0 引言
致密砂岩气（简称致密气）资源丰富、分布广泛，是非常规天然气的重要组成部分[1]。全球已发现（或推测）超过70个盆地，致密气总资源量210×1012 m3，亚太、北美、拉丁美洲等地区致密气资源占全球60%以上[2-3]。中国致密油气工业起步较晚，但发展较快，目前是全球第3大致密气生产国，在鄂尔多斯、四川、渤海湾、松辽、塔里木、准噶尔等盆地均有大规模产出[4]，2022年致密气年产量高达579×108 m3 [5]。其中，四川盆地是中国大型致密砂岩气田的盆地之一，是国内最早发现致密气的地区[6]。截至2024年4月，四川盆地川西坳陷上三叠统须家河组提交天然气三级储量11 000×108 m3，其中探明储量3 000×108 m3，致密气资源潜力巨大。
川西坳陷新场构造带须家河组气藏资源量较大[7-9]，自20世纪80年代以来，上三叠统须家河组二段（简称须二段）油气勘探开发成果丰富，是重要的勘探开发目的层[10]。1986年，以B2井在须二段获34× 104 m3/d的高产工业气流为开端，发现了该区合兴场气田须二段气藏。2000年，新场地区第1口勘探井A32井获得高产（须二段T3x24砂组测试无阻流量为151×104 m3/d），先后部署的A34井、B1井、A8井等探井都获得较高的产能。但随着勘探开发进程，A9井、A11井等测试均不同程度地产水，其中A9井测试产水高达648 m3/d，产水影响严重。2010年后，勘探、气藏评价向东部高部位地区和西部低部位地区开展，新盛地区C1井在须二段T3x21砂组测试产气1.16×104 m3/d，产水18.5 m3/d。近年来，新场构造带须二段提交天然气探明储量超千亿立方米，约占川西探区须二段天然气探明储量的87%，单井累计产气量（54.44~85 343.88）×104 m3，是四川盆地深层致密砂岩重点勘探开发区域；而新场构造带须二段单井产能差异大，致密气差异富集明显。
针对深层致密砂岩气差异富集的复杂影响因素，前人对生烃强度、构造、储层非均质性等做了大量研究[11-15]。新场构造带气井产气量受储层有利岩相厚度、储层微观孔隙结构、高角度构造裂缝等控制[16-17]，油气高产富集区与南北走向断层关联较大[18-19]，逆断层上盘是高产气井有利发育部位[20]，不均质储层与多期次构造运动共同导致现今的复杂气藏分布[21-23]。但对于四川盆地这种多期构造演化、多类型储层成岩序列及多期次断缝发育的复杂叠合前陆盆地[24-25]，仅从构造、储层、断缝的单一或任意两者的耦合控制作用难以解决其非均质性强、气井产能差异大、动用难度大的问题。本次研究以四川盆地新场构造带须二段深层致密砂岩气藏为研究对象，基于测录井、生产、地震及分析化验等资料分析，从古构造形成、储层致密化、晚期断缝改造等方面探讨油气藏形成及演化不同阶段的关键地质作用影响，揭示多阶段、多因素动态耦合的致密气藏富集机理，以期为深层致密气藏的勘探开发提供支撑。
1 区域地质概况
