川中古隆起震旦系—寒武系天然气地球化学特征与太和气区的勘探潜力

谢增业 李 剑 杨春龙 田兴旺 张 璐 李 谨 李志生国建英 谢武仁 郭泽清 齐雪宁 郝爱胜

1.中国石油勘探开发研究院 2.中国石油天然气集团有限公司天然气成藏与开发重点实验室

3.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院

0 引言

自2011年四川盆地川中古隆起高石梯构造GS1井在震旦系灯影组二段（以下简称灯二段）获得日产102×104m3高产工业气流以来，截至2019年底，安岳气田已在震旦系灯影组和寒武系龙王庙组累计探明天然气地质储量0.95×1012m3，三级储量达1.23×1012m3[1]，是我国迄今为止发现的单体规模最大的海相碳酸盐岩气田[2]，天然气年产量超100×108m3[1]。2020年5月4日，在川中古隆起北斜坡地区（以下简称太和气区）PT1井于灯二段测试获得日产121.98×104m3的高产工业气流[3]；太和气区JT1井钻揭灯影组四段（以下简称灯四段）丘滩相优质储层厚166.6 m，孔隙度2.0%～7.1%，测井解释气层8层厚101 m，同时发现沧浪铺组白云岩孔隙型气层，并于2020年10月15日沧浪铺组测试获日产51.62×104m3的高产气流[4-5]。这些新突破展示了安岳气田主体之外震旦系—寒武系良好的天然气勘探前景。PT1井灯影组和JT1井沧浪铺组天然气组分、碳同位素、氢同位素不仅在太和气区内存在着较大的差异，而且与安岳气区灯影组、龙王庙组天然气特征也有所不同。为此，笔者基于新获气井和安岳气区天然气分析测试结果，从纵、横向上系统分析天然气特征及变化趋势，寻找上述差异产生的原因，以期为四川盆地震旦系—寒武系天然气拓展勘探提供依据。

1 地质背景

四川盆地处于上扬子地块的西北一侧，其基底具有双重性，即太古代—早元古代发育的康定群经中条运动形成距今1 900～1 700 Ma的深部结晶基底[6]和中元古代—新元古代发育的峨边群经晋宁运动形成距今1700～780 Ma的褶皱基底[7]。在距今800～635 Ma，上扬子板块以发育前震旦系裂谷为主要特征，川中地区发育北东走向的南华纪裂谷[8-11]，裂谷内部受一系列与裂谷走向平行的正断层控制，发育垒—堑结构，这种垒—堑结构控制上覆层系高部位颗粒滩和岩溶储集体以及台洼内烃源岩的发育[9]。震旦纪灯影期—寒武纪筇竹寺期，四川盆地发生了三幕构造运动，分别为震旦纪灯二期的桐湾运动一幕、灯四期末的桐湾运动二幕和寒武纪麦地坪期末的桐湾运动三幕，形成了高石梯—磨溪、资阳—威远两个桐湾期巨型古隆起和德阳—安岳古裂陷[12]。这一古构造格局对太和气区及安岳气区气藏的形成起到至关重要的作用，主要体现在：德阳—安岳古裂陷是下寒武统筇竹寺组烃源岩生烃中心；高石梯—磨溪古隆起控制了上震旦统灯二段、灯四段，下寒武统沧浪铺组和龙王庙组优质储集层的形成与展布；控制四套优质储盖组合（灯二段白云岩储集层—灯三段泥页岩盖层组合、灯四段白云岩储集层—下寒武统筇竹寺组泥页岩盖层组合、沧浪铺组白云岩储集层—沧浪铺组砂泥岩盖层组合、龙王庙组白云岩储集层—中上寒武统砂泥岩、碳酸盐岩及上覆二叠系泥页岩盖层组合）的形成。此外，横向上滩间致密岩性遮挡是太和气区天然气得以保存的关键[3,5]；长期继承性发育的巨型圈闭、气藏上覆超压层和区域性分布的膏盐岩联合封盖[13]是安岳气区天然气规模聚集并得以保存的重要因素。

