輸導層（體）非常規天然氣勘探理論與實踐
——四川盆地新類型頁巖氣與致密砂巖氣突破的啟示

郭彤樓，熊亮，葉素娟，董曉霞，魏力民，楊映濤

（中國石油化工股份有限公司西南油氣分公司，成都 610041）

0 引言

油氣系統理論認為，源-輸-儲-圈是含油氣系統的重要組成部分，各要素功能明確、界限清晰，同時又在統一時空框架下互為相關[1]。常規油氣系統中，烴源巖不能作為儲集層；輸導層因通常位于油水/氣水界面之下，或位于封蓋層之下，在儲集層中所占空間極小[2]，也被認為不能作為聚集油氣的儲集層。

上世紀70年代以來，隨著水平井和大規模水力壓裂技術裝備的迅速發展和成功應用，頁巖氣、致密氣等非常規油氣進入快速發展階段，推動傳統石油天然氣地質學理論發生了革命性進步，油氣的生成、運移、聚集和保存機理受到了重大挑戰[3]。北美以及中國深水陸棚相頁巖油氣的商業開發表明，油氣可以規模賦存在發育微—納米級孔隙的烴源層中。例如：北美Barnett和Woodford頁巖以及中國四川盆地五峰組—龍馬溪組頁巖，基質滲透率普遍低于0.1×10-3μm2[4]，但是頁巖中發育大量的具較小孔徑、較好連通性及較弱非均質性的有機質孔，可以提供油氣的儲集空間以及天然氣分子在頁巖層內部運移所需要的滲透率，形成有效的頁巖儲集層[5-6]。相關的非常規油氣地質新認識推動了頁巖氣在四川盆地的快速發展，2021年該盆地生產頁巖氣超過200×108m3，占四川盆地天然氣年產量近30%。

致密砂巖氣是非常規天然氣的主要類型之一，儲集層普遍含氣，但孔隙度普遍小，滲透率極低，納米級孔喉占主體。例如：四川盆地西部（簡稱川西）坳陷上三疊統須家河組孔隙度主要為 2%～5%，滲透率主要為（0.01～0.10）×10-3μm2，小于 1×10-3μm2的樣品比例為90%～95%，孔喉半徑小于1 μm的孔喉體積百分數達98.8%[7]；四川盆地東北部（簡稱川東北）通江—馬路背地區須家河組孔隙度主要為 1%～3%，滲透率主要為（0.01～0.10）×10-3μm2[8]。由于四川盆地須家河組儲集層普遍致密，屬于特低孔致密儲集層，導致單井產量低，效益開發難度大，勘探開發進展較慢。

2019年Hough和Breyer首次提出輸導層型油氣藏概念[9]，指出美國新墨西哥州圣胡安盆地Bisti油田海相Mancos頁巖成藏帶、西加拿大Pembina油田（常規油藏）周邊低滲透輕質油藏（Halo油藏）是與常規油藏伴生的非常規輸導層型油藏[10]，丹佛盆地上白堊統Carlile頁巖中的Codell砂巖段以及保德河盆地Carlile頁巖中Turner砂巖段也被證實屬于低滲透輸導層型儲集層[11]。這類氣藏中的輸導層（頁巖、致密砂巖）物性差，烴源層生成的油氣在源儲壓差[12]作用下進入致密輸導層，逐步向儲集層推進，隨著運移距離的增加成藏動力逐漸降低，當動力小于阻力時進入油氣滯留階段和區域，油氣受“自封閉作用”[3]在輸導層內滯留、聚集、成藏，形成輸導層油氣聚集。因此，理論上大部分致密砂巖氣藏，如北美深盆致密砂巖氣藏[13-14]、鄂爾多斯盆地上古生界致密砂巖氣藏[15-16]以及四川盆地上三疊統須家河組[17-18]和侏羅系致密砂巖氣藏[19]等，均位于油氣自烴源層向常規儲集層運移的路徑上，均可以歸屬為輸導層型氣藏。

2020年以來，依據輸導層型油氣聚集理論，結合四川盆地南部（簡稱川南）寒武系筇竹寺組、川西坳陷須家河組的地質特點，針對筇竹寺組按照龍馬溪組頁巖氣勘探思路導致的少產—低產、須家河組致密砂巖按常規開發面臨的有儲量無產量、有氣無田的問題，提出筇竹寺組勘探目標由黑色頁巖（源）向低TOC粉砂質頁巖（輸導層）轉變，須家河組目標由致密砂巖（儲）向三位一體的輸導體（斷層-裂縫帶、烴源巖-致密砂巖高滲層和低滲層有機組合）轉變的思路，在川南、川西實現了頁巖氣勘探與致密砂巖氣開發的重大突破，展現了輸導層（體）新類型非常規氣藏的巨大潛力，突破了在富有機質頁巖中找頁巖氣、致密砂巖中找致密氣的傳統觀念，推動了從烴源層-儲集層-輸導層（體）勘探思路的轉變，豐富了非常規油氣成藏理論，為將來類似氣藏的發現提供了借鑒。

