天然气地球科学 >

2022 , Vol. 33 >Issue 10: 1648 - 1660

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2022.04.006

天然气地球化学

川东北五宝场地区须家河组和沙溪庙组天然气地球化学特征及其勘探意义

  • 陈沁 , 1 ,
  • 谢增业 2, 3 ,
  • 张璐 , 2, 3 ,
  • 李剑 2, 3 ,
  • 国建英 2, 3 ,
  • 杨春龙 2, 3 ,
  • 李谨 2, 3 ,
  • 田继先 2, 3
展开
  • 1. 中国石油西南油气田公司川东北气矿，四川 达州 635000
  • 2. 中国石油勘探开发研究院，北京 100083
  • 3. 中国石油天然气集团有限公司天然气成藏与开发重点实验室，河北 廊坊 065007
张璐（1988-），女，山东东营人，工程师，硕士，主要从事天然气地球化学和成藏综合研究.E-mail：.

陈沁（1989-），女，四川成都人，工程师，主要从事油气成藏综合研究.E-mail：.

收稿日期: 2022-01-14

  修回日期: 2022-04-08

  网络出版日期: 2022-09-28

收起

Geochemical characteristics and exploration significance of natural gas in Xujiahe Formation and Shaximiao Formation in Wubaochang area， Northeast Sichuan

  • Qin CHEN , 1 ,
  • Zengye XIE 2, 3 ,
  • Lu ZHANG , 2, 3 ,
  • Jian LI 2, 3 ,
  • Jianying GUO 2, 3 ,
  • Chunlong YANG 2, 3 ,
  • Jin LI 2, 3 ,
  • Jixian TIAN 2, 3
Expand
  • 1. Northeastern Sichuan Gas Mine of PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company，Dazhou 635000，China
  • 2. Research Institute of Petroleum Exploration & Development，Beijing 100083，China
  • 3. Key Laboratory of Gas Reservoir Formation and Development，CNPC，Langfang 065007，China

Received date: 2022-01-14

  Revised date: 2022-04-08

  Online published: 2022-09-28

Supported by

The National Science & Technology Major Project(2016ZX05007-003)

the Science and Technology Project of CNPC(2021DJ0604)

the Science and Technology Project of PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company(20210301-22)

Fold

本文亮点

川东北五宝场地区上三叠统须家河组天然气勘探获重要突破，中侏罗统沙溪庙组勘探也有重大进展，但天然气地球化学特征与川中地区典型须家河组自生自储天然气有较大差别。基于天然气组分、碳同位素、氢同位素、轻烃等实验分析数据，结合具体的地质条件，对五宝场地区须家河组和沙溪庙组天然气成因进行了系统研究，明确下一步的勘探方向。结果表明：①五宝场地区须家河组和沙溪庙组天然气均为以烃类气体为主的干气，干燥系数分别为0.984~0.990和0.950~0.960。②较之于川中须家河组自生自储天然气，五宝场地区须家河组和沙溪庙组绝大多数天然气甲烷碳同位素组成重、乙烷碳同位素组成轻、甲烷氢同位素组成重。③五宝场地区须家河组天然气轻烃组成有以正构烷烃为主，也有以环烷烃为主，沙溪庙组天然气以正烷烃为主，芳烃含量低，其特征均介于须家河组自生自储天然气与川东长兴组—飞仙关组天然气之间。结论认为，川东北五宝场地区须家河组天然气为上三叠统须家河组源岩和二叠系龙潭组源岩共同供烃，但混源比例在不同地区有差异；沙溪庙组天然气主要是源于下侏罗统和须家河组烃源岩，可能有少量下伏海相天然气的贡献。在川东北地区应围绕深层通源断裂发育的地区，寻找有效的储—盖组合，以发现下一步勘探的有利区。

本文引用格式

陈沁 , 谢增业 , 张璐 , 李剑 , 国建英 , 杨春龙 , 李谨 , 田继先 . 川东北五宝场地区须家河组和沙溪庙组天然气地球化学特征及其勘探意义[J]. 天然气地球科学, 2022 , 33(10) : 1648 -1660 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2022.04.006

