四川盆地陆相天然气勘探历史悠久，资源丰富，须家河组是致密气勘探开发的主要层系之一^[1-2]。资源评价结果表明，四川盆地须家河组致密气资源量高达6.79×10¹²m³，勘探前景广阔^[3-8]。川东北仪陇—平昌地区上三叠统须家河组早期勘探主要集中在须三下亚段致密砂岩气，发现了营山气田等一系列构造岩性气藏，但由于气水关系复杂，开发效果欠佳^[9-11]。近年来，中国石油大庆油田公司按照非常规理念，转变勘探思路，由常规构造气藏转向非常规岩性致密气藏，由远源勘探向近源进军，在须五段斜坡区曲流河三角洲砂体实现了勘探新领域的发现^[12]。须五段以往被当作烃源岩层系来研究，在勘探及资源评价中鲜受关注^[13-16]。老井复查表明，须五段过路井普遍气测活跃，发育良好储层，但受限于盆地内须五段试气井少，所以须五段一直未被当作勘探目的层进行系统研究，在储层地质特征及资源潜力等方面鲜有报道。

近年来，大庆油田通过精细地质研究，系统评价须五段地质条件，深化致密气富集规律。首次认识到仪陇—平昌地区须五段发育次级生烃中心，充填了优质烃源岩，提供了优渥的物质基础；须五段烃源岩层系内部发育大规模曲流河三角洲砂体，且垂向上砂地比分布在34.0%~55.4%之间，构成了“源包砂”典型的三明治结构，成藏组合十分有利；烃源岩层系生烃造成流体膨胀，形成区域超压，为压裂改造后的高产稳产提供充足动力^[17-18]。

基于勘探实践经验和非常规理念，2024年5月大庆油田通过精细论证，优选LG163井对须五₂亚段进行老井试油，落实了须五₂亚段曲流河砂体含气性。LG163井位于龙岗地区税家槽北潜伏高点处，于2009年完钻，为一口预探井，井型为直井，完钻井深2932m，钻探目的为了解龙岗地区税家槽北须家河组和雷口坡组储层分布及其含油气性。全井钻进过程中在沙溪庙组、凉高山组、大安寨段、东岳庙段见气测异常显示16段、气侵1段，其中须家河组五段发生气测异常1段，气测显示最好，多次点火可燃；雷口坡组四段发生气测异常2段，针对雷四段和须五₂亚段进行试油，试油结果显示雷四段为干层，须五₂亚段为低产气层。本次老井试油针对须五₂亚段砂岩采用直井油管压裂方式，在压裂规模受限的情况下试气获3.22×10⁴m³/d的工业产能，证实了须五₂亚段砂体具有较大的天然气资源及勘探开发潜力，首次实现四川盆地须五段致密气的勘探突破。本文结合须五段致密气的勘探突破历程，对须五段曲流河三角洲砂体的地质特征及资源潜力进行系统分析，以期为四川盆地须五段致密气藏的后续勘探开发提供支撑。

仪陇—平昌地区位于川中平缓构造带与川北低缓构造带的过渡带，为一个较平缓的北西向展布的不规则穹隆背斜。印支—燕山运动时期，区域岩层的褶皱变形主要受到来自东北方向大巴山前缘向盆地内的侧压力和川中隆起区北缘的侧压力的挤压作用，形成了一系列构造走向为北西—北西西向的褶皱带；其次，还受到来自东北方向的川东南断褶带和西北方向的苍溪凹陷的水平侧压力的相互作用，形成了税家槽、元沱等北北东、北东东向的背斜构造^[19-20]。受大巴山挤压作用影响，仪陇—平昌地区在三叠系至侏罗系的沉积相以曲流河三角洲沉积、湖泊沉积为主，湖相粗碎屑岩与页岩均比较发育，不但形成了上三叠统须家河组丰富的砂岩储层，也形成了侏罗系凉高山组等层段独特的页岩储层^[21-22]。其中须五段整体属于湖泊相沉积，半深湖主要分布于东北部仪陇—平昌一带，东南部斜坡区发育曲流河三角洲，沉积厚层页岩和粉—细砂岩，是四川盆地探索陆相致密气、页岩气的重要层系^[23]。

