“双源”控制的窄河道致密砂岩气富集高产模式——以四川盆地金秋气田中侏罗统沙溪庙组为例

张小菊 邓虎成 徐争启朱德宇 段博瀚 王小娟伏美燕李 傥 凌灿马自立雍洋

1.成都理工大学地球科学学院 2.成都理工大学能源学院 3.油气藏地质及开发工程全国重点实验室·成都理工大学 4.中国石油西南油田公司勘探开发研究院

0 引言

目前，致密砂岩气为全球开发规模最大的非常规天然气之一，资源量约为210×1012m3[1]。中国自1971年发现四川盆地西部（以下简称川西地区）中坝气田致密砂岩气后，以四川、鄂尔多斯、柴达木等沉积盆地为主的致密砂岩气藏逐步被勘探开发[2-4]。近年来，针对四川盆地中侏罗统沙溪庙组致密砂岩气藏的勘探开发工作取得巨大进展，成为了继上三叠统须家河组后又一个非常规天然气勘探热点[5-6]。

国内外致密砂岩气藏研究技术方向主要集中于储层精细刻画[7-9]、成藏富集规律研究[10]、含气性检测[11]、富集高产主控因素分析和“甜点”预测[12]等方面。一些学者在储层构型及砂体连通性研究基础上，开展不同储集体结构内致密砂岩气充注过程评价，结合成藏条件等进一步明确致密砂岩气藏的成藏富集规律[13-14]，并采用时频域含气检测技术及AVO异常检测技术等进行储层含气性检测[11,15]，探讨致密砂岩气富集高产主控因素[10]，以此进行“甜点”预测工作。目前，针对非常规天然气藏富集高产模式研究主要集中于页岩气及煤层气等[16-17]，针对致密砂岩气藏的富集高产模式及主控因素研究较薄弱，现有的研究主要从烃源岩、沉积相、储层、构造及演化特征、裂缝等多方面综合分析致密砂岩气的富集高产主控因素[18-20]，提出了构造主控、岩性主控、构造—优质储层主控和储渗体等多种模式[21-23]。

四川盆地的天然气勘探主要聚焦于海相地层[24-25]，近年来针对陆相须家河组致密气藏开发程度逐步加大[26]，但对浅层沙溪庙组的勘探研究程度较低。前人对川中地区（即四川盆地中部）与川西地区沙溪庙组致密砂岩气藏的沉积演化体系及层序地层特征[27-28]、储层物性[29]、优势储层主控因素[30]、天然气地球化学特征[31]和成藏机理[32]等方面开展了诸多研究，并根据地震振幅标定，开展了川中地区沙溪庙组河道砂体刻画[29]，研究结果表明沉积微相与储层物性有着良好的对应关系，水下分流河道等高能沉积环境发育优势储层，且川中—川西地区沙溪庙组河道砂体发育主要受基准面旋回控制[30]。四川盆地沙溪庙组天然气地球化学特征及成因等研究结果表明，川西地区为煤成气，川中地区为油型气，四川盆地东部（以下简称川东地区）为煤成气和油型气混合气，以油型气为主；川西地区、四川盆地西南部（以下简称川西南地区）主力烃源岩为须家河组五段煤系烃源岩，川中地区为下侏罗统湖相烃源岩，川东地区天然气来源于须五段和下侏罗统烃源岩[29]。针对四川盆地中部金秋气田成藏机理方面研究认为该区天然气主要来源于须家河组，局部地区存在大安寨段和凉高山组的气源，天然气充注发生在白垩纪晚期和古新世中期，存在2 期充注，以异常低压—中等超压为主，源储压差是致密砂岩气自川西向川中地区横向运移的主要动力[32]。但是，针对金秋气田沙溪庙组致密砂岩气成藏富集高产主控因素及模式尚不明确，制约了该区成藏富集规律的深入认识，导致“甜点”预测难。基于此，笔者以金秋气田沙溪庙组二段一亚段（以下简称沙二1亚段）为研究对象，结合前人研究成果，利用钻井岩心、录井、测井、地震和生产动态资料等，厘清研究区沙二1亚段天然气分布特征，明确富集高产主控因素，构建天然气富集高产模式，以期为研究区致密砂岩气勘探开发提供理论依据，加快该区致密气高效开发进程。

