四川盆地须家河组水溶气的长距离侧向运移与聚集特征

李伟 秦胜飞 胡国艺

1.中国石油勘探开发研究院 2.提高石油采收率国家重点实验室

四川盆地须家河组水溶气的长距离侧向运移与聚集特征

李伟1，2秦胜飞1胡国艺1

1.中国石油勘探开发研究院 2.提高石油采收率国家重点实验室

四川盆地水溶气的脱溶成藏是众多地质工作者研究的重要问题，但仅有少数人找到了不同地区水溶气脱溶成藏的证据。经过对大量天然气的组分特征、同位素特征及成藏条件的研究，认识到川中地区上三叠统须家河组确实存在水溶气的长距离侧向运移与脱溶成藏事件，并从天然气性质的变化特征、同位素特征等方面找到了支持这一观点的证据。该区水溶气的长距离侧向运移存在气源区的超高压、非均质致密储层、强烈侧向压差等3个有利条件，同时也具备顺层压差驱动下的水溶气幕式运移、运移过程中的断续脱气与聚集、天然气聚集规模受连通储集体大小控制等3个重要运聚特点。水溶气的脱溶成藏具有运移距离越远、成藏越晚、天然气越干、越富集重同位素13C或2H等特征。水溶气的脱溶成藏也解释了川中地区须家河组气藏普遍含水且气水关系复杂现象的原因。丰富的水溶气资源也是四川盆地未来天然气发展的重要新类型与新领域，值得重视。

四川盆地 晚三叠世 水溶气 侧向运移 脱溶作用 晚期成藏 聚集特征 重同位素 幕式运移

1 概况

四川盆地上三叠统经历了浅海陆棚—滨浅海、前陆盆地、陆内坳陷盆地等3个演化阶段［1－3］。上三叠统须家河组间互式发育厚层泥岩与厚层砂岩。须家河组一段、三段、五段及六段上部为泥岩，各段泥岩厚度介于30～480 m，累计厚度为150～900 m；须家河组二段、四段及六段下部为砂岩，各段砂岩厚度介于80～180 m，累计厚度为300～500 m［4－6］。华蓥山构造带以西的川中地区，自2005年以来，发现了广安、合川、安岳等大型岩性气藏叠合发育区（图1），其天然气藏类型主要为构造—岩性气藏与岩性气藏，具有气藏丰度低、砂岩厚而气层薄、气水关系复杂、含水较普遍、低产天然气井广泛分布、含气面积大等特征［6－9］。

图1 川中地区须家河组气藏分布及地层压力系数变化趋势图

长期以来，水溶气［10－11］一直是非常规油气资源的重要研究与开发对象，四川盆地水溶气的脱溶成藏，也一直是众多天然气地质工作者研究的重要问题。但是，相关问题的提出者与论文的发表者，大多没有充分的依据来表征水溶气脱溶成藏的基本特征，只有少数人找到了不同地区水溶气脱溶成藏的证据。如：戴金星等发现了威远气田震旦系天然气甲烷碳同位素值明显重于资阳震旦系天然气［12］，认为威远气田是水溶气脱溶气藏；陈义才等人发现由须家河组碳同位素值计算的成熟度（Ro）明显低于其邻近地区烃源岩的成熟度，认为是早期生成的气溶于水，晚期地层抬升后水溶气脱溶而成藏［13］。而对四川盆地须家河组水溶气的认识，也是从水层产气认识开始的。如杨远聪等人在1993年，因水井产气认识到了川中龙女寺构造与柘坝场地区存在大量须家河组水溶气资源［14］；又如笔者近期基于蓬基井高产水与天然气特征，认识到了蓬莱镇地区须家河组存在大量水溶气等，同时还认识到八角场须家河组气藏具有水溶气脱溶成藏的特点［15］。然而，须家河组水溶气的长距离侧向运移与脱溶成藏的证据，则是近期才得以确认的。

2 水溶气的长距离侧向运移

天然气主要以垂向运移为主，侧向运移只能是短距离的［16－17］。但是一定条件下，笔者认为天然气可以长距离侧向运移，即以水溶气的形式，由超高压区向常压区长距离侧向运移与脱溶聚集。由于甲烷分子小，其扩散速度快，因此水溶气的运移与脱溶成藏具有运移距离越远、天然气密度越小、天然气越干、成藏越晚，重同位素13C越富集等特征［16，18］。这一变化规律在川中水溶气运移聚集的多个路径上都得到了证实。

