四川盆地西部致密砂岩气来源及运移地球化学示踪

doi:10.11764/j.issn.1672-1926.2021.02.004

天然气地球科学 ›› 2021, Vol. 32 ›› Issue (8): 1127–1141.doi: 10.11764/j.issn.1672-1926.2021.02.004

四川盆地西部致密砂岩气来源及运移地球化学示踪

刘海亮^1,²(),刘四兵^1,²(),周栋^1,²,刘文^1,³,金思丁^1,²

^1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都理工大学，四川成都 610059
^2.成都理工大学能源学院，四川成都 610059
^3.成都理工大学地球科学学院，四川成都 610059

收稿日期:2020-12-11 修回日期:2021-02-02 出版日期:2021-08-10 发布日期:2021-08-25
通讯作者: 刘四兵 E-mail:171592257@qq.com;lsbcdut@163.com
作者简介:刘海亮（1994-），男，陕西铜川人，硕士研究生，主要从事油气储层地球化学研究. E-mail：171592257@qq.com.
基金资助:
国家自然科学基金面上项目(41972158)

Geochemical indicators for tracing the source and migration of the tight sandstone gas in western Sichuan Basin

Hailiang LIU^1,²(),Sibing LIU^1,²(),Dong ZHOU^1,²,Wen LIU^1,³,Siding JIN^1,²

^1.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation，Chengdu University of Technology，Chengdu 610059，China
^2.College of Energy，Chengdu University of Technology，Chengdu 610059，China
^3.College of Geosciences，Chengdu University of Technology，Chengdu 610059，China

Received:2020-12-11 Revised:2021-02-02 Online:2021-08-10 Published:2021-08-25
Contact: Sibing LIU E-mail:171592257@qq.com;lsbcdut@163.com
Supported by:
The National Natural Science Foundation of China(41972158)

摘要/Abstract

摘要：

通过典型钻井天然气组分、轻烃、碳同位素以及烃源岩抽提轻烃的系统测试，研究了四川盆地西部致密砂岩气的成因类型和来源。研究表明，研究区致密砂岩气以煤型气为主，须二段（T₃x²）存在部分混合气。天然气来源具有下生上储的特征，其中须二段（T₃x²）天然气主要来源于须二段（T₃x²）自身的烃源岩以及下伏小塘子-马鞍塘组（T₃m+t）烃源岩，须四段（T₃x⁴）天然气主要来源于须三段（T₃x³）烃源岩，天然气运移距离短；而侏罗系天然气则主要来源于下伏须五段（T₃x⁵）烃源岩以及须家河组早期气藏的贡献，天然气运移距离长。在此基础上，优选了3组9类天然气运移地球化学指标，分别为：①天然气运移方向和距离指标为甲烷含量［W（CH₄）］、乙烷含量［W（C₂H₆）］、非烃含量［W（CO₂）］，［W（N₂）］、甲烷碳同位素（δ¹³C₁）；②天然气运移相态指标为苯/正己烷、苯/环己烷；③天然气运移通道指标为iC₄/nC₄和iC₅/nC₅。对研究区陆相天然气的运移进行了示踪，明确了研究区致密砂岩气的运移方向、运移相态以及运移通道。结果表明：研究区上侏罗统天然气主要由下部须家河组天然气沿高速优势通道窜层渗流运移而来，断裂是其最重要的运移通道；中侏罗统部分天然气由须家河组气源沿高速运移通道运移而来，而部分天然气为下部气源以水溶相的方式运移聚集成藏；须四段（T₃x⁴）天然气成藏时，储层相对致密，运移通道发育不佳，天然气以扩散相短距离运移为主；须二段（T₃x²）天然气主要通过断裂及其伴生裂缝以游离相和水溶相短距离运移为主。

关键词: 四川盆地, 致密砂岩气, 地球化学, 天然气成因, 天然气运移示踪

Abstract:

