川西新场地区中三叠统雷口坡组气藏天然气来源

宋晓波; 刘勇; 隆轲; 何莹; 苏成鹏; 廖荣峰; 蔡左花

doi:10.11764/j.issn.1672-1926.2024.05.017

天然气地球科学 >

2024 , Vol. 35 >Issue 12: 2121 - 2131

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2024.05.017

天然气地质学

川西新场地区中三叠统雷口坡组气藏天然气来源

宋晓波 ^,¹^,² ,
刘勇 ¹^,² ,
隆轲 ¹^,² ,
何莹 ¹ ,
苏成鹏 ¹^,² ,
廖荣峰 ¹ ,
蔡左花 ¹

展开

^1. 中国石化西南油气分公司勘探开发研究院，四川成都 610041
^2. 中国石化西南油气分公司地质中心实验室，四川成都 610081

宋晓波（1983-），男，四川阆中人，硕士，副研究员，主要从事碳酸盐岩油气地质研究.E-mail：sxbtop@163.com.

收稿日期: 2024-02-27

修回日期: 2024-05-14

网络出版日期: 2024-08-08

收起

Gas source of the Middle Triassic Leikoupo Formation gas reservoir in Xinchang area of western Sichuan Basin， China

Xiaobo SONG ^,¹^,² ,
Yong LIU ¹^,² ,
Ke LONG ¹^,² ,
Ying HE ¹ ,
Chengpeng SU ¹^,² ,
Rongfeng LIAO ¹ ,
Zuohua CAI ¹

Expand

^1. Exploration and Development Research Institute of Southwest Branch Company，SINOPEC，Chengdu 610041，China
^2. Geological Central Lab of Southwest Branch Company，SINOPEC，Chengdu 610081，China

Received date: 2024-02-27

Revised date: 2024-05-14

Online published: 2024-08-08

Supported by

The SINOPEC Scientific and Technological Research and Development Projects(P20059-3)

Fold

摘要

新场中三叠统雷口坡组气藏是川西地区在新一轮海相油气勘探背景下发现的首个深层海相气藏，多年来，对该气藏气源的认识一直存在争议。利用新一轮钻井的天然气地球化学测试数据，结合油气输导条件梳理，开展了新场雷口坡组四段天然气成因及气源分析。结果表明，新场雷口坡组四段气藏的上、下储层段以及不同构造部位之间在天然气组分与碳氢同位素特征等方面存在一定差异，下储层段较高的H₂S含量可能与其经历相对更强的TSR反应有关，气藏东侧可能存在陆相或海陆过渡相煤成气影响。新场雷口坡组四段气藏中西部的天然气主要表现为海相油型气特征，成熟度相对较高，对应发育“接力式”远源油气输导体系，天然气主要来自二叠系烃源岩，部分来自雷口坡组烃源岩；气藏东北部天然气主要表现为海相与陆相混源气特征，成熟度相对偏低，对应发育雷口坡组顶“棋盘格状”节理网络近源输导体系，天然气主要来自雷口坡组和马鞍塘组—小塘子组烃源岩。

关键词： 四川盆地; 新场地区; 雷口坡组; 天然气地球化学; 输导体系; 气源

本文引用格式

宋晓波 , 刘勇 , 隆轲 , 何莹 , 苏成鹏 , 廖荣峰 , 蔡左花 . 川西新场地区中三叠统雷口坡组气藏天然气来源[J]. 天然气地球科学, 2024 , 35(12) : 2121 -2131 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2024.05.017

Abstract

It’s the first deep marine gas reservoir discovered in the Middle Triassic Leikoupo Formation in Xinchang area in the latest round of marine hydrocarbon exploration in the western Sichuan Basin. There has been controversy over the understanding of the gas source of this gas reservoir for years. Based on the geochemical data of natural gas from the latest round of drilling， combined with hydrocarbon conveyance conditions， the analysis of the origin and source of natural gas in the fourth member of Leikoupo Formation in Xinchang area was carried out. The research results indicate that there are differences in natural gas composition and hydrocarbon isotope characteristics of alkane gas between the upper and lower reservoir sections of the fourth member of Leikoupo Formation gas reservoir in Xinchang area， as well as different structural position. The higher H₂S content may be related to its relatively strong TSR reaction in the lower reservoir section. The east part of the gas reservoir may have its source from continental or marine-continental coal type gas. The natural gas in the central and western of Xinchang area is mainly characterized by marine oil-type gas with relatively high maturity， corresponding to the development of relay remote source transport system， indicating that the natural gas mainly come from Permian source rocks， with partly coming from the Leikoupo Formation source rocks； While the natural gas in the northeast of Xinchang area is mainly mixed from marine and continental source gases， with relatively low maturity， corresponding to the development of the near source conveyance system of the orthogonal joint on the top of the Leikoupo Formation， indicating that the natural gas mainly comes from the source rocks of the Leikoupo Formation and Maantang-Xiaotangzi formations.