1 地质背景

四川盆地位于扬子板块西缘，是基于上扬子克拉通发展起来以刚性花岗岩为基底的多旋回叠合盆地，盆地整体以沉降为主，但构造—沉积具多旋回性。中三叠世以来，先后受到印支运动、燕山运动和喜马拉雅运动的影响，形成现今周缘被多个断褶带环绕的构造格局，盆地内部以断裂为界分为6 个一级构造带[5,32]。研究区金秋气田位于四川盆地中部，川中平缓构造带与川北低缓构造带交界处（图1-a），笔者本次的研究范围为金秋气田ZQ1 井区、QL16 井区、JQ5H 井区和JQ8 井区4 个重点井区（图1-b），BJC 井区不在研究范围内。研究区构造总趋势由南东向北西倾伏，发育少量局部构造，其中规模较大的局部构造有中台山构造、八角场构造、秋林构造和金华构造。中台山构造发育在ZQ1 井区，沙二段为轴向北东向的长轴背斜；八角场构造在沙二段底为轴向东西向的长轴背斜；秋林构造发育在QL16 井区，为向北西倾伏的鼻状构造；金华构造发育在JQ5H 井区，为轴向北西西的背斜[32]。

图1 研究区位置、井区分布与上三叠统—侏罗系地层柱状图

金秋气田沙溪庙组为浅水三角洲相—湖相沉积，沉积了一套“泥包砂”陆相碎屑岩地层，厚度介于1 000～1 600 m。以稳定分布的黑色“叶肢介页岩”为界线[33]，将沙溪庙组自下而上划分为一段（J2s1）和二段（J2s2）（图1-c）。根据岩性、电性和沉积旋回特征，将区内沙二段划分为4 个亚段，从下到上依次为沙二1亚段、沙二2亚段、沙二3亚段与沙二4亚段[31]。研究目的层段为沙二1亚段，为相对干旱的浅水三角洲沉积，单期河道砂体的规模较小，且相互切割[30]。该亚段6 号、7 号、8 号和9 号砂组开发效果较好[32-33]，是笔者本次研究的主要对象。

2 天然气分布特征

依据沙二1亚段6 号、7 号、8 号和9 号砂组已开发井测试结果统计（图2），研究区不同砂组的不同河道段含气性差异大，其中6 号砂组JQ5H 井区JQ511-1 井测试无阻流量高达293.06×104m3/d，JQ5H 井区JQ513-1 井测试无阻流量为12.76×104m3/d；7 号砂组JQ5H 井区JQ12 井测试无阻流量为2.42×104m3/d，JQ5H 井区XC3 井测试无阻流量为8.97×104m3/d。由图2 可见，研究区目的层段6 号和8 号砂组天然气富集程度高，6 号砂组天然气富集区主要分布于ZQ1 井区东南部和JQ5H 井区中北部，8 号砂组天然气富集区主要分布于JQ8 井区中西部、QL16井区中南部、JQ5H 井区西北部和ZQ1 井区南部；7号和9 号砂组天然气富集规模较小，7 号砂组天然气富集区主要集中分布于JQ5H 井区东北部，9 号砂组天然气富集区主要集中分布于ZQ1 井区东南部。高产井分布于6 号砂组JQ5H 井区东北部和ZQ1 井区东南部，8 号砂组QL16 井区中南部及东部、JQ8 井区中西部和JQ5H井区西北部，9号砂组ZQ1井区东南部。

