唐 涤 张 琦 万茂霞 李红卫 张 敏

(中国石油西南油气田公司勘探开发研究院)

四川盆地上二叠统烃源条件与资源潜力分析

唐 涤 张 琦 万茂霞 李红卫 张 敏

(中国石油西南油气田公司勘探开发研究院)

通过研究四川盆地二叠系碳酸盐岩和暗色泥质烃源岩的地球化学特征，指出二叠系烃源岩中有机质丰富，碳酸盐岩有机质类型以腐泥型(Ⅰ、Ⅱ1)为主，暗色泥质烃源岩以Ⅲ型为主，具较强的生烃能力，是二叠系主要生烃层。目前多处于高成熟－过成熟阶段，以生气为主;通过烃源岩定量评价及资源潜力分析，预测四川盆地上二叠统生物礁气藏天然气的资源潜量为2.0×1012m3。资源量以川东高褶带、南充斜坡带及仪陇—平昌坳陷带等评价区带相对较高;资源丰度以大巴山前南带、大巴山前北带及仪陇—平昌坳陷带等评价区带相对较高，渝东坳褶带、川东高褶带及南充斜坡带次之。勘探的主要区域为仪陇—平昌坳陷带、川东高褶带和大巴山前南带三个区带，目前应主攻仪陇—平昌坳陷带，继续深化川东高褶带和大巴山前南带，开拓南充斜坡带和渝东坳陷带。图7参4

上二叠统 礁滩气藏 烃源条件 生烃强度 资源潜力

四川盆地上二叠统获工业气流的储层主要集中在上二叠统长兴组，说明其油气资源较为丰富，是极具勘探开发潜力的有利层系。天然气地化特征显示，其烃类组分约占天然气的90% ～99%，相对密度大都分布在O．56～O．64之间，干燥系数的对数值Log(Cl/C2+)一般介于1.56～3.98之间，甲烷碳同位素值介于－29.44‰～－32.88‰之间，乙烷碳同位素值介于－22.68‰～－36.12‰之间。可见四川盆地上二叠统长兴组天然气来源复杂，具有多种成因类型，从高熟到过熟、从油型气到煤系气都有分布，各个气藏之间，甚至同构造不同层段之间，都可能存在不同成因类型的天然气。但主要是自源型，也不排除来自下二叠统烃源层的贡献。

1 烃源岩的展布特征

四川盆地二叠系沉积厚度400m～800m，北、东北、西靠近陆源区，厚度减薄至200m左右。由于东吴运动的影响，盆地内上、下二叠统之间以一侵蚀面假整合接触。下二叠统自下而上由梁山组铝土质泥岩、黑色高碳泥质岩夹煤线或泥灰岩、栖霞组深灰－黑色泥晶绿藻灰岩、泥晶虫藻灰岩及泥晶类球粒、藻团粒灰岩和茅口组深灰色生屑绿藻灰岩，黑灰色生屑泥质、泥晶灰岩组成。上二叠统由下向上为龙潭组(向东相变为吴家坪组)玄武岩、泥质岩夹煤、灰岩、砂岩和长兴—大隆组火山碎屑砂泥岩夹煤线、泥岩夹砂岩、灰岩含煤、泥晶生物含泥质灰岩、硅质泥质岩、硅质灰岩组成［1］。

目前上二叠统主产层为长兴组;与长兴组成藏有关的烃源岩包括泥质岩、碳酸盐岩和煤岩三大类。煤岩和暗色泥质烃源岩主要分布在梁山组和龙潭组，属陆源残积相和海陆交互相沉积;碳酸盐岩主要分布在栖霞组、茅口组和长兴组(或吴家坪组)，主要为海相碳酸盐台地相沉积。烃源岩以碳酸盐岩厚度最大，暗色泥质烃源岩次之，煤岩厚度最薄。

1.1 下二叠统烃源岩展布特征

下二叠统烃源岩包括泥质岩和碳酸盐岩两大类。暗色泥质烃源岩主要分布在其底部的梁山组，一般厚度为2m～10m，仅达川—南充、泸州—自贡一带及盆地的东南缘地区暗色泥质岩厚度大于10m(图1)。

下二叠统碳酸盐岩主要分布在栖霞组、茅口组，盆地内源岩累积平均厚度约260m，变化在100m～712m之间，以盆地东部和西南部厚度相对较大，梁向1井最厚达712m(图2)。

1.2 上二叠统烃源岩展布特征

上二叠统长兴组为一套快速沉积的生物灰岩及礁灰岩，源岩厚度变化在0～412m，盆地内平均厚度约100m，以盆地西南部地区最薄，多小于50m。川东地区源岩厚度较大，多大于100m，硐村西最厚达412m(图3)。

图1 四川盆地下二叠统暗色泥质烃源岩等厚图(单位:m)

图2 四川盆地下二叠统碳酸盐烃源岩等厚图(单位:m)

长兴灰岩之下的龙潭组是一套区域性含煤地层。盆地内煤岩厚度变化在0～17.5m。以龙女—重庆—赤水一带煤岩累积厚度最大，女基井最厚达17.5m(图4)。暗色泥质岩厚度多大于20m，最大厚度达130m(图5)。

