四川盆地川中隆起带震旦系—二叠系天然气地球化学特征及成藏模式

谢增业 魏国齐 李 剑 徐 亮 张 璐 李 谨 李志生 武赛军 郭泽清 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

四川盆地川中隆起带迄今已在安岳气田上震旦统灯影组和下寒武统龙王庙组探明天然气地质储量1.03×1012m3，发现MX42、MX31X中二叠统栖霞组气藏，以及GS19栖霞组，MX39、NC1中二叠统茅口组，GS16、MX23上寒武统洗象池组等含气构造。已有学者对这些天然气的成因及来源进行了研究，认为这些天然气均主要为原油裂解气[1-6]，龙王庙组天然气主要源于下寒武统筇竹寺组烃源岩[1-2,5,7-9]，震旦系天然气源于筇竹寺组烃源岩和震旦系烃源岩[2,7-12]，中二叠统天然气主要源于筇竹寺组烃源岩和中二叠统烃源岩[6,13]。2020年以来，随着勘探的不断深入，在高石梯—磨溪以北地区（又称太和气区）的PT1井上震旦统灯影组二段（灯二段）[14]、JT1井下寒武统沧浪铺组[15-16]和中二叠统茅口组分别获得日产121.98×104m3、51.62×104m3和112.8×104m3的高产工业气流，GS128井中二叠统栖霞组、ZJ1井茅口组、LT1井洗象池组、ZJ1井中—上二叠统玄武岩组、ZJ2井上二叠统长兴组等也获得产量不等的天然气流。万亿立方米级气田的发现及多层系的勘探新突破揭示了川中隆起带天然气多层系立体富集成藏的特征。不同层系天然气地球化学特征存在较大差异，是烃源不同还是由其他控制因素造成这些差异，目前尚无系统的对比研究。为此，本文基于大量新获气井和前人研究成果，全面、系统分析川中隆起带不同层系天然气地球化学特征差异及其控制因素，建立天然气藏聚集模式，预测资源潜力，以期为四川盆地震旦系—二叠系天然气下一步勘探提供依据。

1 成藏地质背景

研究区位于四川盆地中部地区（图1），盆地基底由太古宙—古元古代发育的康定群经中条运动形成的深部结晶基底[17]和中元古代—新元古代发育的峨边群经晋宁运动形成的褶皱基底[18]组成，在其后的形成演化过程中，经历了澄江、桐湾、加里东、东吴、印支、燕山和喜马拉雅等多幕次构造运动[19-21]。这些构造运动对成盆、成烃、成储、成藏等有着深远的影响，发育多源、多储、多盖的有利成藏条件。

图1 研究区位置图（左）及地层综合柱状图（右）Fig.1 Location of the study area (left) and comprehensive stratigraphic column (right)

研究区发育6套烃源岩，其中最主要的是筇竹寺组烃源岩。下震旦统陡山沱组是盆地基底之上的第一套沉积盖层，虽尚未在盆地内钻揭陡山沱组优质烃源岩，但有学者从沉积背景出发，探讨了烃源岩发育情况，认为川中地区南华纪裂谷的垒—堑结构[22]控制上覆层系台洼内的烃源岩发育，盆地内陡山沱组烃源岩厚度约为5～30m[23]；也有学者认为陡山沱组沉积时期，绵阳—遂宁一带及万县—通江地区为裂陷区[24-25]，地层厚度一般为50～200m，预测在洼陷区发育陡山沱组烃源岩。灯三段在GK1井钻揭35.5m黑色页岩，盆地内分布厚度一般为5～30m[23]。筇竹寺组烃源岩在盆地内广覆式发育，厚度一般为50～300m，其中德阳—安岳古裂陷是烃源岩厚度中心，厚度达250～300m[6]。受加里东运动影响，下志留统龙马溪组烃源岩在乐山—龙女寺古隆起核部已被剥蚀，剥蚀线附近以东厚度一般小于50m，厚度中心主要在盆地南部和东部，最大厚度达500m左右[6]。中二叠统梁山组暗色泥岩在盆地内一般厚2～10m；栖霞组、茅口组灰黑色泥灰岩在盆地内广泛分布，烃源岩厚度分别为10～40m和40～180m[6]。上二叠统龙潭组泥质岩也是一套广覆式发育的烃源岩，在盆地中部地区厚度相对较薄，为40～80m，向盆地南部、北部及东北部厚度增大[26]。震旦系—志留系烃源岩有机质类型均以腐泥型为主，二叠系烃源岩有机质类型是以腐泥型为主的混合型，目前均处于高成熟晚期—过成熟阶段。

