川东北通南巴地区断裂对致密砂岩天然气成藏及富集的控制作用

蒋有录， 李明阳， 王良军， 曾 韬， 刘景东， 李 杰

(1.中国石油大学(华东)地球科学与技术学院，山东青岛 266580； 2.中国石油化工股份有限公司勘探分公司，四川成都 610041)

国内外众多学者研究表明，断裂与油气藏形成及分布有密切关系，断裂可为油气纵向运移提供有效的通道[1-2]，断裂伴生的裂缝既可改善致密砂岩的储层物性，有效提高油气沿断层跨层系运移的效率[3]，又可以增加储层的储集空间，有利于形成局部甜点[4]，故断裂对致密砂岩层系油气的运移、聚集具有明显的控制作用[5]。在多期构造运动中，断裂带的温度、压力、流体环境等会发生变化，使得断裂带内不同类型裂缝填充物的包裹体均一温度、盐度和稳定同位素特征存在明显差别，这些包裹体有效地记录了断裂活动历史，可用于恢复断层、裂缝的发育演化过程[6]。断裂作为流体活动与油气运移的重要通道，断裂带裂缝充填物包裹体提供了油气运移的证据，对分析油气运聚史具有重要的理论和实际意义[7]。四川盆地是典型的多旋回叠加改造型盆地[8]，多期次的构造运动造成断裂多期发育。勘探实践表明，川东北通南巴地区多口井在上三叠统须家河组致密砂岩储层获得了高产天然气流，显示了良好的勘探潜力，天然气富集区沿较大型断裂呈“条带状”分布[9]。前人研究认为，通南巴地区须家河组致密砂岩气藏具有“双源供烃，高效成藏”的特点，该套“断缝体”气藏的储集特征及富集规律与其他致密砂岩气藏具有明显的差异性[10]，断裂是控制该区天然气运移、聚集的关键因素[11]，但关于断裂对致密储层和天然气运聚的控制作用尚未有明确的认识。笔者通过地震、测井、岩心测试、CT扫描、流体包裹体等资料，在精细刻画断裂发育特征的基础上，以断裂带裂缝填充物为重点研究对象，分析断裂与天然气运移聚集的关系，阐释断裂对致密砂岩天然气成藏及富集的控制作用。

1 地质背景

通南巴地区位于四川盆地东北部米仓山冲断带及大巴山逆冲推覆带的构造叠合区，受到南秦岭板块与扬子板块构造拼合的影响，该地区经历了多期复杂的构造变形，通南巴地区整体表现为一个NEE向展布的背斜构造带，在燕山期NW向及喜山期NE向构造挤压的影响下，地层发生强烈褶皱变形，断裂广泛发育[12-13](图1)。上三叠统须家河组是研究区主力含气层系，纵向上可划分为须一段～须五段，其中须一、须三、须五段主要为滨浅湖相泥质沉积，是主要的烃源岩层，须二、须四段以辫状河三角洲前缘亚相的水下分流河道砂岩沉积为主，储层孔隙度主要分布于1%～5%，渗透率主要分布于(0.01～1)×10-3μm2，属于超低孔、超低渗致密砂岩储层[14]。受强烈成岩作用影响，原生孔隙残存数量极少，储集空间类型主要为裂缝及次生溶蚀孔隙，优质储层明显受控于断裂带的分布。

图1 通南巴地区构造位置及断层发育主要特征Fig.1 Tectonic location and fault development characteristics in Tongnanba Area

2 断裂发育特征

基于地震资料开展了精细的构造及断裂解释工作，对川东北地区断裂的分级、产状、组合方式、断裂带结构等静态特征进行系统剖析，并以断裂带内裂缝充填物包裹体作为证据，结合区域构造发展史，探讨了断裂的演化历史。

