0 引言
我国现已在鄂尔多斯、四川、松辽、塔里木、吐哈、渤海湾及准噶尔等多个盆地发现致密砂岩大气田［8，12-13］，建立了鄂尔多斯盆地上古生界、四川盆地中生界和塔里木盆地新生界三大主要致密砂岩气产区［10］。其中四川盆地历经多期次构造活动，发育多套烃源层与油气层，油气资源丰富，自元古界震旦系至中生界侏罗系均有油气产层分布，近年来在海相碳酸盐岩与陆相致密气领域均取得系列突破［14-18］，目前三叠系须家河组已发现大量致密砂岩气田，是四川盆地主要产层之一［11，13，16-19］，发育砂岩与夹煤层泥页岩互层的“三明治式”优质生储盖组合［8，20-21］，油气资源量达到3.15×1012 m3［21］。其中川西—川中的凹陷—斜坡区为致密气主要富集区［17-18］，近年来川中地区须家河组勘探开发中QL12、J17、PL107、ZT1等井天然气测试产量高于20×104 m3/d，勘探开发潜力较大。
四川盆地须家河组大面积发育优质的生储盖组合，气藏广泛分布［20-25］。前人研究以新场、广安、合川、安岳等位于川西前陆凹陷带、川中前陆隆起带或前陆斜坡带高部位［26］的气藏为例进行分析，认为川中斜坡带天然气与川西凹陷带、川中隆起带天然气近似，其形成主要受有利的生储盖组合、储层、烃源岩分布控制［11，20］；高产则受古隆起、优质烃源岩、优质储层与断裂控制［19-25］。但不同区带成藏条件存在差异，西部凹陷带烃源岩条件更好，生烃凹陷显著控藏［21，23，25］；东部隆起带烃源岩条件较差、埋藏较浅、构造幅度高，优质储层与古隆起是控制天然气高产的重要因素［19，24］；而斜坡带烃源岩条件介于二者之间，构造幅度更低，天然气成藏与富集受多因素综合影响，相较隆起带受烃源岩影响更强，而相较于凹陷带则受储层影响更强［19，21，24］。金秋地区须家河组气藏位于川中前陆斜坡带，虽然构造位置较低［21，26］，但现有结论难以解释此处须家河组致密砂岩气勘探现状，天然气成藏模式及富集控制因素不明确，因此，下一步勘探开发受到制约。
本文以金秋地区须家河组须三下亚段气藏为研究对象，基于测录井资料、三维地震资料、试气资料等，明确烃源岩、储层、断层等天然气成藏要素平面分布特征，在此基础上解剖不同产能典型井，分析天然气成藏及富集规律，明确天然气成藏富集控制因素并建立成藏富集模式，旨在推动金秋地区乃至四川盆地中部致密砂岩气进一步勘探开发。
1 研究区地质概况
研究区位于川中平缓褶皱带、前陆斜坡带中［图1（a）］，邻近前陆凹陷带。三叠纪晚期，盆地西部的龙门山北段发生大规模逆冲推覆作用，受构造载荷影响龙门山前缘发生挠曲沉降，此时须家河组沉积中心位于川西，盆地西部地层厚、埋藏深，有利于优质烃源岩的形成［14，29-30］。研究区邻近川西，故须家河组烃源岩厚度与生烃强度较大［14］。同一时期盆地受印支运动影响，周缘山系抬升，由海相沉积转为陆相沉积［31-32］；湖盆基准面频繁升降，湖相泥页岩和三角洲—河流相砂岩大面积间互发育，构成有利的生储盖组合［20-21］。而后四川盆地接连发生了燕山运动与喜马拉雅运动等系列构造运动［27，30-31］，众多古油气藏遭到破坏，研究区须家河组位于较稳定的前陆斜坡带，气藏保存较为完好［26］。
依照中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院的最新分层标准［33］，须家河组由下至上被分为须一段+须二段、须三下亚段、须三上亚段、须四段、须五段与须六段［图1（b）］。须一段+须二段、须三上亚段与须五段发育于构造平静期，以湖相泥页岩为主，夹薄层煤线；须三下亚段、须四段与须六段发育于构造活动强烈期，以湖泊—三角洲相砂岩为主［24，34］。须一段+须二段、须三上亚段和须五段作为纵向上叠置发育的多套烃源岩，在为须家河组各层段内部储集层供烃的同时作为盖层起到封存油气藏的作用［35］，而须三下亚段、须四段与须六段大面积发育砂岩，为储层的形成提供良好的物质基础，因此须家河组内部构成一套完整的油气藏组合［8，36］。
