Natural Gas Geoscience >

2021 , Vol. 32 >Issue 8: 1107 - 1116

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2021.02.001

Geochemical characteristics of natural gas in tight sandstone of the Chengdu large gas field， Western Sichuan Depression， Sichuan Basin

  • Xiaoqi WU , 1, 2 ,
  • Yingbin CHEN 1, 2 ,
  • Yanqing WANG 1, 2 ,
  • Huasheng ZENG 2 ,
  • Xiaoqiong JIANG 2 ,
  • Ye HU 1, 2
Expand
  • 1. Research Center of Exploration and Development in Sichuan Basin，Research Institute of Petroleum Exploration and Production，SINOPEC，Chengdu 610041，China
  • 2. Wuxi Research Institute of Petroleum Geology，Research Institute of Petroleum Exploration and Production，SINOPEC，Wuxi 214126，China

Received date: 2020-12-16

  Revised date: 2021-01-23

  Online published: 2021-08-25

Supported by

The National Natural Science Foundation of China(41872122)

the Strategic Priority Research Program of the Chinese Academy of Sciences(XDA14010402)

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Highlights

The Western Sichuan Depression is one of the important exploration areas in the Sichuan Basin for SINOPEC， and natural gas exploration in terrigenous tight sandstone in the area has achieved great breakthrough in recent years. The Chengdu large gas field has been discovered in the main reservoirs of Upper Jurassic tight sandstone， however， few geochemical proofs have been provided to support the understanding of gas source and regional difference of natural gas. Studies on the geochemical characteristics indicate that， the Jurassic tight gas in the Chengdu large gas field has a dryness coefficient （C1/C1-5） of 0.939~0.982， and the δ13C1， δ13C2， and δD1 values are in the ranges from -33.7‰ to -30.7‰， -25.4‰ to -22.3‰， and -162‰ to -153‰， respectively， with positive carbon and hydrogen isotopic series of gaseous alkanes. The Jurassic tight gas is typically coal-derived gas as indicated by both carbon and hydrogen isotopic compositions. The calculated vitrinite reflectance （R O）values according to the two-stage fractionation model of coal-derived gas are consistent with the measured R O values of source rocks of 5th Member of Xujiahe Formation， which are demonstrated as the main source of the Jurassic tight gas. Effective source rocks are rarely developed in the Lower Jurassic Baitianba Formation of the study area， which is considered to have unsignificant contribution to the Jurassic gas reservoirs. The Jurassic natural gas from different gas fields in the Western Sichuan Depression displays different geochemical characteristics according to the effect of different gas source and accumulation processes.

Cite this article

Xiaoqi WU , Yingbin CHEN , Yanqing WANG , Huasheng ZENG , Xiaoqiong JIANG , Ye HU . Geochemical characteristics of natural gas in tight sandstone of the Chengdu large gas field， Western Sichuan Depression， Sichuan Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2021 , 32(8) : 1107 -1116 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2021.02.001