研究区发育多套储集体，迄今已发现9个天然气产层（图1），其中最主要的是灯二段、灯四段和龙王庙组等。灯二段储层发育主要受丘滩相与岩溶作用共同控制，储集岩以藻砂屑白云岩、藻凝块白云岩和藻叠层白云岩为主[5]，储层厚度为28～340m，孔隙度为3.50%，平均面洞率为5.35%[27]。灯四段储层发育主要受沉积和表生岩溶作用控制，储集岩主要发育在丘滩相中，以藻凝块白云岩、藻叠层白云岩、藻纹层白云岩为主[5]，储层厚度为48～148m，孔隙度为3.60%，平均面洞率为6.00%[27]。龙王庙组储层发育主要受颗粒滩体和溶蚀作用控制，储集岩主要为颗粒（砂屑、鲕粒）白云岩和晶粒（细晶、粉晶）白云岩[5]，储层厚度为3.1～64.5m，平均孔隙度为4.81%，平均渗透率为2.33mD[28]。沧浪铺组储层主要发育在沧一段，为相控叠加岩溶改造后的孔隙型储层，储集岩主要包括残余鲕粒白云岩、砂屑白云岩等，孔隙度为2%～5%，平均为4.1%，渗透率为0.050～0.124mD[16]。洗象池组储集岩主要为经历较为强烈岩溶作用的颗粒白云岩和晶粒白云岩，储层单层厚度为0.9～15.3m，累计厚度为48.5m[29]，GT2井平均孔隙度为4.48%，平均渗透率为0.43mD[30]。

中二叠统栖霞组沉积期，除盆地西部的剑阁—成都—雅安一带为台地边缘相外，盆地其他区域主要为开阔台地相，发育一系列近北西向展布的台内颗粒滩[31]。茅口组沉积期，盆地内主要发育台地边缘、开阔台地和深台洼3个相带，台地边缘相沿剑阁—成都—雅安一带展布；深台洼相沿广元—旺苍—达州—开江—奉节一带展布，受其影响，在盐亭—南充—广安—石柱一带发育一系列沿北西向展布的台洼边缘滩体；盆地内其他区域广泛发育沿北西向展布的台内滩[31]。受东吴运动的影响，四川盆地在中—晚二叠世发生过强烈的火山喷发事件，形成了巨厚“峨眉山玄武岩”，发育角砾熔岩、含凝灰角砾熔岩等优质孔隙型储层[32]。上二叠统长兴组沉积期，碳酸盐台地内呈现出“一凹两高”的特征，即蓬溪—武胜台凹、遂宁地貌高带和广安地貌高带[33]，台凹周缘发育边缘生物礁和生屑滩[34]。

与多个产气层相匹配，研究区发育多套直接盖层和区域盖层（图1），其中最主要的是筇竹寺组和龙潭组两套区域性泥页岩盖层。除了这些盖层的封盖作用外，地层压力系数由灯影组的常压逐渐过渡到寒武系—二叠系的超压、超高压，超压封闭对下伏气藏的保存也起到重要作用[19]。

2 天然气地球化学特征及成因分析

对采自四川盆地川中隆起带震旦系—二叠系的38个采样井点的天然气样品（图2）进行了组分、碳同位素、氢同位素等分析。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 7890A气相色谱仪，具体分析流程详见文献[35]；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分析采用液氮冷冻富集的方法；氢同位素检测仪器为Finnigan Mat 253，碳同位素、氢同位素的具体分析方法详见文献[36]。

图2 川中隆起带烃源岩厚度、储集相带与天然气样品采集井点分布图Fig.2 Source rock thickness, sedimentary facies of reservoir and gas sampling well location in central Sichuan uplift zone

