川東北地區須家河組構造差異及其對天然氣富集的影響

黎承銀 李明陽

（中國石化勘探分公司物探研究院，四川 成都 610041）

0 引言

川東北地區是中國石油化工集團有限公司在四川盆地的重點勘探區域之一，上三疊統須家河組歷經多年勘探，目前已有30余口井測試獲得工業氣流，成為繼川中、川西地區之后四川盆地第3個致密砂巖大型含氣區［1-2］。勘探實踐表明，川東北地區構造復雜，燕山、喜馬拉雅多期次、多方向的構造改造對天然氣成儲、成藏具有明顯的控制作用，不同地區的主力勘探層系不明確，油氣富集規律復雜。開展構造差異及其控儲、控藏作用研究對尋找致密砂巖勘探有利區帶及主力勘探層系，提高鉆探成功率具有重要的意義。筆者綜合各類地質、地球物理資料，在開展川東北地區東西部構造樣式及構造演化研究的基礎上，系統分析了構造差異對儲層演化、天然氣運移的影響，建立起不同區域的天然氣成藏模式，以期為研究區的進一步勘探部署提供依據。

1 地質概況

川東北地區地處龍門山逆沖推覆帶及米倉山—大巴山前陸沖斷帶的構造疊合區，經歷了多期復雜的構造運動。印支期時北大巴山及山前帶強烈隆升，向盆內逆沖推覆，海水退出，研究區沉積環境由海相轉變為陸相［3］。燕山期、喜馬拉雅期在環川東北造山帶多方向的擠壓下，形成了現今NE向背斜與NE、SN、NW向斷層疊加的構造組合［4］。依據構造變形程度，研究區自西向東可以劃分為元壩西部弱變形區，元壩中東部過渡變形區，通南巴海相斷層、陸相斷層疊加強變形區3個構造變形區。

須家河組縱向上可劃分為須一段—須五段，主要發育辮狀河三角洲—湖泊沉積體系，須二段、須四段以辮狀河三角洲沉積為主，是主要的儲集層段，須三段、須五段是主要的烴源巖層［5］。研究區須家河組現今儲層孔隙度均在10%以下，滲透率多小于0.1 mD，是典型的致密砂巖儲層［6-7］。

2 川東北地區東、西部的構造差異

基于三維地震資料的精細構造解釋剖析了斷層的產狀、規模、組合樣式，結合區域構造演化史，系統總結不同區域的基本構造特征及構造演化過程的差異。

2.1 結構差異

川東北地區須家河組具有自西向東構造變形程度逐漸加強，斷層規模、數量逐漸增加的特點（圖1）元壩西部為構造弱變形區，局部發育NE向斷層，數量少，規模小，平均斷距僅31 m，平面延伸長度較短，平均為0.95 km，為須家河組內部小斷層。元壩中東部構造過渡變形區褶皺變形強度強于元壩西部，其斷層走向與元壩西部略有不同，自西向東由SN向過渡為NW向，相比于元壩西部，斷層數量增加、規模變大，平均斷距可達128 m，平面延伸長度中等，平均為2.1 km，縱向上斷層切割層位增加，可切割中三疊統雷口坡組至中侏羅統下沙溪廟組。通南巴地區為海陸疊加構造強變形區，整體表現為一個NEE向展布的背斜構造帶，受大巴山強烈推覆作用，是研究區構造變形最為強烈的區域。該區域NW向斷層密集發育，斷層規模遠大于元壩西部及中東部地區，斷層平面延伸距離長，最長可超過20 km，平均斷距為428 m，斷層縱向切穿層位較多，發育切穿至二疊系海相烴源巖的深大斷層（表1）。

