川中龙岗地区中三叠统雷四3亚段气藏地球化学特征与成藏分析

周世超，王兴志，曾德铭，何冰，邹祥（.西南石油大学地球科学与技术学院，成都60500；.中国石油西南油气田分公司川中气矿，四川遂宁69000）

川中龙岗地区中三叠统雷四3亚段气藏地球化学特征与成藏分析

周世超1，王兴志1，曾德铭1，何冰2，邹祥2
（1.西南石油大学地球科学与技术学院，成都610500；2.中国石油西南油气田分公司川中气矿，四川遂宁629000）

川中龙岗地区中三叠统雷四3亚段气藏无统一的气水界面，复杂的气水关系制约着气田后期的开发。在分析地球化学特征基础上，通过对研究区气、水分布规律研究，发现气藏的形成主要受储集层非均质性、沉积相、构造位置、断层及裂缝发育程度、保存条件等因素控制。对龙岗地区天然气组成和碳同位素特征分析，认为上覆须家河组为雷口坡组气藏主要的气源层；颗粒滩亚相储集层物性较好，在一定生烃强度下，天然气充注程度较高；气层、气水层、含气水层以孤立状构造圈闭为主；构造位置对气水分异作用明显；研究区断层及裂缝发育，为气藏提供了主要的输导体系及储集空间；上覆须家河组底部泥岩及雷口坡组膏盐岩层构成良好的盖层条件。

川中地区；龙岗地区；雷口坡组；地球化学特征；成藏条件；主控因素

川中龙岗地区油气勘探始于20世纪50年代初期，通过长期的地质、石油地质普查、构造细测和地震等勘探工作，发现了地面的营山、仪陇和花丛等构造，进行了一系列浅—中浅层的油气钻探工作。龙岗地区于1958年发现了侏罗系油藏，2006年发现上二叠统长兴组生物礁气藏及下三叠统飞仙关组鲕滩气藏，2008年发现中三叠统雷口坡组气藏[1]，表明龙岗地区具有良好的油气勘探开发潜力。

前人对四川盆地雷口坡组勘探已经取得一定认识[1]，但针对川中地区雷口坡组油气来源的问题讨论较少。而且随着勘探开发的深入，发现龙岗地区雷四3亚段气藏没有统一的气水界面，复杂的气水关系直接影响着后期开发井的部署和气田的高效开发。本文以龙岗地区雷口坡组气藏为研究对象，在分析地球化学特征基础上，掌握气水分布特征，明确成藏的主控因素，以期对气藏后期开发有所裨益。

1　地质背景

龙岗地区位于四川盆地川北坳陷仪陇—平昌平缓构造带（图1），三叠系自下而上发育飞仙关组、嘉陵江组、雷口坡组和须家河组，中三叠统雷口坡组是本文研究的目的层段，厚800~950 m，主要由一套浅灰、灰、深灰、褐灰色中—厚层块状的石灰岩、白云岩和厚层块状的膏岩互层组成，局部井区夹厚层块状的盐岩和中—薄层状、透镜状的颗粒碳酸盐岩，底部以“绿豆岩”与嘉陵江组整合接触，顶部与须家河组黑色泥页岩整合接触，岩性及电性界线清晰，易于识别。雷口坡组由下向上依次划分雷一段、雷二段、雷三段和雷四段。根据岩性、电性、沉积旋回性和含油气性等又可将雷四段由下向上细分为雷四1亚段、雷四2亚段和雷四3亚段[2]，其中雷四3亚段为本文研究的重点。

图1　龙岗地区构造位置

表1　龙岗地区雷四3亚段天然气组成

2　天然气成因

天然气成因受多种因素控制，包括母质类型、热成熟作用、运移过程中的“地质色层”作用、生物作用、水洗作用和天然气混合作用等，其中母质类型和热成熟作用对研究区天然气成因影响较大。

