元壩地區(qū)須家河組致密砂巖氣藏富集主控因素

王　威, 黃曼寧

(中國(guó)石化勘探分公司研究院，成都 610041)

元壩地區(qū)須家河組致密砂巖氣藏富集主控因素

王威, 黃曼寧

(中國(guó)石化勘探分公司研究院，成都 610041)

[摘要]四川盆地元壩地區(qū)須家河組具有良好的成藏基本條件，成藏要素時(shí)空匹配關(guān)系優(yōu)越，具備多層段立體勘探的良好前景。本文充分利用鉆井資料及包裹體分析結(jié)果，重建元壩地區(qū)須家河組氣藏的成藏過程。其成藏經(jīng)歷了3個(gè)階段：①晚三疊世-中侏羅世巖性氣藏成藏階段；②晚侏羅世-早白堊世構(gòu)造-巖性氣藏成藏階段；③晚白堊世-現(xiàn)今的調(diào)整改造階段。通過與川中廣安須家河組大氣田進(jìn)行類比，認(rèn)為該區(qū)須家河組天然氣成藏主要受3方面控制：①源儲(chǔ)共生、優(yōu)質(zhì)烴源巖“近源、短距、強(qiáng)充注”為須家河組氣藏的大面積分布奠定物質(zhì)基礎(chǔ)；②多期砂體垂向疊置、側(cè)向復(fù)合大面積展布為須家河組氣藏的大面積分布提供足夠的賦存空間；③相對(duì)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層和伴生裂縫網(wǎng)絡(luò)共同控制了天然氣的富集高產(chǎn)。

[關(guān)鍵詞]成藏主控因素；天然氣；須家河組；元壩

元壩地區(qū)位于四川盆地東北部(圖1)，為中國(guó)石化在四川盆地的重點(diǎn)勘探區(qū)塊之一，繼深層海相礁灘儲(chǔ)層取得重大勘探成果之后，上三疊統(tǒng)須家河組(T3x)也展現(xiàn)了良好的勘探潛力，有望形成頗具規(guī)模的“大面積、低豐度”致密砂巖氣藏[1,2]。目前針對(duì)此類低滲巖性氣藏富集主控因素研究十分薄弱。本文對(duì)元壩地區(qū)須家河組天然氣成藏要素、成藏過程與成藏模式進(jìn)行研究，明確了天然氣富集的主控因素，希望對(duì)于尋找含氣富集區(qū)有啟示或借鑒作用。

1成藏要素

1.1良好的烴源條件

元壩地區(qū)須家河組主要發(fā)育須家河組第一段、第三段及第五段3套優(yōu)質(zhì)烴源巖；須二段和須四段中雖然砂巖儲(chǔ)層比較發(fā)育，但是在這些砂巖之間所夾泥頁巖(有時(shí)還夾有薄層煤線和炭質(zhì)頁巖等)也同樣具有一定的生烴能力。須家河組烴源巖總體上具有“多層、多套、全覆蓋、單層薄、累計(jì)厚度大”的特征[4]。研究區(qū)須家河組烴源巖平均有機(jī)碳的質(zhì)量分?jǐn)?shù)(wTOC)為2.97%，干酪根類型以Ⅲ型為主，已進(jìn)入過成熟干氣階段；泥頁巖層累計(jì)厚度為100～250 m，生氣強(qiáng)度為(17～44)×108m3/km2，具備形成大型氣田的資源背景(據(jù)戴金星,2003, 2007)。

1.2多套、多類型儲(chǔ)層疊置發(fā)育

元壩地區(qū)須家河組儲(chǔ)層主要集中在須二段、須三段及須四段，縱向上疊置、橫向上連續(xù)。烴源巖與儲(chǔ)層互層發(fā)育，成藏配置好，利于天然氣聚集成藏(圖2)。

