輕烴地球化學(xué)特征對天然氣來源和運(yùn)移相態(tài)的約束
——以四川盆地西部新場氣田侏羅系氣藏為例

吳小奇 王 萍 陳迎賓 黎華繼 胡 燁 曾華盛

1. 中國石化石油勘探開發(fā)研究院無錫石油地質(zhì)研究所 2. 中國石化西南油氣分公司采氣三廠

0 引言

川西坳陷是四川盆地重要的天然氣增儲上產(chǎn)區(qū)域，其中侏羅系氣藏目前已探明天然氣地質(zhì)儲量4 900×108m3，是致密砂巖氣藏效益開發(fā)的典范[1-7]。新場大氣田位于四川盆地川西坳陷中段，主要含氣層位為侏羅系和上三疊統(tǒng)須家河組，其中上侏羅統(tǒng)蓬萊鎮(zhèn)組和中侏羅統(tǒng)沙溪廟組天然氣探明地質(zhì)儲量分別為320.48×108m3和630.75×108m3[2]。由于川西坳陷侏羅系生烴條件匱乏，泥巖總有機(jī)碳含量（TOC）普遍低于0.20%，有效烴源巖發(fā)育程度很低，因此，認(rèn)為侏羅系天然氣來自于下伏須家河組煤系烴源巖[8-10]。

目前，關(guān)于新場氣田侏羅系天然氣來源和成藏特征的認(rèn)識存在較大爭議。沈忠民等[11-12]和葉素娟等[13]研究認(rèn)為以新場氣田為代表的川西坳陷侏羅系天然氣與須家河組五段（以下簡稱須五段）烴源巖輕烴指紋具有較好的親緣性，侏羅系天然氣主要來自須五段，并根據(jù)不同層位天然氣苯/正己烷等輕烴比值對比提出中、上侏羅統(tǒng)天然氣分別以水溶相和游離相運(yùn)移為主。吳小奇等[14-15]研究認(rèn)為新場氣田須五段與侏羅系在地層水地球化學(xué)特征上表現(xiàn)出明顯的不同，天然氣中甲烷碳、氫同位素值（δ13C1、δD1）對比揭示了侏羅系天然氣與須家河組四段（以下簡稱須四段）天然氣具有較好的親緣性，與須五段天然氣具有顯著差異，二者可能分屬不同的成藏體系，并認(rèn)為新場氣田陸相天然氣和烴源巖的輕烴指紋對比不具有較好的區(qū)分度，不適用于氣源精細(xì)對比。由此可見，對輕烴化合物地球化學(xué)特征認(rèn)識的不一致是新場氣田侏羅系成藏特征存在分歧的重要原因。

輕烴化合物在天然氣中為微量組分，蘊(yùn)含著豐富的地球化學(xué)信息，輕烴地球化學(xué)特征研究在天然氣成因類型和成熟度鑒別、氣源對比、運(yùn)移特征分析等方面發(fā)揮了重要作用[16-22]。筆者通過對新場氣田不同層位天然氣輕烴化合物組成的分析，揭示輕烴地球化學(xué)特征對侏羅系天然氣來源和運(yùn)移相態(tài)的指示，探討特定輕烴指標(biāo)的影響因素及其適用性。研究成果對揭示川西坳陷侏羅系天然氣成藏過程、富集機(jī)理和油氣勘探領(lǐng)域的拓展具有積極的意義。

1 地質(zhì)背景

川西坳陷位于四川盆地西部，為西側(cè)龍門山造山帶和東側(cè)龍泉山斷裂所夾持，面積約10 000 km2。川西坳陷陸相層系構(gòu)造格局整體呈現(xiàn)出“三隆兩凹一坡”的特征，即新場構(gòu)造帶、知新場構(gòu)造帶、大邑—安縣構(gòu)造帶、成都凹陷、梓潼凹陷和中江—回龍斜坡（圖1）。陸相層系自上而下可以劃分為下白堊統(tǒng)天馬山組（K1t），上侏羅統(tǒng)蓬萊鎮(zhèn)組（J3p）、遂寧組（J3sn），中侏羅統(tǒng)沙溪廟組（J2s）、千佛崖組（J2q），下侏羅統(tǒng)白田壩組（J1b），上三疊統(tǒng)須家河組（T3x）。其中須家河組自下而上常被劃分為6段（須一段—須六段）。在川西坳陷，須一段為海陸過渡相，常被稱為小塘子組（T3t）和馬鞍塘組（T3m），缺失須六段，白田壩組不整合在須五段之上（圖1）。