四川盆地形成演化历史复杂，经历多次构造运动[26-27]，根据区域大断裂及构造变形特征，划分为川西坳陷带、川西南平缓构造带、川中隆起带、川北坳陷带、川东高陡构造带及川东南低陡构造带6个构造单元[28]（见图1a）。其中，新场构造带位于四川盆地西北部的川西坳陷中段，是北东东向的正向构造，在中—晚侏罗世至早白垩世龙门山与米仓山发生急剧隆升和大规模推覆作用下逐渐形成[29]，包含孝泉、新场、合兴场、新盛、丰谷等多个局部构造高点（见图1c）。周缘造山带的不同方向及不同期次构造挤压运动使新场构造带的构造及沉积作用较复杂，沉积地层自下而上分别为须一段（相当于马鞍塘-小塘子组）、须二段、须三段、须四段及须五段（见图1b）。须一段和须二段内部发育海陆过渡相和湖相暗色泥页岩，具有较大的生烃潜力，是须二段天然气的主要烃源岩[30]。须二段是本文主要研究目的层，发育三角洲前缘亚相沉积，细分为8套砂组（T3x21—T3x28），以低孔低渗—特低孔特低渗的致密砂岩为主，非均质性强，复杂成岩作用导致了储层致密化。须三段盖层厚度大，突破压力高、分布稳定，为天然气的保存提供了良好的条件。须二段气藏为典型的致密砂岩气藏，埋深普遍大于4 000 m，基质渗透率小于0.1×10-3 μm2，气藏平均实测压力系数为1.7，印支期—喜马拉雅期经历了多期构造叠加改造，形成了复杂的断裂-裂缝系统，经历多期充注与调整的复杂成藏过程，整体具有超深、超致密、超压的特征[31]。
2 古构造控制圈闭和早期油气藏形成
印支运动早期，构造应力背景转变，逆断层在挤压环境下由早期正断层反转而形成，雷口坡组及以下地层被整体抬升剥蚀[36]，剥蚀面形态对须一段、须二段沉积物的分布和厚度起控制作用。印支运动中—晚期，龙门山逆冲推覆，须三段沉积中后期发生明显的褶皱，丰谷、新盛等局部构造初步形成，新场构造带发育圈闭的雏形。印支运动晚期，受北部强烈挤压，新场构造带仍维持着东高西低的单斜构造格局。
燕山运动早期，秦岭构造带向南强逆冲，新场构造带变形进一步加强，呈现近东西向的构造形态，侏罗纪早期断层形成。晚侏罗世早期古构造圈闭基本形成，逐渐出现局部高部位，早期油气充注；晚侏罗世末期，古构造圈闭进一步发育（见图2a），西部新场地区的局部高部位较早期更明显，圈闭规模明显扩大，在侏罗纪晚期—白垩纪早期断层作用下，局部输导体富集油气，而东部合兴场地区构造幅度整体较大，侏罗纪晚期—白垩纪早期断层发育较少，局部形成低丰度油气藏。燕山运动晚期，四川盆地进一步隆升，侏罗系遭受剥蚀；喜马拉雅运动阶段，构造变形更剧烈，磷灰石裂变径迹年龄（AFT年龄）也显示，晚白垩世末以来，快速隆升事件在该地区广泛分布，但较龙门山冲断带而言构造变形适中，仅导致新场构造带局部断裂及裂缝发育，未造成大量油气藏破坏，不改变早期气藏展布[34,37 -38]。经过后期进一步构造演化及调整，西部新场地区不断隆升，构造高点自东向西迁移，现今构造形态形成（见图2b）。经历多期构造作用，新场、合兴场、丰谷等地区主要发育背斜圈闭及断背斜圈闭[38]。基于前人的烃源岩及气源对比研究，新场构造带须二段天然气为煤型气、油型气和混合成因气[19,30,39]，主要来自须一段（对应于小塘子组）和须二段内部烃源岩。新场构造带须二段包裹体均一温度范围为90~175 ℃，主体为135~150 ℃。结合单井生排烃史、埋藏史与热史模拟，燕山早期—中期（见图3a），烃源岩开始生烃，油气充注时自生伊利石生成，烃类伴生盐水包裹体大量分布，早期原油和低熟—中成熟（Ro值为0.5%~1.0%）天然气活动主要形成液态烃包裹体（见图3b），呈褐黄色及深褐色，但排烃效率有限，部分原油滞留于烃源岩层系；燕山晚期烃源岩达到中成熟—高成熟阶段（Ro值为1.0%~2.0%），干酪根大量降解生气（温度大于80 ℃），部分赋存于烃源岩的原油裂解生气（温度大于160 ℃）[40]，显微镜下观察可见裂解产物沥青（见图3c）；喜马拉雅期烃源岩达到过成熟（Ro值大于2.0%）阶段，地层抬升，温度下降，生烃能力有限，但抬升初期地温仍大于160 ℃，前期滞留的原油仍可裂解成气（见图3d），随着地层抬升剥蚀，煤系烃源岩内少量吸附气解吸脱落，与前期干酪根降解气、原油裂解气共同沿晚期输导体调整成藏[41]。