川中地區(qū)須家河組致密砂巖氣藏氣水分布形成機(jī)理

陳濤濤，賈愛林，何東博，邵 輝，季麗丹，閆海軍

(中國石油 勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

致密砂巖氣藏以其資源豐富、產(chǎn)量巨大的優(yōu)勢，已經(jīng)成為國內(nèi)外天然氣產(chǎn)業(yè)的重要支撐[1]。而須家河組作為四川盆地致密砂巖氣藏開發(fā)的主力層位，分布眾多攸關(guān)該盆地儲量增長和產(chǎn)量接替的關(guān)鍵性氣藏。截至2011年底，四川盆地上三疊統(tǒng)須家河組的地質(zhì)儲量即已達(dá)1.2×1012m3(探明7 000×108m3，控制+預(yù)測5 000×108m3)，形成了繼鄂爾多斯盆地蘇里格氣田之后所發(fā)現(xiàn)的又一個儲量超過萬億方的大氣區(qū)。須家河組氣藏遍布整個四川盆地，但以川中地區(qū)最為發(fā)育，集中了目前盆地內(nèi)須家河組已發(fā)現(xiàn)儲量的80%，相繼發(fā)現(xiàn)了八角場、廣安以及合川潼南等數(shù)個大氣田[2]。川中地區(qū)須家河組各氣藏具有致密砂巖氣藏的典型特征，即儲層物性條件差(有效孔隙度3%～13%，基質(zhì)滲透率0.001×10-3～0.2×10-3μm2)，區(qū)域大面積含氣，水體呈局部連續(xù)分布，沒有統(tǒng)一的氣水界面[3-4]，但與典型致密砂巖氣藏相比，該區(qū)各須家河組氣藏儲層中可動水飽和度普遍較高。這一差異導(dǎo)致該區(qū)各須家河組氣藏氣井在壓裂改造后普遍出水，產(chǎn)量遞減快，穩(wěn)產(chǎn)條件差，自然產(chǎn)能低，井筒積液嚴(yán)重。因此，需要對川中地區(qū)須家河組致密砂巖氣藏氣水分布的形成機(jī)理有清晰的認(rèn)識，以助在后續(xù)開發(fā)中尋找富氣區(qū)，避開富水區(qū)，提高各氣藏的整體動用程度。

1 氣水分布特征

川中地區(qū)須家河組致密砂巖氣藏的氣水分布整體呈現(xiàn)氣水過渡帶的特征，區(qū)域大面積含氣，氣水混雜分布，氣水界限不明顯，剖面上氣層和氣水層混雜分布，氣水倒置現(xiàn)象普遍(圖1)，平面上富氣區(qū)和富水區(qū)交替出現(xiàn)，甜點分布效應(yīng)顯著(圖2)；在微觀上，致密砂巖儲層大孔隙中的可動水比例普遍較高。

各氣藏的氣水分布特征為：1)構(gòu)造高部位以氣層為主，具有少量的邊水或底水，是整個氣藏的“甜點區(qū)”。2)構(gòu)造低部位具有氣水過渡帶的特征，其中的高滲區(qū)儲層可動水含量較高，以發(fā)育氣水層或水層為主，低滲區(qū)儲層束縛水比例較高，以發(fā)育含氣層為主。3)儲層裂縫發(fā)育部位氣水分異程度高，大量發(fā)育富氣區(qū)，形成了低幅平緩構(gòu)造背景下的另一種“甜點區(qū)”。

2 形成因素

2.1 氣源供應(yīng)不足

川中地區(qū)須家河組各氣藏的氣源供應(yīng)比較單一，均由其下伏煤系地層單獨(dú)供氣，再加上各氣藏儲層較為致密，非均質(zhì)性較強(qiáng)，造成各氣藏成藏過程以近源成藏、垂向充注為主[5]。須家河組地層自下而上可細(xì)分為須一至須六段：其中須一、三、五段為煤系地層，利于天然氣的生成，并具有較好的封蓋作用[6]；須二、四、六段為灰色砂巖，利于天然氣的儲集。天然氣碳同位素分析以及天然氣組分分析表明，川中地區(qū)須家河組各氣藏的氣源是明確的，須二氣藏由須一段充注而成，須四氣藏由須三段充注而成，須六氣藏由須五段充注而成[7-9]。