Key words： Sichuan Basin; Xinchang area; Leikoupo Formation; Natural gas geochemistry; Conveyance system; Source of natural gas

0 引言

2006年以来，在川东北普光大气田的勘探启示之下，川西海相领域迎来了新一轮的勘探研究热潮，在川西坳陷新场构造带，针对海相超深层部署实施了第一口区域性重点勘探井——A1井，该井于2010年在中三叠统雷口坡组四段白云岩中测试获得86.8×10⁴m³/d的高产工业气流，标志着川西海相勘探取得重大突破^［1］。此后又相继在新场地区部署实施了B1井和C2井，其中，B1井测试获气68×10⁴ m³/d，C2井测试产水为主、有少量天然气，展示了气藏的复杂性。此后，针对新场地区雷口坡组四段成藏气源是否充足和气藏规模大小等问题一直存在争议，导致勘探评价进展缓慢。2020年底，新场构造带以西、龙门山前缘的川西气田雷口坡组四段气藏累计提交超千亿方探明储量，再次证实川西地区雷口坡组巨大的勘探潜力。随后逐步加强了新场构造带雷口坡组四段气藏的评价工作，实施了一批新的钻井，取得了良好的勘探成效。

对于川西坳陷雷口坡组四段天然气来源的认识，前人^［2-7］做过很多研究工作。对新场构造带而言，由于钻井少，获取的相关资料相对缺乏，对气藏特征的认识不足，导致对气源的认识也不够深入。前人主要提出了2种观点：一种观点认为该区缺乏能沟通下伏二叠系及以下海相层系烃源岩层的区域大断裂，且中下三叠统发育多套膏盐岩层，阻碍了下伏烃类向上运移，只能靠近源的烃源岩贡献，天然气主要来自雷口坡组自身烃源岩，顶部混有部分其他烃源岩生成的天然气^［2］；另一种观点认为，雷口坡组有机质丰度低，不足以形成规模性油气聚集，雷口坡组天然气主要来自下伏上二叠统泥质烃源岩^［3-6］。本文在前人研究的基础上，利用新一轮钻井获取的大量天然气样品，对天然气组分、碳氢同位素特征、天然气成熟度等进行综合分析，结合油气输导条件梳理，进一步落实该区雷口坡组四段气藏的气源，为气藏整体探明及下步高效开发提供理论依据，也为新区带展开勘探部署提供参考。

1 地质背景

新场雷口坡组气藏位于四川盆地川西坳陷中段新场构造带（图1），在中三叠统雷口坡组构造单元图上可以看出，该构造带雷口坡组顶面埋深由西向东逐渐变浅，呈鼻状隆起，南为广汉斜坡，北为绵阳斜坡，西为绵竹凹陷与元通凹陷的结合部，新场雷口坡组气藏则处于该构造带西部，面积约为150 km²［图1（a）］。

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图1 川西新场雷口坡组气藏位置（a）及地层综合柱状图（b）

Fig.1 Location（a） and comprehensive stratigraphic column（b） of the Leikoupo Formation gas reservoir in Xinchang area

中三叠世，四川盆地雷口坡组沉积时处于高盐度蒸发环境，川西坳陷新场地区主要发育局限台地潮坪、澙湖相碳酸盐岩和蒸发岩沉积，厚度达1 000~1 200 m，由下至上可划分为4个岩性段，即雷一、雷二、雷三和雷四段；其中，雷四段又进一步划分为上、中、下3个亚段［图1（b）］^［8-9］。中三叠世末，受印支运动影响，雷口坡组顶部弱暴露剥蚀，雷口坡组四段上亚段（后文简称“雷四上亚段”）由西向东逐渐减薄、尖灭［图2（a），图2（b）］；晚三叠世早期，川西地区发生了最后一次海侵，在雷口坡组顶不整合面之上超覆沉积了上三叠统马鞍塘组一段灰岩层，该套灰岩层在新场地区厚度为0~30 m，由西向东减薄，至B4井前已尖灭［图2（b）］；之后由海相沉积向陆相沉积转换，上三叠统马鞍塘组二段—小塘子组以海陆过渡相泥页岩和粉砂岩向东超覆在马鞍塘组一段灰岩之上，厚度为250~330 m，至B4井则直接覆盖于雷口坡组之上。