0 引言

致密砂岩气为近期我国天然气增储上产作出了重要贡献［1-4］。四川盆地致密砂岩气资源丰富［1-2，5-6］，致密砂岩气藏主要分布于上三叠统须家河组和侏罗系中，其中侏罗系气藏主要分布于川西地区［7-8］。川西坳陷侏罗系致密砂岩气勘探近年来获得重大突破，在马井—什邡地区发现了成都大气田，主力储层为上侏罗统蓬莱镇组，探明天然气储量超过2 000×108 m3［9］。前人对成都气田及邻区蓬莱镇组沉积特征与储层分布［10］、层序结构及控制因素［11］等开展了较为细致的工作，对天然气成藏特征和过程也进行了初步分析［12-13］，但缺乏对天然气地球化学特征和来源的系统研究。前人对川西新场、洛带等气田侏罗系天然气成因和来源进行了详细探讨［14-21］，侏罗系以往被认为一般不发育有效烃源岩，天然气来自下伏须家河组［14，22-23］。近年来的研究表明，川西洛带等局部地区下侏罗统白田坝组/自流井组具有较好的生烃潜力，对气藏也有一定的贡献［16-17］。因此，川西侏罗系天然气的来源具有一定的区域性差异［17］。
目前对成都气田天然气地球化学特征和来源的研究较为薄弱。尽管成都气田蓬莱镇组天然气被认为来自下伏须家河组［12］特别是须五段烃源岩［5］，但缺乏天然气地球化学方面的系统研究和证据支持。此外，须三段等深层烃源岩生成的天然气是否有跃层运移的贡献，下侏罗统是否具有一定的生烃潜力而对气藏有所贡献，成都气田与邻区新场、新都和洛带等气田侏罗系天然气地球化学特征及来源有何差异，都尚不明确。因此，有必要对天然气地球化学特征和潜在下侏罗统烃源岩的有效性开展系统分析，这不仅有利于揭示天然气的来源和成藏过程，而且可以为天然气资源评价和勘探领域拓展提供科学依据。

1 地质背景

川西坳陷中段位于四川盆地西部，整体上属于川西气区，东邻龙泉山断裂，西界为龙门山造山带。根据陆相层系分布特征可以划分为大邑—安县构造带、梓潼凹陷、新场构造带、成都凹陷、知新场构造带和中江—回龙构造带这6个构造单元（图1），总面积约为10 000 km2。陆相层系自下而上包括上三叠统须家河组（T3 x），侏罗系白田坝组（J1 b）、千佛崖组（J2 q）、沙溪庙组（J2 s）、遂宁组（J3 sn）、蓬莱镇组（J3 p）和下白垩统天马山组（K1 t）（图2）。目前该区陆相层系勘探在须家河组和侏罗系多套砂岩中均获得工业气流，发现了新场、新都、洛带、中江和成都等大中型气田，表现出叠覆型致密砂岩气区的特征［5］。烃源断层、相对高孔渗的储集条件及有效的圈闭对川西坳陷中段侏罗系天然气富集高产具有不同程度的控制作用［24］。
图1 川西坳陷中段构造单元分布和成都气田位置

Fig. 1 Distribution of tectonic units in the Western Sichuan Depression and the location of the Chengdu Gas Field

图2 川西坳陷侏罗系地层柱状图（据杨克明等［20］，修改）

Fig.2 Stratigraphic column of the Jurassic in the Western Sichuan Depression （modified from YANG et al.［20］）

成都气田位于成都凹陷北侧马井—什邡地区，为正常地温、异常高压气藏，主力储层为蓬莱镇组致密砂岩。受长轴和短轴两大物源体系共同影响，蓬莱镇组主要发育辫状河—曲流河三角洲前缘水下分流河道、河口坝沉积，砂体发育且分布稳定［5］。该区总体上构造较为单一，为自西南向东北向逐渐增高的斜坡，仅在马井局部地区表现为NE向低幅背斜隆起，气藏在纵横向上具有明显的非均质性，气藏含气性与构造部位没有明显相关性［5］。
须家河组往往被认为是侏罗系气藏的主要烃源岩层系［14］。成都气田须五段暗色泥岩厚度达300~350 m，有机碳（TOC）含量可达2.0%~3.5%，有机质类型为腐殖型［5］。谢刚平等［5］研究认为，马井地区天然气为须家河组烃源岩生成的天然气沿F1断层向上运移而来，什邡地区断层欠发育，该区蓬莱镇组天然气由西部马井地区侧向运移而来。

