郭彤樓

（中國(guó)石化勘探南方分公司）

1 研究區(qū)概況

四川盆地北部先后經(jīng)歷了晉寧、加里東、海西、印支、燕山及喜馬拉雅等多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)。該區(qū)北部為米倉(cāng)山隆起、北東為大巴山前緣推覆帶、向南過(guò)渡為川中低緩構(gòu)造帶（見(jiàn)圖1），來(lái)自雪峰山、大巴山、米倉(cāng)山和龍門(mén)山多個(gè)方向、不同時(shí)期的應(yīng)力作用塑造了現(xiàn)今構(gòu)造格局，包括北西向和北東向兩組主構(gòu)造以及北北東、北西西、南北等多種方向的構(gòu)造，顯示了多期構(gòu)造的復(fù)合與聯(lián)合作用。

四川盆地北部地區(qū)繼發(fā)現(xiàn)普光、元壩、羅家寨、龍崗等海相天然氣田后，又發(fā)現(xiàn)了馬路背陸相須家河組氣田（探明儲(chǔ)量191×108m3）。近兩年在九龍山、元壩、劍閣、龍崗等地區(qū)陸相須家河組、自流井組等多個(gè)層段獲得天然氣勘探突破[1]，多口井在陸相層系試獲高產(chǎn)工業(yè)氣流，展示了四川盆地北部地區(qū)陸相層系具有形成大氣田的地質(zhì)條件和巨大的勘探潛力。

圖1 四川盆地北部元壩、通南巴、大普光地區(qū)構(gòu)造位置圖

本文基于大量樣品分析測(cè)試資料和勘探實(shí)踐，探討四川盆地北部元壩、通南巴等地區(qū)陸相須家河組—自流井組天然氣成藏與富集高產(chǎn)控制因素，以期為勘探部署提供科學(xué)依據(jù)。

2 形成陸相大氣田的地質(zhì)條件

2.1 烴源巖層位

四川盆地海相與陸相天然氣的甲烷、乙烷碳同位素組成呈規(guī)律性分布（見(jiàn)圖 2）[1]。在天然氣δ13C1、δ13C2值分布圖中，上三疊統(tǒng)須家河組（T3x）與侏羅系天然氣碳同位素組成主要落在直線(xiàn)δ13C2=δ13C1+8‰的下方（見(jiàn)圖2），為陸相天然氣，且須家河組與侏羅系天然氣乙烷碳同位素組成存在明顯區(qū)別，反映有機(jī)質(zhì)來(lái)源的差異（見(jiàn)圖2）。但須家河組和侏羅系也有小部分天然氣δ13C1、δ13C2值不具有陸相天然氣特征，散落于海相天然氣分布區(qū)域，這些具異常碳同位素組成的陸相天然氣樣品都取自四川盆地北部地區(qū)及川東南地區(qū)，主要是下部海相天然氣沿?cái)鄬酉蛏线\(yùn)移而來(lái)。

圖2 四川盆地典型海、陸相天然氣甲、乙烷碳同位素值分布圖

氣源巖干酪根碳同位素組成比其生成的天然氣丁烷碳同位素組成約重1‰[2]。元壩地區(qū)侏羅系千佛崖組（J2q）天然氣中沒(méi)有測(cè)到丁烷碳同位素，依據(jù)烷烴氣碳同位素變化趨勢(shì)，丁烷碳同位素組成比丙烷重1‰～2‰，以此推算得δ13C4值約為-27‰～-26‰。本區(qū)千佛崖組烴源巖干酪根δ13C值為-27.0‰～-23.3‰，6個(gè)樣品平均值為-25.4‰，比上述天然氣δ13C4推算值重1‰左右，說(shuō)明這些天然氣來(lái)源于同層位烴源巖（見(jiàn)圖3a）。

圖3 四川盆地陸相天然氣烷烴及烴源巖碳同位素組成

元壩地區(qū)侏羅系自流井組（J1z）天然氣碳同位素組成有一定的變化范圍，C1—C4的 δ13C值分別為-42.2‰～-29.5‰、-28.2‰～-21.4‰、-29.0‰～-21.5‰和-21.6‰～-20.8‰。丁烷碳同位素組成偏重（乙烷、丙烷碳同位素組成亦偏重），如按上述天然氣-源巖碳同位素?cái)?shù)值關(guān)系推算，其氣源巖的干酪根δ13C值應(yīng)在-21‰～-20‰，而四川盆地不發(fā)育具如此重碳同位素組成的烴源巖：本區(qū)所分析的自流井組烴源巖干酪根δ13C值為-25.9‰～-22.5‰，10個(gè)樣品的平均值為-24.0‰。根據(jù)天然氣碳同位素組成的整體變化趨勢(shì)，并結(jié)合上述因素分析，認(rèn)為自流井組天然氣與同層烴源巖具有良好的氣源關(guān)系（見(jiàn)圖 3b），C2—C4碳同位素組成偏重應(yīng)是自流井組烴源巖生成的天然氣在高熱演化階段重?zé)N氣發(fā)生二次裂解作用使碳同位素再次分餾所致。

元壩地區(qū)須家河組天然氣亦主要來(lái)自本層位烴源巖，受重?zé)N氣二次裂解作用及混源的影響，烷烴氣δ13C值分布模式與上覆侏羅系天然氣不同（見(jiàn)圖3c）。

綜上，川北元壩地區(qū)千佛崖組、自流井組和須家河組天然氣烷烴單體烴碳同位素組成及其分布模式存在明顯差異，且與同層烴源巖碳同位素值可以對(duì)比，表明天然氣主要來(lái)自同層位烴源巖，天然氣均為陸相成因。

2.2 烴源巖特征

2.2.1 有機(jī)質(zhì)豐度

元壩地區(qū) 3套陸相泥質(zhì)烴源巖中，須家河組有機(jī)質(zhì)豐度最高，所分析的364個(gè)暗色泥巖樣品TOC值為0.17%～13.38%，平均值達(dá)2.51%，大多為0.5%～5.0%，約93%的樣品TOC值大于0.5%，在有機(jī)質(zhì)豐度上達(dá)到很好烴源巖標(biāo)準(zhǔn)。其中，須二段、須三段TOC值最高，平均值都在3.0%以上；而須一段、須四段、須五段相對(duì)較低，平均值均小于2.0%（見(jiàn)圖4）。自流井組次之，330個(gè)樣品TOC值為0.10%～12.79%，平均值為1.84%，大多在0.5%～3.0%，約82%的樣品TOC值高于0.5%，達(dá)到好烴源巖標(biāo)準(zhǔn)。其中，珍珠沖段最高，平均值達(dá)4.05%；東岳廟段次之，平均值為1.78%；馬鞍山段和大安寨段較低，平均值分別為1.23%和0.90%。千佛崖組有機(jī)質(zhì)豐度較低，TOC值為0.11%～2.25%（122個(gè)樣品），平均值為 0.91%，大多低于 2.0%，高于 0.5%的樣品約占 68%，總體上達(dá)到較好烴源巖標(biāo)準(zhǔn)。元壩地區(qū)須家河組須三段和自流井組東岳廟段發(fā)育薄層煤線(xiàn)及炭質(zhì)泥巖，其TOC值主要為20%～70%。