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图2 新场雷口坡组四段气藏概况

（a）新场雷口坡组四段气藏范围；（b）新场雷口坡组四段气藏剖面

Fig.2 Overview of the fourth member of the Leikoupo Formation gas reservoir in Xinchang area

新场地区雷口坡组气藏产层位于雷四上亚段，岩性以（藻）白云岩、灰质白云岩、白云质灰岩、（藻屑）砂屑灰岩为主，储集空间以晶间孔、晶间溶孔、（藻间）不规则溶孔为主，储集类型以孔隙型为主，储层孔隙度介于2.00%~6.00%之间，平均值为4.20%，储层渗透率介于（0.001~3.737）×10^－3μm²之间，平均值为0.218×10^－3μm²。新场雷口坡组气藏储层发育厚度较大，纵向上可进一步分为上、下2个储层段［图2（b）］，上储层段厚度为0~26 m，岩性以灰质白云岩、白云质灰岩、（藻屑）砂屑灰岩为主，由西向东逐渐减薄，至B4井附近以西尖灭；下储层段厚度为65~73 m，岩性以（藻）白云岩为主，横向上在研究区分布较稳定；两者之间发育一套致密灰岩隔层，厚度为0~18 m^［9-12］。

从目前新场雷口坡组气藏勘探情况来看，部署在雷四上亚段储层发育区且位于构造高部位的A1、B1、C1等钻井均测获高产工业气流，反映气藏发育受构造、地层双因素控制明显，整体表现为隆起构造背景下的构造—地层气藏特征［图2（b）］^［13］。

2 分析方法

本文天然气组分采用福立GC-9790Ⅱ色谱仪进行分析。天然气组分碳、氢同位素采用Delta V Plus同位素质谱仪进行分析。相关实验分析在四川省科源工程技术测试中心完成，分析数据见表1、表2。

表1 新场雷口坡组四段天然气组分分析数据

Table 1 Natural gas composition analysis data of the fourth member of the Leikoupo Formation gas reservoir in Xinchang area

产气层

钻井

组分含量/%

干燥系数

（C₁/C_1-5）

CH₄

C₂H₆

C₃H₈

N₂

CO₂

H₂S

上储层段

A1^*

（93.94~94.53）

94.31

0.36

0.02

（0.39~0.43）

0.41

（4.46~4.62）

4.52

（0.0006~0.72）

0.33

（0.996 0~0.997 6）

0.996 5

下储层段

（86.75~87.29）

86.99

（0.28~0.30）

0.29

0.01

（0.57~0.70）

0.64

（7.73~8.46）

8.05

（3.67~4.28）

3.94

（0.996 4~0.996 7）

0.996 5

（85.33~86.29）

85.72

0.31

（0.67~0.80）

0.71

（8.00~8.40）

8.11

（4.50~5.43）

5.11

0.996 4

（83.48~89.11）

85.81

（0.28~0.29）

0.29

（0.69~1.15）

0.94

（5.64~9.29）

7.87

（4.02~6.29）

5.00

（0.996 6~0.996 9）

0.996 7

（81.58~83.56）

82.50

（0.19~0.21）

0.20

（0.88~1.98）

1.40

（8.35~10.02）

9.03

（5.83~7.21）

6.82

（0.997 4~0.997 7）

0.997 5

上+下储层段

（86.26~86.85）

86.46

（0.38~0.45）

0.41

（0.30~0.39）

0.36

（7.36~7.78）

7.51

（5.08~5.50）

5.29

（0.994 8~0.995 6）

0.995 3

注：*数据来自文献［1］； $(93.94 ~ 94.53) 94.31$ = $(最小值 — 最大值) 平均值$

表2 新场雷口坡组四段天然气碳氢同位素分析数据

Table 2 Carbon and hydrogen isotope analysis data of natural gas in the fourth member of the Leikoupo Formation gas reservoir in Xinchang area

