石油勘探与开发 >

2023 , Vol. 50 >Issue 1: 24 - 37

DOI: https://doi.org/10.11698/PED.20220759

油气勘探

输导层（体）非常规天然气勘探理论与实践——四川盆地新类型页岩气与致密砂岩气突破的启示

  • 郭彤楼 ,
  • 熊亮 ,
  • 叶素娟 ,
  • 董晓霞 ,
  • 魏力民 ,
  • 杨映涛
展开
  • 中国石油化工股份有限公司西南油气分公司，成都 610041

郭彤楼（1965-），男，江苏邳州人，博士，中国石油化工股份有限公司西南油气分公司教授级高级工程师，主要从事油气地质勘探研究。地址：四川省成都市高新区吉泰路688号，邮政编码：610041。E-mail：

收稿日期: 2022-11-08

  修回日期: 2022-12-10

  网络出版日期: 2023-01-12

基金资助

中国石油化工股份有限公司科技项目(P22081)

国家科技重大专项(2016ZX05002-004)

收起

Theory and practice of unconventional gas exploration in carrier beds: Insight from the breakthrough of new type of shale gas and tight gas in Sichuan Basin, SW China

  • GUO Tonglou ,
  • XIONG Liang ,
  • YE Sujuan ,
  • DONG Xiaoxia ,
  • WEI Limin ,
  • YANG Yingtao
Expand
  • Sinopec Southwest Oil & Gas Company, Chengdu 610041, China

Received date: 2022-11-08

  Revised date: 2022-12-10

  Online published: 2023-01-12

Fold

摘要

针对四川盆地海相页岩层系寒武系筇竹寺组历经多年页岩气勘探未获重大突破、三叠系须家河组致密气一直未能实现规模商业建产的问题，在对老井反馈分析的基础上，结合致密气、页岩气的聚集机理以及钻井过程中油气显示、开发过程中产量压力变化等特征，提出转变勘探开发思路，从源、储勘探转向输导层（体）勘探，把有效烃源岩、有效输导层（体）和有效砂岩（页岩）层的有机组合作为成藏体，建立了输导层（体）非常规天然气形成富集模式。实践应用上取得2项成效：①指导筇竹寺组低有机质丰度粉砂质页岩勘探取得重大突破，改变了只在富有机质黑色页岩中寻找页岩气的传统思维，也实现了四川盆地新区、新层系、新类型页岩气的突破与勘探开发向多层系的转变；②实现了须家河组致密砂岩难动用储量的勘探突破和高效开发，破解了须家河组致密砂岩层产量不高、裂缝带产量不稳的难题，推动了致密砂岩气从有储量无产量向有效动用的转变，提升了致密砂岩气的勘探开发潜力。

关键词： 四川盆地; 输导层（体）; 致密气; 页岩气; 粉砂质页岩; 寒武系筇竹寺组; 三叠系须家河组

本文引用格式

郭彤楼 , 熊亮 , 叶素娟 , 董晓霞 , 魏力民 , 杨映涛 . 输导层（体）非常规天然气勘探理论与实践——四川盆地新类型页岩气与致密砂岩气突破的启示[J]. 石油勘探与开发, 2023 , 50(1) : 24 -37 . DOI: 10.11698/PED.20220759

Abstract

Unconventional gas in the Sichuan Basin mainly includes shale gas and tight gas. The development of shale gas is mainly concentrated in the Ordovician Wufeng Formation-Silurian Longmaxi Formation, but has not made any significant breakthrough in the Cambrian Qiongzhusi Formation marine shale regardless of exploration efforts for years. The commercial development of tight sandstone gas is mainly concentrated in the Jurassic Shaximiao Formation, but has not been realized in the widespread and thick Triassic Xujiahe Formation. Depending on the geological characteristics of the Qiongzhusi Formation and Xujiahe Formation, the feedback of old wells was analyzed. Then, combining with the accumulation mechanisms of conventional gas and shale gas, as well as the oil/gas shows during drilling, changes in production and pressure during development, and other characteristics, it was proposed to change the exploration and development strategy from source and reservoir exploration to carrier beds exploration. With the combination of effective source rock, effective carrier beds and effective sandstone or shale as the exploration target, a model of unconventional gas accumulation and enrichment in carrier beds was built. Under the guidance of this study, two significant results have been achieved in practice. First, great breakthrough was made in exploration of the silty shale with low organic matter abundance in the Qiongzhusi Formation, which breaks the traditional approach to prospect shale gas only in organic-rich black shales and realizes a breakthrough in new areas, new layers and new types of shale gas and a transformation of exploration and development of shale gas from single-layer system, Longmaxi Formation, to multi-layer system in the Sichuan Basin. Second, exploration breakthrough and high-efficient development were realized for difficult-to-produce tight sandstone gas reserves in the Xujiahe Formation, which helps address the challenges of low production and unstable production of fracture zones in the Xujiahe Formation, promote the transformation of tight sandstone gas from reserves without production to effective production, and enhance the exploration and development potential of tight sandstone gas.