研究区须家河组（T₃x）主要为一套深灰色页岩夹浅灰色砂岩，地层厚度为400~600m，由下至上可划分为须二段、须三段、须四段、须五段、须六段（须一段在区内缺失）^[10]，须家河组与上覆陆相地层珍珠冲段、下伏海相地层雷口坡组均呈整合接触，其物源主要来自东北方向的大巴山地区和东南方向的江南古陆^{[11, 24-25]}。横向上，沿着物源方向，从东南向西北，沉积相逐渐从曲流河三角洲过渡到浅湖—半深湖相，水体逐渐加深，地层埋深逐渐加大，湖盆中心位于巴中—仪陇一带。受晚印支期龙门山阶段性隆升的影响，研究区以北的米仓山前缘部分地区须六段、须五段普遍遭受不同程度的剥蚀，并出现地层尖灭。基于盆地级等时格架，可将研究区须家河组分为3个三级层序，分别为龙门山前陆早期层序（须二段和须三下亚段）、晚期层序（须三上亚段和须四段）和大巴山隆升层序（须五段和须六段），共经历了3期区域湖侵，湖盆逐渐扩大，沉积中心逐渐南迁，发育3套湖侵期优质页岩和湖退进积砂体，形成了3套源储组合，分别是须二段页岩和须三下亚段砂岩组成的下组合、须三上亚段页岩和须四段砂岩组成的中组合、须五段页岩和须六段砂岩组成的上组合，这种“三明治”式的储盖结构也为天然气大面积成藏创造了条件。

目前，研究区须家河组已提交探明储量2299×10⁸m³，以须三下亚段砂岩储层为主。须五段和须六段这套源储组合为本文重点研究对象。按照电性特征及岩性特征，将须五段自下而上划分为须五₁亚段、须五₂亚段和须五₃亚段（图 1）。须五₁亚段沉积期主要为湖泊相沉积，曲流河三角洲相分布范围相对较小，主要局限于研究区东南部营山、东升地区，该段地层厚度介于30~50m，岩性以灰黑色页岩为主，电性特征具有中高自然伽马、低电阻率、高声波时差、高中子、低密度的特征；须五₂亚段沉积期曲流河三角洲砂体分布范围相对较大，在龙岗地区也有分布，砂体相对稳定，砂体厚度介于10~40m，该段地层厚度介于40~60m，顶部为厚层砂岩，底部为灰黑色页岩，电性特征自上而下，自然伽马、声波时差、中子逐渐升高，电阻率和密度逐渐下降；须五₃亚段沉积期主要为湖泊相，曲流河三角洲砂体范围较小，地层厚度介于50~65m，岩性以灰黑色页岩为主，具有中高自然伽马、低电阻率、高声波时差、高中子、低密度的特征。整体上，须五段顶部和底部发育两套黑色页岩，中部发育一套厚层砂岩，垂向上形成“源包砂”结构，成藏条件十分有利。

图 1

图 1 研究区位置图（a）及四川盆地须家河组综合柱状图（b） Fig. 1 Location of the study area (a) and comprehensive column of Xujiahe Formation in Sichuan Basin (b)

通过已开展的有机地球化学分析测试结果表明，LQ1H井须五段烃源岩为黑色页岩，TOC介于0.19%~9.52%，S₁+S₂介于0.05~12.98mg/g。不同层段之间存在明显差别，其中须五₃亚段TOC和S₁+S₂分别分布在0.20%~9.52%和0.15~12.98mg/g之间，平均值分别为1.65%和1.62mg/g；须五₂亚段TOC和S₁+S₂分别分布在0.23%~4.82%和0.05~ 6.39mg/g之间，平均值分别为1.73%和1.29mg/g；须五₁亚段TOC和S₁+S₂分别分布在0.19%~1.95%和0.13~3.36mg/g之间，平均值分别为0.8%和0.81mg/g（图 2、图 3）。须五₃亚段烃源岩TOC较须五₂亚段、须五₁亚段高；在S₁+S₂与TOC的交会图中可以看出，当有机碳含量相近时，须五₃亚段品质最优，表现出较高的生烃潜力，认为须五₃亚段烃源岩质量为中等—好，须五₂亚段次之，整体为差—好，须五₁亚段烃源岩质量为差—中等（图 2）。须五段TOC等值线图（图 4a）显示，研究区烃源岩TOC整体较高，仪陇—平昌一带普遍大于1.5%，呈环带状连片分布。

