川西坳陷陆相含气系统的天然气勘探长期受超深、超致密、超高压和超晚期构造“四超”困扰。超深：区内须家河组二段主要勘探目标层底界埋深多超过5000m，勘探的难度大。超致密：须家河组孔隙度均值为4.02%，渗透率众值小于0.1×10–3μm2，产能与构造裂隙发育程度密切相关，只有浅层(＜1500m)蓬莱镇组气藏的储层才属于近于常规储层的低孔渗储层。超压：川西坳陷中段普遍存在超压，在老关庙、丰谷一带须家河组原生气藏压力系数高达2.27～2.15，次生气藏也具有超高压—高压特征，增加了钻井和评价难度。超晚期构造：晚期形成的构造圈闭严重滞后于生、排烃高峰期，成藏的构造地质条件匹配不佳。
近十几年来，大量的研究与勘探工作，区内煤成气勘探取得很大进展，形成以古隆起、古构造与晚期构造相结合的多种原生气藏与次生气藏组成的立体成藏勘探格局，已探明的13个煤成气田中有9个为大中型气田，其中，新场气田已接近为特大型煤成气田标准(图10-10，表10-3)，并且不断有新的发现。
图10-10 川西坳陷陆相地层气田分布图
表10-3 川西上三叠统富煤成气凹陷气田特征简表
注：储量及主要产层源自“2010年全国各油气田油气矿产探明储量表”。
(1)暗色泥质岩是主要气源岩
据碳同位素分析资料，川西坳陷陆相地层中的天然气属煤成气(表10-4)，源自上三叠统含煤岩系。上三叠统由海相到陆相沉积序列的演变，以及空间上相带的变迁、高沉积速率等地质因素，含煤岩系的成煤条件在时间上与空间上持续性不强，具有分散、横向变化大和厚度很小，多为薄煤层及煤线和以暗色泥岩及炭质泥岩与砂岩互层为主。
表10-4 川西坳陷陆相地层主要气田天然气组分及碳同位素组成简表
续表
(据秦胜飞等，有修改，2007)
据演怀玉等“六五”期间煤成气研究：四川盆地上三叠统以0.1m厚煤层为下限统计，煤层层数一般只有5～10层，在富集区也只有20层，极个别区才有30～50层，贫煤区仅1～2层。“须上盆”煤层厚度从0.1m(川东东部)至22m(川西)，呈自东向西增厚；“须下盆”煤层厚度为0.1m(川东东部)至10m(川西)，也呈自东向西增厚趋势。上三叠统暗色泥质岩总厚度在川西区超过1200m，暗色泥质岩与煤层厚度之比，一般为50：1～200：1，泥质岩与煤的体积比为186：1，泥质源岩厚度普遍较煤层厚度大100～200倍，表明川西地区上三叠统含煤岩系总体是以暗色泥质岩为主要气源岩，煤层为次(表10-5)。
表10-5 四川盆地上三叠统暗色泥质岩、煤层、砂岩体积对比表
(2)上三叠统含煤岩系是优质气源岩
据马立元等(2009)、叶军(2009)、王玲辉等(2007)资料，上三叠统含煤岩系烃源岩在川西坳陷具有厚度大(1000～2100m)、分布广、有机质丰度高(残余有机碳含量为1.1%～2.7%)、品质好的特点。
1)上三叠统总厚度中烃源岩占44%～50%，其中，马鞍塘组为40%～60%、小塘子组为25%～43%、须三段为50%～62.5%、须五段为60%；以储层为主的须二段及须四段，烃源岩也占37.5%～40%(表10-6)。
表10-6 川西坳陷上三叠统含煤岩系源岩厚度表
(据马立元等，2009)
马鞍塘组和小塘子组有机质类型以Ⅱ型为主，须三段和须五段烃源岩有机质类型总体以Ⅲ型为主，上三叠统暗色泥质岩有机碳含量平均值为1.13%～3.47%，煤岩有机碳含量平均值为59.23%～69.18%，须一段至须五段氯仿沥青“A”含量平均值为0.089%，总烃含量平均值为278.78×10-6，烃源岩均已进入高成熟和过成熟演化阶段，以生成煤成气为主(表10-7)。
表10-7 川西坳陷中段上三叠统源岩有机地球化学参数表
(据王玲辉等，2007)
