0 引言
中三叠统雷口坡组是四川盆地海相碳酸盐岩台地沉积的最后一个单元，其天然气勘探已历经60年。尽管先后发现了川西北中坝气田、川中磨溪大气田以及卧龙河、龙岗、元坝等雷口坡组气藏，但长期以来并未取得规模性的大发现。2006年以来，中石化在川西坳陷部署的川科1井、彭州1井、鸭深1井等井相继在雷口坡组获得高产工业气流，发现了川西大气田[6]，引发了业内对雷口坡组勘探的再次关注[7-12]。目前，四川盆地雷口坡组勘探仍面临烃源复杂、储层多样、成藏机理不清等关键地质问题[13]，如元坝雷口坡组天然气既有认为是来自雷口坡组自身的油型气[14]，也有认为是来自须家河组的煤成气发生倒灌成藏[15]；川西坳陷雷口坡组天然气既有认为来自雷口坡组自身[7]，也有认为主要来自二叠系[9]或下寒武统[16]。对天然气来源认识的分歧主要源自对天然气地球化学特征的解读和成因鉴别认识的差异。因此，有必要在对四川盆地不同地区雷口坡组天然气地球化学特征进行综合分析的基础上，对天然气成因和来源开展综合分析和对比，进而从源储配置的角度明确下一步勘探方向。这不仅有利于揭示雷口坡组天然气的聚集和成藏机理，而且对四川盆地海相层系勘探领域的拓展也具有积极的意义。
1 地质背景
四川盆地中三叠统雷口坡组是一套局限蒸发台地相的膏岩和碳酸盐岩沉积，与下伏地层下三叠统嘉陵江组呈整合接触[11]，以雷口坡组底部一层翠绿色水云母黏土岩为界，其因常含硅质豆粒而被称为“绿豆岩”。中三叠世末期，受印支运动影响，四川盆地发生了差异抬升，雷口坡组暴露地表并发生溶蚀，与上覆层位马鞍塘组海陆交互相灰岩夹泥岩呈不整合接触[11]。由于中三叠世四川盆地地势逐渐由西高东低变为西低东高[13]，因此雷口坡组厚度整体表现出西厚东薄的特征。雷口坡组根据岩性组合和结构特征自下而上划分为雷一段至雷四段共4段（T2 l 1—T2 l 4），在川西地区发育较为完整，向东逐渐被剥蚀，在泸州古隆起核部已被剥蚀殆尽[13]。
刘树根等[13]对四川盆地雷口坡组油气勘探历程进行了详细回顾，并对主要气藏的特征进行了综合对比。在雷口坡组产气层位分布上，磨溪和卧龙河气藏位于雷一段(T2 l 1)，中坝气藏位于雷三段(T2 l 3)，而川西、元坝和龙岗气藏均位于雷四段(T2 l 4)（图1），不同气藏的剖面[13]整体表现出受构造控制的特征。目前对气源的认识整体上可以概括为3种：上三叠统须家河组烃源岩上生下储“倒灌”型、雷口坡组自生自储型、下伏海相烃源岩下生上储型[13]。目前，上覆须家河组陆相烃源岩、下伏上二叠统龙潭组和下寒武统筇竹寺组等海相烃源岩的有机质丰度和生烃潜力均得到了广泛认可，四川盆地内也发现了以其为主力烃源岩的大气田，但对雷口坡组生烃潜力的认识存在较大的分歧。
表1 四川盆地雷口坡组气藏潜在烃源岩基本特征Table 1 Basic characteristics of potential source rocks for gas pools in the Leikoupo Formation of the Sichuan Basin |
| 气藏 | 含气层位 | 潜在烃源岩层位 | 岩性 | 厚度/m | TOC/% | 有机质类型 | R O/% | 文献 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 中坝 | T2 l 3 | 须一段 | 泥岩 | 约230 | 0.85~2.03 | II2—III | 0.9~1.0 | [17] |
| 雷口坡组 | 白云岩 | 约550 | 0.11~0.65 | II1 | 1.2~1.5 | [17] | ||
| 吴家坪组 | 泥岩 | 约40 | 0.07~1.34 | II | >2.0 | [18,19] | ||
| 磨溪 | T2 l 1 | 雷口坡组 | 白云岩 | — | 普遍<0.1 | I | 1.6~1.8 | [20] |