2.1 天然气组成特征

2.1.1 天然气全组分特征

基于本文的天然气全组分常规分析结果（表1）及文献[6—7，37—38]的数据统计，川中隆起带震旦系—二叠系天然气以烃类气体为主，同时含有数量不等的非烃气体。

表1 川中隆起带震旦系—二叠系天然气组分、碳同位素、氢同位素数据Table 1 Gas composition, carbon and hydrogen isotope of the Sinian-Permian in central Sichuan uplift zone

续表

烃类气体组成以甲烷（CH4）为主，含量为70.36%～98.74%；含微量—少量乙烷（C2H6），含量为0.02%～0.51%（图3a）。数据大体可分为3类（图3a），第一类（A）以灯二段、灯四段为代表，C2H6含量最低，为0.02%～0.05%，与其热演化程度最高有关，干燥系数大于0.999（图3b）；CH4含量为70.36%～94.47%，含量变化大与其含有较高的非烃气体有关。第二类（B）以寒武系沧浪铺组、龙王庙组、洗象池组，二叠系栖霞组、茅口组、玄武岩组和长兴组为代表，C2H6含量为0.07%～0.27%，CH4含量为85.34%～98.74%，居于图中间位置。第三类（C）以GS19井栖霞组为代表，CH4含量为94.07%，C2H6含量为0.51%，干燥系数为0.9946，与川东石炭系相似。可见，3类天然气的热演化程度，A类最高，C类最低，B类居中。

非烃气体组成主要包括二氧化碳（CO2）、硫化氢（H2S）、氮气（N2）、氦气（He）和氢气（H2）等，CO2含量为0.69%～28.17%（图3c）。沧浪铺组、龙王庙组、玄武岩组、长兴组及部分栖霞组—茅口组CO2含量以小于5%为主；灯二段、灯四段、洗象池组及部分栖霞组—茅口组CO2含量大于5%。值得注意的是，高CO2含量的样品可能与测试过程中的酸化作业有关。GS1井灯四下段5130～5196m井段5个不同时间（间隔68.5h）采集的样品分析结果表明，随取样时间距离酸化作业后的时间延长，CO2含量有明显降低趋势［7］。本次研究的样品中，CO2含量大于8%的样品基本都是经过酸化作业的大斜度井样品，且δ13CCO2介于-1.3‰～1.1‰，呈现出无机成因特征。因此，对碳酸盐岩气藏高CO2含量的成因解释需考虑酸化作业的影响。

H2S含量除ZJ2井灯二段为4.50%和GS102井龙王庙组为5.50%外，其他介于0.01%～2.75%（图3c），其中，沧浪铺组、龙王庙组、玄武岩组、长兴组及大多数洗象池组以小于1%为主；栖霞组—茅口组以大于1%为主；灯二段、灯四段虽然变化大，但仍以小于1%为主。气藏中H2S是含硫物质与烃类反应（即TSR）的结果。

N2含量除MX23井灯四段为8.5%外，其他介于0.13%～4.81%（图3d），其中，龙王庙组、洗象池组、栖霞组—茅口组、玄武岩组、长兴组以小于1%为主；灯二段、灯四段介于0.37%～4.81%，且N2含量大于1%后，N2与He具有较好的正相关性（图3d）。前人研究认为，天然气中有机成因的N2主要是烃源岩中有机质经热氨化作用形成，并随着演化程度增高，N2含量具有增高趋势。灯影组天然气中N2含量普遍高于寒武系和二叠系，表明它们的烃源岩可能不完全一致。

He含量为0.01%～0.10%（图3d），其中，沧浪铺组、龙王庙组、洗象池组、栖霞组—茅口组、玄武岩组、长兴组以小于0.03%为主；灯二段、灯四段变化较大，主体以小于0.03%为主，部分为0.04%～0.10%。安岳气区天然气中的He为壳源成因，主要来自壳源放射元素U、Th的衰变［39］。由此推测，川中隆起带震旦系天然气相对寒武系高He含量与相对高成熟烃源岩U、Th的衰变有关，也表明它们的烃源岩可能有差异。

图3 四川盆地天然气组分参数关系Fig.3 Relationship between different gas composition parameters in Sichuan Basin

