王 威, 凡 睿

(中国石化勘探分公司，成都 610041)

四川盆地北部是中国石化在四川盆地的重点勘探区之一，区内继海相油气勘探取得重大突破之后，上三叠统须家河组(T3x)天然气勘探也获得重要发现，明确了该区须家河组发育“大面积、低丰度”大型致密砂岩气藏，持续勘探实践表明该类气藏具有“资源规模大，商业开发有难度”等制约勘探开发的核心问题[1-3]。为了揭示川北须家河组致密砂岩气富集与高产规律，本文基于钻井、录井、测井、地球物理及测试资料并结合勘探实践，通过精细解剖马路背地区须家河组高产稳产气藏，深入探讨气藏特征及主控因素，旨在为实现川北地区须家河组规模资源的有效开发提供依据。

四川盆地北部马路背地区多口井在须家河组测试、开发效果良好，其中马101井须家河组第二段(简称“须二段”)测试获日产数十万方高产工业气流，马103井须二段测试获日产十多万方，表现出“高产、稳产、不含水、可动用程度高”的特点[3]。通过对气藏的精细解剖发现，马路背地区须家河组气藏的储集特征及富集规律与其他致密砂岩气藏具有差异性，具备实现高效勘探开发的有利地质条件，这类气藏的发现对于推动类似地区致密砂岩勘探具有借鉴意义。

1 区域地质概况

马路背地区位于四川盆地北部通南巴构造带中部，受米仓山和大巴山冲断构造带的叠合挤压构造作用，表现为被构造作用复杂化的NE向断鼻构造。印支早幕以来，四川盆地完成了海陆转换，龙门山、米仓山、大巴山向盆内供给大量物源，研究区也沉积了巨厚的陆相地层[4-5]。

川北地区受龙门山、米仓山、大巴山三大造山带影响(图1)，其构造演化、沉积充填以及后期改造作用异常复杂；同时也造成了川北地区在须家河组断裂发育程度差异较大，从西向东构造变形强度具有逐步增强的特点。通南巴构造带中部的马路背地区变形程度最强，沟通海相地层与陆相地层的深大断裂发育，导致该区断裂、褶皱更为发育，规模裂缝也更为发育(图2)。

图1 研究区构造位置示意图Fig.1 Schematic map showing tectonic location of the study area

2 断缝储集体发育控制因素

2.1 基本特征

马路背地区须家河组储集岩类型以岩屑砂岩、岩屑石英砂岩和石英砂岩为主。400多块岩心资料分析显示，须家河组基质物性普遍较差，孔隙度(q)为0.5%～4.1%，主要集中在2%～3%；渗透率(K)为(0.001～0.1)×10-3μm2，是四川盆地须家河组物性最为致密的地区，也比国内外大部分致密砂岩储层物性都更差(鄂尔多斯盆地苏里格气田盒8段致密砂岩储层孔隙度主要为5%～15%，渗透率<0.1×10-3μm2；川中地区须家河组致密砂岩储层孔隙度为5%～10%，渗透率<1×10-3μm2)[6]。研究区须家河组经历的最大埋深近7 km，强烈的埋藏压实、胶结作用及构造挤压导致孔隙度较低。前已述及，该区断裂、褶皱更为发育，规模裂缝更为发育，同时勘探实践也表明此类气藏具有高产稳产的特点，具备较好的勘探潜力，进一步证实了该区须家河组具有良好的储集空间。

图2 通南巴地区构造地震解释剖面简图Fig.2 Seismic-structural interpretation profile of the Tongjiang-Nanjiang-Bazhong area

2.2 储集空间类型

受埋藏深度大、经历成岩作用复杂及处于盆缘受到强烈的构造挤压作用影响，马路背地区须家河组砂岩原生孔隙几乎破坏殆尽，颗粒之间以线接触-凹凸接触为主，紧密排列(图3-A)。现今有效储集空间以次生储集空间为主，包括次生溶蚀孔隙、高角度构造裂缝、粒间杂基溶蚀孔、微裂缝等，与溶蚀作用有关的大量微孔隙及裂缝是主要的储集空间类型。在普通显微镜下，难以发现大量的次生溶蚀孔隙；但是在扫描电镜下，可以观察到大量溶蚀微孔隙(溶蚀成分主要为长石、岩屑等)。这类孔隙虽然很小，但大规模发育，正是这些大面积分布的砂岩基质微孔隙构成了主要的储集空间(图3-B)。同时，研究区断裂发育，微裂缝(图3-C)及规模网状裂缝极其发育(图3-D)，裂缝有效地沟通了规模微孔隙，将微孔隙连通，形成渗流通道，对储层的物性改善具有极为重要的作用，使得须家河组气藏在储层极其致密的背景下仍能获得高产稳产。