Key words： Sichuan Basin; carrier bed; tight gas; shale gas; silty shale; Cambrian Qiongzhusi Formation; Triassic Xujiahe Formation

0 引言

油气系统理论认为，源-输-储-圈是含油气系统的重要组成部分，各要素功能明确、界限清晰，同时又在统一时空框架下互为相关[1]。常规油气系统中，烃源岩不能作为储集层；输导层因通常位于油水/气水界面之下，或位于封盖层之下，在储集层中所占空间极小[2]，也被认为不能作为聚集油气的储集层。
上世纪70年代以来，随着水平井和大规模水力压裂技术装备的迅速发展和成功应用，页岩气、致密气等非常规油气进入快速发展阶段，推动传统石油天然气地质学理论发生了革命性进步，油气的生成、运移、聚集和保存机理受到了重大挑战[3]。北美以及中国深水陆棚相页岩油气的商业开发表明，油气可以规模赋存在发育微—纳米级孔隙的烃源层中。例如：北美Barnett和Woodford页岩以及中国四川盆地五峰组—龙马溪组页岩，基质渗透率普遍低于0.1×10-3 μm2[4]，但是页岩中发育大量的具较小孔径、较好连通性及较弱非均质性的有机质孔，可以提供油气的储集空间以及天然气分子在页岩层内部运移所需要的渗透率，形成有效的页岩储集层[5-6]。相关的非常规油气地质新认识推动了页岩气在四川盆地的快速发展，2021年该盆地生产页岩气超过200×108 m3，占四川盆地天然气年产量近30%。
致密砂岩气是非常规天然气的主要类型之一，储集层普遍含气，但孔隙度普遍小，渗透率极低，纳米级孔喉占主体。例如：四川盆地西部（简称川西）坳陷上三叠统须家河组孔隙度主要为2%~5%，渗透率主要为（0.01~0.10）×10-3 μm2，小于1×10-3 μm2的样品比例为90%~95%，孔喉半径小于1 μm的孔喉体积百分数达98.8%[7]；四川盆地东北部（简称川东北）通江—马路背地区须家河组孔隙度主要为1%~3%，渗透率主要为（0.01~0.10）×10-3 μm2[8]。由于四川盆地须家河组储集层普遍致密，属于特低孔致密储集层，导致单井产量低，效益开发难度大，勘探开发进展较慢。
2019年Hough和Breyer首次提出输导层型油气藏概念[9]，指出美国新墨西哥州圣胡安盆地Bisti油田海相Mancos页岩成藏带、西加拿大Pembina油田（常规油藏）周边低渗透轻质油藏（Halo油藏）是与常规油藏伴生的非常规输导层型油藏[10]，丹佛盆地上白垩统Carlile页岩中的Codell砂岩段以及保德河盆地Carlile页岩中Turner砂岩段也被证实属于低渗透输导层型储集层[11]。这类气藏中的输导层（页岩、致密砂岩）物性差，烃源层生成的油气在源储压差[12]作用下进入致密输导层，逐步向储集层推进，随着运移距离的增加成藏动力逐渐降低，当动力小于阻力时进入油气滞留阶段和区域，油气受“自封闭作用”[3]在输导层内滞留、聚集、成藏，形成输导层油气聚集。因此，理论上大部分致密砂岩气藏，如北美深盆致密砂岩气藏[13-14]、鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气藏[15-16]以及四川盆地上三叠统须家河组[17-18]和侏罗系致密砂岩气藏[19]等，均位于油气自烃源层向常规储集层运移的路径上，均可以归属为输导层型气藏。
2020年以来，依据输导层型油气聚集理论，结合四川盆地南部（简称川南）寒武系筇竹寺组、川西坳陷须家河组的地质特点，针对筇竹寺组按照龙马溪组页岩气勘探思路导致的少产—低产、须家河组致密砂岩按常规开发面临的有储量无产量、有气无田的问题，提出筇竹寺组勘探目标由黑色页岩（源）向低TOC粉砂质页岩（输导层）转变，须家河组目标由致密砂岩（储）向三位一体的输导体（断层-裂缝带、烃源岩-致密砂岩高渗层和低渗层有机组合）转变的思路，在川南、川西实现了页岩气勘探与致密砂岩气开发的重大突破，展现了输导层（体）新类型非常规气藏的巨大潜力，突破了在富有机质页岩中找页岩气、致密砂岩中找致密气的传统观念，推动了从烃源层-储集层-输导层（体）勘探思路的转变，丰富了非常规油气成藏理论，为将来类似气藏的发现提供了借鉴。

1 输导层页岩气的富集

页岩气勘探一般将页岩是否富含有机质作为靶区与目标层选择的主要依据，如志留系龙马溪组页岩气的水平井靶窗确定在具有高TOC、高孔隙度、高含气量、高脆性、厚度为5~10 m的深水陆棚页岩“甜点段”。前期寒武系筇竹寺组也是按照龙马溪组的勘探思路，在黑色页岩中进行勘探，由于研究区（见图1a、图1b）筇竹寺组与龙马溪组地质特征差异明显（见表1），几经勘探只试获低产页岩气。通过近几年对老井和区域构造、沉积特征的再认识，积极转变勘探思路，提出筇竹寺组浅水陆棚相低TOC粉砂质页岩在地质历史上是油气输导层的新认识，认为其在烃源岩有效、保存良好的条件下，更易于富集油气。选择该层段作为勘探目的层，部署探井并试获高产页岩气，改变了在富有机质页岩中找页岩气的传统观念，实现了页岩气新区、新层系、新类型勘探的重大突破。
图1 研究区位置及目的层底面构造图