图2 研究区沙溪庙组6 号—9 号砂组单井天然气无阻流量平面分布图

3 天然气富集高产主控因素

3.1 烃源岩

3.1.1 烃源岩分布及特征

金秋气田沙溪庙组下伏发育须家河组煤系烃源岩及侏罗系湖相泥页岩等多套烃源岩层[31,34-36]。川中地区侏罗系已钻获偏腐殖型油及腐泥型油，研究区沙二段原油母质为偏腐殖型（图3-a），且处于成熟—高成熟阶段[31,34-36]。须家河组生烃中心位于川西地区，岩性为灰黑色泥岩与煤层，须家河组烃源岩厚度介于100～800 m，总有机碳含量介于0.6%～5.8%，平均总有机碳含量为1.83%，平均镜质体反射率为1.35%，该套烃源岩生气强度介于30×108～100×108m3/km2；侏罗系生烃中心位于川中北部与川东地区，其中下侏罗统自流井组大安寨段岩性为灰黑色泥页岩，该套烃源层厚度介于20～80 m，总有机碳含量介于0.6%～3.8%，平均总有机碳含量为1.4%，镜质体反射率介于1.0%～1.5%，平均镜质体反射率为0.97%，该套烃源岩生气强度介于1.0×108～2.5×108m3/km2。

图3 川中地区原油特征和研究区沙二1 亚段天然气特征图

3.1.2 气源类型及对比

金秋气田沙二1亚段天然气主要来源于须家河组煤型气，侏罗系湖相烃源亦有贡献[37-41]，天然气类型包括煤型气、混合气和油型气（图3-b）。依据天然气成因类型划分标准[42]，QL16 井区、JQ8 井区和ZQ1 井区天然气δ13C2普遍大于－25.1‰，该区天然气类型以煤型气为主，仅QL16 井区东部含少量混合气，δ13C2＜－25.1‰；JQ5H 井区天然气δ13C2偏轻，下侏罗统贡献较大，混合气和油型气重要分布在该井区（图3-b、图4）。

图4 研究区沙二1 亚段天然气气源分区图

3.1.3 优越的烃源岩条件控制天然气富集高产

金秋气田沙二1亚段整体受到须家河组和下侏罗统双源供烃，须家河组和下侏罗统的叠合生烃强度可分为强源区（大于65×108m3/km2）、次强源区（介于40×108～65×108m3/km2）和弱源区（小于40×108m3/km2）3 个区域。通过统计分析结果表明（图5），强源区和次强源区分布在QL16、JQ8 井区西部和北部、JQ5H 井区东部和北部，强源区和次强源区的天然气测试无阻流量大部分达到50×104m3/d。研究区西部QL16 井区和JQ8 井区烃源岩厚度大，总有机碳含量和成熟度高，烃源岩条件优越，生气强度大[35]，为该区沙溪庙组天然气主要来源，为该区规模气藏形成奠定良好物质基础；东部JQ5H 井区和ZQ1 井区烃源岩厚度较小[35]，总有机碳含量和成熟度低，生气强度小，较西部天然气富集程度较低。此外，沙二1亚段天然气充注路径分为2 条，西部QL16 井区及JQ8 井区天然气由龙泉山断裂自西南向东北方向充注运移，充注动力强；东部JQ5H 井区与ZQ1 井区天然气自角1 号断裂向南北方向充注运移，充注动力较强。总体而言，优越的烃源岩条件控制了区域河道的天然气富集高产，研究区西部烃源条件优越，天然气充注动力强，该区域天然气富集高产。

