21世纪以来我国逐渐成为天然气消费大国，且天然气对外依存度高达40%^[1]，为保障国家能源安全、实现“双碳”目标，天然气规模增储至关重要。四川盆地作为我国第三大含油气盆地，发育多套气源岩^[2-3]，致密气资源量高达3.98×10¹² m^3[4]，主要分布在三叠系和侏罗系^[5]，其中侏罗系沙溪庙组致密气资源量占比为91.96%，但探明率不足2%。20世纪70年代末大2井沙溪庙组气藏的成功勘探，打开了沙溪庙组浅层致密气藏勘探的新局面^[6]，随后陆续发现了大兴场、平落坝、白马庙等多个致密气藏，且川西地区沙溪庙组致密气不含H2S^[7]，是四川盆地天然气增储上产的重要领域^[8]。

川西南地区发育多个含气构造^[8]，以往围绕沙溪庙组沉积特征^[9-10]、储集层特征^[11-12]、天然气地球化学特征^[13-14]、气源对比^[15]等开展了大量研究，认为沙溪庙组以三角洲平原及三角洲前缘沉积为主，三角洲平原-前缘分流河道砂体是最有利的储集体^[9-10]，川西地区沙溪庙组主要聚集煤成气^[13-15]。结合四川盆地构造演化及成藏条件分析，初步建立了“近源-相带控富，断裂-构造控聚”的成藏模式^[7-8]。对川西南地区沙溪庙组致密气的成藏差异性及其主控因素尚未展开系统研究，严重制约了该区陆相致密气的勘探进程。为此，在对比分析川西南地区不同含气构造带成藏条件的基础上，从烃源岩、储集层、源-储-盖组合及输导通道等方面系统总结致密气成藏差异性的主控因素，以期为该区下一步致密气勘探开发提供参考。

川西南地区位于四川盆地西南缘，构造位置位于四川盆地西南缘的龙门山山前断褶构造带、川西低缓构造带和峨眉—瓦山前缘断褶构造带的过渡区域^[16]（图 1）。该区侏罗系沙溪庙组沉积时期发育冲积扇—河流—三角洲—湖泊沉积体系，河道砂体发育，纵向上多期次河道砂体相互叠置，是致密气勘探开发的重要目标砂体^[17-20]。沙溪庙组内发育一段富含双壳类及叶肢介等古生物化石组合的页岩，厚度为3~5 m，以“叶肢介页岩”为界，自下而上将沙溪庙组划分为沙一段和沙二段^[21-23]，其中沙二段又细分为4个亚段。研究区侏罗系沙溪庙组致密气资源纵向上主要富集在沙二段，平面上主要分布在平落坝、邛西、大兴西、白马庙、观音寺、苏码头和盐井沟等7个构造带（图 1），且油气富集程度存在明显差异。研究区沙溪庙组致密气的成藏差异性有待进一步落实。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 川西南区域构造位置（a）及侏罗系沙溪庙组岩性地层综合柱状图（b）（据文献[16]修改） Fig. 1 Tectonic location(a)and stratigraphic column of Jurassic Shaximiao Formation(b) in southwestern Sichuan Basin

四川盆地沙溪庙组致密气主要来自三叠系须家河组五段（须五段）及下侏罗统烃源岩^{[6, 11, 24-26]}，由于下侏罗统沉积时川西南地区为剥蚀区，因此川西南地区有效烃源岩为须五段煤系烃源岩。该套烃源岩厚度为150~350 m，为该区天然气的生成奠定了良好的基础。川西地区须五段烃源岩有机质类型以Ⅲ型干酪根为主，Ⅱ₂型为辅，并伴有少量的Ⅱ₁型^[12]；TOC为1.33%~9.88%，平均为3.31%；生烃潜量（S₁+ S₂）为0.03~10.99 mg/g，平均为2.67 mg/g；氯仿沥青“A”为0.000 2%~1.160 0%^[27]。按照烃源岩有机质丰度评价标准，川西地区须五段烃源岩为中等—好烃源岩。Ro为0.70%~1.75%，最高热解峰温（T_max）为475~501 ℃，反映须五段烃源岩处于成熟—高成熟阶段^[27]，具备生成大量天然气的物质基础。川西南地区沙溪庙组天然气乙烷碳同位素较重，普遍重于-27‰，为典型的煤型气（图 2），与须五段煤系烃源岩具有较好的亲缘关系。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 川西南地区侏罗系沙溪庙组天然气δ13C1-δ13C2-δ13C3图版[28] Ⅰ.煤成气区；Ⅱ.油型气区；Ⅲ.碳同位素系列倒转混合气区；Ⅳ.煤成气和油型气区；Ⅴ.生物气和亚生物气区。 Fig. 2 Diagram showing δ13C1-δ13C2-δ13C3 of natural gas of Jurassic Shaximiao Formation in southwestern Sichuan Basin

