轻烃地球化学特征对天然气来源和运移相态的约束——以四川盆地西部新场气田侏罗系气藏为例

吴小奇 王 萍 陈迎宾 黎华继 胡 烨 曾华盛

1. 中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所 2. 中国石化西南油气分公司采气三厂

0 引言

川西坳陷是四川盆地重要的天然气增储上产区域，其中侏罗系气藏目前已探明天然气地质储量4 900×108m3，是致密砂岩气藏效益开发的典范[1-7]。新场大气田位于四川盆地川西坳陷中段，主要含气层位为侏罗系和上三叠统须家河组，其中上侏罗统蓬莱镇组和中侏罗统沙溪庙组天然气探明地质储量分别为320.48×108m3和630.75×108m3[2]。由于川西坳陷侏罗系生烃条件匮乏，泥岩总有机碳含量（TOC）普遍低于0.20%，有效烃源岩发育程度很低，因此，认为侏罗系天然气来自于下伏须家河组煤系烃源岩[8-10]。

目前，关于新场气田侏罗系天然气来源和成藏特征的认识存在较大争议。沈忠民等[11-12]和叶素娟等[13]研究认为以新场气田为代表的川西坳陷侏罗系天然气与须家河组五段（以下简称须五段）烃源岩轻烃指纹具有较好的亲缘性，侏罗系天然气主要来自须五段，并根据不同层位天然气苯/正己烷等轻烃比值对比提出中、上侏罗统天然气分别以水溶相和游离相运移为主。吴小奇等[14-15]研究认为新场气田须五段与侏罗系在地层水地球化学特征上表现出明显的不同，天然气中甲烷碳、氢同位素值（δ13C1、δD1）对比揭示了侏罗系天然气与须家河组四段（以下简称须四段）天然气具有较好的亲缘性，与须五段天然气具有显著差异，二者可能分属不同的成藏体系，并认为新场气田陆相天然气和烃源岩的轻烃指纹对比不具有较好的区分度，不适用于气源精细对比。由此可见，对轻烃化合物地球化学特征认识的不一致是新场气田侏罗系成藏特征存在分歧的重要原因。

轻烃化合物在天然气中为微量组分，蕴含着丰富的地球化学信息，轻烃地球化学特征研究在天然气成因类型和成熟度鉴别、气源对比、运移特征分析等方面发挥了重要作用[16-22]。笔者通过对新场气田不同层位天然气轻烃化合物组成的分析，揭示轻烃地球化学特征对侏罗系天然气来源和运移相态的指示，探讨特定轻烃指标的影响因素及其适用性。研究成果对揭示川西坳陷侏罗系天然气成藏过程、富集机理和油气勘探领域的拓展具有积极的意义。

1 地质背景

川西坳陷位于四川盆地西部，为西侧龙门山造山带和东侧龙泉山断裂所夹持，面积约10 000 km2。川西坳陷陆相层系构造格局整体呈现出“三隆两凹一坡”的特征，即新场构造带、知新场构造带、大邑—安县构造带、成都凹陷、梓潼凹陷和中江—回龙斜坡（图1）。陆相层系自上而下可以划分为下白垩统天马山组（K1t），上侏罗统蓬莱镇组（J3p）、遂宁组（J3sn），中侏罗统沙溪庙组（J2s）、千佛崖组（J2q），下侏罗统白田坝组（J1b），上三叠统须家河组（T3x）。其中须家河组自下而上常被划分为6段（须一段—须六段）。在川西坳陷，须一段为海陆过渡相，常被称为小塘子组（T3t）和马鞍塘组（T3m），缺失须六段，白田坝组不整合在须五段之上（图1）。

图1 川西坳陷构造单元划分、新场气田位置及陆相地层柱状图

川西坳陷陆相天然气勘探在侏罗系和须家河组多层系砂岩中均获得重要发现，相继发现了新场、新都、洛带、成都和中江等多个大中型气田（图1），构成了叠覆型致密砂岩大气区[23]。新场气田位于新场构造带中西部，主要含气层位为须二段、沙溪庙组和蓬莱镇组，须四段、须五段、遂宁组等层位也有一定发现（图1）。

