川西北地区须三段致密砂岩气藏气水分布特征及主控因素

张奥博; 张本健; 马诗杰; 谭开俊; 郑超; 金值民; 张晓丽; 李勇; 矣贵东; 杨魏; 张洋洋; 陈世加

doi:10.12404/j.issn.1671-1815.2506815

科学技术与工程 ›› 2026, Vol. 26 ›› Issue (27) :11714-11727 DOI: 10.12404/j.issn.1671-1815.2506815

石油、天然气工业

川西北地区须三段致密砂岩气藏气水分布特征及主控因素

张奥博 ¹ ,
张本健 ¹ ,
马诗杰 ¹ ,
谭开俊 ¹ ,
郑超 ¹ ,
金值民 ¹ ,
张晓丽 ¹ ,
李勇 ²^,^* ,
矣贵东 ² ,
杨魏 ² ,
张洋洋 ² ,
陈世加 ²

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Gas-water Distribution Characteristics and Genetic Mechanism of Tight Sandstone in the Third Member of Xujiahe Formation in Northwestern Sichuan

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摘要

四川盆地须家河组资源潜力巨大,但气水分布规律复杂,严重制约了后续勘探部署工作的推进。依托铸体薄片、高压压汞的实验手段,对川西北地区须三段致密砂岩气藏的基本地质特征、气水分布特征以及气水分布的主控因素开展了系统分析。研究结果表明:储层整体呈现低孔低渗特征,孔隙度平均为3.14%,渗透率平均为0.052 mD。区内主要发育自源自储、旁生侧储和下生上储三类源储配置,其中自源自储型接触最为紧密,天然气充注效率最高。气藏在平面上呈现高、低产井交叉分布特征,纵向上具有“上气下富水”的趋势,全区无统一气水界面。早期古构造斜坡为天然气聚集提供了有利场所,后期储层致密化作用将气藏有效保存。断层分级严格控制了产能差异,四级断层和孔隙度大于6%的优质储层是天然气富集的有利区带,一、二级断层多产出地层水,且单井裂缝线密度越大,天然气产能越高。得出川西北地区须三段气水富集受早期断层输导与晚期储层致密化的共同控制,源储配置的优劣决定了天然气充注强度,气水分布受此调控呈现出“平面交叉分布、纵向上气上水下”的强非均质性特征的研究结论。在此基础上,建立了“有利源储关系富集、断裂调整、裂缝控产”的气水富集模式。该模式有效厘清了高低产井产能悬殊与气水交叉分布的深层主控因素,明确了断缝体、古构造高点与高孔渗储集体的叠合发育带是天然气高产的优势指向区。研究成果深化了对四川盆地非常规致密气复杂成藏与富集规律的地质认识,为川西北地区后续的高效勘探与井位部署指明了方向,也为同类沉积盆地中气水关系复杂的致密砂岩气藏勘探开发提供了重要的理论参考与实践借鉴。

