朱扬明，孙林婷，郝　芳，邹华耀，郭彤楼

[1.浙江大学 地球科学学院，浙江 杭州 310027；　2.中国地质大学(武汉) 资源学院，湖北 武汉 430074；3. 中国石油大学(北京) 地球科学学院，北京 102249；　4. 中国石化 勘探分公司，四川 成都 610000]



川东北飞仙关组-长兴组天然气几个地球化学问题探讨

朱扬明1，孙林婷1，郝芳2，邹华耀3，郭彤楼4

[1.浙江大学 地球科学学院，浙江 杭州 310027；2.中国地质大学(武汉) 资源学院，湖北 武汉 430074；3. 中国石油大学(北京) 地球科学学院，北京 102249；4. 中国石化 勘探分公司，四川 成都 610000]

基于川东北地区大普光、元坝和通南巴构造带百余个飞仙关组-长兴组天然气样品的分子和碳同位素组成数据，结合烃源岩和储集岩分析资料，就原油裂解气与烃源岩裂解气的区分、烷烃气碳同位素的反序分布和CO2与H2S的成因关系等问题进行了探讨。研究结果表明，大普光、元坝区块富含固体沥青的孔洞型气藏的原油裂解气中，丙烷相对较多，以较低的ln(C2/C3)值(<3.0)为识别标志。而通南巴等区块裂缝型气藏的烃源岩裂解气(可溶沥青和干酪根的高温裂解气)，具有ln(C1/C2)和ln(C2/C3)同步升高的组成特征，以较高的ln(C2/C3)值(>3.0)与典型的古油藏原油裂解气相区别。各构造带的飞仙关组-长兴组烷烃气存在碳同位素反序分布，可能有多种原因。其中，通南巴构造带河坝场气田飞仙关组烷烃气中的该现象，是由于龙潭组过成熟干气混入志留系气源气所致。飞仙关组-长兴组发生过TSR(硫酸盐热化学还原反应)作用的天然气中，多呈高CO2、低H2S和低CO2、高H2S两种分布模式，两种非烃气的相对含量受气藏流体-岩石相互作用体系的控制。在高含H2S的气藏中，CO2主要来源于烃类的氧化，并经流体-岩石交换作用，其δ13C值相对较负；而在CO2异常丰富的天然气中，CO2主要由碳酸盐岩的化学分解而来，δ13C较重。

碳同位素反序分布；二氧化碳；原油裂解气；烃源岩裂解气；天然气；川东北地区

川东北地区下三叠统飞仙关组(T1f)-上二叠统长兴组(P2c)有丰富的天然气资源，现探明储量占盆地天然气总探明储量的35%[1]。近几年，在该地区大普光和元坝及通南巴等构造带相继发现了千亿方级的特大型气藏[2]。这些构造带天然气的化学组成变化较大，烷烃气含量高者近100%，低者只有25%左右，均以甲烷为主，干燥系数都在0.98以上。在非烃气中，H2S含量普遍较高，大多高于5%，少数可达60%上下，也有部分气样在0.1%之下。CO2含量有相应变化，主要在0.1%～39%。这些天然气的碳同位素组成同样有明显差异，13C1和13C2值分别主要变化在-28‰～-32‰和-25‰～-35‰，存在13C1>13C2的反序(倒转)分布，意味着其气源的多源性和成因的复杂性。目前，它们的气源被认为主要来自二叠系烃源岩[3-4]，可能还有志留系贡献[1]。在成因上既有古油藏原油裂解气，也有烃源岩裂解气[3-5]，并在一些气藏中发生过TSR(硫酸盐热化学还原反应)作用[6-9]。本文在系统剖析大普光、元坝和通南巴区块大量飞仙关组-长兴组天然气样品分析资料的基础上，重点探讨以下几个地球化学问题：①原油裂解气和烃源岩裂解气组成有何差异性，两者如何区分；②烷烃气碳同位素的反序分布是何种因素所致；③CO2与H2S在成因上存在什么样的相关性。

