四川盆地西北部上三叠统须三段储层超致密与气藏超压成因

王雪柯 李 伟 张本健 裴森奇 陈竹新

1. 中国石油勘探开发研究院 2. 中国石油西南油气田公司川西北气矿

0 引言

四川盆地上三叠统须家河组的勘探始于20世纪50年代，2003年起，须家河组开始成为低孔、低渗砂岩岩性气藏的重点勘探区域[1-2]。四川盆地西北部地区（以下简称川西北地区）为须家河期沉积中心[3-4]，沉积厚度介于1 800～2 500 m，经历了浅海陆棚—滨浅海、前陆盆地—陆内坳陷盆地3个沉积演化阶段[5]。川西北地区紧邻龙门山断裂带，经印支运动、燕山运动和喜马拉雅期隆升剥蚀形成了现今西高东低的地势。晚三叠世印支运动使龙门山急剧隆升，形成龙门山逆冲推覆带，表现为受多滑脱层控制的大型叠瓦逆冲构造；燕山期继承性发展，控制早期油气聚集[6]；喜马拉雅运动使四川盆地大幅度抬升，发育大型断裂，使原有的气藏受到调整及改造[7]，龙门山—米仓山断裂带前缘的中生界地层大部分遭受剥蚀。

对于四川盆地须家河组低孔、低渗储层致密砂岩气藏的发育规律，前人已有较多的研究，认为印支期龙门山的活动以及喜马拉雅期地层的隆升剥蚀造成了一系列异常特点：如储层致密—超致密[8-10]、生烃增压及欠压实导致的超高压普遍发育[11-12]、水溶气脱溶聚集成藏[13-14]等，都是须家河组气藏独特的成藏特征。针对储层致密化的原因[15-16]、超高压形成机理，以及超高压背景下天然气成藏规律，不同的地区存在着较大的差异，不同学者也提出了不同的观点。有的学者认为强压实、强胶结、弱溶蚀是储层致密化最重要的因素[17]；造成超压的主要因素为构造挤压、欠压实和生烃增压[18-19]，有的学者针对须家河组超压类型和特征进行了研究，提出了封隔型超压系统成因[12,20]；对于天然气成藏条件和规律，前人总结出“克拉通大型平缓斜坡构造控制沉积、源岩和成藏”[21]的成藏条件以及“早期聚集、中期封闭、晚期活化”[6]、“断层输导型成藏模式”[22]等成藏规律。但是，对于川西北地区须家河组致密储层的形成机理、异常超高压展布特征与形成机制、热演化作用对大规模致密气聚集的影响等研究尚不够系统、也不够深入。因此，笔者利用近期获得的大量钻井资料，开展川西北地区须家河组三段（以下简称须三段）储层沉积组构特征与物性特征研究、烃源岩热演化程度对储层的影响和气藏温度与压力特征分析，以及构造特征等研究，提出致密砂岩气藏的异常形成机制，以期明确大规模致密砂岩气的富集规律、预测致密砂岩气的有利勘探新区。

1 致密储层特征与成因

川西北地区须家河组自下而上可划分为五段，全区须六段全部被剥蚀，其中剑阁—九龙山地区须三段以上地层全部被剥蚀。须家河组沉积时经历了三次湖侵、湖退，形成了须一、三、五段总体为泥岩，须二、四段总体为粗碎屑砂/砾岩，砂/砾岩与泥岩组合频繁交替的特征。其中，须一、三、五段为主要的烃源岩发育段，须二、四段为主要的储层发育段。须家河组在纵向上形成了两大套有利的生储盖组合，即下部生储盖组合（以须一段为烃源层，须二段为储层，须三段为盖层的组合），中部生储盖组合（以须三段为烃源层，须三上部—须四段为储层，须五段为盖层的组合）。致密砂岩气主要赋存于须一段～须三段的砂岩与砾岩储层中，储层以特低孔、特低渗的裂缝—孔隙型储层为主，储层致密化具有与其他地区不同的成因机制。

