川東臥新雙地區(qū)天然氣特征及上三疊統(tǒng)須家河組天然氣來(lái)源

林世國(guó)，王昌勇，易士威，高 陽(yáng)，李明鵬，李世寧，李 爽

(1.中國(guó)石油 勘探開(kāi)發(fā)研究院 天然氣地質(zhì)研究所，河北 廊坊 065007； 2.成都理工大學(xué) 沉積地質(zhì)研究院 油氣藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，四川 成都 610059； 3.中國(guó)石油 西南油氣田分公司 重慶氣礦，重慶 400021)

川東臥新雙地區(qū)天然氣特征及上三疊統(tǒng)須家河組天然氣來(lái)源

林世國(guó)1，王昌勇2，易士威1，高 陽(yáng)1，李明鵬1，李世寧3，李 爽3

(1.中國(guó)石油 勘探開(kāi)發(fā)研究院 天然氣地質(zhì)研究所，河北 廊坊 065007； 2.成都理工大學(xué) 沉積地質(zhì)研究院 油氣藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，四川 成都 610059； 3.中國(guó)石油 西南油氣田分公司 重慶氣礦，重慶 400021)

天然氣來(lái)源分析是一個(gè)重要的石油地質(zhì)問(wèn)題，直接關(guān)系到勘探?jīng)Q策。四川盆地川東地區(qū)須家河組勘探和開(kāi)發(fā)相對(duì)滯后，基礎(chǔ)地質(zhì)研究的欠缺導(dǎo)致臥新雙地區(qū)須家河組天然氣的來(lái)源一直存在爭(zhēng)議。天然氣組分及碳同位素分析結(jié)果表明：臥新雙地區(qū)須家河組天然氣具有甲烷含量較低、重?zé)N含量較高、干燥系數(shù)較低等特點(diǎn)；天然氣中甲烷碳同位素值δ13C1<-40‰，具有δ13C3>δ13C2>δ13C1的特征；須家河組天然氣為干酪根初次裂解的陸相油型氣和混合氣；須家河組天然氣目前主要處于成熟-高成熟的濕氣階段。臥新雙地區(qū)須家河組暗色泥巖較為發(fā)育，有機(jī)地球化學(xué)分析結(jié)果表明：須家河組泥巖主要以Ⅱ1和Ⅱ2型干酪根為主，具有較高的有機(jī)碳含量和氯仿瀝青“A”含量，總體具有較好的生烴能力，泥巖中有機(jī)質(zhì)處于成熟-高成熟的濕氣階段。臥新雙地區(qū)須家河組天然氣成熟度與烴源巖成熟度相當(dāng)，結(jié)合須家河組天然氣組分特征、同位素特征及成因類(lèi)型等與下伏石炭系、茅口組、龍?zhí)督M、長(zhǎng)興組、飛仙關(guān)組、嘉陵江組及雷口坡組天然氣存在明顯區(qū)別，推測(cè)該區(qū)須家河組天然氣主要為自生氣。

天然氣；須家河組；上三疊統(tǒng)；臥新雙地區(qū)；川東地區(qū)

上三疊統(tǒng)須家河組是四川盆地重要的含油氣層系之一，目前在在川西坳陷、川東北坳陷、川中隆起及川南地區(qū)須家河組均發(fā)現(xiàn)了豐富的油氣資源。位于四川盆地東部的臥新雙地區(qū)晚三疊世同樣沉積了厚度約300～400 m的須家河組[1-2]，但長(zhǎng)期以來(lái)該區(qū)勘探和開(kāi)發(fā)的重點(diǎn)一直聚焦于須家河組下伏的海相碳酸鹽巖地層，忽視了對(duì)須家河組油氣特征進(jìn)行研究。而該區(qū)大量鉆穿須家河組地層的鉆井、測(cè)井和試氣資料均表明，其須家河組具有較好的油氣顯示，墊江縣地方政府在臥龍河背斜核部部署的多口以須家河組為目的層的淺井更獲得了工業(yè)氣流。截至1990年，背斜軸部臥淺1等3口氣井須家河組(香溪群)均累計(jì)產(chǎn)氣6 000×104～9 000×104m3[3]，并已穩(wěn)定開(kāi)采多年，說(shuō)明該區(qū)須家河組氣藏具有良好的勘探開(kāi)發(fā)前景。但由于勘探的滯后，早期對(duì)該區(qū)須家河組氣藏特征研究極少，僅少數(shù)學(xué)者對(duì)臥龍河構(gòu)造須家河組天然氣來(lái)源進(jìn)行過(guò)研究，并根據(jù)部分鉆井須家河組天然氣具有較高的H2S含量，認(rèn)為該區(qū)須家河組天然氣主要來(lái)自下伏嘉陵江組氣藏[4]，而筆者近期通過(guò)對(duì)天然氣組分、碳同位素特征等進(jìn)行研究后認(rèn)為，臥新雙地區(qū)須家河組天然氣主要來(lái)自須家河組泥頁(yè)巖和煤層。