圖1 川東北地區須家河組斷層發育特征圖

表1 元壩—通南巴地區構造特征對比表

2.2 構造樣式差異

川東北地區須家河組共發育6種典型的構造樣式（圖2）。元壩西部地區主要發育單一逆斷層控制的局部褶皺構造，元壩中東部地區以由2條傾向相反的高角度逆斷層組成的背沖、對沖斷塊為主，局部應力集中區還會出現對沖—背沖復合斷塊。通南巴地區須家河組地層發生強烈轉折，斷層數量最多，除雙斷背沖、對沖斷塊發育外，還發育由一系列傾向相同、規模相似的逆沖斷層相互疊置形成的疊瓦狀逆沖斷層及深大斷層與一系列傾向相反的小規模疊瓦狀逆沖斷層構成的疊瓦狀對沖—背沖復合斷塊。勘探實踐表明，由NW向斷層組成的對沖—背沖復合斷塊能夠有效增加儲層裂縫的發育規模，該類構造背沖斷塊的沖起部位裂縫密集發育，天然氣沿斷層帶周邊規模網狀縫孔儲滲體成藏富集。

圖2 川東北地區須家河組典型構造樣式圖

2.3 構造演化

中生代以來，四川盆地主要經歷了燕山、喜馬拉雅兩個關鍵演化階段。燕山早期四川盆地處于陸內造山階段，擠壓作用遠大于印支期，造山帶前緣發育大量與擠壓作用有關的壓性斷塊或逆沖褶皺構造，形成陸內擠壓推覆構造帶，九龍山強烈隆升，大巴山前緣表現為擴展褶皺—沖斷作用［8］。燕山中—晚期繼承了前期構造擠壓作用，龍門山—米倉山NW向大規模構造擠壓，形成了研究區NE向的九龍山背斜、通南巴背斜以及大量斷層［9］，喜馬拉雅運動以來，川東北地區持續遭受NE向構造擠壓，形成了廣泛發育的NW向新生代構造，對前期構造形態進一步改造，形成現今NW向斷層疊加在NE向寬緩背斜之上的構造形態［10］（圖3）。

圖3 川東北地區現今構造形態圖

3 川東北地區東、西部構造差異對天然氣成藏富集的影響

褶皺及斷層發育對致密砂巖儲層具有顯著的改造作用，控制著優質儲層的形成與分布，斷層還可

以作為垂向輸導通道，控制天然氣運移。元壩—通南巴地區構造特征具有顯著差異，是造成天然氣差異富集的重要因素。

3.1 東、西部構造差異影響儲集條件

元壩西部構造弱變形區斷層發育程度相對有限。受龍門山北段二疊系、三疊系碳酸鹽巖物源的影響，須三段發育辮狀河三角洲沉積，巖石類型為鈣屑砂礫巖、鈣屑砂巖［11］。根據元壩西部地區須三段116塊儲層段巖心實測物性顯示，儲層平均孔隙度為3.01%，平均滲透率為0.015 mD，儲集空間主要包括鈣屑顆粒重結晶形成的晶間微孔、微裂縫及次生溶蝕孔隙［12］。裂縫以低角度縫為主，除切穿礦物顆粒的構造縫外，還發育粒緣縫。物源及沉積微相控制著元壩西部須三段鈣屑砂巖甜點的分布（圖4a）。元壩中東部構造過渡變形區斷層、褶皺發育，受大巴山物源的影響，主力產層須四段主要發育一套辮狀河三角洲前緣水下分流河道微相的長石巖屑砂巖。巖心實測物性顯示儲層平均孔隙度為3.71%，平均滲透率為0.061 mD。儲集空間主要為長石和易溶巖屑的粒間、粒內溶孔及構造微裂縫，壓實作用是導致該類儲層減孔的主要原因，溶蝕作用及構造破裂控制著優質儲層發育。NW向背沖斷層控制的裂縫發育帶與易溶長石巖屑砂巖發育帶的疊合區是須四段甜點的有利分布區。通南巴海陸疊加構造強變形區地層褶皺強烈，深大斷層發育，須家河組儲層表現出明顯的縫控特征，巖心實測物性顯示孔隙度分布在0.5%～4.1%，滲透率主要分布在0.001～0.100 mD。儲集空間類型為裂縫及次生溶蝕孔隙。對沖—背沖復合斷塊及疊瓦狀逆沖斷層等多斷層組合的構造樣式伴生大量構造縫，裂縫的發育溝通了細小的孤立孔隙，改善了儲層的滲流能力。同時，當深大斷層溝通下伏海相烴源巖層時，斷層及裂縫可以作為深部熱液流體的運移通道，使得須家河組內部易溶組分的進一步溶蝕，從而擴大儲層的儲集空間［13］。因此，通南巴NW向構造強變形區“斷縫體”甜點主要受控于強烈的斷裂、褶皺作用，平面上沿氣源斷層成“帶狀”分布［14］（圖4b）。

