天然气地球科学 >

2020 , Vol. 31 >Issue 11: 1637 - 1647

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2020.05.004

天然气地球化学

西昌盆地上三叠统白果湾组天然气地球化学特征及勘探潜力

  • 魏洪刚 , 1, 2 ,
  • 陈燃 , 3 ,
  • 牟必鑫 1, 2 ,
  • 陈杨 1, 2 ,
  • 雷玉雪 1, 2 ,
  • 何伟 1, 2
展开
  • 1. 四川省煤田地质工程勘察设计研究院，四川 成都 610072
  • 2. 页岩气评价与开采四川省重点实验室，四川 成都 610091
  • 3. 四川省矿产资源储量评审中心，四川 成都 610045
陈燃（1990-），男，四川达州人，工程师，博士，主要从事构造地质、地球化学研究.E-mail: .

魏洪刚（1990-），男，四川资阳人，工程师，硕士，主要从事油气地质与地球化学研究.E-mail:.

收稿日期: 2020-02-10

  修回日期: 2020-04-27

  网络出版日期: 2020-11-24

基金资助

四川省页岩气资源调查评价项目“西昌盆地页岩气资源调查评价和区块优选”(DK-2017-F-008)

四川省科技计划项目（重点）“西昌盆地构造特征及页岩气保存条件研究”(2018JY0625)

收起

Geochemical characteristics and exploration potential of natural gas in Upper Triassic Baiguowan Formation， Xichang Basin

  • Hong-gang WEI , 1, 2 ,
  • Ran CHEN , 3 ,
  • Bi-xin MOU 1, 2 ,
  • Yang CHEN 1, 2 ,
  • Yu-xue LEI 1, 2 ,
  • Wei HE 1, 2
Expand
  • 1. Sichuan Institute of Coal Field Geological Engineering Exploration and Designing，Chengdu 610072，China
  • 2. Shale Gas Evaluation and Exploitation Key Laboratory of Sichuan Province，Chengdu 610091，China
  • 3. Sichuan Assessment Center of Mineral Resources Reserves，Chengdu 610045，China

Received date: 2020-02-10

  Revised date: 2020-04-27

  Online published: 2020-11-24

Fold

本文亮点

西昌盆地位于四川盆地西侧，油气勘探程度低。最近昭地1井油气调查井在上三叠统白果湾组获得较好的油气显示，为研究西昌盆地油气资源潜力提供了难得条件。通过对昭地1井天然气组分、碳同位素组成展开地球化学分析，讨论了气源，再结合邻区油气基本条件对比分析了勘探潜力。结果表明，昭地1井天然气组分以甲烷为主；天然气δ13C1值介于-48.74‰~-41.25‰之间；δ13C2值介于-29.77‰~-28.96‰之间；δ13C3值介于-25.81‰~-21.91‰之间。天然气组分和碳同位素特征显示为典型油型气。气源分析结果显示昭地1井天然气来源于白果湾组，为同源不同成熟度天然气混合气藏。西昌盆地油气基础地质条件与川西坳陷具有诸多相似之处，可对比性好，天然气资源潜力较大。

本文引用格式

魏洪刚 , 陈燃 , 牟必鑫 , 陈杨 , 雷玉雪 , 何伟 . 西昌盆地上三叠统白果湾组天然气地球化学特征及勘探潜力[J]. 天然气地球科学, 2020 , 31(11) : 1637 -1647 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2020.05.004

Highlights

The Xichang Basin is located to the west of the Sichuan Basin with a low degree of oil and gas exploration. Recently， the Well Zhaodi 1 oil and gas survey well obtained a good oil and gas display in the Upper Triassic Baiguowan Formation， which provides rare conditions for studying the potential of oil and gas resources in the basin. In this paper， we analyzed the composition and carbon isotope composition of natural gas of Well Zhaodi 1， discussed the gas source and determined the exploration potential by comparting with the basic conditions of oil and gas in the adjacent area. The experimental analysis results show that the main component of the natural gas is methane； The δ13C1 of the natural gas is from -47.7 ‰ to -41.3 ‰； δ13C2 is from -29.8 ‰ to -29.0 ‰； δ13C3 is from -25.8 ‰ to -21.9 ‰. Based on the composition and characteristics of isotopic composition， it shows that natural gas is oil-associated gas. The gas source analysis results show that the natural gas in Well Zhaodi 1 is mainly sourced from the pyrolysis of source rocks of the Baiguowan Formation， a mixture gas reservoir with the same source and different maturity. The basic geological conditions of the oil and gas in the Xichang Basin have many similarities with the western Sichuan Depression， with good comparability and great natural gas resource potential.