圖1 川西坳陷構(gòu)造單元?jiǎng)澐?、新場氣田位置及陸相地層柱狀圖

川西坳陷陸相天然氣勘探在侏羅系和須家河組多層系砂巖中均獲得重要發(fā)現(xiàn)，相繼發(fā)現(xiàn)了新場、新都、洛帶、成都和中江等多個(gè)大中型氣田（圖1），構(gòu)成了疊覆型致密砂巖大氣區(qū)[23]。新場氣田位于新場構(gòu)造帶中西部，主要含氣層位為須二段、沙溪廟組和蓬萊鎮(zhèn)組，須四段、須五段、遂寧組等層位也有一定發(fā)現(xiàn)（圖1）。

川西坳陷侏羅系厚度約2 000 m，為一套干旱—半干旱氣候條件下沉積的內(nèi)陸湖泊相碎屑巖[24]。侏羅系泥巖TOC普遍低于0.20%，生烴潛力極為有限，僅個(gè)別井TOC較高（TOC≥0.50%）[8,25]。該區(qū)陸相層系有效烴源巖主要發(fā)育在須一、三、五段，以發(fā)育湖泊相和三角洲沉積體系為特征，有機(jī)質(zhì)類型相似，干酪根類型主要為Ⅱ2—Ⅲ型，暗色泥巖TOC平均值為1.96%，是須家河組和侏羅系氣藏的主力氣源[24-26]。

2 輕烴化合物組成特征

筆者采集了新場氣田不同層位（T3x2、T3x5、J2s、J3p）共39個(gè)天然氣樣品，采用帶雙頭閥的不銹鋼瓶在井口分離器后進(jìn)行采集。天然氣中輕烴化合物（C5—C8）組成分析由中國石化油氣成藏重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室完成，采用Agilent 6890N型氣相色譜儀，具體分析流程參考本文參考文獻(xiàn)[18]。對干燥系數(shù)大于0.95的干氣樣品，先通過六通閥對輕烴進(jìn)行濃縮富集后再進(jìn)入色譜進(jìn)行分析，相關(guān)手段[27-28]已較為成熟。干氣中輕烴分析方法已在四川盆地東部建南氣田典型海相過成熟油型干氣[29]和塔里木盆地庫車坳陷克拉2氣田典型過成熟煤型干氣[16]中得到了有效應(yīng)用。

2.1 C5—C7輕烴組成

在C5—C7正構(gòu)、異構(gòu)和環(huán)烷烴相對含量方面，新場氣田J3p、J2s、T3x5和T3x2天然氣C5—C7輕烴化合物中，正構(gòu)烷烴含量分別介于18.43%～27.06%、23.64%～29.44%、19.69%～30.47%和17.98%～20.06%，異構(gòu)烷烴含量分別介于38.87%～53.89%、41.03%～43.20%、41.61%～54.56%和32.81%～39.55%，環(huán)烷烴含量分別介于23.38%～39.24%、27.35%～35.34%、14.97%～38.22%和40.93%～47.96%（表1）。不同層位天然氣C5—C7輕烴組成整體較為接近，不同樣品均表現(xiàn)出異構(gòu)烷烴相對正構(gòu)烷烴呈優(yōu)勢分布的特征（圖2）。

表1 新場氣田不同層位天然氣輕烴化學(xué)組成表

圖2 新場氣田天然氣C5—C7正構(gòu)烷烴、異構(gòu)烷烴和環(huán)烷烴組成圖

2.2 C6—C7輕烴組成

在C6—C7鏈烷烴、環(huán)烷烴和芳烴組成方面，新場氣田J3p、J2s、T3x5和T3x2天然氣中鏈烷烴含量分別介于42.71%～59.17%、36.65%～47.09%、34.33%～61.07%和25.20%～34.49%，環(huán) 烷 烴 含量分別介于39.43%～53.82%、34.73%～42.47%、32.33%～47.74%和43.33%～51.42%，芳烴含量明顯偏低，分別介于0～12.82%、12.29%～27.72%、6.59%～19.96%和14.08%～30.65%（表1）。在C6—C7芳烴含量方面，J3p天然氣平均值僅為3.11%，T3x5略高，平均值為12.43%，而J2s和T3x2天然氣平均分別為20.30%和22.96%，整體明顯偏高（圖3）。

圖3 新場氣田天然氣C6—C7鏈烷烴、環(huán)烷烴和芳烴組成圖

2.3 C7輕烴組成

典型C7輕烴化合物包括正庚烷（nC7）、甲基環(huán)己烷（MCH）和各類二甲基環(huán)戊烷（ΣDMCP）。新場氣田J3p、J2s、T3x5和T3x2天然氣C7輕烴組成中，nC7含量分別介于4.04%～18.73%、16.31%～20.80%、12.61%～18.46%和12.26%～19.49%，MCH含量分別介于66.93%～81.46%、65.19%～72.16%、64.90%～73.99%和70.59%～75.82%，∑DMCP含量 分 別 介 于8.04%～22.41%、11.53%～14.01%、11.65%～16.76%和9.63%～16.53%（表1）。不同層位天然氣C7輕烴組成均表現(xiàn)出明顯的MCH優(yōu)勢分布特征（圖4）。

