川南赤水地区天然气成因多样性分析

胡 烨，李 浩，曾华盛，袁晓宇，宋晓波

(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.常州工学院，江苏 常州 213032；3.中国石化西南油气分公司,四川 成都 610059)

0 引 言

由于勘探程度较低、地区资料少，目前对川南赤水地区天然气地球化学特征的认识较少，不同层系天然气成因研究也较少[1-4]。王鹏等[5]认为，川南地区须家河组发育有石油裂解成因油型气，主要来自下伏气藏；朱光有等[6]对川南地区天然气地球化学特征做了分析总结，认为川南中二叠统天然气主要来自龙马溪组泥岩的油型气和本层泥灰岩供烃[7]。在前人研究的基础上，采集了赤水地区官11、官16、旺9、宝2、太4井等5口不同产层天然气样品，开展天然气组分、烷烃碳氢同位素、天然气轻烃等测试分析，结合已有的测试资料，综合分析了川南赤水地区不同产层天然气的地球化学特征，进行了气源对比，深化对该区天然气来源的认识，为下步勘探部署提供依据。

1 地质概况

四川盆地是中国陆上主要的天然气产区之一，目前探明天然气储量最多、气田数量最多、产层最丰富[1-2]。根据区域位置与油气田地质特征，四川盆地划分为川东、川中、川西、川南4个油气区[3]。其中，赤水地区位于四川盆地南部，包括贵州省赤水、习水等地区，其区域构造分区上隶属于四川盆地川南坳陷帚状构造南缘的泸州—赤水复合叠加构造带(图1)，工区内共有完钻井70余口，主要针对陆相及海相组合气藏。选取来自官11、官8、官9井侏罗系，官16井须家河组，旺9井雷口坡组，宝2井嘉陵江组和太4井茅口组产气层的气样进行研究。针对上述样品，分别进行了天然气组成、天然气碳同位素、天然气氢同位素和天然气轻烃等测试。

图1 川南地区构造单位划分及井位分布

2 天然气组分特征

天然气主要由烃类气和非烃类气组成，其组分特征受气源岩的成熟度、生烃母质类型、天然气运移成藏及后期气藏改造等多种因素的影响。川南赤水地区不同层系天然气均以烃类气体为主(表1)。

表1 赤水地区天然气组分

由表1可知：陆相侏罗系天然气甲烷含量相对较低，为91.20%，须家河组天然气甲烷含量高于95.00%，侏罗系天然气乙烷含量近5.00%，须家河组天然气乙烷含量为1.45%，陆相层系天然气中丙烷、丁烷、戊烷含量均低于0.50%，干燥系数为0.933，相对较低；而须家河组天然气干燥系数高于98.00%，属于典型干气；海相不同层系天然气甲烷含量近98.00%，重烃气含量较低，丙烷含量极低，不含丁烷及戊烷，干燥系数均高于0.995，属于典型的高演化干气。

研究区侏罗系天然气干燥系数相对较低，其他层系天然气干燥系数均在0.981以上，表明该区天然气热演化程度较高。海相天然气均表现为典型干气特征，乙烷含量低，不含丙烷、丁烷及戊烷，这与海相气源岩处于深层，成熟度高，乙烷、丙烷和丁烷被裂解有关[8]。研究区非烃气体类型较少，不含H2S，含有极少量H2、微量N2和少量CO2，H2体积分数小于0.02%，N2体积分数为0.59%～2.10%，CO2体积分数为0.18%～0.90%。

3 烷烃碳同位素特征与气源对比

气源岩类型、成熟度、成因类型及运移等因素导致天然气同位素发生分馏，共同决定了现今天然气烷烃同位素的地球化学特征。一般来说，无机成因气具有碳同位素系列倒转特征[10]，而有机成因烷烃气碳同位素一般具有δ13C1<δ13C2<δ13C3的特征，有机成因烷烃气发生碳同位素系列倒转或部分倒转的原因一般有4种，即有机气与无机气的混合、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与细菌氧化作用[9]。由于地层埋深大、缺乏存在细菌氧化作用的条件，结合乙烷的碳同位素特征，认为研究区烷烃气碳同位素发生倒转有可能是油型气和煤型气混合造成的，但也不排除是同型不同源气或同源不同期气的混合成因。

气藏的气源是指天然气主要组分气的成因类型，通常为油型气或煤型气[11]。有机质类型不同的烃源岩生成的天然气δ13C2值存在明显的不同，乙烷碳同位素常用来判识天然气的类型。戴金星等[12]研究认为，煤型气的乙烷碳同位素一般大于-28.0‰，油型气的乙烷碳同位素一般小于-28.5‰，分布在-28.0‰～-28.5‰之间的为2类气的共存区，且以煤型气为主。

川南赤水地区侏罗系天然气甲烷和乙烷碳同位素的值分布相对集中，δ13C1的值为-33.1‰～-31.5‰，δ13C2值为-26.9‰～-23.2‰，δ13C3的值分布较为分散，为-31.2‰～-23.3‰，为典型煤型气，其烷烃气碳同位素序列呈正常组合(图2)，具有典型的陆相气特征。

