致密砂岩气藏油气轻烃特征及其地质意义——以四川盆地西北部须家河组气藏为例

王 玮，沈忠民，裴森奇，戴鸿鸣，黄 东

(1．油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学)，成都 610059；2.西南石油大学 地球科学与技术学院，成都 610500；3.中国石油 西南油气田公司 川西北气矿，四川 江油 621700；4.中国石油 西南油气田分公司 勘探开发研究院，成都 610056)

轻烃是石油和天然气的重要组成部分，国内外不同学者虽然对轻烃的定义不同[1-4]，但针对其在天然气成因[5]、有机质类型与形成环境[6]、成熟度判识[7]、油气源对比[8]、油气藏次生变化[9]、油气运移[10]和油气藏保存条件[11]等方面的相关参数及判识标准已经取得了较为广泛的应用。前人对四川盆地天然气及凝析油轻烃特征已有一定的认识，对不同地区须家河组油气的成因、可能来源、运移相态进行了分析[12-18]。本文在前人研究的基础上，对梓潼凹陷、中坝气田及九龙山构造的天然气及凝析油C5-C8轻烃进行分析，对研究区天然气及凝析油的成因、成熟度及其所代表的地质意义进行了研究，以期为该区油气成因类型和成藏过程研究提供参考。

1 地质概况

研究区位于四川盆地西北部，区域构造上属于川北古坳陷低缓构造带，区内有包含中坝、九龙山气田以及梓潼凹陷的魏城、老关庙、文兴场、柘坝场等多个含气构造(图1)。梓潼凹陷上三叠统须家河组主要为三角洲沉积体系与湖泊相的交替沉积，地层厚度1 800～2 300 m，因受印支运动影响，部分地区遭受剥蚀；地层自下而上可分为须一段—须五段[19-20]。

该区须家河组烃源岩纵向上主要发育在一、三、五段和须二中亚段，总体为一套含煤的暗色泥页岩沉积，其中煤层厚度5～20 m，泥页岩厚度100～500 m(表1)，有机碳含量为0.17%～10.2%，干酪根类型为Ⅱ2—Ⅲ型，镜质体反射率值为0.94%～2.50%，除中坝构造外，烃源岩有机质热演化程度较高，其生成产物以湿气和干气为主，部分气藏可含少量凝析油；储层总体上属低孔、低渗的致密砂岩储层，纵向上主要发育于须二段及须四段，岩性以中—粗粒岩屑砂岩为主，平均孔隙度1.91%～5.7%，平均渗透率(0.03～0.163)×10-3μm2，存在较强的非均质性；气藏普遍具有含气低丰度、大面积成藏特征，气藏气水关系较复杂，无统一气水界面，除中坝构造外气藏普遍存在异常高压。

2 样品分布及实验条件

本次分析共采集了凝析油及天然气样品36件，平面上分布于梓潼凹陷的老关庙、文兴场、柘坝场、魏城、丰谷等地区，以及九龙山构造和中坝构造；纵向上包括三叠系须家河组二、三、四段，侏罗系千佛崖组、自流井组及三叠系雷口坡组。天然气中轻烃(C5-C7) 分析采用Agilent 7890A型气相色谱仪，色谱柱为HP-PONA毛细色谱柱(50 m×0.2 mm×0.5 μm)。天然气进样量为10～15 mL，用液氮冷阱在色谱柱前富集轻烃5 min。凝析油进样量为0.3～1 μL，直接进入一小抽提器中，油中的轻烃被He抽提出后送入液氮冷阱冷却5 min，迅速加热到300 ℃以上。色谱分析条件：载气为N2气，平均线速度为14 cm/s，分流比为50∶1，升温程序为初始温度35 ℃，恒温10 min，然后分别以0.5 ℃/min程序升温至60 ℃，再以6.0 ℃/min程序升温至320 ℃，恒温30 min。

图1 研究区位置及取样井点分布Fig.1 Location of study area and sampled wells

表1 四川盆地西北部上三叠统须家河组烃源岩地球化学特征Table 1 Geochemical characteristics of the Upper Triassic Xujiahe Formation source rocks in the northwestern Sichuan Basin

