張小菊 鄧虎成 徐爭啟朱德宇 段博瀚 王小娟伏美燕李 儻 凌燦馬自立雍洋

1.成都理工大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院 2.成都理工大學(xué)能源學(xué)院 3.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程全國重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室·成都理工大學(xué) 4.中國石油西南油田公司勘探開發(fā)研究院

0 引言

目前，致密砂巖氣為全球開發(fā)規(guī)模最大的非常規(guī)天然氣之一，資源量約為210×1012m3[1]。中國自1971年發(fā)現(xiàn)四川盆地西部（以下簡稱川西地區(qū)）中壩氣田致密砂巖氣后，以四川、鄂爾多斯、柴達(dá)木等沉積盆地為主的致密砂巖氣藏逐步被勘探開發(fā)[2-4]。近年來，針對四川盆地中侏羅統(tǒng)沙溪廟組致密砂巖氣藏的勘探開發(fā)工作取得巨大進(jìn)展，成為了繼上三疊統(tǒng)須家河組后又一個非常規(guī)天然氣勘探熱點(diǎn)[5-6]。

國內(nèi)外致密砂巖氣藏研究技術(shù)方向主要集中于儲層精細(xì)刻畫[7-9]、成藏富集規(guī)律研究[10]、含氣性檢測[11]、富集高產(chǎn)主控因素分析和“甜點(diǎn)”預(yù)測[12]等方面。一些學(xué)者在儲層構(gòu)型及砂體連通性研究基礎(chǔ)上，開展不同儲集體結(jié)構(gòu)內(nèi)致密砂巖氣充注過程評價，結(jié)合成藏條件等進(jìn)一步明確致密砂巖氣藏的成藏富集規(guī)律[13-14]，并采用時頻域含氣檢測技術(shù)及AVO異常檢測技術(shù)等進(jìn)行儲層含氣性檢測[11,15]，探討致密砂巖氣富集高產(chǎn)主控因素[10]，以此進(jìn)行“甜點(diǎn)”預(yù)測工作。目前，針對非常規(guī)天然氣藏富集高產(chǎn)模式研究主要集中于頁巖氣及煤層氣等[16-17]，針對致密砂巖氣藏的富集高產(chǎn)模式及主控因素研究較薄弱，現(xiàn)有的研究主要從烴源巖、沉積相、儲層、構(gòu)造及演化特征、裂縫等多方面綜合分析致密砂巖氣的富集高產(chǎn)主控因素[18-20]，提出了構(gòu)造主控、巖性主控、構(gòu)造—優(yōu)質(zhì)儲層主控和儲滲體等多種模式[21-23]。

四川盆地的天然氣勘探主要聚焦于海相地層[24-25]，近年來針對陸相須家河組致密氣藏開發(fā)程度逐步加大[26]，但對淺層沙溪廟組的勘探研究程度較低。前人對川中地區(qū)（即四川盆地中部）與川西地區(qū)沙溪廟組致密砂巖氣藏的沉積演化體系及層序地層特征[27-28]、儲層物性[29]、優(yōu)勢儲層主控因素[30]、天然氣地球化學(xué)特征[31]和成藏機(jī)理[32]等方面開展了諸多研究，并根據(jù)地震振幅標(biāo)定，開展了川中地區(qū)沙溪廟組河道砂體刻畫[29]，研究結(jié)果表明沉積微相與儲層物性有著良好的對應(yīng)關(guān)系，水下分流河道等高能沉積環(huán)境發(fā)育優(yōu)勢儲層，且川中—川西地區(qū)沙溪廟組河道砂體發(fā)育主要受基準(zhǔn)面旋回控制[30]。四川盆地沙溪廟組天然氣地球化學(xué)特征及成因等研究結(jié)果表明，川西地區(qū)為煤成氣，川中地區(qū)為油型氣，四川盆地東部（以下簡稱川東地區(qū)）為煤成氣和油型氣混合氣，以油型氣為主；川西地區(qū)、四川盆地西南部（以下簡稱川西南地區(qū)）主力烴源巖為須家河組五段煤系烴源巖，川中地區(qū)為下侏羅統(tǒng)湖相烴源巖，川東地區(qū)天然氣來源于須五段和下侏羅統(tǒng)烴源巖[29]。針對四川盆地中部金秋氣田成藏機(jī)理方面研究認(rèn)為該區(qū)天然氣主要來源于須家河組，局部地區(qū)存在大安寨段和涼高山組的氣源，天然氣充注發(fā)生在白堊紀(jì)晚期和古新世中期，存在2 期充注，以異常低壓—中等超壓為主，源儲壓差是致密砂巖氣自川西向川中地區(qū)橫向運(yùn)移的主要動力[32]。但是，針對金秋氣田沙溪廟組致密砂巖氣成藏富集高產(chǎn)主控因素及模式尚不明確，制約了該區(qū)成藏富集規(guī)律的深入認(rèn)識，導(dǎo)致“甜點(diǎn)”預(yù)測難。基于此，筆者以金秋氣田沙溪廟組二段一亞段（以下簡稱沙二1亞段）為研究對象，結(jié)合前人研究成果，利用鉆井巖心、錄井、測井、地震和生產(chǎn)動態(tài)資料等，厘清研究區(qū)沙二1亞段天然氣分布特征，明確富集高產(chǎn)主控因素，構(gòu)建天然氣富集高產(chǎn)模式，以期為研究區(qū)致密砂巖氣勘探開發(fā)提供理論依據(jù)，加快該區(qū)致密氣高效開發(fā)進(jìn)程。