（a）四川盆地构造单元划分与研究区位置图；（b）井研—犍为地区筇竹寺组底面构造图；（c）川西坳陷新场构造带须二段底面构造图

表1 筇竹寺组与龙马溪组页岩特征对比表
组 沉积
背景		 层序 微相 TOC值大于
3%厚度/m		 TOC值大于2%厚度/m 矿物成分/
%		 黏土成分/
%		 孔隙度/
%		 孔隙构成/% 孔体积/
(mL•g-1)		 含气量/
(m3•t-1)
筇竹寺组 （井研—
犍为地区）		 拉张槽 3个旋回、
3套页岩		 深水泥质
陆棚微相		 0 2~3 低钙（5%）、高硅（70%） 伊利石46%，
伊/蒙混层含量40%		 2~4 有机孔15%，脆性矿物孔少量，黏土矿物孔84% 0.006 0.6~2.3
龙马溪组
（威远地区）		 克拉通 1个旋回、
1套页岩		 硅质、钙
硅质深水
陆棚微相		 连续厚度
7~10		 连续厚度24~35 中钙（15%）、高硅（45%） 伊利石34%，
伊/蒙混层61%		 6~8 有机孔65%，脆性矿物孔8%，黏土矿物孔47% 0.012 5~6

1.1 沉积特征及页岩类型

1.1.1 沉积特征

四川盆地筇竹寺组区域沉积环境差异大[20-21]（见图2a），位于盆地西南部研究区的筇竹寺组为浅水陆棚—深水陆棚沉积环境。纵向上由深至浅组成3个旋回，与龙马溪组类似的是在每个旋回的底部发育钍铀比值小于2的深水陆棚相黑色页岩（见图2b、图3a），具有富碳高硅的特点，但厚度薄且不稳定（0~8 m）；其上为浅水陆棚相的黑灰色—灰色粉砂质页岩，钍铀比值为2~7，有机碳含量0.2%~1.5%。下部旋回因受外来物源的影响大，水平层理和波状层理发育，岩性不纯，粉砂质页岩与泥质粉砂岩呈条带状或条纹状频繁互层（见图2b、图3b）。中部旋回水体相对平静，外来物源的影响相对较小，纹层、页理状的粉砂质页岩发育（见图3c、图3d）。上部旋回基本不受外来物源的影响，以灰、灰黑色黏土质页岩为主，发育不连续的钙质纹层（见图3e、图3j）。
图2 四川盆地筇竹寺组沉积相模式图（a）及研究区筇竹寺组地层综合柱状图（b）
图3 研究区筇竹寺组主要岩性特征

（a）JS103井，3 581.04~3 581.20 m，①层黑色富碳高硅页岩，结核状黄铁矿；（b）JS103井，3 522.20~3 522.42 m，④层深灰色含钙粉砂质页岩与灰色含钙泥质粉砂岩互层；（c）JS103井，3 371.00~3 371.22 m，⑦层深灰色含黏土粉砂质页岩，纹层发育；（d）JS103井，3 359.19~3 359.40 m，⑦层灰色硅质粉砂质页岩，块状，纹层发育；（e）JS103井，3 313.94~3 314.12 m，⑩层深灰色黏土质页岩；（f）JSH1井，3 384.03 m，①层黑色富碳高硅硅质页岩，发育钙质纹层；（g）JS103井，3 520.50 m，④层深灰色含灰粉砂质页岩，致密，钙质胶结纹层明显；（h）JS103井，3 371.36 m，⑦层灰色含黏土粉砂质页岩，见纹层状结构；（i）JS103井，3 359.03 m，⑦层灰色硅质粉砂质页岩，粉砂均匀分布，硅质含量65%~70%；（j）JS103井，3 313.44 m，⑩层灰黑色黏土质页岩，钙质纹层，碳酸盐矿物胶结

通过对研究区开展系统的全岩矿物分析，筇竹寺组页岩大致可分为3类，即富碳高硅页岩、粉砂质页岩和黏土质页岩，其中粉砂质页岩又可分为含钙粉砂质页岩、含黏土粉砂质页岩和硅质粉砂质页岩。

1.1.2 页岩类型

富碳高硅黑色页岩发育于3个旋回底部，粒径4~25 μm，硅质含量50%~70%，黏土含量20%~40%，成分以伊利石为主，有机质呈团块状分布，含量2%~4%（见图3f）。
粉砂质页岩广泛发育于中下两个旋回，粒径10~70 μm，以泥—粉砂级（0.010 0~0.062 5 mm）为主（见表2），页理及纹层发育，与长宁地区龙马溪组龙一段小层类似[22]。成分均以外来石英为主（含量约70%），其中含钙粉砂质页岩主要分布在下部旋回（见图3b，图3g），碳酸盐矿物含量相对高（15%~20%），胶结纹层明显；含黏土粉砂质页岩（见图3c、图3h）和硅质粉砂质页岩（见图3d、图3i）主要分布在中部旋回，碳酸盐矿物以方解石为主，含量为5%~10%，有机质呈条带状、团块状及星点状分布，含量低（0.2%~1.5%）。黏土矿物以伊利石和伊蒙混层为主，含黏土粉砂质页岩的黏土矿物含量相对高（5%~10%）。
表2 JS103井筇竹寺组目的层粒度鉴定结果
小层 薄片岩性 深度/m 粒度占比/%
粉砂级 泥—粉砂级
⑦小层 粉砂质页岩 3 362.77 2.04 97.96
粉砂质页岩 3 363.93 100.00
粉砂质页岩 3 372.54 10.99 89.01
粉砂质页岩 3 374.93 14.44 85.56
黏土质页岩主要分布于上旋回的中上部，黏土矿物含量55%~60%。硅质含量15%~20%，分散形态。碳酸盐矿物以方解石为主，含量为15%~20%，有机质含量低（0.1%~0.8%）（见图3e、图3j）。