0 引言

西昌盆地位于上扬子板块西缘，东部以峨边—美姑断裂为界、南界为则木河断裂、西界以安宁河断裂为界，北至大渡河；为一近南北向展布的中生代前陆盆地，由米市、昭觉、甘洛、麻姑山和美姑5个次级凹陷组成，盆地基底为古生代—早、中三叠世碳酸盐岩、碎屑岩及玄武岩，盆地面积约为16 000 km2。盆地自基底形成以来共经历了多阶段构造运动，现今主要发育南北向构造，以低缓开阔褶皱为主，是喜马拉雅期构造产物。盆地内沉积了下志留统龙马溪组（S1 l）和上三叠统白果湾组（T3 bg）2套富有机质泥页岩［1-3］，自下而上共发育多套生储盖组合（图1）。因此，理论而言盆地应具有油气资源潜力，但由于盆地面积较小，勘探施工难度也较大，因此对油气地质的研究和勘探长期以来没有大的进展。
图1 西昌盆地构造特征与生储盖组合

(a) 西昌盆地构造特征 （b） 西昌盆地生储盖组合

Fig.1 Tectonic and source-reservoir-cap rock assemblages of the Xichang Basin

随着盆地东缘四川盆地的油气勘探程度不断加深，最近对西昌盆地的勘探也逐渐加大了力度。昭地1井是四川省煤田地质工程勘察设计研究院在西昌盆地内实施的一口页岩气地质调查井，该井位于西昌盆地东部昭觉凹陷内（图1，图2），钻探目的是查明上三叠统白果湾组富有机质泥页岩展布及其有机地球化学特征、储集物性、含气性等，结果在目标层白果湾组内获得较好油气显示，共发现12处气测异常，其中在873.00~883.44 m井段含气量可达到1.18~1.22 m3/t之间；气体组分均以甲烷为主，其含量在81.54%~98.11%之间，现场采集解析气均点火成功。这为开展盆地的油气资源潜力分析提供了难得的机会。
图2 昭觉凹陷构造特征与昭地1井白果湾组岩性剖面

Fig.2 Structural characteristics of Zhaojue Depression and lithology column and sample distribution of Well Zhaodi 1

鉴于此，本文拟通过对昭地1井天然气组分、碳同位素组成展开地球化学分析，讨论气源，再结合地质背景力图分析勘探潜力，为西昌盆地油气地质研究积累新的资料。

1 地质背景

本文研究的昭地1井位于西昌盆地东部的昭觉凹陷内（图1，图2），该凹陷主体构造为昭觉向斜，向斜体平面上呈一构造盆地，核部为侏罗系，翼部为三叠系—二叠系；向斜东西两翼断裂发育，地层相对较陡、向斜内部断裂不发育，地层平缓（近水平）；同时二维地震和钻探实践表明该区域地表和地腹构造基本一致，构造十分稳定。
如前文所述，西昌盆地发育2套富有机质泥页岩。其中，龙马溪组为一套海相含笔石泥页岩，富有机质泥页岩厚度一般在2~30 m之间（图3），TOC值在0.5%~3.7%之间，以I型干酪根为主，热演化程度在2.0%~4.3%之间，一般>2.5%，处于过成熟阶段。上三叠统白果湾组为一套湖泊—河流环境下沉积的深灰色—灰色泥页岩、粉砂质泥岩夹泥质粉砂岩、灰色砂岩，局部含煤线，富有机质泥页岩厚度在20~400 m之间（图3），厚度大且分布稳定， TOC值在1.0%~1.68%之间，以II2型有机质为主，少量II1型和III型，热演化程度介于0.5%~2.5%之间，处于未成熟—过成熟阶段。因此这2套富有机质泥页岩具有较好的页岩气勘探潜力。
图3 西昌盆地富有机质泥页岩厚度等值线