1.1 储层基本特征

须家河组储层岩性主要为结构成熟度较高、成分成熟度较低、方解石胶结物含量高的（碳酸盐岩）岩屑砂岩、砾岩、含砾砂岩。碎屑成分以石英和岩屑为主，石英含量较低，介于6.7%～69.9%，平均值为34.5%；岩屑含量较高，介于23.2%～90.5%，平均值为63.2%。其中岩屑成分又以碳酸盐岩屑为主（含量介于20.5%～90.5%），白云岩屑略高于石灰岩屑。颗粒分选程度中—好，磨圆度呈次棱角状—次圆状，粒度以中粒为主。胶结物以方解石为主（12.0%～30.0%），平均值高达20.0%；次为白云石（5.0%～15.0%）。储层类型主要为极致密的低孔、低渗裂缝—孔隙型砂/砾岩储层，孔隙度介于2%～10%，大多集中介于4%～6%。平面上，龙门山断裂带前缘储层物性最好（介于8%～10%），这主要是由于龙门山的构造挤压造成地层隆升剥蚀，侏罗纪以来的埋深较浅、成岩作用较弱所造成；向东南至老关庙—文兴场—剑阁—九龙山一带，物性明显变差，孔隙度介于2%～6%（图1）。川西北地区储层发育好坏受三角洲前缘沉积微相控制明显，三角洲前缘的河口坝与水下分流河道沉积微相的砂体具有较好的储集性能，是天然气聚集的有利地区。例如：剑阁含气构造须三段辫状河三角洲前缘河口坝—水下分流河道砂岩与砂/砾岩储层单层厚度较大，厚度介于10～20 m，但物性相对较差，孔隙度多介于2%～4%，最高值为6%，渗透率大部分小于0.10 mD，其中剑门102井须三段压裂后测试气产量为101.49×104m3/d；元坝气田须三段优质储层多发育在辫状河三角洲水下分流河道中，以钙屑砂/砾为主，有效储层厚度介于10～25 m，物性也较差，孔隙度介于2 %～3%，平均渗透率为0.16 mD[23]，其中元陆7井须三段压裂后测试产气量为120.80×104m3/d；柘坝场含气构造须三段辫状河三角洲前缘河口坝—水下分流河道砂/砾岩储层物性较好，孔隙度介于4%～9%，平均渗透率为0.01 mD，其中柘4井须三段天然气测试产量为2.59×104m3/d。

图1 川西北地区须家河组储层孔隙度平面分布与地层柱状图

1.2 致密储层的成因

储层致密化主要受高碳酸盐岩碎屑、胶结物含量与强烈的成岩压实作用控制。对于川西北地区须家河组致密砂岩的致密化过程前人已有较多研究，认为须家河组储层致密化原因主要是强成岩压实与上覆沉积物提供大量的碳酸钙导致的强钙质胶结的结果[24-27]。安县构造运动使龙门山隆升，为须家河组沉积中后期提供了大量的碳酸盐岩物源，也为储层致密化提供了碳酸盐胶结物来源[28]。

研究表明，剑阁含气构造须三段总体表现为以砾石为骨架的孔隙，造成储层致密主要因素为早成岩期的强压实作用和中成岩期方解石钙质胶结作用。早成岩期，强压实作用是孔隙度大幅下降的原因，孔隙度由原始孔隙度30%下降到接近10%（图2-a）。中成岩期，石英次生加大作用使孔隙度进一步下降（图2-b），上覆沉积物提供大量的碳酸钙强钙质（方解石）胶结为孔隙度下降的主要影响因素（图2-c）。方解石胶结作用主要发生在粒间，由于方解石胶结损失的孔隙度介于5%～20%，此阶段孔隙度下降幅度较大，由10%降至2%，此时储层已经属于特低孔极致密储层。到中成岩晚期及晚成岩期，发育对储层物性具有建设性的溶蚀作用（图2-d）、构造破裂作用（图2-e）、岩屑粒内溶解增孔作用（图2-f），孔隙度增加了1%～5%。总体上看，其致密化过程是造成物性损失的成岩化作用和对储集物性具有建设性的溶蚀、溶解、构造破裂作用[28]叠加累积造成的。孔隙类型以粒间溶孔为主、少量粒内溶孔、晶间微孔、杂基微孔，岩心见水平缝较发育，岩屑薄片微裂纹较发育，为裂缝—孔隙型储层。因此，须家河组储层的致密化经历了强压实作用→石英次生加大→方解石胶结作用→溶蚀、溶解、构造破裂等对储层物性具有建设性作用的4个成岩演化阶段。