2.1 川中地区水溶气长距离侧向运移证据

川中地区须家河组天然气的长距离侧向运移，主要是从区域天然气性质的变化与天然气甲、乙烷碳同位素值变化得到证明的。

2.1.1 天然气性质的变化特征与水溶气长距离侧向运移

由于四川盆地自须家河组沉积开始就受到龙门山、米仓山、大巴山等逆冲与挤压的影响，四川盆地西部与北部发育深埋的坳陷带［1－3］，存在西部与北部烃源岩热演化程度高（Ro介于1.6%～2.0%），而川中—川南地区烃源岩热演化程度低（Ro介于1.0%～1.4%）的特点［5，12］。按照其热演化的整体趋势，其天然气性质的变化应该存在西北地区甲烷含量高、天然气较干、丙烷转化系数大、密度低的特征，而川中的东南部地区，则应该呈现与之相反的特征。但是，自充西—安岳以东地区，天然气性质的上述参数却出现了相反的情况（图2）。

例如：自充西气田的西59井开始，向东南至华蓥山西侧，呈现甲烷含量增加、密度变低、干燥系数与丙烷转化系数增大的趋势，至合川气田，干燥系数由0.78上升到了0.93，天然气密度、丙烷转化系数［19］等也有相应的明显变化。这一现象不仅很难用烃源岩热演化程度差异来解释，而且也很难用外来气源来解析（因为大量气源对比研究结果证明，其天然气是须家河组烃源岩所生的［20］）。

图2 川西北—川中地区须家河组天然气性质与甲烷碳同位素值区域变化特征剖面图

而用水溶气的侧向运移与脱溶成藏则可以很好地对这一现象进行解释，即水溶气的侧向运移受分子扩散速度差的影响，具有运移越远、天然气气质越干、成藏越晚等特征。

2.1.2 天然气同位素特征与水溶气的长距离侧向运移

由于水溶气的脱溶成藏具有成藏越晚、运移距离越远、重同位素13C越富集的特点［18－19，21］。从图2中显示，川中东南部龙女寺与合川气藏中的甲烷，比西北部充西、莲池及八角场等气藏中的甲烷富集了更多的重同位素13C，不仅展示出水溶气长距离侧向运移与脱溶产生的甲烷碳同位素值演化规律，而且展示合川气藏是水溶气最晚脱溶成藏的结果。这一特征还在多个天然气的运聚路径上得到证明。如充西—广安须四段气藏中甲烷碳同位素值由－42.8‰上升到了－37.6‰、潼南—合川须二段气藏中甲烷碳同位素值由－41.3‰上升到了－38.4‰，安岳—丹凤场须二段气藏中甲烷碳同位素值由－43.2‰上升到了－37.2‰（图3）。

图3 川中地区须家河组天然气甲烷碳同位素值变化趋势图

因此，自安岳—充西的东南部地区，须家河组存在大量的水溶气脱溶气藏，而且其具有越向东南，气藏形成越晚，甲烷越富集重同位素13C的规律。

2.2 水溶气长距离侧向运移的条件与特征

笔者认为致密储层中水溶气的长距离侧向运移与脱溶成藏具有独特性。

2.2.1 水溶气长距离侧向运移与脱溶成藏的条件

前人的研究成果证明，在地层压力降低、地层水矿化度增高等条件下，水溶气可以解析出来［20，22］。要长距离侧向运移，就必须在长距离的流体侧向运移途径上存在地层异常压力［22－24］，使其达到地层常压地区时，还有大量水溶气脱溶出来成藏，否则水溶气的长距离侧向运移与脱溶成藏就不可能。要存在这一条件，就必须在气源区存在超高压流体，以促进含有天然气的流体不断地向常压区流动，使天然气不仅能在高压区脱溶成藏，也能在常压区脱溶气藏。要区域性的发育脱溶气藏，就必须是流体压力的逐渐降低，以形成多层次的水溶气脱溶区，这就必须有非均质的致密储层来制约，使其流体流动不畅；在非均质的致密储层广泛发育的条件下，流体的流动受到严重阻碍，能在储层中形成压差驱动机制［23］，以便于流体在明显的压差条件下，不断地从一个储集空间突破运移到另一个储集空间，以实现水溶气的长距离运移与区域性的脱溶成藏。