2 实验样品和分析测试方法

采集了四川盆地川中地区震旦系—寒武系天然气样品40个（图1），盆地及周缘烃源岩样品59块、储层沥青样品46块。对天然气样品进行了组分、碳同位素、氢同位素等相关分析测试，这些分析测试均在中国石油天然气集团有限公司天然气成藏与开发重点实验室完成。天然气全组分常规分析及大进样量C1—C3组成分析均采用Agilent 7 890 A气相色谱仪，其中：全组分常规分析以高纯氦气做载气，配备分流/无分流进样口，50 m×320 mm×8 μm HP-AL/S色谱柱，火焰离子化检测器，色谱柱箱采用程序升温，初始温度40 ℃（保持2 min），然后以10 ℃/min升温速率升到90 ℃，再以5 ℃/min升温速率升到200 ℃（保持5 min）；大进样量C1—C3组成分析采用无分流进样，不分流时间0.5 min，吹扫流量50 mL/min，进样量1 mL。天然气碳同位素检测仪器为Finnigan Delta PLUS XL GC/C/IRMS，天然气中痕量乙烷的碳同位素采用了液氮冷冻富集的方法。氢同位素检测仪器为Finnigan Mat 253。储层沥青碳同位素检测在中国石油天然气集团有限公司天然气成藏与开发重点实验室完成；储层沥青显微定量检测在中国地质大学（北京）能源学院实验室完成。烃源岩微量元素检测在河北省区域地质矿产调查研究所实验室完成，B元素检测仪器为WP-1光栅摄谱仪；K元素检测仪器为ICAP 6 300等离子体发射光谱仪。

3 实验结果与讨论

川中古隆起太和气区灯二段、沧浪铺组天然气与安岳气区灯影组、龙王庙组天然气均属于原油裂解的干气，但太和气区灯二段、沧浪铺组的天然气C2H6、δ13C2及δ2HCH4存在差异，与安岳气区天然气也有所不同。

3.1 天然气组成差异主要受成熟度控制

天然气全组分常规分析结果表明（表1），太和气区PT1、ZJ2灯二段天然气烃类组成以甲烷（CH4）为主，为76.90%～92.83%；含微量乙烷（C2H6），为0.04%～0.07%；非烃组成以H2S和CO2为主，分别为2.11%～6.80%和4.42%～15.43%，N2含量分别为0.56%和0.67%，He和H2含量分别为0.01% ～ 0.05% 和 0～ 0.11%。PT1、ZJ2井 由 于TSR反应程度的不同，导致两者的H2S和CO2含量有别，进而影响到CH4、C2H6的差异，烃类组成归一化后，PT1井CH4、C2H6含量分别99.92%和0.08%，湿度系数（C2+/C1+）为 0.08%，ZJ2 井 CH4、C2H6含量分别99.95%和0.05%，C2+/C1+为0.05%，均为典型的干气。太和气区JT1、CT1沧浪铺组天然气烃类组成也以CH4为主，CH4含量为96.82%～99.10%（归一化后为99.81%～99.82%），含微量C2H6，均为0.18%（归一化后为0.18%～0.19%），C2+/C1+为0.18%～0.19%，为典型的干气；N2、CO2、He、H2和H2S等非烃组成含量低。由此可见，太和气区灯二段、沧浪铺组天然气同为干气，但成熟度略高的灯二段CH4含量也略高于沧浪铺组。

表1 四川盆地川中古隆起太和气区及安岳气区震旦系—寒武系天然气组分、碳氢同位素数据表

表1 （续）

安岳气区天然气组成以CH4为主，含少量C2H6以及CO2、N2、H2S、He和H2等非烃气体。基于本文40个和魏国齐等30个共计70个天然气样品的数据统计[14-15]，安岳气区天然气组成具有以下特征（图2）：①CH4含量灯影组以90%～94%为主，龙王庙组以大于94%为主（图2-a）；②C2H6含量灯影组以小于0.05%为主，龙王庙组以0.10%～0.15%为主（图2-b）；③湿度系数（C2+/C1+）灯影组以小于0.05%为主，龙王庙组以0.10%～0.15%为主（图2-c）；④CO2含量灯影组主要为4%～8%，龙王庙组以2%～4%为主（图2-d）；⑤N2含量均为0.5%～1.0%（图2-e）；⑥H2S含量灯影组以10～30 g/m3为主，龙王庙组以5～20 g/m3为主（图2-f），按气藏分类标准主要属于中含硫气藏；⑦He含量灯影组以0.02%～0.04%为主，龙王庙组以小于0.03%为主（图2-g）；⑧H2含量均以小于0.10%为主（图2-h）。