川西坳陷侏罗系厚度约2 000 m，为一套干旱—半干旱气候条件下沉积的内陆湖泊相碎屑岩[24]。侏罗系泥岩TOC普遍低于0.20%，生烃潜力极为有限，仅个别井TOC较高（TOC≥0.50%）[8,25]。该区陆相层系有效烃源岩主要发育在须一、三、五段，以发育湖泊相和三角洲沉积体系为特征，有机质类型相似，干酪根类型主要为Ⅱ2—Ⅲ型，暗色泥岩TOC平均值为1.96%，是须家河组和侏罗系气藏的主力气源[24-26]。

2 轻烃化合物组成特征

笔者采集了新场气田不同层位（T3x2、T3x5、J2s、J3p）共39个天然气样品，采用带双头阀的不锈钢瓶在井口分离器后进行采集。天然气中轻烃化合物（C5—C8）组成分析由中国石化油气成藏重点实验室完成，采用Agilent 6890N型气相色谱仪，具体分析流程参考本文参考文献[18]。对干燥系数大于0.95的干气样品，先通过六通阀对轻烃进行浓缩富集后再进入色谱进行分析，相关手段[27-28]已较为成熟。干气中轻烃分析方法已在四川盆地东部建南气田典型海相过成熟油型干气[29]和塔里木盆地库车坳陷克拉2气田典型过成熟煤型干气[16]中得到了有效应用。

2.1 C5—C7轻烃组成

在C5—C7正构、异构和环烷烃相对含量方面，新场气田J3p、J2s、T3x5和T3x2天然气C5—C7轻烃化合物中，正构烷烃含量分别介于18.43%～27.06%、23.64%～29.44%、19.69%～30.47%和17.98%～20.06%，异构烷烃含量分别介于38.87%～53.89%、41.03%～43.20%、41.61%～54.56%和32.81%～39.55%，环烷烃含量分别介于23.38%～39.24%、27.35%～35.34%、14.97%～38.22%和40.93%～47.96%（表1）。不同层位天然气C5—C7轻烃组成整体较为接近，不同样品均表现出异构烷烃相对正构烷烃呈优势分布的特征（图2）。

表1 新场气田不同层位天然气轻烃化学组成表

图2 新场气田天然气C5—C7正构烷烃、异构烷烃和环烷烃组成图

2.2 C6—C7轻烃组成

在C6—C7链烷烃、环烷烃和芳烃组成方面，新场气田J3p、J2s、T3x5和T3x2天然气中链烷烃含量分别介于42.71%～59.17%、36.65%～47.09%、34.33%～61.07%和25.20%～34.49%，环 烷 烃 含量分别介于39.43%～53.82%、34.73%～42.47%、32.33%～47.74%和43.33%～51.42%，芳烃含量明显偏低，分别介于0～12.82%、12.29%～27.72%、6.59%～19.96%和14.08%～30.65%（表1）。在C6—C7芳烃含量方面，J3p天然气平均值仅为3.11%，T3x5略高，平均值为12.43%，而J2s和T3x2天然气平均分别为20.30%和22.96%，整体明显偏高（图3）。

图3 新场气田天然气C6—C7链烷烃、环烷烃和芳烃组成图

2.3 C7轻烃组成

典型C7轻烃化合物包括正庚烷（nC7）、甲基环己烷（MCH）和各类二甲基环戊烷（ΣDMCP）。新场气田J3p、J2s、T3x5和T3x2天然气C7轻烃组成中，nC7含量分别介于4.04%～18.73%、16.31%～20.80%、12.61%～18.46%和12.26%～19.49%，MCH含量分别介于66.93%～81.46%、65.19%～72.16%、64.90%～73.99%和70.59%～75.82%，∑DMCP含量 分 别 介 于8.04%～22.41%、11.53%～14.01%、11.65%～16.76%和9.63%～16.53%（表1）。不同层位天然气C7轻烃组成均表现出明显的MCH优势分布特征（图4）。