Highlights

Important breakthroughs have been made in the natural gas exploration of Upper Triassic Xujiahe Formation in Wubaochang area， Northeast Sichuan， and significant progress has been made in the exploration of Middle Jurassic Shaximiao Formation. However， the geochemical characteristics of natural gas in this area are quite different from the self-generated and self-stored natural gas of typical Xujiahe Formation in Central Sichuan. Based on the analysis and experimental data of natural gas composition， carbon isotope， hydrogen isotope and light hydrocarbon， combined with specific geological conditions， the genesis of natural gas in Xujiahe Formation and Shaximiao Formation in Wubaochang area is systematically studied to clarify the next exploration direction. The study show that：（1） The natural gas of Xujiahe Formation and Shaximiao Formation in Wubaochang area is dry gas which is dominated by hydrocarbon gas， and the dryness coefficient is 0.984-0.990 and 0.950-0.960 respectively. （2） Compared with the self-generated and self-stored Xujiahe Formation natural gas in Central Sichuan， most natural gas in Wubaochang area is higher in methane carbon isotope value and methane hydrogen isotope value and lower in ethane carbon isotope value. （3）The light hydrocarbon composition of the Xujiahe Formation natural gas in Wubaochang is mainly n-alkanes or cycloalkanes， and the natural gas of Shaximiao Formation is mainly n-alkanes with low aromatic hydrocarbon content. Its characteristics are between the self-generated and self-stored natural gas of Xujiahe Formation and the natural gas of Changxing-Feixianguan formations in eastern Sichuan. It is concluded that the natural gas in Wubaochang area of Northeast Sichuan is the mixed hydrocarbon supply of source rocks of Xujiahe Formation and Permian Longtan Formation， however， the proportion of mixed sources varies in different regions. The natural gas of Shaximiao Formation mainly comes from the source rocks of Lower Jurassic and Xujiahe Formation， and may be contributed by a small amount of underlying marine natural gas. Therefore， in Northeast Sichuan， effective reservoir cap combination should be found around the area where deep source faults are developed， so as to find a favorable area for further exploration.

0 引言

随着我国油气勘探对象的转变，致密砂岩气成为非常规能源战略的重要组成部分［1-2］，是我国天然气增储上产不可忽视的领域。截至2020年底，全国累计探明致密砂岩气地质储量7.17×1012 m3，占全国总探明天然气地质储量的48.1%；四川盆地探明致密砂岩气地质储量1.42×1012 m3，占全国致密砂岩气总探明地质储量的20%，但已发现的天然气储量主要集中在川中、川西和川南地区［3］，川东北五宝场地区仅在渡口河气田探明沙溪庙组天然气地质储量15.13×108 m3，累计产气4.75×108 m3。2019年，WBQ15井首次在须家河组四段—六段（主力产层为须五段）测试获日产气20.47×104 m3，实现了中国石油西南油气田公司川东北气矿在该区域内须家河组勘探突破；2021年，WBQ20井须五段测试获日产气16.16×104 m3，证实了五宝场构造主体外围须家河组含气，表明川东北地区致密砂岩多层系、多砂体含气，具有良好勘探前景。
前人研究结果表明，四川盆地沙溪庙组天然气主要源于下伏须家河组煤系烃源岩及侏罗系湖相烃源岩［4-8］；须家河组天然气在川中及川西地区主要源于须家河组烃源岩［9-12］，元坝、通南巴等地区除须家河组来源外，还有下伏海相源岩的贡献［13-17］。在这些认识指导下，五宝场地区沙溪庙组天然气勘探部署思路主要围绕陆相烃源岩（下侏罗统凉高山组、下侏罗统自流井组大安寨段及上三叠统须家河组）［18］、断裂、优质河道砂体寻找有利目标；须家河组天然气勘探部署思路主要围绕须五段“泥包砂”源储匹配的成藏组合寻找目标。通过对比研究发现，五宝场地区须家河组、沙溪庙组天然气与川中、川西南部地区自生自储的须家河组天然气地球化学特征等存在较大差异，其成因尚不明确。为此，笔者基于新采集的五宝场地区须家河组、沙溪庙组天然气组分、碳同位素、氢同位素、轻烃等实验分析数据，结合具体地质条件，开展了天然气地球化学特征的对比研究，寻找其差异产生的原因，以期为研究区天然气拓展勘探提供依据。

1 地质背景

五宝场地区位于四川盆地东北部（图1），地处七里峡构造带北倾末端，大巴山弧形构造带西南前缘地带［19］。研究区陆相层系主要为上三叠统—白垩系，上三叠统须家河组和侏罗系沙溪庙组为致密砂岩气的主要产层。
图1 研究区位置（a）及地层柱状图（b）

