川中地区须家河组气藏勘探成果及潜力分析_工程实践

摘要

摘要：上三叠统须家河组气藏是四川盆地川中地区天然气勘探最具潜力的重要目标层系之一，目前仅在1022km2范围内就已获得须家河组天然气探明储量3049.78×108m3，初步形成了广

摘要：上三叠统须家河组气藏是四川盆地川中地区天然气勘探最具潜力的重要目标层系之一，目前仅在1022km²范围内就已获得须家河组天然气探明储量3049.78×10⁸m³，初步形成了广安须六段、合川须二段、八角场须四段等规模效益气田。总结该区域勘探开发成果，优选有利勘探区块，将为该区域勘探的可持续发展提供支撑。研究认为：烃源条件、古今构造条件、储层和裂缝是须家河组气藏最终成藏的关键。须家河组气藏主要以构造-岩性复合油气藏为主，烃源岩是控制油气区域分布与天然气聚集规模的关键；有利的沉积微相与成岩相控制了储层的发育分布；古今构造的规模、隆起幅度对油气的聚集及气水分异程度有一定的控制作用；有利的储层或裂缝的发育程度控制气藏的分布范围。平缓构造背景、储层广泛发育分布、大面积含气以及典型岩性气藏等特征，证明该区域具备形成大中型气田的地质条件。根据有利勘探区带划分原则，评价优选出了该区须家河组气藏须二、四、六段具有较大勘探潜力的有利区块或有利区带目标。

关键词：四川盆地；中部；晚三叠世勘探成果；成藏模式；潜力分析

1 区域地质背景

川中地区位于龙门山前陆盆地斜坡隆起带上，其区域位置有利于油气的富集成藏。现今区域构造为一南高北低的区域大单斜，在此背景下仅发育局部潜伏构造，其中合川、广安、磨溪-龙女寺、南充、八角场等构造受力相对较强，存在低缓短轴背斜，为油气的富集成藏提供了较有利条件。

川中地区须家河组主要为一套三角洲沉积体系，地层厚度550～650m，据岩性、电性、沉积旋回及层序地层组合特征，须家河组纵向上自下而上分为6段，其中，须二段、须四段、须六段以细-中粒砂岩为主，夹少量黑色页岩及薄煤线，是主要的储层发育段，砂岩累计厚度200～340m；须一段、须三段、须五段以灰黑色泥岩、碳质泥岩为主，夹粉砂岩、灰质砂岩及煤线，是主要的烃源岩发育段，暗色泥岩与煤层累厚100～300m。生、储搭配为典型的“三明治”结构，具备形成大中型气田的生储条件。

截至2009年5月底，在近6×10⁴km²的范围内，钻揭须家河组的气井达600余口，试油测试累计产气达1.4×10⁸m³，相继有200余口井投入生产，累计生产天然气38×10⁸m³、轻质油13.02×10⁴t、地层水186×10⁴m³。须家河组气藏已是川中天然气勘探开发重要层系之一，同时也是最具勘探潜力的重要目标层系之一。

2 勘探成果

2.1 天然气储量快速增长。须家河组呈现良好勘探开发态势

川中地区从1956年勘探至今共钻探600余口井，发现9个含油气构造，勘探领域主要分布在广安、合川-潼南、八角、南充、磨溪-龙女寺、营山等局部构造或区块。川中须家河组截至2008年底共获三级储量4316.29×10⁸m³(其中探明储量为3049.78×10⁸m³)。2000年之后相继在南充、广安、潼南、合川等构造或区块，对须家河气藏的勘探取得重大突破，新增天然气三级储量达3840.58×10⁸m³，占总储量的88%，其中新增探明储量2538.07×10⁸m³，占总探明储量的83%(表1)，川中地区须家河组呈现良好勘探开发态势。