The genetic tight sandstone gas types and sources in the western Sichuan Basin has been analyzed by systematic testing of the components of typical drilling natural gas, light hydrocarbon, carbon isotopes and the light hydrocarbon extracted from the source rock. The tight sandstone gas is mainly composed of coal-derived gas, and mixed gas only exists in the 2^nd Member of the Xujiahe Formation(T₃x²). The natural gas source is characterized by lower generation and upper storage. Among them, the natural gas in T₃x² is mainly derived from the self-generated source rock in T₃x² and Xiaotangzi Formation (T₃t). The 4^th Member of the Xujiahe Formation (T₃x⁴) natural gas is mainly derived from 3^rd Member of the Xujiahe Formation (T₃x³) source rock, and the migration distance of natural gas is relatively short. However, Jurassic natural gas is mainly derived from 5^th Member of the Xujiahe Formation (T₃x⁵) in the Upper Triassic, and resulting from the contribution of the early gas reservoirs in the Xujiahe Formation with a relatively long migration distance. In this paper, three groups of nine natural gas migration geochemical indicators were selected to trace the natural gas migration and the migration direction, phase and channel of tight sandstone gas in the study area have been determined. The geochemical indicator groups including: (1) Migration direction and distance indicators: methane content ( $W C H 4$ ), ethane content ( $W C 2 H 6$ ), non-hydrocarbon content ( $W C O 2$ and $W N 2$ ) and methane carbon isotope (δ¹³C₁). (2) Migration phase state indicators: benzene/n-hexane, benzene/cyclohexane. (3) Migration channel indicators: iC₄/nC₄ and iC₅/nC₅. The results show that the Upper Jurassic natural gas was mainly migrated through the channel with a high velocity from the Xujiahe Formation (underlying strata), and the fault is the most important migration channel. Part of the Middle Jurassic natural gas was migrated from the Xujiahe Formation along the faults, while part of the lower natural gas was accumulated in the form of water-soluble phase. The reservoir was relatively tightness and the migration channel was not well developed in T₃x⁴, and the natural gas was mainly migrated with diffusion phase in short distance. The natural gas was migrated through faults and associated fractures with the free phase and the water-soluble phase in short distance.

Key words: Sichuan Basin, Tight sandstone gas, Geochemistry, Genesis of natural gas, Nature gas migration tracing

中图分类号:

TE121.1⁺13

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图/表 13

图1

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表1

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参考文献 43

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井号	层位	井深/m	主要烃类组分含量/%			异丁烷/正丁烷	异戊烷/正戊烷	苯/正己烷	苯/环己烷
井号	层位	井深/m	甲烷	乙烷	丙烷	异丁烷/正丁烷	异戊烷/正戊烷	苯/正己烷	苯/环己烷
川合358井	J₃	1 051	94.153	3.097	0.012	1.032	1.993	0.401	0.304
川泰361井	J₃	679	94.394	1.291	0.020	1.180	2.411	0.377	0.297
川鸭609井	J₃	1 789.5	90.258	4.219	0.022	0.943	1.692	0.544	0.461
都蓬30井	J₃	1 149.35	89.100	5.291	0.024	1.033	1.729	0.205	0.195
金遂2井	J₃	1 649.05	88.983	5.897	0.028	0.744	1.726	/	/
龙67井	J₃	1 274.5	88.323	5.875	0.025	0.819	1.953	0.141	0.121
马蓬13井	J₃	1 923	89.486	6.077	0.024	0.858	1.643	0.056	0.059
新34井	J₃	739.8	97.601	1.589	0.006	1.048	2.192	/	/
新浅100井	J₃	957.2	91.091	5.105	0.021	0.864	2.017	0.056	0.077
新浅31井	J₃	1 052	89.364	5.000	0.030	0.841	1.829	0.114	0.091
新浅56井	J₃	1 387.5	91.946	4.374	0.016	0.895	1.675	0.704	0.442
J₃平均值		1 241.100	91.336	4.347	0.021	0.932	1.896	0.289	0.227
川孝105井	J₂	1 905	88.299	8.066	0.016	0.966	1.777	1.235	0.835
川孝163井	J₂	2 726	85.434	9.601	0.020	0.735	1.510	1.660	1.235
川孝168井	J₂	2 036	88.857	7.695	0.020	0.917	1.678	0.288	0.455
川孝380井	J₂	2 384	86.053	9.481	0.023	0.796	1.590	2.355	2.071
川孝454井	J₂	2 379	86.740	7.537	0.025	0.813	1.592	3.473	2.256
川孝455井	J₂	2 520	85.249	6.457	0.036	0.928	1.570	1.737	1.385
川鸭609井	J₂	2 021.5	90.300	4.191	0.022	0.781	1.703	0.557	0.460
江沙7井	J₂	2 420.07	84.695	8.393	0.030	0.797	1.656	1.437	1.398
J₂平均值		2 298.950	86.953	7.678	0.024	0.842	1.634	1.593	1.262