圖4 新場氣田天然氣nC7、MCH和∑DMCP相對組成圖

3 輕烴參數(shù)判識成熟度的適用性

3.1 庚烷值和異庚烷值

根據(jù)原油隨著成熟度增高烷基化程度也增高，Thompson[21,31]提出了庚烷值和異庚烷值這兩個(gè)反映成熟度的參數(shù)。新場氣田J3p、J2s、T3x5和T3x2天然氣庚烷值分別介于2.23%～11.88%、10.15%～12.00%、8.17%～10.75%和7.97%～13.62%，異庚烷值分別介于1.63～3.30、1.58～1.94、1.16～1.77和0.90～1.86（表2）。除J3p部分樣品和T3x2個(gè)別樣品分別表現(xiàn)出高成熟和低成熟特征外，其余天然氣樣品均表現(xiàn)出成熟特征。

表2 新場氣田不同層位天然氣輕烴地球化學(xué)參數(shù)表

新場氣田須二段現(xiàn)今埋深均超過4 000 m，天然氣干燥系數(shù)均大于0.98，δ13C1值介于－32.2‰～－30.8‰，計(jì)算所得成熟度（Ro）介于2.18%～2.55%[32]，為典型過成熟階段天然氣。須二段天然氣主要來自下伏T3m—T3t烴源巖[33]，其現(xiàn)今Ro均超過2.00%[34]。然而，庚烷值和異庚烷值反映T3x2天然氣僅達(dá)到低成熟—成熟階段（圖5），與地質(zhì)事實(shí)不符。新場氣田J3p天然氣異庚烷值普遍高于下伏其他層位天然氣，但庚烷值卻普遍更低（圖5）。J3p天然氣展現(xiàn)出的成熟度比下伏陸相其他層系天然氣更高（圖5），與正常成熟度演化趨勢不一致。因此，新場氣田陸相天然氣庚烷值和異庚烷值不宜直接用于判識成熟度。

圖5 新場氣田天然氣庚烷值和異庚烷值相關(guān)圖

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）比值被認(rèn)為是很好的溫度參數(shù)，且不受盆地類型、烴源巖時(shí)代、干酪根類型等因素的影響[35]。Mango[20]進(jìn)一步推導(dǎo)出了生油層最大埋深溫度（T）與該比值的關(guān)系：T＝140＋15ln（2,4-DMP/2,3-DMP）。新場氣田J3p、J2s、T3x5和T3x2天然氣2,4-DMP/2,3-DMP比值分別介于0.375～1.095、0.484～0.560、0.540～0.769、0.340～0.454，平均值分別為0.797、0.519、0.609、0.414；計(jì)算所得對應(yīng)的T分別介于125.3～141.4 ℃、129.1～131.3 ℃、130.8～136.1 ℃、123.8～128.2 ℃，平均值分別為136.1 ℃、130.1 ℃、132.5 ℃和126.6 ℃（表2）。T3x2氣藏及烴源巖埋深最大，但其計(jì)算所得溫度卻最低；J3p氣藏埋深最淺，但計(jì)算所得溫度卻最高。此外，新場構(gòu)造帶在白堊紀(jì)末達(dá)到最大埋深，此時(shí)T3x5烴源巖經(jīng)歷的最大埋深溫度均超過145 ℃[23]，表明須家河組烴源巖的最大埋深溫度均明顯高于根據(jù)不同層位天然氣2,4-DMP/2,3-DMP值計(jì)算所得最大埋深溫度。這表明2,4-DMP/2,3-DMP比值不適用于指示新場氣田須家河組和侏羅系等陸相層位天然氣形成溫度。

3.3 Ben/nC6與Tol/nC7

模擬實(shí)驗(yàn)研究結(jié)果表明，原油樣品的Ben/nC6和Tol/nC7比值隨裂解溫度升高而逐漸增大[36]，展現(xiàn)出與成熟度呈一定的正相關(guān)性。根據(jù)Huang等[22]統(tǒng)計(jì)結(jié)果，盡管數(shù)量較為有限的油型氣樣品其Ben/nC6和Tol/nC7比值均與δ13C2值呈正相關(guān)關(guān)系，但大量煤成氣樣品其Ben/nC6和Tol/nC7比值與δ13C2值不具有明顯的相關(guān)性。

天然氣的δ13C2值與成熟度有一定的關(guān)系，但其受母質(zhì)類型影響較為明顯，δ13C1值對成熟度更為敏感[30]。新場氣田T3x2天然氣Ben/nC6、Tol/nC7比值和δ13C1值均較大，反映其具有明顯較高的成熟度，與其烴源巖現(xiàn)今演化程度[34]一致；其他層位天然氣Ben/nC6和Tol/nC7比值 與δ13C1值均沒 有 正相關(guān) 性（圖6），因此，這些層位（J3p、J2s、T3x5）天然氣的Ben/nC6和Tol/nC7比值受成熟度影響不明顯。受芳烴和正構(gòu)烷烴極性差異等因素影響，Ben/nC6等比值可以指示天然氣運(yùn)移特征[13,37]，導(dǎo)致這些比值對成熟度變化不敏感。