1 地質(zhì)背景

四川盆地位于揚(yáng)子板塊西緣，是基于上揚(yáng)子克拉通發(fā)展起來以剛性花崗巖為基底的多旋回疊合盆地，盆地整體以沉降為主，但構(gòu)造—沉積具多旋回性。中三疊世以來，先后受到印支運(yùn)動、燕山運(yùn)動和喜馬拉雅運(yùn)動的影響，形成現(xiàn)今周緣被多個斷褶帶環(huán)繞的構(gòu)造格局，盆地內(nèi)部以斷裂為界分為6 個一級構(gòu)造帶[5,32]。研究區(qū)金秋氣田位于四川盆地中部，川中平緩構(gòu)造帶與川北低緩構(gòu)造帶交界處（圖1-a），筆者本次的研究范圍為金秋氣田ZQ1 井區(qū)、QL16 井區(qū)、JQ5H 井區(qū)和JQ8 井區(qū)4 個重點(diǎn)井區(qū)（圖1-b），BJC 井區(qū)不在研究范圍內(nèi)。研究區(qū)構(gòu)造總趨勢由南東向北西傾伏，發(fā)育少量局部構(gòu)造，其中規(guī)模較大的局部構(gòu)造有中臺山構(gòu)造、八角場構(gòu)造、秋林構(gòu)造和金華構(gòu)造。中臺山構(gòu)造發(fā)育在ZQ1 井區(qū)，沙二段為軸向北東向的長軸背斜；八角場構(gòu)造在沙二段底為軸向東西向的長軸背斜；秋林構(gòu)造發(fā)育在QL16 井區(qū)，為向北西傾伏的鼻狀構(gòu)造；金華構(gòu)造發(fā)育在JQ5H 井區(qū)，為軸向北西西的背斜[32]。

圖1 研究區(qū)位置、井區(qū)分布與上三疊統(tǒng)—侏羅系地層柱狀圖

金秋氣田沙溪廟組為淺水三角洲相—湖相沉積，沉積了一套“泥包砂”陸相碎屑巖地層，厚度介于1 000～1 600 m。以穩(wěn)定分布的黑色“葉肢介頁巖”為界線[33]，將沙溪廟組自下而上劃分為一段（J2s1）和二段（J2s2）（圖1-c）。根據(jù)巖性、電性和沉積旋回特征，將區(qū)內(nèi)沙二段劃分為4 個亞段，從下到上依次為沙二1亞段、沙二2亞段、沙二3亞段與沙二4亞段[31]。研究目的層段為沙二1亞段，為相對干旱的淺水三角洲沉積，單期河道砂體的規(guī)模較小，且相互切割[30]。該亞段6 號、7 號、8 號和9 號砂組開發(fā)效果較好[32-33]，是筆者本次研究的主要對象。

