川西坳陷中段须家河组致密砂岩气藏成藏模式探讨

2016-09-16尚长健朱振宏欧光习楼章华

浙江大学学报（理学版） 2016年5期

关键词：连续型川西烃源

尚长健，朱振宏，欧光习，王　君，楼章华

(1.核工业北京地质研究院，北京 100029； 2. 浙江大学海洋学院，浙江舟山 316021)

川西坳陷中段须家河组致密砂岩气藏成藏模式探讨

尚长健1，朱振宏2，欧光习1，王君2，楼章华2

(1.核工业北京地质研究院，北京 100029； 2. 浙江大学海洋学院，浙江舟山 316021)

通过分析流体包裹体均一温度和砂岩碳酸盐胶结物氧同位素数据，并结合沉积-埋藏史，研究须家河组流体活动特征，进行储层致密化分析. 在此基础上，结合烃源岩演化、储层致密化、流体活动等研究，探讨川西坳陷须家河组致密砂岩气藏成藏模式. 认为：须家河组具有形成“连续型”气藏的地质条件，砂岩持续致密化，自烃源岩沉积后持续生烃，流体包裹体的显微观测也表明油气充注在持续进行. 据此认为，须家河组气藏成藏模式是“前期边致密边成藏，后期裂缝发育成藏”.

致密砂岩气藏；成藏模式；川西坳陷；须家河组

1927年在美国圣胡安盆地(San Juan Basin)首次发现致密砂岩气藏，并于20世纪50年代进行生产开发. 1976年又在加拿大阿尔伯达盆地(Alberta Basin)发现大型致密砂岩气田. 目前在全球范围内发现了多处致密砂岩气藏，我国的鄂尔多斯盆地、四川盆地、吐哈盆地、松辽盆地、渤海湾盆地均发育有致密砂岩气藏[1-3].

2011年11月实施的《中华人民共和国石油天然气行业标准——致密砂岩气地质评价方法(SY/T 6832-2011)》将覆压基质渗透率小于等于0.1×10-3μm2的砂岩气藏定义为致密砂岩气藏[4].戴金星[5]认为我国致密砂岩气(含义较广的深盆气)几乎占预测天然气远景资源量的1/2. 随着水平井与压裂改造等勘探技术的广泛应用，国内的致密砂岩气进入快速发展时期. 截至2011年底，中国致密砂岩气累计探明地质储量为3.3×1012m3，四川盆地须家河累计探明地质储量超过1.0×1012m3[6].

致密砂岩气藏一般具有构造平缓、埋藏较深、岩性致密、低孔渗、次生(溶蚀)孔隙相对较发育、高含水饱和度、高束缚水饱和度、电阻率较低、沉积物成熟度低、成岩程度高、毛细管压力高以及无明显的气水界面、常具异常压力、地质储量可观、产量较低等特点[7]. 致密砂岩气藏可分为“连续型”致密砂岩气藏和“圈闭型”致密砂岩气藏[8]. 前者上水下气(气水倒置)，储源一体或者近源，没有明显的气水界限，储量大、丰度低，一般位于构造的较低部位；后者上气下水(气水顺置)，储层规模较小但产量较高，一般位于构造高部位.

理论上，存在“连续型”致密砂岩气藏和“圈闭型”致密砂岩气藏的界限，此界限的孔吼直径即为临界值. 在此临界值之上的致密砂岩内，由于天然气的浮力和膨胀力可以克服毛细管力和摩擦力而形成“圈闭型”气藏；在此临界值之下的致密砂岩内，由于天然气的浮力和膨胀力较小，从而形成气水倒置的“连续型”气藏.在实际情况中，一般在“连续型”气藏和“圈闭型”气藏之间存在气水过渡带，其厚度与孔渗密切相关.“连续型”气藏具有动态平衡的特点[9-10]，即必须有源源不断的烃源注入，其规模才可以保持并扩大.在“连续型”气藏内部，如果存在相对高孔渗的砂岩透镜体或者裂缝发育的砂岩体，在其内部形成丰度较高的天然气藏，即为“甜点”(Sweet Spot). 甜点具有工业开采价值，是“连续型”气藏勘探的目标，其规模和频次决定油气勘探和开发的价值[9].