1　地质、地球化学背景

川东北地区位于扬子板块的北缘，北邻米仓山-大巴山前陆冲断带，东连川东高陡构造带，西为龙门山前陆盆地(图1)。该地区是目前四川盆地最重要的天然气勘探区域，近年来相继发现了普光、元坝和龙岗等大气田。区域内沉积演化经历了以海相碳酸盐岩为主的台地沉积阶段和以陆相碎屑岩为主的盆地沉积阶段，发育有从震旦系至第四系厚逾万米的沉积地层，其中震旦系—中三叠统主要为海相沉积(图2)。所研究的大普光构造带地处上扬子地台东北部的川东高陡背斜带，包括普光、毛坝、大湾、老君和双庙场等一批含油气构造。其气藏主要发现于下三叠统飞仙关组和上二叠统长兴组鲕粒白云岩层内。元坝构造带位于九龙山构造南翼、通南巴背斜西南侧，属于川中低缓构造带的一部分，目前已被勘探实践证实为川东北地区继普光大气田之后的又一大型天然气富集带。该区块飞仙关组以鲕粒灰岩为主，长兴组主要为生屑白云岩和结晶白云岩。通南巴构造带地处米仓山-大巴山前陆冲断带前缘，主要包括河坝场、马路背和黑池梁3个构造，其中河坝场主要的含气层为下三叠统嘉陵江组(T1j)砂屑白云岩与飞仙关组鲕粒灰岩。

川东北地区目前钻揭的海相烃源层主要为上二叠统龙潭组(P2l)和下二叠统。区内龙潭组主要为海湾潟湖相地层，厚度多在50～150 m，岩性包括泥灰岩、灰质泥岩、泥岩和碳质泥岩。其TOC(有机碳含量)值多在0.5%～10.0%，平均值为2.9%，有机质类型以Ⅱ型为主，Ro(镜质体反射率)值多数在2%～3%，有机质基本都达到过成熟演化阶段。下二叠统包括梁山组(泥页岩)、栖霞组和茅口组(两者为碳酸盐岩)3个源岩层段，以碳酸盐岩为主，厚150～500 m(平均200 m)，泥质岩厚度较薄(平均6 m)。其暗色泥晶灰岩样品的TOC值分布在0.15%～2.57%，平均值为0.77%，成烃母质类型以Ⅱ型为主，Ro值在1.8%～3.2%。

2　原油裂解气和烃源岩裂解气组成特征与区分标志

热成因气在形成途径上分为两种类型：干酪根的初次裂解气和原油(或烃源岩中可溶沥青)的二次裂解气。Prinzhofer 等[10]依据Behar 等[11]的干酪根热模拟实验数据，发现用ln(C1/C2)和ln(C2/C3)值可区分这两类天然气。在国内外的一些实际气藏中确实存在这两种类型的天然气[10,12]。实际上，天然的干酪根初次裂解气和原油二次裂解气的气藏需在特定条件下才可能形成，前者只可能是烃源岩在生油窗阶段所生的原油伴生气，后者多为古油藏原地的原油裂解气。对于川东北这样的高热演化地区而言，几乎不可能存在单纯的干酪根初次裂解气的气藏，因各套海、陆相烃源岩都基本上达到高成熟及以上演化阶段了。在这些烃源岩中残余的可溶沥青已不同程度地裂解成气，与干酪根的裂解气相混合，经运移后一并成藏。因而，在研究区只有烃源岩裂解气(干酪根的裂解气+可溶沥青的裂解气)与原油裂解气之分。

图1　四川盆地东北部相关含气构造带分布略图Fig.1　Sketch map showing distribution of gas-bearing structures studied in northeastern Sichuan Basin

图2　四川盆地东北部地层综合柱状图Fig.2　Stratigraphy column of northeastern Sichuan Basin

2.1组成特征与区分标志

原油裂解气与烃源岩裂解气的鉴别需以实际的石油地质背景为基础。经大量相关研究注意到，大普光(普光、大湾、老君构造及毛坝构造东段)和元坝构造带的飞仙关组、长兴组为孔洞型气藏，其储岩孔洞内普遍见有大量的固体沥青充填物，属焦沥青类[13]。这表明这类气藏在地史上曾是古油藏，现今气藏的天然气是原油在高温条件下的裂解产物。而通南巴和大普光区块的东岳寨、清溪场、双庙场及毛坝1、毛坝2井区的裂缝型气藏中，未见有明显的储层沥青，无疑其天然气并非源于古油藏原油的裂解，而直接来自气源岩有机质的热演化，主要为烃源岩裂解气。之所以这些地区没有发育古油藏，缺乏原油裂解气，是因为在早侏罗世的二叠系烃源岩生油高峰期，这些地区的构造及断裂尚未形成，因而没有大规模的原油聚集。直到晚侏罗世末的中-晚燕山期，随米仓山、大巴山的强烈挤压推覆，开始形成了背斜构造和断裂，在飞仙关组-长兴组发育了裂缝型储层并沟通了下部的二叠系烃源岩，接受了其后期天然气的注入而聚集成气藏。

