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蜀南地区须家河组致密砂岩成藏类型—以安岳、丹凤场地区为例 姓 名：隆 辉 学 号 电 话蜀南地区须家河组致密砂岩成藏类型—以安岳、丹凤场地区为例 隆辉 （中国石油西南油气田公司蜀南气矿） 摘 要：在总结国内外有关致密砂岩气藏研究的基础上，对比分析了蜀南地区须家河组不同类型致密砂岩气藏的成藏条件及成藏特征:“原生储盖组合型”致密砂岩气藏，如蜀南安岳地区须家河组致密砂岩气藏；“改造叠合型”致密砂岩气藏，如蜀南丹凤场地区须家河组致密砂岩气藏。通过对安岳、丹凤场典型致密砂岩气藏成藏特征分析，指出了蜀南地区须家河组不同类型致密砂岩气藏研究方向、存在的问题及勘探潜力。 主题词：蜀南地区（安岳、丹凤场） 须家河组 致密砂岩气藏 成藏条件 成藏特征 致密砂岩气藏是指孔隙度低(12%)、渗透率比较低(0.1×10-3μm2)、含气饱和度低(60%)、含水饱和度高(40%)、天然气在其中流动速度较为缓慢的砂岩层中的天然气藏。从开发的角度，致密气藏最准确的定义是“只有经过水力压裂，或利用水平井或多分支井才能以具有经济价值的产量生产并采出大量天然气的气藏”。总体而言，致密砂岩气藏具有低孔低渗的地质特征。致密砂岩气藏具有巨大的资源潜力，可以有效弥补常规天然气储量的递减，在气藏的勘探开发中已成为国内外众多学者研究的热点。目前国外所开发的大型致密砂岩气藏主要以深盆气藏为主，主要集中在加拿大西部和美国西部。我国致密砂岩气藏分布领域广泛，类型多样，在众多盆地和地区皆有分布。总结对比国内外致密砂岩气藏的成藏特征，分析安岳、丹凤场地区须家河组典型致密砂岩气藏的成藏特殊性，对蜀南地区须家河组勘探开发致密砂岩气藏具有重要的借鉴意义。 须家河组致密砂岩气藏特征及类型 致密砂岩气藏储层与常规气藏储层最明显区别体现在储层物性差异 (表1)。一般情况下，致密砂岩气藏储层岩屑、长石等不稳定矿物含量相对增高，处于晚成岩作用阶段，储层孔隙主要为次生孔隙，原生孔隙少见。孔隙度一般在12%以下，渗透率小于1.0×10-3μm2，含水饱和度通常在45%以上，岩石密度、毛细管压力等相对较高，储层多为异常地层压力，采收率相对较低等特点。 表1 致密与常规碎屑岩天然气储层对比 储层特征 常规碎屑岩储层 致密碎屑岩储层 储层岩石组分 石英含量高，长石和岩屑含量低 岩屑、长石等不稳定组分含量相对较高 成岩演化 成岩程度弱，多为晚成岩B期以前 成岩演化深，一般为晚成岩期A2亚期、B、C期 孔隙类型 原、次生混合孔隙 次生孔隙为主，原生孔隙少见 孔喉连通性 短吼道，联通好 席状、弯曲片状吼道，连通差 孔隙度/% 12～30 3～12 渗透率/×10-3μm2 1.0 1.0 含水饱和度/% 低 45～70 岩石密度/g/cm3 一般 2.65～2.74 毛细管压力 低 较高 储层压力 一般正常至略低于正常 多为高异常地层压力 压力敏感性 弱 强 原地采收率/% 75～90 15～50 蜀南地区须家河组致密砂岩气藏具有以下重要特征:①源岩类型多样——蜀南地区须家河组气源按构造区划分存在分异性，川中低平构造区南部气源主要来自须家河组自生的煤系烃源岩，川西南低缓构造区及川南低陡构造区须家河组气藏具有混合烃源贡献特征，各构造贡献比例不一，形成了原生气藏和次生气藏。②低孔低渗性——储层平均孔隙度6.45%，平均渗透率0.177×10-3μm2。从南往北储层物性有逐渐变好的趋势，川中低平构造区南部（包括威东地区、安岳～通贤地区、潼南地区和大足～荷包场地区）储层平均孔隙度7.65%，平均渗透率0.228×10-3μm2；川西南低缓构造区（包括麻柳场、观音场、界市场、瓦市等地）储层平均孔隙度5.38%，平均渗透率0.12×10-3μm2；川南低陡构造区储层平均孔隙度4.03%，平均渗透率0.09×10-3μm2。蜀南地区致密砂岩储层特征，按区将其进一步划分为致密(川中低平构造区)、很致密(川西南低缓构造区)、超致密(川南低陡构造区)3类。③多种气藏圈闭类型——根据蜀南地区上三叠统须家河组气藏特点，采用圈闭类型进行分类，在本区主要存在岩性圈闭油气藏（通贤～威东须二岩性圈闭气藏、南井构造井23井须六2亚段岩性圈闭气藏）、岩性-地层复合圈闭气藏（河包场构造须家河组）、背斜构造圈闭气藏（观音场构造须家河组）、断层--背斜复合圈闭气藏（九奎山构造须家河组、合江构造须家河组）、构造--岩性复合圈闭气藏（丹凤场构造须家河组）、构造断层或裂缝圈闭气藏等类型。④气水关系复杂—在具有古构造（圈闭）背景的须家河组气藏油、气、水重力分异明显。勘探成果表明，气水井的平面分布主要与古构造关系密切，气井主要分布在古构造高部位，水井在古构造带以外的低部位，须二气藏在古构造高部位的通