3 轻烃地球化学特征

3.1 母质类型参数

3.1.1 C7及C5-C7轻烃系列

据前人研究成果，可以根据C7轻烃系列中的甲基环己烷(MCH)、各种结构的二甲基环戊烷(ΣDMCP)、正庚烷(nC7)的相对含量，以及C5-C7轻烃系列中正构烷烃与异构烷烃、环烷烃、芳香烃的相对含量，来区分有机质类型[21-26]。川西坳陷北部地区须家河组天然气及凝析油C7化合物含量显示出明显的甲基环己烷优势，其含量为30.37%～80.53%，平均69.24%；正庚烷及各种结构的二甲基环戊烷含量较低(表2)，除去G6井须二段、ZH47井雷三段2个凝析油样品落Ⅰ、Ⅱ型有机质区域外，其余样品点均落Ⅲ型有机质区域(图2a)。C5-C7轻烃系统中环烷烃含量最高，分布在25.03%～64.24%，平均47.10%；其次为芳烃，含量分布在6.29%～51.08%，平均25.97 %；而异构烷烃和正构烷烃含量较低，但是具有异构烷烃的优势，异构烷烃/正构烷烃比值为0.91～3.46(表2)。须家河组样品与大安寨段及雷口坡组腐泥型母质来源的油气形成鲜明的对比(图2b)，显示出主要是来源于富含腐殖型干酪根的煤系泥岩与煤岩的特征，但是相对而言梓潼凹陷油气样品较中坝构造有更高的芳香烃含量。

梓潼凹陷须家河组油气C5-C7轻烃化合物含量变化范围较大，影响含量变化的因素很多。以含量变化幅度最大的芳烃为例，影响因素主要有母质类型、成熟度以及运移过程中的次生作用(水溶、吸附等)。胡国艺等[17]通过对煤热解生成的轻烃定量分析后指出，控制四川盆地须家河组天然气轻烃中芳烃含量的主要因素是成熟度。但是通过本次实验，发现芳香烃含量并不是只受成熟度影响，例如：①老关庙构造须二段天然气芳烃含量低于须三段和须四段，与烃源岩成熟度不符；②中坝构造ZH47井与ZH54井所产出的天然气同位素数据非常接近(δ13C1分别为-34.67‰和-34.52‰；δ13C2分别为-23.76‰和-24.68‰)，但芳烃含量差距较大。

3.1.2 MANGO稳态催化轻烃参数

MANGO[27]提出过渡金属稳态催化的轻烃成因理论，发现石油中某些化合物绝对浓度的比值具有显著的不变性,特别是K1值[(2-MH+2,3-DMP)/(3-MH+2,4-DMP)]为1.06。随后其根据轻烃稳态催化动力学成因模式,进一步推导出参数K2[P3/(P2+N2)][28]。按照MANGO轻烃成因理论,对于同一种源岩在整个生油窗范围生成的所有原油轻烃应有不变的K值,此值只与油气的母质类型有关,而与成熟度无关。研究区须家河组天然气及凝析油样品Z3井K1值最大(1.72)， ZH71井最低(0.62)，除去以上2个较为异常的数据，K1值主体分布在0.85～1.25之间，平均为1.04(表3),整体相关性较好，相关系数达到0.96(图3a)。K2值整体上差异较大，主体分布在0.18～1.19之间，样品的相关系数也较低(图3b)；中坝构造K2值主要在0.18～0.44之间，而梓潼凹陷主要在0.47～0.88之间(图3c)，两者具有不同的分布趋势。

表2 四川盆地西北部须家河组天然气及凝析油轻烃化合物组成Table 2 Composition of light hydrocarbon compounds of the Upper Triassic Xujiahe Formation natural gas and condensates in the northwestern Sichuan Basin

图2 四川盆地西北部侏罗系—三叠系天然气及凝析油C7轻烃系列及C5-C7 轻烃组成体积百分数含量三角图Fig.2 Triangular chart showing the volume percentages of C7 and C5-C7 for the Jurassic-Upper Triassic gas and condensates in the northwestern Sichuan Basin