在没有外界干扰的情况下，天然气成藏与储层致密过程有4种理论模式：①先成藏后致密；②边成藏边致密；③先致密后成藏；④先致密后裂缝发育成藏. 目前，关于川西坳陷须家河组储层致密化与油气成藏的关系，主要存在两大观点：“先致密后成藏”[11-12]和“先成藏后致密”[13-16]. 前者主要是从有机质成熟度、异常超压等角度研究气藏与储层致密过程的先后关系，后者则主要是从地质勘探角度获得的认识.在研究该区气藏与储层致密的过程中，笔者发现流体包裹体的均一温度、碳酸盐胶结物氧同位素数据相一致，结合烃源岩演化、储层致密化、流体活动等研究，提出“前期边致密边成藏，后期裂缝发育成藏”的成藏模式.该模式可为须家河组致密砂岩气藏的勘探开发提供理论依据，具有重要的现实意义.

1　地质背景

川西坳陷北接西秦岭褶皱带，西以龙门山断裂带为界，南接峨眉、瓦山断块，东与川中隆起平缓相接，面积近6×104km2，地表以白垩系尖灭线为边界，在晚三叠世后演化成前陆盆地. 沿北川-安县和卧龙-怀远一线为界，将龙门山分为南段、中段和北段，受其影响的川西坳陷也分为南段、北段和中段[17]. 根据沉积和构造形变特征，川西坳陷中段可分为5个构造区带(见图1).

川西坳陷发育了巨厚的晚三叠统沉积，在20 Ma的时间沉积了4 000 m的地层[18]，具有西厚东薄的特点. 川西坳陷须家河组天然气资源丰富，勘探潜力巨大[19-23]. 这主要归功于厚度大、展布广、有机质含量高、品质好的上三叠统含煤碎屑岩系. 纵向上，烃源岩主要是马鞍塘组(T3m)、小塘子组(T3t)、须三段(T3x3)和须五段(T3x5)，在须二段(T3x2)和须四段(T3x4)中的部分泥页岩也是高效烃源岩.其中，上三叠统的马鞍塘组、小塘子组、须三段约占整个坳陷生烃量的60%[19]. 烃源岩有机质类型，马鞍塘组-小塘子组干酪根以优质的I型、II型为主，须三段、须五段干酪根以III 型为主[24].川西坳陷上三叠统烃源岩在不同地区、不同层位进入排烃门限和排烃高峰期的时间存在差异[25]，只有与烃源岩生排烃相配合的成藏才能形成大型天然气藏.

图1　川西坳陷构造单元划分图Fig.1　Tectonic division of Western Sichuan Depression

川西坳陷上三叠统须家河组砂岩十分发育，主要发育于须二段，其次为须四段，须三和须五段中也发育有储层砂岩.须二段和须四段是该区主要的储层，粒径以中-细粒为主, 大多数砂岩分选较好. 碎屑颗粒磨圆中等-较差, 以次棱角状为主.须家河组砂岩储层经历了强烈的成岩作用，普遍致密化，孔渗物性差[26-27]，孔隙度均值为4.49%，渗透率众值小于0.1×10-3μm2. 由于川西坳陷的气藏处于生长阶段或者稳定阶段前期,因此川西坳陷须家河组气藏具有异常超压[28]. 马鞍塘组、小塘子组、须三段和须五段为主力烃源岩，须二段和须四段为主要储层，储层与烃源层交互分布，呈“三明治”结构[22].

2　样品采集及测试方法

本研究采集了川西坳陷中段须家河组的岩心样品，全部样品送至核工业北京地质研究院进行分析测试. 流体包裹体分析测试采用均一温度法，利用LINKAM THMS 600型冷热台，仪器精度为0.1 ℃. 在25 ℃真空条件下，砂岩中的碳酸盐胶结物与磷酸反应产生CO2气体，利用Finnigan MAT-253气体同位素质谱仪分析氧同位素，采用SMOW标准，精度为0.03‰.

3　流体活动特征

在须家河组砂岩石英碎屑微裂缝和次生加大边形成了大量的含烃盐水包裹体.通过测试自生石英内流体包裹体的均一温度(见表1)，可以确定自生石英形成温度.利用温度结合川西坳陷的埋藏史-热史曲线(见图2)，即可估算时间.川西坳陷须家河组包裹体均一温度分布范围很广，表明流体活动持续时间长. 须家河组砂岩内的自生流体包裹体自地层沉积后一直在形成.

表1　自生石英矿物内包裹体均一温度统计

碳酸盐胶结物是须家河组内常见的胶结物之一，本研究选择方解石胶结物发育的砂岩测定其氧同位素(见表2). 利用氧同位素可以计算古温度：

T(℃)=16.9-4.38(δC-δW)+0.10(δC-δW)2，

其中，δC=10.25+1.010 25×δCaCO3，δW=41.2(设δH2O=0).