2.1 断层分级、产状及组合样式

根据断层纵向上切割层位的差异，将通南巴地区切割须家河组的断层分为三级和四级两类。三级断层贯穿层位较多且规模较大，地震剖面显示该类断层主要切割上二叠统、三叠系和上侏罗统。四级断层切割层位较少且规模较小，主要切割三叠系雷口坡组、须家河组和下侏罗统自流井组。统计结果表明，三级和四级断层的倾角平均值约为60°，均为高角度逆断层。通南巴地区三级和四级断层走向基本一致，均以近NW-SE走向为主(局部存在NE向四级断层)，与南大巴山构造带走向平行。除通南巴地区发育少量断距较大的四级断层外，三级断层的断距普遍大于四级断层。其中三级断层平均断距约为353 m，绝大多数断层的断距超过100 m；四级断层断距平均值约为48 m(图1)。地震解释结果显示，三级断层规模较大，其组合方式相对简单，主要以断展褶皱、冲起构造和冲拗构造等组合方式为主。四级断层规模较小，该类断层之间往往距离相对较小，组合方式较三级断层更复杂，除断展褶皱、冲起构造和冲拗构造组合方式外，还存在叠瓦状逆冲-褶皱和叠瓦状逆冲断层组合方式。以叠瓦状逆冲-褶皱和叠瓦状逆冲断层组合方式密集发育的四级断层主要分布于地层转折强烈、应力相对集中的区域，地层平缓处断层组合方式相对单一。

2.2 断裂带结构

低孔砂岩中形成的断裂常具有典型的二元结构，即滑动破碎带和诱导裂缝带[15]，断层伴生裂缝密度自诱导裂缝带向围岩明显减小，断裂带渗透率常与围岩有数量级的差异，故致密砂岩中的断裂常作为流体垂向运移的通道[16]。研究区多口位于断裂带内部或断裂带附近的取芯井岩心观察显示，中、高角度构造裂缝规模发育，岩心破碎严重。

在对断点进行精细标定的基础上，通过伽马、声波时差、密度、双侧向电阻率等多条测井曲线，对断裂带结构进行识别划分。以M3井为例，依据成像测井及地层倾角测井综合判别4 907.5 m处存在断点(图2(a))，断点以下近断点处地层具有拖曳特征，地层倾角较陡，倾向为北东东向，远离断点地层倾角较缓，地层倾向为南东东向。断点附近划分为滑动破碎带，由于断层岩及断层泥的发育，常表现为低孔、低渗，对天然气运移起封堵作用。测井响应表现为低声波时差、高伽马、高密度、高电阻率的测井响应，反映出该段岩性致密，裂缝发育程度有限的特点。远离断点上下的地层表现出明显的诱导裂缝带特点，其FMI成像测井图像中可识别出广泛发育的高阻缝、高导缝，缝密度最大可达6.7条/m。与正常围岩及滑动破碎带地层相比，表现出高声波时差、低伽马、中低阻、低密度的测井响应(图2(b))，且声波时差曲线产生“周波跳跃”现象，局部表现出双侧向电阻率曲线的正差异，反映出该段裂缝密集发育、高孔高渗的特点。研究区断裂带结构以发育诱导裂缝带为主，该段储层比滑动破碎带及围岩具有更高的孔渗性，为天然气垂向运移提供了良好通道，断层伴生裂缝改善了致密砂岩的物性，可成为天然气富集的“甜点区”。

2.3 断裂活动时期

研究区主要地震剖面上10条三级断层和24条四级断层的生长指数统计显示，两类断层的生长指数均接近1，反映出研究区断层并非同生断层，而是在须家河组地层沉积后受燕山期、喜山期强烈的构造挤压运动形成的。由于断层生长指数不能有效反映断裂活动性，本文中主要利用断裂带内裂缝胶结物的包裹体推断断裂的主要形成活动时期，研究区断裂较为发育，断层和构造裂缝走向均以NW向为主，可见其二者为相同时期同一力学机制的产物。

多期次的构造活动导致断裂带所处的地层温度、压力和流体环境等发生改变，从而使断裂带诱导裂缝带内裂缝胶结物中所捕获的包裹体记录了断层的活动特征[17-18]。因此在理清断裂带内不同矿物充填裂缝形成的先后顺序后，试图利用断裂带内裂缝胶结物中的包裹体特征推断断裂的主要形成活动时期。研究区裂缝经历了多期次矿物充填，第一、二期方解石充填裂缝被石英充填缝切割(图3(a)、(b)、(c)、(f))，说明石英充填缝的形成时期较晚。当后期构造作用造成石英充填裂缝再次开启，石英紧贴裂缝壁生长，内部剩余空间内会充填少量的第三期方解石(图3(d)、(e))。由此确定，不同矿物充填裂缝的顺序为：第一期细晶方解石,第二期粗晶方解石-石英,第三期发育于石英未充填裂缝空间内的粗晶方解石。

