断层输导型天然气成藏模式的动态成藏过程——以川西坳陷新场构造带上三叠统须二段气藏为例

张世华 田 军 叶素娟 杨映涛 付 菊

中国石化西南油气分公司勘探开发研究院

0 引言

四川盆地川西坳陷上三叠统须家河组自下而上可划分为须一段（相当于马鞍塘组与小塘子组）、须二段、须三段、须四段、须五段。其中，须一段、须三段、须五段以泥岩为主，须二段、须四段以砂岩为主，纵向上分段性清楚[1]。目前川西坳陷已发现的须家河组气藏以须二段气藏为主。2000年以来，随着一批工业气井的发现，国内外学者就川西坳陷须二段气藏油气成藏及富集规律开展了大量的研究工作。朱彤和叶军[2]依据圈闭成因特征，将其归属于为“构造—裂缝型气藏”；杨克明[3]通过构造演化与含油气特征相关性研究，提出“早期古构造叠加裂缝系统”的油气高产富集模式。随着勘探开发的深入，杨克明等[4]、黎华继等[5]认为“古今构造局部高点、网状裂缝发育、高含石英低含岩屑的储层”共同控制着油气的聚集成藏。同属致密砂岩气藏的鄂尔多斯盆地上古生界，近年来学者相继提出不同断层类型对天然气运移输导[6]、源储良好耦合关系[7-9]等对致密砂岩气藏形成的重要性。近年来，根据源储配置关系以及天然气运移聚集的差异性将川西坳陷须二段气藏划分为断层输导型和源储相邻型两大气藏模式[10]。其中，“断层控制气藏油气高产富集”的观点已成为共识[11-13]。目前，川西坳陷新场构造带须二段在SN走向断层附近已钻获多口工业气井，有力地支撑了川西坳陷致密砂岩气藏的增储上产。但是，“无统一气水界面，高位产水普遍”表明SN走向断层对天然气运聚成藏及气水分布的控制作用复杂。例如，A井位于F1断层的构造高部位，从试采早期的无水产气到试采后期的高产气高产水，具有高位产水的特征；而B井位于F2断层的构造高部位，试采过程仅见少量地层水，具有高部位低产水的特征。

为此，以新场构造带须二段气藏为例，根据地层水化学特征，结合构造、断层输导体系特征及单井生产动态分析，探索SN走向断层对须二段成藏及气水分布的影响，以期为川西坳陷须家河组气藏的高效勘探提供新思路。

1 区域地质概况

新场构造带在早、中侏罗世已具雏形，后期经历了多期构造运动。平面上，新场构造带发育孝泉构造、新场构造、合兴场构造、丰谷构造等多个局部构造。在断层发育方面，须二段顶部发育大断层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1）。其中，印支晚期—燕山早期形成的SN走向（近SN走向）断层（表1）控制现今构造形态的同时，控制着须二段气藏的高产富集。

天然气成因及气—源对比研究表明，马鞍塘组—小塘子组暗色泥页岩为新场构造须二段气藏的主力烃源岩，断层输导型成藏模式的烃源输导通道主要为该区断至下伏SN向断层。该区马鞍塘组—小塘子组烃源岩厚度介于80～120 m，有机碳含量主要分布在1.5%～2.0%之间，有机质成熟度介于2.0%～2.4%，有机质类型以偏腐殖混合型为主，含少量腐殖型，生烃强度介于 30×108～ 50×108m3/km2。整体上，该区马鞍塘组—小塘子组的烃源岩品质好。

图1 新场构造带须二段顶面构造图

表1 新场构造带主要SN走向断层要素统计表

该区须二段储层以岩屑砂岩为主，孔隙度主要分布在2%～4%之间，中值为3.14%；渗透率主要分布在0.04～0.08 mD和0.02～0.04 mD两个区间，中值为0.05 mD。储层孔隙度和渗透率相关性较好，但是局部受到裂缝发育的影响，表现出相对高孔隙度高渗透的特征。虽然储层类型多样，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。

2 地层水化学特征及气水分布规律

2.1 地层水分布特征

新场构造带须二段无统一的气水界面，构造主体部位的气井随着气藏的开采，地层能量下降，边部水沿着南北走向断层入侵构造高部位，使得高部位气井大量产水[14]。

但是，该区须二段不同SN走向断层附近单井水气比、地层水总矿化度等特征存在明显差异。如A井等单井水气比超过1 m3/104m3，地层水矿化度普遍大于在100 000 mg/L；而B井等单井水气比低于0.1 m3/104m3，地层水矿化度普遍小于在 10 000 mg/L。因此，研究地层水的地球化学特征与气水分布关系有助于断层输导型成藏模式的气水分布规律的解析。

