川东北元坝地区中浅层天然气气源及成因类型

刘若冰 郭彤楼 邵明莉

1.中国石化勘探南方分公司 2.中国石化胜利油田分公司

川东北元坝地区中浅层天然气气源及成因类型

刘若冰1郭彤楼1邵明莉2

1.中国石化勘探南方分公司 2.中国石化胜利油田分公司

川东北元坝地区中浅层（中三叠统雷口坡组及其以上地层）正在逐渐成为四川盆地天然气勘探的重要接替领域之一，由于该区油气系统错综复杂，查明其油气源及天然气成因类型，便显得尤为重要。为此，在分析该区烃源岩分布及地化指标的基础上，重点研究了天然气组成、碳氢同位素组成、硫化氢含量等地球化学特征，结合地层压力、断裂系统分布等地质特征，初步确定了该区中浅层天然气的来源：来自陆相地层本身，而非海相气源；自流井组为“自生自储”成藏模式，雷口坡组属于“倒灌”成藏模式。并根据目前应用较广泛的ln（C2／C3）—ln（C1／C2）等关系图版，基本明确了该区中浅层天然气的成因类型：中浅层天然气主要由干酪根直接裂解形成，但自流井组天然气中存在少量原油二次裂解所形成的天然气。

元坝地区 烃源岩 气源 干酪根裂解气 原油裂解气 碳同位素 氢同位素 四川盆地

川东北地区地处米仓山、大巴山前缘，经历了多期构造运动、油气运聚成藏及调整改造，油气系统错综复杂，如何查明各层系油气源就成为重要的课题；且随着川东北普光气田的发现，该区已成为油气勘探的焦点地区之一，呈现出海陆相立体勘探的良好局面。其中，元坝地区中浅层（雷口坡组及其以上地层）正逐渐成为勘探的接替领域。因此，科学查明该区的油气源问题、天然气成因类型及资源背景，就显得尤为重要。

1 烃源岩分布及其地化特征

前期研究表明，川东北陆相发育上三叠统须家河组、下侏罗统自流井组、下侏罗统千佛崖组3套主力烃源岩。其中，须家河组时期，存在阆中—南部地区及宣汉—达州西北缘两个生烃中心，元坝地区须家河组烃源岩厚度介于160～220 m（图1）；自流井组时期同样存在两个生烃中心，分别位于元坝—阆中地区和宣汉—达州北缘，元坝地区自流井组烃源岩厚度介于160～260 m；而千佛崖组时期的生烃中心则位于宣汉—达州地区，元坝地区该期烃源岩厚度介于120～140 m。

该区须家河组烃源岩残余有机碳含量主要分布在1.0%～3.5%，平均值为1.87%；自流井组烃源岩残余有机碳含量介于0.8%～3.0%，平均值为1.46%；千佛崖组烃源岩残余有机碳含量介于0.4%～2.0%，平均值为1.23%。须家河组TOC＞1.0%的烃源岩样品占76.8%，自流井组的占65.3%，千佛崖组占58.6%。总体上，须家河组烃源岩最好，千佛崖组相对较差。在有机质类型上，须家河组主要以腐殖型有机质占优，兼有部分偏腐殖混合型；自流井组、千佛崖组以偏腐殖混合型为主，但仍含少量偏腐泥混合型和腐殖型有机质。元坝地区陆相地层镜质体反射率（Ro）介于1.3%～2.0%，现今仍处于有机质演化的高成熟阶段，以生气为主。而海相上二叠统长兴组、下三叠统飞仙关组的主要气源——上二叠统吴家坪组烃源岩为泥岩、泥灰岩，具有偏腐泥混合型有机质特征，现今处于过成熟演化阶段，与陆相烃源岩地化特征相比存在本质的差异。

2 天然气地球化学特征及气源分析

2.1 天然气地球化学特征

2.1.1 天然气组分

首先，长兴组天然气表现出特别干燥的特征，干燥系数大（一般大于0.999）。甲烷含量高，除甲烷、乙烷外，丙烷以上组分含量甚微或者不含。而陆相天然气，尤其是自流井组天然气相对较湿，部分天然气干燥系数达0.93，表现出较湿的特征，含有少量的戊烷以上等重烃组分（表1）。雷口坡组与须家河组天然气特征接近，干燥系数均介于上述两者之间，表现出相对较干燥特征，甲烷含量超过95%，乙烷以上等重烃含量很低，基本不含戊烷等以上重烃。

