“雙源”控制的窄河道致密砂巖氣富集高產模式
——以四川盆地金秋氣田中侏羅統沙溪廟組為例

張小菊 鄧虎成 徐爭啟朱德宇 段博瀚 王小娟伏美燕李 儻 凌燦馬自立雍洋

1.成都理工大學地球科學學院 2.成都理工大學能源學院 3.油氣藏地質及開發工程全國重點實驗室·成都理工大學 4.中國石油西南油田公司勘探開發研究院

0 引言

目前，致密砂巖氣為全球開發規模最大的非常規天然氣之一，資源量約為210×1012m3[1]。中國自1971年發現四川盆地西部（以下簡稱川西地區）中壩氣田致密砂巖氣后，以四川、鄂爾多斯、柴達木等沉積盆地為主的致密砂巖氣藏逐步被勘探開發[2-4]。近年來，針對四川盆地中侏羅統沙溪廟組致密砂巖氣藏的勘探開發工作取得巨大進展，成為了繼上三疊統須家河組后又一個非常規天然氣勘探熱點[5-6]。

國內外致密砂巖氣藏研究技術方向主要集中于儲層精細刻畫[7-9]、成藏富集規律研究[10]、含氣性檢測[11]、富集高產主控因素分析和“甜點”預測[12]等方面。一些學者在儲層構型及砂體連通性研究基礎上，開展不同儲集體結構內致密砂巖氣充注過程評價，結合成藏條件等進一步明確致密砂巖氣藏的成藏富集規律[13-14]，并采用時頻域含氣檢測技術及AVO異常檢測技術等進行儲層含氣性檢測[11,15]，探討致密砂巖氣富集高產主控因素[10]，以此進行“甜點”預測工作。目前，針對非常規天然氣藏富集高產模式研究主要集中于頁巖氣及煤層氣等[16-17]，針對致密砂巖氣藏的富集高產模式及主控因素研究較薄弱，現有的研究主要從烴源巖、沉積相、儲層、構造及演化特征、裂縫等多方面綜合分析致密砂巖氣的富集高產主控因素[18-20]，提出了構造主控、巖性主控、構造—優質儲層主控和儲滲體等多種模式[21-23]。

四川盆地的天然氣勘探主要聚焦于海相地層[24-25]，近年來針對陸相須家河組致密氣藏開發程度逐步加大[26]，但對淺層沙溪廟組的勘探研究程度較低。前人對川中地區（即四川盆地中部）與川西地區沙溪廟組致密砂巖氣藏的沉積演化體系及層序地層特征[27-28]、儲層物性[29]、優勢儲層主控因素[30]、天然氣地球化學特征[31]和成藏機理[32]等方面開展了諸多研究，并根據地震振幅標定，開展了川中地區沙溪廟組河道砂體刻畫[29]，研究結果表明沉積微相與儲層物性有著良好的對應關系，水下分流河道等高能沉積環境發育優勢儲層，且川中—川西地區沙溪廟組河道砂體發育主要受基準面旋回控制[30]。四川盆地沙溪廟組天然氣地球化學特征及成因等研究結果表明，川西地區為煤成氣，川中地區為油型氣，四川盆地東部（以下簡稱川東地區）為煤成氣和油型氣混合氣，以油型氣為主；川西地區、四川盆地西南部（以下簡稱川西南地區）主力烴源巖為須家河組五段煤系烴源巖，川中地區為下侏羅統湖相烴源巖，川東地區天然氣來源于須五段和下侏羅統烴源巖[29]。針對四川盆地中部金秋氣田成藏機理方面研究認為該區天然氣主要來源于須家河組，局部地區存在大安寨段和涼高山組的氣源，天然氣充注發生在白堊紀晚期和古新世中期，存在2 期充注，以異常低壓—中等超壓為主，源儲壓差是致密砂巖氣自川西向川中地區橫向運移的主要動力[32]。但是，針對金秋氣田沙溪廟組致密砂巖氣成藏富集高產主控因素及模式尚不明確，制約了該區成藏富集規律的深入認識，導致“甜點”預測難?；诖?，筆者以金秋氣田沙溪廟組二段一亞段（以下簡稱沙二1亞段）為研究對象，結合前人研究成果，利用鉆井巖心、錄井、測井、地震和生產動態資料等，厘清研究區沙二1亞段天然氣分布特征，明確富集高產主控因素，構建天然氣富集高產模式，以期為研究區致密砂巖氣勘探開發提供理論依據，加快該區致密氣高效開發進程。

