川中与川西地区陆相煤成气地球化学特征差异

周国晓，姚嘉，宋昌贵

（中国矿业大学（北京）地球科学与测绘工程学院，北京100083）

川中与川西地区陆相煤成气地球化学特征差异

周国晓，姚嘉，宋昌贵

（中国矿业大学（北京）地球科学与测绘工程学院，北京100083）

对四川盆地川中与川西地区陆相气藏天然气组分、碳同位素和氢同位素数据进行分析。结果表明：川西地区上三叠统须家河组和侏罗系天然气以干气为主，川中地区上三叠统须家河组天然气以湿气为主；天然气中甲烷含量、干燥系数和氮气含量等在川西地区纵向上有规律变化。川中地区上三叠统天然气甲烷碳同位素轻于川西地区天然气甲烷碳同位素；乙烷碳同位素值除川中八角场大安寨组气藏部分气样表现为油型气外，川中地区须家河组气藏和川西地区须家河组、侏罗系气藏均为煤型气。造成上述差异的主要原因是：川西地区须家河组在须三段沉积末期就进入生烃门限，川中地区须家河组直到早侏罗世才开始生烃。川西地区侏罗系次生气藏是须家河组气源在高压下以混合相通过断裂形成的，川中地区须家河组气藏主要以游离相汇聚至物性较好的砂体中。

川中地区；川西地区；须家河组；煤成气；天然气地球化学特征

0引言

煤成气占中国大气田数量的61%，占天然气储量的3/4［1］。上三叠统须家河组煤成气勘探开始于20世纪50年代，截止2008年该层系探明率仅为为10.40%［2］。结合前人研究成果，对川中与川西地区以须家河为气源的气藏天然气地球化学特征进行对比，为下一步勘探提供地质-地球化学依据。

川中地区位于华蓥山断裂以西，龙泉山以东，构造上属于川中低平构造带，具有强磁性刚性基底，区域构造稳定，断层不发育［3］。川西地区是指龙门山断裂与龙泉山断裂之间的区域，构造上属于川西低陡构造带（图1）。中三叠世末期的早印支运动造成盆地区域隆升，海水西退过渡为陆相碎屑岩沉积环境；晚三叠世由于龙门山逆冲推覆作用，造成川西地区沉降幅度大，呈现出西低东高的构造格局；须家河组沉积后经历了侏罗纪和早白垩世的深埋作用；晚白垩世及其之后由于川西龙门山与川北大巴山的逆冲推覆作用，四川盆地整体抬升剥蚀［4-5］。须家河组主要发育潮湿环境下的冲积扇、河流相、湖泊相、沼泽相及扇三角洲相的含煤沉积，呈西厚东薄发育特征，三套含煤泥岩与含煤砂岩呈互层状分布［6］，自下而上可分为六段：须家河组须一段、须三段和须五段为炭质页岩、暗色泥岩和煤沉积，须二段、须四段和须六段岩性为致密砂岩。侏罗系为氧化环境下沉积的不具生烃能力的陆相碎屑岩。在川西地区，上三叠统须家河组、下侏罗统白田坝组—上侏罗统蓬莱镇组和下白垩统均有气藏分布；川中地区主要发育上三叠统须家河组自生自储气藏。

图1　四川盆地煤成气气田分布图Figure 1 Coal gas fields distribution in Sichuan Basin

1天然气地球化学特征

1.1组分特征

在烃类气体中，除川西地区北段的中坝气田须二段气藏甲烷含量与川中地区须家河组气藏甲烷含量相当外，川西地区上三叠统须家河组和侏罗系各层位气藏天然气甲烷含量均高于川中地区须家河组气藏天然气甲烷含量，乙烷和丙烷含量则相反（表1）。因此，川西地区陆相气藏天然气干燥系数多数大于0.95，属干气，川中地区须家河组气藏天然气干燥系数均小于0.95，属湿气。这与川西地区须家河组烃源岩比川中地区埋深大、热演化程度高有关。

在川西地区，甲烷含量、天然气干燥系数和氮气含量在上三叠统须家河组中随埋藏深度变浅有减小的趋势，而在侏罗系中随埋藏深度变浅有增大的趋势，笔者认为前者是须家河组不同段烃源岩热成熟作用差异导致的，后者与天然气长距离运移造成的组分分馏相关。二氧化碳分子大于氮气分子，不容易迁移，所以可以看出随地层埋深变浅二氧化碳含量呈减少的趋势。在川西地区，侏罗系气藏异丁烷与正丁烷的比值均大于下伏须家河组气藏，这也是天然气长距离运移分馏造成的结果。

