徐昉昊 袁海锋 黄 素 唐大海 李国辉 段新国

（1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室（成都理工大学），成都610059；2.中国石油大学 地球科学学院，北京102249；3.中国石油西南油气田分公司 勘探开发研究院，成都610051）

深层致密砂岩油气藏作为一种特殊非常规油气藏，在世界范围内已受到石油工业界的高度关注。自20世纪80年代以来，多位石油地质专家提出了深盆气（Masters，1979）、盆地中心气（Rose，1986）和连续型油气藏（Schmoker，1995）等新概念，就是针对在含油气盆地中广泛分布的致密砂岩和其他非常规储层（页岩气、煤层气）的勘探评价，试图用新的思维和技术方法评价其油气资源前景和勘探潜力，将前人认为不可采的油气资源变为可勘探、开发、利用的能源[1，2]。中国致密储层天然气的分布十分广泛，勘探潜力巨大，如四川、鄂尔多斯、吐哈、松辽、准噶尔、塔里木等10余个盆地，都具有形成致密砂岩气藏的地质条件[1]。据有关文献报道，低渗透和特低渗透储层中的天然气资源量约占中国天然气总资源量的50%[3，4]。本文以四川盆地川中地区上三叠统须家河组致密砂岩气藏为例，探讨其成藏过程及成藏机理。

本文的川中地区指的是四川盆地中部西起龙泉山、东至华蓥山，南起威远构造、北至龙岗构造的大川中地区。四川盆地须家河组天然气勘探始于1956年，川中地区已先后陆续发现了龙女寺、八角场、营山、充西、广安、遂南、磨西、潼南等气藏，显示出了良好的天然气勘探前景和丰富的资源潜力，成为继三叠系飞仙关组和二叠系长兴组之后，四川盆地天然气储量增长的重要领域之一；但钻探实践证明，须家河组属致密砂岩储层，天然气聚集成藏机理复杂，勘探与开发难度大。

1 致密砂岩气成藏过程

1.1 烃源岩生烃过程

通过对典型构造磷灰石样品裂变径迹的模拟，得到了较为可靠的地层沉降—隆升史，为获取可靠的地史模型奠定了基础。在收集典型钻井的岩性、分层、孔隙度－深度曲线的基础上，利用Easy Ro化学动力学模型[5]对不同构造须家河组烃源岩进行了生烃史的模拟，图1即为合川构造合川1井须家河组烃源岩生烃史模拟图。

图1 合川构造合川1井须家河组烃源岩生烃史图Fig.1 The source rock's hydrocarbon－generating history of the Well Hechuan－1in Xujiahe Formation of the Hechuan structure

川中地区不同构造须家河组烃源岩的生烃过程整体上具有相似性，在中－晚侏罗世开始进入生烃门限，早白垩世达到生烃高峰，在晚白垩世以生成凝析油和凝析气为主，白垩纪末期至今为构造隆升阶段，与前人研究成果[6，7]基本一致。不同构造须家河组烃源岩在同一地史时期其成熟度（Ro）演化又存在着一定的差异，其主要原因是不同构造所经历的构造演化史不同，这在侏罗纪末期以及喜马拉雅期的构造隆升运动上表现得特别明显。

在单井生烃史恢复的基础上，对二维大剖面进行了生烃史的模拟（图2），结果表明在侏罗纪沉积末期，靠近川西拗陷的地区地层埋深较大，须家河组烃源岩成熟度较高，须一段至须三段烃源岩成熟度超过了1.0%，处于大量生排烃期，并有原油伴生气生成；上部的须五段烃源岩处于生油高峰期。而川中地区须家河组烃源岩成熟度大多在0.7%左右，处于大量生油阶段，原油在局部的圈闭中聚集成藏；而侏罗系烃源岩还处于未成熟阶段。

白垩纪末期，须家河组烃源岩埋深达到了最大，靠近川西拗陷的地区须一段烃源岩成熟度超过了1.6%，处于干气阶段；须三段、须五段烃源岩成熟度介于0.8%～1.0%之间，进入了大量生油阶段。而川中地区须家河组烃源岩成熟度普遍介于1.0%～1.4%之间，由于地势平缓，生成的凝析油及原油伴生气在就近的圈闭中聚集成藏。

