川西南部须家河组勘探潜力再评价

2016-11-16陈尘韩嵩

天然气勘探与开发 2016年3期

关键词：沉积相烃源勘探

陈　尘　韩　嵩

（中国石油西南油气田公司勘探开发研究院）

川西南部须家河组勘探潜力再评价

陈尘韩嵩

（中国石油西南油气田公司勘探开发研究院）

一直以来上三叠统须家河组都是四川盆地川西南部勘探的重点层系之一，历经60余年的勘探开发，该地区已获得1个气田和5个含气构造，过去的研究大都以须二、须四、须六段作为目的层，对须一、须三、须五段并未引起足够重视。为此从烃源岩条件、储层特征、盖层条件、构造发育情况等方面，对川西南部须家河组整体的含油气地质条件及勘探潜力进行分析；在此基础上，将川西南部划分出5个构造区带并进行评价。评价结果表明，邛西区带仍为川西南部油气勘探开发最有利区带，并优选出霖雨场、银天坪、南山、沙坪铁厂作为下一步天然气勘探的有利目标。图3表1参12

川西南部晚三叠世含油气地质条件构造区带勘探潜力

0　引言

研究区位于四川盆地西南部，地跨成都、雅安、眉山三地市，西起龙门山逆冲推覆构造带，东至龙泉山构造带与川中相邻，南抵峨眉—瓦山断褶山前构造带，北接中石化登记区，面积约1.3×104km2［1-2］。区域大地构造处于龙门山南段前缘地带，总体上受前陆盆地的发生及发展控制（图1）。

图1　四川盆地西南部地区须家河组勘探现状图

过去，针对川西南部上三叠统须家河组的研究主要集中在须二、须四、须六段（邛西气田须二段累计获得天然气探明及控制地质储量超（×××）×108m3）［3-4］，对于须一、须三、须五段仅作为烃源岩关注，近年来，随着钻井技术的提高以及勘探认识的不断深化，中国石油、中国石化相继在川西南部地区须一、须三、须五段发现数口高产气井，展示出川西南部须家河组具备立体勘探的良好前景。因此本文在过去研究的基础上，结合最新的勘探成果，从含油气地质条件、构造区带、资源潜力等方面重新对川西南部须家河组的勘探潜力进行评价，并提出了有利的勘探区带及勘探目标。

1　含油气地质条件

1.1烃源岩条件

四川盆地须家河组是一套以陆相沉积为主的含煤建造，其中须一、须三、须五段中的暗色泥岩和所夹煤层为形成四川盆地须家河组气藏的主力烃源岩。该套烃源岩在盆地内广泛分布，烃源岩厚度总体上具西厚东薄的展布特征，在川西南部地区须家河组烃源岩累积厚度普遍在400 m以上，最厚地区可达1 300 m，有机质类型以腐殖型为主，泥页岩有机碳含量在1.00%～2.25%，总生烃强度达到（20～180）×108m3/km2［5］，为须家河组天然气富集奠定了良好的资源基础。

1.2沉积相特征

四川盆地在晚三叠世后进入陆相沉积盆地发展阶段，川西南部地区由于紧邻物源区，以三角洲沉积体系为主，局部发育浅湖相及海相沉积，其中高能沉积相带主要是指三角洲体系中的三角洲前缘水下分流河道、席状砂微相等。具体来看，须一段为海陆过渡相沉积体系，以发育浅海潮坪及三角洲相为主，水下分流河道微相主要分布在雾中山—灌口—白马庙一带，砂体厚度变化较大，从10～160 m不等；须三段大部分地区发育水下分流河道及河口坝席状砂微相，仅在外围周公山、三苏场、龙泉山地区沉积湖泊相，砂体厚度介于20～120 m；须五段与须三段相比，沉积水体深度增加，导致湖泊相范围扩大，水下分流河道微相退缩至大邑、邛崃地区，砂体厚度普遍在80～160 m；须二段大部分地区发育水下分流河道微相，仅在峨眉地区沉积浅湖相，砂岩累计厚度均在100 m以上；须四、六段主要在邛崃、白马庙、熊坡地区发育水下分流河道-席状砂微相，向南至雅安、眉山、乐山地区逐渐变化为浅湖相，砂体厚度介于50～150 m。总体上川西南部须家河组各层沉积相均呈现出由北向南逐渐变差的趋势。