2 天然氣分布特征

依據(jù)沙二1亞段6 號、7 號、8 號和9 號砂組已開發(fā)井測試結(jié)果統(tǒng)計（圖2），研究區(qū)不同砂組的不同河道段含氣性差異大，其中6 號砂組JQ5H 井區(qū)JQ511-1 井測試無阻流量高達(dá)293.06×104m3/d，JQ5H 井區(qū)JQ513-1 井測試無阻流量為12.76×104m3/d；7 號砂組JQ5H 井區(qū)JQ12 井測試無阻流量為2.42×104m3/d，JQ5H 井區(qū)XC3 井測試無阻流量為8.97×104m3/d。由圖2 可見，研究區(qū)目的層段6 號和8 號砂組天然氣富集程度高，6 號砂組天然氣富集區(qū)主要分布于ZQ1 井區(qū)東南部和JQ5H 井區(qū)中北部，8 號砂組天然氣富集區(qū)主要分布于JQ8 井區(qū)中西部、QL16井區(qū)中南部、JQ5H 井區(qū)西北部和ZQ1 井區(qū)南部；7號和9 號砂組天然氣富集規(guī)模較小，7 號砂組天然氣富集區(qū)主要集中分布于JQ5H 井區(qū)東北部，9 號砂組天然氣富集區(qū)主要集中分布于ZQ1 井區(qū)東南部。高產(chǎn)井分布于6 號砂組JQ5H 井區(qū)東北部和ZQ1 井區(qū)東南部，8 號砂組QL16 井區(qū)中南部及東部、JQ8 井區(qū)中西部和JQ5H井區(qū)西北部，9號砂組ZQ1井區(qū)東南部。

圖2 研究區(qū)沙溪廟組6 號—9 號砂組單井天然氣無阻流量平面分布圖

3 天然氣富集高產(chǎn)主控因素

3.1 烴源巖

3.1.1 烴源巖分布及特征

金秋氣田沙溪廟組下伏發(fā)育須家河組煤系烴源巖及侏羅系湖相泥頁巖等多套烴源巖層[31,34-36]。川中地區(qū)侏羅系已鉆獲偏腐殖型油及腐泥型油，研究區(qū)沙二段原油母質(zhì)為偏腐殖型（圖3-a），且處于成熟—高成熟階段[31,34-36]。須家河組生烴中心位于川西地區(qū)，巖性為灰黑色泥巖與煤層，須家河組烴源巖厚度介于100～800 m，總有機(jī)碳含量介于0.6%～5.8%，平均總有機(jī)碳含量為1.83%，平均鏡質(zhì)體反射率為1.35%，該套烴源巖生氣強(qiáng)度介于30×108～100×108m3/km2；侏羅系生烴中心位于川中北部與川東地區(qū)，其中下侏羅統(tǒng)自流井組大安寨段巖性為灰黑色泥頁巖，該套烴源層厚度介于20～80 m，總有機(jī)碳含量介于0.6%～3.8%，平均總有機(jī)碳含量為1.4%，鏡質(zhì)體反射率介于1.0%～1.5%，平均鏡質(zhì)體反射率為0.97%，該套烴源巖生氣強(qiáng)度介于1.0×108～2.5×108m3/km2。

圖3 川中地區(qū)原油特征和研究區(qū)沙二1 亞段天然氣特征圖

3.1.2 氣源類型及對比

金秋氣田沙二1亞段天然氣主要來源于須家河組煤型氣，侏羅系湖相烴源亦有貢獻(xiàn)[37-41]，天然氣類型包括煤型氣、混合氣和油型氣（圖3-b）。依據(jù)天然氣成因類型劃分標(biāo)準(zhǔn)[42]，QL16 井區(qū)、JQ8 井區(qū)和ZQ1 井區(qū)天然氣δ13C2普遍大于－25.1‰，該區(qū)天然氣類型以煤型氣為主，僅QL16 井區(qū)東部含少量混合氣，δ13C2＜－25.1‰；JQ5H 井區(qū)天然氣δ13C2偏輕，下侏羅統(tǒng)貢獻(xiàn)較大，混合氣和油型氣重要分布在該井區(qū)（圖3-b、圖4）。

圖4 研究區(qū)沙二1 亞段天然氣氣源分區(qū)圖

3.1.3 優(yōu)越的烴源巖條件控制天然氣富集高產(chǎn)

