0 引言
须家河组作为四川盆地陆相地层的主力目的层位，已经在川东北众多区块取得工业产出［1-4］。得益于喜马拉雅期米仓山、大巴山和龙门山强烈的逆冲推覆作用［5-6］，川东北地区断裂相对发育［图1（b）］。元坝地区、九龙山地区和通南巴地区，受后期构造改造发育了众多断穿须家河组的断裂，断裂同时沟通海相二叠系吴家坪组和陆相三叠系须家河组，并在须家河组形成一定规模的断裂带［7-8］。通南巴地区在背斜构造样式、泥岩盖层区域性分布、断裂沟通海相重要生烃层段、破裂带形成规模性储集体的共同作用下［3，5-6，9-11］，汇聚了大量的天然气，龙门山地区与通南巴地区相似，均以“断缝体”为主力勘探地质样式指导勘探［12］，元坝地区须三段发育具备工业价值的厚层砂体［13-14］，形成岩性圈闭。位于山前带的川西新场地区［图1（c）］，有效的含油气圈闭也是裂缝圈闭［15］。那么，对于同样位于山前带的南江地区，裂缝的发育分布是否控制油气的富集呢？
南江地区处于米仓山前带，须家河组埋深较浅，工程上具备经济开采潜力。但南江地区断裂发育相比于通南巴地区过于稀疏，也未形成大规模的背斜构造样式。同时缺少沟通海相优质烃源岩的断裂。即便如此，A1井的试气报告展示，钻遇气藏。目前南江地区须家河组仍处于勘探阶段早期，A1井的气藏聚集要素仍不清晰，为了明确A1井的天然气汇聚机理，本文结合几何学和地球物理技术，从褶皱成因、裂缝发育、地质甜点预测3个方面展开分析，进而明确A1井须四段钻遇天然气藏的成藏模式，为后续勘探提供一定思路。
1 区域地质概况
南江地区位于四川盆地北部，北接米仓山，南临通南巴背斜，西至九龙山背斜，东至黑池梁断褶区。构造分区上属于米仓山山前带，研究区范围内可以依据现今构造样式分为山前单斜带和池溪凹陷带。位于山前单斜带的须家河组普遍埋深小于3 000 m，工程上具有较高的经济开采潜力。
川东北地区的地层发育前人做了大量研究［19-20］，四川盆地在晚三叠世由海相过渡为陆相沉积，对南江地区天然气具有成藏贡献的海相地层为吴家坪组，陆相地层为须家河组，须家河组也是南江地区陆相地层中油气汇聚的主要层段。南江地区的须家河组自下而上可以分为须二、须三、须四和须五段共4段，须二段上亚段和须四段岩性以砂岩和砾岩为主，须二段中亚段、须三段和被冲刷剥蚀的须五段岩性以泥岩为主，均为具备生烃能力的烃源岩层段。根据A1井录井资料，须二段中亚段发育深灰色泥岩、灰色粉砂质泥岩夹中薄层浅灰色细砂岩，须二段上亚段发育灰色、浅灰色细砂岩，夹中薄层灰色泥岩，须三段发育深灰色泥岩、黑色炭质泥岩，夹灰色粉砂岩，须四段发育浅灰色含砾砂岩、浅灰色砂质砾岩、杂色砾岩以及灰色泥岩夹层，须五段灰色细砂岩与灰色泥岩互层发育。
结合南江地区临近的勘探程度较高的元坝地区和通南巴地区，南江地区须二段沉积相分为2段［21］，须二段中亚段沉积相为滨浅湖相，须二段上亚段为辫状河三角洲前缘亚相，物源方向为西北向。须二段沉积时米仓山母岩距南江地区较远，结构成熟度相对于须四段较高，以中细粒沉积为主。须三段沉积相为滨浅湖相，构造稳定，温暖潮湿，降水量充足［22］，处于弱还原环境，具备有机质保存条件。须四段沉积相为辫状河三角洲平原亚相，物源方向正北，须三段沉积末期，受安县运动控制，湖岸线向盆地中心移动，南江地区由滨浅湖亚相过渡为辫状河三角洲平原亚相，由于辫状河的改道、泄流和地形的控制，平原亚相越岸沉积的规模较小，在河道砂体上细粒沉积物的堆积也因水动力和地形的影响较少发育，须四段砂岩总厚度明显大于泥岩厚度，泥岩大多以薄层与砂岩互层发育。须五段沉积时也为滨浅湖相，但须五段沉积后，白田坝组珍珠冲段南江地区优势相为冲积扇，对须五段顶部产生冲刷剥蚀，冲积扇控制了几乎全部南江地区，直至通南巴地区中部冲积扇的控制作用才逐渐消失，因此南江地区的须五段暗色泥岩厚度和生烃强度都明显低于通南巴地区。