图 2

图 2 须五段烃源岩TOC与S1+S2相关图 Fig. 2 Relationship between TOC and S1+S2 of Xu 5 member source rock

图 3

图 3 LQ1H井须五段烃源岩热解评价参数柱状图 Fig. 3 Pyrolysis parameter histogram of Xu 5 member source rock in Well LQ1H

图 4

图 4 仪陇—平昌地区须五段烃源岩TOC等值线图（a）及须五段烃源岩Ro等值线图（b） Fig. 4 TOC (a) and Ro (b) contour lines of Xu 5 member source rock in Yilong-Pingchang area

结合LQ1H井须五段页岩岩石热解参数分析有机质成熟度，T_max整体差异较大，介于392~513℃，平均为483℃；镜质组反射率（R_o）介于1.32%~1.83%，平均为1.59%；氢指数（I_H）为5.97~443.51mg/g，平均为91.06mg/g，整体处于高—过成熟阶段（图 3），岩石热解T_max与氢指数关系图已经无法判断出有机质类型。须五段烃源岩R_o等值线图（图 4b）显示，研究区烃源岩成熟度普遍较高，且从东南到西北方向，烃源岩成熟度逐渐升高，在巴中地区达到2.2%，其成熟度主要受控于构造埋深。根据干酪根显微组分分析，有机质类型为Ⅱ₂—Ⅲ型，总体是倾气型的烃源岩。

仪陇—平昌地区须五段具有下页—中砂—上页组合特征（图 1），须五₂亚段顶部发育灰色细砂岩，局部见粗砂岩，发育小型交错层理、平行层理、块状层理、水平层理，局部含砾石（图 5）；垂向上发育多期正韵律叠置，表明沉积时期水动力强^[26]。通过LQ1H井、YS5井及DS2井的薄片鉴定分析表明，研究区须五₂亚段致密砂岩以中—细粒砂岩为主，少量粉砂岩；岩石类型主要为长石岩屑砂岩，少量岩屑砂岩（图 6）。长石岩屑砂岩石英含量为51%~60%，长石含量为11%~18%，岩屑含量为26%~32%；岩屑成分主要为石英岩、变砂岩，其次为高变岩、千枚岩，含少量酸性喷出岩、碳酸盐岩岩屑。砂岩结构均一，以中—细粒砂岩为主，少量粉砂岩，砂岩的成分成熟度相对低，岩屑含量整体较高。填隙物含量不高，平均为6.5%，主要为水云母、绿泥石、硅质及铁白云石。砂岩颗粒间接触紧密，以点—线接触为主，部分为镶嵌接触，反映压实作用较为强烈^[27]。胶结类型以接触—孔隙式胶结为主，部分呈孔隙—压嵌式。

图 5

图 5 仪陇—平昌地区须五2亚段岩心照片 Fig. 5 Photos of core samples in Xu 52 sub-member in Yilong-Pingchang area （a）灰色细砂岩，3551.1m，LQ1H井；（b）灰色细砂岩，3555.5m，水平层理发育，LQ1H井；（c）灰色细砂岩，水平层理发育，3565.8m，LQ1H井；（d）灰色含灰细砂岩，含泥粒，3568.6m，LQ1H井；（e）灰色含灰粗砂岩，3576.4m，LQ1H井；（f）灰色中砂岩，水体扰动，4158.5m，DS2井；（g）灰色中砂岩，平行层理发育，4162.7m，DS2井；（h）灰色中砂岩，交错层理发育，4165.4m，DS2井