由上式，利用δ18OSMOW可计算须家河组砂岩方解石胶结物形成的温度. 根据川西坳陷埋藏史-热史估算的须家河组方解石胶结物形成时间，与利用包裹体均一温度估算的时间基本一致，自须五段沉积期开始，一直持续到白垩纪. 可见，须家河组砂岩储层自须五段沉积期后至白垩纪一直处于持续致密化阶段.

表2　方解石胶结物δ18OSMOW统计表

4　烃源岩的生烃过程

上三叠统烃源岩厚度大、展布广，有机质丰度高、品质较好，在地史演化过程中生成了丰富的天然气，为本地区须家河组天然气藏的形成提供了必备的气源条件. 川西坳陷烃源岩演化西早东晚，西高东低，主要是由西深东浅的构造特点决定的. 上三叠统须家河组天然气以煤型气为主，局部地区存在油型-煤型混合气[30-31]. 采集的样品裂缝中含有大量沥青(见图3)，须二段和须四段均有此特点，推测研究区曾有过大量的原油运聚成藏，后期由于高温裂解而形成天然气藏.

图2　川西坳陷埋藏史-热史及流体活动时间[29]Fig. 2　Burial and thermal history and geofluid activity of Western Sichuan Depression[29]

图3　须家河组发育沥青样品图Fig.3　Pitch sample in Xujiahe Formation

对于下含气系统，马鞍塘组与小塘子组为主要烃源岩.在须二段储层内有大量反射率较高的沥青(见图3)，推测为油藏裂解后的残余物，并且存在油型-煤型混合气，证实须二段存在古油藏[31]. 晚三叠世末，马鞍塘组-小塘子组进入早期生油阶段；至晚侏罗世末，马鞍塘组-小塘子组全部进入原油裂解成湿气和干气阶段[32]. 须三段烃源岩的天然气也有部分进入须二段储层内，由于需要克服浮力作用，因此能进入须二段的天然气很有限.

对于上含气系统，须三段和须五段是主要烃源岩.晚三叠世末须三段进入生气阶段；在白垩纪末期须三段大量生气.在早侏罗世-中侏罗世末，须五段烃源岩开始生气；在白垩纪末期，须五段大量生气.

5　须家河组气藏成藏模式

形成“连续型”气藏需要以下地质条件：①烃源岩生气强度大，并且储层近源；②储层致密；③埋深较大；④位于深坳陷或者单斜构造带[2,33].

川西坳陷须家河组具有持续生烃的马鞍塘组-小塘子组、须三段和须五段烃源岩，烃源条件足以与Alberta盆地媲美；储层致密，孔隙度均值为4.49%，渗透率均值小于0.1×10-3μm2；位于龙门山前缘，处于前陆盆地的深坳陷部及斜坡带，并且主体深埋在3 000 m以下. 川西坳陷须家河组符合上述条件，具有形成“连续型”气藏的地质条件.

通过自生石英流体包裹体、砂岩方解石胶结物形成年龄估算，可知自须二段、须四段沉积以后就开始形成自生矿物.自生矿物持续生成，并且川西坳陷一直处于构造挤压阶段，造成砂岩持续致密. 同时，自须二段和须四段沉积后烃源岩持续生烃. 流体包裹体的显微观测也表明，油气充注在持续进行.

包裹体的形成持续时间很长，自第1期排烃的晚三叠世中-晚期持续到第2期的中-晚侏罗世[34]. 伊利石K-Ar测年主要在晚侏罗世-早白垩世，由于天然气大规模成藏才阻止了伊利石的生成. 此外，喜山运动抬升剥蚀期间发育了大量的裂缝，裂缝内自生方解石及石英的ESR测年显示，其形成在古新统、始新统、渐新统[35]. 在此期间，晚三叠世末和中侏罗世-早白垩世流体活动剧烈，是天然气充注较快的时期.

根据对烃源岩演化、储层致密化、流体活动等的研究，笔者认为须家河组气藏的成藏模式为“前期边致密边成藏，后期裂缝发育成藏”(见图4).

图4　川西坳陷须家河组气藏成藏模式图Fig. 4　Gas accumulation mode of Xujiahe Formation in the Western Sichuan Depression

在喜山运动之前，须家河组烃源岩持续生烃[13,20,36]，并且盆地流体持续活动，油气运移过程中在合适的地质条件下形成油气藏. 印支晚期，须家河组储层的孔吼半径还未达到临界值，因此形成的全部是“圈闭型”油气藏，此时龙门山雏形显现，须二段在龙门山前缘形成了大量的背斜圈闭油气藏和岩性圈闭油气藏，须四段由于无有效盖层，此时尚未形成油气藏(见图4(a)).

