斷層輸導型天然氣成藏模式的動態成藏過程
——以川西坳陷新場構造帶上三疊統須二段氣藏為例

張世華 田 軍 葉素娟 楊映濤 付 菊

中國石化西南油氣分公司勘探開發研究院

0 引言

四川盆地川西坳陷上三疊統須家河組自下而上可劃分為須一段（相當于馬鞍塘組與小塘子組）、須二段、須三段、須四段、須五段。其中，須一段、須三段、須五段以泥巖為主，須二段、須四段以砂巖為主，縱向上分段性清楚[1]。目前川西坳陷已發現的須家河組氣藏以須二段氣藏為主。2000年以來，隨著一批工業氣井的發現，國內外學者就川西坳陷須二段氣藏油氣成藏及富集規律開展了大量的研究工作。朱彤和葉軍[2]依據圈閉成因特征，將其歸屬于為“構造—裂縫型氣藏”；楊克明[3]通過構造演化與含油氣特征相關性研究，提出“早期古構造疊加裂縫系統”的油氣高產富集模式。隨著勘探開發的深入，楊克明等[4]、黎華繼等[5]認為“古今構造局部高點、網狀裂縫發育、高含石英低含巖屑的儲層”共同控制著油氣的聚集成藏。同屬致密砂巖氣藏的鄂爾多斯盆地上古生界，近年來學者相繼提出不同斷層類型對天然氣運移輸導[6]、源儲良好耦合關系[7-9]等對致密砂巖氣藏形成的重要性。近年來，根據源儲配置關系以及天然氣運移聚集的差異性將川西坳陷須二段氣藏劃分為斷層輸導型和源儲相鄰型兩大氣藏模式[10]。其中，“斷層控制氣藏油氣高產富集”的觀點已成為共識[11-13]。目前，川西坳陷新場構造帶須二段在SN走向斷層附近已鉆獲多口工業氣井，有力地支撐了川西坳陷致密砂巖氣藏的增儲上產。但是，“無統一氣水界面，高位產水普遍”表明SN走向斷層對天然氣運聚成藏及氣水分布的控制作用復雜。例如，A井位于F1斷層的構造高部位，從試采早期的無水產氣到試采后期的高產氣高產水，具有高位產水的特征；而B井位于F2斷層的構造高部位，試采過程僅見少量地層水，具有高部位低產水的特征。

為此，以新場構造帶須二段氣藏為例，根據地層水化學特征，結合構造、斷層輸導體系特征及單井生產動態分析，探索SN走向斷層對須二段成藏及氣水分布的影響，以期為川西坳陷須家河組氣藏的高效勘探提供新思路。

1 區域地質概況

新場構造帶在早、中侏羅世已具雛形，后期經歷了多期構造運動。平面上，新場構造帶發育孝泉構造、新場構造、合興場構造、豐谷構造等多個局部構造。在斷層發育方面，須二段頂部發育大斷層20條，主要發育晚期形成的SN走向（近SN走向）斷層以及早期形成的近EW走向斷層（圖1）。其中，印支晚期—燕山早期形成的SN走向（近SN走向）斷層（表1）控制現今構造形態的同時，控制著須二段氣藏的高產富集。

天然氣成因及氣—源對比研究表明，馬鞍塘組—小塘子組暗色泥頁巖為新場構造須二段氣藏的主力烴源巖，斷層輸導型成藏模式的烴源輸導通道主要為該區斷至下伏SN向斷層。該區馬鞍塘組—小塘子組烴源巖厚度介于80～120 m，有機碳含量主要分布在1.5%～2.0%之間，有機質成熟度介于2.0%～2.4%，有機質類型以偏腐殖混合型為主，含少量腐殖型，生烴強度介于 30×108～ 50×108m3/km2。整體上，該區馬鞍塘組—小塘子組的烴源巖品質好。

