Natural Gas Geoscience >

2021 , Vol. 32 >Issue 8: 1201 - 1211

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2021.02.002

Accumulation characteristics and large-medium gas reservoir-forming mechanism of tight sandstone gas reservoir in Sichuan Basin： Case study on the Upper Triassic Xujiahe Formation gas reservoir in central Sichuan Basin

  • Zengye XIE , 1, 2 ,
  • Chunlong YANG 1, 2 ,
  • Jian LI 1, 2 ,
  • Lu ZHANG 1, 2 ,
  • Jianying GUO 1, 2 ,
  • Hui JIN 1 ,
  • Cuiguo HAO 1
Expand
  • 1. Research Institute of Petroleum Exploration & Development，Beijing 100083，China
  • 2. Key Laboratory of Gas Reservoir Formation and Development，CNPC，Langfang 065007，China

Received date: 2020-12-19

  Revised date: 2021-01-29

  Online published: 2021-08-25

Supported by

The China National Science and Technology Major Project(2016ZX05007-003)

the China National Petroleum Corporation Science and Technology Project(2019B-0605)

Fold

Abstract

Tight sandstone gas reservoirs of Xujiahe Formation in central Sichuan Basin has generally high water saturation. Based on the test data of natural gas geochemistry analysis and nuclear magnetic resonance （NMR） high pressure filling simulation experiment， the characteristics of natural gas migration and accumulation and the gas reservoirs with high water saturation formation mechanism were studied. The results show that： （1） The Xujiahe Formation has laid the foundation for oil and gas near-source accumulation by interactiving superimposed of large area of source rock and reservoir. As the maturity of source rocks increases， the wetness becomes smaller and the δ13C1 value of natural gas becomes heavier， indicating a near-source accumulation. （2） The gas saturation of Xujiahe Formation gas reservoirs is mainly distributed between 50% and 65%， and the main pore radius of the reservoir space is 0.1 μm to 10 μm. The larger the proportion of relatively large pore size， the higher the gas saturation will be. （3） With the increase of charging pressure， natural gas accumulation in tight sandstone by progressive aggregated from large pore diameter to small pore diameter space and presents the "three-stage" charging characteristics of rapid increase， slow increase and basically stable. The coupling between low pressure drive and relatively large pore reservoir is the main reason why the Xujiahe Formation of natural gas can form large-medium gas reservoir but high water saturation in central Sichua Basin. The research results will provide theoretical and technical support for the exploration of tight sandstone.

Key words： Natural gas; Near source accumulation; NMR; Simulation experiment; Gas saturation; Xujiahe Formation; Sichuan Basin

Cite this article

Zengye XIE , Chunlong YANG , Jian LI , Lu ZHANG , Jianying GUO , Hui JIN , Cuiguo HAO . Accumulation characteristics and large-medium gas reservoir-forming mechanism of tight sandstone gas reservoir in Sichuan Basin： Case study on the Upper Triassic Xujiahe Formation gas reservoir in central Sichuan Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2021 , 32(8) : 1201 -1211 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2021.02.002

0 引言

截至2019年底，四川盆地须家河组已在川中地区探明广安、合川、安岳等大气田，探明天然气地质储量约6 500×108 m3，但气藏普遍含水，气水关系复杂［1-3］，含气饱和度主体分布范围为50%~65%。尽管前人对须家河组气藏高含水控制因素进行过研究，认为气源岩、局部构造、致密砂岩储层及储层裂缝等控制须家河组致密砂岩气水分布［4-7］；也有从物理模拟实验角度探讨了高含水气藏成藏效率与充注动力、储层储集物性的关系［8-11］，建立生气增压定量评价模型［8］，提出致密砂岩天然气渗流需要启动压力或成藏的储层渗透率下限为0.1×10-3 μm2［9-10］；从成藏机制角度提出大面积“连续型”［12］、“近源高效聚集，生气强度10×108 m3/km2区域可以形成大气田”［13-14］等，但并未建立含气饱和度与成藏控制因素之间的定量关系。基于此，通过天然气地球化学测试资料和地质条件分析，明确了川中地区须家河组致密砂岩气藏近源聚集的特征，并通过致密砂岩在不同压力下氮气驱水的物理模拟实验，在线检测水在岩石中的赋存及流动特征，建立含气饱和度与驱替压力、岩石孔径等参数的定量关系，从量化角度解释低生气强度区致密砂岩天然气规模富集机制，为下步拓展勘探提供理论技术支撑。

