川南地区须家河组含油气系统定量研究

曹烈 王信

(中国石化西南油气分公司勘探开发研究院，成都 610041)

川南地区位于四川盆地西南部，西起乐山县，东至江津市，北抵乐至县，南至川滇、川黔省界，面积约8.57×104km2(图1)。中三叠世末的印支运动早幕，随着边缘海盆的关闭和龙门山逆冲带的发育，四川盆地基本上结束了稳定克拉通海相盆地沉积的历史，逐渐演变到前陆 — 内陆湖盆［1］。盆地内形成于印支早期的泸州—开江古隆起控制了晚三叠世早期海侵和湖侵的范围，使得上三叠统西厚东薄类箕状盆地形态，在川西地台前陆形成深陷，在川南地区则基本上处于相对稳定的西倾斜坡带。川南地区须家河组地层沉积之后，经历了燕山运动和喜山运动2次大的构造挤压隆升作用，其中尤以喜山运动影响最大，形成众多的局部构造，构造轴向多为北东—南西向。燕山及喜山运动造成研究区侏罗系地层残厚为96～1 796 m，表现为中部薄，四周厚;白垩系只沉积上白垩统，分布在赤水地区中部和东部地区，厚0～1 000 m不等。地层从老到新，剥蚀范围从小到大，其中遂宁组、蓬莱镇地层在研究区域内大部分剥蚀殆尽，仅西北部和西南角有残余。

图1 川南地区地理位置图

川南地区须家河组油气分布较分散，勘探程度较低。但近年来中石油在安岳、合川、潼南等地区须家河组取得重要勘探进展［2］。安岳区块自2009年到2010年9月已完钻10口井，累计测试获日产气122.84×104m3，其中岳 101-X12井测试获产近100×104m3，展现出安岳区块具有较好的勘探开发前景。2002年，中石化在赤水地区官渡构造须家河组须四段钻遇工业气流后，须家河组成为继海相储层后的勘探、开发及评价的重要目的层［3］。2008年底河包场地区须家河组钻井17口(其中评价井3口、探井8口、开发井6口)，获气井1O口，对包22井等6口老井进行重新试油后获工业气井4口［5］。这些都展现出川南地区须家河组具有较好的勘探开发前景。

1 川南地区须家河组含油气系统定量特征

根据含油气系统生储盖划分原则，川南地区有3套含油气系统，即须一段—须二段—须三段、须三段—须四段—须五段、须五段—须六段—自流井组。

1.1 构造演化特征

模拟结果显示，川南地区须家河组须一、二段仅沉积到盆地内泸州 — 开江古隆起西北一侧，须三段—须六段沉积期，四川盆地演变为内陆湖盆，泸州—开江古隆起被淹没，湖盆中心移到川南 —黔北一带。从印支晚幕(须六段沉积末)开始，川南地区须二段、须四段、须六段构造面貌相似，整体呈西南部高且向东北方向倾斜的斜坡。研究区须二段顶构造威远 — 犍为出现全区最高的古构造圈闭(图2)，往北、东方向为凹陷，在内江东面的顺河镇出现另一次高点。

图2 印支晚幕须二段顶面构造图

历经燕山、喜山运动后，须二段、须四段、须六段构造面貌基本继承印支晚幕末期构造面貌，表现为以犍为—井研—威远为高点的向东北向倾伏的斜坡，局部有低幅的构造圈闭。

1.2 成熟度演化特征

川南地区须家河组烃源岩为须一段、须二段、须三段及须五段烃源岩。烃源岩成熟度演化表现为在早白垩世末进入生油窗，镜质体反射率为0.6% ～0.7%;晚白垩世末进入生油中期，镜质体反射率为0.8% ～0.9%;第三纪末进入高成熟阶段，镜质体反射率在1% ～1.2%间。

1.3 生排烃特征

川南地区须家河组烃源岩为一套陆相含煤构造，岩性以暗色泥质岩和所夹煤层为主。烃源岩分布在须一段、须二段、须三段和须五段。须五段烃源岩厚度在20～150 m，其他烃源岩厚度在10～70 m之间，整体上呈西北厚东南薄的特征。须家河组煤层最大厚度主要分布在资阳 — 威东地区，一般达到5 m以上，从西北到东南厚度逐渐减小，局部仅以煤线形式出现，而且横向上分布不太稳定。

须家河组烃源岩有机质类型以Ⅲ型为主，少数为Ⅱ2型。烃源岩是须三段泥岩(平均有机碳含量为2.75%)、须一段泥岩(平均有机碳含量为 1.74%)、须五段泥岩(平均有机碳含量为1.01%)。煤的有机碳含量为53.09%，烃源岩有机碳含量远低于此。

