四川盆地元坝-通南巴地区须家河组天然气地球化学特征和成因

2015-05-05吴小奇刘光祥刘全有刘景东罗开平

石油与天然气地质 2015年6期

吴小奇，刘光祥，刘全有，刘景东，罗开平

[1.中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所，江苏无锡 214126；2.中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083；3.中国石油大学(华东) 地球科学与技术学院，山东青岛 266580]

吴小奇1，刘光祥1，刘全有2，刘景东3，罗开平1

为了探讨四川盆地元坝-通南巴地区上三叠统须家河组天然气的成因，明确天然气的来源，综合利用了天然气组分和稳定碳、氢同位素等手段对天然气地球化学特征进行了分析。研究表明，四川盆地元坝-通南巴地区须家河组天然气以甲烷为主，主体表现出干气特征，干燥系数普遍高于0.97，δ13C1和δ13C2值分别介于-34.5‰～-29.3‰和-35.4‰～-21.5‰，δ13CCO2值多数高于-8‰，δDCH4值介于-181‰～-144‰，且与δ13C1值之间没有明显的相关性。天然气成因鉴别和气-源对比研究表明，该区须家河组天然气主体为煤成气，来自须家河组煤系烃源岩，其中元坝地区须一、须二段和通南巴地区须家河组天然气中混入了一定量的原油二次裂解气，它主要为吴家坪组烃源岩生成的原油在裂解程度相对较低时的产物。研究区须家河组烷烃气碳同位素系列普遍发生了部分倒转，其中元坝地区须三、须四段天然气的部分倒转主要源自须家河组烃源岩在高成熟阶段的产物，而元坝地区须一、须二段和通南巴地区须家河组天然气发生的部分倒转主要源自少量的原油裂解气与大量的高成熟煤型干气的混合。

地球化学特征；天然气；须家河组；元坝-通南巴地区；四川盆地

四川盆地是我国陆上重要的天然气产区之一，近些年来在海相层系的天然气勘探取得了重要突破，陆续发现了普光、龙岗、元坝和安岳等一系列特大型气田[1-2]。与此同时，四川盆地陆相天然气勘探也持续取得进展，上三叠统须家河组显示出巨大的勘探潜力[3]。元坝气田是迄今为止我国埋藏最深的大型海相气田，累计获得探明地质储量2 195.82×108m3，前人对长兴组储层特征与成藏主控因素进行了大量卓有成效的工作，取得了一系列重要成果[4-6]。随着勘探的拓展，元坝地区及邻区中浅层正成为勘探的接替领域，呈现出海陆相立体勘探的良好局面[7]。

近年来对四川盆地元坝-通南巴地区须家河组致密砂岩气藏的研究一方面侧重于对储层沉积相、成岩作用与孔隙演化等方面的研究[8-10]，另一方面对须家河组天然气的成因和来源也给予了广泛关注。元坝-通南巴地区须家河组天然气地球化学特征较为复杂，对其成因和来源的认识仍存在争议，如元坝须家河组天然气究竟是以煤成气为主、来自须家河组高-过成熟腐殖型烃源岩[7, 11-12]，还是主要由煤成气和油型气组成，分别来源于须家河组和龙潭组烃源岩[13-14]。通南巴须家河组天然气究竟是以煤成气为主[11]，还是具有多源混合特征，海相来源天然气可占较高比例[12]。对该区须家河组天然气成因和来源认识的分歧主要源自对天然气地球化学特征认识的差异。前人的研究侧重于对天然气组分和碳同位素的探讨，对氢同位素给予的关注较少，且对须家河组不同层段天然气往往不加区分的放在一起讨论，这可能会掩盖一些本来存在的现象。因此，本文拟在综合前人成果的基础上，通过

对天然气样品组分和碳氢同位素组成的测试，分析须家河组不同层段天然气的地球化学特征，探讨天然气的成因和来源，为深化对该区天然气来源的认识和后续勘探领域的拓展提供有益的信息。