1 區(qū)域地質(zhì)特征

臥新雙地區(qū)位于四川盆地東部墊江以南，涪陵以北，川東南斷褶帶中部(圖1)，屬于明月峽大背斜上的次級(jí)褶皺[5-7]，主要包括臥龍河、新市和雙龍三個(gè)背斜構(gòu)造。由于基礎(chǔ)地質(zhì)研究的薄弱，長(zhǎng)期以來(lái)，該區(qū)上三疊統(tǒng)地層仍然以“香溪群”命名，與川西、川中及川東北地區(qū)須家河組之間的對(duì)比存在很大爭(zhēng)議[8-13]，沒(méi)有形成統(tǒng)一的地層劃分方案，直到最近在臥新雙地區(qū)周邊野外露頭須家河組內(nèi)部發(fā)現(xiàn)微角度不整合面[2,14]，長(zhǎng)期困擾該區(qū)須家河組研究的地層劃分問(wèn)題方才得以解決。以“安縣運(yùn)動(dòng)”在四川盆地周緣形成的不整合面為統(tǒng)一對(duì)比依據(jù)，確定臥新雙地區(qū)同時(shí)發(fā)育“須上盆”和“須下盆”地層，結(jié)合須家河組底部泥巖中發(fā)現(xiàn)指示海相環(huán)境的舌形貝化石和沉積旋回特征，可將該區(qū)須家河組地層劃分為6個(gè)長(zhǎng)期旋回層序，分別對(duì)應(yīng)于須一—須六6個(gè)巖性段，其中須一段主要為一套有障壁海岸沉積[1-2,14]，須二段—須六段主要發(fā)育辮狀河三角洲沉積[15-16]，儲(chǔ)集層主要為中-粗粒長(zhǎng)石巖屑砂巖，以發(fā)育裂縫-孔隙型、特低孔-超低滲型儲(chǔ)層為特征[1]。

圖1 四川盆地構(gòu)造綱要及構(gòu)造分區(qū)及研究區(qū)位置(據(jù)文獻(xiàn)[1]，修改)Fig.1 Sketch map showing structure outline,structural zone and location of the study area in Sichuan Basin[1]

2 天然氣特征

天然氣的組分，如烴類(lèi)氣體的組成和干燥系數(shù)等參數(shù)，是天然氣性質(zhì)特征最直接、最明顯的反映，同時(shí)天然氣的穩(wěn)定同位素特征、稀有氣體同位素及輕烴化合物特征也可以反映天然氣的來(lái)源，并廣泛應(yīng)用于天然氣示蹤[17]。

2.1 天然氣組分特征

2.1.1 烴類(lèi)氣體組成

臥新雙地區(qū)二疊系—三疊系主要產(chǎn)層天然氣均以甲烷為主，其中以須家河組甲烷含量相對(duì)較低，其值小于90%，平均為87.46%，乙烷和丙烷含量則相對(duì)較高，其中乙烷含量介于3.43%～6.25%，丙烷含量介于1.73%～2.02%，重?zé)N含量高(表1)，屬于濕氣性質(zhì)，反映須家河組天然氣與其他層位天然氣在成因及成熟度有所差別。

2.1.2 干燥系數(shù)

臥新雙地區(qū)天然氣干燥系數(shù)與層位有明顯相關(guān)性，石炭系、二疊系及下-中三疊統(tǒng)天然氣干燥系數(shù)較高，一般≥0.95，而須家河組與侏羅系天然氣干燥系數(shù)≤0.92(表1)，明顯較下伏層系干燥系數(shù)要低，與川中營(yíng)山、磨溪及合川等地須家河組天然氣干燥系數(shù)[18]相當(dāng)，反映其可能具有與下伏層系具有完全不同的氣源。

