川东地区下三叠统嘉陵江组天然气特征及气源分析

左银辉， 文华国， 廖义沙， 蔡家兰， 冯仁朋， 徐文礼，罗 洋， 杨立成， 王 欣， 郝 靖

(1. 成都理工大学 油气藏地质与开发工程国家重点实验室，四川 成都 610059； 2. 中国石油西南油气田分公司 重庆气矿，重庆 400707； 3. 中国石油西南油气田分公司，四川 成都 610051 )

0 引言

1937年，川东地区下三叠统嘉陵江组开始天然气第一口井的钻探工作；1939年，石油沟构造的巴1井在下三叠统嘉陵江组五段1亚层获得天然气流。之后，在卧龙河(1959年)、双龙(1975年)、福成寨(1977年)、黄草峡(1981年)、大池干井(1983年)等构造发现嘉陵江组气藏。至2017年底，发现嘉陵江组气藏及含气构造33个，获得气井126口，共探明天然气储量418.21×108m3，累计产气296.80×108m3。目前，该地区天然气成藏主控因素及成藏规律不明，尤其是气源条件存在较大争议，制约嘉陵江组天然气勘探。已有研究存在样品数少、研究方法单一，且未考虑嘉陵江组天然气成藏过程的时空性等问题。根据凝析油轻烃和天然气碳同位素特征，王廷栋等认为，川东地区卧龙河构造嘉陵江组气藏气源主要来源于上二叠统龙潭组煤系泥岩[1]；根据碳同位素系列特征，王兰生等认为川东地区嘉陵江组天然气是混源气[2]；根据生物标志物特征，王密云等认为，川东地区嘉陵江组天然气来源于上二叠统长兴组生物灰岩和龙潭组煤系泥岩[3]，李靖等认为川东地区嘉陵江组天然气来源以上二叠统龙潭组煤系泥岩为主，下二叠统梁山组泥(页)岩、煤层次之[4]；根据天然气组分和碳同位素特征，徐国盛等认为川东地区嘉陵江组天然气来源于二叠系煤系、碳酸盐岩和志留系泥岩[5]。

以研究区48口井天然气地球化学参数为基础，分析嘉陵江组天然气特征及成因；结合热史研究成果，利用盆地模拟技术恢复潜在烃源岩的生排烃历史，揭示烃源岩生排烃及原油二次裂解的地质时间与嘉陵江组成藏条件的匹配关系；结合碳同位素系列和生物标志物特征，确定川东地区嘉陵江组天然气气源，为嘉陵江组天然气的勘探决策提供依据。

1 地质概况

川东地区位于华蓥山以东、七跃山以西、大巴山以南、重庆—綦江以北，属于四川盆地川东古斜中隆高陡断褶带，面积约为2.7×104km2(见图1)[6-11]。川东地区发育华蓥山、齐岳山等多排高陡背斜带，总体表现为背斜紧闭、向斜开阔的隔挡式褶皱特征。受晋宁运动、加里东运动、印支运动、燕山运动和喜山运动的影响，研究区经历中—晚元古代扬子地台基底形成阶段、早古生代克拉通拗陷阶段、晚古生代—中三叠世克拉通裂陷阶段与晚三叠世以来的前陆盆地阶段[12-14]。川东地区烃源岩的发育层位多、分布面积广，主要包括寒武系、奥陶系、志留系、下二叠统、上二叠统的煤系地层、泥页岩、海相碳酸岩盐等[13-25](见图2)。根据四川盆地第四次油气资源评价结果(1)中国石油西南油气田分公司.四川盆地第四次油气资源评价.成都:中国石油西南油气田分公司，2016：315.，川东地区长兴组碳酸盐岩烃源岩主要分布于北部地区，烃源岩最厚达350 m；有机碳(TOC)质量分数较小，为差—中等烃源岩。龙潭组泥岩烃源岩主要分布于北部和南部地区，以北部地区为主，烃源岩最厚达140 m；TOC质量分数普遍大于2%，为一套优质烃源岩。