1 地質背景

四川盆地位于揚子板塊西緣，是基于上揚子克拉通發展起來以剛性花崗巖為基底的多旋回疊合盆地，盆地整體以沉降為主，但構造—沉積具多旋回性。中三疊世以來，先后受到印支運動、燕山運動和喜馬拉雅運動的影響，形成現今周緣被多個斷褶帶環繞的構造格局，盆地內部以斷裂為界分為6 個一級構造帶[5,32]。研究區金秋氣田位于四川盆地中部，川中平緩構造帶與川北低緩構造帶交界處（圖1-a），筆者本次的研究范圍為金秋氣田ZQ1 井區、QL16 井區、JQ5H 井區和JQ8 井區4 個重點井區（圖1-b），BJC 井區不在研究范圍內。研究區構造總趨勢由南東向北西傾伏，發育少量局部構造，其中規模較大的局部構造有中臺山構造、八角場構造、秋林構造和金華構造。中臺山構造發育在ZQ1 井區，沙二段為軸向北東向的長軸背斜；八角場構造在沙二段底為軸向東西向的長軸背斜；秋林構造發育在QL16 井區，為向北西傾伏的鼻狀構造；金華構造發育在JQ5H 井區，為軸向北西西的背斜[32]。

圖1 研究區位置、井區分布與上三疊統—侏羅系地層柱狀圖

金秋氣田沙溪廟組為淺水三角洲相—湖相沉積，沉積了一套“泥包砂”陸相碎屑巖地層，厚度介于1 000～1 600 m。以穩定分布的黑色“葉肢介頁巖”為界線[33]，將沙溪廟組自下而上劃分為一段（J2s1）和二段（J2s2）（圖1-c）。根據巖性、電性和沉積旋回特征，將區內沙二段劃分為4 個亞段，從下到上依次為沙二1亞段、沙二2亞段、沙二3亞段與沙二4亞段[31]。研究目的層段為沙二1亞段，為相對干旱的淺水三角洲沉積，單期河道砂體的規模較小，且相互切割[30]。該亞段6 號、7 號、8 號和9 號砂組開發效果較好[32-33]，是筆者本次研究的主要對象。

2 天然氣分布特征

依據沙二1亞段6 號、7 號、8 號和9 號砂組已開發井測試結果統計（圖2），研究區不同砂組的不同河道段含氣性差異大，其中6 號砂組JQ5H 井區JQ511-1 井測試無阻流量高達293.06×104m3/d，JQ5H 井區JQ513-1 井測試無阻流量為12.76×104m3/d；7 號砂組JQ5H 井區JQ12 井測試無阻流量為2.42×104m3/d，JQ5H 井區XC3 井測試無阻流量為8.97×104m3/d。由圖2 可見，研究區目的層段6 號和8 號砂組天然氣富集程度高，6 號砂組天然氣富集區主要分布于ZQ1 井區東南部和JQ5H 井區中北部，8 號砂組天然氣富集區主要分布于JQ8 井區中西部、QL16井區中南部、JQ5H 井區西北部和ZQ1 井區南部；7號和9 號砂組天然氣富集規模較小，7 號砂組天然氣富集區主要集中分布于JQ5H 井區東北部，9 號砂組天然氣富集區主要集中分布于ZQ1 井區東南部。高產井分布于6 號砂組JQ5H 井區東北部和ZQ1 井區東南部，8 號砂組QL16 井區中南部及東部、JQ8 井區中西部和JQ5H井區西北部，9號砂組ZQ1井區東南部。

