川西坳陷孝泉—新场—合兴场地区须二段天然气气源判定及成藏分析

王睿婧，刘树根，张贵生，孙 玮

（1．成都理工大学“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室；2．中国石化西南油气分公司勘探开发研究院）

川西坳陷孝泉—新场—合兴场地区须二段天然气气源判定及成藏分析

王睿婧1，刘树根1，张贵生2，孙 玮1

（1．成都理工大学“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室；2．中国石化西南油气分公司勘探开发研究院）

对川西坳陷孝泉—新场—合兴场地区须二段天然气组成及碳同位素的分析表明，须二段天然气为煤型气和油裂解气的混合成因气，其气源有3种：①马鞍塘组—小塘子组烃源岩，腐殖-腐泥混合型有机质生油生气，而后油在高温下裂解成气；②须二段内部烃源岩，以生气为主，自生自储；③须三段烃源岩对须二段天然气聚集也有贡献，但贡献极小。在对须二段气藏烃源岩生排烃高峰期天然气充注史与岩石致密演化之间的动态关系进行分析判定，认为须二段气藏属于典型的“后成型”致密气藏，其成藏过程符合“早聚、中封、晚活化”的成藏模式。

天然气气源；天然气成藏；须家河组；川西坳陷

致密砂岩气藏是指孔隙度低（＜12%）、渗透率较低（1 mD）、含气饱和度低（＜60%）、含水饱和度高（＞40%）、天然气在其中流动速度较为缓慢的砂岩层中的天然气藏［1］，是一种储量巨大的非常规气藏［2］。早在20世纪70年代，我国专家汲取北美在勘探开发致密砂岩含气方面的丰富经验，结合我国含气盆地的地质条件，逐步开展了致密砂岩含气领域的研究［3-6］。近年来在该研究领域更是取得了丰硕的成果［7-16］。川西坳陷上三叠统须家河组天然气藏属于典型的致密-超致密气藏［17］，一直以来都是油气勘探研究的重点区块。笔者在判断研究区致密气藏类型的基础上，通过对研究区须家河组二段天然气组分、碳同位素等地球化学特征的研究，并综合借鉴前人研究成果，探讨其天然气的来源，分析天然气的成藏过程。

1 地质概况

川西坳陷位于四川盆地西部，为晚三叠世以来陆相盆地的深坳陷部分，走向北东，总面积约3.1×104km2。大地构造位置处于龙门山造山带以东、扬子地块西北缘［18］。该坳陷的西界为龙门山推覆构造带，东界位于龙泉山一带，北界为米仓山推覆构造带，南界位于雅安—乐山一带。孝泉—新场—合兴场地区位于川西坳陷中段（图1）。

图1 川西坳陷须家河组气田分布及研究区位置图Fig.1 Gas fields distribution of Xujiahe Formation in West Sichuan depression and the location of the study area

2 须二段天然气类型及烃源岩分析

川西坳陷上三叠统为一套退覆沉积，经历了台地边缘滨海相→海陆过渡相→陆相的沉积旋回，并以陆相旋回期较长的沉积过程［19］，自下而上沉积了马鞍塘组—小塘子组（T3m—T3t）、须二段（T3x2）、须三段（T3x3）、须四段（T3x4）、须五段（T3x5）地层。 各层段中均有烃源岩发育，其中又以马鞍塘组烃源岩、须三段烃源岩和须五段烃源岩为主力烃源岩层。烃源岩具有厚度大、分布广、有机质丰度高、品质好、生气量巨大的特点①杨克明，叶军，朱宏权，等.川西致密碎屑岩天然气富集规律与勘探开发关键技术.中国石化油田勘探开发事业部油气勘探先导项目成果报告，2009.。

2.1 须二段天然气特征

川西坳陷孝泉—新场—合兴场地区须二段天然气甲烷含量主要为91.64%～98.71%，乙烷仅占0.47%～5.99%，丙烷占0.07%～1.07%，其它烃含量均很低，碳数越大，含量越小。非烃气体组成中基本不含H2S或H2S含量极少，这是由其成烃环境和成烃母质所决定的。研究区须二段δ13C1分布为-37.27‰～-30.30‰，δ13C2为 -27.10‰～-20.84‰，δ13C3为 -27.53‰～-19.31‰［20］，总体呈现出 δ13C1＜δ13C2＜δ13C3的正常系列分布趋势，显示天然气为典型的有机成因气［20］。研究区须二段天然气组分特征及碳同位素分析见表1。