圖6 新場氣田天然氣δ13C1值與Ben/nC6、Tol/nC7關(guān)系圖

4 輕烴地球化學(xué)特征對成烴成藏的指示

4.1 天然氣成因類型

腐泥型母質(zhì)生成的輕烴組分中富含正構(gòu)烷烴，腐殖型母質(zhì)生成的輕烴組分中富含異構(gòu)烷烴和芳烴[38]，因此，C5—C7正構(gòu)、異構(gòu)和環(huán)烷烴相對組成可用于天然氣成因鑒別[30,39]。新場氣田J3p、J2s、T3x5和T3x2天然氣C5—C7輕烴化合物以異構(gòu)烷烴和環(huán)烷烴為主，為典型腐殖型母質(zhì)生成的煤成氣；正構(gòu)烷烴含量普遍低于30%，平均值分別為21.9%、27.0%、25.7%和19.0%，與典型油型氣有明顯差異（圖2）。

C7輕烴系列中，MCH主要來自陸源高等植物木質(zhì)素、纖維素等，在煤成氣輕烴中相對富集；∑DMCP主要來自水生生物的類脂化合物，nC7主要來自藻類和細(xì)菌，二者在油型氣輕烴中相對富集[30]。因此，C7輕烴相對組成常被用于區(qū)分煤成氣和油型氣[30,39]。根據(jù)MCH在C7直鏈烷烴與五元、六元環(huán)烴之和中所占比例，胡惕麟等[40]提出了MCH指數(shù)（IMCH），煤成氣和油型氣的MCH指數(shù)分別大于和小于50%。新場氣田不同層位天然氣C7輕烴組成均表現(xiàn)出明顯的MCH優(yōu)勢分布特征（圖4），MCH指數(shù)（IMCH）均大于60%（表1），表現(xiàn)出典型煤成氣特征。此外，典型煤成氣的nC7/MCH比值小于0.67，而油型氣該比值則大于0.67[17]。新場氣田天然氣樣品nC7/MCH比值均低于0.33（表2），主體與典型煤成氣特征一致。

油氣樣品的庚烷值和異庚烷值除受成熟度影響外，還受烴源巖干酪根類型控制，在二者相關(guān)圖上脂肪族和芳香族曲線分別代表腐泥型和腐殖型母質(zhì)[21,41]。新場氣田不同層位天然氣在庚烷值和異庚烷值相關(guān)圖上沿著芳香族曲線分布（圖5），表明其為來自腐殖型母質(zhì)的煤成氣，其中J3p天然氣整體具有明顯偏高的異庚烷值（表2），因而在庚烷值和異庚烷值相關(guān)圖上（圖5）整體偏離芳香族曲線分布。

此外，油氣中輕芳烴含量也受母質(zhì)類型和成熟度的控制[18]。煤熱解氣在各個(gè)演化階段（特別是高演化階段）芳烴質(zhì)量分?jǐn)?shù)較高，其中芳烴大量生成范圍對應(yīng)的Ro介于1.10%～2.70%[19]。統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明，煤成氣和油型氣C6—C7輕烴中芳烴（苯和甲苯）含量分別普遍大于和小于20%[22]，但由于芳烴具有易溶于水、易被吸附等特征，因而煤成氣中芳烴含量變化范圍較大，不一定很高[19]。四川盆地須家河組煤成氣輕烴中芳烴含量變化較大且一般都不高，甚至比中壩氣田油型氣中芳烴含量還低，因此，僅根據(jù)輕烴中芳烴含量判識天然氣成因類型可能得出錯(cuò)誤的認(rèn)識[18]。新場氣田須家河組和侏羅系不同層位天然氣中C6—C7輕烴中芳烴含量普遍低于20%（圖3），并未表現(xiàn)出典型煤成氣特征，可能與天然氣經(jīng)歷了水溶、運(yùn)移中吸附等次生作用有關(guān)。因此，根據(jù)C6—C7中芳烴含量判識天然氣成因類型需考慮次生作用的影響。

