川東南地區(qū)二疊系—三疊系碳酸鹽巖氣藏氣源及成因類型

潘磊，秦華，張文睿，李炳弢

（中國石化勘探分公司研究院，四川 成都 610041）

川東南地區(qū)位于四川盆地川東高陡構(gòu)造帶和川南中低緩構(gòu)造帶，包括涪陵、綦江等外圍區(qū)塊，其海相碳酸鹽巖氣藏已成為油氣勘探的重要領域。該地區(qū)多口井在長興組（P2ch）和飛仙關組（T1f）臺緣礁灘、臺洼內(nèi)淺灘及茅口組巖溶縫洞、熱液白云巖領域獲得工業(yè)氣流。前人針對該區(qū)及鄰區(qū)氣源進行了大量研究[1-5]，但是具體來自哪套、是否混源存在爭議，多數(shù)研究認為其類型為原油裂解氣。前人應用茅口組天然氣ln（C1/C2）與ln（C2/C3）圖版、包裹體及儲層瀝青研究認為，川東地區(qū)茅口組主要為原油裂解氣。筆者通過優(yōu)化使用天然氣地化數(shù)據(jù)，并結(jié)合烴源巖背景、古油藏證據(jù)分析等地質(zhì)手段，對川東南二疊系—三疊系碳酸鹽巖氣藏氣源及成因類型進行分析，為后期勘探研究提供參考。

1 烴源巖與天然氣地化特征

1.1 沉積背景

四川盆地長興組沉積期整體發(fā)育碳酸鹽巖臺地沉積體系，在川東北發(fā)育開江—梁平陸棚，平面上呈“V”型，向北西廣元方向開口且水體逐漸變深，向南東萬縣方向收斂且水體逐漸變淺，在該陸棚兩側(cè)發(fā)育大型臺緣礁灘相沉積（見圖1）。飛仙關組沉積繼承了長興組沉積格局與古地貌。

圖1 四川盆地長興組沉積相

1.2 烴源巖特征

川東南地區(qū)發(fā)育下志留統(tǒng)龍馬溪組泥頁巖、下二疊統(tǒng)茅口組灰泥灰?guī)r與上二疊統(tǒng)吳家坪組/龍?zhí)督M暗色泥巖3套主力烴源巖（見圖2）。

圖2 川東南地區(qū)地層綜合柱狀圖

龍馬溪組烴源巖位于龍一段，巖性為灰黑色碳質(zhì)泥巖、碳質(zhì)頁巖，為局限深水陸棚相沉積。干酪根碳同位素值（δ13C）在-30.0‰左右，有機質(zhì)類型以Ⅰ型為主，少量Ⅱ1型，總有機碳質(zhì)量分數(shù)（TOC）大于0.5%的泥頁巖厚度為80～120 m，TOC>2.0%的泥頁巖厚度為35～45 m，鏡質(zhì)組反射率（Ro）為 2.2%～3.1%，平均 2.6%。

茅口組烴源巖多分布于茅一段，巖性為富含有機質(zhì)的灰泥灰?guī)r、瘤狀灰?guī)r，為淺海臺地相沉積。茅口組δ13C分布范圍較廣，為-26.8‰～-30.1‰，有機質(zhì)類型以Ⅱ1型和Ⅱ2型為主，少量Ⅰ型。該套烴源巖厚度為60～100 m，整體東厚西薄。TOC為0.4%～1.3%，平均0.5%～0.6%（涪陵南部地區(qū)TOC>1.0%），Ro平均2.2%。

前人對吳家坪組烴源巖多有研究[6-8]，它分布于該組中下部，為一套淺水陸棚相深灰色泥質(zhì)灰?guī)r、灰黑色碳質(zhì)泥巖，向北西廣元方向過渡為深水陸棚相碳酸鹽巖夾硅質(zhì)泥頁巖，向南部綦江地區(qū)過渡為龍?zhí)督M濱岸沼澤相煤系地層。研究區(qū)北部厚度多大于50 m，中、南部為11～48m（多小于25 m），整體北厚南薄。涪陵地區(qū)及其北部的δ13C大多輕于-26.0‰，有機質(zhì)類型以Ⅱ2型為主，少量Ⅱ1型；南部綦江地區(qū)龍?zhí)督Mδ13C大多重于-26.0‰，部分重至-23.4‰，有機質(zhì)類型為Ⅲ型。涪陵地區(qū)TOC平均2.90%，泰來地區(qū)TOC平均1.50%，永興地區(qū)TOC平均0.23%，南部綦江地區(qū)因含煤線，局部層段TOC可高達10.00%以上，Ro平均2.1%。

