四川盆地须家河组致密气藏成藏要素及有利区带评价

唐大海，谭秀成，王小娟，梁 菁，涂罗乐，吴长江

(1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610041；2.中国石油西南油气田分公司，四川 成都 610051)

0 引 言

四川盆地是在上扬子克拉通基础上发展起来的大型叠合盆地，具有基底和沉积盖层二元结构特点，其沉积盖层由厚达6 000～12 000 m海相地层和陆相地层组成。四川盆地经历了多期次构造运动，油气资源特别丰富，发育寒武系、志留系、二叠系、上三叠统须家河组等6套烃源层，目前已发现了震旦系灯影组、寒武系龙王庙组、志留系龙马溪组、石炭系黄龙组、上三叠统须家河组等27个油气层。上三叠统须家河组是中三叠统海相地层之上的一套砂泥岩互层为主夹煤层的陆相碎屑岩沉积，厚度为300～4 000 m，油气资源量达到3.15×1012m3，大面积含气特征明显，是四川盆地致密气藏勘探开发的主要层系之一。

四川盆地上三叠统须家河组天然气勘探始于20世纪50年代初，经历了构造气藏勘探、岩性气藏勘探、致密气藏勘探开发3个时期。虽然须家河组勘探成效显著，但储量动用率较低、开发效果欠佳，生产井表现出产能差异大、产量递减较快、高效井比例低等特点。另外，由于前期工作主要集中在川西前陆盆地的川中隆起带和盆地中西部的凹陷带—斜坡带勘探程度较低[1-6]，缺乏对全盆地须家河组气藏全面立体的评价标准。为了实现上三叠统须家河组规模效益勘探开发，开展四川盆地须家河组致密气藏成藏要素和有利区带评价研究迫在眉睫。

1 地质概况

四川盆地是中国西部大型含油气叠合盆地，属于扬子板块次级构造单元，面积约为18×104km2。盆地边界具有明显菱形特点，西北部为龙门山断褶带，东北部为大巴山断褶带，西南部为峨嵋瓦山块断带，东南部为川湘拗陷断褶带。盆地内部根据基底断裂细分为川北古中拗陷低缓带、川西中新拗陷低陡带、川中古隆中斜平缓带、川西南古中斜坡低褶带、川南古拗中隆低陡弯形带和川东古斜中隆高陡断褶带等次级构造单元[6](图1)。

四川盆地上三叠统须家河组沉积受多物源、多期构造运动、古侵蚀面和前陆盆地等因素控制，发育大型湖相浅水三角洲砂岩含煤建造，厚度为200～4 000 m，呈西厚东薄的特征。纵向上须家河组自下而上划分为6段，其中须一、三、五段以泥岩为主，为主要的烃源层；须二、四、六段以厚层砂岩、砾岩为主夹薄层泥岩，为主要的储集层，形成“三明治式”生储盖组合，利于天然气聚集成藏。

图1 四川盆地构造分区

Fig.1 Structural division of Sichuan Basin

2 沉积体系及成藏组合特征

2.1 沉积体系特征

基于沉积基本原理和层序地层学理论，综合利用地震、钻井、测井和露头等资料重新对须家河组进行划分与对比，在地震剖面上寻找全区可对比追踪的等时层序界面，将须家河组自下而上分为TS1、TS2、TS3沉积体系(图2)。

TS1沉积体系对应整个须一段，为一套海陆过渡体系，自下而上表现为海相碳酸盐沉积逐渐过渡为陆相碎屑岩沉积[6-12]。该体系主要分布在川西及川中局部地区，在川西北部发育大型扇三角洲，由川西南往川中方向逐渐沉积超覆尖灭，厚度为0～1 000 m。

图2 四川盆地须家河组成藏组合类型

Fig.2 Hydrocarbon accumulation combination categories of Xujiahe Formation in Sichuan Basin