因此，这种长距离侧向运移与脱溶成藏存在3个重要条件，即气源区的超高压、疏导层的致密与非均质、强烈的侧向压差驱动等。这3个条件在川中地区须家河组二段、四段、六段中都存在。其西部气源区的地层多为超高压，地层流体压力系数为1.6～2.2（图1、2），这为富含天然气流体的远距离侧向运移提供了气源动力。须家河组砂岩储层为河流—三角洲相沉积［3－7］，孔隙度多介于3%～10%，渗透率多为0.001～0.1 m D，相对较好的储层多发育于河道沉积中的中粗砂岩段，其他沉积微相多为致密的细粉砂岩，因此须家河组储层具有很强的非均质性［25－26］，这为流体流动的不畅奠定了基础。须家河组在川西坳陷发育超高压，在川中地区发育高压，至华蓥山西侧的大部分地区转变为常压—低压，这为须家河组疏导层中多层次压差的形成创造了条件。因此，川中地区须家河组具备水溶气长距离侧向运移与脱溶成藏的多个有利条件。

2.2.2 水溶气长距离侧向运移与脱溶成藏的特征

川西坳陷须家河组为超高压特征，其生气强度多介于（40～90）×108m3／km2。因此，在气源区的超压条件下，水溶气在非均质的致密砂岩储层中的长距离侧向运移与脱溶成藏，形成了以下3个重要的运聚特点。

2.2.2.1 顺层压差驱动下的水溶气幕式运移

主要是指水溶气随流体在非均质的致密储层中侧向运移，因多个致密带的阻滞，使其不能舒畅流动，只有当致密带下倾方向的流体压力增加到可以突破致密带时，含有天然气的水体才能向上倾方向流动，进入另一个压力相对较低的储集体，如此往复不断，行如幕式，直至常压—低压带为止。川中须家河组水溶气的长距离侧向运移主要发生在充西—安岳以东及以南的地区。

2.2.2.2 水溶气运移过程中的断续脱气与聚集

是指水溶气在压差驱动下长距离幕式运移过程中，每突破一个致密带，地层压力就降低一些，并脱出与聚集部分水溶气。由于含气地层水的运移是幕式的，则其水溶气的脱溶与聚集应是断续的。川中地区断断续续的发育一片片或一团团的天然气富集区（图1），就是水溶气长距离运移过程中断续脱气与局部规模聚集的结果。

2.2.2.3 天然气聚集规模受连通储集体大小控制

这主要是指天然气富集的重要控制因素，即连通储集体的规模越大，其赋存的流体越多，则脱溶出来的天然气也就越多，气水分异也越彻底（如图4）。相反，规模小的储集体，脱溶气也很少，多只有储层上倾部位存在少量含气饱和度较低的气区，气水分异差，没有明显的气水界面。这些特征在须家河组的天然气分布中十分明显。如广安须六段气田，由于地层的褶曲与裂缝的发育，使较多的储集体连通成一个较大的整体，从而在广安构造顶部发育有明显气水界面的构造—岩性气藏，其含气饱和度高达70%，储量规模较大，有数百亿立方米；而其北部下倾方向的广安101—兴华1井区，为典型的岩性气藏，裂缝发育较差，连通储集体规模较小，气水分异也较差，没有明显的气水界面，含气饱和度低，介于45%～50%，储量规模仅为数十亿立方米［7，26－28］。又如安岳须二段气藏与合川须二段气藏，其下伏须一段烃源岩发育很差，大部分区域不发育烃源岩，其生气强度低于1×108m3／km2，但其存在鼻隆构造与背斜构造背景，发育一定规模的小断裂与裂缝，形成了大型连通储集体，从而通过水溶气的脱溶与大量分散游离气的汇聚，使天然气的探明储量均超过了2 000×108m3。因此，须家河组天然气聚集规模明显受连通储集体大小的控制。而连通储集体的大小则主要受渗透性储集体的叠置个数、裂缝的沟通条件、构造背景等3大因素控制，3个条件都较好的地区就是天然气富集区［7］。

图4 非均质致密砂岩中水溶气长距离侧向运移与脱溶成藏剖面特征模式图

3 水溶气的区域性脱溶成藏

水溶气的区域性脱溶成藏，不仅要有富含天然气水体的广泛分布，而且还必须有区域性的地层隆升与剥蚀，并造成区域性的地层压力降低［29－30］。川中地区不仅具备这样的条件，而且有充分的证据。

