0 引言

我国非常规油气中的致密气地质资源量为17.4×10¹²~25.1×10¹² m³，可采资源量为8.8×10¹²~12.1×10¹² m^{3 [1]}，重点分布在鄂尔多斯盆地和四川盆地。川西坳陷位于四川盆地西部，截至2013年底，川西坳陷深层须家河组致密砂岩天然气勘探取得重大进展，天然气资源量为11 984×10⁸ m³，控制储量2 068.77×10⁸ m³，显示出较大的勘探潜力。关于川西坳陷致密砂岩气藏的成因类型，一直以来存在较大的争议。由于具有满盆见气、深凹带也含气的特点，部分专家认为具有类似于加拿大阿尔伯达盆地的地质条件，可能存在深盆气藏^[2-5]；有学者又提出“早常规-晚改造”复式成藏模式^[6-7]。但勘探实践显示出川西坳陷并不具备典型深盆气藏的特点，气水倒置关系不明显，天然气富集高产区一定程度上又受构造高点和裂缝的控制，成因类型复杂。导致成因类型和形成机制等理论上认识不清的主要原因是川西坳陷具有多期构造演化、多期生排烃、多期成藏及储层致密化过程复杂^[8-10]。Schmocker等提出连续型油气藏的概念^[11-12]，有学者按油气分布特点或圈闭特征分为连续型、准连续型和不连续型^[13]；又有学者提出叠复连续型气藏的概念，指广泛分布于含油气盆地内部、成片成带连续分布且不受浮力控制的非常规气藏^[14-15]。川西坳陷须家河组致密砂岩气藏是否具备叠复连续型气藏的地质特征，复杂类型气藏的成因机制是什么呢?本文在剖析典型气藏的基础上，结合研究区构造演化、烃源岩生排烃史和砂岩致密化过程的研究，综合判识致密气藏的成因类型，分析其成因机制，对于研究区下步有利勘探区带评价和勘探目标的优选都具有重要的意义。

四川盆地西部的川西坳陷，是发育于晚三叠世以来陆相盆地的深坳陷部分，总面积约3.1×10⁴ km²。川西坳陷大地构造上处于四川盆地西部的龙门山造山带以东、扬子板块西北缘(图 1)。川西前陆盆地由6个次级构造单元组成，包括安县-鸭子河-大邑断褶带、梓潼凹陷、孝泉-丰谷构造带、成都凹陷、知新场-龙宝梁构造带和龙门山前缘推覆构造带。由于主力源岩和沉积充填的广覆式分布，导致平面上天然气分布具备叠复连片的特征。川西前陆盆地须家河组发育须一段(本文称为马鞍塘组-小塘子组(T₃ m + t))、须三段(T₃ x³)、须五段(T₃ x⁵)等烃源岩，生气强度大于20×10⁸ m³/km²的强生气区遍布前缘隐伏冲断带、前缘坳陷带和前陆隆起带。川西坳陷在晚三叠世时期发生多期构造运动，具有“二元体系域结构”沉积充填和浅水沉积特征，其决定了须家河组低位体系域的浅水辫状河三角洲相广覆式分布^[8]。在沉积演化与充填控制下，气藏平面分布具有广覆性。区内已发现孝泉-新场-合兴场、马井、新都-洛带、大邑、什邡、中江等众多大中型天然气田和温江-新繁、金马-鸭子河等众多的含气构造。已发现的气藏在平面上复合连片大面积分布，无论是正向构造带还是凹陷-斜坡带都发现了气田，其中马井低幅隆起构造-什邡向斜-新场正向构造天然气探明储量面积连片分布即是最好佐证(图 2)。凹陷最深部的马井地区马深1井、洛带地区的洛深1井等均都有良好的天然气显示，具备“满盆见气、井井见气”的特征。

图 1 川西坳陷构造位置、构造单元划分及已发现气藏分布图 Figure 1 Tectonic location, structure units and gas reservoir distribution of the western Sichuan depression

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图 2 川西坳陷马井-什邡-新场气田气藏剖面图(剖面位置见图 1A、B) Figure 2 Gas reservoir cross section of the Majing-Shifang-Xinchang in the western Sichuan depression

