董 军，王 鹏，袁东山，任青松，王顺玉，李 斌

(1.成都理工大学 能源学院，成都 610059； 2.中国石化 西南油气分公司 勘探开发研究院，成都 610041； 3.西南石油大学 地球科学与技术学院，成都 610500)

四川盆地梓潼凹陷烃源岩与天然气地球化学特征

董 军1,2，王 鹏1，袁东山2，任青松2，王顺玉3，李 斌3

(1.成都理工大学 能源学院，成都 610059； 2.中国石化 西南油气分公司 勘探开发研究院，成都 610041； 3.西南石油大学 地球科学与技术学院，成都 610500)

通过对四川盆地梓潼凹陷烃源岩发育特征及天然气地球化学特征的研究，探讨了该区天然气基本特征及成因类型。研究区烃源岩主要发育于须家河组一段、三段与五段，其中须家河组三段烃源岩厚度最大。烃源岩TOC含量普遍大于1.0%，有机质类型主要为腐殖型，有机质成熟度以成熟、高成熟为主，并已进入大量生烃阶段，生烃强度大于30×108m3/km2，良好的烃源岩条件是研究区天然气聚集成藏的物质基础。研究区干气与湿气同时存在，九龙山、剑门、魏城、白龙场等地区主要为干气，而中坝、老关庙等地区主要为湿气，文兴场、柘坝场、丰谷、绵阳等地区干气与湿气均存在。研究区天然气主要为热成因煤型气，来自该区须家河组烃源岩，仅九龙山地区为油型气，主要来自下伏海相烃源岩。

烃源岩；地球化学特征；天然气成因；须家河组；梓潼凹陷；四川盆地

烃源岩是油气藏及油气田能否形成的决定因素。勘探实践证实烃源岩的分布、有机质丰度、类型及成熟度等因素，共同决定了含油气盆地的生烃潜力及油气资源量，有机质丰度高、类型好、生烃潜力大的优质烃源岩对大中型油气田的形成具有重大作用，其规模及时空展布控制着油气田的大小及分布[1]。川西坳陷是四川盆地的一个富烃坳陷，该区上三叠统地质条件复杂，勘探难度极大，区域性烃源岩评价是实现该区油气勘探突破的前提[2-3]。梓潼凹陷作为川西坳陷的次级构造单元，油气地质研究相对薄弱[4-6]，烃源岩及天然气地球化学特征研究较少，仅有少量文献对研究区局部构造天然气地球化学特征研究进行了报道[7]，缺乏对该区天然气地球化学特征的系统认识，影响到该区油气资源量评价与勘探部署。因此，系统开展研究区烃源岩与天然气地球化学特征研究极为必要。

1 地质背景

梓潼凹陷位于川西坳陷北部，西接龙门山前缘隐伏构造带北段，北至米仓山前缘，东接川中三台—盐亭，属于川西北坳陷低缓构造带。广义的梓潼凹陷可进一步划分为中央凹陷区、西部陡坡区和东部缓坡区，包括白龙场、思依场、柘坝场、文兴场、老关庙、魏城、丰谷镇、黎雅庙、中坝、双鱼石等多个局部构造，除双鱼石构造外，均为含气构造(图1)。研究区主要发育古生代和中生代地层，油气主要富集在上三叠统与侏罗系陆相地层中。其中上三叠统为三角洲与湖泊相交替沉积，自下而上依次为须家河组须一段(马鞍塘+小塘子组)、须二段、须三段、须四段、须五段，其中须一段、须三段、须五段是该区主要的烃源岩发育层段，须二段至须五段都有产层发育。侏罗系主要为三角洲—滨浅湖沉积，自下而上发育下侏罗统白田坝组(自流井组)，中侏罗统千佛崖组(凉高山组)、下沙溪庙组、上沙溪庙组，上侏罗统遂宁组、蓬莱镇组，其中自流井组大安寨段、东岳庙段、珍珠冲段及沙溪庙组等层位已获产层。

2 烃源岩特征

2.1 烃源岩发育特征

钻探成果显示，梓潼凹陷陆相烃源岩主要发育于上三叠统须家河组，自下而上主要发育了须一段、须三段、须五段3套烃源岩(图2)。

须一段烃源岩在研究区均有发育，但厚度差异较大，以广元—德阳一线为界可以大致分为两类。广元—德阳一线以西烃源岩厚度大于40 m，并且向西北方向递增，以江油—绵竹一带最大，烃源岩厚度普遍大于200 m，最大可达300 m。广元—德阳一线以东烃源岩厚度普遍小于40 m。总体上研究区须一段烃源岩由北西向南东减薄(图2a)。