川西南地区沙二段储层岩性主要为长石砂岩（图 3），渗透率普遍低于0.10 mD，为典型的致密储层，但原生孔和次生孔均较发育；不同构造带间物性差异明显。苏码头地区沙溪庙组储层物性最好，孔隙度多为10%~16%，渗透率为0.10~10.00 mD；白马庙和大兴场地区次之，其中白马庙地区储层孔隙度为4%~14%，渗透率为0.01~0.10 mD；大兴场地区储层孔隙度大多为12%~18%，平均渗透率小于0.10 mD；平落坝地区储层物性最差，孔隙度为2%~14%，平均渗透率小于0.01 mD（图 4）。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 川西南地区侏罗系沙溪庙组储层砂岩组分三角图 Ⅰ.石英砂岩；Ⅱ.长石石英砂岩；Ⅲ.岩屑石英砂岩；Ⅳ.长石砂岩；Ⅴ.岩屑长石砂岩；Ⅵ.长石岩屑砂岩；Ⅶ.岩屑砂岩。 Fig. 3 Triangular diagram showing reservoir sandstone component of Jurassic Shaximiao Formation in southwestern Sichuan Basin

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 川西南地区不同构造带侏罗系沙二段储层渗透率与孔隙度关系 Fig. 4 Relationship between porosity and permeability of the second member of Jurassic Shaximiao Formation in different structural belts, southwestern Sichuan Basin

川西南地区沙溪庙组各层段孔隙发育特征相似，但成岩作用类型差异较大。整体而言，川西南地区碳酸盐胶结物、绿泥石膜、高岭石沉淀发育；纵向上，沙二段储层成岩作用类型以绿泥石膜胶结、高岭石沉淀和长石溶蚀为主，而沙一段以浊沸石胶结、石英次生加大和碳酸盐胶结为主（图 5）。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 川西南地区侏罗系沙溪庙组成岩作用特征 （a）绿泥石膜发育，平落 9 井，沙二段，1 911.21 m；（b）方解石胶结，观浅 1 井，沙二段，1 286.96 m；（c）高岭石发育，码浅 8 井，沙二段，1 872.10 m，扫描电镜；（d）长石溶蚀，大21井，沙二段，1 254.70 m；（e）石英次生加大，永浅6井，沙一段，2 238.04 m；（f）浊沸石胶结，永浅1井，沙一段，2 184.04 m。 Fig. 5 Diagenesis characteristics of Jurassic Shaximiao Formation in southwestern Sichuan Basin

川西南地区沙溪庙组气藏的区域盖层为上覆侏罗系遂宁组，岩性为红色泥岩、砂质泥岩夹砂岩，累计厚度为100~300 m，平面上呈东南部厚、西北部薄的特征。研究区7个含气构造带遂宁组泥地比普遍大于0.8^[29]，可以作为下伏沙溪庙组气藏良好的区域盖层（图 6）。除了遂宁组区域盖层外，沙溪庙组内部的红色泥岩隔层也可作为良好的直接盖层，沙溪庙组泥砂比为1.31~3.97，泥岩累计厚度为317~700 m，砂岩层多呈透镜状，且被泥岩包围，形成岩性圈闭或岩性-构造复合圈闭，砂体之上的直接盖层单层厚度一般为10~50 m，可以实现对下伏砂岩储层的有效封盖。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 川西南地区侏罗系遂宁组泥地比等值线图（数据引自文献[29]） Fig. 6 Contour map of mudstone-formation ratio of Jurassic Suining Formation in southwestern Sichuan Basin

