李偉 秦勝飛 胡國藝

1.中國石油勘探開發(fā)研究院 2.提高石油采收率國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室

四川盆地須家河組水溶氣的長距離側(cè)向運(yùn)移與聚集特征

李偉1，2秦勝飛1胡國藝1

1.中國石油勘探開發(fā)研究院 2.提高石油采收率國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室

四川盆地水溶氣的脫溶成藏是眾多地質(zhì)工作者研究的重要問題，但僅有少數(shù)人找到了不同地區(qū)水溶氣脫溶成藏的證據(jù)。經(jīng)過對大量天然氣的組分特征、同位素特征及成藏條件的研究，認(rèn)識到川中地區(qū)上三疊統(tǒng)須家河組確實(shí)存在水溶氣的長距離側(cè)向運(yùn)移與脫溶成藏事件，并從天然氣性質(zhì)的變化特征、同位素特征等方面找到了支持這一觀點(diǎn)的證據(jù)。該區(qū)水溶氣的長距離側(cè)向運(yùn)移存在氣源區(qū)的超高壓、非均質(zhì)致密儲層、強(qiáng)烈側(cè)向壓差等3個有利條件，同時也具備順層壓差驅(qū)動下的水溶氣幕式運(yùn)移、運(yùn)移過程中的斷續(xù)脫氣與聚集、天然氣聚集規(guī)模受連通儲集體大小控制等3個重要運(yùn)聚特點(diǎn)。水溶氣的脫溶成藏具有運(yùn)移距離越遠(yuǎn)、成藏越晚、天然氣越干、越富集重同位素13C或2H等特征。水溶氣的脫溶成藏也解釋了川中地區(qū)須家河組氣藏普遍含水且氣水關(guān)系復(fù)雜現(xiàn)象的原因。豐富的水溶氣資源也是四川盆地未來天然氣發(fā)展的重要新類型與新領(lǐng)域，值得重視。

四川盆地 晚三疊世 水溶氣 側(cè)向運(yùn)移 脫溶作用 晚期成藏 聚集特征 重同位素 幕式運(yùn)移

1 概況

四川盆地上三疊統(tǒng)經(jīng)歷了淺海陸棚—濱淺海、前陸盆地、陸內(nèi)坳陷盆地等3個演化階段［1－3］。上三疊統(tǒng)須家河組間互式發(fā)育厚層泥巖與厚層砂巖。須家河組一段、三段、五段及六段上部為泥巖，各段泥巖厚度介于30～480 m，累計厚度為150～900 m；須家河組二段、四段及六段下部為砂巖，各段砂巖厚度介于80～180 m，累計厚度為300～500 m［4－6］。華鎣山構(gòu)造帶以西的川中地區(qū)，自2005年以來，發(fā)現(xiàn)了廣安、合川、安岳等大型巖性氣藏疊合發(fā)育區(qū)（圖1），其天然氣藏類型主要為構(gòu)造—巖性氣藏與巖性氣藏，具有氣藏豐度低、砂巖厚而氣層薄、氣水關(guān)系復(fù)雜、含水較普遍、低產(chǎn)天然氣井廣泛分布、含氣面積大等特征［6－9］。

圖1 川中地區(qū)須家河組氣藏分布及地層壓力系數(shù)變化趨勢圖

長期以來，水溶氣［10－11］一直是非常規(guī)油氣資源的重要研究與開發(fā)對象，四川盆地水溶氣的脫溶成藏，也一直是眾多天然氣地質(zhì)工作者研究的重要問題。但是，相關(guān)問題的提出者與論文的發(fā)表者，大多沒有充分的依據(jù)來表征水溶氣脫溶成藏的基本特征，只有少數(shù)人找到了不同地區(qū)水溶氣脫溶成藏的證據(jù)。如：戴金星等發(fā)現(xiàn)了威遠(yuǎn)氣田震旦系天然氣甲烷碳同位素值明顯重于資陽震旦系天然氣［12］，認(rèn)為威遠(yuǎn)氣田是水溶氣脫溶氣藏；陳義才等人發(fā)現(xiàn)由須家河組碳同位素值計算的成熟度（Ro）明顯低于其鄰近地區(qū)烴源巖的成熟度，認(rèn)為是早期生成的氣溶于水，晚期地層抬升后水溶氣脫溶而成藏［13］。而對四川盆地須家河組水溶氣的認(rèn)識，也是從水層產(chǎn)氣認(rèn)識開始的。如楊遠(yuǎn)聰?shù)热嗽?993年，因水井產(chǎn)氣認(rèn)識到了川中龍女寺構(gòu)造與柘壩場地區(qū)存在大量須家河組水溶氣資源［14］；又如筆者近期基于蓬基井高產(chǎn)水與天然氣特征，認(rèn)識到了蓬萊鎮(zhèn)地區(qū)須家河組存在大量水溶氣等，同時還認(rèn)識到八角場須家河組氣藏具有水溶氣脫溶成藏的特點(diǎn)［15］。然而，須家河組水溶氣的長距離側(cè)向運(yùn)移與脫溶成藏的證據(jù)，則是近期才得以確認(rèn)的。