表1 川中地区须家河组油气储量统计表

类别	区块或构造名称	申报时间(年)	计算参数	地质储量
类别	区块或构造名称	申报时间(年)	S(km²)	气(10⁸m³)	凝析油(10⁴t)
探明储量	广安须六段	2006	200.82	788.67	162.12
	八角场须四段	1995	69.6	341.12	173.97
	南充构造充西须四段	2005	81.44	136.35	94.39
	合川1井区须二段	2008	350	1187.06	258.48
	广安须四段	2007	415.6	566.91
	其他			29.67
控制储量	潼南须二段	2008	437.3	1166.35	700
预测储量	莲池须四段	2004	48	100.16

2.2 须家河组沉积类型多，砂岩广泛分布且发育程度较高，辫状河三角洲体系储层相对发育，有效储层主要分布于分支河道、河口坝以及滨浅湖砂坝微相中

目前研究成果一致认为川中地区须家河组沉积类型多，除须一段外主要为一套内陆河湖相沉积体系，储集层段(须二、须四、须六段)主要为辫状河三角洲沉积体系。川中地区位于多物源的极浅水汇水区，须二、四、六段构造活动期砂岩广泛分布，主要发育有滨浅湖-三角洲前缘以及三角洲平原沉积亚相，有效储层主要发育在分支河道、河口坝以及滨浅湖砂坝微相中；主要生烃层须一段为残留海湾相沉积，须三段、须五段主要为湖沼相沉积。

2.3 烃源条件较好。为须家河组气藏富集成藏提供了资源保障；目前探明的地质资源量较低，具有较大勘探潜力

川中地区须家河组为一套自生自储的气藏，须一段、须三段、须五段暗色泥岩层夹煤层是主要烃源岩，源岩中有机质极为丰富，具有形成大气田的物质基础；烃源岩厚度较大，暗色泥质源岩厚度超过100m；烃源岩总厚度一般超过130m，局部地区大于300m，煤岩总厚度超过3m，具多层分布的特点，部分井可达数层，煤岩单层厚度为0.2～1m；烃源岩有机碳丰度普遍较高，平均为1.76%，以腐殖型干酪根为主，川中地区发育最好的3套烃源以须五段最好，须三段次之，须一段厚度较薄。尽管川中地区每套烃源岩生气强度偏低，平均生气强度为12.1×10⁸m³/km²(图1)，但其烃源岩厚度较大、有机质含量高、分布范围大、构造平缓、中深埋藏、保存条件良好，为须二、须四、须六段天然气富集成藏提供了丰富的物质基础，具备形成大中型气藏的气源条件。

从资源的探明率来分析，川中地区须家河组现已探明储量为3049.78×10⁸m³，与最新资源评价结果对比，以资源量按1%聚集系数估算，川中地区须家河组资源储量至少有1.9×10¹²m³，目前累计探明率仅占资源储量的16.04%，如果按2%聚集系数估算，资源储量可达3.8×10¹²m³，目前累计探明率仅占资源储量的8.02%。由此可见，川中地区须家河组具有较大的勘探潜力。

2.4 储层特征

2.4.1 在现有工艺技术条件下，须二、须四、须六段有效储层孔隙度下限值为6%

近年来通过岩心多种试验方法，结合现有工艺技术、试油气、试采特征等相关资料进行综合对比分析研究，确定了川中须家河组有效储层物性下限为：孔隙度6%，渗透率(0.032～0.13)×10^-3μm²(表2)。物性下限的确定为川中地区须家河组的储层评价和储量计算提供了支撑，同时也证实了川中地区须家河组储层是平均孔隙度为8%～9%的低孔、低渗储层，在现有工艺技术条件具有工业开采价值。

表2 川中须家河组储层物性下限统计表

地区	层位	物性下限
地区	层位	孔隙度(%)	渗透率(10^-3μm²)
广安	须六段	6	0.12
广安	须四段	6	0.1
潼南	须二段	6	0.1
合川	须二段	6	0.032
充西	须四段	6	0.13

