天然气地球科学 >

2026 , Vol. 37 >Issue 1: 59 - 77

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2025.07.002

天然气地质学

川西—川中地区须家河组致密砂岩气成藏特征及有利勘探方向

  • 罗冰 , 1 ,
  • 冉崎 2 ,
  • 王小娟 1 ,
  • 郑超 , 1 ,
  • 张奥博 1 ,
  • 谢忱 2 ,
  • 陈世加 3 ,
  • 许强 3 ,
  • 王昌勇 4 ,
  • 李勇 3
展开
  • 1. 中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院，四川 成都 610041
  • 2. 中国石油西南油气田分公司，四川 成都 610051
  • 3. 西南石油大学地球科学与技术学院，四川 成都 610500
  • 4. 成都理工大学沉积地质研究院，四川 成都 610059
郑超（1989-），男，山东济宁人，硕士，工程师，主要从事综合地质勘探研究. E-mail： .

罗冰（1982-），男，河南漯河人，博士，高级工程师，主要从事油气地质勘探研究与管理工作. E-mail： .

收稿日期: 2025-04-10

  修回日期: 2025-07-02

  网络出版日期: 2024-08-16

基金资助

中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司科技专项(2025D0010301)

收起

Reservoir characteristics and favorable exploration directions of tight sandstone gas in the Xujiahe Formation in western-central Sichuan Basin

  • Bing LUO , 1 ,
  • Qi RAN 2 ,
  • Xiaojuan WANG 1 ,
  • Chao ZHENG , 1 ,
  • Aobo ZHANG 1 ,
  • Chen XIE 2 ,
  • Shijia CHEN 3 ,
  • Qiang XU 3 ,
  • Changyong WANG 4 ,
  • Yong LI 3
Expand
  • 1. Exploration and Development Research Institute，PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company，Chengdu 610400，China
  • 2. PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company，Chengdu 610400，China
  • 3. School of Geoscience and Technology，Southwest Petroleum University，Chengdu 610500，China
  • 4. Institute of Sedimentary Geology，Chengdu University of Technology，Chengdu 610059，China

Received date: 2025-04-10

  Revised date: 2025-07-02

  Online published: 2024-08-16

Supported by

The Science and Technology Project of PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company(2025D0010301)

Fold

摘要

为揭示川西—川中地区须家河组天然气差异富集主控因素，指出下一步有利勘探方向，系统分析了须家河组构造地层演化、烃源条件、储集特征和成藏规律。研究结果表明：①须家河组沉积后经历了印支期、燕山期和喜马拉雅期3期构造运动，形成了北西向、北东向2组断裂体系，发育须一+须二段、须三段和须五段3套烃源岩，具有烃源岩厚度大、有机质丰度高、热演化程度适中、生气强度大等特征，奠定了须家河组致密气大面积分布的物质基础；②须家河组储层岩性主要为岩屑砂岩，发育粒内溶孔、粒间溶孔以及残余粒间孔等储集空间类型，为裂缝—孔隙型和孔隙型储层；③须家河组致密砂岩气藏主要受源—储—断三元耦合控制，其中烃源岩的分布控制致密气的富集区域和气藏边界，在满足自封闭成藏条件时优质储层控制了天然气富集程度，断裂既可以为天然气垂向运移提供通道，其伴生裂缝又可以沟通孤立孔隙提高储层渗流能力控制高产。综合上述成果，以须三段、须四段和须五段为目标层段，优选了致密气有利富集区，对须家河组下步勘探部署具有重要指导意义。

关键词： 致密砂岩气; 须家河组; 成藏控制因素; 成藏条件; 勘探方向; 四川盆地

本文引用格式

罗冰 , 冉崎 , 王小娟 , 郑超 , 张奥博 , 谢忱 , 陈世加 , 许强 , 王昌勇 , 李勇 . 川西—川中地区须家河组致密砂岩气成藏特征及有利勘探方向[J]. 天然气地球科学, 2026 , 37(1) : 59 -77 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2025.07.002

Abstract

In view of the western-central Sichuan Basin， the structural evolution， hydrocarbon source conditions， reservoir characteristics and accumulation rules of Xujiahe Formation were systematically analyzed to reveal the controlling factors of natural gas differential enrichment in the Xujiahe Formation of the Sichuan Basin and point out the favorable exploration directions for the next step. The results show that： （1）The Xujiahe Formation has experienced three tectonic movements including the Indosinian， Yanshanian and Himalayan tectonic movements， forming two groups of NW-and NE-trending fault zones， and developing three sets of source rocks in the first and second members of the Xujiahe Formation， the third member of the Xujiahe Formation， and the fifth member of the Xujiahe Formation. The large thickness of source rocks， the high abundance of organic matter， moderate thermal evolution and large gas generation intensity laid the geological foundation for the large-scale distribution of tight gas in the Xujiahe Formation. （2） The reservoir lithology of Xujiahe Formation is mainly lithic sandstone， and the reservoir space types such as intragranular dissolved pore， intergranular dissolved pore and residual intergranular pore are developed， which are fracture-pore type and pore type reservoirs. （3） The tight sandstone gas reservoir of Xujiahe Formation is mainly controlled by the coupling of source-reservoir-fault. The distribution of source rocks controls the enrichment area of tight gas and the boundary of gas reservoir. When the self-closed accumulation conditions are satisfied， the high-quality reservoir controls the degree of natural gas enrichment. The fracture can provide a channel for the vertical migration of natural gas， and its associated fractures can communicate with isolated pores to improve the seepage capacity of the reservoir to control high production. It has important guiding significance for the next exploration and deployment of natural gas in Xujiahe Formation. （4） Based on the above results， the third， fourth and fifth members of Xujiahe Formation are taken as the target intervals， and the favorable enrichment areas are optimized， which has important guiding significance for the next exploration and deployment of natural gas in Xujiahe Formation.

