1、建南地区上三叠统须家河组致密砂岩油气藏地质特征摘 要：通过对建南地区上三叠统须家河组基本石油地质条件的分析，认为须家河组烃源岩有机质丰度高、类型好、热演化程度适中、横向展布稳定、储层致密，且区内油气显示丰富，多口井测试达到工业气流，测试获得高产和稳产，该区具有致密砂岩油气藏形成的地质条件。结合区内气藏分析，进一步明确了建南地区须家河组气藏为具有低孔、特低渗、气水分异不明显等特征的先成型致密砂岩油气藏，弄清了油气富集成藏主控因素，指明了该区下步勘探的主要方向。 关键词：致密砂岩 须家河组 建南地区 三叠系 一、地质概况 建南地区地理位置位于湖北省利川市和重庆市石柱县境内，西北与方斗山相连，西南与
2、齐岳山相接，构造上位于四川盆地东缘石柱复向斜中北部（图 1） 。研究区自 1970 年发现下三叠统飞仙关组飞三段气藏后，至 1981 年共钻井 30 余口，在海相地层先后获工业气流井 10 余口，以后近 20 年进入海相天然气开发阶段，上三叠统须家河组长期被作为海相天然气勘探过路层系。2012 年在成藏地质条件研究基础上，钻探的建密HF-1 井在垂深仅 800m 的须六段获得 5.7104m3/d 工业气流，上交天然气控制地质储量 122.03108m3，进一步证实了该区须家河组的勘探潜力。四川盆地须家河组是由海相克拉通盆地向陆相盆地的过渡时期所沉积的一套海陆过渡相沉积建造。全盆地层厚度 20
3、0-4000m，以川西最厚，并呈“箕状”向东减薄，须家河组一般划分为 6 段，自下而上须一、须三、须五段为区域烃源岩层，须二、须四和须六段为区域储集层1。研究区地处四川盆地东缘，须家河组沉积厚度最薄为 200-330m，受开江-梁平隆起影响，晚三叠世早期未接受沉积，与川西等地区对比缺失须一和须二段。 二、致密砂岩油气成藏地质条件 1.烃源岩发育 建南地区须家河组发育须三段和须五段两套主力烃源岩。其中，须三段主体为湖相暗色泥页岩，暗色泥岩厚度 5-30m，烃源岩有机质丰度中等-高，总有机碳含量（TOC）为 1.2%6.18%，为中等-好烃源岩；有机质类型主要为型和型、少量为型，镜质体反射率（Ro
4、）为 0.71%-1.26%，处于生烃高峰期。须五段主体为三角洲前缘泥质岩夹粉-细砂岩，泥质岩厚度 12-35m，总有机碳含量（TOC）为 0.25%-2.5%，总体为中等烃源岩；有机质类型和镜质体反射率与须三段类似。通过与川西、川中及鄂尔多斯等几个主要致密砂岩油气藏烃源岩特征对比认为2，3，4，建南地区须家河组具备致密砂岩油气藏形成的烃源条件。 2.储集层致密 区内须家河组须四段和须六段为主要储集层段，砂岩厚度分别为 5-30m 和 125-215m，占地层的 45%-55%，主体为辫状河、湖沼及三角洲前缘水下分流河道砂岩，主要岩性为深灰色、灰色岩屑砂岩，变质岩岩屑含量最高，其次为火成岩和沉
5、积岩，含少量云母、绿泥石，重矿为稳定的白钛矿、磁铁矿和锆石，偶见黄铁矿胶结物；砂岩颗粒分选性中-好，磨圆度次棱-次圆，以细砂为主，表现为低成分成熟度、高结构成熟度的特点。 岩石薄片分析表明，岩石颗粒多以线接触，胶结类型为压嵌-孔隙式，普遍胶结致密，成藏作用强烈，可见云母类片状矿物弯曲变形，储集层受压实作用强烈，主要孔隙类型为次生孔隙，以粒间溶孔、粒内溶孔和晶间孔为主，见少量胶结物溶蚀孔隙及原生孔隙。扫描电镜分析表明，岩石喉道类型少见孔隙缩小型喉道，常见片状、弯片状喉道、管束状，孔隙结构较差，储层非均质性较强。统计物性分析样品 302 块，孔隙度 2%-8%样品占 85.76%，渗透率小于 0.