1 輸導層頁巖氣的富集

頁巖氣勘探一般將頁巖是否富含有機質作為靶區與目標層選擇的主要依據，如志留系龍馬溪組頁巖氣的水平井靶窗確定在具有高TOC、高孔隙度、高含氣量、高脆性、厚度為5～10 m的深水陸棚頁巖“甜點段”。前期寒武系筇竹寺組也是按照龍馬溪組的勘探思路，在黑色頁巖中進行勘探，由于研究區（見圖 1a、圖 1b）筇竹寺組與龍馬溪組地質特征差異明顯（見表1），幾經勘探只試獲低產頁巖氣。通過近幾年對老井和區域構造、沉積特征的再認識，積極轉變勘探思路，提出筇竹寺組淺水陸棚相低TOC粉砂質頁巖在地質歷史上是油氣輸導層的新認識，認為其在烴源巖有效、保存良好的條件下，更易于富集油氣。選擇該層段作為勘探目的層，部署探井并試獲高產頁巖氣，改變了在富有機質頁巖中找頁巖氣的傳統觀念，實現了頁巖氣新區、新層系、新類型勘探的重大突破。

圖1 研究區位置及目的層底面構造圖

表1 筇竹寺組與龍馬溪組頁巖特征對比表

1.1 沉積特征及頁巖類型

1.1.1 沉積特征

四川盆地筇竹寺組區域沉積環境差異大[20-21]（見圖2a），位于盆地西南部研究區的筇竹寺組為淺水陸棚—深水陸棚沉積環境?？v向上由深至淺組成3個旋回，與龍馬溪組類似的是在每個旋回的底部發育釷鈾比值小于 2的深水陸棚相黑色頁巖（見圖 2b、圖 3a），具有富碳高硅的特點，但厚度薄且不穩定（0～8 m）；其上為淺水陸棚相的黑灰色—灰色粉砂質頁巖，釷鈾比值為2～7，有機碳含量0.2%～1.5%。下部旋回因受外來物源的影響大，水平層理和波狀層理發育，巖性不純，粉砂質頁巖與泥質粉砂巖呈條帶狀或條紋狀頻繁互層（見圖 2b、圖 3b）。中部旋回水體相對平靜，外來物源的影響相對較小，紋層、頁理狀的粉砂質頁巖發育（見圖 3c、圖 3d）。上部旋回基本不受外來物源的影響，以灰、灰黑色黏土質頁巖為主，發育不連續的鈣質紋層（見圖3e、圖3j）。

圖2 四川盆地筇竹寺組沉積相模式圖（a）及研究區筇竹寺組地層綜合柱狀圖（b）

圖3 研究區筇竹寺組主要巖性特征

通過對研究區開展系統的全巖礦物分析，筇竹寺組頁巖大致可分為 3類，即富碳高硅頁巖、粉砂質頁巖和黏土質頁巖，其中粉砂質頁巖又可分為含鈣粉砂質頁巖、含黏土粉砂質頁巖和硅質粉砂質頁巖。

1.1.2 頁巖類型

富碳高硅黑色頁巖發育于3個旋回底部，粒徑4～25 μm，硅質含量50%～70%，黏土含量20%～40%，成分以伊利石為主，有機質呈團塊狀分布，含量2%～4%（見圖3f）。

粉砂質頁巖廣泛發育于中下兩個旋回，粒徑10～70 μm，以泥—粉砂級（0.010 0～0.062 5 mm）為主（見表 2），頁理及紋層發育，與長寧地區龍馬溪組龍一段小層類似[22]。成分均以外來石英為主（含量約70%），其中含鈣粉砂質頁巖主要分布在下部旋回（見圖 3b，圖 3g），碳酸鹽礦物含量相對高（15%～20%），膠結紋層明顯；含黏土粉砂質頁巖（見圖3c、圖3h）和硅質粉砂質頁巖（見圖3d、圖3i）主要分布在中部旋回，碳酸鹽礦物以方解石為主，含量為5%～10%，有機質呈條帶狀、團塊狀及星點狀分布，含量低（0.2%～1.5%）。黏土礦物以伊利石和伊蒙混層為主，含黏土粉砂質頁巖的黏土礦物含量相對高（5%～10%）。