Key words： Tight sandstone gas; Xujiahe Formation; Control factors; Enrichment conditions; Exploration direction; Sichuan Basin

0 引言

致密砂岩气是赋存在低渗透砂岩储层中的非常规天然气资源，具有近源规模聚集、气水边界不明显、圈闭界限模糊和受地层构造影响小的特征［1-4］。自2006年以来，中国致密气勘探步入快速发展阶段，以苏里格气田“5+1”合作开发为标志，逐渐建成了鄂尔多斯盆地苏里格气田、神木气田、大牛地气田、延安气田，四川盆地金秋气田和松辽盆地长岭白垩系登娄库组气田等致密砂岩效益开发大气田［5-7］。截至2024年，致密砂岩气已经成为最具勘探、开发价值的非常规天然气资源类型之一，地质资源量达20.9×1012 m3，是中国天然气资源增储上产的重要领域［8-9］。
四川盆地是中国第三大沉积盆地，致密气资源丰富［10-12］。其中，上三叠统须家河组发育多物源体系，多期次大规模三角洲砂体与广覆式烃源岩相互叠置，成藏条件优越，是四川盆地天然气勘探开发的重要层系。自1977年川西北中坝地区获得勘探突破以来，须家河组相继发现了新场、广安、合川以及安岳等多个中—大型致密砂岩气田，中石油矿区内资源量超4×1012 m3［13］。2022年以来，中国石油西南油气田分公司立足川西—川中地区，重点攻关川中简阳地区须四段和川西北地区须三段气藏，先后部署了YQ1井和WT1井，均钻获高产工业气流，充分证实了须家河组良好的勘探潜力。
四川盆地须家河组致密砂岩气勘探取得突破以来，众多学者围绕须家河组烃源条件、储层特征、气藏分布和成藏规律开展了大量研究［14-18］，形成了“大面积连续—准连续型”的致密砂岩气富集地质理论，有效地指导了须家河组致密砂岩气勘探开发工作［19-21］。随着勘探工作的持续推进，须家河组仍然面临储量动用率低、气水关系复杂、难以高效益开发等问题。不同区带、同一区带不同层段气藏类型和成藏特征差异大，致密砂岩气成藏富集控制因素认识不清，寻找“规模优质储层”的勘探思路无法有效指导生产。针对上述问题，本文系统总结了川西—川中地区须家河组成藏地质条件，重点针对构造演化、烃源岩特征、储集层特征和断裂特征展开研究，明确了致密砂岩气差异富集控制因素，并指明了须家河组下步勘探有利区，为推动四川盆地须家河组规模建产和我国陆相致密气勘探开发提供理论指导。

1 研究区概况

1.1　地质背景

四川盆地位于扬子板块西北缘，按照前陆盆地区带划分可分为前陆冲断带、前陆坳陷带、前陆斜坡带和前陆隆起带［图1（a）］［22］。晚三叠世是四川盆地构造发生转换的关键时期，在印支早幕挤压构造运动的影响下，龙门山岛链向上隆起，古特提斯洋向西退出［23］。自此，盆地结束海相沉积的历史，逐渐转入湖泊—三角洲陆相沉积阶段［24］。受整个四川盆地沉积、构造演化的影响，上三叠统须家河组沉积厚度自西向东逐渐变薄，厚度介于300~3 500 m之间［图1（b）］［3］。
图1 四川盆地须家河组区域构造分区（a）、地层发育特征（b）及地层综合柱状图（c）

Fig.1 Regional tectonic division of the Xujiahe Formation in the Sichuan Basin（a）， stratigraphic development characteristics （b）， and stratigraphic comprehensive histogram （c）

四川盆地须家河组自下而上被划分为6段［25］［图1（c）］，须一段、须二段（本文将须一段、须二段烃源岩合称为须一+须二段烃源岩）、须三段和须五段是烃源岩主要发育层段；须二段、须三段、须四段、须五段和须六段是储层主要发育层段。其中，须一段为陆棚—滨岸沉积，地层厚度介于0~600 m之间，局限分布于川西坳陷地区，向东超覆尖灭，发育海相灰色砂岩、灰黑色泥页岩夹灰岩，常见海相化石。须二段为辫状河三角洲—滨浅湖沉积，地层厚度介于0~800 m之间，在川中西部地区超覆尖灭；川西北地区为辫状河三角洲沉积，发育浅灰色厚层块状中—细粒砂岩夹薄层泥岩；川中地区为滨浅湖沉积，发育灰黑色泥页岩夹薄层浅灰色砂岩、粉砂岩及煤线。须三段主要为扇三角洲—滨浅湖—辫状河三角洲沉积，地层厚度介于240~460 m之间；川西北地区为扇三角洲沉积，发育厚层褐灰色砾石夹含砾砂岩、灰黑色页岩；川中东部地区为辫状河三角洲沉积，发育厚层浅灰色、灰白色岩屑砂岩；川西坳陷与川中西部地区为滨浅湖沉积，发育灰黑、深灰色页岩与褐灰色岩屑砂岩互层，夹炭质页岩、黑色煤线。须四段发育继承性扇三角洲—滨浅湖—辫状河三角洲沉积，地层厚度介于60~400 m之间；川西北地区为扇三角洲沉积，发育厚层砾岩、含砾砂岩；川中地区为辫状河三角洲沉积，发育浅灰色—灰白色厚—巨厚层细砂岩、中砂岩；川西坳陷为滨浅湖沉积。须五段为曲流河三角洲—滨浅湖沉积，地层厚度介于260~520 m之间，发育灰黑色泥页岩夹深灰色细砂岩与黑色煤层。须六段为辫状河三角洲—滨浅湖沉积，地层厚度介于70~160 m之间，发育浅灰色细砂岩夹黑色泥页岩。

