1樓：中地數媒
區內須家河組天然氣勘探始於20世紀50年代，至20世紀末，僅發現幾個小型煤成氣田。真正獲得重大發現，是21世紀以來。由於勘探思路的開拓和技術的進步，相繼發現了廣安氣田(2023年)、合川氣田(2023年)、安嶽氣田(2023年)等大型氣田(注：
氣田發現年為國土資源部批准氣田儲量年)。天然氣碳同位素資料表明這些氣田是煤成氣田，源自上三疊統含煤巖系(表10-12)。
表10-12 川中地區上三疊統天然氣碳同位素統計表
續表(據戴金星等，2009)
(1)川中地區是廣覆式富煤成氣凹陷，炭質泥岩和煤層是主要氣源巖
區內晚三疊世為陸內坳陷型沉積，構造環境比較穩定，以內陸湖沼相及河流相含煤沉積為主，含煤巖系厚度600～1000m，須一段僅發育於西部，很薄，為殘留海灣相，不是主要源巖；須三段和須五段是主要源巖，主要為湖沼相，巖性為灰黑色泥岩、炭質泥岩夾粉砂岩及煤層、煤線，厚100～400m；須二段、須四段和須六段主要為濱淺湖-三角洲前緣及三角洲平原亞相，巖性主要為灰白色、灰色細—中粒砂岩，部分為粗粒砂岩，間夾少量的黑色泥岩與薄層煤線。
區內上三疊統烴源巖有煤層、炭質泥岩、暗色泥質岩，有機質以腐殖型乾酪根為主。煤層和炭質泥岩厚度分別為5～18m、20～30m，暗色泥岩厚度超過百米。炭質泥岩有機碳(toc)含量普遍大於10%；暗色泥岩有機碳(toc)含量多數介於0.
5%～1.5%之間，平均為1.14%(趙文智等，2010)、1.
76%(曾清高等，2009)、1.96%(戴金星等，2009)。對各類氣源巖的熱模擬實驗，其產烴潛力：
煤層97mg/g，炭質泥岩15mg/g，泥岩2.4mg/g。區內暗色泥質岩的厚度較小，炭質泥岩和煤層是上三疊統主要氣源巖。
(2)烴源較分散，以須五段最好
受制於地層展布及沉積環境，3套烴源巖中，須五段構造環境最穩定，是區內湖沼相主要發育時期，是最主要烴源巖；須三段是次主要烴源巖。
區內須三段、須五段烴源巖厚度都基本在40～80m±，總生烴強度為10～30×108m3/km2，平均為23×108m3/km2，並由南部向西北方向逐漸增大，與川西區上三疊統烴源巖構成為統一整體，但低於川西坳陷。須五段生烴中心在磨溪-遂寧地區，生烴強度為(2～9.5)×108m3/km2，須三段生烴中心在威遠北坡-荷包場附近地區，生烴強度為(1～4.
2)×108m3/km2(郝國麗等，2010)，各層段生氣強度平均值＜5×108m3/km2(趙文智等，2010)。由於生烴分別儲聚在緊鄰的3套厚層砂岩，降低了每套儲層的氣源丰度，但仍達到形成大中型煤成氣田的物質基礎。
(3)儲集條件較好，烴源巖和儲層的「三明治」式結構使近源大面積成藏特點突出
區內上三疊統陸內淺坳陷型的地質構造環境，使含煤巖系沉積於大型開放式淺水湖沼，煤系泥質源巖與砂岩儲層呈「三明治」式互動、疊置組合，形成了廣覆式富煤成烴凹陷，為大面積垂直近距離運聚成藏奠定了物質基礎及有利條件。據趙文智(2010)資料，區內須三段成熟烴源巖厚度大於20m的面積佔川中地區面積的80%以上，與砂岩接觸面積佔整個烴源巖分佈面積的80%以上；須四段孔隙度大於6%的有利儲層在川中地區廣泛分佈，厚度大於5m的儲層佔儲層總面積的70%左右；據曾青高等(2009)統計鑽井岩心資料，須家河組
二、四、六段砂岩孔隙度平均值為3.6%～6.8%，總體為低孔、低滲，但孔隙度分佈範圍較寬，為0.