图4 新场气田天然气nC7、MCH和∑DMCP相对组成图

3 轻烃参数判识成熟度的适用性

3.1 庚烷值和异庚烷值

根据原油随着成熟度增高烷基化程度也增高，Thompson[21,31]提出了庚烷值和异庚烷值这两个反映成熟度的参数。新场气田J3p、J2s、T3x5和T3x2天然气庚烷值分别介于2.23%～11.88%、10.15%～12.00%、8.17%～10.75%和7.97%～13.62%，异庚烷值分别介于1.63～3.30、1.58～1.94、1.16～1.77和0.90～1.86（表2）。除J3p部分样品和T3x2个别样品分别表现出高成熟和低成熟特征外，其余天然气样品均表现出成熟特征。

表2 新场气田不同层位天然气轻烃地球化学参数表

新场气田须二段现今埋深均超过4 000 m，天然气干燥系数均大于0.98，δ13C1值介于－32.2‰～－30.8‰，计算所得成熟度（Ro）介于2.18%～2.55%[32]，为典型过成熟阶段天然气。须二段天然气主要来自下伏T3m—T3t烃源岩[33]，其现今Ro均超过2.00%[34]。然而，庚烷值和异庚烷值反映T3x2天然气仅达到低成熟—成熟阶段（图5），与地质事实不符。新场气田J3p天然气异庚烷值普遍高于下伏其他层位天然气，但庚烷值却普遍更低（图5）。J3p天然气展现出的成熟度比下伏陆相其他层系天然气更高（图5），与正常成熟度演化趋势不一致。因此，新场气田陆相天然气庚烷值和异庚烷值不宜直接用于判识成熟度。

图5 新场气田天然气庚烷值和异庚烷值相关图

3.2 2,4-DMP/2,3-DMP

2,4-DMP/2,3-DMP（2,4-二甲基戊烷/2,3-二甲基戊烷）比值被认为是很好的温度参数，且不受盆地类型、烃源岩时代、干酪根类型等因素的影响[35]。Mango[20]进一步推导出了生油层最大埋深温度（T）与该比值的关系：T＝140＋15ln（2,4-DMP/2,3-DMP）。新场气田J3p、J2s、T3x5和T3x2天然气2,4-DMP/2,3-DMP比值分别介于0.375～1.095、0.484～0.560、0.540～0.769、0.340～0.454，平均值分别为0.797、0.519、0.609、0.414；计算所得对应的T分别介于125.3～141.4 ℃、129.1～131.3 ℃、130.8～136.1 ℃、123.8～128.2 ℃，平均值分别为136.1 ℃、130.1 ℃、132.5 ℃和126.6 ℃（表2）。T3x2气藏及烃源岩埋深最大，但其计算所得温度却最低；J3p气藏埋深最浅，但计算所得温度却最高。此外，新场构造带在白垩纪末达到最大埋深，此时T3x5烃源岩经历的最大埋深温度均超过145 ℃[23]，表明须家河组烃源岩的最大埋深温度均明显高于根据不同层位天然气2,4-DMP/2,3-DMP值计算所得最大埋深温度。这表明2,4-DMP/2,3-DMP比值不适用于指示新场气田须家河组和侏罗系等陆相层位天然气形成温度。

3.3 Ben/nC6与Tol/nC7

模拟实验研究结果表明，原油样品的Ben/nC6和Tol/nC7比值随裂解温度升高而逐渐增大[36]，展现出与成熟度呈一定的正相关性。根据Huang等[22]统计结果，尽管数量较为有限的油型气样品其Ben/nC6和Tol/nC7比值均与δ13C2值呈正相关关系，但大量煤成气样品其Ben/nC6和Tol/nC7比值与δ13C2值不具有明显的相关性。