图 6

图 6 仪陇—平昌地区须五段砂岩岩石类型三角图 Fig. 6 Triangle diagram of rock types of Xu 5 member sandstone in Yilong-Pingchang area

须五₂亚段发育3类储集空间类型，分别是原生孔隙、次生孔隙及裂缝。原生孔隙主要为残余粒间孔，是成岩早期颗粒间孔隙被自生黏土矿物充填后剩余的孔隙部分，该类孔隙首先受到压实作用而变小，继而又受到石英次生加大边、绿泥石环边及自生石英胶结作用的改造进一步缩小，常呈多边形（图 7a、b）。残余粒间孔多分布在杂基含量较少的石英砂岩、岩屑砂岩中，在储层中比较发育，是须五₂亚段储层的主要孔隙类型之一。而次生孔隙主要为粒间溶孔和粒内溶孔，粒间溶孔分布广泛，多见石英颗粒边缘，或由粒间胶结物溶蚀形成，连通性较好，常呈多角状，不规则（图 7c）；粒内溶孔为长石、岩屑等矿物溶蚀形成，在长石表面多沿解理溶蚀，岩屑溶蚀常呈蜂窝状分布，形态多样（图 7d、e）。须五₂亚段也有裂缝发育，镜下观察可见由应力作用形成的裂缝充填碳屑，伴随着压溶缝合线的发育（图 7f）。镜下薄片表明，须五₂亚段砂体储集空间以粒间溶孔、粒内溶孔、微裂缝为主，局部发育杂基孔，粒间溶孔孔径较大，多数在几微米到几十微米，是主要的储集空间之一；粒内溶孔孔径相对较小，杂基孔孔径一般小于0.001mm，属超微孔隙，喉道细小，连通性差，几乎为束缚水饱和，对油气储集贡献小，晶间孔多发育在长石表面。LG163井须五₂亚段成像测井显示，钻井诱导缝发育，储层以层状构造为主，平行层理在各个层段均比较发育，层理倾角多低于10°，在须五₂亚段中部可见低角度裂缝。整体来看，砂岩储层微裂缝较发育，可见暗色团块或斑点，推测存在微裂缝交织（图 8）。

图 7

图 7 仪陇—平昌地区须五2亚段储集空间类型图 Fig. 7 Reservoir space types in Xu 52 sub-member in Yilong-Pingchang area （a）细粒石英砂岩，残余粒间孔，YS5井，2297.5m；（b）细粒长石岩屑砂岩，绿泥石薄膜围绕颗粒分布，可见残余粒间孔，YS5井，2296.5m；（c）细粒岩屑砂岩，粒间溶孔，WBQ15井，2554.3m；（d）细粒长石岩屑砂岩，云母条带挤压变形，粒内溶孔呈蜂窝状，YS5井，2298.2m；（e）中粒长石岩屑砂岩，颗粒边缘见薄膜状绿泥石围绕分布，少量纤维状绿泥石充填粒间，粒内溶孔发育，YS5井，2298.2m；（f）中粒长石岩屑砂岩，构造缝和压溶缝发育，YS5井，2298.7m

图 8

图 8 LG163井核磁成像测井图 Fig. 8 Nuclear imaging logging of Well LG163

须家河组压实作用整体程度较深，是导致须家河组储层致密的主要原因。颗粒之间呈压嵌接触，在强烈压实作用下，沉积物致密化速度快，原生孔隙遭到较大的破坏。但成岩早期产生的一些成岩矿物，如绿泥石、伊利石、高岭石和石英等包裹刚性颗粒形成黏土包壳增强了岩石抗压实能力（图 7b、e）^[28]，因而在局部层段仍残余部分原生粒间孔，这部分残余粒间孔是须五段致密砂岩储层主要的储集空间之一。此外，后期的溶蚀孔隙也是须家河组主要的储集空间，后期溶蚀作用的强弱决定了现今储层物性的优劣。溶蚀作用主要为方解石胶结物的溶蚀、长石的溶蚀、岩屑的溶蚀，其中长石的溶蚀及方解石的溶蚀具有重要意义。须五段长石的溶蚀作用较为发育，溶解度高，沿长石解理缝形成大量蜂窝状溶孔，可作为油气储集空间。

