川西坳陷致密砂岩气藏勘探开发实践新认识

谢刚平 叶素娟 田苗

中国石化西南油气分公司勘探开发研究院

四川盆地川西坳陷的油气勘探始于20世纪40年代，已经历经60余年的勘探开发。2010年以前，油气勘探对象主要以正向构造为主，中石化已经建成孝泉、新场、合兴场、马井、新都—洛带等多个大中型气田［1－4］。但是，随着油气勘探程度的提高，正向构造带主体油气已经基本探明，勘探难度日益增大，勘探处于相对停滞期，后备油气储量不足，稳产形势严峻。如何正确判断油气勘探面临的主要问题，拓展石油地质学研究新视野，寻找油气勘探开发新领域，是广大油气地质工作者共同关注的课题。

随着川西地区油气勘探开发工作的不断推进，在成都凹陷低洼、斜坡地带的什邡、广汉、金堂等地区取得了天然气勘探的重大突破，揭示出川西坳陷负向构造带不仅砂体发育，而且具备良好的天然气成藏条件，蕴藏有丰富的天然气资源。但是，由于前期对负向构造的勘探、研究程度均较低，在物源、沉积、储层、成藏机理、成藏主控因素、气藏分布规律等方面的认识不够深入，严重制约了该区的油气勘探进度。在此严峻形势下，必须结合油气勘探实践，正确认识当前川西探区油气勘探面临的关键问题，包括凹陷区是否发育大面积、广泛分布的砂体，负向构造带天然气如何富集成藏，能否形成大面积的岩性油气藏等。笔者以烃源、沉积、储层特征等研究成果为基础，重新认识川西坳陷上三叠统须家河组、下侏罗统烃源岩地化特征及其生烃潜力，明确了区内主要沉积体系以及砂体、储层的纵横向分布，分析总结油气藏成藏机理、天然气富集主控因素及富集规律，建立了气藏的成藏模式。所取得的研究成果对进一步深化该区气藏形成条件和地质规律的认识、发现新的勘探目标、确保储产量的稳步增长等都具有重要的指导意义。

1 区域地质概况

川西坳陷位于扬子地块西北缘，西邻龙门山造山带，向外过渡到松潘—甘孜褶皱带，北东与昆仑—秦岭东西向构造带相接，南抵峨眉、乐山，向南过渡到康滇南北向构造带，东连川中隆起，大致呈北东向延伸。根据边界断裂、构造特征、沉积背景、地层情况等因素，可以将川西探区分为“三隆两凹一坡”，即新场构造带、成都凹陷、梓潼凹陷、知新场构造带、中江斜坡、龙门山前构造带6个区带（图1）［5－8］。

区内断层均为逆断层，以NE、NNE、NEE方向为主（图1），其中关口断层、彭县断层、龙泉山断层、马井断层和新都断层是区域性的控制断层，对川西地区中浅层次生气藏的形成起到了关键作用。

川西坳陷沉积了巨厚的晚三叠世—白垩纪地层，已发现的含气层系包括上三叠统须家河组，下侏罗统，中侏罗统上沙溪庙组、下沙溪庙组，以及上侏罗统遂宁组和蓬莱镇组（莲花口组）（表1）。

表1 川西地区第四系—三叠系地层简表

2 天然气成藏富集规律新认识

2.1 烃源条件

前人的研究成果指出，川西陆相致密砂岩气藏的主要烃源岩层系为须家河组暗色含煤泥页岩，计算的天然气总资源量为1.619 198×1012m3［8］。中下侏罗统沉积中心及生烃中心位于川北地区，而川西地区主要以红层沉积为主，侏罗系源岩不发育，烃源条件较差［9－11］。

最新的研究结果表明，下侏罗统自流井组发育湖相暗色泥岩，主要分布在洛带—回龙一线地区，厚度超过100m，向龙门山前厚度逐渐变薄。有机碳含量具有南高北低的特征，主要介于0.5%～4.5%，温江—洛带一线有机碳含量可超过4.0%，向北西方向逐渐降低。以腐殖型有机质为主，生烃中心在川西探区南部的洛带地区，生气强度介于2×108～10×108m3／km2（图2），具有较强的生烃能力。