这两类不同孔隙类型的飞仙关组、长兴组气藏中天然气组成存在明显差别。如图3所示，孔洞型气藏的原油裂解气中，乙烷相对较少，在C1—C3相对含量中多在0.03%～0.20%，丙烷较多，大多在0.01%～0.14%，两者与甲烷在相对含量半对数分布图上呈折线状。而裂缝型气藏的烃源岩裂解气中，乙烷相对较多(0.09%～1.50%)，丙烷较少(0.002%～0.036%)，C1,C2,C3三化合物呈近直线型分布。相应地，原油裂解气中ln(C1/C2)值较高，大都在6～8(图4)，而其ln(C2/C3)值较低，大多在3.0之下。相反，烃源岩裂解气中ln(C1/C2)值相对较低，多在3.5～7.0，而ln(C2/C3)值较高，大多在3.0以上，与原油裂解气形成区别。

另外，这些原油裂解气与烃源岩裂解气在甲烷和乙烷碳同位素组成上也有一定的差别。原油裂解气的13C1值(-27.8‰～-34.2‰)稍小于烃源岩裂解气(-27.0‰～-33.2‰)，反映出两者原始烃源碳同位素组成的差异。但原油裂解气的13C2(-21.0‰～-32.0‰)却明显重于烃源岩裂解气(-24.5‰～-36.0‰)，可能与TSR作用有关。因为原油裂解气富含H2S，含量在1.1%～62.2%，平均值11.2%。

2.2演化机制

从图3可观察到，孔洞型气藏的原油裂解气中之所以ln(C2/C3)值较低，是因其乙烷较少而丙烷相对较多所致。这样的组成特征可能与原油在油藏中的裂解机制有关。不同于烃源岩中有机质的裂解，储层中的原油由于矿物表面存在水润湿作用而与之接触不密切，且没有干酪根，因而缺乏这些物质的催化作用[14-16]，可能导致丙烷等碳链较短的烃类不易断裂。在相关模拟实验结果中[17]，相同成熟度时原油裂解气的ln(C2/C3)值也明显低于相应干酪根的裂解气，在实验上佐证了其机理。要指出的是，原油裂解气中乙烷较少[高ln(C1/C2)值]并非是其快速裂解的缘故，而可能是因TSR作用所造成，因在TSR反应过程中C2+烃类气体比甲烷更易与硫酸盐发生反应[18]。这些孔洞型气藏中的H2S普遍较丰富，发生过较强的TSR作用。但这种作用对乙烷与丙烷之间的相对含量[ln(C2/C3)值]没有明显的影响。

这些孔洞型气藏的原油裂解气中，相对含量ln(C2/C3)值也存在较大变化，低者只有0.2，高者大于3.0，而ln(C1/C2)比值变化不大，符合Prinzhofer 等[10]提出的原油裂解气分布特点。要说明的是，部分ln(C2/C3)值较高的天然气可能是烃源岩裂解气的不同程度混入所致。

另一方面，裂缝型气藏烃源岩裂解气呈ln(C1/C2)值和ln(C2/C3)值均较高的组成特征，是烃源岩在高-过成熟阶段的干酪根裂解气与残余可溶沥青裂解气混合的结果。为了论证这个认识，笔者将元坝地区中侏罗统千佛崖组(J2q)、下侏罗统自流井组(J1z)和上三叠统须家河组(T3x)天然气的数据点也列在图4中。该地区自流井组和须家河组烃源岩的有机质类型以Ⅲ型为主，千佛崖组主要为Ⅱ2型。这3套陆相烃源岩的Ro平均值分别约为1.5%，1.7%和2.0%，均已达到可溶沥青(分散原油)裂解成气的演化阶段[19]。在须家河组部分层段见有固体沥青脉，其他气层没有明显的储层沥青，表明这些地层没有发生过规模较大的原油聚集。另外，在元坝地区南部的千佛崖组发现有薄油层，因油藏中原油热稳定性较高[14,16]而尚未裂解成气。由此，可认为这些陆相天然气主要是烃源岩裂解气(包括干酪根裂解气和可溶沥青裂解气)。从图4中可清楚看出，上述3个层系天然气的ln(C1/C2)值和ln(C2/C3)值随其烃源岩的成熟度而总体依次增高。热演化程度(Ro>2.0%)更高的飞仙关组-长兴组气层中源岩裂解气的这两比值，正好位于这些陆相天然气的分布趋势延伸线上，且在热演化意义上与之相衔接，反映出烃源岩裂解气的组成及演化共性。