2.1.2 天然气C1—C3组成特征

由于常规全组分分析方法难以检测到天然气中的丙烷，因此，采用大进样量（1mL）无分流进样方法进行痕量丙烷的检测，进而求得天然气ln(C1/C2)与ln(C2/C3)比值，并将其点入天然气成因类型鉴别图版[35]中（图4）。川东石炭系天然气是源于下志留统龙马溪组烃源岩的原油裂解气[40]；龙马溪组页岩气为干酪根热裂解与液态烃二次裂解的混合气[41-45]，且以液态烃二次裂解气为主。尽管石炭系天然气和龙马溪组页岩气具有相同的烃源岩，但它们在图4中处于不同的区域，前者位于原油裂解气演化轨迹线下方相对较远距离，后者靠近原油裂解气轨迹线且大多位于轨迹线上方，相对更靠近干酪根热裂解气轨迹线，呈现出混合气特征。由图4可见，川中隆起带震旦系—二叠系天然气除灯影组少量样品靠近原油裂解气轨迹线外，其他均远离于轨迹线下方，表明研究区天然气以原油裂解气为主。

图4 四川盆地震旦系—二叠系天然气成因类型判识图Fig.4 Genesis identification chart of natural gas of the Sinian-Permian in Sichuan Basin

2.2 天然气甲烷、乙烷碳同位素特征

2.2.1 天然气甲烷碳同位素

川中隆起带震旦系—二叠系天然气甲烷碳同位素值（δ13C1）为-37.8‰～-30.3‰，主峰区间为 -34.5‰～-31.5‰（图5a），其中，δ13C1＜-34.0‰的 样品均来自北斜坡，包括PT1井、ZJ2井的灯二段，JT1井、CT1井的沧浪铺组，LT1井的洗象池组，ZJ1井的玄武岩组，ZJ1井的茅口组等；δ13C1＞-34.0‰的样品均来自安岳气区。δ13C1分布格局与正常运聚形成的“埋藏深处δ13C重、浅处δ13C轻”呈相反特征，这主要与捕获不同阶段的原油裂解气有关。从储层沥青δ13C分析结果看，北斜坡灯影组δ13C沥青为-35.4‰～-33.5‰，安岳气区灯影组和龙王庙组δ13C沥青分别为-35.5‰～-33.9‰和-35.2‰～ -33.1‰，可见，不同区域、不同层系原油裂解气母源的δ13C特征相似，因此，母源不是控制δ13C1差异的主要因素。

四川盆地海相地层天然气含有数量不等的H2S，从盆地整体看，δ13C1有随H2S含量增高而变重趋势（图5b），尤其是H2S含量较高的川东嘉陵江组、飞仙关组，δ13C1随H2S含量增高而变重特征更加明显，但就安岳气区而言，H2S含量与δ13C1的相关性差。因此，形成H2S的过程（如TSR反应等）也不是控制川中隆起带δ13C1差异的主要原因。

原油、沥青分步裂解的热模拟生气实验结果则表明，模拟实验全过程累积气δ13C比母源的原始δ13C轻，而阶段裂解气δ13C则比母源的δ13C重，演化程度越高的阶段裂解气δ13C越重。因此认为，太和气区天然气δ13C1轻，主要是捕获了早期—晚期的原油裂解气；安岳气区天然气δ13C1重，主要聚集晚期原油裂解气。

2.2.2 天然气乙烷碳同位素

川中隆起带震旦系—二叠系天然气乙烷碳同位素值（δ13C2）为-37.5‰～-26.0‰，主峰区间为-34.0‰～-27.0‰（图5a），其中，δ13C2＜-34.0‰的样品主要包括太和气区的JT1井和CT1井的沧浪铺组、ZJ1井的玄武岩组、安岳气区的GS19井栖霞组。总体而言，δ13C2也有随H2S含量增高而变重趋势（图5c），但安岳气区δ13C2与H2S含量的相关性差，因此，形成H2S的过程也不是控制δ13C2差异的主要原因。

图5 四川盆地震旦系—二叠系天然气碳同位素与硫化氢关系Fig.5 Relationship between gas carbon isotope and H2S of the Sinian-Permian in Sichuan Basin