图2 川西探区须家河组五段、下侏罗统自流井组烃源岩现今生烃强度等值线图

须家河组烃源岩生烃中心在龙门山前大邑北部地区，累计生气强度为60×108～500×108m3／km2。其中，须五段烃源岩发育中心位于新场—郫县—大邑一线地区，厚度主要介于200～350m，有机质类型以腐殖型为主，有机碳含量主要分布在2.0%～4.0%，Ro为1.3%～1.7%，处于成熟—高成熟演化阶段，大部分地区的生气强度都超过20×108m3／km2（图2）。

根据可供聚集天然气资源量的计算结果，川西探区须家河组烃源岩形成可提供聚集的天然气资源量范围为7.047 030×1012～8.182 765×1012m3，资源量期望值达7.690 189×1012m3，远高于前期认识；自流井组烃源岩形成的可供聚集天然气资源量范围为888.51×108～1 031.71×108m3，资源量期望值为1 005.06×108m3。上三叠统和下侏罗统两套优质烃源岩形成了巨大的天然气资源量，为该区成为四川盆地重要的天然气生产基地奠定了基础。

2.2 沉积特征

对于川西坳陷侏罗系碎屑岩物源、沉积特征等方面，前人已经开展了较多的研究工作［12－13］。基于龙门山前冲积扇的分布、砾石定向排列以及由西向东沉积相类型的变化情况，前人研究提出川西侏罗系主要受西部龙门山中段物源控制［14－18］，以近源、短轴三角洲沉积为主，主要发育冲积扇、河流、三角洲、湖泊这4种沉积体系，凹陷内部为滨浅湖沉积，砂岩基本不发育［12－19］。

最新的研究根据轻、重矿物及微量元素分析结果，并结合古地貌分析，结果表明：川西坳陷侏罗系存在龙门山中段、北段多个物源区。其中，该坳陷西部孝泉、马井、温江一带的物源主要来自西部龙门山中段，发育呈北西—南东向展布的近源、短轴三角洲沉积体系，砂岩分选差、粒度相对较粗；该坳陷东部丰谷、中江、洛带地区的沉积物主要来自龙门山中段北部及龙门山北段，发育北—南、北东—南西向展布的远物源、长轴三角洲沉积体系，砂岩分选好、粒度相对较细；该坳陷中部新场、什邡、广汉、新都一带属于汇水区，同时接受龙门山中段、北段的物源供给（图3）。

多物源供给为川西坳陷提供了充足的物质来源。相对较浅水体环境、多物源供给、多水系输砂、多期河道叠置使得川西探区具备形成大型坳陷湖盆浅水三角洲沉积的地质条件。砂体纵向多层叠置、平面上大面积稳定展布，具有“满盆富砂”的特点。大规模连续分布的砂体是油气富集的基础，是川西坳陷致密碎屑岩油气勘探的有利目标区。

2.3 储层特征

与国内外致密砂岩储层相比，川西坳陷碎屑岩储层形成的积沉降速率最高，由于受该坳陷周缘山系周期性隆升的影响，使得物源充足，结构和矿物成熟度相对较低，机械压实作用强度大，除浅层蓬莱镇组外，储层砂岩致密化程度都较高，整体为近致密—致密，表现出低孔渗、高排驱压力、高含水饱和度、高地层岩石平均密度的特征［20－24］。但由于多期构造作用与油气生成运移充注及断裂裂缝化等作用的影响，川西坳陷碎屑岩层系水岩相互作用较活跃，加之复杂多变的岩性、岩石组构以及流体超高压等因素，使得储层非均质性强，在整体致密化的背景下在不同地区、不同层段发育相对优质储层。正是这些相对优质储层的存在，奠定了川西碎屑岩大中型气田形成的基础。