井号	层位	井深/m	烃类组分含量/%			异丁烷/正丁烷	异戊烷/正戊烷	苯/正己烷	苯/环己烷
井号	层位	井深/m	甲烷	乙烷	丙烷	异丁烷/正丁烷	异戊烷/正戊烷	苯/正己烷	苯/环己烷
川丰131井	T₃x⁴	3 728	90.486	7.812	0.031	1.074	1.931	0.809	0.544
川丰563井	T₃x⁴	3 738	95.098	2.565	0.012	1.384	2.814	1.298	1.170
川丰563井	T₃x⁴	3 742.5	91.794	5.568	0.011	1.387	2.793	0.841	1.269
川孝560井	T₃x⁴	3 901	96.144	2.901	0.006	1.503	2.771	2.326	1.362
川孝93	T₃x⁴	3 413.5	90.431	5.359	1.987	0.900	1.924	0.889	0.683
丰谷1井	T₃x⁴	3 360	88.281	8.150	0.047	1.152	1.992	0.552	0.406
新882井	T₃x⁴	3 391	92.934	3.546	0.014	1.079	1.842	0.718	0.494
新884井	T₃x⁴	3 376.2	97.653	2.047	0.002	1.149	2.598	1.610	0.282
T₃x⁴平均值		3 581.280	91.602	4.743	0.264	1.204	2.333	1.130	0.776
川高561井	T₃x²	4 958	98.715	0.933	0.002	1.037	2.873	/	/
川合127井	T₃x²	4 588.5	98.549	1.072	0.002	1.169	4.085	1.966	1.598
川合137井	T₃x²	4 612.935	97.584	1.713	0.003	1.148	2.996	/	/
川江566井	T₃x²	4 362.5	96.903	2.046	0.005	1.419	3.601	2.362	1.575
川江566井	T₃x²	4 750	96.948	2.006	0.005	1.409	3.545	2.122	1.412
联150	T₃x²	4 825.3	98.678	1.009	0.002	1.082	3.045	2.070	1.863
新2井	T₃x²	4 818.24	98.638	1.022	0.002	1.218	2.911	2.807	1.296
新853井	T₃x²	5 049	98.657	0.989	0.002	1.204	3.195	2.923	1.520
新856井	T₃x²	4 592	98.615	1.033	0.002	1.214	3.562	2.809	1.501
新856井	T₃x²	4 838.2	98.666	0.981	0.002	1.210	3.264	3.060	1.457
T₃x²平均值		4 739.470	98.195	1.280	0.003	1.211	3.308	2.515	1.528

井号	层位	样品类型	iC₆/nC₆	MCH/NC₇	MH/NC₇	异庚烷值	2-甲基戊烷/3-甲基戊烷
洛深1井	T₃m+t	烃源岩	2.54	8.19	1.38	2.80	1.82
龙深1	T₃m+t	烃源岩	2.82	8.25	1.07	2.46	1.22
新856-1	T₃x²	烃源岩	2.38	9.25	0.66	2.67	1.13
川高561	T₃x²	天然气	2.94	10.01	1.31	2.76	1.64
川江566	T₃x²	天然气	2.99	10.32	1.24	2.65	1.56
新11	T₃x³	烃源岩	1.53	21.61	2.28	1.73	1.33
川合100	T₃x³	烃源岩	1.52	27.44	2.05	1.53	1.25
新11	T₃x⁴	烃源岩	1.54	27.91	2.58	1.96	0.96
川孝568	T₃x⁴	烃源岩	1.64	25.04	2.38	1.71	1.18
川孝560	T₃x⁴	天然气	1.90	26.55	2.60	1.72	1.75
新882	T₃x⁴	天然气	1.92	24.34	2.10	1.61	1.72
新856-3	T₃x⁵	烃源岩	2.11	3.68	1.28	2.03	1.63
新884-1	T₃x⁵	烃源岩	1.87	3.06	1.06	2.21	1.83
川合358	J₃	天然气	1.98	3.95	1.04	2.49	1.64
新浅31	J₃	天然气	2.05	3.67	1.09	2.16	1.60
川孝105	J₂	天然气	1.85	4.14	1.01	2.80	1.61
川孝455	J₂	天然气	1.80	3.37	1.10	2.34	1.76

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四川盆地西部致密砂岩气来源及运移地球化学示踪

Geochemical indicators for tracing the source and migration of the tight sandstone gas in western Sichuan Basin

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