圖4 元壩地區(qū)須家河組和自流井組分段暗色泥巖TOC值分布直方圖（括號(hào)內(nèi)數(shù)據(jù)為樣品數(shù)）

對(duì)通南巴地區(qū) 623個(gè)泥巖有機(jī)碳數(shù)據(jù)的統(tǒng)計(jì)分析也得出了類(lèi)似的結(jié)果，即，川北元壩與通南巴地區(qū) 3套陸相烴源巖中，須家河組TOC值最高，自流井組次之，千佛崖組最低；須家河組以須二段和須三段 TOC值最高，自流井組珍珠沖段和東岳廟段TOC值較高。

2.2.2 有機(jī)質(zhì)類(lèi)型

對(duì)于高成熟烴源巖，干酪根碳同位素組成是確定有機(jī)質(zhì)類(lèi)型的有效參數(shù)。干酪根碳同位素組成在熱演化過(guò)程中變化不大，一般只變重 1‰～2‰，能反映原始有機(jī)質(zhì)的生源構(gòu)成。在中國(guó)陸相盆地中，Ⅰ型干酪根δ13C值為-33‰～-27‰，Ⅱ型為-27‰～-26‰，Ⅲ型為-26.0‰～-22.5‰。四川盆地陸相烴源巖Ⅰ型與Ⅱ型干酪根的δ13C界限值定在-28‰較為合適[2]。

按照上述標(biāo)準(zhǔn)，川北元壩、通南巴與大普光地區(qū)須家河組與自流井組烴源巖有機(jī)質(zhì)類(lèi)型為Ⅲ型；千佛崖組烴源巖干酪根碳同位素組成有較大變化，元壩和大普光地區(qū)烴源巖干酪根δ13C值分別為-27.0‰～-23.3‰（平均值-25.4‰）和-27.7‰～-24.1‰（平均值-25.4‰），碳同位素組成總體上輕于須家河組和自流井組，其有機(jī)質(zhì)類(lèi)型包括Ⅱ型與Ⅲ型（見(jiàn)圖5）。

圖5 四川盆地北部陸相烴源巖干酪根碳同位素組成分布圖

2.2.3 有機(jī)質(zhì)成熟度

白堊紀(jì)末，燕山晚期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)使本區(qū)抬升遭受剝蝕，新生代沉積少，因而現(xiàn)今烴源層的有機(jī)質(zhì)熱演化程度基本上反映了晚白堊世末的狀態(tài)。各地區(qū)地層剝蝕厚度明顯不同，因此不同區(qū)域烴源巖Ro值與埋深之間的關(guān)系各異。元壩地區(qū)剝蝕厚度小于大普光和通南巴地區(qū)，致使具有相當(dāng)Ro值的地層在元壩地區(qū)埋藏約深1 300 m（見(jiàn)圖6）。千佛崖組烴源巖Ro值為1.00%～2.25%，平均值1.60%，熱演化水平處于生油階段晚期至高成熟生凝析油、濕氣階段；自流井組烴源巖Ro值為1.13%～1.93%，平均值1.69%，處于高成熟生凝析油、濕氣階段；須家河組烴源巖Ro值為1.43%～2.86%，平均值為1.91%，整體上處于高成熟階段晚期至過(guò)成熟早期生干氣階段。

綜上所述，川北地區(qū) 3套陸相烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度高，有機(jī)質(zhì)類(lèi)型以Ⅲ型為主，有機(jī)質(zhì)演化達(dá)到高過(guò)成熟生氣階段。據(jù)鉆井資料統(tǒng)計(jì)，川北地區(qū) 3套陸相烴源巖的累計(jì)厚度為100～260 m，計(jì)算須家河組泥質(zhì)烴源巖生氣強(qiáng)度為（8～22）×108m3/km2，煤層生氣強(qiáng)度（2～24）×108m3/km2；自流井組生氣強(qiáng)度（4～28）×108m3/km2；千佛崖組生氣強(qiáng)度（2～6）×108m3/km2（見(jiàn)圖 7）?？梢?jiàn)，須家河組與自流井組烴源巖能夠提供充足的氣源，且以元壩地區(qū)最好。

圖6 四川盆地北部陸相烴源巖Ro值隨深度的變化

2.3 儲(chǔ)集層特征

受物源影響，四川盆地北部地區(qū)發(fā)育多期（扇）三角洲體系，水上—水下主河道大面積展布，利于陸相層系天然氣富集高產(chǎn)。盆地北部陸相層系主要儲(chǔ)集層須二段、須三段、須四段均為辮狀河三角洲沉積，水上—水下主河道微相砂體厚度大，橫向分布穩(wěn)定。自流井組珍珠沖段發(fā)育粗碎屑沖積扇-扇三角洲沉積，辮狀主河道微相大面積展布，水上—水下主河道微相水動(dòng)力條件較強(qiáng)，沉積物粒度較粗，分選性相對(duì)較好，泥質(zhì)含量低，為砂巖儲(chǔ)集層發(fā)育有利沉積微相；而分支主河道、沖積平原、席狀砂、河口壩、決口扇和天然堤等微相因堆積速度快，沉積物改造不充分，泥質(zhì)含量高，分選差，儲(chǔ)集層不發(fā)育。三角洲沉積體系的形成、分布與周?chē)较稻哂忻芮嘘P(guān)系，因此，龍門(mén)山、米倉(cāng)山、大巴山 3個(gè)隆起區(qū)物源（部分物源來(lái)自雪峰山）的性質(zhì)對(duì)四川盆地北部地區(qū)上三疊統(tǒng)須家河組—侏羅系的沉積具有重要的控制作用。須一段沉積時(shí)期，四川盆地與松潘—甘孜廣海連通，四川盆地北部地區(qū)主體為有障壁海岸沉積，元壩地區(qū)處于潮汐三角洲環(huán)境，須三段、須五段以構(gòu)造活動(dòng)相對(duì)平靜環(huán)境下的湖泊相泥巖沉積為主，形成烴源巖；而須二段、須四段、須六段沉積期是構(gòu)造活動(dòng)活躍時(shí)期，以辮狀河三角洲相砂巖沉積為主，形成儲(chǔ)集層，具有多期疊置、大面積分布的特點(diǎn)。因早印支運(yùn)動(dòng)影響，整個(gè)四川盆地北部地區(qū)須家河組底部須一段保存厚度薄，部分缺失；受晚印支運(yùn)動(dòng)影響，須家河組頂部侵蝕明顯，多數(shù)地區(qū)缺失須六段。