表1 川西坳陷孝泉—新场—合兴场地区须二段天然气组分及碳同位素分析表（据内部资料②吴世祥，宋立珩，冯琼，等.川西坳陷上三叠统气水分布规律及控制因素研究.中国石化西南分公司勘探生产科研项目研究成果报告，2007.及文献［21-23］整理）Table 1 Analysis of natural gas composition and carbon isotope of the second member of Xujiahe Formation in Xiaoquan-Xinchang-Hexingchang area

2.2 须二段天然气类型判定

判定天然气类型的方法很多，目前主要是根据典型地区天然气的各种地球化学特征及其之间的相互关系推出一般的规律，从而制定出通用性的判定图版和判别标准［19-21］。根据判别目的的不同，选择相应的判定标准或图版。在判别油型气和煤型气成因方面，戴金星［24］曾提出过中国煤型气与油型气成因的判别标准，认为δ13C1为-10‰～-43‰，并且δ13C2＞-25.8‰ 的天然气为标准煤型气；而 δ13C1为-30‰～-55‰，且 δ13C2＜-28.8‰ 的天然气为油型气。考虑到研究区碳同位素数据的有限性、复杂性及该判别标准可能造成的多解性，笔者采用戴金星提出的δ13C1-C1/C2+3图版来鉴定研究区天然气的类型（图 2）。

图2 川西坳陷孝泉—新场—合兴场地区须二段天然气类型判别图Fig.2 Gas type of the second member of Xujiahe Formation in Xiaoquan-Xinchang-Hexingchang area

从图2可以看出，须二段天然气组分特征及甲烷同位素投射到图版上的点，基本落在Ⅱ1区间里，表明须二段天然气的类型可判定为煤型气和油型裂解气的混合成因气。

从天然气生成的过程分析，主要是以干酪根裂解气为主，也有石油裂解气，前者与煤型气相对应，后者则对应油型裂解气。20世纪90年代以来，国内外学者应用天然气中C1—C3组成及δ13C1—δ13C3同位素资料来鉴别原油裂解气和干酪根热降解气，所用的主要参数包括 δ13C2—δ13C3与 ln（C2/C3）的关系图版、ln（C1/C2）与 ln（C2/C3）的关系图版等［25-26］。目前，较为通用的是 ln（C1/C2）与 ln（C2/C3）的关系图版［27］。利用该图版，结合表1中须二段气体成分含量分析并借鉴须四段数据，编制了图3。

图3 川西坳陷孝泉—新场—合兴场地区须二段、须四段天然气 ln（C1/C2）-ln（C2/C3）图解Fig.3 Illustration of carbon isotope relation for gas samples of the second and fourth member of Xujiahe Formation in Xiaoquan-Xinchang-Hexingchang area

根据表1中川高561井天然气的组分含量及碳同位素值，其数值点落于图2中的Ⅱ2区域，则说明其为煤型气或凝析油伴生气。因为δ13C1值为-37.37‰，δ13C2值为-21.54‰，根据戴金星提出的天然气类型判定标准，可确定其属于与煤型气相关的天然气，为初次裂解气。图3中，川高561井数据点附近的探井天然气组分数据均有此特征，可判断这些井的天然气处于初次裂解气范围；而图中剩余井的气体数据分布与图版中二次裂解气的分布形式相近，因此判断其天然气为二次裂解气。由此看来，须二段天然气既有初次裂解气，也有二次裂解气的存在。

大多学者普遍认为，研究区须二段天然气是以煤型气为主［15，23-24］，但其油型气的成因也得到了一些学者的认可。叶军［28］认为，川西坳陷须二段主要为下伏马鞍塘组—小塘子组烃源岩，其有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ型为主，须二段气藏为早期原油裂解气藏。罗小平［29］指出须二段致密砂岩的溶蚀孔洞、裂缝及砂岩层理界面上分布大量沥青，为马鞍塘组—小塘子组与须二段海湾相油型烃源岩在生油窗期生成的古油藏，在后来的高温条件下裂解成天然气后的残留物。一般来讲，干酪根的生油窗为60～150℃，生气窗为150～180℃，当温度大于180℃时，以原油裂解为主，生成干气。川西孝泉—新场—合兴场地区须二段储层埋藏深度普遍较深，位于地下4000～5000 m。李林涛等［30］利用剥蚀量恢复技术推断出川西孝泉—新场—合兴场地区自晚三叠世以来的总剥蚀量为2300 m，因此，须二段在地史期内最大埋深可达7300 m。根据古地温梯度的折算（川西古地温梯度为25℃/km［31］，假设地表温度为现今地表温度20℃），当时须二段所经历的温度大致为195℃，满足原油裂解成气的要求，故研究区须二段天然气的油裂解成因观点是具有地质依据的。