Abstract

The resource potential of the Xujiahe Formation in the Sichuan Basin is immense; however, its complex gas-water distribution patterns severely restrict the advancement of subsequent exploration deployment. Relying on experimental methods such as casting thin sections and high-pressure mercury injection, this paper systematically analyzed the basic geological characteristics, gas-water distribution patterns, and main controlling factors of the tight sandstone gas reservoirs in the third member of the Xujiahe Formation in northwestern Sichuan. The results show that the reservoirs exhibit overall low-porosity and low-permeability characteristics, with an average porosity of 3.14% and an average permeability of 0.052 mD. Three main types of source-reservoir configurations are developed in the area: self-sourcing and self-reservoiring, laterally-sourced and laterally-reservoired, and lower-sourced and upper-reservoired. Among these, the self-sourcing and self-reservoiring type exhibits the closest contact and the highest natural gas charging efficiency. The gas reservoirs present a planar cross-distribution of high- and low-production wells and a vertical trend of “gas above, rich water below”, with no unified gas-water contact across the region. The early paleo-structural slope provided favorable sites for natural gas accumulation, while late-stage reservoir densification effectively preserved the gas reservoirs. Fault hierarchy strictly controls productivity variations: fourth-order faults and high-quality reservoirs with porosity greater than 6% are favorable zones for natural gas enrichment, whereas first- and second-order faults predominantly produce formation water. Moreover, a higher fracture linear density in a single well correlates with higher natural gas productivity. It is concluded that gas-water enrichment in the third member of the Xujiahe Formation in northwestern Sichuan is jointly controlled by early fault conduits and late-stage reservoir densification. The quality of the source-reservoir configuration determines the natural gas charging intensity, and the gas-water distribution regulated by these factors exhibits strong heterogeneity characterized by “horizontal cross-distribution and vertical gas-over-water.” On this basis, a gas-water enrichment model featuring “enrichment by favorable source-reservoir relationship, fault adjustment, and fracture-controlled production” was established. This model effectively clarifies the deep-seated main controlling factors responsible for the huge disparity in productivity between high- and low-production wells and the cross-distribution of gas and water. It clearly identifies that the superimposed development zones of fault-fracture bodies, paleo-structural highs, and reservoirs with high porosity and permeability are the dominant target areas for high natural gas production. The research findings deepen the geological understanding of the complex accumulation and enrichment laws of unconventional tight gas in the Sichuan Basin. They not only point out the direction for subsequent efficient exploration and well placement in northwestern Sichuan, but also provide important theoretical references and practical guidance for the exploration and development of tight sandstone gas reservoirs with complex gas-water relationships in similar sedimentary basins.

Graphical abstract

关键词

富集模式 / 富集控制因素 / 致密砂岩气 / 须三段 / 川西坳陷 / 四川盆地

Key words

enrichment mode / enrichment control factors / tight sandstone gas / the third member of Xujiahe / western Sichuan Depression / Sichuan Basin

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张奥博, 张本健, 马诗杰, 谭开俊, 郑超, 金值民, 张晓丽, 李勇, 矣贵东, 杨魏, 张洋洋, 陈世加. 川西北地区须三段致密砂岩气藏气水分布特征及主控因素[J]. 科学技术与工程, 2026, 26(27): 11714-11727 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2506815

ZHANG Ao-bo, ZHANG Ben-jian, MA Shi-jie, TAN Kai-jun, ZHENG Chao, JIN Zhi-min, ZHANG Xiao-li, LI Yong, YI Gui-dong, YANG Wei, ZHANG Yang-yang, CHEN Shi-jia. Gas-water Distribution Characteristics and Genetic Mechanism of Tight Sandstone in the Third Member of Xujiahe Formation in Northwestern Sichuan[J]. Science Technology and Engineering, 2026, 26(27): 11714-11727 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2506815

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致密砂岩气(以下简称“致密气”)是指赋存于覆压渗透率不超过0.1 mD砂岩储层中的非常规天然气,这类气藏本身不具备自然经济产能,必须通过水力压裂等储层改造技术才能实现有效动用与商业开发^[1-2]。全球致密气工业起源于北美,1926年,美国圣胡安盆地中央向斜区域首次发现了Blanco特大型致密砂岩气田;半个世纪后,在美国、加拿大等地区一系列优惠政策的扶持下,致密气藏的勘探开发进入了加速发展阶段,致密气也成为全球天然气产量的重要增长点^[3]。随着钻完井与储层改造技术的持续突破,致密气开发已在全球范围内广泛推进,美国、加拿大与中国是目前实现致密气成功商业化开发的典型代表,领跑全球致密气产业发展^[4]。中国第四次油气资源评价结果显示,中国93%的致密气资源主要富集于鄂尔多斯、四川、松辽及塔里木四大盆地^[5-7]。其中,四川盆地上三叠统须家河组纵向上发育多套煤系烃源岩与致密砂岩储层,形成了多套优质生储盖组合,是接替常规油气资源、支撑中国油气革命的重要层系^[8-10]。