2 水溶氣的長距離側(cè)向運(yùn)移

天然氣主要以垂向運(yùn)移為主，側(cè)向運(yùn)移只能是短距離的［16－17］。但是一定條件下，筆者認(rèn)為天然氣可以長距離側(cè)向運(yùn)移，即以水溶氣的形式，由超高壓區(qū)向常壓區(qū)長距離側(cè)向運(yùn)移與脫溶聚集。由于甲烷分子小，其擴(kuò)散速度快，因此水溶氣的運(yùn)移與脫溶成藏具有運(yùn)移距離越遠(yuǎn)、天然氣密度越小、天然氣越干、成藏越晚，重同位素13C越富集等特征［16，18］。這一變化規(guī)律在川中水溶氣運(yùn)移聚集的多個路徑上都得到了證實(shí)。

2.1 川中地區(qū)水溶氣長距離側(cè)向運(yùn)移證據(jù)

川中地區(qū)須家河組天然氣的長距離側(cè)向運(yùn)移，主要是從區(qū)域天然氣性質(zhì)的變化與天然氣甲、乙烷碳同位素值變化得到證明的。

2.1.1 天然氣性質(zhì)的變化特征與水溶氣長距離側(cè)向運(yùn)移

由于四川盆地自須家河組沉積開始就受到龍門山、米倉山、大巴山等逆沖與擠壓的影響，四川盆地西部與北部發(fā)育深埋的坳陷帶［1－3］，存在西部與北部烴源巖熱演化程度高（Ro介于1.6%～2.0%），而川中—川南地區(qū)烴源巖熱演化程度低（Ro介于1.0%～1.4%）的特點(diǎn)［5，12］。按照其熱演化的整體趨勢，其天然氣性質(zhì)的變化應(yīng)該存在西北地區(qū)甲烷含量高、天然氣較干、丙烷轉(zhuǎn)化系數(shù)大、密度低的特征，而川中的東南部地區(qū)，則應(yīng)該呈現(xiàn)與之相反的特征。但是，自充西—安岳以東地區(qū)，天然氣性質(zhì)的上述參數(shù)卻出現(xiàn)了相反的情況（圖2）。

例如：自充西氣田的西59井開始，向東南至華鎣山西側(cè)，呈現(xiàn)甲烷含量增加、密度變低、干燥系數(shù)與丙烷轉(zhuǎn)化系數(shù)增大的趨勢，至合川氣田，干燥系數(shù)由0.78上升到了0.93，天然氣密度、丙烷轉(zhuǎn)化系數(shù)［19］等也有相應(yīng)的明顯變化。這一現(xiàn)象不僅很難用烴源巖熱演化程度差異來解釋，而且也很難用外來氣源來解析（因?yàn)榇罅繗庠磳Ρ妊芯拷Y(jié)果證明，其天然氣是須家河組烴源巖所生的［20］）。

圖2 川西北—川中地區(qū)須家河組天然氣性質(zhì)與甲烷碳同位素值區(qū)域變化特征剖面圖

而用水溶氣的側(cè)向運(yùn)移與脫溶成藏則可以很好地對這一現(xiàn)象進(jìn)行解釋，即水溶氣的側(cè)向運(yùn)移受分子擴(kuò)散速度差的影響，具有運(yùn)移越遠(yuǎn)、天然氣氣質(zhì)越干、成藏越晚等特征。