图2 天然气甲烷与乙烷碳同位素相关图

须家河组天然气中甲烷和丙烷碳同位素值分布相对集中，δ13C1值为-34.1‰～-32.4‰，δ13C3值为-28.87‰～-25.9‰，δ13C2值分布较为分散，为-36.39‰～-26.7‰；雷口坡组天然气δ13C1值分布相对集中，为-31.6‰～-29.0‰，乙烷和丙烷碳同位素值分布较为分散，δ13C2值为-31.9‰～-26.4‰，δ13C3值为-29.6‰～-22.8‰。须家河组和雷口坡组天然气乙烷碳同位素特征反映均具有混源的特征，而两者烷烃气碳同位素序列相似性差，既有正常型组合(图3)，又有局部倒转型组合，反映出须家河组和雷口坡组天然气有不同源天然气混合，既有海相偏腐泥型气，又有陆相煤型气。

图3 川南赤水地区天然气碳同位素序列

嘉陵江组天然气中甲烷和乙烷碳同位素值分布相对集中，δ13C1值为-30.3‰～-27.7‰，δ13C2值为-34.8‰～-29.6‰，δ13C3值分布较为分散，为-30.8‰～-25.5‰。

嘉陵江组、茅口组和志留系天然气δ13C2都小于-28.5‰，均属于油型气，其烷烃气碳同位素也均为局部倒转型组合，推断应是同型不同源气混合造成的，综合判断这3个层系气源都属于海相偏腐泥型气(图4)。

图4 天然气乙烷碳同位素与甲烷氢同位素相关图

从天然气甲烷与乙烷碳同位素关系图版可知，川南赤水地区侏罗系天然气显示出煤型气特征，须家河组天然气显示出混源气和单纯的油型气特征，雷口坡组天然气显示出混源气特征，嘉陵江组、茅口组和志留系天然气主要为油型气(图5)。

研究区主要产层的天然气以甲烷气为主，重烃气含量较低。从甲烷氢同位素分析结果来看，侏罗系的δD1值相对较低，为-159.0‰；其他4个层系的天然气样品δD1普遍较重，为-125.0‰～-118.0‰。结合川西及川东天然气样品测试分析数据，根据天然气乙烷碳同位素与甲烷氢同位素关系图版(图6)，认为侏罗系天然气为陆相气，须家河组天然气为混源气，雷口坡组、嘉陵江组、茅口组和志留系天然气为海相气。

4 轻烃特征与气源对比

天然气轻烃组成主要为C6、C7的化合物，是天然气与原油的中间产物，此碳数范围内的烃类异构物丰富、信息量较大[13]。官11、官16、旺9井天然气样品获得了检测数据(表2)，宝2、太4井天然气演化程度较高，未检测出轻烃。由于原始有机质类型的差异，可以大致将气源划分为油型(腐泥型)气和煤型(腐殖型)气[14-15]。根据3口钻井轻烃指纹数据在轻烃Mango参数及C7轻烃组成等相关图上投影结果显示，3个层系天然气反映出同源的特征，或腐殖型气或腐泥型气，与上述天然气组分及烷烃气同位素特征对比结果相悖，这是因为川南地区各层系天然气成熟度较高，天然气以烃类气体为主，轻烃气体含量太低，因此，川南地区天然气轻烃分析结果不足以作为判识天然气类型及来源的标准。

图5 川南赤水地区侏罗系天然气碳同位素序列

图6 川南赤水地区天然气碳同位素序列

5 天然气成熟度

依据庞雄奇[16]等提出的判别天然气母质类型混合型成因定量地质模式，并采用戴金星等提出的经验公式参数[14]，计算得出了川南赤水地区官11井等6口钻井的天然气样品成熟度。

综合天然气组分特征、烷烃碳氢同位素特征、轻烃指纹特征以及天然气成熟度特征，并结合生储盖配置关系研究成果，分析得出：侏罗系天然气以陆源腐殖型气为主，其Ro为1.83%，属于高成熟天然气，与须家河组烃源岩有机质类型和演化程度(Ro为1.70%～1.82%)相近，表明其主要来源于须家河组煤系烃源岩；而须家河组天然气既有海相偏腐泥型气，又有陆相煤型气，Ro为1.83%～2.18%，属于高成熟—过成熟天然气，既与须家河组烃源岩有机质类型和演化程度(Ro为1.70%～1.82%)一致，又和二叠系龙潭组烃源岩的有机质类型和演化程度(Ro平均为2.15%)相近，表明其来源于须家河组烃源岩和二叠系烃源岩；雷口坡组与嘉陵江组均以海相偏腐泥型气为主，Ro为3.20%左右，属于过成熟气，二者气源同源，主要气源岩均为二叠系及志留系烃源岩；茅口组以海相腐泥型气为主，Ro为3.29%，也属于过成熟气，主要来源于中二叠统烃源岩及志留系龙马溪组烃源岩。

表2 川南赤水地区天然气成熟度

6 结 论

(1) 川南赤水地区天然气以烃类气体为主，除侏罗系天然气干燥系数相对较低，其他层系天然气干燥系数均在0.981以上，须家河组天然气表现出典型干气的特征，海相各层系天然气干燥系数都高于0.995，为典型的高演化干气。

(2) 川南赤水地区陆相侏罗系天然气表现出典型陆相煤型气的特点，主要来源于须家河组煤系烃源岩；须家河组天然气表现出混源的特征，既有海相偏腐泥型气，又有陆相煤型气，主要来源于须家河组烃源岩和二叠系烃源岩。

(3) 川南赤水地区海相天然气属于过成熟天然气，雷口坡组天然气虽表现出混源的特征，但以海相偏腐泥型气为主，可能主要来源于二叠系及志留系烃源岩；嘉陵江组、茅口组天然气以海相偏腐泥型气为主，主要来源于二叠统烃源岩及志留系龙马溪组烃源岩。