各煤系地層的生烴強(qiáng)度介于5×108～20×108m3/km2，生烴強(qiáng)度偏弱[10]，再加上各氣藏儲層較為致密，非均質(zhì)性較強(qiáng)，造成該區(qū)各須家河組氣藏的充滿程度普遍不高，氣水分布整體呈現(xiàn)氣水過渡帶的特征。各氣藏的充滿程度與供氣煤系地層的發(fā)育程度緊密相關(guān)：須五段厚度最大(>120m)，故須六氣藏充注程度較高，達(dá)56%～61%；須三段厚度次之(50～80 m)，則須四氣藏產(chǎn)水較大；須一段烴源巖厚度最薄，且在很多地方缺失，則須二氣藏分布區(qū)域有限，僅在須一段比較發(fā)育的區(qū)域才有分布，而須四和須二氣藏的充滿度僅有30%左右。

2.2 成藏充注較早

根據(jù)成藏年代學(xué)及成巖演化研究結(jié)果，須家河組氣藏?zé)N源巖的生氣排烴期始于須四段沉積期(晚三疊世末期)，終于晚白堊世；砂巖儲層的致密化過程則要晚于生氣排烴期，介于早白堊世—古近紀(jì)，即須家河組氣藏成藏過程為先聚集成藏后再致密成藏(圖3)[11]，而先成藏再致密的直接結(jié)果是川中地區(qū)須家河組各氣藏整體大面積含氣。

晚三疊世末至晚侏羅世為天然氣初次運(yùn)聚期，須一、須三及須五3個煤系地層形成的未熟-低熟天然氣垂向運(yùn)移到致密化程度不高的砂巖儲層中，并被古構(gòu)造優(yōu)先捕集成藏，在閉合度較大的構(gòu)造帶發(fā)育區(qū)形成了純氣頂；早白堊世—古近紀(jì)為天然氣主要聚集成藏期，大量生成的天然氣向附近儲層運(yùn)移，因砂巖儲層的致密化程度已經(jīng)較高，新生成的天然氣難以大規(guī)模地驅(qū)替掉儲層孔隙中的水，僅以彌散的氣泡分布其中，形成該區(qū)須家河組氣藏氣水混雜分布格局；古近紀(jì)以來為氣藏再分配定型期，喜馬拉雅運(yùn)動產(chǎn)生斷層及裂縫，烴類發(fā)生運(yùn)移、調(diào)整和再分配，而該階段氣藏抬升、生氣排烴停止及溫壓條件改變使成巖后生作用異常強(qiáng)烈，以致儲層更致密，最大限度地保存了原生氣藏[12]。

圖1 川中地區(qū)須家河組典型氣藏氣水分布剖面Fig.1 Profile of gas-water distribution of typical Xujiahe gas reservoir in central Sichuan Basin

圖2 川中地區(qū)須家河組典型氣藏氣水分布平面Fig.2 Plane gas-water distribution of typical Xujiahe gas reservoir in central Sichuan Basin

圖3 川中地區(qū)須家河組致密砂巖氣藏成藏演化綜合圖Fig.3 Diagram showing the evolution of Xujiahe tight sandstone reservoirs in central Sichuan Basin

2.3 砂巖儲層致密

在砂巖儲層中，孔喉大小是控制氣體上浮的關(guān)鍵因素，高滲砂體中的大孔喉允許氣體快速通過，浮力成為該孔喉背景下氣泡受到的主要作用力，而致密砂巖儲層小孔喉中的連續(xù)水相能有效阻止氣體的向上運(yùn)移，毛細(xì)管力成為該孔喉背景下氣泡受到的主要作用力[13-15]。因此，對于川中地區(qū)各致密砂巖氣藏來說，砂巖儲層致密也是各氣藏呈現(xiàn)氣水過渡帶特征、無明顯氣水界面的重要原因。

該區(qū)家河組氣藏的致密砂巖儲層發(fā)育中細(xì)粒為主的長石巖屑砂巖、巖屑砂巖巖相，經(jīng)過一系列成巖作用的改造(破壞性的壓實作用、膠結(jié)作用和建設(shè)性的溶蝕作用、破裂作用)，致使砂巖儲層的原生孔隙在成巖作用中幾乎被破壞殆盡，孔隙類型以殘余粒間孔、粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔為主，3種孔隙類型即占總孔隙的70%以上[16-17]；孔隙形態(tài)不規(guī)則，孔徑較??；喉道類型以縮頸型、片狀為主，喉道寬0.1～1 μm，呈交叉狀、樹枝狀分布，喉道內(nèi)徑較為細(xì)窄(圖4a，b)[18-19]。

