摘要：四川盆地上三叠统须家河组已进入大面积岩性气藏勘探的新阶段，为了给该区勘探部署以及储量评价提供地质依据，开展了砂体分布、储层展布及成因和成藏机理研究工作。具体工作和认识包括：①以层序地层学原理为指导，四位一体(测井、野外露头、岩心资料和地震资料分析)，“井震”结合，建立了全盆地须家河组层序地层格架，认为6大物源体系形成6大三角洲砂体；②在格架范围内以体系域为单元研究地层、砂体的展布特征，预测有利储集砂体的分布，并分析不同类型砂体、相同砂体不同部位的储层特征及其发育的主控因素；③分析储层非均质性特征和优质储层的形成机理，划分储层类型，对研究区内储层进行综合评价，对优质储层发育的有利区带进行预测——加积式砂组中的高能河道为最高效的储层；④通过对广安、合川等典型气藏的解剖，针对须家河组低渗透砂岩气藏气水关系复杂、成藏机理复杂的特点，设计相应的地质模型和实验装置，开展了气水置换的成藏模拟试验，认为致密砂岩圈闭的充注为脉冲式充注，充注完成后在致密砂体和高孔渗砂体之间，存在多个含水滞留区带，而储层物性的相对差异是能否聚气的关键。该成果对于扩大四川盆地天然气勘探领域、寻找新的勘探接替区具有重大意义。
关键词：四川盆地；晚三叠世；成藏机理；砂体展布；储集层；层序地层学；圈闭；气水关系
近年来四川盆地内上三叠统须家河组的勘探不断获得重大突破，成为继石炭系、飞仙关和长兴组以后盆地内又一重要天然气勘探领域。该区须家河组的勘探可以2005年作为勘探转折点，在2005年以前，须家河组主要以构造气藏勘探为主，先后发现了中坝、八角场、邛西等一系列典型的构造气藏。2005年，以广安2井须六段日产天然气4.2×104m3为标志，须家河组的勘探进入到大面积岩性气藏勘探的新阶段，除广安以外，在川中-川南过渡带的龙女寺、潼南、河包场等构造也相继获得工业气井，展现出良好的勘探势头，这对于扩大四川盆地天然气勘探领域、寻找新的勘探接替区具有重大意义。
为指导该区下步的勘探部署，依据层序地层学、储层地质学、油气成藏地质学等理论为指导，开展了大量深入、细致的研究工作，在砂体展布、储层展布和成因及成藏机理等方面取得了一些有用的认识，为四川盆地须家河组的勘探部署以及储量的增长提供了地质依据，具有一定的理论和实践意义。
1 层序地层格架与砂体展布
1.1 沉积相模式
在区域构造背景研究[1]的基础上，充分应用露头、岩心和测井资料，在须家河组识别出4类沉积相，即冲积扇相、辫状河相、辫状河三角洲相和湖泊相(表1)。
冲积扇相发育于川西北部须四段和须六段下亚段，可分扇根泥石流、主沟道沉积，扇中辫状沟道沉积以及扇缘席状砂沉积。辫状河在川西南和川西北部须二段发育，可划分出河床滞留沉积、心滩和河漫滩3种微相。辫状河三角洲相在须二、须四段和须六段分布十分广泛，可分为三角洲平原分流河道、河道滞留沉积、心滩、分流间洼地、沼泽，三角洲前缘水下分流河道、河口砂坝、远砂坝、席状砂和分流间湾等微相。湖泊相主要发育于川西凹陷，川中须二-须六段均有分布[2]，可识别出滨湖泥、滨湖滩坝砂，浅湖泥、浅湖滩坝砂和半深湖浊积扇等微相。有利储集微相是三角洲前缘水下分流河道、河口砂坝和前缘席状砂和三角洲平原分流河道州。
1.2 层序地层格架
在精细沉积相研究的基础上，充分应用露头、岩心、测井和地震资料(四位一体)，对四川盆地须家河组进行了精细层序地层划分，将须家河组划分为4个层序和12个体系域[7～8]。低位体系域主要发育三角洲沉积体系，湖侵和高位体系域主要发育湖泊沉积体系，低位体系域主要有利储集砂体。
在典型剖面层序地层划分的基础上，在全盆地优选了580口单井和26个露头剖面进行了详细的层序地层划分。同时，在盆地挑选132条地震剖面进行地震层序分析，用地震层序划分来校正单剖面层序地层的划分(井震结合)，精细落实每个剖面层序或体系域的界面。最后选出200个层序地层单剖面在全盆地编制18条层序地层对比剖面，建立全盆地三级层序地层格架。层序Ⅰ对应于须家河组一段，分布范围较窄，仅川西局部有少量沉积。层序Ⅱ对应须二和须三段，分布范围扩大，川中、川南及川东均接受沉积，地层由西北向东南逐渐超覆，沉积中心位于川西中北部。层序Ⅲ对应须四和须五段，分布范围进一步扩大，沉积中心向南迁移。层序Ⅳ对应须五和须六段，地层由西北向东南逐渐剥蚀，沉积中心进一步向南迁移。