1.2.1須二段

元壩地區(qū)須二段主要為一套辮狀河三角洲前緣沉積，儲(chǔ)層巖石類型主要為灰白色、灰色巖屑砂巖、長(zhǎng)石巖屑砂巖和石英砂巖，粒度以細(xì)粒、中粒為主，其次為極細(xì)粒，少量粗粒。顆粒分選中等，磨圓度多呈次棱角狀，雜基含量不高，結(jié)構(gòu)成熟度中等-好，石英含量較高，巖石的成分成熟度較高。顆粒間以線接觸為主，膠結(jié)類型以孔隙式膠結(jié)為主，部分呈孔隙-壓嵌式膠結(jié)。碎屑成分以石英為主，質(zhì)量分?jǐn)?shù)(w)為37.8%～84.3%，平均為56.85%；長(zhǎng)石的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%～10%，平均為5.51%；巖屑的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為7.8%～31.7%，平均為25.55%。長(zhǎng)石以鉀長(zhǎng)石為主，少量斜長(zhǎng)石。儲(chǔ)集空間類型以粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔及殘余原生粒間孔為主。儲(chǔ)層孔隙度(q)為4.01%～10.47%，平均為6.53%；滲透率(K)為(0.012～26.09)×10-3μm2，平均為0.69×10-3μm2：具有低孔低滲的特征[4,5]。

須二段儲(chǔ)層在元壩地區(qū)西部大范圍分布，構(gòu)造高部位儲(chǔ)層厚度相對(duì)較大，平面上疊加連片，與沉積微相的平面展布比較一致，儲(chǔ)層厚度由東南向西北方向逐漸變厚。

1.2.2須三段

元壩地區(qū)須三段沉積相類型主要為辮狀河三角洲平原—前緣，儲(chǔ)層巖石類型主要為一套細(xì)-中粒鈣屑砂巖，石英的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為11%～35%，平均為20%；長(zhǎng)石含量總體很低，質(zhì)量分?jǐn)?shù)一般為0%～1%；巖屑含量較高，質(zhì)量分?jǐn)?shù)一般為31.1%～68%，平均為67%。巖屑成分主要為白云巖和灰?guī)r碎屑，二者占巖屑總質(zhì)量的比例平均為77%。儲(chǔ)集空間類型主要為粒間溶孔、雜基微孔和微裂縫。儲(chǔ)層孔隙度為2.02%～2.92%，平均為2.38%；儲(chǔ)層滲透率為(0.004～363.2)×10-3μm2，幾何平均數(shù)為0.155×10-3μm2：具有低孔、低滲特征，為孔隙型和裂縫-孔隙型儲(chǔ)層。

圖1　元壩地區(qū)位置圖Fig.1　Location of the Yuanba area

圖2　元壩地區(qū)須家河組氣藏剖面圖Fig.2　Cross section of Xuejiahe Formation gas reservoirs in Yuanba area

須三段屬鈣屑砂巖儲(chǔ)層，具有“縱向相互疊置、平面疊合連片發(fā)育”的特征，在元壩西北部地區(qū)較發(fā)育。

1.2.3須四段

元壩地區(qū)須四段有利儲(chǔ)層主要發(fā)育在位于水下分流河道的中粒巖屑砂巖、中粒長(zhǎng)石巖屑砂巖和中-粗粒巖屑石英砂巖。儲(chǔ)集空間以長(zhǎng)石、巖屑被溶蝕而形成的粒內(nèi)溶孔、粒間溶孔、雜基微孔和鑄模孔為主要的儲(chǔ)集空間類型。儲(chǔ)層孔隙度為0.76%～6.59%，平均為4.23%；滲透率為(0.001 2～363.213 6)×10-3μm2，平均為2.648 8×10-3μm2：總體上講，須四段儲(chǔ)層具有低孔、低滲的特征。