圖2 研究區沙溪廟組6 號—9 號砂組單井天然氣無阻流量平面分布圖

3 天然氣富集高產主控因素

3.1 烴源巖

3.1.1 烴源巖分布及特征

金秋氣田沙溪廟組下伏發育須家河組煤系烴源巖及侏羅系湖相泥頁巖等多套烴源巖層[31,34-36]。川中地區侏羅系已鉆獲偏腐殖型油及腐泥型油，研究區沙二段原油母質為偏腐殖型（圖3-a），且處于成熟—高成熟階段[31,34-36]。須家河組生烴中心位于川西地區，巖性為灰黑色泥巖與煤層，須家河組烴源巖厚度介于100～800 m，總有機碳含量介于0.6%～5.8%，平均總有機碳含量為1.83%，平均鏡質體反射率為1.35%，該套烴源巖生氣強度介于30×108～100×108m3/km2；侏羅系生烴中心位于川中北部與川東地區，其中下侏羅統自流井組大安寨段巖性為灰黑色泥頁巖，該套烴源層厚度介于20～80 m，總有機碳含量介于0.6%～3.8%，平均總有機碳含量為1.4%，鏡質體反射率介于1.0%～1.5%，平均鏡質體反射率為0.97%，該套烴源巖生氣強度介于1.0×108～2.5×108m3/km2。

圖3 川中地區原油特征和研究區沙二1 亞段天然氣特征圖

3.1.2 氣源類型及對比

金秋氣田沙二1亞段天然氣主要來源于須家河組煤型氣，侏羅系湖相烴源亦有貢獻[37-41]，天然氣類型包括煤型氣、混合氣和油型氣（圖3-b）。依據天然氣成因類型劃分標準[42]，QL16 井區、JQ8 井區和ZQ1 井區天然氣δ13C2普遍大于－25.1‰，該區天然氣類型以煤型氣為主，僅QL16 井區東部含少量混合氣，δ13C2＜－25.1‰；JQ5H 井區天然氣δ13C2偏輕，下侏羅統貢獻較大，混合氣和油型氣重要分布在該井區（圖3-b、圖4）。

圖4 研究區沙二1 亞段天然氣氣源分區圖

3.1.3 優越的烴源巖條件控制天然氣富集高產

金秋氣田沙二1亞段整體受到須家河組和下侏羅統雙源供烴，須家河組和下侏羅統的疊合生烴強度可分為強源區（大于65×108m3/km2）、次強源區（介于40×108～65×108m3/km2）和弱源區（小于40×108m3/km2）3 個區域。通過統計分析結果表明（圖5），強源區和次強源區分布在QL16、JQ8 井區西部和北部、JQ5H 井區東部和北部，強源區和次強源區的天然氣測試無阻流量大部分達到50×104m3/d。研究區西部QL16 井區和JQ8 井區烴源巖厚度大，總有機碳含量和成熟度高，烴源巖條件優越，生氣強度大[35]，為該區沙溪廟組天然氣主要來源，為該區規模氣藏形成奠定良好物質基礎；東部JQ5H 井區和ZQ1 井區烴源巖厚度較小[35]，總有機碳含量和成熟度低，生氣強度小，較西部天然氣富集程度較低。此外，沙二1亞段天然氣充注路徑分為2 條，西部QL16 井區及JQ8 井區天然氣由龍泉山斷裂自西南向東北方向充注運移，充注動力強；東部JQ5H 井區與ZQ1 井區天然氣自角1 號斷裂向南北方向充注運移，充注動力較強?？傮w而言，優越的烴源巖條件控制了區域河道的天然氣富集高產，研究區西部烴源條件優越，天然氣充注動力強，該區域天然氣富集高產。

