左銀輝， 文華國， 廖義沙， 蔡家蘭， 馮仁朋， 徐文禮，羅 洋， 楊立成， 王 欣， 郝 靖

(1. 成都理工大學 油氣藏地質與開發(fā)工程國家重點實驗室，四川 成都 610059； 2. 中國石油西南油氣田分公司 重慶氣礦，重慶 400707； 3. 中國石油西南油氣田分公司，四川 成都 610051 )

0 引言

1937年，川東地區(qū)下三疊統(tǒng)嘉陵江組開始天然氣第一口井的鉆探工作；1939年，石油溝構造的巴1井在下三疊統(tǒng)嘉陵江組五段1亞層獲得天然氣流。之后，在臥龍河(1959年)、雙龍(1975年)、福成寨(1977年)、黃草峽(1981年)、大池干井(1983年)等構造發(fā)現(xiàn)嘉陵江組氣藏。至2017年底，發(fā)現(xiàn)嘉陵江組氣藏及含氣構造33個，獲得氣井126口，共探明天然氣儲量418.21×108m3，累計產氣296.80×108m3。目前，該地區(qū)天然氣成藏主控因素及成藏規(guī)律不明，尤其是氣源條件存在較大爭議，制約嘉陵江組天然氣勘探。已有研究存在樣品數(shù)少、研究方法單一，且未考慮嘉陵江組天然氣成藏過程的時空性等問題。根據(jù)凝析油輕烴和天然氣碳同位素特征，王廷棟等認為，川東地區(qū)臥龍河構造嘉陵江組氣藏氣源主要來源于上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M煤系泥巖[1]；根據(jù)碳同位素系列特征，王蘭生等認為川東地區(qū)嘉陵江組天然氣是混源氣[2]；根據(jù)生物標志物特征，王密云等認為，川東地區(qū)嘉陵江組天然氣來源于上二疊統(tǒng)長興組生物灰?guī)r和龍?zhí)督M煤系泥巖[3]，李靖等認為川東地區(qū)嘉陵江組天然氣來源以上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M煤系泥巖為主，下二疊統(tǒng)梁山組泥(頁)巖、煤層次之[4]；根據(jù)天然氣組分和碳同位素特征，徐國盛等認為川東地區(qū)嘉陵江組天然氣來源于二疊系煤系、碳酸鹽巖和志留系泥巖[5]。

以研究區(qū)48口井天然氣地球化學參數(shù)為基礎，分析嘉陵江組天然氣特征及成因；結合熱史研究成果，利用盆地模擬技術恢復潛在烴源巖的生排烴歷史，揭示烴源巖生排烴及原油二次裂解的地質時間與嘉陵江組成藏條件的匹配關系；結合碳同位素系列和生物標志物特征，確定川東地區(qū)嘉陵江組天然氣氣源，為嘉陵江組天然氣的勘探?jīng)Q策提供依據(jù)。

1 地質概況

川東地區(qū)位于華鎣山以東、七躍山以西、大巴山以南、重慶—綦江以北，屬于四川盆地川東古斜中隆高陡斷褶帶，面積約為2.7×104km2(見圖1)[6-11]。川東地區(qū)發(fā)育華鎣山、齊岳山等多排高陡背斜帶，總體表現(xiàn)為背斜緊閉、向斜開闊的隔擋式褶皺特征。受晉寧運動、加里東運動、印支運動、燕山運動和喜山運動的影響，研究區(qū)經(jīng)歷中—晚元古代揚子地臺基底形成階段、早古生代克拉通拗陷階段、晚古生代—中三疊世克拉通裂陷階段與晚三疊世以來的前陸盆地階段[12-14]。川東地區(qū)烴源巖的發(fā)育層位多、分布面積廣，主要包括寒武系、奧陶系、志留系、下二疊統(tǒng)、上二疊統(tǒng)的煤系地層、泥頁巖、海相碳酸巖鹽等[13-25](見圖2)。根據(jù)四川盆地第四次油氣資源評價結果(1)中國石油西南油氣田分公司.四川盆地第四次油氣資源評價.成都:中國石油西南油氣田分公司，2016：315.，川東地區(qū)長興組碳酸鹽巖烴源巖主要分布于北部地區(qū)，烴源巖最厚達350 m；有機碳(TOC)質量分數(shù)較小，為差—中等烴源巖。龍?zhí)督M泥巖烴源巖主要分布于北部和南部地區(qū)，以北部地區(qū)為主，烴源巖最厚達140 m；TOC質量分數(shù)普遍大于2%，為一套優(yōu)質烴源巖。