图3 四川盆地上二叠统碳酸盐烃源岩等厚图(单位:m)

2 烃源岩的地球化学特征

2.1 有机质丰度

图4 四川盆地上二叠统煤层等厚图(单位:m)

图5 四川盆地上二叠统暗色泥质烃源岩等厚图(单位:m)

下二叠统烃源岩包括泥质岩和碳酸盐岩两大类。暗色泥质烃源岩主要分布在其底部的梁山组，以腐植型有机质为主，有机碳含量分布在0.4% ～5.2%之间，高值区主要分布在盆地达川—万县—重庆以及长宁—赤水一带，具有较大的生气潜力。下二叠统碳酸盐岩主要分布在栖霞组、茅口组，有机碳含量分布在0.3% ～3.0%之间，有机碳平均丰度达0.8%，高值区主要分布在盆地北部及自贡—泸州带，是四川盆地最具生烃潜力的碳酸盐烃源层系［2］。

上二叠统长兴组烃源岩为一套快速沉积的生物灰岩，有机碳含量分布在0.2% ～2.7%之间，盆地内有机碳丰度高值区主要分布在资阳、仁寿等地区及盆地东北缘，具备较好的生烃能力。上二叠统龙潭组是一套区域性含煤地层，盆地内有机碳含量多分布在0.5%～8%，高值区主要分布在川西的绵竹、川中的龙女寺、川东的梁平—垫江一带及盆地北缘和盆地西南缘，具备较好的生烃能力，是四川盆地的主要烃源层之一。

二叠系煤岩主要分布在梁山组和龙潭组，资料显示煤的有机质含量一般都大于35%，最高达85%以上。其有机质丰度是其它烃源岩的近10倍，表明煤是二叠系有效烃源岩的重要组成部分，对上二叠统油气藏的形成有重要贡献。

2.2 有机质类型

从干酪根元素分析资料来看，四川盆地二叠系有机质的H/C原子比基本变化范围分别是:上二叠统0.245～0.486，下二叠统0.222～0.467。O/C原子比从0.0 2～0.27之间。从元素分析资料可以看出，二叠系干酪根的H/C原子比普遍较低，O/C原子比从低到高都有分布;在干酪根类型图上(图6)，部分样品资料点落入Ⅲ型干酪根范围内，部分落入I型干酪根范围内，展示了二叠系干酪根类型变化较大，是二叠系沉积环境在客观上的反映。

根据二叠系干酪根碳同位素的实测资料统计，δ13C主要分布在－23‰～－30‰之间，反映出二叠系有机质以Ⅲ型、Ⅱ2型，Ⅱ1型以及Ⅰ型同时存在:煤为Ⅲ型有机质;泥岩以Ⅱ2型为主，同时存在Ⅱ1型;碳酸盐岩干酪根δ13C不乏小于－30‰，表现Ⅰ、Ⅱ1型为主的特征。这与干酪根显微镜下鉴定和干酪根元素组成划分类型的结论是一致的。

图6 四川盆地烃源岩有机质类型图

2.3 有机质的成熟度

四川盆地二叠系的有机质成熟度较高，干酪根的颜色为深棕－褐黑色，镜质组反射率Ro值多在1.5%～4.1%之间，除盆地周缘局部地区成熟度相对较低外，盆地内多处于高成熟－过成熟阶段，以生气为主。下二叠统干酪根的颜色为深棕－褐黑色，烃源岩的RO值多达2.0%以上，多处于高成熟－过成熟阶段，其中以蜀南地区、盆地东北缘及西北缘成熟度相对较低，川西—川北凹陷带成熟度较高。上二叠统干酪根的颜色为深棕－褐黑色，目前烃源岩的Ro值多达1.8%以上，高者达4.1%。除盆地周缘局部地区成熟度相对较低外，盆地内多处于高成熟－过成熟阶段，以生气为主。

3 烃源岩定量评价与资源潜力分析

3.1 生烃量计算结果

用有机碳热模拟参数法，以四川盆地与二叠系气藏成藏有关的各烃源岩的厚度、丰度和成熟度参数为基础，对盆地内各相关层系的生烃强度和生烃量进行了计算。盆地内与上二叠统气藏成藏有关的两套烃源岩的总生气量为734.45×1012m3。就单个烃源层而论，以上二叠统生气量相对较大，下二叠统次之。盆地十五个区带生气量计算结果，以川东高褶带、南充斜坡带、威远—龙女寺隆起带等区带的总生气量相对较高。

3.2 生烃强度及其展布特征

生烃强度是指有效烃源岩分布范围内单位面积的生烃量。不仅反映了该烃源岩有机质丰度的高低，母质类型的优劣，同时也反映了源岩中有机质向油气转化的条件及生烃潜力。因此，生烃强度是衡量一个沉积盆地含油气性的综合指标。