2.2 地层水地球化学特征

新场构造带须二段的地层水以CaCl2为主，pH值在6左右，表明地层水处于良好的酸性环境。阳离子以Ca2+、Na+为主，阴离子以Cl-为主。地层水总矿化度差异明显，大致可分3类：①以低矿化度为特征，总矿化度小于10 000 mg/L；②地层水矿化度中等，总矿化度一般在10 000～ 80 000 mg/L；③以高矿化度为特征，总矿化度大于80 000 mg/L，部分大于 100 000 mg/L。

通过气藏伴生水化学特征及单井产出动态分析表明，断层输导型气藏可见3种类型的气藏伴生水：①以B井等单井为代表，产出“低矿化度、低硫酸根含量”的地层水，单井中—低产气量，且水气比低；②以A井等单井为代表，产出“高矿化度、低硫酸根含量”的须二段及马鞍塘组—小塘子组的地层水，单井中—高产气量，伴随中—高水气比；③以C井等单井为代表，产出“高矿化度、高硫酸根含量”的地层水，单井中—低产气量，水气比高。此外，须二段地层水硼含量异常高，Sr/Ba＞1，表现出海相或海相影响的浓缩地层水特征（表2）。

通过A井和B井成藏地质特征、地层水化学特征以及单井试采特征对比分析，来探讨该区须二段地层水化学特征与气水分布关系。

2.2.1 A井

A井自投产以来，油套压缓慢递减，日产气量超过 10×104m3，日产水大于 300 m3。该井投产初期产水量较少，且产出低矿化度的地层水。但随着单井的开采，地层水产出明显，水气比约为9.7 m3/104m3。单井表现出“高产稳产、初期不产水、后期高产水、地层水矿化度高”的特征。

表2 钻井生产过程中产出地层水的实验分析数据表

该井位于新场构造带五郎泉局部构造高点，紧邻南北走向F1断层（图2）。F1断层规模较大，向下断至雷口坡组，断层具有多期活动的特征。该井位于烃源条件有利区，马鞍塘组—小塘子组生烃强度达到40×108m3/km2。储层基质物性较好，裂缝极为发育，产层段见次生矿物约5000颗，成像测井也证实高角度缝极为发育。该井试采后期产水特征明显，且地层水矿化度高，普遍大于10 0000 mg/L。水溶气沿F1断层向上运移，由于断裂破碎带储渗性好且压力释放导致减压，在断裂破碎带内发生快速气水分异或减压脱溶。然而，断层与平缓构造相配置，断面与储层交汇处无明显的构造高差，导致单井天然气和高矿化度地层水仅在层内分异，分异不彻底。因此，在单井试采过程中，呈现出“早期不产水、后期产高矿化度地层水、气水同产且稳产”的特征。

2.2.2 B井

B井自投产以来，目前油套压仍较为稳定，日产气量约4×104m3，产水少量。单井表现出“中产稳产、低产水”的特征。

该井位于新场构造轴部北东高点，紧邻南北走向F2断层（图3）。F2断层规模较大，向下断至马鞍塘组—小塘子组，断层同样具有多期活动的特征。该井与A井同处于烃源条件有利区，马鞍塘组—小塘子组生烃强度约为40×108m3/km2。储层基质物性较好，储层孔隙度平均值约为3%，基质渗透率平均值约为0.15 mD。裂缝较为发育，成像测井反映出高角度裂缝较发育。

B井地层水具有“低矿化度、低硫酸根含量”特征。水溶气沿F2断层向上运移过程中，在断裂破碎带内发生气水分异或减压脱溶。同时，该井位于构造高差较大的断层高部位，断面与储层交汇处存在明显的构造高差，断层破碎带内气水分异彻底，导致断层高部位或断层高位端以产气为主，地层水产量低，且地层水表现出低矿化度特征。

3 油气成藏机理及动态成藏模式

3.1 油气成藏机理

3.1.1 天然气来源

图2 A井构造—断层—储层关系及生产特征图

图3 B井构造—断层—储层关系及生产特征图

通过天然气干燥系数、异正比以及碳同位素等实验数据分析，证实了SN走向断层对马鞍塘组—小塘子组油气的输导作用是须二段油气高产富集的关键[10]。根据川西坳陷陆相烃源岩排烃门限和排烃高峰的研究，结合埋藏史分析，新场构造带马鞍塘组—小塘子组烃源岩在晚三叠世末期进入排烃门限，晚侏罗世早期开始进入排烃高峰期[12]。印支晚期—燕山早期形成的SN走向断层有利于油气的输导。