| 龙潭组 | 泥岩 | 60~80 | 平均2.83 | II2—III, 局部II1 | >2.0 | [19,20,21] | ||
| 元坝 | T2 l 4 | 须一段、须二段 | 泥岩 | 30~110 | 0.63~2.79 | II2—III | 1.6~2.0 | 本文及[22] |
| 雷口坡组 | 白云岩 | 89~240 | (0.13~0.81)/0.39 | II1 | 1.7~2.1 | 本文及[23] | ||
| 龙岗 | T2 l 4 | 须一段 | 泥岩 | 150~200 | 平均1.76 | II2—III | 1.4~1.8 | [24] |
| 雷口坡组 | 白云岩 | — | — | II1 | 1.5~1.9 | [24] | ||
| 川西 | T2 l 4 | 马鞍塘—小塘子组 | 泥岩 | 50~380 | 1.0~3.0 | II2 | 2.0~3.0 | 本文及[25] |
| 雷口坡组 | 白云岩 | 50~200 | 0.24~0.53 | II1 | 2.0~3.2 | [7] | ||
| 龙潭组 | 泥岩 | 30~60 | (2.00~5.43)/3.29 | I—II1 | 2.8~4.0 | 本文及[26] | ||
| 沧浪铺组 | 泥岩 | >20 | (0.89~5.24)/2.63 | I | >3.0 | 本文及[26] |
|
2 天然气地球化学特征
由于雷口坡组天然气整体反映出较高的热演化程度，可用的气源对比指标较少，加上多数气藏具有混源特征[13]，不同学者的认识也有比较大的差异，因此有必要综合前人发表的天然气地球化学数据进行综合分析。
2.1 组分特征
2.2 碳同位素组成
四川盆地不同气田雷口坡组天然气碳同位素(δ13C)值分布范围具有明显的差异，如龙岗和中坝气田雷口坡组天然气CH4碳同位素(δ13C1)值略低，平均值分别为-36.8‰和-34.9‰，但其C2H6碳同位素(δ13C2)值整体略高，平均值分别为-29.6‰和-28.9‰；而磨溪、元坝和川西气田雷口坡组天然气δ13C1值整体较高，平均值分别为-33.8‰、-34.1‰和-32.2‰，但其δ13C2值整体偏低，平均值分别为-31.0‰、-31.1‰和-32.6‰（图3）。
图3 四川盆地雷口坡组天然气δ13C2与δ13C1相关关系(数据来源：文献[9,14-15,21,23,27-31]；尼日尔三角洲III型干酪根和特拉华/范弗德盆地II型干酪根据ROONEY et al.[32]；萨克拉门托盆地III型干酪根据JENDEN et al.[33])Fig. 3 Correlation diagram between δ13C2 and δ13C1 of natural gas in the Leikoupo Formation in the Sichuan Basin(data source: Refs.[9,14-15,21,23,27-31]; type III kerogen of Niger Delta and type II kerogen of Delaware/Val Verde Basin from ROONEY et al.[32]; type III kerogen of Sacramento Basin from JENDEN et al.[33]) |
2.3 氢同位素组成
3 雷口坡组天然气成因和来源
前人对四川盆地中坝、磨溪等气田雷口坡组天然气开展了广泛研究，在其成因和来源方面取得了一些共识，但仍然存在比较大的争议，有必要结合天然气地球化学特征和烃源岩发育特征进行综合分析。
3.1 中坝雷三段气藏
