何曼如，陳 飛，徐國盛，袁海鋒

（油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室（成都理工大學(xué)），成都610059）

致密砂巖氣藏作為一種特殊油氣藏，已受到高度關(guān)注［1－3］。而在中國，盡管致密氣資源豐富，但是致密砂巖氣藏儲量豐度低，產(chǎn)量遞減快，經(jīng)濟(jì)開發(fā)難度大。中國致密砂巖氣藏不僅有陸相碎屑巖儲層的一般特點(diǎn)，而且還表現(xiàn)為低孔低滲、裂縫性、高局部含水飽和度、高毛管壓力、地層壓力異常、高損害潛力等特征。近年來，在四川和鄂爾多斯的勘探實(shí)踐證明了致密砂巖蘊(yùn)藏有豐富的天然氣資源，不僅可以富集成藏，而且可以形成大型、特大型氣田，只是這些氣田的勘探評價標(biāo)準(zhǔn)與常規(guī)油氣的勘探評價標(biāo)準(zhǔn)相比明顯不同［4，5］。

四川盆地上三疊統(tǒng)須家河組第二、第四、第六段氣藏大多為巖性－構(gòu)造復(fù)合氣藏，含氣飽和度普遍較低，一般為45%～65%；含水飽和度較高，一般＞40%。氣藏含氣豐度一般為（0.1～0.3）×109m3/km2，屬中低豐度天然氣藏［6］。因此，勘探的重點(diǎn)目標(biāo)應(yīng)選擇川中、川西、川北等生氣強(qiáng)度＞2×109m3/km2的廣大地區(qū)。本文重點(diǎn)探討了四川盆地上三疊統(tǒng)須家河組氣藏的成藏模式、成藏主控因素及天然氣富集規(guī)律，旨在預(yù)測天然氣聚集的有利區(qū)域，指出下一步勘探方向。

1 地質(zhì)背景

四川盆地須家河組發(fā)育良好的生儲蓋組合，須家河組第一段、第三段、第五段為良好的烴源層，同時也是良好的區(qū)域蓋層；須家河組第二段、第四段、第六段為良好的儲集層。須三段的泥巖可以作為須二段的良好蓋層，須五段為須四段良好的蓋層，上覆侏羅系泥巖層可以作為須六段的良好蓋層。而須家河組斷裂總體不發(fā)育，僅在前陸沖斷帶的局部地區(qū)因區(qū)域斷裂和須家河組出露、前陸拗陷帶的熊坡斷裂帶因大型“通天”斷層存在、前陸斜坡帶的威遠(yuǎn)背斜核部、華鎣山、川東等地區(qū)因須家河組出露，保存條件較差，不利于氣藏的形成?？傮w來說，川西、川中、川北地區(qū)，天然氣的保存條件較好。

2 成藏模式

2.1 天然氣成因類型與來源

天然氣碳同位素和輕烴研究均證明川西拗陷天然氣母質(zhì)以腐殖型為主，為典型的煤成氣。本次研究分別對川西拗陷川豐566等井的須二、須四段的烴源巖和天然氣取樣，將烴源巖與天然氣輕烴通過iC6/nC6、cycC7/（n＋i）C7、MCH/nC7、MH/nC7、異庚烷值、2-甲基戊烷/3-甲基戊烷幾項(xiàng)指標(biāo)進(jìn)行對比。

對比川江566井須二段源巖與須二段天然氣輕烴指紋曲線，發(fā)現(xiàn)兩條曲線具有很高的相關(guān)性（圖1），說明在該區(qū)須二天然氣為本層源巖所生，進(jìn)一步說明須二段存在自生自儲氣藏［7］。

圖1 川江566井須二段源巖與天然氣輕烴指紋對比圖Fig.1 The comparison of the source rocks and the natural gas light hydrocarbon fingerprint of T3x2 in Well CJ566

對比川豐563井須四段源巖與須四段天然氣輕烴指紋曲線（圖2），也發(fā)現(xiàn)兩條曲線具有較高的相關(guān)性，說明在該地區(qū)須四段天然氣藏可能為自生自儲的氣藏。