1.2 地球化学特征

筇竹寺组作为下古生界两套烃源岩之一，前人在烃源岩评价方面开展了大量的研究工作[23⇓⇓-26]。研究区位于拉张槽西斜坡，优质烃源岩不发育，TOC值低，按照Charles Boyer等提出的烃源岩有机质丰度标准[27]，仅8~15 m的富碳高硅黑色页岩（①、⑤、⑨三层非连续厚度，TOC值大于0.5%）具有一定的生烃能力；粉砂质页岩、黏土质页岩TOC值平均为0.38%，生烃能力有限（见图4）。有机质类型为Ⅰ型，主要来源于低等水生浮游生物（藻类），干酪根碳同位素δ13C值为-37.7‰~-31.3‰，等效Ro值2.70%~2.82%（平均为2.76%），处于过成熟演化阶段。
图4 JS103井筇竹寺组实验参数纵向分布图
筇竹寺组排烃效率高（Ro值为2.17%时排烃系数89.45%），但仍有大量天然气滞留，约为1.85 m3/t，这些滞留气在生烃作用基本停止后，仍将继续为相邻页岩储集层提供气源。

1.3 储集层特征

氦气法孔隙度测试结果表明，筇竹寺组孔隙度整体较低，主要为1.0%~2.0%；其中，中部旋回⑦—⑧号含黏土粉砂质页岩、硅质粉砂质页岩孔隙度相对较高，平均值达2.95%（见图4），分段特征明显。其他粉砂质页岩层（含钙粉砂质页岩层）孔隙度为0.93%~1.39%，表明中部旋回的粉砂质页岩具有相对更好的储集条件。储集空间主要为分布广泛、类型多样的无机孔，包括脆性矿物残余粒间孔、粒内溶蚀孔（见图5a）、黏土矿物层间孔缝（见图5b、图5c、图5e）及黄铁矿晶间孔（见图5d）等，占比80%以上。受低有机质丰度影响，有机孔发育程度低，仅零星分布（见图5c），因此研究区筇竹寺组粉砂质页岩不具有龙马溪组页岩孔隙度与TOC的良好关系[28-29]（见图6）。
图5 JS103井筇竹寺组粉砂质页岩储集空间类型

（a）3 348.18 m，长石颗粒表面溶蚀孔；（b）3 348.19 m，黏土矿物层间孔缝；（c）3 349.80 m，有机孔和黏土矿物层间孔缝；（d）3 349.80 m，草莓状黄铁矿晶间孔；（e）3 353.49 m，黏土矿物层间孔；（f）3 357.90 m，条带状有机质周缘收缩缝；（g）3 360.56 m，黏土矿物收缩缝，与微裂缝相互连通；（h）3 362.76 m，黏土矿物层间孔缝，与微裂缝相互连通；（i）3 367.39 m，矿物粒间充填有机质，见有机孔、收缩缝

图6 筇竹寺组粉砂质页岩TOC值与孔隙度的关系
粉砂质页岩渗透率极低（0.000 03~0.048 26）×10-3 μm2，平均渗透率为0.004 66×10-3 μm2，整个层段岩心少见裂缝，与龙马溪组富碳高硅页岩裂缝发育有极大不同。

1.4 含气性特征

页岩的含气性是评价页岩气资源潜力和衡量目标层系是否具有开采潜力的重要参数。研究区筇竹寺组现场含气量整体较低，黑色页岩段平均值2 m3/t以上，其中①、⑤、⑨层含气量相对略高，①层含气量最高达3.30 m3/t（JS103井），⑨层最高达4.69 m3/t（JY1井）。粉砂质页岩含气量平均值不到1%，JS103井⑥—⑧层平均含气量仅为0.61~0.92 m3/t（见图4）。筇竹寺组现场含气量与龙马溪组页岩含气量（1.52~8.85 m3/t，焦页1井）相比明显偏低，获产的粉砂质页岩段含气量与测试产量、油气显示也明显不匹配。对于这类页岩气如何评价其含气性，是下一步需要解决的问题。

1.5 富集高产关键因素探讨

1.5.1 老井反馈的启示

研究区筇竹寺组黑色页岩连续厚度薄，储集性能和生烃能力远不如五峰组—龙马溪组的高TOC黑色页岩，以此为勘探目的层的多口探井均未获得商业气流，因此，四川盆地五峰组—龙马溪组围绕高TOC黑色页岩的勘探思路在研究区并不适用。通过对研究区多口已钻井的对比分析，发现筇竹寺组中部粉砂质页岩段连续分布，且都见到良好烃类显示。气显示井的分布与构造形态无关，无论是在构造的高部位、鞍部，还是在翼部均有分布（PY1井比JSH1井构造位置低600 m，见图1b），表明粉砂质页岩有非常良好的含气性。例如，JSH1井在钻井液密度1.55 g/cm3情况下，全烃显示最高值为24.76%；JY1井在钻井液密度1.45 g/cm3情况下，全烃显示最高值为12.55%；PY1井在钻井液密度1.49 g/cm3情况下，全烃显示最高值为7.71%。研究认为这种气显示普遍只与粉砂质页岩的分布有关，粉砂质页岩能够成藏。