按干酪根母质类型将天然气分腐泥型、腐殖型、腐泥腐殖型和腐殖腐泥型[3-4]。在热成熟阶段，腐泥型有机质因带有较多长链结构和少量环状结构的化合物，断链后主要形成液态烃和重烃气；而腐殖型有机质多为缩合的多环结构化合物，带有较短的侧链，故只能形成少量的液态烃和重烃气（C2—C5），主要产物为甲烷。虽然两种母质来源均有天然气产出，但重烃气所占比例不同，来源于腐泥型的天然气的重烃气含量明显偏高，即腐泥型有机质比腐殖型有机质所生成的重烃气多。

由于生物活动、温度、压力和时间等因素，将有机质热演化分为未成熟、成熟、过成熟3个阶段，对应的将天然气分为生物气和生物-热催化过渡带气（镜质体反射率小于0.6%）、热解气（镜质体反射率为0.6%~2.0%）和裂解气（镜质体反射率大于2.0%）3种[3]。

2.1天然气组成

天然气干燥系数（C1/C1-5）主要与烃源岩母质类型及成熟度有关，依据干燥系数可将天然气分为干气（C1/C1-5大于0.95）、湿气（C1/C1-5为0.70~0.95）和高湿气（C1/C1-5小于0.70）3种类型[4]。根据研究区内15口井测试井段气样组分分析资料求平均值（表1），龙岗地区雷四3亚段气藏天然气中烃类气体含量83.19%~ 99.08%，平均93.47%，其中CH4含量为80.19%~ 97.19%；乙烷以上重烃气（C2—C5）含量为0.90%~ 5.51%，平均2.55%.相应的干燥系数基本上在0.95以上（除X21井为0.94），高者近于1.00，表明气样为较高演化程度下的热解气、腐殖型的干气。

研究区雷四3亚段天然气非烃气体含量较低（表1），以二氧化碳为主，含量为0.24%~13.50%，平均5.60%，这是由于储集层中的白云岩在一定温度条件下与各种硅酸盐发生化学反应会释放出CO2，氮气含量为0.01%~6.29%，平均1.02%，仅X10井、X11井和X17井中含有微量硫化氢。

2.2天然气同位素特征

2.1 一般资料 本次发放调查问卷1500份，回收有效调查问卷1392份，应答有效率为92.80%。其中男生599人，女生793人，平均年龄(18.43±0.80)岁。

天然气的碳同位素组成不仅与母质类型有关，也受成熟度、天然气运移、不同期天然气的混合以及不同源天然气的混合等因素的控制。由于成气母质类型不同，在成熟度一定的情况下，乙烷的碳同位素较甲烷碳同位素具有更强的稳定性和母质类型继承性[5]。目前，天然气乙烷碳同位素值已成为探讨天然气的母质类型最常用且最为有效的地球化学指标之一。目前认为乙烷碳同位素值低于-28‰为腐泥型气，高于-28‰为腐殖型气[6]。

为了详细对比分析龙岗地区雷四3亚段天然气的来源，收集了龙岗地区主要来源类型天然气的甲烷与乙烷碳同位素组成和研究区的碳同位素组成做对比[7-9]（图2）。从图2可以看出，飞仙关组和长兴组的天然气甲烷和乙烷碳同位素值基本重叠，而与须家河组、雷口坡组天然气截然分开，表明下伏层系（飞仙关组和长兴组）与雷口坡组的母质来源差异明显，不具亲缘性；而雷口坡组天然气（乙烷碳同位素值为-35.52‰~-25.26‰，甲烷碳同位素值为-40.72‰~ -34.69‰）与上覆须家河组天然气特征（乙烷碳同位素值为-26.00‰~-23.20‰，甲烷碳同位素值为-40.00‰~-33.80‰）接近，说明这两个地层的天然气的来源相同或相似，即雷口坡组天然气可能源于须家河组烃源岩。须家河组乙烷碳同位素值大于-28‰说明母质类型属于腐殖型。而雷口坡组乙烷碳同位素值在一定范围内的变化，可能是受热演化程度的影响[6]。