天然气的δ13C2值与成熟度有一定的关系，但其受母质类型影响较为明显，δ13C1值对成熟度更为敏感[30]。新场气田T3x2天然气Ben/nC6、Tol/nC7比值和δ13C1值均较大，反映其具有明显较高的成熟度，与其烃源岩现今演化程度[34]一致；其他层位天然气Ben/nC6和Tol/nC7比值 与δ13C1值均没 有 正相关 性（图6），因此，这些层位（J3p、J2s、T3x5）天然气的Ben/nC6和Tol/nC7比值受成熟度影响不明显。受芳烃和正构烷烃极性差异等因素影响，Ben/nC6等比值可以指示天然气运移特征[13,37]，导致这些比值对成熟度变化不敏感。

图6 新场气田天然气δ13C1值与Ben/nC6、Tol/nC7关系图

4 轻烃地球化学特征对成烃成藏的指示

4.1 天然气成因类型

腐泥型母质生成的轻烃组分中富含正构烷烃，腐殖型母质生成的轻烃组分中富含异构烷烃和芳烃[38]，因此，C5—C7正构、异构和环烷烃相对组成可用于天然气成因鉴别[30,39]。新场气田J3p、J2s、T3x5和T3x2天然气C5—C7轻烃化合物以异构烷烃和环烷烃为主，为典型腐殖型母质生成的煤成气；正构烷烃含量普遍低于30%，平均值分别为21.9%、27.0%、25.7%和19.0%，与典型油型气有明显差异（图2）。

C7轻烃系列中，MCH主要来自陆源高等植物木质素、纤维素等，在煤成气轻烃中相对富集；∑DMCP主要来自水生生物的类脂化合物，nC7主要来自藻类和细菌，二者在油型气轻烃中相对富集[30]。因此，C7轻烃相对组成常被用于区分煤成气和油型气[30,39]。根据MCH在C7直链烷烃与五元、六元环烃之和中所占比例，胡惕麟等[40]提出了MCH指数（IMCH），煤成气和油型气的MCH指数分别大于和小于50%。新场气田不同层位天然气C7轻烃组成均表现出明显的MCH优势分布特征（图4），MCH指数（IMCH）均大于60%（表1），表现出典型煤成气特征。此外，典型煤成气的nC7/MCH比值小于0.67，而油型气该比值则大于0.67[17]。新场气田天然气样品nC7/MCH比值均低于0.33（表2），主体与典型煤成气特征一致。

油气样品的庚烷值和异庚烷值除受成熟度影响外，还受烃源岩干酪根类型控制，在二者相关图上脂肪族和芳香族曲线分别代表腐泥型和腐殖型母质[21,41]。新场气田不同层位天然气在庚烷值和异庚烷值相关图上沿着芳香族曲线分布（图5），表明其为来自腐殖型母质的煤成气，其中J3p天然气整体具有明显偏高的异庚烷值（表2），因而在庚烷值和异庚烷值相关图上（图5）整体偏离芳香族曲线分布。

此外，油气中轻芳烃含量也受母质类型和成熟度的控制[18]。煤热解气在各个演化阶段（特别是高演化阶段）芳烃质量分数较高，其中芳烃大量生成范围对应的Ro介于1.10%～2.70%[19]。统计结果表明，煤成气和油型气C6—C7轻烃中芳烃（苯和甲苯）含量分别普遍大于和小于20%[22]，但由于芳烃具有易溶于水、易被吸附等特征，因而煤成气中芳烃含量变化范围较大，不一定很高[19]。四川盆地须家河组煤成气轻烃中芳烃含量变化较大且一般都不高，甚至比中坝气田油型气中芳烃含量还低，因此，仅根据轻烃中芳烃含量判识天然气成因类型可能得出错误的认识[18]。新场气田须家河组和侏罗系不同层位天然气中C6—C7轻烃中芳烃含量普遍低于20%（图3），并未表现出典型煤成气特征，可能与天然气经历了水溶、运移中吸附等次生作用有关。因此，根据C6—C7中芳烃含量判识天然气成因类型需考虑次生作用的影响。