元壩地區(qū)須四段廣泛發(fā)育辮狀河三角洲前緣水下分流河道沉積微相，利于儲(chǔ)層發(fā)育。

1.3圈閉條件

元壩地區(qū)陸相層系局部構(gòu)造發(fā)育，以斷背斜、斷鼻、斷塊構(gòu)造為主?？v向上，局部構(gòu)造主要發(fā)育在須家河組和自流井組，大多受斷層控制。平面上，主要發(fā)育在彭店-峰占斷褶皺帶、閬中-平昌復(fù)背斜構(gòu)造帶與通南巴復(fù)背斜西傾伏端，其次發(fā)育在岐平向斜的西南翼，走向基本與斷層平行。局部構(gòu)造大多形成于燕山中晚期，定型于喜馬拉雅期。元壩地區(qū)須家河組發(fā)育多種沉積相類型，橫向上巖性變化大。經(jīng)歷了多期構(gòu)造活動(dòng)，尤其是須家河組晚期形變強(qiáng)烈的構(gòu)造活動(dòng)，使元壩地區(qū)發(fā)育多種類型圈閉，如構(gòu)造圈閉、巖性圈閉及構(gòu)造-巖性復(fù)合圈閉等，以背斜構(gòu)造為背景的巖性圈閉是目前天然氣勘探的主要目標(biāo)[7]。

1.4運(yùn)移條件

元壩地區(qū)須家河組氣藏輸導(dǎo)體系以須二段、須四段厚層疊置河道砂巖、砂礫巖儲(chǔ)集體和須一段、須三段、須五段內(nèi)部薄層灘壩砂巖儲(chǔ)集體為主，輔以局部發(fā)育的構(gòu)造裂縫。另外，在地震剖面上識(shí)別的少量的小斷距斷層也具有一定的輸導(dǎo)能力。

1.5保存條件

研究區(qū)內(nèi)須家河組及覆蓋其上的陸相地層沉積相類型主要為河流相、湖泊相和三角洲相。在自流井組中晚期至白堊紀(jì)時(shí)期，研究區(qū)發(fā)生過多次湖侵，泥巖厚度普遍大于砂巖厚度，單層厚度大，可作為研究區(qū)儲(chǔ)集層的直接蓋層。通過泥巖厚度統(tǒng)計(jì)，該區(qū)須家河組及其以上地層(自流井組、千佛崖組和下沙溪廟組)泥巖累計(jì)厚度一般為200～350 m，最大可達(dá)900 m。自流井組、千佛崖組、下沙溪廟組的泥巖與砂巖的厚度比值一般為45%～75%；須家河組泥巖與砂巖厚度比值較低，一般為25%～40%[4]。因此，這些厚大的泥巖蓋層為須家河組的油氣成藏提供了有力保障。

元壩地區(qū)陸相地層斷層發(fā)育，但這些斷層斷距較小且均未斷穿侏羅系。在侏羅紀(jì)晚期-白堊紀(jì)早期的生烴高峰時(shí)期，這些斷層可作為油氣運(yùn)移通道，對(duì)油氣藏進(jìn)行再次調(diào)整，但未對(duì)油氣藏產(chǎn)生破壞性作用。

綜合以上蓋層條件、構(gòu)造完整性等幾個(gè)方面的研究，可以看出元壩地區(qū)須家河組具有良好的保存條件，這也是元壩地區(qū)陸相層系形成大氣田的一個(gè)必要條件。

元壩地區(qū)須家河組天然氣成藏基本地質(zhì)條件優(yōu)越，具備形成大中型氣田的基本條件。

2成藏過程與成藏模式

2.1油氣充注歷史

元壩地區(qū)須家河組儲(chǔ)層中氣態(tài)烴包裹體主要分布在石英顆粒內(nèi)次生裂隙和裂縫充填方解石脈中，對(duì)其共生鹽水包裹體均一溫度的顯微測(cè)溫結(jié)果表明兩者具有不同的形成期。石英顆粒內(nèi)次生裂隙中氣態(tài)烴包裹體形成時(shí)間在中侏羅世中期-晚侏羅世。方解石脈中與氣態(tài)烴包裹體共生鹽水包裹體均一溫度為110～170℃，主峰位于120～160℃，對(duì)應(yīng)的天然氣的充注時(shí)間為160～115 Ma B.P.，表明元壩地區(qū)須家河組儲(chǔ)層裂縫中天然氣的主充注期在晚侏羅世-早白堊世末期(圖3)，可能主要與裂縫形成時(shí)間較晚有關(guān)[6]。