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川西坳陷致密砂岩气藏具有近源成藏的特征，天然气的分布除了在平面上的分布受控于源灶中心及排烃强度外，纵向上的分布近邻烃源岩分布。主力的储集层段为源间的须二段(T₃x²)和须四段(T₃x⁴)，其中须二段天然气主要来自于下伏的马鞍塘-小塘子组，须四下亚段主要来自须三段，须四上亚段主要来自于须三段和须四中亚段。源内须三段和须五段也有一定的储层分布，但基质孔、渗性很低，岩性致密，属于致密-超致密储层。主要气藏储层段须二段、须四段的实测压力资料、钻井泥浆密度和声波时差(图 3，图 4)均显示，须家河组储层段压力变化较大，压力系数从近常压、弱超压到强超压不等。须二段气藏主要为中等超压，须四段气藏则多表现出强超压或近强超压的压力特征，而出现弱超压或常压的储层段均分布在安县-鸭子河-大邑断褶带上，强超压储层段主要分布在孝泉-丰谷构造带上。构造挤压和天然气生成是现今须家河组超压的主要因素，地层普遍致密化对异常高压起到了加强和保存作用。排烃高峰期的高源储压力差(>25 MPa)为深部天然气的高效聚集提供了保障，超压及因其产生的裂缝是天然气运移的主要动力和通道。

图 3 川西坳陷典型探井声波时差与钻井泥浆密度分布 Figure 3 Acoustic travel time logging and drilling mud density distribution of typical wells in the Xujiahe Formation reservoir in the western Sichuan depression

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图 4 川西坳陷须家河组储层段实测压力分布图 Figure 4 Measured pressure distribution of the Xujiahe Formation reservoir in the western Sichuan depression

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川西坳陷致密砂岩气藏储层普遍致密，属于低孔低渗储层(图 5)。实测数据表明：须二段致密储层孔隙度低，主要分布在2.0%~6.0%区间，平均仅为3.7%；渗透率普遍低于1.00×10^-3 μm²。孔隙空间类型以粒内溶孔和微裂缝为主，仅少量石英压溶孔和残余粒间孔。从孔隙构成占孔隙空间比例分析，须二段原生孔隙多 < 30%，而次生孔隙多>40%，微裂缝对面孔率和渗透率有一定的贡献。须四段储层物性相对优于须二段，孔隙度主要分布在2.0%~10.0%，平均为7.5%，渗透率普遍也低于1.00×10^-3 μm²，孔隙度和渗透率有较好的相关性。裂缝不太发育，且对渗透率的影响并不十分显著，尽管相对孔隙度和渗透率较高，但仍然属于典型的低孔、低渗的致密储层。对须二段和须四段储层的含气性进行了系统的收集和整理，发现在储层普遍致密的背景下，气层、含气层的临界物性下限分别为2.1%和1.4%，只要储层的物性高于该层的临界值，就具备富集天然气的基本条件，在同一层内，高孔渗储层可能产气，低孔渗储层也可能产气，显示出高孔富气与低孔富气共存的特征(图 5)。

图 5 川西坳陷须家河组致密砂岩储层孔隙度-渗透率关系特征 Figure 5 Porosity and permeability relation characteristics of the Xujiahe Formation reservoir in the western Sichuan depression

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川西坳陷致密砂岩气区总面积10 750 km²，目前天然气资源量为11 984×10⁸ m³，总控制储量为2 068.77×10⁸ m³，储量大，规模大。该区单一气藏的储量和规模也较大，新场气田须二气藏储量达到604.4×10⁸ m³，鸭子河构造含气面积为202.95 km²。川西坳陷平均致密气藏的储量为212.67×10⁸ m³，平均气藏面积71.29km²。致密砂岩气藏内部的气水分布平面上不完全受构造控制，且天然气充注程度和充注过程的差异，导致在深层须家河组纵向上形成多个气水系统，无统一的气水边界。其中，测井解释结果和试气资料表明，须二段储层主要以气层和含气层为主，局部井综合解释为气水同层，发育有少量纯水层，但地层水无成层性，水的分布表现出残留地层水且呈串珠状的特点。这些孤立的地层水不受构造的控制，水的产出也并不表现出上水下气或上气下水的特点^[16]。气水关系的复杂性也表现出同一组段内，气水分布的差异性十分显著。如新场地区须四下亚段为孤立的、不连续的地层水和气多水少的特征，但相对物性更好的须四上亚段却水多气少，地层水具有一定的成层性，却仍然没有统一的气水界面(图 6)。

