天然气地球科学 >

2024 , Vol. 35 >Issue 5: 785 - 798

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2023.12.008

天然气地质学

川西坳陷中段梓潼凹陷烃源岩品质和天然气来源及勘探前景

  • 吴小奇 , 1, 2 ,
  • 杨俊 1, 2 ,
  • 宋晓波 3 ,
  • 陈迎宾 1, 2 ,
  • 刘栩 1, 2
展开
  • 1. 中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所，江苏 无锡 214126
  • 2. 中国石化油气成藏重点实验室，江苏 无锡 214126
  • 3. 中国石化西南油气分公司勘探开发研究院，四川 成都 610041

吴小奇（1982-），男，江苏盐城人，博士，高级工程师，主要从事油气成藏地球化学研究. E-mail： .

收稿日期: 2023-10-17

  修回日期: 2023-12-10

  网络出版日期: 2024-01-23

收起

Quality of source rocks as well as the source and exploration prospect of natural gas in the Zitong Sag in central part of the Western Sichuan Depression

  • Xiaoqi WU , 1, 2 ,
  • Jun YANG 1, 2 ,
  • Xiaobo SONG 3 ,
  • Yingbin CHEN 1, 2 ,
  • Xu LIU 1, 2
Expand
  • 1. Wuxi Research Institute of Petroleum Geology，Petroleum Exploration and Production Research Institute，SINOPEC，Wuxi 214126，China
  • 2. Key Laboratory of Hydrocarbon Accumulation，SINOPEC，Wuxi 214126，China
  • 3. Research Institute of Exploration and Development，Southwest Oil & Gas Branch，SINOPEC，Chengdu 610041，China

Received date: 2023-10-17

  Revised date: 2023-12-10

  Online published: 2024-01-23

Supported by

The National Natural Science Foundation of China(42172149)

the SINOPEC Science and Technology Project(P22073)

Fold

摘要

梓潼凹陷是四川盆地川西坳陷中段唯一尚未取得规模性勘探发现的构造单元，目前对其烃源岩品质、天然气来源及勘探前景认识较为薄弱。研究表明：梓潼凹陷陆相腐殖型烃源岩主要位于上三叠统，普遍处于高—过成熟阶段，其中须家河组三段有机质丰度最高，TOC含量平均为2.46%；而下侏罗统白田坝组泥岩和中三叠统雷口坡组海相碳酸盐岩TOC含量主体小于0.5%，未钻遇规模性有效烃源岩。MY1井须家河组四段天然气为典型煤成气，来自须家河组三段煤系烃源岩；而YX1井雷口坡组四段天然气为油型气，为下伏龙潭组泥质烃源岩生成的原油后期发生裂解所形成。梓潼凹陷不同层系勘探潜力受烃源岩供烃能力、源储组合和输导体系制约，须家河组四段下亚段是最有利的勘探领域，其次为须家河组二段；中上侏罗统和雷口坡组勘探潜力受输导通道的制约。对中、上二叠统天然气勘探潜力的认识分别有赖于对储层物性和台缘带分布范围的进一步研究。

关键词： 梓潼凹陷; 烃源岩; 有机质丰度; 天然气; 气源对比; 勘探前景

本文引用格式

吴小奇 , 杨俊 , 宋晓波 , 陈迎宾 , 刘栩 . 川西坳陷中段梓潼凹陷烃源岩品质和天然气来源及勘探前景[J]. 天然气地球科学, 2024 , 35(5) : 785 -798 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2023.12.008

Abstract

The Zitong Sag is the single tectonic unit without large-scale exploration discoveries in the central part of the Western Sichuan Depression in the Sichuan Basin， and the current understandings on the source rock quality， gas source and exploration prospect are weak. This study indicates that， the terrigenous source rocks in the Zitong Sag are mainly in the Upper Triassic strata with high-over maturity， in which the mudstone in the 3rd Member of the Xujiahe Formation displays the highest organic abundance with the average TOC content of 2.46%， whereas the mudstone in the Lower Jurassic Baitianba Formation and carbonate rocks in the Middle Triassic Leikoupo Formation mainly display the TOC contents lower than 0.5%， and the effective source rocks have been rarely revealed. Natural gas from the 4th Member of the Xujiahe Formation in Well MY1 is typical coal-derived gas and derived from the coal-measure source rocks in the 3rd Member of the Xujiahe Formation， whereas the gas from the 4th Member of the Leikoupo Formation of in Well YX1 is oil-associated gas and derived from the argillaceous source rocks in the Upper Permian Longtan Formation. The exploration prospect of different strata in the Zitong Sag is constrained by the hydrocarbon supply capacity of source rocks， source-reservoir assemblage， and transportation system. The lower submember of the 4th Member of the Xujiahe Formation is the most favorable exploration field in the sag followed by the 2nd Member of the Xujiahe Formation. The understanding of exploration potential of the Middle-Upper Jurassic strata and Middle Triassic Leikoupo Formation is significantly constrained by the conducting system， whereas that of the Middle and Upper Permian strata depends on further study of the physical property of the reservoirs and the distribution of the platform margins， respectively.