根据各烃源层的生烃强度定量研究结果，各套烃源岩的平均生气强度分别为:下二叠统19.07×108m3/km2、上二叠统 20.08 ×108m3/km2，可见上二叠统平均生气强度较高。下二叠统平均生气强度相对较低。

下二叠统强生气区主要分布在渝东坳褶带，泸州低褶带、川西坳陷北带、大巴山前北带、米仓山前带以及仪陇—平昌坳陷带;上二叠统的强生烃区主要分布在大巴山前南带，渝东坳褶带，南充斜坡带，威远—隆女寺隆起带以及川西坳陷中带。表明以上区带气藏的气源条件较好［3］。

3.3 上二叠统资源潜力分析

在烃源岩定量评价的基础上，根据四川盆地的地质条件，结合前人对四川盆地二级区带的划分研究，借助国内外现有运聚系数的研究结果，预测四川盆地上二叠统生物礁气藏天然气的资源潜量为2.00×1012m3。资源量以川东高褶带、南充斜坡带及仪陇—平昌坳陷带等评价区带相对较高;资源丰度以大巴山前南带、大巴山前北带及仪陇—平昌坳陷带等评价区带相对较高，渝东坳褶带、川东高褶带及南充斜坡带次之(图7)，表明大巴山前南带、大巴山前北带及仪陇—平昌坳陷带是四川盆地上二叠统最有利的勘探区带［4］。

图7 四川盆地二叠系烃源岩总生气强度等值线分布图

5 结论

四川盆地二叠系发育碳酸盐岩烃源岩和暗色泥质烃源岩，其有机质丰度较高，碳酸盐岩有机质类型以腐泥型(Ⅰ、Ⅱ1)为主，暗色泥质烃源岩以Ⅲ型为主，具较强的生烃能力，是二叠系主要生烃层。目前多处于高成熟－过成熟阶段，以生气为主。

烃源岩定量评价及资源潜力研究结果表明，四川盆地上二叠统生物礁气藏的油气资源较为丰富，勘探的主要战场应该放在仪陇—平昌坳陷带、川东高褶带和大巴山前南带这三个区带中，主攻仪陇—平昌坳陷带，继续深化川东高褶带和大巴山前南带，大力开拓南充斜坡带和渝东坳陷带。

1 Magoon L.B.and Dow，W.G.著，张刚译.含油气系统—从烃原岩到圈闭［M］.北京:石油工业出版社，1998.

2 陈盛吉，谢邦华，万茂霞，等.川北地区礁、滩气藏的烃源条件与资源潜力分析［J］.天然气勘探与开发，2007，30(4):1－9.

3 王世谦，陈更生，黄先平.四川盆地油气资源潜力及重点勘探领域［J］.石油学报，增刊2005年，26:97－101.

4 王允诚.油气储存评价［M］.北京:石油工业出版社，1999.

SOURCE ROCK AND RESOURCE POTENTIALOF UPPER PERMIAN IN SICHUAN BASIN

TANG Di，ZHANG Qi，WAN Maoxia，LI Hongwei and ZHANG Min(Research Institute of Exploration and Development，PetroChina Southwest Oil and Gasfield Company)．

In this study，a research on the geochemical behavior of Permian carbonate rock and dark argillaceous source rock in Sichuan Basin is implemented．Results show that:(1)there is abundant organic matter in Permian source rock－for carbonate rock，the organic－matter types are mainly of sapropelic(type I and type II)，and type III mainly for dark argillaceous source rock;(2)with a stronger hydrocarbon－generating ability，dark argillaceous source rock is the key hydrocarbon－generating stratum in Permian;(3)Permian source rock is almost in a stage from high to over mature，with dominantly producing gas;(4)it is predicted from a quantitative evaluation on source rock and analysis on resource potential that there is 2．00 ×1012m3for Upper Permian bioreef gas reservoirs in Sichuan Basin;(5)the main Upper Permian resources are distributed in east Sichuan highly steep belt，Nanchong slope belt and Yilong－Pingchang depression belt;and(6)some evaluation belts with a high resource abundance include south Dabashan foothill belt，Yilong － Pingchang depression belt and north Dabashan foothill belt，second for east Chongqing depression belt，east Sichuan highly steep belt and Nanchong slope belt．So，the main exploration domains should be in Yilong － Pingchang depression belt，east Sichuan highly steep belt and south Dabashan foothill belt．And at present，Yilong － Pingchang depression belt should be the first one，second for east Sichuan highly steep belt and south Dabashan foothill belt，and third for Nanchong slope belt and east Chongqing depression belt．

Upper Permian，bioreef－shoal gas reservoir，source－rock condition，hydrocarbon－generating intensity，resource potential

唐涤，女，1968年出生，工程师;1991年毕业于兰州大学化学专业，从事石油地化分析研究工作。地址:(610051)成都市府青路一段一号中国石油西南油气田公司勘探开发研究院分析实验中心。电话:(028)86015052。E－mail:tangd@petrochina.com.cn

NATURALGAS EXPLORATION＆DEVELOPMENT．v．34，no．3 ，pp．1 －3，7/25/2011

(修改回稿日期 2011－03－01 编辑 王晓清)