1.5.2 粉砂质页岩是油气输导层也是储集层

从常规—页岩油气勘探的角度来看，研究区中部旋回的这套粉砂质页岩TOC值低，不是优质烃源岩，达不到页岩气勘探的标准；其低孔特低渗的物性，也达不到常规勘探储集层的标准；储集空间中有机孔占比低，与页岩高有机孔发育的特点也不相符。但实钻证实此类位于源岩中的页岩层却有很好的含气性，采用目前的常规油气勘探和页岩气勘探的思路和方法均不能很好地解释。分析认为粉砂质页岩虽然渗透率极低，但在地质历史时期能够起到油气输导层的作用，具有4个方面的优势。
①自身具有一定的生烃能力，优先占据一定的储集空间。虽然该套粉砂质页岩整体的TOC值低（平均0.38%），不具备大规模的生烃能力，但也存在一些TOC值大于0.5%的样品（最高1.6%，约占总样品的18%），具有一定的生烃潜力。虽然生成的烃量少，但可以优先储集在粉砂质页岩中，为后期相邻优质烃源岩大量生烃的运移和聚集起到了保护储集空间的作用。
②靠近优质烃源。这套粉砂质页岩横向和纵向都存在筇竹寺组高TOC值黑色页岩，具有靠近优质烃源岩的先天优势。黑色页岩段生成的油气在生成过程中会出现异常高压，异常高压作为一种天然的驱动力，可使粉砂质页岩产生微小裂缝，促进粉砂质页岩起到油气输导层的作用。
③物性相对好。这套粉砂质页岩主要由含黏土粉砂质页岩和硅质粉砂质页岩组成，与含钙粉砂质页岩层相比具有相对更好的孔隙度，与黑色页岩相比具有相对更高的渗透率和更大的厚度，有利于油气的规模输导。
④良好的保存条件。图7揭示了该套粉砂质页岩能作为输导层的关键。ZJ1井和GS17井揭示拉张槽内筇竹寺组优质烃源岩生成的油气向两侧高部位运移，东侧GS1井因为断层发育，油气可沿优势运移通道（断层）最终富集在常规碳酸盐岩储集层中；西侧缺少断层等优势运移通道，且上部地层封盖性能好，向上、向侧向高部位运移的油气被迫在孔隙度相对较好的输导层中滞留，而无法运移到龙王庙组常规储集层。JY1井钻到龙王庙组好的储集层，但测试结果为水层，即是很好的例证。
图7 四川盆地筇竹寺组拉张槽两侧常规气、页岩气形成模式图
基于上述认识，针对⑥—⑧号页岩油气输导层，以物性相对更好的⑦号层下部为靶窗，部署JS103井，在钻井液密度1.6 g/cm3情况下，全烃显示最高3.74%，完井测试获得25.86×104 m3/d高产工业气流，实现了寒武系低有机质丰度粉砂质页岩勘探的重大突破。此类气藏形成的关键因素在于有效的烃源岩、规模的输导层、良好保存条件的有机匹配。

2 输导体致密砂岩气的形成与富集

从资源潜力、发现的储量来看，四川盆地常规气、页岩气、致密气3大领域中只有致密砂岩气产量与其资源量、储量占比不相匹配。特别是须家河组致密砂岩气，长期存在有储量无产量、有气无田的局面。2021年以来，将页岩气、常规气的理念有机融合，转变勘探开发思路，提出了断层、裂缝、致密砂岩储集层三位一体的输导体致密砂岩气富集模式，实现了须家河组致密砂岩气的连续突破。

2.1 烃源岩的有效性

2.1.1 烃源岩特征

晚三叠世须家河组沉积时期，四川盆地的沉积、沉降以及生烃中心均位于川西坳陷。前期气源对比结果表明，川西坳陷须家河组二段天然气主要来自下伏小塘子组和须二段内部泥页岩[30-31]。其中，小塘子组以海陆过渡相沉积为主，须二段逐渐过渡为含煤陆相沉积[32]。小塘子组有机质类型主要为Ⅰ、Ⅱ型干酪根，见少量Ⅲ型；须二段烃源岩以Ⅲ型干酪根占主导，并见少量Ⅱ型（见图8）。小塘子组泥页岩有机碳含量平均为1.34%，须二段泥页岩有机碳含量平均为2.08%（见图9），均具有较好的生烃潜力。小塘子组、须二段烃源岩热演化程度较高，Ro值为1.7%~2.3%，平均分别为2.2%和1.9%，总体处于高—过成熟演化阶段（见图10）。
图8 川西坳陷小塘子组、须二段干酪根类型
图9 川西坳陷小塘子组、须二段烃源岩成熟度
图10 川西坳陷须二段、小塘子组烃源岩成熟度