Key words： Zitong Sag; Source rocks; Organic abundance; Natural gas; Gas-source correlation; Exploration prospect

0 引言

作为四川盆地重要的勘探阵地之一，川西坳陷天然气勘探早期在南段发现了平落坝、白马庙等气藏［1］，北段则相继发现了中坝、双鱼石等气田［2-3］，而中段则先后发现了新场、成都、中江、川西等在内的多个探明储量超过1 000×108 m3的大气田［4-8］。川西坳陷中段及周缘是勘探的热点地区，例如近年来中侏罗统沙溪庙组天然气勘探相继在坳陷东侧及川西—川中过渡带金秋地区发现了中江气田和金秋气田［9-11］。梓潼凹陷是川西坳陷中段唯一尚未发现规模性气藏的二级构造单元，尽管先后部署了多口钻井，但均未获得规模性商业发现。目前对梓潼凹陷内不同层系烃源岩缺乏系统性评价，且对气源的认识存在争议，勘探方向和聚焦领域不明确，勘探前景不明朗。
烃源岩为油气聚集成藏提供物质基础，川西坳陷已发现的规模性气藏均紧邻生烃中心，反映了烃源灶对气藏分布具有明显的控制作用［12］。目前川西梓潼凹陷勘探潜力认识较为薄弱的重要原因是对不同层系烃源岩品质认识不够充分，例如下侏罗统白田坝组烃源岩在川西洛带地区具有较好的生烃潜力且对气藏具有一定贡献［8］，但在梓潼凹陷东侧斜坡带的MY1井则基本为非烃源岩［13］，而在凹陷内部其品质和供烃能力尚未见研究报道。又如梓潼凹陷上三叠统须家河组五段被认为是侏罗系气藏的主力气源层［14］，但这套地层在凹陷内向北逐渐减薄直至尖灭［12， 15］，其供烃规模和范围受限。此外，目前对梓潼凹陷须家河组不同层段烃源岩生烃能力的分析主要基于坳陷尺度的盆地模拟研究［16］，对烃源岩的实测分析则局限于对凹陷边缘MY1井样品的分析［13］，缺少对凹陷内钻井样品实测资料的佐证。梓潼凹陷东部斜坡带中三叠统雷口坡组发育构造—地层圈闭，先前研究认为有望取得勘探突破［17］；但YX1井实钻结果则揭示该井气水同产，天然气充满度相对较低，反映气源供给可能不充分，因此该区雷口坡组勘探前景究竟如何，有待对烃源岩品质和供烃条件开展进一步分析。梓潼凹陷深层二叠系尽管发育走滑断裂输导体系［18］，但二叠系烃源岩生烃潜力不明确，而以往对川西地区二叠系烃源岩的分析集中于什邡等野外剖面样品［19］，缺乏对坳陷内的研究。此外，业内对川西坳陷雷口坡组天然气主要来自雷口坡组自身［20］还是上二叠统烃源岩［6］仍然存在争议，这主要源于对雷口坡组碳酸盐岩生烃潜力和烃源岩有效性的认识存在分歧［21］。
由此可见，对梓潼凹陷烃源岩品质认识的不足制约了对该区资源基础和已发现天然气来源的认识，进而导致对其勘探潜力的认识程度较低，这直接制约了该区勘探进展，因此有必要开展针对性分析。近年来在凹陷内钻探的TS1、YX1等重点深井钻揭雷口坡组，且部分井获得工业气流，从而为分析该区烃源岩生烃潜力、探讨不同层系勘探前景提供了有利条件。因此，本文工作拟通过对重点井的烃源岩和天然气样品开展地球化学分析，明确不同层位烃源岩的品质和天然气来源，并基于源储组合和供烃条件分析，探讨梓潼凹陷天然气勘探前景。这不仅有利于揭示该区天然气资源基础和成藏富集主控因素，而且可以为明确勘探方向和勘探领域提供科学依据。

1 地质背景

川西坳陷位于四川盆地西部，其东西两侧分别为龙泉山断裂和龙门山逆冲构造带，坳陷中段中国石化矿权区面积约为1×104 km2，常被划分为大邑—安县构造带、新场构造带、知新场构造带、中江—回龙斜坡、成都凹陷和梓潼凹陷6个二级构造单元。梓潼凹陷广义上分布范围是川西坳陷内新场构造带以北区域［15］，本文所指的梓潼凹陷是指狭义上的分布范围，即其在坳陷中段中国石化矿权区内的部分。该区面积约为1 650 km2，被西侧的大邑—安县构造带和南部的新场构造带所夹持［图1（a）］。
图1 川西坳陷构造单元和气田分布（a）与地层柱状图（b）

Fig.1 Distribution of tectonic units and gas fields（a） in the Western Sichuan Depression （a） as well as the stratigraphic column（b）

梓潼凹陷目前钻遇的地层自上而下依次为陆相层系白垩系、侏罗系、上三叠统须家河组（T3 x）和海相层系中三叠统雷口坡组（T2 l） ［ 图1（b）］。须家河组在四川盆地内常被分为6段，但在川西坳陷内缺失顶部的须六段（T3 x 6），而底部须一段（T3 x 1）常被称为马鞍塘组（T3 m）和小塘子组（T3 t）［ 图1（b）］。梓潼凹陷目前发现的含气层位包括雷口坡组四段（T2 l 4）、须家河组二段（T3 x 2）、四段（T3 x 4）及侏罗系的沙溪庙组（J2 s）、蓬莱镇组（J3 p）。
川西坳陷最重要的陆相烃源岩为须家河组煤系泥岩，是该区上三叠统和侏罗系气藏的主力气源［8，22-24］。侏罗系则整体不发育规模性有效烃源岩，仅坳陷东侧在下侏罗统白田坝组（J1 b）局部发育烃源岩［8］。雷口坡组（T2 l）海相碳酸盐岩尽管曾被认为具有一定的生烃潜力［7］，但整体上看有机质丰度和有效烃源岩的发育程度很低［25］，单独供烃难以形成规模性的油气聚集［21］。而二叠系在川西坳陷埋深较大，目前仅坳陷南部YS1井钻遇，有效烃源岩主要分布于上二叠统龙潭组（P3 l）［26］。

