川西拗陷新场构造带须二段气藏类型划分及成藏主控因素

田 军, 张世华, 叶素娟, 刘四兵, 李 旻

(1.中国石油化工股份有限公司 西南油气分公司 勘探开发研究院，成都 610041;2.油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学)，成都 610059)

川西拗陷新场构造带须二段气藏类型划分及成藏主控因素

田 军1, 张世华1, 叶素娟1, 刘四兵2, 李 旻1

(1.中国石油化工股份有限公司 西南油气分公司 勘探开发研究院，成都 610041;2.油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学)，成都 610059)

探索川西拗陷新场构造带须二段气藏类型，为致密砂岩气藏的勘探开发提供理论依据。通过源储配置关系研究、流体特征分析、天然气运聚特征研究、单井生产动态特征分析，结果表明断层沟通输导网状供烃和源储直接接触面状供烃是研究区须二段气藏主要的供烃方式。由此将研究区须二段气藏划分为“断层输导型”和“源储相邻型”2大类5亚类。晚期断层输导区和优质源储直接接触区具备良好的油气成藏组合关系，是须二段有利的油气分布区。

川西拗陷；新场构造带；须家河组；气藏类型；成藏主控因素

新场构造带位于川西拗陷中段，其北侧为梓潼凹陷，南侧为成都凹陷，与石泉场构造隔鞍相望(图1)。该区上三叠统须家河组(T3x)第二段(简称“须二段”)是川西拗陷陆相油气领域资源最丰富的气藏。随着X851井、X2井等高产天然气井的发现，国内外学者对新场构造带须二段开展了大量研究工作。朱彤等[1]以“圈闭成因”为分类的首要依据，将新场构造带须二段气藏定义为“构造-裂缝型”。杨克明等[2]等提出的“早期古构造叠加裂缝系统”的油气高产富集成藏模式，较好地指导了新场构造带须二段气藏的勘探和开发。随着该气藏勘探开发的深入，杨克明等[3]、黎华继等[4]认为具备构造局部高点、网状裂缝发育、高石英低岩屑的储集层，是油气聚集成藏的最有利条件。同属致密砂岩气藏的鄂尔多斯上古生界，近年来有学者相继提出不同断层类型对天然气运移输导[5]、源储良好的耦合关系[6-8]等对致密砂岩气藏形成的重要性。

笔者认为，针对致密砂岩气藏，源储配置关系以及天然气运移聚集的差异性是划分气藏类型的重要依据。结合单井生产动态特征分析，有利于气藏类型的合理划分，有助于致密砂岩气区天然气的勘探和开发。

1 构造特征

新场构造带整体上表现为走向为NEE向的背斜构造，构造南北两翼表现为南陡北缓。研究区须二段构造是由多个走向为NE向、SN走向、NEE向高点组成的复式背斜，背斜内从西至东发育有孝泉高点、七郎庙高点、五郎泉高点、丰谷高点等11个局部构造高点。在断层发育方面，须二段顶部显示出大断层20条，主要发育晚期形成的SN走向(近SN走向)断层以及早期形成的近EW走向断层(图2)。

2 沉积及储层特征

2.1 沉积特征

新场构造带须二段埋藏较深，顶面埋藏深度普遍超过4.6 km。研究区须二段沉积时期为水体上升时期，沉积体系以三角洲前缘沉积为主，其次为前三角洲沉积。沉积厚度较大，钻井中厚度560～660 m，平均地层厚度约600 m。须二段上部以水下分流河道砂体和河口坝砂体为主，夹少量的泥页岩，下部则以砂岩、泥页岩互层为主[9]。

图1 研究区构造位置Fig.1 Tectonic location of the research region

图2 新场构造带须二段顶面构造图Fig.2 Structural contour diagram of the top surface of the Xu-2 in Xinchang structural zone

