川東地區(qū)下三疊統(tǒng)嘉陵江組天然氣特征及氣源分析

左銀輝， 文華國， 廖義沙， 蔡家蘭， 馮仁朋， 徐文禮，羅 洋， 楊立成， 王 欣， 郝 靖

(1. 成都理工大學(xué) 油氣藏地質(zhì)與開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，四川 成都 610059； 2. 中國石油西南油氣田分公司 重慶氣礦，重慶 400707； 3. 中國石油西南油氣田分公司，四川 成都 610051 )

0 引言

1937年，川東地區(qū)下三疊統(tǒng)嘉陵江組開始天然氣第一口井的鉆探工作；1939年，石油溝構(gòu)造的巴1井在下三疊統(tǒng)嘉陵江組五段1亞層獲得天然氣流。之后，在臥龍河(1959年)、雙龍(1975年)、福成寨(1977年)、黃草峽(1981年)、大池干井(1983年)等構(gòu)造發(fā)現(xiàn)嘉陵江組氣藏。至2017年底，發(fā)現(xiàn)嘉陵江組氣藏及含氣構(gòu)造33個(gè)，獲得氣井126口，共探明天然氣儲(chǔ)量418.21×108m3，累計(jì)產(chǎn)氣296.80×108m3。目前，該地區(qū)天然氣成藏主控因素及成藏規(guī)律不明，尤其是氣源條件存在較大爭(zhēng)議，制約嘉陵江組天然氣勘探。已有研究存在樣品數(shù)少、研究方法單一，且未考慮嘉陵江組天然氣成藏過程的時(shí)空性等問題。根據(jù)凝析油輕烴和天然氣碳同位素特征，王廷棟等認(rèn)為，川東地區(qū)臥龍河構(gòu)造嘉陵江組氣藏氣源主要來源于上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M煤系泥巖[1]；根據(jù)碳同位素系列特征，王蘭生等認(rèn)為川東地區(qū)嘉陵江組天然氣是混源氣[2]；根據(jù)生物標(biāo)志物特征，王密云等認(rèn)為，川東地區(qū)嘉陵江組天然氣來源于上二疊統(tǒng)長興組生物灰?guī)r和龍?zhí)督M煤系泥巖[3]，李靖等認(rèn)為川東地區(qū)嘉陵江組天然氣來源以上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M煤系泥巖為主，下二疊統(tǒng)梁山組泥(頁)巖、煤層次之[4]；根據(jù)天然氣組分和碳同位素特征，徐國盛等認(rèn)為川東地區(qū)嘉陵江組天然氣來源于二疊系煤系、碳酸鹽巖和志留系泥巖[5]。

以研究區(qū)48口井天然氣地球化學(xué)參數(shù)為基礎(chǔ)，分析嘉陵江組天然氣特征及成因；結(jié)合熱史研究成果，利用盆地模擬技術(shù)恢復(fù)潛在烴源巖的生排烴歷史，揭示烴源巖生排烴及原油二次裂解的地質(zhì)時(shí)間與嘉陵江組成藏條件的匹配關(guān)系；結(jié)合碳同位素系列和生物標(biāo)志物特征，確定川東地區(qū)嘉陵江組天然氣氣源，為嘉陵江組天然氣的勘探?jīng)Q策提供依據(jù)。