川西北地区须家河组致密砂岩气藏普遍存在气水关系复杂的特征,单井测试产能差异大,同一井区不同井位之间气水产出差异明显,纵向上不同层位的产气量与产水量差距也较大^[11]。须家河组三段,简称“须三段”,气藏储量大、产能高,是川西北地区重要的天然气产层。在生产测试过程中发现,该区存在气水分布复杂的问题,例如:WT1井须三段测试获得108.68×10⁴ m³/d的高产气流,而相邻的WC2井测试仅产出水;相邻的老关庙构造内,G2井测试产气量达12.75×10⁴m³/d,而G8井和G9井测试产水量超过1 000 m³/d。前人已针对川西北地区须三段致密砂岩气藏的古环境、烃源条件、储层特征、构造发育情况和成藏期次等方面开展了大量研究,取得了丰富的研究成果与认识。芦刚等^[12]基于主微量元素等地球化学数据提出,川西北地区须家河组自下而上依次发育海相、海陆过渡相、陆相沉积,海水整体从北向南退出;赵文智等^[13]提出须三段发育厚层烃源岩,同时须三段内部也发育规模较大的砂体,具备源内成藏的有利条件,可形成构造-岩性圈闭气藏;雷越等^[14]在研究川西北地区须家河组致密砂岩储层致密化影响因素时提出,矿物组分的差异使得须家河组具有强胶结、中等压实和弱破裂的特征,其中中等压实作用有利于提升储层物性,强胶结作用则增强了储层的致密性;刘殊等^[15]认为印支期—燕山期古构造控制早期油气富集,喜山期断层及其伴生裂缝形成了有效储层发育带,两者相互叠加共同形成了高产富集带;冯杰瑞^[16]提出川西北地区须三段存在两个成藏期,早期为液态烃充注阶段,晚期为天然气充注阶段。然而,目前针对川西北地区须三段气水分布特征及其主要控制因素尚未开展深入研究,天然气富集规律尚不明确,严重制约了川西北地区须家河组后续的勘探开发进程。

基于岩心观察与描述、镜下薄片鉴定、高压压汞等实验分析结果,开展气水分布特征、源储配置类型、储层条件和构造特征等气藏基本地质特征研究,厘清川西北地区须三段致密砂岩气藏气水分布的控制因素,建立气水分布成因模式,以期指导川西北地区须三段致密气后续的勘探部署,并为类似致密砂岩气藏的勘探开发提供地质参考。

1 区域地质概况

川西坳陷位于四川盆地西部,是晚三叠世以来的沉积中心,也是盆地内碎屑岩气藏的有利指向区^[17]。坳陷整体呈北东向延伸,西邻安县-都江堰断裂与龙门山冲断带,东接龙泉山-南江一带,南靠峨眉-荥经断裂与川滇南北构造带,北至米仓山前缘[图1(a)]^[18]。综合多种地质因素,前人将川西坳陷划分为新场构造带、成都凹陷、梓潼凹陷、知新场构造带、中江斜坡和龙门山前构造带,呈现“三隆两凹一坡”的构造格局[图1(a)]^[17,19]。

研究区位于川西坳陷北部,行政区划涵盖梓潼、剑阁、盐亭、三台等地区,平面上包括魏城、老关庙、文兴场、柘坝场、秋林及八角场等多个含气构造^[20]。前人研究表明,研究区须家河组为残余海相、海陆过渡相和陆相沉积^[12,21],地层厚度分布在600~1 300 m^[22],顶部和底部分别与自流井组、雷口坡组呈不整合接触,依据岩性和电性特征将须家河组自下而上可以划分为五个段:须一段、须二段、须三段、须四段及须五段,其中须一段主要发育残余海湾和滨岸沉积,须二段和须四段以发育扇三角洲前缘和滨浅湖沉积为主,须三段和须五段以发育半深湖和滨浅湖为主^[21]。本次研究以须三段为研究对象,须三段自下而上可进一步划分为须三¹、须三²和须三³三个亚段,其中,须三¹和须三²亚段以暗色泥岩夹砂岩为主,须三³亚段以暗色泥岩夹砂砾岩为主[图1(b)]。

2 气藏基本地质特征

2.1 致密储层特征

川西北地区须三段储层以成分成熟度较低的长石石英砂岩、岩屑石英砂岩和岩屑砂岩为主(图2)^[23],九龙山-龙岗西-老关庙一带主要为钙质岩屑,中坝地区岩屑以硅质为主。储层总体表现为低孔低渗特征,孔隙度为0.31%~10.46%,平均为3.14%,渗透率介于0.010~266.14 mD,主要介于0.010~0.814 mD,平均为0.052 mD。局部发育的低孔高渗储层主要受裂缝发育的影响。