从δ13C2角度也可将震旦系—二叠系天然气分为3类，第一类（A）以灯二段、灯四段为代表，δ13C2＞ -30‰为主；第二类（B）以龙王庙组、洗象池组、大多数栖霞组—茅口组为代表，δ13C2介于-34‰～ -30‰；第三类（C）以石炭系、沧浪铺组及GS19井栖霞组为代表，δ13C2＜-34‰（图5a、d）。A类天然气δ13C1、δ13C2呈正序分布（δ13C1＜δ13C2）；C类天然气δ13C1、δ13C2呈反序分布（δ13C1＞δ13C2）；B类天然气则居于A类、C类之间，δ13C1、δ13C2部分正序、部分反序。川东石炭系天然气δ13C1＞δ13C2是由于志留系烃源岩先期形成的伴生气（δ13C2轻）和后期形成的裂解气（δ13C2重）混合造成的[40]。

由图5d可见，每类天然气各自的δ13C1、δ13C2之间的演化存在内在联系，随演化程度增高，δ13C2变重，δ13C2与δ13C1差值（Δ13C2-1）由-4.9‰逐渐变为零，再由零逐渐增大为7.3‰。这与在过成熟甚至极高演化阶段，δ13C2变重幅度明显大于δ13C1有关，如腐泥型烃源岩热模拟气Ro由2.1%演化至3.6%时，δ13C1、δ13C2变重的幅度分别为5‰和10‰[46]；塔里木盆地海相原油及其沥青质的热模拟气，模拟温度由500℃增加到600℃，原油裂解气δ13C1、δ13C2变重的幅度分别为7‰和16.5‰，沥青质裂解气δ13C1、δ13C2变重的幅度分别为5‰和15.5‰[47]；通过动力学模拟建立的δ13C2与成熟度关系也表明，Ro由2.0%演化至3.5%时，δ13C2变重的幅度达10‰[48]。过成熟阶段δ13C2变重的原因可能与δ13C瑞利分馏有关，因为当热演化程度极高时，C2H6开始裂解，受活化能的影响，δ12C优先裂解，剩下的C2H6含量越少，δ13C2越重[48-49]。这种规律性变化在研究区得以充分体现，即随天然气C2H6含量降低，δ13C2变重 （图6a），如灯二段、灯四段C2H6含量以小于0.06%为主，δ13C2＞-31.9‰为主；GS19井栖霞组C2H6含量大于0.30%，δ13C2＜-34.0‰；寒武系及其他二叠系C2H6含量主要介于0.06%～0.30%，δ13C2介于-37.5‰～-30.0‰。

图6 四川盆地震旦系—二叠系天然气组分、碳同位素、氢同位素关系Fig.6 Relationship between gas composition and carbon/hydrogen isotope of the Sinian-Permian in Sichuan Basin

JT1井沧浪铺组直接覆于筇竹寺组烃源岩之上，其天然气C2H6含量和δ13C2值代表了源于筇竹寺组烃源岩液态烃二次裂解气特征。已有研究表明安岳气区龙王庙组天然气源于筇竹寺组烃源岩[1-2,5,7-9]。关于灯影组天然气气源存在两种观点，一种认为源于筇竹寺组烃源岩[3,5]，另一种认为源于筇竹寺组与震旦系双源烃源岩贡献[2,7-12,38]。沧浪铺组和龙王庙组具有相同的来源，尽管两者的埋深高差达1700～2200m，但C2H6含量和δ13C2值变化小；龙王庙组和灯影组气藏埋深高差仅500～1000m，但C2H6含量和δ13C2值有较大变化。因此，本文认为灯影组气藏为双源供烃气藏，震旦系烃源岩贡献占比越大，C2H6含量越低，δ13C2越重。

相对龙王庙组气藏，GS19栖霞组气藏天然气C2H6含量高，δ13C2轻，与川东石炭系天然气相似，认为其主要源于龙马溪组烃源岩。其他大部分二叠系天然气主要与寒武系天然气相似，主要源于筇竹寺组烃源岩，同时有少量二叠系自身烃源岩的贡献。

2.3 天然气甲烷氢同位素特征

震旦系—二叠系天然气甲烷氢同位素（δ2HCH4）为-158‰～-125‰，主峰区间为-153‰～-130‰（图6b），其中，δ2HCH4＞-138‰的样品主要包括沧浪铺组、龙王庙组、洗象池组、栖霞组—茅口组、玄武岩组及少部分灯影组；灯影组δ2HCH4以轻于-138‰为主，长兴组为-140‰。