图 6 川西坳陷新场气田须四段气藏剖面图 Figure 6 T3x4 reservoir cross section of Xinchang gas Reservoir in the western Sichuan depression

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判断致密气藏成因类型的一种非常重要的手段是比较储层致密化时间与生排烃高峰时间的早晚，或是判断成藏期时储层是否致密化。储层致密化之前形成的气藏往往为常规气藏，后期再致密化，即所谓“后成”型致密气藏；储层致密化之后形成的气藏往往为致密气藏，即所谓的“先成”型致密气藏^[17]。根据对于川西须家河组主力的三套源岩的排烃演化史^[9]、储层致密化史^[10]和成藏史的研究结果，可以判断不同历史时期的油气成因类型。以孝泉-新场-合兴场地区为例，须一段(马鞍塘组-小塘子组)烃源岩在晚侏罗世早期进入排烃门限，早白垩世早期排烃高峰；须三段烃源岩在晚侏罗世晚期进入排烃门限，早白垩世晚期排烃高峰。须二段储层致密化时间在晚侏罗世，须四段储层开始致密化的时间在晚侏罗世晚期^[10]。包裹体均一化温度确定的主成藏期须二段大致在晚侏罗世晚期-晚白垩世；须四段对应主成藏期晚侏罗世晚期-晚白垩世。将储层致密演化史与烃源岩排烃演化史匹配起来(图 6)，发现须二段储层在早侏罗世有少量的常规气藏分布发育，须四段在晚侏罗世也有少量的常规气藏分布发育；但在主成藏期(晚侏罗世晚期)，两套储层已致密化，但烃源岩大量排烃，形成了“先成”型致密气藏(图 7)。因此，尽管孝-新-合地区早期有少量的常规气藏的出现，但规模极小，且主要分布在孝泉一些井区。主成藏期及之后，主要以“先成”型致密气藏为主，目前气藏的成因类型则为“先成”型致密气藏与“后成”型致密气藏的叠加复合型气藏。

图 7 孝-新-合地区须家河组致密砂岩成藏匹配关系 Figure 7 Reservoir match relation of tight sandstone reservoir of Xujiahe Formation in the Xiao-Xin-He area

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在含油气盆地内，浮力成藏下限和油气成藏底限在宏观上控制着油气藏的形成和分布，决定着它们的成因类型和特征^[14]。“后成”型致密气藏是由于浮力起主导作用而形成的常规气藏，在深埋之后因储层压实和胶结等成岩作用转化而来。“后成”型致密气藏成藏过程中，由于孔隙中地层水含量较多，地层水可以自由流动，属于自由流体动力场的范畴。油气与地层水之间存在密度差而导致的浮力是油气成藏主要动力，此时由于地层水大量存在，且流体间相互作用频繁。成藏特征可概括为“先成藏、后致密”，气藏成藏时，埋深较浅，且往往发育于构造高部位，或相对高孔隙度和高渗透率的岩性体内。

因此，当前除了储层致密外，其他特征显示出与常规气藏完全相同。在川西坳陷，目前上侏罗统部分气藏属于“后成”型致密气藏的范畴，且以致密背斜气藏和致密岩性气藏为主。

随着埋深增大，储层的成岩作用增强而使孔隙空间减少，孔喉半径变小到某一临界条件之后，由于地层水排出，孔隙中的地层水含量较低，浮力对油气运移成藏不再起主导作用，此时在分子膨胀力和异常高压等作用下推动天然气由凹陷深部向外扩展，并受到毛细管的封堵作用，孔隙内地层水变为毛细管水，流体流动受限，属于局限流体动力场的领域。研究表明，浮力成藏下限的临界条件一般是地层的孔隙度约为12%、渗透率约为1×10^-3 μm²、孔喉半径约为2 μm^[14]。天然气藏的成因机制可概括为“先致密、后成藏”。由于不受浮力控制而就近聚集形成的油气藏，往往形成致密连续的“先成”型致密气藏，这类气藏是由于储层致密化后，烃源岩排出的油气进入了与源岩层紧密相邻的致密储层。深坳区内埋藏较深的储层最先达到浮力成藏下限，因而致密连续深盆油气藏优先形成于深坳区或斜坡区并逐步向凹陷周边扩展。对川西坳陷深部须家河组致密砂岩气藏含气层物性进行剖析，发现孔隙度为1.90%~11.87%，渗透率大多数层位小于1×10^-3 μm²，同时依据大量测井解释资料统计做成的孔渗交会图(图 8)表明：川西坳陷深部须二段和须四段主要气藏储集层孔隙度小于12%、渗透率小于1×10^-3 μm²的时候以产气为主；而当孔隙度大于12%时主要以产水为主(大于12%的气层主要为裂缝型气层及裂缝型含气层)，且当孔隙度为12%时，其对应的埋深约为1 400 m (图 8)。深层须家河组目前已经进入局限流体动力场。

