川中高石梯 — 磨溪地区产层天然气地球化学特征

2019-09-18刘营龚燕秀黄纯虎侯绪林吴康军罗蓉刘勇

重庆科技学院学报（自然科学版） 2019年4期

刘营龚燕秀黄纯虎侯绪林吴康军罗蓉刘勇

(1. 重庆科技学院石油与天然气工程学院，重庆 401331；2. 复杂油气田勘探开发重庆市重点实验室，重庆 401331；3. 西南油气田公司川中油气矿研究所，四川遂宁 629000)

1 研究区概况

四川盆地是我国南方最大的含油气叠合盆地，天然气勘探历史较长。高石梯 — 磨溪地区位于四川盆地中部，东起渠县，西邻乐至县，南起重庆合川市，北至营山县；其构造位于乐山 — 龙女寺古隆起东部，该隆起经历了多期构造运动，纵向上具有多个成藏组合[1-3]。研究区构造位置如图1所示。

高石梯 — 磨溪地区纵向上发育灯影组、龙王庙、栖霞组、茅口组、长兴组、雷一1段、嘉二段、须家河、珍珠冲、大安寨等十余个产层，气源及储集层各异，且相互之间差别较大。总体上看，灯影组、龙王庙、栖霞组、茅口组、长兴组、雷一1段、嘉二段气源来自海相的烃源岩，天然气类型为油型裂解气，但不同产层的流体性质仍然存在差异；须家河、珍珠冲、大安寨的气源主要来自须家河组陆相烃源岩，天然气类型为煤型裂解气或原油伴生气。不同烃源岩和储集层条件必然导致各产层流体性质存在差异，这也从大量的流体检测资料中得到了证实，但尚无研究者对其进行系统性分析。

本次研究中，针对高石梯 — 磨溪地区主力产层的天然气，在常规天然气组分特征研究的基础上，进一步完成碳同位素分析，对比不同产层天然气的组分及碳同位素特征差异，探索其标志特征，建立该地区主力产层天然气的识别方法，分析不同产层天然气特征差异的成因。

2 各产层气藏特征

2.1 各产层储、盖组合特征

震旦系灯影组气藏发育“自生自储”和“上生下储”2种天然气储、盖组合类型[4-7]。前者烃源岩包括下震旦统陡山沱组黑色泥页岩、灯三段底部发育的薄层泥页岩和灯影组藻白云岩；后者烃源岩主要为寒武系筇竹寺组黑色页岩。受桐湾运动影响，四川盆地灯影组二、三、四段广泛发育与古风化壳有关的溶蚀型碳酸盐岩储集层。

寒武系龙王庙组气藏主力烃源岩为寒武系下部笻竹寺组深灰色页岩，成藏组合为“下生上储”[8]。与下部灯影组相似，受强烈的桐湾运动的影响，寒武系地层因抬升而遭受剥蚀，形成以裂缝和孔隙为主的寒武系龙王庙组储层。

图1 研究区构造位置图

二叠系有栖霞组、茅口组和长兴组等3个产层，储集岩类型均为海相碳酸盐岩。栖霞组和茅口组烃源岩以深灰 — 浅灰色生物碎屑灰岩为主，长兴组烃源岩为下部龙潭组灰岩、泥质灰岩、灰质泥岩和煤系。相关研究表明，栖霞组和茅口组碳酸盐岩烃源岩有机质丰度低但有机质类型较好，龙潭组烃源岩有机质丰度高但有机质类型较差，它们均具有良好的生烃潜力[9-10]。

三叠系有嘉二段、雷一1段和须家河组等3个产层。嘉二段、雷一1段气藏的储集岩类型为海相碳酸盐岩，气源均来源于上二叠统龙潭组烃源岩，以油型裂解气为主。须家河组气藏的储集岩类型为陆相碎屑岩，成藏模式为“自生自储”，天然气类型为煤型裂解气[11]。

侏罗系珍珠冲和大安寨油气藏气源主要来自于下部上三叠统须家河组三段烃源岩生成的天然气，属于陆相煤型裂解气。储集层类型主要为裂缝和孔隙型，储集岩主要有褐灰色介壳灰岩、石英粉砂岩、细砂岩夹黑色页岩(见图2)[12]。

2.2 各产层天然气组分特征

不同来源天然气的组分各有差异，其差异成因主要体现在有机母质差异、演化程度、沉积环境差异、外源气体混入等方面。所以，天然气的组分特征是研究天然气地球化学特征的基础，可直接反映不同天然气形成的差异。

对比各产层的CH4含量(φCH4,体积分数)，总体上看海相产层φCH4高于陆相产层。龙王庙组、长兴组、嘉二段、雷一1段产层φCH4最高，平均都大于95%。陆相产层平均φCH4小于90%(见图3)。

对比各产层C2H6含量(φC2H6)，海相产层φC2H6远低于陆相产层。海相各产层φC2H6均小于0.5%，陆相产层平均φC2H6大于6%(见图4)。

对比各产层重烃含量(φ重烃)，海相产层φ重烃明显低于陆相产层。海相各产层φ重烃均小于1%，陆相各产层平均φ重烃都大于10%(见图5)。

对比各产层的H2S，陆相产层不含H2S，海相各产层中，长兴组和嘉二段H2S含量很低，φH2S小于0.05%。灯影组、龙王庙组、栖霞组、茅口组和雷一1段中φH2S较高，大于0.5%(见图6)。