2.2 碳同位素特征

穩(wěn)定同位素的繼承效應(yīng)是利用天然氣碳同位素判斷其來(lái)源的理論基礎(chǔ)，一般認(rèn)為乙烷的碳同位素受熱演化影響較小，能更好反映母質(zhì)類(lèi)型[15]。來(lái)自臥新雙地區(qū)二疊系、三疊系及侏羅系不同層位的天然氣樣品碳同位素測(cè)試結(jié)果顯示：須家河組甲烷碳同位素介于-47.9‰～-41.8‰，與侏羅系甲烷碳同位素(-40.8‰)接近，但明顯低于茅口組、龍?zhí)督M、長(zhǎng)興組、飛仙關(guān)組、嘉陵江組及雷口坡組等下伏層系甲烷碳同位素值(表2)。臥新雙地區(qū)須家河組天然氣碳同位素測(cè)試結(jié)果與鄰近的廣安、磨溪等氣田須家河組天然氣碳同位素特征[4，19]較為接近。

臥新雙地區(qū)須家河組重碳同位素均較甲烷同位素值明顯偏重，具有δ13C3>δ13C2>δ13C1的特征，為典型的有機(jī)氣成因，其甲烷、乙烷和丙烷同位素組合特征呈斜“L”型，與下伏老地層茅口組(新3井)和龍?zhí)督M(雙4井)的反“V”型、以及嘉陵江組(臥56井)和雷口坡組(臥18井)的平緩“”型有明顯區(qū)別(圖2)，須家河組甲烷、乙烷和丙烷同位素組合特征與侏羅系和長(zhǎng)興組相似，但須家河組天然氣δ13C1，δ13C2及δ13C3值明顯低于長(zhǎng)興組，表明須家河組天然氣來(lái)源與下伏二疊系、下-中三疊統(tǒng)不同，可能為較新地層中有機(jī)質(zhì)熱演化的產(chǎn)物。值得注意的是，雙8井須家河組天然氣甲烷碳同位素值較小，乙烷碳同位素值卻較下覆地層都大，表明其氣藏可能與其它須家河組氣藏有不同的氣源層(表2；圖2)。

表1 四川盆地臥新雙地區(qū)天然氣地球化學(xué)主要參數(shù)Table 1 Main geochemical parameters of natural gas from Woxinshuang area,Sichuan Basin

3 天然氣成因類(lèi)型

判識(shí)天然氣成因的方法較多，采用多項(xiàng)指標(biāo)的綜合判別比用單一指標(biāo)判斷天然氣或其組分的成因從屬通常更為可靠[20]。由于而乙烷和丙烷碳同位素值受成藏次生作用影響較小，因此天然氣中乙烷和丙烷碳同位素的關(guān)系常作為天然氣成因判別的主要依據(jù)之一，而甲烷作為天然氣中主要的烴類(lèi)組分，其碳同位素δ13C1和乙烷中的碳同位素δ13C2相結(jié)合亦可對(duì)天然氣成因類(lèi)型進(jìn)行判別[21]。

天然氣碳同位素分析結(jié)果表明：臥新雙地區(qū)天然氣乙烷碳同位素主要介于-36.8‰～-23‰，絕大部分天然氣屬于油型氣，僅臥061-1井長(zhǎng)興組天然氣乙烷同位素值δ13C2為-23‰具典型煤成氣特征(δ13C2>-27.5‰)[22]，雙8井天然氣乙烷同位素值δ13C2為-28.5‰，介于-27.5‰～-29‰[22]，為煤成氣和油型氣的混合氣。茅口組、龍?zhí)督M、及雷口坡組天然氣乙烷同位素明顯偏低，顯示為高演化油型氣特征；位于分界線附近的臥淺1井須家河組、侏羅系及嘉陵江組樣品，這幾個(gè)樣品乙烷同位素值分別為-30.2‰，-29.6‰和-29.8‰，略輕于通常煤型乙烷，其相應(yīng)甲烷-41.8‰，-40.8‰和-33.9‰，考慮為油型氣或混合氣(圖3)。