2 致密砂岩气成藏条件
2.1 烃源岩平面展布
由于缺少研究区内部须家河组烃源岩样品总有机碳（TOC）含量的实测数据，本文研究基于自然伽马（GR）曲线对烃源岩有机质含量反应灵敏的特质，利用邻区TF1井及FT1井现有须家河组烃源岩（TOC≥0.5%）样本的相关数据，拟合了川中地区须家河组实测TOC值与GR值的数学模型，发现实测TOC值与GR值呈良好的线性正相关（图2），利用岩电归位后测井曲线的GR值能够计算缺失实测数据部分的TOC值，从而统计TOC≥0.5%的烃源岩厚度与平均TOC值。
2.2 储层平面展布
依照中国石油西南油气田分公司须家河组致密砂岩储层划分标准［41］，本文研究将孔隙度大于6%的砂体定义为储层。由于缺少研究区内须家河组须三下亚段储层样品实测孔隙度，本文研究基于测井解释孔隙度值进行统计，绘制了储层厚度［图5（a）］与孔隙度［图5（b）］等值线图。为综合表征储层储集能力，本文研究采用储能系数（储层厚度与孔隙度的乘积）对储层进行评价。基于储层测井解释资料，结合川中九连片地震反演数据体［图5（c）］，绘制了研究区须三下亚段储层储能系数等值线图［图5（d）］。研究发现，研究区内须三下亚段储层整体北西厚南东薄，非均质性较强，厚度分布在17.13~173.63 m之间，平均值为68.38 m；孔隙度分布在6.97%~8.8%之间，平均值为7.81%，整体储集条件较好。储能系数分布在1.19~15.3之间，西北部为高值区，储能系数普遍大于3.5，东南部为低值区，储能系数普遍小于1（图5）。
2.3 断层发育特征
虽然川中斜坡带构造整体较为平缓，不发育大型断裂，但实际资料显示，川中地区须家河组沉积后受到印支—喜马拉雅期的多期次挤压构造运动影响［27，34］，发育较多断开须家河组或其内部层段的小型断层。此类断层既是重要的油气运移通道，也能对致密砂岩储层的渗流能力进行一定改善，从而影响天然气的富集［8，34］。川中地区须家河组断层的形成可分为3期：第一期断层在燕山晚期龙门山逆冲推覆作用下形成，呈北东向展布，此时油气大量生排烃，断层是油气运移的重要通道；第二期与第三期断层形成于喜马拉雅运动第一幕与第二幕，均为受到来自大巴山的北东向挤压应力影响形成的逆断层，走向以北西西向为主，对气藏起到通道与改造作用［42-43］；按切穿层段的不同对断层进行分类，不同类型断层对天然气的成藏与富集起到不同影响［43］。本文研究利用精细井震标定结果，基于断层地震反射同相轴错断、能量突变等显示特征，结合最大似然度等属性，进行地震剖面解释，精细刻画断层。结果显示，金秋地区须三下亚段仅发育逆断层与走滑断层，根据断层切穿层段的不同识别出切穿须家河组（①类）、向下切穿须家河组底向上断至须三下亚段内部（②类）、向下切穿须家河组底向上断至须三上亚段内部（③类）、向下切穿须三下亚段底向上断至须三下亚段内部（④类）、向下切穿须三下亚段底向上断至须三上亚段内部（⑤类）、向下切穿须三上亚段底向上断至须五下亚段内部（⑥类）、向下切穿须三上亚段底向上断至须四段内部（⑦类）及须三下亚段内部断层（⑧类）8种断层（图6）。
须三下亚段气藏下伏须一段+须二段烃源岩供烃，上覆须三上亚段作为直接盖层［19］。向下切穿须三下亚段底界向上切穿须三上亚段顶界的断层（①类）在沟通烃源岩与储层的同时破坏盖层致使天然气逸散，为不利断层；向下切穿须三下亚段底界向上未切穿须三上亚段顶界的断层（②类、③类、④类、⑤类）沟通烃源岩与储层，有利于天然气成藏富集，为有利断层；向下未切穿须三下亚段底界的断层（⑥类、⑦类、⑧类）不沟通烃源岩，仅对层段内部砂体连通性进行一定的调整，为调整断层。根据上述影响，将研究区内发育的八类须家河组相关断层分为向下切穿须三下亚段底界向上切穿须三上亚段顶界（①类）、向下切穿须三下亚段底界向上未切穿须三上亚段顶界（②类、③类、④类、⑤类）与向下未切穿须三下亚段底界（⑥类、⑦类、⑧类）3类断层（图7）。
2.4 成藏期古构造条件
3 典型井解剖