4.2 天然气来源

侏罗系不同层位天然气和T3x5烃源岩轻烃指纹具有较好的亲缘性[11-12]。但是，新场气田须家河组不同层段烃源岩的轻烃指纹特征差异并不明显，仅庚烷值等个别参数有差异[15]，这些参数的差异受成熟度的控制。因此，仅根据轻烃指纹对比进行侏罗系气源对比不具有排他性。次生气藏的气源主要由隐伏断裂和沟通的原生气藏控制。例如，川西坳陷白马庙气田J2s和J3p气藏主要为T3x1烃源岩生成的天然气沿断裂直接运移到中上侏罗统储层中聚集形成[42]。新场气田侏罗系直接覆盖在须五段之上，并不意味着侏罗系天然气均来自须五段烃源岩。受断裂发育特征等因素控制，须家河组中下部烃源岩生成的天然气具备沿断裂发生跃层运移的条件。

原油的K1值约为1.0，不同类型油气的K1值有差别，同源母质的油气K1值基本一致[43]，但相同的K1值并不能保证一定同源[44]。天然气K1值与成熟度无关，只与母质有关，例如四川盆地腐殖型与腐泥型天然气具有截然不同的K1值[45]。新场气田陆相层系天然气K1值可以分为2种类型，J2s、T3x5、T3x2和部分J3p天然气K1值分别介于0.84～0.87、0.85～0.88、0.80～0.90和0.78～0.90，均不超过0.90；但多数J3p天然气样品K1值介于1.08～1.38，均大于1.00（表2）。这2类天然气在（2-MH+2,3-DMP）/C7与（3-MH+2,4-DMP）/C7相关图上分别表现出明显的线性正相关，判定系数（R2）分别为0.958和0.846（图7）。这表明新场气田多数J3p天然气与J2s、T3x5、T3x2天然气在来源上具有明显的差异。

图7 新场气田天然气（2-MH+2, 3-DMP）/C7与（3-MH+2, 4-DMP）/C7关系图

川西坳陷须家河组烃源岩主体为煤系烃源岩，显微组分均以镜质组为主，干酪根类型指数均小于0，表明其有机质类型均为腐殖型。须家河组烃源岩主要分布在T3x1（T3m-T3t）、T3x3、T3x5中[26]，不同层段烃源岩之间表现出一定的差异，如T3x5烃源岩干酪根δ13C值主要介于－25.4‰～－24.8‰，T3x3烃源岩干酪根δ13C值主要介于－24.7‰～－24.2‰[46]。因此，须家河组不同层段烃源岩生成的天然气表现出一定的差异。

气源对比结果表明，新场气田T3x5天然气主要来自T3x5自身煤系烃源岩[15,32]，T3x4天然气主要来自下伏T3x3煤系烃源岩[24]，T3x2天然气主要来自下伏T3m-T3t烃源岩，T3x2自身烃源岩也有一定贡献[33]。烷烃气碳同位素研究结果表明，新场气田J2s天然气δ13C1值介于－36.8‰～－33.1‰，明显小于T3x2天然气δ13C1值（－32.2‰～－30.7‰），与T3x5天然气δ13C1值（－40.2‰～－34.6‰）分布接近[32]，表现出同源特征。J3p天然气δ13C1值介于－35.0‰～－32.5‰，主要与T3x4天然气δ13C1值（－35.2‰～－31.4‰）分布一致[32]，δ13C2值（图8-a）和δD1值（图8-b）分别与T3x4天然气分布一致，表现出同源特征。与T3x5天然气相比，J3p天然气δ13C1和δ13C2值整体略大（图8-a），δD1值则明显较大（图8-b）；与T3x2天然气相比，J3p天然气δ13C1值整体偏小，δ13C2值则普遍较大（图8-a）。δ13C1和δD1值相关性反映出J3p天然气的热演化程度明显高于T3x5天然气、低于T3x2天然气，与T3x4天然气一致（图8-b）。新场气田J3p天然气与T3x5、T3x2天然气具有明显的差异，表明其多数并非来自T3x5或T3m-T3t烃源岩；J3p天然气在碳氢同位素组成、热演化程度上均与T3x4天然气具有良好的亲缘性，表明其主要来自T3x3烃源岩。