18%～20.21%；孔隙度大於6%儲層的比例為17%～57%，大於8%的比例為8%～31%，大於10%的比例為4%～18%；滲透率分佈範圍也較寬，從0.01×10-3μm2～45×10-3μm2。
須家河組儲層在低孔、低滲總特徵的基礎上，發育有中孔、中滲儲層，區域性甚至還發育有高孔、高滲儲層(圖10-29)。
圖10-29 川中須家河組二段儲層對比剖面圖
(據卞從勝等，2009)
圖10-30 川中-川南須家河組氣藏壓力系數分佈圖
(據郝國麗等，2010)
由於煤系源巖與儲層大範圍直接接觸，為區內須家河組
二、四、六段砂岩中「近源」內儲式大面積成藏，大面積含氣提供了有利的地質條件。
區內因位於四川盆地上三疊統生烴中心總體向西傾的斜坡帶上，並具有南北高中間低，以及中部構造顯示微弱，周邊構造比較發育的構造格局，已發現的大中型氣田都分佈在主力生烴中心周邊的構造高部位，具有「環坳帶狀分佈」特點。因為構造低平，區域地層傾角僅1°～3°，氣田含氣面積很大，儲量丰度不高。
(4)總體超壓，但強度不大
區內上三疊統與川西區為統一壓力系統，壓力變化與深度呈正相關關係(圖10-30)。平面上，總體以高壓為特徵，超高壓區僅位於研究區北部，與川西超高壓區相連，常壓區位於構造應力強度和褶皺強度較大的南部和東緣(圖10-31)。異常高壓的主要成因與川西區一樣，以生烴作用為主，儲層的緻密化是超壓得以儲存的原因，地層抬升剝蝕是形成區內上三疊統現今異常壓力分佈狀態的主要原因。
由於上三疊統之上有自流井組構成的含油氣系統的烴類濃度封蓋，異常壓力分佈僅限於上三疊統本身，是與川西區異常壓力分佈最大的差異。
圖10-31 川中-川北區南部須家河組壓力系數分佈圖
(據郝國麗等，2010)
(5)含氣面積大、丰度低、多具斑塊特徵
區內天然氣成藏具有源控性，天然氣富集主要受氣源灶、主砂體、構造背景和裂縫發育的聯合控制(趙文智等，2010)。在上述諸多地質條件配合很好的地區形成廣安、合川、安嶽等大型煤成氣田，在諸多地質條件匹配不好的地區形成遂南、龍女寺等儲量極小的斑點狀煤成氣田。由於氣源灶生氣強度平面分佈不均衡和儲層橫向非均質性，區內所發現的大型氣田都具有面積大、丰度低和班塊狀分佈以巖性氣藏為主的特點，只有八角場氣田例外。
區內須家河組
二、四、六段砂體儲層，表面上是厚度較大的砂體分佈於全區，巨集觀上呈席狀，實際上是由多期河道疊置、歸併、側接形成。砂體因水系彌散、河道改道、交叉、歸併頻繁，有較強非均質性，使氣藏內連通性差，加之含煤巖系烴源巖有機質分佈不均，一個氣藏常由多個互不連通的儲集體構成(圖10-32)。區內須家河組儲層巨集觀上具有大範圍成藏特點，但含氣儲層呈「斑塊狀」分佈，彼此間具有獨立的氣水壓力系統，是獨立的氣藏單元(趙文智等，2009)。
圖10-32 合川001-5井須二段儲層綜合圖
(據曾清高等，2009)
八角場氣田是區內唯一的構造氣田，須四氣藏氣、水分佈主要受構造控制，是具有邊水特徵的構造氣藏(圖10-33)。須四氣藏因下伏須家河組三段生氣強度高，氣源充足，須四段為河流-三角洲沉積的厚層狀砂岩，平均厚118.6m；儲層平均孔隙度為11%～13%，平均滲透率為(0.