對比新856井須二源巖與新882井須四段天然氣輕烴指紋曲線（圖3），同樣發(fā)現(xiàn)兩條曲線有較高的相關(guān)性，說明該區(qū)須二段源巖對其上部須四段天然氣可能有部分貢獻(xiàn)。根據(jù)新882井附近的斷裂發(fā)育狀況，有一條大斷層經(jīng)過該井須四段產(chǎn)層附近，向下斷達(dá)須二段，連通了須二段源巖和須四段儲層（圖4），使得須二段源巖生成的天然氣向上運(yùn)移進(jìn)入了新882井須四段產(chǎn)層［8］。說明了在斷裂發(fā)育地區(qū)，由于斷裂的溝通作用，可能使得須二段成為須四段遠(yuǎn)源氣藏的烴源巖。

圖2 川豐563井須四段源巖與天然氣輕烴指紋對比圖Fig.2 The comparison of the source rocks and the natural gas light hydrocarbon fingerprint of T3x4 in Well CF563

圖3 川西拗陷須二源巖與須四天然氣輕烴指紋對比圖Fig.3 The comparison of T3x2 source rocks and T3x4 natural gas light hydrocarbon fingerprint

總的來說，須二段源巖與其自身天然氣關(guān)系緊密，說明須二天然氣藏為自生自儲的氣藏；須四段源巖與其自身天然氣也具有較高的相關(guān)性，說明須四天然氣藏可能為自生自儲的氣藏；須二段源巖與須四段天然氣同樣具有較高的相關(guān)性，說明須二段源巖可能對其上部的須四段天然氣有部分貢獻(xiàn)［9］。

2.2 烴源巖分布與生烴潛力

須家河組暗色泥巖夾煤層，厚15～1 240m，川西拗陷區(qū)最厚，由盆地西部向東南部變薄。煤層在川中－川西地區(qū)最發(fā)育，厚度累計可達(dá)23 m，變化趨勢也由盆地西部向東南部變薄。須家河組的有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)（wTOC）為1.0%～4.5%，最高可達(dá)6.5%，分布在德陽周緣及廣安－梁平－達(dá)縣一帶。有機(jī)質(zhì)類型以Ⅲ型為主，成熟度較高，Ro為1.0%～2.2%，屬成熟—高成熟階段，以生成天然氣（煤型氣）為主。四川盆地上三疊統(tǒng)烴源巖總的來說比較豐富，主要烴源巖有須一段、須三段、須五段泥頁巖，須二段、須四段間夾薄層烴源巖。大部分地區(qū)生烴強(qiáng)度為（0.5～10）×109m3/km2，川西彭州－都江堰地區(qū)最高可達(dá)20×109m3/km2以上，向東、向北、向南逐漸變低；處于前陸斜坡帶川中、蜀南地區(qū)烴源中等，達(dá)到（0.5～2）×109m3/km2；川東地區(qū)最低，＜0.5×109m3/km2。

圖4 新882井?dāng)嗔寻l(fā)育特征Fig.4 Development characteristics of the fractures in Well X882

2.3 天然氣成藏過程與模式

須家河組第二段均為砂巖儲層，屬于水下分流河道沉積，成藏組合主要是高壓驅(qū)動成藏模式。研究表明氣藏的成藏過程經(jīng)歷了以下3個階段（圖5）。

a.早期原油聚集與裂解階段。須家河組第四段沉積末期，成藏系統(tǒng)內(nèi)的海陸過渡相須一段烴源巖開始生油，一直到早侏羅世，均以生油為主。早期生成的石油在印支期的古構(gòu)造中聚集成藏，隨埋藏加深發(fā)生熱裂解作用。

b.中期生氣增壓聚集階段。從中侏羅世到晚侏羅世，出現(xiàn)了兩次以濕氣為主的生排烴高峰，導(dǎo)致系統(tǒng)內(nèi)壓力急劇增高。在白堊紀(jì)末期，壓力梯度繼續(xù)上升，呈現(xiàn)天然氣聚集增壓的特征［10］。