从断裂的断开层位和断层落差来看，川西南地区发育的断裂对沙溪庙组气藏具有建设和破坏双重作用。龙泉山断裂带的中南段附近气藏的保存条件差，断裂对油气主要起破坏作用，其邻近地区的保存条件为较差—中等，其余地区保存条件较好。其中川西南地区的7个含气构造带地层压力系数相对较高，且均分布在断层封闭条件较好的区域内（图 7），因此研究区致密气藏具备良好的保存条件。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 川西南地区侏罗系沙溪庙组顶压力系数分布与断层保存条件评价 Fig. 7 Diagram showing pressure coefficient distribution and fault preservation condition evaluation of the top of Jurassic Shaximiao Formation in southwestern Sichuan Basin

流体压力场及其演化是油气运移研究的基础，目前常用流体势的概念分析流体压力及流动状态^[30]。流体势是单位质量流体所具有的机械能，可表示为

式中：Φ_g为气势；ρ_g为天然气地下密度，kg/m³；Z为海拔，m；P₂为地层流体压力，MPa；g为重力加速度，m/s²。

考虑到地下流体流速较小和压缩性很小的特征，流体势的计算可进一步简化，用气头来表示气势的大小：

式中：Φ'_g为气头，m；P₁为地表压力，MPa；T₂为地层温度，℃；T₁为地表温度，℃。

根据研究区成藏期沙溪庙组的古构造特征和温度、压力数据，可得到成藏期气势分布。须五段生排烃中心位于川西坳陷中部，气头可高达5.5 km，沙溪庙组天然气成藏期（晚白垩世），川西坳陷中北部为高势区，而川西南地区均位于相对低势区，气头均为3.0~4.0 km，是天然气运移的指向区（图 8）。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 川西南地区侏罗世末期至白垩世初期沙溪庙组气势平面分布 Fig. 8 Plane distribution of gas potential of Shaximiao Formation from Late Jurassic to Early Cretaceous in southwestern Sichuan Basin

川西南地区沙二段成藏具有“晚白垩一期充注、断-砂耦合输导、喜山期继承调整”的成藏特征，其成藏模式可归纳为“断-砂耦合控运、储层控藏、断-盖配置控分布”。以白马庙气藏为例，研究区属整体抬升剥蚀，白马庙一直处于继承性古构造高点，区内大兴⑤断层自须家河组断至遂宁组。须五段生烃增压产生超压，构造运动背景下断层活化，超压沿断层泄压，至断-盖封闭处仍具有较高的剩余压力，可提供充注动力，克服储层孔喉结构产生的毛管压力，进而聚集成藏；因断层未断穿上覆区域盖层，油气先沿断裂垂向运移至盖层下方，再进行侧向分流（图 9）。

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 川西南地区白马庙气藏成藏综合事件图 Fig. 9 Comprehensive event of oil and gas accumulation of Baimamiao gas reservoir in southwestern Sichuan Basin

以往统计结果表明，受“源控论”影响，全世界大部分油气田均具有“短距离运移”的特点，且油气运移距离一般不超过70 km，油气藏分布数量与其距生烃中心的距离往往呈抛物线关系，集中分布在20~30 km^[31]。统计结果表明，川西南地区7个构造带均位于须五段有效生烃范围内，其中侏罗系沙溪庙组气藏与三叠系须五段生烃中心之间的距离为0~70 km，且致密气富集程度与距生烃中心距离的包络线呈抛物线关系，在距离生烃中心约20 km天然气富集程度最高（图 10）。

图 10

Fig. 10

下载原图 图 10 川西南地区侏罗系气藏地质储量与三叠系须家河组五段烃源岩生烃中心距离的关系 Fig. 10 Relationship between Jurassic geological reserves and hydrocarbon generation distance of the fifth member of Triassic Xujiahe Formation in southwestern Sichuan Basin

川西南地区源-储配置类型为源储分离型，当断层未断穿上覆盖层时（Ⅰ类），油气优先沿断层垂向运移至盖层下方，再侧向分流至盖层下伏储集层中，以白马庙气藏为典型；当断层断穿上覆区域盖层时（Ⅱ类），油气在沿断层垂向输导的过程中，天然气侧向分流至优势储层中聚集成藏，以平落坝气藏为典型（表 1）。

表 1(Table 1)

表 1 川西南地区源-储-盖配置类型 Table 1 Source-reservoir-cap assemblage types in southwestern Sichuan Basin 源-储-盖配置类型 剖面示意图 致密气富集层位 Ⅰ类：源储分离、区域盖层遮挡 区域盖层下伏储集层 Ⅱ类：源储分离、断穿区域盖层 优势储层多层系富集