1.3 6大物源体系形成6大三角洲砂体
在三级层序地层格架下，以体系域为单元，系统编制了地层等厚图、砂岩厚度图、砂地比等值线图等单因素图件，综合砾岩成分、砂体分布、岩石薄片及重矿物等资料，编制了全盆地须家河组沉积微相展布图，可以明显看到四川盆地须家河组主要发育6大三角洲砂体，分别由6大物源所控制，即龙门山南段、龙门山北段、米仓山、大巴山、江南古陆和康滇古陆。
层序Ⅱ低位体系域(须二段)，龙门山北段、米仓山和大巴山古陆抬升剥蚀，前方形成大面积的冲积扇-三角洲砂体，砂体厚度由西北向东南逐渐减薄，而大巴山前缘由东北向西南方向减薄。该时期龙门山南段尚未抬升，江南古陆和康滇古陆供给物源相对较少，前方砂体的厚度较薄，分布面积相对较小。不同物源方向的砂体在安岳、遂宁一带交汇，决定着该地区优质储层的发育(图1)。层序Ⅲ低位体系域(须四段)发育时期，龙门山北段、米仓山和大巴山方向物源供给进一步增加，但分布范围有所收缩。江南古陆受构造应力影响，其前方的砂体厚度和分布面积也明显增加。康滇古陆在该阶段逐渐消失，但龙门山南段已经抬升并遭受剥蚀，从而为川西南段提供了大量的优质砂体。此时，来自盆地西北方向与东南方向的砂体在广安交汇，控制着气藏的规模及分布。层序Ⅳ，盆内砂体分布位置与前期相似，但呈均衡分布格局，除来自盆地东南方面规模稍大之外，其他各个方向基本相近。
2 储层发育主控因素与分布规律
2.1 储层以低孔低渗为特征
根据对35000个物性数据点的统计，须家河组储层平均孔隙度为5.5%，最小0.001%，最大21.9%；储层平均渗透率为4.5mD，最小0.0001mD，最高可超过15135mD(有裂缝发育时)。孔隙度主要分布在4%～8%的范围内，渗透率分布主要在0.01～1mD的范围内，总体上储层物性较差，属低孔、低渗和特低孔、特低渗储层。
通过镜下薄片观察，研究区储层孔隙主要是残余原生粒间孔和次生溶蚀孔，原生孔隙比例较大，次生孔隙发育。综合岩石铸体薄片、图像孔隙、毛细管压力曲线资料，须家河组砂岩储层孔隙结构可以划分为：Ⅰ类粗偏双峰式-大孔中细喉型、Ⅱ类中偏双峰式-中孔中细喉型、Ⅲ类细偏双峰式-中小孔细喉型和Ⅳ类单峰式小孔微细喉型等4种类型。
2.2 储层主要受控于沉积微相、岩石相和成岩相
沉积微相的分布从宏观上控制着储层的分布及其储集性能。须家河组有利储集相带是水动力较强、沉积物分选较好、矿物成熟度较高的三角洲前缘水下分流河道砂体、河口坝砂体。根据对须家河组不同岩石相与物性关系研究，长石岩屑砂岩相平均孔隙度为8.4%，岩屑砂岩相平均孔隙度为7.3%和岩屑石英砂岩相平均孔隙度为6.7%，为有利的储层岩石相。
须家河组储层经历了多种成岩作用，建设性的成岩作用主要有溶蚀和构造破裂作用，导致孔隙度的增大；破坏性的成岩作用主要有压实、压溶和胶结作用，造成孔隙度的降低。根据成岩作用的不同可以划分8类成岩相，其中溶蚀相储层物性最好。溶蚀相以次生孔隙为主，促使高效储层的形成，研究区广泛发育的粒内溶孔、粒间溶孔和铸模孔就是溶蚀作用的结果。
2.3 厚砂体薄储层成因机理
须家河组砂体厚度一般为80～100m，储层厚度一般为20～30m，这种厚砂层薄储层的现象普遍，其成因一直是难点。
须家河组“厚砂薄储”的成因主要与沉积微相、沉积水体动力和溶蚀作用有关(图2)：①三角洲前缘水下分支河道物性好，是最好的沉积微相，河口砂坝和水上分支河道次之，水下分流河道中加积式砂体储层物性最好；②沉积水动力通过控制砂地比、砂岩粒度和单砂层厚度制约储层物性，水动力强、物性好；③溶蚀作用有利于储层发育，储层主要岩石类型为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩，长石和岩屑易发生溶蚀作用，由溶蚀作用产生的粒间、粒内溶孔的比例可达40%，在2000～3500m范围内出现一个明显的次生孔隙度发育带。