须三段烃源岩明显较须一段发育，烃源岩厚度以大于200 m为主，仅剑阁以北、三台以东的局部地区厚度小于100 m。烃源岩以研究区西南部的绵竹、德阳、绵阳等地区最发育，最大厚度超过600 m。总体上研究区须三段烃源岩由南西向北东变薄(图2b)。

研究区须五段烃源岩发育特征明显有别于须三段与须一段，其分布范围明显较须三段与须一段小，研究区西北部的江油—广元一线区域处于剥蚀区，不发育烃源岩。须五段烃源岩厚度明显小于须三段，但总体上大于须一段。须五段烃源岩厚度小于300 m，相对而言什邡—德阳—三台一线烃源岩厚度最大，普遍大于200 m，其次为绵竹—绵阳一带，烃源岩厚度在100～200 m之间。总体上，研究区须五段烃源岩由南向北变薄(图2c)。

图1 四川盆地梓潼凹陷勘探程度及地理位置示意

图2 四川盆地梓潼凹陷须家河组烃源岩发育特征

综上所述，四川盆地梓潼凹陷须家河组烃源岩分布范围广，烃源岩厚度相对较大。其中须三段烃源岩厚度最大，其次为须五段，须一段烃源岩厚度最小。须家河组各段烃源岩平面分布特征、主要发育区等都存在较大的差异。

图3 四川盆地梓潼凹陷须家河组烃源岩有机碳含量特征

2.2 有机质丰度

对梓潼凹陷须一段、须三段、须五段436件泥页岩样品进行了TOC分析，结果表明须家河组烃源岩TOC主要分布在0.11%～10.2%之间，平均值为1.95%。从样品TOC分布特征来看(图3)，须家河组泥页岩TOC基本上都在0.4%以上，只有极少部分样品低于0.4%(约占样品总数的7.88%)。须家河组泥页岩中TOC分布在0.4%～0.6%的样品比例为19.94%，分布在0.6%～1.0%的样品比例为48.6%，分布在1.0%～2.0%的样品比例为14.98%，TOC大于2.0%的样品比例为8.6%。根据陆相烃源岩有机质丰度评价标准(SY/T 5735-1995)，研究区须家河组烃源岩以中等—好烃源岩为主，烃源岩有机质丰度高。

2.3 有机质类型

高等植物形成的干酪根(Ⅲ型)，一般含有较多的镜质体组分，镜下具有一定的几何形态，棱角分明；由动物、藻类及其他低等动物形成的干酪根(Ⅰ型)，腐泥组分含量高，扫描电镜下多呈边界不清的松软絮片状集合体；介于两者之间的为混合型(Ⅱ型)干酪根，在电镜下一般呈多种形态混杂，既有无定型颗粒，又有棱角状颗粒并存，若无定型颗粒居多者为Ⅱ1型，棱角状居多者为Ⅱ2型。研究区样品扫描电镜分析表明，普遍在干酪根中发现絮片状、絮粒状、粒絮状集合体，个别样品存在无定形干酪根集合体，显示研究区烃源岩中发育有较好生烃潜力的显微组分(图4)。

梓潼凹陷须家河组显微组分以腐泥组(含量为0%～58%)和镜质组(含量为14%～65%)为主，惰质组含量为7%～34%，相对而言须一段较须三段和须五段更富腐泥组，而贫镜质组。研究区须家河组烃源岩干酪根显微组分TI值分布在-73.75～22之间，其中须三段与须五段TI值小于0，主要为Ⅲ型干酪根，须一段TI值分布在14.25～22之间，主要为Ⅱ2型干酪根。显然研究区烃源岩有机质类型为腐殖型(表1)。

图4 四川盆地梓潼凹陷须家河组烃源岩干酪根集合体形态

表1 四川盆地梓潼凹陷须家河组干酪根显微组分

2.4 有机质成熟度

基于研究区不同烃源岩层段35个样品的全岩反射率测试结果分析，研究区烃源岩成熟度跨度较大。须五段烃源岩Ro主要分布在0.7%～1.5%之间，烃源岩主要处于成熟与高成熟阶段；须三段烃源岩Ro主要分布在1.0%～1.8%之间，烃源岩主要处于成熟与高成熟阶段；须一段烃源岩Ro主要分布在1.4%～2.4%之间，烃源岩主要处于高成熟与过成熟阶段(图5)。从研究区须家河组各段烃源岩成熟度特征来看，各段烃源岩均已进入生烃门限，且多数已达到大量生气的阶段，对研究区天然气富集成藏较为有利。