在該區(qū)須家河組氣藏開始充注的早期，砂巖儲層的致密程度較低，最開始進(jìn)入砂巖儲層孔隙中的天然氣主要受到浮力的作用，浮力很容易克服毛細(xì)管力而使氣體上浮，在有利的構(gòu)造圈閉中聚集成常規(guī)氣藏。隨著砂巖儲層致密程度的加深，控制天然氣運(yùn)動的主要作用力變成了毛細(xì)管力，天然氣在強(qiáng)大的源儲壓差下，克服毛細(xì)管力，以不連續(xù)、脈沖式的方式在致密砂巖孔隙水中沿優(yōu)勢帶指狀突進(jìn)，形成了氣水混雜分布的氣水過渡帶(圖5a，b，c)。

2.4 局部構(gòu)造發(fā)育

在致密砂巖氣藏成藏過程中，氣水需要有足夠的構(gòu)造幅度進(jìn)行重力分異，缺乏足夠的構(gòu)造幅度則會導(dǎo)致氣水混雜在一起。對于總體發(fā)育低幅平緩構(gòu)造的川中地區(qū)各致密砂巖氣藏來說，氣水分異不徹底、氣水混雜一體是在該構(gòu)造背景下所呈現(xiàn)的必然結(jié)果，僅能在局部構(gòu)造幅度發(fā)育部位找到一些氣水分異相對徹底的“甜點區(qū)”。

從成因上來講，形成純氣頂所需要的構(gòu)造幅度與儲層條件有關(guān)[20]。儲層孔喉條件越差，毛管力越大，水在致密砂巖孔喉中上升的高度就越高，即氣水過渡帶就越高，從而形成氣頂所需要的構(gòu)造幅度就越大。根據(jù)須家河組致密砂巖氣藏的儲層物性與氣柱高度之間的統(tǒng)計關(guān)系表明，氣水分異所需的構(gòu)造幅度與儲層物性呈負(fù)相關(guān)的關(guān)系：當(dāng)孔隙度大于10%時，氣藏完成徹底的氣水分異所需的構(gòu)造幅度大于105 m；當(dāng)孔隙度介于8%～10%時，氣藏完成徹底的氣水分異所需的構(gòu)造幅度大于280 m；當(dāng)孔隙度介于6%～8%時，氣藏完成徹底的氣水分異所需的構(gòu)造幅度大于400 m(圖6)。根據(jù)對川中地區(qū)須家河組各氣藏的構(gòu)造幅度進(jìn)行統(tǒng)計，廣安氣田須六氣藏A區(qū)頂部的構(gòu)造幅度最為發(fā)育，構(gòu)造閉合度為344 m，在其儲層物性條件下，氣水分異相對較為徹底，其余各氣藏則因構(gòu)造幅度發(fā)育程度不夠，氣藏整體呈現(xiàn)氣水混雜一體的格局。

圖4 川中地區(qū)須家河組儲層巖石薄片顯微照片F(xiàn)ig.4 Micrograph showing thin sections of the Xujiahe reservoirs in central Sichuan basina.廣安128井,須四段,鑄體薄片,孔隙縮小型喉道，呈網(wǎng)狀連通孔隙；b.廣安127井,須四段,鑄體薄片,片狀喉道連通粒間孔

圖5 川中地區(qū)須家河組儲層氣水驅(qū)替模擬(據(jù)中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院)Fig.5 Gas-water displacement simulation of the Xujiahe reservoirs in central Sichuan Basin(Based on Research Institute of Petroleum Exploration and Development-Langfang Branch,Petrochina)a.氣體初始滯留大孔中；b.壓力增大，氣泡開始變形；c.氣泡以非連續(xù)相運(yùn)移

