致密砂岩气是非常规天然气的主要类型,也是目前国际上开发规模最大的非常规天然气资源,近期对我国天然气产量和储量迅速提高做出最重要的贡献首推致密砂岩气。然而,致密砂岩气藏通常存在储层非均质性强,渗透率低,气水关系复杂,气体成藏期次不明等特点,致使对某些致密砂岩气田开采和产能预测带来困难。安岳气田须家河组气藏为致密砂岩大气藏,位于生烃强度<20×108m3/km2的低生烃强度区域内。目前,安岳气田致密砂岩气藏储层展布及控制因素比较复杂,非均质性强,天然气聚集方式存在争议,由于气水关系复杂、气水分异控因素不明、产气过程中出现产水现象,导致该气田气井产能降低。因此,开展安岳气田须家河组致密砂岩气藏成藏机理研究,对于气藏合理生产有着十分重要的现实意义。在区域地质背景的基础上,通过钻井资料、测井资料、地化分析资料、试油资料的分析,以及开展天然气成藏模拟实验,研究须家河组致密砂岩气的天然气地化特征,剖析天然气聚集特征,查明目的层致密砂岩气成藏机理及主控因素,为研究区开展后续的油气勘探评价提供地质依据,亦为国内其他地区致密砂岩气等非常规天然气藏的评价开发提供借鉴。须家河组地层自下而上分为须一段、须二段、须三段、须四段、须五段与须六段。须家河组分为三套生储盖组合:须一段、须二段及须三段组成下部生储盖组合,须三段、须四段及须五段组成中部生储盖组合,须五段、须六段及侏罗系组成上部生储盖组合。四川盆地须家河组天然气以烃类气体为主,甲烷含量为80.16%~98.58%,干燥系数为0.83~0.998,既有干气又有湿气。非烃类气体以N2、CO2为主,其中N2含量为0.27%~7.33%,CO2含量为0.03%~1.55%。研究区安岳气田须家河组天然气甲烷含量为82.57%~87.28%,干燥系数为0.86~0.89,为典型的湿气气藏。甲烷碳同位素值分布于-43.8‰~-30.5‰,乙烷碳同位素值为-33‰~-21.7‰,表明须家河组气藏既有煤层气又有油型气。研究区安岳气田δ13C1值为-44‰~-40.5%‰,低于川中邻近气藏,δ13C2值均重于-29‰,为典型的煤成气藏。须家河组各气田天然气δD1分布为-191%‰-156‰,其δD1>-150%‰,为陆相成因天然气,δD2值为-154‰~-119%‰,安岳与合川气田8D2值为-132‰~-120‰,明显重于其他气藏(δD2值为-191‰~-139‰),并且合川-安岳地区古盐度高,可能是导致此地区δD2重的主要原因。四川各层系天然气C7轻烃系列化合物的相对含量显示,须家河组天然气的正庚烷含量分布为10%~40%,甲基环己烷含量分布为40%~80%,各种结构的二甲基环戊烷含量为10%~30%,表现出甲基环己烷占优势,并结合须家河组天然气碳同位素特征,进一步证明须家河组天然气为陆源成因天然气。C5-C7系列化合物相对含量显示须家河组环烷烃比例主要分布于10%~30%区间,链烷烃相对含量绝大部分高于60%,整体而言主要表现为高链烷烃、低芳烃、显示陆相成因气的特点,但天然气在运移成藏过程中受水洗作用影响,天然气整体具有芳烃含量低的特点,不能体现其原始轻烃的组成及结构特点。安岳气田须二段天然气藏整体属于岩性气藏,其天然气分布不受构造位置控制。运聚模拟实验结果表明,天然气聚集成藏的面积大小、含气饱和度的高低由充注动力(生烃超压)的大小及间渗透率级差决定,“动力圈闭”为致密砂岩气成藏的主要聚集方式;须家河组气藏天然气组分特征、同位素分布与烃源岩成熟度具有很好的一致性,且须家河组气藏运聚系数(4.6%-5.2%)较高,认为须家河组致密砂岩气藏具有近源高效聚集的特点。低生烃强度区致密砂岩气成藏模式为印支运动时期为高孔高渗地带聚集油气阶段;燕山运动时期,为烃源岩大量生排烃阶段,油气进一步聚集,与此同时,受构造平缓、地层倾角不大的影响,气水分异程度低,气水分布情况复杂;燕山运动晚期,埋深加大,储集层物性条件大幅度降低,油气侧向运移受限;喜马拉雅构造运动时期,受早、晚期构造活动的影响,油气藏重新分布,此时在重力分异作用影响下,气水重新分布,油气聚集在构造高部位,水层则位于构造相对较低部位。安岳须家河组致密砂岩气成藏主控因素分为三类:即有效烃源岩控制着气藏的充满度;优质储层控制气藏的分布;裂缝的发育为油气运移提供了良好的通道,进一步控制了油气聚集及分布区域。