4.2 天然氣來源

侏羅系不同層位天然氣和T3x5烴源巖輕烴指紋具有較好的親緣性[11-12]。但是，新場氣田須家河組不同層段烴源巖的輕烴指紋特征差異并不明顯，僅庚烷值等個(gè)別參數(shù)有差異[15]，這些參數(shù)的差異受成熟度的控制。因此，僅根據(jù)輕烴指紋對比進(jìn)行侏羅系氣源對比不具有排他性。次生氣藏的氣源主要由隱伏斷裂和溝通的原生氣藏控制。例如，川西坳陷白馬廟氣田J2s和J3p氣藏主要為T3x1烴源巖生成的天然氣沿?cái)嗔阎苯舆\(yùn)移到中上侏羅統(tǒng)儲層中聚集形成[42]。新場氣田侏羅系直接覆蓋在須五段之上，并不意味著侏羅系天然氣均來自須五段烴源巖。受斷裂發(fā)育特征等因素控制，須家河組中下部烴源巖生成的天然氣具備沿?cái)嗔寻l(fā)生躍層運(yùn)移的條件。

原油的K1值約為1.0，不同類型油氣的K1值有差別，同源母質(zhì)的油氣K1值基本一致[43]，但相同的K1值并不能保證一定同源[44]。天然氣K1值與成熟度無關(guān)，只與母質(zhì)有關(guān)，例如四川盆地腐殖型與腐泥型天然氣具有截然不同的K1值[45]。新場氣田陸相層系天然氣K1值可以分為2種類型，J2s、T3x5、T3x2和部分J3p天然氣K1值分別介于0.84～0.87、0.85～0.88、0.80～0.90和0.78～0.90，均不超過0.90；但多數(shù)J3p天然氣樣品K1值介于1.08～1.38，均大于1.00（表2）。這2類天然氣在（2-MH+2,3-DMP）/C7與（3-MH+2,4-DMP）/C7相關(guān)圖上分別表現(xiàn)出明顯的線性正相關(guān)，判定系數(shù)（R2）分別為0.958和0.846（圖7）。這表明新場氣田多數(shù)J3p天然氣與J2s、T3x5、T3x2天然氣在來源上具有明顯的差異。

圖7 新場氣田天然氣（2-MH+2, 3-DMP）/C7與（3-MH+2, 4-DMP）/C7關(guān)系圖

川西坳陷須家河組烴源巖主體為煤系烴源巖，顯微組分均以鏡質(zhì)組為主，干酪根類型指數(shù)均小于0，表明其有機(jī)質(zhì)類型均為腐殖型。須家河組烴源巖主要分布在T3x1（T3m-T3t）、T3x3、T3x5中[26]，不同層段烴源巖之間表現(xiàn)出一定的差異，如T3x5烴源巖干酪根δ13C值主要介于－25.4‰～－24.8‰，T3x3烴源巖干酪根δ13C值主要介于－24.7‰～－24.2‰[46]。因此，須家河組不同層段烴源巖生成的天然氣表現(xiàn)出一定的差異。

氣源對比結(jié)果表明，新場氣田T3x5天然氣主要來自T3x5自身煤系烴源巖[15,32]，T3x4天然氣主要來自下伏T3x3煤系烴源巖[24]，T3x2天然氣主要來自下伏T3m-T3t烴源巖，T3x2自身烴源巖也有一定貢獻(xiàn)[33]。烷烴氣碳同位素研究結(jié)果表明，新場氣田J2s天然氣δ13C1值介于－36.8‰～－33.1‰，明顯小于T3x2天然氣δ13C1值（－32.2‰～－30.7‰），與T3x5天然氣δ13C1值（－40.2‰～－34.6‰）分布接近[32]，表現(xiàn)出同源特征。J3p天然氣δ13C1值介于－35.0‰～－32.5‰，主要與T3x4天然氣δ13C1值（－35.2‰～－31.4‰）分布一致[32]，δ13C2值（圖8-a）和δD1值（圖8-b）分別與T3x4天然氣分布一致，表現(xiàn)出同源特征。與T3x5天然氣相比，J3p天然氣δ13C1和δ13C2值整體略大（圖8-a），δD1值則明顯較大（圖8-b）；與T3x2天然氣相比，J3p天然氣δ13C1值整體偏小，δ13C2值則普遍較大（圖8-a）。δ13C1和δD1值相關(guān)性反映出J3p天然氣的熱演化程度明顯高于T3x5天然氣、低于T3x2天然氣，與T3x4天然氣一致（圖8-b）。新場氣田J3p天然氣與T3x5、T3x2天然氣具有明顯的差異，表明其多數(shù)并非來自T3x5或T3m-T3t烴源巖；J3p天然氣在碳?xì)渫凰亟M成、熱演化程度上均與T3x4天然氣具有良好的親緣性，表明其主要來自T3x3烴源巖。