安岳气区灯影组、龙王庙组天然气成熟度的不同是导致其组成差异的主要原因。随成熟度升高，CH4含量增大，C2H6等重烃组分含量降低，C2+/C1+减小。H2S是烃类与含硫物质反应（即TSR反应）的结果，温度越高越有利于H2S的生成；CO2是TSR反应生成H2S的副产物，两者一般呈较好的正相关性，因此，灯影组天然气的H2S和CO2均略高于龙王庙组。全组分分析结果中，因灯影组天然气CO2含量相对龙王庙组高，导致其CH4含量明显比龙王庙组的低。烃类组分归一化后，其微小差异依然可见，灯影组CH4含量为99.91%～99.98%，平均99.96%，C2H6含量为0.02%～0.09%，平均0.04%；龙王庙组CH4含量为99.72%～99.95%，平均99.86%，C2H6含量为0.05%～0.28%，平均0.14%。

对比太和气区与安岳气区天然气的C2+/C1+可见，灯影组是太和气区（0.05%～0.08%）比安岳气区（主要小于0.05%）的略大；太和气区沧浪铺组（0.18%～0.19%）比安岳气区龙王庙组（以0.10%～0.15%为主，均值0.13%）略大。这些差异超出实验分析误差范围（组分含量0～0.09%和0.1～0.9%的误差分别为0.01%和0.04%），表明太和气区天然气成熟度比安岳气区的略低。天然气大进样量（C1—C3）的分析则表明，干气中仍能检测到微量的丙烷（C3H8）。将太和气区的 PT1、ZJ2、JT1、CT1及安岳气区新分析的C1/C2、C2/C3数据点入谢增业等[16]建立的天然气成因类型判识图版中，可见这些样品点均落入原油裂解气区域，与安岳气区原油裂解气[2,14-16,17-20]具有相似的特征（图3）。四川盆地龙马溪组页岩气是干酪根裂解气和液态烃二次裂解气的混合气[21-26]，源于志留系龙马溪组页岩的石炭系天然气[27-28]与龙马溪组页岩气不完全一致，前者主要表现为原油裂解气，后者则呈现以原油裂解气为主、也有干酪根裂解气的混合气特征。

3.2 天然气δ13C1、δ13C2的差异主要受运移分馏和成熟度控制

太和气区灯二段天然气的δ13C1、δ13C2值均比沧浪铺组的重，灯二段δ13C1、δ13C2值分别为－35.1‰ ～－34.7‰ 和 －29‰ ～－27.4‰， 沧 浪铺组 δ13C1、δ13C2值分别为－38.2‰ ～－36.2‰ 和－36.7‰～－36.4‰（表1）。这与灯二段天然气成熟度比沧浪铺组高有关。

安岳气区灯影组、龙王庙组天然气δ13C1、δ13C2同样呈现出不同的分布特征。三个层段天然气δ13C1分布比较相似，主要为－34‰～－32‰，但随地层时代变老，δ13C1略有变轻趋势，如：龙王庙组δ13C1为－33.6‰～－32.1‰，主峰－33‰～－32‰，19个样品均值为－32.8‰；灯四段δ13C1为－34.1‰～－32.3‰，主峰－34‰～－33‰，36个样品均值为－33.2‰；灯二段δ13C1为－33.9‰～－32.0‰，主峰－34‰～－33‰，11个样品均值为－33.1‰（图4-a）。与δ13C1不同，灯影组、龙王庙组天然气δ13C2有随地层时代变老而变重的趋势，如：龙王庙组δ13C2为－34.0‰～－31.5‰，主峰－33‰～－32‰，19个样品均值为－32.8‰；灯四段δ13C2为－33.6‰～－26.8‰，主峰－29‰～－28‰，36个样品均值为－28.8‰；灯二段δ13C2为－28.8‰～－26.0‰，主峰－28‰～－27‰，11个样品均值为－27.6‰（图4-b）。