图3 川西坳陷中段蓬莱镇组三段、上沙溪庙组沉积相图

川西坳陷侏罗系以河流—三角洲沉积体系为主，分流河道、河口坝砂体十分发育，单层砂体厚度大、平面上展布范围广。近期的研究结果表明，川西坳陷西部孝泉、马井、郫县、温江一线以西地区物源主要来自西部龙门山中段，发育近源、短轴三角洲沉积，沉积物搬运距离短、颗粒分选差、粒度较粗、岩屑含量高，以岩屑砂岩、长石岩屑砂岩为主。由于该坳陷西部近源沉积砂岩分选差，长石含量及矿物成分成熟度相对较低，钙质胶结严重（碳酸盐胶结物含量普遍高于10%），砂岩物性条件较差，孔隙度一般低于5%。以温江、新繁地区的蓬莱镇组为例，该区蓬莱镇组砂岩石英含量为66%，长石含量为7%，岩屑含量为27%，碳酸盐胶结物含量为11%，平均孔隙度为3.6%，平均渗透率为0.009mD。反之，川西坳陷中东部地区物源主要来自龙门山北段，以远源、长轴三角洲沉积为主，沉积物经历较长距离的搬运。由于颗粒分选较好、长石及矿物成分成熟度较高、钙质胶结弱（碳酸盐胶结物含量普遍低于8%）、砂岩物性条件较好，孔隙度平均在10%以上，如成都凹陷什邡地区蓬莱镇组和马井地区下沙溪庙组：什邡地区蓬莱镇组以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主（Q70F14R16），砂岩具有较温江地区明显高的长石含量和低的岩屑含量，碳酸盐胶结物含量为7%，孔隙度平均为10%，渗透率平均为0.3mD，物性条件相对较好；马井地区下沙溪庙组主要由细—中粒岩屑长石砂岩组成（Q44F37R19），碳酸盐胶结物含量为2.8%，剩余粒间孔、粒间溶孔发育，孔隙度平均为13%，渗透率平均为0.7mD。

2.4 气藏成藏机理与富集规律

2.4.1 成藏时间和成藏期次

根据川西坳陷马井地区中浅层包裹体测温分析结果，白垩系、蓬莱镇组、沙溪庙组这3个层段烃类流体的包裹体均一化温度存在着较大差异。其中，白垩系七曲寺组均一化温度最低，主峰介于80～100℃，对应主成藏期大致为K2中期—E1早期；蓬莱镇组均一化温度较低，主峰介于90～100℃，对应主成藏期大致为K2中期—E1早期；沙溪庙组均一化温度较蓬莱镇组和白垩系高，主峰介于130～140℃，对应主成藏期K2早期—E1早期。尽管白垩系、蓬莱镇组和上溪庙组均一化温度存在着明显的差异，但与埋藏史和地温史结合分析后认为，它们的天然气成藏时间大致相同，可以认为是同期成藏。

2.4.2 成藏动力

一般而言，天然气以游离相进行二次运移过程中的动力主要是浮力，以水溶相运移的动力主要是水动力［25］。但是，由于川西前陆盆地具有沉降速率高、堆积快速的特点且经历多期构造运动改造，地层普遍致密超压，源储压差就成为天然气运移、聚集的关键动力条件。

源储剩余压力差是超压盆地天然气成藏的主要动力，随着源储剩余压力差的增大，天然气聚集效率也随之增高［26－27］。

以马井地区为例，计算深部烃源岩剩余地层压力为29.16MPa，蓬莱镇组剩余地层压力为1.12MPa，沙溪庙组剩余地层压力为7.79MPa，由此计算主要成藏期深部烃源岩和浅层蓬莱镇组、沙溪庙组储层之间的压力差分别达到28MPa和22MPa。根据源储压差与天然气聚集效率的关系，计算得到马井地区蓬莱镇组天然气的聚集量达1 911×108m3。

2.4.3 运移路径

川西侏罗系气藏远离烃源岩，属于典型的远源次生气藏。根据天然气的干燥系数以及正构烷烃／异构烷烃（iC4／nC4）数据统计，天然气垂向分异不明显，天然气主要通过断层等高速运移通道向上运移（图4）。同时，对应于相同深度，iC4／nC4变化较大，表明存在侧向运移（图4）。