产气层	钻井	烷烃气同位素值/‰				计算 R _O值/%
产气层	钻井	δ¹³C₁	δ¹³C₂	δ¹³C₃	δD₁	计算 R _O值/%
上储层段	A1	（-33.50~-33.40） -33.45	（-32.40~-32.20） -32.30	—	—	（3.16~3.21） 3.19
下储层段	B1	-33.7	-32.5	-27	-148	3.08
	B2	（-32.60~-32.40） -32.47	（-30.70~-30.90） -30.80	—	（-162~-159） -160.33	（3.57~3.67） 3.64
	B4	（-35.50~-34.6） -34.93	（-30.90~-30.30） -30.63	—	（-160~-158） -159.33	（2.41~2.72） 2.61
上+下储层段	C1	（-33.90~-33.50） -33.70	（-32.40~-32.20） -32.33	—	（-156~-153） -154	（3.00~3.16） 3.08

注： R _O值计算据STAHL^［14］提出的高演化油型气δ¹³C₁-R _O经验公式（δ¹³C₁=17LgR _O-42）；“—”代表无数据

3 天然气地球化学特征

3.1　天然气组分特征

新场地区雷四上亚段天然气以烃类气体为主（表1），上、下储层段天然气组分有一定差异，以A1井为代表的上储层段天然气CH₄含量高，平均达94.31%；以B1井等为代表的下储层段天然气CH₄含量分布在81.58%~89.11%之间，平均为85.42%，受非烃气含量影响，B4井CH₄含量略低，平均为82.50%。新场地区雷四上亚段天然气重烃含量低，C₂H₆含量普遍小于1.00%，主要分布在0.19%~0.45%之间，平均为0.31%，C₃H₈仅在A1井上储层段和B1井下储层段气样中检测出少量存在，其余气样普遍低于检测下限未能检出。天然气干燥系数（C₁/C_1-5）较大，均在0.99以上，总体表现为典型的高演化干气特征［图3（a）］。

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图3 新场地区雷口坡组四段气藏天然气组分特征

Fig.3 Natural gas components characteristics of the fourth member of the Leikoupo Formation gas reservoir in Xinchang area

天然气中非烃组分主要为CO₂和H₂S及少量N₂（表1），大部分样品N₂<1.00%，平均为0.79%，位于气藏东部的B4井下储层段气样略高，平均值为1.40%。上储层段CO₂含量平均为4.52%，相较而言，下储层段CO₂含量略高，分布在7.33%~10.02%之间，平均为8.05%。下储层段H₂S含量变化范围较宽，分布在3.67%~7.21%之间，平均为5.38%，明显高于上储层段H₂S含量平均值0.33%。总体上，新场地区雷四上亚段单一储层段天然气的H₂S含量与干燥系数及CO₂含量均呈现正相关，但上下储层段合产天然气（C1井）的H₂S含量与干燥系数投点却明显偏离单一储层段天然气正相关趋势线，这可能是上、下储层段不同组分特征天然气的混合所致［图3（b），图3（c）］。

3.2　天然气碳、氢同位素特征

新场雷四上亚段天然气碳同位素分析结果显示（表2），上储层段天然气样品δ¹³C₁值为-33.5‰~-33.4‰，平均为-33.4‰，δ¹³C₂值为-32.4‰~-32.2‰，平均为-32.3‰；下储层段天然气样品δ¹³C₁值为-35.5‰~-32.4‰，平均为-34.3‰，δ¹³C₂值为-32.5‰~-30.3‰，平均为-30.8‰。由于雷四上亚段天然气干燥系数高，重烃气含量低，仅B1井的一个样品测得δ¹³C₃值为-27.0‰，上、下储层段天然气碳同素值整体表现出正序特征（δ¹³C₁<δ¹³C₂<δ¹³C₃）。通过对比，发现下储层段天然气碳同素值在气藏不同部位存在一定差异，主要表现为：在甲烷碳同位素方面，气藏东北部B4井δ¹³C₁值相比东部B2井和中部B1井分别偏小2.4‰、1.2‰，反映气藏东侧天然气成熟度相对更低；乙烷碳同位素方面，气藏东北部B4井和东部B2井δ¹³C₂值接近，平均值分别为-30.8‰、-30.6‰，但相比气藏中部B1井的δ¹³C₂值-32.5‰则偏大。另外，天然气氢同位素（δD₁）组成在气藏不同部位与不同储层段也表现出一定差异性，下储层段天然气δD₁值在气藏东部B2井和东北部B4井接近（表2），平均值分别为-160‰、-159‰，相比气藏中部B1井δD₁值为-148‰，略微偏小。上述天然气碳、氢同位素特征，可能反映了气藏东北部与东部在下储层段气源方面存在一定相似，而与中西部有一定差异。对于气藏中部C1井，其上下储层段合产天然气的δ¹³C₁值平均为-33.7‰、δD₁值平均为-154‰，均介于单一上储层段（A1井）与单一下储层段（B1、B2、B4井）天然气之间，这可能与上、下储层段不同来源的天然气混合有关。