下载CSV 表 1 川西南地区源-储-盖配置类型 Table 1 Source-reservoir-cap assemblage types in southwestern Sichuan Basin

川西南地区以沙二段为富气层段，岩性为长石砂岩，孔隙度普遍小于18%，渗透率普遍小于0.20 mD，为典型的致密储层。不同构造带储层物性存在明显差异，其中苏码头地区储层物性最好，孔隙度普遍大于6%，渗透率普遍大于0.03 mD，且38% 以上的样品渗透率大于1.00 mD，导致该地区沙溪庙组地质储量也最高；白马庙地区次之，孔隙度多大于7%，渗透率为0.03~0.10 mD；平落坝和大兴场地区储层物性相对较差，孔隙度普遍小于14%，渗透率小于0.1 mD，因此这2个地区的地质储量也相对较低。

烃源岩是含油气系统的关键，烃源岩潜力指数（I_SP）是半定量描述和评价含油气系统的一项重要参考指标，综合考虑了烃源岩的丰度和厚度，反映了单位面积烃源岩柱能生成的最大油气量：

式中：I_SP为烃源岩潜力指数，t/m²；h为烃源岩厚度，m；S₁+S₂为烃源岩生烃潜量，kg/t；ρ为烃源岩密度，t/m³。

油气运移方式与I_SP值之间存在定量关系，按照侧向和垂向2种运移方式和低（欠）充注、正常充注和超充注3种充注方式，以侧向排烃为主的含油气系统的I_SP值要低于以垂向排烃为主的含油气系统。烃源岩潜力指数计算结果表明，川西南地区7个构造带须五段烃源岩I_SP值由高至低分别为平落坝13.89 t/m²、邛西12.25 t/m²、大兴西10.62 t/m²、白马庙8.98 t/m²、观音寺5.71 t/m²、盐井沟1.74 t/m²、苏码头0.69 t/m²。按照I_SP值评价标准，平落坝、邛西、大兴西和白马庙地区须五段烃源岩侧向运移达到超充注的标准，垂向充注达到正常充注标准；观音寺侧向运移和垂向运移均达到正常充注标准，而苏码头和盐井沟均属于低（欠）充注（表 2）。

表 2(Table 2)

表 2 川西南地区不同构造带三叠系须家河组五段烃源岩潜力指数及气藏充注方式 Table 2 Source rock potential index and gas reservoir charging mode of the fifth member of Triassic Xujiahe Formation in different structural belts, southwestern Sichuan Basin 构造带 TOC/% （S1+S2）/（kg·t-1） h/m ρ/（t·m-3） ISP/（t·m-2） 侧向运移充注能力 垂向运移充注能力 大兴西 5.0 11.58 350 2.62 10.62 超充注 正常充注 平落坝 6.0 15.14 350 2.62 13.89 超充注 正常充注 白马庙 4.5 9.79 350 2.62 8.98 超充注 正常充注 观音寺 3.5 6.22 350 2.62 5.71 正常充注 正常充注 苏码头 2.0 0.87 300 2.62 0.69 低（欠）充注 低（欠）充注 邛西 5.5 13.36 350 2.62 12.25 超充注 正常充注 盐井沟 2.5 2.66 250 2.62 1.74 低（欠）充注 低（欠）充注

下载CSV 表 2 川西南地区不同构造带三叠系须家河组五段烃源岩潜力指数及气藏充注方式 Table 2 Source rock potential index and gas reservoir charging mode of the fifth member of Triassic Xujiahe Formation in different structural belts, southwestern Sichuan Basin

此外，川西南地区断裂十分发育，存在气源断层沟通须五段烃源岩，因此认为须五段烃源岩侧向排烃条件要好于垂向。生烃中心位于凹陷中部，含油气构造分布于凹陷周缘，是油气侧向运移的有力证据。

川西南地区致密气成藏主要受源储距离、储集层物性、源-储-盖配置关系等多种因素的控制。川西南地区位于泥地比大于0.8、断层封闭性良好区域，综合考虑多因素，建立了川西南地区沙溪庙组致密气成藏指数定量评价模型：

式中：I_TA为成藏指数；S为源储距离指数；R_p为储层物性指数；R_h为储地比；C为源-储-盖配置类型指数（Ⅰ类取值为1.0，Ⅱ类取值为0.8）；T为输导指数。