3套烴源巖的發(fā)育以龍馬溪組最好，吳家坪組/龍?zhí)督M次之，茅口組相對較差。

1.3 天然氣地化特征

1.3.1 天然氣組分特征

川東南地區(qū)飛仙關組已發(fā)現(xiàn)氣藏僅分布于涪陵地區(qū)北部開江—梁平陸棚南側(cè)的臺緣礁灘相帶，而長興組氣藏除分布于該相帶外，還分布于涪陵中部及綦江地區(qū)臺洼內(nèi)淺灘相帶。川東南地區(qū)二疊系—三疊系碳酸鹽巖氣藏地球化學參數(shù)見表1。

表1 川東南地區(qū)二疊系—三疊系碳酸鹽巖氣藏地球化學參數(shù)

飛仙關組和長興組烷烴氣體積分數(shù)為51.35%～85.98%，平均74.79%；C2H6體積分數(shù)一般低于0.20%，平均0.11%；C3H8體積分數(shù)多低于可檢測下限。非烴氣以CO2和H2S為主，N2次之。CO2體積分數(shù)為5.38%～32.27%，平均15.97%；H2S體積分數(shù)為1.310%～21.710%，平均6.043%（僅LS1井為0.004%），飛仙關組H2S體積分數(shù)明顯高于長興組；N2體積分數(shù)為0.47%～10.21%，平均3.09%。

茅三段氣藏分為熱液白云巖氣藏與巖溶縫洞氣藏，前者分布于涪陵中部和南部，后者分布于涪陵北部及綦江地區(qū)，茅口組與飛仙關組、長興組在氣組分上存在較大差異。茅口組烷烴氣體積分數(shù)更高、濕度略大、具有二分性，熱液白云巖氣藏含H2S，巖溶縫洞氣藏不含H2S。茅三段烷烴氣體積分數(shù)為46.71%～99.31%，平均81.68%，非烴氣體積分數(shù)0.38%～51.48%，平均18.07%。烷烴氣中CH4占比99.0%以上，重烴氣（C2+）體積分數(shù)低。熱液白云巖氣藏中C2H6體積分數(shù)平均0.11%，巖溶縫洞氣藏中C2H6體積分數(shù)平均0.35%。非烴氣中CO2體積分數(shù)為0～51.48%，平均14.62%；N2體積分數(shù)為0.38%～13.54%，平均2.75%。

根據(jù)戴金星[9]提出的天然氣藏H2S體積分數(shù)分類標準，川東南地區(qū)長興組、飛仙關組氣藏以高含H2S氣藏為主，含H2S氣藏次之，茅三段熱液白云巖氣藏為含H2S氣藏，巖溶縫洞氣藏則為不含H2S氣藏。

1.3.2 碳、氫同位素特征

飛仙關組氣藏的甲烷碳同位素值（δ13C1）較輕，平均-34.7‰，乙烷碳同位素值（δ13C2）不可測。長興組和茅三段巖溶縫洞氣藏的δ13C1較重，平均-31.0‰；茅三段熱液白云巖氣藏的δ13C1最重，平均-28.9‰。其中，7個樣品的δ13C2可測，平均-30.6‰，3個樣品出現(xiàn)δ13C1>δ13C2倒轉(zhuǎn)現(xiàn)象。川東南地區(qū)二疊系—三疊系氣藏的δ13C2分布不均，茅三段熱液白云巖氣藏的δ13C2較重，平均-28.8‰；長興組和茅三段巖溶縫洞氣藏的δ13C2較輕，平均-31.4‰。7個樣品的氫同位素值（δ2D）介于-113.0‰～-124.0‰，平均-118.7‰，僅 1個樣品的 δ2D略輕（YX1 井，-136.1‰）。