须三段储层经历了多期构造运动与长期的埋藏压实和压溶作用,原生孔隙难以保存,储层孔隙主要以粒内溶孔、粒间溶孔和残余粒间孔[图3(a)~图3(d)],部分储层微裂缝发育,极大地改善了储层孔隙连通性[图3(e)~图3(g)]。根据16块典型致密砂岩样品压汞测试[图3(i)],研究区须三段储层具有低排驱压力(1.335~3.171 MPa),下凹和陡直线形态,中等-高退汞效率(28.75%~38.16%),揭示孔喉分选好-中等,类型较单一,以溶蚀孔、粒间溶孔、晶间孔和粒间孔等孔发育为主^[24]。以微细孔喉为主,最大孔喉半径介于0.23~0.55 μm;渗透率贡献呈“双峰”型和靠左的“单峰型”,以0.2~0.4 μm的孔径贡献为主[图3(h)]。

2.2 气藏源储关系

源储接触关系是指烃源岩和储集层在空间上的配置关系。对于须家河组源-储一体型致密砂岩气藏来说,源储组合关系控制了天然气的充注效果,对气藏中气水分布具有重要的影响^[25]。须三段沉积时期,川西北地区主要发育扇三角洲-湖泊沉积体系,多类型沉积砂体与浅湖-湖相泥岩在空间中分布复杂,基于典型井分析,将研究区须三段源储空间配置关系划分为自源自储、旁生侧储和下生上储三类(图4):①自源自储型,表现为厚层泥岩夹源内砂岩,主要发育在梓潼地区滨浅湖沉积区,源储紧密接触,储层含气性好;②旁生侧储组合,表现为三角洲前缘末端砂岩与滨浅湖泥岩侧向对接,天然气以侧向运移为主,储层含气性较好,广泛发育于须三段;③下生上储组合,表现为砂体与下伏烃源岩直接或间接接触,天然气以垂向运移为主,储层含气性较好,广泛发育于湖盆边部。

2.3 气水分布特征

平面上,研究区气水差异富集,高低产井交叉分布(图5)。根据单井测试日产能数据统计,目前61口试气井中(表1),产气井占64%(39口),干井占16%(10口),气水同产井占12%(7口),产水井占8%(5口),单井产水率为20%。产气井中,共计10口井日产低于1×10⁴ m³(0.006 8~0.81 × 10⁴ m³),仅22口井获得工业气流,高产井率为46%。构造高点和断层附近气水分布广泛,如W4井测试日产气130.38 × 10⁴ m³;ZT6井测试日产气9.7 × 10⁴ m³,产水93.88 m³;G8井测试日产水1 486 m³。

纵向上,川西北地区须三段具有“上部天然气富集,中下部含水饱和度较高,近断层气水分布广泛”的特征(图6)。须三段整体发育气层、差气层、气水同层及水层,气水关系复杂,没有统一的气水界面。其中,须三³亚段整体含气性好,以气层和差气层为主,天然气差异富集;须三¹亚段和须三²亚段整体含气,局部产水,气层、差气层、水层和气水同层均有发育,气水关系复杂(图7)。

3 气水分布主控因素

致密砂岩气藏的气水分布问题是国内外学者的重点研究方向,目前已针对不同地质条件提出了一系列气水分布模式^[26-27]。川西北地区气水分布特征主要受构造、储层及源储接触关系影响。构造发育与基质储层品质及源储接触关系主导了气水分布格局,并决定了最终的气水产出状态,是致密砂岩气藏勘探开发的关键因素。

3.1 构造发育对气水分布的控制

3.1.1 古构造

在剥蚀量恢复的基础上,对川西坳陷构造带须三段底面在不同地质时期的古构造进行恢复(图8),结果显示,川西北地区在中侏罗世及以前,是一个向东南方向倾的斜坡,具备发育古构造圈闭的条件;喜山运动时期,川西北地区发生构造反转,不断向下坳陷深埋,古构造圈闭被破坏。结合前人研究,早在燕山早期^[28],川西坳陷烃源岩已经达到生烃高峰期,晚于古构造圈闭被破坏的时间,且储层致密化大规模致密化主要发生于燕山晚期^[29],充分说明,在主成藏期之前,先存的构造圈闭与未致密的储层为天然气聚集提供了条件。古圈闭构造的完整性在天然气大规模充注及储层致密化之后才遭到破坏。因此,在储层致密化之前,川西北地区已经具备形成岩性-构造气藏的条件,且气藏形成后由于储层致密化程度高,在后期古构造圈闭被破坏后仍然被保存下来。