3.1 水溶气区域性脱溶成藏条件

水溶气脱溶成藏，不仅是水中溶解气的脱溶成藏，更重要的是其带动了大量分散游离气的聚集［10，30］。因此，丰富的水溶气与分散游离气资源、广泛发育的岩性圈闭与晚期强烈抬升剥蚀减压等是水溶气区域性脱溶成藏的重要条件。

3.1.1 须家河组水溶气资源十分丰富

首先，须家河组源储的交互发育促进了水溶气资源的广泛分布。由于须家河组一段、三段、五段煤系气源岩与须家河组二段、四段、六段致密砂岩在川中地区呈间互式的广泛发育，可以在较大的区域内使较多天然气溶于水或分散游离于致密储层中，这为水溶气的区域性发育奠定了良好的气源基础、准备了储集空间。

其次，超高压与超压条件下，地层水的含气量远大于理论计算值。Duan实验发现［29］，在地层水矿化度为170 g／L、地层压力为30 MPa、地层温度为70℃的条件下，1 m3地层水可溶解甲烷2.01 m3；在地层压力为60 MPa、温度为150℃时，甲烷溶解量上升到4.19 m3。这展示天然气在水中的溶解量，虽然随压力的增加而增多，但溶解的天然气还是有限的。然而，在墨西哥湾沿岸的新生界压力系数为1.9的区域，地层水中富含大量天然气，如6 000 m深的地层水含气量达92.8 m3／m3［19，30］。B.A索科洛夫发现乌克兰的维塔诺夫5号井，井深3 304～3 315 m，水溶气含量达150 m3／m3；维塔诺夫10号井，井深3 780～3 865 m，水溶气含量高达206 m3／m3；第聂伯—顿涅茨盆地鲁基1号井、萨夫钦科1号井和包雷尼亚1、2号井，实测的水溶气量高达690～20 000 m3／m3［10，16，18－19，21］。由此可知，在气源充足的情况下，高压地层水的含气量是理论值的几倍至数十倍［19，29］。川西—川中地区须家河组发育超高压—高压地层，这为水溶气的富集创造了条件。

再者，须家河组已经显示出丰富的水溶气资源潜力。须家河组致密砂岩的钻探过程中，所有井都有气显示，显示出广泛的水溶气的发育。尤其是蓬基井，其钻探于无构造圈闭的斜坡上，1958年完钻测试日产水3 630 m3、产微量气，连续产水50年后，日产水量减少为600 m3、日产气量却增至11×104m3，气水比达181［14］。再者，盐亭北部的柘坝场构造，须家河组水溶气资源就达1 124×108m3［14，31］。以上所述都展示出川中地区须家河组存在丰富的水溶气资源潜力。

3.1.2 喜山期川中区域性强烈隆升与地层剥蚀

自喜山期构造运动以来，四川盆地大部分地区持续处于抬升剥蚀阶段，川中地区抬升并剥蚀了2 000～3 000 m的地层［1－2，32－33］（图5），其地层压力降低20～40 MPa。按地层压力平均减少30 MPa计算，每立方米水可脱出溶解气2.19 m3，如果包含分散于致密砂岩储层中的游离气与吸附气，则其脱溶出来的天然气资源潜力更大。因此，川中喜山期的剧烈隆升与地层剥蚀减压，为水溶气的区域性脱溶成藏创造了有利条件。

图5 合川地区须家河组沉积埋藏史与热史图

3.2 水溶气区域性脱溶成藏证据

天然气的碳同位素特征可以用来识别气成因［10，12，34－35］。前面从天然气的甲乙烷的同位素特征与组分平面特征等，证明了安岳—充西以东及以南地区存在水溶气脱溶成藏。这里从天然气氢同位素特征，来进一步证明须家河组存在区域性水溶气脱溶成藏事件。

如表1所示，川中地区天然气成因类型虽然也为煤成气，但天然气明显富集重同位素2H，如甲烷δD值分布在－179‰～－162‰，乙烷δD值分布在－127‰～－117‰，丙烷δD值分布在－116‰～－107‰。戴金星院士等提出烷烃气的氢同位素特征主要受烃源岩沉积环境、有机物类型和成熟度等因素制约，其中成熟度起着重要作用，即烷烃气的氢同位素值随烃源岩成熟度的增大而增大［12］。笔者通过对四川盆地须家河组天然气的研究，没有发现其与烃源岩成熟度的相关性；其与沉积环境及有机物类型的相关性也不明显。因川中地区须家河组为典型陆相河湖沼泽相沉积，生烃母质以腐殖型有机质为主［6，36］，但是不排除川西坳陷海陆过渡相沉积中腐泥—混合型有机质所生天然气的一定影响。因此，笔者认为造成川中地区须家河组天然气明显富集重同位素2H的现象，主要还是天然气在地层水中的溶解与吸附所引起。因为须家河组地层水的氢同位素值多介于－80‰～－20‰，天然气长期溶于其中，通过溶解与吸附作用，能使烷烃气中富集重同位素2H［29，31］。