研究区须五段砂岩孔隙度为1.5%~7.7%，平均为3.8%，渗透率主要为0.02~1.13mD，平均为0.11mD，属于特低孔特低渗型储层，须五₃亚段、须五₂亚段、须五₁亚段储层平均孔隙度分别为2.4%、4.3%和1.8%，须五₂亚段储层孔隙度最高。对须五段样品的孔渗数据进行统计，从孔隙度、渗透率的分布直方图（图 9a、b）可以看出，孔隙度与渗透率的分布趋势比较接近，且孔渗相关图（图 9c）显示，整体上随着孔隙度的增大，渗透率呈上升趋势，部分低孔隙度样品渗透率值较高，可能和裂缝发育相关^[29]。仪陇—平昌地区整体表现为西南高、东北高、中间凹的构造特征，须家河组构造受力较强，导致在构造平缓区发育大量的微裂缝^[30]。LG163井位于须五₂亚段三角洲内前缘相带，区域上砂岩厚度大，为30~35m，且分布稳定；对岩心裂缝进行统计，其岩心裂缝有14条，最大的裂缝长17cm、宽1~5mm，一般裂缝长2~5cm、宽1~5mm，微裂缝比较发育。此外，对须五段砂岩高压压汞实验结果进行统计，其最大进汞饱和度介于77.8%~89.2%，残留汞饱和度介于55.6%~63.9%，退出效率较高；歪度系数介于1.3~1.6，平均为1.4，歪度系数大于零，表现为粗歪度，表明岩样中大孔喉数量多于小孔喉数量；毛细管压力曲线图显示，进汞和退汞压力曲线均较稳定，进汞压力曲线出现平台，毛细管半径及渗透率贡献呈正态分布，表明须五段砂岩孔喉大小均一，分选性好，均质性强（图 10）。

图 9

图 9 仪陇—平昌地区须五段储层孔隙度与渗透率分布直方图 Fig. 9 Porosity and permeability histograms of Xu 5 member reservoir in Yilong-Pingchang area

图 10

图 10 仪陇—平昌地区须五2亚段砂岩压汞分析曲线图 Fig. 10 Mercury injection curve of Xu 52 sub-member sandstone in Yilong-Pingchang area

须二段至须六段沉积期，研究区为成盆初期向成长期过渡，沉积物在沉积速率上存在差别。表现在岩性特征上，即从须二段至须六段，长石含量逐渐降低，岩屑含量逐渐上升，须五段储层主要沉积长石岩屑砂岩。岩屑含量的增高，导致压实作用更加强烈，塑性颗粒挤占了原生孔隙空间^[31-33]。据统计，研究区须二段填隙物含量为8.3%，须四段填隙物含量为9.4%，须六段达到10.6%，整体含量较高。较高的填隙物含量会导致原生孔隙空间被挤占，致密砂岩孔隙度进一步降低，而须五段填隙物平均含量为6.5%，低于须家河组其他层段，因而原生粒间孔受到的影响小，具有更可观的原生储集空间。此外，须五段石英加大及硅质充填含量相比须三下亚段和须四段降低，挤占更少的孔喉通道，有利于渗流的进行。