表1 川东北地区海陆相天然气组分分析统计表

其次，长兴组天然气中普遍含有硫化氢，而陆相及雷口坡组天然气中则不含硫化氢。从表1中明显可以看出，长兴组天然气中CO2含量较高，这可能是由于在测试过程中采用酸压测试，酸与碳酸盐岩反应产生CO2的缘故，导致含有较多的CO2气体。

2.1.2 碳同位素

从天然气甲烷碳同位素分析知（表2），海相长兴组天然气甲烷碳同位素值（δ13C1）一般重于－30‰，而陆相及雷口坡组天然气的δ13C1一般轻于－30‰，因此，长兴组与陆相和雷口坡组天然气δ13C1界限特征明显。从目前数据可看出，雷口坡组、须家河组两者的δ13C1较接近，较海相长兴组稍轻，小于－30‰；而自流井组δ13C1则比长兴组、雷口坡组、须家河组更轻，差异明显，反映出自流井组埋藏较浅，演化程度较低的特点。

表2 元坝地区海陆相天然气碳、氢同位素值统计表

2.1.3 氢同位素

根据前人对甲烷氢同位素的研究，通常认为烷烃气的氢同位素首先制约于沉积环境，其次才是成熟度的影响。Schoell提出天然气氢同位素组成随烃源岩热演化程度的增加变重，陆相淡水环境生成的热成因甲烷的氢同位素组成小于－190‰，海相环境生成的甲烷的氢同位素组成大于－190‰［1］。沈平等研究发现中国陆相盆地天然气甲烷的氢同位素组成介于－255‰～－158‰，其中海陆交互相的半咸水环境中生成的甲烷氢同位素值（δD）亦大于－190‰，而湖相、沼泽相的淡、微咸水环境生成的生物甲烷δD值一般小于－200‰［2－5］。王晓峰等对塔里木盆地海相和陆相环境生成的天然气甲烷氢同位素进行研究后发现，二者基本以－170‰为界［3－6］。钱志浩等认为，四川盆地天然气由于成熟度和共存水的影响，海陆相天然气甲烷δD的划分界限以－160‰为宜［6］。

由图2中可见，元坝地区海相长兴组及飞仙关组的4个样品点均落在右上角，甲烷氢同位素值（δD）大于－150‰；而雷口坡组及以上陆相地层样品点则位于左下角，其δD普遍小于－150‰。由于二叠系为海相沉积环境，海水盐度高，而陆相多为湖泊、沼泽相的淡水或微咸水沉积环境，水体盐度低，加之下伏二叠系烃源岩比上覆陆相烃源岩具有更高的演化程度，因此，该区海陆相天然气甲烷氢同位素值应该同时受古沉积环境和演化程度的影响，结果导致天然气的δD存在明显差异。当然，母质类型也是影响氢同位素分馏效应的因素之一。

根据现有的地化分析成果，元坝地区海相长兴组、飞仙关组与雷口坡组及以上地层之间天然气δD的划分界限应该在－150‰附近（图2、表2）。

图2 元坝地区海陆相天然气δ13 C1与δDC1关系图

2.2 天然气气源分析

2.2.1 自流井组与须家河组天然气差异特征

总体上，自流井组珍珠冲段、东岳庙段及大安寨段天然气组分特征与须家河组相比较具有干燥系数低、重烃含量高的特点，且自流井组天然气甲烷碳同位素值比须家河组更轻，由化验分析结果结合地质特征，自流井组天然气热演化程度比须家河组要低（表3）。例如，YB03井东岳庙段（4 035～4 110 m）天然气组成中甲烷含量为91.79%，重烃含量为6.257%，干燥系数C1／C1－5＝0.936，属于偏干的湿气，相当于高成熟阶段天然气。天然气甲、乙、丙烷系列碳同位素值依次变重，且甲烷碳同位素值相对较轻，反映原地生成而且具有全捕获的特征，也即聚集了低演化至目前高成熟阶段的全系列天然气，具有典型原地成藏的天然气地球化学特征（表1、2）。

