張鵬偉，張洪安，王學(xué)軍，彭君，周勇水，徐田武，張云獻，張斌，康華

（1.中國石化中原油田分公司勘探開發(fā)研究院，河南 濮陽 457001；2.中原油田博士后科研工作站，河南 鄭州 450000；3.中國石化中原油田分公司，河南 濮陽 457001）

0 引言

近年來，隨著勘探實踐和理論研究的不斷深入，四川盆地上三疊統(tǒng)須家河組（T3x）致密氣勘探獲得重大突破，不僅探明了川中廣安、合川、安岳以及川西新場等千億方級大氣田，而且在川東臥龍河-新市-雙龍地區(qū)、川南觀音場-丹鳳場-合江地區(qū)、川西北九龍山地區(qū)，以及川東北普光、通南巴、元壩、龍崗等地區(qū)取得了良好的勘探成效[1-4]。位于通南巴地區(qū)的馬路背氣田是中石化在川東北發(fā)現(xiàn)的第1個陸相大氣田，須家河組探明天然氣地質(zhì)儲量515.27×108m3。普陸1井是普光地區(qū)第1口陸相探井，須家河組二段（簡稱須二段（T3x2），下同）壓裂后日產(chǎn)氣3.7×104m3，證實了該地區(qū)須家河組具備良好的勘探潛力。

目前，關(guān)于通南巴地區(qū)須家河組天然氣的成因和來源存在較大爭議。盤昌林等[5]和戴金星等[6]指出，該地區(qū)須家河組天然氣為陸相煤型氣，主要來源于自身煤系烴源巖，氣藏具有“自生自儲”的特點。另一些學(xué)者認為，須家河組天然氣為海相油型氣和陸相煤型氣的混合氣，其中，海相油型氣的貢獻顯著，比例最高可達50%以上[7-9]。然而，對于海相油型氣的來源問題，尚未形成統(tǒng)一認識。劉景東等[10]、吳小奇等[11]和杜紅權(quán)等[12]認為，油型氣主要來源于龍?zhí)督M烴源巖。而鄭瑞輝等[13]認為，除了龍?zhí)督M之外，長興組、嘉陵江組及雷口坡組對須家河組氣藏也有貢獻。相對而言，國內(nèi)學(xué)者對普光地區(qū)須家河組氣藏的關(guān)注較少，理論研究較為薄弱，尤其是圍繞氣源問題尚未開展系統(tǒng)的研究工作。針對上述問題，本文在綜合前人成果的基礎(chǔ)上，對須家河組烴源巖及其脫附氣，以及須家河組、雷口坡組（T2l）和龍?zhí)督M（P2l）天然氣進行了補充測試，并且系統(tǒng)收集了鄰區(qū)須家河組天然氣的組分和同位素數(shù)據(jù)。通過氣藏氣、烴源巖脫附氣、烴源巖的綜合對比，深入探討了普光和通南巴地區(qū)須家河組天然氣的來源，以期為后續(xù)油氣勘探部署提供有力依據(jù)。

1 地質(zhì)背景

普光和通南巴地區(qū)位于四川盆地東北緣，構(gòu)造上分別屬于川東高陡褶帶和川北低平褶帶。受控于盆緣山系不同方向的逆沖推覆作用，2個地區(qū)發(fā)育北東向和北西向2組構(gòu)造體系。普光地區(qū)以嘉陵江組和雷口坡組膏鹽巖層為界，下部海相地層呈現(xiàn)受北東向斷層控制的隆坳相間的構(gòu)造格局，褶皺強烈，主要形成于燕山晚期；上部陸相地層斷裂形成于喜山期，主要呈北西向展布，褶皺數(shù)量多，但規(guī)模較小[14]。通南巴地區(qū)總體表現(xiàn)為以北東向構(gòu)造為主，并疊加了一系列北西向斷裂和構(gòu)造的多高點背斜帶，包括南陽場斷鼻構(gòu)造、涪陽壩斷塊構(gòu)造以及黑池梁構(gòu)造3個次級構(gòu)造單元。北東向斷裂主要形成于燕山期，而北西向斷裂主要形成于喜山期[15]。2個地區(qū)的構(gòu)造演化過程可概括為3個階段，即印支期構(gòu)造雛形產(chǎn)生階段、燕山期構(gòu)造定型階段、喜山期疊加改造階段[14-15]。