1 地质背景

元坝-通南巴地区位于四川盆地川中油气区北部，处于川北坳陷低缓构造带，该区北邻米仓山南缘推覆构造带，东接大巴山前缘推覆构造带和川东高陡构造带，西为龙门山断褶构造带，横跨九龙山背斜、池溪凹陷、通南巴背斜、通江凹陷和苍溪-巴中低缓构造带等构造单元(图1)。元坝地区总体表现为低缓构造带，断裂发育规模较小，而通南巴地区表现为NEE向展布的大型背斜，在印支晚期—燕山早期已具雏形，燕山中、晚期得到进一步加强，喜马拉雅期遭受叠加改造而最终定型[15]。

四川盆地上三叠统须家河组自下而上可以分为6段(T3x1—T3x6)[16-17]，主要为一套滨湖、沼泽相沉积，其暗色泥岩和所夹煤层是主要烃源岩，被认为是川中和川西地区须家河组气藏的主要烃源。元坝地区上三叠统须家河组烃源岩厚度为160～220 m，残余有机碳含量为1.0%～3.5%，平均为1.87%，有机质类型以腐殖型为主，兼有部分偏腐殖混合型。镜质体反射率介于1.3%～2.0%，现今仍处于有机质演化的高级阶段，以生气为主[7]。元坝-通南巴地区海相烃源岩主要为上二叠统吴家坪组/龙潭组烃源岩，岩性以泥岩和泥灰岩为主，具有偏腐泥混合型有机质特征，现今处于过成熟演化阶段[7, 15]。元坝地区须家河组天然气主要赋存在须(须家河组)一段至须四段，通南巴地区须家河组天然气则赋存于须一段和须四段中。

图1 元坝-通南巴地区构造单元划分与井位分布Fig.1 Structure units and well locations in Yuanba-Tongnanba area

2 分析方法

本次工作采用双阀门高压不锈钢瓶采集了四川盆地元坝气田和通南巴地区须家河组气样共10个，天然气组分和碳、氢同位素组成的分析测试均在中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所实验研究中心进行，其中天然气组分分析采用HP 7890A型气相色谱仪，碳同位素分析采用Finnigan Mat 253稳定同位素质谱仪，每个样品分析3次，分析精度为0.5‰，标准为VPDB，氢同位素分析采用Thermo Scientific Delta V Advantage同位素质谱仪进行，分析精度为3‰，标准为VSMOW。测试结果见表1。

3 天然气地球化学特征

通过对元坝-通南巴地区须家河组天然气样品的分析测试，并结合前人对该区天然气的分析数据，综合分析天然气的地球化学特征。

3.1 组分特征

元坝-通南巴地区须家河组天然气以烃类气体为主，甲烷含量普遍高于95%，重烃气含量偏低，不含戊烷(表1)，干燥系数(C1/C1—4)普遍高于0.97，主体表现出典型干气的特征。在非烃气体含量方面，CO2含量普遍低于1%，N2含量普遍低于3%(表1)，均不含H2S。元坝地区须二段有部分天然气样品具有相对较低的甲烷含量和干燥系数，其在非烃气体特征上表现

出具有明显较高的CO2含量或N2含量(表1)；元坝和通南巴地区须家河组其他层段天然气整体上具有较为一致的组分特征，没有表现出明显的差异。本次工作中分析的元陆8井须二段天然气样品具有异常高的N2和CO2含量(表1)，由于采集的是试气阶段的天然气，因此可能与采用氮气钻完井技术及酸化压裂工艺有关，而这对烷烃气相对组成及碳、氢同位素组成没有影响。从该样品的烷烃气相对含量、干燥系数以及后文所述的碳、氢同位素组成来看，均与研究区其他样品较为一致，表明未受到影响，不影响后文的天然气成因鉴别和气-源对比。

3.2 碳同位素特征

在烷烃气碳同位素组成方面，元坝地区须家河组天然气δ13C1值分布相对较为集中，为-34.5‰～-29.3‰，乙烷和丙烷碳同位素值分布较为分散，δ13C2值为-35.4‰～-21.5‰，δ13C3值为-33.6‰～-23.4‰。通南巴地区须家河组天然气δ13C1值分布区间较窄，主体为-31.7‰～-29.6‰，重烃气碳同位素值整体偏低，δ13C2值介于-34.6‰～-30.0‰，δ13C3值介于-37.1‰～-29.5‰(图2)。