2.5 儲層裂縫發(fā)育

川中地區(qū)須家河組氣藏儲層裂縫普遍發(fā)育，裂縫類型主要為高角度的剪切縫和低角度的張裂縫。對該區(qū)裂縫的成因分析后發(fā)現(xiàn)，各須家河組氣藏的致密砂巖儲層主要發(fā)育兩期裂縫，第一期為形成于燕山運(yùn)動晚期因受推覆擠壓作用而與褶皺相伴生的張裂縫，在褶皺應(yīng)力比較集中的轉(zhuǎn)折端分布較多；第二期為形成于喜馬拉雅運(yùn)動時期因受逆沖推覆作用而與斷層相伴生的剪切縫，在與斷層平行的方向分布較多。這兩期裂縫均在須家河組致密砂巖氣藏的形成和調(diào)整過程中發(fā)揮了重要的通道作用[21-23]。

圖6 川中地區(qū)須家河組儲層物性與氣柱高度之間的相關(guān)關(guān)系Fig.6 Correlation between physical property and gas column of the Xujiahe reservoirs in central Sichuan BasinKrg.氣相相對滲透率；Krw.水相相對滲透率

發(fā)生在侏羅紀(jì)—白堊紀(jì)的燕山運(yùn)動以及發(fā)生在第三紀(jì)的喜馬拉雅運(yùn)動，一方面使得須家河組的砂巖儲層更加致密，另一方面使得砂巖儲層在構(gòu)造應(yīng)力的作用下發(fā)育了大量的斷裂和裂縫。儲層裂縫的發(fā)育則極大地改善了砂巖儲層的滲透性，使原本已被致密化封存的須家河組原生氣藏發(fā)生了活化，恢復(fù)了滲流能力，使其具備了商業(yè)開采價值。此外，在川中地區(qū)須家河組氣藏成藏過程中，因裂縫改善了致密砂巖儲層的滲流通道，利于氣驅(qū)水過程的進(jìn)行，在裂縫發(fā)育的上傾端砂體中形成了較為徹底的氣水分異，形成了低幅平緩構(gòu)造背景下除局部構(gòu)造幅度發(fā)育區(qū)之外的另一類型“甜點區(qū)”。

3 形成機(jī)理

川中地區(qū)須家河組致密砂巖氣藏的形成始于晚三疊世末期，因此時砂巖儲層的致密程度較低，在晚三疊世末至晚侏羅世的天然氣初次運(yùn)聚階段中，由煤系有機(jī)質(zhì)形成的天然氣充注到更早階段形成的構(gòu)造圈閉中，并在浮力的作用下，聚集在各構(gòu)造幅度發(fā)育部位的頂部，構(gòu)造幅度對成藏起著主要的控制作用，形成了一系列的構(gòu)造氣藏。但因煤系地層生烴強(qiáng)度有限，各構(gòu)造氣藏的充注程度普遍較低。成藏過程中排出的有機(jī)酸造成易溶顆粒型自生礦物難以形成，使得儲層在隨后的壓實、膠結(jié)等成巖作用下逐漸變得致密[24-26]。

早白堊世—古近紀(jì)的天然氣主要聚集成藏階段，天然氣大量生成，但須家河組儲層在成巖演化和燕山運(yùn)動的作用下致密程度已經(jīng)很高。處于生烴高峰期的煤系地層在強(qiáng)大的源儲壓差下，將生成的天然氣突破毛細(xì)管力的阻塞，充注到致密砂巖儲層中，在儲層中呈彌散狀分布，形成了氣水混雜分布的格局。砂巖儲層的致密化阻塞了天然氣的運(yùn)移，反過來，已經(jīng)致密的砂巖儲層卻將須家河組氣藏有效地封存下來，阻止了已形成的氣藏在以后階段中的逸散。在該階段中燕山運(yùn)動產(chǎn)生的大量張裂縫為天然氣在致密砂巖氣藏中的運(yùn)移提供了優(yōu)勢通道和儲集空間，以致在致密砂巖氣藏開發(fā)過程中裂縫發(fā)育區(qū)成為非常重要的有利目標(biāo)區(qū)。