圖1 新場構造帶須二段頂面構造圖

表1 新場構造帶主要SN走向斷層要素統計表

該區須二段儲層以巖屑砂巖為主，孔隙度主要分布在2%～4%之間，中值為3.14%；滲透率主要分布在0.04～0.08 mD和0.02～0.04 mD兩個區間，中值為0.05 mD。儲層孔隙度和滲透率相關性較好，但是局部受到裂縫發育的影響，表現出相對高孔隙度高滲透的特征。雖然儲層類型多樣，但是，以孔隙型儲層、裂縫—孔隙型儲層為主，有少量的裂縫型儲層。

2 地層水化學特征及氣水分布規律

2.1 地層水分布特征

新場構造帶須二段無統一的氣水界面，構造主體部位的氣井隨著氣藏的開采，地層能量下降，邊部水沿著南北走向斷層入侵構造高部位，使得高部位氣井大量產水[14]。

但是，該區須二段不同SN走向斷層附近單井水氣比、地層水總礦化度等特征存在明顯差異。如A井等單井水氣比超過1 m3/104m3，地層水礦化度普遍大于在100 000 mg/L；而B井等單井水氣比低于0.1 m3/104m3，地層水礦化度普遍小于在 10 000 mg/L。因此，研究地層水的地球化學特征與氣水分布關系有助于斷層輸導型成藏模式的氣水分布規律的解析。

2.2 地層水地球化學特征

新場構造帶須二段的地層水以CaCl2為主，pH值在6左右，表明地層水處于良好的酸性環境。陽離子以Ca2+、Na+為主，陰離子以Cl-為主。地層水總礦化度差異明顯，大致可分3類：①以低礦化度為特征，總礦化度小于10 000 mg/L；②地層水礦化度中等，總礦化度一般在10 000～ 80 000 mg/L；③以高礦化度為特征，總礦化度大于80 000 mg/L，部分大于 100 000 mg/L。

通過氣藏伴生水化學特征及單井產出動態分析表明，斷層輸導型氣藏可見3種類型的氣藏伴生水：①以B井等單井為代表，產出“低礦化度、低硫酸根含量”的地層水，單井中—低產氣量，且水氣比低；②以A井等單井為代表，產出“高礦化度、低硫酸根含量”的須二段及馬鞍塘組—小塘子組的地層水，單井中—高產氣量，伴隨中—高水氣比；③以C井等單井為代表，產出“高礦化度、高硫酸根含量”的地層水，單井中—低產氣量，水氣比高。此外，須二段地層水硼含量異常高，Sr/Ba＞1，表現出海相或海相影響的濃縮地層水特征（表2）。

通過A井和B井成藏地質特征、地層水化學特征以及單井試采特征對比分析，來探討該區須二段地層水化學特征與氣水分布關系。

2.2.1 A井

A井自投產以來，油套壓緩慢遞減，日產氣量超過 10×104m3，日產水大于 300 m3。該井投產初期產水量較少，且產出低礦化度的地層水。但隨著單井的開采，地層水產出明顯，水氣比約為9.7 m3/104m3。單井表現出“高產穩產、初期不產水、后期高產水、地層水礦化度高”的特征。

表2 鉆井生產過程中產出地層水的實驗分析數據表

該井位于新場構造帶五郎泉局部構造高點，緊鄰南北走向F1斷層（圖2）。F1斷層規模較大，向下斷至雷口坡組，斷層具有多期活動的特征。該井位于烴源條件有利區，馬鞍塘組—小塘子組生烴強度達到40×108m3/km2。儲層基質物性較好，裂縫極為發育，產層段見次生礦物約5000顆，成像測井也證實高角度縫極為發育。該井試采后期產水特征明顯，且地層水礦化度高，普遍大于10 0000 mg/L。水溶氣沿F1斷層向上運移，由于斷裂破碎帶儲滲性好且壓力釋放導致減壓，在斷裂破碎帶內發生快速氣水分異或減壓脫溶。然而，斷層與平緩構造相配置，斷面與儲層交匯處無明顯的構造高差，導致單井天然氣和高礦化度地層水僅在層內分異，分異不徹底。因此，在單井試采過程中，呈現出“早期不產水、后期產高礦化度地層水、氣水同產且穩產”的特征。

