四川盆地上三疊統須家河組氣藏類型與富集高產主控因素

李 偉 鄒才能 楊金利 王 坤 楊家靜 吳亞東 高曉輝

(1.中國石油勘探開發研究院提高石油采收率國家重點實驗室北京100083; 2.中國石油西南油氣田公司成都629000;3.中國石油大學北京102249)

四川盆地上三疊統須家河組氣藏類型與富集高產主控因素

李 偉1鄒才能1楊金利2王 坤3楊家靜2吳亞東1高曉輝1

(1.中國石油勘探開發研究院提高石油采收率國家重點實驗室北京100083; 2.中國石油西南油氣田公司成都629000;3.中國石油大學北京102249)

四川盆地上三疊統須家河組,由于強烈的成巖作用,砂巖厚而致密,儲層非均質性強,多類型天然氣藏發育。其主要發育八種常規氣藏與兩種非常規氣藏。其中巖性氣藏、構造—巖性復合氣藏等規模大,儲量豐富,是重要氣藏類型,主要發育于川中地區;水溶氣藏也很發育,產量高,潛力大,廣泛分布于川中—川西的平緩斜坡區與坳陷區,是四川盆地未來重要發展方向。須家河組天然氣藏大多具有近源、高壓、含凝析油、含水,分布廣、規模大,氣、水關系復雜等特點。由于不同地區的沉積、成巖、構造等方面的不同,其天然氣成藏的主控因素差異較大。如川中地區主要控制因素是巖性,川西沖斷帶則主要是構造與裂縫,川北主要是裂縫與巖性。因此,儲集體、構造與裂縫等是須家河組天然氣聚集成藏的三大主控因素,這三大要素的有效組合也是天然氣富集高產區形成的關鍵。

四川盆地上三疊統須家河組氣藏類型聚集規律主控因素

1 勘探概況

四川盆地面積約18.8×104km2,盆地西緣為龍門山沖斷帶、西北緣為米倉山沖斷帶、東北緣為大巴山沖斷帶;盆地西北部為前陸拗陷,東南部為沖斷高陡構造帶,川中南部為拗陷至川東高陡構造的過渡區、具低緩背斜與緩坡構造特點,川中北部為褶皺斜坡區[1]。上三疊統須家河組全盆地分布,主要為陸相河流—三角洲—湖泊碎屑巖沉積體系[2～7],縱向上泥巖與砂巖呈厚層間互式發育,其中須一段、須三段、須五段及須六段上部以泥巖沉積為主,須二段、須四段與須六段下部主要發育致密砂巖,各砂巖段厚度在80～180 m[7]。其有利勘探區域位于華鎣山以西的川中、川北與川西地區,面積約10×104km2,埋深1 500～6 000 m,最新計算的天然氣資源量約3.25× 1012m3[8]。

該層系天然氣勘探始于20世紀50年代[2～4], 2004年以前以構造圈閉勘探為主,發現了中壩、八角場、充西與磨溪等氣藏,探明天然氣地質儲量約650 ×108m3;2005年以來相繼在川中發現廣安、荷包場、合川、安岳等規模型巖性氣藏,探明天然氣地質儲量數千億立方米。該層系除川中—川南過度帶勘探程度較高外,其它地區勘探程度還很低,尤其在營山、龍崗、劍門等地區不斷獲得新發現,展現其整體都具有良好的天然氣勘探前景。為此,有必要對其天然氣藏的類型與富集高產主控因素進行探討與總結,以便更好地推動須家河組的天然氣勘探。