進(jìn)入第三紀(jì)后，須家河組砂巖儲層的致密程度普遍較高，加上其內(nèi)部煤系地層的生烴高峰也已經(jīng)結(jié)束，整個氣藏的氣水分布格局基本上固定下來了。但在喜馬拉雅運(yùn)動的作用下，須家河組致密砂巖氣藏進(jìn)入了“活化”階段。該階段發(fā)生的構(gòu)造沉降與抬升使得原有的構(gòu)造圈閉與現(xiàn)今的地形不符，部分氣水倒置的現(xiàn)象因此而起。更重要的是，喜馬拉雅運(yùn)動發(fā)育的大量裂縫使得致密儲層的物性得到了顯著的改善，在裂縫發(fā)育段重新聚集成藏，在原來不易于形成氣藏的部位形成了大量的優(yōu)質(zhì)氣藏。

4 結(jié)論

1) 川中地區(qū)須家河組致密砂巖氣藏的氣水分布整體表現(xiàn)為氣水過渡帶特征，區(qū)域大面積含氣，氣水混雜分布，氣水界限不明顯，氣水倒置現(xiàn)象普遍；微觀上表現(xiàn)為致密儲層的大孔隙中普遍存在可動水。局部構(gòu)造和裂縫發(fā)育區(qū)域是主要的富氣區(qū)，圍繞這兩個區(qū)域的甜點效應(yīng)顯著，構(gòu)造低部位和普遍致密區(qū)域則分別發(fā)育富水區(qū)和次富氣區(qū)。

2) 該區(qū)各致密砂巖氣藏氣水分布形成因素包括氣源供應(yīng)不足、成藏充注較早、砂巖儲層致密、局部構(gòu)造發(fā)育、儲層裂縫發(fā)育等方面：氣源供應(yīng)不足形成了氣水過渡帶；成藏充注較早導(dǎo)致了區(qū)域大面積含氣；砂巖儲層致密造成了氣水混雜分布；局部構(gòu)造幅度控制了氣水分異程度；儲層裂縫提供了氣水滲流通道。

3) 該區(qū)致密砂巖氣藏的形成分為3個階段：晚三疊世末至晚侏羅世的未熟-低熟天然氣在局部構(gòu)造控制下于構(gòu)造閉合高點處形成純氣頂；早白堊世—古近紀(jì)大量生成的天然氣因砂巖儲層致密而無法完全驅(qū)替出孔隙水，形成氣水混雜分布格局；古近紀(jì)以來的喜馬拉雅運(yùn)動形成大量裂縫，改善了儲層物性，在裂縫發(fā)育帶聚集成藏。

參 考 文 獻(xiàn)

[1] 童曉光，郭斌程，李建忠，等.中美致密砂巖氣成藏分布異同點比較研究與意義[J].中國工程科學(xué)，2012,14(6):9-30.

Tong Xiaoguang,Guo Bincheng,Li Jianzhong,et al.Comparison study on accumulation & distribution of tight sandstone gas betweenChina and the United States and its significance[J].Engineering Science,2012,14(6):9-30.

[2] 卞從勝，王紅軍，汪澤成，等.四川盆地致密砂巖氣藏勘探現(xiàn)狀與資源潛力評價[J].中國工程科學(xué)，2012,14(7):74-80.

Bian Congsheng,Wang Hongjun,Wang Zecheng,et al.Exploration status and potential evaluation of tight gas in Sichuan Basin[J].Engineering Science,2012,14(7):74-80.

[3] Law B E.Basin-centered gas system[J].AAPG Bulletin,2002,86(11):1891-1919.

[4] Shanley K W,Cluff R M,Robinson J W.Factors controlling prolific gas production from low-permeability sandstone reservoirs:Implications for resource assessment,prospect development,and risk analysis[J].AAPG Bulletin,2004,88(8):1083-1121.

[5] 趙靖舟，李軍，曹青，等.論致密大油氣田成藏模式[J].石油與天然氣地質(zhì)，2013，34(5)：573-583.

Zhao Jingzhou,Li Jun,Cao Qing,et al.Hydrocarbon accumulation patterns of large tight oil and gas fields[J].Oil & Gas Geology,2013，34(5)：573-583.

[6] 史集建，李麗麗，呂延防，等.致密砂巖氣田蓋層封閉能力綜合評價——以四川盆地廣安氣田為例[J].石油與天然氣地質(zhì)，2013，34(3)：307-314.

Shi Jijian,Li Lili,Lü Yanfang，et al.Comprehensive evaluation on the sealing capability of cap rocks in tight sandstone gasfield—a case study from Guang’an gasfield in the Sichuan Basin[J].Oil & Gas Geology,2013，34(3)：307-314.