Fig.1 Location（a） and stratigraphic histogram（b） of the study area

中二叠世末期的东吴运动导致盆地整体抬升剥蚀，形成了晚二叠世自南西向北东由陆过渡为海的复杂沉积环境，川东北—川北地区龙潭组主要为开阔海、海湾潟湖和盆地相沉积，发育黑色泥岩、炭质泥岩及灰岩［20］。受开江—梁平海槽演化的控制，川东北地区长兴期—飞仙关期主要发育开阔台地—蒸发台地及陆棚沉积，以生物礁相孔缝型灰岩储层、台缘（内）滩相孔缝型白云岩储层以及台内滩相孔隙型白云岩储层发育为主［21］。印支中期，海水逐渐西退，川东北地区形成了嘉陵江组、雷口坡组泥膏岩沉积［22］。到印支中晚期，受龙门山冲断带远程效应及南秦岭上地壳载荷作用的联合影响，研究区缓慢下降而接受沉积，沉积了须家河组［23］。五宝场地区须家河组为一套砂泥岩地层，厚度为400~700 m，为辫状河三角洲前缘—平原沉积，随着物源方向由北东向南西逐渐增厚。进入侏罗纪，四川盆地发育冲积扇—半深湖相沉积体系。早侏罗世水体变深，盆地广泛发育湖相沉积，沉积主体位于川中—川北地区［24］，研究区沉积了自流井组和凉高山组，自流井组为湖相泥岩与介壳灰岩不等厚互层，凉高山组为泛滥平原和河流三角洲沉积的灰白色砂岩和泥岩［8］。中晚侏罗世水体变浅，盆地以河流—三角洲沉积相为主，形成完整的湖进—湖退旋回［24］，其中沙溪庙组沉积期，沉积相带过渡为三角洲相，沉积岩性以紫红色、浅灰绿色泥岩为主，中间夹浅灰色、灰绿色细砂岩和粉砂岩互层。
川东北地区主要发育上二叠统龙潭组、上三叠统须家河组和下侏罗统烃源岩。龙潭组泥页岩有机质丰度高，以普光5井为例，烃源岩TOC含量为0.5%~5.0%，多数超过1%，TOC>2.0%的厚度达90 m［25］，以Ⅱ1型干酪根为主，为优质烃源岩［26］。五宝场地区须家河组烃源岩主要为暗色泥质岩，其生烃强度在（10~30）×108 m3/km2之间，厚度为50~100 m，TOC含量为1.5%~3.0%，其中须五段烃源岩最发育。须家河组以好烃源岩为主，但受整体厚度影响，其生烃量相对较低。中下侏罗统烃源岩以黑色泥页岩为主，厚度自盆地东北部向盆地西南方向递减，川东地区厚度最大，有效厚度均在50 m以上，最大可达379 m［9］，有机碳含量主要在2%以下，有机质丰度相对须五段较低，综合认为中等—好烃源岩比例相对较低［23］。位于沉积中心的龙岗地区龙浅2井自流井组大安寨段页岩TOC含量为0.95%~2.55%，平均为1.53%［24］，有机质类型主要为Ⅱ1型和Ⅱ2型。川东地区凉高山组TOC含量为0.15%~3.86%，平均为1.01%，有机质类型为Ⅱ1型和Ⅱ2型［27］。
四川盆地上二叠统大隆组烃源岩仅在广元—巴中—达州—开江—梁平一带的海槽/台凹内发育，在研究区内无大隆组烃源岩。长兴组为灰岩、硅质灰岩、燧石结核灰岩，川东北地区绝大多数（86%）样品的TOC<0.5%，对天然气的贡献非常小［25］。雷口坡组仅在川中磨溪—潼南一带、川东的卧龙河及川北的龙岗地区具有局部的生烃条件［28］，研究区新钻探井——鹰探1井钻揭结果显示，雷口坡组岩性主要是白云岩、泥质白云岩、膏质云岩、石膏及少量杂色泥岩，生烃潜力有限，属于非烃源岩。
四川盆地东北部龙潭组烃源岩现今处于高成熟晚期—过成熟生干气阶段［29］，其中宣汉—开县一带R O值在2.5%以上，处于过成熟演化阶段［30］。实测YT1井凉高山组烃源岩R O值为0.96%~1.24%，为成熟阶段，自流井组烃源岩R O值为1.41%~1.45%，须家河组烃源岩R O值为1.50%~1.72%，达到高成熟阶段。
川东北地区烃源岩生烃演化史恢复结果表明（图2），龙潭组烃源岩自侏罗纪初期进入成熟阶段，于中侏罗世进入过成熟生干气阶段。须家河组烃源岩自早侏罗世末期进入成熟阶段，于晚侏罗世进入高成熟阶段，一直持续至今。下侏罗统烃源岩沉积后由于埋藏作用，在侏罗纪内迅速从低熟到成熟，在早白垩世达到高成熟阶段并持续至今。
图2 川东北地区沉积埋藏史及烃源岩生烃演化史