2 氣藏類型與特征

2.1 天然氣藏主要類型

油氣藏的分類大多按成因來劃分,這樣有利于預測與油氣勘探[9,10]。根據四川盆地須家河組目前的發現與其特殊性,主要發育常規與非常規兩大類共10種天然氣藏(表1)。常規天然氣藏主要由構造、裂縫、地層與巖性等因素控制,其中構造成因的只有斷背斜氣藏,構造巖性復合成因的氣藏主要有裂縫—斷背斜氣藏、背斜—巖性氣藏、斷背斜—巖性氣藏、構造—裂縫氣藏等4種,巖性氣藏預測有成巖圈閉氣藏與透鏡體氣藏2種,地層油氣藏預測有地層上傾尖滅氣藏等。非常規天然氣藏主要由流體特性控制,預測主要發育水溶氣藏[10]與毛細管壓力封堵氣藏[11,12]等2種。

表1 四川盆地上三疊統須家河組天然氣藏主要類型統計與預測Table 1 L ist of the ma i n types statistics and prediction of the Upper Triassic Xujiahe Formation gas reservoir,Sichuan Basin

2.2 天然氣藏發育特征

四川盆地須家河組天然氣藏中,除地層上傾尖滅氣藏與毛細管壓力封堵氣藏為預測外,其他氣藏都有發現,基本特征如表1所示。目前發現儲量最多的是復合類氣藏中的斷背斜—巖性氣藏與背斜—巖性氣藏,成巖圈閉氣藏與裂縫斷背斜氣藏也較發育。

斷背斜氣藏:這類氣藏發育較少,目前僅發現中壩須二段氣藏,分布于龍門山北段山前沖斷帶,探明天然氣地質儲量約100×108m3[13]。其斷背斜構造形成于印支期、定型于喜山晚期,其閉合高度830 m,閉合面積49.1 km2,含氣面積24.5 km2,含氣高度537 m,實際有效含氣層厚度約120 m,含氣充滿度僅22.4%;儲層為致密砂巖,最大孔隙度15.67%,一般在3%～10%,平均值6.5%左右,滲透率一般均小于1×10-3μm2;地層壓力高,天然氣產量高,如中4井獲氣58×104m3/d、油19 t/d,酸化后產氣69.9×104m3/d,凝析油25.3 t/d;氣源來自須家河組一段的暗色泥巖[13,14]。

裂縫—斷背斜氣藏:這類氣藏有一定的發現,如邛西、蓮花山、張家山等氣藏,主要分布于龍門山南段山前沖斷帶[15],發現天然氣三級地質儲量數百億立方米。這類氣藏具有儲層厚、地層壓力較高、產量高的特點。儲層主要是須二段,厚達30～140 m,主要為孔隙—裂縫型致密砂巖,孔隙度在4%上下;地層壓力系數為1.25左右;產量多為10×104～90×104m3/d,如邛西4井產氣89.34×104m3/d,無阻流量達210×104m3/d。

背斜—巖性氣藏:這類氣藏大規模發現,如合川、潼南、安岳、荷包場須二段氣藏與九龍山須三段氣藏等,主要分布于川中—川南過渡帶與川西北山前沖斷帶南部等地的寬緩背斜或平緩凸起區,是規模儲量聚集的主要氣藏類型,已發現三級儲量約4000×108m3。川中—川南過渡帶的這類氣藏,多為常壓氣藏,發育于大段致密砂巖段中,氣層占砂巖段厚度的20%～30%,厚15～30 m、低孔低滲為主,孔隙度6%～15%,滲透率一般0.01×10-3～10×10-3μm2[16]。其氣藏氣水關系復雜,天然氣聚集主要受儲集體分布的控制。平緩背斜構造頂部含氣飽和度較高,可達50%～60%,天然氣產量較高,多為2×104～10×104m3/d,也有高產井,如合川001-1日產氣31.49×104m3;構造翼部含氣飽和度較低,多為45%～50%,且物性越差,束縛水飽和度越高,氣水分異差,氣產量偏低,多為0.5×104～5×104m3/d,生產時往往有水,少部分井含少量凝析油。