3.1.2 成藏时间与期次

新场构造带须二段存在液态和气态两类烃类包裹体（图4）。其中，液态烃包裹体的均一化温度普遍相对较低，主要分布在80～100 ℃；而气态烃包裹体的均一温度普遍相对较高，均一化温度主峰区间在130～150 ℃。表明新场构造带须二段油气主要有两期成藏：早期为古油气藏发育阶段，以液态烃为主，并含有少量的气态烃，成藏期大致在印支晚期—燕山早期；晚期为气藏发育阶段，以干气为主，成藏期大致在燕山中—晚期。

3.1.3 成藏动力及运移机制

新场构造带须二段砂岩储层致密，致密化时间大致为中侏罗世末期[12]，而马鞍塘组—小塘子组烃源岩生烃高峰期在晚侏罗世早期，表明新场构造带须二段气藏以先成型为主。对于先成型气藏，烃源岩生烃增压和砂岩—泥岩之间的毛细管压力差是油气运聚的主要动力，由于天然气进入储层后很难形成一定高度的连续气柱，浮力难以发生作用。因此，高效的油气运聚是新场构造带须二段油气高产富集的关键。

通过天然气干燥系数、碳同位素以及气藏伴生水化学特征等实验数据分析，结合单井产出动态研究，可以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两种类型。其中，断控型气藏具有油气高产富集的特征。对于新场构造带须二段而言，SN走向（近SN走向）断层输导是该区天然气运移的主要方式，该类断层具有多期活动、持续供烃的特征，为须二段油气的高效运聚奠定了基础。

3.2 动态成藏模式

通过构造—断层—储层配置研究、流体特征对比分析、气水分布规律研究、单井生产动态特征分析，新场构造带须二段断层输导型成藏模式具有“断层持续输导供烃、天然气为高成熟度混合气、气水分布受构造—断层—储层配置控制”等特征。在成藏过程中，油气水沿断层运移，断裂破碎带储渗性好且压力释放导致减压，在断裂破碎带内发生快速分异或减压脱溶。

在此成藏模式的基础上，根据构造—断层—流体—成岩—成藏时空配置的差异性，结合单井生产数据，断层输导型气藏表现为“高产稳产、气水同产”“中产稳产、低产水”“低产气、高产水”等3种产出特征。

3.2.1 “高产稳产、气水同产”井的产出特征

该类型井具有以下特点：断层与平缓构造相配置，早期油气水通过断层输导同时运移至构造高部位储层内，发生快速分异或减压脱溶。中、后期虽然气水在储层内部有所分异，但是由于构造高差较小，气水分异不彻底。在单井生产过程中，早期无水或少量凝析水，后期伴有高矿化度地层水。单井产气效果普遍较好，但是水气比较高，表现出气水同产特征。

根据动态成藏过程分析，该类型产出特征具有3期动态成藏的特征（图5）。

3.2.1.1 印支晚期—燕山早期

如图5-a所示，气藏温度介于90～120 ℃，Ro介于0.5%～0.7%，处于低成熟生油阶段。构造、断层形成，断层分布在构造高部位，储层与断层在构造高部位相接。此时，储层未完全致密，具有较好的孔渗性。油气水沿断层运移，在断裂破碎带内发生快速分异或减压脱溶，油气水分异高度（源储地层纵向距离）小，油气/水界面与气顶高差小。

图4 新场构造带须二段液态烃和气态烃包裹体均一温度分布直方图

图5 高产、稳产、气水同产型动态成藏模式图

3.2.1.2 燕山中—晚期

如图5-b所示，气藏温度介于100～200 ℃，Ro介于0.7%～2.0%，处于中高成熟生气阶段。断层持续活动，对油气水进行运移输导。晚期碳酸盐胶结物沉淀，导致储层开始致密。同时，储层中原油裂解成气，干酪根热解气与高盐度水沿断层运移，气水在断裂破碎带内发生不完全快速气水分异或减压脱溶，气水界面较高。气体膨胀与构造挤压形成异常高压。

3.2.1.3 喜马拉雅期—现今

如图5-c所示，该时期构造剧烈抬升，构造幅度增大，断裂系统发育，地层遭受剥蚀，压力降低。储层进一步致密，裂缝发育改善了储层储渗性。气水过渡带水溶气减压脱溶，天然气与地层水在构造高部位及断裂带附近聚集。

3.2.2 “中产稳产、低产水”井的产出特征

该类型具有以下特点：断层的构造高部位、低部位均与储层相接，即断面与储层交汇处存在明显的构造高差。油气水沿断层进入储层后，油气水存在明显的分异现象，油气水分异高度大。断层高部位含水特征不明显，仅产出少量的低矿化度地层水。位于断层高部位的单井以产气为主，天然气产量稳定，且水气比低，产出少量低矿化度地层水。