2 天然气地球化学特征

本文工作中采集了成都气田蓬莱镇组和沙溪庙组共13个天然气样品进行组分和稳定同位素分析，对川西坳陷下侏罗统白田坝组11口钻井共94块泥岩开展了有机碳（TOC）含量分析，并对DY1井、LS1井和L651井须家河组和白田坝组共13块泥岩样品开展了镜质体反射率测定，相关地球化学分析均在中国石化油气成藏重点实验室完成。天然气组分和稳定碳、氢同位素分析分别采用Varian CP-3800型气相色谱、MAT-253稳定同位素质谱和Delta V Advantage稳定同位素质谱仪，泥岩有机碳（TOC）含量分析采用CS-230碳硫分析仪，镜质体反射率测定采用MPV III型显微光度计，结果详见表1—表3。此外，还收集了前人发表的新场（J2 q，J2 s，J3 p）［14］、洛带（J3 sn，J3 p）和新都（J3 sn，J3 p）［23］等气田侏罗系天然气数据进行对比分析。
表1 成都气田侏罗系致密砂岩气组分和碳氢同位素组成

Table 1 Chemical and stable carbon and hydrogen isotopic compositions of the Jurassic tight sandstone gas in the Chengdu Gas Field

井号 层位 组分/% C1/C1-5 δ13C/‰ δD/‰ R O/%① R O/%② R O/%③
CH4 C2H6 C3H8 C4H10 C5H12 N2 CO2 δ13C1 δ13C2 δ13C3 δD1 δD2
MB2 J3 p 96.30 2.08 0.38 0.18 0.05 0.68 0.27 0.973 -30.7 -23.5 -20.6 n.d. n.d. 1.84 1.53 0.65
MP13 J3 p 93.53 4.14 0.92 0.33 0.09 0.9 0 0.945 -33.5 -22.3 -19.4 n.d. n.d. 1.15 1.14 0.40
MP46 J3 p 94.60 3.05 0.68 0.27 0.08 1.22 0.03 0.959 -31.1 -25.4 -21.0 -153 -109 1.70 1.46 0.60
SF10 J3 p 95.81 2.27 0.49 0.21 0.07 1.04 0.09 0.969 -32.1 -25.0 -22.5 -162 -136 1.45 1.32 0.51
SF16 J3 p 93.57 2.48 0.45 0.16 0.03 3.25 0.07 0.968 -32.5 -24.7 -21.7 -161 -147 1.36 1.27 0.48
SF17 J3 p 94.81 2.23 0.44 0.16 0.03 1.84 0.14 0.971 -32.3 -23.4 -20.8 -156 -138 1.41 1.29 0.49
SF17 J3 p 95.32 2.24 0.45 0.16 0.03 1.73 0.07 0.971 -31.9 -23.8 -20.7 -155 -137 1.50 1.35 0.53
SF20 J3 p 94.24 2.49 0.51 0.19 0.07 1.64 0.14 0.967 -33.1 -25.0 -22.0 -159 -138 1.23 1.19 0.43
SF9 J3 p 96.80 1.29 0.35 0.12 0.00 1.34 0.09 0.982 -33.0 -24.7 -25.2 -162 -135 1.25 1.20 0.44
GJ6 J3 p 94.63 2.78 0.38 0.06 0.00 1.93 0.15 0.967 -31.8 -24.1 -22.5 -159 -130 1.53 1.36 0.54
JP7 J3 p 93.71 3.49 0.71 0.31 0.11 1.27 0.23 0.953 -33.7 -22.9 -20.4 n.d. n.d. 1.11 1.12 0.39
MS1 J2 s 93.78 3.67 0.93 0.41 0.14 0.96 0 0.948 -33.5 -23.8 -19.8 -164 -132 1.15 1.14 0.40
MS1 J2 s 92.01 4.24 1.05 0.48 0.16 1.61 0.13 0.939 -32.7 -24.7 -21.6 -164 -135 1.32 1.24 0.46

注：n.d.，无数据；R O/%①、R O/%②、R O/%③分别为根据文献［25⁃27］中的公式计算所得R O值

表2 川西坳陷下侏罗统白田坝组泥岩TOC分布

Table 2 TOC distribution of the Lower Jurassic Baitianba Formation mudstone in the Western Sichuan Depression

