四川盆地北部陆相大气田形成与高产主控因素

郭彤楼

（中国石化勘探南方分公司）

1 研究区概况

四川盆地北部先后经历了晋宁、加里东、海西、印支、燕山及喜马拉雅等多期构造运动。该区北部为米仓山隆起、北东为大巴山前缘推覆带、向南过渡为川中低缓构造带（见图1），来自雪峰山、大巴山、米仓山和龙门山多个方向、不同时期的应力作用塑造了现今构造格局，包括北西向和北东向两组主构造以及北北东、北西西、南北等多种方向的构造，显示了多期构造的复合与联合作用。

四川盆地北部地区继发现普光、元坝、罗家寨、龙岗等海相天然气田后，又发现了马路背陆相须家河组气田（探明储量191×108m3）。近两年在九龙山、元坝、剑阁、龙岗等地区陆相须家河组、自流井组等多个层段获得天然气勘探突破[1]，多口井在陆相层系试获高产工业气流，展示了四川盆地北部地区陆相层系具有形成大气田的地质条件和巨大的勘探潜力。

图1 四川盆地北部元坝、通南巴、大普光地区构造位置图

本文基于大量样品分析测试资料和勘探实践，探讨四川盆地北部元坝、通南巴等地区陆相须家河组—自流井组天然气成藏与富集高产控制因素，以期为勘探部署提供科学依据。

2 形成陆相大气田的地质条件

2.1 烃源岩层位

四川盆地海相与陆相天然气的甲烷、乙烷碳同位素组成呈规律性分布（见图 2）[1]。在天然气δ13C1、δ13C2值分布图中，上三叠统须家河组（T3x）与侏罗系天然气碳同位素组成主要落在直线δ13C2=δ13C1+8‰的下方（见图2），为陆相天然气，且须家河组与侏罗系天然气乙烷碳同位素组成存在明显区别，反映有机质来源的差异（见图2）。但须家河组和侏罗系也有小部分天然气δ13C1、δ13C2值不具有陆相天然气特征，散落于海相天然气分布区域，这些具异常碳同位素组成的陆相天然气样品都取自四川盆地北部地区及川东南地区，主要是下部海相天然气沿断层向上运移而来。

图2 四川盆地典型海、陆相天然气甲、乙烷碳同位素值分布图

气源岩干酪根碳同位素组成比其生成的天然气丁烷碳同位素组成约重1‰[2]。元坝地区侏罗系千佛崖组（J2q）天然气中没有测到丁烷碳同位素，依据烷烃气碳同位素变化趋势，丁烷碳同位素组成比丙烷重1‰～2‰，以此推算得δ13C4值约为-27‰～-26‰。本区千佛崖组烃源岩干酪根δ13C值为-27.0‰～-23.3‰，6个样品平均值为-25.4‰，比上述天然气δ13C4推算值重1‰左右，说明这些天然气来源于同层位烃源岩（见图3a）。

图3 四川盆地陆相天然气烷烃及烃源岩碳同位素组成

元坝地区侏罗系自流井组（J1z）天然气碳同位素组成有一定的变化范围，C1—C4的 δ13C值分别为-42.2‰～-29.5‰、-28.2‰～-21.4‰、-29.0‰～-21.5‰和-21.6‰～-20.8‰。丁烷碳同位素组成偏重（乙烷、丙烷碳同位素组成亦偏重），如按上述天然气-源岩碳同位素数值关系推算，其气源岩的干酪根δ13C值应在-21‰～-20‰，而四川盆地不发育具如此重碳同位素组成的烃源岩：本区所分析的自流井组烃源岩干酪根δ13C值为-25.9‰～-22.5‰，10个样品的平均值为-24.0‰。根据天然气碳同位素组成的整体变化趋势，并结合上述因素分析，认为自流井组天然气与同层烃源岩具有良好的气源关系（见图 3b），C2—C4碳同位素组成偏重应是自流井组烃源岩生成的天然气在高热演化阶段重烃气发生二次裂解作用使碳同位素再次分馏所致。

元坝地区须家河组天然气亦主要来自本层位烃源岩，受重烃气二次裂解作用及混源的影响，烷烃气δ13C值分布模式与上覆侏罗系天然气不同（见图3c）。

综上，川北元坝地区千佛崖组、自流井组和须家河组天然气烷烃单体烃碳同位素组成及其分布模式存在明显差异，且与同层烃源岩碳同位素值可以对比，表明天然气主要来自同层位烃源岩，天然气均为陆相成因。