普光和通南巴地區(qū)須二段和須四段（T3x4）主要沉積辮狀河三角洲前緣水下分流河道砂體，巖石類型以細粒巖屑砂巖和巖屑石英砂巖為主，是目前的主產(chǎn)層。須三段（T3x3）和須五段（T3x5）以湖相沉積為主，發(fā)育暗色泥巖夾煤線，是烴源巖有利發(fā)育層段。干酪根類型包括Ⅱ1，Ⅱ2和Ⅲ型，以Ⅱ2，Ⅲ型為主。泥巖總有機碳質(zhì)量分數(shù)（TOC）介于0.09%～5.85%，平均為1.54%，個別碳質(zhì)泥巖和煤線的TOC分別高達37.37%，79.44%。鏡質(zhì)組反射率（Ro）一般大于1.20%，處于高—過成熟階段，以產(chǎn)氣為主（見表1）。除此之外，海相地層自下而上發(fā)育下寒武統(tǒng)筇竹寺組、下志留統(tǒng)龍馬溪組以及上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M等多套烴源巖，由于埋藏較深，Ro多數(shù)大于2.00%。筇竹寺組烴源巖以深灰色泥巖為主，TOC介于0.48%～2.33%，平均為 1.05%[16]。龍馬溪組烴源巖主要為黑色泥頁巖，TOC 介于 2.60%～6.10%，平均為 3.30%[17]。龍?zhí)督M烴源巖主要為黑色泥巖和碳質(zhì)泥巖，TOC介于0.14%～5.40%，平均為2.19%，個別碳質(zhì)泥巖TOC高達8.64%[18]。

表1 普光和通南巴地區(qū)須家河組烴源巖特征

2 天然氣地球化學(xué)特征

2.1 組分特征

普光和通南巴地區(qū)須家河組天然氣以烷烴氣為主，其中甲烷體積分數(shù)最高，重?zé)N氣體積分數(shù)偏低，幾乎不含丁烷。普光地區(qū)甲烷體積分數(shù)為84.16%～98.89%，通南巴地區(qū)甲烷體積分數(shù)略高，介于89.35%～99.50%。普光地區(qū)重?zé)N氣體積分數(shù)為0.57%～2.32%，其中，乙烷和丙烷體積分數(shù)分別介于0.68%～2.05%，0～0.22%。通南巴地區(qū)重?zé)N氣體積分數(shù)與普光地區(qū)較為相似，為0.31%～2.55%，其中，乙烷和丙烷體積分數(shù)分別介于0.29%～1.24%，0～0.21%。2個地區(qū)天然氣的干燥系數(shù)普遍高于0.97，為典型干氣，表明其熱演化程度較高。非烴氣體以氮氣和二氧化碳為主，幾乎不含硫化氫[6-8，10-12，19]（見表2）。

表2 須家河組、雷口坡組和龍?zhí)督M多類型天然氣地球化學(xué)特征

2.2 同位素特征

雖然普光和通南巴地區(qū)須家河組天然氣均表現(xiàn)為干氣，但是碳同位素組成具有明顯的差異。普光地區(qū)天然氣甲烷、乙烷和丙烷的 δ13C 值（簡稱 δ13C1，δ13C2，δ13C3）分別介于-36.1‰～-30.8‰，-28.9‰～-26.0‰，-30.1‰～-26.1‰。所有樣品甲烷的碳同位素組成均輕于乙烷，個別樣品乙烷和丙烷發(fā)生了碳同位素倒轉(zhuǎn)（δ13C2>δ13C3）。與普光地區(qū)相比，通南巴地區(qū)δ13C1值整體偏高，為-33.7‰～-25.2‰，而 δ13C2，δ13C3值顯著偏低，分別為-35.5‰～-28.9‰，-37.1‰～-29.5‰。大多數(shù)樣品呈現(xiàn)甲烷、乙烷負碳同位素序列特征（δ13C1>δ13C2），部分樣品甚至出現(xiàn)了碳同位素完全倒轉(zhuǎn)的現(xiàn)象（δ13C1>δ13C2>δ13C3），暗示該地區(qū)天然氣的成因和來源與普光地區(qū)不同。另外，通南巴地區(qū)甲烷的δD值（簡稱δD1）分布較為離散，介于-173‰～-122‰[6-8，10-12，19]（見表2）。