2.5 生烃强度

烃源岩生烃强度是定量评价烃源岩的重要参数和指标。在川西坳陷产烃率研究成果的基础上(图6)，结合研究区烃源岩分布及地化特征，模拟计算研究区不同层段烃源岩的生烃强度。须一段生烃强度为(2.0～50)×108m3/km2，平均生烃强度30×108m3/km2，强生烃区主要分布在江油—安县—绵阳地区，最大生烃强度达50×108m3/km2；北部广元—旺苍一带生烃强度较低，生烃强度小于10×108m3/km2。须三段生烃强度为(10～49)×108m3/km2，平均生烃强度约为26×108m3/km2，以绵阳—安县生烃强度最大，达到30×108m3/km2以上，向北、向东减小。须五段生烃强度为(1～80)×108m3/km2，平均生烃强度45×108m3/km2，强生烃区分布在绵阳—安县以南一带，最大生烃强度为80×108m3/km2，往南部生烃强度明显增高。

图5 四川盆地梓潼凹陷须家河组烃源岩成熟度演化阶段

图6 四川盆地川西探区烃源岩产烃率图版(2013)

对研究区须家河组烃源岩的总生烃强度进行了计算，结果表明烃源岩的生烃强度多大于30×108m3/km2，在江油—安县以南一带生烃强度最大，达到100×108m3/km2以上，存在明显的生烃中心，是上三叠统最有利的富源区，具有形成大中型气田的烃源条件(图7)。从研究区已发现气田来看，中坝、新场等气田均位于生烃中心及其周围，显然研究区的烃源岩对气藏的发育具有明显的控制作用。

3 天然气成因分析

对梓潼凹陷九龙山、剑门、文兴场、老关庙、柘坝场、白龙场、魏城镇、丰谷、绵阳、中坝等地区27件须家河组天然气样品进行了分析。

3.1 天然气基本特征

梓潼凹陷须家河组天然气以烷烃气为主，甲烷含量占绝对优势(普遍大于90%)，其次为重烃(含量小于10%)(图8)。非烃气主要为二氧化碳与氮气，二氧化碳含量小于2.5%，氮气含量小于1%。从天然气组分特征来看，研究区天然气同时存在干气与湿气，不同地区存在较大差异：九龙山、剑门、魏城、白龙场等地区天然气主要为干气，而中坝、老关庙等地区天然气主要为湿气，文兴场、拓坝场、丰谷等地区既存在干气又存在湿气。

图7 四川盆地梓潼凹陷须家河组生烃强度

图8 四川盆地梓潼凹陷天然气C1与C2+含量关系

3.2 天然气成因类型

不同成因天然气组分与碳同位素之间存在明显的差异[8-10]。从梓潼凹陷须家河组天然气组分与碳同位素分布关系来看(图9)，研究区天然气为热成因气。同时从图9中可以看出，研究区天然气相对靠近Ⅲ型干酪根热成因气。因此研究区天然气可能主要为来自腐殖型干酪根的煤型气。

天然气主要烷烃气中，乙烷对源岩碳同位素具有较好的继承性，这使得其成为了天然气成因类型划分的常用指标[11-19]。虽然各研究者对乙烷碳同位素判别油型气与煤型气的界限值(主要为-28‰或-29‰)存在不同认识，但不同的界限值差异均较小。以-29‰作为乙烷碳同位素判别天然气成因类型的界限值较为常用[11-12,15]，且实验模拟也证实了该界限值的可靠性[13]，因此本文采用该划分标准(δ13C2>-29‰为煤型气，δ13C2<-29‰为油型气)来对研究区天然气成因类型进行分析。从梓潼凹陷不同地区天然气烷烃气碳同位素特征来看(图10)，研究区天然气以煤型气为主，仅九龙山地区为油型气。根据四川盆地烃源岩发育特征，上三叠统之下主要发育海相烃源岩，有机质类型多以腐泥型为主。显然上三叠统之下的海相腐泥型烃源岩不应该是研究区以煤型气为主的天然气的主要来源。烃源岩特征研究也证实研究区须家河组烃源岩有机质丰度高，有机质类型主要为腐殖型，烃源岩成熟度高，生烃强度大，烃源岩可以大量生成煤型气。由此认为，梓潼凹陷天然气主要来自上三叠统烃源岩。对于少量的油型气，则可能主要来自上三叠统之下的海相腐泥型烃源岩。