(1)生烃强度。须一段烃源岩生烃强度为(1～13)×108m3/km2，生烃中心位于西北角的彭山附近(生烃强度为13×108m3/km2)，与川西坳陷生烃凹陷相连。沐川—宜宾—泸州—永川一线南部地区没有沉积须一段地层，没有生烃。须一段烃源岩生烃高峰期为晚侏罗纪末持续到第三纪末。

须二段烃源岩生烃中心位于东峰场区块，生烃强度为(2～3.2)×108m3/km2。研究区须二段烃源岩生烃高峰期为早白垩世持续至第三纪末。

须三段烃源岩出现2个生烃中心:一个在彭山，生烃强度达4×108m3/km2;另一个次生烃中心在赤水地区，生烃强度达3×108m3/km2。研究区须三段烃源岩生烃高峰期从早白垩世持续到第三纪末。

须五段烃源岩出现2个生烃中心:一个在彭山，与川西生烃中心相邻，生烃强度达18×108m3/km2;另一个次生烃中心在赤水地区，生烃强度达5×108m3/km2。研究区须五段烃源岩生烃高峰期为早白垩世末持续至第三纪末。

川南地区须家河组烃源岩生烃强度在(3～35)×108m3/km2，研究区北部生烃条件好。典型井模拟和三维模拟显示生烃高峰期只有一个:从晚侏罗纪末持续到第三纪末，从蓬莱镇期末开始进入快速生烃，在早白垩世至第三纪末达到生烃累积高峰期。

(2)排烃强度。须家河组烃源岩排烃强度为生烃强度的80%～91%，排烃强度平面展布趋势与生烃强度基本一致，排烃高峰期基本同步或略晚于生烃高峰期。

(3)生排烃量。川南地区须家河组烃源岩累积生排烃量见表1。整个研究区须家河组烃源岩累积生烃量为61.119 5×1012m3，其中须五段烃源岩生排烃量最大(占 45.84%)，其次为须三段(占27.04%)、须一段烃源岩(占 15.15%)，须二段烃源岩生排烃量最少(占11.91%)。川南地区须家河组各烃源岩排烃量约为生烃量的92%。

表1 模拟生排烃量计算结果 m3

1.4 储层演化特征

川南地区储层主要是须二段、须四段和须六段，储层岩石类型主要是长石岩屑石英砂岩、长石石英砂岩和岩屑石英砂岩。研究区储层演化主要受沉积压实作用、胶结作用、溶蚀作用控制，其中受压实作用影响最大，孔隙度损失率在25%以上。

(1)压实作用。由于在喜山期区内地层隆升剥蚀，须二段、须四段、须六段不再发生沉积压实作用，在其他相关地质时期表现各有不同。

须二段储层到蓬莱镇组沉积末期，受到沉积压实作用的影响，储层孔隙度普遍在18% ～25%，威远 — 井研 — 犍为一带处于高部位，孔隙度达25%～27%。晚白垩世储层压实程度加剧，储层孔隙度普遍减少3% ～5%，平均在15% ～18%;第三纪末区内须二储层储集性能进一步降低，储层孔隙度降至12%～15%。

须四段储层在遂宁期末，沉积压实作用使得储层孔隙度在17% ～27%;上白垩统沉积末，储层孔隙度在12% ～19%;第三系沉积末，储层储层孔隙度降至11%～13%;威远—井研—犍为地区的须四段储层孔隙度一直最高。

须六段储层在蓬莱镇期末，沉积压实作用使得储层孔隙度在18%～27%。上白垩统沉积期末，储层孔隙度普遍在11% ～20%;第三纪末，储层孔隙度降至10%～15%。威远—井研—犍为地区须六段储层孔隙度最大。

(2)胶结作用和溶蚀作用。胶结作用和溶蚀作用主要与沉积相有关。川南地区陆相地层发育三角洲相和湖泊相，三角洲相可进一步划分为3个亚相:三角洲平原(须二段、须四段、须六段、沙溪庙组)、三角洲前缘(须二段、须三段、须四段、须五段、须六段、沙溪庙组、遂宁组、蓬莱镇组)和前三角洲(须一段、须三段、须五段、沙溪庙组)，湖泊相则可细分为2个亚相:滨湖(须一段、须三段、须五段)和浅湖(须一段、须三段、须五段、自流井组、千佛崖组、沙溪庙组、遂宁组)。