元壩地區(qū)須家河組氣藏輸導(dǎo)體系以須二段、須三段及須四段厚層疊置河道砂巖、砂礫巖儲(chǔ)集體和須一段、須三段、須五段內(nèi)部薄層砂巖儲(chǔ)集體為主，輔以局部發(fā)育的構(gòu)造裂縫。另外，在地震剖面上識(shí)別的少量的小斷距斷層也具有一定的輸導(dǎo)能力。輸導(dǎo)體系組合樣式以儲(chǔ)集體-裂縫組合為主(圖4)。

孔隙型儲(chǔ)集體輸導(dǎo)體系和裂縫輸導(dǎo)體系的演化由于受不同因素的控制，其形成演化歷史存在差異，與天然氣充注歷史的配置關(guān)系也存在差異。研究區(qū)須家河組孔隙型儲(chǔ)集體輸導(dǎo)體系現(xiàn)今表現(xiàn)為一套致密砂巖、砂礫巖儲(chǔ)層，對(duì)天然氣運(yùn)移的有效輸導(dǎo)主要在其致密化之前，致密化之后對(duì)天然氣的運(yùn)移輸導(dǎo)能力有限。須家河組儲(chǔ)層在古埋深2 km左右形成低孔低滲背景，到古埋深達(dá)3.5～4 km階段進(jìn)一步致密化，儲(chǔ)層輸導(dǎo)能力下降。因此，在須家河組烴源巖開始生氣到生氣高峰期，須家河組砂巖、砂礫巖體對(duì)天然氣的運(yùn)移聚集具有較好的運(yùn)移輸導(dǎo)能力。天然氣充注歷史分析表明，基質(zhì)孔隙中天然氣主充注期在古地溫80～120℃階段，對(duì)應(yīng)古埋深在2～3.5 km，與砂巖、砂礫巖體輸導(dǎo)體系的有效輸導(dǎo)階段吻合很好(圖5)。

研究區(qū)須家河組儲(chǔ)層裂縫主要為構(gòu)造裂縫，裂縫輸導(dǎo)體系的形成演化受控于區(qū)域構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的活動(dòng)時(shí)間。區(qū)域構(gòu)造演化史分析表明，須家河組儲(chǔ)層裂縫形成于中燕山期(中侏羅世末期)以來，因此裂縫在中侏羅世末期-現(xiàn)今階段可以作為天然氣運(yùn)移的輸導(dǎo)體系。中侏羅世末期，須家河組源巖已經(jīng)開始大量生氣，在晚侏羅世中期-早白堊世早期達(dá)到生氣高峰，早白堊世末期由于盆地整體抬升逐漸停止生氣。由此可知，晚侏羅世-早白堊世是烴源巖生烴史與裂縫輸導(dǎo)體系發(fā)育的最佳匹配期，是天然氣運(yùn)移聚集的良好輸導(dǎo)體系，此后可能主要表現(xiàn)為對(duì)已形成氣藏的調(diào)整、改造和定型。

圖3　元壩104井須家河組天然氣充注時(shí)間Fig.3　Gas charging time in Xujiahe Formation of Well Yuanba-104圖中箭頭表示包裹體主峰形成時(shí)間對(duì)應(yīng)的天然氣充注時(shí)間

圖4　元壩地區(qū)須家河組輸導(dǎo)體系構(gòu)成樣式Fig.4　Pattern of carrier system of Xujiahe Formation in Yuanba area

圖5　元壩地區(qū)輸導(dǎo)體系演化與天然氣充注歷史配置關(guān)系圖Fig.5　Relationship between carrier system development and gas charging history