在烷烃气碳同位素系列特征上，就元坝地区而言，须一段天然气表现出典型正序特征(δ13C1<δ13C2<δ13C3)，须二、须三段天然气多数表现出正序特征，其中须二段部分样品发生了碳同位素部分(δ13C1>δ13C2，δ13C2>δ13C3)甚至连续倒转(δ13C1>δ13C2>δ13C3)，须三段个别样品发生了甲、乙烷碳同位素的部分倒转(δ13C1>δ13C2)。须四段天然气表现出甲、乙烷碳同位素正序特征，但多数发生了乙、丙烷的部分倒转(δ13C2<δ13C3)(图2a)。通南巴地区须家河组天然气均发生了甲、乙烷碳同位素的部分倒转(δ13C1>δ13C2)，但多数样品未发生乙烷和丙烷碳同位素的部分倒转，表现出δ13C2<δ13C3的正序特征，仅有一个样品发生了甲烷至丙烷的碳同位素连续倒转，但未发生丙烷与丁烷碳同位素的倒转(图2b)。

表1 元坝-通南巴地区须家河组天然气组分和碳、氢同位素组成Table 1 Compositions and carbon and hydrogen isotopic compositions of natural gas from the Xujiahe Formation in Yuanba-Tongnanba area

图2 元坝-通南巴地区须家河组天然气δ13C-1/n相关关系(部分数据来源自文献[11-13，18-19])Fig.2 δ13C vs.1/n of gases in the Xujiahe Formation of Yuanba-Tongnanba area(Partial data from references[11-13,18-19])a.元坝地区；b.通南巴地区(T3x1至T3x4分别为上三叠统须家河组一段至四段。n为烷烃碳数。)

元坝-通南巴地区须家河组天然气整体具有较重的CO2碳同位素组成，统计结果表明，20个气样的δ13CCO2值中有16个高于-8‰，且与CO2含量之间没有明显的相关性，与δ13C1值也没有明显的相关性。元坝地区CO2碳同位素组成为-12.5‰～-0.5‰，平均值为-4.9‰；通南巴地区CO2碳同位素组成为-16.2‰～2.4‰，平均值为-5.7‰。

3.3 氢同位素特征

元坝地区须家河组天然气甲烷氢同位素值分布范围较广，δDCH4值为-181‰～-144‰，通南巴地区须家河组天然气δDCH4值为-173‰～-157‰，甲烷碳、氢同位素值之间没有明显的相关性(图3)。由于重烃气含量较低，难以测得氢同位素值，目前仅元坝须二、须四段报道了3个乙烷氢同位素值数据，分别为-142‰，-141‰和-133‰，且这3个样品均表现出甲、乙烷氢同位素正序特征[19, 20]。

4 天然气成因及来源

烷烃气根据其原始物质来源可以分为有机成因和无机成因两大类，其中无机成因烷烃气一般具有负碳同位素系列(δ13C1>δ13C2>δ13C3>δ13C4)，甲烷碳同位素值一般高于-30‰，且常伴有较高的氦同位素组成(氦同位素相对值R/Ra>0.5)，而有机成因烷烃气则与之相反[22]。尽管元坝-通南巴地区须家河组一些气样发生了烷烃气碳同位素部分倒转，但整体上仍表现出正序特征，甲烷碳同位素组成普遍大于-30‰(图2)，表现出有机成因烷烃气的特征。该区不同层系天然气均具有较低的氦同位素组成，R/Ra值为0.003 3～0.018 1，表现出典型壳源特征[12]。因此，元坝-通南巴地区烷烃气均为有机成因。

元坝-通南巴地区须家河组天然气具有相对较重的甲烷碳同位素组成，在Bernard图上表现出热成因气的特征，与生物气有明显的区别(图4)。根据原始有机质类型不同，可以概括性地将热成因气划分为油型(腐泥型)气和煤成(腐殖型)气[23]，二者在Bernard图上一般表现出不同的趋势[24]。元坝-通南巴地区须家河组天然气在Bernard图上并未表现出典型Ⅱ型或Ⅲ型干酪根生成的天然气的特征，其特征介于二者范围之间(图4)。

图3 元坝-通南巴地区须家河组天然气δDCH4-δ13C相关关系(底图据[21]，实心点和空心点分别为元坝和通南巴地区天然气，部分数据源自文献[12，19-20])Fig.3 δDCH4 vs.δ13C1 of gases in the Xujiahe Formation in Yuanba-Tongnanba area(basemap from reference[21],filled and empty symbols represent gases from the Yuanba and Tongnanba area respectively,partial data from references[12,19-20])(T3x1至T3x4分别为上三叠统须家河组一段至四段，Ro为镜质体反射率)