c.晚期高壓驅(qū)動運(yùn)聚成藏階段。白堊紀(jì)以來，系統(tǒng)內(nèi)烴源巖逐漸達(dá)到干氣階段，壓力繼續(xù)增高。喜馬拉雅期構(gòu)造運(yùn)動產(chǎn)生大量的斷裂及裂縫，使得構(gòu)造高部位的壓力有所降低。在勢能場的作用下，最終高壓差驅(qū)使天然氣在構(gòu)造高部位富集成藏［11］。

須家河組下部氣藏經(jīng)歷了多期油氣成藏過程，并受到儲層巖性、斷裂構(gòu)造等條件的綜合影響，其油氣成藏模式可以概括為：巖性封閉、流體高壓充注、油氣轉(zhuǎn)化、晚期調(diào)整的成藏模式（圖5）。

3 成藏主控因素

3.1 烴源灶發(fā)育區(qū)的控制

通過典型氣藏解剖和勘探實(shí)踐綜合分析，表明烴源條件對須家河組氣藏成藏的影響主要表現(xiàn)在以下3個方面。

3.1.1 生烴強(qiáng)度控制氣藏充滿度

川西前陸沖斷帶和拗陷帶位于上三疊統(tǒng)生烴中心附近，該區(qū)具有古構(gòu)造背景的地區(qū)是油氣運(yùn)聚的最有利地區(qū)，烴源條件好，油氣源相當(dāng)充足，氣藏充滿度高；而前陸斜坡帶生烴強(qiáng)度相對較低，構(gòu)造幅度低緩，氣藏充注程度相對較低。由表1可知，從前陸沖斷帶（中壩、邛西）到前陸斜坡帶（八角場、充西），地質(zhì)儲量豐度從（0.5～0.6）×109m3/km2下降到（0.15～0.25）×109m3/km2，說明氣藏充注程度依次降低。

圖5 下部成藏組合合川－安岳成藏模式圖Fig.5 The gas reservoir accumulation mode of the lower combination Hechuan-Anyue

表1 四川盆地須家河組氣藏儲量參數(shù)及生烴強(qiáng)度統(tǒng)計Table 1 The statistics of gas reservoir reserve parameters and hydrocarbon-generating strength of the Xujiahe Formation in Sichuan Basin

3.1.2 烴源灶控制氣藏分布區(qū)域

四川盆地中西部地區(qū)烴源條件充足，生烴強(qiáng)度大部分地區(qū)在（1～10）×109m3/km2（表1），生儲蓋匹配好，天然氣易于運(yùn)聚成藏，勘探實(shí)踐表明迄今發(fā)現(xiàn)的須家河組氣藏絕大部分位于該區(qū)帶，如已發(fā)現(xiàn)的中壩、平落壩、邛西、八角場、充西、廣安、包界、潼南等儲量較大的須家河組氣藏。而川東、川東北地區(qū)上三疊統(tǒng)烴源巖厚度薄，烴源條件中－差，油氣富集性較差，氣源不充足而不利于氣藏形成，迄今發(fā)現(xiàn)的氣藏少，僅發(fā)現(xiàn)臥龍河須四氣藏。因此，從源控論出發(fā)，四川盆地中西部烴源灶區(qū)域是上三疊統(tǒng)勘探的重點(diǎn)地區(qū)，也是目前上三疊統(tǒng)探明儲量最多的地區(qū)。