Fig.2 Sedimentary burial history and hydrocarbon generation evolution history of source rocks in Northeast Sichuan

须家河组气藏的直接盖层主要为须家河组内部以及下侏罗统自流井组的泥岩盖层，沙溪庙组的直接盖层主要为下沙溪庙组内部的泥页岩，内部的分隔层呈现泥包砂的分布状态，有利于形成良好的封堵条件［3，31］。

2 实验样品和分析测试方法

采集了川东北五宝场地区须家河组、沙溪庙组天然气样品11个（表1），并对其进行了组分、碳同位素、氢同位素和轻烃等相关分析测试，这些分析测试均由中国石油天然气集团有限公司天然气成藏与开发重点实验室完成。天然气组分分析采用Agilent7890A天然气组分分析仪，配备五阀六柱系统，2个TCD检测器和一个FID检测器。色谱柱箱初始温度为40 ℃（保持2 min），然后以10 ℃/min的速率升温至90 ℃，再以5 ℃/min的速率升温至200 ℃（保持5 min）。天然气组分碳同位素分析仪器采用Thermo Fisher Delta PLUS XL GC/C/IRMS，天然气组分氢同位素分析采用Thermo Fisher MAT253 GC/TC/IRMS，碳、氢同位素分析标样采用GBW04480。天然气轻烃分析采用Agilent7890A气相色谱仪，pona色谱柱，柱箱初始温度30 ℃（保持15 min），然后以1.5 ℃/min的速率升温至70 ℃，再以3 ℃/min的速率升温至280 ℃（保持10 min）。
表1 川东北五宝场地区须家河组和沙溪庙组天然气组分、碳氢同位素数据

Table 1 Natural gas composition and hydrocarbon isotope data of Xujiahe Formation and Shaximiao Formation in Wubaochang area, Northeast Sichuan

序号 井号 层位 天然气主要组分/% C1/C1-4 δ13C/‰ δ2H/‰
CH4 C2H6 C3H8 iC4H10 nC4H10 N2 CO2 CH4 C2H6 C3H8 CH4
1 WBQ20 须五段 97.08 0.90 0.09 0.00 0.01 0.69 1.05 0.990 -32.5 -30.0 -168
2 WBQ15 须四段—须六段 97.58 1.42 0.13 0.01 0.01 0.26 0.55 0.984 -33.9 -25.4 -167
3 WBQ6-1 沙二段 94.50 3.05 0.59 0.09 0.17 1.15 0 0.960 -32.6 -29.8 -28.1 -174
4 WBQ10 沙二段—遂宁组 93.93 3.35 0.79 0.14 0.22 1.23 0 0.954 -33.5 -29.5 -27.1 -177
5 WBQ13 沙二段 94.55 3.22 0.78 0.15 0.21 0.69 0 0.956 -34.2 -29.3 -26.7 -177
6 WBQ9 沙二段 93.92 3.45 0.81 0.15 0.23 1.05 0 0.953 -33.4 -28.2 -25.9 -178
7 WBQ1 沙二段 93.65 3.61 0.89 0.17 0.26 0.85 0 0.950 -34.0 -28.2 -26.5 -178
8 WBQ1-2 沙二段 93.82 3.62 0.91 0.18 0.26 0.73 0 0.950 -34.1 -29.8 -26.9 -179
9 WBQ1-1 沙二段 93.20 3.60 0.8 0.15 0.24 1.43 0 0.951 -32.6 -29.8 -27.5 -185
10 WBQ4-1 沙二段 94.29 3.08 0.69 0.13 0.20 1.17 0 0.958 -33.4 -27.5 -25.7 -178
11 WBQ006-1-H1 沙一段 93.54 3.39 0.68 0.10 0.21 1.58 0 0.955 -32.1 -29.5 -27.7 -183