1.2　勘探开发概况

四川盆地须家河组天然气勘探历史悠久，自20世纪50年代以来，历经了“构造气藏勘探”、“岩性气藏勘探”和“致密气规模增储上产”3个勘探阶段。
（1）构造气藏勘探阶段（1956—2005年）
1956年，四川盆地须家河组开始开展天然气勘探工作；1977年，在川西北中坝地区发现须二段致密气藏（探明储量186.3×108 m3），中国致密气工业化迎来起点。此后，四川盆地坚定信心，立足山前带，开展构造气藏勘探开发工作，相继发现了平落坝、邛西、遂南以及八角场等构造气藏［26-27］，提交探明地质储量超740×108 m3。该阶段明确了须家河组资源潜力大，是四川盆地重要的天然气勘探层系。
（2）岩性气藏勘探阶段（2006—2017年）
在前陆盆地和岩性气藏地质理论的指导下，四川盆地调整勘探思路，以岩性、构造—岩性复合圈闭勘探为主要目标，将目光由川西前陆冲断带转向川中前陆隆起带。在此期间，相继发现了广安、合川以及安岳等多个千亿方级大气田［28］，提交探明地质储量6 855×108 m3。大型平缓斜坡背景下由多个成藏条件相似的岩性气藏群构成了川中大气区，彰显了须家河组作为四川盆地重要勘探层系的资源潜力。
（3）致密气规模增储上产阶段（2018年至今）
基于新的层序地层格架［29］，以“坳陷—斜坡带”致密气为勘探目标，推进地质—工程一体化研究，开展风险勘探、甩开预探以及集中评价。针对川西北地区须三段、川西南须四段、川中简阳须四段和川中须五段部署探井和评价井，多口井钻遇高产工业气流，须家河组致密砂岩气取得重要勘探进展，落实了须家河组规模增储新区块，支撑致密气产量连续跨越式增长。

2 成藏地质条件

2.1　构造演化

四川盆地须家河组自晚三叠世沉积以来经历了印支期、燕山期和喜马拉雅期3期构造运动，形成了多期次、多样式的构造格局［30］（图2）。
图2 四川盆地构造格局与各期构造动力方向（修改自文献［33］）

Fig.2 The tectonic framework of Sichuan Basin and the tectonic dynamic direction of each period（modified according to Ref.［33］）

依据对须家河组的影响，可以将印支期整体划分为3个阶段：①新场运动时期（印支Ⅰ幕）：受到多板块汇聚的影响，盆地周缘挤压隆升和造山作用强烈，古特提斯洋分支逐渐向西退出，四川盆地结束海相地层沉积历史，陆相地层（须家河组）开始沉积［31］。②安县运动时期（印支Ⅱ幕）：龙门山北段向上隆升，导致须三段在川西北地区遭受剥蚀，受龙门山物源影响沉积了一套碳酸盐砾石层［32］。在此期间，龙门山、康滇古陆等多个物源体系为须家河组提供物质来源，盆地内部形成满盆富砂的局面。③印支Ⅲ幕：末期，须家河组结束沉积，在龙门山北段和南秦岭持续向南挤压的控制下，四川盆地北部发育差异构造变形，致使须家河组广泛抬升剥蚀，并与上覆侏罗系呈角度不整合接触关系。
燕山早—中期，东西向构造继承性发育。大巴山叠瓦状构造呈多期渐进式向盆地内部推进，盆地北东缘形成大量北西向弧形构造，东部受俯冲大陆边缘动力远程作用明显，雪峰山基底隆起并逆冲推覆，形成北东向隔槽式—隔挡式的川东高陡构造带，与大巴山弧形构造带发生联合。低温热年代学数据表明［33］，龙门山隆升是一个自北向南的过程，在燕山中—晚期，彭灌杂岩体挤入龙门山中段，受北西向应力控制，川西中部发育大量北东向线性构造，形成龙泉山构造带的雏形。
喜马拉雅期，青藏高原持续向东挤压，盆地西南缘可见南北向构造，同时龙门山中段和龙泉山构造进一步强化，北段米仓山的活动使得北西、东西向构造也得到部分活化。川东地区则发生继承性改造，依次形成齐岳山、华蓥山构造带［34］。

2.2　烃源岩特征

2.2.1　烃源岩展布

须一+须二段、须三段和须五段烃源岩平面展布特征精细刻画结果表明，须家河组烃源岩整体呈由西北向东南逐渐减薄的趋势（图3）。其中，须一+须二段烃源岩厚度介于10~280 m之间，生烃中心主要在都江堰—安县一带，向东南逐渐减薄，直至乐山—安岳—南充—巴中一线尖灭［图3（a）］。须三段烃源岩厚度介于20~350 m之间，须三1+须三2亚段烃源岩生烃中心位于绵竹地区，厚度介于20~300 m之间，剑阁以北地区烃源岩被剥蚀殆尽［图3（b）］；而须三3亚段烃源岩生烃中心在成都凹陷附近［图3（c）］，厚度介于40 ~200 m之间。须五段烃源岩厚度介于40 ~320 m之间，生烃中心较须三段向南偏移，安县—南江以北地区烃源岩被剥蚀殆尽［图3（d）］。
图3 须家河组各段烃源岩厚度平面分布

（a）须一+须二段烃源岩厚度等值线图；（b）须三1+须三2亚段烃源岩厚度等值线图；

（c）须三3亚段烃源岩厚度等值线图；（d）须五段烃源岩厚度等值线图

Fig.3 Plane distribution of source rock thickness in each member of the Xujiahe Formation

2.2.2　有机质丰度

实验结果显示，研究区须家河组总有机碳（TOC）含量介于0.25%~29.66%之间，平均含量为2.17%，TOC含量大于0.5%的样品数超90%，TOC含量大于2%的样品占比达33.7%，TOC含量整体较高（图4）。其中，须一+须二段TOC值介于0.83%~13.28%之间，平均为1.87%；须三段TOC值介于0.47%~24.3%之间，平均为2.12%；须五段TOC值介于0.25%~29.66%之间，平均为2.54%，总体来看，有机质丰度呈现出“须五段>须三段>须一+须二段”的变化特征。结合有机质生烃潜量（S 1+S 2）综合分析，研究区须家河组泥页岩TOC含量与生烃潜量具有较好的相关性（图4）。整体上，随着TOC含量增加，泥页岩生烃潜量逐渐升高，按照煤系泥岩的烃源岩评价标准，研究区须家河组总体属于一般—好烃源岩范畴。
图4 须家河组各段烃源岩有机质丰度特征