2.1.2 天然氣同位素特征與水溶氣的長距離側(cè)向運(yùn)移

由于水溶氣的脫溶成藏具有成藏越晚、運(yùn)移距離越遠(yuǎn)、重同位素13C越富集的特點(diǎn)［18－19，21］。從圖2中顯示，川中東南部龍女寺與合川氣藏中的甲烷，比西北部充西、蓮池及八角場等氣藏中的甲烷富集了更多的重同位素13C，不僅展示出水溶氣長距離側(cè)向運(yùn)移與脫溶產(chǎn)生的甲烷碳同位素值演化規(guī)律，而且展示合川氣藏是水溶氣最晚脫溶成藏的結(jié)果。這一特征還在多個天然氣的運(yùn)聚路徑上得到證明。如充西—廣安須四段氣藏中甲烷碳同位素值由－42.8‰上升到了－37.6‰、潼南—合川須二段氣藏中甲烷碳同位素值由－41.3‰上升到了－38.4‰，安岳—丹鳳場須二段氣藏中甲烷碳同位素值由－43.2‰上升到了－37.2‰（圖3）。

圖3 川中地區(qū)須家河組天然氣甲烷碳同位素值變化趨勢圖

因此，自安岳—充西的東南部地區(qū)，須家河組存在大量的水溶氣脫溶氣藏，而且其具有越向東南，氣藏形成越晚，甲烷越富集重同位素13C的規(guī)律。

2.2 水溶氣長距離側(cè)向運(yùn)移的條件與特征

筆者認(rèn)為致密儲層中水溶氣的長距離側(cè)向運(yùn)移與脫溶成藏具有獨(dú)特性。

2.2.1 水溶氣長距離側(cè)向運(yùn)移與脫溶成藏的條件

前人的研究成果證明，在地層壓力降低、地層水礦化度增高等條件下，水溶氣可以解析出來［20，22］。要長距離側(cè)向運(yùn)移，就必須在長距離的流體側(cè)向運(yùn)移途徑上存在地層異常壓力［22－24］，使其達(dá)到地層常壓地區(qū)時，還有大量水溶氣脫溶出來成藏，否則水溶氣的長距離側(cè)向運(yùn)移與脫溶成藏就不可能。要存在這一條件，就必須在氣源區(qū)存在超高壓流體，以促進(jìn)含有天然氣的流體不斷地向常壓區(qū)流動，使天然氣不僅能在高壓區(qū)脫溶成藏，也能在常壓區(qū)脫溶氣藏。要區(qū)域性的發(fā)育脫溶氣藏，就必須是流體壓力的逐漸降低，以形成多層次的水溶氣脫溶區(qū)，這就必須有非均質(zhì)的致密儲層來制約，使其流體流動不暢；在非均質(zhì)的致密儲層廣泛發(fā)育的條件下，流體的流動受到嚴(yán)重阻礙，能在儲層中形成壓差驅(qū)動機(jī)制［23］，以便于流體在明顯的壓差條件下，不斷地從一個儲集空間突破運(yùn)移到另一個儲集空間，以實(shí)現(xiàn)水溶氣的長距離運(yùn)移與區(qū)域性的脫溶成藏。

因此，這種長距離側(cè)向運(yùn)移與脫溶成藏存在3個重要條件，即氣源區(qū)的超高壓、疏導(dǎo)層的致密與非均質(zhì)、強(qiáng)烈的側(cè)向壓差驅(qū)動等。這3個條件在川中地區(qū)須家河組二段、四段、六段中都存在。其西部氣源區(qū)的地層多為超高壓，地層流體壓力系數(shù)為1.6～2.2（圖1、2），這為富含天然氣流體的遠(yuǎn)距離側(cè)向運(yùn)移提供了氣源動力。須家河組砂巖儲層為河流—三角洲相沉積［3－7］，孔隙度多介于3%～10%，滲透率多為0.001～0.1 m D，相對較好的儲層多發(fā)育于河道沉積中的中粗砂巖段，其他沉積微相多為致密的細(xì)粉砂巖，因此須家河組儲層具有很強(qiáng)的非均質(zhì)性［25－26］，這為流體流動的不暢奠定了基礎(chǔ)。須家河組在川西坳陷發(fā)育超高壓，在川中地區(qū)發(fā)育高壓，至華鎣山西側(cè)的大部分地區(qū)轉(zhuǎn)變?yōu)槌骸蛪?，這為須家河組疏導(dǎo)層中多層次壓差的形成創(chuàng)造了條件。因此，川中地區(qū)須家河組具備水溶氣長距離側(cè)向運(yùn)移與脫溶成藏的多個有利條件。