地层条件下，影响天然气δ13C1、δ13C2的因素很多。从干酪根碳同位素看，震旦系—寒武系泥岩类烃源岩干酪根碳同位素有随时代变老而略变重趋势，如筇竹寺组干酪根δ13C为－36.4‰～－30.0‰，均值－32.8‰；灯三段干酪根δ13C为－34.5‰～－29.0‰，均值－31.9‰；陡山沱组干酪根δ13C为－32.8‰～－28.8‰，均值－30.7‰[14]。作为原油裂解气，沥青δ13C是判识天然气－原油之间关系的重要参数。从本文所测灯影组、龙王庙组沥青δ13C以及郝彬等[29]、张博原[30]的分析数据看，灯影组和龙王庙组沥青的δ13C分别为－35.4‰～－33.5‰和－35.4‰～－33.2‰，均值分别为－34.8‰（25个）和－34.2‰（16个），两者接近。平面上，同一产层，沥青δ13C与天然气δ13C之间的轻重不具对应关系，表明沥青δ13C不是影响天然气δ13C1、δ13C2变化的主要原因。太和气区及安岳气区天然气δ13C2的差异主要受成熟度控制，湿度系数越小（成熟度越高），δ13C2值越重。δ13C1主要与捕获不同阶段裂解气比例有关，早期裂解气比例越大，δ13C1越轻；晚期裂解气比例越大，δ13C1越重。

前人的研究表明，δ13C2受成熟度的影响小，具有较强的母质继承性，是判别天然气成因类型的良好指标，并将δ13C2=－28‰或－29‰作为判识油型气和煤型气的界限，且这已在国内许多盆地天然气成因类型的判别中取得很好的应用效果[31-33]，但对于诸如安岳气区灯影组C2H6＜0.05%为主的干气，仍用δ13C2=－28‰或－29‰作为类型判识指标有些不妥。因为在高演化阶段，热演化作用对δ13C2的影响程度明显大于δ13C1，如李友川等[34]对腐泥型烃源岩的热模拟生气实验结果表明，从δ13C1和δ13C2最轻处开始至实验最高演化程度，δ13C1变重的幅度仅为5‰，而δ13C2变重的幅度则达11.7‰。天然气δ13C2与湿度（C2+/C1+）之间较好的相关性（图5-a），即随热演化程度增高，C2+/C1+变小，δ13C2变重，如沧浪铺组天然气成熟度最低，C2+/C1+大（0.181% ～ 0.186%），δ13C2＜－36‰；龙王庙组天然气成熟度居中，C2+/C1+主要为0.094%～0.196%，δ13C2介于－34‰～－31.5‰；灯影组天然气成熟度最高，C2+/C1+＜ 0.085%，δ13C2＞－30.5‰为主。沧浪铺组—龙王庙组—灯影组天然气δ13C2的这种分布格局符合碳同位素随演化程度增高而变重的演化规律。安岳气区灯影组、龙王庙组气藏H2S含量主要为6～35 g/m3（表1），δ13C2与H2S含量的相关性差（图5-b），这说明δ13C2值变重主要不是H2S造成的，而更可能与极高演化阶段δ13C的瑞利分馏有关。因为当热演化程度极高时，大分子的液态烃甚至轻烃都裂解殆尽，最后C2H6、C3H8等组分已经无法新生成，开始大量裂解。当其只作为反应物的底物时，这个同位素变化过程近似于瑞利分馏。受活化能的影响，12C优先裂解，导致δ13C2值越重[35]（图6）。灯影组天然气C2+/C1+小于龙王庙组，这是其δ13C2值重于龙王庙组的主要原因。