2 造山运动对南江地区的控制
2.1 大巴山对南江地区控制
图2 川东北南江地区须四段顶面构造平面图（a）与地层综合柱状图（b）Fig.2 Distribution diagram（a） of top structure in the fourth member of the Xujiahe Formation in Nanjiang area and stratigraphic column（b） in the Nanjiang area， Northeast Sichuan Basin |
2.2 米仓山对南江地区控制
米仓山在喜马拉雅期活动强烈，对于米仓山前带即南江地区，米仓山的控制作用更强，产生了一系列逆冲推覆断裂，但大多终止于雷口坡组膏岩段，对须家河组控制作用不强，但在山前形成了一定规模的褶皱区域，控制了南江地区的构造分区。
2.3 曲率的地质含义
正向构造与负向构造的曲率也需要进行区分，以须四段出气层段顶面为研究核心，提取极大曲率和极小曲率，其中，蓝色区域为极大曲率对应正向构造，红色区域为极小曲率对应负向构造（图5）。分析表明，南江地区东部褶皱发育密度最大，呈南北向展布，西部褶皱分布相对密集，呈北西—南东向展布，西南部池溪向斜区内也发育北西南东向褶皱。断裂发育规模相对较小，燕山期—喜马拉雅期形成的断裂普遍断穿了须家河组，但未能断穿雷口坡组膏岩层系，断裂方向与各区域褶皱方向趋于一致。
南江地区存在4类曲率—裂缝匹配模式：褶皱核部高曲率，层内裂缝高密度发育，高角度穿层裂缝零星发育，高裂缝密度；断裂位于正负曲率变化处，断裂带裂缝沿断裂发育，极高裂缝密度；褶皱翼部低曲率，低裂缝密度；平面0曲率，极少裂缝发育。
2.4 构造区域划分
将须四段出气层段顶面提取极值曲率方向，极值曲率方向与脊线方向垂直，将统计后的极值曲率方向增加90°即为脊线方向，南江地区褶皱脊线走向介于135°~180°之间（图6）。同时，按现今构造变形样式，将母家梁断裂西部划分为单斜区和凹陷区，又将单斜区按脊线方向划分为北东—南西向褶皱区和北西—南东向褶皱区，不同的褶皱方向和现今的构造样式也表明南江地区是一个受不同方向构造应力作用的地区，即Ⅰ区域受北西—南东向构造应力影响，受米仓山推覆作用控制，但临近地表，裂缝极其发育，天然气以散失作用为主；Ⅱ区域受北东—南西向构造应力影响，表现为米仓山和大巴山共同作用区，米仓山的逆冲推覆作用也在该区域趋于稳定；Ⅲ区域受北东—南西向构造应力影响，表现为米仓山和大巴山的共同作用区，但此时须家河组埋深超过4 500 m，并不具备工业生产条件，因此额外分区；Ⅳ区域受大巴山构造应力作用明显，构造应力方向以东西向为主，断裂较为发育且褶皱延展进入凹陷区，断裂的发育给天然气逸散提供通道，不利于天然气的汇聚。
3 裂缝识别
在米仓山和大巴山的共同作用下，南江地区发育了不同规模的褶皱和断裂，对于大尺度的地震数据而言，在地震属性中可以利用方差属性明确裂缝和断裂的发育分布，方差是明确相邻数据间数据稳定性的参数，方差值越低数据越稳定，反之则反映数据分散，对应地质上的裂缝和断裂现象。南江地区Ⅰ、Ⅱ和Ⅳ区由于处于米仓山前单斜带，地层倾角过大，方差背景值普遍较高，只有在极少数的褶皱核部存在背景值低的剖面响应，因此，方差平面受构造样式的影响存在山前带异常，不能直接用来识别裂缝和断裂的平面分布。对于相对小尺度的测井资料而言，裂缝储层会造成测井曲线的异常响应。比如常规气层的电阻率响应为高于水层3倍及以上，但受控于裂缝的形成机理，裂缝内部若存在填充或为水平缝构造样式即使裂缝中含气，电阻率响应会小于水层［27］，同时扩径现象和周波跳跃现象也伴随发生［28］。