2.3天然气来源

据前人研究成果[8-9]，四川盆地雷口坡组有机碳含量主要为0.1%~0.4%，以川中地区的磨溪—潼南一带、川东的卧龙河地区有机质丰度相对较高，有机碳含量在0.3%以上，其余地区有机碳含量多小于0.3%.表明雷口坡组仅在局部具有生烃条件，且生烃能力有限，不能成为有效烃源岩。对于海相烃源岩层，按伊义尔拉波特沉积模式[10]，以潮下低能环境最为有利。根据现代沉积研究，有机质丰富的潟湖、海湾等地区即使水深较浅，仅0.3~0.5 m，只要处于氧化—还原环境界面以下就能生烃[11]。结合龙岗地区中三叠统雷口坡组沉积相研究成果分析[12-13]，雷口坡组以发育局限—蒸发台地相和半局限—局限海台地相为特征，雷口坡组沉积时古气候干旱、炎热，不利于生物的繁育，沉积物中有机质含量低，属不利的生烃环境。

天然气组成、碳同位素特征对比证实，龙岗地区雷口坡组雷四3亚段天然气主要来源于上三叠统须家河组烃源岩，极少部分来自雷口坡组烃源岩。

图2　龙岗地区天然气甲烷和乙烷碳同位素值关系

3　气水分布特征及成藏主控因素

3.1气水分布特征

通过对研究区3条气水剖面分析，可以得出龙岗地区气水分布的特征，全区位于北东高、南西低的斜坡带上，产气井主要分布于北东部构造高部位或局部小高点，气水同产井及产水井主要分布于南西部构造低部位或低平缓带，研究区气水关系复杂，不存在统一的气水界面[14-15]（图3）。

（1）烃源岩四川盆地上三叠统须家河组发育一套河湖、沼泽相含煤沉积地层，其中的暗色泥质岩和所夹煤层为龙岗地区雷口坡组雷四3亚段气藏主要的烃源岩，在盆地内分布范围广、厚度较大、西厚东薄呈带状分布，其中龙岗地区须家河组厚度150~200 m.

泥质烃源岩目前较为统一的有机碳含量的下限值为0.5%[16]，但由于热演化作用的影响，其有机碳含量的下限值会有一定变化。四川盆地上三叠统须家河组烃源岩有机碳含量普遍较高，据现有分析资料统计，川中地区须家河组泥质岩平均有机碳含量为1.76%.

图3　龙岗地区雷四3亚段气藏剖面示意

根据前人对四川盆地须家河组泥质岩干酪根镜下鉴定分析[17]，取样分析显微组分中干酪根腐泥组分含量较少，大部分为Ⅲ型干酪根，说明盆地须家河组有机质主要以腐殖型为主，局部地区存在腐殖腐泥型，以产气为主，具有一定的生油能力。

龙岗地区须家河组一段烃源岩的镜质体反射率为1.4%~1.8%，说明烃源岩达到高成熟演化阶段，须家河组的生气强度为4×108~6×108m3/km2，生烃量大，为雷四3亚段天然气藏的形成提供了物质条件[17]。尤其在研究区雷口坡组顶部岩溶斜坡带，沟丘密布，烃类主要沿雷口坡组顶部的不整合面岩溶缝和沟谷运移。

（2）储集层非均质性龙岗地区雷四3亚段天然气的富集部位明显受储集层发育程度的控制。龙岗地区雷四3亚段气层顶部距须家河组底部0~24.51 m，储集层厚度2.00~24.25 m，平均11.11 m，纵向上一般为1~6层，单层较薄，横向对比不太稳定，呈透镜状分布（图3）。储集岩以颗粒白云岩为主，粉晶白云岩为辅，储集空间主要为次生成因的粒内溶孔、粒间溶孔和晶间溶孔，原生孔隙和溶洞较少，裂缝主要作为天然气的渗滤通道[18-22]。研究区内雷口坡组雷四3亚段储集层总体上属于低孔、中低渗，仅局部为高孔、高渗。