（a）须家河组烃源岩TOC分布直方图；（b）须家河组烃源岩评价图

Fig.4 Characteristics of organic matter abundance of source rocks in each member of the Xujiahe Formation

2.2.3　有机质类型

研究区烃源岩显微组分分析认为，须家河组烃源岩以Ⅲ型干酪根为主［图5（a）—图5（f）］，其中，须五段部分烃源岩样品中腐泥无定形体等腐泥组分含量较高［图5（e），图5（f）］。综合热解参数T max—I H有机质类型判识图版［图5（g）］，须一+须二段和须三段有机质类型以Ⅲ型为主，须五段有机质类型主要为Ⅲ型和Ⅱ2型。
图5 须家河组各段烃源岩有机质类型特征

（a） Ⅲ型干酪根，W9井，4 190.46 m，须一+须二段，黑灰色泥岩，透射光，×400；（b） Ⅲ型干酪根，W9井，4 190.46 m，须一+须二段，黑灰色泥岩，蓝色激发荧光，×400；（c） Ⅲ型干酪根，WT1井，3 799.11 m，须三段，灰黑色泥岩，透射光，×400；（d） Ⅲ型干酪根，WT1井，3 799.11 m，须三段，灰黑色泥岩，蓝色激发荧光，×400；（e） Ⅱ2型干酪根，YQ7井，2 491.5 m，须五段，深灰色泥岩，透射光，×400；（f） Ⅱ2型干酪根，YQ7井，2 491.5 m，须五段， 深灰色泥岩，蓝色激发荧光，×400；（g） 须家河组各段烃源岩I H—T max有机质类型判识图版

Fig.5 Characteristics of organic matter types of source rocks in each member of the Xujiahe Formation

2.2.4　有机质成熟度

四川盆地须家河组泥页岩的R O值分布在0.54%~2.80%之间，平均为1.43%，其中须一+须二段R O值介于0.70%~2.48%之间，平均为1.56%［图6（a）］；须三段R O值介于0.61%~2.80%之间，平均为1.45%［图6（b），图6（c）］；须五段R O值介于0.54%~1.89%之间，平均为1.31%［图6（d）］。根据烃源岩有机质热演化成熟度的评价标准，须家河组烃源岩热演化程度较高，基本达到成熟—高成熟阶段，处于大量生气阶段。自须一段至须五段平均热演化程度逐渐降低。
图6 四川盆地须家河组各段烃源岩有机质成熟度特征

（a）须一+须二段R O平面分布图；（b）须三1+须三2亚段R O平面分布图；（c）须三3亚段R O平面分布图；（d）须五段R O平面分布图

Fig.6 Characteristics of organic matter maturity of source rocks in each member of the Xujiahe Formation in Sichuan Basin

平面上（图6），须家河组泥页岩R O在盆地内差异特征明显，自坳陷带至隆起带R O逐渐降低。研究区大部分地区的须家河组泥页岩R O值都大于1.0%，普遍达到成熟阶段，在川西坳陷的绵竹一带R O值较大，局部大于2.0%，达到过成熟阶段。总体上四川盆地须家河组泥页岩有机质热演化成熟度较高，处于成熟—高成熟阶段。

2.2.5　生烃强度

须家河组烃源岩厚度大，有机质丰度高，有机质类型好，生气潜力巨大。研究表明，须家河组生烃强度介于（20~120）×108 m3/km2之间，其中须一+须二段生烃强度介于（2~80）×108 m3/km2之间［图7（a）］，须三1+须三2亚段生烃强度介于（1~30）×108 m3/km2之间（［图7（b）］，须三3亚段生烃强度介于（1~50）×108 m3/km2之间［图7（c）］；须五段生烃强度介于（5~50）×108 m3/km2之间［图7（d）］，表明须家河组供烃能力强。
图7 须家河组各段泥页岩生烃潜力评价

（a）须一+须二段烃源岩生烃强度；（b）须三1+须三2亚段烃源岩生烃强度；（c）须三3亚段烃源岩生烃强度；（d）须五段烃源岩生烃强度

Fig.7 Evaluation of hydrocarbon generation potential of mud shale in each member of the Xujiahe Formation

2.3　储集层特征

川西—川中地区须家河组储集岩性多为岩屑砂岩，岩石组分以岩屑和长石为主，杂基含量较低，具有中等的分选和磨圆。其中，须二段储集岩性以岩屑砂岩和长石岩屑砂岩为主（西部物源体系特征岩屑成分主要为碎屑岩和变质岩［图8（a），图8（b）］；南部物源体系特征岩屑成分以碎屑岩和碳酸盐岩为主）。须二段储层主要分布在川西地区，储集空间类型以粒内孔和粒内溶孔为主，属于孔隙型储层。储层孔隙度主要介于6.5%~14.1%之间（平均为10.3%），表现为中—细喉、中—低孔的孔喉特征。须二段储层在川西北地区以中等压实、中等胶结和中等溶蚀为特征，而在川西南地区以弱—中等压实、强胶结和弱溶蚀为特征。
图8 四川盆地须家河组砂岩储层特征

（a）G6井，须二段，中粒岩屑石英砂岩；（b）WT1井，须二段，中粒长石岩屑砂岩；（c）BM6井，须三2亚段，次生孔隙；（d）BM6井，须四段，变质岩岩屑和硅质岩岩屑；（e）JH2井，须三2亚段，残余原生粒间孔；（f）YQ7井，须三2亚段，中粒长石岩屑砂岩；（g）WT1井，须三3亚段，中—细粒钙屑砂岩；（h）QL22井，须三3亚段，中—细粒钙屑砂岩；（i）QL22井，须四段，粗粒岩屑石英砂岩；（j）YQ101井，须四段，中粒长石岩屑砂岩；（k）DF5井，须五段，原生粒间孔；（I）YQ7井，须五段，粒内溶孔

Fig.8 Sandstone reservoir characteristics of the Xujiahe Formation， Sichuan Basin