图3　川东北地区飞仙关组-长兴组原油裂解气和烃源岩裂解气C1—C3相对含量分布曲线Fig.3　Distribution plot of C1-C3 relative composition of alkane gases cracking from oil and source rocks in the Feixianguan-Changxing Formations, northeastern Sichuan Basin

图4　川东北地区飞仙关组-长兴组原油裂解气和烃源岩裂解气ln(C1/C2)和ln(C2/C3)值分布Fig.4　ln(C1/C2) vs. ln(C2/C3) diagram for gases cracking from oil and source rocks in the Feixianguan-Changxing Formations,northeastern Sichuan Basin

这些烃源岩裂解气的ln(C1/C2)值与ln(C2/C3)值随热演化程度而同步增高的变化，也可从Prinzhofer 等[10]的天然气成因鉴别模式得到解释。按该模式，随热演化程度增高，干酪根裂解气中ln(C1/C2)值逐渐增加，但ln(C2/C3)值差不多不变，而原油裂解气中的ln(C1/C2)值基本不变，ln(C2/C3)值则快速升高。因本区这些烃源岩裂解气是这两类天然气(干酪根裂解气和可溶沥青裂解气)的混合气，这就使得这两比值呈上述共变特征。对于所研究的飞仙关组-长兴组中烃源岩裂解气来说，由于其二叠系气源岩的干酪根已达到过成熟阶段(Ro>2.0%)，生成的气以甲烷为主；同时，所含的可溶沥青(分散原油)或凝析油气在干酪根和粘土矿物的催化作用下，烃类断裂成气；两者混合成藏后,造成其ln(C1/C2)和ln(C2/C3)均为较高值。

3　天然气甲烷、乙烷碳同位素反序分布原因

川东北大普光、元坝和通南巴区块的飞仙关组-长兴组天然气均存在甲烷和乙烷碳同位素的反序分布现象，近半数气样呈13C1>13C2(图5)。对于烷烃气的碳同位素反序分布，国内外不少学者提出多种解释。戴金星等[20]将之概括为4种成因，即有机和无机烷烃气、煤型气和油型气、同型不同源气或同源不同期气的混合和某烷烃组分的氧化。也有人认为是因油气藏中油或湿气的裂解气[21]，或烃源岩中同源可溶沥青裂解气[22-23]的混入，还有人认为这是在高温条件下由于甲烷发生聚合反应所致[24]。因研究区的天然气成因复杂、气源多样，无法用某种观点笼统作出合理的解释，需结合不同地区的实际地质背景资料，通过实际端元气组成的变化加以论证。由于大普光和元坝区块的该层系气藏发生过TSR作用，严重影响了烷烃气的组成，导致13C2值明显变大(图5)，且重烃减少，难以说明它们的反序分布。下面着重剖析通南巴区块河坝场气田下三叠统气层烷烃气碳同位素反序分布的原因。

3.1天然气组分和碳同位素组成的变化

河坝场气田飞仙关组裂缝型气藏的烃类气体以甲烷为主，占99%以上，重烃相对含量低于1%，为过成熟干气。不同于大普光和元坝区块的同层位气层，其H2S极少，含量在0.1%以下，可见未发生过TSR作用。这些天然气中N2较丰富，主要变化在3%～10%，表征烃源岩高温裂解气性质。它们的甲烷碳同位素很重，13C1值集中在-27.7‰～-29.3‰(图6;表1)，乙烷碳同位素变化较大，13C2值为-25.1‰～-31.5‰，丙烷碳同位素较轻，13C3值在-30.3‰～-33.5‰，正丁烷13C4值有较大变化，在-28.5‰～-33.9‰。如图6所示，它们的C1—C4烷烃气系列碳同位素有两种分布类型。一种是甲烷和乙烷为正序型分布，即13C1<13C2，其中一个气样为13C1<13C2>13C3≈13C4。该气田的两个嘉陵江组(T1j)天然气样品碳同位素分布也属这种类型。另一种为反序型分布，呈13C1>13C2>13C3>13C4，或13C1>13C2>13C3<13C4。它们的C2+重烃含量有相应变化，碳同位素为正序型分布的气样中重烃很少，C2+重烃仅占C1—C5烃类的0.01%～0.60%(表1)，C1/(C2+C3)比值较高，为159～8 643。而反序型分布的气样中重烃稍多，C2+和C1/(C2+C3)值分别在0.49%～1.10%和90～203。这些天然气在碳同位素和化学组成上的差别意味着并非来自单一气源。