1 地质背景

研究区位于四川盆地中部地区（图1）。川中地区上三叠统须家河组纵向上发育泥岩—砂岩交互叠置的“三明治”结构［14-16］，自下而上可分为6个岩性段，依次命名为须家河组一段至六段（T3 x 6）［17］，其中，以煤系泥岩沉积为主的T3 x 1、T3 x 3、T3 x 5是主要烃源层，其生气强度分别为（0~4）×108 m3/km2、（2~4）×108 m3/km2和（5~10）×108 m3/km2 ［18］，各段泥岩层间的砂岩也可成为次要储集层；以砂岩沉积为主的T3 x 2、T3 x 4、T3 x 6是主要的储集层，储层孔隙度主要为5%~10%，渗透率主要为（0.01~1）×10-3 μm2［17］。烃源层和储集层交替发育的独特结构为致密砂岩气近源聚集成藏提供了重要地质基础［19］。迄今已探明安岳、合川（含潼南）、广安、八角场、充西、遂南、磨溪等气田，发现蓬莱、营山、龙岗等气藏以及金华、白庙场等含气构造（图1）。
图1 四川盆地须家河组三段烃源岩热演化分布及研究区位置（等值线图据文献［19］）

Fig.1 The distribution of thermal evolution of source rocks in the third member of Xujiahe Formation in Sichuan Basin and the location of study area（isoline map according to Ref.［19］）

2 模拟实验样品与条件

2.1　模拟实验样品

须家河组致密砂岩气驱水的物理模拟实验样品采自川中地区YUE2井、YUE8井、YUE12井、PL7井、JH2井、HC5井、HC7井（图1），样品的基础参数见表1；驱替用气体为氮气。
表1 川中地区须家河组致密砂岩模拟实验样品储层物性参数

Table 1 Reservoir parameters of Xujiahe Formation tight sandstone in central Sichuan Basin

地区 样品编号 层位 岩性 井深/m 孔隙度/% 渗透率/（10-3 μm2）
安岳 YUE2 T3 x 4 灰白色细砂岩 2 057 5.5 0.062
YUE8 T3 x 2 灰白色中砂岩 2 252 11.5 0.437
YUE12-183 T3 x 2 灰白色中砂岩 2 473 7.8 0.280
YUE12-186 T3 x 2 灰白色中砂岩 2 485 8.5 0.163
YUE12-471 T3 x 2 灰白色细砂岩 2 561 7.4 0.122
YUE12-391 T3 x 2 灰白色细砂岩 2 537 5.1 0.117
YUE12-469 T3 x 2 灰白色细砂岩 2 561 4.8 0.141
蓬莱 PL7-56 T3 x 2 灰白色中砂岩 3 004 12.6 0.568
PL7-146 T3 x 2 浅灰色细砂岩 3 138 9.1 0.116
PL7-320 T3 x 2 灰白色细砂岩 3219 7.1 0.013
金华 JH2-61 T3 x 2 灰白色细砂岩 3 294 4.0 0.018
JH2-103 T3 x 2 灰白色细砂岩 3 303 6.4 0.120
JH2-115 T3 x 2 灰白色细砂岩 3 306 6.7 0.136
合川 HC5-254 T3 x 2 灰白色细砂岩 2 256 5.6 0.029
HC7 T3 x 4 灰白色细砂岩 2 186 6.4 0.070