3.1.2 断层

川西北地区经历了印支期、燕山期和喜山期等多期构造运动叠加改造,断褶体系发育^[30]。其中,须三段断裂整体发育,主要形成于印支和燕山期,其走向主要以北西向、东西向为主。平面上,西部文兴场、老关庙为北西向逆断层为主,东部八角场地区以发育近东西向逆断层为主,二者成共轭关系,延伸长度介于0.8~28.5 km;纵向上,区内发育滑脱逆断层、高角度逆断层以及对冲构造三种类型,自下而上变形程度减小。分析发现,断层类型、距断层距离与单井产能关联明显。具体表现为近四级断层处高产气井较发育,如ST1井、QL3井、QL6井和QL7井等;近三级断层处低产气井较发育,如J40井、J42井、WC2井和ZT19井等;近一级和二级断层处单井多表现为低产气或高产水,如G1井、G8井、ZT3井和W8井等(图9);统计结果表明(图10),断层影响范围约达1 km。

3.1.3 裂缝

川西北地区须三段发育有断层、背斜及其伴生的断褶裂缝。根据倾角差异,这些裂缝可划分为高角度缝、斜交缝、低角度缝及层理缝[图3(e)~图3(g)]。储层物性分析显示,孔隙度与渗透率相关性较弱(图11),而低孔高渗特征主要受裂缝改造作用的控制。进一步地,产能数据表明,产层段的裂缝数量与测试产量呈正相关,即单井裂缝线密度越大,产能越高(表2)。这证实了裂缝改造作用有效促进了局部气水的富集。伴随川西北地区多期的构造演化,裂缝也发生了多期次的叠加发育。根据构造运动的期次,裂缝发育两期。早期裂缝主要与燕山运动伴生,以南北向为主,如WT1井,晚期裂缝主要与印支期造山运动相关,以近东西向或北西-南东向为主,如FT1井。总体来说,南北向裂缝发育较弱,部分井区对早期裂缝有叠加,如WQ1井。综合单井测试产量分析,晚期裂缝较发育的区域气水富集。

3.2 储层发育特征对气水分布的控制

文献[31-32]表明,致密砂岩气藏的充注阻力来源于储层的毛管压力和静水压力,其中毛管压力大小主要由储层物性和储层孔喉结构决定。储层孔隙度越大、物性越好、孔喉结构越优越,充注阻力越小,天然气富集程度越高。同时,储层发育特征对地层水的赋存状态也起到了一定的控制作用,自由水主要赋存在大孔隙和裂缝中,储层物性越好、束缚水占比越低,钻井产水概率也越大^[33-34]。统计川西北地区须三段测井解释结果,储层物性对孔隙中流体的赋存特征具有明显的控制作用。无论是天然气还是地层水(此处及文中提及的“地层水”主要指的是可产出的可动水)都倾向于赋存在高孔砂岩中,且含气层孔隙度下限略高于含水层物性下限。尽管在低孔砂岩中也有可能含有天然气[图12(a)],以孔隙度6%为界线,随着孔隙度逐渐增加,气层的占比逐渐增大[图12(b)],这也说明了储层物性对天然气的充注具有较强的控制作用,天然气会优先充注至优质储层中。水层一般发育在孔隙度大于6%的优质砂岩储层中,占比主要介于7%~22%,最大可达44%。差气层和干层的储层物性较差,孔隙度普遍小于9%。

