林世国，王昌勇，易士威，高 阳，李明鹏，李世宁，李 爽

(1.中国石油 勘探开发研究院 天然气地质研究所，河北 廊坊 065007； 2.成都理工大学 沉积地质研究院 油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610059； 3.中国石油 西南油气田分公司 重庆气矿，重庆 400021)

川东卧新双地区天然气特征及上三叠统须家河组天然气来源

林世国1，王昌勇2，易士威1，高 阳1，李明鹏1，李世宁3，李 爽3

(1.中国石油 勘探开发研究院 天然气地质研究所，河北 廊坊 065007； 2.成都理工大学 沉积地质研究院 油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610059； 3.中国石油 西南油气田分公司 重庆气矿，重庆 400021)

天然气来源分析是一个重要的石油地质问题，直接关系到勘探决策。四川盆地川东地区须家河组勘探和开发相对滞后，基础地质研究的欠缺导致卧新双地区须家河组天然气的来源一直存在争议。天然气组分及碳同位素分析结果表明：卧新双地区须家河组天然气具有甲烷含量较低、重烃含量较高、干燥系数较低等特点；天然气中甲烷碳同位素值δ13C1<-40‰，具有δ13C3>δ13C2>δ13C1的特征；须家河组天然气为干酪根初次裂解的陆相油型气和混合气；须家河组天然气目前主要处于成熟-高成熟的湿气阶段。卧新双地区须家河组暗色泥岩较为发育，有机地球化学分析结果表明：须家河组泥岩主要以Ⅱ1和Ⅱ2型干酪根为主，具有较高的有机碳含量和氯仿沥青“A”含量，总体具有较好的生烃能力，泥岩中有机质处于成熟-高成熟的湿气阶段。卧新双地区须家河组天然气成熟度与烃源岩成熟度相当，结合须家河组天然气组分特征、同位素特征及成因类型等与下伏石炭系、茅口组、龙潭组、长兴组、飞仙关组、嘉陵江组及雷口坡组天然气存在明显区别，推测该区须家河组天然气主要为自生气。

天然气；须家河组；上三叠统；卧新双地区；川东地区

上三叠统须家河组是四川盆地重要的含油气层系之一，目前在在川西坳陷、川东北坳陷、川中隆起及川南地区须家河组均发现了丰富的油气资源。位于四川盆地东部的卧新双地区晚三叠世同样沉积了厚度约300～400 m的须家河组[1-2]，但长期以来该区勘探和开发的重点一直聚焦于须家河组下伏的海相碳酸盐岩地层，忽视了对须家河组油气特征进行研究。而该区大量钻穿须家河组地层的钻井、测井和试气资料均表明，其须家河组具有较好的油气显示，垫江县地方政府在卧龙河背斜核部部署的多口以须家河组为目的层的浅井更获得了工业气流。截至1990年，背斜轴部卧浅1等3口气井须家河组(香溪群)均累计产气6 000×104～9 000×104m3[3]，并已稳定开采多年，说明该区须家河组气藏具有良好的勘探开发前景。但由于勘探的滞后，早期对该区须家河组气藏特征研究极少，仅少数学者对卧龙河构造须家河组天然气来源进行过研究，并根据部分钻井须家河组天然气具有较高的H2S含量，认为该区须家河组天然气主要来自下伏嘉陵江组气藏[4]，而笔者近期通过对天然气组分、碳同位素特征等进行研究后认为，卧新双地区须家河组天然气主要来自须家河组泥页岩和煤层。