金秋氣田沙二1亞段整體受到須家河組和下侏羅統(tǒng)雙源供烴，須家河組和下侏羅統(tǒng)的疊合生烴強(qiáng)度可分為強(qiáng)源區(qū)（大于65×108m3/km2）、次強(qiáng)源區(qū)（介于40×108～65×108m3/km2）和弱源區(qū)（小于40×108m3/km2）3 個區(qū)域。通過統(tǒng)計分析結(jié)果表明（圖5），強(qiáng)源區(qū)和次強(qiáng)源區(qū)分布在QL16、JQ8 井區(qū)西部和北部、JQ5H 井區(qū)東部和北部，強(qiáng)源區(qū)和次強(qiáng)源區(qū)的天然氣測試無阻流量大部分達(dá)到50×104m3/d。研究區(qū)西部QL16 井區(qū)和JQ8 井區(qū)烴源巖厚度大，總有機(jī)碳含量和成熟度高，烴源巖條件優(yōu)越，生氣強(qiáng)度大[35]，為該區(qū)沙溪廟組天然氣主要來源，為該區(qū)規(guī)模氣藏形成奠定良好物質(zhì)基礎(chǔ)；東部JQ5H 井區(qū)和ZQ1 井區(qū)烴源巖厚度較小[35]，總有機(jī)碳含量和成熟度低，生氣強(qiáng)度小，較西部天然氣富集程度較低。此外，沙二1亞段天然氣充注路徑分為2 條，西部QL16 井區(qū)及JQ8 井區(qū)天然氣由龍泉山斷裂自西南向東北方向充注運(yùn)移，充注動力強(qiáng)；東部JQ5H 井區(qū)與ZQ1 井區(qū)天然氣自角1 號斷裂向南北方向充注運(yùn)移，充注動力較強(qiáng)?？傮w而言，優(yōu)越的烴源巖條件控制了區(qū)域河道的天然氣富集高產(chǎn)，研究區(qū)西部烴源條件優(yōu)越，天然氣充注動力強(qiáng)，該區(qū)域天然氣富集高產(chǎn)。

圖5 研究區(qū)生氣強(qiáng)度與井區(qū)、單井無阻流量直方圖

3.2 儲層特征

3.2.1 沉積相展布特征

中侏羅世時期，四川盆地北緣整體隆升，沉積速率超過沉降速率，沉積中心逐漸南移。古氣候環(huán)境發(fā)生變化，沙一段干濕交替，沙二段干旱氧化環(huán)境。古物源體系盆地內(nèi)沙溪廟組呈現(xiàn)多物源供給，其中川中地區(qū)南北雙向物源交匯。受古構(gòu)造、古氣候、古物源等控制，沙溪廟組發(fā)育大型淺水三角洲—湖泊沉積體系，形成一套巨厚紫紅色泥巖夾灰色塊狀砂巖地層組合。沙二1亞段為三角洲—湖泊沉積特征，可劃分出三角洲平原、三角洲前緣和濱淺湖等亞相。6 號砂組沉積期，金秋氣田主要發(fā)育三角洲前緣—濱淺湖亞相，發(fā)育水下分流河道和河口壩沉積微相。7號砂組沉積期，金秋氣田湖盆縮小，發(fā)育三角洲平原和前緣亞相，發(fā)育水上、水下分流河道微相。8 號砂組沉積期，湖盆進(jìn)一步南遷，金秋氣田主要為三角洲平原和前緣亞相，發(fā)育水上、水下分流河道微相。9 號砂組沉積期，金秋氣田僅發(fā)育三角洲平原亞相，發(fā)育水上分支河道及決口扇微相。

3.2.2 砂體構(gòu)型與展布特征

基于前期研究成果，將砂體構(gòu)型劃分成均勻粒序純砂巖構(gòu)型（A 類）、正反粒序砂巖夾泥巖構(gòu)型（B 類）和正粒序泥巖夾砂巖構(gòu)型（C 類）3 類砂體構(gòu)型（圖6）。其中A 類構(gòu)型主要發(fā)育在三角洲平原，砂泥巖組合為純砂巖型，粒度均勻，砂體疊置類型為沖刷切割型；B 類構(gòu)型主要發(fā)育在三角洲平原及前緣，砂泥巖組合為砂巖夾泥巖型，粒度為正反粒序，砂體疊置類型為沖刷接觸型；C 類構(gòu)型主要發(fā)育在三角洲平原及前緣，砂泥巖組合為泥巖夾砂巖型，粒度為正粒序，砂體疊置類型為孤立型。JQ5H 井區(qū)東北部6號砂組和JQ8井區(qū)中西部8號砂組發(fā)育B類構(gòu)型；JQ5H 井區(qū)北部7 號砂組和ZQ1 井區(qū)9 號砂組發(fā)育A類構(gòu)型和B 類構(gòu)型。