[7] 李登華，李偉，汪澤成，等.川中廣安氣田天然氣成因類型及氣源分析[J].中國地質(zhì),2007,34(5):829-836.

Li Denghua,Li Wei,Wang Zecheng,et al.Genetic type and source of gas in the Guang’an gasfield,central Sichuan[J].Geology in China,2007,34(5):829-836.

[8] 唐躍，王靚靚，崔澤宏.川中地區(qū)上三疊統(tǒng)須家河組氣源分析[J].地質(zhì)通報,2011,30(10):1068-1613.

Tang Yue,Wang Liangliang,Cui Zehong.An analysis of the gas source in the Upper Triassic Xujiahe Formation,centralSichuan Basin[J].Geological Bulletin of China,2011,30(10):1068-1613.

[9] 戴金星，倪云燕，鄒才能，等.四川盆地須家河組煤系烷烴氣碳同位素特征及氣源對比意義[J].石油與天然氣地質(zhì),2009,30(5):519-529.

Dai Jinxing,Ni Yunyan,Zou Caineng,et al.Carbon isotope features of alkane gases in the coal measures of the Xujiahe Formation in the Sichuan Basin and their significance to gas-source correlation[J].Oil & Gas Geology,2009,30(5):519-529.

[10] 戴金星，鄒才能，陶士振，等.中國大氣田形成條件和主控因素[J].天然氣地球科學(xué)，2007,18(4):473-484.

Dai Jinxing,Zou Caineng,Tao Shizhen,et al.Formation conditions and main controlling factors of large gas fields in China[J].Natural Gas Geoscience,2007,18(4):473-484.

[11] 羅文軍，彭軍，杜敬安,等.川西坳陷須家河組二段致密砂巖儲層成巖作用與孔隙演化——以大邑地區(qū)為例[J].石油與天然氣地質(zhì)，2012，33(2)：287-295.

Luo Wenjun,Peng Jun,Du Jing’an,et al.Diagenesis and porosity evolution of tight sand reservoirs in the 2nd member of Xujiahe Formation,western Sichuan Depression:an example from Dayi region[J].Oil & Gas Geology,2012，33(2)：287-295.

[12] 車國瓊，龔昌明，汪楠，等.廣安地區(qū)須家河組氣藏成藏條件[J].天然氣工業(yè),2007,27(6):1-5.

Che Guoqiong,Gong Changming,Wang Nan,et al.Gas accumulation condition in the Xujiahe group of Guang’an area[J].Natural Gas Industry,2007,27(6):1-5.

[13] Berkenpas P G.The Milk River Shallow Gas Pool:Role of the Updip Water Trap and Connate Water in Gas Production From the Pool[R].SPE 22922，1991.

[14] Cook J E,Goodwin L B,Boutt D F.Systematic diagenetic changes in the grain-scale morphology and permeability of a quartz-cemented quartz arenite[J].AAPG Bulletin,2011,95(6):1067-1088.

[15] Nelson P H.Pore-throat sizes in sandstones,tight sandstones and shales[J].AAPG Bulletin,2009,93(3):329-340.

[16] 張響響，鄒才能，朱如凱，等.川中地區(qū)上三疊統(tǒng)須家河組儲層成巖相[J].石油學(xué)報,2011,32(2):257-264.

Zhang Xiangxiang,Zou Caineng,Zhu Rukai,et al.Reservoir diagenetic facies of the Upper Triassic Xujiahe Formation in the centralSichuan Basin[J].Acta Petrolei Sinica,2011,32(2):257-264.

[17] 王婧，徐國盛，曹俊峰，等.川中須家河組儲層成巖作用及對孔隙演化的影響[J].天然氣技術(shù)與經(jīng)濟(jì),2011,5(3):7-10.

Wang Jing,Xu Guosheng,Cao Junfeng,et al.Effect of Diagensis on Pore Evolution of Xujiahe Formation,Central Sichuan Basin[J].Natural Gas Technology and Economy,2011,5(3):7-10.

[18] 謝武仁，楊威，楊光，等.川中地區(qū)上三疊統(tǒng)須家河組砂巖儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征[J].天然氣地球科學(xué),2010,21(3):435-440.