1 区域地质特征

卧新双地区位于四川盆地东部垫江以南，涪陵以北，川东南断褶带中部(图1)，属于明月峡大背斜上的次级褶皱[5-7]，主要包括卧龙河、新市和双龙三个背斜构造。由于基础地质研究的薄弱，长期以来，该区上三叠统地层仍然以“香溪群”命名，与川西、川中及川东北地区须家河组之间的对比存在很大争议[8-13]，没有形成统一的地层划分方案，直到最近在卧新双地区周边野外露头须家河组内部发现微角度不整合面[2,14]，长期困扰该区须家河组研究的地层划分问题方才得以解决。以“安县运动”在四川盆地周缘形成的不整合面为统一对比依据，确定卧新双地区同时发育“须上盆”和“须下盆”地层，结合须家河组底部泥岩中发现指示海相环境的舌形贝化石和沉积旋回特征，可将该区须家河组地层划分为6个长期旋回层序，分别对应于须一—须六6个岩性段，其中须一段主要为一套有障壁海岸沉积[1-2,14]，须二段—须六段主要发育辫状河三角洲沉积[15-16]，储集层主要为中-粗粒长石岩屑砂岩，以发育裂缝-孔隙型、特低孔-超低渗型储层为特征[1]。

图1 四川盆地构造纲要及构造分区及研究区位置(据文献[1]，修改)Fig.1 Sketch map showing structure outline,structural zone and location of the study area in Sichuan Basin[1]

2 天然气特征

天然气的组分，如烃类气体的组成和干燥系数等参数，是天然气性质特征最直接、最明显的反映，同时天然气的稳定同位素特征、稀有气体同位素及轻烃化合物特征也可以反映天然气的来源，并广泛应用于天然气示踪[17]。

2.1 天然气组分特征

2.1.1 烃类气体组成

卧新双地区二叠系—三叠系主要产层天然气均以甲烷为主，其中以须家河组甲烷含量相对较低，其值小于90%，平均为87.46%，乙烷和丙烷含量则相对较高，其中乙烷含量介于3.43%～6.25%，丙烷含量介于1.73%～2.02%，重烃含量高(表1)，属于湿气性质，反映须家河组天然气与其他层位天然气在成因及成熟度有所差别。

2.1.2 干燥系数

卧新双地区天然气干燥系数与层位有明显相关性，石炭系、二叠系及下-中三叠统天然气干燥系数较高，一般≥0.95，而须家河组与侏罗系天然气干燥系数≤0.92(表1)，明显较下伏层系干燥系数要低，与川中营山、磨溪及合川等地须家河组天然气干燥系数[18]相当，反映其可能具有与下伏层系具有完全不同的气源。

2.2 碳同位素特征

稳定同位素的继承效应是利用天然气碳同位素判断其来源的理论基础，一般认为乙烷的碳同位素受热演化影响较小，能更好反映母质类型[15]。来自卧新双地区二叠系、三叠系及侏罗系不同层位的天然气样品碳同位素测试结果显示：须家河组甲烷碳同位素介于-47.9‰～-41.8‰，与侏罗系甲烷碳同位素(-40.8‰)接近，但明显低于茅口组、龙潭组、长兴组、飞仙关组、嘉陵江组及雷口坡组等下伏层系甲烷碳同位素值(表2)。卧新双地区须家河组天然气碳同位素测试结果与邻近的广安、磨溪等气田须家河组天然气碳同位素特征[4，19]较为接近。

卧新双地区须家河组重碳同位素均较甲烷同位素值明显偏重，具有δ13C3>δ13C2>δ13C1的特征，为典型的有机气成因，其甲烷、乙烷和丙烷同位素组合特征呈斜“L”型，与下伏老地层茅口组(新3井)和龙潭组(双4井)的反“V”型、以及嘉陵江组(卧56井)和雷口坡组(卧18井)的平缓“”型有明显区别(图2)，须家河组甲烷、乙烷和丙烷同位素组合特征与侏罗系和长兴组相似，但须家河组天然气δ13C1，δ13C2及δ13C3值明显低于长兴组，表明须家河组天然气来源与下伏二叠系、下-中三叠统不同，可能为较新地层中有机质热演化的产物。值得注意的是，双8井须家河组天然气甲烷碳同位素值较小，乙烷碳同位素值却较下覆地层都大，表明其气藏可能与其它须家河组气藏有不同的气源层(表2；图2)。