2.2 储层特征

a.岩石学特征

研究区须二段砂岩储层的岩石类型有石英砂岩、岩屑石英砂岩、长石石英砂岩、岩屑砂岩和长石岩屑砂岩等。其中石英砂岩(石英砂岩、岩屑石英砂岩、长石石英砂岩)占总样品数的23.77%，岩屑砂岩(岩屑砂岩、长石岩屑砂岩)占总样品数的64.87%，而长石砂岩(长石砂岩、岩屑长石砂岩)占总样品数的11.36%。

b.物性特征

据新场构造带须二段3 296块岩心物性分析，须二段储层孔隙度(q)平均值为3.36%，中值为3.14%，主要分布在2%～4%，占总样品数的54.39%；渗透率(K)平均值为0.083×10-3μm2，中值为0.05×10-3μm2，主要分布在(0.04～0.08)×10-3μm2和(0.02～0.04)×10-3μm2。总体上，新场构造带须二段储层属于特低孔特低渗超致密储层。

c.裂缝发育特征

在裂缝发育方面，新场构造带须二段层间缝最为发育，高角度剪切缝次之，张性缝发育程度最低。在局部构造上，西部的孝泉-新场地区裂缝最为发育，中部的合兴场-高庙子次之，而东部的丰谷地区裂缝发育程度最低。

d.储层类型

研究区须二段储层孔隙度和渗透率相关性较好，除了部分样品受到裂缝影响外，大多数样品的孔隙度和渗透率呈现正相关关系，且存在部分高孔隙度高渗透率(孔隙度gt;8%)的样品。虽然储层类型具有多样性，但是，以孔隙型储层、裂缝-孔隙型储层为主，有少量的裂缝型储层。

3 流体特征

3.1 天然气成因类型

3.1.1 天然气组分特征

新场构造带须二段天然气甲烷含量明显偏高，甲烷体积分数(φ)普遍高于90%；而乙烷及其他重烃含量之和相对较低，其体积分数普遍低于7%，并伴有少量的非烃气体。

在天然气组分中，影响异正比iC4/nC4和iC5/nC5主要是热力作用、生物降解作用、成烃环境和运移效应。成煤环境常具有酸性—弱酸性特征，因此该环境中iC4/nC4和iC5/nC5值往往极高。而在成油气环境中，一般不具有酸性条件，且在高温条件下，有机质成熟过程中，轻烃的生成是以均裂方式(自由基)断裂为主，一般iC4/nC4和iC5/nC5值小于1或趋于1[10]。

由此，通过选取干燥系数(C1/C2+)和异正比(iC4/nC4)进行对比，结果表明靠近SN走向断层的天然气样品与远离SN走向断层的天然气样品存在明显的差异(图3)：①邻近SN走向断层单井的须二段天然气表现出“相对低iC4/nC4，高干燥系数”的特征，天然气主要表现为马鞍塘组-小塘子组海陆过渡相成因气的特征；②远离SN走向断层单井的须二段中、上亚段天然气表现出“相对高iC4/nC4，低干燥系数”的特征，天然气主要表现出须二段内部烃源典型陆相成因气的特征。下亚段由于紧邻马鞍塘组-小塘子组烃源层，天然气也主要表现出海陆过渡相成因气的特征。

图3 新场构造带须二段天然气干燥系数和异正比(iC4/nC4)关系图Fig.3 Relation of natural gas dryness and the ratio of iC4/nC4 in the Xu-2 Member of Xinchang structural zone

3.1.2 天然气碳同位素特征

通过将不同单井碳同位素进行天然气成因分类(图4)，结果表明绝大多数天然气样品显示出煤成气和油型气混合的特征，即表现出海陆过渡相混合成气的特征。仅有X11井须二中亚段的天然气样品碳同位素表现出典型的陆相煤成气的特征。

图4 新场构造带须二段天然气类型划分Fig.4 Classification of natural gas in the Xu-2 Member of Xinchang structural zone(作图方法据戴金星[11])Ⅰ.煤成气区； Ⅱ.油型气区； Ⅲ.碳同位素倒转混合气区； Ⅳ.煤成气和油型气区； Ⅴ.煤成气、油型气和混合气区； Ⅵ.生物气和亚生物气区