圖5 研究區生氣強度與井區、單井無阻流量直方圖

3.2 儲層特征

3.2.1 沉積相展布特征

中侏羅世時期，四川盆地北緣整體隆升，沉積速率超過沉降速率，沉積中心逐漸南移。古氣候環境發生變化，沙一段干濕交替，沙二段干旱氧化環境。古物源體系盆地內沙溪廟組呈現多物源供給，其中川中地區南北雙向物源交匯。受古構造、古氣候、古物源等控制，沙溪廟組發育大型淺水三角洲—湖泊沉積體系，形成一套巨厚紫紅色泥巖夾灰色塊狀砂巖地層組合。沙二1亞段為三角洲—湖泊沉積特征，可劃分出三角洲平原、三角洲前緣和濱淺湖等亞相。6 號砂組沉積期，金秋氣田主要發育三角洲前緣—濱淺湖亞相，發育水下分流河道和河口壩沉積微相。7號砂組沉積期，金秋氣田湖盆縮小，發育三角洲平原和前緣亞相，發育水上、水下分流河道微相。8 號砂組沉積期，湖盆進一步南遷，金秋氣田主要為三角洲平原和前緣亞相，發育水上、水下分流河道微相。9 號砂組沉積期，金秋氣田僅發育三角洲平原亞相，發育水上分支河道及決口扇微相。

3.2.2 砂體構型與展布特征

基于前期研究成果，將砂體構型劃分成均勻粒序純砂巖構型（A 類）、正反粒序砂巖夾泥巖構型（B 類）和正粒序泥巖夾砂巖構型（C 類）3 類砂體構型（圖6）。其中A 類構型主要發育在三角洲平原，砂泥巖組合為純砂巖型，粒度均勻，砂體疊置類型為沖刷切割型；B 類構型主要發育在三角洲平原及前緣，砂泥巖組合為砂巖夾泥巖型，粒度為正反粒序，砂體疊置類型為沖刷接觸型；C 類構型主要發育在三角洲平原及前緣，砂泥巖組合為泥巖夾砂巖型，粒度為正粒序，砂體疊置類型為孤立型。JQ5H 井區東北部6號砂組和JQ8井區中西部8號砂組發育B類構型；JQ5H 井區北部7 號砂組和ZQ1 井區9 號砂組發育A類構型和B 類構型。

3.2.3 優質儲層展布特征

根據儲層物性和產能的關系，確定了有效儲層孔隙度大于7%；綜合儲層孔喉中值半徑、孔隙度、滲透率、儲層規模、有利沉積相帶和有利砂體構型將儲層類型分為Ⅰ類、Ⅱ類和Ⅲ類儲層。Ⅰ類優質儲層孔喉中值半徑大于0.63 μm，孔隙度大于12%，滲透率大于0.50 mD，河道寬度大于800 m，砂體厚度介于20～40 m，發育于有利的分流河道沉積微相和A 類、B 類構型；Ⅱ類優質儲層孔喉中值半徑介于0.40～0.63 μm，孔隙度介于10%～12%，滲透率介于0.15～0.50 mD，河道寬度介于600～800 m，砂體厚度介于15～40 m，發育于分流河道和河口壩等沉積微相和B 類構型。Ⅰ類和Ⅱ類儲層主要分布在QL16 和JQ8 井區中部的8 號砂組，JQ5H井區北部的6 號、7 號砂組和ZQ1 井區南部的9 號砂組。

3.2.4 優質儲層的發育程度控制天然氣富集高產

在有利的斷層—砂體組合條件下，砂體構型影響天然氣富氣區。發育有利的A 類構型和B 類構型的河道段儲層具有“砂體厚、儲集空間大”的特征，形成優勢充注通道，含氣性好。如YT206-1 井8 號砂組砂體發育A 類構型，無阻流量高達75.97×104m3/d；QL206-1 井8 號砂組砂體發育B 類構型，無阻流量為43.30×104m3/d。發育不利的C 類構型的河道段儲層泥質含量高，天然氣充注阻力大，含氣性差。如QL17 井8 號砂組砂體發育C 類構型，無阻流量僅2.36×104m3/d。優質儲層的發育程度控制天然氣富集高產。統計分析結果表明，無阻流量大于50×104m3/d的氣井只發育Ⅰ類和Ⅱ類儲層，其中Ⅰ類儲層占52%；無阻流量介于30×104～50×104m3/d的氣井主要發育Ⅰ類和Ⅱ類儲層；無阻流量小于30×104m3/d 的氣井，Ⅲ類儲層最發育，占比介于60%～80%（圖7）。