2.4.2 须家河组须二、四、六段储层总体具有低孔、低渗、高含水饱和度的物性特征，在此背景下相对高孔、高渗储层是形成气藏的首要条件

须家河组须二、四、六段岩心分析资料表明：砂岩基质孔、渗具有分布频带宽、低孔。低渗的特征，局部发育有高孔、高渗储层段(表3)。孔隙度分布范围为0.18%～20.21%，平均3.6%～6.8%。其中，孔隙度大于6%的储层所占比例为17%～57%，大于8%的储层所占比例为8%～31%，大于10%所占比例为4%～18%；渗透率分布范围为0.01×10^-3μm²～45×10^-3μm²。含水饱和度分布区间为45%～96%，单井含水饱和度一般都超过50%，属高含水储层。

表3 川中地区须家河组取心部分井物性汇总表

层位	孔隙度(%)						渗透率(10^-3μm²)
	样品数	区间	平均值	所占比率(%)			样品数	区间	平均值	所占比率(%)
	样品数	区间	平均值	6%	＞8%	＞10%	样品数	区间	平均值	＞0.1	＞1
须二段	3963	0.18～17.41	6.47	57	26	10	3787	0.01～37.8	0.6	40	10
须四段	7004	0.22～20.21	6.80	53	31	18	6316	0.01～45	0.5	52	7
须六段	1004	0.9～15.10	3.60	17	8	4	966	0.01～7.74	0.1	15	2

相对高孔储层(φ≥8%)的发育是气井获得工业油气的首要条件。如广安须六段气藏，高孔储层相对发育，呈厚层块状，储层平均孔隙度为9%～10%，此类井一般测试产量及投产效果均较好(图2)；而目前正在开发的合川须二段气藏，储层主要发育在须二段中下部，呈厚层块状，试油测试产量及投产效果均较好(图3)。证明相对高孔储层的发育是获得工业油气的首要条件。

2.4.3 储层类型为裂缝-孔隙型和孔隙型，储集空间主要为粒间孔，其次为粒内溶孔和(微)裂缝，裂缝是获得高产出的重要条件。粒间孔主要发育于φ＞8%的砂岩中，粒间孔的多寡决定着储层品质的好坏

以广安须六段为例，储层主要以孔隙型为主，须二、须四段储层主要为裂缝-孔隙型；相对高孔、高渗储层，其储集空间主要以粒间孔与粒内溶孔发育为主，储层品质较好，一旦发育裂缝或经加砂压裂改造，易获得高产(图2)。因此加砂压裂技术能有效地改善储层的渗流条件(形成裂缝)，提高储层泄流面积和单井产量。如兴华1井须六段储层加砂压裂前日产气0.30030×10⁴m³，经加砂压裂后日产气量提高至4.5476×10⁴m³。因而加砂压裂改造技术是川中地区上三叠统须家河组低孔、低渗砂岩储层增产改造效益开发的关键技术。

2.4.4 须家河组各亚段储层在纵向上主要发育在中下部，储层横向上表现较强的非均质性

大量实钻、岩心等分析资料表明：须六、四、二段储层主要分布在中下部，单个砂体的厚度、物性、连续性、追踪对比性差，表现出较强的非均质性。

就须二段来看，高储能系数分布区主要在金华-充西-营山构造带以及川中-川南过渡带相对连续并具一定规模，如合川、潼南、遂南、磨溪区决(图4)；须四段高储能系数区主要分布在川中西北部-广安一带、磨溪-潼南一带(图5)；须六段高储能系数区除主要分布在广安Ⅰ号区块，其他地区仅零星分布(图6)。因此，须家河组各亚段高储能系数分布范围较大，具有较大勘探开发潜力。

2.4.5 储层发育分布主要受沉积相-沉积微相及成岩作用的控制

储层物性好坏主要受沉积作用和成岩作用的双重控制。三角洲分流平原-前缘亚相中的分支河道、河口坝微相，厚层块状粗-中砂岩相对发育，其物性较好，一般有效储层单层厚度大，储渗条件好，为最有利于储层发育的有利沉积微相。同时不同成岩相也将有利于储层物性的后期改造。大量岩心分析资料表明：溶蚀-硅质及绿泥石-硅质胶结成岩相有利于储层物性的后期改造，储层物性相对较好。因此，勘探的主攻目标区块首先要考虑有利于储层发育的沉积微相和成岩相。