图9 四川盆地梓潼凹陷天然气成因分类图版据Whiticar M J，1999。

图10 四川盆地梓潼凹陷天然气δ13C1与δ13C2关系

图11 四川盆地九龙山背斜断裂发育特征

从研究区上三叠统烃源岩生烃强度也可以看出，九龙山地区烃源岩生烃强度较低，而该区油气资源丰富，该区上三叠统烃源岩可能难以满足该区油气成藏，显然该区油气还有其他来源。对九龙山地区断裂发育特征研究发现该区断层发育(图11)，向上断至上三叠统，向下断达中、下三叠统，最深可达寒武系地层。上三叠统之下的海相地层，烃源岩有机质类型以腐泥型为主，在断裂的沟通下，下伏腐泥型烃源岩生成的油型气较容易进入上三叠统须家河组储集层富集成藏。故而使得该区须家河组气藏天然气表现为油型气的特征。

4 结论

(1)梓潼凹陷上三叠统烃源岩较为发育，有机质丰度高，有机质类型为腐殖型，有机质成熟度高，烃源岩品质较好，生烃潜力大，烃源岩生烃强度多大于30×108m3/km2，在绵阳—江油—安县以南一带生烃强度最大，良好的烃源岩条件为研究区天然气聚集成藏提供了良好的物质基础。

(2)梓潼凹陷天然气以烷烃气为主，甲烷占绝对优势，非烃气含量较低。九龙山、剑门、魏城、白龙场等地区天然气主要为干气，而中坝、老关庙等地区天然气主要为湿气，文兴场、拓坝场、丰谷等地区既存在干气又存在湿气。

(3)梓潼凹陷天然气主要为热成因煤型气，来自该区须家河组烃源岩。九龙山地区主要为油型气，主要来自下伏海相烃源岩。

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(编辑 徐文明)

Geochemical characteristics of source rocks and natural gas in Zitong Sag, Sichuan Basin

Dong Jun1,2, Wang Peng1,Yuan Dongshan2, Ren Qingsong2,Wang Shunyu3, Li Bin3

(1.CollegeofEnergyResources,ChengduUniversityofTechnology,Chengdu,Sichuan610059,China;2.Exploration&DevelopmentInstituteofSINOPECSouthwestOil&GasCompany,Chengdu,Sichuan610041,China;3.SchoolofGeoscienceandTechnology,SouthwestPetroleumUniversity,Chengdu,Sichuan610500,China)

The characteristics and genetic types of natural gas in the Zitong Sag of the Sichuan Basin have been studied according to the development and geochemical features of source rocks. The hydrocarbon source rocks in the study area mainly located in the first, third and fifth members of the Xujiahe Formation, among which the third member is the thickest. The TOC content of the source rocks is generally greater than 1.0%. Organic matter is of humic type, usually mature or highly mature. A large amount of hydrocarbon has been generated, and the generation intensity is greater than 3×109m3/km2. Favorable source rock conditions enhance the accumulation of natural gas in the study area. Both dry gas and wet gas have been found. In the Jiulongshan, Jianmen, Weicheng and Bailongchang areas, dry gas is dominant. In the Zhongba and Laoguanmiao areas, wet gas is common. In the Wenxingchang, Zhebachang, Fenggu and Mianyang areas, both dry gas and wet gas exist. The natural gas in the study area is mainly thermogenic coal gas originating from the Xujiahe Formation. Oil type gas exists only in the Jiulongshan area, and is sourced from the underlying marine source rocks.

source rock; geochemical characteristics; gas generation controls; Xujiahe Formation; Zitong Sag; Sichuan Basin

1001-6112(2015)03-0367-07

10.11781/sysydz201503367

2014-08-05；

2015-04-01。

董军(1974—)，男，博士研究生，高级工程师，从事石油、天然气地质综合研究。E-mail:cnscdj@sina.com。

国家科技重大专项课题(2011ZX05002-004-001)资助。

TE122.1+13

A