3 实验结果与讨论

3.1　天然气组成

天然气组分分析结果表明（表1），五宝场须家河组和沙溪庙组天然气与川中、川西南地区须家河组自生自储的天然气虽都是以烃类为主，但组成有一定差异。五宝场须家河组天然气甲烷含量为97.08%~97.58%，含少量乙烷，含量为0.90%~1.42%；非烃组分很少，以N2为主，含量为0.26%~0.69%，此外为CO2，含量为0.55%~1.05%，天然气干燥系数（C1/C1-4）达到0.984~0.990，为干气。沙溪庙组天然气甲烷含量为93.20%~94.55%，乙烷含量为3.05%~3.62%，N2含量为0.69%~1.58%，不含CO2，干燥系数为0.950~0.960，为干气。川中须家河组自生自储天然气烃类组成以甲烷为主，甲烷含量为84.23%~94.44%，乙烷含量为3.24%~9.11%，非烃气体含量与五宝场地区相似，干燥系数为0.858~0.944 （图3）［12，15-17，32-35］，为湿气。川西南地区须家河组自生自储天然气甲烷含量为94.83%~96.17%，乙烷含量为2.16%~3.36%，干燥系数为0.961~0.975，为干气。
图3 四川盆地须家河组、沙溪庙组天然气甲烷含量与干燥系数关系（川中、元坝、通南巴须家河组以及川东长兴—飞仙关组数据引自文献［12］，［15-17］，［32-35］）

Fig.3 Relationship between methane concentration and drying coefficient in natural gas of Xujiahe Formation and Shaximiao Formation in Sichuan Basin（data of Xujiahe Formation in Central Sichuan， Yuanba， Tongnanba area and data of Changxing-Feixianguan Formation in east Sichuan from references［12］，［15-17］，［32-35］）

五宝场地区须家河组和沙溪庙组天然气均为干气，而川中须家河组天然气为湿气（图3），说明两地区在天然气成熟度上有较大差别。川东北地区须家河组和侏罗系烃源岩在该区域均未达到生干气阶段［3，24，36-38］，从须家河组烃源岩（以须家河组中部的须三段为例）的演化程度看，五宝场地区略低于川西南地区，前者R O值基本小于1.7%，后者介于1.7%~2.0%之间［36］，但五宝场地区须家河组天然气的干燥系数比川西南地区的大，说明应该有下伏更高成熟度烃源岩生成天然气的混入。

3.2　天然气碳同位素

川东北五宝场地区须家河组天然气碳同位素变化范围较大，甲烷碳同位素（δ13C1）值为-33.9‰~-32.5‰，WBQ15井与WBQ20井天然气乙烷碳同位素值（δ13C2）差异较大，分别为-30.0‰和-25.4‰；沙溪庙组天然气δ13C1值为-34.2‰~-32.1‰，δ13C2值为-29.8‰~-27.5‰，丙烷碳同位素（δ13C3）值为-28.1‰~-25.7‰。
前人研究认为，δ13C2值受成熟度影响较小，与生烃母质关系较为密切，是判别天然气成因类型的良好指标，在国内很多盆地的研究中将δ13C2值为-28‰或-29‰作为判识煤型气和油型气的界限，并取得了较好的效果［39-43］。从图4可以看出，须家河组自生自储气δ13C2值基本均大于-29‰，具有典型的煤型气特征，且δ13C1值和δ13C2值间具有一定的相关性，即随着δ13C1值的变大，δ13C2值逐渐变大。WBQ20井须家河组天然气δ13C2值以小于-29‰为主，表现为油型气特征，且δ13C1值和δ13C2值无明显相关性，这与元坝和通南巴地区大部分须家河组天然气以及海相来源的川东长兴组—飞仙关组天然气特征相似，而元坝和通南巴地区天然气已证实与下伏海相烃源岩的贡献有关［13-17］，表明五宝场地区须家河组天然气具有海相来源。WBQ15井须家河组天然气δ13C2值为-25.4‰，表现为煤型气特征，主要源于须家河组煤系烃源岩，结合该井天然气干燥系数与WBQ20井大致相当的具体情况，认为存在少量下伏更高成熟度烃源岩的贡献。
图4 四川盆地天然气甲烷与乙烷碳同位素关系（川中、元坝、通南巴须家河组以及川东长兴组—飞仙关组数据引自文献［12］，［15-17］，［32-35］）