2.1.2 烃源岩生烃演化过程

干酪根生烃模拟实验表明，Ⅲ型干酪根在较低成熟阶段（Ro值小于1.2%）的热演化产物与Ⅰ、Ⅱ型相似，以生成液态烃为主，在Ro值为1.2%时达到生油峰值，之后液态烃产率随着温度的升高而降低，气态烃的产率显著增大[33-34]。在明确川西坳陷陆相地层残余厚度、剥蚀厚度的基础上，结合地球化学数据并借助盆地模拟技术，对川西坳陷小塘子组和须二段烃源岩的生排烃过程进行了研究。川西地区小塘子组、须二段烃源岩在早侏罗世末进入低成熟阶段（Ro值为0.5%~0.7%），以生油为主（见图11阶段1）。晚侏罗世晚期进入成熟阶段（Ro值为0.7%~1.0%），热演化产物以低熟油气为主（见图11阶段2）。至晚白垩世中晚期进入高成熟阶段（Ro值为1.0%~2.0%），烃源岩达到生气高峰，主要生成高熟气（见图11阶段3）。此后由于喜马拉雅构造运动导致地层抬升，烃源岩的生气速率逐渐降低（见图11阶段4）。
图11 川西坳陷X1井须二段埋藏与热演化史
实验模拟结果表明，Ⅰ、Ⅱ型烃源岩在低成熟阶段的排烃效率一般低于30%，在成熟阶段的排烃效率为30%~60%[35]，Ⅲ型干酪根由于地层吸附能力较强，排烃效率更低[36]。因此，烃源岩在低成熟—成熟阶段产生的液态烃除部分排出进入须二段储集层形成分散液态烃外，大部分均滞留在烃源岩内部。当烃源岩进入高成熟阶段，烃源岩持续热演化生成大量的气态烃，同时前期滞留在烃源岩内部的液态烃开始裂解形成大量的天然气。四川盆地志留系海相烃源岩龙马溪组页岩气的成功商业规模开发也证实烃源岩层内部赋存大量的早期滞留液态烃裂解形成的天然气[37-38]。此外，储集层内部广泛分布的液态烃也在高成熟阶段开始裂解形成原油裂解气。白垩纪后喜马拉雅构造运动导致区域性隆升，温度逐渐降低。虽然温度降低可以造成烃源岩生气速率的下降，但在抬升早期烃源岩仍可继续生烃[39]，同时烃源岩中的滞留液态烃在高温下可持续裂解形成天然气。
综上所述，川西坳陷小塘子组、须二段烃源岩多阶段、全周期的生烃演化可以形成“接力成气”[40-41]，为须二段输导体富集、成藏提供了持续的气源。

2.1.3 源储藏耦合特征

前人对川西坳陷须二段储集层致密化过程开展了大量的研究[32,42⇓ -44]。目前普遍认为，须二段自沉积开始受压实作用和胶结作用影响，孔隙度逐渐降低，在晚侏罗世早期储集层已基本致密化。储集层演化与小塘子组、须二段烃源岩演化的时空耦合特征决定了川西地区须二段的成藏过程与特点。
①晚三叠世—晚侏罗世，Ro值小于1.0%，处于低成熟—成熟阶段，烃源岩以生油为主，并生成少量的低成熟度天然气（见图11阶段1和阶段2）。大量液态烃滞留在烃源岩中，同时低熟油气与酸性流体沿断层、裂缝、砂体运移并充注储集层，油气水在断裂破碎带以及储集层中发生分异，酸性流体导致早期溶蚀孔隙发育，储集层尚未完全致密，储集层中可见大量液烃/沥青包裹体和少量气烃包裹体（见图12阶段1和阶段2）。
图12 川西地区须二段包裹体均一温度与盐度关系图
②早白垩世—晚白垩世晚期，Ro值为1.0%~2.0%，处于高成熟演化阶段，烃源岩生成大量高成熟度干酪根降解气，同时烃源岩内滞留液态烃开始裂解形成原油裂解气（见图11阶段3）。该阶段储集层已经普遍致密，裂缝总体欠发育，浮力及源储压力差难以克服毛细管阻力，一方面导致储集层中早期充注的油气水被封存，另一方面大量的高成熟度天然气滞留在烃源岩中。邻近优质烃源岩的储集层中可形成小尺度生烃增压缝，局部充注高成熟度天然气形成岩性气藏。同时，储集层中分布的分散液态烃也开始裂解成气。由于该阶段储集层已普遍致密，总体处于封闭、非流动状态，储集层中包裹体较为少见（见图12阶段3）。
③晚白垩世晚期—现今，Ro值大于2.0%，处于高—过成熟演化阶段，构造抬升，温度、压力持续降低，尽管抬升背景下烃源岩的生烃速率逐渐降低、生烃过程逐渐停止，但在抬升早期烃源岩仍可生成高成熟度干酪根降解气和原油裂解气（见图11阶段4）。该阶段断裂系统发育，剥蚀卸载可以形成大量裂缝。随着温度、压力的降低，烃源岩中滞留的大量的游离气、吸附气和水溶气发生膨胀、脱吸和脱溶，自烃源岩内部产生向外逃逸的动力[18]。高成熟度天然气沿断裂、裂缝以及高渗基质储集层构成的输导体系进行纵横向运移，随着运移距离的增加以及储集层物性的变差，成藏动力小于阻力，油气在在输导体内滞留、聚集、成藏，储集层中可见大量与中高温、低盐度汽化水伴生的气烃包裹体（见图12阶段4）。
川西坳陷须二段输导体气藏天然气地球化学特征表明，天然气具有较高成熟度（甲烷含量平均97.4%），为干酪根降解气和原油裂解气混合成因（见图13），天然气多期充注，须二段致密储集层普遍以充注早期低熟油气为主，断裂、裂缝以及高渗基质储集层构成的输导体则主要富集高成熟度干酪根降解气和原油裂解气。
图13 川西坳陷须二段天然气ln(C1/C2)与ln(C2/C3)关系（据文献[45]）