川中地区广泛分布的只有须二段气藏，甲烷含量和干燥系数在由北向南分布的八角场、合川和安岳须二段气藏中表现为逐渐变小。除合川和安岳地区须二段气藏外，纵向上由须二段至下侏罗统大安寨组气藏，可以看出因地层埋深变化、成熟度降低导致的甲烷含量和干燥系数减小，重烃气含量增大。在川中地层须家河组气藏中，非烃气体二氧化碳含量较为集中，氮气含量较零散。

1.2同位素特征

川西与川中地区气样的碳同位素组合均为正序列，说明均为有机成因气［11］。川西地区甲烷碳同位素值主要为-35.6‰～-33.2‰，乙烷碳同位素为-25.3‰～-22.0‰；而川中地区甲烷碳同位素在-43.2‰～-37.2‰，乙烷同位素值在-27.4‰～-25.5‰，对比发现川中地区甲烷和乙烷碳同位素整体偏轻。

表1　川中与川西地区上三叠统须家河组和侏罗系气藏天然气平均组分表Table 1 Upper Triassic Xujiahe Formation and Jurassic System gas reservoir natural gas average components in central and western Sichuan

甲烷碳同位素主要与母源和成熟度相关［11］，受成熟度影响较大。川西地区甲烷碳同位素值为-35.6‰～-33.2‰，而川西地区南段的邛西地区中侏罗统沙溪庙组气藏甲烷碳同位素明显偏轻，为-38.5‰，落入川中地区须家河组甲烷同位素区间（-43.2‰～-37.2‰）。笔者认为邛西地区中侏罗统沙溪庙组气藏甲烷异常偏轻是因为它来自下伏须家河组烃源岩低成熟—成熟阶段早期的产物。

乙烷对源岩的碳同位素具有很好的继承性，主要反映母质类型［12］。无论采用-28‰或-29‰还是-30‰为分界线，都发现川中地区八角场地区下侏罗统大安寨组乙烷碳同位素还是落入油型气的范围，乙烷碳同位素轻至-31.5‰，初步认为川中地区下侏罗统气藏有自身生成的油型气混入。而八角场气田须家河组气藏和其他气田不同层位的气藏乙烷碳同位素都比较重，属于煤成气。

烷烃气的氢同位素组成主要受源岩沉积环境、成熟度和有机物类型三个因素制约［12］。在川中与川西地区须家河组源岩的沉积环境和有机物类型基本相同，川西地区的甲烷氢同位素之所以大于川中地区的甲烷氢同位素，主要还是成熟度较大造成的。符合四川盆地海相成因天然气和陆相成因天然气甲烷氢同位素值约以-150‰为界的标准，陆相成因天然气甲烷氢同位素值一般小于-150‰［13］。

2烃源岩演化

上三叠统须家河组烃源岩根据有机质富集程度可分为煤、碳质泥岩和暗色泥岩，属半深湖-浅湖-湖滨平原相沉积，自东向西逐渐增厚，在川西地区泥质烃源岩厚度达300～850 m，尤其在川西中段达最厚；而在川中地区厚度只有100～300 m［14］，有机质类型为Ⅲ型，以生气为主。

川西地区须一段大部分均处于高-过成熟阶段，而川中地区须一段处于成熟阶段；须三段在川西地区达高成熟阶段，而在川中地区处于成熟阶段，须五段在两地区成熟度相差不大，但川西地区还是稍高一些（表1）。在川西地区，以绵竹—新场和大邑—成都为界，又可分为北段、中段和南段，须家河组烃源岩在中段的成熟度为最高，在北段和南段相差不大，均处在成熟—高成熟阶段。

3气藏的分布特征和成藏差异

3.1气藏的分布特征

川西地区不仅发育须家河组自生自储气藏，而且发育有侏罗系次生气藏。以绵竹—新场和大邑—成都为界，可将川西地区分为北段、中段和南段。北段变形较弱，代表性气田为中坝气田，只发育须二段气藏。中段变形强度介于北段和南段之间，代表性气田有新场气田和洛带气田，除了在须二段和须四段发育气藏外，还在下侏罗统白田坝组、中侏罗统千佛崖组和沙溪庙组、上侏罗统遂宁组和蓬莱镇组，均有气藏发育。南段构造变形较强，代表性气田有邛西气田、平落坝气田和白马庙气田，次生气藏主要发育在中侏罗统沙溪庙组和上侏罗统蓬莱镇组中。总之，在川西地区从北至南，次生气藏发育层位有相对变浅的趋势，这与它们的构造变形程度有很大关系。