2.2.2 B井

B井自投產以來，目前油套壓仍較為穩定，日產氣量約4×104m3，產水少量。單井表現出“中產穩產、低產水”的特征。

該井位于新場構造軸部北東高點，緊鄰南北走向F2斷層（圖3）。F2斷層規模較大，向下斷至馬鞍塘組—小塘子組，斷層同樣具有多期活動的特征。該井與A井同處于烴源條件有利區，馬鞍塘組—小塘子組生烴強度約為40×108m3/km2。儲層基質物性較好，儲層孔隙度平均值約為3%，基質滲透率平均值約為0.15 mD。裂縫較為發育，成像測井反映出高角度裂縫較發育。

B井地層水具有“低礦化度、低硫酸根含量”特征。水溶氣沿F2斷層向上運移過程中，在斷裂破碎帶內發生氣水分異或減壓脫溶。同時，該井位于構造高差較大的斷層高部位，斷面與儲層交匯處存在明顯的構造高差，斷層破碎帶內氣水分異徹底，導致斷層高部位或斷層高位端以產氣為主，地層水產量低，且地層水表現出低礦化度特征。

3 油氣成藏機理及動態成藏模式

3.1 油氣成藏機理

3.1.1 天然氣來源

圖2 A井構造—斷層—儲層關系及生產特征圖

圖3 B井構造—斷層—儲層關系及生產特征圖

通過天然氣干燥系數、異正比以及碳同位素等實驗數據分析，證實了SN走向斷層對馬鞍塘組—小塘子組油氣的輸導作用是須二段油氣高產富集的關鍵[10]。根據川西坳陷陸相烴源巖排烴門限和排烴高峰的研究，結合埋藏史分析，新場構造帶馬鞍塘組—小塘子組烴源巖在晚三疊世末期進入排烴門限，晚侏羅世早期開始進入排烴高峰期[12]。印支晚期—燕山早期形成的SN走向斷層有利于油氣的輸導。

3.1.2 成藏時間與期次

新場構造帶須二段存在液態和氣態兩類烴類包裹體（圖4）。其中，液態烴包裹體的均一化溫度普遍相對較低，主要分布在80～100 ℃；而氣態烴包裹體的均一溫度普遍相對較高，均一化溫度主峰區間在130～150 ℃。表明新場構造帶須二段油氣主要有兩期成藏：早期為古油氣藏發育階段，以液態烴為主，并含有少量的氣態烴，成藏期大致在印支晚期—燕山早期；晚期為氣藏發育階段，以干氣為主，成藏期大致在燕山中—晚期。

3.1.3 成藏動力及運移機制

新場構造帶須二段砂巖儲層致密，致密化時間大致為中侏羅世末期[12]，而馬鞍塘組—小塘子組烴源巖生烴高峰期在晚侏羅世早期，表明新場構造帶須二段氣藏以先成型為主。對于先成型氣藏，烴源巖生烴增壓和砂巖—泥巖之間的毛細管壓力差是油氣運聚的主要動力，由于天然氣進入儲層后很難形成一定高度的連續氣柱，浮力難以發生作用。因此，高效的油氣運聚是新場構造帶須二段油氣高產富集的關鍵。

通過天然氣干燥系數、碳同位素以及氣藏伴生水化學特征等實驗數據分析，結合單井產出動態研究，可以將新場構造帶須二段氣藏劃分為斷層輸導型和源儲相鄰型兩種類型。其中，斷控型氣藏具有油氣高產富集的特征。對于新場構造帶須二段而言，SN走向（近SN走向）斷層輸導是該區天然氣運移的主要方式，該類斷層具有多期活動、持續供烴的特征，為須二段油氣的高效運聚奠定了基礎。

3.2 動態成藏模式

通過構造—斷層—儲層配置研究、流體特征對比分析、氣水分布規律研究、單井生產動態特征分析，新場構造帶須二段斷層輸導型成藏模式具有“斷層持續輸導供烴、天然氣為高成熟度混合氣、氣水分布受構造—斷層—儲層配置控制”等特征。在成藏過程中，油氣水沿斷層運移，斷裂破碎帶儲滲性好且壓力釋放導致減壓，在斷裂破碎帶內發生快速分異或減壓脫溶。