目前研究区须三下亚段共有16口井完成试气，本文研究基于测试结果将研究区内试气井划分为失利井、低产井以及高产井［19］，选取金华—秋林地区须三下亚段典型失利井（QL7井），典型低产井（JH4井和JH2井），典型高产井（XC2井和QL1井）进行解剖，分析对比其烃源岩条件、储层条件、断层发育情况及古今构造位置等特征，总结须三下亚段天然气主要成藏及富集要素配置。
3.1 失利井
但其储层纵向上发育在须三下亚段上部，距下伏烃源岩较远，且QL7井区域内不发育沟通下部烃源岩与上部储层的断层（图10），因此天然气难以长距离运聚成藏。整体上尽管QL7井呈现出较好的烃源岩和储层条件，但由于源储分离，成藏条件配置差，不利于天然气运聚，实际测试结果显示为未出气。
3.2 产气井
3.2.1 低产井
3.2.1.1 JH2井
3.2.1.2 JH4井
JH4井位于研究区东南部，古今构造位置均位于斜坡带（图8，图9）。其须一段+须二段烃源岩厚度大于150 m、平均总有机碳含量（TOC）值大于1.0%，烃源岩系数大于1.4（图3），整体供气能力较强。其须三下亚段储层厚度小于60 m、孔隙度小于8%，储层储能系数小于2.5（图5），为天然气聚集提供储集空间的能力相对较弱。此外，JH4井附近发育一条断穿须家河组底部并向上切至须三下亚段内部的有利断层（图10），可为沟通烃源岩与储层创造有利条件。整体上尽管JH4井具有较好的烃源岩条件以及有利的源储沟通条件，但由于储层条件相对较差，试气结果显示JH4井须三下亚段日产气0.1×104 m3，表现为低产井。
3.2.2 高产井
3.2.2.1 XC2井
XC2井位于研究区东北部，古今构造位置均位于斜坡带（图8，图9）。其须一段+须二段烃源岩厚114.89 m、平均总有机碳含量（TOC）值为1.38%，烃源岩系数为1.6（图3），整体供气能力较强。其须三下亚段储层厚47.5 m、孔隙度为7.77%，储层储能系数为3.69（图5），有利于天然气聚集成藏。尽管XC2井储层纵向上发育在须三下亚段上部，与下伏烃源岩未直接连通，但XC2井附近发育一条切穿须家河组底部并向上切至须三下亚段上部的有利断层（图10），有效沟通了烃源岩与储层。整体上XC2井呈较好的烃源岩、储层以及源储沟通条件，试气结果显示XC2井须三下亚段日产气5.48×104 m3，表现为高产井。
3.2.2.2 QL1井
4 致密砂岩气成藏及富集控制因素
4.1 源储沟通条件控制天然气成藏
金秋地区须家河组须一段+须二段烃源岩生烃强度大，分布范围广，能够为储集层充分供烃；须三下亚段发育大段砂岩，储层非均质性较强且大面积发育。基于烃源岩和储层平面展布特征与实际产气井平面分布特征分析，研究区内烃源岩系数低值区［图3（d）］与储能系数低值区［图5（d）］均存在产气井。在此基础上，对比研究区内试气井相应的烃源岩系数［图11（a）］与储能系数［图11（b）］，研究区须三下亚段产气井的烃源岩系数、储层系数不存在明显下限，失利井亦有较高的烃源岩系数与储能系数，表明烃源岩与储层条件仅影响天然气充满程度，未制约天然气成藏。气藏位于前陆盆地斜坡带，分析现今构造（图8）与成藏期古构造条件（图9）发现，研究区古今构造均为平缓单斜，构造对气藏的影响较小。结合气藏平面分布情况发现古今构造低部位以及各类断层附近均分布产气井，构造条件未能限制天然气成藏。
进一步分析典型井成藏条件配置关系（图10），须家河组储层的致密化与较强的非均质性阻碍了天然气的长距离运移，烃源岩与储层是否沟通、天然气能否运移至储层内部是影响天然气成藏的重要因素。典型井解剖结果（图10）表明研究区内天然气的运移方式包括通过沟通源储的断层运移以及在源储紧邻沟通的基础上短距离运移。研究区有试气井16口，其中产气井13口，失利井3口。对照研究区断层平面展布特征与出气井位置（图8），结合试气井储层纵向发育位置与断层发育情况统计（表1）可见，储层纵向上发育在须三下亚段下部、紧邻下伏烃源岩的7口井达成源储紧邻沟通，不论断层是否发育均为产气井。其余储层发育于须三下亚段上部、源储分离的9口井中，发育断层沟通源储的6口井产气，仅有源储分离同时不发育断层的QL7、QL9及QL13井未产气。