2.2.2 水溶氣長距離側(cè)向運(yùn)移與脫溶成藏的特征

川西坳陷須家河組為超高壓特征，其生氣強(qiáng)度多介于（40～90）×108m3／km2。因此，在氣源區(qū)的超壓條件下，水溶氣在非均質(zhì)的致密砂巖儲層中的長距離側(cè)向運(yùn)移與脫溶成藏，形成了以下3個重要的運(yùn)聚特點(diǎn)。

2.2.2.1 順層壓差驅(qū)動下的水溶氣幕式運(yùn)移

主要是指水溶氣隨流體在非均質(zhì)的致密儲層中側(cè)向運(yùn)移，因多個致密帶的阻滯，使其不能舒暢流動，只有當(dāng)致密帶下傾方向的流體壓力增加到可以突破致密帶時，含有天然氣的水體才能向上傾方向流動，進(jìn)入另一個壓力相對較低的儲集體，如此往復(fù)不斷，行如幕式，直至常壓—低壓帶為止。川中須家河組水溶氣的長距離側(cè)向運(yùn)移主要發(fā)生在充西—安岳以東及以南的地區(qū)。

2.2.2.2 水溶氣運(yùn)移過程中的斷續(xù)脫氣與聚集

是指水溶氣在壓差驅(qū)動下長距離幕式運(yùn)移過程中，每突破一個致密帶，地層壓力就降低一些，并脫出與聚集部分水溶氣。由于含氣地層水的運(yùn)移是幕式的，則其水溶氣的脫溶與聚集應(yīng)是斷續(xù)的。川中地區(qū)斷斷續(xù)續(xù)的發(fā)育一片片或一團(tuán)團(tuán)的天然氣富集區(qū)（圖1），就是水溶氣長距離運(yùn)移過程中斷續(xù)脫氣與局部規(guī)模聚集的結(jié)果。

2.2.2.3 天然氣聚集規(guī)模受連通儲集體大小控制

這主要是指天然氣富集的重要控制因素，即連通儲集體的規(guī)模越大，其賦存的流體越多，則脫溶出來的天然氣也就越多，氣水分異也越徹底（如圖4）。相反，規(guī)模小的儲集體，脫溶氣也很少，多只有儲層上傾部位存在少量含氣飽和度較低的氣區(qū)，氣水分異差，沒有明顯的氣水界面。這些特征在須家河組的天然氣分布中十分明顯。如廣安須六段氣田，由于地層的褶曲與裂縫的發(fā)育，使較多的儲集體連通成一個較大的整體，從而在廣安構(gòu)造頂部發(fā)育有明顯氣水界面的構(gòu)造—巖性氣藏，其含氣飽和度高達(dá)70%，儲量規(guī)模較大，有數(shù)百億立方米；而其北部下傾方向的廣安101—興華1井區(qū)，為典型的巖性氣藏，裂縫發(fā)育較差，連通儲集體規(guī)模較小，氣水分異也較差，沒有明顯的氣水界面，含氣飽和度低，介于45%～50%，儲量規(guī)模僅為數(shù)十億立方米［7，26－28］。又如安岳須二段氣藏與合川須二段氣藏，其下伏須一段烴源巖發(fā)育很差，大部分區(qū)域不發(fā)育烴源巖，其生氣強(qiáng)度低于1×108m3／km2，但其存在鼻隆構(gòu)造與背斜構(gòu)造背景，發(fā)育一定規(guī)模的小斷裂與裂縫，形成了大型連通儲集體，從而通過水溶氣的脫溶與大量分散游離氣的匯聚，使天然氣的探明儲量均超過了2 000×108m3。因此，須家河組天然氣聚集規(guī)模明顯受連通儲集體大小的控制。而連通儲集體的大小則主要受滲透性儲集體的疊置個數(shù)、裂縫的溝通條件、構(gòu)造背景等3大因素控制，3個條件都較好的地區(qū)就是天然氣富集區(qū)［7］。