4 天然气成因类型

新场雷四上亚段天然气属于高演化的干气，其成因究竟是干酪根初次裂解气还是原油二次裂解气可依据天然气Ln（C₁/C₂）与Ln（C₂/C₃）相关关系图版^［15］进行判识。为便于对比分析，将四川盆地典型海、陆相天然气^［16-20］与新场雷四上亚段天然气Ln（C₁/C₂）和Ln（C₂/C₃）数据投于图版之中（图4）。由图4可见，新场雷四上亚段天然气具有相对稳定的Ln（C₁/C₂），但Ln（C₂/C₃）变化相对较大，表现出典型原油二次裂解气成因特征^［21］，并且下储层段天然气的成熟度相对更高，反映下储层段接受深部高演化天然气的充注程度更强。考虑到新场地区雷口坡组四段储层中存在少量沥青^［2，6］，其沥青反射率（R _b）实测值达2.9%，计算等效镜质体反射率超过2.0%，指示有机质处于过成熟演化阶段，表明该区雷口坡组储层早期曾经历过古油藏的形成与晚期裂解成气藏的演化过程，反映天然气主体为原油二次裂解气。

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图4 四川盆地典型海陆相不同演化阶段干酪根降解气与原油裂解气判识（图版据谢增业等^［15］）

Fig.4 Identification diagram of kerogen derived gas and crude oil cracked gas in different evolutionary stages of typical marine and terrestrial facies in the Sichuan Basin（identification diagram is according to XIE et al.^［15］）

新场雷四上亚段天然气普遍含有H₂S，其中产层包含下储层段的天然气样品H₂S含量普遍较高（均值为5.38%），这可能与天然气经历了硫酸盐热化学还原反应（TSR）的改造有关。从TSR反应公式来看［烃类+CaSO₄→CaCO₃（±CO₂）+H₂S+H₂O±S，（3n+1）S+C _n H₂ _n ₊₂+2nH₂O→nCO₂+（3n+1）H₂S］^［22］，随着TSR反应的进行，天然气重烃组分优先被消耗，生成的CO₂和H₂S同步增加，最终导致天然气干燥系数升高。因此，研究认为TSR反应是导致新场地区雷四上亚段天然气表现出H₂S含量越高、干燥系数越大［图3（b）］，H₂S与CO₂含量呈明显正相关变化［图3（c）］的重要原因。下储层段经历的TSR改造强于上储层段天然气。

另外，从H₂S/（H₂S+C _n H₂ _n ₊₂）值与δ¹³C₂值交会图上可以看出（图5），随H₂S/（H₂S+C _n H₂ _n ₊₂）值升高，δ¹³C₂值存在微幅变重趋势，这表明天然气受TSR改造的影响程度相对较低，并未明显波及到乙烷。由于天然气碳同位素还会随着烃源岩有机质热演化程度的不断提高而逐渐变重。其中甲烷碳同位素受热演化程度的影响最为显著，而乙烷碳同位素则主要与有机质类型关系更为密切^［23］，因此可以利用乙烷碳同位素值开展天然气生烃母质成因类型的鉴别。乙烷碳同位素具有较强的原始母质继承性，常被用于鉴别煤成气和油型气，一般认为，油型气的δ¹³C₂值和δ¹³C₃值分别小于-28.0‰和-25.0‰，而煤成气的δ¹³C₂值和δ¹³C₃值则分别大于-28.0‰和-25.0‰^［24-26］。

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图5 新场地区雷口坡组四段天然气H₂S/（H₂S+C _n H₂ _n ₊₂）值与δ ¹³C₂值交会图

Fig.5 Intersection diagram of H₂S/（H₂S+C _n H₂ _n ₊₂） values and δ ¹³C₂values of the fourth member of the Leikoupo Formation gas reservoir in Xinchang area

新场雷四段上、下储层段天然气δ¹³C₂值均明显小于-28.0‰，表现出油型气特征（表2）。将新场雷四上亚段天然气碳同位系值投点到δ¹³C₁与δ¹³C₂的相关图上［图6（a）］，可以看出，所有投点都远离尼日尔三角洲Ⅲ型干酪根和萨克拉门托盆地Ⅲ型干酪根趋势线^［27-28］，而位于特拉华盆地Ⅱ型干酪根趋势线^［27］以内，但气藏东北部B4井和东部的B2井的投点均相对靠上，反映两者天然气总体虽表现出油型气特征，但可能存在少量的乙烷碳同位素组成较重的煤成气影响。