Fig.3 Isopleth map of organic-rich shale in Xichang Basin

昭地1井钻井自上而下依次钻遇第四系（Q）、侏罗系新村组（J2 x）和益门组（J1 y）、三叠系白果湾组（T3 bg）和雷口坡组（T2 l）。其泥页岩主要发育于白果湾组中—下部，以灰色—深灰色粉砂质泥岩、泥岩为主，夹泥质粉砂岩；TOC值介于0.14%~2.23%之间，均值为0.78%；R O值介于1.04%~1.44%之间，T max值介于450~510 ℃之间，达到成熟—高成熟阶段；有机质类型以II2型为主，少量为II1型和III型；泥岩单层厚度介于0.2~21 m之间；富有机质泥页岩（TOC>1.0%）厚度约为40 m。

2 样品采集与测试分析

用于本文研究的16件样品均来自昭地1井白果湾组不同井段泥页岩现场解析。岩心取出后随即放入装满饱和食盐水（42 ℃条件下，储层温度）的解析罐内密封，并将解析罐置于42 ℃恒温水浴中，在常压条件下（101 kPa）进行解析；连续解析2 h不足5 mL后结束解析，随即将解析气转移至气密性良好的铝箔气体取样袋中。所有样品均在7 d之内完成相应分析测试，避免取样装置对天然气同位素检测结果的影响［4］。
天然气组分分析采用安捷纶6890气相色谱仪，结果执行GB/T 13610—2014《天然气的组分分析气相色谱法》标准；同位素分析采用LSO100同位素质谱仪，结果执行SY/T5238—91（2005）《天然气中氢碳氧同位素制样方法》标准。

3 天然气地球化学特征

3.1 组分特征

昭地1井16件天然气样品中CH4含量最高，在81.54%~98.11%之间；C2H6含量在0.21%~8.78%之间；C3H8含量在0.04%~6.65%之间；C4H10含量最低，在0.01%~1.17%之间；干燥系数一般大于0.95，仅3件天然气样品干燥系数小于0.95，从干燥系数可以判断昭地1井白果湾组天然气以干气为主（表1）。
表1 昭地1井天然气组分和同位素特征

Table 1 Composition and isotopic characteristics of natural gas from Well Zhaodi 1

样号

取样

深度/m

 含量/%

干燥

系数

 δ13C/‰（VPDB） R O/% （C1/C2） （N2/C2） （N2/C3） （δ13C2— δ13C1）/‰
CH4 C2H6 C3H8 C4H10 N2 CO2 CH4 C2H6 C3H8
1 774.80 97.54 0.58 0.26 0.02 0.38 1.30 0.991 -48.74 — — 0.39 168.17 0.65 1.46 —
2 778.87 97.61 0.87 0.14 0.01 0.83 0.54 0.990 -47.61 — — 0.45 112.20 0.95 5.92 —
3 781.64 96.89 0.77 0.12 0.02 0.78 1.42 0.991 -48.64 — — 0.39 125.83 1.01 6.50 —
4 784.10 98.11 0.21 0.04 0.01 0.70 0.93 0.997 -47.44 — — 0.47 467.19 3.33 17.50 —
5 785.10 97.26 0.54 0.14 0.01 0.97 1.08 0.993 -48.3 — — 0.41 180.11 1.79 6.92 —
6 787.27 95.98 0.67 0.39 0.02 1.12 1.82 0.989 -47.64 — — 0.45 143.25 1.67 2.87 —
7 788.71 95.78 0.87 0.24 0.03 1.23 1.85 0.988 -48.35 — — 0.41 110.09 1.41 5.12 —
8 795.70 96.56 0.64 0.34 0.02 0.84 1.60 0.990 -42.24 — — 0.99 150.88 1.31 2.47 —
9 806.97 96.69 0.48 0.11 0.01 1.56 1.15 0.994 -44.81 — — 0.68 201.44 3.25 14.18 —
10 811.08 97.56 0.55 0.27 0.01 0.76 0.85 0.992 -44.57 — — 0.71 177.38 1.38 2.81 —
11 820.43 94.56 0.89 0.37 0.02 1.12 3.04 0.987 -41.25 — — 1.15 106.25 1.25 3.02 —
12 823.35 92.54 2.38 1.56 0.12 1.26 2.14 0.958 -43.16 -29.77 -21.91 0.87 38.88 0.52 0.80 13.39
13 826.55 88.67 3.58 2.33 1.17 1.65 2.60 0.926 -44.04 -29.66 — 0.76 24.77 0.46 0.70 14.38
14 832.90 94.87 1.33 0.74 1.05 1.45 0.56 0.968 -42.36 -28.96 — 0.98 71.33 1.09 1.95 13.40
15 833.79 81.54 8.78 4.54 0.15 1.56 3.43 0.858 -43.03 -29.78 — 0.89 9.29 0.17 0.34 13.25
16 844.00 82.68 7.36 6.65 0.50 1.34 1.47 0.851 -41.9 -29.65 -25.81 1.04 11.23 0.18 0.20 12.25
非烃类气体为N2和CO2，含量分别为0.4%~1.7%和0.5%~3.4%，未检测出He和H2。