结合压力演化恢复与含烃包裹体捕获压力（34.2~53.2 MPa和86.3~89.3 MPa）[19]，侏罗纪、晚白垩世—古近纪为含烃包裹体主要形成时期。综合判断研究区须二段早期油气充注期为燕山早期—中期，经喜马拉雅期气藏调整，含气量较大且主要为高成熟天然气，喜马拉雅期是主要成藏期。古构造高部位富集低熟—中成熟油气，构造高点的迁移是现今构造与气藏范围不吻合的主要原因之一，整体具有古构造控制圈闭形成和早期油气藏的作用。
3 储层致密化影响油气充注规模
不同粒度砂岩储层致密化时间和原生孔隙的损失量存在差异。以D4井的4 441 m中粒岩屑砂岩和4 922.91 m细粒岩屑砂岩样品为例，中粒岩屑砂岩的原生孔隙减少较慢，晚侏罗世末期—早白垩世孔隙度达到10%，致密化时间偏晚。早成岩阶段，压实减孔，中成岩阶段末期，细粒储层先进入致密化阶段；晚成岩阶段，方解石、白云石等溶解度较高的碳酸盐矿物被溶解，中粒及粗粒富含长石的砂岩受晚期溶蚀作用更明显。粗粒砂岩原生孔隙度较高，损失少，现今孔隙度主要为4%~6%，中粒砂岩现今孔隙度4.21%，细粒砂岩现今孔隙度3.11%。
不同类型砂岩储层致密化时间和致密化的关键因素也存在差异。根据矿物含量及岩性，将储层类型划分为富含石英类砂岩（平均基质孔隙度4.55%，平均基质渗透率0.036 7×10-3 μm2）、富含长石类砂岩（平均基质孔隙度3.31%，平均基质渗透率0.037 8×10-3 μm2）、富含岩屑类砂岩（平均基质孔隙度2.90%，平均基质渗透率0.031 8×10-3 μm2）（见图4）。富含石英类砂岩晚侏罗世末期发生致密化，硅质胶结是储层致密化的关键因素；富含长石类砂岩在晚侏罗世末期—早白垩世发生致密化，碳酸盐胶结、硅质胶结作用是储层致密化的主要原因；富含岩屑类砂岩中岩屑占比较高（大于50%），成分复杂，研究区多见细粒砂岩和泥质岩屑，易压实堵塞孔隙，原始孔隙度最低，但早期绿泥石衬垫抑制胶结延缓孔隙减少，在白垩纪中期达到致密（见图5）。
通过对新场、高庙、丰谷等不同地区重点钻井的须二段进行储层孔隙度演化史恢复，储层致密化深度范围为4 500~4 800 m，结合埋藏史模拟可确定须二段储层致密化的关键期为晚侏罗世末期—早白垩世，略晚于早期油气充注期。粒度较粗的砂岩原生孔隙损失较少，富含石英类砂岩、富含长石类砂岩、富含岩屑类砂岩致密化时间依次变晚，致密化差异导致了储层物性差异，增强储层非均质性。燕山早期—中期的原油和低熟天然气大面积充注于尚未致密的砂体；燕山晚期，干酪根降解气和部分原油裂解气形成，此时储层已致密，天然气难以大规模运移，充注规模有限，高熟油气主要沿断层运移，局部致密化程度较弱或高渗储层内利于充注与富集。自上而下，T3x22和T3x24砂组砂体厚度大，其中T3x22砂组长石、石英含量高，岩屑含量较少，T3x24砂组中粒—粗粒占比较大，气层及含气层都相对集中；而T3x24—6砂组长石、石英含量少，岩屑含量较多，气水同层累计厚度较大（见图6）。同砂组内部储层致密化作用差异导致层内非均质性，局部高孔渗储层“甜点”利于油气富集，储层致密作用控制油气小规模充注。