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图6 新场地区雷口坡组四段气藏天然气烷烃碳同位素特征

（a）甲烷氢同位素与乙烷碳同位素交会图, 腐殖、腐泥型边界据文献[24-26],海、陆相边界据文献[32]；（b）甲烷、乙烷碳同位素交会图，尼日尔三角洲Ⅲ型干酪根和特拉华盆地Ⅱ型干酪据文献[27]，萨克拉门托盆地Ⅲ型干酪根据文献[28]

Fig.6 Alkanes carbon isotope characteristics of the fourth member of the Leikoupo Formation gas reservoir in Xinchang area

有机热成因烷烃气的氢同位素组成受烃源岩沉积水体盐度和成熟度的影响，由于同一地区源岩成熟度相差不大，因此通常认为，烷烃气的δD₁值首先受制于沉积环境^［29-31］；陆相成因天然气δD₁值一般低于海相成因天然气，四川盆地海相天然气的δD₁值多高于-160‰，陆相天然气则低于-160‰^［32］。位于气藏东部的B2井和东北部的B4井天然气δD₁值在-160‰附近，而中西部地区则略高于-160‰，将碳氢同位素值实测数据投点到δ¹³C₂—δD₁关系图上［图6（b）］，可以看出气藏东部的B2井和东北部的B4井下储层段天然气表现出海相与陆相混源成因的特征，气藏中部的B1、C1井则表现出海相成因的特征。因此，研究认为新场雷口坡组四段气藏中西部天然气主要为海相腐泥型有机质生成的油型气，东部则以海相腐泥型有机质生成的油型气为主并混有部分陆相或海陆过渡相腐殖型有机质生成的煤成气。

5 天然气来源分析

5.1　主要烃源岩特征

川西海相层系发育5套烃源岩，分别为下寒武统筇竹寺组泥质岩、中二叠统栖霞组和茅口组的碳酸盐岩和泥质岩、上二叠统龙潭组的碳酸盐岩和泥质岩、中三叠统雷口坡组泥质碳酸盐岩和上三叠统马鞍塘组—小塘子组海陆过渡相泥质岩，这些烃源岩在新场地区均有发育，自印支晚期开始，逐步达到生烃高峰期，为该区油气成藏提供了丰富的物质基础^［33-35］（表3）。

表3 川西地区海相烃源岩地球化学特征统计

Table 3 Statistical table of geochemical characteristics of marine source rock in the western Sichuan Basin

层系	烃源岩岩性	TOC/%	有机质类型	（等效）R _O/%	厚度/m
上三叠统马鞍塘组—小塘子组	泥质岩	（1.0~2.0） 1.17	Ⅲ型	（2.2~2.5） 2.3	（90~140） 115
中三叠统雷口坡组	泥质灰岩、藻云岩	（0.50~1.08） 0.54	Ⅰ—Ⅱ₂型	（2.0~3.6） 2.2	（80~100） 90
上二叠统龙潭组	泥质岩	（1.5~2.0） 1.76	Ⅱ—Ⅲ型	（3.0~4.0） 3.6	（20~40） 30
上二叠统龙潭组	泥质灰岩	（0.5~0.7） 0.55	Ⅱ₁—Ⅱ₂型	（3.0~4.0） 3.6	（80~100） 90
中二叠统茅口组、栖霞组	泥质灰岩、灰岩	（0.8~1.0） 0.82	Ⅰ—Ⅱ₁型	（3.3~4.2） 3.8	（100~150） 125
中二叠统茅口组、栖霞组	泥质岩	（1.0~1.2） 1.15	Ⅱ₁—Ⅱ₂型	（3.3~4.2） 3.8	（5~8） 6.5
下寒武统筇竹寺组	泥质岩	（3.0~4.0） 3.63	Ⅰ型	>4.2	（40~80） 60