天然气δ13C1也受成熟度影响，如沧浪铺组C2+/C1+最大，δ13C1最轻；灯影组C2+/C1+相对较低，其δ13C1较重，尤其磨溪地区灯二段、灯四段δ13C1有随C2+/C1+增大而变轻趋势（图5-c）；而高石梯灯二段、灯四段，磨溪、龙女寺龙王庙组等的δ13C与C+/C+121之间则没有此关系，说明除成熟度外，δ13C1应该还受其他因素的影响。由天然气δ13C1与H2S含量关系图（图5-d）可见，安岳气区及太和气区灯二段天然气的δ13C1有随H2S含量增加而变轻趋势，表明H2S也不是控制δ13C1分布的主要因素。纵观同一层段天然气C2+/C1+大体相当、但δ13C1有轻有重的现象可以发现，δ13C1分布与构造部位有一定的关系，即构造相对高部位，δ13C1重，随埋深增大δ13C1变轻，如沧浪铺组2个样品的C2+/C1+相近，但δ13C1是低部位的JT1比相对高部位的CT1轻；磨溪龙王庙组海拔深度浅于－4 400 m的天然气δ13C1＞－32.5‰为主，海拔－4 400～－4 550 m的天然气δ13C1介于－33.5‰～－32.5‰，海拔深度深于－4 550 m的天然气δ13C1＜－34‰，MX8井龙王庙组上段和下段的δ13C1分别为－32.3‰和－33.2‰。灯影组天然气δ13C1也有同样的分布特征，在同一滩体范围内，高部位δ13C1重、低部位δ13C1轻。如灯四段，磨溪地区MX103—MX22区块，海拔深度由高至低，δ13C1由－33.3‰变为－34.1‰；MX13—MX102区块，δ13C1由－32.9‰变为－33.7‰；MX8－MX18区块，δ13C1由－32.8‰变为－33.7‰；高石梯地区GS120—GS18区块，δ13C1由－32.5‰ 变为－32.8‰；GS105－GS103区块，δ13C1由－32.9‰变为－33.4‰。灯二段，高石梯区块GS1井海拔低于－5 000 m，δ13C1为－32.3‰，随海拔深度增加，δ13C1变为－33.6‰～－33.3‰；磨溪主体－斜坡区，海拔深度由高往低，δ13C1的变化更为明显，主体部位为－32‰～－33.9‰，低部位处的PT1井为－34.7‰，更低处的ZJ2井为－35.1‰。川中古隆起天然气δ13C1这一分布格局不符合正常的埋深越大（成熟度越高），δ13C1越重的规律，这可能与不同部位捕获不同阶段的裂解气有关。若圈闭中捕获早期裂解气的比例越大，δ13C1越轻；相反，捕获晚期裂解气的比例越大，δ13C1越重。实际上，对一个圈闭而言，在上覆盖层保存良好的条件下，随着古油藏裂解的不断进行和气体体积的膨胀，尚未裂解的原油及相对早期裂解的湿气将从圈闭溢出点溢出，直至裂解结束，裂解气充满整个圈闭。研究区裂解气的形成模式与田辉等[36]提出的川东北三叠系碳酸盐岩原油裂解气原位聚集模式具有相似性。总体而言，安岳气区捕获的主要是晚期阶段的裂解气，与魏国齐等[12]通过同位素动力学模拟认为其主要捕获195～160 Ma裂解气的认识基本一致；太和气区则是捕获了相对较多的早期阶段裂解气。

3.3 天然气δ2HCH4差异主要与沉积水介质盐度有关

天然气δ2HCH4值不仅受其源岩热演化程度和有机质类型影响，而且也受沉积环境的水介质盐度制约。一般情况是δ2HCH4值随母源成熟度增高和水介质盐度增大而变重[37-40]。太和气区JT1、CT1沧浪铺组紧邻下伏筇竹寺组烃源岩，其天然气是源于筇竹寺组烃源岩的典型代表，δ2HCH4为－134‰～－133‰；PT1、ZJ2灯二段天然气δ2HCH4为－141‰～－140‰，明显比沧浪铺组的轻。安岳气区灯二段、灯四段天然气成熟度高于龙王庙组，但δ2HCH4却比龙王庙组的轻，灯二段δ2HCH4为－150‰～－137‰，均值－145‰；灯四段δ2HCH4为－152‰～－136‰，均值－141‰；龙王庙组δ2HCH4为－138‰～－132‰，均值－134‰（图7），总体上，随产层时代变新，δ2HCH4变重。安岳气区灯影组、龙王庙组天然气δ2HCH4的这种分布规律，He等[41]认为是在高演化阶段水参与反应导致δ2HCH4变轻。尽管实验结果表明水直接参与了天然气的生成[42-43]，并且水与烃源岩发生了氢交换，进而影响了所生成天然气的δ2H[44-46]。但是这种反应在自然条件下，速度极慢，在温度超过200～240℃的上亿年时间内，δ2HCH4值几乎没有发生变化[44,47]，所以天然气在生成之后，其与水体的δ2H组成交换可以被忽略[48-50]。因此，烃源岩沉积时的古水体盐度应是控制研究区δ2H的关键因素。