图5　川东北地区飞仙关组-长兴组天然气δ13C1和δ13C2值分布Fig.5　Distribution of δ13C1 and δ13C2 values of gases from the Feixianguan-Changxing Formations,northeastern Sichuan Basin

图6　川东北地区通南巴区块下三叠统气层中C1—C4烷烃气δ13C值分布变化Fig.6　Distribution of δ13C values for C1-C4 alkane gases from the Lower Triassic reservoirs in Tongnanba region,northeastern Sichuan Basin

3.2碳同位素反序分布的原因

从碳同位素和化学组成看，这些天然气有两个气源。一个气源应主要来自上二叠统龙潭组泥质烃源岩，因从有机质丰度上这套地层是本区该层系中生气潜力最高的气源岩。区内龙潭组干酪根13C值在-26.3‰～-27.7‰，成烃母质类型主要为Ⅱ型。Ro值为2.1%～2.8%，热演化程度达到过成熟阶段，形成的天然气以甲烷为主，重烃很少。因发生了重烃气的热裂解作用，其烷烃气碳同位素出现了再次分馏，使部分乙烷的13C值大于干酪根。这种过成熟烃源岩所生的高温裂解气中烷烃气碳同位素具有正序分布的特点，如大普光、元坝区块的龙潭(吴家坪，P2w)组层内的天然气就是如此(图5)。由此，可认为乙烷碳同位素较重且呈13C1<13C2正序分布的天然气来自这个气源。

据上述天然气的组成变化，另一个气源应具有碳同位素轻且重烃较丰富的烃源特征。这样的气源可能有3个：①龙潭组烃源岩早期形成的成熟度较低的气。从成藏角度讲，早期形成的气应分布在上部地层，而嘉陵江组气层中未见这种类型的气，因而可排除这种可能。②古油藏原油裂解气。前已叙及，本区该层系气藏没有见到明显的固体储层沥青，不存在古油藏。③深部有机质类型更好的下志留统龙马溪组气源。虽然在本区目前尚未钻揭龙马溪组地层，但其北边的南江桥亭剖面发育有龙马溪组泥页岩。其TOC值为0.5%～2.3%，干酪根13C值在-29.1‰～-30.7‰，有机质类型为Ⅰ型，能生成油型气。据文献[25]，四川盆地源于志留系源岩的中石炭统黄龙组气层烷烃气的碳同位素较轻，13C1，13C2和13C3值分别主要在-32‰～-34‰，-34‰～-38‰和-30‰～-35‰，呈13C1>13C2<13C3反序型分布，且C2+重烃相对较多，平均值为0.71%。在通南巴区块北部的金溪1井飞仙关组天然气具有志留系气源气的组成特征，两个气样的13C1，13C2和13C3值分别在-32‰，-35‰和-36‰上下(表1；图6)，C2+在0.8%左右，表明本区存在下志留统龙马溪组气源。

表1　川东北地区通南巴区块河坝场气田及邻区下三叠统气层烷烃气碳同位素和化学组成

通南巴构造带地处米仓山-大巴山前陆冲断带前缘，受中、晚喜马拉雅期南大巴山向前陆挤压的影响，该构造带在先期北东向构造的基础上，发育了一组北西向的逆冲和反冲断裂，与下部断裂系统连接，且错断了早期北东向断裂。这些断裂沟通了志留系与二叠系和中生界，导致下志留统龙马溪组气源气上窜，混入下三叠统飞仙关组来自龙潭组气源的气藏中。志留系气源气所占比例可能不高，只使得部分天然气中甲烷碳同位素稍有变轻。但由于其C2+重烃相对丰富，一定量的该气源气与龙潭组干气相混合，便可使得混合气的13C2值显著变小，形成13C1>13C2反序分布,同时，造成天然气湿度增高，且达到标志其气源的13C3和13C4检出限。