3.2.3 優(yōu)質(zhì)儲層展布特征

根據(jù)儲層物性和產(chǎn)能的關(guān)系，確定了有效儲層孔隙度大于7%；綜合儲層孔喉中值半徑、孔隙度、滲透率、儲層規(guī)模、有利沉積相帶和有利砂體構(gòu)型將儲層類型分為Ⅰ類、Ⅱ類和Ⅲ類儲層。Ⅰ類優(yōu)質(zhì)儲層孔喉中值半徑大于0.63 μm，孔隙度大于12%，滲透率大于0.50 mD，河道寬度大于800 m，砂體厚度介于20～40 m，發(fā)育于有利的分流河道沉積微相和A 類、B 類構(gòu)型；Ⅱ類優(yōu)質(zhì)儲層孔喉中值半徑介于0.40～0.63 μm，孔隙度介于10%～12%，滲透率介于0.15～0.50 mD，河道寬度介于600～800 m，砂體厚度介于15～40 m，發(fā)育于分流河道和河口壩等沉積微相和B 類構(gòu)型。Ⅰ類和Ⅱ類儲層主要分布在QL16 和JQ8 井區(qū)中部的8 號砂組，JQ5H井區(qū)北部的6 號、7 號砂組和ZQ1 井區(qū)南部的9 號砂組。

3.2.4 優(yōu)質(zhì)儲層的發(fā)育程度控制天然氣富集高產(chǎn)

在有利的斷層—砂體組合條件下，砂體構(gòu)型影響天然氣富氣區(qū)。發(fā)育有利的A 類構(gòu)型和B 類構(gòu)型的河道段儲層具有“砂體厚、儲集空間大”的特征，形成優(yōu)勢充注通道，含氣性好。如YT206-1 井8 號砂組砂體發(fā)育A 類構(gòu)型，無阻流量高達(dá)75.97×104m3/d；QL206-1 井8 號砂組砂體發(fā)育B 類構(gòu)型，無阻流量為43.30×104m3/d。發(fā)育不利的C 類構(gòu)型的河道段儲層泥質(zhì)含量高，天然氣充注阻力大，含氣性差。如QL17 井8 號砂組砂體發(fā)育C 類構(gòu)型，無阻流量僅2.36×104m3/d。優(yōu)質(zhì)儲層的發(fā)育程度控制天然氣富集高產(chǎn)。統(tǒng)計分析結(jié)果表明，無阻流量大于50×104m3/d的氣井只發(fā)育Ⅰ類和Ⅱ類儲層，其中Ⅰ類儲層占52%；無阻流量介于30×104～50×104m3/d的氣井主要發(fā)育Ⅰ類和Ⅱ類儲層；無阻流量小于30×104m3/d 的氣井，Ⅲ類儲層最發(fā)育，占比介于60%～80%（圖7）。

3.3 輸導(dǎo)體系

3.3.1 砂體連通

砂體連通性指最大連通地質(zhì)體體積與總體積之比，又或?qū)⑵涠x為在不考慮斷層、裂縫和褶皺等構(gòu)造變形或流體影響的情況下砂體間的沉積連通性，亦或儲層構(gòu)型要素間連通性[43-44]，研究區(qū)內(nèi)河道成因類型的差異導(dǎo)致砂體連通性不同，結(jié)合河道成因類型，依據(jù)砂泥比、寬深比、砂體厚度和隔夾層厚度將河道砂體劃分為連通和不連通2 大類，進(jìn)一步細(xì)分為通暢、局部通暢和不通暢3 小類，并構(gòu)建了一套針對研究區(qū)河道間砂體連通性等級半定量評價標(biāo)準(zhǔn)（表1）。金秋氣田沙二1亞段多期疊加型和深切型河道段砂體通暢，砂泥比和寬深比大，砂泥比介于0.94～1.23，寬深比介于40～56；進(jìn)積疊加型和無疊加單期次型河道段砂體局部通暢，砂泥比和寬深比較大，砂泥比介于0.59～0.78，寬深比介于33～37；廢棄型河道段砂體不通暢，砂泥比和寬深比小，砂泥比介于0.09～0.59，寬深比介于19～28。