2.2 输导体系的高效性

2.2.1 输导体特征

川西坳陷须家河组输导体主要由断层、裂缝及高渗基质储集层组成。
①断层。川西坳陷须家河组受印支期、燕山期和喜马拉雅期多期构造运动影响[31]，断层广泛发育。以新场构造带须二段为例，发育南北向、东西向和北东向3种不同走向的逆断层。印支中晚期受南北向挤压应力的影响，形成一系列东西向断层，平面上主要分布于高庙—丰谷地区。燕山晚期，龙门山强烈隆升，在构造应力作用下构造分异逐渐增强，整个新场构造带东西向断层普遍发育，平面上以新场、合兴场地区发育程度最高。喜马拉雅早中期，青藏高原隆升侧向挤压，受东西向构造应力的影响，形成大量近南北向断层和断褶体，平面上以新场、合兴场和孝泉地区最为发育（见图1c）。断层以四级和五级断层为主，向下断至雷口坡组，向上断至须三/须四段。
②裂缝。根据岩心裂缝统计，川西坳陷须二段主要发育低角度裂缝（见图14a）、斜交缝（见图14b）和高角度缝（见图14c）3种裂缝，岩心裂缝开度一般为0.1~2.0 mm。微观尺度下裂缝可分为显裂缝和裂隙，显裂缝镜下分布具有一定的定向性，说明受构造应力影响，其宽度可达数十微米（见图14d、图14e）。部分样品碎屑颗粒未明显破碎，仅产生一定裂隙（见图14f）。须家河组输导体裂缝以高角度缝为主，低角度缝次之。走向以东西向为主，其次为北东—南西向和北西—南东向。须家河组裂缝成因以构造缝为主，与印支末期、燕山中晚期和喜马拉雅期3期构造运动有关[46]。其中，早期裂缝多被方解石、石英充填，晚期裂缝多数未充填、半充填，走向以东西向为主，与现今最大水平主应力方向基本一致。
图14 川西坳陷须二段裂缝特征

（a）A12井，4 814.63~4 814.76 m，平缝；（b）S1井，4 485.86~4 486.26 m，斜交缝；（c）S1井，4 485.86~4 486.26 m，高角度缝；（d）A8井，5 009.00 m，构造裂缝定向分布，裂缝未充填；（e）A12井，4 828.44 m，裂缝未充填；（f）G4井，4 892.41 m，颗粒裂纹；（g）F1，4 759.60 m，气态烃包裹体沿石英颗粒微裂隙呈带状分布；（h）G5井，4 674.40 m，气态烃包裹体沿切穿石英颗粒微裂隙呈带状分布；（i）F1井，4 526.77 m，浅灰色含烃盐水包裹体沿方解石脉微裂隙成带状分布

③高渗基质储集层。四川盆地须家河组砂岩储集层为典型的低孔、低渗致密储集层，但在总体致密的背景下，局部发育高渗基质储集层。以新场构造带为例，须二段砂岩孔隙度为2%~6%，平均值为3.4%，渗透率主要为（0.01~0.10）×10-3 μm2，微裂隙改造可提高储集层渗透率10倍，形成高渗基质储集层，其渗透率主要为（0.1~1.0）×10-3 μm2。

2.2.2 油气优势运移通道

须家河组输导体气藏现今产出天然气以高熟气为主，如新场构造须二段输导体气藏，天然气甲烷/乙烷比值（C1/C2）均值高达120，对应Ro值为1.8%~2.0%，表明现今产出天然气以晚期高熟气为主。根据烃源岩、储集层演化过程，大量高成熟度天然气形成于储集层致密化之后。晚期高成熟度干酪根降解气和原油裂解气优先沿着断裂、裂缝以及高渗基质储集层进行纵横向运移，自断裂逐级进入大、中、小尺度裂缝，再进入微—纳米级基质缝。烃类包裹体多沿石英颗粒次生裂隙呈线状、带状分布，证实裂缝、裂隙是烃类运移的有效通道（见图14g—图14i）。根据S4井须二段保压密闭岩心的含气性分析可以看出，高渗基质储集层的含气饱和度为60%~80%，平均值为70%；而低渗基质储集层的含气饱和度仅为30%~60%，平均值为50%（见图15）。因此，断裂、裂缝以及高渗基质储集层既是油气优势运移通道，也是高成熟度天然气储集的主要场所。
图15 川西坳陷S4井保压密闭岩心渗透率、含气饱和度纵向变化

2.3 输导体的规模性

2.3.1 输导体的规模性

前人研究表明，断层由断层滑动面、滑动破碎带和诱导裂缝带3部分构成[47]。其中，滑动破碎带和诱导裂缝带的分布范围可延伸至断层滑动面两侧400 m范围内，其中200 m范围内中高角度缝尤为发育，在空间上的分布范围广泛[48]。
成像测井、岩心以及薄片的统计结果表明，输导体中发育大量不同尺度的裂缝，裂缝开度数十个微米至几毫米，最大延伸长度可超过5 m。破碎带处裂缝的规模可能远大于统计结果，如S2井须二段共发生5次井漏，累计漏失钻井液926 m3。此外，录井过程中近厘米级次生矿物的产出也反映地层内可能发育宽大裂缝（见图16）。大范围不同尺度裂缝组成的网状缝网体系可以提供可观的储集空间。
图16 川西坳陷须二段裂缝中充填的次生矿物

（a）S1井，4 762~4 787 m，次生石英，半自形晶—自形晶；（b）S2井，4 776~4 778 m，次生方解石，半自形晶—自形晶

与大范围分布的基质储集层相比，断裂、裂缝的总体积占比可能较低。但是，由于断裂、裂缝是油气优势运移通道，其中的含气丰度应该显著高于基质储集层。根据S4井保压密闭岩心的含气饱和度测定结果，高渗基质储集层的含气饱和度平均值为70%（见图15）。因此，断裂、裂缝中的含气饱和度应该远高于70%，其中赋存的天然气数量不容忽视。