6、1md 样品占 81.13%，表明区内须家河组储层为低孔-低渗、低孔-特低渗储层。 3.区内须家河组气层连续分布 建南地区钻穿须家河组探井 57 口，41 口井在须家河组取得气测资料，须家河组见显示井共 34 口，上世纪 60 年代针对显示层段进行测试井共14 口，其中 2 口井测试产量超过 10000m3/d，1 口井测试产量超过1000m3/d，4 口井测试获得低产，5 口井测试获得微量气。2010 年在建18 井井场部署钻探的建 111 井在须六段钻井见气显示 8.4m/2 层，气测全烃由 1.9%上升至 3.9%，加砂压裂测试分别获得 2683m3/d，为追索该气层分布，部署水平井建密
7、 HF-1 井在水平井段见显示 77.3m/11 段，气测全烃最高由 27.96%上升至 100%，鱼籽状气泡占槽面 30%-60%，录井后效显示 12 次，节流循环点火火焰喷势强烈，焰高 10-15m，完井分 6 段加砂压裂测试获得 57000m3/d 工业气流。区内丰富的油气显示、测试获得不同程度天然气产量进一步证明了建南地区须家河组气层具有连续性分布特征，勘探潜力较大。 三、致密砂岩油气藏地质特征 1.储层致密先于成藏期 建南地区须家河组在中侏罗世上覆中侏罗统地层，储层原生孔隙发育，烃源岩进入生烃门限，油气充注有限；侏罗纪末，须家河组随着上覆地层增厚，原生孔隙逐步减少，直至消失殆尽，烃源
8、岩生烃逐步加强；早白垩纪早期，须家河组上覆地层进一步加大，储层受压实作用进一步加强，烃源岩达到生烃高峰，油气就近进入相对优质储层成藏；早白垩晚期之后，区域受燕山运动幕-喜山运动影响，构造抬升，遭受剥蚀，储层物性相对较好层段或区域重新调整，气水具有一定分异作用，而储集物性相对较差层段或区域油气调整程度小，气水分异不明显，油气在优质烃源层和相对优质储集层附近成藏。 建南地区须家河组气藏属于典型的“先成型”致密砂岩油气藏5，即储层先期致密，然后烃源岩生排烃成藏。由于气藏无边水和底水的浮力驱动，只有压实作用及生烃膨胀力等的驱动力，而致密储层的孔隙吼道细小，排替压力高，使得储集层中地层水排替不充分，使气
9、藏气水分异不明显，呈现复杂气水关系。 2.气藏分布受到烃源及沉积相带联合控制 油气显示对比剖面表明（图 2、3） ，须六段、须四段下部近烃源岩，油气显示活跃，初步分析认为，一方面是源岩热演化产生有机酸和无机酸，溶蚀岩屑，改善储层，另一方面则反映烃源岩生成天然气就近优先运移至近邻储层成藏。 建志 1-新店 1 井联井沉积相对比剖面表明，河口坝及水下分流河道沉积，储层发育、含气性好，而河道间沉积，储层较薄，含气性较差。 四、结论 1）建南地区须家河组为发育深灰、灰色薄-中层粉砂岩、细砂岩储层和灰色、灰黑色泥岩、页岩烃源层，其储层致密，呈低孔低渗或特低低渗特征，烃源岩厚度大，横向分布稳定，具有大面积
10、含油气的地质特征。 2）建南地区须家河组气藏具有先致密后成藏、气水分异不明显，分布受烃源岩和沉积相联合控制的特征，烃源岩发育且为水下分流河道、河口坝等有利沉积相带为下步勘探有利目标区。 参考文献 1 杜金虎，徐春春，等.四川盆地须家河组岩性大气区勘探，石油工业出版社区M，2011. 2 戴金星，倪云燕，邹才能，等. 四川盆地须家河组煤系烷烃气碳同位素特征及气源对比意义J. 石油与天然气地质，2009.10，第 20卷第 5 期. 3 戴金星，李剑，罗霞，等.鄂尔多斯盆地大气田的烷烃气碳同位素组成特征及其气源对比J. 石油学报，2005.1，第 26 卷第 1 期. 4 胡安平，陈汉林，等. 卧龙河气田天然气成因及成藏主要控制因素J. 石油学报，1995.11，第 29 卷第 5 期. 5杨克明，庞雄奇，等.致密砂岩气藏形成机制与预测方法以川西拗陷为例，科学出版社区M，2012. 作者简介：金宏坤（1979 -） ，女，2003 年大学本科毕业，学士，工程师，现在江汉油田勘探开发研究院从事开发规划部署研究工作。