研究区内储集层主要为一套陆表海碳酸盐岩台地沉积的局限台地颗粒滩，其次为局限台地云坪，对研究区内29口井的试油试气资料分析（表2），颗粒滩内基本为产气井及气水同产井，且日产量高，产水井和干井数量少。沉积相的发育情况直接影响雷四3亚段储集层发育以及气水分布的情况。

（3）区域构造龙岗地区雷口坡组顶界构造为一

表2　龙岗地区雷四3亚段部分井沉积相与天然气产量关系

表3　龙岗地区雷四3亚段部分井构造条件与天然气产量关系

北西—南东向抬升的大型单斜构造，发育多个局部高点，由于断层影响发育背斜、断背斜、断鼻构造。其上分布十余个走向为北西向、南北向和东西向的大于10 km2的构造，这些圈闭面积大，储集层较发育，北西向断层发育，局部有多个构造高点和裂缝，为构造-岩性油气藏的形成提供条件[23-24]。以区域内24口井的产量与构造条件的关系对比（表3），产气井主要位于构造高部位和局部小高点；气水同产井主要位于构造低部位及斜坡带；产水井一般位于构造平缓带或者构造低部位。说明构造位置对气水分异有一定的控制作用。

（4）裂缝或断层龙岗地区雷口坡组雷四3亚段储集层属于低孔、低渗非均质性储集层，断层和裂缝作为渗滤通道对提高碳酸盐岩储集层的储渗性能具有重要意义[25-27]。龙岗地区雷口坡组顶部断层十分发育（图3a），共计210条，以逆断层为主，主要发育2组断层，走向为北西—南东向、南北向与北西西向斜交。从研究区内该层段取心资料看，储集层裂缝比较发育，以微裂缝为主；结合成像测井资料分析（图4），以X1井为例，测试层段裂缝条数多达60条，以张开缝为主，个别为充填缝；将区域内4口典型井试气资料的对比发现（表4），X4井与X5井和X15井相比测井解释的平均孔隙度最低，但裂缝发育且产气量最高。产气井主要分布于断层附近（图3c），产气井大多位于裂缝发育区内，是因为裂缝大大改善了其储集层的渗流条件和储集能力，对天然气的运移起着很大作用。以上特征表明，断层和裂缝发育程度的好坏是控制工业气井分布的一个关键因素。

（5）良好的保存条件由于地层水中各种离子含量反映了所在地层的水动力特征和水文地球化学环境，可以在一定程度上客观地反映油气的保存和破坏条件[28]。无机组分是油田化学组分的重要组成部分。龙岗地区雷四3亚段地层水矿化度总体较高（表5），（75.68~875 441.39 mg/L，平均173 257 mg/L），主要为氯化钙水型，Na+/Cl-为0.03~1.31，平均0.41，地层水处于还原环境，表明龙岗气藏雷四3亚段储集层良好的封闭条件，对油气储集与赋存非常有利，气藏保存条件较好。

从龙岗地区的岩性组合分析，雷口坡组气藏上覆须家河组底部广泛分布的泥岩（图3b），单层厚度大，成岩作用较强，岩性致密，封盖能力较强，且裂缝不发育，构成了良好的陆相区域直接盖层。而雷口坡组自身为一套局限—蒸发台地相和半局限—局限海台地相地层，干旱、炎热的古气候使膏盐岩广泛发育，其厚度较大，可以对雷口坡组气藏起到良好封堵作用[10-13]，形成气藏海相膏岩盐间接盖层。

从龙岗地区断层发育情况分析，虽断层相对发育，但断层规模普遍较小，均未能断穿地面，在上覆盖层的封堵作用下，只要有合适的圈闭存在，天然气还可以重新聚集形成新的次生气藏。因此，断层的发育对气藏的形成有积极的作用。