表3 须家河组与自流井组天然气δ13 C1、热演化程度对比表

2.2.2 雷口坡组成藏特征

据气井测试压力资料，该区须家河组压力系数普遍大于1.8，自流井组压力系数超过1.9，而下伏雷口坡组压力系数分布范围为1.388～1.626。而且须家河组、雷口坡组之间具有印支期大型不整合面，并发育多条高角度逆冲断层，这些断层向上消失在下沙溪庙组地层，向下消失在嘉陵江组上部四段、五段膏岩层。另外，雷口坡组内部也发育多套较厚膏岩层。

因此，从上述分析知，由上覆须家河组向下伏雷口坡组存在天然气运移、扩散的动力、通道，同时，雷口坡组以下海相地层的天然气由于多套巨厚膏岩层的存在，几乎不可能向上运移至雷口坡组顶部聚集成藏，且雷口坡组本身烃源岩不发育，仅提供少量有限的气源供给，从而判断雷口坡组气藏应该属于上覆须家河组气源“倒灌”成藏。

综合上述天然气组分、碳氢同位素值及是否含硫化氢的特点，结合海陆相烃源岩地化特征分析，可以看出川东北元坝地区中浅层（包括雷口坡组及以上地层）天然气与海相长兴组、飞仙关组天然气特征迥异，中浅层天然气主要来源于陆相地层本身，目前尚未发现有海相来源天然气的存在。

雷口坡组天然气组分及地化特征与须家河组最为接近，具有同源特征，综合分析应为须家河组来源的天然气，主要沿印支期大型沉积间断面及断裂系统输导、运移至雷口坡组顶部风化壳岩溶储层富集成藏，形成“倒灌”成藏模式，这与邻区龙岗地区雷口坡组的成藏模式是一致的。而在陆相地层中，自流井组天然气与须家河组相比，具有相对较湿（重烃含量较高）、干燥系数较低、甲烷碳同位素偏轻以及演化程度较低的特征，表明自流井组天然气与须家河组之间也存在差异，自流井组地层的天然气整体上属于“自生自储”类型。

3 天然气成因类型探讨

对于区分天然气是由干酪根初次裂解气或者原油二次裂解气成因，目前，应用较多的判识方法是Prinzhofer提出的ln（C2／C3）—ln（C1／C2）和（δ13C2－δ13C3）与ln（C2／C3）关系图［7－9］，黄光辉等也提出了C1／C2—C2／C3和100×C1／（C1－C5）～C2／C3关系图［10］，李艳霞提出了轻烃指标判识标准［7］。笔者采用Prinzhofer提供的关系图版判识元坝地区中浅层天然气气源类型。

3.1 须家河组与雷口坡组天然气成因类型

由前述分析知，雷口坡组天然气源于须家河组，两者属同源类型天然气。

3.1.1 ln（C2／C3）—ln（C1／C2）关系图

该图版的理论依据来自Behar的不同类型干酪根（混合型和腐殖型）在封闭系统中的热模拟实验结果，即：干酪根初次裂解和原油二次裂解形成的天然气的C1／C2和C2／C3完全不同，C1／C2比值在干酪根初次降解时增大，原油二次裂解时基本不变，相反，C2／C3比值在干酪根初次降解时基本不变（甚至可能变小），但在原油二次裂解时急剧增大［7］。

图3 须家河组天然气ln（C2／C3）—ln（C1／C2）关系图

如图3所示，须家河组天然气组分ln（C1／C2）变化比较大，变化区间在4～6，数据点具有横向散开分布的特点，而ln（C2／C3）变化比较小，基本维持在数值2附近，分布相对集中。因此，根据判识标准，该区须家河组天然气气源类型应属于干酪根裂解气的范畴。

3.1.2 （δ13C2－δ13C3）—ln（C2／C3）关系图

根据Prinzhofer建立的判识图版［7］，认为干酪根初次裂解气δ13C2与δ13C3分馏较大，其差值呈负斜率的近垂直方向总体变大，而ln（C2／C3）基本不变；原油裂解气δ13C2与δ13C3分馏较小，其差值变化小，相反ln（C2／C3）值急剧变大。

根据元坝地区须家河组9个天然气样品数据，其天然气δ13C2与δ13C3分馏较大，差值介于－6‰～3‰，而ln（C2／C3）值相对变化较小（在数值2附近变化）。因此，可以认为元坝地区须家河组天然气主要属于干酪根裂解气类型（图4）。