2.2　实验条件

致密砂岩充注物理模拟实验是在中国石油天然气集团有限公司天然气成藏与开发重点实验室完成的。所用设备是基于核磁共振的高温高压天然气运聚可视化动态模拟系统（Macro MR12-150H-HTHP-I），核磁共振分析仪主频为12 MHz，专用岩心夹持器耐温150 ℃，耐压70 MPa。本模拟实验是在室温下进行的。
该设备可进行任意温度压力下连续无损耗在线检测不同驱替压力下岩心中剩余水状态的T 2谱，省去了传统模拟实验方法研究可动流体饱和度的离心环节［20］或常规驱替实验与核磁共振分析各自独立进行的繁琐环节［21-22］，也提高了实验分析结果的精度［23］。

3 结果与讨论

3.1　天然气特征与近源聚集

据文献［13，19，24-27］的数据统计，川中地区须家河组天然气组成以烃类气体为主，含少量氮气（0.01%~2.75%）和二氧化碳（0.03%~1.50%）等非烃气体。烃类气体组成中，以甲烷（CH4）为主，其含量为80.16%~95.28%，乙烷以上的重烃气体组分（ C 2 +）含量为3.41%~16.52%；天然气湿度系数（ C 2 +/ C 1 +）除龙岗、营山地区少数几个样品的 C 2 +/ C 1 +值介于3.49%~4.74%之间，为干气外，川中地区其他天然气 C 2 +/ C 1 +值介于5.02%~17.09%之间，为湿气。纵、横向上，CH4含量及 C 2 +/ C 1 +值变化与烃源岩热演化趋势有很好的一致性，即烃源岩成熟度相对较高的区域，CH4含量高、 C 2 +/ C 1 +值小。如平面上，以须家河组中部须三段烃源岩的演化趋势（图1）为例，从龙岗、营山地区→广安地区→安岳、合川、八角场、磨溪地区，R O值由1.4%~1.6%→1.4%左右→小于1.3%，天然气 C 2 +/ C 1 +值逐渐增大；纵向上，同一气田（藏），自下而上，CH4含量降低、 C 2 +/ C 1 +值增大，如广安气田、八角场气田、营山气藏等。
天然气甲烷碳同位素（δ13C1）受热演化程度和母质类型双重因素的控制，在母质类型相差不大的情况下，受热演化程度的影响更为明显［19］。川中地区须家河组天然气δ13C1值分布呈现出与CH4含量、 C 2 +/ C 1 +值的变化趋势较好的一致性，即烃源岩成熟度相对较高的区域，天然气 C 2 +/ C 1 +值小，δ13C1值相对较高（图2）。横向上，由龙岗、营山地区向合川、安岳地区，R O值降低，δ13C1值变低；纵向上，同一气田（藏）自下而上δ13C1值变低的特征更为明显，如广安气田、八角场气田和营山气藏等（表2）。
图2 川中地区须家河组天然气甲烷碳同位素与湿度关系

Fig.2 Relationship between the methane carbon isotopes and wetness of Xujiahe Formation gas in central Sichuan Basin

表2 川中地区须家河组天然气甲烷、湿度系数及碳同位素数据

Table 2 Methane, wetness and carbon isotope of Xujiahe Formation gas in central Sichuan Basin