表2 JS103井筇竹寺組目的層粒度鑒定結果

黏土質頁巖主要分布于上旋回的中上部，黏土礦物含量55%～60%。硅質含量15%～20%，分散形態。碳酸鹽礦物以方解石為主，含量為 15%～20%，有機質含量低（0.1%～0.8%）（見圖3e、圖3j）。

1.2 地球化學特征

筇竹寺組作為下古生界兩套烴源巖之一，前人在烴源巖評價方面開展了大量的研究工作[23-26]。研究區位于拉張槽西斜坡，優質烴源巖不發育，TOC值低，按照Charles Boyer等提出的烴源巖有機質豐度標準[27]，僅8～15 m的富碳高硅黑色頁巖（①、⑤、⑨三層非連續厚度，TOC值大于0.5%）具有一定的生烴能力；粉砂質頁巖、黏土質頁巖TOC值平均為0.38%，生烴能力有限（見圖4）。有機質類型為I型，主要來源于低等水生浮游生物（藻類），干酪根碳同位素δ13C值為-37.7‰～-31.3‰，等效Ro值2.70%～2.82%（平均為2.76%），處于過成熟演化階段。

筇竹寺組排烴效率高（Ro值為 2.17%時排烴系數89.45%），但仍有大量天然氣滯留，約為1.85 m3/t，這些滯留氣在生烴作用基本停止后，仍將繼續為相鄰頁巖儲集層提供氣源。

1.3 儲集層特征

氦氣法孔隙度測試結果表明，筇竹寺組孔隙度整體較低，主要為1.0%～2.0%；其中，中部旋回⑦—⑧號含黏土粉砂質頁巖、硅質粉砂質頁巖孔隙度相對較高，平均值達 2.95%（見圖 4），分段特征明顯。其他粉砂質頁巖層（含鈣粉砂質頁巖層）孔隙度為0.93%～1.39%，表明中部旋回的粉砂質頁巖具有相對更好的儲集條件。儲集空間主要為分布廣泛、類型多樣的無機孔，包括脆性礦物殘余粒間孔、粒內溶蝕孔（見圖5a）、黏土礦物層間孔縫（見圖5b、圖5c、圖5e）及黃鐵礦晶間孔（見圖5d）等，占比80%以上。受低有機質豐度影響，有機孔發育程度低，僅零星分布（見圖5c），因此研究區筇竹寺組粉砂質頁巖不具有龍馬溪組頁巖孔隙度與TOC的良好關系[28-29]（見圖6）。

圖4 JS103井筇竹寺組實驗參數縱向分布圖

圖5 JS103井筇竹寺組粉砂質頁巖儲集空間類型

圖6 筇竹寺組粉砂質頁巖TOC值與孔隙度的關系

粉砂質頁巖滲透率極低（0.000 03～0.048 26）×10-3μm2，平均滲透率為 0.004 66×10-3μm2，整個層段巖心少見裂縫，與龍馬溪組富碳高硅頁巖裂縫發育有極大不同。

1.4 含氣性特征

頁巖的含氣性是評價頁巖氣資源潛力和衡量目標層系是否具有開采潛力的重要參數。研究區筇竹寺組現場含氣量整體較低，黑色頁巖段平均值2 m3/t以上，其中①、⑤、⑨層含氣量相對略高，①層含氣量最高達 3.30 m3/t（JS103井），⑨層最高達 4.69 m3/t（JY1井）。粉砂質頁巖含氣量平均值不到1%，JS103井⑥—⑧層平均含氣量僅為0.61～0.92 m3/t（見圖 4）。筇竹寺組現場含氣量與龍馬溪組頁巖含氣量（1.52～8.85 m3/t，焦頁1井）相比明顯偏低，獲產的粉砂質頁巖段含氣量與測試產量、油氣顯示也明顯不匹配。對于這類頁巖氣如何評價其含氣性，是下一步需要解決的問題。

1.5 富集高產關鍵因素探討

1.5.1 老井反饋的啟示

研究區筇竹寺組黑色頁巖連續厚度薄，儲集性能和生烴能力遠不如五峰組—龍馬溪組的高TOC黑色頁巖，以此為勘探目的層的多口探井均未獲得商業氣流，因此，四川盆地五峰組—龍馬溪組圍繞高TOC黑色頁巖的勘探思路在研究區并不適用。通過對研究區多口已鉆井的對比分析，發現筇竹寺組中部粉砂質頁巖段連續分布，且都見到良好烴類顯示。氣顯示井的分布與構造形態無關，無論是在構造的高部位、鞍部，還是在翼部均有分布（PY1井比 JSH1井構造位置低600 m，見圖1b），表明粉砂質頁巖有非常良好的含氣性。例如，JSH1井在鉆井液密度1.55 g/cm3情況下，全烴顯示最高值為 24.76%；JY1井在鉆井液密度1.45 g/cm3情況下，全烴顯示最高值為 12.55%；PY1井在鉆井液密度1.49 g/cm3情況下，全烴顯示最高值為7.71%。研究認為這種氣顯示普遍只與粉砂質頁巖的分布有關，粉砂質頁巖能夠成藏。