TS2为陆相沉积体系，对应须二、三段。该体系沉积时前陆盆地格局初现，须三期盆地范围内发生全面湖侵，沉积分布较广泛。在川中及川西南部下部为厚层砂岩，上部为砂泥互层，砂岩富含变质岩屑；在川西北部近源沉积了大型扇三角洲体，且砂岩富含碳酸盐岩岩屑，受印支Ⅱ幕构造运动隆升剥蚀影响，局部上部地层缺失。

TS3为陆相沉积体系，对应须四段—须六段，此时前陆盆地格局全面形成，盆地内该体系广泛发育，沉积中心位于川西南部，川西北部大部分地区受印支末期隆升剥蚀影响，缺失该套地层。

2.2 成藏组合特征

四川盆地须家河组须一、三、五段以暗色泥质沉积为主，须二、四、六段以砂质沉积为主间夹薄层暗色泥岩。在长期基准面旋回沉积作用下，多套烃源岩与砂岩储层叠置发育，形成大范围“三明治”式优质生储盖组合。依据其成藏模式和叠置关系，纵向上可划分为2个类型6套成藏组合。第1类为须一下亚段—须一上亚段、须一段—须二段、须三段—须四段、须五段—须六段4套源外下生上储型成藏组合；第2类为须三段、须五段源内自生自储型成藏组合(图2)。

2.2.1 源外下生上储型

该类成藏组合是在稳定构造背景下，由湖盆大范围整体升降运动控制形成。湖盆扩张时沉积湖泊相烃源层，其生烃强度、有机碳含量和有效厚度受控于沉积微相；湖盆收缩时广泛发育三角洲前缘水下分流河道、河口坝和席状砂微相储层。在沉积旋回控制下，烃源岩和砂体储层之间呈层状间互分布，形成了下生上储的源外型成藏组合。该类成藏组合源储紧密相邻，油气可向上方及侧向高部位运移聚集，为致密砂岩气藏形成与保存提供有利条件[5-10]。

(1) 须一下—须一上亚段组合。须一下亚段海相烃源岩为主力烃源，生烃强度为10×108～60×108m3/km2,其中TOC含量为1.65%。优质烃源区位于川西中南部，厚度超过350 m，须一上亚段发育孔隙型储层，厚度为10～50 m，孔隙度为6%～8%，主要分布在川西北部地区，川西地区储源配置较好。

(2) 须一—须二段组合。须二段储集砂体在川中和川西地区广泛分布，其中以川西地区最厚，中坝地区厚度超过200 m，川中地区厚度大于50 m。须二段孔隙度大于6.0%的储层主要发育在川中和川西北部地区，厚度为10～60 m，下伏优质烃源岩主要为发育在盆地中西部凹陷区的须一段烃源岩，川中-川西过渡区斜坡带源储配置最佳[3]。

(3) 须三—须四段组合。须三期优质烃源主要发育在川西地区，烃源岩厚度大多超过40 m，尤其在川西都江堰一带最厚可达400 m，TOC含量为2.13%。须四段储层主要分布在川中地区的营山以南至蜀南地区，厚度一般为10～40 m，川西和川东地区较薄一般小于10 m，平均孔隙度为6.5%～10.0%，川中斜坡带源储配置较好。

(4) 须五段—须六段组合。须五期构造活动相对平静，煤系烃源发育厚度大多超过40 m，川西南—川中地区较发育，最厚超过350 m，TOC含量为2.01%。须六段储层主要分布在蜀南和川中局部地区，川西南和川东地区厚度一般在10 m以下，蜀南地区须六段孔隙度总体较高，一般在8.0%以上，川中隆起带源储配置较好[4](图2)。