圖8 新場氣田天然氣δ13C1與δ13C2、δD1關(guān)系圖

在輕烴特征方面，多數(shù)J3p天然氣樣品K1值大于1.0，與T3x2、T3x5天然氣K1值不超過0.9明顯不同（表2）。J3p天然氣C5—C7和C7輕烴組成均表現(xiàn)為典型煤成氣特征（圖2、4），烷烴氣碳?xì)渫凰亟M成也與典型煤成氣特征一致（圖8），表明其來自下伏須家河組煤系烴源巖。須家河組烴源巖主要發(fā)育于T3x1（T3m-T3t）、T3x3、T3x5這3個(gè) 層 段，T3x2和T3x5天然氣主要分別來自T3m-T3t和T3x5烴源巖。J2s天然氣與少部分J3p天然氣樣品K1值均不超過0.9（表2），其（2-MH+2,3-DMP）/C7和（3-MH+2,4-DMP）/C7值均與T3x5天然氣分布一致（圖7），整體略高于T3x2天然氣。多數(shù)J3p天然氣K1值高于T3x2和T3x5天然氣，在（2-MH+2,3-DMP）/C7和（3-MH+2,4-DMP）/C7值相關(guān)圖（圖7）上表現(xiàn)出明顯不同的分布趨勢。

此外，不同類型油氣在輕烴P3（P3＝ΣDMP＋3-EP）與P2＋N（2P2＝2-MH＋3-MH、N2＝1,1-DMCP＋1,c3-DMCP＋1,t3-DMCP）相關(guān)圖上表現(xiàn)出不同的趨勢，即具有不同的K2值[50]。新場氣田T3x2天然氣P3/C7（小于6%）和（P2+N2）/C7（小于16%）比值整體偏低（圖9），K2值介于0.25～0.42（表2）。J2s和T3x5天然氣普遍具有較高P3/C7比值（大于6%）和K2值（0.46～0.62，表2），與T3x2天然氣特征明顯不同，反映出氣源的明顯差異。J3p天然氣主要具有較高的（P2+N2）/C7比值（大于18%）和較低的K2值（0.27～0.49，表2），其余少部分J3p天然氣樣品則具有較低的（P2+N2）/C7比值（小于18%）和較高的K2值（0.53～0.64，表2），與J2s和T3x5天然氣特征一致。這部分J3p天然氣樣品K1值與J2s和T3x5天然氣基本一致（表2、圖7）。

圖9 新場氣田天然氣（P2＋N2）/C7與P3/C7關(guān)系圖

由此可見，輕烴K1值和K2值等特征及烷烴氣碳?xì)渫凰刂祵Ρ龋▓D7～9）綜合表明，新場氣田J3p天然氣主要來自T3x3烴源巖，與T3m—T3t和T3x5烴源巖生成的天然氣不具有良好的親緣性；J2s天然氣及少部分J3p天然氣樣品與T3x5天然氣具有良好的親緣性，主要來自T3x5烴源巖。

4.3 天然氣運(yùn)移相態(tài)

受溶解度和分子極性差異的影響，不同類型輕烴化合物對天然氣運(yùn)移有不同的響應(yīng)特征。若天然氣以水溶相發(fā)生運(yùn)移，其輕烴組成則受不同化合物溶解度差異的控制。由于同碳數(shù)輕烴化合物溶解度具有芳烴＞環(huán)烷烴＞鏈烷烴的特征，沿運(yùn)移方向難溶組分先脫溶、易溶組分后脫溶，因此，沿著運(yùn)移方向脫溶氣芳烴/環(huán)烷烴和芳烴/鏈烷烴比值逐漸增大[13,16,37]。若天然氣以游離相進(jìn)行運(yùn)移，其輕烴組成受地質(zhì)色層效應(yīng)的控制。由于極性相對強(qiáng)的物質(zhì)如芳烴更容易被巖石吸附，極性相對弱的物質(zhì)如正構(gòu)烷烴和環(huán)烷烴更容易運(yùn)移，因而沿著運(yùn)移方向極性弱的物質(zhì)含量相對增加，芳烴/正構(gòu)烷烴和芳烴/環(huán)烷烴比值逐漸降低[13,16,37,45]。此外，由于輕芳烴易溶于水，以游離相運(yùn)移的天然氣在進(jìn)入儲層后若與地層水發(fā)生水溶作用，同樣可以使天然氣中輕芳烴相對含量降低[19]。

輕烴K1值和K2值對比反映了新場氣田J2s天然氣與少部分J3p天然氣主要來自T3x5烴源巖（圖7、9）。與T3x5自生自儲天然氣相比，這些天然氣Ben/nC6和Ben/CH比值略高或分布范圍基本一致（表2、圖10-a），表明其在向上運(yùn)移過程中既有水溶相，也有部分為游離相。盡管中侏羅統(tǒng)低礦化度氣藏伴生水被認(rèn)為可能與須五段地層水沿?cái)嗔焉嫌坑嘘P(guān)[8]，但現(xiàn)今J2s地層水礦化度普遍小于40 g/L，鹽化系數(shù)普遍低于100，δ18O值小于－4‰；而T3x5地層水礦化度大于50 g/L，鹽化系數(shù)高于100，δ18O值大于－4‰，表現(xiàn)出明顯的差異[14]。此外，溶解度模擬實(shí)驗(yàn)和流體賦存狀態(tài)研究結(jié)果表明，新場氣田須五段天然氣以游離氣為主，溶解氣所占比例不足5%[51]。由此可見，僅靠水溶相天然氣運(yùn)移和聚集成藏難以支撐現(xiàn)今新場氣田J2s氣藏的儲量規(guī)模。因此，游離相也是J2s天然氣重要的運(yùn)移方式之一。

