空间（Jiang et al.，2021）。裂缝通常在断层末梢段更发育，同时位于断层末梢段的井测试产量也更高（罗炫等，2018）。研究区主要发育水平缝、低角度缝以及网状缝（图4），其中网状缝纵向上的高度可达4m，裂缝内部相互交错，部分裂缝可见被错断现象，是区内较好的油气渗流通道。

图4 通过电成像测井（X射线显微成像仪[XRMI]）在Y121、Y105井检测到的裂缝

图5 须二2亚段储能系数分布图

2.3 优质储层对富气能力的控制作用

储层储能系数即储层孔隙度与其厚度的乘积，常用于表示储层储集能力大小（陈文等，2020）。根据对高石梯地区须二2亚段储层储能系数分布图得出研究区中部、北西侧和南东侧储层储集能力好，优质储层也集中分布于研究区中部、北西侧和南东侧。在明确优质储层分布的基础上，结合研究区内气井分布情况，分析得出储能系数＞0.5的区域一般为气井分布区域，含气性较好，而储能系数＜0.5的区域一般为干井（图5）。研究区优质储层分布情况与气井位置分布匹配关系基本一致。

2.4 构造位置对富气能力的控制作用

工区中部东西走向断裂带与局部正向构造叠合区含气性最好（图1）。两组东西走向断裂带清晰可见，气井位于东西走向断裂带两侧。北侧断裂带：主要有Y5、Y101-3C1、Y101-46-H1、Y114、Y3、Y101-X105等多口气井；南侧断裂带：主要Y106、Y101-H1、Y101-X106、Y121、101-X64等多口气井。总体分析看来，局部正向构造与含气性相关性明显，水井总体分布在局部高点之外，工区西南侧烃源岩较为发育，局部构造发育，但含气性差，究其原因可能为Y134、Y135井区断裂规模小，断裂与烃源岩未有效沟通。由此可见局部构造对于气水分异具有明显的控制作用。

3 控藏模式

高石梯地区须二段的控藏模式根据烃源分布、断层类型、储层分布及构造位置的不同组合可分为Ⅰ类模式、Ⅱ类模式、Ⅲ类模式、Ⅳ类模式共4种控藏模式（图6、表3），各类模式特征描述如下。

表3 高石梯地区须二段试油井产能与控藏要素搭配关系统计简表

图6 须二气藏断砂匹配关系及其控藏模式图

3.1 Ⅰ类模式

该类模式为断层向下断至雷口坡组，向上断至须二2亚段，为A类断层，腰带子页岩或须一段页岩供烃，物性好，处于局部正向构造。Ⅰ类模式为区内最为有利的控藏模式，测试产量为高产且不产水。该模式下现有2口钻井，单井测试气产量均大于80×104m3/d，未见水。实际井例为Y101-X106，须一段页岩厚度3.1m，腰带子页岩1.8m；断裂向下断至雷口坡，向上断至须二2亚段；储层发育在须二1亚段和须二2亚段；气层累计厚度16.8m，平均孔隙度9.58%；构造处于局部高点，声波有跳波；测试获气可达80.13×104m3/d，产油0.27t/d。该类模式“源、断、储、构”搭配十分有利（图7a）。

图7 高石梯地区须二段4种控藏模式的地震响应

3.2 Ⅱ类模式

断层向下断至雷口坡组，向上断至须二2亚段，为A类断层，腰带子页岩和须一段页岩同时供烃，物性较好，处于局部正向构造或斜坡带的组合为Ⅱ类模式。该类模式下共计有5口井，实际井例为Y114井，须一段页岩4m，腰带子页岩厚度1.8m；断裂向下断至雷口坡，向上断至须二2亚段；储层发育在须二1亚段和须二2亚段；气层厚度13.6m，平均孔隙度8.4%；构造处于局部高点，声波跳跃明显；测试获气10.88×104m3/d，须二1亚段储层测井解释含水（图7b）。

3.3 Ⅲ类模式

该模式的特征为断层发育在须二1亚段内部，为B类断层，物性较好，处于鼻突或构造斜坡带，裂缝为主要疏导体系，油气低效充注，测试产量低，常见产水。该类模式下共计有12口井，在研究区最为常见，实际井例为Y131井，须一段页岩4.2m，腰带子页岩厚度1.1m；断裂向下断至须一段，向上断至须二1亚段内部；储层发育在须二1亚段，储层厚度9.8m，平均孔隙度9.6%；构造处于斜坡带，声波略有跳波；测试获气仅0.53×104m3/d（图7c）。

3.4 Ⅳ类模式

该模式的特征为无断层发育，烃源岩和储层均存在，裂缝也不发育，油气低效或无效充注，含气性较差。该类模式下共计有6口井，实际井例为Y140井，须一段页岩7m，腰带子页岩厚度5.6m；无断裂发育；储层发育在须二1亚段和须二2亚段，储层厚度11m，平均孔隙度11%；构造位置高，储层段声波跳波也不明显，测试为干层。该类井失利一是缺乏烃源断裂，二是裂缝不发育，虽然井区构造位置较高，但油气难以有效成藏（图7d）。