2.2 烃源岩特征

2.2.1 有机质丰度

元坝地区 3套陆相泥质烃源岩中，须家河组有机质丰度最高，所分析的364个暗色泥岩样品TOC值为0.17%～13.38%，平均值达2.51%，大多为0.5%～5.0%，约93%的样品TOC值大于0.5%，在有机质丰度上达到很好烃源岩标准。其中，须二段、须三段TOC值最高，平均值都在3.0%以上；而须一段、须四段、须五段相对较低，平均值均小于2.0%（见图4）。自流井组次之，330个样品TOC值为0.10%～12.79%，平均值为1.84%，大多在0.5%～3.0%，约82%的样品TOC值高于0.5%，达到好烃源岩标准。其中，珍珠冲段最高，平均值达4.05%；东岳庙段次之，平均值为1.78%；马鞍山段和大安寨段较低，平均值分别为1.23%和0.90%。千佛崖组有机质丰度较低，TOC值为0.11%～2.25%（122个样品），平均值为 0.91%，大多低于 2.0%，高于 0.5%的样品约占 68%，总体上达到较好烃源岩标准。元坝地区须家河组须三段和自流井组东岳庙段发育薄层煤线及炭质泥岩，其TOC值主要为20%～70%。

图4 元坝地区须家河组和自流井组分段暗色泥岩TOC值分布直方图（括号内数据为样品数）

对通南巴地区 623个泥岩有机碳数据的统计分析也得出了类似的结果，即，川北元坝与通南巴地区 3套陆相烃源岩中，须家河组TOC值最高，自流井组次之，千佛崖组最低；须家河组以须二段和须三段 TOC值最高，自流井组珍珠冲段和东岳庙段TOC值较高。

2.2.2 有机质类型

对于高成熟烃源岩，干酪根碳同位素组成是确定有机质类型的有效参数。干酪根碳同位素组成在热演化过程中变化不大，一般只变重 1‰～2‰，能反映原始有机质的生源构成。在中国陆相盆地中，Ⅰ型干酪根δ13C值为-33‰～-27‰，Ⅱ型为-27‰～-26‰，Ⅲ型为-26.0‰～-22.5‰。四川盆地陆相烃源岩Ⅰ型与Ⅱ型干酪根的δ13C界限值定在-28‰较为合适[2]。

按照上述标准，川北元坝、通南巴与大普光地区须家河组与自流井组烃源岩有机质类型为Ⅲ型；千佛崖组烃源岩干酪根碳同位素组成有较大变化，元坝和大普光地区烃源岩干酪根δ13C值分别为-27.0‰～-23.3‰（平均值-25.4‰）和-27.7‰～-24.1‰（平均值-25.4‰），碳同位素组成总体上轻于须家河组和自流井组，其有机质类型包括Ⅱ型与Ⅲ型（见图5）。

图5 四川盆地北部陆相烃源岩干酪根碳同位素组成分布图

2.2.3 有机质成熟度

白垩纪末，燕山晚期构造运动使本区抬升遭受剥蚀，新生代沉积少，因而现今烃源层的有机质热演化程度基本上反映了晚白垩世末的状态。各地区地层剥蚀厚度明显不同，因此不同区域烃源岩Ro值与埋深之间的关系各异。元坝地区剥蚀厚度小于大普光和通南巴地区，致使具有相当Ro值的地层在元坝地区埋藏约深1 300 m（见图6）。千佛崖组烃源岩Ro值为1.00%～2.25%，平均值1.60%，热演化水平处于生油阶段晚期至高成熟生凝析油、湿气阶段；自流井组烃源岩Ro值为1.13%～1.93%，平均值1.69%，处于高成熟生凝析油、湿气阶段；须家河组烃源岩Ro值为1.43%～2.86%，平均值为1.91%，整体上处于高成熟阶段晚期至过成熟早期生干气阶段。

综上所述，川北地区 3套陆相烃源岩有机质丰度高，有机质类型以Ⅲ型为主，有机质演化达到高过成熟生气阶段。据钻井资料统计，川北地区 3套陆相烃源岩的累计厚度为100～260 m，计算须家河组泥质烃源岩生气强度为（8～22）×108m3/km2，煤层生气强度（2～24）×108m3/km2；自流井组生气强度（4～28）×108m3/km2；千佛崖组生气强度（2～6）×108m3/km2（见图 7）。可见，须家河组与自流井组烃源岩能够提供充足的气源，且以元坝地区最好。