3.2 碳同位素特征

昭地1井天然气CH4碳同位素值（δ13C1）介于-48.74‰~-41.25‰之间；C2H6碳同位素值（δ13C2）介于-29.77‰~-28.96‰之间；C3H8碳同位素值（δ13C3）介于-25.81‰~-21.91‰之间（表1）。
样品均在同一条件下完成解析，解析过程中同位素分馏作用对不同样品造成的影响程度是一致的［5-6］，因此不同样品间同位素分馏特征能够代表其原始地质信息；样品同位素组成表现为正常碳同位素系列（即δ13C1<δ13C2<δ13C3），说明昭地1井天然气为原生烷烃气，同时也未受到后期改造的影响，可用于判断成因类型和气体来源。

4 天然气成因类型

根据有机质热解过程中碳同位素分馏机理：热成因天然气δ13C与母质类型有关，热解过程中腐殖型相比腐泥型δ13C值更高；同时又受热演化程度影响，一般热演化程度越高其值越大。其中，δ13C1主要受热演化程度的影响；δ13C2虽然也受到源岩热演化程度影响，但相比δ13C1影响更小，对源岩碳同位素组成特征有良好的继承性。因此，可以通过天然气中δ13C1和δ13C2来判断气体成因类型［7-11］。
通常有机成因天然气的甲烷碳同位素值均比无机成因的轻，其δ13C1值一般小于-30‰，并且碳同位素序列为正系列；油型气δ13C1值一般介于-55‰~-40‰之间，煤型气δ13C1值一般介于-41.8‰~-24.9‰之间［12-17］。显然昭地1井天然气为有机成因的油型气。
利用δ13C1—C1/C1—C4图版［17］判断出样品中13件干气样品均为有成因的高温裂解气；其余3件湿气样品投点落入或靠近原油伴生气（图4），在δ13C1—C1/C2+3图版中均落入原油伴生气（II1）区域内（图5）；原油伴生气δ13C1值介于-55‰~-45‰之间，煤型气δ13C2>-28‰，油型气δ13C2<-28.5‰，介于二者之间的为混合气，且以煤型气为主，显然这3件湿气样品为原油伴生气。
图4 δ13C1—C1/C1—C4关系示意

Fig.4 δ13C1⁃C1/C1⁃C4 relationship diagram

图5 各种成因甲烷的δ13C1—C1/C2+3鉴别图

Fig.5 δ13C1⁃C1/C2 + 3 identification map of various genesis methane

昭地1井所采集天然气中有5件样品获取到δ13C2数据，其值介于-29.78‰~-28.96‰之间，均小于-28.5‰，显示典型油型气特征。在δ13C1—δ13C2—δ13C3鉴别图版上3个湿气样品的δ13C1和δ13C2联合投点均落入油型气（II）区域（图6），鉴别结果与图4、图5一致。但16号样品δ13C1和δ13C3联合投点却落入煤型气或油型气区（IV）。
图6 有机成因烷烃气δ13C1—δ13C2—δ13C3鉴别图