表2　川中与川西地区上三叠统须家河组和侏罗系天然气单体烃碳氢同位素表Table 2 Upper Triassic Xujiahe Formation and Jurassic System natural gas monomer hydrocarbon carbon and hydrogen isotopes

表3　须家河组烃源岩Ro分布表Table 3 Xujiahe Formation source rock ROdistribution /%

川中地区北部的八角场气田气藏发育层位从下至上有：须家河组二段、须家河组四段、须家河组六段和下侏罗统大安寨组。南部的安岳气田和合川气田只发现须二段气藏。处于它们之间的广安地区气藏发育层位为须四段和须六段。这说明川中地区须家河组气藏在北部较南部发育，气藏分布层位多。另外，川中地区下侏罗统大安寨组气藏与下伏须家河组气藏属于两个不同的油气系统，这跟川西地区侏罗系气藏有本质的区别。

3.2成藏差异

川西地区上三叠统烃源岩在须三段末期就开始生烃，总体是在早侏罗世进入排烃门限，晚侏罗世-晚白垩世为生排烃高峰期，须四、五段烃源岩也大量生、排烃［15］。燕山运动晚期—喜山运动早期（烷白垩世末期—古近纪），在逆冲作用下川西地区整体大幅度抬升，并形成沟通上三叠统须家河组与浅层侏罗系的深大断裂带，由于生烃作用形成的高压驱动，天然气以水溶相与游离相形成的混合相沿断裂快速涌至中上侏罗统，导致纵向上地层水因混合作用矿化度较为接近。当地层水涌至中侏罗统沙溪庙组和上侏罗统蓬莱镇组，丰富的芳烃化合物在沙溪庙组富集［16］，因温压降低，水溶相天然气大量脱溶出来［17］，与游离天然气混合在相邻的物性较好的构造—岩性圈闭中聚集成藏。

川中地区须家河组砂岩石英矿物中的流体包裹体的均一温度分布范围较宽（61.2～148℃），说明油气充注是一个连续的过程，但主要还是集中在80～110℃和120～140℃，分别对应晚侏罗世-早白垩世和晚白垩世-古近纪末［18］。结合沉积埋藏史，可将成藏过程划分为持续埋藏阶段和构造抬升阶段：在持续埋藏阶段（侏罗纪—早白垩世），砂岩储层发生明显的致密胶结作用，差异压实作用和生烃作用使源储压差急剧增大，天然气呈面状蒸发式排烃，在就近的储层体中富集成藏；在构造抬升阶段（晚白垩世之后），因受川西龙门山和川北大巴山的逆冲推覆作用，四川盆地整体发生抬升剥蚀，煤系源岩天然气发生解析膨胀排烃，分散在砂体中的天然气通过微裂隙汇聚到物性较好的砂体中，俗称甜点。

4结论

（1）川西地区上三叠统须家河组和侏罗系气藏天然气多为干气，且干燥系数在纵向上先减小后增大；川中地区上三叠统须家河组重烃含量高，为湿气。

（2）除川中地区八角场下侏罗统大安寨组有部分油型气混入，川中地区上三叠统须家河组以及川西地区上三叠统须家河组和侏罗系气藏天然气均属煤成气。

（3）川西地区不仅发育须家河组自生自储煤成气气藏，而且在浅层侏罗系和下白垩统发育次生气藏，气源均为须家河组煤系烃源岩。川中地区须家河组以原生气藏为主，与上覆下白垩统气藏为两个不同的油气系统。

（4）川西地区进入生烃门限早于川中地区，川西地区上三叠统烃源岩在须三段末期就开始生烃，川中地区须家河组直到早侏罗世才开始生烃。

（5）川西地区侏罗系次生气藏是在高压下以水溶相与游离相混合通过断裂沟通形成的。川中地区须家河组主要是天然气以游离相面状蒸发至储层中，再随地层抬升汇聚到物性较好的砂体中。

［1］魏国齐，张春林，张福东，等.中国大气田勘探领域与前景［J］.天然气工业，2013，33（1）：25-34.

［2］王兰生，陈盛吉，杜敏，等.四川盆地三叠系天然气地球化学特征及资源潜力分析［J］.天然气地球科学，2008，19（2）：222-228.