表1 研究区须三下亚段试气井储层与烃源岩沟通条件Table 1 The connection condition between reservoir and source rock of gas testing well in the submember of Xu3 Member in the study area |
| 井号 | 储层纵向发育位置 | 断层发育情况 | 试气结果 |
|---|---|---|---|
| QL1 | 须三下亚段下部 | 不发育断层 | 高产井 |
| QL12 | 须三下亚段下部 | 不发育断层 | 高产井 |
| JH1 | 须三下亚段下部 | 发育有利断层 | 低产井 |
| JH3 | 须三下亚段下部 | 不发育断层 | 低产井 |
| JH4 | 须三下亚段下部 | 发育有利断层 | 低产井 |
| JH5 | 须三下亚段下部 | 不发育断层 | 低产井 |
| QL2 | 须三下亚段下部 | 发育有利断层 | 低产井 |
| XC2 | 须三下亚段上部 | 发育有利断层 | 高产井 |
| QL3 | 须三下亚段上部 | 发育有利断层 | 低产井 |
| QL6 | 须三下亚段上部 | 发育有利断层 | 低产井 |
| QL10 | 须三下亚段上部 | 发育有利断层 | 高产井 |
| JH2 | 须三下亚段上部 | 发育不利断层 | 低产井 |
| J31 | 须三下亚段上部 | 发育有利断层 | 低产井 |
| QL7 | 须三下亚段上部 | 不发育断层 | 失利井 |
| QL9 | 须三下亚段上部 | 不发育断层 | 失利井 |
| QL13 | 须三下亚段上部 | 不发育断层 | 失利井 |
上述结果表明，源储沟通条件控制研究区须三下亚段天然气成藏。具体沟通情况分为2种：一是储层纵向上发育在须三下亚段下部，源储紧邻沟通，天然气短距离运移成藏；二是储层纵向上发育在须三下亚段上部，由断层沟通源储，天然气沿断层运聚成藏。
4.2 致密砂岩气富集控制因素
4.2.1 优质烃源岩
金秋地区须家河组须三下亚段作为主要储层发育段由下伏的须一段+须二段烃源岩供烃。须家河组烃源岩厚度大、生烃强度高［14］，为天然气充注提供了良好的物质基础。分析研究区高产井与烃源岩平面分布特征（图3）可见，研究区北西部烃源岩条件整体较好，天然气的富集明显受到烃源岩条件限制，高产井仅分布在北西部优质烃源岩发育区［图3（d）］。进一步统计分析研究区内所有出气井产能及其对应的烃源岩系数［图11（c）］，可见测试产能与烃源岩系数呈一定的正相关，高产井与低产井烃源岩条件存在显著差异，高产井烃源岩系数分布在1.6~1.97之间，低产井烃源岩系数分布在0.77~1.6之间，高产井烃源岩系数下限远高于低产井烃源岩系数下限。系列现象表明发育优质烃源岩是天然气充分充注并富集的前提条件。
4.2.2 优质储层
金秋地区须家河组须三下亚段储集层非均质性较强，物性好、厚度大的储层能够控制天然气优先充注［24］，从而影响天然气富集的部位与规模。故本文研究选择能够综合表征储层孔隙度与厚度特征的储能系数进行储层分类。由研究区储层平面展布图［图5（d）］可见，研究区高产测试井储能系数均大于3.5。结合典型井解剖结果，以JH4井为例，JH4井烃源岩条件较好，发育有利断层，但由于储能系数低于3.5，储层条件较差，实际表现为低产井（图10）。由此将储能系数大于3.5的储层定义为优质储层。分析研究区储层平面展布特征（图5），须三下亚段储层北西厚南东薄。从平面上高产井与储能系数高值区的叠合［图5（d）］中可以看出，天然气仅富集在优质储层发育的研究区北西部。进一步综合研究区内所有产气井产能及其对应的储能系数［图11（d）］分析，可见高产井与低产井储层条件存在显著差异，高产井储能系数分布在3.99~13.65之间，低产井储能系数分布在1.24~15.3之间，高产井储能系数下限远高于低产井储能系数下限。这表明天然气优先富集在优质储层中。
