区内须家河组天然气勘探始于20世纪50年代，至20世纪末，仅发现几个小型煤成气田。真正获得重大发现，是21世纪以来。由于勘探思路的开拓和技术的进步，相继发现了广安气田(2006年)、合川气田(2008年)、安岳气田(2010年)等大型气田(注：气田发现年为国土资源部批准气田储量年)。天然气碳同位素资料表明这些气田是煤成气田，源自上三叠统含煤岩系(表10-12)。
表10-12 川中地区上三叠统天然气碳同位素统计表
续表
(据戴金星等，2009)
(1)川中地区是广覆式富煤成气凹陷，炭质泥岩和煤层是主要气源岩
区内晚三叠世为陆内坳陷型沉积，构造环境比较稳定，以内陆湖沼相及河流相含煤沉积为主，含煤岩系厚度600～1000m，须一段仅发育于西部，很薄，为残留海湾相，不是主要源岩；须三段和须五段是主要源岩，主要为湖沼相，岩性为灰黑色泥岩、炭质泥岩夹粉砂岩及煤层、煤线，厚100～400m；须二段、须四段和须六段主要为滨浅湖-三角洲前缘及三角洲平原亚相，岩性主要为灰白色、灰色细—中粒砂岩，部分为粗粒砂岩，间夹少量的黑色泥岩与薄层煤线。
区内上三叠统烃源岩有煤层、炭质泥岩、暗色泥质岩，有机质以腐殖型干酪根为主。煤层和炭质泥岩厚度分别为5～18m、20～30m，暗色泥岩厚度超过百米。炭质泥岩有机碳(TOC)含量普遍大于10%；暗色泥岩有机碳(TOC)含量多数介于0.5%～1.5%之间，平均为1.14%(赵文智等，2010)、1.76%(曾清高等，2009)、1.96%(戴金星等，2009)。对各类气源岩的热模拟实验，其产烃潜力：煤层97mg/g，炭质泥岩15mg/g，泥岩2.4mg/g。区内暗色泥质岩的厚度较小，炭质泥岩和煤层是上三叠统主要气源岩。
(2)烃源较分散，以须五段最好
受制于地层展布及沉积环境，3套烃源岩中，须五段构造环境最稳定，是区内湖沼相主要发育时期，是最主要烃源岩；须三段是次主要烃源岩。
区内须三段、须五段烃源岩厚度都基本在40～80m±，总生烃强度为10～30×108m3/km2，平均为23×108m3/km2，并由南部向西北方向逐渐增大，与川西区上三叠统烃源岩构成为统一整体，但低于川西坳陷。须五段生烃中心在磨溪-遂宁地区，生烃强度为(2～9.5)×108m3/km2，须三段生烃中心在威远北坡-荷包场附近地区，生烃强度为(1～4.2)×108m3/km2(郝国丽等，2010)，各层段生气强度平均值＜5×108m3/km2(赵文智等，2010)。由于生烃分别储聚在紧邻的3套厚层砂岩，降低了每套储层的气源丰度，但仍达到形成大中型煤成气田的物质基础。
(3)储集条件较好，烃源岩和储层的“三明治”式结构使近源大面积成藏特点突出
区内上三叠统陆内浅坳陷型的地质构造环境，使含煤岩系沉积于大型开放式浅水湖沼，煤系泥质源岩与砂岩储层呈“三明治”式交互、叠置组合，形成了广覆式富煤成烃凹陷，为大面积垂直近距离运聚成藏奠定了物质基础及有利条件。据赵文智(2010)资料，区内须三段成熟烃源岩厚度大于20m的面积占川中地区面积的80%以上，与砂岩接触面积占整个烃源岩分布面积的80%以上；须四段孔隙度大于6%的有利储层在川中地区广泛分布，厚度大于5m的储层占储层总面积的70%左右；据曾青高等(2009)统计钻井岩心资料，须家河组二、四、六段砂岩孔隙度平均值为3.6%～6.8%，总体为低孔、低渗，但孔隙度分布范围较宽，为0.18%～20.21%；孔隙度大于6%储层的比例为17%～57%，大于8%的比例为8%～31%，大于10%的比例为4%～18%；渗透率分布范围也较宽，从0.01×10-3μm2～45×10-3μm2。须家河组储层在低孔、低渗总特征的基础上，发育有中孔、中渗储层，局部甚至还发育有高孔、高渗储层(图10-29)。
图10-29 川中须家河组二段储层对比剖面图
(据卞从胜等，2009)
图10-30 川中-川南须家河组气藏压力系数分布图
(据郝国丽等，2010)
由于煤系源岩与储层大范围直接接触，为区内须家河组二、四、六段砂岩中“近源”内储式大面积成藏，大面积含气提供了有利的地质条件。
区内因位于四川盆地上三叠统生烃中心总体向西倾的斜坡带上，并具有南北高中间低，以及中部构造显示微弱，周边构造比较发育的构造格局，已发现的大中型气田都分布在主力生烃中心周边的构造高部位，具有“环坳带状分布”特点。因为构造低平，区域地层倾角仅1°～3°，气田含气面积很大，储量丰度不高。
(4)总体超压，但强度不大