图6 四川盆地北部陆相烃源岩Ro值随深度的变化

2.3 储集层特征

受物源影响，四川盆地北部地区发育多期（扇）三角洲体系，水上—水下主河道大面积展布，利于陆相层系天然气富集高产。盆地北部陆相层系主要储集层须二段、须三段、须四段均为辫状河三角洲沉积，水上—水下主河道微相砂体厚度大，横向分布稳定。自流井组珍珠冲段发育粗碎屑冲积扇-扇三角洲沉积，辫状主河道微相大面积展布，水上—水下主河道微相水动力条件较强，沉积物粒度较粗，分选性相对较好，泥质含量低，为砂岩储集层发育有利沉积微相；而分支主河道、冲积平原、席状砂、河口坝、决口扇和天然堤等微相因堆积速度快，沉积物改造不充分，泥质含量高，分选差，储集层不发育。三角洲沉积体系的形成、分布与周围山系具有密切关系，因此，龙门山、米仓山、大巴山 3个隆起区物源（部分物源来自雪峰山）的性质对四川盆地北部地区上三叠统须家河组—侏罗系的沉积具有重要的控制作用。须一段沉积时期，四川盆地与松潘—甘孜广海连通，四川盆地北部地区主体为有障壁海岸沉积，元坝地区处于潮汐三角洲环境，须三段、须五段以构造活动相对平静环境下的湖泊相泥岩沉积为主，形成烃源岩；而须二段、须四段、须六段沉积期是构造活动活跃时期，以辫状河三角洲相砂岩沉积为主，形成储集层，具有多期叠置、大面积分布的特点。因早印支运动影响，整个四川盆地北部地区须家河组底部须一段保存厚度薄，部分缺失；受晚印支运动影响，须家河组顶部侵蚀明显，多数地区缺失须六段。

图7 四川盆地北部地区陆相烃源岩生气强度

钻井揭示四川盆地北部地区上三叠统须家河组—下侏罗统发育多套储集层，以元坝地区为例，须家河组二段、三段都发育 6套砂层组。受物源的控制，主力储集层东西部有差异，元坝西部地区储集层以须二段、须三段为主，而元坝中东部地区则以须四段、自流井组珍珠冲段为主力储集层。

四川盆地北部地区陆相层系主要储集层段均表现出低孔、低渗特点（见表 1），储集空间以溶蚀孔隙和裂缝为主，裂缝对形成有效储集层起关键作用。

表1 元坝地区陆相层系主要储集层段物性统计表

2.4 成藏组合特征

下生上储成藏组合即储集层在上、烃源岩在下，主要表现为厚层块状砂（砾）岩与下部相对单一的泥页岩直接接触，包括须二段、须四段和珍珠冲段储集层，对应须一段、须三段、须五段和同层发育的烃源岩。

互层式成藏组合表现为烃源岩和储集层交互发育，烃源岩内发育厚度不大的砂岩、灰岩或虽有一定厚度但上下均与烃源岩直接接触。须三段、须五段和自流井组沉积时期是四川盆地北部湖盆发育的极盛时期，是重要的烃源岩发育期，在三角洲前缘和滨浅湖—半深湖相发育砂岩和介壳灰岩，目前元坝地区发现的须三段钙屑砂岩气藏和大安寨段气藏属于此类型。

3 典型高产气井分析

四川盆地北部地区在须家河组二、三、四段和自流井组珍珠冲段、大安寨段多口井试获高产工业气流，本文以九龙山背斜、通南巴背斜和元坝地区 5口高产气井为例探讨高产控制因素。

3.1 九龙山地区

九龙山地区位于川西坳陷北部梓潼凹陷与米仓山前缘隆起带的交会带，为一北东向的穹隆状短轴背斜构造[3-6]。该区发育小规模逆断层，在平面上呈雁行式排列，断层延伸长度2～17 km，断距10～100 m[7]。深层发现了二叠系气藏，浅层发现了须家河组二段、自流井组珍珠冲段气藏。