须三段砂岩在川西及川中大部分地区均有分布，不同亚段储层发育特征存在差异。须三1亚段储集岩性主要为岩屑砂岩和长石岩屑砂岩（西部物源体系特征岩屑成分为碳酸盐岩和变质岩；南部物源体系下岩屑成分以火成岩和硅质岩为主）［图8（c），图8（d）］，储集空间以粒内溶孔、粒间孔和微裂缝为主，属于孔隙型和裂缝—孔隙型储层。储层孔隙度主要介于6.1%~8.5%之间（平均为7.3%），孔喉以细喉、低孔为特征。须三2亚段储集岩性主要为长石岩屑砂岩和岩屑砂岩（西部物源体系特征岩屑成分为碳酸盐岩和变质岩；东/南部物源体系特征岩屑成分以硅质岩、变质岩和火成岩为主）［图8（e），图8（f）］，储集空间以粒内孔、粒内溶孔为主，属于孔隙型储层。储层孔隙度主要介于6.5%~8.8%之间（平均为7.7%），孔喉以细—中喉道、低孔为特征。须三3亚段储集岩性主要为钙屑砂岩和长石岩屑砂岩（西部物源体系特征岩屑成分为碳酸盐岩屑；东/南部物源体系特征岩屑成分以火成岩和硅质岩为主）［图8（g），图8（h）］，储集空间以粒内溶孔和微裂缝为主，属于孔隙型储层和裂缝—孔隙型储层。储层孔隙度主要介于6.2%~9.8%之间（平均为8.0%），孔喉以中—细喉道、中—低孔为特征。须三段储层在川西北地区整体表现为强压实、极强胶结、中等溶蚀；在川南地区表现为强压实、强胶结和中等溶蚀；在川北地区以中等压实、弱胶结和强溶蚀为特征。
须四段储集岩性以钙屑砂岩、岩屑石英砂岩和长石岩屑砂岩（西部物源体系特征岩屑成分主要为碳酸盐岩和硅质岩；东/南部物源体系特征岩屑成份以火成岩、变质岩和硅质岩为主）为主［图8（i），图8（j）］，在四川盆地大部分地区均有分布，储集空间类型以粒内孔、粒间孔和微裂缝为主，属于孔隙型储层和裂缝—孔隙型储层。储层孔隙度主要介于6.1%~8.5%之间（平均为7.3%），表现为中细喉、中—低孔的孔喉特征。须四段储层在川西北地区以强压实、强胶结和强溶蚀为特征，在川南地区以强压实、中等胶结和弱溶蚀为特征；在川北地区以中等压实、弱胶结和中等溶蚀为特征。
须五段储集岩性以岩屑砂岩和长石岩屑砂岩（西部物源体系特征岩屑成分主要为碳酸盐岩、碎屑岩和硅质岩；东/南部物源体系特征岩屑成分主要为火成岩和变质岩）为主［图8（k）、图8（l）］，储集空间类型以粒内溶孔和粒间溶孔为主，属于孔隙型储层。储层孔隙度主要介于6.7%~8.4%之间（平均为7.6%），表现为细喉、低孔的孔喉特征。须五段储层在川西北地区以强压实、强胶结和强溶蚀为特征，在川南地区以强压实、中等胶结和弱溶蚀为特征；在川北地区以中等压实、弱胶结和中等溶蚀为特征。

2.4　断裂特征

对川西—川中地区地震三维工区内断裂发育情况进行精细刻画，最终确定了与构造形迹方向相同的东西向、北西向、北东向构造的展布特征，并进行级次划分（图9）。根据断层断穿层位，将其划分为4个级次。一级断层：向上终止于侏罗系，向下断至二叠系的走滑逆断层。二级断层：向上终止于侏罗系，向下断至嘉陵江组的滑脱逆断层。三级断层：向上终止于须家河组内部，下部终止在雷口坡组内部的逆断层。四级断层：发育在须家河组内部的小型逆断层。川中—川西地区构造位置相对特殊，处于早侏罗世米仓—大巴山前陆构造带和晚侏罗世—新生代龙门山前陆构造带结合部［35-37］，上三叠统须家河组受构造活动影响，主要发育北西向和北东向2组断层带，2组断层带均伴生与自身走向一致的裂缝，断层与裂缝共同组成断裂体系（图9）［38］。北西向构造自大巴山发育而来，多发育于梓潼、简阳地区，该体系以三级和四级断层为主。北东向构造体系自龙门山中段发育而来，于简阳、蓬莱地区广泛发育，多为一级—三级断层，在平面上表现为一系列斜列分布的断裂，延伸距离明显长于东西走向的断裂。东西向构造多发育于八角场和安岳地区，八角场为一级—二级断裂，安岳地区为三级—四级断裂，其在平面上呈断续线性延伸特征。
图9 川中—川西地区断层分布

Fig.9 Fault distribution of the central-western Sichuan area

3 致密砂岩气成藏主控因素

3.1　原位供烃控制天然气分布格局

（1）坳陷带—隆起带原位近源供径。天然气未大面积侧向运移至斜坡带和隆起带
天然气组分、碳同位素除受烃源岩母质类型和成熟度的影响外，还受二次运移、生物降解等次生改造的影响［39-40］。前人［41-43］研究认为，烃源岩成熟度越高，天然气甲烷含量越高，干燥系数越大，稳定碳同位素中13C越富集；同时，随着运移距离的增加，天然气中甲烷含量增加，干燥系数变大，天然气稳定碳同位素中12C富集程度增加。因此天然气稳定碳同位素的差异变化是天然气运移示踪备受青睐的参数［44-46］。
四川盆地须家河组天然气组分和稳定碳同位素，数据表明，随着干燥系数（C1/C1-5）的增加，甲烷同位素中13C逐渐富集，符合成熟度增加导致的甲烷含量增加和碳同位素组成变重的变化趋势［图10（b），图10（f）］。由图6可知，须家河组同一层段自坳陷带至隆起带，烃源岩成熟度表现为逐渐降低的有序变化，与天然气干燥系数逐渐降低，天然气中12C逐渐富集的特征相吻合［图10（a）—图10（f）］。由图10（b）可知，冲断带须三2亚段天然气表现出2类特征：一类为低成熟度特征；另一类为高成熟度特征，指示2期成藏或混源成藏。由图10（d）—图10（f）可知，隆起带须四段天然气与斜坡带须四段天然气表现为相似的甲烷碳同位素组成特征，且隆起带须四段天然气干燥系数（0.88~0.95）略高于斜坡带（0.88~0.91）。考虑到隆起带须四段天然气主要产自广安气田，而前人［29］研究表明，广安气田天然气成藏受构造幅度控制，即存在较远距离侧向运移的可能，并因此呈现出低成熟度、高干燥系数的特征。与甲烷碳同位素相比，乙烷碳同位素受烃源岩和运移分馏的改造程度较小，可以用于指示母质来源。由图10（c）和图10（e）可知，不同区带乙烷碳同位素存在差异，因此认为自坳陷带至斜坡带，天然气来源并不统一。
图10 四川盆地须家河组天然气地球化学特征