1.5.2 粉砂質頁巖是油氣輸導層也是儲集層

從常規—頁巖油氣勘探的角度來看，研究區中部旋回的這套粉砂質頁巖TOC值低，不是優質烴源巖，達不到頁巖氣勘探的標準；其低孔特低滲的物性，也達不到常規勘探儲集層的標準；儲集空間中有機孔占比低，與頁巖高有機孔發育的特點也不相符。但實鉆證實此類位于源巖中的頁巖層卻有很好的含氣性，采用目前的常規油氣勘探和頁巖氣勘探的思路和方法均不能很好地解釋。分析認為粉砂質頁巖雖然滲透率極低，但在地質歷史時期能夠起到油氣輸導層的作用，具有4個方面的優勢。

①自身具有一定的生烴能力，優先占據一定的儲集空間。雖然該套粉砂質頁巖整體的TOC值低（平均0.38%），不具備大規模的生烴能力，但也存在一些TOC值大于0.5%的樣品（最高1.6%，約占總樣品的18%），具有一定的生烴潛力。雖然生成的烴量少，但可以優先儲集在粉砂質頁巖中，為后期相鄰優質烴源巖大量生烴的運移和聚集起到了保護儲集空間的作用。

②靠近優質烴源。這套粉砂質頁巖橫向和縱向都存在筇竹寺組高TOC值黑色頁巖，具有靠近優質烴源巖的先天優勢。黑色頁巖段生成的油氣在生成過程中會出現異常高壓，異常高壓作為一種天然的驅動力，可使粉砂質頁巖產生微小裂縫，促進粉砂質頁巖起到油氣輸導層的作用。

③物性相對好。這套粉砂質頁巖主要由含黏土粉砂質頁巖和硅質粉砂質頁巖組成，與含鈣粉砂質頁巖層相比具有相對更好的孔隙度，與黑色頁巖相比具有相對更高的滲透率和更大的厚度，有利于油氣的規模輸導。

④良好的保存條件。圖 7揭示了該套粉砂質頁巖能作為輸導層的關鍵。ZJ1井和GS17井揭示拉張槽內筇竹寺組優質烴源巖生成的油氣向兩側高部位運移，東側GS1井因為斷層發育，油氣可沿優勢運移通道（斷層）最終富集在常規碳酸鹽巖儲集層中；西側缺少斷層等優勢運移通道，且上部地層封蓋性能好，向上、向側向高部位運移的油氣被迫在孔隙度相對較好的輸導層中滯留，而無法運移到龍王廟組常規儲集層。JY1井鉆到龍王廟組好的儲集層，但測試結果為水層，即是很好的例證。

圖7 四川盆地筇竹寺組拉張槽兩側常規氣、頁巖氣形成模式圖

基于上述認識，針對⑥—⑧號頁巖油氣輸導層，以物性相對更好的⑦號層下部為靶窗，部署JS103井，在鉆井液密度1.6 g/cm3情況下，全烴顯示最高3.74%，完井測試獲得25.86×104m3/d高產工業氣流，實現了寒武系低有機質豐度粉砂質頁巖勘探的重大突破。此類氣藏形成的關鍵因素在于有效的烴源巖、規模的輸導層、良好保存條件的有機匹配。

2 輸導體致密砂巖氣的形成與富集

從資源潛力、發現的儲量來看，四川盆地常規氣、頁巖氣、致密氣 3大領域中只有致密砂巖氣產量與其資源量、儲量占比不相匹配。特別是須家河組致密砂巖氣，長期存在有儲量無產量、有氣無田的局面。2021年以來，將頁巖氣、常規氣的理念有機融合，轉變勘探開發思路，提出了斷層、裂縫、致密砂巖儲集層三位一體的輸導體致密砂巖氣富集模式，實現了須家河組致密砂巖氣的連續突破。