斷背斜—巖性氣藏:這類氣藏發現較多,如廣安[17～19]、八角場[20]、充西、磨溪等氣藏,主要分布于磨溪—龍女寺褶皺帶以北的川中地區,在須二段、須四段與須六段中都有發育,也是規模儲量聚集的主要氣藏類型,目前探明天然氣地質儲量約2 000×108m3。這類氣藏也主要發育于大段致密砂巖段中,儲層厚度占砂巖段的10%～40%、厚約15～35 m,多為特低孔特低滲,孔隙度5%～10%,滲透率一般0.01 ×10-3～1×10-3μm2,屬裂縫—孔隙型儲集體。這類氣藏的氣、水關系也很復雜,其受巖性、構造與裂縫的多重控制。目前發現既有高壓、超高壓氣藏,也有常壓氣藏,如八角場須四段氣藏地層壓力系數為1.7～1.8、充西須四段氣藏壓力系數為1.4～1.5、廣安須四氣藏壓力系數為1.4、廣安須六氣藏壓力系數為1.0～1.2。這類氣藏的構造頂部氣水分異較好,含氣飽和度高,可達70%,氣產量相對較高,多為5×104～20×104m3/d;構造翼部的含氣飽和度低,多為45%～55%,氣產量也較低,多為0.5×104～2×104m3/d,且產氣、也產水,多含凝析油。

構造—裂縫氣藏:這類氣藏有一定發現,但目前發現規模較小,主要分布龍崗地區,須二段、須四段與須六段都有發現,主要是須六段。其儲層主要是裂縫型儲集體,基質孔隙度多在3%以下,須六段存在較好的儲集體,少數儲集體的孔隙度可達5%～12%。其天然氣的分布極其復雜,天然氣可能主要聚集于每個裂縫體系中構造位置相對較高的區域,具高壓高產特征,目前已有數口井獲得發現,都為純氣層。

成巖圈閉氣藏:成巖圈閉也稱物性封閉圈閉[9],這類圈閉在須家河組致密砂巖中廣泛發育[21],由于其在斷裂與裂縫的組合下,常與構造圈閉組合形成規模型的構造巖性氣藏,僅在斜坡區才有獨自成藏的可能。目前認為遂南、蓮池與安岳北部、廣安北部須六等含氣區存在較典型的成巖圈閉氣藏。這類氣藏多發育于厚層砂巖段中,單層厚度多為3～5 m,也有少部分可達10～15 m,主要是由物性相對較好的儲集體(孔隙度5%～10%)與致密砂巖(4%以下)組成。其天然氣產量相對較低,多為0.5×104～3×104m3/ d,產氣也產水,多含凝析油。

砂巖透鏡體圈閉氣藏:這類圈閉應該廣泛發育,由于在川中地區,其主要以粉細砂為主,強烈的成巖作用使其十分致密,只有在靠近物源的區域,由于顆粒較粗,可以保存較多的孔隙,而成為儲集體。目前僅在劍閣—九龍山地區的須三段上部發現局部砂巖透鏡體氣藏。潛力與規模還不明朗。

地層上傾尖滅氣藏:這類圈閉氣藏目前還沒有發現。由于須家河組一段的沉積邊界位于川中的西部地區,如果有儲集體,其靠近氣源中心,應該有一定的發育條件。

水溶氣藏:這類氣藏應該在盆地中西部地區廣泛發育,目前最典型的是蓬基井區的須家河組水溶氣藏。其在20世紀50年代主要產水,日產水達3 000多m3,產微量氣[22]。經過數十年的地下水開采,目前日產水數百方,而天然氣的產量由10年前的約0. 5×104m3/d,上升到了11×104m3/d。該水溶氣藏沒有構造圈閉,為裸眼測試,產水、產氣段為須家河組砂巖。在川中地區早期高產水、晚期高產氣的井也還有不少,如女301高產鹽水,15年后氣水同產[23]。因須家河組地層水發育[24],水溶氣資源十分豐富,根據前人預測,四川盆地僅柘壩場須家河組水溶氣資源量就達1 124×108m3[23]。