须家河组广泛分布，发育多套烃源岩。传统认为须家河组沉积期沉积中心位于川西凹陷，因此在烃源岩展布上川西地区厚度较大，在研究区呈现出“多套发育、单层厚度薄”的特点。然而实钻揭示研究区须五段同样发育厚层暗色页岩（图 11），且页岩平均TOC普遍大于1%，1% < TOC < 2%占比为45%，TOC > 2%占比为23%，TOC > 1%的页岩面积达到9400km²。基于物质平衡法（排气量=生气量-残气量），根据LQ1H井烃源岩生烃模拟实验对烃源岩排烃效率进行分析，认为有效烃源岩对应TOC > 0.7%，此时烃源岩开始排烃，且排烃效率随TOC变高快速增加；优质烃源岩对应TOC > 1.5%，此时烃源岩大规模排烃，但排烃效率基本不变（图 12）。综合认为，研究区须五段优质烃源岩厚度介于40~80m，TOC > 1.5%优质烃源岩分布面积达到5600km²，主要发育在龙岗地区，具有较大的生烃潜力，可确定为次级生烃中心。研究区须五₂亚段砂岩孔隙度普遍大于4%，且横向分布稳定，厚度达到20~40m，从东南向西北逐渐减薄，跨度达到80km，具有形成优质储层的良好基础，为天然气富集提供了良好的储集空间。根据古地貌和地震相结合，认为研究区须五₂亚段发育3个富砂带，其中东带砂岩厚度为25~30m，分布面积为1565km²；中带砂岩厚度为20~25m，分布面积为1120km²；西带砂岩厚度为20~25m，分布面积为868km²。

图 11

图 11 仪陇—平昌地区须五段烃源岩厚度分布图 Fig. 11 Thickness contour map of Xu 5 member source rock in Yilong-Pingchang area

图 12

图 12 仪陇—平昌地区LQ1H井须家河组烃源岩TOC与排烃量（a）、排烃效率（b）关系图 Fig. 12 Relationship between TOC and hydrocarbon expulsion amount (a) and hydrocarbon expulsion efficiency (b) of Xujiahe Formation source rock in Yilong-Pingchang area

总体来说，须五段烃源岩分布广，有机质丰度高，热演化程度也较高，已进入过成熟的干气阶段，为天然气富集成藏提供了良好的物质基础，研究区内所发现油藏均分布于须家河组烃源岩充分发育的区域，源储共生、优质烃源岩“近源、短距、强充注”是须家河组气藏形成基础。综合裂缝发育特征、圈闭情况及烃源岩特征等多方面因素，认为须五₂亚段为天然气成藏有利层位。

地层压力对于油气聚集和保存具有重要意义^[18]，测井显示研究区井位在须五段普遍出现声波时差异常，发育地层超压，且从斜坡向湖盆中心，声波时差异常逐渐增大（图 13）。同时钻井也揭示仪陇—平昌地区压力系数一般在1.2~1.7之间，为异常高压地层，由须五段压力系数分布图可看出研究区从湖盆边缘向湖盆中心逐渐由弱超压—超压区过渡到超压—强超压区（图 14），龙岗地区为异常高压中心。造成地层超压的原因通常包括欠压实作用、矿物成岩作用、构造作用等^[5]，但对研究区须五段岩心进行镜下观察，可见生烃增压形成的大量缝隙，缝中残余沥青，邻近烃源岩的细砂岩中还可见大量由生烃增压造成的层理缝充填沥青，因而推测须家河组大规模生烃是形成区域超压的主要原因，由湖盆边缘向湖盆中心地层压力系数逐渐增大也从侧面证明了这一点。此外，仪陇—平昌地区须五₂亚段砂体顶底均发育10~20m页岩盖层，侧翼也被页岩封闭，保存条件好，有利于保持地层超压。断层对油气的超压保存也具有重要影响，依据断层断穿地层早晚将研究区断层分为两类。Ⅰ类断层发育在须家河组向上断至下侏罗统自流井组珍珠冲段；Ⅱ类断层断穿侏罗系沙溪庙组及以上地层。断层断穿上覆地层越多，地层压力释放越大，反之，保存条件越好。LG163井位于构造平缓区，主要发育Ⅰ类断层，有利于天然气的超压保存。超压条件下，有效应力减小，机械压实作用减弱，这有助于保持储层的孔隙度和渗透率，改善须五₂亚段致密砂岩储层物性。超压还可以为天然气运移提供动力，须五段烃源岩所生成的天然气在高压作用下更容易通过裂缝等通道进行运移，从而在砂岩中运聚成藏。

图 13

图 13 不同井位须五段声波时差统计图 Fig. 13 Statistics of acoustic time difference of Xu 5 member in various wells