综合天然气组分特征以及天然气碳同位素成因分类，结果表明海陆过渡相的马鞍塘组-小塘子组烃源岩为新场构造带须二段气藏的主力供气烃源，须二段内部暗色泥页岩为须二段气藏的次要供气烃源。

3.2 地层水特征

研究区须二段地层水主要为CaCl2型，地层水总矿化度为5.147 7～129.915 9 g/L，不仅有低矿化度的凝析水、中矿化度的须二段地层沉积水，还有矿化度gt;100 g/L的高矿化度下伏海相地层水，差异明显。

通过地层水矿化度与水气比对比表明(图5、图6)，邻近SN走向断层的单井地层水样品矿化度与单井水气比产出情况存在差异。具体表现出：靠近新场F1、F3断层的X2井、X5井等单井产出地层水具有明显高的矿化度，且单井水气比高，断层具有沟通下伏雷口坡组海相高矿化度地层水的特征；而靠近新场F2、合兴场F1等断层的L150井、CH127井，地层水矿化度为低-中等，有别于海相高矿化度地层水，表现出须二段地层沉积水或凝析水的特征。

另一方面，远离SN走向断层的X10井、X11井地层水矿化度中等，为10～80 g/L，表现为须二段地层沉积水的特征。

4 天然气运聚特征

4.1 断层输导

在新场构造带须二段主要发育晚期形成的SN走向(近SN走向)断层(表1)以及早期形成的近EW走向断层。其中晚期形成的SN走向断层控制现今构造形态的同时，控制着须二段气藏的高产富集。SN走向断层在晚期成藏关键时期处于开启状态，不仅起到沟通和输导下伏马鞍塘组-小塘子组气源的作用，同时贯通了须二段内部烃源岩，有利于天然气的运移。因此，在SN走向断层附近裂缝发育区油气富集成藏。

图5 SN走向断层附近地层水总矿化度(TDS)和水气比差异性Fig.5 Difference between formation water salinity (TDS) and the water/gas ratio adjacent to SN striking faults

图6 远离SN走向断层地层水矿化度与水气比特征Fig.6 Features of the formation water salinity and the water/gas ratio far away from the SN striking faults

另一方面，早期形成的近EW走向断层虽然与现今主应力方向平行，但是由于裂缝多数或充填或闭合，与成藏关键时期配置欠佳，导致断层附近未能形成有效的油气富集区。

通过气源对比以及地层水特征分析，结合地震剖面断层解释，发现晚期形成的SN走向断层断穿层位的差异决定了其对流体的输导作用的差异。针对研究区内主要的6条SN走向断层对比表明，新场F1断层、新场F3断层向下断至雷口坡组顶部，邻近的X2井、X851井以及X5井地层水产量高，表现出下伏海相水的特征。而靠近新场F2断层、新场F4断层、合兴场F1断层以及新盛F1断层的L150井、XSheng1井等单井不仅地层水产量少，而且地层水矿化度明显低于海相高矿化度地层水，断层向下仅断至马鞍塘组-小塘子组。该类断层有效输导马鞍塘组-小塘子组天然气的同时，未沟通下伏雷口坡组的地层水。

4.2 生烃增压扩散运聚

稳定的地层环境下，烃源岩在生烃增压过程中，通过源储相邻接触，天然气可以较好地实现从烃源层向上覆储集层的运移。

根据马卫等[12]的生烃增压实验结果，计算新场构造带须二段储层在生烃增压条件下，孔隙度和渗透率的下限值(图7)。结果表明，须二段在生烃增压条件下，油气进入储层的孔隙度下限值为2.6%、渗透率下限值为0.03×10-3μm2。因此，远离SN走向断层的区域，生烃增压成为天然气运聚成藏的主要动力。