Fig.4 Carbon isotope relationship between methane and ethane in Sichuan Basin（data of Xujiahe Formation in Central Sichuan， Yuanba， Tongnanba area and data of Changxing-Feixianguan Formation in east Sichuan from references［12］，［15-17］，［32-35］）

五宝场地区沙溪庙组天然气也具有油型气特征，且δ13C1值和δ13C2值无明显相关性，认为其除下侏罗统和须家河组来源外，可能有海相来源天然气混入。
川中须家河组自生自储天然气δ13C1值与干燥系数具有良好的相关性（图5），即δ13C1值随干燥系数增大而逐渐变大。但从五宝场须家河组和沙溪庙组天然气特征来看，干燥系数与δ13C1值之间没有明显的规律性，与川中须家河组自生自储气有较大差异。这主要与热演化程度有关，当捕获的天然气演化程度越高，则干燥系数越大，δ13C1值越大，同属须家河组自生自储的川中、川西南地区天然气即具有随干燥系数增大、δ13C1值变大的特征。研究区须家河组烃源岩成熟度比川西南地区低［36］，但天然气干燥系数比川西南地区大，δ13C2值比川西南地区小，天然气特征介于川中须家河组与下伏长兴组—飞仙关组天然气之间，呈现出混合气特征。五宝场沙溪庙组天然气成熟度略低于须家河组，但其δ13C2值比川中、川西南地区源于须家河组典型煤型气的小（图4），呈现出油型气特征，其中的油型气成分有2种可能的来源：一是源于下侏罗统混合型母质；二是源于下伏海相烃源岩，从沙溪庙组天然气成熟度低于须家河组的实际情况看，认为主要源于下侏罗统烃源岩。
图5 四川盆地天然气甲烷碳同位素与干燥系数关系（川中、元坝、通南巴须家河组以及川东长兴组—飞仙关组数据引自文献［12］，［15-17］，［32-35］）

Fig.5 Relationship between methane carbon isotope and drying coefficient of natural gas in Sichuan Basin（data of Xujiahe Formation in Central Sichuan，Yuanba，Tongnanba area and data of Changxing-Feixianguan Formation in east Sichuan from references［12］，［15-17］，［32-35］）

3.3　天然气氢同位素

天然气氢同位素（δ2H）值受源岩热演化程度、有机质类型以及沉积环境的水介质盐度等因素影响。在一般情况下，δ2H值会随着母岩成熟度的增高和水介质盐度的增大而变大［34，44-47］。其中成熟度的影响更为明显，主要是由于有机母质上带有—CH2D官能团的C—C键的亲和力比带有—CH3官能团的C—C键更强，所以在天然气成熟度增加时才能使C—CH2D键断开，氘的浓度才会相对富集（即δ2H值增加）。甲烷同系物的δ2H值也具有与甲烷同样的变化规律。
五宝场地区须家河组天然气的甲烷氢同位素值（ δ 2 H C H 4）为-168‰~-167‰，沙溪庙组天然气 δ 2 H C H 4值为-185‰~-174‰，均值为-179‰。川中须家河组自生自储气由于源岩为须家河组烃源岩，成熟度较低，且烃源岩古水体介质盐度较低，因此其 δ 2 H C H 4值最小，为-195‰~-167‰，均值为-182‰；川西南部须家河组天然气同属须家河组自生自储气，但成熟度较川中地区的高，其 δ 2 H C H 4值为-178‰~-170‰，均值为-173‰；川东长兴组—飞仙关组天然气源岩为上二叠统的海相源岩［48］，成熟度较高，烃源岩古水体介质盐度高，因此 δ 2 H C H 4值最大，为-141‰~-117‰，均值为-129‰。五宝场须家河组天然气 δ 2 H C H 4值与具有上二叠统和须家河组烃源岩混源特征的元坝、通南巴须家河组天然气［13-17］相似，介于须家河组自生自储气与川东长兴组—飞仙关组之间（图6），说明具有海相烃源岩的供给，WBQ15井与WBQ20井δ13C2值的差异表明其混源比例不同。五宝场沙溪庙组天然气 δ 2 H C H 4值与须家河组自生自储气相似，δ13C2值显示其具有油型气特征，应为下侏罗统和须家河组烃源岩共同来源。
图6 四川盆地天然气乙烷碳同位素与甲烷氢同位素关系（川中、元坝、通南巴须家河组以及川东长兴组—飞仙关组数据引自文献［12］，［15-17］，［32-35］）