中坝雷三段天然气干燥系数平均为0.966，明显低于磨溪、元坝和川西雷口坡组天然气[图2(a)]，在BERNARD图上也整体表现出相对较低的成熟度（图5）。在δ13C2与δ13C1相关图和BERNARD图上，中坝雷三段天然气与典型的III型（如萨克拉门托盆地[33]）或II型干酪根（如特拉华/范弗德盆地[32]）生成的天然气均有一定的差别，整体特征介于二者之间，表现出混合成因气的特征。δ13C2值介于-30.3‰~-27.1‰之间，普遍低于-28.0‰（图3），反映了油型气可能占主体。此外，四川盆地海相和陆相成因天然气δD1值约以-150‰为界，中坝天然气δD1值均显著高于-150‰（图4），但均低于川东北长兴—飞仙关组天然气的值[35]。因此，中坝雷三段天然气以油型气为主，混入了少量煤成气。
潜在烃源岩研究表明，中坝雷口坡组白云岩有机质丰度整体偏低，TOC含量介于0.11%~0.65%之间，其中雷二段、雷三段白云岩均小于0.3%[17]，达不到有效烃源岩的标准。因此，仅靠雷口坡组难以形成规模性的天然气聚集。上二叠统龙潭组/吴家坪组烃源岩在四川盆地广泛发育，生烃潜力得到了一致肯定，川北—川东地区有机质类型为II型[38]，是普光、元坝等气田长兴组—飞仙关组气藏的主力烃源岩，其在中坝地区主要为海相泥质烃源岩，厚度约为40 m[19]。尽管中二叠统栖霞组和茅口组等层位也发育海相II型烃源岩，但其整体有机质丰度和生烃潜力明显低于龙潭组[39]。须家河组煤系是四川盆地最重要的一套陆相烃源岩，是上三叠统—侏罗系陆相气藏的主力烃源岩，有机质类型为II2—III型[3]，中坝须一段泥质烃源岩TOC含量介于0.85%~2.03%之间，具有较好的生烃能力[17]。因此，天然气成因类型和烃源岩发育情况综合表明，中坝雷三段天然气主要来自下伏上二叠统龙潭组烃源岩，位于断裂下盘的须一段烃源岩也有一定的贡献。
3.2 磨溪雷一段气藏
磨溪气田雷口坡组与下三叠统飞仙关组和嘉陵江组整体上TOC含量普遍小于0.1%，尽管干酪根类型为I型，但生烃潜力差[20]。目前对磨溪气田二叠系烃源岩缺乏系统性的研究，多为根据其他地区或盆地边缘的研究结合沉积相等进行推断。一般认为，磨溪气田龙潭组海陆交互相烃源岩条件优越，暗色泥岩和煤岩的生气强度可达(20~60)×108 m3/km2[41]，在一些地区龙潭组可能相变为吴家坪组，以腐泥型有机质为主[21]，龙潭组/吴家坪组烃源岩在磨溪气田的厚度约为60~80 m[19]。中二叠统栖霞组和茅口组灰岩、泥灰岩夹少量泥岩也是潜在的偏腐泥型烃源岩，但其TOC含量整体表现为差—中等烃源岩特征[19]。四川盆地栖霞组生气强度一般小于10×108 m3/km2，茅口组生气强度整体略高，但在磨溪气田主体小于20×108 m3/km2[42]。
3.3 元坝雷四段气藏
元坝雷四段天然气δ13C2值普遍小于-28.0‰，在δ13C2与δ13C1相关图上也与特拉华/范弗德盆地油型气[32]分布较为一致（图3），表明δ13C2值主要反映出油型气的特征。然而，δ13C2值变化范围（-36.7‰~-27.7‰）明显大于δ13C1值范围（-36.3‰~-31.5‰），一方面，二者之间没有明显的正相关性（图3），反映其受到了除成熟度之外其他因素的影响；另一方面，较宽的δ13C2值变化范围也反映出有机质来源的多样性。元坝雷四段天然气在BERNARD图（图5）上分布在II型和III型干酪根生成的天然气之间，表现出混合成因气的特征。高的天然气干燥系数（C1/C1-4>0.98，图2）反映了天然气主体为CH4，而δD1值普遍小于-150‰，与该区须家河组天然气δD1值[45]一致，反映了CH4主要为煤成气（图4）。因此，元坝雷四段天然气以煤成气为主，偏低的δ13C2值反映了少量油型气混入对重烃气碳同位素组成的影响。