表1 四川盆地卧新双地区天然气地球化学主要参数Table 1 Main geochemical parameters of natural gas from Woxinshuang area,Sichuan Basin

3 天然气成因类型

判识天然气成因的方法较多，采用多项指标的综合判别比用单一指标判断天然气或其组分的成因从属通常更为可靠[20]。由于而乙烷和丙烷碳同位素值受成藏次生作用影响较小，因此天然气中乙烷和丙烷碳同位素的关系常作为天然气成因判别的主要依据之一，而甲烷作为天然气中主要的烃类组分，其碳同位素δ13C1和乙烷中的碳同位素δ13C2相结合亦可对天然气成因类型进行判别[21]。

天然气碳同位素分析结果表明：卧新双地区天然气乙烷碳同位素主要介于-36.8‰～-23‰，绝大部分天然气属于油型气，仅卧061-1井长兴组天然气乙烷同位素值δ13C2为-23‰具典型煤成气特征(δ13C2>-27.5‰)[22]，双8井天然气乙烷同位素值δ13C2为-28.5‰，介于-27.5‰～-29‰[22]，为煤成气和油型气的混合气。茅口组、龙潭组、及雷口坡组天然气乙烷同位素明显偏低，显示为高演化油型气特征；位于分界线附近的卧浅1井须家河组、侏罗系及嘉陵江组样品，这几个样品乙烷同位素值分别为-30.2‰，-29.6‰和-29.8‰，略轻于通常煤型乙烷，其相应甲烷-41.8‰，-40.8‰和-33.9‰，考虑为油型气或混合气(图3)。

表2 四川盆地卧新双地区天然气碳同位素分析结果Table 2 Carbon isotope values of gas samples from the Xuejiahe Formation in Woxinshuang area,Sichuan Basin

卧新双地区天然气中乙烷和甲烷碳同位素关系图显示：除双8井须家河组及长兴组天然气表现出不同特征外，其它均表现出油型气特征，长兴组仍表现出典型煤成气特征，双8井须家河组有混合气特征。理论上侏罗系天然气δ13C2碳同位素应该相对须家河组要轻，而双12井侏罗系δ13C2碳同位素却较卧浅1井、卧浅2井的值都重(图4)，说明该地区侏罗系天然气可能为下伏须家河组烃源岩生成的气体通过断裂直接运移到侏罗系成藏。

图2 四川盆地卧新双地区天然气碳同位素组合特征Fig.2 Distribution trends of carbon isotopes in gas samples from Woxinshuang area,Sichuan Basin

图3 四川盆地卧新双地区天然气中乙烷和丙烷碳同位素关系[22]Fig.3 Relationship between carbon isotopes of propane and ethane in gas samples from Woshuangxin area,Sichuan Basin[22]

图4 四川盆地卧新双地区天然气中乙烷和甲烷碳同位素关系[22]Fig.4 Relationship between carbon isotopes of methane and ethane in gas samples from Woshuangxin area,Sichuan Basin[22]

利用δ13C2与δ13C2-δ13C1差值的交会图判别天然气来源也是一种常用的方法，已有研究表明川中和川南地区须家河组及侏罗系陆相层系天然气甲、乙烷碳同位素与下伏海相层系有明显的差异[23]。本次研究使用δ13C2与δ13C2-δ13C1交会图，进一步对卧新双地区的天然气成因类型进行了划分，结果表明：卧新双地区天然气主要存在来源于陆相层系和海相层系的两种天然气类型，来源于陆相层系的天然气(简称“陆相气”)甲、乙烷碳同位素值差值较大，基本都大于10‰，须家河组、侏罗系及二叠系长兴组天然气均属于此类型；相反，来源于海相层系的天然气(简称“海相气”)由于成熟度普遍较高，甲烷碳同位素普遍较重，乙烷碳同位素普遍较轻，由此甲、乙烷碳同位素差值较小，三叠系飞仙关组、嘉陵江组及雷口坡组天然气δ13C2-δ13C1差值基本小于5‰，二叠系茅口组和龙潭组δ13C2-δ13C1差值甚至为负(图5)。