图8 新场气田天然气δ13C1与δ13C2、δD1关系图

在轻烃特征方面，多数J3p天然气样品K1值大于1.0，与T3x2、T3x5天然气K1值不超过0.9明显不同（表2）。J3p天然气C5—C7和C7轻烃组成均表现为典型煤成气特征（图2、4），烷烃气碳氢同位素组成也与典型煤成气特征一致（图8），表明其来自下伏须家河组煤系烃源岩。须家河组烃源岩主要发育于T3x1（T3m-T3t）、T3x3、T3x5这3个 层 段，T3x2和T3x5天然气主要分别来自T3m-T3t和T3x5烃源岩。J2s天然气与少部分J3p天然气样品K1值均不超过0.9（表2），其（2-MH+2,3-DMP）/C7和（3-MH+2,4-DMP）/C7值均与T3x5天然气分布一致（图7），整体略高于T3x2天然气。多数J3p天然气K1值高于T3x2和T3x5天然气，在（2-MH+2,3-DMP）/C7和（3-MH+2,4-DMP）/C7值相关图（图7）上表现出明显不同的分布趋势。

此外，不同类型油气在轻烃P3（P3＝ΣDMP＋3-EP）与P2＋N（2P2＝2-MH＋3-MH、N2＝1,1-DMCP＋1,c3-DMCP＋1,t3-DMCP）相关图上表现出不同的趋势，即具有不同的K2值[50]。新场气田T3x2天然气P3/C7（小于6%）和（P2+N2）/C7（小于16%）比值整体偏低（图9），K2值介于0.25～0.42（表2）。J2s和T3x5天然气普遍具有较高P3/C7比值（大于6%）和K2值（0.46～0.62，表2），与T3x2天然气特征明显不同，反映出气源的明显差异。J3p天然气主要具有较高的（P2+N2）/C7比值（大于18%）和较低的K2值（0.27～0.49，表2），其余少部分J3p天然气样品则具有较低的（P2+N2）/C7比值（小于18%）和较高的K2值（0.53～0.64，表2），与J2s和T3x5天然气特征一致。这部分J3p天然气样品K1值与J2s和T3x5天然气基本一致（表2、图7）。

图9 新场气田天然气（P2＋N2）/C7与P3/C7关系图

由此可见，轻烃K1值和K2值等特征及烷烃气碳氢同位素值对比（图7～9）综合表明，新场气田J3p天然气主要来自T3x3烃源岩，与T3m—T3t和T3x5烃源岩生成的天然气不具有良好的亲缘性；J2s天然气及少部分J3p天然气样品与T3x5天然气具有良好的亲缘性，主要来自T3x5烃源岩。

4.3 天然气运移相态

受溶解度和分子极性差异的影响，不同类型轻烃化合物对天然气运移有不同的响应特征。若天然气以水溶相发生运移，其轻烃组成则受不同化合物溶解度差异的控制。由于同碳数轻烃化合物溶解度具有芳烃＞环烷烃＞链烷烃的特征，沿运移方向难溶组分先脱溶、易溶组分后脱溶，因此，沿着运移方向脱溶气芳烃/环烷烃和芳烃/链烷烃比值逐渐增大[13,16,37]。若天然气以游离相进行运移，其轻烃组成受地质色层效应的控制。由于极性相对强的物质如芳烃更容易被岩石吸附，极性相对弱的物质如正构烷烃和环烷烃更容易运移，因而沿着运移方向极性弱的物质含量相对增加，芳烃/正构烷烃和芳烃/环烷烃比值逐渐降低[13,16,37,45]。此外，由于轻芳烃易溶于水，以游离相运移的天然气在进入储层后若与地层水发生水溶作用，同样可以使天然气中轻芳烃相对含量降低[19]。

