王 霄, 徐昉昊, 车国琼, 王家树, 李正勇

(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.中国石油西南油气田分公司 川中油气矿，四川 遂宁 629000)

川中地区营山构造上三叠统须家河组第二段(简称“须二段”)气藏是中国石油西南油气田分公司在川中须家河组气藏勘探的重点区块之一。营山构造位于川中的东北部，跨营山、仪陇和南部3县，隶属于川北宽缓背斜构造带(图1)，与川中低平构造带相邻，其北与龙岗构造相接，南望广安构造，西端紧邻公山庙构造，东端为华蓥山构造带，勘探控制面积404.5 km2。地表出露侏罗系上沙溪庙组，局部有第四纪河滩砾石。截至2011年8月，营山构造钻揭须二段地层井共22口，已完成试油井22口，已测获工业气井7口，累计测试产气量28.23×104m3/d；但从目前的测试成果来看，营山须二气藏的勘探成功率仅为32%。因此，有必要对营山构造须二气藏的油气富集规律进行研究，解决在地质认识上的关键科学问题。

图1 四川盆地营山构造区域构造位置示意图Fig.1 Regional tectonics location of the Yingshan structure in Central Sichuan

1 天然气成藏地质条件

1.1 烃源岩条件

近年来，对川中地区须二气藏的气源开展了大量的研究，已形成广泛共识。即认为：川中地区须二气藏的气源来自下伏须一段及须二段内部的黑色页岩为主间夹煤线的煤系地层。营山构造须一段厚度为20～90 m，平均为45 m，以泥、页岩为主间夹少量薄层粉-细砂岩。根据前人的研究[1]，页岩的有机碳质量分数(wTOC)为0.45%～1.37%，平均为0.79%，有机质以Ⅲ型干酪根为主，有利于生成大量的煤型气，属较好的烃源岩层。

1.2 储集岩条件

营山地区须二段储集岩以浅灰色中粒长石石英砂岩、岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主，孔隙度在0.18%～16.29%之间，平均为5.99%；渗透率在(0.000 1～16.3)×10-3μm2之间，平均为0.103×10-3μm2(表1)。储集空间以粒间孔为主，残余粒间孔、粒内溶孔次之，见微裂缝。结合川中地区须家河组气藏的勘探、开发实际，将营山构造须二段储层划分为4类，其中Ⅰ类储层的孔隙度≥11%，Ⅱ类储层的孔隙度为[9%, 11%)，Ⅲ类储层的孔隙度为[7%, 9%)，Ⅳ类为非储层。对营山构造须二段储层孔隙度统计发现Ⅱ类、Ⅲ类储层普遍发育，分别占51.2%和34.2%，而孔隙度≥11%的Ⅰ类储层较少。

总体上而言，营山须二段储层经历了压实、胶结、溶蚀、交代及重结晶等多种成岩作用后，储层致密化程度高，均具有低孔、特低渗的基本特点。

1.3 保存条件

营山构造须二段上覆的须三段为大套泥、页岩，是须二气藏的直接盖层。须三段以上沉积有上部须家河组和侏罗系巨厚砂泥岩，是须二气藏较好的间接盖层，封盖条件较好。营山地区逆断层较发育，逆冲挤压断层本身就具备一定的封堵性。区内断层向上均消失于沙溪庙组内，未与地面连通，且川中矿区多年来在须二段上部中、浅层的油气勘探中也未发现有与须一段同源的气藏特征，说明须二气藏未明显向上部地层逸散，未对须二气藏造成明显的破坏作用。

此外，研究区须二气藏实测原始地层压力系数为1.45～1.52，属高压气藏；且地层水为CaCl2型，处于水交替停滞带：反映营山须二气藏为封闭性优越的保存环境。

1.4 圈闭条件

须二段顶界构造表现为近NW向的长轴状背斜，由南向北依次发育圈闭规模大小不等的3排构造(图2)，构造间通过向斜和断层相互衔接。区内圈闭面积较大，幅度较高(表2)，有利于天然气向构造高部位聚集。同时因须二段储层非均质性较强，局部储集体呈透镜状或长透镜状，圈闭外亦测获有工业气，表现为岩性圈闭气藏的特征。综合认为，营山构造须二气藏属构造背景下的岩性圈闭气藏。

2 天然气成藏过程

2.1 热史及烃源岩演化史

表1 川中地区营山构造须二段岩心物性统计表Table 1 The statistics of the core properties in T3x2 of the Yingshan structure

表2 川中地区营山构造须二段顶界构造圈闭要素Table 2 The detailed table of the structural traps of T3x2 top boundary in the Yingshan structure

图2 川中营山地区须二段构造圈闭平面分布图Fig.2 The distribution of the structural traps in T3x2 of the Yingshan structure