1 地質(zhì)概況

川東地區(qū)位于華鎣山以東、七躍山以西、大巴山以南、重慶—綦江以北，屬于四川盆地川東古斜中隆高陡斷褶帶，面積約為2.7×104km2(見圖1)[6-11]。川東地區(qū)發(fā)育華鎣山、齊岳山等多排高陡背斜帶，總體表現(xiàn)為背斜緊閉、向斜開闊的隔擋式褶皺特征。受晉寧運(yùn)動(dòng)、加里東運(yùn)動(dòng)、印支運(yùn)動(dòng)、燕山運(yùn)動(dòng)和喜山運(yùn)動(dòng)的影響，研究區(qū)經(jīng)歷中—晚元古代揚(yáng)子地臺(tái)基底形成階段、早古生代克拉通拗陷階段、晚古生代—中三疊世克拉通裂陷階段與晚三疊世以來的前陸盆地階段[12-14]。川東地區(qū)烴源巖的發(fā)育層位多、分布面積廣，主要包括寒武系、奧陶系、志留系、下二疊統(tǒng)、上二疊統(tǒng)的煤系地層、泥頁巖、海相碳酸巖鹽等[13-25](見圖2)。根據(jù)四川盆地第四次油氣資源評(píng)價(jià)結(jié)果(1)中國石油西南油氣田分公司.四川盆地第四次油氣資源評(píng)價(jià).成都:中國石油西南油氣田分公司，2016：315.，川東地區(qū)長興組碳酸鹽巖烴源巖主要分布于北部地區(qū)，烴源巖最厚達(dá)350 m；有機(jī)碳(TOC)質(zhì)量分?jǐn)?shù)較小，為差—中等烴源巖。龍?zhí)督M泥巖烴源巖主要分布于北部和南部地區(qū)，以北部地區(qū)為主，烴源巖最厚達(dá)140 m；TOC質(zhì)量分?jǐn)?shù)普遍大于2%，為一套優(yōu)質(zhì)烴源巖。

圖1 四川盆地構(gòu)造分區(qū)及川東地區(qū)井位分布

2 天然氣特征及成因

2.1 天然氣組分特征

2.1.1 烴類氣體

川東地區(qū)嘉陵江組天然氣主要由甲烷組成，體積分?jǐn)?shù)介于89.601%～98.689%，平均為96.880%，大多數(shù)樣品甲烷的體積分?jǐn)?shù)大于95.000%；乙烷體積分?jǐn)?shù)次之，介于0.159%～1.673%，平均為0.557%(見圖3(a))；丙烷的體積分?jǐn)?shù)介于0～0.549%，平均為0.103%；丁烷、戊烷和重?zé)N主要分布于臥龍河和福成寨等地區(qū)的嘉陵江儲(chǔ)層，體積分?jǐn)?shù)較低(見表1)。研究區(qū)嘉陵江組天然氣中甲烷體積分?jǐn)?shù)與全烴體積分?jǐn)?shù)的百分比(C1/ C1+)×100%介于96.44%～99.84%，平均為99.19%(見表1、圖3(b))，反映天然氣熱演化程度高，是典型的干氣氣藏。

圖2 川東地區(qū)地層綜合柱狀圖(據(jù)文獻(xiàn)[11]修改)

圖3 川東地區(qū)嘉陵江組天然氣特征

2.1.2 非烴類氣體

非烴類氣體主要為N2、CO2、H2S及少量He、H2，體積分?jǐn)?shù)較少(見表1)。其中，He的體積分?jǐn)?shù)很低，H2S的體積分?jǐn)?shù)相對(duì)較高且變化較大，體積分?jǐn)?shù)介于0.133%～6.935%，主要分布在0.133%～1.000%之間(見圖3(c))；CO2的體積分?jǐn)?shù)較低，有少量樣品的體積分?jǐn)?shù)約為1.000%，N2的體積分?jǐn)?shù)相對(duì)較高，體積分?jǐn)?shù)介于0.389%～3.061%，平均為0.776%(見圖3(d))。

表1 川東地區(qū)嘉陵江組天然氣組分

續(xù)表1

2.2 碳同位素特征

川東地區(qū)嘉陵江組屬于干氣天然氣氣藏，部分天然氣樣品由甲烷、乙烷和丙烷組成，在測(cè)試碳同位素時(shí)只需測(cè)試甲烷、乙烷和丙烷的碳同位素；如果含有丁烷，則測(cè)試異丁烷和正丁烷的碳同位素。嘉陵江組天然氣甲烷碳同位素偏重，除兩個(gè)樣品的碳同位素為-24.8‰和-25.2‰外，其余分布在-35.2‰～-28.1‰之間，證實(shí)天然氣的熱演化程度很高(見表2)。乙烷和丙烷的碳同位素分布范圍相對(duì)較寬，分別介于-37.8‰～-27.6‰和-39.2‰～-23.2‰(見表2)。