5～3.0)×10-3μm2，屬裂縫-孔隙型儲層；儲層具有單層厚度較大、分佈連續、物性相對較好以及儲存很好的背斜構造，為形成八角場構造氣藏奠定了重要基礎。
圖10-33 八角場氣田須四氣藏剖面圖
(據徐樟有等，2009)
(6)含水飽和度普遍較高，氣、水關係複雜，構造條件對區內複雜的氣、水分異也有一定的控制作用
區內構造總體平緩，砂體厚度較大，儲集能力大於烴源供給能力，使氣水分異度不高，氣、水過渡帶很寬；據曾青高等(2009)統計，含水飽和度普遍偏高，其分佈區間為45%～96%，單井含水飽和度一般都超過50%，屬高含水儲層。但古、今構造規模、幅度對氣產量及氣、水分異也有一定的控制作用。
1)區域氣、水分佈受古今構造、儲層物性及裂縫發育程度等多種因素綜合制約，區域性氣水分異主要受區域性構造和儲層物性的雙重控制，總體上仍具有上部含氣飽和度相對較高，下部含水飽和度相對較高的特徵，在區域性構造內氣、水分異仍然遵從重力分異規律。
2)構造高部位對天然氣富集程度有控制作用。例如，廣安氣田須六段、合川氣田須二段氣藏高產氣井都主要分佈在構造高部位，基本不產水；構造高部位天然氣儲量丰度也相對較高，為3～5×108m3/km2，在構造低部位只有1～3×108m3/km2；構造高部位天然氣產量也高，廣安氣田須六段與合川氣田須二段構造高部位氣井產量分別為32.20×104m3/d和26.
22×104m3/d，低部位區的氣井產量只有2×104m3/d；廣安19井位於構造高部位，天然氣初始產量為1×104m3/d，穩產了10年，生產了30年之後，目前產量仍大於0.33×104m3/d，氣層壓力基本沒有明顯變化，後期產量降低以後，壓力反而有所增加。但在斜坡低部位，氣水分異明顯變差(趙文智，2010)。
3)巖性型氣田(如合川氣田)氣、水分佈不受構造控制，構造位置相對高或者低，均有氣層或水層出現；裂縫-巖性型氣田(如充西氣田)受構造控制，但比較複雜，有整體氣水分異更好或者氣、水層增多兩種情況(圖10-34)(郝國麗等，2010)。
4)樊茹等(2009)通過試採資料的總結，提出由於區內多數氣藏的氣、水分異不徹底，氣、水過渡帶較寬，加之儲層極強的非均質性，氣藏內難以形成統一的氣、水介面是比較普遍現象，構造對氣、水的分異只在構造幅度較高的情況下才有控制作用。
(7)古構造、古隆起及斜坡部位是天然氣運移的有利指向區，現今構造在巨集觀上控制氣藏分佈，但含氣範圍與巖性分佈密切相關
潼南、磨溪構造都是在長期發育的繼承性古隆起背景下形成的，具有形成時間早、發育繼承性強的特徵。印支中幕運動形成的雷口坡組頂面古殘丘是區內須家河組背斜形成的基礎，後期經歷燕山運動和喜馬拉雅運動而最終定型。在潼南構造，受古殘丘微地貌影響，須家河組儲層裂縫發育，尤以須二段底部微裂縫最為豐富，為煤成油氣運聚提供了良好通道條件(圖10-35)。
磨溪構造由於下部雷口坡組鹽巖的底闢拱升，隆起幅度不斷增加，構造隆起形成時間早於上三疊統生、排烴高峰期——燕山期，並且具有繼承性發育特點，對於捕獲周邊烴源巖生成的烴類十分有利。
圖10-34 充西氣田須家河組四段氣藏剖面圖
(據郝國麗等，2010)
圖10-35 潼南氣田須家河組二段氣藏剖面示意圖
(據徐樟有等，2009)