圖1 四川盆地構造分區(qū)及川東地區(qū)井位分布

2 天然氣特征及成因

2.1 天然氣組分特征

2.1.1 烴類氣體

川東地區(qū)嘉陵江組天然氣主要由甲烷組成，體積分數(shù)介于89.601%～98.689%，平均為96.880%，大多數(shù)樣品甲烷的體積分數(shù)大于95.000%；乙烷體積分數(shù)次之，介于0.159%～1.673%，平均為0.557%(見圖3(a))；丙烷的體積分數(shù)介于0～0.549%，平均為0.103%；丁烷、戊烷和重烴主要分布于臥龍河和福成寨等地區(qū)的嘉陵江儲層，體積分數(shù)較低(見表1)。研究區(qū)嘉陵江組天然氣中甲烷體積分數(shù)與全烴體積分數(shù)的百分比(C1/ C1+)×100%介于96.44%～99.84%，平均為99.19%(見表1、圖3(b))，反映天然氣熱演化程度高，是典型的干氣氣藏。

圖2 川東地區(qū)地層綜合柱狀圖(據(jù)文獻[11]修改)

圖3 川東地區(qū)嘉陵江組天然氣特征

2.1.2 非烴類氣體

非烴類氣體主要為N2、CO2、H2S及少量He、H2，體積分數(shù)較少(見表1)。其中，He的體積分數(shù)很低，H2S的體積分數(shù)相對較高且變化較大，體積分數(shù)介于0.133%～6.935%，主要分布在0.133%～1.000%之間(見圖3(c))；CO2的體積分數(shù)較低，有少量樣品的體積分數(shù)約為1.000%，N2的體積分數(shù)相對較高，體積分數(shù)介于0.389%～3.061%，平均為0.776%(見圖3(d))。

表1 川東地區(qū)嘉陵江組天然氣組分

續(xù)表1

2.2 碳同位素特征

川東地區(qū)嘉陵江組屬于干氣天然氣氣藏，部分天然氣樣品由甲烷、乙烷和丙烷組成，在測試碳同位素時只需測試甲烷、乙烷和丙烷的碳同位素；如果含有丁烷，則測試異丁烷和正丁烷的碳同位素。嘉陵江組天然氣甲烷碳同位素偏重，除兩個樣品的碳同位素為-24.8‰和-25.2‰外，其余分布在-35.2‰～-28.1‰之間，證實天然氣的熱演化程度很高(見表2)。乙烷和丙烷的碳同位素分布范圍相對較寬，分別介于-37.8‰～-27.6‰和-39.2‰～-23.2‰(見表2)。

表2 川東地區(qū)嘉陵江組天然氣不同組分碳同位素測試結果

續(xù)表2

圖4 川東地區(qū)天然氣成因“Bernard”分類(據(jù)文獻[21]修改)

2.3 天然氣成因

乙烷和丙烷的碳同位素受成藏次生作用的影響較小，可以用碳同位素判斷天然氣成因。在“Bernard”圖[21]上，δ13C1主要分布在-36‰～-25‰之間，C1/(C2+C3)總體分布在40～600之間。根據(jù)研究區(qū)天然氣碳同位素測試結果，嘉陵江組天然氣為熱成因氣(見圖4)，且為油型氣(見圖5(a))。

此外，天然氣或是由原油二次裂解形成的，或是由干酪根初次裂解形成的，在烴類組成上存在一定的差異，可以根據(jù)ln(C1/C2)和ln(C2/C3)相關關系[26-27]進行天然氣成因判別。嘉陵江組天然氣具有穩(wěn)定的ln(C1/C2)，但是ln(C2/C3)較高且變化較大，為典型的原油二次裂解成因類型[22](見圖5(b))。

可以利用氮氣體積分數(shù)作為判斷天然氣成因類型的輔助證據(jù)[27-30]。嘉陵江組天然氣中N2的體積分數(shù)較低，主要分布在0.389%～3.061%之間，平均為0.776%(見表1)，說明天然氣不是來源于高演化階段的干酪根裂解氣，而是來源于原油二次裂解。

圖5 川東地區(qū)嘉陵江組天然氣成因判斷(據(jù)文獻[22]修改)