区内上三叠统与川西区为统一压力系统，压力变化与深度呈正相关关系(图10-30)。平面上，总体以高压为特征，超高压区仅位于研究区北部，与川西超高压区相连，常压区位于构造应力强度和褶皱强度较大的南部和东缘(图10-31)。异常高压的主要成因与川西区一样，以生烃作用为主，储层的致密化是超压得以保存的原因，地层抬升剥蚀是形成区内上三叠统现今异常压力分布状态的主要原因。
由于上三叠统之上有自流井组构成的含油气系统的烃类浓度封盖，异常压力分布仅限于上三叠统本身，是与川西区异常压力分布最大的差异。
图10-31 川中-川北区南部须家河组压力系数分布图
(据郝国丽等，2010)
(5)含气面积大、丰度低、多具斑块特征
区内天然气成藏具有源控性，天然气富集主要受气源灶、主砂体、构造背景和裂缝发育的联合控制(赵文智等，2010)。在上述诸多地质条件配合很好的地区形成广安、合川、安岳等大型煤成气田，在诸多地质条件匹配不好的地区形成遂南、龙女寺等储量极小的斑点状煤成气田。由于气源灶生气强度平面分布不均衡和储层横向非均质性，区内所发现的大型气田都具有面积大、丰度低和班块状分布以岩性气藏为主的特点，只有八角场气田例外。
区内须家河组二、四、六段砂体储层，表面上是厚度较大的砂体分布于全区，宏观上呈席状，实际上是由多期河道叠置、归并、侧接形成。砂体因水系弥散、河道改道、交叉、归并频繁，有较强非均质性，使气藏内连通性差，加之含煤岩系烃源岩有机质分布不均，一个气藏常由多个互不连通的储集体构成(图10-32)。区内须家河组储层宏观上具有大范围成藏特点，但含气储层呈“斑块状”分布，彼此间具有独立的气水压力系统，是独立的气藏单元(赵文智等，2009)。
图10-32 合川001-5井须二段储层综合图
(据曾清高等，2009)
八角场气田是区内唯一的构造气田，须四气藏气、水分布主要受构造控制，是具有边水特征的构造气藏(图10-33)。须四气藏因下伏须家河组三段生气强度高，气源充足，须四段为河流-三角洲沉积的厚层状砂岩，平均厚118.6m；储层平均孔隙度为11%～13%，平均渗透率为(0.5～3.0)×10-3μm2，属裂缝-孔隙型储层；储层具有单层厚度较大、分布连续、物性相对较好以及保存很好的背斜构造，为形成八角场构造气藏奠定了重要基础。
图10-33 八角场气田须四气藏剖面图
(据徐樟有等，2009)
(6)含水饱和度普遍较高，气、水关系复杂，构造条件对区内复杂的气、水分异也有一定的控制作用
区内构造总体平缓，砂体厚度较大，储集能力大于烃源供给能力，使气水分异度不高，气、水过渡带很宽；据曾青高等(2009)统计，含水饱和度普遍偏高，其分布区间为45%～96%，单井含水饱和度一般都超过50%，属高含水储层。但古、今构造规模、幅度对气产量及气、水分异也有一定的控制作用。
1)区域气、水分布受古今构造、储层物性及裂缝发育程度等多种因素综合制约，局部气水分异主要受局部构造和储层物性的双重控制，总体上仍具有上部含气饱和度相对较高，下部含水饱和度相对较高的特征，在局部构造内气、水分异仍然遵从重力分异规律。
2)构造高部位对天然气富集程度有控制作用。例如，广安气田须六段、合川气田须二段气藏高产气井都主要分布在构造高部位，基本不产水；构造高部位天然气储量丰度也相对较高，为3～5×108m3/km2，在构造低部位只有1～3×108m3/km2；构造高部位天然气产量也高，广安气田须六段与合川气田须二段构造高部位气井产量分别为32.20×104m3/d和26.22×104m3/d，低部位区的气井产量只有2×104m3/d；广安19井位于构造高部位，天然气初始产量为1×104m3/d，稳产了10年，生产了30年之后，目前产量仍大于0.33×104m3/d，气层压力基本没有明显变化，后期产量降低以后，压力反而有所增加。但在斜坡低部位，气水分异明显变差(赵文智，2010)。
3)岩性型气田(如合川气田)气、水分布不受构造控制，构造位置相对高或者低，均有气层或水层出现；裂缝-岩性型气田(如充西气田)受构造控制，但比较复杂，有整体气水分异更好或者气、水层增多两种情况(图10-34)(郝国丽等，2010)。
4)樊茹等(2009)通过试采资料的总结，提出由于区内多数气藏的气、水分异不彻底，气、水过渡带较宽，加之储层极强的非均质性，气藏内难以形成统一的气、水界面是比较普遍现象，构造对气、水的分异只在构造幅度较高的情况下才有控制作用。