图2 M3井断裂带结构的测井响应特征Fig.2 Logging response of M3 well fault zone

选取上述不同裂缝充填物中的包裹体进行观察、测温。研究区须家河组储层发育气液烃包裹体、气烃包裹体、沥青包裹体以及盐水包裹体等多种类型的流体包裹体，在多数裂缝充填物中均发现无荧光显示的盐水包裹体，这些包裹体大小分布不均匀，包裹体形态有椭圆形、长条形、次菱角形、不规则形等。盐水包裹体气液比在2%～6%，长度分布在1～10 μm，多呈条状分布、线状分布及零星分布，延伸方向与裂缝方向基本平行(图4)，表明这些包裹体可能是流体沿裂缝流动时捕获形成的。针对该类盐水包裹体进行测温，结合研究区构造埋藏史，能够有效反映出充填矿物的形成时间，从而推断裂缝形成时期。裂缝胶结物中捕获的烃类包裹体数量相对较少，透射光下为无色，荧光下为浅黄色、黄白色、蓝白色等，可用于恢复天然气充注史。

测温结果显示，第一期细晶方解石胶结物中捕获的盐水包裹体均一温度为100～120 ℃，判识为中-晚侏罗世形成；第二期粗晶方解石胶结物捕获的盐水包裹体均一温度为180～200 ℃，判识为早白垩世形成；石英胶结物捕获的盐水包裹体均一温度为190～210 ℃，判识为晚白垩世形成；第三期发育于石英未充填的裂缝空间内的粗晶方解石胶结物捕获的盐水包裹体均一温度为150～180 ℃，判识为古近纪形成。

图3 M3井不同矿物胶结裂缝切割关系Fig.3 Cutting relationship of different mineral filling fractures in well M3

图4 通南巴地区须家河组致密砂岩断裂带胶结物内的盐水包裹体Fig.4 Saltwater inclusions in fault fillings of tight sandstones of Xujiahe formation in Tonanba Area

图5 通南巴地区构造演化剖面Fig.5 Tectonic evolution profile of Tongnanba Area

前人以磷灰石裂变径迹测试为基础，对川东北地区关键构造时期进行厘定，认为通南巴地区分别于晚白垩世(距今100～70 Ma)和始新世—渐新世(距今40～25 Ma)期间快速隆升剥蚀，构造运动十分强烈[19]，与本文中裂缝胶结物中盐水包裹体均一温度分布吻合。依据2D-Move软件计算了多条地震剖面的地层缩短量，恢复了研究区断层、褶皱的演化过程(图5)。综合分析认为，自须家河组沉积以来至晚侏罗世末期，研究区遭受NW向构造挤压，但强度较低，研究区未发生明显的构造变形。晚侏罗世末至早白垩世米仓山强烈隆升，构造变形由北向南传递至通南巴背斜，导致通南巴背斜主体NE向构造形成。随着晚白垩世以来大巴山逆冲推覆作用逐渐变强，研究区遭受挤压应力方向由NW向转向NE向，NW向通源三级断层(切穿至下伏海相地层)及伴生NW向褶皱形成，叠加在NE向构造之上，并在断层诱导裂缝带内形成了大量中、高角度裂缝；喜山早期，受大巴山逆冲推覆带持续构造挤压，研究区第二次强烈隆升，新生代断裂及相关褶皱形成，对前期构造形态进行改造。

3 断裂对储层的控制作用

通南巴地区须家河组致密砂岩属于超低孔、超低渗致密砂岩，基质物性极差。但由于地处盆缘，晚燕山—喜山期在米仓山、大巴山强烈的逆冲退覆作用下，断层规模性发育，对大面积分布的致密砂岩储层强烈改造，形成了特殊的“断缝体”气藏[20]。