天然气δ2HCH4既受控于母源特征（包括热演化程度、有机质类型、沉积期古水体介质盐度等）[50-52]，同时也受一些次生作用（如TSR反应等）的影响。如图6b所示，总体上，H2S含量与δ2HCH4的相关性差，而对H2S含量大于5g/m3的样品做进一步分析可见，同一类型的天然气中，δ2HCH4有随H2S含量增高而变重的趋势（图6c），从而造成栖霞组—茅口组天然气δ2HCH4普遍重于龙王庙组等，灯影组内部也存在δ2HCH4随H2S含量增高而变重的特征。但究竟是什么因素造成灯影组与寒武系、二叠系δ2HCH4如此明显的差异？曾有学者认为安岳气区灯影组天然气δ2HCH4轻于龙王庙组是因为高演化阶段水参与生烃反应导致的[53]。2020年，太和气区JT1井沧浪铺组获得突破，气藏中部埋深为6972m，天然气δ2HCH4为-134‰，可视为源于筇竹寺组烃源岩的代表值，具有与沧浪铺组相同烃源岩的龙王庙组天然气（埋深4500～5000m）δ2HCH4为-138‰～-132‰，均值为-134‰，尽管两者最小埋深高差近2000m，但其δ2HCH4基本一致。安岳气区龙王庙组和灯影组气藏埋深高差仅500～1000m，但δ2HCH4差别大，最轻的为-158‰；太和气区ZJ2井、PT1井灯二段气藏中部埋深分别为6693m和5771m，δ2HCH4分别为-141‰和-140‰，安岳气区灯二段气藏中部埋深为5350～5800m，δ2HCH4为-152‰～-136‰，均值为-145‰。可见，灯影组与沧浪铺组、龙王庙组等气藏热演化程度的差异不是控制δ2HCH4差异的主要因素，也就是水的参与不是造成灯影组天然气δ2HCH4轻的主要原因。

从灯影组天然气δ2HCH4纵、横向变化规律，并通过黏土矿物中硼、钾元素含量确定古盐度大小的方法，得到南华纪、震旦纪、寒武纪、志留纪时期古水体介质盐度的相对高低，其中筇竹寺组烃源岩的古水体介质盐度相对最高[38]，因此认为古水体介质盐度是控制天然气δ2HCH4轻重的关键因素。本文研究新分析的δ2HCH4数据同样遵循文献[38]提出的纵、横向变化规律。对灯影组混源气藏而言，筇竹寺组烃源岩贡献大，则δ2HCH4重；反之，则δ2HCH4轻。

3 油气充注与成藏模式

3.1 油气充注史

流体包裹体是研究油气充注史的一种常用方法[54-55]。基于流体包裹体的检测结果，结合研究区构造演化、沉积埋藏史及烃源岩生烃演化史等分析油气充注史。所测包裹体为溶蚀孔洞缝或裂缝中充填的以白云石、自生石英和方解石为宿主矿物的原生包裹体，所测包裹体主要为群体包裹体，也有零星包裹体。主要层系中，与烃类伴生的盐水包裹体均一温度分布范围宽，最低的为PT1井灯二段（63℃），少量大于220℃的主要分布在安岳气区的灯影组和龙王庙组中，主峰值区间为100～200℃，不同层系、不同区域存在差异（图7）。如灯二段太和气区大多介于100～200℃，（图7a）；安岳气区主峰为120～160℃（图7b）；安岳气区灯四段和龙王庙组分别以120～180℃（图7c）和100～180℃（图7d）为主；栖霞组—茅口组则以100～120℃和140～160℃为主（图7e）。结合研究区沉积埋藏史及烃源岩生烃演化史，认为研究区三叠纪—白垩纪是油气充注的主要时期，且具有多期次“准连续”充注的特点。以安岳气区GS6井（图8a）和太和气区PT1井（图8b）灯影组为例，志留纪，震旦系烃源岩已进入生油期，筇竹寺组烃源岩处于未成熟阶段，此阶段主要在白云石中捕获均一温度小于80℃的包裹体；二叠纪前，由于构造抬升作用，生烃过程停止；二叠纪—三叠纪，震旦系、寒武系烃源岩处于生油高峰阶段，此阶段也主要在白云石中捕获均一温度介于80～120℃的包裹体；早—中侏罗世，烃源岩处于成熟—高成熟的湿气生成阶段，此阶段主要在白云石中捕获均一温度介于120～180℃的包裹体；晚侏罗世—白垩纪，烃源岩进入干气生成阶段，此阶段主要在白云石和石英中捕获均一温度大于180℃的包裹体；白垩纪末以来，构造抬升，处于古气藏调整定型阶段。