2)煤岩显微组分显示在川西区品质变好，具有生成煤成油潜力。演怀玉等对30多个煤矿、井田及钻井中364个煤的显微样品分析资料统计，镜质组含量为65%～95%，呈现自东向西增高趋势；惰质组含量为5%～20%。在川西地区中段，暗色泥质岩干酪根显微组分中类脂组较高(图10-11)：类脂组平均含量变化为16.1%～77.6%(总平均值为37%)，镜质组平均含量变化为8.7%～47.9%(总平均值为32.66%)，惰质组平均含量变化为13.7%～43.6%(总平均值为30.33%)(王玲辉等，2007；叶军等，2009)；暗色泥质岩干酪根中镜质组含量较煤岩明显偏低，类脂组含量较煤岩高约16倍，暗色泥质岩中类脂组含量较高，显示了也具有生成煤成油的潜力。在中坝、新场等煤成气田中都含有一定数量的煤成油。
图10-11 川西坳陷上三叠统含煤岩系干酪根显微组分变化示意图
3)煤的显微类型主要为微镜煤、微镜惰煤，显示了泥炭沼泽多发育在滨海、滨湖的中低位泥炭沼泽环境；煤层层数较多而薄，沉积环境为频繁动荡、快速沉降和地下水位较高的森林沼泽环境的煤岩有机相。
4)色谱分析资料表明，C21+22/C28+29之比变化范围大，一般在1.23～6.63之间，表现出明显的非均质性；Pr/Ph比值在0.25～1.43之间，其沉积相为淡水—微咸水—咸水深湖沉积相，煤岩有机相为强还原—还原环境。
5)新场地区须二段和须四段地层水离子组合特征整体表现为富溴的泥页岩和煤层压释水和海相地层水混合，原始沉积水和淡水的影响较小，并且须四段相对须二段具有更为开放的水岩反应体系(沈忠民，2010)，显示了川西地区上三叠统含煤岩系沉积与西侧广海槽有一定的联系，并且“须下盆”较“须上盆”密切，辅助说明区内上三叠统属中等—好的煤成气源岩，生源主要为陆生生物，但有海相成分的混入以及“须下盆”天然气的保存条件优于“须上盆”的特点(图10-12)。
图10-12 川西坳陷新场地区上三叠统须家河组二段和四段地层水派伯化学分类图
(据沈忠民，2010)
图中淡水为(MW)、海水为(SW)
(3)煤成气资源丰富
对川西坳陷上三叠统煤成气(油)资源潜力的计算，川西坳陷上三叠统生气强度最大可达200×108m3/km2，大部分地区生气强度≥30×108m3/km2(杨克明，2006)，纵向生气密度最高达15～25×106m3/m·km2(表10-8)(郜建军等，1994)，生气量为345.08×1012m3，约占四川盆地该层系总生气量的近70%(图10-13)，形成以彭县为中心的富煤成烃凹陷和以T3(上三叠统含煤岩系)为主要源岩—K(白垩系)含气系统。
图10-13 四川盆地川西坳陷烃源岩累计生烃量柱状图
(据杨克明，2006)
表10-8 四川盆地川西坳陷上三叠统气含煤岩系源岩生气强度及纵向生气密度简表
对川合100井生气史的模拟(图10-14)表明，主生气期为侏罗纪，白垩纪以后停止，也就是说在白垩纪以后气藏的主要保存时期内没有气源生成，只有天然气的散失作用。
上三叠统“须下盆”与“须上盆”分别组成了两个成藏组合(图10-15)，具有形成大中型煤成气田的勘探潜力。
由“须下盆”组成的成藏组合为马鞍塘组、小塘子组(生)—须二段(储)—须三段(盖、生)；由“须上盆”为主组成的成藏组合是须三段(生)—须四段(储)—须五段(盖、生)。
“须下盆”成藏组合马鞍塘组—小塘子组源岩海相成分较重，生气强度和纵向生气密度的高值区主要沿龙门山前缘展布，分别高达＞40×108m3/km2、＞10×106m3/m·km2，但范围较窄，向东进入川西坳陷区即迅速降低。须三段烃源岩，主要沉积环境为海湾和滨海湖沼相，属厚煤系型沉积，但煤层多为煤线及条带，且不稳定分布，以暗色泥质岩为主要源岩。虽然生气中心仍主要沿龙门山前缘展布，但生气中心范围较马鞍塘组+小塘子组大得多，涵盖了整个川西坳陷并延伸至川中-川北地区，是中坝、新场、邛西三个煤成气聚集带的最主要气源。
图10-14 川合100井上三叠统生烃史模拟图
图10-15 川西坳陷上三叠统上部、下部含气组合图
(据苏永进等资料，2010，有修改)
“须上盆”成藏组合以须三段、须五段含煤岩系为源岩，沉积环境主要为陆相河流、湖沼体系，主要气源以暗色泥质岩为主，煤层仅在局部地区较为重要，其生气强度为5～40×108m3/km2，纵向生气密度最高达4～5×106m3/m·km2；生气中心明显向川西坳陷本部转移，涵盖了整个川西坳陷。须五段虽然生气强度与须三段相近，但沉积环境不如须三段宁静，砂质含量明显增多，暗色泥质岩在纵向上分布不集中，纵向生气密度明显偏低。