3.1 断裂对储集空间和储层物性的改造

致密砂岩储集空间包括微裂缝、残余粒间孔、粒间溶孔及粒内溶孔等[21-22]，孔径较小且常以孤立的形式存在，连通性较差，加之填隙物多为黏土杂基和方解石，阻塞了孔隙喉道，使成岩作用形成的孔隙基本是无效孔隙。断裂带裂缝的发育沟通了相互孤立的细小孔隙，形成了连通的有效孔隙空间(图6(a)、(b))。岩心CT扫描的二维切片中可观察到，研究区断裂带附近储层中发育大量粒间或粒内溶蚀孔隙，在图像上表现为灰度值较高，内部非均质性较强的黑色多边形[23]，因溶蚀程度不同，其灰度值略有差异(图6(c)、(d))。在砂岩储层经历强烈压实、胶结作用而全面致密化之后，断层及伴生裂缝可以作为深部热液或酸性流体的渗滤通道，流体流经裂缝，使裂缝发生进一步溶蚀、扩张。当流体接触长石等易溶的矿物颗粒时，储层发育大规模溶蚀作用，储集空间进一步扩大，孔隙结构得到了明显改善。恢复了M3井断裂带样品的三维孔隙图像(图6(e))，该样品储集空间主要由溶蚀孔隙及微裂缝构成。计算总孔隙度达到2.53%，溶蚀孔隙最大半径可大于30 μm，半径大于12 μm的大型孔隙构成了2.26%的孔隙度。

图6 通南巴地区须家河组断裂带孔隙、裂缝发育特征Fig.6 Pore and fracture development characteristics of Xujiahe formation fault zone in Tongnanba Area

须家河组储层普遍致密，裂缝发育可以有效改善储层物性。岩心物性测试数据显示，裂缝不发育的样品孔隙度与渗透率具有一定的线性关系，通南巴地区储层孔隙度多小于5%，渗透率普遍小于0.1×10-3μm2，而断裂带内裂缝发育的样品孔隙度略有增大，但渗透率可达(0.1～10)×10-3μm2，说明裂缝对孔隙度的贡献较小却直接提高了储层渗透率(图7)。

利用常规岩心及全直径岩心分析的物性数据进行对比，可表征裂缝发育对储层物性的改善程度[24](表1)，以M3井为例，该井须四段样品裂缝发育，须二段样品裂缝不发育，二者岩性相似。结果显示，须家河组储层全直径岩心分析的孔隙度和渗透率比常规岩心分析的数值明显增大，孔隙度平均增加1.67倍，垂直渗透率变化不大，而水平渗透率普遍提升了1～3个数量级。因此裂缝对提高渗透率、改善孔渗性能具有明显的作用。

图7 通南巴地区M3井裂缝发育对储层物性的影响Fig.7 Effect on fracture development on physical property of M3 well in Tongnanba Area

表1 M3井岩心物性测试数据

3.2 断层-裂缝-孔隙构成复式储集体

研究区受周围造山带的影响，遭受强烈构造变形，贯穿至海相地层的大断层及储层中广泛发育的构造裂缝控制着须家河组优质储层规模及发育部位，是造成须家河组天然气局部富集的重要因素。研究区须家河组储层水下分流河道砂体大面积叠置分布，基质孔渗性较差，岩性较为致密。断裂带规模发育的裂缝有效改善了致密砂岩的储集空间和储层物性，为天然气富集高产提供了良好的储集条件。研究表明，“断缝体”储层岩心切割、破碎严重，激光共聚焦及CT扫描均可发现广泛发育的裂缝切穿矿物颗粒，连通孤立孔隙；断裂作为深部流体或酸性物质流动的通道，储层中发生了不同程度的溶蚀；断裂带储层渗透率得到了明显增加，致密砂岩储层得到明显改造，形成优质储层甜点区，有利于天然气的富集(图8)。

图8 通南巴地区须家河组“断缝体”储层发育特征Fig.8 Development characteristics of fault-fracture reserviors of Xujiahe formation in Tongnanba Area

4 断裂与天然气运聚关系

研究区须家河组天然气碳同位素δ13C1值分布区间为-33.70‰ ～ -28.60‰，δ13C2值分布区间为-36.40‰ ～ -28.90‰[25-26]，具有δ13C1>δ13C2>δ13C3的反序型分布特征，表现出海相上二叠统与陆相上三叠统须家河组“双源供烃”的特点，说明断裂为研究区下伏海相天然气纵向运移进入上三叠统提供了通道。当烃类流经断裂时，在断裂带裂缝胶结物中应留下相应的证据，故可通过断裂带裂缝胶结物的烃类包裹体恢复油气纵向运移聚集的历史[27]。