此外，元坝雷口坡组储层中没有发现规模性的沥青，表明其未经历大规模的古油藏聚集，天然气δD1值也与须家河组一致[23]。尽管雷口坡组中下部膏盐发育，但气藏中基本不含H2S也表明其未经历古油藏的TSR改造。因此，元坝雷四段天然气主要来自须家河组底部烃源岩，雷口坡组自身烃源岩也有一定的贡献。
3.4 龙岗雷四段气藏
龙岗雷四段天然气δ13C1值明显低于下伏层位长兴组—飞仙关组天然气，δ13C2值分布范围也明显不同，表明母质来源具有明显的差异[24]，且气藏中基本不含H2S[图2(b)]，因此二叠系烃源岩对其没有显著贡献。由于雷四段天然气δ13C1值与上覆须家河组天然气基本一致，表现出相近的热演化程度，因此其中的煤成气主要来自须家河组煤系烃源岩。龙岗地区须家河组烃源岩厚度为150~200 m，具有较好的生烃潜力[24]。尽管目前龙岗雷口坡组烃源岩TOC含量数据未见公开报道，但其西北侧元坝地区雷口坡组发现了部分低丰度碳酸盐岩烃源岩[14]，其南侧邻区充探1井雷三段3个泥灰岩样品实测TOC含量相对较高(0.74%~1.14%)，平均值为0.90%①，这均从侧面反映了龙岗雷口坡组烃源岩也具有一定的生烃潜力，形成了雷四段气藏中的油型气。因此，龙岗地区雷四段天然气主要来自须家河组和雷口坡组自身烃源岩。
3.5 川西雷四段气藏
川西雷口坡组9口钻井531个烃源岩样品实测TOC含量最高仅为1.08%，单井TOC平均值介于0.24%~0.53%之间[7]。根据上古生界海相烃源岩的有机碳丰度评价标准[51]，如此低的TOC含量显然很难独立构成气源。当然，局部相对富有机质层段对气藏有一定的贡献也不能排除。川西YS1井在雷口坡组之下仅钻遇了上二叠统龙潭组和下寒武统沧浪铺组这2套优质泥质烃源岩，其岩屑样品TOC含量平均值分别为3.29%和2.63%[26]。川西雷四段天然气δ13C2值（-34.8‰~-30.8‰）整体高于下寒武统烃源岩干酪根δ13C值，而低于龙潭组烃源岩干酪根δ13C值[25]，考虑到碳同位素分馏的影响，天然气主体来自龙潭组烃源岩而非下寒武统烃源岩。
此外，川西雷口坡组储层中沥青的发育规模非常有限，岩心上肉眼基本观察不到明显的沥青，这表明雷口坡组储层中未经历大规模的古油藏聚集，成藏方式以天然气直接充注为主。由于彭州和马井气藏附近均发现了贯通至二叠系的深断裂，新场地区上二叠统至中三叠统不同层次的断裂和裂缝也构成了接力式的输导体系，因此，川西雷四段天然气主要来自上二叠统龙潭组烃源岩，逆冲断裂发育区断裂下盘马鞍塘组—小塘子组烃源岩也可能具有一定的贡献。
4 雷口坡组源储组合与勘探方向
从目前四川盆地已发现的雷口坡组气藏看，上覆层位上三叠统泥岩构成了一套优质的区域性盖层，雷口坡组内部的膏岩层、致密灰岩层也是构成了重要的封盖层。目前发现的雷口坡组气藏均不同程度的受构造控制，普遍位于构造高部位或局部构造高点。根据源储组合的不同可以将雷口坡组气藏划分为3种类型，而不同类型的源储组合也制约了不同地区其天然气勘探领域和方向存在差异。下面仅从源储配置的角度对雷口坡组勘探方向进行初步分析。
首先，上二叠统龙潭组/吴家坪组烃源岩作为主力烃源岩与雷口坡组构成下生上储型组合，储层段则具有多样性，既有雷一段（磨溪）、雷三段（中坝），也有雷四段（川西）。由于源储未直接接触，加上雷口坡组内部膏盐层的发育，必须有能穿过膏盐层且贯通至二叠系的断裂作为输导体系[13]，如中坝、川西雷口坡组气藏均位于深断裂附近（图6），磨溪地区虽然没有发现直接贯穿至二叠系的断裂，但龙女寺地区发育的断裂也为二叠系生成的天然气垂向运移再发生侧向调整提供了有利通道。目前四川盆地雷口坡组具有成规模储量的气藏（磨溪、中坝、川西）均为这种源储组合类型，且均位于正向构造。当然，在贯穿至二叠系的深断裂不发育的地区，雷口坡组就很难形成这类气藏，这可能也是四川盆地目前尚未发现大面积分布的规模性气藏群的主要原因[13]。从有利储层发育层位看，雷口坡组特别是雷四段以下层段勘探应以寻找这类气藏为主。因此，从高效勘探的角度讲，切穿上二叠统至雷口坡组的深断裂周缘的正向构造是寻找雷口坡组规模性气藏的最有利地区。此外，岩性油气藏是重要的碳酸盐岩油气勘探领域之一，如川东北地区长兴组礁滩相储层。对雷口坡组而言，其整体是一套局限蒸发台地相的膏岩和碳酸盐岩沉积，尽管尚未在斜坡背景发现规模性的气藏，但该背景下有可能具有形成岩性圈闭的条件。目前对其勘探潜力的认识较为薄弱，在岩性圈闭形成地质条件和侧向封堵性分析、岩性圈闭边界刻画等方面有待开展进一步工作，寻找有利的勘探区带还有待于对局部沉积相的精细刻画和对油气运移疏导条件的深入分析。