马103井须二段测试获得高产，该井距离断裂约980 m，岩心实测孔隙度为1.37%～3.38%，平均为2.22%；渗透率为(0.017～0.065)×10-3μm2，平均为0.028×10-3μm2。岩心、成像测井资料显示须二段裂缝极为发育，裂缝倾角60°～90°，走向主要有2个：北东-南西向及北西-南东向，石英半充填，成像测井解释高导缝16条，表现为网状裂缝(图3-D)，裂缝发育段的裂缝开度最大达1 cm，具有较好的输导及储集能力。

2.3 储集体发育控制因素

基于马路背地区须家河组储集空间特征及成因的分析，认为马路背地区须家河组致密砂岩储层发育主要受以下2个方面因素控制。

2.3.1 大面积基质微孔隙发育的砂岩是断缝储集体形成的基础

须家河组沉积时期，四川盆地北部地区发育大型辫状河三角洲沉积建造，水下分流河道砂体大面积分布。马路背地区须家河组主要发育第二段、第四段2套产层。须二段、须四段沉积时期，物源供给充分，大型辫状河三角洲前缘水下分流河道频繁改道、交叉和归并，辫状河三角洲前缘厚层砂体叠置连片大面积展布。铸体薄片、扫描电镜照片等资料显示，须家河组砂体基质微孔隙较为发育，说明在成岩期源岩在生烃过程中排出有机酸对大面积分布的砂体发生了不同程度的溶蚀作用，为大规模油气聚集提供了良好的赋存场所[7]。

图3 须家河组致密砂岩储层微观特征Fig.3 Microscopic features of tight sandstone reservoir of Xujiahe Formation(A)颗粒紧密接触,马101井; (B)粒内溶孔,马101井; (C)微裂缝,马101井;(D)大规模网状微裂缝,马103井

2.3.2 大规模有效裂缝是断缝储集体形成的关键

大规模网状裂缝发育是研究区高产稳产井产层的重要特点。通过岩心、成像测井资料对裂缝分析表明，须家河组有效裂缝倾角多为中-高角度，大规模有效裂缝发育主要受断裂及断裂形成的相关褶皱共同影响。

马103井须家河组岩心实测孔隙度平均为2.2%，测井解释孔隙度也较低。但该井须家河组规模网状有效裂缝非常发育，裂缝以中高角度的构造裂缝为主，且裂缝具有开度大、密度高、长度大的特征，在显微镜下可以观察到大量刚性颗粒破裂形成颗粒内部微裂缝，中高角度构造裂缝与颗粒内部微裂缝形成大量网状裂缝。马101井、马103井虽然须家河组储层致密，但长期开发具有高产稳产特点，分析认为规模网状有效裂缝起了关键性作用。研究表明，即使储层基质孔隙度低，但只要规模裂缝发育，仍可以高产稳产；但如果缺少规模网状有效裂缝，往往难以获得较好的产能。如马201井与马103井须二段沉积微相、岩石类型等特征基本相似，但马201井岩心、成像测井表明规模有效裂缝不发育，测试产量也较低[8-9]。

前已述及，受周缘造山带影响，元坝西部地区处于盆内，须家河组构造变形相对较弱，主要发育层状孔隙型砂岩储层，其发育展布主要受水下分流河道微相控制，这类储层具有基质物性相对较好(孔隙度>10%),储层大面积展布的特点[10](图4)。而马路背地区须家河组虽然基质孔隙度低，但由于其处于盆缘，晚燕山-喜马拉雅时期在米仓山-大巴山挤压改造作用下，构造变形程度强烈，断裂、褶皱、规模裂缝发育，须家河组形成了新类型储集体(基质孔隙度低，裂缝发育)。这类储集体受断裂及伴生褶皱联合控制，在断裂(带)附近，由断层、褶皱伴生裂缝叠合基质孔形成的不沿层状分布的规模网状缝孔储渗体(简称断缝体，图5)。