1.3储集特征

通过岩心资料分析，须一段石英含量较高，岩石类型以岩屑石英砂岩为主，局部发育较纯的石英砂岩，须三、须五段主要发育岩屑砂岩、岩屑石英砂岩，须二、须四、须六段砂岩岩屑含量降低，岩石类型以长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩为主；物性特征方面，须一段孔隙度分布范围为1.34%～9.21%，平均值为5.40%，渗透率介于0.00615～13.1mD，平均值为0.42mD，须三、须五段孔隙度略低于须一段，分布范围为1.17%～6.19%，平均值为4.91%，渗透率介于0.000298～8.81mD，平均值为0.53 mD，须二、须四、须六段孔隙度分布范围为2.34%～9.7%，平均值为4.38%，渗透率主要集中在0.1～0.5mD；须一、须三、须五段单层储层厚度一般小于1m，累计储层厚度值主要分布在2～15 m，储层厚值区主要集中在水下分流河道微相发育的邛西、白马庙、平落坝地区，须二段储层厚度普遍在20m以上，局部井可达100m以上（Q4井，须二段储层累计厚度167.7m），须四、须六段由于有利沉积相不发育，储层累计厚度均小于10 m。

岩心资料显示川西南部须家河组纵向上各段均发育砂岩储层，总体上为一套成熟度较低的碎屑岩。储集空间类型以粒间溶孔、粒间孔为主，裂缝是主要的渗流通道，从孔隙度和渗透率值分析判断其属于超低孔、低渗的裂缝-孔隙型储层。储层厚度方面表现出单层厚度差异较大，变化范围从1 m到25 m；多套储层相互叠置，储层层数多，累计厚度变化大的特点。

1.4盖层条件

川西南部须家河组须一、须三、须五段中的泥页岩厚度大、分布广，可作为自身及相邻层位的直接盖层，上覆侏罗系泥页岩、白垩系蒸发岩（石膏）亦可作为须家河组各储集层的间接盖层。

从川西南部须家河组地表出露地层展布图来看（图2），邛西、白马庙一带地表出露地层较新，以白垩系地层为主；向西北方向的雾中山、高家场、三和场构造出露地层较老，以沙溪庙组地层为主，核部受剥蚀情况严重，可出露到须二段；向东至苏码头、油罐顶构造，出露地层主要为侏罗系地层。

图2　四川盆地西南部须家河组地表出露地层展布图

1.5构造发育

资料表明研究区在加里东期地处乐山—龙女寺隆起带抬升最高部位，二叠系直接与下伏寒武系接触，中三叠世以后开始下沉，并在其后沉积了近6 000 m的中新生代陆相地层［6］，进入晚三叠世以来，经历了印支、燕山、喜山多期重大构造运动，每一期构造运动都有局部背斜构造或大型隆起带形成，并且后期的构造运动总是对早期形成的构造不断进行叠加改造，才形成现今的构造格局。

本区现今构造走向以北东及北北东向为主，西部以高家场、莲花山、雾中山等大型背斜构造及平落坝、大兴西等中型背斜构造为主；南部主要发育近南北走向的汉王场、周公山、沙坪铁厂等背斜构造；东部主要分布熊坡、龙泉山等大型背斜带，以及盐井沟、苏码头等中小型背斜［6］。

2　构造区带划分及其地质特征

川西南部位于龙门山构造带东缘，中生代以来遭受龙门山多期挤压走滑作用的改造，因此形成了众多与龙门山平行的成排成带的构造圈闭［7］。根据研究区沉积相特征、储层条件、受应力变形程度、构造走向及勘探程度，将其划分出5个构造区带（图3）。