图2 剑阁含气构造须三段致密储层薄片镜下特征照片

尽管上述分析了储层发育特征与储层物性差异的成因与主控因素，但是该区储层致密化还有其特殊性，即：烃源岩热演化程度能很好地印证其与致密储层分布的关系，埋藏热演化较高的地区储层最致密，也是该区致密砂岩气主要发育区（图3）。川西北地区须三段烃源岩热演化程度差异较大，有机质成熟度（Ro）介于1.0%～2.3%。其中龙门山断裂带烃源岩成熟度较低，中坝气田Ro小于1.0%，处于低成熟阶段，因为该地区在龙门山断裂带受印支期运动影响后隆升，遭受剥蚀，地层埋藏没有达到足够的深度，故热演化程度低；坳陷带的热演化程度较高，剑阁、柘坝场等构造Ro超过2.0%，处于过成熟阶段，其中元坝气田Ro超过2.2%；以环绕坳陷中心向外Ro逐渐降低，但大部分地区Ro超过1.4%，说明坳陷带内烃源岩都处于高成熟—过成熟阶段，具备良好的生气条件。勘探证明，坳陷中心热演化最高的区域，如元坝、九龙山、剑阁等气田/含气构造须三段储层极致密，储层孔隙度多低于4%。更重要的是，这些地区是致密气藏的主要发育区[29]。例如，剑门1井须三段测试日产天然气9.19×104m3，剑门107井须三段测试日产天然气20.01×104m3，龙13井须三段测试日产天然气15.94×104m3。

综上所述，该区须三段致密砂/砾岩储层主要发育在辫状河三角洲前缘的水下分流河道与河口坝等沉积微相中，老关庙—文兴场—剑阁—九龙山一带的砂/砾岩储层受强成岩压实与上覆沉积物提供大量的钙质胶结物等方面的影响形成致密储层，其中剑阁—元坝—九龙山一带大规模致密砂岩气区是该区经历了最大深埋、最高热演化、最强成岩压实的地区。

2 地层异常压力特征与形成机制

2.1 须三段流体压力发育特征

图3 川西北地区须三段孔隙度与烃源岩热演化特征叠合图

川西北地区除龙门山断裂带前缘外的其他地区须三段地层流体普遍存在异常压力。异常高压与超高压具有明显的分带性，异常超高压区主要分布在老关庙—文兴场—九龙山一带，以此为中心向龙门山断裂带前缘及米仓山断裂带前缘逐渐降低至常压（图4）。前人研究认为川西北地区须三段地层高压—超高压平面分布存在分带性，且与构造挤压、生烃增压、欠压实等相关[18]。通过对该地区的分析与研究，发现超高压区的发育并不与现今的构造低部位（梓潼地区）一致，也不与构造挤压强烈的挤压褶皱构造完全一致。对比图3与图4可以看出，川西北大部分地区须三段属于高压—超高压，与孔隙度及烃源岩热演化程度平面变化规律具有一致性：龙门山断裂带前缘为常压区，地层压力系数介于1.10～1.20，储层物性最好，孔隙度介于8%～12%；米仓山断裂带前缘流体压力略高于龙门山断裂带前缘，压力系数介于1.20～1.48；但两个地区烃源岩热演化程度都相对较低，Ro介于1.0%～1.4%；向盆地中心方向，离龙门山断裂带、米仓山断裂带有一定距离的地区（双河口—矿山梁—射箭河一带）为高压区，地层压力系数介于1.20～1.78，储层物性相对较好，孔隙度介于4%～8%；烃源岩热演化程度相对较高，Ro介于1.2%～1.6%；坳陷中心魏城—老关庙—文兴场—柘坝场—剑阁—九龙山一带为超高压发育区，地层压力系数介于2.08～2.30，储层物性最差，孔隙度介于2%～6%，烃源岩热演化程度最高，Ro介于1.6%～2.2%，该区也是大规模致密气藏发育区。