廣安構造是被斷層複雜化的大型雙軸背斜構造(圖10-36)，須五段底的閉合度為396m。由於該區長期處於川中隆起的高部位，具有圈閉形成時間早、隆起幅度高、圈閉面積大的特徵。須家河組六段儲層又具有近源和充足氣源，其上又有良好封蓋，不僅可以接受就近烴源巖生成的油氣，還可以接受深部生成的天然氣和原來埋深較大的氣藏遭受破壞後重新運移而來的天然氣，為以構造圈閉為主的廣安氣田的形成創造了有利的地質條件。
圖10-36 廣安氣田須家河組六段氣藏剖面示意圖
(據徐樟有等，2009)
(8)喜馬拉雅期形成的斷層有兩重性
區內喜馬拉雅期在一些構造上發育的斷裂，一方面起到與烴源巖溝通的作用，保證天然氣順暢運移至構造圈閉，進一步富集；另一方面也對已經成藏天然氣的儲存有破壞作用。營山構造是被斷層複雜化的大型背斜構造，構造上發育16條逆衝斷層，僅部分井在須二段獲低產氣層。廣安構造是被斷層複雜化的構造，工業氣井主要位於北部的廣北潛伏構造上；在廣一號斷層南部的構造上，雖然油氣顯示豐富，但未獲得工業氣井，說明該斷層封閉性較差，顯示了廣安南、北構造儲存條件的差異。
(9)有3個成藏期，但次生氣藏不發育
區內須家河組儲層包裹體實測均一溫度資料(陶士振、鄒才能等，2009)，主峰分佈於90～100℃與110℃～130℃兩區(圖10-37)，並且在同一構造上還顯示了包裹體的不同步性。
圖10-37 廣安地區上三疊統不同層段包體充分注時間不同步示意圖
(據鄒才能等，2009)
結合包體資料及構造發展演化歷史，區內煤成氣藏經歷了3期成藏過程：第一期為煤成烴主要生成期，包體溫度為90～100℃，時間為侏羅紀末期至早白堊世末，並以侏羅紀末期為主(約105～90ma)，此時ro值為1.0%，含煤巖繫有機質進入成熟演化階段，是煤成烴主要生成時期；第二期為煤成烴類主要裂解期，包體溫度為110～130℃，時間為白堊紀末(約72ma)，此時須家河組達到最大埋深，約為4500～5500m，須一段ro最大值為2.
2%，須三段ro最大值為1.8%，須五段ro最大值為1.4%，含煤巖繫有機質已處於高成熟至過成熟演化階段，前期所生成的煤成烴此時已進入大量裂解成為煤成氣階段；進入新生代，四川運動使該區整體抬升，含煤巖繫有機質熱演化作用終止，上覆地層被嚴重剝蝕1500～2500m而洩壓，由於在須家河組之上還完好儲存有2000～3500m區域蓋層和自流井組烴源巖的烴類濃度封蓋作用，加之通天斷層少，區內上三疊統氣藏沒有像川西超高壓區一樣在喜馬拉雅期產生多次幕式充注和發生煙囪效應，沒有在淺層形成次生氣藏，主要是對須家河組原生型煤成氣藏有改造和促進作用(圖10-38)。
圖10-38 廣安構造廣13井須家河組三段煤成氣源巖埋藏與熱演化史圖
(據趙文智等，2010)
喜馬拉雅期的四川運動在區內形成了一批低幅度構造，以及須家河組煤系源巖在抬升過程中的抬升解除安裝排烴作用，其解吸氣量可達1.2～1.6×108m3/km2(卞從勝等，2009)，這些從烴源巖中釋放的遊離氣通過與之接觸的高孔滲砂岩和裂縫，發生運移進入儲層成藏，是區內抬升期大面積成藏的重要氣源，為區內煤成氣藏的最終富集、定型起了促進作用。
由於須家河組含煤巖繫有機質演化歷程在白堊紀後期已進入高成熟至過成熟演化階段，因整體抬升使煤成烴裂解作用部分被終止，在已發現的特大型、大型煤成氣藏中普遍含有一定數量的凝析油(表10-13)。
表10-13 川中-川北上三疊統富煤成氣凹陷區氣田特徵簡表
注：儲量及主要產層源自「2023年全國各油氣田油氣礦產探明儲量表」。