在此成藏模式的基礎上，根據構造—斷層—流體—成巖—成藏時空配置的差異性，結合單井生產數據，斷層輸導型氣藏表現為“高產穩產、氣水同產”“中產穩產、低產水”“低產氣、高產水”等3種產出特征。

3.2.1 “高產穩產、氣水同產”井的產出特征

該類型井具有以下特點：斷層與平緩構造相配置，早期油氣水通過斷層輸導同時運移至構造高部位儲層內，發生快速分異或減壓脫溶。中、后期雖然氣水在儲層內部有所分異，但是由于構造高差較小，氣水分異不徹底。在單井生產過程中，早期無水或少量凝析水，后期伴有高礦化度地層水。單井產氣效果普遍較好，但是水氣比較高，表現出氣水同產特征。

根據動態成藏過程分析，該類型產出特征具有3期動態成藏的特征（圖5）。

3.2.1.1 印支晚期—燕山早期

如圖5-a所示，氣藏溫度介于90～120 ℃，Ro介于0.5%～0.7%，處于低成熟生油階段。構造、斷層形成，斷層分布在構造高部位，儲層與斷層在構造高部位相接。此時，儲層未完全致密，具有較好的孔滲性。油氣水沿斷層運移，在斷裂破碎帶內發生快速分異或減壓脫溶，油氣水分異高度（源儲地層縱向距離）小，油氣/水界面與氣頂高差小。

圖4 新場構造帶須二段液態烴和氣態烴包裹體均一溫度分布直方圖

圖5 高產、穩產、氣水同產型動態成藏模式圖

3.2.1.2 燕山中—晚期

如圖5-b所示，氣藏溫度介于100～200 ℃，Ro介于0.7%～2.0%，處于中高成熟生氣階段。斷層持續活動，對油氣水進行運移輸導。晚期碳酸鹽膠結物沉淀，導致儲層開始致密。同時，儲層中原油裂解成氣，干酪根熱解氣與高鹽度水沿斷層運移，氣水在斷裂破碎帶內發生不完全快速氣水分異或減壓脫溶，氣水界面較高。氣體膨脹與構造擠壓形成異常高壓。

3.2.1.3 喜馬拉雅期—現今

如圖5-c所示，該時期構造劇烈抬升，構造幅度增大，斷裂系統發育，地層遭受剝蝕，壓力降低。儲層進一步致密，裂縫發育改善了儲層儲滲性。氣水過渡帶水溶氣減壓脫溶，天然氣與地層水在構造高部位及斷裂帶附近聚集。

3.2.2 “中產穩產、低產水”井的產出特征

該類型具有以下特點：斷層的構造高部位、低部位均與儲層相接，即斷面與儲層交匯處存在明顯的構造高差。油氣水沿斷層進入儲層后，油氣水存在明顯的分異現象，油氣水分異高度大。斷層高部位含水特征不明顯，僅產出少量的低礦化度地層水。位于斷層高部位的單井以產氣為主，天然氣產量穩定，且水氣比低，產出少量低礦化度地層水。

該類型產出特征同樣具有3期動態成藏的特征（圖 6）。

3.2.2.1 印支晚期—燕山早期

如圖6-a所示，氣藏溫度介于90～120 ℃，Ro介于0.5%～0.7%，處于低成熟生油階段。構造、斷層形成，斷層的構造高部位、低部位均與儲層相接，儲層未完全致密，油氣水沿斷層運移至儲層，在斷裂破碎帶內發生快速分異或減壓脫溶，油氣位于構造高部位。油氣水分異高度（源儲地層縱向距離+構造高差）大，油氣/水界面與氣頂高差較大。