（a）须三2亚段天然气甲烷和乙烷然同位素交会图；（b）须三2亚段天然气干燥系数和乙烷碳同位素交会图；（c）须三2亚段天然气干燥系数和甲烷碳同位素交会图；（d）须四段天然气甲烷和乙烷然同位素交会图；（e）须四段天然气干燥系数和乙烷碳同位素交会图；（f）须四段天然气干燥系数和甲烷碳同位素交会图。注：数据来源为冲断带天然气数据来源于平落坝须三2亚段气藏、大兴场须三2亚段气藏、平落坝须四段气藏；坳陷带天然气数据来源于邛西须三2亚段气藏、白马庙须四段气藏、文兴场须四段气藏；斜坡带天然气数据来源于营山须三2亚段气藏、充西须三2亚段气藏、八角场须四段气藏、充西须四段气藏、金华须四段气藏；隆起带天然气数据来源于广安须四段气藏

Fig.10 Geochemical characteristics of natural gas in the Xujiahe Formation， Sichuan Basin

综合上述分析，须家河组不同区带天然气表现出自坳陷带至隆起带成熟度逐渐降低的有序性和来源的差异性：冲断带天然气表现为混源供烃，由冲断带本地烃源岩与坳陷带双源贡献；坳陷带至隆起带天然气由本地烃源岩垂向供烃，坳陷带生成的天然气并未大面积侧向运移至斜坡带和隆起带。
（2）烃源岩展布控制天然气分布格局。
对于致密砂岩气藏，烃源岩生烃增压是天然气成藏阶段的主要充注动力［47-48］，烃源岩空间分布特征影响着天然气充注范围与强度。因此，须家河组烃源岩的展布特征控制了天然气的分布格局。自坳陷带向隆起带，随着烃源岩厚度逐渐减薄，生烃强度逐渐降低，导致烃源岩生烃增压减弱，源储间压差逐渐减小，致使供烃能力减弱（图11），导致含气饱和度逐渐降低，如ST1井靠近坳陷带，单井测试产量高达22.8×104 m3/d，含气饱和度为71.3%；而PL7井靠近隆起带，单井测试产量为1.27×104 m3/d，含气饱和度仅维持在53.0%。须家河组的勘探实践也印证了这一点，坳陷带烃源岩累计厚度大、热演化程度高，资源潜力巨大，截至2024年，已发现老关庙、魏城、文兴场、白马庙、新场等多个含气构造与高产气藏；斜坡带和隆起带本地烃源岩发育较差，供烃能力受限，导致整体含气饱和度低，气水分异不充分，绝大多数的纯气藏都发育在低幅度构造中，如GA2井［29］。
图11 四川盆地须家河组源储压差平面分布及勘探成果

Fig.11 Plane distribution of source-reservoir pressure difference and exploration results of the Xujiahe Formation in Sichuan Basin

3.2　储层物性控制气藏差异富集

3.2.1　致密气自封闭成藏界限

经典石油地质学理论认为［49］，储层物性对天然气聚集和分布具有明显的控制作用，孔隙度较高、渗透率较大的优质储层有利于天然气富集。而非常规石油地质学理论认为，在低渗储层中，天然气分子在地质条件下受到的毛管压力与吸附力大于浮力时，会形成一种束缚的流体力场，从而阻隔自由流体的流出和外部流体的流入，进而形成天然气自封闭成藏作用［50］。
须家河组主要发育三角洲水下分流河道、河口坝和滩坝砂体，是天然气聚集的理想场所。对四川盆地须家河组不同层位储层测井解释成果统计发现［图12（a）］，当测井解释孔隙度大于6.5%~8%时，随着孔隙度逐渐增大，含气饱和度先升高后降低，且上升部分占主要部分，测试低产气或产水，即研究区须家河组自封闭成藏孔隙度界限为6.5%~8%。
图12 须家河组储层物性特征

（a）须家河组储层测井解释成果统计；（b）QL10井，3 683.00 m，日产气5.9×104 m3；（c）QL13井，3 795.27 m，为干层

Fig.12 Reservoir physical characteristics of the Xujiahe Formation

3.2.2　储层物性差异控制天然气差异富集

须家河组致密砂岩储层以孔隙型和裂缝—孔隙型为主，储层物性对天然气富集具有重要意义。对于能够满足自封闭成藏作用的致密储层来说，储层孔隙度越大、渗透率越高、孔喉结构越优越，储层含气性越好。压汞数据统计分析，高产气井致密砂岩储层主要表现为排驱压力小、最大进汞饱和度高（85.57%）、中孔喉占比大、大孔喉连通性较好、退汞效率高的孔喉特征（如QL10井［图12（b）］）；低产气井致密砂岩储层主要表现为排驱压力大、最大进汞饱和度低（59.47%）、孔喉连通性差、退汞效率低的的孔喉特征（如QL13井［图12（c）］）。此外，对须家河组不同地区储层物性统计结果表明，不同物源体系下储层物性存在差异。以须四段为例，斜坡区北部（秋林地区）受北部物源的影响，岩石组分中石英含量较高，抗压实能力强，储层物性好，平均孔隙度介于8%~9%之间，中值渗透率介于（0.5~1）×10-3 μm2之间。天然气自封闭作用较弱，测井解释普遍含水，局部富气；斜坡区南部（简阳地区）受南部物源的影响，岩石组分中长石、变质岩岩屑等含量高，胶结类型以泥质胶结为主，塑性颗粒含量较高，抗压实能力弱，因此储层致密程度高，平均孔隙度介于6%~8%之间，中值渗透率介于（0.01~0.5）×10-3 μm2之间，天然气自封闭能力强，整体含气性好，测试获气。