(4)储层广泛发育，构造裂缝是形成高产的关键
1)区内主要储层须二段、须四段，在坳陷主体部位厚度一般为500～800m，最大厚度达1000～1100m，砂地比60%～98.04%，平均值为84.38%(表10-9)，砂体都自西向东减薄。
表10-9 川西地区须二段砂泥岩厚度统计表
(据马安来等，资料修改，2009)
须三段和须五段所夹颗粒较粗的砂岩在局部地区也可作为储层(杨克明，2005)，新场构造须三段泥质岩中所夹的砂岩也试获工业气流，表明区内上三叠统储层广泛发育。
2)须二段储层属河流-三角洲沉积体系，为多个砂体的叠置，形成巨大的似毯状砂岩体。储层孔隙度平均值3.43%，渗透率平均值0.094×10-3μm2，为致密、甚至超致密储层。但非均质性极强，局部层段最大孔隙度可达16.76%，最大渗透率≈1×10-3μm2(表10-10)，揭示了致密背景上存在相对高孔渗储层(叶军，2009)。相对高孔渗储层纵向上主要分布在须二段中部，平面上主要分布于印支期、燕山期古隆起的高部位(杨克明等，2006；马立元等，2009)。
3)须四段储层主要为冲积扇-辫状河三角洲沉积体系，储层物性整体好于须二段，但仍属致密储层，平均孔隙度4.87%、平均渗透率0.315×10-3μm2。以须四段中亚段钙屑砂岩物性较好，基质孔隙度达6%～8%，基质渗透率普遍＞0.1×10-3μm2(叶军等，2009)，但非均质性强。
4)喜马拉雅期形成的裂缝对早期致密储层渗透性有明显改善作用，并在一定范围内沟通厚度巨大的低孔渗储层，形成有一定面积的高产区。新851井是新场气田须家河组二段高产气井，气井主产气层为须二段中部，基质孔隙度一般小于7%；基质渗透率也很低，多数小于0.1×10–3μm2，由于喜马拉雅期产生的断裂及裂缝的改造，渗透性得到很大提升，新851井完井测试天然气无阻流量为160×104m3/d，无水，稳产气量54×104m3/d，据稳定试井资料解释和生产数据分析，该井4823.2～4846.0m井段地层渗透率达到2.3×10–3μm2，表现出均质气藏的特征。由于有多口高产气井为支撑，新场构造须家河组获天然气探明地质储量1250×108m3。
表10-10 川西坳陷中段上三叠统须家河组储层孔隙度统计表
(据马立元等，有修改，2009)
平落坝气田须家河组储层裂缝平均密度为280～246条/m，5口气井的试井渗透率是岩心渗透率的54.56～2072.77倍(杨克明等，2006)；多数气井在生产几年后，产能还有明显增加，表明构造裂缝沟通了厚度巨大超致密储层微小孔隙，构成相对优质的输导系统，形成工业产能。
5)最近，新科1井在雷口坡组顶部获高产气流，岩性为含生物屑藻屑灰岩、亮晶鲕粒灰岩、微晶灰岩，储集空间为裂缝、晶间(溶)孔、粒内溶孔，测井解释孔隙度为2.6%～10.5%，渗透率为0.2～0.8×10-3μm2(图10-16)，表明在须家河组之下，还有新的气源层系和新的储层值得重视。
(5)具多类型封盖和联合封盖
区内上三叠统有区域性直接盖层、压力封盖、致密砂岩储层的局部封盖和上覆区域盖层等多种类型封盖，须三段和须五段泥质岩为区域性直接封盖层，须三段平均厚度为800m±，在坳陷中段可超过1000m，泥地比均大于50%，泥页岩厚度一般都在400m±，部分地区厚度达500m以上(新场地区大于400m，单层泥质岩最大厚度达27.5m(叶军等，2009))；须五段厚200～650m。除须三段和须五段两套区域性直接盖层外，其上有侏罗系—白垩系巨厚的砂泥岩为区域盖层。据压力系数的分布状况，区内除龙门山前缘地带及坳陷南部因断裂较发育，不能形成压力封盖外，其余大部分地区压力系数一般都在1.5以上，具有很好的压力封盖作用。此外，成岩作用的不均一性，在普遍致密的砂岩中有更加致密的、可作为盖层的砂岩。上述多种封盖条件的联合作用，为区内上三叠统煤成气藏提供了有效保存条件。