干酪根初次裂解和原油二次裂解形成的天然气在烃类组成上具有一定的差异性，因此根据ln(C1/C2)与ln(C2/C3)相关图对天然气成因进行判别也是一种有效的方法[24]。一般说来，干酪根初次裂解气具有较高的ln(C1/C2)值和稳定的ln(C2/C3)值，而原油二次裂解气通常具有较稳定的ln(C1/C2)值和较高的ln(C2/C3)值[25]。卧新双地区研究区内石炭系、二叠系茅口组、龙潭组及长兴组、三叠系飞仙关组、嘉陵江组及雷口坡组天然气的ln(C1/C2)值在3.3～6，ln(C2/C3)值在0～3，总体符合ln(C2/C3)不断增大、ln(C1/C2)相对稳定的原油二次裂解气的基本特征；三叠系须家河组和侏罗系天然气的ln(C1/C2)值在2.7～3.3，ln(C2/C3)值在0.5～1.5，总体符合ln(C1/C2)不断增大、ln(C2/C3)相对稳定的干酪根裂初次解气的基本特征(表1；图6)。

天然气中氮气含量的高低，也可以作为其成因类型的辅助证据，氮气含量较高的天然气通常为高演化(即晚期裂解)的泥岩干酪根裂解气成因，或者为断层沟通地表导致地表氮气随地下水进入储层，而干酪根初期裂解和原油二次裂解气的氮气含量通常较低。卧新双地区除受断层影响的卧浅1井以外，须家河组天然气中氮气含量普遍相对较低，一般低于1.5%，说明研究区天然气主要来源并非高演化阶段的烃源岩晚期干酪根裂解气。

图5 四川盆地卧新双地区天然气δ13C2与δ13C2-δ13C1差值及成因判识[22]Fig.5 Difference between δ13C2 and δ13C2-δ13C1 and its causes of natural gas in Woxinshuang area,Sichuan Basin[22]

图6 四川盆地卧新双地区天然气ln(C1/C2)和ln(C2/C3)比值及成因判识[22]Fig.6 Difference between ln(C1/C2)and ln(C2/C3)and its causes of natural gas in Woxinshuang area Sichuan Basin[22]

学者油型气煤成气适用Ro范围/%方法序号Sthal[26-27]δ13C1=17lgRo-42δ13C1=8.6lgRo-28 (1977)δ13C1=14lgRo-28 (1975)1戴金星[20]δ13C1=15.8lgRo-42.2δ13C1=14.12lgRo-34.39δ13C2=8.16lgRo-25.71δ13C3=7.12lgRo-24.032徐永昌[28]δ13C1=25lgRo-39.5δ13C1=8.64lgRo-32 (1985)δ13C1=49.56lgRo-34.48(1990)>0.60.3～1.33沈平[29]δ13C1=21.72lgRo-43.31δ13C1=8.6lgRo-32.8 (1987)δ13C1=40.49lgRo-34 (1991)0.3～0.60.4～0.74Berner[30]δ13C1=15.4lgRo-41.3δ13C2=22.6lgRo-32.20.5～3.00.5～2.05

4 天然气成熟度

天然气的成熟度既是重要的地球化学问题，同时也是影响勘探决策的石油地质问题。天然气中甲烷碳同位素值的变化与有机质的热演化程度密切相关[17]，因此根据甲烷同位素值对镜质体反射率Ro进行计算是研究天然气成熟度的常用方法[20，26-30](表3)。