不同学者采用多种方法对扬子地区南华系大塘坡组—志留系龙马溪组烃源岩古水体盐度进行了研究[51-55]，结果表明，下寒武统筇竹寺组（牛蹄塘组）的古水介质盐度属于咸水— 半咸水[52]，是晚元古代—早古生代烃源岩中古盐度最高的；大塘坡组古水介质盐度整体为中—低盐度[51]；受晚奥陶世Ashgillian期（五峰期）—早志留世Llandovery早期（龙马溪期）的南极冰盖以及上扬子地区三面为古陆的半封闭陆表海盆影响，五峰期至龙马溪期上扬子海处于古赤道附近的低纬度区，大量的雨水降落及河流淡水注入使得海水强烈淡化[54]，导致龙马溪组烃源岩盐度由于全球冰川融化原因低于筇竹寺组[53,55]。本文利用施振生等[56]通过黏土矿物中硼、钾元素含量确定古盐度大小的方法，得到四川盆地及周缘大塘坡组、陡山沱组、灯三段、筇竹寺组及龙马溪组烃源岩的古盐度分别为6.9‰～17.0‰、4.4‰～17.3‰、4.5‰ ～ 10.3‰、5.7‰ ～ 44.2‰ 和 7.2‰ ～ 22.7‰，各层系古水介质盐度平均值属筇竹寺组的最高（图8），与文献的研究结果比较吻合。

沧浪铺组紧邻筇竹寺组烃源岩，沧浪铺组天然气是源于筇竹寺组烃源岩下生上储的典型代表；许多学者的研究表明龙王庙组天然气也主要源于筇竹寺组烃源岩[2,14,17,57-59]，筇竹寺组烃源岩古盐度高导致源于该烃源岩的天然气δ2HCH4重。灯影组天然气来源于震旦系（灯影组、陡山沱组）和筇竹寺组烃源岩[2,14,18-19,59-60]，因此，在单纯来源于筇竹寺组烃源岩的基础上，若有震旦系烃源岩的贡献，则混合来源的液态烃裂解生成的天然气δ2HCH4将变轻，震旦系烃源岩的贡献比例越多，δ2HCH4越轻。δ13C2和δ2HCH4分别从成熟度和水介质盐度说明震旦系烃源岩对灯影组（尤其是灯二段）气藏的贡献，两者之间有较好的相关性（图9）。以灯二段天然气为例，横向上，靠近古裂陷（筇竹寺组烃源岩生烃中心）的δ13C2轻、δ2HCH4重，向台内方向，δ13C2变重、δ2HCH4变轻，如古裂陷内的 PT1天然气δ13C2、δ2HCH4分别为－29‰和－140‰；高石梯地区由紧邻古裂陷的GS1向远离古裂陷的GS10和GS11方向，δ13C2由－27.8‰变为－27.6‰和－26‰，δ2HCH4由－137‰变为－142‰和－146‰；磨溪地区由MX9向东至MX8、MX17和MX11，δ13C2由－28.8‰变为－27.5‰、－27.5‰和－26.8‰，δ2HCH4由－141‰变为－147‰、－146‰和－150‰。这一变化规律表明由靠近古裂陷的台缘带向台内方向，灯影组烃源岩的贡献比例增加。纵向上，产层部位离筇竹寺组烃源岩侧向供烃的垂向距离越大，δ2HCH4越轻，如GS1和GS3产层深度分别为5 350 m和5 800 m，δ2HCH4分别为－137‰和－146‰。