圖7 四川盆地北部地區(qū)陸相烴源巖生氣強(qiáng)度

鉆井揭示四川盆地北部地區(qū)上三疊統(tǒng)須家河組—下侏羅統(tǒng)發(fā)育多套儲(chǔ)集層，以元壩地區(qū)為例，須家河組二段、三段都發(fā)育 6套砂層組。受物源的控制，主力儲(chǔ)集層?xùn)|西部有差異，元壩西部地區(qū)儲(chǔ)集層以須二段、須三段為主，而元壩中東部地區(qū)則以須四段、自流井組珍珠沖段為主力儲(chǔ)集層。

四川盆地北部地區(qū)陸相層系主要儲(chǔ)集層段均表現(xiàn)出低孔、低滲特點(diǎn)（見(jiàn)表 1），儲(chǔ)集空間以溶蝕孔隙和裂縫為主，裂縫對(duì)形成有效儲(chǔ)集層起關(guān)鍵作用。

表1 元壩地區(qū)陸相層系主要儲(chǔ)集層段物性統(tǒng)計(jì)表

2.4 成藏組合特征

下生上儲(chǔ)成藏組合即儲(chǔ)集層在上、烴源巖在下，主要表現(xiàn)為厚層塊狀砂（礫）巖與下部相對(duì)單一的泥頁(yè)巖直接接觸，包括須二段、須四段和珍珠沖段儲(chǔ)集層，對(duì)應(yīng)須一段、須三段、須五段和同層發(fā)育的烴源巖。

互層式成藏組合表現(xiàn)為烴源巖和儲(chǔ)集層交互發(fā)育，烴源巖內(nèi)發(fā)育厚度不大的砂巖、灰?guī)r或雖有一定厚度但上下均與烴源巖直接接觸。須三段、須五段和自流井組沉積時(shí)期是四川盆地北部湖盆發(fā)育的極盛時(shí)期，是重要的烴源巖發(fā)育期，在三角洲前緣和濱淺湖—半深湖相發(fā)育砂巖和介殼灰?guī)r，目前元壩地區(qū)發(fā)現(xiàn)的須三段鈣屑砂巖氣藏和大安寨段氣藏屬于此類(lèi)型。

3 典型高產(chǎn)氣井分析

四川盆地北部地區(qū)在須家河組二、三、四段和自流井組珍珠沖段、大安寨段多口井試獲高產(chǎn)工業(yè)氣流，本文以九龍山背斜、通南巴背斜和元壩地區(qū) 5口高產(chǎn)氣井為例探討高產(chǎn)控制因素。

3.1 九龍山地區(qū)

九龍山地區(qū)位于川西坳陷北部梓潼凹陷與米倉(cāng)山前緣隆起帶的交會(huì)帶，為一北東向的穹隆狀短軸背斜構(gòu)造[3-6]。該區(qū)發(fā)育小規(guī)模逆斷層，在平面上呈雁行式排列，斷層延伸長(zhǎng)度2～17 km，斷距10～100 m[7]。深層發(fā)現(xiàn)了二疊系氣藏，淺層發(fā)現(xiàn)了須家河組二段、自流井組珍珠沖段氣藏。

3.1.1 龍4井

龍 4井在須家河組二段中途測(cè)試獲天然氣100.82×104m3/d，由此發(fā)現(xiàn)了九龍山須家河組氣藏。儲(chǔ)集層為須二段中下部辮狀河三角洲前緣水下分流河道微相的厚層塊狀砂體，為一套含石英巖礫石及少量碳酸鹽巖礫石的中粒巖屑砂巖、巖屑石英砂巖夾黑色頁(yè)巖，底部為巖性較純的細(xì)—中粒石英砂巖。儲(chǔ)集空間主要為晶間微孔、破裂縫，屬致密砂巖儲(chǔ)集層，裂縫是形成有效儲(chǔ)集層乃至氣藏的必要條件[7]。須二段試獲高產(chǎn)工業(yè)氣流的龍 2井（98.14×104m3/d）、龍 4井（100.82×104m3/d）、龍 14 井（18.36×104m3/d）均位于裂縫規(guī)模發(fā)育區(qū)，而位于裂縫不發(fā)育區(qū)的龍 8井測(cè)試僅獲微量氣流（0.38×104m3/d），由此可見(jiàn)氣井的高產(chǎn)與裂縫發(fā)育程度密切相關(guān)，而裂縫的發(fā)育程度與斷層密切相關(guān)。

3.1.2 龍15井

將測(cè)序所得到的16S rDNA全序列利用CExpress完成拼接，提交到Gene Bank數(shù)據(jù)庫(kù)，并應(yīng)用Blast軟件進(jìn)行同源性搜索，序列結(jié)果用NCBI在線(xiàn)工具Blast在Gene Bank內(nèi)與標(biāo)準(zhǔn)菌株比對(duì)，并用MEGA5.0軟件構(gòu)建系統(tǒng)發(fā)育樹(shù)，如圖2所示，確定ZP-28是枯草芽孢桿菌。

龍15井在珍珠沖段測(cè)試獲22.55×104m3/d工業(yè)氣流，發(fā)現(xiàn)了九龍山構(gòu)造珍珠沖段氣藏。九龍山地區(qū)珍珠沖段埋深通常大于3 000 m，厚度130～210 m，為沖積扇和扇三角洲前緣沉積[7]。珍珠沖段沉積時(shí)，九龍山西部地區(qū)地勢(shì)相對(duì)較高，為主要的剝蝕區(qū)和物源區(qū)，東部地區(qū)地勢(shì)相對(duì)較低，特別是龍15井附近一帶，由于地勢(shì)突然變化，發(fā)育了一套巨厚的扇三角洲礫巖體，該區(qū)是九龍山構(gòu)造珍珠沖段礫層儲(chǔ)集層發(fā)育的有利沉積區(qū)[8]。