图4 成都凹陷马井、什邡地区天然气干燥系数、iC4／nC4与埋深关系图

断层附近（如马井地区）天然气具有较高iC4／nC4，天然气多沿断层以渗流方式进行垂向运移；断层不发育地区（如什邡地区）砂体中的天然气具有较低iC4／nC4，天然气主要沿着砂体以扩散方式进行侧向运移。

受多期构造运动影响，川西地区（包括凹陷、斜坡带）发育多条断至须家河组的烃源断层，这些断层起到了良好的沟通气源的作用。同时，川西地区发育大规模分布连续的大型浅水三角洲沉积，砂岩具有相对较好的物性条件且砂岩内部发育大量的低角度层理缝，为油气的横向疏导及长距离的侧向运移提供了必要条件。

2.4.4 成藏主控因素

川西地区中浅层气藏纵向上多层叠置，平面上大面积分布，是由多个成藏组合和一系列致密砂岩气藏叠置而形成的叠覆型致密砂岩气区［6，26］。总体上，川西中浅层气藏具有“源、相、位”三元控藏的特点，天然气富集主控因素可以概括为：源控——充足烃源是天然气富集的前提，天然气近源富集；相控——有利沉积相和成岩相带的展布决定了气藏的分布和形成规模；位控——古今构造、砂体与断层配置关系以及裂缝发育状况控制了天然气的富集。

2.4.4.1 充足烃源是天然气富集的前提，天然气近源富集

须五段与下侏罗统为中浅层气藏提供了优质烃源。研究显示，须五段烃源岩生烃中心主要位于大邑北部地区和马井地区，而下侏罗统烃源岩生烃中心主要位于温江、洛带地区（图2）。除大邑地区中浅层保存条件较差而导致中浅层无气藏分布外，其他已发现的气田如马井、什邡、新场、新都、洛带、中江等均位于或是紧邻生、排烃中心部位，具备较好的烃源条件，显示烃源灶对气藏具有明显的控制作用，气藏具有近源富集的特点。

自晚三叠世，四川盆地进入陆内前陆盆地发展阶段。特定的前陆盆地构造背景决定了川西坳陷生储盖空间配置及主要供烃方式［6］。晚三叠世—早侏罗世源岩和储层间互沉积，源储大面积直接接触，以源内、近源自生自储、下生上储面状供烃方式为主；中、晚侏罗世主要以红层沉积为主，源岩不发育，烃源断层是天然气长距离纵向运移的主要通道，主要为远源下生上储网状供烃方式。

远源下生上储网状供烃方式主要针对构造形变较强、烃源断层发育的地区。下伏须五段烃源层生成的天然气通过烃源断层高速通道向上运移，如果砂体和烃源断层、构造配置合理，天然气则通过砂岩储渗体侧向运移到圈闭中聚集成藏。川西地区马井—什邡、孝泉—新场、广汉—金堂、中江、丰谷—高庙子等烃源断层发育区主要为该类供烃方式。此类供烃方式表现为天然气近断层富集，邻近烃源断层，储层含气丰度高，纵向上含气层系多。以成都凹陷崇州1井为例，由于其邻近烃源断层，故其全井段油气显示均较好，蓬莱镇组和沙溪庙组测试均获工业气流。同时，勘探实践证实，位于烃源断层附近的砂体，即使砂岩孔隙度较低，储集性较差，但由于邻近断层，微裂隙较发育且源储压差大，成藏动力强，也能获得较好产能，如马井16井、广金6井蓬一段砂岩。

源内、近源自生自储、下生上储面状供烃方式主要针对构造相对稳定、断层不发育地区。烃源主要来自下侏罗统暗色泥岩以及下伏须家河组，储层主要为中、下侏罗统砂岩、石灰岩以及须家河组致密砂岩。由于断层欠发育，天然气主要通过扩散作用向上运移。川西地区弱形变区（如崇州—郫县、丰谷、回龙地区等）中下侏罗统气藏以及须家河组气藏主要为该类供烃方式。此类供烃方式表现为天然气近烃源富集，邻近烃源岩的储层含气性较好。以回龙地区下侏罗统自流井组大安寨段气藏为例，由于该区大安寨段源储直接接触，烃源供给充分，含气性好，多口井测试获工业气流。