图3　四川盆地西南部须家河组构造区带划分图

2.1邛西区带

本区带处于川西上三叠统前陆盆地冲断带的西部边界，地表地形以高山深谷为主。该区上三叠统沉积较厚，烃源岩厚逾1 000 m，生烃强度介于110× 108～240×108m3/km2，气源条件极佳；沉积相以发育水下分流河道微相为主，砂岩厚度可达350～700 m（其中须一、须三、须五段砂岩厚度平均在80 m以上）；储层发育，其中须二段储层条件最好，须一、须三、须五段储层单层厚度亦超过5 m，储层厚度累计可达50 m；区域盖层遂宁组完整，保存条件较好；构造变形强烈，裂缝较发育［2］。

在划分出的五个区带中，本区勘探程度最高，大部分地区均已开展了二维地震工作，已落实圈闭面积大于5 km2的圈闭有21个，多为北东向展布的潜伏构造。截至2015年底区内钻达须家河组的井共计108口，已钻探大兴西、平落坝、邛西、灌口、核桃坪、张家坪、莲花山等构造，获气井55口，获气层系为须一—须五段，发现了邛西气田及张家坪、莲花山等含气构造，三级储量累计超千亿立方米。

2.2熊坡区带

该区带处于川西上三叠前陆盆地凹陷带的南斜坡带上，主要受到北东向展布的熊坡断层控制，该断层在区域上被称作“蒲江—新津—成都断裂带”，是龙门山逆冲推覆构造向前推挤进入盆地内部的一个主要构造变形区域［8］。本区上三叠统烃源岩厚度介于500～600 m，生烃强度介于100×108～180× 108m3/km2，气源条件好；沉积相以水下分流河道、河口坝-席状砂微相为主，砂体厚度为300～500 m（其中须一、须三、须五段砂岩厚度平均在50m以上）；储层条件略差于邛西区带，累计储层厚度介于35～45 m（须二段储层厚度10～20 m）；由于受到熊坡大断层的影响，构造活动频繁，保存条件较差。

本区目前钻达须家河组的井仅有1口，须二段获微气，但在遂宁组获高产气流，使得该区带成为侏罗系浅层气勘探的重点地区。

2.3沙坪铁厂—三苏场区带

该区带位于川西南部西南端，由于区内潜伏着东西向的巨型加里东期隆起带，又受南北向康滇地轴的强烈影响，加之后来多期构造运动的叠加，导致区内构造复杂多变，构造走向以近南北向展布为主。本区上三叠统烃源岩厚度介于400～550 m，生烃强度介于20×108～80×108m3/km2，气源条件良好；沉积相从北向南由三角洲相向浅湖相逐渐过渡，砂体厚度有明显下降的趋势，累计砂体厚度介于50～350 m（其中须一、须三、须五段砂岩厚度10～50 m）；储层条件明显变差，各段储层厚度均在10 m以下；地表主要出露白垩系地层，保存条件好。

区内目前已钻汉王场、周公山、三苏场三个构造，钻井数共13口，主要目的层系为须一、须二、须五段，除H1井在须二段获得4×104m3的日产气量外，其余井在须家河组均未获得较大突破，但已有的研究成果表明该区的主力勘探层系为二叠系。因此可在对二叠系进行勘探的同时，将须家河组作为兼探层系进行研究。

2.4苏码头—盐井沟区带

该区带位于双流—彭山县境内，龙泉山构造带西侧，地表存在北东向展布的苏码头、盐井沟构造。本区烃源条件良好，上三叠统烃源岩厚度450～550m，生烃强度介于20×108～60×108m3/km2；沉积相从北向南由水下分流河道及席状砂微相向浅湖相过渡，砂体厚度变化较大从260～950 m不等；储层较发育，以须二段储层条件最好，须一、须三、须五段储层厚度介于5～10 m，储层累计厚度介于40～90 m；地表以出露侏罗系地层为主，保存条件中等。

本区目前钻达须家河组的井有8口，主要目的层系为须二、须四段，共测试5口井，其中2口井获微气（M1井须二段：0.009×104m3，M2井须二段：0.017 2× 104m3，须四段：0.019 4×104m3），其余3口井为气水同层（M3、Y1、Y2井），说明该区气水关系较复杂，下一步应在加强对该区带气水分布模式及影响因素的研究的基础上进行有针对性的勘探［9］。