珍珠沖段巖性以灰色塊狀石英質(zhì)礫巖為主，礫徑不均（多為35～60 mm，最大為230 mm），磨圓度好，礫石間充填物以中—粗粒砂質(zhì)為主。儲(chǔ)集層非均質(zhì)性強(qiáng)，但由于礫巖脆性較大，在強(qiáng)烈的構(gòu)造作用下天然裂縫十分發(fā)育[8]。九龍山地區(qū)珍珠沖段裂縫可分為構(gòu)造裂縫、成巖裂縫以及原巖裂縫 3種成因類(lèi)型，以構(gòu)造剪切裂縫為主要類(lèi)型[7]。斷層附近伴生大量裂縫，改善了儲(chǔ)集層物性，高產(chǎn)井均分布于斷裂、裂縫發(fā)育區(qū)，裂縫不發(fā)育區(qū)鉆井測(cè)試為干層。

3.2 通南巴地區(qū)

通南巴構(gòu)造帶是四川盆地的第二大構(gòu)造，該構(gòu)造帶在印支期具北東向鼻狀雛形，晚燕山期隆升褶皺形成北北東向背斜。晚燕山期主要受大巴山推覆帶影響，發(fā)育北西向斷裂，將構(gòu)造帶分割成包括馬路背、河壩場(chǎng)等在內(nèi)的4個(gè)次級(jí)構(gòu)造。

馬路背構(gòu)造總體表現(xiàn)為一大型、被斷層切割復(fù)雜化的斷鼻構(gòu)造，處于印支期構(gòu)造高部位，缺失須一段和須二段下亞段。須二段中亞段沉積時(shí)期，四川盆地發(fā)生了一次大規(guī)模湖泛，沉積一套厚10～40 m的泥頁(yè)巖。而馬路背地區(qū)在該次湖泛早期發(fā)育了一套十幾米厚的濱淺湖灘壩相沉積，巖石成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度較高，石英含量 90%以上，含極少量長(zhǎng)石和巖屑，黏土礦物等雜基含量極少。此類(lèi)砂巖沉積過(guò)程中經(jīng)歷了反復(fù)的淘洗，由于缺乏軟質(zhì)巖屑和原基質(zhì)，后期壓實(shí)量不大，原生孔隙的損失量亦較?。ㄒ?jiàn)圖8a）。同時(shí)微裂縫和顆粒破裂紋較發(fā)育，這些微裂縫呈長(zhǎng)條狀穿越單個(gè)或數(shù)個(gè)顆粒，形狀不規(guī)則，縫寬0.06～0.10 mm，最大可達(dá)0.60 mm（見(jiàn)圖8b）。

圖8 馬101井須二段底部石英砂巖段儲(chǔ)集空間類(lèi)型

印支—燕山期，馬路背地區(qū)處于古隆起構(gòu)造背景，長(zhǎng)期位于油氣運(yùn)移的指向區(qū)，氣源復(fù)雜，有自生自?xún)?chǔ)，亦有下伏海相氣源的補(bǔ)充，運(yùn)移通道主要是向下斷穿嘉陵江組膏巖層的斷層。晚期的壓實(shí)、膠結(jié)和構(gòu)造改造等作用使早期的古氣藏變成了致密的含氣層，受晚燕山—喜馬拉雅期的構(gòu)造運(yùn)動(dòng)影響，形成裂縫發(fā)育帶，為馬路背地區(qū)須二段致密砂巖天然氣的富集高產(chǎn)創(chuàng)造了有利條件。

2009年馬101井須二段試獲60×104m3/d高產(chǎn)工業(yè)氣流，2009年8月底投入試采以來(lái)，累計(jì)產(chǎn)氣已經(jīng)超過(guò) 1×108m3，產(chǎn)層為須二段中亞段底部十幾米厚的純石英砂巖，證實(shí)高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)、不含水，已探明儲(chǔ)量191×108m3。

3.3 元壩地區(qū)

元壩地區(qū)為九龍山背斜、通南巴背斜和川中低緩構(gòu)造帶之間的向斜，已有19口井在陸相須家河組、自流井組、千佛崖組6個(gè)層段試獲工業(yè)氣流，近期元陸5井珍珠沖段、元陸7（YL7）井須三段連續(xù)試獲日產(chǎn)超百萬(wàn)立方米高產(chǎn)工業(yè)氣流，說(shuō)明元壩地區(qū)具有大面積含氣、局部富集高產(chǎn)的特點(diǎn)。

3.3.1 元陸5井

元陸 5井位于元壩中部地區(qū)，該區(qū)斷裂及伴生的小幅度褶皺發(fā)育，自流井組珍珠沖段沉積時(shí)期，元壩地區(qū)與鄰區(qū)九龍山類(lèi)似，總體以扇三角洲粗粒沉積為主，常規(guī)地震剖面顯示元陸 5井珍珠沖段河道下切現(xiàn)象十分明顯，為相對(duì)遠(yuǎn)離物源的扇三角洲平原主河道礫巖沉積（見(jiàn)圖9）。礫石成分以石英巖為主，分選、磨圓較好，泥質(zhì)含量少，礫巖層厚度大，裂縫發(fā)育，完井后射孔測(cè)試獲得150×104m3/d高產(chǎn)工業(yè)氣流。高產(chǎn)有兩個(gè)關(guān)鍵因素：①位于構(gòu)造高部位，斷層發(fā)育，構(gòu)造變形強(qiáng)，網(wǎng)狀裂縫發(fā)育，測(cè)試段成像測(cè)井顯示其發(fā)育網(wǎng)狀穿礫縫，觀(guān)察到礫緣裂縫共 109條。構(gòu)造高部位有利于側(cè)向烴源的運(yùn)聚；斷層附近有利于深部烴源的運(yùn)移，這一點(diǎn)與九龍山珍珠沖段天然氣高產(chǎn)富集規(guī)律一致。②位于三角洲平原分流主河道，沉積相帶有利。

圖9 過(guò)元陸5井地震剖面圖

3.3.2 元陸7井

元陸 7井位于元壩西北部九龍山背斜傾沒(méi)端，須三段鈣屑砂巖儲(chǔ)集層酸壓測(cè)試獲得天然氣 120.8×104m3/d。須三段沉積時(shí)期，元陸 7井所在的元壩西北部地區(qū)主要發(fā)育辮狀河三角洲前緣沉積（見(jiàn)圖10），儲(chǔ)集層巖石類(lèi)型主要為鈣屑砂巖，普遍具有碳酸鹽巖巖屑含量高的特點(diǎn)，發(fā)育粒間溶孔（主要是鈣屑被溶蝕），為孔隙型和裂縫-孔隙型儲(chǔ)集層。由于砂體沉積時(shí)水動(dòng)力條件強(qiáng)，包括鈣屑砂巖在內(nèi)的砂巖儲(chǔ)集層具有較高的初始孔隙度[9]，須三段鈣屑砂巖儲(chǔ)集層與含煤的烴源巖交互發(fā)育，有利于在相對(duì)剛性的砂巖地層中形成裂縫，有利于烴源巖的排烴與烴類(lèi)運(yùn)移，烴源巖生烴產(chǎn)生大量的有機(jī)酸，加之碳酸鹽巖巖屑含量高（大于90%），利于溶蝕作用的發(fā)生，形成粒間溶孔，利于儲(chǔ)集層形成。且元陸 7井位于九龍山構(gòu)造傾沒(méi)端，處于構(gòu)造高部位，利于天然氣富集高產(chǎn)。