4　CO2与H2S成因关系

4.1CO2与H2S的含量关系

川东北大普光、元坝及通南巴地区的飞仙关组和长兴组天然气中非烃气的组成变化很大。H2S含量低者在0.1%之下，高者可达60%左右,CO2含量变化也如此，主要在0.1%～39%。其中，大普光、元坝地区的孔洞型气藏中这两种非烃气大都较丰富，H2S和CO2的含量分别为1.1%～62.2%和1.6%～38.9%,而它们在通南巴及大普光地区的裂缝型气藏中很少，分别为0～1.2%和0.1%～4.5%。这种差别是因前者发生过TSR作用所致。川东北地区天然气中高含量H2S的成因前人已做过大量研究[6-9]，无疑来源于TSR作用，是烃类与硫酸根离子反应的产物。本文重点探讨富含H2S(>1%)天然气中CO2的成因与来源。

4.2CO2与H2S的成因关系

天然气中CO2具有多种成因与来源，对于研究区高含H2S的飞仙关组和长兴组碳酸盐岩气藏而言，应主要与TSR作用有关。但从上述CO2与H2S含量存在不同的变化关系看，CO2不只是在TSR反应中由烃类氧化而来，可能存在多种形成与演变途径，且涉及流体与岩石的相互作用，从而导致其含量的变化。

图7　川东北地区飞仙关组-长兴组天然气中H2S与CO2含量相关变化Fig.7　H2S vs. CO2 diagram of gases from the Feixianguan-Changxing Formations,northeastern Sichuan Basin

有关研究[18,26]表明，在TSR作用过程中，由于围岩中存在Ca2+和Mg2+等碱土金属离子，部分CO2与之结合成碳酸盐的沉淀，形成自生方解石。大普光地区自生方解石的碳、氧同位素分析资料证实了这种观点。取自毛坝3井飞仙关组白云岩孔洞内充填的方解石碳同位素较轻，δ13C值变化在-8.9‰～-20.9‰(表2)，而围岩白云石的碳同位素较重，δ13C值为-0.65‰，且其氧同位素也明显轻于围岩白云石，说明这些自生方解石掺入了有机成因的碳源。由于这种沉淀作用，在TSR作用体系中使得CO2相对于H2S明显减少，两者比值小于1.0。同时，因CO2与围岩溶解的碳酸根离子之间存在碳同位素的交换作用[27]，使得CO2的δ13C值不如预想的那样负。在所研究的CO2/H2S比值小于1.0的天然气中，CO2的δ13C值变化较大，只有部分在-3‰～-8‰(图8)，大多在-3‰～3‰，说明大部分CO2并不是直接由烃类氧化而来，可能是经由流体-岩石相互交换的产物。

另一方面，在TSR作用体系中，如果气藏中有过渡金属和碱金属离子存在，部分H2S与之反应形成黄铁矿等矿物。此时，由于这些硫化物的沉淀通常是强的产酸反应[18]，碳酸盐岩围岩会出现部分溶解而释放出CO2，而H2S相应减少，体系中两者比值在1.0以上。这种情况发生时，天然气中CO2的碳同位素必然要变重。来源于碳酸盐分解的CO2之δ13C值一般在0±3‰。从图8可看出，CO2/H2S比值大于1.0的天然气中CO2的δ13C值大多在这个范围，且有随CO2/H2S比值增高而变重的趋势。因而，可推断在CO2含量很高而H2S相对较少的气藏中，CO2主要应由储岩中碳酸盐矿物的化学分解作用而来。

表2　川东北地区大普光区块飞仙关组-长兴组方解石和白云石碳、氧同位素组成

要指出的是，上述两种反应机制可能都会不同程度地存在于同一气藏中，因而其CO2和H2S的含量及碳同位素的组成是整个体系中多种相互作用的结果。至于它们的控制因素目前还不清楚。另外，因缺乏相关资料，目前尚无法在岩石学和岩石化学方面验证这些反应机制。

5　结论

1) 川东北地区大普光和元坝构造带的飞仙关组-长兴组孔洞型气藏主要为古油藏原油裂解气。其烷烃气中，乙烷含量较少，而丙烷相对较多，相应的ln(C1/C2)值较高(6～8)，ln(C2/C3)较低(<3.0)。