圖4 非均質(zhì)致密砂巖中水溶氣長距離側(cè)向運(yùn)移與脫溶成藏剖面特征模式圖

3 水溶氣的區(qū)域性脫溶成藏

水溶氣的區(qū)域性脫溶成藏，不僅要有富含天然氣水體的廣泛分布，而且還必須有區(qū)域性的地層隆升與剝蝕，并造成區(qū)域性的地層壓力降低［29－30］。川中地區(qū)不僅具備這樣的條件，而且有充分的證據(jù)。

3.1 水溶氣區(qū)域性脫溶成藏條件

水溶氣脫溶成藏，不僅是水中溶解氣的脫溶成藏，更重要的是其帶動了大量分散游離氣的聚集［10，30］。因此，豐富的水溶氣與分散游離氣資源、廣泛發(fā)育的巖性圈閉與晚期強(qiáng)烈抬升剝蝕減壓等是水溶氣區(qū)域性脫溶成藏的重要條件。

3.1.1 須家河組水溶氣資源十分豐富

首先，須家河組源儲的交互發(fā)育促進(jìn)了水溶氣資源的廣泛分布。由于須家河組一段、三段、五段煤系氣源巖與須家河組二段、四段、六段致密砂巖在川中地區(qū)呈間互式的廣泛發(fā)育，可以在較大的區(qū)域內(nèi)使較多天然氣溶于水或分散游離于致密儲層中，這為水溶氣的區(qū)域性發(fā)育奠定了良好的氣源基礎(chǔ)、準(zhǔn)備了儲集空間。

其次，超高壓與超壓條件下，地層水的含氣量遠(yuǎn)大于理論計算值。Duan實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)［29］，在地層水礦化度為170 g／L、地層壓力為30 MPa、地層溫度為70℃的條件下，1 m3地層水可溶解甲烷2.01 m3；在地層壓力為60 MPa、溫度為150℃時，甲烷溶解量上升到4.19 m3。這展示天然氣在水中的溶解量，雖然隨壓力的增加而增多，但溶解的天然氣還是有限的。然而，在墨西哥灣沿岸的新生界壓力系數(shù)為1.9的區(qū)域，地層水中富含大量天然氣，如6 000 m深的地層水含氣量達(dá)92.8 m3／m3［19，30］。B.A索科洛夫發(fā)現(xiàn)烏克蘭的維塔諾夫5號井，井深3 304～3 315 m，水溶氣含量達(dá)150 m3／m3；維塔諾夫10號井，井深3 780～3 865 m，水溶氣含量高達(dá)206 m3／m3；第聶伯—頓涅茨盆地魯基1號井、薩夫欽科1號井和包雷尼亞1、2號井，實(shí)測的水溶氣量高達(dá)690～20 000 m3／m3［10，16，18－19，21］。由此可知，在氣源充足的情況下，高壓地層水的含氣量是理論值的幾倍至數(shù)十倍［19，29］。川西—川中地區(qū)須家河組發(fā)育超高壓—高壓地層，這為水溶氣的富集創(chuàng)造了條件。

再者，須家河組已經(jīng)顯示出豐富的水溶氣資源潛力。須家河組致密砂巖的鉆探過程中，所有井都有氣顯示，顯示出廣泛的水溶氣的發(fā)育。尤其是蓬基井，其鉆探于無構(gòu)造圈閉的斜坡上，1958年完鉆測試日產(chǎn)水3 630 m3、產(chǎn)微量氣，連續(xù)產(chǎn)水50年后，日產(chǎn)水量減少為600 m3、日產(chǎn)氣量卻增至11×104m3，氣水比達(dá)181［14］。再者，鹽亭北部的柘壩場構(gòu)造，須家河組水溶氣資源就達(dá)1 124×108m3［14，31］。以上所述都展示出川中地區(qū)須家河組存在豐富的水溶氣資源潛力。

3.1.2 喜山期川中區(qū)域性強(qiáng)烈隆升與地層剝蝕

自喜山期構(gòu)造運(yùn)動以來，四川盆地大部分地區(qū)持續(xù)處于抬升剝蝕階段，川中地區(qū)抬升并剝蝕了2 000～3 000 m的地層［1－2，32－33］（圖5），其地層壓力降低20～40 MPa。按地層壓力平均減少30 MPa計算，每立方米水可脫出溶解氣2.19 m3，如果包含分散于致密砂巖儲層中的游離氣與吸附氣，則其脫溶出來的天然氣資源潛力更大。因此，川中喜山期的劇烈隆升與地層剝蝕減壓，為水溶氣的區(qū)域性脫溶成藏創(chuàng)造了有利條件。