构造单元 井号 最小值/% 最大值/% 平均值/%

样品数

/个

TOC≥0.5%

样品数

 达标率/%
成都凹陷 XF1 0.04 3.68 0.76 8 2 25
L651 1.19 3.76 2.6 6 6 100
DY1 0.03 0.09 0.04 7 0 0
MS1 0.03 0.67 0.15 9 1 11.1
中江—回龙构造带 CJ566 0.06 1.87 0.55 10 4 40
新场构造带 X5 0.03 2.24 0.63 9 4 44.4
XC26 0.05 0.09 0.07 5 0 0
XC31 0.07 0.17 0.11 4 0 0
XS1 0.04 0.98 0.32 8 1 12.5
GM2 0.03 0.19 0.08 9 0 0
FG21 0.03 1.28 0.22 19 3 15.8
表3 成都凹陷陆相烃源岩实测镜质体反射率(R O)

Table 3 Vitrinite reflectance (R O) of terrigenous source rocks in the Chengdu Sag

气田 井号 层位 深度/m 岩性 平均R O/% 测点数 离差/%
成都 DY1 T3 x 5 3 515 黑色泥岩 1.14 48 0.05
T3 x 5 3 627 黑色炭质泥岩 1.32 45 0.09
T3 x 5 3 905 黑色泥岩 1.37 29 0.14
T3 x 4 4 155 黑色炭质泥岩 1.43 16 0.06
T3 x 3 4 738 黑色泥岩 1.50 23 0.05
T3 x 3 5 130 黑色泥岩 1.57 34 0.12
T3 x 2 5 735 黑色泥岩 1.81 21 0.09
洛带 L651 J1 b 2 936 深灰色泥岩 1.01 46 0.08
J1 b 3 014 深灰色泥岩 1.06 49 0.09
LS1 T3 x 5 3 443.5 黑色炭质泥岩 1.39 23 0.07
T3 x 4 3 740 黑色泥岩 1.42 26 0.07
T3 x 3 4 114.5 黑色泥岩 1.56 17 0.06
T3 x 2 4 246.69 黑色泥岩 1.58 40 0.09

2.1　组分特征

成都气田侏罗系致密气以烷烃气为主，干燥系数（C1/C1-5）介于0.939~0.982之间，平均为0.962，多数表现出干气特征，其中CH4含量介于92.01%~96.80%之间，平均为94.55%（表1）。非烃气体主体为CO2和N2，含量分别介于0~0.27%之间和0.68%~3.25%之间（表1），均不含H2S。成都气田天然气干燥系数略高于新场侏罗系天然气，明显高于洛带和新都侏罗系天然气，这些天然气CH4含量与干燥系数之间具有明显的正相关性（图3）。
图3 成都气田侏罗系致密砂岩气干燥系数（C1/C1-5）与CH4相关关系（数据来源：新场据WU等［14］；新都和洛带据DAI等［23］）

Fig.3 Correlation diagram between dryness coefficient （C1/C1-5） and CH4% of the Jurassic tight sandstone gas in the Chengdu Gas Field（data source： Xinchang according to WU et al.［14］； Xindu and Luodai according to DAI et al.［23］）

2.2　碳同位素组成

成都气田侏罗系致密气δ13C1值介于-33.7‰~-30.7‰之间，平均为-32.5‰；δ13C2值介于-25.4‰~-22.3‰之间，平均为-24.1‰；烷烃气碳同位素系列表现出典型的正序特征（δ13C1<δ13C2<δ13C3）（表1）。洛带、新都和新场侏罗系天然气δ13C1值分别介于-34.5‰~-32.5‰之间、-34.0‰~-31.9‰之间和-36.8‰~-32.5‰之间，平均分别为-33.4‰、-32.9‰和-34.5‰［14， 23］。成都气田天然气δ13C1值普遍高于新场侏罗系天然气δ13C1值，其平均值略高于洛带和新都天然气δ13C1平均值，但不同气田天然气δ13C2值分布范围基本一致（图4）。
图4 成都气田侏罗系致密砂岩气δ13C1与δ13C2相关关系