图4　 X1井雷四3亚段（3 208—3 328 m）测井综合曲线及电成像

表4　龙岗地区部分井裂缝发育程度与天然气产量关系

表5　龙岗地区雷四3亚段地层水特征

4　结论

（1）龙岗地区雷四3亚段气藏天然气中烃类气体以甲烷为主，干燥系数大于0.95，为较高演化程度下的腐殖型热解干气。甲烷和乙烷碳同位素特征与上覆须家河组有较强的相似性，气源对比研究认为须家河组为龙岗地区雷四3亚段气藏主要的烃源层。

（2）龙岗地区气藏总体为构造背景控制下的岩性-构造气藏，无统一的气水界面。气层主要分布于构造位置较高、断层发育的西北部区域，而含气水层、水层主要分布于构造位置较低、较平缓的中、南部区域。

（3）烃源岩为须家河组一段泥质岩和煤岩，以腐殖型母质为主，其分布广、厚度大，有机碳含量高，处于高成熟阶段且生烃量大，为气藏的形成提供了充足的物质条件；局限台地颗粒滩储集层和局限台地云坪储集层很好地控制了储集层的发育范围及厚度，进而控制了整个气藏的气水分布；构造位置的高低对气水分异起到一定作用；研究区内断层及裂缝十分发育，为气藏提供了主要的输导体系及储集空间，产气井与断层、裂缝发育程度关系密切；地层水为CaCl2型，上覆须家河组底部泥岩盖层和雷口坡组自身膏盐岩层分布广，厚度大，封堵作用强，受断层影响小，保存条件良好，它们在时空上的有机配置是控制龙岗地区雷四3亚段气藏气水分布的关键。

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Geochemistry and Accumulation Analysis of Gas Reservoir of Leikoupo 43Sub⁃Member of Middle Triassic in Longgang Area,Central Sichuan Basin

ZHOU Shichao1,WANG Xingzhi1,ZENG Deming1,HE Bing2,ZOU Xiang2
（1.College of Earth Science and Technology,Southwest Petroleum University,Chengdu,Sichuan 610500,China;2.Central Sichuan Gas Field,Southwest Oil&Gas Field Company,PetroChina,Suining,Sichuan 629000,China)

The gas reservoir of Leikoupo 43sub⁃member of the Middle Triassic in Longgang area of central Sichuan basin has no uniform gas⁃water interface,and its late development is controlled by the complex gas⁃water relationship.Based on the analysis of the geochemical characteristics,the study on the gas and water distribution regularities reveals that the gas accumulation was controlled by the reservoir het⁃erogeneity,sedimentary facies,tectonic setting,fault and fracture and preservation condition,etc.The comparative analysis of gas composi⁃tion and isotopic characteristics indicates that the overlying Xujiahe formation is the main gas source layer of Leikoupo gas reservoir;In a certain condition of hydrocarbon generation intensity,the reservoir of grain shoal subfacies has good physical properties,with a high degree of gas charging.The gas layer,gas⁃water layer,gas⁃containing water layer are all dominated by isolated structural traps,the tectonic setting is of obvious differentiation effect on the gas and water;the developed faults and fractures in this area provide primary gas conduction sys⁃tem and reservoir space;the bottom mudstone of the Xujiahe formation and the Leikoupo gypsum⁃salt rocks constitute good conditions for hydrocarbon preservation.

central Sichuan basin;Longgang area;Leikoupo formation;geochemistry;hydrocarbon accumulation condition;main control⁃lingfactor

TE112.1

A

1001-3873（2015）04-0415-08

10.7657/XJPG20150407

2015-03-13

2015-05-17

国家自然科学基金（41272123）

周世超（1985-），女，四川自贡人，博士，矿产普查与勘探，（Tel）13881739155（E-mail）13881739155@163.com.