2.2.2 源内自生自储型

该类成藏组合源储紧密接触且频繁互层，薄层砂体被厚层烃源岩包裹，油气运移路径短，具备优先成藏的有利条件。须家河组须三、五段以烃源岩发育为主，在川西—川中地区须三、五段内发育致密薄砂岩储层，厚度为2～15 m，孔隙度多为5.0%以下。已投产井表明须家河组须三、五段局部仍存在三角洲河道砂体发育的“甜点”储层，孔隙度可大于5.0%，形成源内自生自储型气藏[1,4,9-16](图2)。如秋林地区的QL3井，位于须三段烃源与储层叠合部位，测井解释须三段储层累计厚度为44.5 m，平均孔隙度为3.1%，测试日产气量为35×104m3/d，投入开发后已累计产气1.34×108m3，证实盆地内须家河组源内自生自储型成藏组合类型具有较大勘探潜力。

3 天然气富集主控因素

3.1 持续性生烃凹陷周缘控制天然气富集

四川盆地须家河组6个岩性段均具有生烃能力，形成多套广覆式分布的烃源岩，其中以暗色泥质沉积较为发育的须一、三、五段3套烃源岩为主，而须二、四、六段薄层暗色泥岩可作为补充烃源[1-5]。须家河组各段烃源岩受古地貌与盆缘古陆在宏观上的联合控制作用，总体呈西厚东薄趋势，川西地区和川中大部分地区生烃强度超过20×108m3/km2，而长期处于沉积中心的川西地区烃源最为丰富、生烃强度大于60×108m3/km2(图3)。现有勘探成果显示盆地须家河组大中型气藏主要分布在生烃强度大于20×108m3/km2的区域，如川西地区的中坝、平落坝、邛西等气田，表明持续性凹陷控制了优质烃源的分布，气藏则主要分布在生烃凹陷周缘优质储层内部。

图3 四川盆地须家河组生烃强度及有利勘探区带图

3.2 进积型分支河道砂体控制天然气富集

受印支运动2个造山幕的影响，须家河沉积时期湖盆基准面升降变化频繁，形成多个沉积旋回。构造活跃时期湖盆水退，可容空间与沉积物供应量之比逐渐减小，形成进积型浅水三角洲沉积[14]。表现为分支河道呈片状、带状或枝状，单河道平均较宽且易横向迁移，单砂层在湖盆坡折带均发育小规模河口坝微相。由于进积型河道水动力较强，且物源充足，形成的砂体粒度较粗、厚度较大且泥质含量少，因而易于形成优质的高孔隙度储层(图4)。区内单井测试产量与有效储层的厚度、孔隙度均有较好的相关性，测试高产井多分布在储层厚度大的高孔隙度区。如安岳气田Y114井，须二段进积河道砂体发育，单砂体储层厚度为19.1 m，常规地震剖面上识别为主分支河道沉积微相，孔隙度反演剖面也显示孔隙度较高；测井上表现为大套低伽马、低密度、中—低电阻率的优质储层，平均孔隙度为9.2%，试气测试产气为10.87×104m3/d。截至目前，安岳气田Y114井已累计产气为0.82×108m3，表明进积型三角洲分支河道是优质储层的主要发育区。

图4 四川盆地须二段沉积相平面展布

3.3 继承性构造带控制天然气富集

四川盆地须家河组致密砂岩气藏为典型的连续型准层状低—特低孔渗砂岩气藏[13]，经历了晚侏罗世末期和白垩纪末期的油气充注，以及晚白垩世以来喜山运动的调整改造。但由于华蓥山断裂是川黔湘褶皱冲断系的前锋断裂，盆地处于低应变带，以整体抬升为主变形不强烈，且喜马拉雅运动的闭锁使燕山期的“盆”、“山”关系得以继承发育[10,15]。