4 太和气区天然气勘探潜力

安岳气区与太和气区之间天然气地球化学特征的差异揭示了古油藏原油裂解气差异富集特征，前者δ13C重，主要捕获晚期高—过成熟阶段裂解气；后者δ13C较轻，相对前者捕获古油藏早期裂解气的比例增大。

储层沥青是原油裂解成气后的残留物，沥青含量高值区与烃源岩生烃高峰期灯影组、龙王庙组古构造高部位的分布总体上是比较吻合的。这与古构造高部位优质储层发育、有利于液态烃类的规模富集密切相关，优质储层中富集的液态烃类越多，裂解后残留下的沥青含量也相应高。PT1井灯二段沥青含量为0.5%～4.7%，均值2.1%。在魏国齐等[20]研究基础上，补充了新钻井资料，修编了全盆地灯影组、龙王庙组储层沥青的分布图（图10）。储层沥青含量总体上以小于5%为主，古构造高部位的高磨、威远、资阳地区少量样品可达6%～8%，低部位以小于0.5%为主。太和气区沥青含量相对安岳气区略低，但也是古油藏发育区，气源供给充足。

太和气区发育多层系台缘丘滩体及台内颗粒滩，纵向叠置、大面积横向连片，其储集体规模和质量优于安岳气区，斜坡背景下发育滩间致密岩性封堵带，具备多层系立体勘探的巨大潜力。就台缘带宽度和厚度而言，灯二段，安岳气区为15～20 km和350～450 m，太和气区为40～130 km和650～1 000 m；灯四段，安岳气区为10～15 km和260～300 m，太和气区为20～70 km和450～500 m。储层厚度、孔隙度、平均面孔率方面，灯二段，安岳气区为150～260 m、3.0%和2.9%～3.2%，太和气区为264 m、3.5%和5.35%；灯四段，安岳气区为25～70 m、3.2%～3.5%和3.6%，太和气区为167 m、3.6%和6%。太和气区灯二段、灯四段台缘带丘滩体面积分别为10 144 km2和4 781 km2[61-62]。此外，在寒武系也发育沧浪铺组、龙王庙组和洗象池组等多套优质滩相储层，有利面积分别为3 800 km2、3 400 km2和2 900 km2。根据安岳气区已发现气藏的储量丰度估算，太和气区的资源规模将超过安岳气区，成为继安岳气区之后的又一个万亿立方米级大气区。因此，下步勘探应重点围绕古油藏这个气源，寻找有效的储—盖组合，在古油藏范围内或临近古油藏储—盖组合好的区域是下步拓展勘探的有利区。

5 结论

1）四川盆地川中地区震旦系灯影组与寒武系龙王庙组、沧浪铺组天然气均为原油裂解的干气，天然气组分、碳同位素、氢同位素存在较大差别，灯影组天然气C2H6含量低、δ13C2重、δ2HCH4轻，龙王庙组、沧浪铺组的则反之。

2）母源成熟度和水介质盐度是不同层系天然气组分、碳氢同位素差异的原因。灯影组天然气主要源于震旦系和寒武系烃源岩的液态烃裂解气，龙王庙组、沧浪铺组天然气主要源于寒武系烃源岩的液态烃裂解气。相对于龙王庙组、沧浪铺组，灯影组天然气“母源”的成熟度较高、水介质盐度较低，导致其C2H6含量低、δ13C2重，δ2HCH4轻。

3）太和气区与安岳气区捕获了不同演化阶段的古油藏原油裂解气。太和气区聚集了古油藏原油早期—晚期的裂解气，早期裂解气占比越大，导致天然气δ13C越轻，沧浪铺组天然气是此类原油裂解气的典型代表；安岳气区主要聚集晚期裂解气，δ13C重。

4）太和气区处于古油藏范围区，多层系滩相优质储层叠置发育，具备万亿立方米级资源规模，勘探潜力大。下一步勘探应重点围绕古油藏这个气源，在古油藏范围内或临近古油藏寻找有效的储—盖组合，拓展勘探领域。