利用EasyRo化学动力学模型联合模拟的方法，计算营山构造须二段烃源岩的生烃演化过程，需要输入的数据有：(1)地层分层数据和岩性数据，通过完井报告所得。(2)现在大地热流数据：据陈义才等研究，深度范围80～2 000 m，川中地区现今地温梯度较高，为0.239℃/km[1]；据付明希等(2004)研究认为岩石热导率为2.63±0.09 W/m·K，实测热流值为71.3 mW/m2[2]。(3)剥蚀厚度，采用相邻的磨溪构造数据反演地层沉降-抬升史。根据所分析的磷灰石裂变径迹长度及分布、径迹密度、径迹年龄等参数[3-5]，利用磷灰石的退火模型[4]，反演地层沉降-抬升历史。根据以上数据，利用前述模型，可计算出整个须家河组的埋藏史及生烃史(图3)。

可以看出营山构造须家河组烃源岩在中-晚侏罗世开始进入生烃门限，时间大致在150～180 Ma B.P.，此时温度大致在50～90℃，Ro值在0.3%～0.5%；白垩纪末期-古近纪达到生烃高峰，时间大致在60～80 Ma B.P.，此时温度大致在130～150℃，Ro值>1.3%；晚白垩世末期，喜马拉雅运动造成整个盆地大幅度构造抬升，上覆地层出露并遭受剥蚀，地层温度的降低使烃源岩有机质的进一步生烃作用受到阻碍，成熟度变化不大，并保持至今。

图3 川中地区营山构造埋藏史及生烃史图Fig.3 Burial history and hydrocarbon-generating history of the Yingshan structure

2.2 油气成藏年代及充注期次

2.2.1 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，说明存在油气的多期充注[6-9]。本次研究在须二段储层中观察到的油气包裹体呈串珠状分布，基本上分布于自生石英颗粒及石英加大边中，少数分布于裂缝中的方解石中(表3)。其包裹体均一温度呈现2个高峰，主高峰的温度分布在125～145℃之间(图4)，次高峰温度分布在95～115℃之间。次高峰分布的温度较低，对应的地质时期主要在晚侏罗世；此外，与新近纪的古地温也大致相当。主高峰分布的温度较高，对应于中晚白垩世-古近纪末期。

2.2.2 充填矿物ESR法

为了研究晚白垩世以来构造抬升对天然气充注的影响，对研究区须二段裂缝石英充填矿物进行了采样及ESR测龄[10]。结果显示研究区主要有2期裂缝形成时段，即76.2+7.6 Ma B.P.(燕山运动末期)和29～12.5 Ma B.P.(喜马拉雅运动中-晚期)。第一期裂缝发育的时间与烃源岩大量排烃的时间相一致，对油气生成后的运移和聚集有利，能很好地沟通烃源岩和储层。第二期裂缝发育密度更大，形成期远远晚于烃源岩大量排烃的时间，对早期形成的气藏起到了调整与改造的作用。

表3 川中地区营山构造须二段包裹体鉴定测温数据Table 3 Data of the fluid inclusion temperatures of the minerals from T3x2 in the Yingshan structure

图4 营21、营23井须二段储层包裹体均一温度分布图Fig.4 Distribution of the inclusion homogenization temperatures of the reservoirs in T3x2 in Well Y21 and Y23

综合前述烃源岩生烃史及成藏期次，营山构造须家河组天然气成藏过程经历了3个阶段(图5)。

第一阶段发生在晚侏罗世。该阶段烃源岩成熟度较低，定性为小规模的油气充注期。

第二阶段为中-晚白垩世。须家河组各段烃源岩在此时埋深达到了最大，处于高成熟阶段，进入生排烃高峰期。须一段和须三段(以须一段为主)烃源岩中的天然气在压实作用和热膨胀微裂缝作用下排烃到须二段储层中，驱替储层孔隙中的地层水，向构造高部位侧向运移成藏。燕山运动末期形成的与褶皱相伴生的张裂缝，连通了烃源岩与致密砂岩储层，对气藏的形成具有建设性作用。

图5 川中地区营山构造须二段成藏模式图Fig.5 The hydrocarbon accumulation model of T3x2 in the Yingshan structure

第三阶段为喜马拉雅期。该阶段研究区整体抬升，烃源岩的生排烃作用进入停滞期，在强烈的挤压作用下，天然气沿断层和裂缝再次运移调整，在合适的部位重新聚集成藏。

3 天然气成藏的主控因素

3.1 优质储层的发育控制天然气的富集

须家河组内部烃源岩(须一段、须三段以及须二段内部烃源岩)生成的天然气优先向须二段内部优质储层发生初次运移，晚期的构造运动虽然对早期的气藏起到了一定的调整作用，但致密砂岩中发育的优质储层依然是天然气优先聚集的场所。分析发现，研究区Ⅰ类、Ⅱ类储层，往往以发育气层和气水同层为主；Ⅲ类储层则以发育低产气层为主。营山构造须二段储层存在“甜点”(相对优质储层)发育区，高产气井均位于厚度大、孔隙度高的储层发育部位(表4)。

表4 川中营山构造须二段储能系数与产能关系表Table 4 The relationship between storage coefficient and productivity of T3x2 in the Yingshan structure

3.2 构造起伏控制气水分异

低孔低渗储层对圈闭幅度的要求高，圈闭的闭合高度决定了圈闭内是否可以形成100%纯气区。储层孔喉结构越差、喉道越小，气水混合带越高。只有有效储层厚度或构造圈闭闭合度大于气水混合带高度时，储层才能产纯气，圈闭才能形成纯气区。气水混合带不同高度与排驱压力之间遵循公式

h(Sw)=100pc(Sw)/(ρw-ρg)