2 研究资料和方法

本文工作在调研邻区勘探进展和取得的勘探认识基础上，采集梓潼凹陷内近年来钻探的TS1、YX1等重点井的烃源岩和天然气样品并开展地球化学测试分析，结合川西坳陷内其他典型钻井的样品分析，明确不同层系烃源岩的有机质丰度、成熟度和类型及天然气组分和同位素组成，并开展烃源岩品质分析、天然气成因鉴别和气源对比，进而从源储组合的角度出发，结合供烃条件分析来探讨梓潼凹陷不同层系的天然气勘探前景。
相关地球化学分析均在中国石化油气成藏重点实验室进行，其中有机碳（TOC）含量和岩石热解分析分别采用CS-200碳硫分析仪和Rock-Eval 6热解仪，干酪根镜检和碳同位素分析分别采用DM4500P偏光/荧光显微镜和Thermo Finnigan Delta plus XL稳定同位素质谱仪，镜质体反射率（R O）分析采用MPV-III型显微光度计，天然气组分分析采用Varian CP-3800型气相色谱仪，碳氢同位素分析分别采用MAT-253和Delta V Advantage稳定同位素质谱仪。

3 结果

3.1　烃源岩地球化学特征

3.1.1　有机质丰度

梓潼凹陷须家河组不同层段泥岩有机质丰度具有一定的差异，须二段至须五段（T3 x 2—T3 x 5）泥岩TOC含量最低分别为0.52%、0.92%、0.39%和0.44%，最高分别为0.96%、5.33%、5.06%和3.67%，平均值则分别为0.70%（N=5）、2.46%（N=60）、1.35%（N=52）和1.59%（N=31）（表1）。J1 b泥岩TOC含量介于0.06%~1.20%之间，平均为0.37%（N=12）（表1）；T3 t和T3 m泥岩TOC含量分别介于0.40%~2.23%和0.65%~2.25%之间，平均值分别为1.19%（N=48）和1.17%（N=13）（表1）。凹陷内海相层系雷口坡组目前仅钻遇顶部的雷四段（T2 l 4），其碳酸盐岩TOC含量介于0.02%~0.75%之间，平均为0.16%（N=44）（表1）。
表1 川西坳陷梓潼凹陷不同层系烃源岩TOC含量分布

Table 1 Distribution of TOC contents in source rocks from different strata in the Zitong Sag, Western Sichuan Depression

烃源岩层位 TOC/% 样品总数 不同TOC分布区间样品数
最小值 最大值 平均值 0~0.5% 0.5%~1.0% 1.0%~2.0% 2.0%~6.0%
J1 b 0.06 1.20 0.37 12 9 2 1 0
T3 x 5 0.44 3.67 1.59 31 1 5 18 7
T3 x 4 0.39 5.06 1.35 52 3 24 14 11
T3 x 3 0.92 5.33 2.46 60 0 1 31 28
T3 x 2 0.52 0.96 0.70 5 0 5 0 0
T3 t 0.40 2.23 1.19 48 1 12 34 1
T3 m 0.65 2.25 1.17 13 0 5 7 1
T2 l 4 0.02 0.75 0.16 44 42 2 0 0
须家河组烃源岩中T3 x 3有机质丰度最高，泥岩TOC含量普遍大于1.0%，60个样品中仅有1个小于1.0%；T3 x 5泥岩次之，TOC含量主要介于1.0%~2.0%之间；T3 x 4泥岩近半数样品TOC含量介于0.50%~1.0%之间；而T3 x 2整体上有机质丰度不高，TOC含量均小于1.0%（表1）。J1 b泥岩TOC含量明显偏低，12个样品中有9个小于0.50%；T3 t和T3 m泥岩TOC含量均主要分布于1.0%~2.0%之间；T2 l 4碳酸盐岩TOC含量整体明显偏低，均小于1.0%，44个样品中仅有2个超过0.5%（表1）。

3.1.2　有机质成熟度

镜质体反射率（R O）是反映有机质成熟度的有效指标。梓潼凹陷东坡MY1井T3 x烃源岩主体处于高成熟演化阶段［13］。本文研究对YX1井和TS1井上三叠统不同层段烃源岩的分析表明，T3 x 5和T3 x 4烃源岩R O值分别介于1.28%~1.56%和1.46%~1.62%之间，平均分别为1.42%和1.55%，主体处于高成熟阶段；T3 x 3烃源岩R O值介于1.55%~2.28%之间，平均为2.00%，处于高—过成熟演化阶段；T3 x 2、T3 t、T3 m烃源岩R O值均大于2.3%，处于典型过成熟阶段（表2）。
表2 川西坳陷梓潼凹陷不同层系烃源岩实测镜质体反射率(R O)

Table 2 Measured vitrinite reflectance (R O) of the source rocks in different strata from the Zitong Sag, Western Sichuan Depression