表2 四川盆地臥新雙地區(qū)天然氣碳同位素分析結(jié)果Table 2 Carbon isotope values of gas samples from the Xuejiahe Formation in Woxinshuang area,Sichuan Basin

臥新雙地區(qū)天然氣中乙烷和甲烷碳同位素關(guān)系圖顯示：除雙8井須家河組及長(zhǎng)興組天然氣表現(xiàn)出不同特征外，其它均表現(xiàn)出油型氣特征，長(zhǎng)興組仍表現(xiàn)出典型煤成氣特征，雙8井須家河組有混合氣特征。理論上侏羅系天然氣δ13C2碳同位素應(yīng)該相對(duì)須家河組要輕，而雙12井侏羅系δ13C2碳同位素卻較臥淺1井、臥淺2井的值都重(圖4)，說(shuō)明該地區(qū)侏羅系天然氣可能為下伏須家河組烴源巖生成的氣體通過(guò)斷裂直接運(yùn)移到侏羅系成藏。

圖2 四川盆地臥新雙地區(qū)天然氣碳同位素組合特征Fig.2 Distribution trends of carbon isotopes in gas samples from Woxinshuang area,Sichuan Basin

圖3 四川盆地臥新雙地區(qū)天然氣中乙烷和丙烷碳同位素關(guān)系[22]Fig.3 Relationship between carbon isotopes of propane and ethane in gas samples from Woshuangxin area,Sichuan Basin[22]

圖4 四川盆地臥新雙地區(qū)天然氣中乙烷和甲烷碳同位素關(guān)系[22]Fig.4 Relationship between carbon isotopes of methane and ethane in gas samples from Woshuangxin area,Sichuan Basin[22]

利用δ13C2與δ13C2-δ13C1差值的交會(huì)圖判別天然氣來(lái)源也是一種常用的方法，已有研究表明川中和川南地區(qū)須家河組及侏羅系陸相層系天然氣甲、乙烷碳同位素與下伏海相層系有明顯的差異[23]。本次研究使用δ13C2與δ13C2-δ13C1交會(huì)圖，進(jìn)一步對(duì)臥新雙地區(qū)的天然氣成因類(lèi)型進(jìn)行了劃分，結(jié)果表明：臥新雙地區(qū)天然氣主要存在來(lái)源于陸相層系和海相層系的兩種天然氣類(lèi)型，來(lái)源于陸相層系的天然氣(簡(jiǎn)稱(chēng)“陸相氣”)甲、乙烷碳同位素值差值較大，基本都大于10‰，須家河組、侏羅系及二疊系長(zhǎng)興組天然氣均屬于此類(lèi)型；相反，來(lái)源于海相層系的天然氣(簡(jiǎn)稱(chēng)“海相氣”)由于成熟度普遍較高，甲烷碳同位素普遍較重，乙烷碳同位素普遍較輕，由此甲、乙烷碳同位素差值較小，三疊系飛仙關(guān)組、嘉陵江組及雷口坡組天然氣δ13C2-δ13C1差值基本小于5‰，二疊系茅口組和龍?zhí)督Mδ13C2-δ13C1差值甚至為負(fù)(圖5)。

干酪根初次裂解和原油二次裂解形成的天然氣在烴類(lèi)組成上具有一定的差異性，因此根據(jù)ln(C1/C2)與ln(C2/C3)相關(guān)圖對(duì)天然氣成因進(jìn)行判別也是一種有效的方法[24]。一般說(shuō)來(lái)，干酪根初次裂解氣具有較高的ln(C1/C2)值和穩(wěn)定的ln(C2/C3)值，而原油二次裂解氣通常具有較穩(wěn)定的ln(C1/C2)值和較高的ln(C2/C3)值[25]。臥新雙地區(qū)研究區(qū)內(nèi)石炭系、二疊系茅口組、龍?zhí)督M及長(zhǎng)興組、三疊系飛仙關(guān)組、嘉陵江組及雷口坡組天然氣的ln(C1/C2)值在3.3～6，ln(C2/C3)值在0～3，總體符合ln(C2/C3)不斷增大、ln(C1/C2)相對(duì)穩(wěn)定的原油二次裂解氣的基本特征；三疊系須家河組和侏羅系天然氣的ln(C1/C2)值在2.7～3.3，ln(C2/C3)值在0.5～1.5，總體符合ln(C1/C2)不斷增大、ln(C2/C3)相對(duì)穩(wěn)定的干酪根裂初次解氣的基本特征(表1；圖6)。