目前须家河组已发现的大型气藏中，合川、安岳是乐山-龙女寺古隆起区的一部分，八角场、公山庙、广安等背斜构造也是古隆起发育区，这些气藏在油气充注时期均处于构造相对较高的古隆起或斜坡带，有利于天然气的运聚富集与气水重力分异。这些继承性的古隆起在印支期已见雏形，经历燕山至喜山期继承性发育为现今的背斜构造。根据已钻井测试和生产情况，纯气层主要分布在古隆起幅度较大的高部位，而中低产井、产水井主要在构造位置相对较低的幅度平缓地区。因此，对于致密砂岩气藏，新生构造调整一定程度上决定了油气的最终分布，而有利的继承性古构造背景多为致密油气富集指向区[2]。

4 有利区带评价

4.1 有利区带评价标准

综合烃源、储层、构造、保存条件及埋深等多方面因素[1-2,10,16,17-20]，并参考区内已获有效井的地质特征，建立适用于四川盆地须家河组致密砂岩气藏有利目标区带精细评价的标准体系。该评价体系将四川盆地须家河组勘探目标区带细分为3类：

Ⅰ类有利目标区带主要表现为：①距离生烃中心近，生烃强度大于20×108m3/km2；②区域三角洲前缘分流河道发育，源储匹配好；③纵向发育多套储层，具备立体勘探潜力；④位于构造高部位或局部构造高，埋深小于4 500 m；⑤区域勘探成果好，已发现气藏或获多口工业气井。

Ⅱ类有利目标区带勘探前景较Ⅰ类略差，主要表现为：①区域烃源条件较好，生烃强度大于20×108m3/km2；②沉积区域发育三角洲前缘分流河道，源储匹配较好；③优质储层较发育，厚度大；④位于构造高部位或局部构造发育，埋深小于4 500 m；⑤区内有勘探发现。

Ⅲ类有利目标区带勘探前景相对较差，主要表现为：①区域烃源条件较好，生烃强度为10×108～20×108m3/km2；②区域三角洲前缘分流河道发育；③储层发育；④局部构造发育，埋深浅；⑤区内有勘探发现。

4.2 有利目标区带优选

基于宏观地质认识，采用上述新建立的评价标准对四川盆地须家河组有利勘探目标进行评价优选。研究发现川中—川西过渡带为致密气增储上产的有利区带，其中金华-中台山地区为近期四川盆地须家河组致密气最有利的区域，覆盖面积达10 000 km2(图3)。该地区紧邻川西北部生烃中心，累计生烃强度为20×108～40×108m3/km2，具有良好的烃源条件；纵向上须一上亚段、须二段和须三段河道砂体叠置发育，储集条件及源储匹配关系良好；存在局部构造高部位，气藏充满度高，已获多口工业气井且不产水；该地区须一上亚段上倾尖灭砂体可发育新型岩性气藏。该区须家河组总体资源量超3 000×108m3，具备致密砂岩气多层系立体勘探潜力，预计至2025年部署实施10多口井，建成产能为3×108m3/a。

4.3 应用成效

基于新认识及时指导了四川盆地须家河组勘探实践，成效显著。在I类有利区的中台山、安岳、蓬莱区块，已部署实施ZT101、ZT103、Y101、Y102、PL1-PL5等10口井，获得工业气井9口，获气成功率为90%，累计测试日产量为205×104m3/d，提交天然气探明和控制储量超过400×108m3，支撑了近期四川盆地须家河组的勘探开发部署工作，应用效果好，深化了须家河组致密气藏认识，表明研究结果具有较好地推广价值和应用前景。

5 结 论

(1) 四川盆地须家河组纵向发育3套沉积体系6段致密砂岩储层，形成了4套源外下生上储型和2套源内自生自储型成藏组合。

(2) 四川盆地须家河组致密砂岩气的富集主要受持续性生烃凹陷、进积型分支河道以及继承性构造带联合控制。

(3) 新建适用于四川盆地须家河组致密砂岩气藏有利目标区带精细评价的标准体系，将盆地内须家河组有利勘探目标细分为3类，并指出川中—川西过渡带的金华-中台山地区是四川盆地近期致密气增储上产的最有利区带，并通过近期开展的勘探开发工作得到证实。