Fig.6 δ13C1⁃δ13C2⁃δ13C3 identification chart of organic gas

通过煤型气δ13C—R O关系图［18］可以进一步判断16号烷烃类型是否为煤型气：将16样品的δ13C1、δ13C2和δ13C3（图7中A点、B点和C点）分别做横坐标平行线，A点与回归线均无交点、B点与CH4回归线错位相交于B′、C点与C3H8回归线相交于C′。样品中甲烷和乙烷均表现出油型气特征，与前述图6判断结果一致；而丙烷则显示出煤型气特征，通过回归曲线计算出R O值为0.56%。尽管西昌盆地白果湾组有机质类型中有少量III型干酪根，且普遍夹有0.5~20 cm不等的煤层（煤线），但多处于泥炭—褐煤阶段；因此无论是煤还是III型有机质成熟度均未达到热解成气阶段，样品中丙烷显然不是煤型气。
图7 依据碳同位素鉴别天然气是否为煤型气

Fig.7 Carbon isotope to identify whether natural gas is coal gas

综上所述，昭地1井天然气中烷烃气均为典型油型气。
16件样品Ln（C1/C2）变化范围在2.23~6.15之间，Ln（C2/C3）值变化范围在0.1~1.86之间。根据干酪根裂解气和原油二次裂解气组分变化关系［19-20］可知昭地1井天然气来源以二次裂解气为主，混有少量干酪根初次裂解气（图8），与图4鉴定结果吻合。
图8 Ln（C1/C2）与Ln（C2/C3）变化关系特征

Fig.8 Relationship between Ln (C1 / C2) and Ln (C2 / C3)

研究表明原油裂解主要受温度控制，其温度范围介于160~220 ℃之间，低于160 ℃时原油基本不会裂解，而大于220 ℃时原油裂解基本完成［21］。依据镜质体反射率与最大埋藏深度时温度间建立的经验公式（ L n   R O = 0.007   8 T m a x - 1.2）［22］计算出西昌盆地白果湾组最大埋藏深度时地温约为270 ℃，昭地1井白果湾组最大埋藏深度时地温约为200 ℃；龙马溪组最大埋藏深度时地温一般大于270 ℃。显然2套烃源岩在古埋深逐渐增加的过程中均能达到原油裂解所需温度条件，因此盆内天然气为裂解成因这一结论是合理的。

5 气源分析

根据成熟度计算经验公式 δ 13 C 1 ≈ 15.80 L o g   R O - 42.20   ［23］，计算所得成熟度介于0.39%~1.15%之间，平均为0.69%。
13件干气样品中1~7号 R O值介于0.39%~0.47%，均值为0.42%，由于1~7号样品δ13C值均大于-50‰，显然不属于生物成因气，由于天然气在运移或混合过程中发生同位素分馏作用会使δ13C1值变低［24-28］，从而造成计算 R O值偏低；其余样品 R O值介于0.68%~1.15%之间，均值为0.90%，为成熟阶段天然气。通常处于成熟阶段的天然气多为湿气（干燥系数<0.95），这与表1结果完全不符；不同源或同源不同成熟度天然气混合过程中干燥系数往往会随混合程度的增加而逐渐降低，显然如此高的干燥系数（均值为0.99）不可能由混合作用造成，因此运移是造成昭地1井13件干气组分和同位素分馏的主要原因。3件湿气样品 R O值介于0.76%~1.04%之间，均值为0.90%，为成熟阶段天然气，与干燥系数（均值为0.88）匹配关系良好，受运移作用影响较小。
从成因类型判别图［29］上可以识别昭地1井天然气为热成因，且可能受到运移或生物氧化作用影响（图9）。昭觉凹陷所在区域中—新生代构造活动较弱，构造主体断裂不发育，地下水同样不活跃，不具备烃类氧化菌的生存条件，因此运移是造成气体组分和碳同位素分馏的主要原因，这与通过成熟度和干燥系数综合判断结果一致。
图9 天然气组分成因类型判别图