圖10 新場氣田天然氣Ben/nC6與Ben/CH、Tol/nC7相關(guān)圖

筆者研究J2s的3個(gè)樣品的Ben/nC6和Ben/CH比值較為集中，二者分別介于0.63～2.24和0.62～1.74（圖10-a）。前人研究發(fā)現(xiàn)，新場氣田J2s天然氣Ben/nC6和Ben/CH比值分布較廣，二者分別介于0～5和0～4，反映了該層位存在游離相和水溶相2種天然氣運(yùn)移方式[12-13]。少部分J3p天然氣與J2s天然氣具有一致的Ben/nC6、Ben/CH比值（圖10-a）和K1、K2值（表2，圖7、9），表明其運(yùn)移也具有這2種方式。這些天然氣與T3x5天然氣的Tol/nC7比值分布范圍也一致，且與Ben/nC6比值呈明顯的正相關(guān)關(guān)系（圖10-b）。T3x2天然氣具有較高的Ben/nC6和Tol/nC7比值，一方面反映出其烴源巖具有較高的成熟度；另一方面，由于水溶相運(yùn)移時(shí)沿著運(yùn)移方向脫溶氣芳烴/環(huán)烷烴和芳烴/鏈烷烴比值逐漸增大[13,16,37]，游離相運(yùn)移的天然氣其芳烴/正構(gòu)烷烴和芳烴/環(huán)烷烴比值逐漸降低[13,16,37,45]。因此，T3x2天然氣運(yùn)移以水溶相為主，未經(jīng)歷顯著的游離相運(yùn)移。

新場氣田J3p地層水礦化度多小于30 g/L，低于須家河組不同層段地層水的礦化度（大于50 g/L），其脫硫系數(shù)、鈉氯系數(shù)等特征參數(shù)及δ18O值與須家河組地層水明顯不同[14]，表明J3p地層水并非主要由須家河組地層水垂向運(yùn)移而來。因此，J3p天然氣未經(jīng)歷明顯的水溶相運(yùn)移。J3p天然氣Ben/nC6和Ben/CH比值主要介于0～0.20和0～0.14（表2），明顯低于T3x5、T3x2天然氣（圖10-b），Tol/nC7比值（0～0.74）也普遍低于T3x5、T3x2天然氣（表2、圖10-b）。新場氣田T3x4天然氣主要來自下伏T3x3烴源巖[32]，其Ben/nC6和Ben/CH比值與T3x2天然氣分布范圍一致[12-13]。因此，顯著偏低的芳烴/正構(gòu)烷烴和芳烴/環(huán)烷烴比值反映了J3p天然氣主要是由T3x3烴源巖生成的天然氣以游離相運(yùn)移而來。

4.4 運(yùn)移對輕烴特定指標(biāo)適用性的影響

J3p以游離相運(yùn)移的天然氣，由于芳烴在運(yùn)移過程中更容易被巖石吸附[13,37]，且天然氣進(jìn)入儲層后輕芳烴易溶于水[19]，因此，天然氣C6—C7輕烴組成中芳烴含量明顯偏低，甚至不含芳烴（表1、圖3）。新場氣田T3x5天然氣C6—C7輕烴組成中芳烴相對含量低于20%（圖3），與典型煤成氣高于20%[22]明顯不同。由于T3x5每口井都?xì)馑a(chǎn)[14]，天然氣中芳烴因易溶于水而含量降低。因此，僅根據(jù)C6—C7中芳烴含量判識天然氣成因類型需排除運(yùn)移聚集過程中發(fā)生的水溶、吸附等作用影響。