图4 元坝地区须家河组大面积层状相控型储层模式图Fig.4 Large-area layered and phase-controlled reservoir pattern of Xujiahe Formation in the Yuanba area

图5 马路背地区须家河组断缝体模式图Fig.5 The fault-fracture body pattern of Xujiahe Formation in the Malubei area

3 “断缝体”气藏特征

马路背地区的勘探实践表明，须家河组气藏天然气高产富集区多沿断裂及伴生褶皱呈条带状分布，深层海相优质烃源岩生成的天然气沿深大断裂纵向上输导，与须家河组自身烃源岩生成的天然气一起在网状缝孔储渗体(断缝体)成藏富集，形成“断缝体”气藏。

3.1 气藏特征

天然气烃类气体的碳同位素特征是判断天然气成因类型的重要指标。天然气组分分析表明，马路背地区须家河组天然气以烷烃气为主，甲烷平均体积分数(φ)为98%(图6)， 干燥系数>0.98，为干气，天然气组分特点与西部元坝地区须家河组天然气基本一致。马路背地区须家河组天然气的碳同位素分析表明，其δ13C1、δ13C2值分别为-29.3‰～-32.0‰、-31.3‰～-33.9‰，平均值分别为-30.9‰，-33.1‰，形成δ13C1>δ13C2的倒转分布，δ13C2-δ13C1差值为 -0.7‰～-2.5‰。马路背地区须家河组天然气碳同位素具有倒转特征，与川西、川中等地区须家河组典型自生自储天然气相比非常特殊[11-13]。通过气源对比分析认为，由于深大断裂发育，马路背地区须家河组甲烷和碳同位素值倒转是由于海相气和陆相气混合所致，马路背地区须家河组天然气具有煤型气和油型气混合的特点。马路背地区具有深层海相优质烃源岩与须家河组自身煤系烃源岩2套烃源岩“双源供烃”的特征。

图6 通南巴地区天然气C1～C4烷烃气δ13C值分布图Fig.6 Distribution of δ13C values of natural gas C1～C4 alkane in the Tongjiang-Nanjiang-Bazhong area

3.2 成藏模式

马路背地区须家河组天然气来源于深层海相和须家河组自身煤系烃源岩2套优质烃源岩。海相烃源岩生成的天然气通过燕山-喜马拉雅期形成的深大断裂向上输导进入须家河组储集体，须家河组内部大面积分布的砂岩和裂缝是须家河组自身烃源岩生成的天然气和深层海相天然气进入须家河组有效储集体的输导体系。结合构造演化及埋藏、充注史分析(图7)，晚三叠世末期，马路背地区须家河组产状平缓、构造稳定，深层二叠系烃源岩已经开始生气，但深大断裂尚未形成。中燕山-晚燕山期，须家河组储层已经致密化，在大巴山构造带强烈推覆作用下，大量深大断裂开始形成，沟通海相烃源岩与陆相须家河组储集体，海相烃源岩生成的天然气通过深大断裂运移至须家河组断缝储集体。晚白垩世以来，川北地区大幅度抬升，断裂、裂缝更为发育，须家河组气藏进一步调整改造，局部更加富集。马路背地区须家河组气藏表现为“双源供烃、立体输导、复式聚集、断缝富集”的特点(图8)。

图7 马路背地区马3井埋藏史与充注史图Fig.7 The burial and infilling history of Well Ma 3 in the Malubei area

图8 马路背地区须家河组“断缝体”气藏成藏模式示意图Fig.8 The formation pattern of fault-fracture reservoirs of Xujiahe Formation in the Malubei area

因此，与川东北其他地区须家河组气藏不一样，马路背地区须家河组发育一种新的气藏类型，主要表现为储集物性更差(孔隙度<4%)，裂缝规模大，相对优质储集体发育受断裂及伴生褶皱控制，油气来源于须家河组自身烃源岩和二叠系海相优质烃源岩，天然气富集区带沿断裂带呈“条带状”展布。