在盆地模拟软件分析古地温、生烃强度及沉积相基础上，计算在晚白垩世末 — 第三纪，由于胶结作用造成的孔隙度损失(3% ～13%)。结果表明研究区须家河组储层在晚白垩世—第三纪进入致密化阶段。另一方面，溶蚀作用可以使孔隙度增加2%～8%。综合须二段储层砂岩经过胶结和溶蚀作用，孔隙度损失量在4.0% ～7.5%，损失量小的范围分布于自贡 — 安岳以东、荣昌 — 铜梁以西、隆昌以北、潼南以南、威远 — 资中 — 乐至一线及其以西地区。须四段储层砂岩受到较强的胶结作用和溶蚀作用影响，孔隙度损失量在2.5% ～8.0%，损失量小的范围分布于荣昌 —安岳以东、朱6井—巴县以北地区、荣昌 — 安岳一线以西、麻柳场 —富顺—南溪—泸州一线以北地区。须六段储层砂岩主要受到胶结作用影响，孔隙度损失量在2%～8%，损失量小的范围分布于麻柳场—泸州以北、永川—大足以西地区。

1.5 盖层演化特征

盖层是油气成藏的一个关键因素，即使烃源丰富、储层发育，但无适宜的对天然气运移和散失有封堵能力的盖层发育，也难以形成油气藏。据周文研究［4］，当泥岩孔隙度在20% ～25%，渗透率低于1×10-5μm2时，其已具有封盖能力，因此以20%孔隙度作为泥页岩盖层封堵性的孔隙度上限。

通过盆地模拟研究认为，须三段泥岩在蓬莱镇期末才具备封盖能力，须五段泥质岩层在早白垩世末才进入封盖门限，下侏罗统泥质岩在晚白垩世末具备封盖能力，从而封盖储层中油气流体顺层横向运移。

1.6 油气运聚成藏特征

在研究川南地区区域构造史、沉积埋藏史和热史的基础上，结合河包场、赤水须家河组气藏解剖［5-6］，认为川南地区在印支末期构造演化为以威远隆起为高点的斜坡，燕山中晚期后储层顶部盖层具有较强封盖能力。在晚侏罗世末—第三纪开始大规模生烃，油气充注到储层中，同时生烃高峰期间产生的羧酸也有助于改造储层孔隙。期间研究区区域断层不发育，储层砂岩体在斜坡中又作为油气的运移通道，油气便在储层优势通道中持续向高部位侧向运移，只有在局部构造圈闭或者沉积微相相变位置形成侧向封盖、聚集成藏(图3)，保存到第三纪末。从生储盖匹配关系上看，第三纪是关键时刻，随后喜山期隆升剥蚀破坏了部分气藏。综上分析认为，川南地区沉积微相是须家河组油气成藏的主控因素，下一步加强高分辨率的沉积微相研究将有助于油气藏的勘探。

图3 川南地区须家河组气藏剖面图

2 川南地区勘探工作方向

从含油气系统演化特征分析，川南地区须家河组有利因素有:烃源条件好，生烃强度多在(8～25)×108m3/km2;储集层发育，单层砂体厚度可达40 m，累计厚度可达450 m;盖层封盖性强，晚白垩世末完全具备封盖能力;生储盖匹配好，燕山晚期烃源岩处于生烃高峰期，此时储层孔隙度尚未完全致密化，岩性圈闭捕获油气成藏。含油气系统分析及勘探成果都表明本区具有良好的勘探前景。不利因素为:川南地区在印支末期开始构造演化为斜坡，因上覆盖层封盖，油气在储层内的运移通道沿斜坡持续向高部位侧向运移，没有明显的构造圈闭捕获油气，不利于油气聚集，只有沉积微相造成的非均质相变位置形成侧向封盖、聚集成藏。因此沉积微相是川南地区须家河组油气成藏的主控因素。另一方面晚侏罗世末—第三纪生烃高峰期间产生的羧酸有助于改善有利沉积相区的储层孔隙而成藏，因此加强生烃中心附近地区的高分辩率沉积微相研究将有助于提高油气藏的勘探成功率，安岳 — 自贡 — 江津、麻柳场—南溪以北地区、简阳—乐至地区将是有利地区。

3 结语

(1)须家河组构造形态表现为持续性地演化:地史中以犍为—井研—威远为高点、向东北向倾伏的斜坡，局部有低幅的构造圈闭。

(2)川南地区须家河组烃源岩在早白垩世末进入生油窗，镜质体反射率在0.6% ～0.7%;晚白垩世末进入生油中期，镜质体反射率为 0.8% ～0.9%;第三纪末进入高成熟阶段，镜质体反射率约为1.0% ～1.2%。

(3)须家河组烃源岩生烃高峰期只有1个:从晚侏罗纪末开始持续到第三纪末，烃源岩排烃过程基本同步于生烃过程，排烃强度为生烃强度的80% ～91%。

(4)川南地区须家河组烃源岩累积生烃量为61.119 5×1012m3，其中须五段烃源岩生排烃量最大，占45.84%，其次为须三段(占27.04%)、须一段烃源岩(占15.15%)，须二段烃源岩生排烃量最少(占11.91%)。

(5)川南地区须家河组具有良好的勘探前景，沉积微相是须家河组油气成藏的主控因素，加强高分辩率沉积微相研究将有助于油气藏的勘探发现。

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