（特拉华/范弗德盆地II型干酪根和萨克拉门托盆地III型干酪根分别据ROONEY等［28］，JENDEN等［29］；数据来源：新场据WU等［14］；新都和洛带据DAI等［23］）

Fig.4 Correlation diagram between δ13C1 and δ13C2 values of the Jurassic tight sandstone gas in the Chengdu Gas Field （kerogen type II in the Delaware and Val Verde basins and kerogen type III in the Sacramento Basin according to ROONEY et al.［28］ and JENDEN et al.［29］， respectively. data source： Xinchang according to WU et al.［14］； Xindu and Luodai according to DAI et al.［23］）

2.3　氢同位素组成

成都气田侏罗系致密气δD1值介于-162‰~-153‰之间，平均为-159‰；δD2值介于-147‰~-109‰之间，平均为-134‰；CH4和C2H6氢同位素系列表现出典型的正序特征（δD1<δD2）（表1）。成都气田天然气δD1值普遍高于新场侏罗系天然气δD1值，与洛带和新都侏罗系天然气δD1值分布范围基本一致（图5）。包括成都气田在内的川西侏罗系天然气整体上δD1值与δ13C1值呈正相关关系，表现出成熟度的明显影响［30］（图5）。
图5 成都气田侏罗系致密砂岩气δD1与δ13C1相关关系（特拉华/范弗德盆地油型气和德国西北部煤成气据SCHOELL［30］；数据来源：新场据WU等［14］；新都和洛带据DAI等［23］）

Fig.5 Cross plot of δD1 versus δ13C1 of the Jurassic tight sandstone gas in the Chengdu Gas Field （oil type gas in the Delaware and Val Verde basins and coal-derived gas in northwestern Germany according to SCHOELL［30］；data source： Xinchang according to WU et al.［14］； Xindu and Luodai according to DAI et al.［23］）

3 天然气成因和来源

3.1　天然气成因

成都气田侏罗系致密气δ13C1值介于-33.7‰~-30.7‰之间（表1），表现出典型热成因气的特征，明显不同于具有异常低δ13C1值（多数<-55‰）的生物气（图6）。成都气田侏罗系致密气在Bernard图［31］上遵循III型干酪根生成的天然气演化趋势，与新场、洛带和新都气田侏罗系天然气一致，均表现出典型煤成气特征。成都气田侏罗系致密气δ13C2值介于-25.4‰~-22.3‰之间（表1），均明显高于-27.5‰，与典型煤成气［32］特征一致；这些气样在δ13C1与δ13C2相关图上均沿萨克拉门托盆地III型干酪根生成的天然气趋势分布，与新场、新都和洛带侏罗系煤成气特征一致，而与特拉华/范弗德盆地的油型气明显不同（图4）。成都气田侏罗系致密气在δD1值与δ13C1值相关图（图5）遵循德国西北部煤成气趋势分布，这些样品δD1值介于-162‰~-153‰之间（表1），均小于-150‰，与四川盆地典型煤成气［33］特征一致。因此，成都气田侏罗系致密气为典型煤成气。
图6 成都气田侏罗系致密砂岩气C1/C2+3与δ13C1相关关系（底图据BERNARD等［31］；数据来源：新场据WU等［14］；新都和洛带据DAI等［23］）

Fig.6 Correlation diagram between C1/C2+3 and δ13C1 values of the Jurassic tight sandstone gas in the Chengdu Gas Field （base map according to BERNARD et al.［31］；data source： Xinchang according to WU et al.［14］； Xindu and Luodai according to DAI et al.［23］）