3.1.3 烴源熱演化控制成藏時間

前述的生烴史研究表明，須家河組烴源巖大部分是在晚侏羅世末進(jìn)入成熟期，生成油氣，在白堊紀(jì)進(jìn)入成烴高峰期；源巖熱演化程度主要受上覆地層厚度消長的影響，在拗陷帶內(nèi)熱演化程度相對較高，在隆起帶熱演化程度相對較低，表明區(qū)域性隆起和拗陷的繼承性發(fā)展是控制油氣演化的重要因素；川西、川北和川東北地區(qū)烴源巖熱演化程度總體較高，達(dá)到高成熟階段，川南部分地區(qū)熱演化程度相對較低?？v向上，須家河組各段烴源巖的熱演化生烴史存在一定差異，而且在區(qū)域上也存在明顯差異。這種差異性導(dǎo)致了四川盆地須家河組油氣成藏具有川西早、川中晚，川中北部較早、川中南部較晚的特征。

3.2 構(gòu)造作用強(qiáng)弱的控制

3.2.1 現(xiàn)今構(gòu)造的作用

從目前發(fā)現(xiàn)的大氣田分布來看，三臺—蓬溪—南充一線以北，有龍崗、八角場、充西和廣安四大氣田，這些氣田都出現(xiàn)在對應(yīng)目的層的構(gòu)造相對高部位。如八角場氣田在須四頂構(gòu)造圖上表現(xiàn)為相對高部位；充西氣田在須四構(gòu)造圖上不僅出現(xiàn)在構(gòu)造高部位，還同時伴生有斷裂的出現(xiàn)?？傮w上看，氣田和構(gòu)造的吻合程度高，說明氣田的形成在一定程度上受構(gòu)造控制比較明顯。三臺—蓬溪—南充一線以南，分布有蓮池、合川、安岳、潼南和包界等中小型氣田，這些氣田與構(gòu)造吻合程度不高。如潼南氣田和合川氣田，分布在相對平緩的構(gòu)造上，斷裂也不發(fā)育，在現(xiàn)今構(gòu)造圖上，這些氣田并不出現(xiàn)在對應(yīng)目的層的構(gòu)造相對高部位，說明氣田的形成受構(gòu)造控制不是很明顯。

對于構(gòu)造與油氣聚集關(guān)系較密切，可以作如下解釋：早期充注的油氣，在構(gòu)造作用下發(fā)生調(diào)整，使得氣水分異符合氣上水下的普遍規(guī)律，而且會改造早期的儲集特性（構(gòu)造成巖作用），并形成新的儲集空間，同時構(gòu)造作用產(chǎn)生的斷裂會溝通更多層位的源巖，使得油氣的聚集成藏不再是單一的近源型；即構(gòu)造作用會溝通更多的烴源巖，改善儲集空間和產(chǎn)生有利的圈閉，并最終形成與構(gòu)造關(guān)系比較密切的氣藏。

須家河組的油氣在構(gòu)造不發(fā)育部位聚集，可以解釋為如下過程：當(dāng)烴源巖生排烴充足時，排出的油氣在相對較好的儲層中進(jìn)行充注，在油氣聚集滿之后，油氣將會選擇其他巖性單元進(jìn)行充注，此時就形成了須家河組巖性油氣藏的雛形。由于川中在整個的構(gòu)造演化發(fā)展過程中，沒有出現(xiàn)較強(qiáng)烈的局部構(gòu)造運(yùn)動，主要以整體的抬升為主，當(dāng)時形成的巖性體基本保持了最初的形態(tài)，所以形成的油氣藏就不一定出現(xiàn)在構(gòu)造高部位，也不一定與斷裂有多大關(guān)系，此種情況形成的氣藏為純氣藏。當(dāng)烴源巖生排烴不充足時，生成的油氣將會優(yōu)先選擇在較好的儲集空間中聚集成藏，并完成最初的油氣水置換過程。在這種情況下，只要是連通的砂體就會具有統(tǒng)一的氣水界面，油氣會聚集在巖性體的相對高部位。上述情況由于經(jīng)歷了后期構(gòu)造的改變，導(dǎo)致現(xiàn)今巖性儲集空間存在的部位不一定是在構(gòu)造高部位，所以形成的氣藏看似與構(gòu)造關(guān)系不甚密切。