天然氣中氮?dú)夂康母叩?，也可以作為其成因?lèi)型的輔助證據(jù)，氮?dú)夂枯^高的天然氣通常為高演化(即晚期裂解)的泥巖干酪根裂解氣成因，或者為斷層溝通地表導(dǎo)致地表氮?dú)怆S地下水進(jìn)入儲(chǔ)層，而干酪根初期裂解和原油二次裂解氣的氮?dú)夂客ǔ］^低。臥新雙地區(qū)除受斷層影響的臥淺1井以外，須家河組天然氣中氮?dú)夂科毡橄鄬?duì)較低，一般低于1.5%，說(shuō)明研究區(qū)天然氣主要來(lái)源并非高演化階段的烴源巖晚期干酪根裂解氣。

圖5 四川盆地臥新雙地區(qū)天然氣δ13C2與δ13C2-δ13C1差值及成因判識(shí)[22]Fig.5 Difference between δ13C2 and δ13C2-δ13C1 and its causes of natural gas in Woxinshuang area,Sichuan Basin[22]

圖6 四川盆地臥新雙地區(qū)天然氣ln(C1/C2)和ln(C2/C3)比值及成因判識(shí)[22]Fig.6 Difference between ln(C1/C2)and ln(C2/C3)and its causes of natural gas in Woxinshuang area Sichuan Basin[22]

學(xué)者油型氣煤成氣適用Ro范圍/%方法序號(hào)Sthal[26-27]δ13C1=17lgRo-42δ13C1=8.6lgRo-28 (1977)δ13C1=14lgRo-28 (1975)1戴金星[20]δ13C1=15.8lgRo-42.2δ13C1=14.12lgRo-34.39δ13C2=8.16lgRo-25.71δ13C3=7.12lgRo-24.032徐永昌[28]δ13C1=25lgRo-39.5δ13C1=8.64lgRo-32 (1985)δ13C1=49.56lgRo-34.48(1990)>0.60.3～1.33沈平[29]δ13C1=21.72lgRo-43.31δ13C1=8.6lgRo-32.8 (1987)δ13C1=40.49lgRo-34 (1991)0.3～0.60.4～0.74Berner[30]δ13C1=15.4lgRo-41.3δ13C2=22.6lgRo-32.20.5～3.00.5～2.05

4 天然氣成熟度

天然氣的成熟度既是重要的地球化學(xué)問(wèn)題，同時(shí)也是影響勘探?jīng)Q策的石油地質(zhì)問(wèn)題。天然氣中甲烷碳同位素值的變化與有機(jī)質(zhì)的熱演化程度密切相關(guān)[17]，因此根據(jù)甲烷同位素值對(duì)鏡質(zhì)體反射率Ro進(jìn)行計(jì)算是研究天然氣成熟度的常用方法[20，26-30](表3)。

臥新雙地區(qū)天然氣成因類(lèi)型除臥061-1井長(zhǎng)興組和雙8井須家河組有混合特征外，其余均屬于油型氣(圖3，圖4)，因此分別采用了4種油型氣和4種煤成氣計(jì)算公式(表3，方法1—4)對(duì)研究區(qū)不同層位天然氣鏡質(zhì)體反射率Ro進(jìn)行了計(jì)算，Ro計(jì)算結(jié)果介于0.18%～4.62%，其中方法1和方法3對(duì)應(yīng)公式計(jì)算出長(zhǎng)興組天然氣屬于未熟階段的天然氣，這顯然與氣體組分所反映出的成熟度兩者并不吻合，而方法2和方法4對(duì)應(yīng)公式計(jì)算出的結(jié)果，總體與天然氣干燥系數(shù)(表1)所反映的成熟度相當(dāng)(表4)。

表4 四川盆地臥新雙地區(qū)天然氣計(jì)算成熟度Table 4 Calculated maturity of natural gas from Woxinshuang area,Sichuan Basin