圖5 合川地區(qū)須家河組沉積埋藏史與熱史圖

3.2 水溶氣區(qū)域性脫溶成藏證據(jù)

天然氣的碳同位素特征可以用來識別氣成因［10，12，34－35］。前面從天然氣的甲乙烷的同位素特征與組分平面特征等，證明了安岳—充西以東及以南地區(qū)存在水溶氣脫溶成藏。這里從天然氣氫同位素特征，來進(jìn)一步證明須家河組存在區(qū)域性水溶氣脫溶成藏事件。

如表1所示，川中地區(qū)天然氣成因類型雖然也為煤成氣，但天然氣明顯富集重同位素2H，如甲烷δD值分布在－179‰～－162‰，乙烷δD值分布在－127‰～－117‰，丙烷δD值分布在－116‰～－107‰。戴金星院士等提出烷烴氣的氫同位素特征主要受烴源巖沉積環(huán)境、有機(jī)物類型和成熟度等因素制約，其中成熟度起著重要作用，即烷烴氣的氫同位素值隨烴源巖成熟度的增大而增大［12］。筆者通過對四川盆地須家河組天然氣的研究，沒有發(fā)現(xiàn)其與烴源巖成熟度的相關(guān)性；其與沉積環(huán)境及有機(jī)物類型的相關(guān)性也不明顯。因川中地區(qū)須家河組為典型陸相河湖沼澤相沉積，生烴母質(zhì)以腐殖型有機(jī)質(zhì)為主［6，36］，但是不排除川西坳陷海陸過渡相沉積中腐泥—混合型有機(jī)質(zhì)所生天然氣的一定影響。因此，筆者認(rèn)為造成川中地區(qū)須家河組天然氣明顯富集重同位素2H的現(xiàn)象，主要還是天然氣在地層水中的溶解與吸附所引起。因?yàn)轫毤液咏M地層水的氫同位素值多介于－80‰～－20‰，天然氣長期溶于其中，通過溶解與吸附作用，能使烷烴氣中富集重同位素2H［29，31］。

表1 川中地區(qū)須家河組天然氣氫同位素值與其他煤成氣田對比表

4 結(jié)論

1）四川盆地中部須家河組存在水溶氣長距離側(cè)向運(yùn)移與脫溶成藏事件，水溶氣的脫溶成藏也解釋了須家河組氣藏普遍含水且氣水關(guān)系復(fù)雜的現(xiàn)象。

2）川中水溶氣的長距離側(cè)向運(yùn)移與聚集，存在氣源區(qū)的超高壓、非均質(zhì)的致密儲層、持續(xù)側(cè)向壓差等3個有利條件；同時也具備順層壓差驅(qū)動下的水溶氣幕式運(yùn)移、運(yùn)移過程中的斷續(xù)脫氣與聚集、天然氣聚集規(guī)模受連通儲集體大小控制等3個重要運(yùn)聚特點(diǎn)；水溶氣的脫溶成藏，還具有運(yùn)移距離越遠(yuǎn)、成藏越晚、天然氣越干、重同位素13C或2H越富集等特征。

3）四川盆地廣泛分布須家河組多套氣源巖，這使得其不僅常規(guī)天然氣資源豐富，而且水溶氣資源也十分豐富。須家河組豐富的水溶氣資源將是該盆地未來天然氣發(fā)展的重要新類型與新領(lǐng)域，值得重視。

致謝：中國石油西南油氣田公司各相關(guān)單位對本研究給予了幫助與支持，在此表示衷心的感謝！

［1］四川油氣區(qū)石油地質(zhì)志編寫組.中國石油地質(zhì)志（卷十、四川油氣區(qū)）［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1989.

［2］郭正吾，鄧康齡，韓永輝，等.四川盆地形成與演化［M］.北京：地質(zhì)出版社，1996.

［3］李偉.四川盆地晚三疊世咸化環(huán)境的形成與沉積體系的演化特征［J］.天然氣工業(yè)，2011，31（9）：31－38.

［4］鄭榮才，戴朝成，朱如凱，等.四川類前陸盆地須家河組層序—巖相古地理特征［J］.地質(zhì)論評，2009，55（4）：484－495.