毛細管壓力封閉氣藏:這一類氣藏目前沒有明確地對已發現氣藏進行界定,但根據須家河組致密砂巖中束縛水的含量分析,有的束縛水飽和度可達40%～60%,因此形成毛細管壓力封閉氣藏是可能的[12,25]。目前在一些構造位置相對較高的地區存在氣層之間的夾層水,如南充氣藏的充深1井兩氣層之間存在低產地層水[26],很有可能是局部毛細管壓力封閉形成。這一類氣藏也有學者稱之為“深盆氣”,具有氣水倒置現象[27]。但本人認為“深盆氣”并不一定要氣水倒置,氣水倒置也不一定是“深盆氣”,只是毛細管壓力封閉氣藏發育于盆地深部而已。這種氣藏只要有致密儲層存在與良好氣源條件,可以發育于盆地任何位置,它只是致密砂礫巖儲層中氣藏的一種。

總之,四川盆地須家河組天然氣藏具有類型多、近源、多高壓、高含水、較高產、低豐度、分布廣、規模大、氣水關系復雜等特點。從目前的發現與須家河組儲層發育的現狀來看,平緩斜坡區,應該是各種巖性氣藏與非常規氣藏的混合體,這種混合聚集可以形成天然氣的連續聚集區[28],呈現大規模天然氣聚集區的態勢,如合川—潼南天然氣聚集區、安岳天然氣聚集區等。

3 天然氣富集高產主控因素

四川盆地華鎣山褶皺帶以西的廣大地區,須家河組存在良好的氣源條件[2,29]。而在不同區帶,由于構造背景、沉積特點、儲層發育程度與地層流體壓力等方面的不同,其富集高產的主控因素差異很大,不能一概而論。由于川中是天然氣勘探的主要區域,下面將重點討論川中地區天然氣富集高產的主控因素。

3.1 川中平緩褶皺區

四川盆地中部平緩褶皺區是指東至華鎣山、西至龍泉山、南至合川—安岳、北至八角場—營山的廣大地區。該地區的構造背景為褶皺低隆—褶皺斜坡特征,須家河組二、四、六段主要為三角洲沉積體系,須家河組烴源巖生氣強度為10×108～30×108m3,目前發現了三級儲量約6 000×108m3。其天然氣富集高產的主要控制因素是儲層發育程度、構造起伏及裂縫發育程度等的聯合作用,且不同的要素所起控制作用不同。

3.1.1 儲集體的控制作用

四川盆地中部平緩褶皺區,三角洲平原主干河道的分布控制砂巖儲集體的發育,同時也通過儲集體的發育來控制氣藏的規模與分布。須家河組的砂巖主要集中在須二、須四、須六段,其主要特點是厚度巨

圖1 川中地區須家河組不同類型砂巖孔隙度統計分析對比圖Fig.1 Analysis and comparison chart about different types of sandstone porosity statistics in Xujiahe Formation, Central Sichuan area