2.1 烴源巖的有效性

2.1.1 烴源巖特征

晚三疊世須家河組沉積時期，四川盆地的沉積、沉降以及生烴中心均位于川西坳陷。前期氣源對比結果表明，川西坳陷須家河組二段天然氣主要來自下伏小塘子組和須二段內部泥頁巖[30-31]。其中，小塘子組以海陸過渡相沉積為主，須二段逐漸過渡為含煤陸相沉積[32]。小塘子組有機質類型主要為Ⅰ、Ⅱ型干酪根，見少量Ⅲ型；須二段烴源巖以Ⅲ型干酪根占主導，并見少量Ⅱ型（見圖8）。小塘子組泥頁巖有機碳含量平均為 1.34%，須二段泥頁巖有機碳含量平均為 2.08%（見圖9），均具有較好的生烴潛力。小塘子組、須二段烴源巖熱演化程度較高，Ro值為1.7%～2.3%，平均分別為 2.2%和 1.9%，總體處于高—過成熟演化階段（見圖10）。

圖8 川西坳陷小塘子組、須二段干酪根類型

圖9 川西坳陷小塘子組、須二段烴源巖成熟度

圖10 川西坳陷須二段、小塘子組烴源巖成熟度

2.1.2 烴源巖生烴演化過程

干酪根生烴模擬實驗表明，Ⅲ型干酪根在較低成熟階段（Ro值小于1.2%）的熱演化產物與Ⅰ、Ⅱ型相似，以生成液態烴為主，在Ro值為1.2%時達到生油峰值，之后液態烴產率隨著溫度的升高而降低，氣態烴的產率顯著增大[33-34]。在明確川西坳陷陸相地層殘余厚度、剝蝕厚度的基礎上，結合地球化學數據并借助盆地模擬技術，對川西坳陷小塘子組和須二段烴源巖的生排烴過程進行了研究。川西地區小塘子組、須二段烴源巖在早侏羅世末進入低成熟階段（Ro值為0.5%～0.7%），以生油為主（見圖11階段1）。晚侏羅世晚期進入成熟階段（Ro值為 0.7%～1.0%），熱演化產物以低熟油氣為主（見圖11階段2）。至晚白堊世中晚期進入高成熟階段（Ro值為 1.0%～2.0%），烴源巖達到生氣高峰，主要生成高熟氣（見圖11階段3）。此后由于喜馬拉雅構造運動導致地層抬升，烴源巖的生氣速率逐漸降低（見圖11階段4）。

圖11 川西坳陷X1井須二段埋藏與熱演化史

實驗模擬結果表明，Ⅰ、Ⅱ型烴源巖在低成熟階段的排烴效率一般低于 30%，在成熟階段的排烴效率為30%～60%[35]，Ⅲ型干酪根由于地層吸附能力較強，排烴效率更低[36]。因此，烴源巖在低成熟—成熟階段產生的液態烴除部分排出進入須二段儲集層形成分散液態烴外，大部分均滯留在烴源巖內部。當烴源巖進入高成熟階段，烴源巖持續熱演化生成大量的氣態烴，同時前期滯留在烴源巖內部的液態烴開始裂解形成大量的天然氣。四川盆地志留系海相烴源巖龍馬溪組頁巖氣的成功商業規模開發也證實烴源巖層內部賦存大量的早期滯留液態烴裂解形成的天然氣[37-38]。此外，儲集層內部廣泛分布的液態烴也在高成熟階段開始裂解形成原油裂解氣。白堊紀后喜馬拉雅構造運動導致區域性隆升，溫度逐漸降低。雖然溫度降低可以造成烴源巖生氣速率的下降，但在抬升早期烴源巖仍可繼續生烴[39]，同時烴源巖中的滯留液態烴在高溫下可持續裂解形成天然氣。

綜上所述，川西坳陷小塘子組、須二段烴源巖多階段、全周期的生烴演化可以形成“接力成氣”[40-41]，為須二段輸導體富集、成藏提供了持續的氣源。

2.1.3 源儲藏耦合特征

前人對川西坳陷須二段儲集層致密化過程開展了大量的研究[32,42-44]。目前普遍認為，須二段自沉積開始受壓實作用和膠結作用影響，孔隙度逐漸降低，在晚侏羅世早期儲集層已基本致密化。儲集層演化與小塘子組、須二段烴源巖演化的時空耦合特征決定了川西地區須二段的成藏過程與特點。

①晚三疊世—晚侏羅世，Ro值小于1.0%，處于低成熟—成熟階段，烴源巖以生油為主，并生成少量的低成熟度天然氣（見圖11階段1和階段2）。大量液態烴滯留在烴源巖中，同時低熟油氣與酸性流體沿斷層、裂縫、砂體運移并充注儲集層，油氣水在斷裂破碎帶以及儲集層中發生分異，酸性流體導致早期溶蝕孔隙發育，儲集層尚未完全致密，儲集層中可見大量液烴/瀝青包裹體和少量氣烴包裹體（見圖12階段1和階段2）。