［5］張健，李國輝，謝繼容，等.四川盆地上三疊統(tǒng)劃分對比研究［J］.天然氣工業(yè)，2006，26（1）：12－15.

［6］謝繼容，張健，李國輝，等.四川盆地須家河組氣藏成藏特點(diǎn)及勘探前景［J］.西南石油大學(xué)學(xué)報，2008，30（6）：40－44.

［7］李偉，鄒才能，楊金利，等.四川盆地上三疊統(tǒng)須家河組氣藏類型與富集高產(chǎn)主控因素［J］.沉積學(xué)報，2010，28（5）：1037－1045.

［8］蔣裕強(qiáng)，陶艷忠，沈妍斐，等.對大川中地區(qū)上三疊統(tǒng)須家河組二、四、六段砂巖沉積相的再認(rèn)識［J］.天然氣工業(yè)，2011，31（9）：39－50.

［9］曾青高，龔昌明，李俊良，等.川中地區(qū)須家河組氣藏勘探成果及潛力分析［J］.天然氣工業(yè)，2009，29（6）：13－18.

［10］MCAULIFFE C.Solubility in water of C1－C9hydrocarbons［J］.Nature，1963，200：1092－1093.

［11］劉成林，李景明，李劍，等.中國天然氣資源研究［J］.西南石油學(xué)院學(xué)報，2004，26（1）：9－12.

［12］戴金星，裴錫古，戚厚發(fā)，等.中國天然氣地質(zhì)學(xué)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1992.

［13］陳義才，蔣裕強(qiáng)，郭貴安，等.川中地區(qū)上三疊統(tǒng)天然氣成藏機(jī)理［J］.天然氣工業(yè)，2007，27（6）：27－30.

［14］楊遠(yuǎn)聰，李紹基，朱江，等.水溶氣——四川盆地新的天然氣資源［J］.西南石油學(xué)院學(xué)報，1993，15（1）：16－22.

［15］姜均偉，張英芳，李偉，等.八角場地區(qū)香四段氣藏的成因與意義［J］.斷塊油氣田，2009，16（1）：16－19.

［16］維索茨基.天然氣地質(zhì)學(xué)［M］.戴金星，譯.北京：石油工業(yè)出版社，1986.

［17］蔡周榮，夏斌，萬志峰，等.珠江口盆地與鶯瓊盆地油氣運(yùn)聚特征的差異性［J］.天然氣工業(yè)，2009，29（11）：9－12.

［18］秦勝飛，趙靖舟，李梅，等.水溶天然氣運(yùn)移地球化學(xué)示蹤［J］.地學(xué)前緣，2006，13（5）：524－532.

［19］張子樞.水溶氣淺論［J］.天然氣地球科學(xué)，1995，6（5）：29－34.

［20］郝石生，張振英.天然氣在地層水中的溶解度變化特征及其地質(zhì)意義［J］.石油學(xué)報，1993，14（2）：12－21.

［21］孫永祥.初探地下水溶解氣及其對氣藏形成的影響［J］.石油勘探與開發(fā)，1991，19（2）：33－41.

［22］郝石生，黃志龍，楊家琦.天然氣運(yùn)聚動平衡及其應(yīng)用［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1994.

［23］李明誠.石油與天然氣運(yùn)移［M］.3版.北京：石油工業(yè)出版社，2004：8－10.

［24］楊威，謝增業(yè)，金惠，等.四川盆地上三疊統(tǒng)須家河組儲層評價及天然氣成藏機(jī)理［J］.天然氣工業(yè)，2010，30（12）：10－15.

［25］謝繼容，李國輝，羅鳳姿.四川盆地上三疊統(tǒng)須家河組儲集特征［J］.成都理工大學(xué)學(xué)報：自然科學(xué)版，2009，36（1）：13－18.

［26］車國瓊，龔昌明，汪楠，等.廣安地區(qū)須家河組氣藏成藏條件［J］.天然氣工業(yè)，2007，27（6）：1－5.

［27］李登華，李偉，汪澤成，等.川中廣安氣田天然氣成因類型及氣源分析［J］.中國地質(zhì)，2007，34（5）：829－836.

［28］付新，汪周華，鐘兵，等.廣安氣田須六段氣藏低滲透高含水砂巖儲層單相氣體滲流特征［J］.天然氣工業(yè)，2010，30（7）：39－41.