3.1.1 龙4井

龙 4井在须家河组二段中途测试获天然气100.82×104m3/d，由此发现了九龙山须家河组气藏。储集层为须二段中下部辫状河三角洲前缘水下分流河道微相的厚层块状砂体，为一套含石英岩砾石及少量碳酸盐岩砾石的中粒岩屑砂岩、岩屑石英砂岩夹黑色页岩，底部为岩性较纯的细—中粒石英砂岩。储集空间主要为晶间微孔、破裂缝，属致密砂岩储集层，裂缝是形成有效储集层乃至气藏的必要条件[7]。须二段试获高产工业气流的龙 2井（98.14×104m3/d）、龙 4井（100.82×104m3/d）、龙 14 井（18.36×104m3/d）均位于裂缝规模发育区，而位于裂缝不发育区的龙 8井测试仅获微量气流（0.38×104m3/d），由此可见气井的高产与裂缝发育程度密切相关，而裂缝的发育程度与断层密切相关。

3.1.2 龙15井

将测序所得到的16S rDNA全序列利用CExpress完成拼接，提交到Gene Bank数据库，并应用Blast软件进行同源性搜索，序列结果用NCBI在线工具Blast在Gene Bank内与标准菌株比对，并用MEGA5.0软件构建系统发育树，如图2所示，确定ZP-28是枯草芽孢杆菌。

龙15井在珍珠冲段测试获22.55×104m3/d工业气流，发现了九龙山构造珍珠冲段气藏。九龙山地区珍珠冲段埋深通常大于3 000 m，厚度130～210 m，为冲积扇和扇三角洲前缘沉积[7]。珍珠冲段沉积时，九龙山西部地区地势相对较高，为主要的剥蚀区和物源区，东部地区地势相对较低，特别是龙15井附近一带，由于地势突然变化，发育了一套巨厚的扇三角洲砾岩体，该区是九龙山构造珍珠冲段砾层储集层发育的有利沉积区[8]。

珍珠冲段岩性以灰色块状石英质砾岩为主，砾径不均（多为35～60 mm，最大为230 mm），磨圆度好，砾石间充填物以中—粗粒砂质为主。储集层非均质性强，但由于砾岩脆性较大，在强烈的构造作用下天然裂缝十分发育[8]。九龙山地区珍珠冲段裂缝可分为构造裂缝、成岩裂缝以及原岩裂缝 3种成因类型，以构造剪切裂缝为主要类型[7]。断层附近伴生大量裂缝，改善了储集层物性，高产井均分布于断裂、裂缝发育区，裂缝不发育区钻井测试为干层。

3.2 通南巴地区

通南巴构造带是四川盆地的第二大构造，该构造带在印支期具北东向鼻状雏形，晚燕山期隆升褶皱形成北北东向背斜。晚燕山期主要受大巴山推覆带影响，发育北西向断裂，将构造带分割成包括马路背、河坝场等在内的4个次级构造。

马路背构造总体表现为一大型、被断层切割复杂化的断鼻构造，处于印支期构造高部位，缺失须一段和须二段下亚段。须二段中亚段沉积时期，四川盆地发生了一次大规模湖泛，沉积一套厚10～40 m的泥页岩。而马路背地区在该次湖泛早期发育了一套十几米厚的滨浅湖滩坝相沉积，岩石成分成熟度和结构成熟度较高，石英含量 90%以上，含极少量长石和岩屑，黏土矿物等杂基含量极少。此类砂岩沉积过程中经历了反复的淘洗，由于缺乏软质岩屑和原基质，后期压实量不大，原生孔隙的损失量亦较小（见图8a）。同时微裂缝和颗粒破裂纹较发育，这些微裂缝呈长条状穿越单个或数个颗粒，形状不规则，缝宽0.06～0.10 mm，最大可达0.60 mm（见图8b）。

图8 马101井须二段底部石英砂岩段储集空间类型

印支—燕山期，马路背地区处于古隆起构造背景，长期位于油气运移的指向区，气源复杂，有自生自储，亦有下伏海相气源的补充，运移通道主要是向下断穿嘉陵江组膏岩层的断层。晚期的压实、胶结和构造改造等作用使早期的古气藏变成了致密的含气层，受晚燕山—喜马拉雅期的构造运动影响，形成裂缝发育带，为马路背地区须二段致密砂岩天然气的富集高产创造了有利条件。

2009年马101井须二段试获60×104m3/d高产工业气流，2009年8月底投入试采以来，累计产气已经超过 1×108m3，产层为须二段中亚段底部十几米厚的纯石英砂岩，证实高产、稳产、不含水，已探明储量191×108m3。