图5 研究区生气强度与井区、单井无阻流量直方图

3.2 储层特征

3.2.1 沉积相展布特征

中侏罗世时期，四川盆地北缘整体隆升，沉积速率超过沉降速率，沉积中心逐渐南移。古气候环境发生变化，沙一段干湿交替，沙二段干旱氧化环境。古物源体系盆地内沙溪庙组呈现多物源供给，其中川中地区南北双向物源交汇。受古构造、古气候、古物源等控制，沙溪庙组发育大型浅水三角洲—湖泊沉积体系，形成一套巨厚紫红色泥岩夹灰色块状砂岩地层组合。沙二1亚段为三角洲—湖泊沉积特征，可划分出三角洲平原、三角洲前缘和滨浅湖等亚相。6 号砂组沉积期，金秋气田主要发育三角洲前缘—滨浅湖亚相，发育水下分流河道和河口坝沉积微相。7号砂组沉积期，金秋气田湖盆缩小，发育三角洲平原和前缘亚相，发育水上、水下分流河道微相。8 号砂组沉积期，湖盆进一步南迁，金秋气田主要为三角洲平原和前缘亚相，发育水上、水下分流河道微相。9 号砂组沉积期，金秋气田仅发育三角洲平原亚相，发育水上分支河道及决口扇微相。

3.2.2 砂体构型与展布特征

基于前期研究成果，将砂体构型划分成均匀粒序纯砂岩构型（A 类）、正反粒序砂岩夹泥岩构型（B 类）和正粒序泥岩夹砂岩构型（C 类）3 类砂体构型（图6）。其中A 类构型主要发育在三角洲平原，砂泥岩组合为纯砂岩型，粒度均匀，砂体叠置类型为冲刷切割型；B 类构型主要发育在三角洲平原及前缘，砂泥岩组合为砂岩夹泥岩型，粒度为正反粒序，砂体叠置类型为冲刷接触型；C 类构型主要发育在三角洲平原及前缘，砂泥岩组合为泥岩夹砂岩型，粒度为正粒序，砂体叠置类型为孤立型。JQ5H 井区东北部6号砂组和JQ8井区中西部8号砂组发育B类构型；JQ5H 井区北部7 号砂组和ZQ1 井区9 号砂组发育A类构型和B 类构型。

3.2.3 优质储层展布特征

根据储层物性和产能的关系，确定了有效储层孔隙度大于7%；综合储层孔喉中值半径、孔隙度、渗透率、储层规模、有利沉积相带和有利砂体构型将储层类型分为Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类储层。Ⅰ类优质储层孔喉中值半径大于0.63 μm，孔隙度大于12%，渗透率大于0.50 mD，河道宽度大于800 m，砂体厚度介于20～40 m，发育于有利的分流河道沉积微相和A 类、B 类构型；Ⅱ类优质储层孔喉中值半径介于0.40～0.63 μm，孔隙度介于10%～12%，渗透率介于0.15～0.50 mD，河道宽度介于600～800 m，砂体厚度介于15～40 m，发育于分流河道和河口坝等沉积微相和B 类构型。Ⅰ类和Ⅱ类储层主要分布在QL16 和JQ8 井区中部的8 号砂组，JQ5H井区北部的6 号、7 号砂组和ZQ1 井区南部的9 号砂组。

3.2.4 优质储层的发育程度控制天然气富集高产

在有利的断层—砂体组合条件下，砂体构型影响天然气富气区。发育有利的A 类构型和B 类构型的河道段储层具有“砂体厚、储集空间大”的特征，形成优势充注通道，含气性好。如YT206-1 井8 号砂组砂体发育A 类构型，无阻流量高达75.97×104m3/d；QL206-1 井8 号砂组砂体发育B 类构型，无阻流量为43.30×104m3/d。发育不利的C 类构型的河道段储层泥质含量高，天然气充注阻力大，含气性差。如QL17 井8 号砂组砂体发育C 类构型，无阻流量仅2.36×104m3/d。优质储层的发育程度控制天然气富集高产。统计分析结果表明，无阻流量大于50×104m3/d的气井只发育Ⅰ类和Ⅱ类储层，其中Ⅰ类储层占52%；无阻流量介于30×104～50×104m3/d的气井主要发育Ⅰ类和Ⅱ类储层；无阻流量小于30×104m3/d 的气井，Ⅲ类储层最发育，占比介于60%～80%（图7）。