图7 川中隆起带包裹体均一温度分布直方图Fig.7 Histogram of inclusion homogenization temperature in central Sichuan uplift zone

图8 川中隆起带GS6井和PT1井沉积埋藏史及烃源岩生烃史Fig.8 Depositional and burial history and hydrocarbon generation history of source rocks in Well GS6 and Well PT1 in central Sichuan uplift zone

寒武系龙王庙组、二叠系包裹体均一温度主峰区间分别为100～180℃和100～160℃，其充注期主要为晚三叠世—中侏罗世和早—中侏罗世。

3.2 油气成藏模式

川中隆起带震旦系—二叠系天然气地球化学特征差异和具体地质条件揭示各层系气藏具有不同的聚集特征。

寒武系沧浪铺组直接覆于筇竹寺组烃源岩之上，具有下生上储的近源聚集条件，沧浪铺组天然气可视为源于筇竹寺组烃源岩的代表（图9a）；龙王庙组、洗象池组天然气在δ2HCH4、C2H6含量及δ13C2等气源示踪的关键参数与沧浪铺组相似，同属下生上储式成藏类型，断裂/裂缝是重要的输导通道。震旦系灯影组天然气δ2HCH4、C2H6含量及δ13C2等特征与寒武系天然气具有明显差别，由筇竹寺组烃源岩侧向和震旦系烃源岩垂向的双源供烃成藏（图9b）。

川中隆起带大部分区域缺失龙马溪组烃源岩，但发育高陡直立、花状构造、“Y”形与反“Y”形等多种形式的走滑断裂，这些断裂主要形成于加里东早期和海西晚期，向上消失于梁山组底和龙潭组底[56]，是沟通下伏筇竹寺组烃源岩的重要通道。该区域栖霞组—茅口组部分天然气特征与龙王庙组天然气相似，主要源于筇竹寺组烃源岩；也有部分天然气δ13C略重，与栖霞组—茅口组自身烃源岩的贡献有关，因此，栖霞组—茅口组气藏主要属于下生上储与自生自储的混源成藏类型。靠近龙马溪组尖灭线附近内测的GS19井（图2）栖霞组天然气，表现出明显不同于该区其他天然气的特征，碳同位素值偏轻、天然气组分偏湿，与川东石炭系天然气类似，认为其主要源于龙马溪组烃源岩，属于下生侧储模式[13]。太和气区ZJ2井长兴组、ZJ1井玄武岩组天然气δ2HCH4、C2H6含量及δ13C2等特征均与寒武系天然气较为相似，主要是源于筇竹寺组烃源岩的下生上储成藏模式（图9c）。

图9 川中隆起带震旦系—二叠系油气成藏模式（剖面位置见图1）Fig.9 Hydrocarbon accumulation pattern of the Sinian-Permian in central Sichuan uplift zone (section location is in Fig.1)

4 有利勘探领域及资源潜力

川中隆起带多源、多储、多盖的有利成藏组合奠定了天然气多层系富集成藏的基础，近年来，震旦系、寒武系、二叠系天然气勘探的相继突破揭示了立体勘探的良好前景，尤其在安岳气区探明震旦系—寒武系万亿立方米规模储量后，又证实在太和气区发育多层叠置、横向连片，且储集体规模和质量均优于安岳气区的规模台缘丘滩体及台内颗粒滩。已有研究表明，太和气区灯二段、灯四段的台缘带宽度、厚度及储层储集性能均优于安岳气区[14,27,57]。就台缘带丘滩体而言，安岳气区灯二段、灯四段分布位置基本叠合；太和气区灯二段已识别出的大型独立滩体有10余个，滩体总面积为10144km2，灯四段滩体发育部位向东迁移，滩体面积为4781km2，与灯二段叠加连片分布。此外，沧浪铺组、龙王庙组、洗象池组有利滩相分布面积分别为3800km2、3400km2和2900km2[27]。由于震旦系—寒武系是以古油藏裂解为主的“原位”聚集型气藏，因此，在古油藏范围内储—盖匹配好的区域是下一步勘探的有利区。根据安岳气区已探明灯影组、龙王庙组气藏储量丰度[灯影组为（2～4）×108m3/km2、龙王庙组为（1.6～5.6）×108m3/km2]估算，太和气区震旦系—寒武系天然气资源规模已超过安岳气区，成为继安岳气区之后又一个万亿立方米级大气区。