图7 须二段生烃增压条件下储层孔隙度和渗透率下限值确定Fig.7 The determination of low limit of porosity and permeability with the generation boosting in the Xu-2 Member

5 单井生产动态特征

根据新场构造带须二段26口单井生产情况分析，表明新场构造带须二段气井产能差异大，部分井产水严重。单井累计产气量为(0.53～745.65)×106m3，累计产水量为10～761 984 m3。通过单井生产情况对比表明，单井产能受稳产能力影响明显，单井如稳产效果好，普遍取得较高的天然气产能，相反稳产效果差的单井多数产能较低。

6 气藏类型划分与成藏主控因素

6.1 气藏类型划分

通过源储配置关系研究、流体特征对比分析、天然气运聚特征研究、单井生产动态特征分析，将新场构造带须二段气藏划分为“断层输导型”和“源储相邻型”2大类5亚类(表2，图8)。

其中断层输导型以晚期输导Ⅰ型和晚期输导Ⅱ型为有利气藏亚型。早期输导型由于断层形成时间早于烃源岩生排烃高峰期，而成藏关键时期断层及伴生裂缝已处于封闭状态，气藏规模有限，含气性较差。

晚期断层输导型气藏具有以下特点：天然气主要来自下伏马鞍塘组-小塘子组烃源岩，混有少量须二段内部天然气；储层物性与天然气产量具有正相关关系，但相关性一般；规模裂缝发育段为油气高产富集的指向区。单井产气效果好，年平均产气量gt;10×106m3，且年递减率较为缓慢。同时，断层向下是否断至雷口坡组决定了单井地层水产量及其地化特征。

源储相邻型气藏具有以下特点：天然气的运移缺乏断层这一优势通道，依靠烃源层和储层直接相邻接触而大面积成藏；须二段中亚段和上亚段烃源岩主要为其亚段内部暗色泥页岩，而须二段下亚段烃源岩主要为马鞍塘组-小塘子组暗色泥页岩以及下亚段内部暗色泥页岩；小型的裂缝系统对储层的储集性能具有改善作用，有利于生烃增压运聚成藏。由于缺乏马鞍塘组-小塘子组主力烃源岩的供给，须二段中亚段和上亚段已有生产井表现出“年平均产气量较低，年递减率高，生产周期短”的特点。

表2 新场构造带须二段气藏类型划分Table 2 Classification of gas accumulation types for the Xu-2 Member of Xinchang structural zone

图8 新场构造带须二段天然气成藏模式图Fig.8 Gas accumulation model for the Xu-2 Member in the Xinchang structural zone

6.2 成藏主控因素

6.2.1 断层输导型气藏

a.邻近断至下伏烃源层的SN走向断层，有效沟通气源。

晚期形成的SN走向断层有效沟通了下伏马鞍塘组-小塘子组气源，天然气能够通过断层输导向上大量运移至须二段。SN走向断层的油气运移输导相当明显。

b.规模裂缝发育成为油气高产富集的关键。

通过单井产量与裂缝发育规模相关性研究表明(图9)，规模裂缝对储层的储集性能改善作用明显，油气储集空间得到改善，有利于油气高产富集。规模裂缝的发育程度控制了油气的富集规模。

c.相对优质储层是油气聚集的基础。

虽然在须二段储层普遍超致密的情况下，裂缝成为油气富集的关键。但是，相对优质的储层为油气聚集提供了最根本的基质孔隙空间。L150井依靠基质储集性和少量的裂缝改造，累计产气量达到1.77×108m3，稳产时间长，到目前已生产近10年。

6.2.2 源储相邻型气藏

a.优质的烃源岩和上覆储层紧邻式直接接触是油气成藏的关键。

由于生烃增压过程中，随着天然气的膨胀，能够在泥页岩接触面附近形成小规模的生烃增压裂缝，该类裂缝分布有限。同时，由于须二段普遍超致密，天然气通过生烃增压脱离烃源岩后，主要通过向上扩散运移进入储层。如果运移距离较长，会严重影响天然气的运移和聚集。

