川东地区中二叠统茅口组天然气成因及气源

徐祖新

(中国石化勘探分公司，四川 成都 610041)

0 引 言

四川盆地中二叠统茅口组是天然气勘探开发的重要层系。前期勘探的储层类型以岩溶缝洞型灰岩为主，在蜀南地区共发现了325个气藏[1-5]。近年来，川西双探1井、川中南充1井和广探2井等在中二叠统钻遇厚层白云岩，且部分井获得了高产工业气流，展现了四川盆地茅口组巨大的勘探潜力。目前，通过开展野外地质调查工作，在华蓥山二崖、丰都狗子水和丰都回龙场等露头发现厚层白云岩。此外，老井复查表明，研究区YX1、TL2、卧67井和池4井等茅口组也钻遇白云岩储层，证实川东地区茅口组白云岩普遍发育。2017年，在川东地区部署实施的风险探井TL6井在茅口组钻遇23 m厚层白云岩储层，进一步证实该区茅口组白云岩储层发育。TL6井茅口组酸化压裂测试获日产为11.08×104m3/d的工业气流，表明川东地区茅口组白云岩储层具有广阔的勘探前景，值得进一步深入研究。

前人从岩相古地理、储层特征、白云岩成因等方面对川东地区茅口组开展了大量的研究工作，取得了许多新认识[6-11]，但对茅口组天然气成因及来源还存在一定的争议。目前有4种不同的观点：①油气主要来源于中二叠统栖霞组—茅口组自身泥灰岩[12-16]；②油气主要来源于上二叠统龙潭组煤系烃源岩，如川西双探1井等[17]；③主要由茅口组下伏志留系龙马溪组泥质烃源岩供烃，如高石19井等[18-19]；④油气为下寒武统筇竹寺组和上古生界烃源岩的混源[20-21]。前期在川东地区中二叠统茅口组已发现了一些气井，但该层系整体勘探程度相对较低，需深化对茅口组天然气成因的认识，为下一步勘探部署提供借鉴和参考。

1 地质背景

四川盆地属于大型叠合含油气盆地，面积约为18×104km2。四川盆地经历多期构造运动，可划分为震旦纪—中三叠世的克拉通坳陷盆地和晚三叠世—新生代前陆盆地两大阶段。研究区位于四川盆地东部，西邻华蓥山断裂，东至盆地边缘，北至开县—奉节地区，南至石龙峡构造，属于川东油气区。目前，该区已发现了多个天然气探明储量超过300×108m3的大气田。

四川盆地中二叠统包括栖霞组和茅口组，为一套海侵背景下的碳酸盐岩沉积。研究区茅口组地层厚度为200～280 m，自下而上可划分为3段：茅一段岩性以深灰色“眼球状”灰岩、黑灰色灰泥灰岩、深灰色泥晶灰岩为主；茅二段岩性以深灰色、灰色泥晶生屑灰岩、颗粒灰岩为主；茅三段岩性以细晶白云岩、硅质白云岩、生屑灰岩为主；茅三段顶部普遍遭受剥蚀，与上覆吴家坪组地层呈不整合接触。

2 天然气地球化学特征

采集川东地区5个天然气样品进行分析测试，同时收集了其他气田11个天然气样品分析数据进行对比研究。测试结果及收集样品分析数据[22-24]见表 1。

2.1 天然气组分特征

由表1可知：川东地区茅口组天然气组分以烃类为主，其中CH4含量很高，重烃气含量很低，部分重烃甚至缺失。茅口组CH4含量为83.160%～98.730%，平均为94.600%；C2H6含量普遍小于1.000%，为0.071%～0.700%，平均为0.360%。干燥系数(C1/C1-4)普遍大于 0.99，热演化程度高，为典型的干气；非烃气体中包括CO2、N2、H2S、O2和H2，其中，CO2含量最高，其次是H2S和N2，含有微量的O2和H2。CO2含量为0.220%～15.810%，平均为5.840%；H2S含量为0.000 7%～2.038 0%，平均为0.810 0%；N2含量为0.190%～1.180%，平均为0.520%。

2.2 碳同位素特征

碳同位素分析结果表明，川东地区茅口组天然气CH4碳同位素值(δ13C1)为-34.20‰～-28.27‰，平均为-31.63‰；C2H6碳同位素值(δ13C2)为-35.80‰～-28.10‰，平均为-32.81‰；C3H8碳同位素值(δ13C3)为-33.40‰～-26.30‰，平均为-30.50‰。茅口组天然气碳同位素值连线表现为“V”字形，CH4碳同位素值大于C2H6碳同位素值，而C2H6碳同位素值小于C3H8碳同位素值，即碳同位素值发生了部分倒转(图1)。川东地区茅口组天然气中的δ13CCO2值为-21.40‰～3.50‰，茅口组天然气中CO2含量与δ13CCO2值具有一定的正相关性。