3.3 输导体系

3.3.1 砂体连通

砂体连通性指最大连通地质体体积与总体积之比，又或将其定义为在不考虑断层、裂缝和褶皱等构造变形或流体影响的情况下砂体间的沉积连通性，亦或储层构型要素间连通性[43-44]，研究区内河道成因类型的差异导致砂体连通性不同，结合河道成因类型，依据砂泥比、宽深比、砂体厚度和隔夹层厚度将河道砂体划分为连通和不连通2 大类，进一步细分为通畅、局部通畅和不通畅3 小类，并构建了一套针对研究区河道间砂体连通性等级半定量评价标准（表1）。金秋气田沙二1亚段多期叠加型和深切型河道段砂体通畅，砂泥比和宽深比大，砂泥比介于0.94～1.23，宽深比介于40～56；进积叠加型和无叠加单期次型河道段砂体局部通畅，砂泥比和宽深比较大，砂泥比介于0.59～0.78，宽深比介于33～37；废弃型河道段砂体不通畅，砂泥比和宽深比小，砂泥比介于0.09～0.59，宽深比介于19～28。

表1 研究区沙二1 亚段河道间砂体连通性等级半定量评价标准表

3.3.2 断层—砂体组合

断层和砂体是致密砂岩气藏在成藏过程中天然气分别在垂向和横向上运移聚集的重要输导体系，断层—砂体的有效配置是油气富集的基础，其作为油气运移的重要输导通道，控制着天然气规模聚集[45-48]。笔者本次研究中断层对接砂体的通畅程度与断层性质无关，主要是依据3.3.1 节中砂体连通性评价标准完成研究区河道间砂体通畅程度评价，通过统计研究区断层发育区与不同连通程度的河道砂体空间静态组合类型及各类型占比，研究结果表明，研究区目的砂组主要发育4 类断层—砂体组合类型（图8），包括断层与通畅型砂体“V”字形组合、断层与局部通畅型砂体“V”字形组合、断层与局部通畅型砂体反“V”字形组合和断层与不通畅型砂体反“V”字形组合。其中，断层与通畅型砂体或局部通畅型砂体“V”字形组合属于有利的断层—砂体组合类型，断层与局部通畅型或不通畅型砂体呈反“V”字形组合属于不利的断层—砂体组合类型。断层—砂体“V”字形对接的河道段砂体连通性好，致密带不发育，易于天然气横向运移；断层—砂体反“V”字形对接的河道段砂体连通性较差，致密带发育，不易于天然气横向运移。

图8 研究区沙二1 亚段断层—砂体组合类型模式图

3.3.3 高效输导体系控制天然气富集高产

砂体连通性程度控制了天然气规模聚集。天然气受浮力和生烃压力作用在地层中沿上倾及垂向方向运移，而致密储层中产生的毛细管压力则导致天然气运移过程以“活塞式”向上进行，进而通过断裂在砂体中侧向运移，气藏压力在泥质含量高且规模较小的砂体中压力损失较大[49]。研究区沙二1亚段连通性较好的砂体天然气充注阻力小，压力损失少，富集程度高；连通性差的砂体天然气充注阻力大，压力损失大，富集程度低（图9）。统计分析结果（图10）表明，连通性好的河道砂体平均无阻流量介于20×104～120×104m3/d，平均含气饱和度介于68%～76%，含气性普遍较好；连通性差的河道砂体平均无阻流量仅10×104m3/d，平均含气饱和度仅65%，含气性较差。在有利的断层—砂体组合条件下，即断层与通畅型砂体或局部通畅型砂体呈“V”字形组合，天然气充注动力强，储层内部天然气充注程度较高；在不利的断层—砂体组合条件下，即断层与局部通畅型或不通畅型砂体呈反“V”字形组合，天然气充注动力较弱，储层内部天然气充注程度较低。如JQ502 井—YT207-1 井—ZQ201-1 井—ZQ2井—ZQ1 井区河道段角1 号断裂的左侧发育有利的断层—砂体“V”字形组合，其中YT207-1 井日产气量高达44.28×104m3；该河道段角1 号断裂的右侧发育不利的断层—砂体反“V”字形组合，其中ZQ201-1 井日产气量仅0.7×104m3，ZQ1 井日产气量仅1.68×104m3（图11）。由此可见，高效的输导体系控制了沙溪庙组天然气富集高产。