3 天然氣成因類型

3.1 天然氣的成因與成熟度

烷烴氣的碳同位素組成是剖析天然氣成因類型和成熟度的核心指標(biāo)。其中，乙烷碳同位素受成熟度影響較小，具有明顯的母質(zhì)繼承性，可用于劃分油型氣和煤型氣。戴金星[20]通過系統(tǒng)總結(jié)和分析國內(nèi)外相關(guān)研究成果，認為煤型氣的δ13C2值基本上高于-28.0‰，而油型氣的δ13C2值基本上低于-28.5‰。本文暫以-28.0‰作為油型氣和煤型氣的界限值，對天然氣成因類型進行劃分。丙烷碳同位素也可用于鑒別天然氣成因，一般認為煤型氣的δ13C3值高于-25.5‰，油型氣的δ13C3值低于-27.0‰[21]。甲烷碳同位素受天然氣熱演化程度影響明顯，是區(qū)分同源、不同成熟度天然氣的有效指標(biāo)。戴金星[22]基于我國含油氣盆地天然氣數(shù)據(jù)建立了油型氣和煤型氣δ13C1值與母質(zhì)成熟度的關(guān)系式，本文利用該公式計算了2類天然氣不同成熟階段對應(yīng)的δ13C1值，從而根據(jù)甲烷碳同位素組成分析天然氣的熱演化程度（見圖1）。

圖1 須家河組天然氣δ13C2與δ13C1的關(guān)系

前人研究顯示，龍崗地區(qū)須家河組天然氣的δ13C2，δ13C3值分別為-25.6‰～-20.8‰，-23.8‰～-21.6‰[23]，均高于煤型氣的界限值，屬于典型的陸相煤型氣。δ13C1值為-42.2‰～-34.6‰[23]，熱演化程度從未成熟到成熟均有分布（見圖1）。與龍崗地區(qū)相比，通南巴地區(qū)須家河組天然氣的 δ13C2，δ13C3值明顯偏低[6-7，10-12]（見表2），遠小于油型氣的界限值，呈現(xiàn)油型氣的特征。δ13C1值顯著偏高[6-8，10-12]（見表2），表現(xiàn)為過成熟氣（見圖1），這與天然氣極高的干燥系數(shù)一致。值得注意的是，部分天然氣的 δ13C1值大于-30.0‰，最高可達-25.2‰[6-8，10-12]。一般而言，δ13C1值大于-30.0‰的甲烷為無機成因[22]。但是天然氣的氦同位素組成較低，R/Ra值（R為天然氣的3He/4He值，Ra為大氣的3He/4He值）介于0.003 3～0.018 1，表現(xiàn)出典型殼源的特征[8]。目前，在國內(nèi)外已發(fā)現(xiàn)δ13C1值大于-30.0‰的高—過成熟煤型氣，我國資江煤礦測水組煤型氣的 δ13C1值高達-24.9‰[22]，因此須家河組天然氣中富13C的甲烷應(yīng)為煤型氣成因。通南巴地區(qū)烷烴氣的碳同位素組成與鄰近的九龍山地區(qū)較為相似（見圖1），后者 δ13C1，δ13C2值分別為-30.4‰～-28.9‰，-32.0‰～-29.7‰[24-25]， 暗示二者可能具有相似的來源。