4 天然氣高產(chǎn)富集主控因素

圖10 元壩地區(qū)須三段天然氣高產(chǎn)富集模式圖

關(guān)于四川盆地須家河組的成藏機(jī)理與模式，不同學(xué)者提出了不同的看法，如，王紅軍等[10]認(rèn)為源-儲(chǔ)三明治結(jié)構(gòu)是大面積成藏的基礎(chǔ)；趙政璋等從大氣區(qū)的角度，提出烴源巖與儲(chǔ)集層的廣覆式分布是須家河組大面積成藏的主要原因[11]；李偉等提出水溶氣脫溶成藏是須家河組大面積成藏的重要機(jī)理之一[12]。在大面積成藏的基礎(chǔ)上，優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層的發(fā)育成為天然氣富集的控制因素，沉積微相、成巖相與裂縫的發(fā)育聯(lián)合控制優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層的發(fā)育。通過(guò)對(duì)九龍山、馬路背、元壩3個(gè)地區(qū) 5口典型高產(chǎn)井的解剖和近年來(lái)的勘探實(shí)踐，筆者提出沉積物源控制巖石類(lèi)型、膠結(jié)類(lèi)型、沉積微相特征（物源控儲(chǔ)）；烴源巖控制成藏規(guī)模和氣藏位置（烴源控藏）；構(gòu)造類(lèi)型控制裂縫發(fā)育的規(guī)模、部位（構(gòu)造控縫）；裂縫和儲(chǔ)集層的匹配控制產(chǎn)量的高低和穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間（縫儲(chǔ)控產(chǎn)）。

4.1 物源控儲(chǔ)

物源控制巖石類(lèi)型、膠結(jié)類(lèi)型、微相特征；巖石類(lèi)型及其礦物成分的差異決定了砂巖儲(chǔ)集性能的不同[3,13-15]。砂巖類(lèi)型、骨架礦物成分（特別是巖屑成分）及其平面分布規(guī)律明顯受物源方向和源區(qū)母巖性質(zhì)的控制，同時(shí)影響了砂巖的成巖作用序列與成巖產(chǎn)物的類(lèi)型（主要是膠結(jié)類(lèi)型）[16]。四川盆地北部地區(qū)陸相層系主要儲(chǔ)集層段在區(qū)域上存在較大變化，受物源的控制，元壩地區(qū)陸相層系主力儲(chǔ)集層?xùn)|西部有差異，元壩西部地區(qū)儲(chǔ)集層以須家河組二段、三段為主，而元壩中東部地區(qū)則以須家河組四段、自流井組珍珠沖段為主力儲(chǔ)集層。以須三段鈣屑砂巖儲(chǔ)集層為例，四川盆地北部地區(qū)須三段物源來(lái)自龍門(mén)山北段的摩天嶺古陸P—T碳酸鹽巖發(fā)育區(qū)，鈣屑含量高達(dá)90%，膠結(jié)類(lèi)型也以鈣質(zhì)膠結(jié)為主，高含量的碳酸鹽巖巖屑以及碳酸鹽膠結(jié)物為后期溶蝕作用的發(fā)生及次生溶孔的形成奠定了基礎(chǔ)，元陸 7井須三段薄片顯示溶蝕孔隙十分發(fā)育，測(cè)試獲得高產(chǎn)。元壩西部地區(qū)須三段鈣屑砂巖儲(chǔ)集層的形成有 4個(gè)有利因素：①物源區(qū)為二疊系—三疊系的碳酸鹽巖，易于分解溶蝕，元壩西部地區(qū)離物源區(qū)近，有利于保存碳酸鹽巖巖屑；②須三段沉積時(shí)期為含煤的湖泊沼澤環(huán)境，其介質(zhì)偏酸性，利于溶蝕作用的發(fā)生；③孔隙水中 CO2的含量對(duì)碳酸鹽的溶解有重大影響，在砂巖厚度相對(duì)較薄，或成巖作用強(qiáng)、壓力大的條件下，泥頁(yè)巖中的水被擠入砂巖，造成砂巖中 CO2含量的增高和碳酸鹽的溶解，提高了孔隙度，裂縫發(fā)育時(shí)更易于溶蝕作用發(fā)生；④須三段烴源巖生烴過(guò)程中產(chǎn)生有機(jī)酸的溶蝕作用。元陸 7井等 7口井碎屑成分統(tǒng)計(jì)分析也提供了進(jìn)一步的佐證，須一段、須二段巖屑含量分別為 22%、26%，而須三段、須四段巖屑含量則分別達(dá)到 60%和65%，這應(yīng)是四川盆地北部元壩、劍閣一帶多口井在較純凈的鈣屑砂巖中均見(jiàn)到一層或幾層低自然伽馬、低電阻率、低密度、高聲波時(shí)差巖石的原因。

物源方向決定了不同方向三角洲朵狀砂體展布。不同沉積微相類(lèi)型的砂體由于沉積環(huán)境、水動(dòng)力條件的不同，導(dǎo)致沉積物的碎屑成分、結(jié)構(gòu)、粒度、分選、單層厚度各不相同，最終影響不同微相的儲(chǔ)集能力[17]。四川盆地北部須家河組、自流井組（扇）三角洲主河道的分布控制砂（礫）巖儲(chǔ)集體的發(fā)育，進(jìn)而控制氣藏的規(guī)模和分布，近物源的河道微相砂體厚度大，橫向分布穩(wěn)定，水動(dòng)力較強(qiáng)，對(duì)推移底載負(fù)荷沉積物的改造作用也強(qiáng)，沉積物粒度較粗，分選性相對(duì)較好，泥質(zhì)含量低，為砂巖儲(chǔ)集層發(fā)育的有利沉積微相。而其余相對(duì)遠(yuǎn)離物源的席狀砂、河口壩、決口扇和天然堤等微相砂體因堆積速度快，沉積物改造不充分，泥質(zhì)含量高，分選差，一般不利于儲(chǔ)集層發(fā)育。