图4 元坝-通南巴地区须家河组天然气C1/C2+3-δ13C1相关关系(底图据[24]，实心点和空心点分别为元坝和通南巴地区天然气，部分数据源自文献[11-13，18-19])Fig.4 C1/C2+3 vs.δ13C1 of gases in the Xujiahe Formation in Yuanba-Tongnanba area(basemap from reference[24],the filled and empty symbols represent gases from the Yuanba and Tongnanba area,respectively,partial data from references[11-13,18-19])(T3x1至T3x4分别为上三叠统须家河组一段至四段，C1为甲烷含量， C2+3为乙烷和丙烷含量，Ro为镜质体反射率)

不同类型有机质生成的天然气在甲烷和乙烷碳同位素组成相关图上也表现出不同的趋势，在甲烷碳同位素值相近的情况下，腐殖型母质生成的天然气相比腐泥型母质生成的天然气具有更高的乙烷碳同位素值[23, 25]。从整体上看，元坝-通南巴地区须家河组天然气δ13C1值变化范围较窄而δ13C2值变化范围明显较宽(图2，图5)。通南巴地区须家河组天然气和元坝地区须一、须二段天然气在甲烷和乙烷碳同位素值相关图上多数表现出与Delaware/Val Verde盆地Ⅱ型干酪根生成的天然气一致的特征，元坝地区须三、四段气样则多数具有相对较高的乙烷碳同位素值而与Sacramento盆地Ⅲ型干酪根生成的天然气较为一致(图5)，因此研究区须家河组天然气可能具有混合成因。

一般认为，乙烷等重烃气碳同位素具有较强的原始母质继承性，是鉴别煤成气和油型气的有效指标，当δ13C2和δ13C3值分别重于-28‰和-25‰时，天然气一般为煤成气[27-28]。从须家河组天然气乙烷与丙烷碳同位素值相关图上可以看出，通南巴地区天然气δ13C2和δ13C3值分别小于-28‰和-25‰，表现出油型气的特征，元坝地区须一、须二段天然气中的乙烷和丙烷主体也具有油型气的特征，而须三、须四段重烃气则与之相反，主体表现出煤成气的特点(图6a)。

油型气根据其生成途径可以分为干酪根直接降解和原油(包括聚集型原油和分散可溶有机质)裂解两种[29]，根据(δ13C2-δ13C3)-C2/C3相关性可以对二者进行有效的鉴别[30]。对元坝-通南巴地区δ13C2和δ13C3值分别小于-28‰和-25‰的油型重烃气进行进一步的判识发现，这些油型气与干酪根初次裂解气有明显的区别，均为二次裂解气(图6b)。元坝-通南巴地区腐泥型烃源岩主要为上二叠统吴家坪组/龙潭组烃源岩，厚度介于70～140 m，是研究区长兴组、飞仙关组和嘉陵江组等海相层系天然气的主要气源岩[7, 31]。因此，元坝-通南巴地区须家河组中的油型重烃气主要为吴家坪组烃源岩生成的原油经历了二次裂解所形成。

图5 元坝-通南巴地区须家河组天然气δ13C2-δ13C1相关关系(实心点和空心点分别为元坝和通南巴地区天然气，部分数据源自文献[11-13，18-19]，Sacramento盆地据[26]，Niger 三角洲和Delaware/Val Verde盆地据[25])Fig.5 δ13C2 vs.δ13C1of gases in the Xujiahe Formation in Yuanba-Tongnanba area(filled and empty symbols represent gases from the Yuanba and Tongnanba area,respectively,partial data from references[11-13,18-19]，Sacramento Basin from[26],Niger delta and Delaware/Val Verde Basin from[25])(T3x1至T3x4分别为上三叠统须家河组一段至四段)