普光2井須家河組天然氣δ13C2值明顯大于-28.0‰，為煤型氣[19]。普陸 1-2H 井 δ13C2，δ13C3值均低于相應(yīng)的油型氣界限值，屬于油型氣。普光8井δ13C2，δ13C3值分別為-28.2‰，-26.1‰，均位于油型氣和煤型氣界限值附近，天然氣表現(xiàn)為二者的混合氣。因此，普光地區(qū)呈現(xiàn)油型氣和煤型氣混合共存的特點，相對而言，煤型氣的特征更為明顯。 δ13C1值較高[19]（見表2），表明天然氣母質(zhì)的熱演化程度已達高—過成熟階段（見圖1）。普光地區(qū)烷烴氣的碳同位素組成與川西新場地區(qū)須二段天然氣較為相似，后者 δ13C1，δ13C2值分別介于-34.5‰～-30.7‰，-29.1‰～-24.0‰[26]，同樣表現(xiàn)為高—過成熟油型氣和煤型氣的混合氣（見圖1）。

3.2 油型氣的成因類型

為了進一步明確須家河組氣藏中油型氣的成因，剖析了天然氣組分之間的相關(guān)關(guān)系。油型氣主要形成于2類地質(zhì)作用，即干酪根熱裂解作用和原油熱裂解作用。烷烴氣的甲烷與乙烷體積分數(shù)（φ）比值和乙烷與丙烷體積分數(shù)比值的變化趨勢在2種熱裂解過程中有所不同[27-28]。 謝增業(yè)等[28]通過對源于同一腐泥型烴源巖的干酪根和原油進行熱模擬實驗，獲得了干酪根裂解氣和原油裂解氣的 ln（φ（C1）/φ（C2））和 ln（φ（C2）/φ（C3））隨Ro的演化趨勢（見圖2），可用于油型氣的成因判識。通南巴地區(qū)須家河組天然氣的 ln（φ（C1）/φ（C2））和ln（φ（C2）/φ（C3））分別介于 4.36～5.73，1.16～3.91[6-8，10-12]（見表2），在圖2上表現(xiàn)為 ln（φ（C2）/φ（C3））快速升高，而 ln（φ（C1）/φ（C2））變化甚微，主要位于原油裂解氣區(qū)域內(nèi)，且對應(yīng)的母質(zhì)Ro基本上大于2.0%，這與天然氣碳同位素組成具有過成熟油型氣特征是一致的（見圖1），表明該地區(qū)油型氣主要來自原油的高溫?zé)崃呀庾饔谩?普光地區(qū)須家河組天然氣的 ln（φ（C1）/φ（C2））和ln（φ（C2）/φ（C3））分別介于 3.86～4.92，2.23～2.67（見表2），在圖2上整體表現(xiàn)為高—過成熟干酪根裂解氣和原油裂解氣的混合氣，ln（φ（C1）/φ（C2））和 ln（φ（C2）/φ（C3））呈現(xiàn)同步增大的趨勢。因此，該地區(qū)天然氣中的油型氣必然有原油裂解氣的貢獻。