2.4.4.2 有利沉积相和成岩相带的展布决定了气藏的分布和形成规模

勘探实践证实，强水动力沉积环境下发育的砂体储集性能较好，例如三角洲平原分流河道、三角洲前缘水下分流河道及河口砂坝等，由于水动力条件强，砂体得到充分的冲洗，杂基含量低、分选较好，抗压实能力强，储层物性好；反之弱水动力环境下形成的如滨湖砂坪、决口扇、远砂坝等砂岩，颗粒分选差、粒度细、杂基含量高、抗压实能力弱，储集性能差。储层分布与沉积微相关系也显示相对优质储层主要分布在分流河道、河口坝砂岩中。

此外，不同物源体系也对砂岩的储渗性能具有控制作用。川西坳陷远源三角洲（水下）分流河道砂体的储渗性能要明显好于近源（水下）分流河道砂体。目前发现的具较大规模的气藏大部分都分布在远源浅水三角洲沉积砂体中。而来自龙门山中段的近源三角洲沉积砂体由于物性条件较差，气藏主要分布在断层、裂缝较发育地区，气藏规模相对较小。

同时，砂体的储集性能也受成岩相带的影响。川西地区有利成岩相为弱—中等压实、弱胶结、次生孔隙发育、破裂作用发育相。以蓬莱镇组三段为例，龙门山前构造带、孝泉地区砂岩由于钙质胶结严重，储层致密，含气性差；而成都凹陷什邡、洛带地区砂岩溶蚀孔隙发育，储层品质好，含气性也较好。

2.4.4.3 古今构造、砂体与断层配置关系以及裂缝发育状况控制了天然气的富集

川西坳陷特定的前陆盆地构造背景决定了构造形变差异及圈闭类型［6］。川西探区具有“三隆两凹一坡”的构造格局（图1），其中大邑—鸭子河构造带和知新场构造带形变强，圈闭类型主要为背斜、断背斜等构造圈闭，新场构造带中等形变区主要发育构造—岩性复合圈闭，成都凹陷和梓潼凹陷形变程度弱，主要发育地层、岩性圈闭。其中，非构造圈闭主要分布在凹陷、斜坡部位。

烃源断层发育区以远源下生上储网状供烃为主，天然气能否聚集成藏主要受控于砂体与已知含气砂体或烃源断层的配置关系。只有储集砂体下倾方向与断层或已知含气砂体相接且上倾方向能够形成构造或岩性封闭，才能形成有效圈闭，天然气才能富集成藏，成都凹陷马井、什邡地区蓬莱镇组就属于该类型。马井地区烃源断层位于构造较低部位，相对于该断层，马井、什邡地区大部分砂体在主要成藏期及现今均位于构造较高部位，砂体均以低部位与断层相接，砂体与构造、断层配置关系较好。因此能够构成有效圈闭，为天然气的高效聚集提供了必备条件。如果储层上倾方向与断层相接，则会导致天然气沿断层逸失，难以形成天然气的有效聚集，如什邡13井、广金12井蓬莱镇组砂岩。

弱形变、烃源断层不发育区则以源内、近源自生自储、下生上储面状供烃为主，气藏主要分布在下侏罗统和须家河组。由于缺乏烃源断层，天然气在生烃膨胀力等驱动力作用下以扩散方式运移，具有近源富集的特点。此类供烃方式受以下几个因素的控制：①生烃灶的位置控制了气藏的分布，气藏主要形成于邻近烃源岩的砂岩或石灰岩储层中；②古今构造对油气调整、富集具有重要控制作用，古、今构造的相对高部位有利于气藏的富集；③规模裂缝对储层渗流性的改善以及气井高产至关重要。由于下侏罗统及须家河组埋藏较深，砂岩经历长期压实、胶结作用，基质物性，特别是基质渗透能力较差。因此，发育规模裂缝对储层渗流性的改善以及气井高产至关重要。回龙地区下侏罗统自流井组大安寨段介屑灰岩储层基质物性极差，岩心孔隙度均值为1.54%，渗透率均值为0.037mD，岩心孔隙度—渗透率关系差，显示其储层类型以裂缝型、孔隙—裂缝型为主，裂缝的发育改善储层储渗能力，使得该区大安寨段介屑灰岩油气勘探取得较好的效果，多口井测试获工业油气流。