表2 川東地區(qū)嘉陵江組天然氣不同組分碳同位素測(cè)試結(jié)果

續(xù)表2

圖4 川東地區(qū)天然氣成因“Bernard”分類(據(jù)文獻(xiàn)[21]修改)

2.3 天然氣成因

乙烷和丙烷的碳同位素受成藏次生作用的影響較小，可以用碳同位素判斷天然氣成因。在“Bernard”圖[21]上，δ13C1主要分布在-36‰～-25‰之間，C1/(C2+C3)總體分布在40～600之間。根據(jù)研究區(qū)天然氣碳同位素測(cè)試結(jié)果，嘉陵江組天然氣為熱成因氣(見圖4)，且為油型氣(見圖5(a))。

此外，天然氣或是由原油二次裂解形成的，或是由干酪根初次裂解形成的，在烴類組成上存在一定的差異，可以根據(jù)ln(C1/C2)和ln(C2/C3)相關(guān)關(guān)系[26-27]進(jìn)行天然氣成因判別。嘉陵江組天然氣具有穩(wěn)定的ln(C1/C2)，但是ln(C2/C3)較高且變化較大，為典型的原油二次裂解成因類型[22](見圖5(b))。

可以利用氮?dú)怏w積分?jǐn)?shù)作為判斷天然氣成因類型的輔助證據(jù)[27-30]。嘉陵江組天然氣中N2的體積分?jǐn)?shù)較低，主要分布在0.389%～3.061%之間，平均為0.776%(見表1)，說明天然氣不是來源于高演化階段的干酪根裂解氣，而是來源于原油二次裂解。

圖5 川東地區(qū)嘉陵江組天然氣成因判斷(據(jù)文獻(xiàn)[22]修改)

3 天然氣來源

根據(jù)甲烷、乙烷、丙烷和丁烷的碳同位素系列判斷天然氣的氣源特征。研究區(qū)甲烷、乙烷、丙烷和丁烷的碳同位素系列主要呈3種規(guī)律(見表2)，其中不倒轉(zhuǎn)占35.4%，表明川東部分地區(qū)天然氣為同源；部分倒轉(zhuǎn)及完全倒轉(zhuǎn)分別占52.1%和12.5%，表明川東地區(qū)天然氣主要以混源氣為主。嘉陵江組儲(chǔ)層瀝青發(fā)育，表明川東地區(qū)形成過古油藏；中侏羅系儲(chǔ)層埋深接近6 km，溫度在160～180 ℃之間，古油藏在高溫條件下發(fā)生二次裂解[30]而形成天然氣氣藏。結(jié)合成熟度分布特征，研究區(qū)嘉陵江組天然氣為不同成熟度油型氣的混合。因此，分析天然氣的來源實(shí)際上是分析古油藏的石油來源。

嘉陵江組儲(chǔ)層鏡下薄片資料顯示，在生物體腔孔、粒間孔和鑄模孔中存在大量瀝青，揭示川東地區(qū)形成古油藏且發(fā)生于成巖期和成巖后期。根據(jù)嘉陵江組瀝青與二疊系長興組碳酸鹽巖、龍?zhí)督M泥巖烴源巖生物標(biāo)志化合物對(duì)比結(jié)果，三者的類異戊二烯烷烴與伽馬蠟烷指數(shù)具有良好的相關(guān)關(guān)系(見圖6(a))，反映三者水體鹽度相似。根據(jù)類異戊二烯烷烴與降新藿烷的關(guān)系(見圖6(b))可知，龍?zhí)督M、長興組與嘉陵江組具有相關(guān)關(guān)系，其中龍?zhí)督M與嘉陵江組具有更好的對(duì)應(yīng)關(guān)系[3,31]。因此，可以判斷嘉陵江組的瀝青來自于二疊系長興組碳酸鹽巖和龍?zhí)督M泥巖烴源巖。