至燕山运动中晚期，由于前期构造活动强烈，龙门山开始快速隆升，在龙门山前缘形成了大量的逆冲断层.此时须二段油藏裂解为湿气或者干气. 川西坳陷的中东部地区由于受到构造影响较小，坳陷中心形成大规模的“连续型”致密砂岩气藏，而“圈闭型”致密砂岩气藏依然存在；在川西坳陷西部，原来形成的气藏遭受破坏，形成了新的“圈闭型”致密砂岩气藏(见图4(b)).

印支晚期，受喜山运动的影响，龙门山强烈逆冲推覆，高差巨大. 早期形成的气藏遭受破坏调整，“连续型”致密砂岩气藏范围缩小，“圈闭型”致密砂岩气藏规模降低，天然气沿着断层向上运移. 喜山运动造成储层内裂缝发育，改善了储层物性，在须家河组内形成数量众多的“圈闭型”气藏，特别是在龙门山前缘强烈构造发育带形成众多小规模的“圈闭型”致密砂岩气藏(见图4(c)).

川西坳陷须家河组经历了多期构造运动，存在复杂的成岩作用，从而导致储层高度致密化.天然气成藏机理复杂，研究表明，主要有“边砂岩致密边成藏”和“先致密后裂缝发育成藏”2种模式. 喜山期以前，由于致密化程度与供排烃匹配的关系，须家河组地层形成了不同类型的砂岩致密气藏，即“圈闭型”致密砂岩气藏和“连续型”致密砂岩气藏.须家河组孔隙内出现了气水正常和气水倒置等情况，并有大面积的气水过渡带.喜山运动导致川西坳陷整体抬升剥蚀，大量微裂缝发育，油气调整形成大量的“圈闭型”致密砂岩气藏，气水关系正常.而在没有微裂缝发育地区，原形成的“连续型”气藏内，仍然存在气水倒置的现象.由于断层的切割，“连续型”致密砂岩气藏和“圈闭型”致密砂岩气藏规模均较前期范围小，气水关系更为复杂.同时，川西坳陷须家河组还存在受深层的越流及古大气水下渗的影响，令川西坳陷须家河组气藏气水关系复杂化.

6　结　论

6.1根据川西坳陷埋藏史-热史估算的须家河组方解石胶结物形成时间，与利用包裹体均一温度估算的时间基本一致，均自须五段沉积期开始，一直持续到白垩纪. 并且川西坳陷一直处于构造挤压阶段，造成砂岩持续致密化.

6.2川西坳陷须家河组具有“连续型”气藏形成的地质条件，砂岩持续致密化，自须二段和须四段沉积后烃源岩持续生烃.对流体包裹体的显微观测也表明，油气充注在持续进行. 根据对烃源岩演化、储层致密化、流体活动等的研究，笔者认为须家河组气藏的成藏模式是“前期边致密边成藏，后期裂缝发育成藏”.

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Study on gas accumulation modes of Xujiahe Formation tight sand gas reservoirs, in the middle of Western Sichuan Depression, China.

SHANG Changjian1, ZHU Zhenhong2, OU Guangxi1, WANG Jun2, LOU Zhanghua2

(1.BeijingResearchInstituteofUraniumGeology,Beijing100029，China; 2.OceanCollege,ZhejiangUniversity,Zhoushan316021,ZhejiangProvince,China)

Journal of Zhejiang University(Science Edition), 2016,43(5):580-586

Combined with the burial and thermal history of Western Sichuan Depression, homogenization temperature of geofluid inclusion and oxygen isotope of carbonate cement are used to study the geofluid activity of Xujiahe Formation. And then sandstone densification is analyzed. A study on gas accumulation modes of tight sand gas reservoirs of Xujiahe Formation in the Western Sichuan Depression is conducted based on evolution of hydrocarbon source rocks, sandstone densification and geofluid activities, and so on. It concludes that (i) the Xujiahe Formation of Western Sichuan Depression meets all the factors of continuous tight sand gas reservoir, (ii) the sandstone of Xujiahe Formation continues to be identified, (iii)source rocks of the Xujiahe Formation can continuously produce hydrocarbon since their deposition, and (iv)the microscopic observation of geofluid inclusion shows that hydrocarbon continuously charges. Based on the above results, a model of the Xujiahe Formation gas accumulation is presented, namely gas accumulation is synchronization with sandstone densification in the earlier stage and gas accumulation restarts after cracks formed in the later stage.

tight sand gas reservoirs; gas accumulation mode; Western Sichuan Depression; Xujiahe Formation