4.2 烴源控藏

四川盆地上三疊統(tǒng)須家河組發(fā)育以須一段、須三段、須五段泥質(zhì)巖為主的烴源巖，盆地北部地區(qū)須家河組天然氣主要來(lái)自本層烴源巖。萬(wàn)茂霞等從天然氣的組成、天然氣碳同位素特征等方面提出目前四川盆地發(fā)現(xiàn)的須家河組天然氣與上覆侏羅系及下伏三疊系、二疊系海相地層天然氣差異明顯[18]。唐躍等通過(guò)對(duì)川中與川西北主要?dú)馓锾烊粴饨M分、天然氣運(yùn)移指標(biāo)等資料的詳細(xì)分析[19]，發(fā)現(xiàn)須家河組二、四、六段氣源分別為一、三、五段烴源巖，且不同含氣層段之間很少有氣源竄通的現(xiàn)象。王紅軍等也對(duì)廣安地區(qū)須四氣藏、須六氣藏天然氣的組分和同位素組成進(jìn)行了對(duì)比分析[10]，認(rèn)為二者具有明顯的差異，來(lái)自不同的氣源：須四段天然氣甲烷含量達(dá) 90%～95%，乙烷達(dá)3%～6%；須六段甲烷含量達(dá)87%～93%，乙烷為5%～8%。須四段甲烷碳同位素組成為-38‰～-36‰，乙烷碳同位素組成為-26‰～-22‰；須六段甲烷碳同位素組成為-42‰～-39‰，乙烷碳同位素組成為-29‰～-25‰。

勘探實(shí)踐也證實(shí)了上述論證，元壩地區(qū)多口井在須家河組三段試獲高產(chǎn)工業(yè)氣流，同時(shí)在須四段也有發(fā)現(xiàn)，而須二段單從儲(chǔ)集層物性來(lái)看，要好于須三、須四段，但測(cè)試普遍為低產(chǎn)或干層，這與該區(qū)須三段烴源巖發(fā)育而須一段烴源巖缺失或較薄有重要關(guān)系[20]。須家河組儲(chǔ)集層橫向分布具非均質(zhì)性，加之缺少可作為區(qū)域運(yùn)移通道的不整合面，且多數(shù)地區(qū)斷裂不夠發(fā)育，決定了須家河組的氣源只能直接來(lái)自下伏的烴源巖或與儲(chǔ)集層同期發(fā)育的相鄰烴源巖。在以須家河組為主要目的層的陸相地層勘探中，應(yīng)將識(shí)別烴源巖和尋找優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層放在同等重要的地位，確定下伏和相鄰烴源巖的發(fā)育程度及分布范圍。基于近源成藏的特點(diǎn)，生氣強(qiáng)度不必大于20×108m3/km2，只要緊鄰一定規(guī)模的烴源巖，儲(chǔ)集層物性較好、裂縫相對(duì)發(fā)育，就能找到高產(chǎn)富集區(qū)，烴源巖發(fā)育的程度和分布控制天然氣的富集程度與氣藏規(guī)模。

四川盆地北部地區(qū)陸相層系烴源巖累計(jì)厚度大、分布范圍廣，有機(jī)質(zhì)豐度高、生氣強(qiáng)度大，因而具有形成大中型氣田的資源基礎(chǔ)。

4.3 構(gòu)造控縫

四川盆地北部地區(qū)受來(lái)自龍門(mén)山、米倉(cāng)山、大巴山、雪峰山 4個(gè)方向、不同時(shí)期構(gòu)造應(yīng)力的作用，形成了現(xiàn)今多種走向構(gòu)造共存的格局，但主要表現(xiàn)為九龍山背斜、通南巴背斜及其二者之間的向斜，和川中隆起之間的元壩—巴中—通江向斜。除周邊山前帶外，燕山期以來(lái)，四川盆地北部地區(qū)受到持續(xù)的擠壓應(yīng)力作用，表現(xiàn)出3個(gè)序次的構(gòu)造，第1序次構(gòu)造為上述背斜、向斜，主要受來(lái)自龍門(mén)山、米倉(cāng)山、雪峰山的北西—南東向擠壓形成，九龍山、元壩、通南巴 3個(gè)地區(qū)受龍門(mén)山方向構(gòu)造擠壓影響大，背斜東南翼斷裂比西北翼發(fā)育，九龍山背斜傾沒(méi)端延續(xù)至元壩西部和劍閣一帶，通南巴背斜向西南延續(xù)至元陸 5井一帶，持續(xù)的區(qū)域水平應(yīng)力作用，在背斜的脊部和向斜的槽部會(huì)形成共軛節(jié)理[21]；第 2序次構(gòu)造為龍門(mén)山、大巴山相向擠壓形成的北東、北西和南北向斷裂和褶皺，龍門(mén)山向九龍山、元壩西部地區(qū)斷裂主要為北東向展布，到元壩中部轉(zhuǎn)變?yōu)橐越媳毕驗(yàn)橹?，再向東變化為受大巴山控制的北西向斷裂，目前高產(chǎn)氣藏受來(lái)自龍門(mén)山方向、傾向北西的斷層控制明顯，且影響范圍小于600 m；第3序次構(gòu)造是第2序次構(gòu)造的派生構(gòu)造，如第2序次斷裂的反向調(diào)節(jié)斷層。

不同級(jí)別斷層的交會(huì)點(diǎn)、斷層拐點(diǎn)、分支點(diǎn)、端點(diǎn)會(huì)造成應(yīng)力集中[22]。上述 3個(gè)序次構(gòu)造的斷裂發(fā)育或應(yīng)力集中部位最易形成裂縫，不同方向、不同期次構(gòu)造的疊加部位也易形成裂縫，因此，九龍山背斜傾沒(méi)端東南翼、通南巴背斜傾沒(méi)端和南北向斷層疊加的元壩中東部地區(qū)，向斜槽部和南北向、北西向斷裂疊加地區(qū)，應(yīng)是裂縫發(fā)育的主要地區(qū)。裂縫的形成也受到巖層性質(zhì)、成巖作用的影響，比如，溶蝕孔洞發(fā)育易造成應(yīng)力集中等，但構(gòu)造控制起主導(dǎo)作用。

4.4 縫-儲(chǔ)控產(chǎn)