圖2 須家河組天然氣 ln（φ（C2）/φ（C3））與 ln（φ（C1）/φ（C2））的關(guān)系

4 氣源探討

4.1 普光地區(qū)天然氣來源

對于經(jīng)歷正常熱演化過程的烴源巖，隨著成熟度升高，其生成烷烴氣的碳同位素組成將逐漸變重，并且δ13C1值會趨近δ13C2值。龍崗地區(qū)須家河組天然氣的δ13C2-δ13C1值隨著 δ13C1值升高而逐漸降低，呈“單段式”分布，符合上述規(guī)律（見圖3）。與龍崗地區(qū)不同，元壩地區(qū)須家河組天然氣在圖3上呈“雙段式”分布，當(dāng)甲烷和乙烷的碳同位素接近倒轉(zhuǎn)時，δ13C2-δ13C1值急劇下降，但δ13C1值變化微弱，此現(xiàn)象與熱演化過程無關(guān)。原因在于龍崗地區(qū)天然氣為自生煤型氣[23]，而元壩地區(qū)天然氣除來源于自身烴源巖之外，還有以甲烷、乙烷碳同位素倒轉(zhuǎn)為特征的深部海相氣的貢獻[7，10-11，29]。因此，天然氣δ13C2-δ13C1值隨δ13C1值演化趨勢的變化在一定程度上反映了氣源的差異性。普光和川西新場地區(qū)天然氣在圖3上表現(xiàn)為“單段式”特征，與龍崗地區(qū)相似，暗示2個地區(qū)混合共存的油型氣和煤型氣可能來自單套或多套性質(zhì)相似的烴源巖。前人研究表明，川西新場地區(qū)須二段天然氣主要來源于下伏馬鞍塘組—小塘子組烴源巖，該套烴源巖以Ⅲ型干酪根為主，混有Ⅰ型和Ⅱ型干酪根，Ro介于1.90%～2.70%，處于高—過成熟階段[26，30]。普光地區(qū)僅殘留厚度極薄的小塘子組，生烴能力有限。但是，須家河組烴源巖同時發(fā)育腐殖型和混合型干酪根，在生成煤型氣的同時，具備一定的生油能力，且Ro介于1.43%～2.42%，處于高—過成熟階段（見表1），這與天然氣表現(xiàn)為高—過成熟油型氣和煤型氣的混合氣相匹配。因此，普光地區(qū)須家河組天然氣可能來源于自身烴源巖。

圖3 須家河組天然氣δ13C2-δ13C1與δ13C1的關(guān)系

烴源巖脫附氣與相應(yīng)烴源巖具有良好的“親緣”關(guān)系，其可作為一個有效參考對象開展氣源對比工作[31]。測試結(jié)果顯示：須家河組烴源巖脫附氣表現(xiàn)為高—過成熟煤型氣（見表2），其甲烷和乙烷碳同位素組成與普光地區(qū)煤型氣[19]極其相近，呈現(xiàn)明顯的正碳同位素序列（見圖4），表明普光地區(qū)煤型氣主要來源于須家河組烴源巖。另外，普光地區(qū)須家河組儲層中可見脈狀分布的固體瀝青。該瀝青具有低溶性、高反射率和低H/C原子比的性質(zhì)，屬于焦瀝青，是原油裂解成氣后的產(chǎn)物，其碳同位素和二苯并噻吩系列組成與同層位烴源巖相似[34]。并且，白堊紀晚期，須家河組埋深近7 000 m，對應(yīng)的地層溫度高于190℃[35]，滿足原油裂解所需的溫度條件（大于150℃）[36]。因此，普光地區(qū)油型氣應(yīng)由須家河組烴源巖中富氫組分生成的液態(tài)烴進一步高溫?zé)崃呀舛鴣怼Ｒ话愣?，高熱演化天然氣的碳同位素組成較母質(zhì)干酪根偏輕1.0‰～4.5‰[37]。普光地區(qū)須家河組天然氣 δ13C2值介于-28.9‰～-26.0‰[19]（見表2），干酪根的 δ13C 值介于-26.4‰～-24.4‰（見表1），二者的碳同位素組成基本符合上述規(guī)律（見圖5）。因此，普光地區(qū)須家河組屬于典型的自生自儲型氣藏。