油氣的輕烴庚烷值和異庚烷值除了受蒸發(fā)分餾影響外[41]，也受運(yùn)移聚集過程中的水溶、吸附等作用影響，且異庚烷值變化對成熟度判識的影響比庚烷值變化更加敏感（圖5）。異庚烷值＝（2-甲基己烷＋3-甲基己烷）/（1,順,3-＋1,反,3-＋1,反,2-）二甲基環(huán)戊烷[31]，即C7鏈烷烴與環(huán)烷烴的比值，同碳數(shù)不同輕烴組分在地層水中的溶解度為芳烴＞環(huán)烷烴＞鏈烷烴[13,16,37]。川西坳陷侏羅系氣藏普遍含水，以游離相從須家河組運(yùn)移的天然氣進(jìn)入儲層后與地層水發(fā)生溶解作用，導(dǎo)致天然氣中環(huán)烷烴相對鏈烷烴含量降低，鏈烷烴/環(huán)烷烴比值升高。因此，新場氣田J3p天然氣具有普遍較高的異庚烷值（表2、圖5）可能與運(yùn)移過程中發(fā)生的輕烴差異溶解有關(guān)。此外，由于環(huán)烷烴分子極性大于鏈烷烴，在游離相運(yùn)移過程中，極性較高的環(huán)烷烴容易被吸附也會導(dǎo)致鏈烷烴/環(huán)烷烴比值升高，從而其異庚烷值整體高于須家河組天然氣（表2、圖5）。因此，天然氣運(yùn)移過程中發(fā)生的水溶、吸附等會導(dǎo)致其異庚烷值等發(fā)生明顯的變化，根據(jù)異庚烷值和庚烷值進(jìn)行成熟度判識需排除運(yùn)移等因素的影響。新場氣田J3p天然氣受水溶和運(yùn)移過程中吸附作用影響，異庚烷值明顯偏高。因此，在庚烷值和異庚烷值相關(guān)圖上（圖5）整體偏離芳香族曲線。

2,4-DMP/2,3-DMP比值常被用來計(jì)算油氣生成溫度，但該比值受蒸發(fā)分餾等次生作用的影響，其適用范圍仍然存在一定的局限性。與2,3-DMP相比，2,4-DMP沸點(diǎn)較低而更容易蒸發(fā)，蒸發(fā)分餾等作用導(dǎo)致殘留油氣2,4-DMP/2,3-DMP比值降低[18]。因此，2,3-DMP和2,4-DMP在沸點(diǎn)及揮發(fā)性方面的差異導(dǎo)致二者在運(yùn)移特性上存在差異，這可能是根據(jù)2,4-DMP/2,3-DMP比值計(jì)算所得溫度值偏低的主要原因。Mango[20]指出，鑒于缺乏其他參數(shù)對比，評價(jià)該比值是否是良好的溫度指標(biāo)還有困難。

輕芳烴溶解度顯著大于同碳數(shù)鏈烷烴[13,16,37]，天然氣與地層水發(fā)生水溶作用導(dǎo)致天然氣中輕芳烴含量降低[19]，Ben/nC6和Tol/nC7比值受到運(yùn)移路徑和儲層中地層水的影響發(fā)生規(guī)律性變化。此外，芳烴分子極性強(qiáng)于同碳數(shù)正構(gòu)烷烴，更容易被巖石吸附，天然氣以游離相運(yùn)移時(shí)，沿著運(yùn)移方向Ben/nC6和Tol/nC7比值逐漸降低[13,16,37,45]。因此，川西坳陷陸相天然氣Ben/nC6和Tol/nC7比值受運(yùn)移相態(tài)影響，不適用于直接判定原始成熟度。

5 結(jié)論

1）川西坳陷新場氣田須家河組和侏羅系天然氣C5—C7輕烴組成中異構(gòu)烷烴相對正構(gòu)烷烴呈優(yōu)勢分布，甲基環(huán)己烷指數(shù)大于60%，C7輕烴組成中甲基環(huán)己烷呈明顯的優(yōu)勢分布；C6—C7輕烴組成中芳烴含量明顯低于鏈烷烴和環(huán)烷烴，其中蓬萊鎮(zhèn)組天然氣中芳烴含量平均值僅為3.1%。

2）C5—C7、C7輕烴組成等特征表明，新場氣田陸相層系天然氣為典型煤成氣。K1值、K2值對比特征等綜合表明，蓬萊鎮(zhèn)組天然氣主要來自下伏須三段烴源巖，以游離相運(yùn)移為主；沙溪廟組天然氣與少量蓬萊鎮(zhèn)組天然氣主要來自下伏須五段烴源巖，以水溶相和游離相2種方式運(yùn)移。

3）受不同類型化合物在溶解度、極性等方面的差異影響，新場氣田蓬萊鎮(zhèn)組天然氣C6—C7輕烴組成中芳烴含量明顯偏低，異庚烷值明顯偏高。因此，利用輕烴指標(biāo)進(jìn)行天然氣成因類型和成熟度判識時(shí)，需考慮天然氣運(yùn)移聚集過程中水溶、吸附等作用對輕烴參數(shù)的影響。

致謝：樣品采集和資料收集得到了中國石化西南油氣分公司同仁的有力支持，輕烴地球化學(xué)分析得到了中國石化油氣成藏重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室同仁的大力協(xié)助，孫永革教授和胡國藝教授對相關(guān)工作給予了悉心指導(dǎo)和有益啟發(fā)，審稿專家對初稿提出了寶貴的修改意見，在此一并深表謝意！