表1 研究區(qū)沙二1 亞段河道間砂體連通性等級半定量評價標(biāo)準(zhǔn)表

3.3.2 斷層—砂體組合

斷層和砂體是致密砂巖氣藏在成藏過程中天然氣分別在垂向和橫向上運(yùn)移聚集的重要輸導(dǎo)體系，斷層—砂體的有效配置是油氣富集的基礎(chǔ)，其作為油氣運(yùn)移的重要輸導(dǎo)通道，控制著天然氣規(guī)模聚集[45-48]。筆者本次研究中斷層對接砂體的通暢程度與斷層性質(zhì)無關(guān)，主要是依據(jù)3.3.1 節(jié)中砂體連通性評價標(biāo)準(zhǔn)完成研究區(qū)河道間砂體通暢程度評價，通過統(tǒng)計研究區(qū)斷層發(fā)育區(qū)與不同連通程度的河道砂體空間靜態(tài)組合類型及各類型占比，研究結(jié)果表明，研究區(qū)目的砂組主要發(fā)育4 類斷層—砂體組合類型（圖8），包括斷層與通暢型砂體“V”字形組合、斷層與局部通暢型砂體“V”字形組合、斷層與局部通暢型砂體反“V”字形組合和斷層與不通暢型砂體反“V”字形組合。其中，斷層與通暢型砂體或局部通暢型砂體“V”字形組合屬于有利的斷層—砂體組合類型，斷層與局部通暢型或不通暢型砂體呈反“V”字形組合屬于不利的斷層—砂體組合類型。斷層—砂體“V”字形對接的河道段砂體連通性好，致密帶不發(fā)育，易于天然氣橫向運(yùn)移；斷層—砂體反“V”字形對接的河道段砂體連通性較差，致密帶發(fā)育，不易于天然氣橫向運(yùn)移。

圖8 研究區(qū)沙二1 亞段斷層—砂體組合類型模式圖

3.3.3 高效輸導(dǎo)體系控制天然氣富集高產(chǎn)

砂體連通性程度控制了天然氣規(guī)模聚集。天然氣受浮力和生烴壓力作用在地層中沿上傾及垂向方向運(yùn)移，而致密儲層中產(chǎn)生的毛細(xì)管壓力則導(dǎo)致天然氣運(yùn)移過程以“活塞式”向上進(jìn)行，進(jìn)而通過斷裂在砂體中側(cè)向運(yùn)移，氣藏壓力在泥質(zhì)含量高且規(guī)模較小的砂體中壓力損失較大[49]。研究區(qū)沙二1亞段連通性較好的砂體天然氣充注阻力小，壓力損失少，富集程度高；連通性差的砂體天然氣充注阻力大，壓力損失大，富集程度低（圖9）。統(tǒng)計分析結(jié)果（圖10）表明，連通性好的河道砂體平均無阻流量介于20×104～120×104m3/d，平均含氣飽和度介于68%～76%，含氣性普遍較好；連通性差的河道砂體平均無阻流量僅10×104m3/d，平均含氣飽和度僅65%，含氣性較差。在有利的斷層—砂體組合條件下，即斷層與通暢型砂體或局部通暢型砂體呈“V”字形組合，天然氣充注動力強(qiáng)，儲層內(nèi)部天然氣充注程度較高；在不利的斷層—砂體組合條件下，即斷層與局部通暢型或不通暢型砂體呈反“V”字形組合，天然氣充注動力較弱，儲層內(nèi)部天然氣充注程度較低。如JQ502 井—YT207-1 井—ZQ201-1 井—ZQ2井—ZQ1 井區(qū)河道段角1 號斷裂的左側(cè)發(fā)育有利的斷層—砂體“V”字形組合，其中YT207-1 井日產(chǎn)氣量高達(dá)44.28×104m3；該河道段角1 號斷裂的右側(cè)發(fā)育不利的斷層—砂體反“V”字形組合，其中ZQ201-1 井日產(chǎn)氣量僅0.7×104m3，ZQ1 井日產(chǎn)氣量僅1.68×104m3（圖11）。由此可見，高效的輸導(dǎo)體系控制了沙溪廟組天然氣富集高產(chǎn)。