2.3 须二段天然气来源

通过以上的分析可知，川西坳陷孝泉—新场—合兴场地区须二段天然气的类型为油型裂解气与煤型气的混合成因气，两者是由不同的成烃母质和成烃环境所决定的，以下分别探讨这2种成因天然气的来源。

2.3.1 油型裂解气的烃源岩

马鞍塘组—小塘子组（也称须一段）烃源岩下伏于须二段储层中，沉积于浅海陆棚海湾环境,生烃岩石主要为海湾泥坪和滨岸沼泽相为主的泥灰岩、泥页岩。其泥质烃源岩有机质类型主要为腐泥-腐殖型（Ⅱb），灰岩有机质类型为腐殖型-腐泥型（Ⅱa）和腐泥－腐殖型（Ⅱb），生烃潜力巨大。

马鞍塘组—小塘子组有机质在高成熟以前主要是生成液态石油，这些液态石油向上运移至须二段储层中富集，后期由于埋藏深度加大，原油在储层中过熟裂解成气。须二段储层中见到的沥青充填物［29］，即是液态烃裂解成天然气后的残留物，这便是须二段古油藏裂解成气藏的有力证据。须二段古油藏也是川西坳陷上三叠统须家河组天然气的重要气源。

2.3.2 煤型气的烃源岩

须二段烃源岩以黑色页岩为主，夹煤线，有机质类型主要为腐殖型（Ⅲ）。

田军等［32］、何心贵等［33］研究川西坳陷新场地区天然气及其气源时，运用气源岩的δ13C1-Ro关系式定量追踪天然气源岩。研究表明，新856井和新853井须二段天然气来自于须二段自身的烃源岩，呈现出自生自储的特点。

沈忠民等［20］通过对天然气组分、稳定碳同位素分布、天然气干燥系数、天然气轻烃特征等地球化学特征的分析认为，须二段天然气应该是不同时期形成的、成熟度不同的天然气相互混合而成，以自生自储为主。其天然气具有明显的运移分异效应，这正好与其岩层致密化特征相符。

须三段烃源岩为一套深灰色炭质泥页岩夹砂岩、煤系地层，有机质类型主要为腐殖型（Ⅲ）。

处于相对低部位的须三段烃源岩所生成的天然气在向上运移的过程中，可能在某些处于侧向高部位的须二段储层中聚集。

3 须二段致密砂岩气藏形成演化

源岩生排烃高峰期天然气充注与岩石致密演化之间存在动态关系。姜振学等根据这个关系将致密砂岩气藏分为2种类型：一是“先成型”深盆气藏，即储层致密化过程（孔隙度小于12%，渗透率小于1 mD）发生在源岩生排烃高峰期天然气充注之前；二是“后成型”致密气藏，即储层致密化过程发生在源岩生排烃高峰期天然气充注之后［34］。笔者采用孔隙度10%作为划分致密储层的标准。

“后成型”致密砂岩气藏早期的常规储层利于天然气运移、聚集，之后储层致密化，天然气与孔隙水被封堵，气水关系极其复杂。但从一定程度上来讲，天然气得到了很好的保存。后期的构造运动产生大量断裂和裂缝，前期封堵在致密储层中的天然气沿断裂及裂缝通道运移，重新分布，聚集成藏。

对于须二段气藏而言，其气源多样，烃源岩生烃强度大，油气充注期次多。杨克明等［35］将其成藏过程总体概括为“早聚、中封、晚活化”，与其具有“后成型”致密砂岩气藏特征相符（图4）。

图4 川西坳陷孝泉—新场地区须二段气藏天然气充注史与岩石致密化关系图Fig.4 Relationship between gas charging history and rock-tightening evolution of the second member of Xujiahe Formation in Xiaoquan-Xinchang-Hexingchang area