研究区裂缝胶结物内捕获的烃类包裹体数量相对有限，丰度极低，含油气包裹体颗粒指数约为1%，主要存在浅黄色、黄白色、蓝白色3种不同的荧光颜色。发浅黄色荧光的气烃包裹体及少量发蓝白色荧光的沥青包裹体串珠状或零星分布于裂缝方解石胶结物中，发黄白色弱荧光的气烃包裹体串珠状分布于裂缝石英胶结物中，包裹体形状不规则，包裹体直径为1～5 μm(图9)。测温结果显示：方解石胶结物中与浅黄色气烃包裹体伴生的盐水包裹体均一温度峰值为140～160 ℃，与蓝白色沥青包裹体伴生的盐水包裹体均一温度峰值为170～190 ℃，而石英胶结物内部与黄白色气烃包裹体伴生的盐水包裹体均一温度峰值为190～210 ℃。

图9 通南巴地区须家河组致密砂岩断裂带胶结物中的烃类包裹体Fig.9 Hydrocarbon inclusions in fault fillings of tight sandstones of Xujiahe formation in Tonanba Area

结合烃源岩热演化生烃史、断裂活动期次和断裂带填充物烃包裹体均一温度及镜下特征，恢复了通南巴地区天然气运聚成藏过程(图10)。研究区须家河组砂岩储层于中侏罗世已致密化[28]，而包裹体测温显示该区天然气的运聚成藏发生晚侏罗世之后，故研究区须家河组气藏具有先致密后成藏的特征。

早—中侏罗世，须家河组烃源岩进入生烃门限，二叠系海相烃源岩进入高成熟阶段，须家河组储层遭受强烈压实、方解石胶结作用，整体已经致密，储层孔隙度已降至10%以下。该阶段构造稳定，地层尚未发生强烈褶皱变形，无大规模断裂发育。同时，须家河组烃源岩生烃能力也较为有限，故仅在储层尚未致密的局部“甜点”区发生少量天然气充注。

图10 通南巴地区须家河组断裂演化与天然气成藏关系Fig.10 Relationship between fracture and fault evolution and natural gas accumulation of Xujiahe formation in Tongnanba Area

晚侏罗世至早白垩世，须家河组烃源岩达到高成熟-过成熟阶段，生成大量煤型气，砂岩储层全面致密化。研究区遭受NW向构造挤压，但强度有限，局部小规模断裂发育，第1期构造裂缝的形成及局部溶蚀作用改善了储层物性，天然气由须家河组内部烃源岩层向邻近储层充注，向局部构造高点及裂缝甜点区富集。裂缝内方解石胶结物中均一温度峰值为140～160 ℃浅黄色荧光的烃类包裹体，证明裂缝作为该时期须家河组内部近源充注的输导通道。

晚白垩世以来，通南巴地区经历了两期强烈的构造抬升。燕山晚期，在大巴山强烈挤压推覆作用下形成一系列切穿至二叠系海相烃源岩层的大断裂，与海、陆相烃源岩的生气高峰期匹配良好，且研究区在断裂带裂缝石英胶结物中观测到大量黄白色荧光的气烃包裹体，其均一温度峰值为190～210 ℃，这反映出晚燕山期天然气沿大断裂穿越嘉陵江组等层系进入须家河组的垂向运移、充注过程。断裂作为纵向输导通道，有效沟通了海、陆双相烃源岩和须家河组裂缝储层，是研究区须家河组天然气富集高产的关键。在M3井4 904.04 m及5 016.25 m两个样品薄片中发现，发育于石英未充填的裂缝空间的方解石胶结物内部存在数量极少的蓝白色荧光包裹体，其均一温度峰值为170～190 ℃。这些证据显示，喜山期通南巴地区遭受第二期强烈隆升时，广泛发育的新生代断裂对原生气藏进行了调整、改造。

5 断裂对天然气富集保存的控制作用

在油气运聚受断层控制的地区，多期次活动、不同级别的断裂造成油气输导方式的差异,制约着油气富集,良好的断盖配置是油气大规模聚集的基础[29]。研究区须家河组发育“大面积、低丰度”大型致密砂岩气藏,但只有“断缝体”相对优质储层才能获得稳定产能，且天然气毗邻较大型气源断裂带富集,在平面上沿断裂呈“条带状”展布，纵向上天然气富集层段受断盖配置的控制。

钻探实践表明，研究区日产气量超过10×104m3的M101、M103、M3井均毗邻切穿至上二叠统龙潭组(吴家坪组)海相烃源岩的三级断层[30](表2)。可见，须家河组煤系烃源岩与龙潭组烃源岩“双源供烃”为研究区须家河组天然气富集提供了良好的物质基础。