井号 层位 深度/m R O/% 井号 层位 深度/m R O/%
YX1 T3 x 5 3 484 1.55 TS1 T3 x 5 3 228 1.28
YX1 T3 x 5 3 646 1.56 TS1 T3 x 5 3 321 1.35
YX1 T3 x 3 4 322 1.85 TS1 T3 x 5 3 467 1.38
YX1 T3 x 3 4 583 1.91 TS1 T3 x 4 3 607 1.46
YX1 T3 x 3 4 686 1.95 TS1 T3 x 4 3 787 1.55
YX1 T3 x 3 4 787 2.14 TS1 T3 x 3 4 081 1.65
YX1 T3 x 3 4 890 2.22 TS1 T3 x 3 4 226 1.7
YX1 T3 x 3 4 979 2.28 TS1 T3 x 3 4 456 1.83
YX1 T3 t 5 544 2.36 TS1 T3 x 3 4 629 2.03
YX1 T3 t 5 590 2.45 TS1 T3 x 3 4 738 2.18
YX1 T3 x 4 3 951 1.58 TS1 T3 x 3 4 809 2.24
YX1 T3 x 4 3 954 1.62 TS1 T3 x 2 5 500 2.49
YX1 T3 t 5 685 2.46 TS1 T3 t 5 593 2.57
YX1 T3 m 5 694 2.47 TS1 T3 t 5 667 2.56
YX1 T3 m 5 710 2.55 TS1 T3 t 5 698 2.57
YX1 T3 m 5 713.5 2.57 TS1 T3 m 5 733.5 2.59

3.1.3　有机质类型

全岩有机岩石学和干酪根镜检表明，梓潼凹陷J1 b和T3 x烃源岩显微组分以镜质组和惰性组为主［图2（a）—图2（c）］，干酪根类型指数均小于-50，表现出III型干酪根特征；T3 m和T3 t烃源岩显微组分以壳质组和镜质组为主［图2（d），图2（e）］，干酪根类型指数在0左右，表现出II2—III型干酪根的特征；T2 l 4碳酸盐岩显微组分以腐泥组和固体沥青为主［图2（f）］，干酪根类型指数为60，表现出II1型干酪根的特征。成熟度较高时壳质组等显微组分光性特征会发生变化而难以辨别，而干酪根碳同位素值则较为稳定，能够有效判识有机质类型［27］，因此本文对不同层位烃源岩开展了干酪根碳同位素分析。
图2 川西坳陷梓潼凹陷不同层系烃源岩有机显微组分

（a）MY1井，J1 b，3 504 m，灰色泥岩中有机质以镜质组和丝质体为主，全岩；（b）MY1井，T3 x 5，3 545 m，灰黑色泥岩中有机质以镜质组为主，全岩；（c）MY1井，T3 x 4，3 677.8 m，黑色泥岩中有机质以镜质组为主，全岩；（d）YX1井，T3 t，5 685 m，黑色泥岩中有机质以腐殖无定形体、镜质体为主，干酪根；（e）YX1井，T3 m，5 710 m，黑色泥岩中有机质以腐殖无定形体、镜质体、丝质体为主，干酪根；（f）YX1井，T2 l 4，5 720.4 m，白云岩中有机质以腐泥无定形体、固体沥青为主，干酪根

Fig. 2 Organic macerals in source rocks from different strata of the Zitong Sag， Western Sichuan Depression

川西坳陷T3 x 3至T3 x 5以及T3 m烃源岩干酪根碳同位素值（δ13C）主体介于-26‰~-24‰之间，表明主体为II2型干酪根；T3 t烃源岩干酪根δ13C值介于-26‰~-23‰之间，为II2—III型；而T2 l 4碳酸盐岩干酪根δ13C值介于-28‰~-25‰之间，表明干酪根主体为II1型，少部分为II2型（图3）。
图3 川西坳陷中上三叠统不同层系烃源岩干酪根碳同位素组成分布

Fig.3 Distribution of the δ13C values of kerogen in the Middle and Upper Triassic source rocks from the Western Sichuan Depression

3.2　天然气地球化学特征

在天然气组分特征上，梓潼凹陷MY1井T3 x 4天然气中CH4含量低于90%，干燥系数（C1/C1-5）相对较低（<0.95）（表3），与新场T3 x 5天然气［5］一致，均略低于新场T3 x 4和T3 x 2天然气［图4（a）］。须家河组不同层段天然气CH4含量与干燥系数表现出明显的正相关性［图4（a）］，与热演化趋势较为一致。YX1井T2 l 4天然气干燥系数大于0.99，为典型干气且未检测出C3H8（表3），CH4含量与干燥系数之间也没有明显的相关性，整体与川西气田T2 l 4天然气［6］一致［图4（a）］。T2 l 4天然气中CH4含量范围较广且主体低于T3 x天然气［图4（a）］，这主要与T2 l 4天然气中非烃气体CO2和H2S含量较高有关。
表3 川西坳陷梓潼凹陷天然气组分和同位素组成

Table 3 Chemical and stable isotopic compositions of natural gas from the Zitong Sag, Western Sichuan Depression

井号 层位 深度/m 组分/% C1/C1-5 δ13C/‰

δD1

/‰

CH4 C2H6 C3H8 C4H10 C5H12 N2 CO2 H2S δ13C1 δ13C2 δ13C3
MY1 T3 x 4 3 931~3 940 88.99 6.40 1.42 0.62 0.185 1.41 0.98 0 0.912 -35.7 -23.5 -19.9 /
YX1 T2 l 4 5 715~5 723 92.92 0.21 0 0 0 0.38 6.49 0.001 2 0.998 -34.7 -29.9 / -149
YX1 T2 l 4 5 715~5 723 92.89 0.19 0 0 0 0.97 5.95 0.001 2 0.998 -35.1 -30.1 / -150

注：“/”表示无数据

图4 川西坳陷梓潼凹陷天然气C1/C1 - 5与CH4（a）以及N2与CO2（b）相关图（川西气田和新场气田数据分别来自WU等［6］和WU等［5］）

Fig.4 Correlation diagrams of C1/C1 - 5 versus CH4（a） and N2 versus CO2（b） of natural gas from the Zitong Sag， Western Sichuan Depression （the data of natural gas from the Chuanxi and Xinchang gas fields are from WU et al.［6］ and WU et al.［5］， respectively）