(1)

通过100个压汞数据做出了孔隙度与pc50交会图，发现孔隙度与pc50有良好的幂指数拟合关系，根据公式可以由孔隙度估算出一个pc50，再由pc50通过式(1)推算出气水混合带的高度(图6)。

根据计算结果(表5)，须二段Ⅰ类储层气水混合带高度(Hd50)为74 m，Ⅱ类储层气水混合带高度为74～107 m，Ⅲ类储层形成的气水混合带高度在107～165 m，非储层形成的气水混合带高度在165 m之上。尽管营山构造相对川中其他地区来说圈闭的闭合高度较大，但由于储层品质较差，以Ⅱ类、Ⅲ类储层为主，而且受到储层连续性的影响，难以形成连续的气柱，即闭合高度<100 m的圈闭难以形成纯气藏，所以，对于本区非均质性较强的致密砂岩气藏来说，产纯气的重要条件是有足够的圈闭闭合高度。

图6 最小闭合高度和孔隙度关系图Fig.6 Relationship between the minimum closed height and porosity

ϕ/%转换因子ρw-ρgpc50/MPaHd50/m≥117.20.8426<4.5<74[9, 11)7.20.8426[4.5, 6.5)[74, 107)[7, 9)7.20.8426[6.5, 10)[107, 165)[5, 7)7.20.8426[10, 18)[165, 296)<57.20.8426≥18≥296

ρw-ρg=1.076-0.2334=0.8426 g/cm3,地层条件下的地层水密度(ρw)由营山101井须二上段地层水密度分析结果推算得到，地层条件下天然气密度(ρg)由营山102井高压物性得到。

3.3 裂缝的发育控制储层的渗流机理和产能的高低

实际钻探结果发现，位于断层末梢裂缝较发育的地区单井产能很高。如营山3井位于营②断层附近，岩心观察见小平缝21条、中平缝3条、小斜缝3条，并且在钻井过程中见气浸显示，测井的声波曲线上有明显的跳波、电阻曲线掉尖的现象，成像处理成果见一组张开裂缝，完井后经射孔加砂，测试获气1.48×104m3/d。营102井亦位于该断层附近，电成像资料指示发育有一定裂缝，录井在显示“气侵”，测试日产气13.235 8×104m3。裂缝欠发育的地区单井产能不太理想，如位于构造相对平缓的营山2井，2个试油层位常规测井资料和电成像均显示孔隙、裂缝欠发育，阵列声波能量衰减不明显，该层段测试日产气仅为383 m3。

综上所述，对于致密储层，未充填或半充填的构造缝可作为油气运移和流体渗流的主要通道，从而提高了储层的渗透性能，影响着天然气分布，对单井产气量的高低起着重要的控制作用。

3.4 断层封闭性控制南北天然气差异聚集

营山构造须家河组上冲断层发育，由断层分割形成的北、中、南3排构造天然气富集差异明显，显然断层的封闭性是营山构造天然气聚集的一项重要的控制因素。前述认为营山断层对须家河组天然气藏内部破坏较小，垂向封闭性较好，而断层侧向封闭作用才是工区内南北天然气差异聚集的重要因素。分析认为第三排构造未能成藏有2种情况：断距较小，断层面SGR值最小为0.03，最大为0.48，普遍低于0.25(图7)。以杨智等提出的评价标准[11]，SGR<0.25，断层封闭性很差，侧向上并不封闭；且断层下盘砂体上倾与上盘砂体对接，构造运动期间天然气继续向构造高部位运移；断距大，断层处于封闭的临界值，断层弱-中等封闭，断层下盘砂体上倾，断-砂组合方式不利于油气保存，不能阻止下盘储层中的天然气继续向构造高部位运移。

4 结 论

图7 营山构造营⑦断层面SGR值Fig.7 The SGR value of the fault plane of Fault Y7 in the Yingshan structure

a.营山构造须二段成藏地质条件较好。其下伏须一段及须二段内部的黑色页岩有机质以Ⅲ型干酪根为主，属较好的烃源岩层；须二段储层致密，具有低孔、特低渗的基本特点，但局部发育的“甜点”区有利于天然气聚集；盖层发育，地层水性质为CaCl2型，反映营山须二气藏为封闭性较好的保存环境；区内圈闭面积较大，幅度较高，有利于天然气向构造高部位聚集。

b.结合营山地区热演化史、包裹体均一温度及裂缝石英脉ESR测龄，认为营山构造须二段有3期油气成藏：第一期为晚侏罗世烃类流体向储层的充注；第二期为中-晚白垩世烃类流体向储层的充注，此为天然气的主成藏期；最后一期为晚白垩世以来构造隆升对气藏的调整和改造作用。

c.营山构造天然气聚集是以下各因素耦合的结果：优质储层的发育控制天然气的富集；构造起伏控制气水分异和产能的高低；裂缝的发育控制储层的渗流机理和产能的高低；断层封闭性控制南北天然气差异聚集。

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