图 8 川西坳陷致密砂岩储层孔渗特征 Figure 8 Porosity and permeability characteristics of the tight sandstone reservoir in the western Sichuan depression

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随着埋深增大和成岩作用的继续进行，储层有效孔隙度急剧降低，孔喉半径变小，但束缚水膜厚度不变，束缚水饱和度逐步增大并达到100%^[12]，因此，探井钻遇到干层的概率不断增大，并最终可能都变为干层。理论分析和勘探实践结果剖析均表明，盆地演化至一定阶段可能存在一个油气成藏的底限，低于此限，储层的有效孔隙空间消失且束缚水饱和度达到100%，天然气运移的空间过小，阻力过大而无法正常运移，从而导致油气成藏作用结束。造成油气不能成藏的原因，可能是输导层内油气运移动力的不足或储层不具备油气富集成藏的有效孔隙空间。通过统计四川盆地川西坳陷的大量测井资料和实测数据，分析了储层流体孔隙度-深度对应关系，并将其转化为储层流体随孔隙度变化的累计频率直方图，见图 9。从图 9可知，当孔隙度小于2%时，流体试产100%为干层，综合解释结果全部为干层，此时，储层丧失了成藏能力，表明其低于油气成藏底限。川西坳陷深层致密砂岩的试产结果揭示, 成藏底限对应埋深大约为6 500 m，孔隙度约2%。即储层孔隙度2%以下，流体试产100%为干层。流体流动实验研究揭示成藏底限对应孔喉半径0.01 μm。

图 9 研究区气藏储层流体随孔隙度变化累积频率直方图 Figure 9 Reservoir fluid with porosity change cumulative frequency histogram of the tight sandstone reservoir

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川西坳陷致密气藏的成因类型复杂，为叠复连续型致密气藏发育区，其气藏的分布模式和成因模式如图 10所示。以浮力成藏下限和油气成藏底限为界将坳陷划分为3个流体动力场：自由流体动力场、局限流体动力场和束缚流体动力场。

据文献[11]修改。 图 10 川西坳陷致密砂岩叠覆连续油气藏分布发育基本模式 Figure 10 Basic mode of formation and occurrence of superimposed continuous oil and gas reservoirs in the western Sichuan depression

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自由流体动力场一般发育在埋藏浅、孔隙度较高的部位，往往分布在盆地边缘的隆起带或斜坡带内，目前主要分布在浅层侏罗系，以浮力为成藏动力的油气藏分布受控于构造圈闭、岩性及复合圈闭的分布条件，因此，侏罗系油气藏以常规的致密构造和致密岩性圈闭为主。侏罗系致密常规气藏的基本特征可概括为4个方面：①高点汇聚、高孔富集、高压成藏、高位封盖，以马井蓬莱镇组气藏、中江沙溪庙组气藏为典型实例；②天然气分布面积小、天然气储量规模小，受构造和岩性双重控制；③天然气来源与油气藏分离，侏罗系天然气主要来自深部须家河组须五段和须三段；④气水分异明显，存在气水边界。

局限流体动力场一般发育在埋藏深度较大、孔隙度相应变低的部位，往往是盆地中心的凹陷部位，以非浮力成藏为主的气藏广泛连续分布。局限流体动力场内，非浮力作用主导形成的致密非常规气藏的基本特征也可概括为4个方面：①低坳汇聚、低孔富集、低压稳定和低位倒置，以孝泉-新场须四段和须二气藏为例；②油气分布面积大、资源储量规模大，新场气田须二气藏储量达到604.4×10⁸ m³；③油气源与油气藏紧密相邻，须二段天然气主要来自下部的马鞍塘组和小塘子组，须四段则主要来自下部的须三段；④气水分异不明显，不存在明显的气水边界，多个气藏剖面均证实如此。