3.2.2 古構(gòu)造高部位的作用

現(xiàn)今構(gòu)造在一定程度上決定著油氣的最終分布，而有利的古構(gòu)造背景通常是油氣運(yùn)聚成藏的指向區(qū)。四川盆地須家河組在較長的勘探時期內(nèi)取得了較好的成效。成藏期次分析表明，四川盆地須家河組有兩期油氣充注和一次調(diào)整改造，即晚侏羅世末期和白堊紀(jì)末期的充注，以及晚白堊世以來構(gòu)造隆升作用的油氣改造和調(diào)整。因此，有必要分析這兩個關(guān)鍵時期須家河組有利儲集層段的古構(gòu)造背景與油氣的關(guān)系。本文主要以須二段頂、須四段頂和須六段頂在晚侏羅世末和白堊紀(jì)末的構(gòu)造格局為基礎(chǔ)，結(jié)合各油氣勘探成果分析四川盆地須家河組各目的層段古今構(gòu)造與油氣的關(guān)系。

現(xiàn)今的大氣田如廣安、充西、潼南、合川雖然在晚侏羅世末期并不位于最高部位，但也是出現(xiàn)在相對較高的次隆或者斜坡部位，八角場出現(xiàn)在東西兩個次凹中間的相對高部位，安岳出現(xiàn)在斜坡部位。到了白堊紀(jì)末期，受當(dāng)時大巴山前陸盆地影響，此時須二頂部的古構(gòu)造高軸線部位在現(xiàn)今的威遠(yuǎn)－內(nèi)江－潼南－武勝－岳池一帶，須四、須六頂部的古構(gòu)造高軸線部位在現(xiàn)今的威遠(yuǎn)－內(nèi)江－潼南－武勝－岳池－南充一帶，構(gòu)造自西南向東北方向遞減，現(xiàn)今大氣田如廣安、充西、潼南、合川出現(xiàn)在相對較高的次隆，八角場出現(xiàn)在隆起的北斜坡。

由以上對晚侏羅世末期和白堊紀(jì)末期須家河組第二段、第四段和第六段古構(gòu)造與大氣藏的對應(yīng)關(guān)系可以看出，古構(gòu)造相對高部位和斜坡部位與大氣藏的耦合程度明顯，說明古構(gòu)造在一定程度上控制了須家河組的早期聚集。

3.3 沉積和成巖相帶的控制

典型須家河組氣藏的解剖表明，已發(fā)現(xiàn)的各種類型的上三疊統(tǒng)油氣藏，普遍受到儲層發(fā)育程度及儲集性能的控制。根據(jù)沉積微相與儲層物性的關(guān)系統(tǒng)計，儲層物性以三角洲平原水上分支河道、三角洲前緣水下分流河道、河口壩為最好，平均孔隙度一般在6%以上，平均滲透率一般在0.10×10－3μm2以上，是須家河組最主要的儲集砂體。從成巖相分布角度，分流河道和河口壩是溶蝕相及綠泥石膠結(jié)相發(fā)育的有利成巖相帶，溶蝕相和綠泥石膠結(jié)成巖相分布地區(qū)是儲層物性較好的地區(qū)。四川盆地已知?dú)獠鼐谌侵奁皆戏种Ш拥?、三角洲前緣水下分支河道、河口壩微相砂體發(fā)育區(qū)和成巖相為溶蝕相、綠泥石膠結(jié)相發(fā)育地區(qū)［12］（表2）。

前陸斜坡帶須家河組第二段、第四段、第六段砂體發(fā)育，但由于沉積微相、成巖相的差異，導(dǎo)致儲層物性變化較大，從而形成“砂中找砂”，即在低孔低滲背景的致密砂巖中找物性較好的優(yōu)質(zhì)儲層。

4 天然氣聚集有利區(qū)預(yù)測

4.1 主產(chǎn)層須二段天然氣勘探目標(biāo)評價標(biāo)準(zhǔn)