3.3　源储配置控制气藏富集规模

致密砂岩气是一种连续分布在致密储层与烃源岩紧密接触或相邻的共生层系中的天然气资源。因此，烃源岩和储层在空间上的展布关系对致密砂岩气的富集程度具有至关重要的控制作用［51］。前文研究表明，须家河组气藏表现为近源供烃特征，烃源岩和致密储层相互叠置。综合沉积类型、烃源岩和储层的发育特征，将须家河组源储配置关系划分为3类，即下生上储型、旁生侧储型和自生自储型。
下生上储型：储集层为分布在盆地周缘的三角洲前缘砂体，厚度较大，一般介于5~70 m之间；储层平均孔隙度较高，一般介于6.5%~9.0%之间。烃源岩为湖盆中心浅湖—半深湖相暗色泥岩。空间上，三角洲前缘砂体直接覆盖在烃源岩之上，在垂向上构成良好的源储接触关系。其中须二段、须三2亚段、须四段和须六段主要发育下生上储型源储配置，源储大面积紧密接触，储层整体含气性较好（图13）。
图13 过ST18井—LY1井—WT1井—WQ1井—ST1井—PS11井—ZJ2井—Y126井—Y105井—GS108井须家河组连井沉积相对比剖面

Fig.13 The cross-well sedimentary cross-section of Wells ST18-LY1-WT1-WQ1-ST1-PS11-ZJ2-Y126-Y105-GS108 Xujiahe Formation

旁生侧储型：储集层为盆地周缘的三角洲前缘砂体和环湖滩坝砂体，厚度介于1~30 m之间，储层孔隙度介于6.00%~7.75%之间。烃源岩为湖盆中心的浅湖相暗色泥岩，储层与烃源岩在空间上侧向对接构成旁生侧储的接触关系，主要发育于三角洲前缘砂体入湖处（图13）。
自生自储型：储集层为扇三角洲前缘砂体和滨湖滩坝砂体，发育规模较小，一般介于5~17 m之间，储层非均质性较强，受物质成分控制明显，为大规模湖侵的沉积产物。规模较小的砂体主要呈透镜状和席状发育于湖相烃源岩之中，为形成源内致密砂岩气藏奠定基础。其中须三3亚段和须五段主要发育自生自储型源储配置，成藏条件优越，含气性好（图13）。
源储结构中烃源岩品质与储层物性的匹配关系控制了不同地区致密砂岩气的富集规模［52］。由于沉积环境的差异，湖盆中心的暗色泥岩品质明显优于湖盆边缘的浅色泥岩，而三角洲前缘砂体的物性明显优于环湖滩坝砂体。因此，自生自储型源储结构中优质烃源岩、中等品质的储层与二者空间上的匹配关系，促使其具有稳定且较高的含气性；下生上储型源储结构中等烃源岩、优质储层与二者垂向紧密叠置的接触关系，导致其储层含气性次之；旁生侧储型源储结构中等—优质烃源岩、优质储层与二者侧向对接的接触关系导致其储层含气性相对较差。平面上，自生自储型源储配置主要发育在扇三角洲环湖砂体中，而旁生侧储型源储配置主要发育在辫状河三角洲边界区域和环湖滩坝区域（图13）。

3.4　通源断层及裂缝控制气藏高产

断层是流体运移的高速通道，须家河组发育一系列不同走向、不同级次的断裂，对油气富集具有重要意义［53］。分别统计简阳须四段气藏、安岳须三2亚段气藏和川西北须三3亚段气藏单井测试产量与产层段距离最近断层的距离［图14（a）—图14（c）］，结果表明距断层越近，单井测试产量越高；随着距断层距离的增加，单井测试产量呈现指数型递减。总体而言，断层对于须家河组天然气富集具有建设性和破坏性2个方面的作用。断层对天然气富集的建设性主要表现在：①沟通优质烃源岩，如川西北地区须三段气藏［图14（d）］，二级、三级断层沟通须一+须二段烃源岩与须三段裂缝—孔隙型储层，双源供烃，为单井天然气高产提供了物质基础，代表井有WT1井（测试产气108.68×104 m3/d）、JM102井（测试日产气101.49×104 m3/d）；川西南须四段气藏［图14（e）］，二级断层沟通须三段烃源岩与须四段裂缝型储层，如QX006-X1井，老井上试产气16.28×104 m3/d。②断层伴生裂缝改善储层渗流效率，有利于天然气富集成藏，如川中简阳地区须四段［图14（f）］，高产能区（YQ104井区）对应断缝属性集中发育地区，而非相对构造高部位。此外，在川西新场地区，断层及伴生裂缝对天然气富集的控制作用与断层发育期次有关。研究表明，与印支期东西向断层相关的伴生裂缝多被方解石、石英等次生矿物充填，对油气运移的控制作用不明显；而与晚期南北向断层相关的伴生裂缝多呈半充填、未充填状态，为天然气高效运移提供可能，勘探实践表明，新场地区断—缝输导体是天然气富集高产的关键控制因素［54-56］。
图14 须家河组单井断层发育特征及单井高产能与断层相关性

（a）简阳须四段单井产能与断层相关性； （b）安岳须三2亚段气藏单井产能与断层相关性； （c）川西北须三段气藏单井产能与断层相关性；

（d）过WT1井叠前时间偏移剖面； （e）过QX006-X1井叠前时间偏移剖面； （f）过YQ104井叠前时间偏移剖面

Fig.14 The development characteristics of single well faults in the Xujiahe Formation and the correlation between single well high yield and faults