注：表中Ro后括號(hào)內(nèi)序號(hào)表示根據(jù)對(duì)應(yīng)方法序號(hào)公式所計(jì)算出來(lái)的Ro值。

從研究區(qū)的實(shí)際情況來(lái)看，區(qū)內(nèi)幾套烴源巖(包括寒武系、龍?zhí)督M、須家河組等)的成熟度均已達(dá)高成熟期，只有侏羅系烴源巖的成熟度稍低，還處于成熟階段。因此，根據(jù)甲烷碳同位素計(jì)算出的天然氣對(duì)應(yīng)的烴源巖成熟度除臥淺2井和臥061-1井略微偏低外，其余還比較接近實(shí)際地質(zhì)情況，戴金星和徐永昌提出的Ro計(jì)算公式較為可靠。計(jì)算結(jié)果表明：臥新雙地區(qū)須家河組天然氣處于成熟-高成熟階段，與研究區(qū)須家河組烴源巖實(shí)測(cè)鏡質(zhì)體Ro值(1.25～1.43)較為接近，可作為其來(lái)源于須家河組烴源巖的輔助依據(jù)。

5 須家河組天然氣來(lái)源

由于缺少足夠的天然氣輕烴組分?jǐn)?shù)據(jù)，本次研究主要采用間接方法對(duì)須家河組氣源進(jìn)行對(duì)比。臥新雙地區(qū)須家河組天然氣組分總體具有甲烷含量較低、重?zé)N含量較高、氮?dú)夂枯^低、干燥系數(shù)較低的特征，天然氣處于成熟-高成熟期，其成熟度明顯低于下伏各層系天然氣(表4)，甲烷碳同位素δ13C1小于-40‰，甲烷、乙烷及丙烷碳同位素組合呈斜“L”型(圖2)，天然氣成因類(lèi)型為陸相油型氣或混合氣，主要來(lái)自于干酪根的初次裂解(表5)。臥新雙地區(qū)須家河組天然氣或在組分特征、或在碳同位素特征、或在成因類(lèi)型等方面均與下伏各層系天然氣存在明顯區(qū)別，而在以上幾個(gè)方面與侏羅系天然氣特征相似，表明臥新雙地區(qū)須家河組天然氣來(lái)源與下伏地層完全不同，而與上覆侏羅系天然氣可能具有相同氣源。

臥新雙地區(qū)須家河組暗色泥巖總體較為發(fā)育，特別是須一段及須五段，泥巖連續(xù)厚度泥巖厚度一般>10 m，大部分地區(qū)須家河組泥巖累計(jì)厚度大于10 m，而研究區(qū)西北部墊江一帶須家河組泥巖累計(jì)厚度甚至超過(guò)70 m。

表5 四川盆地臥新雙地區(qū)須家河組天然氣特征及成因類(lèi)型Table 5 Characteristics and genetic types of natural gas form the Xuejiahe Formation in Woxinshuang area,Sichuan Basin

研究區(qū)須家河組14件巖心及野外露頭樣品(包括11件泥巖、1件煤樣和2件炭質(zhì)泥巖樣品)有機(jī)地球化學(xué)分析結(jié)果表明：泥巖有機(jī)碳含量為0.27%～2.63%，平均為1.33%，煤樣和炭質(zhì)泥巖有機(jī)碳含量極高；主要為Ⅱ1和Ⅱ2型干酪根，少量為Ⅲ型干酪根；分析的8件樣品一半以上具有較高的氯仿瀝青“A”含量，總體具有較好的生烴潛力；鏡質(zhì)體反射率Ro介于1.25%～1.43%，反映泥巖中的有機(jī)質(zhì)均達(dá)到了成熟—過(guò)成熟階段，其中9件樣品處于濕氣階段(Ro介于1.3%～2.0%)，占62.3%，其余樣品均處于成熟中晚期(表6)。綜上，可以確定臥新雙地區(qū)須家河組具有較好的生烴能力，結(jié)合根據(jù)天然氣碳同位素計(jì)算的須家河組天然氣成熟度與實(shí)測(cè)的須家河組泥巖中鏡質(zhì)體Ro(1.25～1.43)所反映的有機(jī)質(zhì)成熟度相當(dāng)，可以確定研究區(qū)須家河組天然氣主要為自生自?xún)?chǔ)。雖然部分鉆井，如臥淺1井須家河組天然氣中H2S含量約0.24%,臥淺2井更高達(dá)0.68%[4，31]，在砂巖型氣藏中顯得較為特殊，但考慮到臥龍河構(gòu)造復(fù)雜的斷層情況，推測(cè)須家河組天然氣中較高的H2S含量可能與斷裂活動(dòng)溝通了下伏嘉陵江組高H2S氣藏有關(guān)，因此，須家河組較高的H2S含量并不能作為須家河組天然氣主要來(lái)自下伏嘉陵江組氣藏的證據(jù)。