3.3 輸導體系

3.3.1 砂體連通

砂體連通性指最大連通地質體體積與總體積之比，又或將其定義為在不考慮斷層、裂縫和褶皺等構造變形或流體影響的情況下砂體間的沉積連通性，亦或儲層構型要素間連通性[43-44]，研究區內河道成因類型的差異導致砂體連通性不同，結合河道成因類型，依據砂泥比、寬深比、砂體厚度和隔夾層厚度將河道砂體劃分為連通和不連通2 大類，進一步細分為通暢、局部通暢和不通暢3 小類，并構建了一套針對研究區河道間砂體連通性等級半定量評價標準（表1）。金秋氣田沙二1亞段多期疊加型和深切型河道段砂體通暢，砂泥比和寬深比大，砂泥比介于0.94～1.23，寬深比介于40～56；進積疊加型和無疊加單期次型河道段砂體局部通暢，砂泥比和寬深比較大，砂泥比介于0.59～0.78，寬深比介于33～37；廢棄型河道段砂體不通暢，砂泥比和寬深比小，砂泥比介于0.09～0.59，寬深比介于19～28。

表1 研究區沙二1 亞段河道間砂體連通性等級半定量評價標準表

3.3.2 斷層—砂體組合

斷層和砂體是致密砂巖氣藏在成藏過程中天然氣分別在垂向和橫向上運移聚集的重要輸導體系，斷層—砂體的有效配置是油氣富集的基礎，其作為油氣運移的重要輸導通道，控制著天然氣規模聚集[45-48]。筆者本次研究中斷層對接砂體的通暢程度與斷層性質無關，主要是依據3.3.1 節中砂體連通性評價標準完成研究區河道間砂體通暢程度評價，通過統計研究區斷層發育區與不同連通程度的河道砂體空間靜態組合類型及各類型占比，研究結果表明，研究區目的砂組主要發育4 類斷層—砂體組合類型（圖8），包括斷層與通暢型砂體“V”字形組合、斷層與局部通暢型砂體“V”字形組合、斷層與局部通暢型砂體反“V”字形組合和斷層與不通暢型砂體反“V”字形組合。其中，斷層與通暢型砂體或局部通暢型砂體“V”字形組合屬于有利的斷層—砂體組合類型，斷層與局部通暢型或不通暢型砂體呈反“V”字形組合屬于不利的斷層—砂體組合類型。斷層—砂體“V”字形對接的河道段砂體連通性好，致密帶不發育，易于天然氣橫向運移；斷層—砂體反“V”字形對接的河道段砂體連通性較差，致密帶發育，不易于天然氣橫向運移。

圖8 研究區沙二1 亞段斷層—砂體組合類型模式圖

3.3.3 高效輸導體系控制天然氣富集高產

砂體連通性程度控制了天然氣規模聚集。天然氣受浮力和生烴壓力作用在地層中沿上傾及垂向方向運移，而致密儲層中產生的毛細管壓力則導致天然氣運移過程以“活塞式”向上進行，進而通過斷裂在砂體中側向運移，氣藏壓力在泥質含量高且規模較小的砂體中壓力損失較大[49]。研究區沙二1亞段連通性較好的砂體天然氣充注阻力小，壓力損失少，富集程度高；連通性差的砂體天然氣充注阻力大，壓力損失大，富集程度低（圖9）。統計分析結果（圖10）表明，連通性好的河道砂體平均無阻流量介于20×104～120×104m3/d，平均含氣飽和度介于68%～76%，含氣性普遍較好；連通性差的河道砂體平均無阻流量僅10×104m3/d，平均含氣飽和度僅65%，含氣性較差。在有利的斷層—砂體組合條件下，即斷層與通暢型砂體或局部通暢型砂體呈“V”字形組合，天然氣充注動力強，儲層內部天然氣充注程度較高；在不利的斷層—砂體組合條件下，即斷層與局部通暢型或不通暢型砂體呈反“V”字形組合，天然氣充注動力較弱，儲層內部天然氣充注程度較低。如JQ502 井—YT207-1 井—ZQ201-1 井—ZQ2井—ZQ1 井區河道段角1 號斷裂的左側發育有利的斷層—砂體“V”字形組合，其中YT207-1 井日產氣量高達44.28×104m3；該河道段角1 號斷裂的右側發育不利的斷層—砂體反“V”字形組合，其中ZQ201-1 井日產氣量僅0.7×104m3，ZQ1 井日產氣量僅1.68×104m3（圖11）。由此可見，高效的輸導體系控制了沙溪廟組天然氣富集高產。