其次，上三叠统须家河组底部烃源岩构成旁生侧储型。尽管须家河组可能构成上生下储型的倒灌源储组合[15]，但其成藏效率不高[13]。目前发现的雷口坡组顶部气藏显示了旁生侧储型的可能性更高，如中坝雷三段气藏其储层与断裂下盘须一段烃源岩直接侧向接触[13]，元坝和龙岗雷四段气藏其岩溶残丘或岩溶斜坡储层与邻近的溶沟区发育的须一段烃源岩直接侧向接触[43,48]，局部发育的断裂也会使得雷四段岩溶储层与下盘须一段烃源岩直接侧向接触[48]，从而构成了有效的源储组合。元坝和龙岗雷四段气藏主体为这种类型，中坝雷三段气藏中也有少量天然气来自这种源储组合（图6）。这些已发现气藏的规模整体较为有限，如龙岗气田有24口钻井对雷四段进行了试气，其中显示为工业气层的井仅有6口，且均位于构造高部位或岩溶斜坡局部构造小高点[24]，元坝雷四段也与其类似。龙岗和元坝雷四段气藏整体表现出“一丘一藏”的特点[14,24]，天然气地球化学特征表现出较强的离散性（图2，图3），也反映了气藏并非连通的整体，而是一个个相对独立的小气藏。因此，旁生侧储型组合是雷口坡组勘探的较有利类型，由于上三叠统是供烃层系，因此这类气藏均位于雷口坡组顶部，岩溶残丘或岩溶斜坡局部构造高点是有利的聚集部位，但受供烃条件的制约往往规模较为有限。
此外，雷口坡组自身可以构成自生自储型。目前发现的气藏中元坝和龙岗雷四段气藏有这类组合的部分贡献，川西雷四段气藏中雷口坡组局部相对富有机质碳酸盐岩对气藏可能也有微量的贡献。由于四川盆地雷口坡组整体有机质丰度偏低，特别是在川西地区TOC含量普遍小于0.5%，因此仅靠雷口坡组烃源岩很难形成大规模的工业油气聚集[13]。由于纯碳酸盐岩中有机质含量很低，要形成有效烃源岩往往依靠泥质成分，因此雷口坡组有效烃源岩主要取决于泥质碳酸盐岩。四川盆地雷口坡组泥质白云岩和泥质灰岩受沉积相控制，主要分布于遂宁—仪陇—巴中一线两侧[52]。因此，雷口坡组自生自储型组合勘探有利区主要受控于泥质碳酸盐岩的分布，主要位于川中地区东北部和川北地区中东部。由于盆地内雷口坡组泥质碳酸盐岩整体发育规模较为有限，因此，单纯依靠其作为主力烃源岩独立成藏难度较大，往往以辅助供烃的形式参与气藏的形成。
5 结论
四川盆地中三叠统雷口坡组气藏中天然气来源具有一定的差异，如中坝雷三段、磨溪雷一段和川西雷四段主要来自下伏上二叠统龙潭组/吴家坪组烃源岩，断裂下盘须一段烃源岩对中坝天然气有一定贡献，在川西地区局部也具有一定的供烃条件；元坝和龙岗雷四段天然气为主要来自须家河组烃源岩，雷口坡组自身烃源岩也有一定贡献。
雷口坡组气藏具有3种不同的源储组合，因此不同地区天然气勘探领域和方向存在差异。上二叠统龙潭组烃源岩作为主力烃源岩构成下生上储型，储层段具有多样性，切穿龙潭组至雷口坡组的深断裂周缘的正向构造是寻找雷口坡组规模性气藏的最有利地区；上三叠统须家河组底部烃源岩构成旁生侧储型，气藏均位于雷口坡组顶部，岩溶残丘或岩溶斜坡局部构造高点是有利的聚集部位，但受供烃条件的制约往往规模较为有限；雷口坡组自身构成自生自储型，有利区主要位于川中地区东北部和川北地区中东部，单纯依靠其作为主力烃源岩独立成藏难度较大，往往辅助供烃参与气藏形成。
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