高产井多处于两条倾向相反断层形成的冲起构造上盘，由于应力释放，可在相对构造高部位形成大面积的构造裂缝带，不同级别的断裂系统在空间上既可以构成复式输导通道，又可以形成大规模断缝储集体，有利于天然气的富集。断裂带伴生裂缝的规模主要受控于断层级别和距断层的距离。断层级别较小或距离断层较远的井点处，由于岩性致密，基质孔隙及裂缝发育程度相对有限，难以形成优质储集层，天然气产量也相对较低(表2)。现今高产、稳产井均位于距三级断裂1 km的范围内。断裂带的发育控制着须家河组致密砂岩优质储层“甜点”的分布，从而控制天然气富集区沿断裂呈条带状分布。

纵向上，须家河组天然气主要分布于须二段及须四段储层中，保存条件是造成这种差异性的主要原因。盖层断接厚度是当盖层被断裂破坏后，断层两盘盖层被错开，彼此仍然对接的那部分厚度，如果断裂将盖层完全错开(即断裂断距大于盖层厚度)，可认为盖层失去对油气的封堵能力[31]。依据钻井及地震资料统计了各井点盖层厚度及井旁断层断距，计算了各断层断接厚度(表2)。结果显示，通南巴背斜轴部须三段厚层泥岩发育，须二段直接盖层厚度可超过50 m，M101、M103井周边断层断盖配置良好，断接厚度均为正值，说明上覆盖层能够有效封堵天然气的垂向运移，天然气可富集于须二段内部。当须三段盖层质量较差，难以阻止天然气跨层系的纵向运移时，天然气可继续向上逸散，富集于浅部层系中保存条件较好的储层中。研究区须五段遭受大面积剥蚀，在横向上具有向NE方向减薄的趋势，总厚度不如须三段盖层，但局部地区仍具有良好的的封盖能力，M3井周边须五段直接盖层厚度可超过60 m，该井附近通源断层断接厚度为27.7 m，反映出其良好的保存条件。M201井虽毗邻通源断裂，储层裂缝较为发育，但保存条件较差，上覆盖层厚度仅为31.33 m，盖层断接厚度为负值，断盖配置差，天然气难以在须二段储层中聚集，保存条件较差导致该井天然气产量较低。因此断盖配置是天然气富集的重要影响因素，也是造成不同地区及层段天然气富集差异的重要因素。

表2 通南巴地区须家河组产气井附近断层特征及单井天然气测试产量统计Table 2 Statistics of characteristics of faults near gas producing wells and well natural gas test production of Xujiahe formation in Tongnamba Area

6 结 论

(1)川东北地区须家河组断层可划分为切割上二叠统至中侏罗统的三级断层及切割中三叠统至下侏罗统的四级断层，二者均为高角度逆断层，走向以NW向为主。较大型断裂具有滑动破碎带和诱导裂缝带的二元结构，诱导裂缝带裂缝发育，部分被石英、方解石充填。断裂活动受控于周边造山带，燕山晚期，通南巴地区发生强烈构造变形，形成大量切穿至海相地层三级大断裂，断裂带附近储层伴生大量裂缝。喜山期，受大巴山逆冲推覆带强烈构造挤压，研究区第二次强烈隆升，新生代断裂进一步发育。

(2)断裂带裂缝填充物有效记录了天然气运移的证据，研究区经历了3期天然气运移聚集：早期方解石胶结物中均一温度峰值为140～160 ℃的黄绿色荧光包裹体，反映了晚侏罗世第一期陆相须家河组天然气近源运聚；石英胶结物中均一温度峰值为190～210 ℃的浅黄色荧光包裹体，反映了晚燕山期天然气沿大断裂穿越下伏嘉陵江组等层系进入须家河组的垂向运聚过程；晚期方解石中均一温度为170～190 ℃的蓝白色荧光包裹体，可作为喜山期断裂对气藏改造、调整并造成天然气局部富集的重要证据。

(3)通源断裂活动期与下伏二叠系海相及上三叠统陆相烃源岩的主生排烃期匹配良好，为天然气大规模垂向运移提供了良好通道。断裂有效改善了致密砂岩的储集空间和储层物性，控制着须家河组相对优质储层的发育规模及部位，通源断裂与断裂带较大规模发育的裂缝、基质微孔形成良好配置，有利于天然气沿断裂带富集。多期次断裂活动和气藏调整控制着天然气的分布，断盖配置是造成不同地区及层段天然气富集差异的重要原因。