Fig.9 Identification chart of genetic types of natural gas components

从干燥系数上看昭地1井天然气具有明显干、湿两气混合特征；C1/C2、N2/C1和N2/C2特征比值显示出三分性特征（表1）：干气中4号和9号均值分别为334.31、3.29和15.84，其余干气样品均值分别为132.15、1.36和4.51；3件湿气均值分别为15.1、0.27和0.42。特征比值差异明显和干燥系数的不同说明天然气是由不同位置气源运移聚集而成。
3件湿气成熟度与盆内白果湾组烃源岩热演化成熟度（ R O=0.5%~2.5%）具有较高的重合度，且接近昭地1井白果湾组烃源岩实测成熟度（ R O=1.02%~1.44%）；与龙马溪组烃源岩热演化成熟度（ R O=2.0%~4.3%）相差甚远；图9显示其天然气来源偏向于II—Ⅲ型有机质，与昭地1井白果湾组烃源岩干酪根类型相似；其特征比值最小，δ13C1—δ13C2也无明显变化，说明受运移作用影响最小。综上所述3件湿气样品天然气来源于昭地1井白果湾组。
假定13件干气是由深部龙马溪组有机质生烃形成，经过断层等通道发生垂向运移至昭地1井。现今昭觉凹陷龙马溪组埋深超过3 000 m，运移至现今气层位置其运移距离将达到2 500 m以上；向上运移过程中天然气将横跨加里东期、海西期以及印支期构造运动形成的3条区域不整合面，以及二叠系栖霞组—茅口组碳酸盐岩储层和峨眉山玄武岩组裂隙储层；由于天然气具有易运移、易扩散、易逸散的特点，显然不可能经过如此长距离、跨多层位地运移至现在位置成藏。因此其烃源岩不可能会是龙马溪组。
鉴于目前我们所采集到白果湾组样品主要分布于西昌盆地周缘，以河流—浅湖环境沉积为主，有机质类型以II2为主；但在靠近盆地腹地的半深湖—浅湖沉积区也发现II1型有机质的存在，推测在半深湖—深湖沉积区，随着沉积环境的改变和暗色泥岩厚度的增加，有机质性质将逐渐改变，逐渐过渡成以II1型有机质为主（表2）；因此白果湾组具备大量生成油型气的基本条件。13件干气样品的特征比值均较大，运移距离远大于3件湿气样品，目前昭觉凹陷内尚未发现大量II1型有机质存在，因此推测天然气可能由昭觉凹陷西部半深湖—深湖沉积区内白果湾组II1型有机质生烃后，经过远距离侧向运移至昭地1井后成藏。
表2 西昌盆地与川西坳陷天然气地质特征对比[30-42]

Table 2 Comparison of geological characteristics of natural gas between Xichang Basin and West Sichuan Depression[30-42]

构造单元特征 西昌盆地 川西坳陷
面积/km2 16 000 31 000
大地构造背景 青藏高原东南缘龙门山—盐源构造带东侧，扬子板块西缘 青藏高原东缘龙门山前陆地带，扬子板块西北缘
基底性质 复杂褶皱基底—结晶基底 结晶基底
盆地性质 前陆盆地 前陆盆地
边界性质 安宁河断裂（西）、峨边—美姑断裂（东）、则木河断裂（南） 彭—灌大断裂（西）；峨眉—荥经断裂（南）
构造展布行迹 近南北向构造为主 北东向、近东西向和近南北向3组
平面分带性 无明显分带性，以低缓断褶构造为主 三段：龙门山前缘扩展变形带；川西北低平褶皱区；川西南低缓断褶区
垂向分层特征 上下结构基本一致，无明显分层特征 上、下2个构造层：由不整合面分隔的不同变形层和滑脱层分隔的不同变形现象
主断裂性质 逆冲 逆冲
构造演化 前陆盆地形成阶段（晚三叠世—早侏罗世）；盆地形成和发展阶段（中侏罗世—早白垩世）盆地萎缩阶段（晚白垩世—古近纪）；盆地改造阶段（新近纪—至今） 前陆盆地形成阶段（须一期—须三期）；前陆盆地形成和发展阶段（须四期—中侏罗世）；盆地萎缩阶段（晚侏罗世—白垩纪）盆地改造阶段（古近纪—至今）
主变形期及应力特征 燕山—喜马拉雅期以挤压为主 燕山—喜马拉雅期以挤压为主
圈闭样式 构造、构造—岩性和岩性圈闭3类 构造、构造—岩性和岩性圈闭3类
烃源岩层段 白果湾组二段和三段 须家河组一段、三段和五段
发育时代 晚三叠世诺利阶晚期—瑞替阶 晚三叠世卡尼阶—诺利阶中期（须一段—须三段）；诺利阶晚期—瑞替阶（须四段—须六段）
干酪根类型 II型为主，少量III型 III为主，少量II2型
成熟度（R O）/% 0.5~2.5 1.3~3.1
总有机碳含量（TOC）/% 1.0~1.7 0.25~6.5
烃源岩厚度/m 20~400 200~1 000
生烃强度/（108 m3/km2） 56.74~97.70 5~200
生储盖组合