四川盆地北部陸相儲(chǔ)集層普遍具有低孔低滲特征，裂縫是改善儲(chǔ)集性能和促進(jìn)天然氣富集的重要因素?？碧綄?shí)踐表明，構(gòu)造裂縫發(fā)育時(shí)，致密儲(chǔ)集層滲透率明顯提高，元陸 5井珍珠沖段基質(zhì)孔隙度不高，網(wǎng)狀裂縫十分發(fā)育，常規(guī)測(cè)試獲天然氣150×104m3/d。但要形成高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)，必須具備裂縫-孔隙型儲(chǔ)集層，馬101井須二段試獲60×104m3/d高產(chǎn)工業(yè)氣流，2009年 8月底投入試采以來(lái)，產(chǎn)量穩(wěn)定在（11～13）×104m3/d，累計(jì)產(chǎn)氣超過(guò) 1×108m3，這與石英砂巖儲(chǔ)集層密切相關(guān)。若僅裂縫發(fā)育，而儲(chǔ)集層孔隙不發(fā)育，盡管也可以試獲高產(chǎn)，但產(chǎn)量衰減很快，難以穩(wěn)產(chǎn)。因此，天然氣的高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)需要裂縫和孔隙型儲(chǔ)集層的匹配，疊合了裂縫系統(tǒng)的有效儲(chǔ)集層分布區(qū)才是油氣高產(chǎn)富集的有利部位。

5 結(jié)論

四川盆地北部陸相層系成藏地質(zhì)條件優(yōu)越，發(fā)育良好的生儲(chǔ)蓋組合，勘探潛力巨大，具備形成陸相大氣田的地質(zhì)條件，結(jié)合該區(qū)地質(zhì)特點(diǎn)和勘探實(shí)踐，提出了“沉積物源控制巖石類(lèi)型、膠結(jié)類(lèi)型、沉積微相特征；烴源巖控制成藏規(guī)模和氣藏位置；構(gòu)造類(lèi)型控制裂縫發(fā)育的規(guī)模、發(fā)育的部位；裂縫和儲(chǔ)集層的匹配控制產(chǎn)量的高低和穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間”的勘探和研究思路。依此模式預(yù)測(cè)元壩地區(qū)西部和劍閣地區(qū)須三段、須四段，元壩中東部地區(qū)須四段、自流井組，及通南巴構(gòu)造馬路背、河壩場(chǎng)地區(qū)珍珠沖段、須二段是天然氣富集高產(chǎn)的主要區(qū)塊，而且該地區(qū)已取得突破，可以作為下一步勘探重點(diǎn)展開(kāi)目標(biāo)區(qū)。應(yīng)加強(qiáng)對(duì)通南巴背斜西北翼與南江地區(qū)烴源巖的研究，在烴源巖發(fā)育區(qū)開(kāi)展儲(chǔ)集層評(píng)價(jià)研究，有望取得突破。四川盆地北部地區(qū)須家河組二段普遍見(jiàn)低產(chǎn)氣流，儲(chǔ)集層埋藏深，但單純從儲(chǔ)集層物性來(lái)看，要好于或與須三段、須四段相當(dāng)，應(yīng)加強(qiáng)須一段及須二段烴源巖評(píng)價(jià)，尋找烴源巖發(fā)育區(qū)。

[1] 劉若冰, 郭彤樓, 邵明莉. 川東北元壩地區(qū)中淺層天然氣氣源及成因類(lèi)型[J]. 天然氣工業(yè), 2011, 31(6)： 34-38.Liu Ruobing, Guo Tonglou, Shao Mingli. Sources and genetic types of gas in the middle-shallow strata of the Yuanba area, northeastern Sichuan Basin[J]. Natural Gas Industry, 2011, 31(6)： 34-38.

[2] 朱揚(yáng)明, 李穎, 郝芳, 等. 四川盆地東北部海、陸相儲(chǔ)集層瀝青組成特征及來(lái)源[J]. 巖石學(xué)報(bào), 2012, 28(3)： 871-878.Zhu Yangming, Li Ying, Hao Fang, et al. Compositional characteristics and origin of marine and terrestrial solid reservoir bitumen in the northeast Sichuan Basin[J]. Acta Petrologica Sinica,2012, 28(3)： 871-878.

[3] 裴森奇, 戴鴻鳴, 楊躍明, 等. 川西北九龍山構(gòu)造須二段儲(chǔ)層演化特征[J]. 天然氣工業(yè), 2008, 28(2)： 51-53.Pei Senqi, Dai Hongming, Yang Yueming, et al. Evolutionary characteristics of T3x2reservoir in Jiulongshan structure, northwest Sichuan Basin[J]. Natural Gas Industry, 2008, 28(2)： 51-53.

[4] 何鵬, 王允誠(chéng), 劉樹(shù)根, 等. 九龍山氣田須二下亞段氣藏裂縫的多信息疊合評(píng)價(jià)[J]. 成都理工學(xué)院學(xué)報(bào), 1999, 26(3)： 18-20.He Peng, Wang Yuncheng, Liu Shugen, et al. Multi-information coincidence evaluation fracture of Xu-Ⅱ lower section gas pool in Jiulongshan gas field[J]. Journal of Chengdu University of Technology, 1999, 26(3)： 18-20.

[5] 潘登, 邢景寶, 林然, 等. 九龍山構(gòu)造欠平衡鉆井提速的可行性分析[J]. 天然氣工業(yè), 2010, 30(10)： 53-55.Pan Deng, Xing Jingbao, Lin Ran, et al. A feasibility study of using UBD to improve the ROP at the Jiulongshan Structure, Sichuan Basin[J]. Natural Gas Industry, 2010, 30(10)： 53-55.

[6] 劉樹(shù)根, 何鵬, 鄧榮貴, 等. 川西九龍山構(gòu)造須二段巖石力學(xué)性質(zhì)與裂縫發(fā)育規(guī)律研究[J]. 天然氣工業(yè), 1996, 16(2)： 1-4.Liu Shugen, He Peng, Deng Ronggui, et al. Rock mechanics and fracture distribution of Xu 2 Member in Jiulongshan Structure of western Sichuan basin[J]. Natural Gas Industry, 1996, 16(2)： 1-4.

[7] 李躍綱, 鞏磊, 曾聯(lián)波, 等. 四川盆地九龍山構(gòu)造致密礫巖儲(chǔ)集層裂縫特征及其貢獻(xiàn)[J]. 天然氣工業(yè), 2012, 32(1)： 22-26.Li Yuegang, Gong Lei, Zeng Lianbo, et al. Characteristics of fractures and their contribution to the deliverability of tight conglomerate reservoirs in the Jiulongshan Structure, Sichuan Basin[J]. Natural Gas Industry, 2012, 32(1)： 22-26.

[8] 鄧瑛, 宋繼勝, 王萍, 等. 四川盆地九龍山構(gòu)造多層系儲(chǔ)層疊前描述[J]. 中國(guó)石油勘探, 2011(5/6)： 79-88.Deng Ying, Song Jisheng, Wang Ping, et al. Prestack description of multilayer reservoirs in Jiulong Mountain, Sichuan Basin[J]. China Petroleum Exploration, 2011(5/6)： 79-88.