大、分布廣泛,儲層主要發育于這些致密砂巖中,以低孔低滲與非均質性強為特點。并且砂巖越粗、儲層物性越好[8,22,29](圖1)。因此主干河道中高能河道砂巖物性較好,是川中地區主要儲集層,如廣安102井須六段2 029～2 032.5 m,其底部為滯留沉積的砂礫巖與礫巖,礫石為石英巖與燧石、并含少量泥礫,中上部發育塊狀的中粗長石巖屑砂巖,頂部為細粒長石巖屑砂巖,顯示三角洲平原分流河道沉積的特征(圖2)。從現有的氣井分布來看,多數產量高的氣井分布于主干河道疊置發育區。如廣安須六段氣藏中(圖3),相對產量高的井位于兩個中粗砂巖發育的主干河道疊置發育區,即廣安111井與廣安2井區。在這兩個井區,物性較好的中粗砂巖多層疊置發育,其中廣安2井發育5層約40 m的中粗砂巖,廣安111井區發育6層約30 m的中粗砂巖。而其它地區主干河道砂發育較差,多發育薄層中粗砂巖1～2層,厚度在5 m以下。正因為主干河道對有利儲層的控制作用,造成了其天然氣聚集量較大差異。主干河道疊置發育區,儲層厚度大,多20～40 m,天然氣儲量規模大,如廣安氣田須六氣藏探明天然氣地質儲量近800億m3,充西主體氣藏發現天然氣地質儲量約200億m3,八角場探明天然氣地質儲量300多億m3;主干河道側翼地區,儲層也較發育,厚度多為5～20 m,天然氣儲量規模較大,如廣安氣田須四氣藏探明天然氣儲量500多億m3,充西西部蓮池地區,發現天然氣地質儲量約100億m3;而非主干河道疊置帶發育區,有效儲層厚度較薄,多為5 m以下,天然氣儲量規模很小,如八角場西側的秋林地區,主干河道不發育,儲層較薄3～8 m,目前沒有獲得天然氣儲量。因此,儲集體存在明顯非均質性,并受主干河道疊置帶的規模與發育位置的控制,同時也控制氣藏的形成規模與分布位置。

圖2 廣安102須六段2 030.06～2 032.12 m三角洲平原分流河道沉積成像測井與巖心對比圖Fig.2 Comparison chart bet ween i maging logging and core in delta plain branch channel sediment,Well Guang’an 102Xu6 member 2 030.06～2 032.12 m

3.1.2 構造的控制作用

在有儲集體的前提下,古隆起背景與正向構造的大小控制天然氣的運聚方向與富集,構造起伏程度控制氣藏內的氣水分異程度。合川—安岳是樂山—龍女寺古隆起區的一部分,八角場、營山—公山廟、廣安等背斜構造也是古隆起發育區。川中地區的這些繼承性的古隆起,印支期已見雛形,歷經燕山至喜山期形成現今背斜構造,這種繼承性的古隆起在西部凹陷須家河組開始生烴時起,就一直是油氣運移的有利指向區。目前發現的純氣層均分布在構造幅度較大的高部位,而產水井主要在構造位置相對較低的幅度平緩地區。如合川、八角場、廣安、充西、磨溪等產氣井均分布在背斜構造的高部位。這些氣田,由于存在背斜或斷背斜構造背景,地層起伏度較大、有利于氣水重力分異作用進行,又有利于天然氣聚集成藏,因此是有利的天然氣聚集場所。而在構造相對較低的金華、桂花、羅渡及興華1井等區帶,天然氣產量以中低為主,而且多為氣水同層,表明其氣水分異相對較差,氣的豐度相對較低。如廣安構造平緩斜坡區巖性氣藏儲量豐度約為1.5×108m3/km2,且含水飽和度高,達50%～60%,氣、水同出;而構造高部位可達3.5× 108m3/km2,含水飽和度低,為30%～40%,不產水(圖3)。因此,古隆起與正向構造有利于天然氣運聚,較大的構造起伏程度有利于天然氣聚集后的氣、水分異,并有利局部富氣區的形成。

圖3 四川盆地廣安構造須六段氣田氣藏儲層物性變化與含氣性變化剖面圖Fig.3The Cross-section of the changes of reservoir properties and gas enrichment in Xu6 Member gasfield, Guang’an structure,Sichuan Basin

圖4 四川盆地中部充西構造須四段頂構造與裂縫疊合分析及其與天然氣產能對比圖Fig.4 Analysis of structure ofUpper Xu4 Member togetherwith crack and comparison with gas production, Chongxi Structure,Western Sichuan Basin