表3 四川盆地西北部须家河组天然气及凝析油MANGO轻烃化合物参数Table 3 Parameters of MANGO light hydrocarbon compounds of the Upper Triassic Xujiahe Formation natural gas and condensates in the northwestern Sichuan Basin

图3 四川盆地西北部侏罗系—三叠系天然气及凝析油K1值和K2值相关关系Fig.3 Correlation between K1 and K2 of the Jurassic-Upper Triassic gas and condensates in the northwestern Sichuan Basin

图4 四川盆地西北部侏罗系—三叠系天然气及凝析油母体—子体比值示意Fig.4 Diagram showing the parent-daughter ratio of the Jurassic-Upper Triassic gas and condensates in the northwestern Sichuan Basin

3.2 成熟度参数

3.2.1 庚烷值与异庚烷值

THOMPSON[32-33]提出用庚烷值和异庚烷值来衡量沉积物中轻烃的烷基化程度, 并用它作为原油的成熟度指标。按照其划分标准，研究区天然气及凝析油样品正庚烷值为6.20～14.53，异庚烷值为0.95～2.70(表2)，绝大部分须家河组样品落在成熟油区域内，部分天然气样品分布在高成熟区域内(图5a)，同时须二段Z3井凝析油和天然气样品、须四段G2井凝析油和天然气样品及W4井、WC1井凝析油样品的庚烷值和异庚烷值分布在低成熟范围内，而且整体上表现出与中坝构造样品成熟度相近或略低的特征。

3.2.2 Ctemp 参数

MANGO基于BEMENT的研究工作和他本人的分析资料，提出了原油或天然气母质经历的最高地温T(℃)的计算公式[22,34]:

T=140+15ln[2,4-DMP/2,3-DMP]

该参数与母质类型和成藏时间无关，而只与温度相关。研究区天然气及凝析油样品T=100.19～154.59 ℃，须家河组油气生成温度主体为125～149℃(表3,图5b)，就生成温度而言，天然气样品普遍高出凝析油样品3.5～13.15 ℃。利用油气最大生成温度与镜质体反射率之间的关系折算出Ro，除ZH60井最低(0.56%)以外，其余主要在0.86%～1.23%之间，显示出样品成熟度处于成熟—高成熟演化阶段。

4 轻烃特征的地质意义

研究区须家河组地层源储具有“三明治”式组合特征，不同构造、不同层位的烃源岩具有多期、递进的生烃过程。但该区不同层系烃源岩形成的环境相近，源储生物标志化合物对比及天然气同位素、组分综合判识，显示出该区除九龙山构造外，天然气主要为腐殖型有机质的热成因气(图6)，整体上具有自生自储的特征。但是梓潼凹陷油气样品的K2值相关性较差，母体—子体轻烃参数具较强离散性，可能是受到不同的油气成藏过程影响。梓潼凹陷须家河组凝析油、天然气样品同一构造不同层位、同一层位不同构造可对比性差(图7)。该区油气运移距离较短，储层砂体之间的连通性较差，聚集过程主要以近源短距离运移为主，储层在生烃高峰前期已达到致密演化阶段。中坝构造储层物性明显好于梓潼凹陷，为常压油气藏，所以梓潼凹陷部分样品轻烃参数分布具有较强的离散性，很可能与封闭性地质环境中捕获不同热演化阶段天然气的累积效应有关。梓潼凹陷天然气δ13C1或轻烃参数计算的成熟度，整体上会明显低于烃源岩实测成熟度。

图5 四川盆地梓潼凹陷侏罗系—三叠系天然气及凝析油庚烷值与异庚烷值、Ctemp参数与异庚烷值的分布Fig.5 Distribution of heptane, isoheptane and Ctemp, isoheptane of the Jurassic-Upper Triassic gas and condensates in the northwestern Sichuan Basin