原油裂解成气造成了烃类碳同位素在干酪根裂解成烃基础上的二次分馏，因此相同演化阶段，同类型原油裂解气的碳同位素值明显轻于干酪根直接裂解气的碳同位素值。在原油裂解初期，重烃气碳同位素值较为稳定，并随着裂解程度的升高而逐渐增大，随着裂解程度的继续加深，重烃气碳同位素值大幅度变重[32]。研究区长兴组、飞仙关组和嘉陵江组天然气尽管具有同样的来源，但其重烃气碳同位素值普遍高于须家河组重烃气的值[31]，一方面这些海相层系天然气中普遍含有H2S，表明气藏经历了TSR(硫酸盐热化学还原反应)作用的改造，使得残余重烃气碳同位素值升高；另一方面，也反映了深层海相层系中的原油裂解气为原油裂解程度较高时的产物，而须家河组中的原油裂解气则为裂解程度相对较低时的产物。

然而，值得注意的是，在天然气干燥系数非常高的情况下，甲烷是天然气的绝对主体，单纯的仅利用乙烷、丙烷或是轻烃等微量组分的特征来进行天然气成因鉴别，进而推断在天然气中占主导地位的甲烷的成因有时是片面的，值得商榷，特别是对于油型气和煤成气的混合气而言，如塔里木盆地柯克亚油气田天然气中的轻烃组成指示油型气特征，而δ13C2和δ13C3值则分别重于-28‰和-25‰，表现出明显的煤成气特征，通过结合甲烷的氢同位素特征发现这些天然气主体为煤成气，其中混入了少量的油型气[33]。元坝-通南巴地区海相层系和须家河组天然气在组分和甲烷碳同位素特征上基本类似，难以区分开来[31]。在组分和碳同位素组成难以对天然气成因进行有效鉴别的情况下，考虑到天然气的氢同位素组成在揭示源岩沉积环境方面具有独特的优势[27]，因此，研究天然气的氢同位素组成可以对成因鉴别和气源对比进行有力的补充。

图6 元坝-通南巴地区须家河组天然气乙烷和丙烷地化特征相关关系(b图底图据[30]，实心点和空心点分别为元坝和通南巴地区天然气，部分数据源自文献[11，13，18-19])Fig.6 Geochemical characteristics of ethane and propane in the Xujiahe Formation in Yuanba-Tongnanba area(Fig.6b based on reference[30],filled and empty symbols represent gases from the Yuanba and Tongnanba area,respectively,partial data from references[11,13,18-19])a.δ13C3-δ13C2相关图；b.(δ13C2-δ13C3)-C2/C3相关图(T3x1至T3x4分别为上三叠统须家河组一段至四段，C2和C3为乙烷和丙烷含量，Ro为镜质体反射率)

烷烃气的氢同位素组成主要受源岩沉积环境、成熟度和有机质类型3个因素制约[23]。元坝-通南巴地区须家河组天然气其甲烷碳氢同位素值之间没有明显的相关性，并未表现出同步增大的特征(图3)，表明成熟度并不是甲烷氢同位素组成的主控因素。这些天然气在甲烷碳氢同位素相关图上与德国西北部煤成气具有较为一致的特征，而与Delaware/Val Verde盆地油型气有明显的区别，表明元坝-通南巴地区天然气中的甲烷主体是煤成气，来自腐殖型烃源岩。

由于甲烷主体为煤成气，因此可以根据甲烷碳同位素值和Ro(镜质体反射率)经验公式来计算烃源岩的有机质成熟度。元坝-通南巴地区须家河组天然气δ13C1值分布相对较为集中，为-34.5‰～-29.3‰，根据戴金星等(1992)[23]提出的煤成气δ13C1-Ro公式计算所得Ro为1.0%～2.3%，平均为1.7%，这也与区内须家河组烃源岩有机质热演化程度为1.3%～2.0%[7]相一致，而采用油型气公式计算所得Ro平均值为4.9%，明显与地质事实不符。

刘若冰等[7]提出元坝地区陆相和海相天然气δDCH4值分界点为-150‰，廖凤蓉等[34]也统计表明，四川盆地海相层系天然气δDCH4值明显较大，普遍高于-150‰，而陆相须家河组煤系生成的烷烃气其δDCH4值基本小于-150‰。元坝地区须家河组天然气δDCH4值为-181‰～-144‰，通南巴地区须家河组天然气δDCH4值为-173‰～-157‰，普遍小于-150‰，因此，元坝-通南巴地区须家河组天然气中的甲烷主体来自须家河组煤系烃源岩。