4 断缝改善储层并控制天然气富集高产
4.1 晚期中小规模断层控储控藏作用显著
川西坳陷新场构造带须二段断裂分布广泛，逆断层为主，构造演化时间较长，具有分级分期性。研究区主要发育三、四、五级断层[23]，其中三级断层多为近东西向控背斜断层，受印支期近南北向挤压作用形成，形成时间较早，主要分布在构造带边缘位置（见图2），断距10~380 m，平面延伸距离最长达16 km，规模大，向上可断穿上侏罗统蓬莱镇组；四级断层是研究区的主要断层，横切主体构造，燕山期形成的断层走向以北东向和北北东向为主，晚期以南北向断层为主，断距5~145 m，沟通须一段烃源岩，断层连通的有效性较好，是主要起控藏和调整作用的断层，附近高产气井较集中；五级断层规模相对较小，平面延伸长度一般不超过5 km，断距较小，以伴生断层或层间小断层为主。通过计算气水产能比值反映天然气相对富集程度，距离三级断层2~4 km，气水比值较高；距离四级断层与五级断层越近，天然气相对越富集，随距离增大，气水比降低（见图7）。根据断裂活动速率研究认为，东西向断层活动时期主要为中侏罗世，此时烃源岩未成熟，无油气充注，断层与含油气性关系不明显；北东向断层活动时期为晚侏罗世末期—早白垩世中期，是早期油气充注期较发育的断层，燕山早—中期的干酪根裂解气通过断层高效运移；南北向断层形成时间较晚，受后期喜马拉雅期东西向构造应力挤压，断层周围破碎程度较大，裂缝发育，储层得到改善，天然气通过晚期南北向断层与裂缝进行大量充注，测试日产气量较高，新生代断层对于气藏调整具有重要意义，控制了天然气的高产。
4.2 邻近断层的高角度裂缝密集区有利于天然气富集高产
成像测井资料显示新场构造带发育近东西向、北东—南西向、北西—南东向、近南北向等多期多组裂缝（见图8），裂缝发育程度与离断层的距离相关。根据前文构造时期、区域应力场及裂缝发育情况，裂缝的形成与断层相关，主要受印支、燕山、喜马拉雅期等构造运动的叠加作用。①印支期受到以南北向挤压的应力为主，主要发育早期印支期东西向断层和伴生挤压裂缝，呈近东西向剪切缝，低角度缝、斜缝、高角度缝都有发育，与九龙山构造印支期北东向裂缝（包裹体均一温度84~120 ℃）[50]及川西南部南北向裂缝同期形成[51]。印支期裂缝充填的方解石碳同位素组成较轻（-10‰~-8‰），而氧同位素组成较重（-12‰~-10‰），可能受到淡水及有机碳改造。②燕山早期，秦岭构造带向南逆冲背景下，以近南北向挤压应力为主，随着新场构造带发育雏形，形成北东向断层和北东—南西向伴生高角度斜缝；燕山晚期，北部应力偏移，北西—南东向挤压作用下形成北北东向断层和高角度裂缝，与九龙山构造燕山期石英充填缝（包裹体均一温度72~137 ℃）及川西南部北东向裂缝对应，此时古构造圈闭形成，褶皱部位应力集中，断层与褶皱共同作用下更利于裂缝的发育。燕山期碳同位素组成为-3‰~-1‰，氧同位素组成为-15‰~-13‰。③喜马拉雅期以来，龙门山前缘构造活动剧烈，应力作用复杂，整体以东西向挤压为主，南北向断层和派生的近南北向为主的裂缝形成，与龙门山前断裂带喜马拉雅晚期北北东向走滑断裂活动及九龙山构造喜马拉雅中晚期裂缝对应。断层周围破碎程度较大，裂缝类型多样，多呈半充填、未充填状态，利于油气高效运移，其充填物碳同位素组成为-2‰~2‰，氧同位素组成为-18‰~-15‰。高角度缝及斜缝等构造缝越发育，无阻流量越大（见图9），裂缝发育情况影响天然气的富集。