各产层CO2含量(φCO2)表现出随埋深的增大而升高的趋势。灯影组φCO2最高，为4.5%；龙王庙组平均φCO2为1.7%；栖霞组和茅口组φCO2相近，为3%左右；长兴组、嘉二段、雷一段1、须家河组、珍珠冲段和大安寨段φCO2低(见图7)。

图2 四川盆地中部生储、盖组合综合柱状图

图3 各产层CH4含量对比图

图4 各产层C2H6含量对比图

图5 各产层重烃含量对比图

图6 各产层H2S含量对比图

图7 各产层CO2含量对比图

CH4和重烃是天然气最主要的组成部分，占总量的90%以上，不同产层的天然气中CH4与重烃含量存在差异。总体上，下部海相碳酸盐岩储层天然气的CH4含量要高于上部陆相碎屑岩储层。下部海相碳酸盐岩储层(灯影组、龙王庙组、栖霞组、茅口组、长兴组、嘉二段和雷一1段)天然气中甲烷含量很高(均高于92%)，重烃含量低(均低于1%)。上部陆相碎屑岩储层(须家河组、珍珠冲和大安寨)天然气中CH4含量明显低于下部产层，平均含量为85%；重烃较高，平均含量为10%左右(见表1)。

表1 各产层天然气甲烷及重烃的含量 %

在海相产层中，灯影组产层天然气中φCO2大于4.0%，φH2S大于0.80%；茅口组产层天然气中φCO2为3.0%～3.5%，φH2S为0.80%～1.10%；栖霞组产层天然气中φCO2为3.0%～3.5%，φH2S为1.50%～2.50%；龙王庙组产层天然气中φCO2为2.5%～5.5%，φH2S为0.30%～0.80%；长兴组产层天然气中φCO2为1.0%～1.5%，φH2S为0；嘉二段产层天然气中φCO2为0.2%～0.8%，φH2S为0～0.06%；雷一1段天然气中φCO2为0～1.3%，φH2S为1.20%～3.00%。

3 天然气碳同位素特征

天然气中烷烃气的碳同位素值蕴含了丰富的科学信息。普遍认为，CH4碳同位素含量受母质热演化程度影响较大，主要反映天然气的成熟度，演化程度越高CH4碳同位素值越高；而C2H6、C3H8碳同位素含量比较稳定，并且对母源有良好的继承性，主要反映生烃母质类型；CO2碳同位素含量与天然气的成因及来源关系密切[13-15]。

3.1 天然气碳同位素对比分析

海陆相产层CH4碳同位素差别明显:海相各产层CH4碳同位素均值都高于-36‰，陆相各产层CH4碳同位素含量明显低于海相各产层。各产层的C2H6和C3H8碳同位素差异比较大，这主要是由于烃源岩影响所致(见图8、图9、图10)。

图8 各产层CH4碳同位素对比图

图9 各产层C2H6碳同位素对比图

研究区中，各产层中CO2含量及碳同位素含量差异较大，说明其成因和来源复杂。在H2S含量较高的产层中，CO2主要来源于硫酸盐热化学还原作用(TSR)，其CO2碳同位素值较低；在未发生或少发生硫酸盐热化学还原作用(TSR)的产层，CO2主要来自碳酸盐岩的热分解，其CO2碳同位素值较高(见图11)。

图10 各产层C3H8碳同位素对比图

图11 各产层CO2碳同位素对比图

3.2 天然气碳同位素交会分析

对所得碳同位素数据进行交会分析，运用C1-C2交会图可以明确划分出海陆相产层的天然气，陆相产层天然气C1碳同位素小于-36‰，海相产层天然气C1碳同位素大于-36‰。陆相天然气CH4碳同位素偏轻，天然气偏湿，表明其处于成熟度相对较低的原油伴生气或凝析气阶段(见图12)。

图12 C1碳同位素和C2碳同位素交会图

通过多参数交会分析，最终确定以C1-CO2碳同位素交会图版来区分各产层天然气。各产层天然气在C1-CO2碳同位素交会图版上明确归属于6个区域。其中，A区域为灯影组产层天然气分布区，C1碳同位素分布范围为-36‰～-30‰，CO2碳同位素分布范围为-5.0‰～-0.6‰；B区域为龙王庙组产层天然气分布区，C1碳同位素分布范围为-38‰～-31‰，CO2碳同位素分布范围为-9‰～-2‰；C区域为嘉二段和雷一1段产层天然气分布区，C1碳同位素分布范围为-35‰～-29‰，CO2碳同位素分布范围为-15‰～-17‰；D区域为栖霞组产层天然气分布区，C1碳同位素分布范围为-35‰～-30‰，栖霞组仅有一个CO2碳同位素检测样品，其值为-19.9‰；E区域为茅口组产层天然气分布区，C1碳同位素分布范围为-33‰～-32‰，茅口组仅有一个CO2碳同位素检测样品，其值为-41.16‰；F区域为须家河组和大安寨产层天然气分布区，C1碳同位素分布范围-50‰～-37‰，CO2碳同位素分布范围-17‰～-6‰。利用图版区分出灯影组、龙王庙组、栖霞组和茅口组产层的天然气(见图13)，并给出各产层C1— CO2碳同位素划分指标。