图8 高石梯地区须二2亚段甜点区分布图

4 “甜点”优选

通过系统研究，基本明确高石梯须二气藏富气主控因素为烃源岩、小断裂、储层发育程度及局部构造位置，其中烃源岩是基础，小断裂和储层发育程度是必要条件，局部构造对于气水分异具有明显的控制作用，故以此为基础，结合前人对于致密砂岩气藏“储渗体”富集模式的研究，即裂缝-孔隙型储渗体为致密储层“甜点区”的富集模式，提出须二2亚段“甜点”优选方案（赵正望等，2019）。

表4 高石梯地区须二2亚段甜点区储量统计表

本次研究重点参考6大要素（小断裂展布、裂缝异常带、储层分布范围、局部构造、单井测试成果、测井解释成果），储渗体边界确定原则为：①A类断层和局部高点叠合区确定Ⅰ类储渗体（高渗区）边界，根据钻井与最近A类断层平均距离500m为高产有利区，认为A类断层两侧500m范围内渗透率相对较高，可以视为Ⅰ类储渗体（高渗区）；②储能系数＞0.5和裂缝异常带叠合区确定为Ⅱ类储渗体（低渗区）；③结合测试结果和测井解释结论，将裂缝异常带之外、测试微获工业气流和测井解释未解释气层的区块确定为致密区。

根据以上原则，在须二2亚段刻画出18个储渗体（图8），靠近小断裂的为Ⅰ类（高渗）储渗体，远离小断裂的为Ⅱ类（低渗）储渗体；其中，已经证实的储渗体有5个，面积138.96km2；未经证实出储渗体13个（测井解释含气的储渗体4个，无井控制的储渗体9个），面积62.79km2，估算须二2亚段地质储量合计为353.65×108m3。其中已证实的含气的区块储量279.83×108m3，测井解释含气的区块储量55.67×108m3，无井未证实含气的区块储量18.13×108m3（表4）。

5 结论

（1）高石梯须二气藏为平缓单斜构造背景下的低孔、低渗致密砂岩气藏，虽然气藏丰度低，但多数存在裂缝发育的区域依然可以获气，特别是在断层附近还可获得高产气层，产气层位主要位于须二2亚段。

（2）富气主控因素主要有四类：烃源岩规模是气藏富集的基础，小断裂和储层发育程度是必要条件，局部构造对于气水分异具有明显的控制作用。其中高产井最关键的富气控制因素为A类断裂、优质储层和局部正向构造的最有利组合。

（3）高石梯须二气藏控藏模式共有四类，其中由A类断层和局部正向构造组成的Ⅰ类控藏模式为最佳控藏模式，该类模式“源、断、储、构”成藏要素搭配十分有利，测试产量高；其次为Ⅱ类模式和Ⅲ类模式；Ⅳ类模式为最差的控藏模式。

（4）依据多因素控制储渗体富气原则，确定了以“烃源-断裂-储层-构造”联合控藏思路寻找裂缝-孔隙型储渗体的“甜点”刻画方案。

（5）高石梯地区须二2亚段共有储渗体“甜点区”18个，叠合总面积201.77 km2，地质储量约353.65×108m3。

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ZHANG Hao1JIANG Yu-qiang1ZHOU Ya-dong1LI Xue-song2LI Xiu-qing2LI Ming-qiu2FENG Lin-jie1DENG Jian-zhong1

(1-School of Earth Science and Technology, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500; 2-Research Institute of Exploration and Exploitation, Southwest Oil and Gas Field, PetroChina Company Limited, Chengdu 610041)

The Second Member of the Upper Triassic Xujiahe Formation is one of the important horizons for tight sandstone gas exploration in central Sichuan. The gas reservoir of the Second Member of the Xujiahe Formation in the Gaoshiti area, central Sichuan basin is characterized by low porosity, low permeability, strong heterogeneity and low abundance. According to the difference of test production, combined with the analysis of relevant logging and seismic data, this paper has a discussion on the main controlling factors of the gas reservoir of the Second Member of the Xujiahe formation in the Gaoshiti area, a reservoir control model is established, and the delineation scheme of "dessert area" is determined, so as to make reasonable suggestions on further exploitation of the potential. The study shows that source rocks are the basis of gas accumulation, small faults and reservoir development are necessary conditions of gas accumulation, and local structures have an obvious control over gas-water difference. According to four control factors such as source, fault, reservoir and structure, four reservoir control models are established. Among them, the best reservoir control mode and high-yield reservoir control mode is the class Ⅰ. The reservoir control mode is composed of A-type fault disappearing ascendingly in the second sub member and local positive structure. Based on the idea of "source-fault- reservoir- structure" joint reservoir control, the "dessert" characterization scheme of "small fault and its fracture anomaly zone, high-quality reservoir and local positive structure" is determined in order to find gas rich fracture pore reservoir and permeability body. There are 18 "dessert areas" controlled by the A-type faults, with an area of 201.77 km2and geological reserves of about 353.65×108m3.

Gaoshiti area; Second Member of the Xujiahe Formation; source rock; fault; structure; dessert area

P618.13

A

1006-0995（2022）02-0234-07

10.3969/j.issn.1006-0995.2022.02.010

2021-12-20

基于成岩系统剖析的致密砂岩储层差异致密化机理及渗流差异响应研究（cstc2021jcyj-msxmX0897）

张豪（1997— ），男，硕士研究生，四川达州人，主要从事非常规致密砂岩储层及成藏主控因素研究

蒋裕强（1963— ），男，四川安岳人，教授，从事非常规油气地质、储层地质及油气藏开发地质等方面的研究工作