2 氣源及成因類型識別

2.1 地化數(shù)據(jù)識別氣源適用性分析

由于重烴氣相對CH4更易被硫酸鹽熱化學還原（TSR）反應消耗[10-12]，在 C2H6等重烴組分被消耗至極限后（一般體積分數(shù)小于0.1%）CH4才開始被消耗。但高—過成熟階段烷烴氣中C2H6等重烴組分的體積分數(shù)較小，故遭受TSR嚴重改造的烷烴氣多以CH4被消耗為主。由于被TSR改造至較重的極少量重烴在后期極易混入少量較輕的重烴組分，因此往往不能表現(xiàn)出明顯偏重和極高的干燥系數(shù)。遭受TSR嚴重改造氣藏（一般為油型氣）的δ13C1和δ13C2均發(fā)生變重，且δ13C2變重更明顯，這是因為靠后組分相對本組分被消耗更徹底。例如，普光氣田長興組和飛仙關組氣藏氣源均為來自吳家坪組的油型氣，因遭受TSR改造，殘余極少量的 δ13C2發(fā)生變重，重達-23.87‰（PG9井，長興組6 110～6 130 m）[13]，明顯重于-28.0‰，殘余 δ13C1在-33.0‰～-30.0‰，而表現(xiàn)為高—過成熟煤型氣特征。

平面上，研究區(qū)氣藏受TSR改造的井主要在涪陵北部，其次是涪陵南部，綦江地區(qū)的井均未受TSR改造。縱向上，長興組和飛仙關組氣藏均受TSR改造（綦江地區(qū)除外），茅口組熱液白云巖氣藏（涪陵南部）遭受TSR改造，巖溶縫洞氣藏（涪陵北部與綦江地區(qū)）未遭受TSR改造。飛仙關組氣藏遭受TSR改造程度最大，長興組氣藏次之，茅口組熱液白云巖氣藏較弱。飛仙關組氣藏遭受TSR改造的原因是飛仙關組自身富含SO42-流體。長興組盡管不含SO42-流體，但存在古地貌凸起，其在飛仙關組沉積早期，因地層差異壓實作用導致飛仙關組鹵水側(cè)向充注而富含SO42-流體。綦江地區(qū)無明顯古地貌凸起，缺少SO42-流體。茅口組2種氣藏中僅熱液白云巖氣藏遭受TSR改造，可能與儲層滲透性更好，后期更易于溝通富含SO42-流體的地層有關。

飛仙關組氣藏H2S體積分數(shù)大于長興組氣藏，表明受TSR改造更嚴重，但長興組氣藏的δ13C1偏重更明顯（即CH4被消耗占比大）。結(jié)合飛仙關組δ13C1相對理論值變重程度較小的事實認為，盡管飛仙關組氣藏受TSR改造更嚴重，但被消耗的主要為液態(tài)烴與重烴氣（CH4被消耗占比小），而長興組氣藏主要為CH4被消耗。因此推測TSR反應時，飛仙關組儲層中液態(tài)烴豐度更高。

由于遭受TSR嚴重改造的高—過成熟烷烴氣一般以CH4被消耗為主，因此若僅有氣態(tài)烴參與TSR改造時，理論上可通過H2S體積分數(shù)計算CH4被消耗的占比，分析δ13C1變重程度，恢復原始氣δ13C來進一步判斷氣源。事實上，現(xiàn)今氣藏中H2S體積分數(shù)可能發(fā)生變化，C2H6被TSR反應消耗至極限后極易受混合作用影響，且往往有部分H2S來自早期液態(tài)烴參與TSR改造，這些均增加了恢復原始氣δ13C的難度。

受TSR嚴重改造的氣藏，在判別成因時要謹慎使用地化數(shù)據(jù)，可考慮使用不易遭受TSR改造影響的δ2D作為輔助識別參數(shù)。對已遭受TSR改造的氣藏地化數(shù)據(jù)，可用類比法統(tǒng)計鄰區(qū)數(shù)據(jù)，恢復δ13C后使用。如普光氣田因 TSR 改造 δ13C1增重 2.0‰～4.0‰[7]，根據(jù)H2S體積分數(shù)等綜合推測，川東南海相氣藏因TSR改造δ13C1變重程度應與普光接近，故可將川東南上述氣藏δ13C恢復至原始值后幫助確定氣源。另外，利用烴源巖背景比較法、成藏要素分析法等直接確定氣源。