3.1.3 裂縫的控制作用

裂縫控制天然氣的運移與產能特征。川中地區燕山運動前主要以抬升為主,燕山—喜山轉化為斷彎褶皺,并受擠壓應力的影響而產生逆斷層。盡管斷層在地質歷史過程中不同階段經歷了開啟、閉合,但從現今發育大斷層的八角場、南充、廣安、充西等構造都獲得了工業氣流看,須家河組地層中的斷層對油氣的破壞作用是小的,而是在一定程度上,斷層附近的裂縫可對油氣的再分配起作用。如充西獲得高產井均位于斷層末梢及斷層交匯處的裂縫發育區(圖4),這些井在鉆井過程中常見氣侵、井噴、井漏等顯示。斷層附近裂縫普遍較發育,裂縫主要起到溝通相鄰儲集體、改善儲集體滲流通道的作用。鉆遇了裂縫的井,單井產量成倍增長,如西57井,該測井解釋有8段儲層,從成像測井圖看有明顯的裂縫特征;測試產油6. 6 t/d,產氣8.04×104m3/d[26]。另外,還有西56、西57、西72等井的天然氣單井產量在2×104～26×104m3/d。而裂縫不發育的井,天然氣單井產量多小于1 ×104m3/d,如西51井為0.25×104m3/d、西59為干井等。這表明裂縫起到了很好的運移通道和儲集的功能。

由此可知,川中地區天然氣的成藏主要受巖性的控制,而富集高產受儲集體、構造與裂縫的聯合控制。

3.2 川西沖斷帶

四川盆地西部沖斷帶主要分布于龍門山山前與米倉山山前[1]。其褶皺構造、裂縫十分發育[30];氣源充足,生氣強度達40×108～80×108m3/km2;而儲集體因為川西沖斷帶、成巖作用強烈,砂礫巖孔隙度多在2%～5%以下,儲層十分致密。從目前的氣藏特征來看,構造圈閉與裂縫發育程度是該區天然氣成藏的主要控制因素[30,31],而原始沉積引起的巖性變化控制作用較小。當然,儲集體略微好一些的地區,天然氣也相對要富集。因此,構造、裂縫與儲集體的聯合作用同樣是須家河組天然氣富集高產的關鍵。

3.3 川北低平褶皺帶

四川盆地北部低平褶皺帶[1]是指營山—八角場構造帶以北、大巴山與米倉山山前沖斷帶以南的廣大平緩地區,為侏羅紀—白堊紀的沉積拗陷區。其氣源條件較好,生氣強度為20×108～40×108m3/km2。該區因喜山期的構造作用不強烈,僅發育低平的小型褶曲,而中、大型構造圈閉不發育。又由于侏羅紀、白堊紀的快速深埋,須家河組砂巖十分致密,儲層物性比川西沖斷帶還差,孔隙度多在3%以下。要尋找規模天然氣聚集區,必須要尋找裂縫較發育、儲層物性相對較好的區帶。因此,該區天然氣的成藏主要受裂縫發育程度與較好儲集體的分布控制,當然構造位置相對較高的局部更有利于富集高產。因此,裂縫、儲集體與構造仍是該區須家河組天然氣富集高產的三大聯合控制因素。

3.4 須家河組天然氣富集高產模式

圖5 四川盆地地區上三疊統須家河組天然氣富集高產模式圖Fig.5Model of gas enrichmentwith high productivity in Upper Triassic Xujiahe For mation,Sichuan Basin

綜合上述成藏規律,我們建立了須家河組富集高產的模式圖(如圖5)。在有高能河道發育、又有一定構造幅度、還存在較好裂縫發育的地區是最有利的高產富集區,單井往往能高產、穩產;在緩坡區,如果存在高能河道儲集體,由于其物性相對較好,一般能形成中產天然氣井,而且日產量相對穩定;在有構造裂縫的發育區,如果沒有高能河道儲層的發育,往往是高產速降的產能特征;在構造裂縫發育,而高能河道發育差、儲集體規模小、疊置個數少,又構造起伏程度較低的地區,往往是低產穩產特征;在正向構造與裂縫不發育的地區,如果只有小型高能河道儲集體發育,往往是低產也不穩產;在構造平緩、裂縫不發育、高能河道儲層不發育的地區,則多為干層或水層。