圖6 川東地區(qū)嘉陵江組儲(chǔ)層瀝青與長興組、龍?zhí)督M烴源巖生物標(biāo)志物對(duì)比(據(jù)文獻(xiàn)[3]修改)

以熱史為基礎(chǔ)[32]，判斷嘉陵江組古油藏的石油是否來源于下志留統(tǒng)龍馬溪組泥頁巖烴源巖。根據(jù)長興組碳酸鹽巖、龍?zhí)督M泥巖和龍馬溪組泥頁巖烴源巖的地球化學(xué)參數(shù)①，利用盆地模擬軟件(BaisnMod 1D)對(duì)典型井的埋藏史、熱史和生油強(qiáng)度、排油強(qiáng)度進(jìn)行模擬；再結(jié)合圈閉形成時(shí)間(侏羅紀(jì))和原油二次裂解的溫度范圍(160～200 ℃)[32]，下志留統(tǒng)泥頁巖烴源巖(S1l)主要排油時(shí)間早于圈閉形成時(shí)間，不能為嘉陵江組古油藏提供油源(見圖7)。

圖7 川東地區(qū)云安006-2井嘉陵江組天然氣成藏綜合分析

研究區(qū)48個(gè)樣品的天然氣碳同位素測(cè)試結(jié)果顯示，天然氣具有高溫裂解氣特征，為油型氣，天然氣指標(biāo)不具備煤系特征[33-34]。

此外，嘉陵江組碳酸鹽巖的有機(jī)碳豐度測(cè)試結(jié)果顯示，有機(jī)質(zhì)豐度較低，為一套非至差烴源巖，生烴潛力小(見表3)，不能作為嘉陵江組的氣源。嘉陵江組天然氣的氣源主要來源于二疊系龍?zhí)督M泥巖和長興組碳酸鹽巖烴源巖。早侏羅世龍?zhí)督M和長興組排出的原油向嘉陵江組進(jìn)行充注，形成古油藏；當(dāng)嘉陵江組儲(chǔ)層溫度達(dá)到160 ℃后，古油藏發(fā)生二次裂解，形成天然氣氣藏；侏羅紀(jì)晚期，構(gòu)造抬升，氣藏進(jìn)行調(diào)整而形成現(xiàn)今的嘉陵江組天然氣氣藏(見圖7)，從而明確早侏羅世嘉陵江組的古圈閉和古油藏發(fā)育區(qū)，以古油藏發(fā)育區(qū)為氣源研究天然氣氣藏的分布規(guī)律。

表3 川東地區(qū)嘉陵江組碳酸鹽巖TOC質(zhì)量分?jǐn)?shù)測(cè)試

4 結(jié)論

(1) 川東地區(qū)下三疊統(tǒng)嘉陵江組天然氣具有甲烷體積分?jǐn)?shù)高、乙烷體積分?jǐn)?shù)次之、丙烷—重?zé)N體積分?jǐn)?shù)低的特征，為典型的高成熟度干氣氣藏。

(2)川東地區(qū)嘉陵江組天然氣為熱成因氣，來源于以原油二次裂解為主的油型氣。氣源主要來源于二疊系龍?zhí)督M泥巖和長興組碳酸鹽巖烴源巖。天然氣成藏經(jīng)歷早侏羅世的石油充注，形成古油藏；當(dāng)古油藏溫度達(dá)到160 ℃后，原油發(fā)生二次裂解，形成天然氣氣藏；侏羅紀(jì)晚期，構(gòu)造抬升，天然氣氣藏進(jìn)行調(diào)整，嘉陵江組天然氣氣藏分布定型。