喜马拉雅期以来，须家河组烃源岩的成熟度变化不大；但由于四川盆地所经历的强烈的隆升作用，川中地区剥蚀量多在2～3km，须家河组烃源岩生烃作用近乎停滞，与现今的烃源岩成熟度差异不大。

1.2 油气成藏年代及充注期次

1.2.1 包裹体均一温度法

前人研究认为，须家河组储层中的盐水包裹体均一温度分布较广，呈现双峰和多峰的形态，表明存在油气的多期充注[8－10]。在本次研究中，川中地区须家河组储层含烃盐水包裹体均一温度同样呈现出双峰型的特征（表1），前峰分布的温度较低。结合地层埋藏史、古地温史恢复结果，认为油气的充注对应的地质时期主要在晚侏罗世和古近纪末期；后峰分布的温度较高，对应的地质时期主要在晚白垩世—新近纪初期。

1.2.2 自生矿物K－Ar法

须家河组储层砂岩样品中的黏土矿物主要为伊利石，还含少量绿泥石及高岭石等其他黏土矿物。伊利石主要以片状、蜷曲片状及毛发状分布在石英颗粒表面及粒间孔中，自生伊利石十分发育，可以满足K－Ar法测定年龄样品的要求。结果表明K－Ar年龄数据分布范围为79～124Ma之间，对应于白垩纪早中期—末期。储层自生伊利石年龄反映了油气充满储层的最早时间，伊利石同位素年龄给出了油气藏形成期的最大地质年龄[11，12]。

表1 流体包裹体均一温度法确定油气充注时间Table1 The method of fluid inclusions'homogeneous temperature to ensure the filling time of oil and gas

图2 四川盆地安遂剖面生烃史模拟Fig.2 The simulation of hydrocarbon－generatinghistory in the Ansui section of Sichuan Basin

图3 四川盆地须家河组主要构造成藏时间对比Fig.3 The comparison of main structures'accumulation time of Xujiahe Formation in Sichuan Basin

在同一地区伊利石K－Ar年龄具有下早上晚的特征（图3），广安地区须四段成藏期比须六段早10Ma，遂南地区的岳2井须二段比须四段成藏时间早7Ma，八角场构造须四段成藏时间也略晚于须二段10Ma左右，也有个别井如角45井须四段比须二段早5Ma，可能主要是受烃源岩条件及断裂输导油气的影响。

自生伊利石K－Ar年龄与深度的关系分析表明，储层深度越大，K－Ar年龄越大。广安须六、合川潼南须二、遂南岳2井须二、须四的储层深度都小于2.5km，对应的成藏时间在79～97Ma B.P.之间；广安—南充构造须四段储层深度在2.5～3km，对应的成藏时间在89～98Ma B.P.之间；八角场地区须二、须四段储层深度＞3km，对应的成藏时间在94～124Ma B.P.。另外，不同构造同一层位成藏时间也存在差异，以须四段气藏为例，由西向东从八角场到南充再到广安构造，随着地层埋深的逐渐变浅，成藏时间从106Ma B.P.到98Ma B.P.再到89Ma B.P.，具有成藏时间越来越晚的特征[13]（图3）。

1.2.3 充填矿物ESR法

为了分析构造运动对天然气充注的作用，针对营山构造须二段岩心裂缝充填的石英及方解石进行了ESR法测定年龄（表2），同时参考了前人有关广安、潼南等地区的年龄数据。结果显示次生石英结晶年龄为102.5～12.5Ma，相当于燕山运动晚期、喜马拉雅运动中期的产物。而方解石脉年龄测定结果显示，方解石形成于晚中新世，时间不早于8Ma B.P.，全部为喜马拉雅运动末期的产物。ESR法测定年龄的结果表明研究区裂缝形成有2期，即103～73Ma B.P.和29Ma B.P.至现今。在前一时期，裂缝发育的时间与烃源岩大量排烃的时间相一致，对油气早期的运移聚集起到了重要的作用；晚期形成的裂缝与喜马拉雅期构造运动导致的晚白垩世以来的构造隆升作用相一致，为早期形成的古气藏的改造和新气藏定型阶段。

综合以上3种成藏年龄测定方法，并结合川中地区构造演化史和烃源岩生烃史，认为川中地区须家河组油气成藏主要有3期，前2期分别为侏罗纪期间成熟和高成熟的烃类流体向储层中的充注，后一期为晚白垩世以来的构造隆升调整，对早期天然气藏改造并再次成藏的过程。其中后一期在整个须家河组天然气成藏过程中更为重要。