2.5龙泉山区带

该区带位于金堂、仁寿、井研等县市境内，主要为前陆盆地凹陷带与前陆斜坡带之间的区域，属川西南部最东边的一排构造带，构造走向以北东向为主。本区生烃条件明显变差，烃源岩厚度介于300～400 m，生烃强度为介于15×108～30×108m3/km2；沉积相从北向南由三角洲相向浅湖相逐渐过渡，除须三段砂体厚度在30m以下，其余各段砂体平均厚度都在50 m以上；储层条件与苏码头—盐井沟区带相当，也以须二段储层条件最好，储层累计厚度为40～108m；构造带主体受剥蚀程度高，出露最老地层为沙溪庙组，并且断裂发育，导致本区保存条件较差。

该区带目前已钻井6口，主要目的层系为须二、须四段，获气情况均不理想，下一步应当加强对该区带保存条件的研究，选择构造带主体有保存条件的局部高点和断下盘的潜伏构造进行勘探。

3　构造区带评价及目标优选

3.1构造区带评价

前文从烃源条件、沉积相特征、储集条件、保存条件、钻井情况等方面对各区带进行定性评价，从评价结果来看（表1），邛西区带是川西南部地区须家河组油气勘探开发最有利区带，须一—须五段均获得了工业气井，苏码头—盐井沟区带和沙坪铁厂—三苏场区带次之，熊坡区带及龙泉山区带由于保存条件较差，目前暂未获得高产气井，待地质认识、勘探技术进一步提高后，有望获得突破。

3.2目标优选

根据四川盆地第四次油气资源评价中间成果（2016年3月）［11］，通过运用资源丰度类比法、小面元容积法、EUR类比法三种资源量计算方法，计算得到川西南部须家河组资源量已超千亿立方米，并在此基础上，对划分出的五个构造区带的资源量进行计算，计算结果亦表明，邛西区带资源量最大，沙坪铁厂—三苏场区带次之，熊坡区带、苏码头—盐井沟区带、龙泉山区带最差［12］。

根据现有地震资料处理解释成果，川西南部须家河组有未钻圈闭32个，未钻圈闭资源量合计为（××××）×108m3，占川西南部须家河组总资源量的44%，表明其仍有较大的勘探潜力。可作为近期勘探的重点区块和资源量实现转化升级的有利目标的圈闭有7个（资源量超过50×108m3），通过对未钻圈闭及各构造区带的烃源岩条件、沉积相条件、储集条件、保存条件、资源量等方面进行综合分析评价，考虑选择邛西区带的霖雨场、银天坪、南山及沙坪铁厂—三苏场区带的沙坪铁厂作为下步勘探的有利目标。

表1　四川盆地西南部地区须家河组勘探区带评价表

4　结论与建议

（1）川西南部须家河组含油气地质条件优越：区内烃源岩厚度大，分布广泛，生烃强度高；以三角洲相沉积为主，局部沉积浅湖相及海相，有利沉积相带—水下分流河道及席状砂微相除在须二、须三段为大部分地区发育外，其余各段主要发育在北部的灌口—白马庙—邛崃地区；储层多为超低孔、低渗的裂缝-孔隙型砂岩储层，单层储层厚度变化大，多套储层叠置发育；盖层条件好；区内大、中、小型背斜构造均有发育，构造走向以北东及北北东向为主。

（2）川西南部划分得到5个构造区带，分别为邛西区带、熊坡区带、沙坪铁厂—三苏场区带、盐井沟—苏码头区带及龙泉山区带，其中邛西区带为油气勘探开发最有利区带。

（3）区内未钻圈闭共有32个，未钻圈闭资源量占川西南部上三叠统总资源量的44%，通过对未钻圈闭的含油气地质条件及资源量综合分析，优选出霖雨场、银天坪、南山、沙坪铁厂作为下一步天然气勘探的有利目标。

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