断层对天然气富集的破坏性主要表现在：①一级、二级断层向上沟通浅层，对须家河组深层气藏起到破坏作用，造成天然气逸散，从而导致单井产能较低或单井无产能，如文兴场构造；②一级、二级断层若向下沟通深层，在烃源岩供气能力有限时，地层水沿断层迅速占据储层中的孔隙空间，导致单井气产量较低，而水产量居高不下，如G8井（测试产微气，产水1 486 m3/d）、G9井（测试产微气，产水1 459.79 m3/d）。

4 下一步勘探方向

在总结须家河组致密砂岩气成藏条件与主控因素的基础上，提出针对性优选原则，对川西—川中地区须家河组进行全面评价，垂向上优选了须三段、须四段和须五段作为有利层段，并针对不同层段成藏特征优选了平面有利勘探区（图15）。
图15 须家河组勘探有利区预测

（a）须三段有利区叠须三段生烃强度图；（b）须四段有利区叠须三段生烃强度图；（c）须五段有利区叠须五段生烃强度图

Fig.15 Prediction of favorable exploration areas in the Xujiahe Formation

（1）须三段烃源条件优越，发育多类型源储组合，源内砂岩含气性好。其中须三1亚段环湖边缘砂体（储厚介于1~30 m之间，孔隙度为6.0%~8.5%）与须三1亚段烃源岩侧向对接，长轴物源砂体（储厚介于2~64 m之间，孔隙度为6.0%~10.0%）与须二段烃源岩下生上储，源储配置优越；须三2亚段发育多期三角洲前缘砂体（储厚介于1~80 m之间，孔隙度为6.0%~9.0%），下生上储和旁生侧储的源储接触关系为川中西部地区砂体近源成藏提供了优越的基础条件，储层含气性好；须三3亚段厚层的烃源岩（烃源岩厚度介于40~200 m之间）中发育了透镜状或席状的扇三角洲和辫状河三角洲砂体（储厚介于1~33 m之间，孔隙度为3.0%~10.0%），砂泥互层，源储紧邻，储层测井解释多为气层，勘探效果好。因此，综合分析须三段不同亚段气藏烃源岩、储层发育情况，认为远离深大断裂的阆中—绵阳—三台—中江一带、仪陇—阆中—盐亭—中江—成都和邛崃—眉山一带、阆中—绵阳—三台一带地区烃源岩生烃强度大、优质储层发育，分别是须三1亚段、须三2亚段和须三3亚段致密砂岩气勘探的有利区带［图15（a）］。
（2）须四段主要发育下生上储型源储接触关系，须三3亚段烃源岩（烃源厚度介于40 ~200 m之间）之上覆盖三角洲前缘砂岩（储厚介于5 ~70 m之间，孔隙度为6.5%~7.0%），结合须四段储层评价结果与勘探实践，指出中江—成都、雅安—邛崃、眉山—成都等3个致密砂岩勘探有利区带［图15（c）］。
（3）须五段发育自生自储的源储配置关系，须五段优质烃源岩（烃源厚度为40 ~300 m； TOC值介于0.21%~29.66%之间；R O值介于0.54%~1.89%之间）中发育的曲流河三角洲砂岩（储厚介于1~17 m之间，孔隙度为6%~8%）和湖滩坝砂岩（储厚介于5~15 m之间，孔隙度为6.2%~7.5%），基于储层发育情况（储厚≥5m、孔隙度≥6%）以及埋深情况（深度介于1 000~3 500 m之间）等选取原则，最终确定合川—内江—资阳—遂宁、三台—资阳、南充—遂宁等3个源内致密砂岩气勘探有利区带［图15（c）］ 。

5 结论

（1）川西—川中地区须家河组烃源岩在四川盆地广泛发育，分布面积广，以暗色泥页岩为主，有机质丰度高（平均值：须一+须二段为1.87%、须三段为2.12%、须五段为2.54%），干酪根类型以Ⅲ型为主，仅在须五段发育少量Ⅱ型干酪根，总体处于高成熟阶段（R O值介于1.31%~1.56%之间），生烃强度大［（20~120）×104 m3/km2］，厚度主要分布在10~900 m之间（其中，须一+须二段为10~280 m，须三段为20~350 m，须五段为40~320 m），属于一般—好的烃源岩，为四川盆地陆相致密气大面积富集奠定了物质基础。
（2）须家河组自沉积以来历经多期次构造运动叠加改造，主要发育北西向和北东向2组断层带，并伴生与自身走向一致的裂缝带，共同组成了须家河组断裂体系。川西—川中地区不同区块断层发育特征存在差异，梓潼、简阳地区主要发育北西向构造，蓬莱等地区主要发育北东向构造体系；越靠近川西地区，大型断裂愈发育，川中隆起区主要发育三级—四级断裂，在平面上呈断续线性延伸特征。
（3）须家河组致密砂岩气藏分布主要受源—储—断三元耦合控制。①原位供烃控制天然气分布格局：近源供烃背景下，烃源岩展布及生烃强度控制须家河组平面上的含气饱和度，越靠近生烃中心含气饱和度越高；②储层物性差异控制天然气差异富集：以孔隙度6.5%~8%为须家河组自封闭成藏作用的界限，当储层平均孔隙度大于8%时，储层物性与天然气富集程度呈负相关，储层物性越好，天然气富集程度越低；③源储配置控制天然气富集规模：湖盆中心与湖盆边缘源储配置差异控制了须家河天然气富集区域和气藏边界；④三、四级断层及裂缝控制气藏高产：不同级次断层垂向构成高效输导体系，构造缝改善储集空间渗流能力，控制天然气富集高产。
（4）基于须家河组不同层段的烃源特征、储层特征、源储组合关系以及断层和裂缝发育情况，优选了须三1亚段（阆中—绵阳—三台—中江一带）、须三2亚段（仪陇—阆中—盐亭—中江—成都和邛崃-眉山一带）、须三3亚段（阆中—绵阳—三台一带）、须四段（中江—成都、雅安—邛崃、眉山—成都）和须五段（合川—内江—资阳—遂宁、三台—资阳、南充—遂宁）为有利勘探区带，为须家河组产能建设指明了方向。

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