在非烃气体含量方面，梓潼凹陷MY1井T3 x 4天然气中N2含量为1.41%（表3），略高于新场气田T3 x天然气［图4（b）］；CO2含量为0.98%（表3），不含H2S，均与新场气田T3 x天然气［5］一致［图4（b）］。YX1井T2 l 4 2个天然气样品中CO2含量分别为5.95%、6.49%（表3），与川西气田T2 l 4天然气［6］中CO2含量分布范围一致［图4（b）］，H2S含量为0.001 2%（表3）。
MY1井T3 x 4天然气甲烷（δ13C1）和乙烷（δ13C2）碳同位素值分别为-35.7‰和-23.5‰（表3）。YX1井T2 l 4天然气样品的δ13C1值和δ13C2值分别为-35.1‰~-34.7‰和-30.1‰~-29.9‰（表3），甲烷氢同位素值（δD1）为-150‰~-149‰（表3）。

4 讨论

4.1　烃源岩品质

对陆相煤系泥岩而言，差、中、好烃源岩的TOC标准分别为0.75%~1.50%、1.5%~3.0%、3.0%~6.0%［28］。梓潼凹陷须家河组中T3 x 3和T3 x 5泥岩品质相对较好，二者TOC含量主体分别达到了中等—好和差—中等烃源岩的标准［图5（a）］；其他层段泥岩品质相对较差，其中T3 x 4泥岩主体为非—差烃源岩，而T3 x 2泥岩样品的TOC值介于0.5%~1.0%之间（表1），仅达到非—差烃源岩的丰度标准。此外，J1 b泥岩TOC含量介于0.06%~1.20%之间，平均仅为0.37%，多数小于0.5%（表1），与董军等［14］研究认为该区下侏罗统烃源岩TOC含量平均仅为0.42%一致。这表明J1 b泥岩多数为非烃源岩，仅部分达到差烃源岩的标准，整体上生烃能力很弱，供烃规模十分有限。
图5 川西坳陷梓潼凹陷三叠系与YS1井二叠系烃源岩S 1+S 2与TOC相关图（陆相煤系和海相烃源岩划分范围据陈建平等［28-29］）

Fig.5 Correlation diagrams between S 1+S 2 and TOC contents in the Triassic source rocks in the Zitong Sag and Permian source rocks from Well YS1， Western Sichuan Depression （the ranges for terrigenous coal-measure source rocks and marine source rocks are cited from CHEN et al.［28-29］）

对海相烃源岩而言，差、中、好、很好、极好烃源岩的TOC标准分别为0.50%~0.75%、0.75%~1.50%、1.5%~2.0%、2.0%~4.0%、>4.0%［29］。梓潼凹陷T2 l 4碳酸盐岩TOC含量偏低（<0.75%），仅发育部分差烃源岩［图5（b）］。川西坳陷南部YS1井二叠系海相烃源岩TOC含量差异较大，其中中二叠统茅口组（P2 m）和栖霞组（P2 q）烃源岩主体均未达到有效烃源岩的标准，而龙潭组（P3 l）烃源岩主体均达到了很好烃源岩的标准［图5（b）］，表明二叠系烃源岩主要位于龙潭组。此外，YS1井下寒武统烃源岩TOC含量介于0.89%~5.24%之间，平均为2.63%［26］，有机质丰度较高，是中二叠统气藏的潜在主力烃源岩。

4.2　天然气成因

川西气田T2 l 4天然气中H2S含量为1.07%~4.09%，表明其普遍经历了明显的硫酸盐热化学还原（TSR）改造［6］，且显著的TSR改造会改变烷烃气的同位素组成［30-32］。而YX1井T2 l 4天然气样品中H2S含量为0.001 2%（表3），明显低于川西气田T2 l 4天然气，表明其未经历明显的TSR改造，因而其碳氢同位素组成可以用于天然气成因鉴别和气源对比。
梓潼凹陷MY1井T3 x 4天然气δ13C1值和δ13C2值均与新场气田T3 x 4和T3 x 5天然气［5］一致，在二者相关图［图6（a）］上均沿尼日尔三角洲和萨克拉门托盆地III型干酪根生成的天然气［33］趋势线分布，且与典型煤成气δ13C2值高于-28.0‰［34］一致。这表明，MY1井T3 x 4天然气为典型煤成气。
图6 川西坳陷梓潼凹陷天然气δ13C2与δ13C1（a）和δD1（b）相关图（底图分别据ROONEY等［33］和WANG等［36］；川西气田和新场气田数据分别来自WU等［5-6］）

Fig.6 Correlation diagrams of δ13C2 versus δ13C1 （a） and δD1 （b） of natural gas from the Zitong Sag， Western Sichuan Depression （modified after ROONEY et al.［33］ and WANG et al.［36］， respectively， and the data of natural gas from the Chuanxi and Xinchang gas fields are cited from WU et al.［5-6］， respectively）

与川西气田T2 l 4天然气［6］相比，YX1井T2 l 4天然气样品δ13C1值略低而δ13C2值相似［图6（a）］，与典型油型气δ13C2值（<-28.0‰［34］）一致。这些天然气样品的δD1值（-150‰~-149‰，表3）与川西气田T2 l 4天然气δD1值（-153‰~-136‰［6］）一致，明显高于新场气田T3 x 4、T3 x 5典型煤成气和T3 x 2混合气的δD1值［5］［图6（b）］。此外，统计表明四川盆地海相油型气δD1值高于陆相煤成气，二者以-160‰为界［35］。因此YX1井T2 l 4天然气为典型油型气，而δ13C1值略低于川西气田T2 l 4天然气则反映出有机质热演化程度略低于川西气田。