2.5 成藏规律及主控因素

2.5.1 气藏圈闭类型取得突破性进展，从寻找单一的构造圈闭气藏转变为以寻找大面积大中型岩性及岩性-构造复合圈闭气藏为主，从而拓展了勘探开发新领域

川中地区须家河组经过几十年的勘探，发现有多种圈闭类型的油气藏，但以构造-岩性复合圈闭油气藏为主，同时也存在单一的岩性和构造油气藏。从目前发现的广安须六段气藏、合川须二段气藏、广安须四段气藏来看，须家河组储层横向上不连续，表现为单个砂体相互叠置，说明气藏具有岩性油气藏的特征；而从气井测试和生产情况来看，气井的分布不受构造位置高低的控制，但气井的水气比在构造高部位相对较低，表明在平缓构造背景下，构造位置相对较高的构造-岩性复合圈闭油气藏存在一定的重力分异，说明构造对油气富集具有一定的控制作用。这一认识有效地指导了勘探部署及开采对策的制订，勘探思路，从以寻找单一构造圈闭气藏转变为以寻找大面积大中型岩性及岩性-构造复合圈闭气藏为主，拓展了勘探开发新领域。

2.5.2 成藏地质条件的合理匹配为油气的成藏富集提供了基本地质条件

川中地区须家河组生、储层在沉积后的地史中长期处于中深埋藏，古今构造平缓，受力较弱，保存封闭条件良好，这为油气的生存与油气成藏富集提供了良好地质条件。川中地区须家河组油气成藏富集可划分为3期(图7)：①晚侏罗世末为油气初始排烃、运聚成藏期，烃源岩处于生油气早期阶段，油气垂向运移到须家河组各孔隙性储层内，同时烃源岩演化生成油气时还产生一种有机酸，其对储层的孔隙具有建设性改造作用(溶蚀作用)，从而增加了砂岩储集空间体积。由于储层孔、渗条件得到改善，已形成的古圈闭所处的低势环境能优先捕获这一时期的油气并聚集成藏；②白垩纪-古近纪为油气主要聚集成藏期，此时期烃源岩已进入生油气高峰，生成的油气首先向就近储集体中运移，并与早期进入储层的油气汇聚成藏；③喜山期以来为油气成藏调整期，喜山运动期间形成一系列新圈闭，并最终使圈闭定型，产生断层及其伴生裂缝，烃类发生转移、调整和再分配，这一成藏期为新圈闭捕获油气创造了条件。

2.5.3 油气富集成藏主要受烃源、储层、构造与裂缝等多种因素控制

川中地区须家河组天然气成藏主要受烃源、储层、构造与裂缝等多种因素控制，油气富集成藏在地史过程中经历了复杂的演化过程，因此也就具有复杂的成藏规律：①烃源岩的发育控制了油气的丰度与天然气聚集规模；②古、今构造的规模、隆起幅度对油气的聚集规模及气水分异程度有一定控制作用，如广安、合川构造形成早、规模大，勘探证实为油气富集成藏的有利区块或构造，同时在构造相对高部位气水分异程度也相对较好。如广安须六段气藏，在构造高点附近的广安2、广51、广19等井，气井生产水气比低于0.2m³/10⁴m³，而在构造较低部位的井虽也能获工业气流，但生产水气比较高，可达80m³/10⁴m³；又如合川须二段气藏，构造高部位的气井，水气比在0.9m³/10⁴m³，低部位的井水气比较高，均大于5m³/10⁴m³。这一实例表明构造对气水分异仍有一定控制作用；③主物源区的三角洲沉积体系中的高能河道不仅控制有利储层的分布，更控制了气藏的规模大小和平面展布，其中，储层、构造与裂缝的有机组合是须家河组气藏勘探取得突破的关键。广安Ⅰ号区块须六段和合川地区须二段是储层、古今构造与裂缝三者均较发育的地区，最有利于油气的富集成藏，勘探证实已取得显著成效。