干酪根初期裂解氣與原油裂解氣的區(qū)分，一般使用 Prinzhofer等[14]提出的 ln（C1/C2）與 ln（C2/C3）、δ13C2-δ13C3與ln（C2/C3）圖版。國內(nèi)許多研究者利用該圖版成功識別了這2類氣[15-16]。一些研究者多據(jù)此認為，川東北普光、元壩氣田及川東南長興組、飛仙關組氣藏以原油裂解氣為主。筆者認為，因本區(qū)上述氣藏無論氣組分結(jié)構(gòu)還是烷烴氣碳同位素組成結(jié)構(gòu)均因遭受TSR改造發(fā)生改變，且在該過程中烴類各組分變化比例不同，并不適用該圖版，需結(jié)合干酪根類型、古油藏證據(jù)、高溫裂解成氣證據(jù)、運移證據(jù)等綜合判斷。

2.2 氣源分析

2.2.1 烷烴氣來源

有機成因的原生型烷烴氣，一般利用生烴母質(zhì)繼承效應和碳同位素熱動力學分餾效應判斷干酪根有機質(zhì)類型與熱演化程度[17]，進而識別氣源。研究區(qū)δ13C2可測樣品的δ13C2輕于-28.0‰，表現(xiàn)為油型氣特征；δ13C1則重于-32.0‰（飛仙關組氣除外），表現(xiàn)為過成熟煤型氣特征。上述結(jié)論出現(xiàn)矛盾，且57%的樣品出現(xiàn)δ13C1>δ13C2或 δ13C2>δ13C3倒轉(zhuǎn)現(xiàn)象（δ13C3為丙烷碳同位素值），表明氣藏經(jīng)歷了改造或混源作用，所以不能直接用地化數(shù)據(jù)判斷研究區(qū)氣藏的成因類型。

烷烴氣δ2D主要受生烴母質(zhì)沉積時水體鹽度和演化程度控制[18]，生烴母質(zhì)類型與后期改造作用對δ2D影響較小。研究區(qū)僅YX1井茅口組δ2D較輕（-136.1‰），其他樣品δ2D在-114.0‰～-124.0‰，明顯重于普光氣田長興組、飛仙關組（δ2D平均-136.0‰）及元壩氣田長興組（δ2D平均-129.0‰），表明原始沉積鹽度相對更高，可能與沉積環(huán)境更局限有關，分布集中表明烷烴氣來源較單一。由于本區(qū)龍馬溪組自生自儲氣δ2D多在-150.0‰左右[19]，故除上述YX1井茅口組因靠近深大斷裂和龍馬溪組烴源巖相對發(fā)育區(qū)可能混有約50%龍馬溪組氣，其他樣品均可排除氣源來自龍馬溪組。

類比分析認為，研究區(qū)烷烴氣δ13C1變重程度與普光氣田接近（4.0‰左右），恢復后為-35.0‰左右，與川東南飛仙關組氣接近（CH4基本未受TSR改造影響），且與吳家坪組烴源巖的生氣演化程度吻合較好，明顯輕于茅一段自生自儲氣。涪陵南YH1井茅一段δ13C1為-31.3‰，與茅一段干酪根的δ13C均值-28.1‰接近，這可能是由于直接來自干酪根裂解，未經(jīng)歷多次分餾，導致瑞利分餾效果不明顯。

綜上所述，川東南地區(qū)3套主力烴源巖干酪根有機質(zhì)類型均為生油型（綦江地區(qū)龍?zhí)督M為煤系地層除外），因此研究區(qū)氣藏均為油型氣（綦江地區(qū)為煤型氣）。結(jié)合產(chǎn)層位置及吳家坪組烴源巖指標總體好于茅一段，與長興組、飛仙關組儲層形成“棚生緣儲、側(cè)向運移”的良好成藏組合關系，與茅三段頂部儲層存在“新生古儲”、側(cè)向就近運移至茅三段儲層、或借助小斷層形成“源儲對接”，而茅一段與龍馬溪組油氣向上運移較困難、需縱向穿過上百米厚的致密碳酸鹽巖的事實，判斷上述氣藏氣源主要來自吳家坪組烴源巖（綦江地區(qū)氣源主要來自龍?zhí)督M）。

此外，川東南碳酸鹽巖氣藏多為異常高壓氣藏，地層壓力系數(shù)大于1.8，茅三段之下地層壓力系數(shù)多低于該值，表明氣源來自茅一段及之下地層的可能性較小。