气田/气藏 层位 CH4/% （C2 +/C1 +）/% δ13C1/‰
广安 T3 x 6 （88.02~94.28）/89.87（26）* （5.15~11.52）/8.83（26） （-42.5~-38.1）/-39.7（26）
T3 x 4 （88.98~94.31）/92.42（7） （4.00~9.96）/6.35（7） （-40.2~-37.0）/-38.1（7）
八角场 T3 x 6 （87.40~89.50）/89.80（3） （9.21~9.47）/9.30（3） （-41.0~-40.3）/-40.4（3）
T3 x 4 （87.29~92.31）/90.58（14） （6.10~9.75）/7.89（14） （-39.3~-37.3）/-38.6（4）
T3 x 2 （91.32~94.44）/92.94（4） （4.65~7.57）/6.13（4） （-38.4~-37.0）/-37.7（2）
磨溪 T3 x 6 88.22（1） 10.03（1） -41.2（1）
T3 x 4 （85.38~91.47）/87.62（14） （6.62~13.04）/10.51（14）
T3 x 2 （86.23~92.26）/88.95（13） （6.53~11.65）/9.35（13）
充西 T3 x 6 89.18（1） 9.58（1） -40.4（1）
T3 x 4 （87.31~90.18）/88.82（6） （7.97~11.01）/9.70（6） （-43.8~-39.7）/-41.4（6）
遂南 T3 x 6 （86.43~88.89）/86.66（2） （10.52~12.08）/11.30（2） -41.3（1）
T3 x 4 （84.15~88.32）/86.15（4） （10.51~14.02）/12.32（4） -42.5（1）
T3 x 2 （84.04~89.54）/86.64（4） （9.59~13.48）/11.60（4） （-41.4~-40.9）/-41.2（2）
营山 T3 x 6 （88.74~90.55）/89.78（6） （8.23~9.98）/8.91（6） （-41.4~-39.3）/-40.6（6）
T3 x 4 （87.88~92.52）/90.20（2） （6.55~9.18）/7.87（2） （-40.4~-39.1）/-39.8（2）
T3 x 2 （89.81~95.22）/92.27（16） （4.20~8.86）/6.51（16） （-40.8~-37.5）/-39.1（16）
白庙场 T3 x 6 92.17（1） 6.95（1） -37.6（1）
T3 x 4 （90.62~91.62）/91.12（2） （6.61~6.83）/6.72（2）
龙岗 T3 x 6 （87.65~95.11）/92.12（6） （4.06~10.64）/6.72（6） （-42.2~-38.1）/-39.7（4）
T3 x 4 （93.07~97.24）/95.16（2） （2.36~5.88）/4.12（2） （-37.1~-35.4）/-36.2（2）
T3 x 2 （90.69~95.28）/92.85（4） （3.49~8.06）/5.78（4） （-39.9~-34.6）/-36.5（4）
合川 T3 x 2 （85.77~94.38）/89.96（27） （5.02~13.02）/8.53（27） （-42.8~-38.3）/-40.5（17）
安岳 T3 x 2 （80.25~89.35）/85.34（28） （8.70~14.42）/12.48（28） （-43.8~-40.7）/-42.1（13）

注：* （最小值—最大值）/平均值（样品数）；表中统计结果包括文献[13,19,24⁃27]数据

天然气CH4含量、 C 2 +/ C 1 +值及δ13C1值的纵、横向变化规律主要反映了烃源岩热演化程度对其产生的影响［19，27］，与随运移距离增大导致的天然气CH4含量增高、δ13C1值变低的运移效应现象不一致，主要反映了烃源岩生烃后就近聚集的特征。川中地区平缓构造背景下，须家河组源—储交互叠置的“三明治”结构［15］则为烃类富集提供了近源聚集成藏的地质条件。

3.2　气藏含气饱和度与储层孔隙半径

3.2.1　气藏含气饱和度

川中地区安岳、合川、蓬莱、广安、充西、八角场等须家河组气田（藏）含气饱和度分布在40%~80%之间，主峰区间为50%~65%［图3（a）］，含气饱和度普遍较低。不同层段、不同气藏的含气饱和度略有差异。层系上，须六段气藏含气饱和度相对较低，为45%~65%，主体为50%~55%［图3（a）］；须四、须二段气藏含气饱和度大体相当，主体为50%~65%［图3（a）］。横向上，不同气藏之间存在较大差异，如须四段气藏、充西气藏最高，介于50%~80%之间，主峰介于55%~65%之间［图3（b）］，均值为60.9%；其次是广安气藏，介于45%~70%之间，主峰为55%~60%［图3（b）］，均值为56.9%；八角场气藏最低，介于40%~60%之间，主峰介于45%~50%之间［图3（b）］，均值为51.5%。须二段气藏含气饱和度则是合川相对较高（均值为60.2%），蓬莱较低（均值为56.6%），安岳居中（均值为58.3%），主峰分别是合川介于60%~65%之间、安岳介于55%~60%之间、蓬莱介于50%~60%之间［图3（b）］。
图3 川中地区须家河组主要气藏含气饱和度频率分布直方图