圖4 構造差異控儲作用圖

3.2 東、西部構造差異影響輸導條件

砂體、斷層及裂縫是須家河組天然氣輸導主要的通道，元壩西部構造弱變形區斷層均為須家河組內部斷層，天然氣跨層系運移難以實現。須三段天然氣主要來自于本層段烴源巖，暗色泥巖與鈣屑砂巖不等厚互層分布，當烴源巖大量生烴時，強烈的生烴增壓作用導致超壓縫的發育，同時，儲層中發育一定數量的成巖低角度裂縫及褶皺成因的構造裂縫，裂縫可以作為天然氣初次運移的輸導通道［15］，在斷層不發育的情況下，烴源巖生成的天然氣運移至內部鈣屑砂巖儲層中富集（圖5a）。元壩中東部構造過渡變形區與元壩西部相比，斷層、裂縫較為發育，斷層以NW向為主。斷層向下可斷至嘉陵江組—雷口坡組，但未切穿至海相烴源巖層，須三段為元壩中東部地區的主力生烴層系，須四段是主要儲集層，該區域天然氣既可以通過源儲接觸向須四段底部砂體充注，又可以通過斷層帶的縱向輸導進入須四段儲層中，再向“甜點”區富集（圖5b）。通南巴海陸疊加構造強變形區深大斷層發育，向下斷穿海相二疊系吳家坪組。通南巴地區僅依靠須家河組自身的烴源巖難以形成大中型油氣田，但海相二疊系吳家坪組烴源巖厚度大，生烴強度為（40～70）×108m3／km2。該區須家河組天然氣碳同位素不同于其他地區須家河組陸相煤型氣的碳同位素，具有海、陸混源的特征［16］，證明該區發育的深大斷層能夠有效溝通海相烴源巖和須家河組儲集體，天然氣跨層系運移，聚集在須家河組“斷縫體”甜點中（圖5c）。

圖5 川東北地區天然氣輸導方式圖

3.3 東、西部構造差異影響天然氣成藏富集模式

受東西部構造變形程度差異的影響，川東北地區須家河組致密砂巖氣藏在天然氣來源、儲層性質、天然氣輸導體系等方面均存在明顯差異，建立了3類天然氣成藏模式（圖6）。

圖6 川東北地區須家河組天然氣成藏模式圖

1）元壩西部構造弱變形區致密氣源內聚集模式

元壩西部須三段氣藏具有源儲共生、源內成藏的特點，儲集層巖性為鈣屑砂巖，主要儲集空間為晶間微孔及微裂縫。“甜點”發育主要受控于物源及沉積相，須三段內部形成了鈣屑砂巖與暗色泥巖緊鄰、疊置的互層組合。元壩地區斷層均為須家河組內部斷層，天然氣主要來源于須三段烴源巖，后期構造運動對于天然氣成藏的影響不大。須三段烴源巖在中侏羅世中期開始生氣，至早白堊世達到生烴高峰。在生烴增壓的驅動下，天然氣以源儲壓差為主要動力經初次運移進入鈣屑砂巖儲層中大面積分布，沿局部滲透性砂體向甜點區聚集，天然氣運移距離短。以元壩西部地區YL12井須三段為例，常規測試日產氣量為77.17×104m3，累產氣量近9 000×104m3，須三段鈣屑砂巖成藏效率高，是元壩西部構造弱變形區最有利的勘探目標。