［29］楊申鑣，張肖蘭，王雪吾，等.水溶性天然氣勘探與開發(fā)［M］.東營：石油大學(xué)出版社，1997：90－97.

［30］李偉，趙克斌，劉崇禧.含油氣盆地水文地質(zhì)研究［M］.北京：地質(zhì)出版社，2008.

［31］王雪吾，劉濟(jì)民.我國水溶性天然氣資源分析與預(yù)測［J］.天然氣工業(yè)，1994，14（4）：18－21.

［32］劉樹根，童崇光，羅志立，等.川西晚三疊世前陸盆地的形成與演化［J］.天然氣工業(yè)，1995，15（2）：11－15.

［33］鄭榮才，戴朝成，羅清林，等.四川類前陸盆地上三疊統(tǒng)須家河組沉積體系［J］.天然氣工業(yè)，2011，31（9）：16－24.

［34］GALIMOV E M.同位素有機(jī)地球化學(xué)［M］.宮色，李劍，胡國藝，等，譯.北京：石油工業(yè)出版社，2007.

［35］李偉，秦勝飛，胡國藝，等.水溶氣脫溶氣藏：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］.石油勘探與開發(fā)，2011，38（6）：662－670.

［36］王蘭生，茍學(xué)敏，劉國瑜，等.四川盆地天然氣的有機(jī)地球化學(xué)特征及其成因［J］.沉積學(xué)報，1997，15（2）：49－53.

Long－distance lateral migration and accumulation of water－solved natural gas in the Xujiahe Formation，Sichuan Basin

Li Wei1，2，Qin Shengfei1，Hu Guoyi1
（1.Petroleum Exploration ＆Development Research Institute，PetroChina，Beijing 100083，China；2.State Key Laboratory for Enhanced Oil Recovery，Beijing 100083，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 32，ISSUE 2，pp.32－37，2／25／2012.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

Degassing and pooling of water－solved natural gas in the Sichuan Basin is most concerned by many geologic researchers.However，only a few of them have found relevant evidences in different areas.Through the study of compositional characteristics，isotopic features，and accumulation conditions of natural gas，we recognized that long－distance migration and accumulation via degassing of water－solved natural gas did occur in the Upper Triassic Xujiahe Formation in the central Sichuan Basin and found some evidences in respect of the change of natural gas properties as well as its isotopic features.Overpressure in the source area，heterogeneous tight reservoirs and strong lateral pressure difference are favorable conditions for long－distance migration of water－solved natural gas in the study area.The migration and accumulation of water－solved natural gas are featured by episodic migration under the driving of large bed－paralleling pressure difference，discontinuous degassing and accumulation in the process of migration，the scale of gas pool controlled by the volume of connected reservoirs.The longer the migration distance of water－solved natural gas，the later the time of gas pooling，the drier the natural gas，and the higher the contents of heavy isotopes such as13C or2H will be.The degassing and accumulation of water－solved natural gas can also explain the phenomenon that water is commonly contained and gas－water contact is complex in the Xujiahe Formation.The prolific water－solved natural gas is a new domain for future gas exploration in the Sichuan Basin.

Sichuan Basin，Late Triassic，water－solved natural gas，lateral migration，degassing，late accumulation，accumulation characteristics，heavy isotope，episodic migration

國家科技重大專項(xiàng)“四川盆地須家河組巖性氣藏油氣水特征研究”（編號：2008ZX05001－05－03）。

李偉，1963年生，高級工程師，博士；主要從事石油與天然氣地質(zhì)研究工作。地址：（100083）北京市海淀區(qū)學(xué)院路20號910信箱。電話：（010）83593571。E－mail：lwe＠petrochina.com.cn

李偉等.四川盆地須家河組水溶氣的長距離側(cè)向運(yùn)移與聚集特征.天然氣工業(yè)，2012，32（2）：32－37.

10.3787／j.issn.1000－0976.2012.02.007

2011－10－09 編輯 羅冬梅）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2012.02.007

Li Wei，senior engineer，born in 1963，is mainly engaged in research of petroleum geology.

Add：Mail Box 910，No.20，Xueyuan Rd.，Haidian District，Beijing 100083，P.R.China

Tel：＋86－10－8359 3571 E－mail：lwe＠petrochina.com.cn