前文分析表明,川西北地区须三段砂岩储层的中值孔喉半径介于0.003~0.165 μm,渗透率贡献呈现“双峰型”和“单峰型”两种类型,储层表现出较强的非均质性。通常,致密储层的孔喉半径越小,其中流体的流动性就越差,束缚水饱和度也越高^[35]。因此,物性及孔喉结构较差的砂岩通常含气饱和度较低、束缚水含量高,钻井多显示为干层;而物性及孔喉结构较好的砂岩则含气饱和度较高、束缚水饱和度低、自由水含量较高,钻井过程中更易出现气水同产的情况。

3.3 源储关系对气水分布的控制

勘探实践证明,致密气源岩和储层的空间配置关系是控制致密气富集程度的关键^[36]。川西北地区须三段发育非均质性较强的致密砂岩,天然气在砂体中以短距离运移为主^[37]。自源自储型源储组合中,优质储层发育在厚层泥岩之中,覆盖在砂岩之上的泥岩不仅可以作为盖层防止天然气进一步逸散,还可以作为烃源岩向下供烃,此时,天然气具有短距离运移成藏的近源优势,属于最有利的源储组合;下生上储型源储组合中,致密砂岩直接覆盖在烃源岩之上,源储紧邻,属于有利的源储组合。

4 气水分布成因演化及模式

优质储层及裂缝是气水富集高产的主要控制因素。研究区成藏早期(晚三叠世-中侏罗世)主要发育须家河组内部小型逆断层,断缝体形成气水运移的优势通道,对气水富集起到促进作用,低成熟度天然气沿断层高效运移或直接进入常规砂岩储层中形成大面积天然气藏,形成了川西北地区普遍含气的特点,构造高部位富集程度更高[图13(a)]。成藏晚期(中侏罗世-晚白垩世)须三段地层砂岩致密化作用增强,储层物性、非均质性及微观孔隙结构发生巨大改变,进一步影响流体赋存,造成气水的差异富集[图13(b)]。

川西北地区须三段发育致密储层与煤系烃源岩,气藏缺乏长距离区域性运移的条件与通道,油气二次运移以垂向为主。构造高部位天然气相对富集,低部位及断层沟通区易产水^[38]。在源储配置良好、烃源岩发育强的区域,天然气充注强度大,气驱水作用显著,易于天然气富集;在源储条件较有利且烃源岩发育较好的区域,具有中等天然气充注与气驱水效率,多表现为气水同产;而在烃源岩发育较差的区域,天然气充注能力弱,气驱水作用有限,地层水较为发育。

5 结论

(1)储层整体表现为低孔、低渗特征,孔隙结构以微细孔喉为主,局部受裂缝改造形成低孔高渗带,孔隙度大于6%的优质储层更有利于天然气富集。研究区主要发育自源自储、旁生侧储和下生上储三类配置类型。其中,自源自储型配置源储接触紧密,天然气充注效率最高,是天然气富集的最有利类型;旁生侧储与下生上储型亦具备较好含气性。须三段气水平面上具有高低产井交叉分布、近断层处气水富集的特征,纵向上表现为“上部天然气富集,中下部含水饱和度较高,近断层气水分布广泛”。

(2)古构造、断层及其伴生裂缝、储集砂体以及烃源岩和储层在空间上的配置关系,控制了川西北地区须三段气水的分布格局。成藏早期,川西北地区的古构造位置奠定了须三段储层整体含气的天然气成藏格局,断缝体和古构造高点是天然气富集的有利指向区;成藏晚期,须三段砂岩致密作用增强,深大断裂沟通深层地层水,断裂与高孔渗储集体的叠合发育控制了气水高产;喜山期后,川西北发生构造反转,低渗透砂岩对天然气形成岩性封堵,对气的保存具有积极作用,使得现今构造低部位也存在气层。源储接触关系控制了天然气充注有效性,自源自储型源储关系天然气充注效率最高,下生上储型源储关系次之,旁生侧储型天然气充注效率最低。

(3)川西北地区须三段致密砂岩气水成因与分布模式的建立,有效解释了该区高产井与低产井分布差异大、气水关系在平面上及纵向上复杂分布的问题,支撑了须家河组致密气藏的高效勘探与开发。该研究成果不仅深化了对四川盆地致密气成藏规律的地质认识,拓展了勘探思路,也为国内外同类沉积盆地中的致密气勘探开发提供了重要参考。

参考文献

原文顺序 | 出版日期 | 本文引用

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