四川盆地須家河組油氣勘探目標(biāo)評價標(biāo)準(zhǔn)的確定與目標(biāo)優(yōu)選，主要參考的油氣成藏地質(zhì)因素有：須家河組砂體儲層的發(fā)育有利相帶，須家河組自身烴源巖的烴源灶分布以及斷裂構(gòu)造對須家河組油氣成藏的影響。根據(jù)以上3個控制須家河組油氣成藏條件的優(yōu)劣程度將盆地內(nèi)的須家河組油氣勘探目標(biāo)評價標(biāo)準(zhǔn)劃分為2級。

表2 四川盆地已知須家河組氣藏的儲集相帶和成巖相帶Table 2 The statistics of reservoir facies belt and diagenetic facies belt of the Xujiahe Formation gas reservoir

Ⅰ級有利勘探區(qū)評價標(biāo)準(zhǔn)。代表了四川盆地須家河組油氣勘探最為有利的目標(biāo)區(qū)，其具備以下油氣成藏地質(zhì)條件：①屬于三角洲前緣水下分流河道沉積；②處于須一段生烴灶區(qū)，最大生氣強(qiáng)度為9×109m3/km2；③斷層發(fā)育適度，處于構(gòu)造隆剝低緩區(qū)；④須一段為烴源巖、須二段水下分流河道亞相砂巖為儲層、須三段泥巖為蓋層的生儲蓋組合匹配好。

Ⅱ級有利勘探區(qū)評價標(biāo)準(zhǔn)。油氣勘探前景相對次于Ⅰ級有利勘探區(qū)，具備以下地質(zhì)條件：①屬于三角洲前緣水下分流河道沉積；②緊鄰須一段生烴灶區(qū)，平均生氣強(qiáng)度為2×109m3/km2；③斷層欠發(fā)育，處于構(gòu)造隆剝低緩區(qū)；④須一段為烴源巖、須二段水下分流河道亞相砂巖為儲層、須三段泥巖為蓋層的生儲蓋組合匹配較好。

4.2 主產(chǎn)層須二段天然氣勘探目標(biāo)優(yōu)選

利用四川盆地須家河組第二段油氣勘探目標(biāo)評價標(biāo)準(zhǔn)對有利勘探目標(biāo)區(qū)進(jìn)行優(yōu)選，結(jié)果為（表3，圖6）：Ⅰ級有利勘探區(qū)2個（中壩－綿陽－德陽地區(qū)、簡陽－彭山－雅安地區(qū)）；Ⅱ級有利勘探區(qū)3個（宣漢－巴中－閬中地區(qū)、南充－龍女寺－荷包場地區(qū)、內(nèi)江－威遠(yuǎn)－自貢地區(qū)）。

表3 須家河組第二段天然氣有利勘探目標(biāo)區(qū)評價結(jié)果Table 3 The evaluation results of T3x2 favorable target areas of natural gas

圖6 須家河組第二段有利勘探區(qū)帶評價圖Fig.6 The evaluation of T3x2 favorable exploration areas

5 結(jié)論

a.四川盆地須家河組天然氣藏的富集主控因素，一是須家河組烴源灶分布控制了天然氣來源及充注程度，二是構(gòu)造作用強(qiáng)度控制圈閉的發(fā)育與分布區(qū)域；三是有利沉積相帶和成巖相帶控制天然氣聚集的場所與規(guī)模。形成異常高壓的須家河組致密砂巖氣藏，天然氣主要富集在構(gòu)造隆升低緩、斷裂活動適中、儲層相對發(fā)育區(qū)。

b.利用四川盆地須家河組第二段油氣勘探目標(biāo)評價標(biāo)準(zhǔn)對盆地內(nèi)的有利勘探目標(biāo)區(qū)進(jìn)行優(yōu)選，結(jié)果為：Ⅰ級有利勘探區(qū)2個（中壩－綿陽－德陽地區(qū)、簡陽－彭山－雅安地區(qū)）；Ⅱ級有利勘探區(qū)3個（宣漢－巴中－閬中地區(qū)、南充－龍女寺－荷包場地區(qū)、內(nèi)江－威遠(yuǎn)－自貢地區(qū)）。

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