表6 四川盆地臥新雙地區(qū)烴源巖豐度指標(biāo)及評(píng)價(jià)Table 6 Abundance index and assessment of source rocks in Woxinshuang area,Sichuan Basin

6 結(jié)論

1) 臥新雙地區(qū)須家河組泥巖較為發(fā)育，以Ⅱ1和Ⅱ2型干酪根為主，TOC平均含量>1.3%，具有較好的生烴能力，鏡質(zhì)體Ro介于1.25%～1.43%，有機(jī)質(zhì)主要處于濕氣階段。

2) 臥新雙地區(qū)須家河組天然氣具有甲烷含量低、重?zé)N含量高、干燥系數(shù)低等特點(diǎn)，甲烷碳同位素δ13C1<-40‰，為干酪根初次裂解的陸相油型氣和混合氣，其組分特征、碳同位素特征及成因類(lèi)型與下伏層系天然氣有明顯區(qū)別，目前主要處于成熟-高成熟的濕氣階段。

3) 臥新雙地區(qū)須家河組天然氣成熟度與須家河組烴源巖有機(jī)質(zhì)成熟度相當(dāng)，須家河組天然氣為自生自?xún)?chǔ)。

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Analyses of features and source of natural gas in the Upper Triassic Xujiahe Formation,Woxinshuang area,eastern Sichuan Basin

Lin Shiguo1,Wang Changyong2，Yi Shiwei1,Gao Yang1,Li Mingpeng1,Li Shining3,Li Shuang3

(1.DepartmentofNaturalGasGeology,ResearchInstituteofPetroleumExplorationandDevelopment,PetroChina,Langfang,Hebei065007,China;2.StateKeyLaboratoryofOilandGasReservoirGeologyandExploitation,InstituteofSedimentaryGeology,ChengduUniversityofTechnology,Chengdu,Sichuan610059,China;3.ChongqingGasProducer,PetroChinaSouthwestOil&GasFieldCompany,Chongqing400021,China)

Source analysis of natural gas is one of the geological challenges involving exploration decision-making.Exploration and development of the Xuejiahe Formation in eastern Sichuan Basin is relatively lagged behind and the source of natural gas there is still a mystery due to the fact of lacking basic geological study.Gas composition and isotope analyses show that the natural gas from the Xuejiahe Formation of Woxinshuang area features in low content of methane,high content of heavy hydrocarbon,and lower aridity coefficient.The carbon isotope values were measured to be δ13C1<-40‰ and δ13C3>δ13C2>δ13C1.The gas from the Xuejiahe Formation is continental oil-type gas or mixed gas from primary cracking of kerogen and is now at the mature and highly mature wet gas stage.The Formation in the area has well deve-loped dark mudstone.Organic geochemical analyses indicate a kerogen Ⅰ and Ⅱ dominated mudstone with high content of organic carbon and chloroform bitumen “A”,indicating relatively high hydrocarbon generation potential.The organic matter of the mudstone was measured to be at the mature to highly mature wet gas stage.Gas from the Formation in the area has a maturity as same as that of source rocks.Combining this understanding with the gas composition and isotope analyses results,we suggest that the gas in the Xuejiahe Formation is mostly autogeneous gas and differs utterly from that in the underlying Carboniferous,the Maokou,the Longtan,the Changxing,the Feixianguan,the Jialinjiang and the Leikoupo Formations.

natural gas，Xujiahe Formation，Upper Triassic，Woxinshuang area，eastern Sichuan Basin

2016-12-10;

2017-08-08。

林世國(guó)(1980—)，男，博士、高級(jí)工程師，油氣地質(zhì)。E-mail:linshiguo69@petrochina.com.cn。

王昌勇(1981—)，男，博士、副教授，沉積學(xué)及石油地質(zhì)。E-mail:wangchangyong09@cdut.cn。

國(guó)家科技重大專(zhuān)項(xiàng)(2016ZX05007)。

0253-9985(2017)05-0913-09

10.11743/ogg20170510

TE121.1

A

(編輯 董 立)