圖9 研究區(qū)沙二1 亞段砂體連通性對天然氣規(guī)模聚集控制模式圖

圖10 研究區(qū)沙二1 亞段不同連通等級河道砂體無阻流量及含氣飽和度統(tǒng)計圖

圖11 研究區(qū)JQ502 井—YT207-1 井—ZQ201-1 井—ZQ2 井—ZQ1 井地震剖面和氣藏剖面圖

4 天然氣富集高產(chǎn)模式

基于研究區(qū)目的層基本地質(zhì)特征，綜合考慮優(yōu)越的烴源巖條件、優(yōu)質(zhì)儲層的發(fā)育程度以及高效輸導(dǎo)體系對天然氣富集高產(chǎn)的控制作用，結(jié)合研究區(qū)鉆井油氣顯示，構(gòu)建“雙源”控制的窄河道致密砂巖氣藏富集高產(chǎn)模式（圖12）。在優(yōu)越的烴源巖條件下，優(yōu)質(zhì)儲層越發(fā)育，砂體連通性好且發(fā)育有利的斷層—砂體“V”字形組合，砂體中天然氣充注阻力小，壓力損失少，天然氣充注動力強(qiáng)，儲層內(nèi)天然氣充注程度高，易形成天然氣富集高產(chǎn)區(qū)。如圖12-b所示，高產(chǎn)井主要是發(fā)育在有利斷層—砂體組合條件下的砂體連通性好的河道段，所在砂組具有A 類構(gòu)型和B 類構(gòu)型，并且Ⅰ類和Ⅱ類儲層比例較大。研究區(qū)東部JQ5H 井區(qū)與ZQ1 井區(qū)，與角1 號斷裂“V”字形對接的連通砂體內(nèi)Ⅰ類和Ⅱ類儲層占比高的河道段測試日產(chǎn)氣量高；西部QL16 井區(qū)及JQ8 井區(qū)，高產(chǎn)井分布在西南部河道砂體連通性最好的8 號砂組，自西南向東北壓力損失小且持續(xù)保持好，測試日產(chǎn)氣量高。

圖12 研究區(qū)沙二1 亞段天然氣富集高產(chǎn)模式圖

5 結(jié)論

1）金秋氣田沙二1亞段不同砂組的不同河道段含氣性差異大。6 號和8 號砂組天然氣富集規(guī)模大，6 號砂組天然氣富集區(qū)主要分布于ZQ1 井區(qū)東南部和JQ5H 井區(qū)中北部，8 號砂組天然氣富集區(qū)主要分布于JQ8 井區(qū)中西部、QL16 井區(qū)中南部、JQ5H 井區(qū)西北部、ZQ1 井區(qū)南部；7 號和9 號砂組天然氣富集規(guī)模較小，7 號砂組天然氣富集區(qū)主要集中分布于JQ5H 井區(qū)東北部，9 號砂組天然氣富集區(qū)主要集中分布于ZQ1 井區(qū)東南部。

2）金秋氣田沙二1亞段天然氣富集高產(chǎn)主要受控于烴源巖條件、優(yōu)質(zhì)儲層的發(fā)育程度、砂體連通性程度和斷層—砂體組合類型。優(yōu)越的烴源巖條件控制了區(qū)域河道的天然氣富集高產(chǎn)，研究區(qū)西部烴源條件優(yōu)越，為該區(qū)沙溪廟組天然氣主要來源，天然氣由龍泉山斷裂自西南向東北方向充注運(yùn)移，充注動力強(qiáng)，天然氣富集高產(chǎn)。無阻流量大于50×104m3/d 的僅發(fā)育Ⅰ類和Ⅱ類儲層。連通性較好的砂體天然氣充注阻力小，壓力損失少，富集程度高。在有利的斷層—砂體組合條件下，斷層與通暢型砂體或局部通暢型砂體呈“V”字形組合，天然氣充注動力強(qiáng)，儲層內(nèi)天然氣充注程度較高。

3）構(gòu)建了研究區(qū)“雙源”控制的窄河道致密砂巖氣藏富集高產(chǎn)模式：在優(yōu)越的烴源巖條件下，優(yōu)質(zhì)儲層越發(fā)育，砂體連通性好且發(fā)育有利的斷層—砂體“V”字形組合，易形成天然氣富集高產(chǎn)區(qū)。研究區(qū)東部的JQ5H 井區(qū)與ZQ1 井區(qū)內(nèi)，與角1 號斷裂“V”字形對接的連通砂體內(nèi)Ⅰ類和Ⅱ類儲層占比高的河道段為天然氣富集區(qū)；西部QL16 井區(qū)及JQ8井區(qū)，高產(chǎn)井分布在西南部河道砂體連通性最好的8號砂組，自西南向東北壓力損失小且持續(xù)保持好，為天然氣富集區(qū)。