3.3 “断缝体”气藏高产富集主控因素

3.3.1 海相、陆相优质烃源岩双源供烃

在马路背地区，由于深大断裂发育，具有深层海相优质烃源岩与须家河组自身煤系烃源岩“双源供烃”的特征。

马路背地区发育海相、陆相多套优质烃源岩，须家河组烃源岩以须二段中亚段和须三段为主。暗色泥岩厚度为30～110 m，由北向南，暗色泥岩厚度具有增大趋势。须家河组泥岩有机质丰度普遍较高，有机碳质量分数(wTOC)为0.13%～14.0%，平均为2.6%。须家河组烃源岩厚度大，有机质丰度高，干酪根以Ⅲ型为主，烃源岩热演化程度已经达到高成熟-过成熟阶段，评价该区须家河组生气强度为(10～15)×108m3/km3[14-16]；马路背地区深层二叠系龙潭组烃源岩生气强度为(10～30)×108m3/km3，具有陆相须家河组、海相二叠系2套优质烃源岩“双源供烃”的优势。总体来看，马路背地区须家河组气藏烃源条件十分优越，为大规模油气聚集提供了坚实的资源基础。

3.3.2 切源断裂输导体系提供有效的运移通道

马路背地区马3井生烃史研究表明，与气包裹体伴生的盐水包裹体均一温度为130～200℃(图9)，主峰在150～180℃，显示天然气的主要运聚成藏时期在150～90 Ma B.P.，即晚侏罗世-早白垩世(图7)。马路背地区须家河组烃源岩生烃高峰期为晚侏罗世-早白垩世，海相二叠系烃源岩生烃高峰期为早侏罗世-早白垩世。中燕山期以来，在大巴山构造带的强烈推覆挤压下，形成了大量北西向深大断裂；同时，该阶段强烈的构造变形作用，在陆相地层形成了大量断裂，在致密砂岩储层中形成了大规模网状裂缝[17]。晚侏罗世-早白垩世时期是海相、陆相烃源岩生烃高峰期,又是深大断裂形成时期，因此，从深大断裂形成时间与烃源岩生气高峰的匹配关系上看，晚侏罗世-早白垩世是沟通深层二叠系烃源岩与须家河组有效储集体的最佳时期。晚燕山期形成的深大断裂输导体系是海相二叠系烃源岩生成的天然气能够穿越嘉陵江组等层系膏岩进入陆相须家河组有效储集体的重要运移通道。

图9 马3井须家河组油气充注包裹体照片Fig.9 Microphotographs showing Xujiahe Formation hydrocarbon inclusions in Well Ma 3

因此，纵向输导体系有效沟通了深层海相烃源岩和须家河组断缝储集体，同时形成了规模网状有效储集体，是高产富集的重要条件。

3.3.3 网状缝孔储渗体提供大规模的油气赋存场所

马路背地区须家河组辫状河三角洲前缘河道砂体广泛发育。岩石薄片、扫描电镜、成像测井等资料表明，马路背地区须家河组由于埋藏深度大，后期强烈破坏性成岩作用及构造挤压作用，使得原生孔隙消失殆尽；但在扫描电镜下可以看到大量基质微孔隙，这些微孔隙只有通过大规模网状裂缝沟通才能成为有效孔隙。马路背地区复杂的构造背景形成了现今颇具规模的有效裂缝发育带，须家河组大面积分布的致密砂岩储层与大规模有效裂缝有效叠合形成了有效储集体，为须家河组气藏形成提供了充足的赋存空间，是控制“断缝体”气藏高产富集的关键因素。

4 结 论

四川盆地北部马路背地区须家河组基质孔隙度低(孔隙度<4%)，规模裂缝发育，发育受断裂及伴生褶皱控制的新类型储集体，主要由裂缝、基质微孔组成的网状缝孔储渗体(断缝体)。大面积基质微孔隙的发育及大规模有效裂缝沟通是储集体形成的主要原因。海相、陆相优质烃源岩双源供烃、切源断裂垂向输导体系、规模网状缝孔储渗体控制了“断缝体”气藏的富集及高产。

持续的勘探实践和研究表明，四川盆地北部须家河组致密砂岩资源背景雄厚，具有良好的成藏条件，具备形成大中型气田的基本条件。但长期以来，由于致密砂岩气藏本身特有的“大面积、低丰度”特点，导致商业开发难度大，马路背地区须家河组“断缝体”气藏的发现及深入研究，对于推动该区及其他类似地区致密砂岩资源的有效开发具有积极意义。