2.2 须三段高压—超高压地层形成机制

川西北地区须三段高压—超高压流体的形成具有特殊性。造成这一现象的原因是原始深埋区受欠压实作用形成的致密储层在生烃增压的基础上形成了超压—超高压，在后期隆升过程中不如断裂带前缘泄压顺畅所致，而非构造挤压为主造成。龙门山、米仓山断裂带的前缘主要发育晚三叠世（印支晚期）和新生代（喜马拉雅期）两期强烈构造挤压和地壳变形[30]，受印支运动的影响在晚三叠世形成大型叠瓦逆冲构造，断裂极其发育；地层再经过喜马拉雅期抬升、挤压和剥蚀作用，形成通天断裂，尤其是龙门山断裂带前缘须家河组地层直接出露地表，使地层流体压力遭到释放而成常压区（图5、6）；远离断裂带前缘的坳陷带断裂不发育，砂/砾岩储层岩性致密—极致密，导致须家河组隆升后，虽然上覆地层大量剥蚀，储层埋深变浅，但因地层流体泄压不畅，原始流体压力状态被保存，从而使坳陷带地层压力成为高压—超高压。这与构造挤压为主造成的高压与超高压（即距离断裂带前缘越近其地层流体压力越高）相矛盾。因此，地层抬升剥蚀后的泄压不畅是高压与超高压产生的一个主要原因。另外，根据目前地层流体压力系数的分析，以静水压力为标准，剑阁—元坝一带须三段埋深应介于9 000～11 000 m，而根据古地温分析气藏的最大埋藏深度应介于6 300～7 900 m。显然，只从地层剥蚀封闭形成超高压还是不足的，故超高压形成的另一个主要原因是生烃增压。因此，该区存在有别于其他含油气盆地超高压产生的独特原因。

图4 川西北地区须三段压力系数变化与气区分布叠合图

图5 川西北地区构造分区图

图6 川西北地区龙门山断裂带构造特征图

3 超高压致密气异常聚集机制

川西北地区须三段在超高压背景下发育的构造—岩性复合气藏是有利的勘探领域，具有独特的成藏特点。如老关庙—剑阁—九龙山—元坝一带已形成复合气藏叠合连片发育区，为极致密超高压砂/砾岩气藏（图7）。

3.1 大型超高压气藏基本特征

川西北地区须三段已发现多个气藏，仅剑阁含气构造须三段气藏与元坝气田须三段气藏是大型气藏。其中剑阁含气构造须三段气藏天然气预测储量超过1 000×108m3，元坝气田须三段气藏天然气控制与预测储量超过3 000×108m3，表明该区发生致密砂/砾岩天然气的大规模聚集。

图7 川西北地区须三段构造—岩性复合气藏剖面特征图

3.1.1 剑阁含气构造须三段气藏

剑阁含气构造须三段气藏为典型的致密岩性气藏，位于九龙山大型背斜构造向西南延伸鼻状隆起西南侧，气藏埋深介于3 940～4 560 m，含气面积为474.6 km2，资源丰度较低（2.2×108m3/km2）。储层主要为辫状河三角洲前缘河口坝—水下分流河道砂/砾岩，有效储层厚度介于10～20 m，孔隙度低（2%～6%），基质渗透率大部分小于0.1 mD，但裂缝较发育，为裂缝—孔隙型储层。储层与烃源岩不等厚互层，形成良好的源储配置关系，烃源岩热演化程度较高，Ro为2.0%，处于生干气阶段。气藏天然气甲烷含量超过98%，热成熟度高，为干气，不含硫化氢；地层压力高，气层中部地层压力介于93.92～94.51 MPa，压力系数介于2.08～2.13；气层中部温度为117 ℃，地温梯度为2.2 ℃/100 m；气藏单井日产量差异大，一般介于4×104～20×104m3/d，最高产气量可达102×104m3/d。剑阁构造须三段气藏是一个大型常温、超高压、低丰度、极致密砂/砾岩岩性气藏。