图8　川东北地区飞仙关组-长兴组天然气中CO2碳同位素值与CO2/H2S比值变化Fig.8　δ13CCO2 vs. CO2/H2S diagram of gases from the Feixianguan-Changxing Formations,northeastern Sichuan Basin

通南巴及大普光构造带的同层系裂缝型气藏主要为烃源岩高温裂解气，具有ln(C1/C2)值较低(3.5～7.0)和ln(C2/C3)值较高(>3.0)的组成特征。

2) 各构造带的飞仙关组-长兴组天然气中，C1和C2及更高碳数的烷烃气存在碳同位素反序分布，原因可能不尽相同。对于通南巴地区的河坝场飞仙关组气藏，其烷烃气的这种反序分布，是由于龙潭组碳同位素重的过成熟干气混入碳同位素轻且湿度较高的志留系气源气所致。

3) 发生过TSR作用的飞仙关组-长兴组气藏中，呈高CO2、低H2S和低CO2、高H2S两种分布模式。它们的相对含量和碳同位素组成受气藏流体-岩石相互作用体系的控制。高含H2S的气藏中，CO2主要来源于烃类的氧化，但经流体-岩石交换作用，碳同位素相对较轻；而在CO2异常丰富的天然气中，CO2主要由储岩中碳酸盐的化学分解而来，其碳同位素较重。

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(编辑李军)

Discussion on several geochemical issues of gases in Feixianguan-Changxing Formations in northeastern Sichuan Basin,China

Zhu Yangming1,Sun Linting1,Hao Fang2,Zou Huayao3,Guo Tonglou4

[1.SchoolofEarthSciences,ZhejiangUniversity,Hangzhou,Zhejiang310027,China;2.CollegeofEarthResources,ChinaUniversityofGeosciences(Wuhan),Wuhan,Hubei430074,China;3.CollegeofEarthSciences,ChinaUniversityofPetroleum(Beijing),Beijing102249,China;4.ExplorationCompany,SINOPEC,Chengdu,Sichuan610000,China]

Molecular and isotopic composition data of over hundred gas samples were combined with analytical data of source and reservoir rocks to deal with geochemical uncertainties of gases in the Feixianguan-Changxing Formations in Puguang,Yuanba and Tongnanba regions in northeastern Sichuan Basin.Discussion was focused on differentiation of cracking gases from oil and source rocks,causation of carbon isotope reversals in hydrocarbon gases and genetic relationship between CO2and H2S.The results show that oil cracking gases from vuggy reservoirs abundant in solid bitumen in Puguang and Yuanba regions are relatively enriched in propane and have low ln(C2/C3) value (<3.0) as a diagnostic signature.In contrast,the source rock cracking gases (sourced from kerogen and bitumen cracking) from fractured reservoirs in Tongnanba region,exhibit a co-varying ln(C1/C2) and ln(C2/C3),and display higher values (>3.0) of ln(C2/C3),distinguishing from typical oil cracking gas.Isotope reversals,resulted possibly from various factors,appear extensively in hydrocarbon gases from the Formations.For the paraffin gas from the Feixianguan Fm of Hebachang gas field in Tongnanba region,the isotope reversal can be attributed to a mixture of post-mature dry gas generated from the Upper Permian Longtan source rocks and gas with slightly higher wetness coming from the Silurian source.Two non-hydrocarbon gas composition modes,namely high H2S content-low CO2content and low H2S content-high CO2content,are recognized in the gases experienced TSR from the Feixianguan-Changxing reservoirs.The relative proportions of these two non-hydrocarbon gases may be associated with overall interaction system of reservoir fluids and rocks.CO2with somewhat negative carbon isotope is possibly resulted from hydrocarbon oxidizing in high H2S reservoirs,whereas,isotopically heavier CO2could be mainly formed by chemical degradation of carbonate when it presents in abnormally high amount.

carbon isotope reversal,carbon dioxide,oil cracking gas,source rock cracking gas,natural gas,northeastern Sichuan Basin

2014-11-03;

2016-04-26。

朱扬明(1954—)，男，博士、教授，油气地球化学。E-mail:zyming@zju.edu.cn。

国家科技重大专项(2011ZX05005-03-009HZ)。

0253-9985(2016)03-0354-09

10.11743/ogg20160307

TE122.1

A