致密碎屑岩气藏成藏机理深化研究及开发应用——以新场气田须二段气藏为例

李忠平 黎华继 冉 旭 罗桂滨

1．成都理工大学能源学院 2．中国石化西南油气分公司

四川盆地新场气田上三叠统须家河组二段气藏具有强烈的非均质性和复杂的气水分布状况，虽经10余年的勘探开发研究，仍难以指导气藏的有效开发，特别是气藏成藏规律的研究成果仅适用于勘探阶段。为此，有必要对进入开发阶段的须二段气藏开展成藏机理深化研究，明确气藏成藏主控因素，探索气藏开发潜力。

2006年杨克明等提出了须二段气藏的成藏模式为高压驱赶的成藏模式［1］，早期古构造叠加晚期“断而未破”的裂缝系统是高压驱赶天然气成藏模式富集高产的主控因素。遵循这一模式，分三个阶段逐一解剖须二段气藏成藏过程中储层及气水分布，以求揭开气藏复杂性的根源［2－3］。

1 早期原油聚集与裂解阶段

此阶段须二段气藏顶面构造东高西低、南高北低，且安县运动形成了NE和NW 走向的F1、F2、F3、F4小断裂，并在其附近产生了一系列宏观及微观缝，但缝的发育程度视断层的规模各有差异，其中F1断层上盘裂缝最为发育，F4断层次之，但优于F2、F3。

须四段沉积期末，海陆过渡带烃源岩已开始生油，直至早侏罗世，均以生油为主。早期生成的石油在印支期的古构造中聚集成藏，随埋藏加深发生热裂解作用。须二段气藏储层虽处于致密化中期，但以孔渗性较好的孔隙型储层为主，平均孔隙度大于15%，其下部源岩生成的原油由高势区向低势区沿喉道或断裂向上运移遇阻后于顶部聚集成藏（图1）。

图1 新场须二段气藏须家河沉积期末成藏模式示意图

但仍有一些问题值得探讨，如理论上早期石油裂解后的残余物（即热降解沥青）应以固相成分参与储层的致密化进程，但须二段气藏上千块薄片观察未见沥青参与储层致密化的证据，仅在X856井上亚段极少薄片观察到沥青沿裂缝侵入储层，后期冷凝收缩形成有机质收缩缝。因此，新场须二段气藏“早期原油聚集与裂解阶段”一说，尚无充分证据证实。

2 中期生气增压聚集阶段

从中侏罗世到晚侏罗世，出现了两次以湿气为主的生排烃高峰［4－5］，导致系统内压力急剧增高。古压力场模拟证实白垩纪末期压力梯度已上升，为1．51～1．87 MPa／100m，这也证实了天然气聚集增压的特征。

2．1 生气增压聚集阶段

生气增压聚集成藏主要发生在白田坝沉积期末以前。白田坝沉积期构造形态受晚印支运动的影响整体抬升，但仍表现出东高西低、南高北低的构造形态，多数古构造高点得到进一步巩固，为油气聚集提供了好的储集场所，为有利的油气聚集区。

此时期须二段气藏储层处于致密化中期，储层平均孔隙度仍大于10%，以孔渗性较好的孔隙型储层为主，裂缝为油气的运移提供优势通道。须二段下部及自身源岩生成的天然气以水溶气方式，由高势区向低势区沿喉道或裂缝向上运移遇阻后聚集成藏，同时前期生成的原油热裂解气视能量大小就地聚集或向周围扩散成藏。此时期，须二各亚段具有统一的气水界面（图2）。这也可从须二段气藏所产出的天然气为介于油型气与煤型气之间的混合成因气等研究中得到印证。

图2 新场须二段气藏白田坝沉积期末成藏模式示意图

2．2 致密化调整聚集阶段

致密化调整聚集阶段主要是白田坝沉积期末至蓬莱镇沉积期末。蓬莱镇沉积期须二段顶面构造受燕山早—中期反向构造抬升运动的影响，构造形态已转为西高东低、北高南低，出现局部新高点，如西北部XC12井井区，但古构造高点依然存在，断层发育程度也得到进一步的深化［6］。