表1 川东地区天然气组分和碳同位素组成

图1 川东南地区茅口组和石炭系碳同位素组成

研究发现，川东地区茅口组天然气碳同位素值与石炭系存在一定的差异，茅口组天然气的δ13C1、δ13C2、δ13C3均比石炭系稍大，且天然气δ13C1>δ13C2，倒转幅度明显小于石炭系，因此，茅口组气源与石炭系的气源有所不同。

对于烷烃气的碳同位素倒转成因，国内外学者提出多种解释。戴金星等将之概括为4种成因：①有机和无机烷烃气的混合；②煤型气和油型气的混合；③同型不同源气或同源不同期气的混合；④某烷烃组分的氧化[25]。结合前人研究，川东地区茅口组和石炭系天然气中碳同位素值发生倒转最可能的原因是不同气源天然气的混合[23]。

3 天然气成因及来源

3.1 天然气成因

天然气组分和碳同位素组分含量是判断天然气成因的有利工具。CH4碳同位素主要受有机质成熟度的影响，而C2H6碳同位素具有很好的母质继承性，因此，C2H6碳同位素常用来判别天然气的成因类型[26-30]。目前一般将δ13C2值为-28.00‰确定为区分油型气和煤型气的界限，即油型气的δ13C2值小于-28.00‰，而煤型气的δ13C2值大于-28.00‰。图2为川东地区茅口组和石炭系天然气成因类型识别结果。由图2可知，川东地区茅口组和石炭系天然气的δ13C2值均小于-28.00‰，表明茅口组和石炭系天然气均以油型气为主。

图2 川东地区茅口组和石炭系天然气成因类型识别

前人研究表明，油型气根据其生成途径可分为干酪根裂解气和原油裂解气。四川盆地经历多期构造运动，早期形成的古油藏随着埋深的增大，其温度逐渐增高，导致早期在古油藏中聚集的原油在高温条件下发生裂解，从而形成天然气[31]。国内外学者应用天然气中C1—C3组成及δ13C1—δ13C3同位素值来鉴别原油裂解气和干酪根裂解气。前人研究表明，干酪根裂解气的ln(C1/C2)值变化较大，而ln(C2/C3)值变化较小；原油裂解气ln(C1/C2)值变化较小，而ln(C2/C3)值变化范围较大。

通过分析川东地区茅口组天然气ln(C1/C2)和ln(C2/C3)的比值(图3)认为，川东地区茅口组天然气具有原油裂解气的特征。包裹体分析表明，川东地区茅口组经历了古油气藏的形成及原油裂解气过程。薄片鉴定表明，茅口组储层中沥青发育。上述研究均从另一方面佐证了川东地区茅口组存在原油裂解气。

图3 川东地区茅口组天然气ln(C1/C2)与ln(C2/C3)分布

3.2 天然气来源

从川东地区烃源岩发育特征来看，志留系—二叠系发育了3套主力烃源岩：上二叠统龙潭组、中二叠统栖霞组—茅口组以及志留系龙马溪组。其中，上二叠统龙潭组烃源岩母质类型为腐殖型，以生成煤型气为主；中二叠统栖霞组—茅口组和志留系龙马溪组烃源岩母质类型以腐泥型为主，主要生成油型气。上述天然气成因研究表明，川东地区茅口组以油型气为主，因此，茅口组油型气应来自中二叠统自身烃源岩和下伏志留系烃源岩，上二叠统龙潭组烃源岩基本无气源贡献。川东地区存在部分沟通下伏志留系龙马溪组烃源岩的深大断裂[32]，其可能是志留系油型气进入茅口组储层的重要通道。

目前常用的气源对比方法，主要是将烃源岩干酪根和天然气的C2H6碳同位素值进行对比分析[33-34]。根据同位素分馏原理，天然气的碳同位素值要轻于原油，更轻于烃源岩干酪根。基于该原理，利用茅口组、石炭系天然气的C2H6碳同位素值和志留系龙马溪组泥页岩、栖霞组—茅口组碳酸盐岩及龙潭组煤系烃源岩的干酪根碳同位素值绘制了气源综合对比图(图4)。