2.2.2 非烴氣來源

本文主要討論H2S與CO2來源。由于TSR反應是地層產(chǎn)生高體積分數(shù)H2S的唯一方式，許多氣藏高體積分數(shù)H2S均為TSR反應導致[20]。長興組和飛仙關組氣藏H2S體積分數(shù)多高于5.0%，部分長興組和茅口組氣藏H2S體積分數(shù)略低于5.0%，均為TSR成因[21]。綦江地區(qū)氣藏及涪陵北部茅三段巖溶縫洞氣藏不含H2S（未遭受TSR改造），川東南地區(qū)二疊系—三疊系其他含H2S氣藏均發(fā)生TSR改造[21]，表明部分CO2來源于TSR反應。但其δ13C分布較分散，CO2碳同位素值與CO2，H2S體積分數(shù)差存在一定的相關性（見圖3），且差值較大的偏重更明顯，表明部分CO2來自改造過程中酸巖反應生成的CO2。

圖3 CO2碳同位素值與CO2，H2S體積分數(shù)差的關系

2.3 天然氣成因類型識別

狹義的原油裂解氣一般指古油藏裂解氣，廣義的原油裂解氣還包括干酪根降解產(chǎn)生的分散液態(tài)烴晚期在烴源巖中裂解生成的裂解氣[22]。川東北儲層中普遍見瀝青，瀝青產(chǎn)出和分布非常不均勻。普光、毛壩氣田長興組和飛仙關組物性好的儲層中固體瀝青含量較高，溶孔發(fā)育的白云巖儲層中固體瀝青含量更高[23]。劉德漢等[24]認為，普光氣田飛仙關組、長興組儲層均見大量焦瀝青與成分復雜的中間相結(jié)構(gòu)瀝青，與含有重烴和瀝青的甲烷包裹體伴生，并含高體積分數(shù)H2S，表明其烷烴氣為原地原油高溫裂解成因，裂解成氣過程中伴隨TSR反應。清溪場飛仙關組為裂縫型氣藏，不含固體瀝青，以氣包裹體為主，為干酪根晚期裂解氣[25]。

川東南地區(qū)及鄰區(qū)二疊系—三疊系儲層瀝青分布特征見圖4，圖中a—e為普光、元壩地區(qū)巖石薄片，f—i為川東南地區(qū)巖石薄片。

圖4 川東南地區(qū)及鄰區(qū)二疊系—三疊系儲層瀝青分布特征

儲層瀝青分布特征表明，研究區(qū)儲層極少見瀝青，少量見瀝青的儲層瀝青豐度與充滿度也遠低于普光、元壩氣田相應儲層。例如，飛仙關組僅FS1井、XL1井和TL2井見瀝青半充填，長興組10口井中僅XL1井見極少量瀝青，而茅口組數(shù)口井均未見瀝青。因此，川東南上述層系并不存在古油藏原地大規(guī)模裂解的物質(zhì)基礎。

川東南海相地層次生石英與方解石脈中含烴包裹體為含氣包裹體和氣液（水）兩相包裹體。即使瀝青豐度相對高（表明原油裂解氣占比可能相對高）的FS1井和TL2井長二段與茅三段，與其伴生的鹽水包裹體均一溫度多高于160℃以上，也表明并不存在古油藏異地裂解并運移至上述儲層的過程。

綜上所述，研究區(qū)除飛仙關組及個別井長興組可能含部分原油裂解氣外，其他均以干酪根晚期裂解氣充注為主，早期原油裂解氣為輔，現(xiàn)今氣藏主要來自干酪根晚期裂解氣（即直接來自烴源巖）。

3 結(jié)論

1）川東南地區(qū)二疊系—三疊系碳酸鹽巖氣藏地化特征具有縱向分層、平面分區(qū)的特點，且茅三段不同類型的2種氣藏地化特征存在較大差異。

2）研究區(qū)儲層瀝青含量總體較低，含烴包裹體主要為氣態(tài)烴包裹體和氣液（水）兩相包裹體，未見含油包裹體，與其伴生的鹽水包裹體均一溫度多高于160℃，表明缺少古油藏大規(guī)模裂解的條件。

3）研究區(qū)氣藏氣源主要為吳家坪組油型氣（綦江地區(qū)氣源為龍?zhí)督M煤型氣），僅個別井混有部分龍馬溪組氣。非烴氣中H2S來自TSR反應，CO2來自TSR反應及儲層改造時的酸巖反應。

4）研究區(qū)氣藏均以干酪根晚期裂解氣為主，僅飛仙關組與部分長興組氣混有少量原油裂解氣。