2.5.4 川中地区须家河组气藏属气水过渡带气藏类型，古今平缓构造背景、储层的储集能力大于烃源的生气能力，使其油气富集成藏气水分异不彻底，难以形成统一的气水界面，局部气水分异主要受构造和储层物性的双重控制

川中地区位于四川盆地川中古隆中斜平缓构造区，构造总体平缓，地层倾角1°～5°，气、水分异不彻底，气水过渡带较宽；气水分布主要受古今构造、储层物性及裂缝发育程度等多种因素综合制约，整个气藏仍遵循上部含气饱和度相对较高，而下部含水饱和度相对较高的特征，纵向上没有明显的气水界面。就同一局部构造圈闭，气、水分异仍遵从重力分异规律。

由于须家河组储层物性较差，储层孔隙度主要分布在6%～10%之间，从气水分异理论公式计算，要形成纯气藏，闭合高度应超过200m，而川中地区大部分的构造圈闭高度都在200m以下，所以从理论上讲川中地区须家河组不具备形成纯气藏的地质基础条件。

川中地区须家河组气藏的实际生产现状表明：气藏普遍产水，但是在气水同产的背景上，存在含气饱和度较高的相对富气区。如广安工号区块的A区，该区构造圈闭闭合高度达300m，再加上储层相对发育，该区气井生产水气比均小于0.5m³/10⁴m³，无论气产量高低，水产量都相对较低。而构造圈闭闭合高度较低的合川、潼南、充西等构造，无论是圈闭内或构造高部位，气井产水量相对都较高。因此，构造规模大、隆起幅度高，储层发育、厚度大、物性好对气藏气井的气水分异有一定控制作用。

2.6 新技术、新工艺的应用为须家河规模效益开发提供了技术保障

2.6.1 地震储层预测取得突破，找到了适应川中地区须家河组气藏的地震储层预测技术方法，有力支撑了须家河组气藏的规模效益勘探开发

初步建立了适宜在巨厚砂岩中预测相对高孔储层的地震预测技术方法。即在有井约束的众多技术方法中基于模型法的波阻抗反演基础上进行随机模拟孔隙度反演技术，利用Strata软件中的波阻抗反演+孔隙度反演技术效果较好，滚动式地震储层预测技术的运用取得良好效果，预测结果逐步逼近实际。地震储层预测成果结合实钻井储层解释成果进行对比，使地震储层预测成果具有较高的精度，展示出了储层的纵横展布。如广安区块须家河组的滚动储层预测成果，为广安须六段气藏的勘探开发起到了关键性作用，基本弄清了须六段储层的展布，为储量计算、井位部署及开发产能建设规模的拟定提供了技术支撑，目前合川须二段气藏也以此模式设计勘探开发总体技术思路、方案。

2.6.2 应用先进、适宜的工艺措施为低渗透油气藏开发提供了技术保障

加砂压裂技术是须家河组低孔、低渗储层最有效的改造技术。川中地区须家河组气藏属低渗透气藏，如储层不发育裂缝或未经特殊工艺改造，仅射孔替喷难以获得工业气流，因此低渗透储层改造工艺技术是川中地区须家河组气藏实现规模效益开发的关键。近年来积极开展低渗透储层改造特殊工艺试验，努力探索提高单井产能的技术途径，通过在八角场、充西、广安、潼南、合川等区块大量井实施加砂压裂增产改造措施，使川中地区须家河组低渗透砂岩储层加砂压裂增产改造工艺技术取得重大突破，未经过改造、自然产能在几千方以下的气井，通过加砂压裂改造后，气井产量呈几倍或十几倍的增长(表4)。目前加砂压裂技术已是川中地区须家河组气藏，低孔、低渗储层增产改造、实现规模效益开发的核心技术。