下组合：白二段—白三段泥质岩为烃源岩层和盖层、白一段砂岩为储集层；

上组合：白二段—白三段泥质岩为烃源岩层和底板、白三段—四段砂岩为储集层，侏罗系泥质岩为盖层

 “三明治”式：须一段、须三段和须五段泥质岩为烃源岩层和盖层；须二段、须四段和须六段砂岩为储集层
孔隙度/% 1.86~15.8 须二段：0.44%~16.38%；须四段：0.33%~12.71%
储集空间 原生粒间孔、粒内溶孔 原生粒间孔、粒内溶孔
典型气藏 昭地1井（白一段、三段和四段） 新场（须二段、须四段）、平落坝（须二段、须四段）等
天然气成因及类型 原油二次裂解为主；油型气 干酪根初次裂解和原油二次裂解；以煤型气为主，次为油型气
气藏压力类型 常压气藏（昭地1井压力系数1.07） 常压—超压气藏
预测资源量/(108 m3) 12 185 13 803~17 254
综合分析后认为昭地1井天然气气源为白果湾组，为一同源不同成熟阶段天然气混合气藏。

6 天然气勘探潜力

川西坳陷位于西昌盆地东北侧，为一呈北东—南西向展布的中—新生代前陆盆地，是四川盆地的一部分。坳陷自晚三叠世以来经历了印支、燕山和喜马拉雅期多期次构造运动。坳陷内已发现有平落坝、大兴西、白马庙和孝泉、新场等大、中工业性气田，天然气资源十分丰富，是四川盆地陆相天然气勘探的重点区域之一。本文将通过对比两者油气基础地质条件，探讨西昌盆地天然气勘探潜力，以期为盆地天然气勘探提供启示。
西昌盆地与川西坳陷间存在诸多相似之处（表2）：①大地构造背景和盆地性质相似；②边界和主断裂性质相同；③构造和演化基本相似；④主变形期和应力性质相同；⑤烃源岩发育时代和热演化程度、生烃强度相似；储层储集物性特征相似，并发育相同的生储盖组合和圈闭类型；⑥天然气成因和气藏类型相似。相比之下：西昌盆地面积更小、基底性质更复杂、烃源岩品质（厚度、TOC）相对较差，但其构造相对简单、变形强度也更弱、有机质类型更好。
通过综合分析后认为西昌盆地白果湾组天然气仍具有广阔的勘探前景，在前期勘探过程中可适当借鉴川西坳陷勘探经验和成果。

7 结论

（1）昭地1井天然气组分以CH4为主，含量为81.54%~98.11%，其次为C2H6和C3H8，含少量非烃类组分N2和CO2。干燥系数一般大于0.95，以干气为主。
（2）昭地1井天然气δ13C1值介于-48.74‰~-41.25‰之间；δ13C2值介于-29.77‰~-28.96‰之间；δ13C3值介于-25.81‰~-21.91‰之间。天然气组分和碳同位素特征显示为典型油型气。
（3）昭地1井天然气气源主要为上三叠统白果湾组二次裂解气，为同源不同成熟度天然气混合气藏。
（4）西昌盆地无论是在盆地演化、烃源岩发育特征还是生储盖组合特征等方面都与川西坳陷相似，天然气资源勘探潜力较大。在下步工作中常规天然气勘探可借鉴川西坳陷经验和成果，而页岩气勘探应当重视保存条件的研究。

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