图1 四川盆地构造分区及川东地区井位分布

2 天然气特征及成因

2.1 天然气组分特征

2.1.1 烃类气体

川东地区嘉陵江组天然气主要由甲烷组成，体积分数介于89.601%～98.689%，平均为96.880%，大多数样品甲烷的体积分数大于95.000%；乙烷体积分数次之，介于0.159%～1.673%，平均为0.557%(见图3(a))；丙烷的体积分数介于0～0.549%，平均为0.103%；丁烷、戊烷和重烃主要分布于卧龙河和福成寨等地区的嘉陵江储层，体积分数较低(见表1)。研究区嘉陵江组天然气中甲烷体积分数与全烃体积分数的百分比(C1/ C1+)×100%介于96.44%～99.84%，平均为99.19%(见表1、图3(b))，反映天然气热演化程度高，是典型的干气气藏。

图2 川东地区地层综合柱状图(据文献[11]修改)

图3 川东地区嘉陵江组天然气特征

2.1.2 非烃类气体

非烃类气体主要为N2、CO2、H2S及少量He、H2，体积分数较少(见表1)。其中，He的体积分数很低，H2S的体积分数相对较高且变化较大，体积分数介于0.133%～6.935%，主要分布在0.133%～1.000%之间(见图3(c))；CO2的体积分数较低，有少量样品的体积分数约为1.000%，N2的体积分数相对较高，体积分数介于0.389%～3.061%，平均为0.776%(见图3(d))。

表1 川东地区嘉陵江组天然气组分

续表1

2.2 碳同位素特征

川东地区嘉陵江组属于干气天然气气藏，部分天然气样品由甲烷、乙烷和丙烷组成，在测试碳同位素时只需测试甲烷、乙烷和丙烷的碳同位素；如果含有丁烷，则测试异丁烷和正丁烷的碳同位素。嘉陵江组天然气甲烷碳同位素偏重，除两个样品的碳同位素为-24.8‰和-25.2‰外，其余分布在-35.2‰～-28.1‰之间，证实天然气的热演化程度很高(见表2)。乙烷和丙烷的碳同位素分布范围相对较宽，分别介于-37.8‰～-27.6‰和-39.2‰～-23.2‰(见表2)。

表2 川东地区嘉陵江组天然气不同组分碳同位素测试结果

续表2

图4 川东地区天然气成因“Bernard”分类(据文献[21]修改)

2.3 天然气成因

乙烷和丙烷的碳同位素受成藏次生作用的影响较小，可以用碳同位素判断天然气成因。在“Bernard”图[21]上，δ13C1主要分布在-36‰～-25‰之间，C1/(C2+C3)总体分布在40～600之间。根据研究区天然气碳同位素测试结果，嘉陵江组天然气为热成因气(见图4)，且为油型气(见图5(a))。

此外，天然气或是由原油二次裂解形成的，或是由干酪根初次裂解形成的，在烃类组成上存在一定的差异，可以根据ln(C1/C2)和ln(C2/C3)相关关系[26-27]进行天然气成因判别。嘉陵江组天然气具有稳定的ln(C1/C2)，但是ln(C2/C3)较高且变化较大，为典型的原油二次裂解成因类型[22](见图5(b))。

可以利用氮气体积分数作为判断天然气成因类型的辅助证据[27-30]。嘉陵江组天然气中N2的体积分数较低，主要分布在0.389%～3.061%之间，平均为0.776%(见表1)，说明天然气不是来源于高演化阶段的干酪根裂解气，而是来源于原油二次裂解。

图5 川东地区嘉陵江组天然气成因判断(据文献[22]修改)