4.3　天然气来源

天然气δ13C1值与烃源岩R O的对数呈明显的线性正相关，因而可以根据δ13C1值推算烃源岩的有机质成熟度［37-39］。成熟度对比表明，川西坳陷新场气田T3 x 4天然气主要来自下伏T3 x 3和T3 x 4自身煤系烃源岩［5，40］。梓潼凹陷MY1井T3 x 4天然气为煤成气（图6），其δ13C1值为-35.7‰（表3）。根据戴金星等［38］和陈建平等［39］分别提出的典型煤成气δ13C1—R O经验公式为δ13C1=14.12LgR O－34.39和δ13C1=25LgR O－37.5，计算所得R O值分别为0.81%和1.18%，明显低于该井上覆T3 x 5烃源岩实测R O值（1.31%~1.40%［13］），与事实不符。考虑到梓潼凹陷T3 x不同层段烃源岩干酪根δ13C值均反映出以II2型为主的特征（图3），因此采用陈建平等［39］提出的II型有机质生成的天然气δ13C1—R O经验公式（δ13C1=25LgR O－40），计算所得R O值为1.49%，与MY1井T3 x 4和T3 x 3烃源岩R O值在1.4%以上［13］一致。此外，MY1井T3 x 4埋深为3 642.5~4 058 m，产气层段深度（3 931~3 940 m）靠近T3 x 4底部，其主要发育砾岩段及砂岩段，泥岩发育程度相对较低［13］。还有，T3 x 4泥岩的TOC含量整体明显低于T3 x 3泥岩（表1，图4），因此MY1井T3 x 4天然气主要来自下伏T3 x 3烃源岩，T3 x 4自身烃源岩也有少量贡献。
川西气田T2 l 4储层中沥青仅零星分布，表明其未经历大规模的古油藏原位聚集［41］，气源对比揭示了气藏主要为P3 l泥质烃源岩生成的原油发生二次裂解后直接充注形成，T2 l自身碳酸盐岩烃源岩贡献较为有限［6，21］。梓潼凹陷YX1井T2 l 4天然气的组分、δ13C2值、δD1值及成因均与川西气田T2 l 4原油裂解气一致（图4，图6），但其δ13C1值（-35.1‰~-34.7‰，表3）略低于后者（-31.8‰~-30.4‰［6］）。根据陈建平等［39］油型气公式（δ13C1=25LgR O－42.5），计算可得YX1井T2 l 4天然气对应的R O值为1.98%~2.05%，明显低于该井T3 m和T3 t烃源岩实测R O值（2.56%~2.59%，表2），与事实不符，这表明T2 l 4天然气并非为“累积”聚气。川西坳陷T2 l 4天然气主要为原油二次裂解生成［6，25］，表现出高演化阶段“瞬时”聚气的特征，STAHL［42］的经验公式（δ13C1=17LgR O-42）更加适用于这种情形［43-44］。根据该公式计算所得YX1井T2 l 4天然气对应的R O值为2.55%~2.69%，与梓潼凹陷中下三叠统实际演化程度相符。川西坳陷下三叠统不发育有效烃源岩，T2 l有效烃源岩发育程度也很低［21］。梓潼凹陷T2 l 4碳酸盐岩TOC含量普遍小于0.5%（表1），基本不发育有效烃源岩，而YS1井热解分析结果揭示了川西坳陷二叠系有效烃源岩主要分布在P3 l［图5（b）］。因此，梓潼凹陷YX1井T2 l 4天然气主要为下伏P3 l烃源岩生成的原油后期发生裂解所形成，δ13C1值略低于川西气田天然气主要源自其历史最大埋深相对较浅、烃源岩热演化程度相对偏低。
此外，梓潼凹陷还在T3 x 2、J2 s和J3 p等层系零星发现了天然气聚集。对J2 s和J3 p气藏而言，由于侏罗系自身潜在烃源岩仅发育在下侏罗统，而梓潼凹陷J1 b泥岩TOC含量多数小于0.5%（表1），有效烃源岩的发育程度较低。因此，侏罗系气藏天然气主要来自下伏T3 x烃源岩，这也与川西坳陷新场、成都等气田侏罗系天然气来源的认识［1，5，8，22-24］一致；而T3 x 2天然气以煤成气为主、混入了部分油型气（图6），其主要来自T3 m和T3 t烃源岩，T3 x 2烃源岩也有一定贡献［45-46］。本文研究中对梓潼凹陷不同层系烃源岩TOC含量分析对比也揭示了该区T3 m和T3 t烃源岩有机质丰度整体高于T3 x 2烃源岩，后者TOC含量介于0.5%~1.0%之间（表1），仅达到非—差烃源岩的丰度标准，反映其供烃能力明显不足。因此，梓潼凹陷T3 x 2气藏天然气可能主要来自下伏T3 m和T3 t烃源岩。

4.4　天然气勘探前景

梓潼凹陷中三叠统雷口坡组至上侏罗统蓬莱镇组多套层系中均发现了天然气且来源明显不同，这决定了不同层系天然气成藏条件和勘探前景也具有一定差异。此外，随着近年来川西北双鱼石地区二叠系天然气勘探不断取得突破［3，47-48］，梓潼凹陷二叠系勘探前景也成为业内关注的焦点之一［18］。目前梓潼凹陷勘探程度整体偏低，有必要从源储组合的角度出发，基于烃源岩特征和品质及供烃条件分析，来探讨不同层系的天然气勘探前景。