注： $(1.0 ~ 2.0) 1.17 =$ $(最小值 — 最大值) 平均值$

5.2　天然气与烃源岩干酪根碳同位素对比

研究表明，烃源岩干酪根的碳同位素值受地质年代和干酪根类型影响较大，并随着时代变新而变大，在有机质热演化过程中的变化幅度不大^［36-39］。四川盆地寒武系筇竹寺组烃源岩干酪根碳同位素值为-32.9‰~-31.1‰，中二叠统栖霞组和茅口组烃源岩干酪根碳同位素值为-29.9‰~-26.5‰，上二叠统龙潭组烃源岩干酪根碳同位素值为-28.6‰~-26.3‰，雷口坡组烃源岩干酪根碳同位素值为-28.0‰~-26.0‰，上三叠统海陆过渡相马鞍塘组—小塘子组烃源岩干酪根的碳同位素值为-25.6‰~-23.8‰^{［25，39-40］}。另据研究，受碳同位素的二次分馏影响，原油裂解气δ¹³C₂值一般比其烃源岩干酪根的碳同位素值低3‰~5‰^［40-41］，据此将新场雷口坡组四段天然气δ¹³C₂值与上述烃源岩干酪根的碳同位素进行粗略对比，以此定性判断天然气的可能来源。对比结果表明：处于气藏西部的A1井上储层段和中部的B1井下储层段天然气δ¹³C₂值普遍低于筇竹寺组烃源岩干酪根的δ¹³C值，而与二叠系烃源岩干酪根δ¹³C值具有较好的对应关系；另外，B1井还与雷口坡组烃源岩干酪根δ¹³C值对应。对于气藏东部的B2井和东北部的B4井下储层段天然气而言，其δ¹³C₂值不仅与雷口坡组和二叠系烃源岩干酪根δ¹³C值具有可对比性，而且还与马鞍塘—小塘子组烃源岩干酪根δ¹³C值也具有一定对应关系，这可能表明气藏东部地区天然气来源更为复杂，具多源供烃的特征。

5.3　天然气成熟度对比

许多学者^{［14，28-29，42］}对烃源岩热演化程度与其生成的天然气甲烷碳同位素值的关系进行了研究，认为δ¹³C₁值可以反映烃源岩的热演化程度，并提出了不同的δ¹³C₁—R _O经验公式。目前已有研究认为新场雷口坡组四段气藏大规模油气充注时间较晚^［13］，因此根据上述计算公式，可将天然气δ¹³C₁值计算所得R _O值与烃源岩成熟度进行定性对比，从而进一步探讨天然气的来源。据前文分析，新场地区雷口坡组四段天然气为高演化的干气，且均主要表现出典型油型气特征。本文研究假设新场雷口坡组四段气藏的天然气为单一气源，采用STAHL^［14］提出的适合高演化油型气的δ¹³C₁—R _O经验公式（δ¹³C₁=17LgR _O－42）对其R _O值进行计算（表2）。结果表明，位于气藏西部的A1井上储层段天然气R _O值为3.16%~3.21%，平均值为3.19%；气藏中部的C1井上、下储层段合产天然气对应的R _O值为3.00%~3.16%，平均值为3.08%。

中西部钻井天然气成熟度均与上二叠统龙潭组烃源岩演化程度接近（表3），说明其天然气可能主要来自二叠系烃源岩，但不排除少部分来自雷口坡组烃源岩的可能性；位于气藏东部的B2井下储层段天然气R _O值为3.57%~3.67%，平均值为3.64%，也与二叠系烃源岩演化程度相符（表3）；而位于气藏东北部的B4井下储层段天然气对应的R _O值则明显较低，为2.41%~2.72%，平均值为2.61%，与雷口坡组和马鞍塘组—小塘子组烃源岩演化程度接近（表3）。

5.4　油气输导体系分析

通过地震解释表明，新场地区大断层不发育，尤其是能够沟通寒武系及以下地层的区域大断层未见，但小断层较发育，按断开的层位可以分为2类：第一类小断层，从雷口坡组中部下切至二叠系，连接了二叠系的烃源岩，这类断层主要发育在气藏中西部；第二类小断层，发育于雷口坡组层内，向下不仅连接了雷口坡组烃源岩，而且向上紧邻雷口坡组储集层，由于这类小断层是燕山晚期受该区膏岩揉皱影响而形成，与新场构造带主体形成时间一致。因此，在气藏范围内皆有发育。这两类小断层在气藏中西部组合在一起，在纵向上形成了可沟通深部烃源层系的“接力式”远源输导体系^［13］，可以将二叠系和中三叠统雷口坡组烃源岩生成的油气运移至雷口坡组四段储集层中成藏（图7）。