因此，优质的烃源岩和上覆储层紧邻式直接接触是该类气藏形成与否的关键。

b.层内小断层有利于油气的运聚效果。

通过X10井和X11井油气地质条件对比表明(图10)，二者在烃源岩发育情况、储层条件等方面无明显差异；但是X10井累计产气量为20.76×106m3，而X11井累计产气量仅5.18×106m3，天然气富集程度存在明显差异。其原因在于X10井邻近的层内小断层不仅对成藏系统内的烃源岩和储层起到较好沟通作用，同时，形成局部的小规模裂缝系统。天然气在生烃增压动力下，通过扩散作用运聚，而层内小断层加速油气的聚集成藏。

图10 过X10井inline地震剖面Fig.10 Seismic profile of inline across the Well X10

7 结 论

a.通过源储配置关系研究、流体特征对比分析、天然气运聚特征研究、单井生产动态特征分析，将新场构造带须二段气藏划分为“断层输导型”和“源储相邻型”2大类5亚类。其中邻近SN走向断层的“晚期输导Ⅰ型”和“晚期输导Ⅱ型”以及远离SN走向断层的“源储相邻Ⅰ型”具有良好的油气成藏地质条件，是研究区须二段较为有利的气藏类型。

b.断层输导型气藏成藏主控因素为“SN走向断层沟通下伏烃源+规模裂缝发育+优质储层”。断层有效沟通烃源岩和储层是成藏的基础；规模裂缝的发育是油气富集的关键；相对优质的基质储集条件是油气稳定产出的前提。

c.源储相邻型气藏成藏主控因素为“优质的源储直接接触关系+层内小断层沟通”。优质的烃源岩与上覆储层紧邻式直接接触，有利于天然气近距离扩散聚集成藏；层内小断层对油气的沟通输导起到重要作用。

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ClassificationofgasaccumulationtypesandmaincontrollingfactorsofgasaccumulationoftheXu-2MemberinXinchangstructuralzone,westernSichuanDepression,China

TIAN Jun1, ZHANG Shihua1, YE Sujuan1, LIU Sibing2, LI Min1

1.Explorationamp;ProductionResearchInstitute,SouthwestBranchofSINOPEC,Chengdu610000,China;2.StateKeyLaboratoryofOilamp;GasReservoirGeologyandDevelopmentEngineering,ChengduUniversityofTechnology,Chengdu610059,China

The types of gas accumulation in the second member of Xujiahe Formation (Xu-2) in Xinchang structural zone, western Sichuan Depression, are discussed so as to provide theoretical basis for the exploratory development of tight sand gas reservoirs. Based on the study of relation between source rocks and reservoir rocks, features of fluid, characters of natural gas migration and accumulation, features of well production performance, it is showed that the planar supply form fault link-up and the planar supply from direct contact of source and reservoir rocks are two main kinds of hydrocarbon supply for the gas accumulation of the Member 2 of Xujiahe Formation in the region. Accordingly, the gas accumulation in the Member 2 of Xujiahe Formation is divided into two types, the fault transporting type and the source and reservoir rock adjoining type, and they can be further divided into five subtypes. The area of late fault transportation and the area of direct contact of good source and reservoir rocks are the ideal combination of oil and gas accumulation, and they are also the favorable area for oil and gas distribution in the Member 2 of Xujiahe Formation.

western Sichuan Depression; Xinchang structural zone; Xujiahe Formation; types of gas accumulation; main controlling factors of accumulation

TE122.31

A

10.3969/j.issn.1671-9727.2017.06.03

1671-9727(2017)06-0659-09

2017-03-13。

国家科技重大专项(2016ZX05002004)。

田军(1983-),男，工程师，研究方向：油气地球化学与成藏动力学, E-mail:tianjun200602106@qq.com。