图4 须家河组天然气（δ13 C2－δ13 C3）—ln（C2／C3）关系图

3.2 自流井组天然气成因类型

自流井组天然气ln（C2／C3）值变化很小（处于数值2附近），在ln（C2／C3）—ln（C1／C2）关系图上基本呈一水平直线；而ln（C1／C2）值变化较大（介于2～5）。由此，可以判断元坝地区自流井组天然气主要属于干酪根裂解气类型（图5）。考虑到元坝地区自流井组天然气相对较湿、重烃含量较高的特点及地质特征，综合研究认为该区可能存在少量的原油二次裂解气。

图5 元坝自流井组天然气ln（C2／C3）—ln（C1／C2）关系图

4 结论

1）元坝地区海陆相天然气的δ13C1分界点在－30‰附近，海相天然气δ13C1较重，陆相天然气δ13C1较轻。

2）该区中浅层（雷口坡组及其以上地层）与海相长兴组、飞仙关组之间天然气甲烷氢同位素值（δDC1）的分界点在－150‰附近，陆相天然气δDC1一般小于－150‰，海相天然气δDC1一般大于－150‰。

3）该区雷口坡组天然气主要来源于上覆须家河组地层，形成天然气“倒灌”成藏模式，而非来源于下伏海相地层烃源岩；陆相须家河组、自流井组天然气分别来源于其本地层的烃源岩，属于近距离运移、聚集“自生自储”成藏模式。

4）该区须家河组、雷口坡组天然气为典型干气，由干酪根直接裂解形成；而自流井组天然气主体上由干气组成，含少量湿气，主要由干酪根裂解形成，但存在少量原油二次裂解天然气。

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Sources and genetic types of gas in the middle－shallow strata of the Yuanba area，northeastern Sichuan Basin

Liu Ruo bing 1，Guo Tong lou 1，Shao Ming li 2
（1.Sinopec South Ex ploration Company，Chengdu，Sichuan 610041，China；2.Sinopec Shengli Oilfield Company，Dongying，Shandong 257000，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 31，ISSUE 6，pp.34－38，6／25／2011.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

The middle－shallow strata（the Middle Triassic Leikoupo Formation and its overlaying strata）in the Yuanba area，northeastern Sichuan Basin，are becoming the important alternative targets for gas exploration in the Sichuan Basin.As the petroleum system is very complex，it is especially important to recognize the sources and genetic types of gas in the study area.Therefore，based on an analysis of source rock distribution and geochemical indexes，the gas composition，carbon and hydrogen isotopic components，the content of H2S are studied in this area.These geochemical behaviors in combination with the geologic features such as formation pressure and fault distribution reveal the source of gas in the middle and shallow layers，i.e.，continental source rocks rather than marine source rocks.The gas reservoir in the Ziliujing Formation is of indigenous type，while that in the Leikoupo Formation is of "back－charging"type.The genetic types of gas in the middle and shallow layers are also defined according to the widely used board charts such as the relationship between ln（C2／C3）and ln（C1／C2）.The gas from direct cracking of kerogen is predominant，with a small amount of gas from secondary cracking of oil occurring in the Ziliujing Formation reservoirs.

Yuanba area，source rock，gas source，kerogen cracking，crude oil cracking，carbon isotope，hydrogen isotope，Sichuan Basin

刘若冰，1973年生，高级工程师，博士；从事油气田勘探开发研究工作。地址：（610041）四川省成都市高新区二环路南四段9号高新之心大厦。电话：（028）85164833。E－mail：lrbwxl＠sina.com

刘若冰等.川东北元坝地区中浅层天然气气源及成因类型.天然气工业，2011，31（6）：34－38.

10.3787／j.issn.1000－0976.2011.06.005

（修改回稿日期 2011－04－02 编辑 罗冬梅）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2011.06.005

Liu Ruobing，senior engineer，born in 1973，is engaged in research of oil and gas field exploration and development.

Add：Gaoxinzhixin Mansion，No.9，South Sec.4，2ndCircle Rd.，Gaoxin District，Chengdu，Sichuan 610041，P.R.China

Tel：＋86－28－8516 4833 E－mail：lrbwxl＠sina.com