2.4 Ⅱ-Ⅲ类储层大面积分布
对影响储层发育的3个主要因素(沉积相、岩石相和成岩相)进行研究和评价，分别编制出3个储层段的沉积相平面图、岩石相平面图和成岩相平面图，并评价有利相区的展布。在此基础上，根据低孔低渗储层分类评价标准，将须家河组储层综合分为4类，分3个储层段进行综合评价，认为Ⅱ-Ⅲ类储层大面积分布(图3)。
须二段主要分布Ⅱ、Ⅲ类储层，Ⅰ类储层分布较少，只是零星分布。整个四川盆地为低孔低渗储层类型，因此Ⅰ类储层分布面积小，主要分布在有利成岩相、裂缝发育带及优势沉积微相叠合处，如川中的广安、潼南、八角场及荷包场地区；Ⅱ类储层分布面积大，主要分布在充深、磨西、威东、通贤、中坝、川西南等地区；Ⅲ类储层分布主要在川西南与川中过渡带之间。
须四段主要以Ⅱ、Ⅲ类储层为主，Ⅰ类储层分布较少。Ⅰ类储层储层范围较须二段广，主要分布在荷包场、潼南、广安、八角场及蓬基等地区，主要因为这些地区岩石成熟度较高，杂基和软性岩屑含量较少，成岩相主要为绿泥石胶结相和溶蚀相，都位于三角洲水下分流河道微相带，原生粒间孔隙保存较好，同时长石含量高，又位于(或邻近)生烃中心，溶蚀作用强烈。Ⅱ类储层主要位于充深、莲池、威东、营山和川西南地区。
须六段沉积时期物源较近，分选较差，有利储层发育面积较须二段和须四段小，主要以Ⅱ、Ⅲ类储层为主，Ⅰ类储层分布较少，主要在广安、荷包场分布，同时优质储层从须二-须六段逐渐向南迁移。Ⅱ类储层主要分布在邛西：隆丰1井、充深、威东地区。
3 成藏模拟实验与成藏机理
3.1 生储盖“三明治”结构为大面积岩性成藏奠定了良好的地质条件
须家河组是在中三叠世雷口坡期侵蚀面基础上沉积的典型陆相煤系碎屑岩沉积，纵向上可分为6个岩性段(图4)，其中，须一、须三、须五段以泥岩、页岩为主夹薄层粉砂岩、炭质页岩和煤线，为湖泊沼泽环境沉积的产物，形成的煤系烃源岩大面积分布；须二、须四、须六段以大型三角洲沉积的灰色、细-中砂岩为主，形成的水下分流河道砂体大面积分布。生、储层的交互发育构成了须家河组“三明治”结构的良好空间配置关系，提高了聚集效率，有利于大面积成藏[9～10]。
3.2 成藏模拟实验
通过5个典型气藏(广安、合川、安岳、潼南、LG)的解剖，认为须家河组气藏具有以下特征：厚砂体、薄储层；以低孔低渗储层为主，发育甜点；气层多，单层薄，隔层多，致密砂岩具有较强的封闭能力；气藏主要为构造背景下的岩性气藏，有局部构造背景的气藏，气、水分异较彻底，以产气为主，岩性气藏的气、水分异不完全，气、水普遍同产。针对不同类型的气藏特点，建立了5种实验地质模型(图5)。
实验装置是针对砂岩气藏的特点自行设计的，可调整至任意角度进行实验，砂箱规格为45cm×35cm×7cm。实验过程中，实验装置略为倾斜，气源的供给采用了从模型底部注气、侧面注气、底部与侧面同时注气3种方式，向上驱替砂体中的水，出水口在模型的顶部。当出水口由出水变为出气时，表明模型中气驱水的过程完成，持续供气一定时间后，即可结束实验。
根据须家河组的实际情况，本次实验分别采用了普通砂和须家河组实际岩心粉碎而成的砂。普通砂的相对高渗砂粒径为20～40目(0.83～0.38mm)，低渗砂粒径为40～60目(0.38～0.25mm)；岩心粉碎而成的砂相对高渗砂粒径为40～60目(0.38～0.25mm)，低渗砂粒径为60～80目(0.25～0.18mm)。在实验砂装入砂箱的过程中，尽量将砂体压实。砂体模型制作完成后，让其饱和红墨水，这样天然气注入砂体驱替水后，砂体则由红变白。
通过系列模拟实验，得到以下认识：
3.2.1对岩性气藏而言，有构造背景的岩性圈闭更有利于捕获油气
利用2种不同粒级的砂进行了模拟3种圈闭类型的实验。实验采用底部注气方式进气，出水口在顶部。经过16min的充注实验后，靠近底部气源的高渗砂体首先富集了气体；经过90min后，上部的背斜型砂体优先于中间的透镜体而聚气；120min后，3个相对高渗砂体中富集了气。这一实验结果说明了有构造背景的高渗砂体更有利于捕获气体而聚集成藏。