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图7 新场地区断层、裂缝发育特征

（a）过A1井地震剖面解释剖面图（东西向）；（b）雷口坡组顶裂缝预测图（曲率法）

Fig.7 Characteristics of faults and fractures in Xinchang area

除了小断层之外，新场构造带雷口坡组顶部还发育有“棋盘格状”节理网络，这些节理网络向下直接与雷口坡组储层相接，向上连接了上三叠统马鞍塘组—小塘子组泥页岩烃源岩［图7（a）］。通过曲率分析，在平面上，这些节理网络主要发育在新场雷口坡组四段气藏的中东部［图7（a），图7（b）］。从构造地质学角度来看，节理与断层或裂缝并无本质上的差异，都是岩层或岩体发生破裂所形成并可提高储层孔渗性，因此，新场地区雷口坡组顶发育的大量节理网络也是可以作为天然气运移的有利通道，从而把马鞍塘组—小塘子组泥页岩烃源岩生成的天然气运移至雷口坡组四段储层中成藏。

从成藏的角度来看，对于气藏中西部马鞍塘组—小塘子组泥质烃源岩生成的天然气要向雷口坡组四段储层中运移成藏，还需突破储层上覆的马鞍塘组一段致密灰岩层的封隔，但该区“棋盘格状”节理网络欠发育，所以其天然气最有可能还是来自下伏雷口坡组和二叠系烃源岩；而对于气藏东部而言，不仅由于马鞍塘组一段致密灰岩沿新场构造东侧斜坡上倾方向尖灭可使雷口坡组四段储层与马鞍塘组—小塘子组烃源岩直接侧向接触［图2（b）］，形成较有利的上生下储、旁生侧储的组合关系，而且“棋盘状”节理网络输导体系的发育还为雷口坡组与马鞍塘组—小塘子组的近源烃源岩生成的天然气提供了良好运移通道，有助于近源供烃成藏。

6 结论

（1）川西新场雷口坡组四段气藏上、下储层段及不同构造部位之间的天然气在组分与碳氢同位素等方面存在一定差异，其中下储层段较高的H₂S含量与其经历相对更强的TSR反应有关；气藏东部和东北部相比气藏中部以及西部的天然气具有相对较高的δ¹³C₂值与相对较低的δD₁值，反映气藏东侧可能存在陆相或海陆过渡相腐殖型有机质生成的煤成气影响。

（2）新场雷口坡组四段气藏中西部的天然气主要表现为海相油型气特征，成熟度相对较高，天然气主要来自二叠系烃源岩，部分来自雷口坡组烃源岩；气藏东北部天然气主要表现为海相与陆相混源气特征，成熟度相对偏低，天然气主要来自雷口坡组和马鞍塘组—小塘子组烃源岩。

（3）新场地区中西部发育“接力式”远源油气输导体系，可有效沟通二叠系和雷口坡组烃源岩；气藏东部上覆马鞍塘组—小塘子组烃源岩与雷口坡组四段储层沿斜坡上倾方向直接侧向接触，且在雷口坡组顶发育“棋盘格状”节理网络输导体系，为近源油气运移成藏提供了通道。

参考文献

原文顺序 | 文献年度倒序 | 文中引用次数倒序

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0 引言

1 地质背景

图1 川西新场雷口坡组气藏位置（a）及地层综合柱状图（b）

图2 新场雷口坡组四段气藏概况

2 分析方法

表1 新场雷口坡组四段天然气组分分析数据

表2 新场雷口坡组四段天然气碳氢同位素分析数据

3 天然气地球化学特征

3.1 天然气组分特征

图3 新场地区雷口坡组四段气藏天然气组分特征

3.2 天然气碳、氢同位素特征

4 天然气成因类型

图4 四川盆地典型海陆相不同演化阶段干酪根降解气与原油裂解气判识（图版据谢增业等［15］）

图5 新场地区雷口坡组四段天然气H2S/（H2S+C n H2 n +2）值与δ 13C2值交会图

图6 新场地区雷口坡组四段气藏天然气烷烃碳同位素特征

5 天然气来源分析

5.1 主要烃源岩特征

表3 川西地区海相烃源岩地球化学特征统计

5.2 天然气与烃源岩干酪根碳同位素对比

5.3 天然气成熟度对比

5.4 油气输导体系分析

图7 新场地区断层、裂缝发育特征

6 结论

参考文献

3.1　天然气组分特征

3.2　天然气碳、氢同位素特征

图4 四川盆地典型海陆相不同演化阶段干酪根降解气与原油裂解气判识（图版据谢增业等^［15］）

图5 新场地区雷口坡组四段天然气H₂S/（H₂S+C _n H₂ _n ₊₂）值与δ ¹³C₂值交会图

5.1　主要烃源岩特征

5.2　天然气与烃源岩干酪根碳同位素对比

5.3　天然气成熟度对比

5.4　油气输导体系分析