2.2成藏過程

元壩地區(qū)須家河組氣藏類型以巖性氣藏為主，通過對(duì)天然氣來源、充注歷史、儲(chǔ)層及輸導(dǎo)體系形成演化的深入分析，認(rèn)為元壩地區(qū)天然氣的成藏經(jīng)歷了3個(gè)階段(圖6)。

a.晚三疊世-中侏羅世：巖性氣藏成藏階段

元壩地區(qū)須家河組烴源巖在中侏羅世中期(170 Ma B.P.左右)Ro達(dá)到0.5%，開始生氣；中侏羅世晚期(160 Ma B.P.左右)Ro達(dá)到0.7%，開始大量生氣[4]。此時(shí)九龍山背斜尚未形成，元壩地區(qū)構(gòu)造穩(wěn)定，地層平緩，儲(chǔ)層物性相對(duì)還比較好，須一、須三、須五段及須二、須四段內(nèi)部烴源巖生成的少量原油和天然氣向上、向下運(yùn)移進(jìn)入儲(chǔ)層聚集形成巖性氣藏。

b.晚侏羅世-早白堊世：構(gòu)造-巖性氣藏成藏階段

晚侏羅世以來，受中燕山運(yùn)動(dòng)期盆緣造山帶隆升的影響，九龍山背斜在元壩地區(qū)逐漸形成；同時(shí)由于受區(qū)域應(yīng)力場(chǎng)疊加作用的影響，現(xiàn)今儲(chǔ)層中發(fā)育的構(gòu)造裂縫也在這一階段形成。此時(shí)，須家河組烴源巖也達(dá)到生氣高峰，除生成的天然氣大量充注進(jìn)入儲(chǔ)層外，儲(chǔ)層中已聚集天然氣也在連通性儲(chǔ)集體和裂縫輸導(dǎo)下向構(gòu)造高部位運(yùn)移聚集。這一階段的晚期，儲(chǔ)層物性已很差，天然氣運(yùn)移輸導(dǎo)能力下降，天然氣的進(jìn)一步運(yùn)移輸導(dǎo)主要由裂縫完成。早白堊世中期-末期儲(chǔ)層逐漸達(dá)到最大埋深，Ro達(dá)到2.0%～2.2%，古地溫為180～200℃，早期聚集的原油發(fā)生裂解，形成儲(chǔ)層瀝青。天然氣的運(yùn)移聚集進(jìn)入構(gòu)造-巖性復(fù)合氣藏成藏階段。

圖6　元壩地區(qū)須家河組天然氣成藏模式圖Fig.6　Model of gas accumulation of Xujiahe Formation in Yuanba area

c.晚白堊世-現(xiàn)今：調(diào)整改造階段

晚白堊世以來，受晚燕山-喜馬拉雅期米倉(cāng)山、大巴山強(qiáng)烈活動(dòng)的影響，元壩地區(qū)整體大幅度抬升，九龍山背斜進(jìn)一步隆起，儲(chǔ)層中裂縫更加發(fā)育。但此時(shí)由于大規(guī)模抬升，地溫降低，須家河組烴源巖停止生烴。元壩地區(qū)已形成氣藏發(fā)生調(diào)整改造并定型成現(xiàn)今氣藏特征。

3成藏主控因素

元壩地區(qū)須家河組天然氣的富集受儲(chǔ)層、優(yōu)質(zhì)源巖和晚期構(gòu)造變形等因素的控制，優(yōu)質(zhì)烴源巖不僅控制了天然氣來源的豐富程度，還控制了源儲(chǔ)壓差的大小，從而控制了天然氣的充注強(qiáng)度。晚期的構(gòu)造變形一方面形成了一些構(gòu)造-巖性圈閉，更重要的是形成一批裂縫，使整體致密背景下局部?jī)?chǔ)層物性得到改善，有利于已聚集氣藏的調(diào)整改造。儲(chǔ)層中的天然氣向低幅背斜、鼻狀構(gòu)造與斷裂帶運(yùn)移，使局部地區(qū)更加富集。綜合研究認(rèn)為元壩地區(qū)須家河組天然氣成藏主控因素主要有以下3個(gè)方面。