3.1.2 元坝气田须三段气藏

元坝气田须三段为典型的致密砂/砾岩气藏，位于九龙山大型背斜构造向西南延伸鼻状隆起东南侧，埋深介于4 200～5 000 m[32]。储层主要为辫状河三角洲平原河道砂/砾岩、砾岩与辫状河三角洲前缘河口坝—水下分流河道钙屑砂/砾岩与钙屑砾岩，有效储层厚度介于10～25 m，孔隙度低，多介于0.5%～6.0%，平均值为2.7%，基质渗透率大部分小于0.1 mD，裂缝较发育，为裂缝—孔隙型储层[32-33]。储层与烃源岩交互发育，形成良好源储共生与优质烃源岩近源、短距离强充注成藏组合[23]。与之共生的烃源岩热演化程度较高，Ro为2.1%[34]，处于生干气阶段，与九龙山气田须三段烃源岩的热演化程度Ro（2.1%～2.2%）接近。元坝气田须三段气藏天然气甲烷含量介于96%～99%，热成熟度高，为干气，不含硫化氢[35]；地层压力高，气层中部地层压力介于75.00～100.00 MPa，压力系数介于1.72～2.37；地层中部温度介于110～120 ℃，地温梯度为2.2 ℃/100 m，其恢复后的古地温介于180～190 ℃[35]；气藏单井日产量差异大，多介于8×104～30×104m3/d，最高产气量可达120×104m3/d[23]。元坝气田须三段气藏是一个大型常温、超高压、低丰度、极致密砂/砾岩岩性气藏。

3.2 大规模超高压天然气聚集机制

剑阁含气构造须三段气藏与元坝气田须三段气藏是极致密砂/砾岩岩性气藏，天然气地质储量超过4 000×108m3，是天然气大规模聚集区，均位于九龙山大型背斜构造向西南延伸的鼻状隆起上，其构造、沉积及成藏背景都具有相似性，具有相似的气藏形成机制。

首先，高含碳酸盐岩岩屑的沉积背景导致了极致密储层的形成。安县运动使龙门山隆起，提供了大量的碳酸盐岩物源，元坝和剑阁地区砂岩含有较高的塑性碳酸盐岩岩屑[23]，塑性岩屑含量越高越易受压实作用影响。从前面的论述中可知：①剑阁—元坝地区须三段的碳酸盐岩岩屑含量高、石英含量低，岩石抗压性低；②剑阁—元坝地区须三段致密储层经历了该区的最大深埋、最高热演化、最强成岩压实。因此，剑阁含气构造和元坝气田的须三段气藏极致密储层的形成主要是强成岩作用下碳酸盐岩岩屑塑性变形堵塞孔隙和吼道及钙质胶结的共同结果。

其次，源储交互发育的成藏组合与高热演化作用为天然气的生成与近源充注创造了条件。川西北地区须家河组经历了3期湖侵与湖退的沉积演化，造成了须一、三、五段以泥岩为主，须二、四段以砂/砾岩为主的砂/砾岩、泥岩源储交互、近源充注的“三明治式”成藏组合[23]，提高了天然气的聚集效率，有利于天然气成藏。根据川西坳陷埋藏史[15]及烃源岩热演化特征（图3）可知，晚三叠世末，须三段就已进入生气阶段，烃源岩已达高热演化阶段，远高于现今的地层温度。根据须家河组流体包裹体均一温度范围（82～151 ℃）[36]及伊利石K—Ar测年[37]可知，晚侏罗世—早白垩世为须家河组气藏的主要成藏期。源储交互发育的成藏组合与高热演化作用在时间上形成良好的配合。另外，较高的源储压力差（大于25 MPa）也为天然气的高效聚集提供了保障[38]。因此，紧密的源储组合为天然气的大面积高效聚集奠定了基础，地质历史过程中高热演化的环境为天然气聚集后的生烃增压提供了条件，充足的气源与源储叠覆式接触促进了须三段大规模天然气的聚集。