3.2.2.2 燕山中—晚期

如圖6-b所示，氣藏溫度介于100～200 ℃，Ro介于0.7%～2.0%，處于中高成熟生氣階段。斷層持續活動，對油氣水進一步運移輸導。儲層開始致密，儲層中原油裂解成氣，干酪根熱解氣與高鹽度水沿斷層運移，氣水在斷裂破碎帶內發生完全快速氣水分異或減壓脫溶，天然氣與地層水進入構造高部位的儲層，氣水界面較低，氣體膨脹與構造擠壓形成異常高壓。

3.2.2.3 喜馬拉雅期—現今

如圖6-c所示，該時期構造抬升，構造幅度增大，斷裂系統發育，地層遭受剝蝕，壓力降低。儲層進一步致密，裂縫發育改善了儲層儲滲性。氣水過渡帶水溶氣減壓脫溶，天然氣與少量地層水在構造高部位及斷裂帶附近聚集。

圖6 中產、穩產、低產水型動態成藏模式圖

3.2.3 “低產氣、高產水”井的產出特征

該類型鉆井具有以下特點：斷層的構造高部位、低部位均與儲層相接，且鉆井位于斷層、構造低部位。油氣水沿斷層進入儲層后，通過油氣水的分異，斷層構造低部位以產水為主，地層水礦化度高，幾乎不產氣。該類井表現為少量高成熟天然氣與高礦化度地層水進入儲層，導致構造低部位含氣豐度低，含水豐度高，單井表現出“產氣少量，以產水為主”的特征。

3.3 高產富集主控因素

通過斷控型氣藏動態成藏過程分析，結合成藏地質條件及其配置，結果表明“古今構造高位+斷層通源輸導+優質儲層聚氣”是新場構造帶須二段斷層輸導型氣藏油氣高產富集的主控因素。而構造—斷層—儲層時空配置是控制氣水分布的關鍵。

3.3.1 鄰近SN向（近SN向）通源斷層，為持續供烴提供基礎

通過應力特征、斷層活動速率以及包裹體均一溫度等研究表明，SN走向（近SN走向）斷層有效溝通下伏馬鞍塘組—小塘子組氣源，在印支晚期—燕山中晚期能夠為須二段氣藏持續輸導供烴，是氣藏形成的基礎。

3.3.2 基質儲層＋裂縫發育，為油氣提供良好儲集空間

通過單井產量與基質儲層、裂縫發育程度相關性研究表明，在須二段儲層整體超致密的背景下，基質儲層和裂縫發育為油氣提供了良好的儲集空間。尤其是規模裂縫的發育，使得儲層的儲滲性得到明顯改善，有利于油氣的高產富集。

3.3.3 構造—斷層—儲層時空配置是控制氣水分布的關鍵

斷層的構造高部位、低部位均與儲層相接有利于氣水分異。斷層與平緩的構造高部位配置，氣水在構造高部位儲層內分異不徹底，導致單井表現出氣水同產的特征。而斷層的構造高部位、低部位均與儲層相接，氣水在斷裂破碎帶內形成氣水分異，構造高部位為油氣運聚指向區，表現為以產氣為主的特征。構造低部位則成為地層水運移的指向區。

4 結論

1）新場構造帶須二段油氣高產富集區主要表現為斷層輸導型成藏模式。該類成藏模式具備良好的構造—斷層—儲層配置條件，含氣性好。根據構造—斷層—流體—成巖—成藏時空配置的差異性，結合單井生產數據，表現為“高產穩產、氣水同產”“中產穩產、低產水”“低產氣、高產水”3種產出特征。

2）斷層輸導型成藏模式的氣藏高產富集主控因素為“古今構造高位＋斷層通源輸導＋優質儲層聚氣”，構造—斷層—儲層時空配置是控制氣水分布的關鍵。

3）具有“高產穩產、氣水同產”生產特征的鉆井表現出“斷層、儲層在構造高部位相接”的特征。具有“中產穩產、低產水”生產特征的鉆井，普遍具有“斷層、儲層在構造高部位、低部位均相接”的特征，單井以產氣為主，天然氣產量穩定，僅產少量低礦化度地層水，可通過實施水平鉆井提高單井產量，實現較好的經濟效益。