表1 川中地区须家河组天然气氢同位素值与其他煤成气田对比表

4 结论

1）四川盆地中部须家河组存在水溶气长距离侧向运移与脱溶成藏事件，水溶气的脱溶成藏也解释了须家河组气藏普遍含水且气水关系复杂的现象。

2）川中水溶气的长距离侧向运移与聚集，存在气源区的超高压、非均质的致密储层、持续侧向压差等3个有利条件；同时也具备顺层压差驱动下的水溶气幕式运移、运移过程中的断续脱气与聚集、天然气聚集规模受连通储集体大小控制等3个重要运聚特点；水溶气的脱溶成藏，还具有运移距离越远、成藏越晚、天然气越干、重同位素13C或2H越富集等特征。

3）四川盆地广泛分布须家河组多套气源岩，这使得其不仅常规天然气资源丰富，而且水溶气资源也十分丰富。须家河组丰富的水溶气资源将是该盆地未来天然气发展的重要新类型与新领域，值得重视。

致谢：中国石油西南油气田公司各相关单位对本研究给予了帮助与支持，在此表示衷心的感谢！

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Long－distance lateral migration and accumulation of water－solved natural gas in the Xujiahe Formation，Sichuan Basin

Li Wei1，2，Qin Shengfei1，Hu Guoyi1
（1.Petroleum Exploration ＆Development Research Institute，PetroChina，Beijing 100083，China；2.State Key Laboratory for Enhanced Oil Recovery，Beijing 100083，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 32，ISSUE 2，pp.32－37，2／25／2012.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

Degassing and pooling of water－solved natural gas in the Sichuan Basin is most concerned by many geologic researchers.However，only a few of them have found relevant evidences in different areas.Through the study of compositional characteristics，isotopic features，and accumulation conditions of natural gas，we recognized that long－distance migration and accumulation via degassing of water－solved natural gas did occur in the Upper Triassic Xujiahe Formation in the central Sichuan Basin and found some evidences in respect of the change of natural gas properties as well as its isotopic features.Overpressure in the source area，heterogeneous tight reservoirs and strong lateral pressure difference are favorable conditions for long－distance migration of water－solved natural gas in the study area.The migration and accumulation of water－solved natural gas are featured by episodic migration under the driving of large bed－paralleling pressure difference，discontinuous degassing and accumulation in the process of migration，the scale of gas pool controlled by the volume of connected reservoirs.The longer the migration distance of water－solved natural gas，the later the time of gas pooling，the drier the natural gas，and the higher the contents of heavy isotopes such as13C or2H will be.The degassing and accumulation of water－solved natural gas can also explain the phenomenon that water is commonly contained and gas－water contact is complex in the Xujiahe Formation.The prolific water－solved natural gas is a new domain for future gas exploration in the Sichuan Basin.

Sichuan Basin，Late Triassic，water－solved natural gas，lateral migration，degassing，late accumulation，accumulation characteristics，heavy isotope，episodic migration

国家科技重大专项“四川盆地须家河组岩性气藏油气水特征研究”（编号：2008ZX05001－05－03）。

李伟，1963年生，高级工程师，博士；主要从事石油与天然气地质研究工作。地址：（100083）北京市海淀区学院路20号910信箱。电话：（010）83593571。E－mail：lwe＠petrochina.com.cn

李伟等.四川盆地须家河组水溶气的长距离侧向运移与聚集特征.天然气工业，2012，32（2）：32－37.

10.3787／j.issn.1000－0976.2012.02.007

2011－10－09 编辑 罗冬梅）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2012.02.007

Li Wei，senior engineer，born in 1963，is mainly engaged in research of petroleum geology.

Add：Mail Box 910，No.20，Xueyuan Rd.，Haidian District，Beijing 100083，P.R.China

Tel：＋86－10－8359 3571 E－mail：lwe＠petrochina.com.cn