3.1 须四段地质现象观测
图7 川东北地区桥亭剖面须家河组野外露头及岩石显微薄片照片（a）桥亭剖面，须四段，灰色厚层中砂岩，裂缝发育；（b）桥亭剖面，须四段，裂缝及溶蚀作用，单偏光；（c）桥亭剖面，须四段，裂缝及长石溶蚀孔，单偏光；（d）桥亭剖面，须四段，长石破裂缝，单偏光；（e）桥亭剖面，须四段，长石压弯变形，单偏光；（f）桥亭剖面，须四段，云母压弯变形，单偏光；（g）桥亭剖面，须四段，硅质胶结裂缝，正交光；（h）桥亭剖面，须四段，溶蚀残余，单偏光；（i）桥亭剖面，须四段，钾长石碎屑溶蚀，正交光 Fig.7 Outcrop and thin section photographs of the Xujiahe Formation at the Qiaoting section，Northeast Sichuan Basin |
关于南江地区须家河组成岩演化前人做了一定的研究［13］，桥亭剖面须四段可见长石、云母等受压实作用影响发生压弯变形［图7（e），图7（f）］、局部可见硅质胶结［图7（g）］、可见铸模孔和溶蚀残余现象［图7（h）］。根据成岩作用的阶段性与烃源岩生烃史（图8），须家河组沉积期至侏罗纪末期为四川盆地快速深埋阶段，此时烃源岩R O<0.35%，处于早成岩阶段，压实作用强烈；随埋深增加，烃源岩热演化程度增高，R O值介于0.5%~1.3%之间时，热演化伴生的有机酸对砂岩中易溶组分的溶蚀作用强烈；晚侏罗世，四川盆地整体处于抬升剥蚀时期，南江地区受龙门山、米仓山、大巴山造山作用强烈，裂缝发育，流体向裂缝中汇聚，同时部分裂缝被硅质胶结。
3.2 测井—地震属性裂缝识别
3.3 裂缝储集体平面识别
由于裂缝整体发育，方差平面无效，结合地质认识，曲率越大的区域裂缝越发育，以A1井为临界界限选择垂直脊线方向的，过不同曲率值的地震剖面，应用曲率反映裂缝的发育规律（图10）。结果表明，相对曲率相对值介于0~0.2之间裂缝较少发育，介于0.2~0.4之间裂缝大规模发育，其中包含褶皱核部边缘裂缝和断裂活动伴生裂缝，介于0.4~0.6之间褶皱核部裂缝发育，发育穿层裂缝和大密度层内裂缝，介于0.6~1之间的区域位于母家梁断裂—褶皱区，裂缝沿断裂带大规模穿层发育，同时沟通海相吴家坪组优质烃源岩，与通南巴地区天然气富集模式相近，受保存条件控制须二段相较于须四段更有利于天然气的富集。对于0.2~0.4区域内断裂活动产生的伴生裂缝，由于断裂的幕式活动，以及须五段厚度较薄的封盖条件，天然气沿断裂散失，破裂带中残余的天然气不足以满足工业生产要求，因此并不作为油气汇聚的有利区。基于曲率数值半定量化分析，根据不同构造分区明确最为有利的裂缝储集体发育区为Ⅱ区北西向褶皱发育段、相对曲率大于0.2且断裂不发育的区域（图11）。
图10 过A1井不同相对曲率与裂缝发育情况（a）A1井附近须四段顶面相对曲率平面分布图；（b）过A1井方差属性地震剖面及裂缝识别； （c）D—D‘测线方差属性地震剖面及裂缝识别；（d）E—E‘测线方差属性地震剖面及裂缝识别 Fig.10 Fracture abundance under the different relative curvature across the Well A1 |
4 须家河组裂缝对天然气富集的控制
4.1 构造控制裂缝发育程度