a.源儲(chǔ)共生、優(yōu)質(zhì)烴源巖“近源、短距、強(qiáng)充注”為須家河組氣藏的大面積分布奠定物質(zhì)基礎(chǔ)。須家河組烴源巖與儲(chǔ)層呈“三明治”或“夾心餅”式結(jié)構(gòu)，這種源儲(chǔ)互層、源蓋一體結(jié)構(gòu)，天然氣具有近源短距離運(yùn)移就近成藏特征，有效減少了天然氣散失量，天然氣高效聚集，有利于大中型氣田的形成。烴源巖與儲(chǔ)層大面積接觸，而且生烴期地層平緩，烴源巖蒸發(fā)式面狀排烴，生成的天然氣經(jīng)過短暫的初次運(yùn)移進(jìn)入儲(chǔ)層即可就近聚集成藏，避免了致密砂巖中天然氣側(cè)向運(yùn)移輸導(dǎo)不暢、動(dòng)力不足的短板，同時(shí)也有效降低了運(yùn)移聚集過程中的天然氣散失量。在整體高效聚集的背景下，優(yōu)質(zhì)烴源巖的展布控制了天然氣富集區(qū)及層段的分布。

b.多期砂體垂向疊置、側(cè)向復(fù)合大面積展布為須家河組氣藏的大面積分布提供豐富的賦存空間。晚三疊世早期，受到印支運(yùn)動(dòng)早幕的影響，海水從四川盆地西部退去，盆地演化為克拉通大陸邊緣盆地，主要為沖積扇-河流-三角洲-湖泊沉積環(huán)境。元壩地區(qū)上三疊統(tǒng)須家河組在印支運(yùn)動(dòng)剝蝕面基礎(chǔ)上沉積而成，須一段、須三段、須五段為淺湖沉積，須二段、須四段為辮狀河三角洲沉積。

元壩地區(qū)須二段、須四段沉積時(shí)期，三角洲前緣水下分流河道頻繁改道、交叉和歸并，導(dǎo)致多期河道砂體縱向上疊置、側(cè)向上復(fù)合，厚層砂體大面積連片分布，加之與烴源巖大面積接觸，成藏早期并無構(gòu)造背景，地層平緩，天然氣的充注成藏亦是大范圍的。

c.相對(duì)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層和伴生裂縫網(wǎng)絡(luò)共同控制了天然氣的富集與高產(chǎn)。元壩地區(qū)須家河組總體為一套低孔滲致密儲(chǔ)層，其成巖演化已達(dá)中成巖階段B期-晚成巖階段，儲(chǔ)層在經(jīng)歷了一系列成巖作用之后，最終形成了現(xiàn)今儲(chǔ)層演化的綜合面貌。

根據(jù)鑄體薄片觀察鑒定及陰極發(fā)光、掃描電鏡等分析測(cè)試資料，結(jié)合成巖特征及孔滲級(jí)別，元壩地區(qū)須家河組儲(chǔ)層有多種成巖相類型，其中溶蝕相是形成有利儲(chǔ)層的重要成巖相類型，溶蝕作用形成的次生孔隙對(duì)改善儲(chǔ)層具有積極作用。烴源巖有機(jī)質(zhì)產(chǎn)生的大量有機(jī)酸對(duì)砂巖中不穩(wěn)定組分如長(zhǎng)石、巖屑等的溶解，形成大量粒內(nèi)孔隙和粒間孔隙。特別是須三段碳酸鹽巖碎屑的質(zhì)量分?jǐn)?shù)最高可達(dá)90%以上，更容易被溶蝕，薄片顯示其溶蝕孔隙十分發(fā)育，元陸7井須三段測(cè)試獲得高產(chǎn)?？碧綄?shí)踐也表明，天然氣的高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)，需要裂縫和孔隙的配合，因此，溶蝕相的展布是元壩地區(qū)須家河組天然氣富集高產(chǎn)的一個(gè)重要因素[8]。此外，裂縫是改善須家河組儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能和促進(jìn)天然氣富集的重要因素。