卧新双地区天然气成因类型除卧061-1井长兴组和双8井须家河组有混合特征外，其余均属于油型气(图3，图4)，因此分别采用了4种油型气和4种煤成气计算公式(表3，方法1—4)对研究区不同层位天然气镜质体反射率Ro进行了计算，Ro计算结果介于0.18%～4.62%，其中方法1和方法3对应公式计算出长兴组天然气属于未熟阶段的天然气，这显然与气体组分所反映出的成熟度两者并不吻合，而方法2和方法4对应公式计算出的结果，总体与天然气干燥系数(表1)所反映的成熟度相当(表4)。

表4 四川盆地卧新双地区天然气计算成熟度Table 4 Calculated maturity of natural gas from Woxinshuang area,Sichuan Basin

注：表中Ro后括号内序号表示根据对应方法序号公式所计算出来的Ro值。

从研究区的实际情况来看，区内几套烃源岩(包括寒武系、龙潭组、须家河组等)的成熟度均已达高成熟期，只有侏罗系烃源岩的成熟度稍低，还处于成熟阶段。因此，根据甲烷碳同位素计算出的天然气对应的烃源岩成熟度除卧浅2井和卧061-1井略微偏低外，其余还比较接近实际地质情况，戴金星和徐永昌提出的Ro计算公式较为可靠。计算结果表明：卧新双地区须家河组天然气处于成熟-高成熟阶段，与研究区须家河组烃源岩实测镜质体Ro值(1.25～1.43)较为接近，可作为其来源于须家河组烃源岩的辅助依据。

5 须家河组天然气来源

由于缺少足够的天然气轻烃组分数据，本次研究主要采用间接方法对须家河组气源进行对比。卧新双地区须家河组天然气组分总体具有甲烷含量较低、重烃含量较高、氮气含量较低、干燥系数较低的特征，天然气处于成熟-高成熟期，其成熟度明显低于下伏各层系天然气(表4)，甲烷碳同位素δ13C1小于-40‰，甲烷、乙烷及丙烷碳同位素组合呈斜“L”型(图2)，天然气成因类型为陆相油型气或混合气，主要来自于干酪根的初次裂解(表5)。卧新双地区须家河组天然气或在组分特征、或在碳同位素特征、或在成因类型等方面均与下伏各层系天然气存在明显区别，而在以上几个方面与侏罗系天然气特征相似，表明卧新双地区须家河组天然气来源与下伏地层完全不同，而与上覆侏罗系天然气可能具有相同气源。

卧新双地区须家河组暗色泥岩总体较为发育，特别是须一段及须五段，泥岩连续厚度泥岩厚度一般>10 m，大部分地区须家河组泥岩累计厚度大于10 m，而研究区西北部垫江一带须家河组泥岩累计厚度甚至超过70 m。

表5 四川盆地卧新双地区须家河组天然气特征及成因类型Table 5 Characteristics and genetic types of natural gas form the Xuejiahe Formation in Woxinshuang area,Sichuan Basin

研究区须家河组14件岩心及野外露头样品(包括11件泥岩、1件煤样和2件炭质泥岩样品)有机地球化学分析结果表明：泥岩有机碳含量为0.27%～2.63%，平均为1.33%，煤样和炭质泥岩有机碳含量极高；主要为Ⅱ1和Ⅱ2型干酪根，少量为Ⅲ型干酪根；分析的8件样品一半以上具有较高的氯仿沥青“A”含量，总体具有较好的生烃潜力；镜质体反射率Ro介于1.25%～1.43%，反映泥岩中的有机质均达到了成熟—过成熟阶段，其中9件样品处于湿气阶段(Ro介于1.3%～2.0%)，占62.3%，其余样品均处于成熟中晚期(表6)。综上，可以确定卧新双地区须家河组具有较好的生烃能力，结合根据天然气碳同位素计算的须家河组天然气成熟度与实测的须家河组泥岩中镜质体Ro(1.25～1.43)所反映的有机质成熟度相当，可以确定研究区须家河组天然气主要为自生自储。虽然部分钻井，如卧浅1井须家河组天然气中H2S含量约0.24%,卧浅2井更高达0.68%[4，31]，在砂岩型气藏中显得较为特殊，但考虑到卧龙河构造复杂的断层情况，推测须家河组天然气中较高的H2S含量可能与断裂活动沟通了下伏嘉陵江组高H2S气藏有关，因此，须家河组较高的H2S含量并不能作为须家河组天然气主要来自下伏嘉陵江组气藏的证据。