轻烃K1值和K2值对比反映了新场气田J2s天然气与少部分J3p天然气主要来自T3x5烃源岩（图7、9）。与T3x5自生自储天然气相比，这些天然气Ben/nC6和Ben/CH比值略高或分布范围基本一致（表2、图10-a），表明其在向上运移过程中既有水溶相，也有部分为游离相。尽管中侏罗统低矿化度气藏伴生水被认为可能与须五段地层水沿断裂上涌有关[8]，但现今J2s地层水矿化度普遍小于40 g/L，盐化系数普遍低于100，δ18O值小于－4‰；而T3x5地层水矿化度大于50 g/L，盐化系数高于100，δ18O值大于－4‰，表现出明显的差异[14]。此外，溶解度模拟实验和流体赋存状态研究结果表明，新场气田须五段天然气以游离气为主，溶解气所占比例不足5%[51]。由此可见，仅靠水溶相天然气运移和聚集成藏难以支撑现今新场气田J2s气藏的储量规模。因此，游离相也是J2s天然气重要的运移方式之一。

图10 新场气田天然气Ben/nC6与Ben/CH、Tol/nC7相关图

笔者研究J2s的3个样品的Ben/nC6和Ben/CH比值较为集中，二者分别介于0.63～2.24和0.62～1.74（图10-a）。前人研究发现，新场气田J2s天然气Ben/nC6和Ben/CH比值分布较广，二者分别介于0～5和0～4，反映了该层位存在游离相和水溶相2种天然气运移方式[12-13]。少部分J3p天然气与J2s天然气具有一致的Ben/nC6、Ben/CH比值（图10-a）和K1、K2值（表2，图7、9），表明其运移也具有这2种方式。这些天然气与T3x5天然气的Tol/nC7比值分布范围也一致，且与Ben/nC6比值呈明显的正相关关系（图10-b）。T3x2天然气具有较高的Ben/nC6和Tol/nC7比值，一方面反映出其烃源岩具有较高的成熟度；另一方面，由于水溶相运移时沿着运移方向脱溶气芳烃/环烷烃和芳烃/链烷烃比值逐渐增大[13,16,37]，游离相运移的天然气其芳烃/正构烷烃和芳烃/环烷烃比值逐渐降低[13,16,37,45]。因此，T3x2天然气运移以水溶相为主，未经历显著的游离相运移。

新场气田J3p地层水矿化度多小于30 g/L，低于须家河组不同层段地层水的矿化度（大于50 g/L），其脱硫系数、钠氯系数等特征参数及δ18O值与须家河组地层水明显不同[14]，表明J3p地层水并非主要由须家河组地层水垂向运移而来。因此，J3p天然气未经历明显的水溶相运移。J3p天然气Ben/nC6和Ben/CH比值主要介于0～0.20和0～0.14（表2），明显低于T3x5、T3x2天然气（图10-b），Tol/nC7比值（0～0.74）也普遍低于T3x5、T3x2天然气（表2、图10-b）。新场气田T3x4天然气主要来自下伏T3x3烃源岩[32]，其Ben/nC6和Ben/CH比值与T3x2天然气分布范围一致[12-13]。因此，显著偏低的芳烃/正构烷烃和芳烃/环烷烃比值反映了J3p天然气主要是由T3x3烃源岩生成的天然气以游离相运移而来。

4.4 运移对轻烃特定指标适用性的影响

J3p以游离相运移的天然气，由于芳烃在运移过程中更容易被岩石吸附[13,37]，且天然气进入储层后轻芳烃易溶于水[19]，因此，天然气C6—C7轻烃组成中芳烃含量明显偏低，甚至不含芳烃（表1、图3）。新场气田T3x5天然气C6—C7轻烃组成中芳烃相对含量低于20%（图3），与典型煤成气高于20%[22]明显不同。由于T3x5每口井都气水同产[14]，天然气中芳烃因易溶于水而含量降低。因此，仅根据C6—C7中芳烃含量判识天然气成因类型需排除运移聚集过程中发生的水溶、吸附等作用影响。