②早白堊世—晚白堊世晚期，Ro值為1.0%～2.0%，處于高成熟演化階段，烴源巖生成大量高成熟度干酪根降解氣，同時烴源巖內滯留液態烴開始裂解形成原油裂解氣（見圖11階段3）。該階段儲集層已經普遍致密，裂縫總體欠發育，浮力及源儲壓力差難以克服毛細管阻力，一方面導致儲集層中早期充注的油氣水被封存，另一方面大量的高成熟度天然氣滯留在烴源巖中。鄰近優質烴源巖的儲集層中可形成小尺度生烴增壓縫，局部充注高成熟度天然氣形成巖性氣藏。同時，儲集層中分布的分散液態烴也開始裂解成氣。由于該階段儲集層已普遍致密，總體處于封閉、非流動狀態，儲集層中包裹體較為少見（見圖12階段3）。

③晚白堊世晚期—現今，Ro值大于2.0%，處于高—過成熟演化階段，構造抬升，溫度、壓力持續降低，盡管抬升背景下烴源巖的生烴速率逐漸降低、生烴過程逐漸停止，但在抬升早期烴源巖仍可生成高成熟度干酪根降解氣和原油裂解氣（見圖11階段4）。該階段斷裂系統發育，剝蝕卸載可以形成大量裂縫。隨著溫度、壓力的降低，烴源巖中滯留的大量的游離氣、吸附氣和水溶氣發生膨脹、脫吸和脫溶，自烴源巖內部產生向外逃逸的動力[18]。高成熟度天然氣沿斷裂、裂縫以及高滲基質儲集層構成的輸導體系進行縱橫向運移，隨著運移距離的增加以及儲集層物性的變差，成藏動力小于阻力，油氣在在輸導體內滯留、聚集、成藏，儲集層中可見大量與中高溫、低鹽度汽化水伴生的氣烴包裹體（見圖12階段4）。

圖12 川西地區須二段包裹體均一溫度與鹽度關系圖

川西坳陷須二段輸導體氣藏天然氣地球化學特征表明，天然氣具有較高成熟度（甲烷含量平均97.4%），為干酪根降解氣和原油裂解氣混合成因（見圖13），天然氣多期充注，須二段致密儲集層普遍以充注早期低熟油氣為主，斷裂、裂縫以及高滲基質儲集層構成的輸導體則主要富集高成熟度干酪根降解氣和原油裂解氣。

圖13 川西坳陷須二段天然氣ln(C1/C2)與ln(C2/C3)關系（據文獻[45]）

2.2 輸導體系的高效性

2.2.1 輸導體特征

川西坳陷須家河組輸導體主要由斷層、裂縫及高滲基質儲集層組成。

①斷層。川西坳陷須家河組受印支期、燕山期和喜馬拉雅期多期構造運動影響[31]，斷層廣泛發育。以新場構造帶須二段為例，發育南北向、東西向和北東向 3種不同走向的逆斷層。印支中晚期受南北向擠壓應力的影響，形成一系列東西向斷層，平面上主要分布于高廟—豐谷地區。燕山晚期，龍門山強烈隆升，在構造應力作用下構造分異逐漸增強，整個新場構造帶東西向斷層普遍發育，平面上以新場、合興場地區發育程度最高。喜馬拉雅早中期，青藏高原隆升側向擠壓，受東西向構造應力的影響，形成大量近南北向斷層和斷褶體，平面上以新場、合興場和孝泉地區最為發育（見圖1c）。斷層以四級和五級斷層為主，向下斷至雷口坡組，向上斷至須三/須四段。

②裂縫。根據巖心裂縫統計，川西坳陷須二段主要發育低角度裂縫（見圖 14a）、斜交縫（見圖 14b）和高角度縫（見圖14c）3種裂縫，巖心裂縫開度一般為 0.1～2.0 mm。微觀尺度下裂縫可分為顯裂縫和裂隙，顯裂縫鏡下分布具有一定的定向性，說明受構造應力影響，其寬度可達數十微米（見圖14d、圖14e）。部分樣品碎屑顆粒未明顯破碎，僅產生一定裂隙（見圖 14f）。須家河組輸導體裂縫以高角度縫為主，低角度縫次之。走向以東西向為主，其次為北東—南西向和北西—南東向。須家河組裂縫成因以構造縫為主，與印支末期、燕山中晚期和喜馬拉雅期 3期構造運動有關[46]。其中，早期裂縫多被方解石、石英充填，晚期裂縫多數未充填、半充填，走向以東西向為主，與現今最大水平主應力方向基本一致。