图9 研究区沙二1 亚段砂体连通性对天然气规模聚集控制模式图

图10 研究区沙二1 亚段不同连通等级河道砂体无阻流量及含气饱和度统计图

图11 研究区JQ502 井—YT207-1 井—ZQ201-1 井—ZQ2 井—ZQ1 井地震剖面和气藏剖面图

4 天然气富集高产模式

基于研究区目的层基本地质特征，综合考虑优越的烃源岩条件、优质储层的发育程度以及高效输导体系对天然气富集高产的控制作用，结合研究区钻井油气显示，构建“双源”控制的窄河道致密砂岩气藏富集高产模式（图12）。在优越的烃源岩条件下，优质储层越发育，砂体连通性好且发育有利的断层—砂体“V”字形组合，砂体中天然气充注阻力小，压力损失少，天然气充注动力强，储层内天然气充注程度高，易形成天然气富集高产区。如图12-b所示，高产井主要是发育在有利断层—砂体组合条件下的砂体连通性好的河道段，所在砂组具有A 类构型和B 类构型，并且Ⅰ类和Ⅱ类储层比例较大。研究区东部JQ5H 井区与ZQ1 井区，与角1 号断裂“V”字形对接的连通砂体内Ⅰ类和Ⅱ类储层占比高的河道段测试日产气量高；西部QL16 井区及JQ8 井区，高产井分布在西南部河道砂体连通性最好的8 号砂组，自西南向东北压力损失小且持续保持好，测试日产气量高。

图12 研究区沙二1 亚段天然气富集高产模式图

5 结论

1）金秋气田沙二1亚段不同砂组的不同河道段含气性差异大。6 号和8 号砂组天然气富集规模大，6 号砂组天然气富集区主要分布于ZQ1 井区东南部和JQ5H 井区中北部，8 号砂组天然气富集区主要分布于JQ8 井区中西部、QL16 井区中南部、JQ5H 井区西北部、ZQ1 井区南部；7 号和9 号砂组天然气富集规模较小，7 号砂组天然气富集区主要集中分布于JQ5H 井区东北部，9 号砂组天然气富集区主要集中分布于ZQ1 井区东南部。

2）金秋气田沙二1亚段天然气富集高产主要受控于烃源岩条件、优质储层的发育程度、砂体连通性程度和断层—砂体组合类型。优越的烃源岩条件控制了区域河道的天然气富集高产，研究区西部烃源条件优越，为该区沙溪庙组天然气主要来源，天然气由龙泉山断裂自西南向东北方向充注运移，充注动力强，天然气富集高产。无阻流量大于50×104m3/d 的仅发育Ⅰ类和Ⅱ类储层。连通性较好的砂体天然气充注阻力小，压力损失少，富集程度高。在有利的断层—砂体组合条件下，断层与通畅型砂体或局部通畅型砂体呈“V”字形组合，天然气充注动力强，储层内天然气充注程度较高。

3）构建了研究区“双源”控制的窄河道致密砂岩气藏富集高产模式：在优越的烃源岩条件下，优质储层越发育，砂体连通性好且发育有利的断层—砂体“V”字形组合，易形成天然气富集高产区。研究区东部的JQ5H 井区与ZQ1 井区内，与角1 号断裂“V”字形对接的连通砂体内Ⅰ类和Ⅱ类储层占比高的河道段为天然气富集区；西部QL16 井区及JQ8井区，高产井分布在西南部河道砂体连通性最好的8号砂组，自西南向东北压力损失小且持续保持好，为天然气富集区。