Xie Wuren,Yang Wei,Yang Guang,et al.Pore structure features of sandstone reservoirs in the Upper Triassic Xujiahe Formation in the Central Part ofSichuan Basin[J].Natural Gas Geoscience,2010,21(3):435-440.

[19] 季麗丹，賈愛林，何東博，等.川中廣安地區(qū)上三疊統(tǒng)須六段儲層特征及控制因素分析[J].現(xiàn)代地質(zhì),2009,23(6):1100-1106.

Ji Lidan,Jia Ailin,He Dongbo,et al.Analysis on controlling factors and characteristic of Xu-6 sandstone reservoir(Upper Triassic)in Guang’an region,Central Sichuan Basin[J].Geoscience,2009,23(6):1100-1106.

[20] 郭澤清，李本亮，張林，等.低幅度構(gòu)造天然氣成藏的閉合度下限探討——以柴達(dá)木盆地三湖地區(qū)為例[J].地質(zhì)科學(xué),2008,43(1):34-49.

Guo Zeqing,Li Benliang,Zhang Lin,et al.Discussion on minimum closure for low-amplitude structural natural gas pool:a case study from Sanhu area in the Qaidam Basin[J].Chinese Joural of Geology,2008,43(1):34-49.

[21] 歐莉華，時志強(qiáng)，錢利軍.川中地區(qū)廣安構(gòu)造上三疊統(tǒng)須家河組裂縫充填礦物的ESR研究[J].物探化探計算技術(shù),2010,32(3):265-269.

Ou Lihua,Shi Zhiqiang,Qian Lijun.A research on ESR dating of minerals in fractures of upper triassic Xujiahe formation in Guang'an structure,central Sichuan basin[J].Computing Techniques for Geophysical and Geochemical Exploration,2010,32(3):265-269.

[22] 卞從勝，王紅軍.四川盆地廣安氣田須家河組裂縫發(fā)育特征及其與天然氣成藏的關(guān)系[J].石油實驗地質(zhì),2008,30(6):585-590.

Bian Congsheng,Wang Hongjun.Developmental features and the relationship between fractures and gas accumulation in the Xujiahe formation of Guangan gasfield,the Sichuan Basin[J].Petroleum Geology & Experiment,2008,30(6):585-590.

[23] 白斌，鄒才能，朱如凱,等.四川盆地九龍山構(gòu)造須二段致密砂巖儲層裂縫特征、形成時期與主控因素[J].石油與天然氣地質(zhì)，2012，33(4)：526-535.

Bai Bin，Zou Caineng，Zhu Rukai,et al.Characteristics,timing and controlling factors of structural fractures in tight sandstones of the 2nd member of Xujiahe Formation in Jiulong Mountain structure,Sichuan Basin[J].Oil & Gas Geology,2012，33(4)：526-535.

[24] 蔡希源.深層致密砂巖氣藏天然氣富集規(guī)律與勘探關(guān)鍵技術(shù)——以四川盆地川西坳陷須家河組天然氣勘探為例[J].石油與天然氣地質(zhì),2010,31(6):707-714.

Cai Xiyuan.Gas accumulation patterns and key exploration techniques of deep gas reservoirs in tight sandstone：an example from gas exploration in the Xujiahe Formation of the western Sichuan Depression,the Sichuan Basin[J].Oil & Gas Geology,2010,31(6):707-714.

[25] 郝國麗，柳廣地，謝增業(yè)，等.川中地區(qū)須家河組致密砂巖氣藏氣水分布模式及影響因素分析[J].天然氣地球科學(xué),2010,21(3):427-434.

Hao Guoli,Liu Guangdi,Xie Zengye,et al.Gas-water distributed pattern in Xujiahe formation tight gas sandstone reservoir and influential factor in central Sichuan Basin[J].Natural Gas Geoscience,2010,21(3):427-434.

[26] 卞從勝，王紅軍，汪澤成，等.四川盆地川中地區(qū)須家河組天然氣大面積成藏的主控因素[J].石油與天然氣地質(zhì),2009,30(5):548-565.

Bian Congsheng,Wang Hongjun,Wang Zecheng,et al.Controlling factors for massive accumulation of natural gas in the Xujiahe Formation in central Sichuan Basin[J].Oil & Gas Geology,2009,30(5):548-565.