［3］陈义才，郭贵安，蒋裕强，等.川中地区上三叠统天然气地球化学特征及成藏过程探讨［J］.天然气地球科学，2007，18（5）：737-742.

［4］卞从胜，王红军，汪泽成，等.四川盆地川中地区须家河组天然气大面积成藏的主控因素［J］.石油与天然气地质，2009，30（5）：548-555.

［5］李伟，邹才能，杨金利，等.四川盆地上三叠统须家河组气藏类型与富集高产主控因素［J］.沉积学报，2010，28（5）：1037-1045.

［6］戴金星.中国煤成大气田及气源［M］.北京：科学出版社，2014：116-202.

［7］樊然学，周洪忠，蔡开平.川西坳陷南段天然气来源与碳同位素地球化学研究［J］.地球学报，2005，26（2）：157-162.

［8］秦胜飞，陶士振，涂涛，等.川西坳陷天然气地球化学及成藏特征［J］.石油勘探与开发，2007，34（1）：34-38.

［9］杨克明，庞雄奇.致密砂岩气藏形成机制与预测方法—以川西坳陷为例［M］.北京：科学出版社，2012.［10］赵双丰，张枝焕，李文浩，等.川西坳陷什邡地区蓬莱镇组天然气藏特征己成藏过程分析［J］.中国地质，2015，42（2）：515-524.

［11］戴金星.各类烷烃气的鉴别［J］.中国科学（B辑），1992，2：185-193.

［12］戴金星，裴锡古，戚厚发.中国天然气地质学（卷一）［M］.石油工业出版社，1992：17-40.

［13］廖凤蓉，于聪，吴伟，等.四川盆地中坝气田天然气碳、氢同位素特征及气源探讨［J］.天然气地球科学，2014，25（1）：79-86.

［14］易士威，林世国，杨威，等.四川盆地须家河组大气区形成条件［J］.天然气地球科学，2013，24（1）：1-8.

［15］陈冬霞，黄小惠，李林涛，等.川西坳陷上三叠统烃源岩排烃特征与排烃史［J］.天然气工业，2014，30（5）：41-45.

［16］唐艳，叶军.轻烃指纹参数在川西坳陷天然气成藏研究中的应用［J］.油气地质与采收率，2001，8（6）：17-21.

［17］秦胜飞，周国晓，李伟，等.四川盆地威远气田水溶气脱气成藏地球化学证据［J］.天然气工业，2016，36（1）：43-51.

［18］陶士振，邹才能，陶小晚，等.川中须家河组流体包裹体与天然气成藏机理［J］.矿物岩石地球化学通报，2009，28（1）：2-11.

Geochemical Characteristic Difference between Terrestrial Coal Gas from Central Sichuan and Western Sichuan

Zhou Guoxiao，Yao Jia and Song Changgui
（School of Geosciences and Surveying Engineering，CUMTB，Beijing 100083）

The composition，carbon and hydrogen isotopes data of terrestrial natural gas reservoirs from central Sichuan and western Sichuan both in the Sichuan Basin have been analyzed.The result has shown that the natural gas from Upper Triassic Xujiahe Formation and Jurassic System in western Sichuan is mainly dry gas；from Upper Triassic Xujiahe Formation in central Sichuan is mainly wet gas. Variation of methane content，drying coefficient and nitrogen content in natural gas is regular vertically in western Sichuan.The Upper Triassic natural gas methane carbon isotope in central Sichuan is lighter than in western Sichuan.The ethane carbon isotope value except part of gas samples from Daanzhai Formation in Bajiaochang，central Sichuan appears as oil gas，all gas reservoirs from Xujiahe Formation in central Sichuan，Xujiahe Formation and Jurassic System in western Sichuan are all coal gas.The main reason of above difference is：in western Sichuan，the end of third member of Xujiahe Formation has been entered into hydrocarbon generation threshold，while Xujiahe Formation in central Sichuan just starts until the early Jurassic.The secondary gas reservoir in western Sichuan Jurassic System was formed from Xujiahe Formation gas source under high pressure as mixed facies through faults.Gas reservoir in central Sichuan Xujiahe Formation mainly as free facies converged into sand bodies with better physical property.

central Sichuan；western Sichuan；Xujiahe Formation；coal gas；natural gas geochemical characteristics

P622

A

10.3969/j.issn.1674-1803.2016.09.03

1674-1803（2016）09-0014-04

周国晓（1991—），男，在读研究生，矿产普查与勘探专业，天然气地质方向。

2016-05-05

责任编辑：宋博辇