Fig. 3 Distribution histogram of gas saturation in main Xujiahe Formation gas reservoirs in central Sichuan Basin

3.2.2　储层孔隙半径

储层孔隙喉道大小一般可通过压汞实验方法获得。杜金虎等 ［17］根据压汞实验结果，将须家河组储层分为4类，储层主力孔喉的分布范围为0.025~1.021 8 µm，各类储层的平均孔喉半径介于0.04~0.40 µm之间。随着核磁共振技术的发展，利用核磁共振仪可以测得含氢流体样品中氢核的核磁共振信号强度变化，信号强度随时间以指数函数式减小，将横向弛豫时间T 2信号处理后获得T 2谱［28］。T 2谱反映孔隙分布情况，T 2弛豫时间越大，表明岩样的大孔径所占比例越高［29-32］。许多学者通过测定样品中孔隙流体的横向弛豫时间T 2，并通过T 2与孔隙半径r的对应关系式（1）得到所测样品的孔隙半径分布［23，33-36］。
1 T 2 = ρ 2 S V = ρ 2 2 r
式中：T 2为孔隙流体的横向弛豫时间，ms；ρ 2为岩石横向表面弛豫强度，T/cm2；S为孔隙的表面积，cm2；V为孔隙体积，cm3；r为孔隙半径，µm。
利用核磁共振方法得到川中地区所测须家河组致密砂岩储层的孔隙半径分布在0.001~100 µm之间，主峰区间为0.01~10 µm，且以0.1~1 µm占绝对优势（图4）。
图4 川中地区须家河组储层孔隙半径频率分布直方图

Fig.4 Distribution histogram of pore radius of Xujiahe Formation reservoirs in central Sichuan Basin

3.2.3　不同孔隙中的含气饱和度

模拟样品的含气饱和度高低与储层孔隙度、渗透率的相关性差［图5（a），图5（b）］。不同孔隙半径储集空间中的含气饱和度则与其孔径具有较好的正相关性，即相对大的孔径占比越大，含气饱和度越高（图6），各孔径范围的孔径占比均值与该储集空间对应含气饱和度均值的相关系数R 2为0.882 7。具体如下：0.1~1 μm孔径在岩石中占比最大，为33.5%~51.5%（均值为43.6%），该孔径范围对应的含气饱和度最高，为33.7%~57.0%（均值为45.6%），R 2值为0.798 4；1~10 μm孔径占比为6.0%~39.6%（均值为21.1%），含气饱和度为6.8%~48.1%（均值为28.1%），R 2值为0.887 1；0.01~0.1 μm孔径占比为13.1%~44.4%（均值为27.8%），含气饱和度为9.8%~36.8%（均值为18.3%），R 2值为0.803 3；10~100 μm孔径占比为2.7%~8.2%，含气饱和度为2.2%~11.6%，R 2值为0.873；0.001~0.01 μm孔径占比为0.1%~4.9%，含气饱和度为0.1%~3.4%，R 2值为0.855 4。
图5 致密砂岩模拟样品含气饱和度与孔隙度、渗透率关系

Fig. 5 Relationships between gas saturation and porosity， permeability respectively of tight sandstone samples

图6 致密砂岩模拟样品含气饱和度与孔隙半径占比关系（据文献［23］，补充修改）

Fig.6 Relationship between gas saturation and percentage of pore radius of tight sandstones samples（modified according to Ref.［23］）