表2 川中地区营山21井须二段石英及方解石ESR法年龄测定结果Table2 The result of age dating of quartz and calcite from Well Yingshan－21by the method of ESR in T3x2 of the central area of Sichuan

2 致密砂岩气成藏机理

2.1 天然气近距离运移

川中地区须家河组储层沥青、凝析油中的三环萜烷和重排甾烷含量低，其三环萜烷／五环三萜烷和重排甾烷／规则甾烷的比值分别在0.14～0.31之间和0.02～0.33之间变化，与相邻烃源岩的特征相似度高，未表现出明显的运移分馏效应，表现为近距离运移的特征。

2.2 天然气以游离气相充注为主

已有的分析数据表明，川中地区凝析油芳烃含量既没有川西拗陷以水溶相运移的天然气高，也没有以气相运移的天然气低，介于两者之间；天然气的浓缩烃的芳烃含量总是略低于一同产出的凝析油芳烃含量，这些特点表明天然气藏中有水溶气的补充作用，但水溶气的补充作用有限（图4），以游离气相为主。

图4 天然气在地层水中的溶解和脱溶轨迹Fig.4 The traces of dissolution and exsolution of the natural gas in formation water

2.3 隆升过程中天然气的泄压膨胀作用

前人对川中地区须家河组天然气成藏的研究认为，水溶气脱溶效应对天然气的成藏有重要贡献[14，15]。然而作者通过计算隆升过程中天然气脱溶所造成的溶解度的改变量，认为天溶气脱溶对川中地区须家河组气藏的贡献较小。结合热史演化结果，假设在隆升过程中的孔隙流体压力为静水压力，可以得知单位体积的水最多可以脱溶出标准状况下的甲烷5.56m3，最少仅有2.67m3（图4）。

利用理想气体的PVT状态方程计算了单位体积的甲烷在隆升过程中体积的变化[16]，若有地层的抬升剥蚀，由于温度和压力的降低，气体的体积便会膨胀而增加（图5）。体积的增加量可以由地层的剥蚀量确定。川中地区磷灰石裂变径迹的分析结果表明[17]，须家河组的最大埋深可以达到5.5km，晚白垩纪以来的剥蚀厚度达到3.4km，其体积变化可以从1.0增加到1.3，膨胀了30%（图5）。可以看出，气藏中游离气相的天然气在隆升过程中的卸压膨胀作用对天然气成藏过程中含气饱和度的增加有重要贡献，可以使本来游离的气相变为连续的气相，增加了浮力，使游离的天然气能够在储层中运移，排替出储层中的孔隙水，这对构造幅度小、岩性致密的川中须家河组储层的天然气充注来说至关重要。

图5 隆升过程中单位体积的甲烷在不同地温梯度下的体积变化Fig.5 The volume change of one unit methane with different geothermal gradients in the uplifting process

3 结论

a.生烃史模拟结果表明，川中地区不同构造须家河组烃源岩的生烃过程具有相似性，在中—晚侏罗世开始进入生烃门限，早白垩世达到生烃高峰，在晚白垩世以生成凝析油和凝析气为主，白垩纪末期至今为构造隆升阶段，须家河组烃源岩生烃作用近乎停滞。不同构造须家河组烃源岩在同一地史时期的成熟度演化存在着一定的差异，其主要原因是不同构造所经历的构造演化史不同。

b.通过包裹体均一温度、自生矿物K－Ar法测定年龄和裂缝充填矿物ESR测定年龄对须家河组天然气成藏年代和充注期次进行了深入研究，结果表明川中地区须家河组油气成藏主要有3期，前2期分别为侏罗纪期间成熟和高成熟的烃类流体向储层中的充注，后一期为晚白垩世以来的构造隆升调整，对早期天然气藏改造并再次成藏的过程。其中后一期在构造幅度小、岩性致密的须家河组天然气成藏过程中更为重要。

c.川中地区须家河组储层沥青、凝析油中的生物标志化合物参数与相邻烃源岩的参数相似度高，表现为油气近距离运移的特征；而天然气浓缩烃与凝析油轻烃芳烃分布特征表明，川中地区须家河组天然气以游离气相充注为主，水溶气相为辅；在构造隆升过程中，气藏中游离气相的天然气卸压膨胀作用对致密砂岩气成藏改造定型至关重要。

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