2）元壩中東部構造過渡變形區致密氣近源聚集模式

元壩中東部須四段氣藏具有斷砂輸導、近源成藏的特點，天然氣主要富集于須四段長石巖屑砂巖儲層中。由于儲層演化時長石等易溶組分可發生溶蝕，該類儲層的儲集空間主要為粒內、粒間溶孔及斷層伴生的構造裂縫，“甜點”發育主要受控于成巖作用及斷層。須三段生成的天然氣經斷層運移至須四段儲層中，沿溶蝕作用及裂縫改造的致密砂巖儲層側向運移，局部富集。元壩中東部地區YL171井須四段加砂壓裂測試日產氣量為18.77×104m3，須四段長石巖屑砂巖是元壩中東部構造過渡變形區的主力勘探目標。

3）通南巴NW向構造強變形區致密氣雙源聚集模式

通南巴地區須家河組天然氣碳同位素δ13C1值介于-33.70‰～-28.60‰，δ13C2值介于-36.40‰～-28.90‰，具有δ13C1＞δ13C2＞δ13C3的倒轉分布特征，表現出海相上二疊統與陸相須家河組“雙源供烴”的特點［17-18］。該地區發育受強烈斷層、褶皺作用控制的縫控型甜點，簡稱為“斷縫體“甜點”［19］，對沖—背沖復合斷塊的沖起部位是“斷縫體”的有利分布區。天然氣多富集在斷層、褶皺疊合的強構造變形區，沿深大斷層成“條帶狀”分布。二疊系海相烴源巖生成的天然氣沿通源斷裂垂向運移至須家河組儲層中，與須家河組煤型氣混合，在“斷縫體”儲層富集，表現出“雙源供烴、立體輸導、斷縫富集”的特點［20］。通南巴地區M101井附近發育通源斷層，須二段累產氣量已超過3.2×108m3，通南巴海相斷層、陸相斷層疊加構造強變形區，具備“雙源供烴”條件的區域是最有利的勘探目標。

4 結論

1）川東北地區自西向東構造變形強度逐漸增強，元壩西部為弱變形區，主要發育NE向斷層，數量少，規模小，平面延伸距離短，構造樣式以單斷褶皺為主；元壩中東部為過渡變形區，斷層走向自西向東由SN向過渡為NW向，斷層數量增加、規模變大，輸導體系發育，斷層多切穿整個須家河組，向下斷至雷口坡組膏巖，向上斷至千佛崖組，構造樣式以對沖—背沖復合斷塊為主；通南巴地區為海相斷層、陸相斷層疊加構造強變形區，NW向斷層密集發育，深大斷層發育，部分斷層切穿二疊系海相烴源巖，構造樣式多為疊瓦狀逆沖斷層及疊瓦狀對沖—背沖復合斷塊等。

2）構造演化差異是造成須家河組致密砂巖氣成藏模式、富集規律差異的主要因素。元壩西部構造弱變形區輸導條件不利，須三段烴源條件好，近距離源內充注是有利的成藏模式。元壩中東部地區輸導條件好，近源充注是有利的成藏模式。通南巴海相斷層、陸相斷層疊加構造強變形區深大斷層發育，陸相烴源巖條件不利，海相烴源巖、陸相烴源巖雙源充注是有利的成藏模式。

3）明確了川東北不同地區須家河組的勘探方向。須三段鈣屑砂巖具有“源內成藏”的優勢，源儲配置關系好，是元壩西部構造弱變形區的主要勘探目標。元壩中東部構造過渡變形區輸導體系發育，須四段氣藏具有斷砂輸導、近源成藏的特點，是該區的主力勘探目標。通南巴海相斷層、陸相斷層疊加構造強變形區溝通海相烴源巖的深大斷層發育，深大斷層及其規模裂縫共同構成立體輸導網絡，沿深大斷層成“條帶狀”分布，具備“海陸雙源供烴”條件的區域是最有利的油氣勘探目標區。