2.3.2 高、低渗基质储集层的规模性

断裂、伴生脆性破碎带对低渗致密砂岩具有显著的改造作用。一方面断裂、裂缝可为酸性流体运移提供通道，增强溶蚀作用的强度，改善砂岩的储集性；另一方面裂缝可有效连通孤立孔隙，大大提高有效孔隙的比例以及致密砂岩的渗流能力。早期形成的孤立孔隙通过裂缝连通以及晚期相关溶蚀孔隙的发育均可以形成高渗基质储集层。以渗透率大于0.1×10-3 μm2来界定高渗基质储集层，川西坳陷须二段高渗基质储集层的占比约为30%。由此，可以近似计算单位体积岩石中高、低渗基质储集层中天然气的占比。其中，1 m3岩石中高渗基质储集层占比为30%，平均总孔隙度为4%，平均含气饱和度为70%，3项乘积为高渗基质储集层含气量0.008 4 m3；低渗基质储集层占比70%，平均总孔隙度为4%，平均含气饱和度为50%，3项乘积为低渗基质储集层含气量0.014 m3，即高、低渗基质储集层中天然气占比分别为38%和62%。前述研究表明，高、低渗基质储集层中分别主要赋存晚期高成熟度（Ro值为2.0%）和早期低成熟度天然气（Ro值为0.8%~1.0%）。根据高、低渗基质储集层中天然气占比计算结果，产出天然气成熟度应该大致对应Ro值为1.4%~1.5%，明显低于现今实际产出天然气的成熟度（Ro值1.8%~2.0%）（见图13），说明在不考虑断层破碎带、裂缝储集天然气的情况下，仅基于基质储集层计算的高熟气比例明显偏低。根据现今产出天然气的成熟度可以反推高、低成熟度天然气的占比大致为6︰4至7︰3，如果减去高渗基质储集层对高熟气的贡献（40%左右），断层破碎带、裂缝中储集的天然气可占20%~30%，证实有大量的高熟气赋存于断层破碎带及裂缝中。
川西坳陷须二段高产井试采及试井压力恢复曲线均反映出裂缝及高渗基质储集层共同供气的特征，如S1井自2014年投产以来，日产气稳定在5×104 m3，已累计产气1.2×108 m3，其压力恢复曲线反映出高渗基质储集层和裂缝双重介质的响应特征（见图17）。近1年多来，十余口井连续获得高产，压力、产量稳定，单井产量已超1.0×108 m3。表明断层、裂缝以及基质储集层的多源供烃，解决了致密砂岩气普遍低产、裂缝气藏难以稳产的问题，致密砂岩气能够实现长期高产、稳产。
图17 川西坳陷S1井须二段压力恢复双对数曲线
低渗基质储集层蕴含的天然气可以为气藏高产富集提供有效补充。低渗致密储集层中主要充注早期低熟油气，形成须家河组“整体含气但丰度较低”的特点。S4井保压密闭取心含气性分析显示，低渗基质砂岩储集层含气饱和度平均为50%（见图15），测定标准状况下的含气量为1.63 cm3/g，证实低渗基质储集层内同样赋存较大数量的天然气。

2.4 高产富集模式

综合烃源有效性、输导高效性以及输导体规模性分析，进一步深化了四川盆地致密砂岩气藏的高产富集规律。与传统认为在致密砂岩中找致密气不同，四川盆地须家河组致密砂岩气富集场所更为广泛，除大面积分布的低渗基质储集层外，作为天然气高速运移通道的输导体系中也赋存大量的天然气。小塘子组和须二段烃源岩的持续有效性奠定了须二段致密砂岩气藏高产富集的物质基础，断层、裂缝以及高渗基质储集层构成的输导体是天然气纵横向运移的高效运移通道，输导体规模性为规模气藏的形成提供了充足的储集空间（见图18）。
图18 四川盆地须家河组致密砂岩气藏高产富集模式（T3x3—须家河组三段；T3x2—须家河组二段；T3m+t—马鞍塘组和小塘子组）
大型加砂压裂和定向井等工程工艺技术的进步，可以有效改善基质储集层和输导体的连通程度，增加井筒与输导体的有效接触面积，为提高单井可采储量，实现致密砂岩气藏高产稳产提供重要的技术保障。

3 结论

四川盆地2个新类型非常规气藏的发现，不仅丰富了天然气成藏类型，也极大的拓展了勘探领域。
JS103井的页岩气同位素分析证实来源于筇竹寺组，岩石成分、结构分析表明页岩气产层岩性为低有机质丰度的粉砂质页岩，产层段沉积相为浅水陆棚，因此，JS103井的页岩气的突破是新区、新层系、新类型页岩气的重大突破。不仅改变了只在富有机质黑色页岩中寻找页岩气的传统思维，也实现了四川盆地页岩气勘探开发从龙马溪组单一层系向多层系的转变，更扩大了页岩气的勘探领域与范围，大大提升了页岩气的勘探开发潜力。
以输导体作为勘探开发对象，解决了须家河组致密砂岩产量不高、裂缝带产量不稳的难题，推动了致密砂岩气从有储量无产量向有效动用的转变，提升了致密砂岩气的勘探开发潜力。
基于深层保压取心含气性分析，结合产出天然气的地球化学分析数据，证实由断层、裂缝以及高渗基质储集层构成的输导体中含气性占比可达60%~70%。将页岩气、常规气的理念有机融合，改变过去仅将断层/裂缝作为输导体（层）、致密砂岩（页岩）作为储集层的传统思维，提出输导体（层）即储集层、输导体（层）-储集层一体的观点，建立了输导体（层）非常规天然气富集成藏模式，即有效烃源岩、有效输导体系和有效致密砂岩（页岩）时空的叠合、复合。

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