图 14

图 14 仪陇—平昌地区须五段压力系数分布图 Fig. 14 Pressure coefficient distribution of Xu 5 member in Yilong-Pingchang area

仪陇—平昌地区围绕须五段主力生烃中心，存在三大勘探领域。第1个勘探领域是须五₂亚段致密砂岩气，正如前文所述，须五₂亚段致密砂岩储层包裹在须五段烃源岩内部，环沉积中心分布，其成藏特征主要为砂体叠置连片，向湖盆中心超压充注保存，“烃源岩—富砂—微缝”控藏、控产，按照砂岩厚度大于15m、烃源岩厚度大于30m、以河道为主体，以及分布在构造稳定区的划分标准，优选3个勘探有利区，预测总资源量达到5600×10⁸m³（图 15）。第2个勘探领域为须六段源上致密气，须六段砂岩储层处于须五段供烃窗口之上，储集空间以孔缝为主，属于下生上储型岩性气藏。该气藏为“烃源岩+相带+裂缝”的控藏模式，分流河道相带天然气最富集，靠近烃源岩、远离断层、保存条件好的区带有利于成藏，目前已部署DY1井和LG9井并针对须六段试油，日产气分别为7.4×10⁴m³和30.5×10⁴m³。第3个勘探领域是须五段页岩气，在沉积中心区发育须五₁亚段、须五₂亚段、须五₃亚段3套优质页岩，自下而上，页岩品质和含气性逐渐变好，且3套页岩总孔隙度介于2.0%~7.8%，可形成源储一体岩性气藏。这3套页岩气藏原位成藏，远离主控断层，页岩气储集空间主要为黏土矿物晶间孔、层间孔缝及有机质孔，以介孔和宏孔为主。从斜坡到湖盆中心，页岩厚度和品质逐渐变好，页岩气勘探潜力大，属于潜在有利勘探领域。整体上，仪陇—平昌地区围绕须五段生烃中心，致密气、页岩气有序成藏（图 16），展示出良好的勘探开发潜力，有望成为未来天然气资源的重要接替领域。

图 15

图 15 仪陇—平昌地区须五2亚段致密气资源量分布图 Fig. 15 Tight gas resource distribution in Xu 52 sub-member in Yilong-Pingchang area

图 16

图 16 仪陇—平昌地区须五段天然气成藏模式图 Fig. 16 Natural gas accumulation pattern in Xu 5 member in Yilong-Pingchang area

（1）LG163井须五段取得战略突破，新发现须五₂亚段砂岩储层，垂向上构成了“源包砂”典型的三明治结构，可形成优质生储盖组合，配置优越，油气成藏组合十分有利。

（2）须五段发育厚层暗色页岩，页岩平均TOC普遍大于1%，有机质类型为Ⅱ₂—Ⅲ型，镜质组反射率介于1.36%~1.57%，处于高—过成熟阶段，整体上属于好烃源岩。纵向上，须五₁亚段、须五₂亚段、须五₃亚段3套优质页岩，自下而上，页岩品质和含气性逐渐变好；平面上，烃源岩横向分布稳定，优质烃源岩分布面积达到5600km²，厚度达到40~80m，物质条件优越。

（3）须五段发育曲流河三角洲前缘优质砂岩储层，砂岩厚度达到20~40m，且横向分布稳定，从东南向西北逐渐减薄，砂岩孔隙度普遍大于4%，微裂缝发育，为天然气富集提供了良好的储集空间。研究区砂岩储层物性较好，主要受到沉积作用、成岩作用及构造作用的控制。

（4）围绕须五段生烃中心，存在三大勘探领域，分别为须五₂亚段致密气、须六段近源致密气及须五段页岩气。其中须五₂亚段致密气成藏特征主要表现为砂体叠置连片，向湖盆中心超压充注保存，“烃源岩—富砂—微缝”控藏；根据砂岩厚度、烃源岩展布等条件刻画勘探有利区，预测资源量为5600×10⁸m³，展现出良好的勘探前景。