4.4.1　中上侏罗统

对侏罗系天然气勘探而言，由于梓潼凹陷内J1 b有效烃源岩发育程度较低，中上侏罗统砂岩储层中若形成规模性气藏则依赖下伏T3 x烃源岩的大量供烃，并且需要断裂进行有效沟通。这种下生上储的源储组合决定了断裂发育程度是影响中上侏罗统砂岩中天然气能否成藏的关键。川西坳陷目前已在新场、成都和中江等气田中发现了规模性的侏罗系气藏，沟通源储的断裂与规模砂体的有效配置是这些气藏能够成藏的关键条件之一［7， 9］。梓潼凹陷自晚三叠世以来长期处于相对低部位，且须家河组至侏罗系整体上断裂发育程度很低，仅在南部靠近新场构造带和东缘靠近川中地区处局部发育断裂［18］。
梓潼凹陷T3 x 5烃源岩TOC含量多数小于2.0%（表1），以差—中等烃源岩为主，其生烃潜力明显低于T3 x 3烃源岩［图5（a）］。此外，T3 x 5烃源岩厚度自南向北逐渐减薄直至尖灭，最厚不超过150 m，明显小于T3 x 3烃源岩［15］，成熟度（约1.5%）也明显略低（表2），对应的产烃率（约120 m3/tC）也相对偏低［15，49］，而T3 x 3烃源岩成熟度（约2.0%，表2）较高，对应的产烃率（约300 m3/tC）也明显较高［15，49］。由此可见，梓潼凹陷T3 x 5烃源岩的供烃能力显著低于T3 x 3烃源岩，因而侏罗系要形成规模性气藏必须有沟通T3 x特别是T3 x 3烃源岩的断裂，如WX2井能够在J2 s形成天然气聚集与发育沟通T3 x 3烃源岩的断裂息息相关（图7）。梓潼凹陷侏罗系勘探未取得重要突破且普遍产水的根本原因是这类大型通源断裂在凹陷内整体并不发育，而天然气充注强度不足以驱替地层中的水。下一步将加强断裂解析，重点关注不同层次断裂组合关系，探索“接力式”断裂输导发育区。
图7 川西坳陷梓潼凹陷天然气成藏模式（据董军等［15］修改，A—A’位置见图1（a））

Fig.7 Accumulation pattern of natural gas from the Zitong Sag， Western Sichuan Depression （modified from DONG et al.［15］， and the location of A-A’ can be seen in Fig. 1（a））

4.4.2　上三叠统须家河组

川西坳陷须家河组天然气勘探主要目的层为T3 x 4和T3 x 2砂岩。梓潼凹陷T3 x 4天然气勘探最有利的条件是下方发育T3 x 3优质烃源岩［表1，图5（a）］，如MY1井T3 x 4天然气主要来自下伏T3 x 3烃源岩。尽管T3 x 4上亚段部分气源可以来自T3 x 5烃源岩［50］，但考虑到T3 x 5烃源岩品质整体明显逊色于T3 x 3烃源岩［表1，图5（a）］，且须家河组内部断裂基本不发育［18］，因此T3 x 4天然气勘探应聚焦于下亚段（图7）。此外，裂缝能够有效改善致密砂岩储层的渗透率，是T3 x 4致密砂砾岩储层获得高产气流的关键因素，高孔砂砾岩发育程度是气井稳产的主要控制因素［51］。因此，梓潼凹陷T3 x 4天然气勘探应优先寻找下亚段相对高孔砂砾岩和裂缝发育段，局部地区T3 x 4上亚段储层若有断裂沟通T3 x 3烃源岩，也可以成为有效的勘探对象（图7）。
川西坳陷T3 x 2主力气源为T3 m和T3 t烃源岩，次要烃源为T3 x 2烃源岩［45-46］。梓潼凹陷T3 x 2烃源岩TOC含量相对偏低（表1），整体仅达到非—差烃源岩的丰度标准，因此T3 x 2要形成规模性气藏主要靠下伏T3 t和T3 m烃源岩供烃。值得注意的是，尽管该区T3 t和T3 m烃源岩TOC含量普遍小于2.0%（表1），主体为差—中等烃源岩［图5（a）］，但成熟度明显偏高（约2.5%，表2），进入生烃演化末期，对应的产烃率（约340 m3/tC）也明显较高［49］。因此，梓潼凹陷T3 t和T3 m烃源岩能够为T3 x 2砂岩储层提供较好的供烃能力，特别是局部高丰度烃源岩和高孔渗储层联合发育区。