由于气藏规模与源储距离呈抛物线分布，在源储距离约为20 km时地质储量最高，故以20 km处为中心，建立了源储距离指数的计算公式：

式中：S_i为某一构造带的源储距离指数；D为某一构造带与生烃中心的距离，km。

根据川西南地区不同构造带的成藏条件数据，可计算对应的成藏指数（表 3）。据此进一步分析成藏指数与沙溪庙组地质储量之间的关系，结果显示地质储量与成藏指数呈线性正相关，相关指数大于0.80（图 11），由此表明本文提出的致密气成藏主控因素较准确，可推广用于致密气的有利区预测。

表 3(Table 3)

表 3 川西南地区不同构造带侏罗系沙溪庙组成藏条件数据 Table 3 Accumulation conditions of Jurassic Shaximiao Formation in different structural belts, southwestern Sichuan Basin 构造带 生烃中心距离/km 中值渗透率/mD 源-储-盖配置类型 气头/km S Rp Rh C T ITA 大兴西 16.70 0.088 Ⅱ类 3.6 0.30 0.01 0.52 0.8 0.90 0.40 平落坝 10.67 0.127 Ⅱ类 3.6 0.11 0.20 0.70 0.8 0.90 0.39 白马庙 16.51 0.233 Ⅰ类 3.5 0.29 0.37 0.83 1.0 0.88 0.54 观音寺 35.29 0.295 Ⅱ类 3.6 0.07 0.46 0.87 0.8 0.90 0.46 苏码头 61.90 0.637 Ⅰ类 4.0 0.02 1.00 0.80 1.0 1.00 0.57 邛西 0.66 0.137 Ⅰ类 3.8 0.05 0.22 0.91 1.0 0.95 0.44 盐井沟 53.38 0.176 Ⅱ类 3.4 0.03 0.28 0.88 0.8 0.85 0.41

下载CSV 表 3 川西南地区不同构造带侏罗系沙溪庙组成藏条件数据 Table 3 Accumulation conditions of Jurassic Shaximiao Formation in different structural belts, southwestern Sichuan Basin

图 11

Fig. 11

下载原图 图 11 川西南地区侏罗系沙溪庙组气藏地质储量与致密气成藏指数的关系 Fig. 11 Relationship between geological reserves and tight gas accumulation index of Jurassic Shaximiao Formation in southwestern Sichuan Basin

根据成藏指数计算结果，综合考虑致密气藏的保存条件，将成藏指数大于0.4、泥地比大于0.5、断层封闭性良好的区域，作为沙溪庙组气藏有利分布区（图 12）。沙一段气藏有利区主要分布在名山—邛崃—新津一带、天府含气区；沙二段有利区主要围绕浦江、眉山、成都等地分布。

图 12

Fig. 12

下载原图 图 12 川西南地区侏罗系沙溪庙组有利勘探目标 Fig. 12 Favorable exploration targets of Jurassic Shaximiao Formation in southwestern Sichuan Basin

（1）川西南地区侏罗系致密砂岩气具备良好的成藏条件，高有机质丰度、高成熟度和煤型有机质的三叠系煤系烃源岩为致密气成藏奠定了良好的物质基础和成熟度条件；沙溪庙组致密储层中发育的各类原生孔和次生孔为致密气成藏提供了充足的储集空间；上覆遂宁组泥岩及沙溪庙组内部红色泥质岩为致密气的聚集和保存提供了良好的盖层条件；川西南地区位于斜坡带—油气运移的指向区，且广泛发育的气源断裂沟通须五段烃源岩，为致密气的运移提供了良好的输导通道。

（2）川西南地区侏罗系致密砂岩气富集程度差异明显，主要受源储距离、源-储-盖配置、储集层物性及输导通道等多种因素的控制，其中须五段有效生排烃范围控制油气分布，源储距离控制气藏规模，源-储-盖配置关系控制致密气富集层系，储集层物性控制致密气富集程度，烃源岩生烃潜力和输导通道控制油气充注方式。

（3）川西南地区侏罗系沙溪庙组沙一段致密气分布的有利区主要分布在名山—邛崃—新津一带、天府含气区等地带；沙二段有利区主要围绕浦江、眉山、成都等地分布。