3.2　潜在烃源岩地球化学特征

川西坳陷陆相层系潜在烃源岩主要为上三叠统须家河组和下侏罗统白田坝组。对白田坝组烃源岩而言，本文对11口钻井泥岩的TOC分析表明，94个样品中有21个TOC≥0.5%（表2），达到了有效烃源岩的丰度标准，达标率仅为22.3%，且不同构造单元之间、同一构造单元内部TOC达标率均有明显的差异，如新场构造带仅X5井达标率相对较高，其余井达标率均较低甚至不发育有效烃源岩（表2）。
对成都凹陷白田坝组泥岩而言，位于凹陷南侧的L651井泥岩TOC平均为2.6%，且达标率为100%；位于其西北侧的XF1井TOC平均值和达标率分别降低至0.76%和25%；而在凹陷北侧成都气田范围内，DY1井和MS1井16个样品中仅有1个TOC大于0.5%，为0.67%（表2）。这一方面反映了成都凹陷内白田坝组有效烃源岩发育程度自南向北逐渐降低，另一方面也表明成都气田内白田坝组烃源岩发育程度很低，因此无法构成上覆中上侏罗统致密砂岩气藏的重要气源，侏罗系致密气主要来自下伏须家河组腐殖型烃源岩。
四川盆地须家河组煤系烃源岩主要发育在一、三、五段中，而须二、四、六段尽管以砂岩为主，但仍然有一定厚度的暗色泥岩分布［15］。须家河组煤系是四川盆地最重要的一套陆相腐殖型烃源岩，为须家河组自身和上覆侏罗系砂岩储层提供了充足的气源，分别构成了自生自储和下生上储2种成藏组合［7， 15］。须家河组不同层段干酪根碳同位素值差异不大［15］，因此，同一地区须家河组不同层段烃源岩的差异主要体现在成熟度方面。
川西坳陷须家河组顶部缺失须六段，下侏罗统白田坝组和须五段呈不整合接触［34］。成都气田所在的马井—什邡地区须五段暗色泥岩厚度达300~350 m，TOC值可达2.0%~3.5%，有机质类型为腐殖型（III型），生气强度可达（30~45）×108 m3/km2，具有较好的烃源条件［5］。DY1井须家河组烃源岩实测镜质体反射率（R O）值随埋深逐渐增大，其中须五段R O值介于1.14%~1.37%之间，平均为1.28%；须四段及之下层系烃源岩则明显成熟度（R O>1.4%）更高（表3）。

3.3　天然气来源

天然气中CH4的碳同位素值（δ13C1）与烃源岩成熟度（镜质体反射率R O）之间具有较好的相关性［27，35］，因此可以利用δ13C1值来估算烃源岩R O值，并与潜在烃源岩的实测R O值对比来进行气源分析。不同的学者针对油型气和煤成气提出的经验公式均具有一定的差异。刘文汇等［26］研究指出，不同的煤成气δ13C1—R O经验公式具有其特定的研究背景。如STAHL［27］的公式（δ13C1=14LgR O－28）适用于高演化阶段瞬间成气，具有沉降—抬升—沉降的二次成气特征，而戴金星等［25］的公式（δ13C1=14.12LgR O－ 34.39）基本反映中生界及之下高演化阶段连续或累积聚气的特征。刘文汇等［26］研究认为，在不同的热演化阶段，腐殖型母质生烃的机理具有一定的差异，并提出了二阶段分馏模式，即δ13C1=48.77LgR O－ 34.1（R O≤0.8%）和δ13C1=22.42LgR O－34.8（R O>0.8%）。
包括成都凹陷在内的川西坳陷经历了沉降—抬升过程，在晚三叠世至白垩纪表现出持续埋深的特征，白垩纪末至今主要表现出区域性的持续抬升，须家河组烃源岩未经历二次沉降或生烃过程，因此STAHL［27］的公式不适用于研究区。根据该公式结合成都气田侏罗系致密气δ13C1值（-33.7‰~-30.7‰，平均为-32.5‰，表1）计算所得R O值介于0.39%~0.65%之间，平均为0.49%（表1），与须家河组烃源岩的成熟度（表3）明显不符。
根据戴金星等［25］提出的累积聚气δ13C1—R O经验公式计算所得R O介于1.11%~1.84%，平均为1.39%（表1）。根据刘文汇等［26］二阶段分馏模式的公式计算所得R O值介于1.12%~1.53%之间，平均为1.28%（表1）。二者分布范围整体上较为接近。考虑到不同热演化阶段腐殖型有机质成烃机理差异的影响，煤成气CH4碳同位素二阶段分馏模式更加客观反映了煤成气形成机理与演化特征，特别是对相对低演化阶段的煤成气可能更加适用［26］。根据二阶段分馏模式计算所得R O值（1.12%~1.53%，平均为1.28%，表1）与DY1井须五段烃源岩实测R O值（1.14%~1.37%，平均为1.28%，表3）高度一致。这表明，成都气田侏罗系致密气主要来自须五段烃源岩。