4.4.3　中三叠统雷口坡组

川西坳陷雷口坡组有效储层为顶部T2 l 4上亚段（T2 l 4-3）潮坪相白云岩溶蚀孔隙型储层［52］，其向东厚度逐渐减薄直至尖灭［53］。梓潼凹陷TS1井T2 l 4-3厚度为106 m（海拔5 737~5 843 m），测试产水；位于其东侧的YX1井T2 l 4-3厚度仅为8 m（海拔5 715~5 723 m），测试气水同产。这表明，YX1井处于相对高部位且东侧紧邻T2 l 4-3尖灭线，测试产出流体性质则反映了梓潼凹陷T2 l 4-3储层中天然气的充满度并不高。目前雷口坡组中已发现的川西气田、新场和马井气藏均明显受到构造控制［17］，如川西气田天然气主要富集于石羊场、金马—鸭子河等典型背斜构造中［54-55］。梓潼凹陷雷口坡组顶面呈埋深向东逐渐变浅的斜坡背景，规模性背斜构造不发育。在兼顾储层段厚度和产出流体性质的背景下，MY1—YX1井之间潜在低幅构造是雷口坡组较为有利的天然气聚集区。
川西雷口坡组碳酸盐岩有机质丰度较低（表1），单独供烃不足以形成规模性气藏［21， 25， 41］，气源对比则揭示了包括梓潼凹陷在内的川西坳陷T2 l 4气藏主力气源为下伏P3 l烃源岩［6， 21］。因此，雷口坡组要形成规模性天然气聚集，需要发育断至二叠系烃源层的深大断裂及雷口坡组层间小断裂构成有效的通源断裂输导体系，如断至二叠系的彭县断裂是川西气田的通源断裂［54］。而梓潼凹陷下三叠统嘉陵江组（T1 j）至雷口坡组之间断裂基本不发育［18］，中下三叠统巨厚的膏盐层也限制了下伏天然气向上运移，因此上二叠统烃源层与雷口坡组储层之间未能有效沟通，使得该区雷口坡组气藏的充满度和天然气聚集规模相对较低。
川西坳陷东侧斜坡带雷口坡组中局部构造欠发育，储层非均质性较强，是探索岩性气藏的有利区域［17， 56］。梓潼凹陷雷口坡组天然气勘探下一步将聚焦岩性气藏，但岩性圈闭边界范围、侧向封堵性等认识仍然较为薄弱，有待开展更多工作。

4.4.4　二叠系

四川盆地二叠系勘探目的层主要包括上二叠统长兴组（P3 ch）和中二叠统栖霞组（P2 q）、茅口组（P2 m）。在开江—梁平海槽周缘，针对P3 ch礁滩相储层勘探先后发现了元坝、龙岗等大型气田［57］，海槽内龙潭组/吴家坪组烃源岩和台缘带P3 ch礁滩相储层构成了高效的源储组合。晚二叠世川中地区受拉张作用影响，在武胜、蓬溪、盐亭一带形成了蓬溪—武胜台凹［58］；李秋芬等［57］称之为盐亭—潼南海槽，认为其是克拉通内裂陷作用背景下形成，且两侧发育台缘带，与开江—梁平海槽具有一定的相似性。YS1井P3 l泥岩较高的有机质丰度［图5（b）］表明川西坳陷发育P3 l优质烃源岩，而梓潼凹陷位于蓬溪—武胜台凹的西北侧［57］，P3 ch可能发育台缘礁滩相储层，并与P3 l烃源岩构成较好的源储配置关系，有望实现勘探突破。对梓潼凹陷上二叠统勘探前景的进一步认识有待对川西坳陷内蓬溪—武胜台凹具体展布以及梓潼凹陷内P3 ch台缘带分布范围的精细刻画。
近年来川西北双鱼石地区中二叠统勘探在P2 q和P2 m取得重要突破［48］，气源对比揭示了天然气主要来自下寒武统烃源岩，中二叠统自身烃源岩也有一定贡献［3， 47］。YS1井P2 q和P2 m有机质丰度很低，表明川西坳陷中段中二叠统基本不发育有效烃源岩［图5（b）］。而五峰组—龙马溪组页岩在川西坳陷不发育［59］，因此二叠系下伏潜在烃源岩主要为下寒武统筇竹寺组（∈1 q）优质烃源岩。这套烃源岩沿绵阳—长宁克拉通内裂陷分布，在梓潼凹陷内厚度分布范围为100~350 m，且自西向东逐渐增厚［60］。凹陷深层发育沟通下寒武统烃源岩和中二叠统储层的走滑断裂，有利于油气向上运移并在P2 q和P2 m中形成规模性聚集［18］。由于埋深较大，目前尚没有钻井揭示梓潼凹陷内中二叠统，其勘探潜力分析有待对储层物性及主控因素等认识的深入。

5 结论

四川盆地川西坳陷中段梓潼凹陷陆相烃源岩主要位于上三叠统，干酪根类型为II2—III型，普遍达到了高—过成熟演化阶段，其中须家河组三段品质最好，有机碳（TOC）含量平均为2.46%；须家河组四段、五段及马鞍塘组和小塘子组泥岩也具有一定的生烃潜力；须家河组二段泥岩TOC含量普遍小于1.0%，而下侏罗统白田坝组泥岩和中三叠统雷口坡组海相碳酸盐岩TOC含量主体均小于0.5%，生烃潜力较为有限。
天然气成因鉴别和气源对比表明，梓潼凹陷MY1井须家河组四段天然气为典型煤成气，主要来自下伏T3 x 3烃源岩，T3 x 4自身烃源岩也有少量贡献；YX1井雷口坡组天然气为典型油型气，主要为下伏P3 l烃源岩生成的原油后期发生裂解所形成。
烃源岩供烃能力、源储组合和成藏特征综合分析表明，梓潼凹陷天然气勘探领域以须家河组四段下亚段为优，其次为须家河组二段；中上侏罗统和雷口坡组整体勘探潜力受输导通道制约；深层上二叠统和中二叠统天然气勘探分别有待对台缘带分布范围和储层物性及主控因素开展深入分析。

戴金星院士对相关工作给予了悉心指导，样品采集和资料收集得到了中国石化西南油气分公司的大力支持，分析测试得到了中国石化油气成藏重点实验室的有力协助，审稿专家对初稿提出了宝贵修改意见，在此表示衷心感谢！参考文献（References）

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