4.2.3 有利的源储沟通条件
由于须三下亚段储集层发育非均质性较强的致密砂岩，天然气仅能在砂体中短距离运移。储层纵向上发育在须三下亚段下部、紧邻烃源岩时，天然气能够短距离运移至储层中成藏并富集，源储沟通条件较好。储层纵向上发育在须三下亚段上部、远离烃源岩时，需要断层作为沟通源储的通道。此时天然气能否保存完好受到断层类型控制，有利断层在不破坏盖层的前提下沟通烃源岩与储层，天然气成藏并富集，属于有利的源储沟通条件；不利断层则在沟通源储的同时切穿盖层使天然气沿断层逸散，属于不利的源储沟通条件。进一步分析研究区内所有试气井产能及断层分布特征发现，不同产能井周边发育的断层类型存在差异。低产井周边各类断层皆有发育，高产井周边仅发育有利断层（图8，表1）。这表明源储紧邻或发育有利断层作为有利的源储沟通条件控制着天然气的富集。
4.3 致密砂岩气成藏与富集模式
综合以上分析，金秋地区天然气成藏受源储沟通条件控制，富集受优质烃源岩、优质储层与有利的源储沟通条件控制；基于研究区典型井进一步分析成藏控制因素与三大富集控制因素配置关系，建立4种成藏模式（图12）如下：
（1）断层逸散低产型：属于成藏未富集模式，发育向下切穿须三下亚段底界向上切穿须三上亚段顶界的不利断层沟通烃源岩与储层，天然气沿断层运移成藏；但天然气沿不利断层运移时发生逸散，仅部分残留成藏。受限于不利的源储沟通条件，天然气未能富集（如JH2井）。
（2）优源差储低产型：属于成藏未富集模式，发育向下切穿须三下亚段底界向上未切穿须三上亚段顶界的有利断层沟通烃源岩与储层，天然气沿断层运移成藏；虽然烃源岩厚度大、TOC值高，能够充足供烃；但储层厚度小、孔隙度低。受限于较差的储层条件，天然气未能富集（如JH4井）。
（3）源储断叠合高产型：属于成藏富集模式，发育有利断层沟通烃源岩与储层，天然气沿断层运移成藏；烃源岩厚度大、TOC值高，供烃充分；储层厚度大、孔隙度高，有利于天然气优先充注；有利断层未切穿盖层，天然气不发生逸散。优质的烃源岩、储层与有利的源储沟通条件共同促成油气富集（如XC2井）。
（4）优源优储紧邻高产型：属于成藏富集模式，不发育断层，但储层纵向发育在须三下亚段下部，紧邻烃源岩，天然气在砂体内部短距离运移成藏；烃源岩厚度大、TOC值高，能够充足供烃；储层厚度大、孔隙度高，有利于天然气优先充注。优质的烃源岩、储层与有利的源储沟通条件共同促成油气富集（如QL1井）。
由此可见，金秋地区须家河组须三下亚段中，天然气的成藏仅需要达成源储沟通，天然气的富集则需要优质烃源岩、优质储层与有利的源储沟通条件3个控制因素同时得到满足。总结得到“源储沟通成藏、优源优储有利沟通富集”的成藏富集模式（图12）。
5 结论
（1）川中金秋地区须三下亚段致密砂岩气藏由下伏须一段+须二段烃源岩供烃，须一段+须二段优质烃源岩主要分布在研究区北西部；发育致密砂岩储层，优质储层主要分布在研究区北西部；断层可划分为有利断层、不利断层与调整断层，其中有利断层向下切穿须三下亚段底界向上未切穿须三下亚段顶界，油气可沿断层运聚至须三下亚段内部，上覆须三上亚段作为盖层未被破坏，保存条件良好。
（2）金秋地区须家河组须三下亚段致密砂岩气成藏受源储沟通条件控制；源储沟通条件包括源储紧邻沟通以及发育沟通源储的断层。致密砂岩气富集则受优质烃源岩、优质储层及有利的源储沟通条件共同控制；有利的源储沟通条件包括源储紧邻沟通以及发育有利断层沟通源储。
（3）基于典型井成藏与富集控制因素配置关系，建立优源差储低产型、断层逸散低产型、源储断叠合高产型与优源优储紧邻高产型4种成藏模式，总结提出了“源储沟通成藏、优源优储有利沟通条件富集”的成藏富集模式。
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