图6 四川盆地西北部须家河组天然气δ13C1与C1/(C2+ C3)的关系Fig.6 Gas type identification using the δ13C1- C1/(C2+ C3)diagram of Upper Triassic Xujiahe Formation in the northwestern Sichuan Basin

由庚烷值与异庚烷值所判识出的梓潼凹陷须二及须四段大部分凝析油样品具有较低成熟度，但其油气生成最高温度折算的Ro值为0.86%～1.00%，两种计算所得出的成熟度存在一定的偏差。国内的一些学者研究发现具“蒸发分馏”现象的油气藏中，原油会出现“较轻”组分成熟度不高的假象[35-38]。

图7 四川盆地西北部须家河组凝析油及天然气轻烃对比星状图Fig.7 Star-plot of light hydrocarbons of Upper Triassic Xujiahe Formation natural gas and condensates in the northwestern Sichuan Basin

借鉴THOMPSON[39]所提出的甲苯/正庚烷(芳香度比值，B)和正庚烷/甲基环己烷(石蜡性比值，F)图版，梓潼凹陷须家河组凝析油样品基本沿蒸发分馏作用的演化曲线分布(图8)。 研究中对于同口井所产出的天然气及凝析油样品的部分轻烃参数进行对比(表4)，甲苯/正庚烷差异在0.02～6.54之间、正庚烷/甲基环己烷差异在0.34～3.38之间，该参数在研究区对分馏作用较敏感，可以作为该地区蒸发分馏程度的判识指标。梓潼凹陷须二段Z3井、G6井及须四段的G2井、W4井、WC1井的凝析油样品，经历了不同程度的蒸发分馏作用，该区凝析油为“蒸发分馏”成因的残余油，并非正常的热成因凝析油。同时在上述各井中除去G6井须二段以外，其余各井在相应的层段均取得了较高的天然气测试产量；而中坝构造表现出正常的热成因凝析油的特征，这也与其所处的热演化阶段相吻合。

图8 四川盆地西北部侏罗系—三叠系凝析油B-F模式Fig.8 B-F diagram of the Jurassic-Upper Triassic condensates in the northwestern Sichuan Basin

综合考虑研究区的油气轻烃特征及地质背景，认为引起梓潼凹陷凝析油蒸发分馏效应的原因是：储层在烃源岩进入成烃高峰期前已达致密演化阶段，在封闭—半封闭的地质环境中，早期聚集在油藏中的原油，被后期持续注入的大量天然气混合强烈改造而产生蒸发分馏作用。考虑到蒸发分馏作用可能导致轻烃参数的变化，受蒸发分馏现象的影响，庚烷值差值在0.01～4.02之间，异庚烷值在0.02～1.69之间、Ctemp参数在3.45～13.15 ℃之间，因此无法准确地应用上述轻烃参数判别梓潼凹陷须家河组油气的成熟度(表4)。

5 结论

(1)四川盆地西北部须家河组天然气及凝析油C7、C5-C7轻烃系列化合物相对含量显示出油气主要来源于富含腐殖型干酪根的煤系泥岩，而且K1值整体相关性较好。但是梓潼凹陷油气样品K2值及母体—子体关系分布相对于中坝构造油气分布来说，具有较强的离散性。

表4 四川盆地西北部须家河组同井天然气与凝析油轻烃化合物参数对比Table 4 Comparison of parameters of light hydrocarbon compounds of the Upper Triassic Xujiahe Formation natural gas and condensates of the same well in the northwestern Sichuan Basin

(2)利用不同轻烃参数定性及定量判别的成熟度，大部分样品处于成熟和高成熟阶段，少部分天然气及凝析油样品判识结果存在差异，但是计算结果均低于该区烃源岩实测成熟度及天然气δ13C1值计算的成熟度。

(3)梓潼凹陷须家河组油气成藏以近源短距离运聚为主,受储层早期致密化影响，在封闭—半封闭的地质环境中，天然气受不同热演化阶段天然气的累积效应影响，而凝析油受到同源不同期的天然气多次气侵而产生“蒸发分馏”效应影响，导致部分轻烃参数在应用过程中出现偏差。