3.3 元坝地区

元坝地区为九龙山背斜、通南巴背斜和川中低缓构造带之间的向斜，已有19口井在陆相须家河组、自流井组、千佛崖组6个层段试获工业气流，近期元陆5井珍珠冲段、元陆7（YL7）井须三段连续试获日产超百万立方米高产工业气流，说明元坝地区具有大面积含气、局部富集高产的特点。

3.3.1 元陆5井

元陆 5井位于元坝中部地区，该区断裂及伴生的小幅度褶皱发育，自流井组珍珠冲段沉积时期，元坝地区与邻区九龙山类似，总体以扇三角洲粗粒沉积为主，常规地震剖面显示元陆 5井珍珠冲段河道下切现象十分明显，为相对远离物源的扇三角洲平原主河道砾岩沉积（见图9）。砾石成分以石英岩为主，分选、磨圆较好，泥质含量少，砾岩层厚度大，裂缝发育，完井后射孔测试获得150×104m3/d高产工业气流。高产有两个关键因素：①位于构造高部位，断层发育，构造变形强，网状裂缝发育，测试段成像测井显示其发育网状穿砾缝，观察到砾缘裂缝共 109条。构造高部位有利于侧向烃源的运聚；断层附近有利于深部烃源的运移，这一点与九龙山珍珠冲段天然气高产富集规律一致。②位于三角洲平原分流主河道，沉积相带有利。

图9 过元陆5井地震剖面图

3.3.2 元陆7井

元陆 7井位于元坝西北部九龙山背斜倾没端，须三段钙屑砂岩储集层酸压测试获得天然气 120.8×104m3/d。须三段沉积时期，元陆 7井所在的元坝西北部地区主要发育辫状河三角洲前缘沉积（见图10），储集层岩石类型主要为钙屑砂岩，普遍具有碳酸盐岩岩屑含量高的特点，发育粒间溶孔（主要是钙屑被溶蚀），为孔隙型和裂缝-孔隙型储集层。由于砂体沉积时水动力条件强，包括钙屑砂岩在内的砂岩储集层具有较高的初始孔隙度[9]，须三段钙屑砂岩储集层与含煤的烃源岩交互发育，有利于在相对刚性的砂岩地层中形成裂缝，有利于烃源岩的排烃与烃类运移，烃源岩生烃产生大量的有机酸，加之碳酸盐岩岩屑含量高（大于90%），利于溶蚀作用的发生，形成粒间溶孔，利于储集层形成。且元陆 7井位于九龙山构造倾没端，处于构造高部位，利于天然气富集高产。

4 天然气高产富集主控因素

图10 元坝地区须三段天然气高产富集模式图

关于四川盆地须家河组的成藏机理与模式，不同学者提出了不同的看法，如，王红军等[10]认为源-储三明治结构是大面积成藏的基础；赵政璋等从大气区的角度，提出烃源岩与储集层的广覆式分布是须家河组大面积成藏的主要原因[11]；李伟等提出水溶气脱溶成藏是须家河组大面积成藏的重要机理之一[12]。在大面积成藏的基础上，优质储集层的发育成为天然气富集的控制因素，沉积微相、成岩相与裂缝的发育联合控制优质储集层的发育。通过对九龙山、马路背、元坝3个地区 5口典型高产井的解剖和近年来的勘探实践，笔者提出沉积物源控制岩石类型、胶结类型、沉积微相特征（物源控储）；烃源岩控制成藏规模和气藏位置（烃源控藏）；构造类型控制裂缝发育的规模、部位（构造控缝）；裂缝和储集层的匹配控制产量的高低和稳产时间（缝储控产）。