總之,有利儲層的分布控制著天然氣的分布、構造控制天然氣的富集與氣水分異程度、裂縫控制儲集體連通性與天然氣產能,三者的有效組合是形成高產富集區的關鍵。

4 結論

四川盆地上三疊統須家河組致密砂巖中發育8種常規天然氣藏與2種非常規天然氣藏,其中構造—巖性復合氣藏豐度高、儲量規模大、產量高,是勘探的重點方向;巖性氣藏雖含水高、豐度較低,但分布廣、面積大,也是增儲上產的重要組成部分;非常規天然氣資源也十分豐富,尤其是水溶氣的勘探與開發要引起關注,是四川盆地天然氣發展的重要新領域。

四川盆地須家河組天然氣主要分布區,其天然氣成藏的主控因素存在差異,如川中平緩褶皺區,巖性是天然氣成藏的關鍵;川西北沖斷帶,構造與裂縫的有效配置是天然氣成藏的關鍵;川北低平褶皺區,裂縫與有利儲集體的聯合是天然氣成藏的關鍵。雖然其不同地區天然氣成藏的主控因素存在差異,但富集高產的主控因素相同,即有利儲集體控制氣藏的分布,構造控制天然氣的富集,裂縫控制天然氣的產能,三者的有效結合是形成天然氣富集高產區的關鍵。

致謝在該研究過程中,羅啟后教授給予了具體指導,西南油氣田公司勘探處、勘探事業部、勘探開發研究院、川中油氣礦、川西北氣礦、蜀南氣礦等給予了幫助與支持,在此表示衷心的感謝!

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Types and Controlling Factors of Accumulation and High Productivity i n the Upper Tri assic Xuji ahe Formation Gas Reservoirs,Sichuan Basin

L IWei1ZOU Cai-neng1YANG Jin-li2WANG Kun3YANG Jia-jing2WU Ya-dong1GAO Xiao-hui1
(1.State Key Laboratory of Enhanced O il Recovery,Exploration and Development Research Institute,PetroChina,Beijing 100083; 2.SouthwestO il and Gas Field Company,PetroChina,Chengdu 629000; 3.China University of Petroleum(Beijing),Beijing 102249)

Because of the strong diagenesis,sandstone in Upper Triassic Xujiahe Formation is thick and tight,reservoir heterogeneity is very strong,various types of gas reservoirs are developed.Major developed eight conventional gas reservoirs and two unconventional gas reservoirs.The lithological gas reservoir,structure-lithological reservoir having large scale and abundant reserves,are i mportant gas reservoirs and mainly developed in theMid-Sichuan area;Water soluble gas reservoirwith high yield and great potential is also developed,widely distributed in the gentle slope and the Depression in the central-west Sichuan region,is the important development direction in SichuanBasin.The Xujiahe Formation gas reservoirs adjacent the source,have high pressure,contain condensate oil and water,distributed widely,and their scale is large and relationship between water and gas is complex.As different areas have different characters of deposition,diagenesis and structure,the main controlling factors in gas accumulation are quite different. Therefore,the distribution of reservoir,tectonic background and the degree of fracture development are the major three controlling factors of the gas accumulation in Xujiahe Formation gas reservoirs,the main control factor of accumulation and high productivity is the effective combination of the three elements.

Sichuan Basin;Upper Triassic;Xujiahe Formation;types of gas reservoirs;accumulation law;main control factor

book=5,ebook=364

李偉男1963年出生高級工程師沉積學及石油地質E-mail:l we@petrochina.com.cn

TE122.2

A

1000-0550(2010)05-1037-09

2010-05-20;收修改稿日期:2010-06-01