A2井位于Ⅰ构造区，受米仓山推覆作用，须家河组褶皱变形，A2井处于NEE向背斜褶皱区，在地震剖面上显示褶皱变形不明显，须四段顶面相对曲率为0.20，方差分析受地层倾角影响响应异常，且在测井资料中未见裂缝异常响应，在致密砂岩中，声波时差发生周波跳跃、电阻率相比于周边水层低、井径测井发生明显增大，可以认为有裂缝发育。A2井声波时差异常段对应岩性为泥质粉砂岩，不考虑裂缝储集体的存在（图12）。同时，断裂在此处不发育，无法形成规模性裂缝，不能形成致密砂岩储层中的地质甜点。
A3井位于Ⅳ构造区，主要受到大巴山造山运动控制，A3井处于南北向向斜褶皱区，附近有断裂发育，南江地区须五段受白田坝组砾岩冲刷剥蚀，厚度较薄，对于须四段而言，上覆薄层塑性地层不足以在垂向上阻止破裂带中的天然气向浅层运移，进入破裂带中的天然气在断裂的幕式活动中向浅层散失，致使须四段未见天然气富集。而对于须二段，虽然上覆须三段为一套厚层的泥岩盖层，可以一定程度地控制天然气的垂向运移，但A3井位于向斜褶皱区，且位于整体为裂缝背景的山前单斜带同样不利于天然气的富集。
A1井位于Ⅱ号构造区，受米仓山和大巴山的共同控制，A1井处于NW向向斜褶皱区，须四段顶面相对曲率为-0.24，方差分析在须四段发育局部层内裂缝，测井资料也反映了在须四段存在裂缝发育，断裂在此处不发育。
4.2 裂缝发育模式决定天然气富集
对比A2井和A3井，A1井在须四段发育裂缝，但断裂不发育，天然气能够汇聚且不易散失，虽然处于向斜褶皱区，但在整体致密的地质条件下，局部的层内裂缝发育可以形成有利于天然气保存的裂缝储集体（图13）。
南江地区自须家河组沉积期至晚白垩世，构造相对稳定，持续沉降，A1井须家河组最大埋深超过4 000 m，须三段在达到最大埋深前已达到生气高峰，在持续埋深过程中须四段受压实作用和后续的胶结作用影响致密化，形成了低孔低渗的致密储层。晚白垩世以来，南江地区持续抬升，虽然须三段生烃作用停止但排烃作用一直存在。喜马拉雅期以来，南江地区受米仓山和大巴山的共同作用，形成了一定数量的褶皱和断裂，在褶皱核部和断裂附近发育裂缝。须四段的裂缝发育造成了须三段与须四段压力差的变化，须三段生成的天然气向上充注进入须四段裂缝型圈闭。但对于进入断裂破裂带中的裂缝而言，上覆厚度较薄的须五段塑性地层无法提供保存条件，天然气会随着断裂的幕式活动向浅层逸散，不利于须四段的富集。而进入须四段层内裂缝储集体的天然气，在整体致密的背景下不易散失，在裂缝储集体内富集成藏。
5 结论
（1）川东北南江地区须家河组油气汇聚与裂缝型甜点有关，而裂缝型甜点受米仓山和大巴山共同控制。将南江地区按受造山运动影响进行构造分区，具有工业价值的气藏分布在Ⅱ区，Ⅰ区、Ⅳ区天然气散失，Ⅲ区不满足工业开采价值。
（2）南江地区存在4类曲率—裂缝匹配模式：褶皱核部高曲率，层内裂缝高密度发育，高角度穿层裂缝零星发育，高裂缝密度；断裂位于正负曲率变化处，断裂带裂缝沿断裂发育，极高裂缝密度；褶皱翼部低曲率，低裂缝密度；平面0曲率，极少裂缝发育。
（3）将层内裂缝发育样式与曲率对比，相对曲率相对值介于0~0.2之间的裂缝较少发育，介于0.2~0.4之间的裂缝大规模发育，其中包含褶皱核部中等密度层内裂缝和断裂活动伴生裂缝，介于0.4~0.6之间的褶皱核部裂缝发育，发育穿层裂缝、高角度缝和大密度层内裂缝，介于0.6~1之间的区域位于母家梁断裂—褶皱区，断裂活动，裂缝沿断裂走向发育。
（4）A1井成藏模式为须三段的地层压力相对累积，喜马拉雅期大巴山、米仓山推覆，南江地区受到NEE方向的构造应力，形成小规模褶皱的同时局部发育裂缝，须三段排出的天然气向裂缝圈闭中充注。
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