圖4 多類型天然氣的甲烷、乙烷和丙烷碳同位素組成

圖5 須家河組乙烷與海、陸相烴源巖干酪根碳同位素組成對比

4.2 通南巴地區(qū)天然氣來源

前已述及，通南巴地區(qū)須家河組重?zé)N氣的碳同位素組成呈現(xiàn)油型氣特征，而部分甲烷屬于煤型氣成因，并且甲烷和乙烷的碳同位素組成具有正序、負序共存的特點[6-7，10-12]（見表2），上述現(xiàn)象暗示該地區(qū)須家河組氣藏并非單源供烴。通南巴地區(qū)天然氣δ13C2-δ13C1值隨δ13C1值的演化趨勢與普光、龍崗以及川西新場地區(qū)明顯不同（見圖3），其δ13C2-δ13C1值呈急劇下降的趨勢，但δ13C1值變化甚微，暗示δ13C2值顯著降低，此現(xiàn)象顯然有悖于天然氣正常熱演化過程中的碳同位素分餾機制。考慮到下伏海相碳酸鹽巖天然氣的乙烷碳同位素組成偏輕，并且通常具有甲烷、乙烷碳同位素倒轉(zhuǎn)的特點，推測上述現(xiàn)象極有可能是由海相氣的混入引起的，與鄰近的九龍山和元壩地區(qū)相似[7，10-11，24，29]。 一般而言，烷烴氣的氫同位素組成主要受控于烴源巖沉積水體的鹽度，即烷烴氣的氫同位素組成隨著母質(zhì)沉積水體鹽度的增大而逐漸變重。有機質(zhì)熱演化程度對烷烴氣的氫同位素組成影響偏弱，尤其是對高—過成熟天然氣而言，氫同位素組成與熱演化程度的關(guān)系不明顯[38]。錢志浩等[39]針對四川盆地典型海、陸相層系氣藏進行單體烴的氫同位素測試，認為海相氣的δD1值一般高于-160‰，而陸相氣的δD1值一般低于-160‰。通南巴地區(qū)天然氣 的 δD1值介 于-173‰～-122‰[8，11-12]（見表2），跨越海、陸相界限值，進一步證實其為海、陸相天然氣的混合氣?？傊?，通南巴地區(qū)須家河組氣藏海相氣的混入既引起乙烷碳同位素組成變輕，又使得甲烷氫同位素組成變重。

通過甲烷、乙烷、丙烷碳同位素組成分布（見圖4）可以看出，通南巴地區(qū)須家河組天然氣主要呈現(xiàn)“下凹型”或“右傾型”的特點，個別天然氣表現(xiàn)為“上凸型”或“左傾型”。馬7井中三疊統(tǒng)雷口坡組天然氣不含H2S，排除次生變化對天然氣同位素的影響，其烷烴氣碳同位素組成與須家河組相似，甲烷和乙烷碳同位素發(fā)生倒轉(zhuǎn)（見表2），在圖4中呈現(xiàn)“下凹型”特點。下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組三段和四段碳酸鹽巖氣藏普遍不含硫化氫，其δ13C1，δ13C2，δ13C3值分別介于-31.6‰～-27.7‰，-35.8‰～-26.7‰，-37.5‰～-31.2‰[10，32]，以甲烷、乙烷碳同位素倒轉(zhuǎn)為主，個別天然氣呈現(xiàn)甲烷、乙烷正碳同位素序列，在圖4中主要表現(xiàn)為“下凹型”或“右傾型”的特點，與須家河組烷烴氣的碳同位素特征相近。進一步分析發(fā)現(xiàn)，龍?zhí)督M與龍馬溪組頁巖氣均具有甲烷、乙烷碳同位素倒轉(zhuǎn)的特征[3，33]（見表2），甲烷、乙烷、丙烷碳同位素組成同樣呈現(xiàn)“下凹型”或“右傾型”特點（見圖4）。另外，碳同位素對比顯示，須家河組天然氣δ13C2值略低于龍?zhí)督M干酪根（-29.0‰～-26.0‰），并接近龍馬溪組干酪根（-32.1‰～-28.8‰）[10]，而寒武系烴源巖干酪根的碳同位素組成（-35.0‰～-31.6‰）明顯偏輕[10]（見圖5）。因此，中—下三疊統(tǒng)碳酸鹽巖氣藏以及龍?zhí)督M和龍馬溪組烴源巖可能是通南巴地區(qū)須家河組天然氣中海相油型氣的主要來源。另外，由于雷口坡組和飛仙關(guān)組氣藏天然氣的熱演化程度較高，δ13C1值偏大，為-31.6‰～-27.7‰[10，32]（見表2）， 與須家河組烴源巖脫附氣的 δ13C1值差別不明顯（-32.4‰～-27.5‰，見表2）。因此，δ13C1值對海相氣的混入不敏感，即使須家河組天然氣中部分甲烷的碳同位素組成異常偏重，顯示煤型氣的成因，也不能說明其主體為煤型氣。