油气的轻烃庚烷值和异庚烷值除了受蒸发分馏影响外[41]，也受运移聚集过程中的水溶、吸附等作用影响，且异庚烷值变化对成熟度判识的影响比庚烷值变化更加敏感（图5）。异庚烷值＝（2-甲基己烷＋3-甲基己烷）/（1,顺,3-＋1,反,3-＋1,反,2-）二甲基环戊烷[31]，即C7链烷烃与环烷烃的比值，同碳数不同轻烃组分在地层水中的溶解度为芳烃＞环烷烃＞链烷烃[13,16,37]。川西坳陷侏罗系气藏普遍含水，以游离相从须家河组运移的天然气进入储层后与地层水发生溶解作用，导致天然气中环烷烃相对链烷烃含量降低，链烷烃/环烷烃比值升高。因此，新场气田J3p天然气具有普遍较高的异庚烷值（表2、图5）可能与运移过程中发生的轻烃差异溶解有关。此外，由于环烷烃分子极性大于链烷烃，在游离相运移过程中，极性较高的环烷烃容易被吸附也会导致链烷烃/环烷烃比值升高，从而其异庚烷值整体高于须家河组天然气（表2、图5）。因此，天然气运移过程中发生的水溶、吸附等会导致其异庚烷值等发生明显的变化，根据异庚烷值和庚烷值进行成熟度判识需排除运移等因素的影响。新场气田J3p天然气受水溶和运移过程中吸附作用影响，异庚烷值明显偏高。因此，在庚烷值和异庚烷值相关图上（图5）整体偏离芳香族曲线。

2,4-DMP/2,3-DMP比值常被用来计算油气生成温度，但该比值受蒸发分馏等次生作用的影响，其适用范围仍然存在一定的局限性。与2,3-DMP相比，2,4-DMP沸点较低而更容易蒸发，蒸发分馏等作用导致残留油气2,4-DMP/2,3-DMP比值降低[18]。因此，2,3-DMP和2,4-DMP在沸点及挥发性方面的差异导致二者在运移特性上存在差异，这可能是根据2,4-DMP/2,3-DMP比值计算所得温度值偏低的主要原因。Mango[20]指出，鉴于缺乏其他参数对比，评价该比值是否是良好的温度指标还有困难。

轻芳烃溶解度显著大于同碳数链烷烃[13,16,37]，天然气与地层水发生水溶作用导致天然气中轻芳烃含量降低[19]，Ben/nC6和Tol/nC7比值受到运移路径和储层中地层水的影响发生规律性变化。此外，芳烃分子极性强于同碳数正构烷烃，更容易被岩石吸附，天然气以游离相运移时，沿着运移方向Ben/nC6和Tol/nC7比值逐渐降低[13,16,37,45]。因此，川西坳陷陆相天然气Ben/nC6和Tol/nC7比值受运移相态影响，不适用于直接判定原始成熟度。

5 结论

1）川西坳陷新场气田须家河组和侏罗系天然气C5—C7轻烃组成中异构烷烃相对正构烷烃呈优势分布，甲基环己烷指数大于60%，C7轻烃组成中甲基环己烷呈明显的优势分布；C6—C7轻烃组成中芳烃含量明显低于链烷烃和环烷烃，其中蓬莱镇组天然气中芳烃含量平均值仅为3.1%。

2）C5—C7、C7轻烃组成等特征表明，新场气田陆相层系天然气为典型煤成气。K1值、K2值对比特征等综合表明，蓬莱镇组天然气主要来自下伏须三段烃源岩，以游离相运移为主；沙溪庙组天然气与少量蓬莱镇组天然气主要来自下伏须五段烃源岩，以水溶相和游离相2种方式运移。

3）受不同类型化合物在溶解度、极性等方面的差异影响，新场气田蓬莱镇组天然气C6—C7轻烃组成中芳烃含量明显偏低，异庚烷值明显偏高。因此，利用轻烃指标进行天然气成因类型和成熟度判识时，需考虑天然气运移聚集过程中水溶、吸附等作用对轻烃参数的影响。

致谢：样品采集和资料收集得到了中国石化西南油气分公司同仁的有力支持，轻烃地球化学分析得到了中国石化油气成藏重点实验室同仁的大力协助，孙永革教授和胡国艺教授对相关工作给予了悉心指导和有益启发，审稿专家对初稿提出了宝贵的修改意见，在此一并深表谢意！