川中隆起带二叠系天然气主力烃源岩为筇竹寺组烃源岩，因此，输导通道至关重要，靠近通源断裂的高能滩体发育区是下一步有利勘探领域。栖霞组—茅口组发育大面积呈北西向展布的台内滩，尤其茅口组在盐亭—遂宁—广安—南充区域发育台洼边缘滩，滩体分布面积达15000km2[31]，发育溶洞—裂缝型、裂缝型和裂缝—溶洞型3类断溶体[58]，具备有利储集条件。根据栖霞组已发现气藏储量丰度[（0.85～0.91）×108m3/km2]估算，川中隆起带栖霞组—茅口组也是千亿立方米级的有利勘探领域。

川中地区长兴组沉积期发育呈北西走向展布的“两高一凹”（遂宁高带、蓬溪—武胜台凹和广安高带）的古地貌单元[33]，在台凹周缘发育台凹边缘生物礁和生屑滩[34]。近期ZJ1井长兴组获日产气5.2×104m3的勘探突破，早期已有多井在长兴组获工业气流，表明台凹边缘长兴组生物礁、生屑滩是近期有利的勘探领域。

川中隆起带玄武岩组主要为喷溢相火山岩[32]，优质储层主要发育在火山喷溢相火山碎屑熔岩中，其次为溢流相玄武岩[59]，中江—三台地区火山岩分布面积约4000km2，与YT1井所在的简阳地区具有相似的成藏条件[60]，该区ZJ1井玄武岩组获日产气0.34×104m3，有望获得更大的突破。

5 结论

（1）四川盆地川中隆起带震旦系—二叠系天然气是以烃类气体为主的干气，干燥系数大于0.997，主要为原油裂解气。两大因素控制天然气地球化学特征的差异，一是烃源岩贡献比例，相对源于筇竹寺组烃源岩的单源气藏，上震旦统灯影组气藏有成熟度相对较高、古水体盐度相对较低的震旦系烃源岩贡献时，天然气C2H6含量降低、δ13C2变重、δ2HCH4变轻；二叠系气藏有成熟度相对较低、古水体盐度相对较低的志留系烃源岩贡献时，天然气C2H6含量增高、δ13C2变轻、δ2HCH4变轻。二是捕获不同阶段的裂解气，安岳气区捕获的主要是原油晚期裂解气，其δ13C重；太和气区捕获的是原油早期—晚期的裂解气，δ13C轻。

（2）川中隆起带震旦系—二叠系气藏的充注时期主要是三叠纪—白垩纪，具有多期次“准连续”充注的特点。存在多种成藏模式，包括寒武系气藏的单源供烃下生上储模式；灯影组气藏的寒武系烃源岩侧向和震旦系烃源岩垂向双源供烃成藏模式；GS19栖霞组气藏的志留系烃源岩单源供烃的下生上储模式；二叠系栖霞组—茅口组、玄武岩组、长兴组气藏的寒武系主要烃源岩和二叠系次要烃源岩的混源垂向成藏模式。

（3）川中隆起带震旦系—二叠系发育多套烃源岩，多层叠置连片的优质储层紧邻烃源灶或处于古油藏裂解气源灶范围，具备万亿立方米级资源规模，勘探潜力大。在众层系中，灯影组优质储层最为发育，且有研究表明陡山沱组沉积期也存在隆坳相间构造格局，下一步可加大以震旦系尤其是陡山沱组烃源岩为气源的成藏组合研究、勘探力度，有望实现勘探新突破。