4.3 断-褶-缝-孔耦合良好的断缝体是有利勘探靶区
新场地区及合兴场地区断裂附近裂缝集中分布，测试产气量较大，如A8井、B4井。根据断层、褶皱及裂缝的组合关系，新场构造带发育断褶缝型（C1井、B3井、B4井、A8井、A26井、A34井等为典型井）、断缝型（A9井为典型井）、褶缝型（B1井、A32井、A33井等为典型井）3种断缝体类型。以A8井为例，该井处于新场构造高部位，位于断层、褶皱及裂缝共同控制的断褶缝型断缝体，测试日产气高达100×104 m3，累计产气85 343.88×104 m3，是典型的高产气井。
依据断层方向、断层级别、裂缝类型、裂缝发育程度、构造部位等将断缝体划分为Ⅰ—Ⅳ类断缝区（见表1），其中高产气井主要分布在晚期南北向四级断层及晚期裂缝形成的Ⅰ类、Ⅱ类断缝区。晚期形成的南北向断层与其伴生有效裂缝调整气藏，利于天然气高产。
表1 断缝区分级评价表 |
| 断缝区 | 断层方向 | 断层级别 | 裂缝类型 | 裂缝发育程度 | 成像裂缝密度/（条·m-1） | 产能 | 构造位置 | 含气性 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Ⅰ类区 | 南北向 | 四级+五级 | 晚期构造缝 | 发育 | 0.68 | 高产（有效井） | 高 | 好 |
| Ⅱ类区 | 南北向 | 四级+五级 | 晚期构造缝 | 发育 | 0.21 | 中产（有效井） | 高 | 好—中 |
| Ⅲ类区 | 晚期构造缝 | 较发育 | 0.18 | 低产（低效井） | 中—高 | 中 | ||
| Ⅳ类区 | 东西向 | 三级 | 早期构造缝 | 较发育 | 0.08 | 低产（低效井） | 中—高 | 中—差 |
根据新场地区29口井1 024个岩样的岩心裂缝情况及测井解释物性数据统计，将储层类型划分为5类：超致密型、孔隙型、裂缝-孔隙型、孔隙-裂缝型和裂缝型储层（见图10），有效储层物性下限分别为孔隙度3%、渗透率0.03×10-3 μm2[48]。超致密型（Ⅴ类）孔隙度和渗透率低于有效储层物性下限，镜下孔隙少。孔隙型（Ⅳ类）储层孔隙结构差异较大，孔径分布既有集中于0.006~0.100 μm的，也有分布于0.006~1.000 μm的，镜下薄片可见微孔隙。裂缝-孔隙型（Ⅲ类）储层孔网结构中连通性较好，镜下可见微裂缝。孔隙-裂缝型（Ⅱ类）储层孔径分布、孔网结构与Ⅲ类相似，渗透率高于Ⅲ类，镜下微裂缝较发育。裂缝型（Ⅰ类）储层孔隙度为5%~12%，渗透率大于100×10-3 μm2，镜下裂缝明显较宽，主要为构造缝，孔网结构以裂缝为主。
以C8井为例（见图11），T3x21砂组发育裂缝倾角较大（主要为构造缝）、物性好的Ⅰ类储层，气层较发育，其他砂组中Ⅱ类储层以差气层及含气水层为主，Ⅲ、Ⅳ类储层发育含气层较多。构造缝是改善储层渗透率的主要原因，而孔隙型储层渗透率较小，但孔隙度分布范围较大，孔隙空间大小及孔隙结构是影响孔隙型储层储集性能的主要因素。综上，裂缝型（Ⅰ类）储层孔渗最好，为研究区较好的储层，气层为主，局部水层较发育，孔隙-裂缝型（Ⅱ类）和裂缝-孔隙型（Ⅲ类）储层次之，发育差气层、含气水层，孔隙型（Ⅳ类）储层中孔隙结构决定了储层优劣。
5 深层致密气成藏演化与富集模式