[9] 鄭榮才, 魏欽廉, 高紅燦, 等. 川西坳陷中段須四段鈣屑砂巖儲(chǔ)層特征及有利區(qū)塊預(yù)測(cè)[J]. 成都理工大學(xué)學(xué)報(bào)： 自然科學(xué)版,2007, 34(5)： 489-496.Zheng Rongcai, Wei Qinlian, Gao Hongcan, et al. Prediction of the favorable blocks and the calcarenaceous sandstone reservoir characteristics of upper Triassic in middle section of the west Sichuan depression[J]. Journal of Chengdu University of Technology：Science and Technology Edition, 2007, 34(5)： 489-496.

[10] 王紅軍, 卞從勝, 施振生. 四川盆地須家河組有效源儲(chǔ)組合對(duì)天然氣藏形成的控制作用[J]. 天然氣地球科學(xué), 2011, 22(1)： 38-46.Wang Hongjun, Bian Congsheng, Shi Zhensheng. The control effect of the effective source-reservoir combinations to gas reservoir formation in Xujiahe Formation, Sichuan Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2011, 22(1)： 38-46.

[11] 趙政璋, 杜金虎, 鄒才能, 等. 大油氣區(qū)地質(zhì)勘探理論及意義[J].石油勘探與開(kāi)發(fā), 2011, 38(5)： 513-522.Zhao Zhengzhang, Du Jinhu, Zou Caineng, et al. Geological exploration theory for large oil and gas provinces and its significance[J]. Petroleum Exploration and Development, 2011,38(5)： 513-522.

[12] 李偉, 秦勝飛, 胡國(guó)藝, 等. 水溶氣脫溶成藏： 四川盆地須家河組天然氣大面積成藏的重要機(jī)理之一[J]. 石油勘探與開(kāi)發(fā), 2011,38(6)： 662-670.Li Wei, Qin Shengfei, Hu Guoyi, et al. Accumulation of water-soluble gas by degasification： One of important mechanisms of large gas accumulations in the Xujiahe Formation, Sichuan Basin[J]. Petroleum Exploration and Development, 2011, 38(6)：662-670.

[13] 鄒才能, 徐春春, 汪澤成, 等. 四川盆地臺(tái)緣帶礁灘大氣區(qū)地質(zhì)特征與形成條件[J]. 石油勘探與開(kāi)發(fā), 2011, 38(6)： 641-651.Zou Caineng, Xu Chunchun, Wang Zecheng, et al. Geological characteristics and forming conditions of the large platform margin reef-shoal gas province in the Sichuan Basin[J]. Petroleum Exploration and Development, 2011, 38(6)： 641-651.

[14] 郭秋麟, 李建忠, 陳寧生, 等. 四川合川—潼南地區(qū)須家河組致密砂巖氣成藏模擬[J]. 石油勘探與開(kāi)發(fā), 2011, 38(4)： 409-417.Guo Qiulin, Li Jianzhong, Chen Ningsheng, et al. Modeling of the tight sandstone gas accumulation for the Xujiahe Formation,Hechuan-Tongnan Area, Sichuan Basin[J]. Petroleum Exploration and Development, 2011, 38(4)： 409-417.

[15] 趙澄林, 朱筱敏. 沉積巖石學(xué)[M]. 北京： 石油工業(yè)出版社, 2001：390-391.Zhao Chenglin, Zhu Xiaomin. Sedimentary petrology[M]. Beijing：Petroleum Industry Press, 2001： 390-391.

[16] 羅靜蘭, 魏新善, 姚涇利, 等. 物源與沉積相對(duì)鄂爾多斯盆地北部上古生界天然氣優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的控制[J]. 地質(zhì)通報(bào), 2010, 29(6)：811-820.Luo Jinglan, Wei Xinshan, Yao Jingli, et al. Provenance and depositional facies controlling on the Upper Paleozoic excellent natural gas-reservoir in northern Ordos Basin, China[J]. Geological Bulletin of China, 2010, 29(6)： 811-820.

[17] 孟慶芬, 侯加根, 程昌茹, 等. 友誼油田沙三上亞段儲(chǔ)層物性特征及控制因素分析[J]. 西安石油大學(xué)學(xué)報(bào)： 自然科學(xué)版, 2008,23(2)： 20-23.Meng Qingfen, Hou Jiagen, Cheng Changru, et al. Physical properties of Es31reservoir of Youyi Oilfield and their control factors[J]. Journal of Xi’an Shiyou University： Natural Science Edition, 2008, 23(2)： 20-23.

[18] 萬(wàn)茂霞, 謝邦華, 陳盛吉, 等. 四川盆地上三疊統(tǒng)油氣源對(duì)比[J].天然氣工業(yè), 2012, 32(3)： 22-24.Wan Maoxia, Xie Banghua, Chen Shengji, et al. Hydrocarbon source correlation of the upper Triassic reservoirs in the Sichuan Basin[J].Natural Gas Industry, 2012, 32(3)： 22-24.

[19] 唐躍, 王靚靚, 崔澤宏. 川中地區(qū)上三疊統(tǒng)須家河組氣源分析[J].地質(zhì)通報(bào), 2011, 30(10)： 1608-1613.Tang Yue, Wang Liangliang, Cui Zehong. An analysis of the gas source in the Upper Triassic Xujiahe Formation, central Sichuan Basin[J]. Geological Bulletin of China, 2011, 30(10)： 1608-1613.

[20] 趙文智, 卞從勝, 徐春春, 等. 四川盆地須家河組須一、三和五段天然氣源內(nèi)成藏潛力與有利區(qū)評(píng)價(jià)[J]. 石油勘探與開(kāi)發(fā), 2011,38(4)： 385-393.Zhao Wenzhi, Bian Congsheng, Xu Chunchun, et al. Assessment on gas accumulation potential and favorable plays within the Xu-1, 3 and 5 Members of Xujiahe Formation in Sichuan Basin[J]. Petroleum Exploration and Development, 2011, 38(4)： 385-393.

[21] 李東旭, 周濟(jì)元. 地質(zhì)力學(xué)導(dǎo)論[M]. 北京： 地質(zhì)出版社, 1986：100-101.Li Dongxu, Zhou Jiyuan. Geological mechanics[M]. Beijing：Geological Publishing House, 1986： 100-101.

[22] 徐開(kāi)禮, 朱志澄. 構(gòu)造地質(zhì)學(xué)[M]. 北京： 地質(zhì)出版社, 1984：34-35.Xu Kaili, Zhu Zhicheng. Structural geology[M]. Beijing： Geological Publishing House, 1984： 34-35.