4 川西坳陷侏罗系致密砂岩气地球化学特征差异的原因

致密砂岩储层孔隙度和渗透率较低，因此致密砂岩气一般难以发生大规模、长距离的侧向运移，其充注方式往往以原地垂向或短距离侧向运移为主［36］。川西坳陷不同气田侏罗系致密砂岩气尽管均为煤成气（图4—图6），但其地球化学特征却有明显的差异。与新都气田和洛带气田天然气相比，成都气田天然气δ13C1平均值略高，但δD1值基本一致（图4，图5），而C1/C1-5值和C1/C2+3值明显较高（图3，图6）。与新场气田侏罗系天然气相比，成都气田天然气δ13C1值和δD1值明显较高（图4，图5），但C1/C1-5值和C1/C2+3值却差异相对较小（图3，图6）。川西坳陷侏罗系天然气地球化学特征的差异与不同气田气源及成藏过程的差异有关。
对洛带气田侏罗系天然气而言，其δ13C1值介于-34.5‰~-32.5‰之间，平均为-33.4‰，根据二阶段分馏模式［26］计算所得R O值介于1.03%~1.27%之间，平均为1.15%。L651井白田坝组泥岩实测R O值介于1.01%~1.06%之间，而LS1井须家河组泥岩实测R O值均大于1.3%（表3）。由此可见，根据δ13C1值计算所得R O值介于白田坝组和须家河组实测R O值之间，反映了下侏罗统白田坝组烃源岩对气藏具有显著贡献。这也与前人认为的洛带地区下侏罗统白田坝组具有较好的生烃潜力、对气藏有一定贡献［16-17］相一致。
与成都气田侏罗系天然气相比，新都气田和洛带气田侏罗系天然气一方面具有略低的δ13C1平均值（图4）和明显较低的C1/C1-5、C1/C2+3值，表现出其烃源岩有机质成熟度略低（图3，图6）；另一方面，其δD1值与成都气田天然气基本一致（图5）。CH4氢同位素组成除了受烃源岩母质类型、成熟度影响外，还与沉积时水体盐度紧密相关，较高的水体盐度会导致天然气δD1值增大［23，30，37-38］。因此，烃源岩成熟度较低但天然气δD1值基本一致可能反映了须家河组和白田坝组烃源岩沉积时水体盐度差异的影响，即这种差异可能主要源自白田坝组对气藏是否具有显著贡献。在δ13C1—δ13C2与Ln（C1/C2）相关图上，新都、洛带气田侏罗系天然气与成都气田天然气表现出明显不同的成熟度演化趋势，当δ13C1—δ13C2值相近时，前者的Ln（C1/C2）值明显略低（图7），这也与其较低的C1/C1-5值和C1/C2+3值特征（图3，图6）相一致。由此可见，成都气田与新都、洛带气田侏罗系致密砂岩气组分特征的差异主要源自后者中有下侏罗统白田坝组烃源岩的贡献，因而组分比值表现出不同的热演化趋势（图7）。
图7 川西坳陷侏罗系致密砂岩气δ13C1—δ13C2与Ln（C1/C2）相关关系（底图据PRINZHOFER 等［39］；数据来源：新场据WU 等［14］；新都和洛带据DAI等［23］）