圖14 川西坳陷須二段裂縫特征

③高滲基質儲集層。四川盆地須家河組砂巖儲集層為典型的低孔、低滲致密儲集層，但在總體致密的背景下，局部發育高滲基質儲集層。以新場構造帶為例，須二段砂巖孔隙度為2%～6%，平均值為3.4%，滲透率主要為（0.01～0.10）×10-3μm2，微裂隙改造可提高儲集層滲透率10倍，形成高滲基質儲集層，其滲透率主要為（0.1～1.0）×10-3μm2。

2.2.2 油氣優勢運移通道

須家河組輸導體氣藏現今產出天然氣以高熟氣為主，如新場構造須二段輸導體氣藏，天然氣甲烷/乙烷比值（C1/C2）均值高達120，對應Ro值為1.8%～2.0%，表明現今產出天然氣以晚期高熟氣為主。根據烴源巖、儲集層演化過程，大量高成熟度天然氣形成于儲集層致密化之后。晚期高成熟度干酪根降解氣和原油裂解氣優先沿著斷裂、裂縫以及高滲基質儲集層進行縱橫向運移，自斷裂逐級進入大、中、小尺度裂縫，再進入微—納米級基質縫。烴類包裹體多沿石英顆粒次生裂隙呈線狀、帶狀分布，證實裂縫、裂隙是烴類運移的有效通道（見圖14g—圖14i）。根據S4井須二段保壓密閉巖心的含氣性分析可以看出，高滲基質儲集層的含氣飽和度為 60%～80%，平均值為 70%；而低滲基質儲集層的含氣飽和度僅為 30%～60%，平均值為 50%（見圖15）。因此，斷裂、裂縫以及高滲基質儲集層既是油氣優勢運移通道，也是高成熟度天然氣儲集的主要場所。

圖15 川西坳陷S4井保壓密閉巖心滲透率、含氣飽和度縱向變化

2.3 輸導體的規模性

2.3.1 輸導體的規模性

前人研究表明，斷層由斷層滑動面、滑動破碎帶和誘導裂縫帶 3部分構成[47]。其中，滑動破碎帶和誘導裂縫帶的分布范圍可延伸至斷層滑動面兩側 400 m范圍內，其中200 m范圍內中高角度縫尤為發育，在空間上的分布范圍廣泛[48]。

成像測井、巖心以及薄片的統計結果表明，輸導體中發育大量不同尺度的裂縫，裂縫開度數十個微米至幾毫米，最大延伸長度可超過5 m。破碎帶處裂縫的規?？赡苓h大于統計結果，如S2井須二段共發生5次井漏，累計漏失鉆井液926 m3。此外，錄井過程中近厘米級次生礦物的產出也反映地層內可能發育寬大裂縫（見圖16）。大范圍不同尺度裂縫組成的網狀縫網體系可以提供可觀的儲集空間。

圖16 川西坳陷須二段裂縫中充填的次生礦物

與大范圍分布的基質儲集層相比，斷裂、裂縫的總體積占比可能較低。但是，由于斷裂、裂縫是油氣優勢運移通道，其中的含氣豐度應該顯著高于基質儲集層。根據S4井保壓密閉巖心的含氣飽和度測定結果，高滲基質儲集層的含氣飽和度平均值為 70%（見圖15）。因此，斷裂、裂縫中的含氣飽和度應該遠高于70%，其中賦存的天然氣數量不容忽視。

2.3.2 高、低滲基質儲集層的規模性

斷裂、伴生脆性破碎帶對低滲致密砂巖具有顯著的改造作用。一方面斷裂、裂縫可為酸性流體運移提供通道，增強溶蝕作用的強度，改善砂巖的儲集性；另一方面裂縫可有效連通孤立孔隙，大大提高有效孔隙的比例以及致密砂巖的滲流能力。早期形成的孤立孔隙通過裂縫連通以及晚期相關溶蝕孔隙的發育均可以形成高滲基質儲集層。以滲透率大于 0.1×10-3μm2來界定高滲基質儲集層，川西坳陷須二段高滲基質儲集層的占比約為 30%。由此，可以近似計算單位體積巖石中高、低滲基質儲集層中天然氣的占比。其中，1 m3巖石中高滲基質儲集層占比為30%，平均總孔隙度為4%，平均含氣飽和度為70%，3項乘積為高滲基質儲集層含氣量 0.008 4 m3；低滲基質儲集層占比70%，平均總孔隙度為4%，平均含氣飽和度為50%，3項乘積為低滲基質儲集層含氣量0.014 m3，即高、低滲基質儲集層中天然氣占比分別為 38%和62%。前述研究表明，高、低滲基質儲集層中分別主要賦存晚期高成熟度（Ro值為2.0%）和早期低成熟度天然氣（Ro值為 0.8%～1.0%）。根據高、低滲基質儲集層中天然氣占比計算結果，產出天然氣成熟度應該大致對應Ro值為1.4%～1.5%，明顯低于現今實際產出天然氣的成熟度（Ro值1.8%～2.0%）（見圖13），說明在不考慮斷層破碎帶、裂縫儲集天然氣的情況下，僅基于基質儲集層計算的高熟氣比例明顯偏低。根據現今產出天然氣的成熟度可以反推高、低成熟度天然氣的占比大致為6∶4至7∶3，如果減去高滲基質儲集層對高熟氣的貢獻（40%左右），斷層破碎帶、裂縫中儲集的天然氣可占 20%～30%，證實有大量的高熟氣賦存于斷層破碎帶及裂縫中。