3.2.2气藏的形成是储集体中气、水逐渐置换的结果
该实验采用的模型与前一实验模型基本相似，但其最主要的差异在于本模型中，相对粗砂的粒径均比前一实验的细砂粒径还要小，同时在最底部的构造岩性相对粗砂中间多填了细砂。分别采用了底部注气、底部与侧面同时注气方式。
最终的实验结果是3个相对高渗砂体中含气，而周围的细砂中含水，尤其值得注意的现象是，在最底部的相对粗砂中虽然充满了气，但其中的细砂仍然含水。
3.2.3砂岩储层能否聚气取决于储层物性的相对差异
为了观察不同粒度砂体的气、水置换差异，专门进行了比对实验(图6)。对比上述实验结果，进一步明确了不论实验用砂的绝对颗粒大小是多少，只要存在物性的差异，在毛细管力和浮力的作用下，气体就能在相对高渗砂体中形成富集。
3.3 须家河组岩性气藏成藏的关键因素是储层物性的相对差异
须家河组储层段主要发育三角洲沉积相和湖泊沉积相，其中水上分支河道、水下分支河道及河口砂坝是储层物性相对较好的微相带，也就是控制气藏分布最主要的沉积相带。成藏模拟实验和勘探实践表明，天然气主要富集在大套砂岩中砂体颗粒较粗、物性较好的部位。前述的实验结果(高渗砂体富气、低渗砂体产水)能较好地解释这一地质现象。因此，认为须家河组构造背景下岩性气藏成藏的关键因素是储层物性的相对差异。
4 结论
1) 以层序地层学理论为指导，将须家河组划分为4个三级层序12个体系域，以体系域为单元编制了全盆地须家河组沉积微相展布图，认为四川盆地须家河组由6大物源体系形成6大三角洲砂体。
2) 须家河组储层发育主要受控于沉积相、岩石相和成岩相，须家河组厚砂体薄储层的成因与沉积相、沉积水体动力和成岩作用3大因素有关，一个完整的河道旋回包括水退、加积和水进3种河道砂体组合类型，加积式砂组中的高能河道为最高效的储层。
3) 综合分析须家河组气源岩、生储盖层空间配置等油气地质条件，评价烃源岩生烃潜力。结合气藏解剖，首次开展气水置换的成藏模拟试验，认为砂岩储层物性的相对差异是能否聚气的关键。
参考文献
[1] 刘树根，童崇光，罗志立，等.川西晚三叠世前陆盆地的形成与演化[J].天然气工业，1995，15(2)：11-15.
[2] 张健，李国辉，谢继容，等.四川盆地上三叠统划分对比研究[J].天然气工业，2006，26(1)：12-16.
[3] 侯方浩，蒋裕强，方少仙，等.四川盆地上三叠统香溪组二段和四段砂岩沉积模式[J].石油学报，2005，26(2)：30-37.
[4] 林良彪，陈洪德，姜平，等.川西前陆盆地须家河组沉积相及岩相古地理演化[J].成都理工大学学报，2006，33(4)：376-383.
[5] 施振生，杨威，金惠，等.川中-川南地区上三叠统沉积相研究[J].沉积学报，2008，26(2)：211-220.
[6] 谢继容，张健，李国辉，等.四川盆地须家河组气藏成藏特点及勘探前景[J].西南石油大学学报，2008，30(6)：40-44.
[7] 叶黎明，陈洪德，姜平，等.川西前陆盆地须家河期高分辨率层序格架与古地理演化[J].地层学杂志，2006，30(1)：87-95.
[8] 郑荣才，朱如凯，翟文亮，等.川西前陆盆地晚三叠世须家河期构造演化及层序充填样式[J].中国地质，2008，35(2)：246-255.
[9] 陈义才，蒋裕强，郭贵安，等.川中地区上三叠统香溪群烃源岩热演化史模拟[J].西南石油大学学报，2007，29(2)：57-60.
[10] 王金琪.川西坳陷须家河组(T3x)气藏再认识[J].天然气工业，2002，22(2)：1-6.
(本文作者：杨威 谢增业 金惠 施振生 谢武仁 中国石油勘探开发研究院廊坊分院)
您可以选择一种方式赞助本站
支付宝转账赞助
微信转账赞助
- 注解：本资料由会员及群友提供仅供阅读交流学习，不得用于商业用途！