2.4.5 成藏模式

川西地区已发现中浅层气藏的天然气主要来自下伏须家河组五段和下侏罗统的烃源岩，天然气运移的动力、运移的通道以及优质储层的展布控制着气藏的形成和发育的规模。针对不同的构造背景、输导体系以及供烃方式，川西中浅层气藏存在以下2种成藏模式。

2.4.5.1 沿断裂高速运移的天然气聚集成藏模式

天然气主要来源于下伏的须五段烃源岩，有少量须四段和下侏罗统烃源岩的贡献，源储距离远，以远源下生上储网状供烃为主，属于典型的远源气藏。具备多种油气运移通道，包括烃源断层、孔隙型砂岩储层、砂体间次级断裂、裂缝系统等。断层、砂体、破裂系统等输导体系相互结合，形成了复杂的油气运移立体通道网络，通过立体网状的复合输导体系，来自下伏须五段和下侏罗统的天然气能够沿着不同方向、以不同距离进行纵、横向立体式运移，从而聚集、成藏。天然气同时具有渗流、扩散两种运移方式，主要成藏动力为源储压差以及浮力。该类气藏主要分布在构造高部位、斜坡、凹陷中相对优质储层发育区（图5）。其中，分布在凹陷、斜坡地区的地层、岩性气藏气水关系复杂，总体上气水分布不受宏观构造控制，而主要受岩性、物性差异控制，局部物性较好的砂体内部存在浮力驱动，天然气可按常规气藏模式聚集分异，呈现正常的上气下水的气水分布特征。

图5 川西坳陷致密砂岩气藏成藏模式图

2.4.5.2 生烃增压幕式天然气成藏模式

主要见于断裂不发育的弱形变区，以源内、近源自生自储、下生上储面状供烃为主。其气源为须五段泥页岩和下侏罗统黑色泥页岩，运移动力主要为生烃膨胀力，运移通道主要为生烃增压所形成的微裂缝，运移方式以扩散运移为主。该类气藏的分布受生烃灶控制，气藏主要形成于邻近烃源岩的储层中，远离烃源岩的储层难以规模聚集（图5）。

3 结论

1）川西坳陷上三叠统须家河组与下侏罗统暗色含煤泥页岩烃源条件极佳，可供聚集天然气资源量巨大，具备形成大中型油气田的物质基础。

2）川西坳陷侏罗系具有多个方向物源，物质来源丰富，具备形成大型坳陷湖盆浅水三角洲沉积的地质条件。砂体纵向多层叠置、平面上大面积稳定展布，具有“满盆富砂”的特点。

3）川西坳陷碎屑岩储层砂岩致密化程度较高，但储层非均质性强，不同地区、不同层段均发育相对优质储层。

4）川西坳陷深层和中浅层普遍发生超压，源储压差是天然气运移、聚集的关键动力条件。天然气在源储压差和浮力作用下沿断层、砂体以及裂缝系统以渗流、扩散方式进行纵、横向立体式运移。

5）川西致密砂岩气藏存在网状和面状两种供烃方式。晚三叠世—早侏罗世源岩和储层间互沉积，源储大面积直接接触，以源内、近源自生自储、下生上储面状供烃方式为主；中、晚侏罗世主要以红层沉积为主，源岩不发育，源储需断层沟通，主要为远源下生上储网状供烃方式。

6）川西中浅层气藏具有“源、相、位”三元控藏的特点：源控——邻近烃源断层或烃源岩；相控——远源、长轴三角洲沉积，弱—中等压实、弱胶结、次生孔隙发育、破裂作用发育；位控——砂体与古今构造、烃源断层配置关系较好，砂体以其低部位与断裂相接且上倾方向能够形成构造或岩性封闭。

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