由图4可知，川东地区茅口组天然气C2H6碳同位素值普遍大于石炭系天然气C2H6碳同位素值，但两者C2H6碳同位素值又存在一定的重叠，说明中二叠统栖霞组—茅口组和下伏志留系龙马溪组烃源岩均可能对茅口组有气源贡献。前述天然气组成、碳同位素特征研究等已揭示，川东地区茅口组和石炭系天然气特征存在一定的差别，表明茅口组和石炭系天然气的来源不完全一致。前人研究已证实，川东地区石炭系天然气主要来源于下伏志留系龙马溪组烃源岩，且为该套烃源岩生成的不同期次的油型气混合而成[23]。因此，川东地区茅口组天然气主要来源于中二叠统栖霞组—茅口组烃源岩，少量茅口组天然气可能来源于下伏志留系烃源岩。

图4 川东地区茅口组和石炭系天然气与源岩干酪根碳同位素组成分布

从生储盖组合条件来看，栖霞组—茅口组烃源岩在全盆地均有分布，纵向上主要分布在栖霞组一段和茅口组一段，平面上具有“西薄东厚”的特点，川东地区茅口组白云岩的分布范围正好位于中二叠统烃源岩厚值区。同时，志留系龙马溪组烃源岩为一套黑色泥页岩为主的沉积建造，有机质丰度高。烃源岩呈NE—SW向长条状展布，川东地区茅口组白云岩的分布范围同样处于其烃源岩厚值区，志留系烃源岩厚度为80～120 m。因此，川东地区茅口组气源充足，除中二叠统自身烃源岩外，龙马溪组泥质烃源岩也可向其供烃。储层研究表明，川东地区茅口组白云岩大面积分布，从研究区西缘的华蓥山二崖剖面到盆地东缘的丰都回龙场剖面均发育该套白云岩，多呈层状、似层状产出。茅口组盖层条件好，中二叠统自身致密碳酸盐岩是其直接盖层，上覆三叠系厚层膏盐岩是良好的区域盖层，油气保存条件好。

基于上述茅口组天然气成因及来源分析，结合研究区构造特征和油气成藏条件综合分析，建立了川东地区茅口组“下生上储、双源供烃”型成藏模式。即早期中二叠统栖霞组—茅口组自身烃源岩生成的油气通过断裂向上运移至茅口组白云岩储层中；晚期构造运动导致天然气发生调整和再聚集，同时局部地区志留系龙马溪组优质烃源岩生成的天然气顺着深大断裂垂向运移，聚集在茅口组圈闭中形成气藏。

4 有利勘探区带

研究表明，四川盆地茅口组白云岩储层具呈带状、沿基底断裂、分布面积广的特点，剑阁—南充—丰都一带为茅口组白云岩发育有利区[8]。四川盆地15号基底断裂附近的南充一带、卧龙河构造卧67井、大池干构造池4井等在茅口组白云岩已获突破，天然气勘探前景好，是重要的勘探对象。

川东地区中二叠统和志留系龙马溪组烃源岩厚度大。其中，茅口组烃源岩厚度为140～220 m，龙马溪组烃源岩厚度为60～120 m。钻井揭示川东地区沿15号基底断裂两侧茅口组白云岩发育，白云岩厚度为10～30 m。依据研究区茅口组白云岩发育程度和2套主力烃源岩的分布特征，结合中二叠统古构造背景，预测卧67井—TL6井—池4井一带为茅口组白云岩下一步勘探有利区带(图5)。

图5 川东地区茅口组白云岩有利勘探区带

5 结 论

(1) 川东地区茅口组天然气组分以烷烃气为主，烷烃气中又以CH4含量最高。非烃组分含量较低，具有“低N2、低O2、低—中H2S含量”的特征。茅口组天然气干燥系数普遍高于0.99，属于典型的干气。

(2) 川东地区茅口组天然气δ13C1和δ13C2的值分别为-34.20‰～-28.27‰和-35.80‰～-28.10‰，与石炭系天然气类似，茅口组天然气碳同位素值普遍发生部分倒转，即CH4碳同位素值大于C2H6碳同位素值，而C2H6碳同位素值小于C3H8碳同位素值，表明其具有混源的特征。

(3) 天然气成因类型研究表明，川东地区茅口组天然气属于油型气，主要为原油裂解气。气源对比研究表明，川东地区茅口组天然气主要来自中二叠统自身烃源岩，局部混有下伏志留系龙马溪组烃源岩，基于此建立了茅口组“下生上储、双源供烃”的成藏模式。

(4) 川东地区中二叠统和志留系烃源岩厚度大，茅口组白云岩储层大面积分布，气源充足，卧67井—TL6井—池4井一带为茅口组白云岩下一步勘探有利区带。