4.1 物源控储

物源控制岩石类型、胶结类型、微相特征；岩石类型及其矿物成分的差异决定了砂岩储集性能的不同[3,13-15]。砂岩类型、骨架矿物成分（特别是岩屑成分）及其平面分布规律明显受物源方向和源区母岩性质的控制，同时影响了砂岩的成岩作用序列与成岩产物的类型（主要是胶结类型）[16]。四川盆地北部地区陆相层系主要储集层段在区域上存在较大变化，受物源的控制，元坝地区陆相层系主力储集层东西部有差异，元坝西部地区储集层以须家河组二段、三段为主，而元坝中东部地区则以须家河组四段、自流井组珍珠冲段为主力储集层。以须三段钙屑砂岩储集层为例，四川盆地北部地区须三段物源来自龙门山北段的摩天岭古陆P—T碳酸盐岩发育区，钙屑含量高达90%，胶结类型也以钙质胶结为主，高含量的碳酸盐岩岩屑以及碳酸盐胶结物为后期溶蚀作用的发生及次生溶孔的形成奠定了基础，元陆 7井须三段薄片显示溶蚀孔隙十分发育，测试获得高产。元坝西部地区须三段钙屑砂岩储集层的形成有 4个有利因素：①物源区为二叠系—三叠系的碳酸盐岩，易于分解溶蚀，元坝西部地区离物源区近，有利于保存碳酸盐岩岩屑；②须三段沉积时期为含煤的湖泊沼泽环境，其介质偏酸性，利于溶蚀作用的发生；③孔隙水中 CO2的含量对碳酸盐的溶解有重大影响，在砂岩厚度相对较薄，或成岩作用强、压力大的条件下，泥页岩中的水被挤入砂岩，造成砂岩中 CO2含量的增高和碳酸盐的溶解，提高了孔隙度，裂缝发育时更易于溶蚀作用发生；④须三段烃源岩生烃过程中产生有机酸的溶蚀作用。元陆 7井等 7口井碎屑成分统计分析也提供了进一步的佐证，须一段、须二段岩屑含量分别为 22%、26%，而须三段、须四段岩屑含量则分别达到 60%和65%，这应是四川盆地北部元坝、剑阁一带多口井在较纯净的钙屑砂岩中均见到一层或几层低自然伽马、低电阻率、低密度、高声波时差岩石的原因。

物源方向决定了不同方向三角洲朵状砂体展布。不同沉积微相类型的砂体由于沉积环境、水动力条件的不同，导致沉积物的碎屑成分、结构、粒度、分选、单层厚度各不相同，最终影响不同微相的储集能力[17]。四川盆地北部须家河组、自流井组（扇）三角洲主河道的分布控制砂（砾）岩储集体的发育，进而控制气藏的规模和分布，近物源的河道微相砂体厚度大，横向分布稳定，水动力较强，对推移底载负荷沉积物的改造作用也强，沉积物粒度较粗，分选性相对较好，泥质含量低，为砂岩储集层发育的有利沉积微相。而其余相对远离物源的席状砂、河口坝、决口扇和天然堤等微相砂体因堆积速度快，沉积物改造不充分，泥质含量高，分选差，一般不利于储集层发育。

4.2 烃源控藏

四川盆地上三叠统须家河组发育以须一段、须三段、须五段泥质岩为主的烃源岩，盆地北部地区须家河组天然气主要来自本层烃源岩。万茂霞等从天然气的组成、天然气碳同位素特征等方面提出目前四川盆地发现的须家河组天然气与上覆侏罗系及下伏三叠系、二叠系海相地层天然气差异明显[18]。唐跃等通过对川中与川西北主要气田天然气组分、天然气运移指标等资料的详细分析[19]，发现须家河组二、四、六段气源分别为一、三、五段烃源岩，且不同含气层段之间很少有气源窜通的现象。王红军等也对广安地区须四气藏、须六气藏天然气的组分和同位素组成进行了对比分析[10]，认为二者具有明显的差异，来自不同的气源：须四段天然气甲烷含量达 90%～95%，乙烷达3%～6%；须六段甲烷含量达87%～93%，乙烷为5%～8%。须四段甲烷碳同位素组成为-38‰～-36‰，乙烷碳同位素组成为-26‰～-22‰；须六段甲烷碳同位素组成为-42‰～-39‰，乙烷碳同位素组成为-29‰～-25‰。

勘探实践也证实了上述论证，元坝地区多口井在须家河组三段试获高产工业气流，同时在须四段也有发现，而须二段单从储集层物性来看，要好于须三、须四段，但测试普遍为低产或干层，这与该区须三段烃源岩发育而须一段烃源岩缺失或较薄有重要关系[20]。须家河组储集层横向分布具非均质性，加之缺少可作为区域运移通道的不整合面，且多数地区断裂不够发育，决定了须家河组的气源只能直接来自下伏的烃源岩或与储集层同期发育的相邻烃源岩。在以须家河组为主要目的层的陆相地层勘探中，应将识别烃源岩和寻找优质储集层放在同等重要的地位，确定下伏和相邻烃源岩的发育程度及分布范围。基于近源成藏的特点，生气强度不必大于20×108m3/km2，只要紧邻一定规模的烃源岩，储集层物性较好、裂缝相对发育，就能找到高产富集区，烃源岩发育的程度和分布控制天然气的富集程度与气藏规模。