现以新场地区为例，对研究区须二段天然气成藏过程进行具体的剖析：

（1）须四段沉积末期，T3m+t—T3x2油气成藏系统内马鞍塘组—小塘子组海陆过渡相烃源岩开始生油（图 5a），直至早侏罗世均以生油为主［28］，在T3x5沉积时期，马鞍塘组—小塘子组烃源岩出现了第一次生、排烃高峰（图4中红色条带所示）。早期生成的石油向上运移至须二段古构造中并聚集成藏（此时储层未致密，符合常规储层天然气成藏机理，图4），随后埋藏加深，石油发生热裂解作用，生成天然气，须二段古油藏逐渐向气藏过渡（图5b），须二段储层中见到的大量沥青残留物便是有力的证据。同时，热降解沥青以固相成分参与了储层的致密化作用［36］。从中侏罗世末期到晚侏罗世，马鞍塘组—小塘子组烃源岩和须二段烃源岩均出现了2次以气为主的生排烃高峰（图4中红色条带所示，J2s沉积时和J3p沉积时），此时大部分储层孔隙度仍大于7%～8%，满足天然气运移聚集的储集条件（图4）。须二段内部烃源岩生成的天然气其二次运移距离短，有利于自生自储，且生、排烃高峰延续至了早白垩世。在同一地史时期内，T3x3—T3x4油气成藏系统中须三段烃源岩也出现了2次生气高峰，须三段烃源岩生气量大，天然气成游离态运移，其小部分可能通过断层连通，最终在某些处于侧向高位的须二段储层中得以聚集。这一阶段天然气按常规油气藏差异聚集原理富集，形成燕山期古隆起有利的油气富集区，以常规背斜圈闭聚集为主（可能有部分非背斜圈闭）的天然气藏［35］。

图5 新场地区须二段气藏成藏模式图Fig.5 The accumulation model of the second member of Xujiahe Formation in Xinchang area

（2）K—E时期大幅沉降，须二段储层超致密化，天然气被封存起来，不再运移［37］，这为天然气的保存起到了重要作用。

（3）喜马拉雅期，构造运动强烈，分支断层、褶皱和裂缝系统发育［38］，须二段气藏部分天然气通过断层和裂缝垂向上窜，在上覆地层形成次生气藏，即所谓的烟囱作用（效应）［37］。部分油裂解气携带沥青，其运移后，可能将沥青残留在断层面上或裂缝中（图 5c）。

4 结论

（1）川西孝泉—新场—合兴场地区须二段气藏天然气甲烷同位素分布为-37.27‰～-30.30‰，乙烷同位素为-27.10‰～-20.84‰，为煤型气与油型裂解气的混合成因气。

（2）川西孝泉—新场—合兴场地区须二段气藏天然气来源有3种：马鞍塘组—小塘组烃源岩；须二段内部烃源岩；须三段烃源岩。

（3）须二段气藏属于典型的“后成型”致密气藏，其气源多样，多期充注，成藏过程符合“早聚、中封、晚活化”的成藏模型。

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Judgement of natural gas resource and accumulation analysis of the second member of Xujiahe Formation in Xiaoquan-Xinchang-Hexingchang area of West Sichuan depression

WANG Rui-jing1， LIU Shu-gen1， ZHANG Gui-sheng2， SUN Wei1
（1.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation， Chengdu University of Technology， Chengdu 610059，China； 2.Research Institute of Exploration and Development， Southwest Branch,Sinopec， Chengdu 610051， China）

The analysis ofnatural gas composition and carbon isotope ofthe second member ofUpper Triassic Xujiahe Formation in Xiaoquan-Xinchang-Hexingchangarea ofWest Sichuan depression indicates that the natural gas is hybrid origin consistingofcoaliferous gas and oil-cracked gas.It has three sources:①source rock ofMaantangand Xiaotangzi Formation,humic-sapropelic organic material generated oil and gas and then the oil cracked into gas under high temperature;②source rock within the second member ofXujiahe Formation,gas-generated mainly,self-generatingand self-reserving;③source rock within the third member of Xujiahe Formation,which did few contributions to the gas accumulation ofthe second member ofXujiahe Formation.Byanalyzingthe dynamic relationship between gas charging history and the rock-tightening evolution,the gas reservoir of the second member of Xujiahe Formation is judged as a typical“subsequent tight sand gas” reservoir,whose accumulation process conformed to the specific mode of“early accumulation-seal up-late activation”.

natural gas resource；gas accumulation；Xujiahe Formation；West Sichuan depression

TE122.11

A

2011-03-28；

2011-04-20

王睿婧，1986年生，女，成都理工大学在读硕士研究生，主要从事石油天然气地质和天然气成藏研究。地址：（610059）四川省成都市成华区二仙桥东三路 1号成都理工大学能源学院。E-mail：fancysafina@sina.com

1673-8926（2011）04-0100-06

杨琦）