四川盆地構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的演化對(duì)研究區(qū)須家河組油氣藏的形成和保存起了一定的控制作用，燕山構(gòu)造運(yùn)動(dòng)時(shí)期，四川盆地強(qiáng)烈的抬升造成侏羅系大幅度被剝蝕。喜馬拉雅運(yùn)動(dòng)使盆地地層全面褶皺抬升，發(fā)生了以縱彎褶皺為主的構(gòu)造變形，產(chǎn)生了不同力學(xué)性質(zhì)的裂縫及上沖斷層。盡管斷層在地質(zhì)歷史過程中不同階段經(jīng)歷了開啟、閉合，但從現(xiàn)今發(fā)育大斷層的元壩地區(qū)中部斷褶帶獲得了工業(yè)氣流看，陸相地層中的斷層對(duì)油氣的破壞作用較小，而在一定程度上，斷層附近的裂縫有助于油氣富集高產(chǎn)。研究認(rèn)為整體致密背景下局部發(fā)育的裂縫與孔隙組成孔-縫網(wǎng)狀輸導(dǎo)體系，是天然氣運(yùn)移的重要通道，天然氣的高產(chǎn)與局部裂縫的發(fā)育密切相關(guān)。

4結(jié) 論

a.元壩地區(qū)須家河組具有良好的成藏基本條件，時(shí)空匹配條件優(yōu)越，具備形成大中型氣田的基本條件。

b.元壩地區(qū)須家河組氣藏類型以巖性氣藏為主，天然氣的成藏可歸納為3個(gè)階段：①晚三疊世-中侏羅世巖性氣藏成藏階段；②晚侏羅世-早白堊世構(gòu)造-巖性氣藏成藏階段；③晚白堊世-現(xiàn)今的調(diào)整改造階段。

c.元壩地區(qū)須家河組天然氣成藏主控因素主要有3個(gè)方面：①源儲(chǔ)共生、優(yōu)質(zhì)烴源巖“近源、短距、強(qiáng)充注”為須家河組氣藏的大面積分布奠定物質(zhì)基礎(chǔ)；②多期砂體垂向疊置、側(cè)向復(fù)合大面積展布為須家河組氣藏的大面積分布提供豐富的賦存空間；③相對(duì)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層和裂縫共同控制了天然氣的富集與高產(chǎn)。

[參考文獻(xiàn)]

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Main controlling factors of the tight sandstone gas reservoir of Upper Triassic Xujiahe Formation in Yuanba area, Sichuan, China

WANG Wei, HUANG Man-ning

SINOPECExplorationCompany,Chengdu610041,China

Abstract:The Upper Triassic Xujiahe Formation in the Yuanba area possesses basic conditions of reservoir formation, superior space-time match of reservoir-forming factors, formation of large and middle gas field and good prospect of multilayer-section exploration. Gas reservoir accumulation process of the Xujiahe Formation in the Yuanba area is reconstructed by full use of drilling data and inclusions. It reveals that three periods of reservoir accumulation processes exist. ① Late Triassic-middle Jurassic is the accumulation stage of the lithological gas reservoirs; ② Late Jurassic-early Cretaceous is the accumulation stage of structural and lithological gas reservoirs; ③Late Cretaceous-present is the adjustment and transformation stage. The study also indicates that gas reservoir formation of the Xujiahe Formation in the Yuanba area is controlled by three aspects: ① Source and storage intergrowth, high and quality source rocks are of near source and short distance with strong gas infill; ② Several circles of overlaps and lateral exhibition of sands provide abundant space-formation of the Xujiahe Formation gas reservoir; ③ Gas accumulation with high productivity is controlled by both the relative high-quality reservoir and associated fractures.

Key words:main controlling factors of reservoir-formation; natural gas; Xujiahe Formation; Yuanba area

DOI:10.3969/j.issn.1671-9727.2016.03.02

[文章編號(hào)]1671-9727(2016)03-0266-08

[收稿日期]2015-01-23。

[基金項(xiàng)目]國(guó)家科技重大專項(xiàng)(2011ZX05002-004)。

[通信作者]黃曼寧(1988-),女,碩士,助理工程師,從事油氣成藏研究工作, E-mail:huangmn.ktnf@sinopec.com。

[分類號(hào)]TE122.31

[文獻(xiàn)標(biāo)志碼]A

[第一作者] 王威(1980-),男,博士,高級(jí)工程師，從事石油地質(zhì)綜合研究工作, E-mail: wangw.ktnf@sinopec.com。