3 天然气来源

根据甲烷、乙烷、丙烷和丁烷的碳同位素系列判断天然气的气源特征。研究区甲烷、乙烷、丙烷和丁烷的碳同位素系列主要呈3种规律(见表2)，其中不倒转占35.4%，表明川东部分地区天然气为同源；部分倒转及完全倒转分别占52.1%和12.5%，表明川东地区天然气主要以混源气为主。嘉陵江组储层沥青发育，表明川东地区形成过古油藏；中侏罗系储层埋深接近6 km，温度在160～180 ℃之间，古油藏在高温条件下发生二次裂解[30]而形成天然气气藏。结合成熟度分布特征，研究区嘉陵江组天然气为不同成熟度油型气的混合。因此，分析天然气的来源实际上是分析古油藏的石油来源。

嘉陵江组储层镜下薄片资料显示，在生物体腔孔、粒间孔和铸模孔中存在大量沥青，揭示川东地区形成古油藏且发生于成岩期和成岩后期。根据嘉陵江组沥青与二叠系长兴组碳酸盐岩、龙潭组泥岩烃源岩生物标志化合物对比结果，三者的类异戊二烯烷烃与伽马蜡烷指数具有良好的相关关系(见图6(a))，反映三者水体盐度相似。根据类异戊二烯烷烃与降新藿烷的关系(见图6(b))可知，龙潭组、长兴组与嘉陵江组具有相关关系，其中龙潭组与嘉陵江组具有更好的对应关系[3,31]。因此，可以判断嘉陵江组的沥青来自于二叠系长兴组碳酸盐岩和龙潭组泥岩烃源岩。

图6 川东地区嘉陵江组储层沥青与长兴组、龙潭组烃源岩生物标志物对比(据文献[3]修改)

以热史为基础[32]，判断嘉陵江组古油藏的石油是否来源于下志留统龙马溪组泥页岩烃源岩。根据长兴组碳酸盐岩、龙潭组泥岩和龙马溪组泥页岩烃源岩的地球化学参数①，利用盆地模拟软件(BaisnMod 1D)对典型井的埋藏史、热史和生油强度、排油强度进行模拟；再结合圈闭形成时间(侏罗纪)和原油二次裂解的温度范围(160～200 ℃)[32]，下志留统泥页岩烃源岩(S1l)主要排油时间早于圈闭形成时间，不能为嘉陵江组古油藏提供油源(见图7)。

图7 川东地区云安006-2井嘉陵江组天然气成藏综合分析

研究区48个样品的天然气碳同位素测试结果显示，天然气具有高温裂解气特征，为油型气，天然气指标不具备煤系特征[33-34]。

此外，嘉陵江组碳酸盐岩的有机碳丰度测试结果显示，有机质丰度较低，为一套非至差烃源岩，生烃潜力小(见表3)，不能作为嘉陵江组的气源。嘉陵江组天然气的气源主要来源于二叠系龙潭组泥岩和长兴组碳酸盐岩烃源岩。早侏罗世龙潭组和长兴组排出的原油向嘉陵江组进行充注，形成古油藏；当嘉陵江组储层温度达到160 ℃后，古油藏发生二次裂解，形成天然气气藏；侏罗纪晚期，构造抬升，气藏进行调整而形成现今的嘉陵江组天然气气藏(见图7)，从而明确早侏罗世嘉陵江组的古圈闭和古油藏发育区，以古油藏发育区为气源研究天然气气藏的分布规律。

表3 川东地区嘉陵江组碳酸盐岩TOC质量分数测试

4 结论

(1) 川东地区下三叠统嘉陵江组天然气具有甲烷体积分数高、乙烷体积分数次之、丙烷—重烃体积分数低的特征，为典型的高成熟度干气气藏。

(2)川东地区嘉陵江组天然气为热成因气，来源于以原油二次裂解为主的油型气。气源主要来源于二叠系龙潭组泥岩和长兴组碳酸盐岩烃源岩。天然气成藏经历早侏罗世的石油充注，形成古油藏；当古油藏温度达到160 ℃后，原油发生二次裂解，形成天然气气藏；侏罗纪晚期，构造抬升，天然气气藏进行调整，嘉陵江组天然气气藏分布定型。