圖9 研究區沙二1 亞段砂體連通性對天然氣規模聚集控制模式圖

圖10 研究區沙二1 亞段不同連通等級河道砂體無阻流量及含氣飽和度統計圖

圖11 研究區JQ502 井—YT207-1 井—ZQ201-1 井—ZQ2 井—ZQ1 井地震剖面和氣藏剖面圖

4 天然氣富集高產模式

基于研究區目的層基本地質特征，綜合考慮優越的烴源巖條件、優質儲層的發育程度以及高效輸導體系對天然氣富集高產的控制作用，結合研究區鉆井油氣顯示，構建“雙源”控制的窄河道致密砂巖氣藏富集高產模式（圖12）。在優越的烴源巖條件下，優質儲層越發育，砂體連通性好且發育有利的斷層—砂體“V”字形組合，砂體中天然氣充注阻力小，壓力損失少，天然氣充注動力強，儲層內天然氣充注程度高，易形成天然氣富集高產區。如圖12-b所示，高產井主要是發育在有利斷層—砂體組合條件下的砂體連通性好的河道段，所在砂組具有A 類構型和B 類構型，并且Ⅰ類和Ⅱ類儲層比例較大。研究區東部JQ5H 井區與ZQ1 井區，與角1 號斷裂“V”字形對接的連通砂體內Ⅰ類和Ⅱ類儲層占比高的河道段測試日產氣量高；西部QL16 井區及JQ8 井區，高產井分布在西南部河道砂體連通性最好的8 號砂組，自西南向東北壓力損失小且持續保持好，測試日產氣量高。

圖12 研究區沙二1 亞段天然氣富集高產模式圖

5 結論

1）金秋氣田沙二1亞段不同砂組的不同河道段含氣性差異大。6 號和8 號砂組天然氣富集規模大，6 號砂組天然氣富集區主要分布于ZQ1 井區東南部和JQ5H 井區中北部，8 號砂組天然氣富集區主要分布于JQ8 井區中西部、QL16 井區中南部、JQ5H 井區西北部、ZQ1 井區南部；7 號和9 號砂組天然氣富集規模較小，7 號砂組天然氣富集區主要集中分布于JQ5H 井區東北部，9 號砂組天然氣富集區主要集中分布于ZQ1 井區東南部。

2）金秋氣田沙二1亞段天然氣富集高產主要受控于烴源巖條件、優質儲層的發育程度、砂體連通性程度和斷層—砂體組合類型。優越的烴源巖條件控制了區域河道的天然氣富集高產，研究區西部烴源條件優越，為該區沙溪廟組天然氣主要來源，天然氣由龍泉山斷裂自西南向東北方向充注運移，充注動力強，天然氣富集高產。無阻流量大于50×104m3/d 的僅發育Ⅰ類和Ⅱ類儲層。連通性較好的砂體天然氣充注阻力小，壓力損失少，富集程度高。在有利的斷層—砂體組合條件下，斷層與通暢型砂體或局部通暢型砂體呈“V”字形組合，天然氣充注動力強，儲層內天然氣充注程度較高。

3）構建了研究區“雙源”控制的窄河道致密砂巖氣藏富集高產模式：在優越的烴源巖條件下，優質儲層越發育，砂體連通性好且發育有利的斷層—砂體“V”字形組合，易形成天然氣富集高產區。研究區東部的JQ5H 井區與ZQ1 井區內，與角1 號斷裂“V”字形對接的連通砂體內Ⅰ類和Ⅱ類儲層占比高的河道段為天然氣富集區；西部QL16 井區及JQ8井區，高產井分布在西南部河道砂體連通性最好的8號砂組，自西南向東北壓力損失小且持續保持好，為天然氣富集區。