四川盆地北部地区陆相层系烃源岩累计厚度大、分布范围广，有机质丰度高、生气强度大，因而具有形成大中型气田的资源基础。

4.3 构造控缝

四川盆地北部地区受来自龙门山、米仓山、大巴山、雪峰山 4个方向、不同时期构造应力的作用，形成了现今多种走向构造共存的格局，但主要表现为九龙山背斜、通南巴背斜及其二者之间的向斜，和川中隆起之间的元坝—巴中—通江向斜。除周边山前带外，燕山期以来，四川盆地北部地区受到持续的挤压应力作用，表现出3个序次的构造，第1序次构造为上述背斜、向斜，主要受来自龙门山、米仓山、雪峰山的北西—南东向挤压形成，九龙山、元坝、通南巴 3个地区受龙门山方向构造挤压影响大，背斜东南翼断裂比西北翼发育，九龙山背斜倾没端延续至元坝西部和剑阁一带，通南巴背斜向西南延续至元陆 5井一带，持续的区域水平应力作用，在背斜的脊部和向斜的槽部会形成共轭节理[21]；第 2序次构造为龙门山、大巴山相向挤压形成的北东、北西和南北向断裂和褶皱，龙门山向九龙山、元坝西部地区断裂主要为北东向展布，到元坝中部转变为以近南北向为主，再向东变化为受大巴山控制的北西向断裂，目前高产气藏受来自龙门山方向、倾向北西的断层控制明显，且影响范围小于600 m；第3序次构造是第2序次构造的派生构造，如第2序次断裂的反向调节断层。

不同级别断层的交会点、断层拐点、分支点、端点会造成应力集中[22]。上述 3个序次构造的断裂发育或应力集中部位最易形成裂缝，不同方向、不同期次构造的叠加部位也易形成裂缝，因此，九龙山背斜倾没端东南翼、通南巴背斜倾没端和南北向断层叠加的元坝中东部地区，向斜槽部和南北向、北西向断裂叠加地区，应是裂缝发育的主要地区。裂缝的形成也受到岩层性质、成岩作用的影响，比如，溶蚀孔洞发育易造成应力集中等，但构造控制起主导作用。

4.4 缝-储控产

四川盆地北部陆相储集层普遍具有低孔低渗特征，裂缝是改善储集性能和促进天然气富集的重要因素。勘探实践表明，构造裂缝发育时，致密储集层渗透率明显提高，元陆 5井珍珠冲段基质孔隙度不高，网状裂缝十分发育，常规测试获天然气150×104m3/d。但要形成高产、稳产，必须具备裂缝-孔隙型储集层，马101井须二段试获60×104m3/d高产工业气流，2009年 8月底投入试采以来，产量稳定在（11～13）×104m3/d，累计产气超过 1×108m3，这与石英砂岩储集层密切相关。若仅裂缝发育，而储集层孔隙不发育，尽管也可以试获高产，但产量衰减很快，难以稳产。因此，天然气的高产、稳产需要裂缝和孔隙型储集层的匹配，叠合了裂缝系统的有效储集层分布区才是油气高产富集的有利部位。

5 结论

四川盆地北部陆相层系成藏地质条件优越，发育良好的生储盖组合，勘探潜力巨大，具备形成陆相大气田的地质条件，结合该区地质特点和勘探实践，提出了“沉积物源控制岩石类型、胶结类型、沉积微相特征；烃源岩控制成藏规模和气藏位置；构造类型控制裂缝发育的规模、发育的部位；裂缝和储集层的匹配控制产量的高低和稳产时间”的勘探和研究思路。依此模式预测元坝地区西部和剑阁地区须三段、须四段，元坝中东部地区须四段、自流井组，及通南巴构造马路背、河坝场地区珍珠冲段、须二段是天然气富集高产的主要区块，而且该地区已取得突破，可以作为下一步勘探重点展开目标区。应加强对通南巴背斜西北翼与南江地区烃源岩的研究，在烃源岩发育区开展储集层评价研究，有望取得突破。四川盆地北部地区须家河组二段普遍见低产气流，储集层埋藏深，但单纯从储集层物性来看，要好于或与须三段、须四段相当，应加强须一段及须二段烃源岩评价，寻找烃源岩发育区。

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