表4 广安气田须家河组气藏加砂压裂前后产量对比表

井号	层位	射后日产气(10⁴m³)	压后日产气(10⁴m³)	增产倍数
广安002-21	须六段	1.04	8.12	3.91
广安002-31	须六段	微气起压	6.89	8.07
广安002-X34	须六段	3.05	20.38	6.68
广安002-35	须六段	2.05	17.47	21.1
广安002-38	须六段	微气起压	6.07	32.39
兴华1	须六段	0.3	4.5	15
广安106	须四段	0.06	8.86	147

同时，直井、大斜度井的分层加砂压裂增产改造也是提高单井产能的有效技术，如广安002-X36井是口大斜度井，加砂后测试获日产气39.39×10⁴m³/d，是广安测试产量最高的井，而该井区一般直井压后测试产量仍小于10×10⁴m³/d。

2.7 地质综合研究成果和创新的勘探技术为加速实现须家河组“大川中”的大面积勘探开发提供了科学决策依据

随着勘探技术的不断进步、区块的重新评价以及认识的不断深化，新的气田不断被发现。如广安区块须家河组气藏早在1967年的广19井就已被发现，但多年来对该区块、气藏的认识未取得突破性进展，2000年以后，通过对川中地区须家河组气藏的深化研究，对区块重新评价，2004部署的广安2井在须六段获得工业气流，这才发现了广安须六段气藏，从而拉开了“广安地区须家河组规模勘探开发”的序幕。2006年广安须六段气藏获得784.1×10⁸m³的天然气探明储量，截至2009年4月底，广安须六段气藏累计产气达16.5×10⁸m³。合川地区须家河组须二段气藏的发现也是如此，1979年女103井须二段就已获工业气流，2006年对该区块重新部署上钻，第一口风险探井合川1井于2006年在须二段获得工业性天然气，从而发现了合川须二段气藏，2008年合川须二段气藏获得探明储量1187.06×10⁸m³，截至2009年4月底累计产气3.17×10⁸m³。

3 潜力分析

川中地区须家河组须六段、须四段及须二段气藏为构造岩性复合圈闭油气藏或岩性圈闭油气藏，气藏具有多期多阶段成藏特点，油气富集程度受古、今构造高低，储层及裂缝发育程度等多重因素控制。

3.1 有利勘探区带划分原则

① 烃源岩发育区，资源丰富，利于富集成藏，为勘探最具潜力区；②勘探已获油气的含油气正向构造或区块、区带；③高储能系数区与构造、裂缝叠合带，构造-岩性复合圈闭的最有利勘探区带；④有利沉积相带中的三角洲分流平原-前缘亚相中的分支河道、河口坝微相有利于储层的发育；⑤储能系数虽然不高，但构造条件有利、预测裂缝相对发，为有利勘探目标区带。

3.2 有利勘探目标评选结果

根据划分原则对川中地区须家河组气藏须二、四、六段分别评价优选出具有较大勘探潜力的有利勘探区块、区带目标。须六段气藏优选出广安、白庙-罗渡构造带和龙岗地区为近期最有利勘探区块目标，如龙岗9井在须六段发现工业性油气流，且生产较稳定，储层发育，标志着有较大勘探潜力。

川中地区须四段气藏优选出充西-莲池区块、金华-秋林-八角场构造、莲池-广安Ⅱ号区块构造群，磨溪-潼南一带和白庙-罗渡一带为最有利勘探区块目标。

须二段气藏优选出安岳-潼南-合川一带和南充充西区块、金华、八角场一带以及川中东北部的营山构造带为最有利勘探区块目标，目前合川区块正

进行产能建设。

优选出的有利勘探区块目标将为川中地区须家河组天然气勘探可持续发展提供支撑，挖掘出川中地区须家河组最大的勘探潜力。

成文中，引用了李伟、杨家静、车国琼、杜敏的内部资料，在此一并致谢！

(本文作者：曾青高龚昌明李俊良车国琼林建平中国石油西南油气田公司川中油气矿)