Fig. 7 Correlation diagram between δ13C1-δ13C2 and Ln（C1/C2） of the Jurassic tight sandstone gas in the Western Sichuan Depression（base map according to PRIN-ZHOFER et al.［39］； data source： Xinchang according to WU et al.［14］； Xindu and Luodai according to DAI et al.［23］）

新场气田除局部地区（如X5井）外，白田坝组烃源岩整体发育程度较低（表2），无法构成重要的气源，因此侏罗系天然气主要来自下伏须家河组烃源岩。天然气地球化学分析表明，侏罗系天然气其干燥系数、δ13C1值和δD1值均明显高于该区须五段自生自储天然气，而与须四段储层中天然气分布范围一致，反映了天然气主体来自须三、四段烃源岩［14， 19］。
与成都气田侏罗系天然气相比，新场侏罗系天然气一方面δ13C1值和δD1值均明显较低（图4，图5），反映出明显较低的烃源岩热演化程度，δ13C1－δ13C2与Ln（C1/C2）相关图同样表明其成熟度较低（图7）；另一方面其C1/C1-5值和C1/C2+3值尽管也分别略低于成都气田天然气的值，但分布范围较为接近（图3，图6）。天然气运移距离越大，分子直径较小的CH4相对聚集程度越高，运移后的天然气C1/C1-5值和C1/C2+3值就越大。新场侏罗系天然气经历了从须三、须四段烃源岩至中上侏罗统致密砂岩储层的垂向运移，其运移距离明显大于成都气田侏罗系天然气自须五段至中上侏罗统的运移距离，因此新场侏罗系天然气尽管成熟度低于成都气田侏罗系天然气，但运移造成的组分分馏使得C1/C1-5值和C1/C2+3值分布范围差异不如同位素组成差异明显。
对新场构造带而言，受构造演化和历史最大埋深差异影响，烃源岩现今热演化程度明显低于成都凹陷同层系烃源岩［20］。此外，新场构造带须五段14个烃源岩样品现今埋深为2 788~3 288 m，实测R O值介于0.91%~1.27%之间，平均为1.17%［34］；而本次工作中成都凹陷DY1井须五段3个烃源岩样品埋深为3 515~3 905 m，实测R O值介于1.14%~1.37%之间，平均为1.28%（表3），与新场构造带相比，埋深更大、热演化程度更高。因此，成都凹陷和新场构造带天然气地球化学特征的差异主要源自烃源岩成熟度的差异。

5 结论

（1）川西坳陷成都大气田侏罗系致密砂岩气干燥系数（C1/C1-5）介于0.939~0.982之间，δ13C1值和δ13C2值分别介于-33.7‰~-30.7‰之间和 -25.4‰~-22.3‰之间，δD1值介于-162‰~-153‰之间，烷烃气碳、氢同位素系列均表现出正序特征。碳氢同位素组成揭示了侏罗系致密气为典型煤成气。
（2）成都气田下侏罗统白田坝组基本不发育有效烃源岩，对侏罗系气藏没有显著贡献。根据煤成气二阶段分馏模式的δ13C1—R O经验公式计算所得R O值与须五段烃源岩实测R O值一致，反映了侏罗系致密气主体来自须五段烃源岩。
（3）川西坳陷不同气田侏罗系天然气地球化学特征的差异与气源及成藏过程的差异有关。与成都气田天然气相比，新都、洛带天然气δ13C1平均值略低，δD1值基本一致，而C1/C1-5值和C1/C2+3值明显偏低，主要是受白田坝组烃源岩贡献的影响；新场侏罗系天然气δ13C1值和δD1值明显低于成都气田天然气，C1/C1-5值和C1/C2+3值也略低，但差异相对较小，这主要源自其较大的运移距离使得组分分馏较为明显。

戴金星院士对第一作者给予了悉心指导，审稿专家对初稿提出了宝贵修改意见，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协助，样品分析测试得到了中国石化油气成藏重点实验室的有力支持，在此一并深表谢意！

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