Fig.6 Relationship between ethane carbon isotope and methane hydrogen isotope of natural gas in Sichuan Basin（data of Xujiahe Formation in Central Sichuan，Yuanba，Tongnanba area and data of Changxing-Feixianguan Formation in east Sichuan from references［12］，［15-17］，［32-35］）

3.4　天然气轻烃

轻烃一般指C5—C10的化合物［49-50］，是天然气与原油之间的中间产物，在这一碳数范围内，烃类异构体非常丰富，可提供的信息量远大于气态烃［51］。一般Ⅲ型、Ⅱ2型干酪根为煤型气主要来源，富含芳香族结构；Ⅰ型、Ⅱ1型干酪根为油型气主要来源，富含脂肪族结构，因此煤型气和油型气分别更富集芳香族组成和脂肪族组成［52-53］。
C7轻烃中的正庚烷（nC7）和甲基环己烷（MCC6）与天然气成因有密切联系，常用来判识天然气来源。一般认为，甲基环己烷主要来源于高等植物木质素、纤维素、糖类等，并且热力学性质稳定，是指示有机质来源的良好参数，来源于腐殖型母质的天然气中甲基环己烷的含量比较高；正庚烷主要来自藻类和细菌，对成熟作用敏感，是良好的成熟度指标［3，50］，甲基环己烷明显大于正庚烷，是煤型气的主要特征。
WBQ20井须五段天然气以正烷烃为主，正庚烷含量大于甲基环己烷含量，且芳烃含量低［图7（a）］；WBQ15井以环烷烃为主，甲基环己烷含量高于正庚烷，正构烷烃、支链烷烃和芳烃含量低［图7（b）］；川西南、川中地区须家河组自生自储天然气以环烷烃为主，甲基环己烷含量明显大于正庚烷，芳烃含量较高［图7（c）， 图7（d）］，为典型的腐殖型母质来源；川东地区长兴组天然气轻烃以正构烷烃为主，正庚烷含量明显大于甲基环己烷［图7（e）］。可见，WBQ20井须五段天然气轻烃组成特征与长兴组比较相似，揭示其有源于腐泥型母质的特点。五宝场沙溪庙组天然气轻烃以正构烷烃为主（图8），正庚烷和正己烷含量均较高，芳烃含量低，呈现出腐泥型母质来源的特点。
图7 四川盆地须家河组及长兴组天然气轻烃组成色谱

Fig.7 Chromatogram of light hydrocarbon composition of Xujiahe Formation and Changxing Formation natural gas in Sichuan Basin

图8 五宝场地区沙溪庙组天然气轻烃组成色谱

Fig.8 Chromatogram of light hydrocarbon composition of Shaximiao Formation natural gas in Wubaochang area

五宝场地区沙溪庙组及WBQ20井须家河组天然气正庚烷含量为41.0%~52.3%，甲基环己烷含量为36.4%~44.7%，二甲基环戊烷相对较少，含量为10%~18.1%，甲基环己烷/正庚烷值为0.70~0.99；川中、川西南地区须家河组天然气以甲基环己烷为主，含量为48.0%~86.0%，正庚烷和二甲基环戊烷含量分别为10.8%~30.8%和0.2%~26.9%，甲基环己烷/正庚烷值为1.62~6.39；川东长兴组—飞仙关组天然气以正庚烷为主，含量为54.8%~66.5%，甲基环己烷和二甲基环戊烷含量分别为26.3%~32.4%和7.3%~12.8%，甲基环己烷/正庚烷值为0.40~0.59。根据C7轻烃组成正庚烷（nC7）、甲基环乙烷（MCC6）、二甲基戊环烷（DMCC5）相对含量三角图（图9）和乙烷碳同位素与甲基环己烷/正庚烷关系图（图10）可以看出，除WBQ15井外，五宝场地区须家河组和沙溪庙组天然气主要由Ⅱ型干酪根生成，甲基环己烷/正庚烷值小于1，具有油型气的特征，与川中和川西南地区须家河组天然气有较大差异，与川东长兴组—飞仙关组有一定相似性。WBQ15井天然气甲基环己烷含量最高，达到68.4%，正庚烷和二甲基环戊烷含量分别为15.6%和16.0%，与川中须家河组天然气特征相似，主要来自Ⅲ型干酪根，且甲基环己烷/正庚烷值为4.38，具有煤型气的典型特征，结合天然气干燥系数，其应主要来源于须家河组煤系源岩，同时混合少量腐泥型天然气。
图9 四川盆地天然气C7轻烃组成三角图