具体到不同的样品，孔径占比与含气饱和度的关系更为清晰。孔隙度差别较大时，孔隙度大的样品含气饱和度高，如图7所示。HC5-254样品，孔隙度为5.6%，孔隙半径小于1 μm的占比为90.7%，大于1 μm的占比仅为9.3%［图7（a）］，最终含气饱和度为23.9%［图7（b）］；YUE12-186样品，孔隙度为8.5%，孔隙半径小于1 μm的占比为64.6%，大于1 μm的占比为35.4%［图7（c）］，最终含气饱和度为78.3%［图7（d）］。当致密砂岩孔隙度相当时，孔径对含气饱和度的贡献显得更为明显，相对大孔径的占比越高则其含气饱和度越高，如JH2-115和JH2-103样品，其孔隙度分别为6.7%和6.4%，但两者大于1 μm孔径的占比有差异，分别为29.6%［图7（e）］和22.7%［图7（g）］，导致其最终含气饱和度不同，分别为65.1%［图7（f）］和56.9%［图7（h）］。图7（b）、图7（d）、图7（f）、图7（h）反映地是不同充注压力下各孔径范围的含气饱和度。不同孔渗条件的样品，各孔径范围的储集空间对总含气饱和度的贡献大小有别，如YUE12-186样品，对含气饱和度贡献最大的是孔径为0.1~1 μm和1~10 μm的储集空间，贡献率分别为39.1%和34.7%；HC5-254样品，主要是孔径为0.1~1 μm和0.01~0.1 μm储集空间的贡献大，贡献率分别为50.8%和36.8%；JH2-115样品，主要是孔径为0.1~1 μm、1~10 μm和0.01~0.1 μm储集空间的贡献大，贡献率分别为34.3%、32.3%和20.2%，10~100 μm储集空间也有一定的贡献，贡献率为11%；JH2-103样品，主要是孔径为0.1~1 μm、1~10 μm和0.01~0.1 μm储集空间的贡献大，贡献率分别为38.3%、33.3%和21.5%。
图7 致密砂岩模拟样品孔径分布、含气饱和度与充注压力关系

（b）、（d）、（f）、（h）中，不同颜色的点和曲线代表不同的孔径范围及各孔径在不同压力下的含气饱和度；累积的点及曲线代表不同压力下所有孔径中的含气饱和度之和

Fig.7 Frequency distribution of pore radius and the relationship between gas saturation and filling pressure of tight sandstone Samples

从须家河组致密砂岩储层孔径的发育特点及各孔径储集空间的含气饱和度关系可见，对含气饱和度贡献最大的是孔径0.1~1 μm的储集空间，其次是1~10 μm和0.01~0.1 μm的；大于10 μm和小于0.01 μm的孔径由于占比小，其贡献总量也较小。

3.3　充注特征与规模富集机制

样品完全饱和水时的T 2谱代表含水饱和度为100%［21］，完全饱和水的T 2谱曲线与某一压力下的T 2谱曲线所包围的面积代表了该压力驱动所引起的可动水的变化量，也就是被气体所置换的量，即代表该压力下所充注的气体量。
模拟实验结果表明，气体在须家河组致密砂岩中的聚集过程具有“渐进式”特征（图8），即在低充注压力下，气体主要驱替相对大孔隙中的水；随充注压力增大，相对小孔隙中的水也逐渐被驱替出去，直至基本不变。图8（a）为不同孔隙半径与该孔隙中的含水饱和度关系图，岩样完全饱和水（100%含水）时，含水饱和度最高点对应的孔隙半径（简称为“水最高点半径”，下同）为0.37 μm；当充注压力为1.5 MPa时，相对大孔隙中的水已被驱替出去，剩余水最高点半径为0.21 μm，驱替出的水量占40%，也即该压力下，相对大孔隙中的水已被气体置换，该压力下最大含气饱和度对应的孔隙半径（简称为“气最高点半径”，下同）为2.29 μm［图8（b）］，累计含气饱和度达40%；当压力为4 MPa时，水最高点半径为0.16 μm，1.5~4 MPa阶段驱替出的水量占16%，此时气最高点半径为1.31 μm［图7（b）］，累计含气饱和度达56%；随充注压力增大，岩样中剩余水及气体赋存空间的孔径逐渐变小，如在11 MPa、14 MPa、17 MPa、20 MPa和23 MPa充注压力下，水最高点半径分别为0.14 μm、0.14 μm、0.12 μm、0.12 μm和0.11 μm，气最高点半径分别为1.31 μm、1.31 μm、1.14 μm、0.99 μm和0.99 μm，最终累计含气饱和度达72.5%。
图8 不同驱替压力条件下各孔径中含水、含气饱和度