其三，燕山末期与喜马拉雅期的隆升剥蚀为超高压流体的形成创造了条件。前已述及，地层超高压流体的主要形成原因为生烃增压、欠压实以及构造反转导致的泄压不畅。与此同时，剑阁—元坝地区燕山末期—喜马拉雅早期抬升剥蚀后的封闭作用也是超高压得以保留的重要原因之一。川西北地区燕山末期以来持续隆升，地层剥蚀量大，剥蚀厚度约2 800～6 500 m，原始地层温度降低了60～80℃[39]。根据现今地温梯度与古地温计算，剑阁—元坝地区现今埋藏深度为4 000～5 000 m的须家河组原始埋藏深度达6 300～7 900 m。在不考虑温降与泄压的条件下，现今须家河组整体地层压力比须家河组未经抬升的同等埋深条件下的地层压力高23～30 MPa。因此，燕山末期以来的隆升剥蚀也为超压流体的形成做出了贡献。

其四，极致密储层的围岩封闭作用确保了该区大规模的超高压流体的发育。剑阁—元坝地区大规模超高压气藏都具极致密的砂/砾岩储层和封盖性良好的泥岩盖层，气藏地层压力系数最高可达2.37，表明剑阁—元坝地区须三段气藏顶部的泥岩具有极高的破裂压力。根据压力系数、破裂压力与气藏保存关系等分析，其围岩埋藏条件下的破裂压力超过150 MPa。由此可知，围岩封闭性好，这为大规模超高压流体的保存创造了条件。

综上表明，川西北地区大规模异常超高压致密气藏的形成机制复杂，主要包括区域性致密储层的形成背景、紧密的源储组合关系、烃源岩的高热演化过程、白垩纪末期的生烃增压、喜马拉雅期的构造反转与地层隆升剥蚀、圈闭围岩极好的封闭能力、极致密储层泄压不畅等重要影响因素。

4 结论

1）川西北地区须家河组三段普遍发育高压—超高压条件下的极致密储层，是强成岩压实与沉积物中含大量碳酸盐岩碎屑并提供大量碳酸钙强钙质胶结的结果。储层物性由盆地中心向断裂带前缘变好，是印支运动导致地层持续埋藏较浅，未被上覆厚层地层压实而造成的。

2）川西北地区须三段致密储层的形成经历了深埋下的高热演化过程，最致密储层发育区既是热演化程度最高的地区，也是大规模超高压致密气的主要发育区，即：超高压致密气区的形成受强成岩作用以及白垩纪末期高热演化的影响明显。

3）川西北地区须三段高压—超高压地层分带发育，盆内坳陷带为极致密储层超高压发育区，龙门山断裂带前缘与米仓山断裂带前缘地层压力多呈常压，储层物性也好于坳陷带。这一现象是由于龙门山断裂带前缘断裂发育导致压力释放，而坳陷内断裂不发育导致泄压不畅所致。

4）川西北地区大规模异常超高压致密气藏的形成机制复杂，存在多种因素的影响。区域性的沉积与成岩环境控制了储层致密化程度，紧密的源储组合关系为大面积天然气聚集创造了有利条件，烃源岩在白垩纪末期的高热演化所形成的生烃增压、喜马拉雅期构造反转与地层隆升剥蚀、圈闭围岩极好的封闭能力所导致的极致密储层泄压不畅，都是造成超高压气藏的形成的重要原因。