綜上所述，通南巴地區(qū)須家河組氣藏具有“海、陸相雙源供烴”的特點，除自身烴源巖之外，下伏中—下三疊統(tǒng)碳酸鹽巖氣藏以及龍?zhí)督M和龍馬溪組烴源巖對天然氣具有顯著貢獻。

值得注意的是，通南巴地區(qū)呈現(xiàn)甲烷、乙烷負碳同位素序列的天然氣均來自背斜軸部，采自通江凹陷帶馬3井和馬5井的氣樣卻具有甲烷、乙烷正碳同位素序列特征[12]（見表2）。 尤其對馬3井而言，由須四段下部至上部，天然氣 δ13C2值由-31.3‰增至-28.9‰[12]，逐漸接近須家河組干酪根的δ13C值（見表1、圖5）。同時，δD1值由-164‰降至-167‰[40]，陸相來源特征趨于明顯。并且，馬3井須四段上部天然氣的δ13C1，δ13C2，δ13C3值分別為-30.9‰，-28.9‰，-29.5‰[12]， 與普光地區(qū)普陸1-2H井極為相似（見表2）。上述現(xiàn)象暗示通江凹陷帶須四段氣藏中海相油型氣的比例明顯降低，天然氣主要來源于自身烴源巖。這可能與通江凹陷帶構(gòu)造變形強度較弱、斷裂和裂縫發(fā)育程度偏低有關(guān)。

總之，通南巴背斜帶須家河組氣藏的天然氣主要來源于中—下三疊統(tǒng)碳酸鹽巖氣藏以及龍?zhí)督M和龍馬溪組烴源巖，表現(xiàn)為“海、陸相雙源供烴、斷層輸導(dǎo)”的成藏模式；通江凹陷帶須四段氣藏海相油型氣混入的特征明顯減弱，具有“陸相單源供烴、近源運聚”的成藏特點。通南巴地區(qū)不同構(gòu)造位置須家河組氣藏的氣源和成藏過程有所不同，在后續(xù)井位部署過程中需引起重視。

5 結(jié)論

1）普光和通南巴地區(qū)須家河組天然氣以烷烴氣為主，其中甲烷體積分數(shù)最高，干燥系數(shù)普遍高于0.97，為典型干氣。非烴氣體以氮氣和二氧化碳為主，幾乎不含硫化氫。

2）普光地區(qū)天然氣的 δ13C1，δ13C2值分別為-36.1‰～-30.8‰，-28.9‰～-26.0‰，具有正碳同位素序列特征，表現(xiàn)為高—過成熟油型氣和煤型氣的混合氣。須家河組氣藏的氣源為自身腐殖型和混合型干酪根，屬于典型的自生自儲型氣藏。

3）與普光地區(qū)相比，通南巴地區(qū)天然氣的δ13C1值偏高（-33.7‰～-25.2‰），具有煤型氣特點，δ13C2值明顯偏低（-35.5‰～-28.9‰），屬于油型氣成因，同樣表現(xiàn)出油型氣和煤型氣混合共存的特征。但是，甲烷和乙烷的碳同位素發(fā)生倒轉(zhuǎn)，且δD1值（-173‰～-122‰）跨越海、陸相界限值，表明須家河組氣藏具有“海、陸相雙源供烴”的特點。通南巴背斜帶須家河組氣藏的天然氣主要來源于中—下三疊統(tǒng)碳酸鹽巖氣藏以及龍?zhí)督M和龍馬溪組烴源巖。而通江凹陷帶須四段氣藏中海相油型氣的比例明顯降低，氣源主要為須家河組烴源巖。通南巴地區(qū)不同構(gòu)造位置須家河組氣藏的氣源具有差異性，在后續(xù)的井位部署過程中應(yīng)給予重視。