束缚流体动力场则分布在盆地深部深凹带的底部，以成都凹陷深部马井地区须二段为典型，孔隙度和渗透率均非常低，油气成藏作用受限，往往以干层为主，天然气以分散状为主，局部可能存在分散状的天然气。

川西坳陷深层叠复连续油气藏的主要目的层段在埋藏过程中都可能经历过自由流体动力场、局限流体动力场和束缚流体动力场中的2个或3个阶段。由于构造演化历史、孔隙致密化进程及其与烃源岩演化历史的不同，显示出不同的成藏演化特征，中浅层侏罗系、深层须二段和须四段不同的成藏过程, 在纵向上相互叠加、平面上复合，形成了目前见到的复杂油气地质现象。结合源岩的生排烃史、储层致密化史、天然气成藏史和构造演化特征，以须二段气藏为例，将其深层叠复连续型致密砂岩气藏成藏过程划分为4个阶段(图 11)。①初期天然气成藏条件准备阶段，即须二段沉积初至三叠纪末。因为须一段源岩层没有进入排烃门限，因而没有形成油气藏，且此时由于埋藏深度较浅，储层成岩作用弱，储层物性高，孔隙中充满可自由流动的地层水，属于自由流体动力场(图 11a)。②早期常规气藏形成阶段，界于三叠纪末至中侏罗世末。此时，须一段源岩已发生了大量排烃作用，且因须二段储层孔隙度较高，一般大于12%，孔隙中地层水可自由流动，仍然处于自由流体动力场阶段，储层尚未致密，邻近储层的烃源岩内生成的油气在浮力作用下主要进入了须二段常规储层，形成了常规气藏，一般发育构造高部位，如孝泉、新场等正向构造单元，形成正常的气水分异和气水界面(图 11b)。③中期“先成”型致密气藏与“后成”型致密气藏复合阶段，从中侏罗世末持续至晚侏罗世末。因压实作用孔隙度减小明显，须二段储层孔隙度降低至小于12%，开始致密化进程，已进入局限流体动力场；早期形成的常规气藏转变为“后成”型致密气藏，下部紧邻源岩层的致密砂岩中开始形成“先成”型致密气藏，孔隙中的地层水呈现出以毛细管水的方式赋存，不能自由流动，地层水呈现出孤岛状分布的特点(图 11c)；④晚期深层叠复连续气藏形成阶段，自早白垩世持续至今。在此阶段连续“先成”型致密气藏已经大规模形成，并在一些地区与早前形成的“后成”型致密气藏叠加复合，形成了致密连续复合油气藏，这些复合的气藏后期在喜山期构造活动的影响下，重新改造。天然气的富集则主要受裂缝控制，在凹陷深部由于埋深大、温度高，储层致密化非常严重，孔隙中的地层水主要以束缚水的状态存在，测试和解释为干层(图 11d)。

图 11 川西坳陷须家河组叠复连续油气藏形成过程特征与成藏模式 Figure 11 Characteristics and modes of superimposed continuous reservoirs accumulation process of Xujiahe formation in western Sichuan depression

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1)川西坳陷深层须家河组致密砂岩气藏具有4个方面的地质特征：①平面上叠复连续且构造高点与构造低点富油气共存；②纵向上源岩层系内发育多个目的层段且高压与常压油气层共存；③储层普遍致密但高孔富气与低孔富油气共存；④资源储量大但气水分布关系复杂。

2)主成藏期晚侏罗世之前，须家河组形成少量的常规气藏；在主成藏期，储层已致密化，此时烃源岩大量排烃，形成了“先成”型致密气藏。目前的致密气藏的成因类型是常规气藏致密化后又与局限流体动力场形成的“先成”型致密气藏的叠加复合而形成叠复连续气藏。

3)川西坳陷深层须家河组演化过程中存在浮力成藏下限和成藏底限，致密砂岩气藏的形成和演化受控于两个界限控制下的局限流体动力场的分布和演化。结合源岩的生排烃史、储层致密化史、天然气成藏史和构造演化特征，叠复连续型致密砂岩气藏形成过程可划分为4个阶段：初期天然气成藏条件准备阶段、早期常规气藏形成阶段、中期“先成”型致密气藏与“后成”型致密气藏形成阶段以及晚期叠复连续气藏形成阶段。