此时期气藏经历由常规储层向特低孔致密储层的转变。由于上覆盖层厚度的差异、储层抗压性矿物含量的差异、所含流体性质的不同以及断裂的发育程度等等，造成储层严重的差异压实，导致储层强烈的非均质性。虽然储层已进入致密化末期，储层平均孔隙度已小于5%，天然气沿喉道充注的能力变弱，但在高含气、高含抗压刚性矿物、裂缝发育区和古今构造高点，仍有油气沿断裂不断充注其中，经后期构造转置、储层致密化后仍为有效圈闭，为该时期的油气聚集提供了有利空间，如X851、L150、XC8以及X5等井区；在高含水区，由于水体的不可压缩性，持续的水岩作用也极易形成次生溶蚀孔缝，形成孔渗性相对好的孔隙型储层，如XC12、X10、XC7等井区；另外在致密化进程中，气水界面特别是靠水一侧，碳酸盐等胶结物的大量存在易形成环状致密的岩性封堵区，为局部的含水岩性圈闭。

中期生气增压聚集阶段构造形态经历了气藏由东高西低、南高北低转换为西高东低、北高南低，气藏原形成的气水分布格架遭到破坏而重新调整，总体上遵循“气往高处走、水往低处流”的原则，但储层超致密化又严重阻碍了气水分布正常调整［7－8］。因局部超致密层的阻隔，以及局部岩性圈闭的遮挡，致使气水调整不能完全遵循浮力、重力原理，在构造的高部位仍存在岩性圈闭性质的独立水体—残留地层水（图3），而低部位水线之下仍有可能存在局部岩性圈闭的局部“气层”，气藏整体呈现出包含局部残留地层水的边水气藏。构造高部位、裂缝发育且储层矿物成分成熟度高，即高石英、低岩屑的层段为油气聚集的最有利部位，如构造高部位、裂缝发育的F1断层上下盘附近为最有利区，而裂缝发育程度较差的L150井区为较有利区。

图3 新场须二段气藏蓬莱镇沉积期末成藏模式示意图

3 晚期高压驱赶运聚成藏阶段

白垩纪以来，系统内烃源岩逐渐达到干气阶段，压力继续增高，压力梯度为1．7～2．2MPa／100m。此阶段，受喜马拉雅构造运动的进一步改造，须二段气藏定型为西高东低、北高南低的现今构造形态，并产生大量的小型逆断层，致使气藏气水关系又进行重新分布，形成气藏目前复杂的气水关系（图4）。润湿相的水体沿断层及其产生的裂缝通道在重力或毛细管力作用下，侵入它所能抵达的任何部位，如工区南北及东部统一边水被喜山期断层刺穿后同样可向工区中部靠近，同时大量干气受高压差驱使在构造高部位富集成藏，形成局部富含残留地层水、无统一气水界面的边水气藏。

图4 新场须二段气藏现今气藏模式示意图

综上所述，须二段气藏的成藏过程，储层组分的非均质性是储层后期成岩作用复杂化的基础，非均质的储层叠加多期构造运动造就了须二段气藏现今复杂的储层及气水分布。

4 开发潜力评价及应用

通过须二段气藏成藏机理深化研究，进一步明确了气藏成藏规律、储层非均质性和气水复杂分布的根源，并结合气藏实钻资料、裂缝、连通性及地层水分布等研究成果，进行了气藏开发潜力评价，落实了储量品质及规模（图5）。潜力评价表明，目前技术经济条件下，Ⅰ＋Ⅱ类储量单井产量较高，可有效开发动用；Ⅲ类储量单井产量较低，暂无效益开发；Ⅳ类储量目前暂无效益，且部分储量位于水区。

在潜力评价基础上，在Ⅱ类区新部署了开发井X8－1H，该井目前已完钻，水平段气显示好，且次生矿物发育，并伴有钻井液渗漏现象，实钻表明该段裂缝较发育，有望获得较好产能，进一步验证了须二段气藏成藏机理深化研究成果的可靠性。

5 结论

1）新场须二段气藏成藏的关键时期为晚期高压驱赶运聚成藏阶段，早期古构造叠加晚期“断而未破”的裂缝系统是高压驱赶天然气成藏富集高产的主控因素；储层组分非均质性是储层后期成岩作用复杂化的基础，非均质储层叠加多期构造运动造就了须二段气藏现今复杂的储层及气水分布。

图5 新场须二段气藏综合评价分类图

2）新场须二段气藏有利的储集类型为裂缝—孔隙型，高孔隙型储层往往发育于高含水区；整体为受断裂影响的无统一气水界面的边水气藏，气藏西部富含残余地层水；开发潜力区为气水过渡带之上且靠近断层的区域。

［1］杨克明．川西坳陷须家河组天然气成藏模式探讨［J］．石油与天然气地质，2006，27（6）：786－793，803．YANG Keming．Gas reservoiring mode in Xujiahe Formation of western Sichuan Depression［J］．Oil ＆ Gas Geology，2006，27（6）：786－793，803．

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