川西坳陷須二段高產井試采及試井壓力恢復曲線均反映出裂縫及高滲基質儲集層共同供氣的特征，如S1井自2014年投產以來，日產氣穩定在5×104m3，已累計產氣1.2×108m3，其壓力恢復曲線反映出高滲基質儲集層和裂縫雙重介質的響應特征（見圖 17）。近 1年多來，十余口井連續獲得高產，壓力、產量穩定，單井產量已超1.0×108m3。表明斷層、裂縫以及基質儲集層的多源供烴，解決了致密砂巖氣普遍低產、裂縫氣藏難以穩產的問題，致密砂巖氣能夠實現長期高產、穩產。

圖17 川西坳陷S1井須二段壓力恢復雙對數曲線

低滲基質儲集層蘊含的天然氣可以為氣藏高產富集提供有效補充。低滲致密儲集層中主要充注早期低熟油氣，形成須家河組“整體含氣但豐度較低”的特點。S4井保壓密閉取心含氣性分析顯示，低滲基質砂巖儲集層含氣飽和度平均為50%（見圖15），測定標準狀況下的含氣量為1.63 cm3/g，證實低滲基質儲集層內同樣賦存較大數量的天然氣。

2.4 高產富集模式

綜合烴源有效性、輸導高效性以及輸導體規模性分析，進一步深化了四川盆地致密砂巖氣藏的高產富集規律。與傳統認為在致密砂巖中找致密氣不同，四川盆地須家河組致密砂巖氣富集場所更為廣泛，除大面積分布的低滲基質儲集層外，作為天然氣高速運移通道的輸導體系中也賦存大量的天然氣。小塘子組和須二段烴源巖的持續有效性奠定了須二段致密砂巖氣藏高產富集的物質基礎，斷層、裂縫以及高滲基質儲集層構成的輸導體是天然氣縱橫向運移的高效運移通道，輸導體規模性為規模氣藏的形成提供了充足的儲集空間（見圖18）。

圖18 四川盆地須家河組致密砂巖氣藏高產富集模式（T3x3—須家河組三段；T3x2—須家河組二段；T3m+t—馬鞍塘組和小塘子組）

大型加砂壓裂和定向井等工程工藝技術的進步，可以有效改善基質儲集層和輸導體的連通程度，增加井筒與輸導體的有效接觸面積，為提高單井可采儲量，實現致密砂巖氣藏高產穩產提供重要的技術保障。

3 結論

四川盆地 2個新類型非常規氣藏的發現，不僅豐富了天然氣成藏類型，也極大的拓展了勘探領域。

JS103井的頁巖氣同位素分析證實來源于筇竹寺組，巖石成分、結構分析表明頁巖氣產層巖性為低有機質豐度的粉砂質頁巖，產層段沉積相為淺水陸棚，因此，JS103井的頁巖氣的突破是新區、新層系、新類型頁巖氣的重大突破。不僅改變了只在富有機質黑色頁巖中尋找頁巖氣的傳統思維，也實現了四川盆地頁巖氣勘探開發從龍馬溪組單一層系向多層系的轉變，更擴大了頁巖氣的勘探領域與范圍，大大提升了頁巖氣的勘探開發潛力。

以輸導體作為勘探開發對象，解決了須家河組致密砂巖產量不高、裂縫帶產量不穩的難題，推動了致密砂巖氣從有儲量無產量向有效動用的轉變，提升了致密砂巖氣的勘探開發潛力。

基于深層保壓取心含氣性分析，結合產出天然氣的地球化學分析數據，證實由斷層、裂縫以及高滲基質儲集層構成的輸導體中含氣性占比可達60%～70%。將頁巖氣、常規氣的理念有機融合，改變過去僅將斷層/裂縫作為輸導體（層）、致密砂巖（頁巖）作為儲集層的傳統思維，提出輸導體（層）即儲集層、輸導體（層）-儲集層一體的觀點，建立了輸導體（層）非常規天然氣富集成藏模式，即有效烴源巖、有效輸導體系和有效致密砂巖（頁巖）時空的疊合、復合。