在非烃气体CO2成因方面，统计表明，元坝地区和通南巴地区须家河组天然气整体具有较重的CO2碳同位素组成，多数气样的δ13CCO2值高于-8‰，表现为无机成因，仅有少数气样其δ13CCO2值低于-8‰，表现为有机成因，这与前人的认识[13]是一致的。印峰等[13]认为元坝气田须家河组天然气中的无机成因CO2为下伏雷口坡组碳酸盐岩的变质或水解成因，戴金星等[11]根据雷口坡组和须家河组压力系数的差异和须家河组中发育钙屑砂岩，指出这些无机成因CO2主要为有机酸对钙屑砂岩中碳酸盐胶结物和碳酸盐岩碎屑颗粒溶蚀所形成，是须家河组自生自储，并不是由雷口坡组向上运移而来。

因此，元坝-通南巴地区须家河组天然气主体为煤成气，来自须家河组煤系烃源岩，元坝地区须一、须二段和通南巴地区须家河组天然气中混入了一定量的原油二次裂解气，其主要为吴家坪组烃源岩生成的原油在裂解程度相对较低时的产物。

5 烷烃气碳同位素部分倒转原因

从烷烃气碳同位素系列来看，元坝-通南巴地区须家河组天然气普遍发生了部分倒转(图2)，这也表明这些天然气并不是原生的，可能经历了散失或混合等作用的改造。有机成因烷烃气发生碳同位素部分倒转主要有4种原因[35]，有机成因和无机成因烷烃气混合，煤成气和油型气的混合，同型不同源气或同源不同期气的混合，烷烃其中某一或某些组分被细菌氧化。

元坝-通南巴地区烷烃气碳同位素系列主体不具备完全反序特征，且氦同位素比值指示为壳源成因，该区也未发现典型的无机成因烷烃气，因此可以排除有机成因和无机成因烷烃气混合的可能。细菌氧化会导致烷烃气中的丙烷优先被消耗[36]，使得丙烷含量显著变低的同时碳同位素值明显升高，研究区须家河组天然气在组分含量上表现出C2H6>C3H8>C4H10的正常特征，也未出现明显偏高的δ13C3值(表1)，未表现出受细菌氧化的影响。此外，须家河组气藏埋深均超过3 000 m，不具备细菌活动的条件，因此碳同位素部分倒转不是细菌氧化所致。天然气成因鉴别和气源对比研究表明，研究区须家河组天然气主体为煤成气，部分层位天然气中混入了一定量的原油二次裂解气，因此，煤成气和油型气的混合可能是烷烃气碳同位素部分倒转的主要原因。个别样品出现碳同位素完全反序的现象，与塔里木盆地库车凹陷大宛1井和克参1井烷烃气类似，天然气的散失分馏可能是形成这类天然气的主要原因[37]。

Chung等[38]提出了正构烷烃δ13C-1/n(n为碳数)图解来判断天然气发生的次生改造，并认为原生天然气一般δ13C-1/n连线为直线。Zou等[39]研究指出，上凸型的连线一般代表了高演化阶段煤成气或受TSR作用改造的天然气，而下凹型的连线则代表了高演化阶段油型气或油型气和煤成气的混合。从元坝-通南巴地区须家河组天然气δ13C-1/n相关图(图2)上可以看出，元坝地区须三、须四段天然气δ13C1—δ13C2—δ13C3连线普遍表现出近似直线或上凸特征，甚至发生乙烷和丙烷碳同位素倒转，但须家河组天然气中不含H2S，气藏未经历TSR作用的改造，因此元坝须三、须四段中的天然气主要为须家河组原生的天然气，为须家河组烃源岩在成熟-高成熟阶段的产物。而元坝地区须一、须二段和通南巴地区须家河组天然气δ13C1—δ13C2—δ13C3连线普遍具有下凹特征，考虑到天然气中占主导地位的甲烷主要为煤成气，因此这些层段中的天然气经历了煤成气和油型气的混合。少量的油型裂解气与源自高成熟阶段须家河组腐殖型烃源岩生成的大量的煤型干气相混合，使得乙烷和丙烷等重烃气保持油型气特征的同时，甲烷则主要表现出煤成气的特征。