该类型产出特征同样具有3期动态成藏的特征（图 6）。

3.2.2.1 印支晚期—燕山早期

如图6-a所示，气藏温度介于90～120 ℃，Ro介于0.5%～0.7%，处于低成熟生油阶段。构造、断层形成，断层的构造高部位、低部位均与储层相接，储层未完全致密，油气水沿断层运移至储层，在断裂破碎带内发生快速分异或减压脱溶，油气位于构造高部位。油气水分异高度（源储地层纵向距离+构造高差）大，油气/水界面与气顶高差较大。

3.2.2.2 燕山中—晚期

如图6-b所示，气藏温度介于100～200 ℃，Ro介于0.7%～2.0%，处于中高成熟生气阶段。断层持续活动，对油气水进一步运移输导。储层开始致密，储层中原油裂解成气，干酪根热解气与高盐度水沿断层运移，气水在断裂破碎带内发生完全快速气水分异或减压脱溶，天然气与地层水进入构造高部位的储层，气水界面较低，气体膨胀与构造挤压形成异常高压。

3.2.2.3 喜马拉雅期—现今

如图6-c所示，该时期构造抬升，构造幅度增大，断裂系统发育，地层遭受剥蚀，压力降低。储层进一步致密，裂缝发育改善了储层储渗性。气水过渡带水溶气减压脱溶，天然气与少量地层水在构造高部位及断裂带附近聚集。

图6 中产、稳产、低产水型动态成藏模式图

3.2.3 “低产气、高产水”井的产出特征

该类型钻井具有以下特点：断层的构造高部位、低部位均与储层相接，且钻井位于断层、构造低部位。油气水沿断层进入储层后，通过油气水的分异，断层构造低部位以产水为主，地层水矿化度高，几乎不产气。该类井表现为少量高成熟天然气与高矿化度地层水进入储层，导致构造低部位含气丰度低，含水丰度高，单井表现出“产气少量，以产水为主”的特征。

3.3 高产富集主控因素

通过断控型气藏动态成藏过程分析，结合成藏地质条件及其配置，结果表明“古今构造高位+断层通源输导+优质储层聚气”是新场构造带须二段断层输导型气藏油气高产富集的主控因素。而构造—断层—储层时空配置是控制气水分布的关键。

3.3.1 邻近SN向（近SN向）通源断层，为持续供烃提供基础

通过应力特征、断层活动速率以及包裹体均一温度等研究表明，SN走向（近SN走向）断层有效沟通下伏马鞍塘组—小塘子组气源，在印支晚期—燕山中晚期能够为须二段气藏持续输导供烃，是气藏形成的基础。

3.3.2 基质储层＋裂缝发育，为油气提供良好储集空间

通过单井产量与基质储层、裂缝发育程度相关性研究表明，在须二段储层整体超致密的背景下，基质储层和裂缝发育为油气提供了良好的储集空间。尤其是规模裂缝的发育，使得储层的储渗性得到明显改善，有利于油气的高产富集。

3.3.3 构造—断层—储层时空配置是控制气水分布的关键

断层的构造高部位、低部位均与储层相接有利于气水分异。断层与平缓的构造高部位配置，气水在构造高部位储层内分异不彻底，导致单井表现出气水同产的特征。而断层的构造高部位、低部位均与储层相接，气水在断裂破碎带内形成气水分异，构造高部位为油气运聚指向区，表现为以产气为主的特征。构造低部位则成为地层水运移的指向区。

4 结论

1）新场构造带须二段油气高产富集区主要表现为断层输导型成藏模式。该类成藏模式具备良好的构造—断层—储层配置条件，含气性好。根据构造—断层—流体—成岩—成藏时空配置的差异性，结合单井生产数据，表现为“高产稳产、气水同产”“中产稳产、低产水”“低产气、高产水”3种产出特征。

2）断层输导型成藏模式的气藏高产富集主控因素为“古今构造高位＋断层通源输导＋优质储层聚气”，构造—断层—储层时空配置是控制气水分布的关键。

3）具有“高产稳产、气水同产”生产特征的钻井表现出“断层、储层在构造高部位相接”的特征。具有“中产稳产、低产水”生产特征的钻井，普遍具有“断层、储层在构造高部位、低部位均相接”的特征，单井以产气为主，天然气产量稳定，仅产少量低矿化度地层水，可通过实施水平钻井提高单井产量，实现较好的经济效益。