表6 四川盆地卧新双地区烃源岩丰度指标及评价Table 6 Abundance index and assessment of source rocks in Woxinshuang area,Sichuan Basin

6 结论

1) 卧新双地区须家河组泥岩较为发育，以Ⅱ1和Ⅱ2型干酪根为主，TOC平均含量>1.3%，具有较好的生烃能力，镜质体Ro介于1.25%～1.43%，有机质主要处于湿气阶段。

2) 卧新双地区须家河组天然气具有甲烷含量低、重烃含量高、干燥系数低等特点，甲烷碳同位素δ13C1<-40‰，为干酪根初次裂解的陆相油型气和混合气，其组分特征、碳同位素特征及成因类型与下伏层系天然气有明显区别，目前主要处于成熟-高成熟的湿气阶段。

3) 卧新双地区须家河组天然气成熟度与须家河组烃源岩有机质成熟度相当，须家河组天然气为自生自储。

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Analyses of features and source of natural gas in the Upper Triassic Xujiahe Formation,Woxinshuang area,eastern Sichuan Basin

Lin Shiguo1,Wang Changyong2，Yi Shiwei1,Gao Yang1,Li Mingpeng1,Li Shining3,Li Shuang3

(1.DepartmentofNaturalGasGeology,ResearchInstituteofPetroleumExplorationandDevelopment,PetroChina,Langfang,Hebei065007,China;2.StateKeyLaboratoryofOilandGasReservoirGeologyandExploitation,InstituteofSedimentaryGeology,ChengduUniversityofTechnology,Chengdu,Sichuan610059,China;3.ChongqingGasProducer,PetroChinaSouthwestOil&GasFieldCompany,Chongqing400021,China)

Source analysis of natural gas is one of the geological challenges involving exploration decision-making.Exploration and development of the Xuejiahe Formation in eastern Sichuan Basin is relatively lagged behind and the source of natural gas there is still a mystery due to the fact of lacking basic geological study.Gas composition and isotope analyses show that the natural gas from the Xuejiahe Formation of Woxinshuang area features in low content of methane,high content of heavy hydrocarbon,and lower aridity coefficient.The carbon isotope values were measured to be δ13C1<-40‰ and δ13C3>δ13C2>δ13C1.The gas from the Xuejiahe Formation is continental oil-type gas or mixed gas from primary cracking of kerogen and is now at the mature and highly mature wet gas stage.The Formation in the area has well deve-loped dark mudstone.Organic geochemical analyses indicate a kerogen Ⅰ and Ⅱ dominated mudstone with high content of organic carbon and chloroform bitumen “A”,indicating relatively high hydrocarbon generation potential.The organic matter of the mudstone was measured to be at the mature to highly mature wet gas stage.Gas from the Formation in the area has a maturity as same as that of source rocks.Combining this understanding with the gas composition and isotope analyses results,we suggest that the gas in the Xuejiahe Formation is mostly autogeneous gas and differs utterly from that in the underlying Carboniferous,the Maokou,the Longtan,the Changxing,the Feixianguan,the Jialinjiang and the Leikoupo Formations.

natural gas，Xujiahe Formation，Upper Triassic，Woxinshuang area，eastern Sichuan Basin

2016-12-10;

2017-08-08。

林世国(1980—)，男，博士、高级工程师，油气地质。E-mail:linshiguo69@petrochina.com.cn。

王昌勇(1981—)，男，博士、副教授，沉积学及石油地质。E-mail:wangchangyong09@cdut.cn。

国家科技重大专项(2016ZX05007)。

0253-9985(2017)05-0913-09

10.11743/ogg20170510

TE121.1

A

(编辑 董 立)