6 结论

1) 元坝-通南巴地区须家河组天然气以烃类气体为主，甲烷含量普遍高于95%，重烃气含量偏低，干燥系数普遍高于0.97，主体表现出典型干气的特征。天然气δ13C1值为-34.5‰～-29.3‰，δ13C2值为-35.4‰～-21.5‰，δ13CCO2值为-16.2‰～-0.5‰，多数高于-8‰，δDCH4值为-181‰～-144‰，且与δ13C1值之间没有明显的相关性。

2) 元坝-通南巴地区须家河组天然气主体为煤成气，来自须家河组煤系烃源岩。元坝地区须一、二段和通南巴地区须家河组天然气中混入了一定量的原油二次裂解气，其主要为吴家坪组烃源岩生成的原油在裂解程度相对较低时的产物。

3) 元坝-通南巴地区须家河组烷烃气碳同位素系列普遍发生了部分倒转，其中元坝地区须三、须四段中天然气的部分倒转主要源自其为须家河组烃源岩在高成熟阶段的产物。元坝地区须一、须二段和通南巴地区须家河组天然气发生的部分倒转主要源自少量的原油裂解气与大量的高成熟煤型干气的混合。

致谢：样品采集与分析测试分别得到了中国石化勘探分公司、西南油气分公司、石油勘探开发研究院无锡石油地质所的大力协助与支持，在此一并深表谢意！

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(编辑张亚雄)

Geochemical characteristics and origin of natural gas in the Xujiahe Formation in Yuanba-Tongnanba area of Sichuan Basin

Wu Xiaoqi1,Liu Guangxiang1,Liu Quanyou2,Liu Jingdong3,Luo Kaiping1

(1.WuxiResearchInstituteofPetroleumGeology,PetroleumExploration&ProductionResearchInstitute,SINOPEC,Wuxi，Jiangsu214126,China;2.PetroleumExploration&ProductionResearchInstitute,SINOPEC,Beijing100083,China;3.SchoolofGeosciences,ChinaUniversityofPetroleum,Qingdao,Shandong266580,China)

In order to investigate the origin and figure out the source of natural gas in the Upper Triassic Xujiahe Formation in Yuanba-Tongnanba area of Sichuan Basin,the composition and stable carbon and hydrogen isotopes were used to analyze the geochemical characteristics of the natural gas.The study indicates that the natural gas in the Xujiahe Formation in the Yuanba-Tongnanba area is mainly composed of methane.It appears to be dry gas with a dryness coefficient generally higher than 0.97.The δ13C1and δ13C2values are in the range of -34.5‰～-29.3‰ and -35.4‰～-21.5‰,respectively.The δ13CCO2values are generally higher than -8‰,and the δDCH4values are in the range of -181‰～-144‰ without significant correlation with δ13C1values.The identification of gas origin and gas-source correlation indicate that the natural gas in the Xujiahe Formation is mainly coal-derived gas and sourced from the coal-measure source rocks in the Xujiahe Formation.The gas in the 1stand 2ndMembers of the Xujiahe Formation in the Yuanba area and the Xujiahe Formation in the Tongnanba area contain a certain amount of secondary oil-cracking gas,which are mainly the product of the low-degree cracking of oil generated by the Wujiaping Fomation source rocks.Some gas samples from the Xujiahe Formation in the Yuanba-Tongnanba area display partial reversal of alkane carbon isotopic series,and the partial reversal of the gas from the 3rdand 4thMembers in the Xujiahe Formation in the Yuanba area is resulted from the fact that they were generated by the Xujiahe Formation source rocks in the high-mature stage,while that from the 1stand 2ndMembers in the Xujiahe Formation in the Yuanba area and from the Xujiahe Formation in the Tongnanba area are attributed to the mixing of a small amount of oil cracking gas and a large amount of high-mature coal-type dry gas.

geochemical characteristics,natural gas,Xujiahe Formation,Yuanba-Tongnanba area,Sichuan Basin

2015-02-02;

2015-10-16。

吴小奇(1982—)，男，高级工程师，天然气地质和地球化学。E-mail:xqwu@163.com。

国家科技重大专项(2011ZX05005-001-003-2)；国家自然科学基金项目(41302118，41230312，41322016)。

0253-9985(2015)06-0955-08

10.11743/ogg20150610

TE122.1