Fig. 8 Water and gas saturation in each pore radius under different displacement pressures

从图9可以看出，较小的充注压力即可驱替出岩样中绝大部分的可动水，即气体在低压下即可完成大量充注。从含气饱和度与充注压力的关系图［图9（a）］可见，气体的充注过程可划分为快速增加、缓慢增加和基本稳定3个阶段。快速增加阶段，充注压力一般小于5 MPa，主要特点是随压力增大，含气饱和度快速增加，但快速增加的压力随样品孔渗条件的不同而有所差异，如PL7-56样品，0.7 MPa时的累计含气饱和度已达41%；YUE12-183样品，1.4 MPa时的累计含气饱和度达41%；JH2-103样品，5 MPa时的累计含气饱和度达40%［图9（b）］。压力小于5 MPa这一阶段，不同样品的阶段含气饱和度达到该样品总饱和度的64%（JH2-103样品）~76%（PL7-56、YUE12-183样品）。缓慢增加阶段主要指随压力增大，含气饱和度有所增加，但增加的幅度较小，如5~20 MPa阶段，PL7-56、YUE12-183和JH2-103样品含气饱和度增加的幅度分别为18.6%、14.9%和19.6%。进入基本稳定阶段后，含气饱和度增加的幅度更小，PL7-56、YUE12-183和JH2-103样品分别为3.0%、2.4%和3.2%。
图9 致密砂岩含气饱和度与压力关系

Fig.9 Relationship between gas saturation and experimental pressure in tight sandstone

综上可见，致密砂岩含气饱和度在小于5 MPa压力下即达到总量的60%~70%，后期大压力下的充注主要进入小孔隙，增加缓慢且总量小。因此，无论孔渗条件好坏，对含气饱和度起关键作用的是快速充注阶段的小压力充注，结合川中地区须家河组烃源岩生气强度低（T3 x 1、T3 x 2均小于5×108 m3/km2，T3 x 5小于10×108 m3/km2）［18］、储层小孔径（以0.1~1 µm为主）以及相对大孔径对含气饱和度贡献大的实际地质条件，认为小压力驱动、相对大孔径储集是川中地区生气强度小于10×108 m3/km2区域也可以形成低含气饱和度大气田的主要原因。

4 结论

（1）川中地区须家河组源储交互叠置发育为天然气近源聚集奠定了良好地质基础，随烃源岩成熟度增高，天然气湿度减小、δ13C值增高，为近源成藏提供了佐证。
（2）模拟结果表明，致密砂岩含气饱和度主要受储层储集空间的控制，在川中地区低生烃强度背景下，含气饱和度主要受控于孔径大小。须家河组致密砂岩储层的主力孔隙半径分布范围为0.01~10 μm，以0.1~1 μm占绝对优势；对含气饱和度贡献最大的是孔隙半径为0.1~1 μm的储集空间，其次是1~10 μm和0.01~0.1 μm。
（3）天然气在川中须家河组致密砂岩中的运移聚集表现为由大孔隙向小孔隙的“渐进式”和“快速增加、缓慢增加、基本稳定”的“三段式”充注特征。小压力阶段的快速充注和以相对大孔径为主要储集空间的耦合是川中地区须家河组生气强度小于10×108 m3/km2区域也可以形成低含气饱和度大气田的主要原因。

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