3 天然氣來源

根據(jù)甲烷、乙烷、丙烷和丁烷的碳同位素系列判斷天然氣的氣源特征。研究區(qū)甲烷、乙烷、丙烷和丁烷的碳同位素系列主要呈3種規(guī)律(見表2)，其中不倒轉占35.4%，表明川東部分地區(qū)天然氣為同源；部分倒轉及完全倒轉分別占52.1%和12.5%，表明川東地區(qū)天然氣主要以混源氣為主。嘉陵江組儲層瀝青發(fā)育，表明川東地區(qū)形成過古油藏；中侏羅系儲層埋深接近6 km，溫度在160～180 ℃之間，古油藏在高溫條件下發(fā)生二次裂解[30]而形成天然氣氣藏。結合成熟度分布特征，研究區(qū)嘉陵江組天然氣為不同成熟度油型氣的混合。因此，分析天然氣的來源實際上是分析古油藏的石油來源。

嘉陵江組儲層鏡下薄片資料顯示，在生物體腔孔、粒間孔和鑄?？字写嬖诖罅繛r青，揭示川東地區(qū)形成古油藏且發(fā)生于成巖期和成巖后期。根據(jù)嘉陵江組瀝青與二疊系長興組碳酸鹽巖、龍?zhí)督M泥巖烴源巖生物標志化合物對比結果，三者的類異戊二烯烷烴與伽馬蠟烷指數(shù)具有良好的相關關系(見圖6(a))，反映三者水體鹽度相似。根據(jù)類異戊二烯烷烴與降新藿烷的關系(見圖6(b))可知，龍?zhí)督M、長興組與嘉陵江組具有相關關系，其中龍?zhí)督M與嘉陵江組具有更好的對應關系[3,31]。因此，可以判斷嘉陵江組的瀝青來自于二疊系長興組碳酸鹽巖和龍?zhí)督M泥巖烴源巖。

圖6 川東地區(qū)嘉陵江組儲層瀝青與長興組、龍?zhí)督M烴源巖生物標志物對比(據(jù)文獻[3]修改)

以熱史為基礎[32]，判斷嘉陵江組古油藏的石油是否來源于下志留統(tǒng)龍馬溪組泥頁巖烴源巖。根據(jù)長興組碳酸鹽巖、龍?zhí)督M泥巖和龍馬溪組泥頁巖烴源巖的地球化學參數(shù)①，利用盆地模擬軟件(BaisnMod 1D)對典型井的埋藏史、熱史和生油強度、排油強度進行模擬；再結合圈閉形成時間(侏羅紀)和原油二次裂解的溫度范圍(160～200 ℃)[32]，下志留統(tǒng)泥頁巖烴源巖(S1l)主要排油時間早于圈閉形成時間，不能為嘉陵江組古油藏提供油源(見圖7)。

圖7 川東地區(qū)云安006-2井嘉陵江組天然氣成藏綜合分析

研究區(qū)48個樣品的天然氣碳同位素測試結果顯示，天然氣具有高溫裂解氣特征，為油型氣，天然氣指標不具備煤系特征[33-34]。

此外，嘉陵江組碳酸鹽巖的有機碳豐度測試結果顯示，有機質豐度較低，為一套非至差烴源巖，生烴潛力小(見表3)，不能作為嘉陵江組的氣源。嘉陵江組天然氣的氣源主要來源于二疊系龍?zhí)督M泥巖和長興組碳酸鹽巖烴源巖。早侏羅世龍?zhí)督M和長興組排出的原油向嘉陵江組進行充注，形成古油藏；當嘉陵江組儲層溫度達到160 ℃后，古油藏發(fā)生二次裂解，形成天然氣氣藏；侏羅紀晚期，構造抬升，氣藏進行調整而形成現(xiàn)今的嘉陵江組天然氣氣藏(見圖7)，從而明確早侏羅世嘉陵江組的古圈閉和古油藏發(fā)育區(qū)，以古油藏發(fā)育區(qū)為氣源研究天然氣氣藏的分布規(guī)律。

表3 川東地區(qū)嘉陵江組碳酸鹽巖TOC質量分數(shù)測試

4 結論

(1) 川東地區(qū)下三疊統(tǒng)嘉陵江組天然氣具有甲烷體積分數(shù)高、乙烷體積分數(shù)次之、丙烷—重烴體積分數(shù)低的特征，為典型的高成熟度干氣氣藏。

(2)川東地區(qū)嘉陵江組天然氣為熱成因氣，來源于以原油二次裂解為主的油型氣。氣源主要來源于二疊系龍?zhí)督M泥巖和長興組碳酸鹽巖烴源巖。天然氣成藏經(jīng)歷早侏羅世的石油充注，形成古油藏；當古油藏溫度達到160 ℃后，原油發(fā)生二次裂解，形成天然氣氣藏；侏羅紀晚期，構造抬升，天然氣氣藏進行調整，嘉陵江組天然氣氣藏分布定型。