综合构造演化、储层成岩与致密化过程、断缝发育时期及油气成藏过程，认为川西坳陷新场构造带须二段深层致密气藏经历3期构造演化、3期断缝发育、两期成藏（见图12）。
晚侏罗世末期—早白垩世中期，即燕山中期—晚期，坳陷沉降中心向龙门山前缘迁移，在近南北向的区域应力场下，受成藏期北东—南西向断裂和褶皱影响，高角度张开缝大量形成（见图12c），此时烃源岩达到成熟并进入生排烃高峰，且储层致密化作用已开始，前期的油气难以大规模运移，原生油气藏形成致密化封存。随着孔隙度下降，浮力及毛细管压力难以克服毛细管阻力，源储压差作用下，高熟油气沿北东向断层及其伴生裂缝向致密化程度较弱的储层进行垂向和侧向小规模运移。岩性及粒度影响储层致密化作用，气水关系较复杂，断层附近油气富集，显示储层致密化控制油气充注规模。
白垩纪末—现今，即喜马拉雅期运动阶段，龙门山挤压作用进一步增强，构造高点西移，西部孝泉地区构造幅度增大（见图12d）。整体构造变形活动强烈，晚期南北向断层及其伴生的高角度裂缝大量发育，层间断缝及褶皱相关裂缝进一步形成，改善致密储层。此时烃源岩已达到过成熟，且喜马拉雅期处于持续抬升期，生烃能力有限，主要为抬升早期赋存于烃源岩的原油裂解气和干酪根降解气，抬升后期温压变化，煤系吸附气解吸脱附，含气量较大，强烈挤压作用下断缝成为该时期油气的高效运移通道，干酪根降解气和早期原油裂解气通过断缝向优质储层内运移，在须二段上亚段高角度缝较发育的连通砂体聚集成藏，在紧邻烃源岩的须二段下亚段优质储层近源高效成藏，中亚段距源岩较远，高角度裂缝欠发育，在微裂缝发育、物性高、孔渗连通性好的裂缝型、孔隙-裂缝型、裂缝-孔隙型储层中局部聚集。晚期气藏调整，经过断缝改造后的区域利于天然气高产，而烃源不足或局部储层致密形成岩性遮挡的区域，由于充注强度不够或储层充注难度大，局部存在高含水/低含气现象，形成天然气的差异富集且没有统一的气水界面，从而进一步加剧了气水的复杂分布。整体具有断缝作用改造控产的作用。
综合而言，晚期南北向四级断层及晚期裂缝形成的Ⅰ类、Ⅱ类断缝区内断褶缝体利于油气高产稳产。分析油气藏形成及演化的不同阶段，建立了“古构造控圈闭形成与早期油气藏，储层致密化控油气充注规模，断缝改造作用控产”的富集模式。该模式丰富了深层—超深层致密油气成藏富集理论，形成“断缝构造优先，控潜基质储层”的勘探思路。
6 结论
古构造控制圈闭形成和早期油气充注。新场构造带在晚侏罗世早期形成古构造圈闭，早于烃源岩大量生排烃期，早期低熟—中成熟油气主要受浮力作用在古构造高部位富集。
储层致密化程度影响油气充注规模。晚侏罗世末期—早白垩世为须二段致密化关键期，油气难以大规模运移，原生油气藏形成致密化封存，油气沿侏罗纪晚期—白垩纪早期北东向断层向致密化程度较弱的储层“甜点”进行垂向和侧向小规模运移。
断缝改造作用控产。喜马拉雅期烃源岩生烃有限，早期滞留原油裂解成气，天然气成熟度较高，以断缝充注为主，地层抬升调整气藏。东西向挤压作用下，晚期南北向断层及其伴生的高角度裂缝发育，层间断缝及褶皱相关裂缝进一步形成，改善储层，裂缝型（Ⅰ类）储层最优，裂缝-孔隙型（Ⅱ类）和孔隙-裂缝型（Ⅲ类）次之，孔隙型（Ⅳ类）孔隙结构决定储层优劣。高产井集中于新生代断层改造的Ⅰ、Ⅱ类区断缝区。
新场构造带经历3阶段构造演化、两期成藏、3期断缝发育，在古构造高部位聚集成藏，经致密化与晚期调整形成复杂气水分布，总结了“早期油气近源低丰度充注，晚期断褶缝体-优质储层-构造高部位三者叠合控制天然气差异富集”的模式。