(7)古构造、古隆起及斜坡部位是天然气运移的有利指向区，现今构造在宏观上控制气藏分布，但含气范围与岩性分布密切相关
潼南、磨溪构造都是在长期发育的继承性古隆起背景下形成的，具有形成时间早、发育继承性强的特征。印支中幕运动形成的雷口坡组顶面古残丘是区内须家河组背斜形成的基础，后期经历燕山运动和喜马拉雅运动而最终定型。在潼南构造，受古残丘微地貌影响，须家河组储层裂缝发育，尤以须二段底部微裂缝最为丰富，为煤成油气运聚提供了良好通道条件(图10-35)。磨溪构造由于下部雷口坡组盐岩的底辟拱升，隆起幅度不断增加，构造隆起形成时间早于上三叠统生、排烃高峰期——燕山期，并且具有继承性发育特点，对于捕获周边烃源岩生成的烃类十分有利。
图10-34 充西气田须家河组四段气藏剖面图
(据郝国丽等，2010)
图10-35 潼南气田须家河组二段气藏剖面示意图
(据徐樟有等，2009)
广安构造是被断层复杂化的大型双轴背斜构造(图10-36)，须五段底的闭合度为396m。由于该区长期处于川中隆起的高部位，具有圈闭形成时间早、隆起幅度高、圈闭面积大的特征。须家河组六段储层又具有近源和充足气源，其上又有良好封盖，不仅可以接受就近烃源岩生成的油气，还可以接受深部生成的天然气和原来埋深较大的气藏遭受破坏后重新运移而来的天然气，为以构造圈闭为主的广安气田的形成创造了有利的地质条件。
图10-36 广安气田须家河组六段气藏剖面示意图
(据徐樟有等，2009)
(8)喜马拉雅期形成的断层有两重性
区内喜马拉雅期在一些构造上发育的断裂，一方面起到与烃源岩沟通的作用，保证天然气顺畅运移至构造圈闭，进一步富集；另一方面也对已经成藏天然气的保存有破坏作用。营山构造是被断层复杂化的大型背斜构造，构造上发育16条逆冲断层，仅部分井在须二段获低产气层。广安构造是被断层复杂化的构造，工业气井主要位于北部的广北潜伏构造上；在广一号断层南部的构造上，虽然油气显示丰富，但未获得工业气井，说明该断层封闭性较差，显示了广安南、北构造保存条件的差异。
(9)有3个成藏期，但次生气藏不发育
区内须家河组储层包裹体实测均一温度资料(陶士振、邹才能等，2009)，主峰分布于90～100℃与110℃～130℃两区(图10-37)，并且在同一构造上还显示了包裹体的不同步性。
图10-37 广安地区上三叠统不同层段包体充分注时间不同步示意图
(据邹才能等，2009)
结合包体资料及构造发展演化历史，区内煤成气藏经历了3期成藏过程：第一期为煤成烃主要生成期，包体温度为90～100℃，时间为侏罗纪末期至早白垩世末，并以侏罗纪末期为主(约105～90Ma)，此时Ro值为1.0%，含煤岩系有机质进入成熟演化阶段，是煤成烃主要生成时期；第二期为煤成烃类主要裂解期，包体温度为110～130℃，时间为白垩纪末(约72Ma)，此时须家河组达到最大埋深，约为4500～5500m，须一段Ro最大值为2.2%，须三段Ro最大值为1.8%，须五段Ro最大值为1.4%，含煤岩系有机质已处于高成熟至过成熟演化阶段，前期所生成的煤成烃此时已进入大量裂解成为煤成气阶段；进入新生代，四川运动使该区整体抬升，含煤岩系有机质热演化作用终止，上覆地层被严重剥蚀1500～2500m而泄压，由于在须家河组之上还完好保存有2000～3500m区域盖层和自流井组烃源岩的烃类浓度封盖作用，加之通天断层少，区内上三叠统气藏没有像川西超高压区一样在喜马拉雅期产生多次幕式充注和发生烟囱效应，没有在浅层形成次生气藏，主要是对须家河组原生型煤成气藏有改造和促进作用(图10-38)。
图10-38 广安构造广13井须家河组三段煤成气源岩埋藏与热演化史图
(据赵文智等，2010)
喜马拉雅期的四川运动在区内形成了一批低幅度构造，以及须家河组煤系源岩在抬升过程中的抬升卸载排烃作用，其解吸气量可达1.2～1.6×108m3/km2(卞从胜等，2009)，这些从烃源岩中释放的游离气通过与之接触的高孔渗砂岩和裂缝，发生运移进入储层成藏，是区内抬升期大面积成藏的重要气源，为区内煤成气藏的最终富集、定型起了促进作用。由于须家河组含煤岩系有机质演化历程在白垩纪后期已进入高成熟至过成熟演化阶段，因整体抬升使煤成烃裂解作用部分被终止，在已发现的特大型、大型煤成气藏中普遍含有一定数量的凝析油(表10-13)。
表10-13 川中-川北上三叠统富煤成气凹陷区气田特征简表
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”。