Fig.9 Triangle diagram of C7 light hydrocarbon composition of natural gas in Sichuan Basin

图10 四川盆地天然气乙烷碳同位素与甲基环己烷/正庚烷关系

Fig.10 Relationship between ethane carbon isotope and MCC6/nC7 of natural gas in Sichuan Basin

五宝场须家河组、沙溪庙组天然气成熟度与自身的烃源岩不匹配，与须家河组自生自储的原生气特征也有较大差别，其特征介于川中须家河组与下伏长兴组—飞仙关组天然气之间，与元坝地区须家河组的天然气有类似的特征。结合元坝地区的相关研究［13-17］，五宝场地区须家河组应为须家河组源岩与下伏海相源岩的混合气，其海相来源主要为一套高有机碳含量、高热演化程度的龙潭组泥页岩优质烃源岩，但其混源比例有一定差异；沙溪庙组的天然气主要是源于下侏罗统和须家河组烃源岩，可能有少量下伏海相天然气的贡献。

4 勘探启示

五宝场地区上二叠统龙潭组、上三叠统须家河组和下侏罗统发育多套烃源岩，成熟度以高—过成熟为主。虽然须家河组烃源岩厚度较薄，但晚侏罗世后，受大巴山压扭及膏盐底劈联合作用，贯穿二叠系—侏罗系的同源断裂逐渐在研究区形成［54］，在改造储层的同时，为下伏烃源岩生成的天然气向浅层运移提供了通道，使得海相天然气可以向上运移成藏，因此五宝场地区陆相天然气有充足的气源。由于裂缝和断层的分布一致性较好，断层周边为裂缝最为发育的区域，WBQ15井和WBQ20井处在裂缝发育区，其须家河组天然气为自生自储天然气与下伏海相来源天然气不同程度的混合。晚白垩世以来，川东北地区整体大幅度抬升，研究区断裂和裂缝进一步发育（图11），有利于油气向高部位聚集，喜马拉雅期形成的隆坳配置格局使得须家河组和中—下侏罗统气藏的调整，形成沙溪庙组次生气藏［3］，研究区内沙一段、沙二段天然气呈现出以下侏罗统和须家河组烃类来源为主，少量海相来源的特征。
图11 五宝场地区断层解释结果

Fig.11 Interpretation results of faults in Wubaochang area

本文研究提出有下伏海相烃源岩贡献的新认识，证实五宝场须家河组成藏模式为“双源成藏”，下步勘探目标或将因此发生改变。须二段—须四段砂体更加发育，物性优于须五段，离海相烃源更近，更加利于成藏。下步部署模式由须五段“泥包砂”变为寻找有沟通上二叠统烃源的断裂发育区。沙一段与下侏罗统烃源岩紧邻，且在断裂发育地区较沙二段更容易接收来自须家河组的混合气，在烃源断裂附近的裂缝发育区易形成规模气藏，也具有较大勘探潜力。

5 结论

（1）四川盆地东北部五宝场地区三叠系须家河组和侏罗系沙溪庙组天然气处于过成熟阶段，是以烃类气体为主的干气，成熟度与川中须家河组自生自储气有较大差别。
（2）不同地区天然气碳氢同位素以及轻烃的对比分析表明，五宝场地区须家河组和沙溪庙组天然气均呈现出有海相烃源岩贡献的混源特征。须家河组天然气中来自下伏二叠系源岩的占比更高，在研究区内存在不同程度的混源；沙溪庙组天然气主要源于下侏罗统和须家河组烃源岩，可能有少量下伏海相天然气的贡献。
（3）深层通源断裂为下伏海相天然气向浅层运移提供了通道，造成天然气的纵向沟通，下步勘探应重点围绕深层通源断裂发育的地区，深、浅源结合，寻找有效的储—盖组合以拓展勘探有利区。

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