Natural Gas Geoscience >

2021 , Vol. 32 >Issue 8: 1127 - 1141

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2021.02.004

Geochemical indicators for tracing the source and migration of the tight sandstone gas in western Sichuan Basin

  • Hailiang LIU , 1, 2 ,
  • Sibing LIU , 1, 2 ,
  • Dong ZHOU 1, 2 ,
  • Wen LIU 1, 3 ,
  • Siding JIN 1, 2
Expand
  • 1. State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation，Chengdu University of Technology，Chengdu 610059，China
  • 2. College of Energy，Chengdu University of Technology，Chengdu 610059，China
  • 3. College of Geosciences，Chengdu University of Technology，Chengdu 610059，China

Received date: 2020-12-11

  Revised date: 2021-02-02

  Online published: 2021-08-25

Supported by

The National Natural Science Foundation of China(41972158)

Fold

Highlights

The genetic tight sandstone gas types and sources in the western Sichuan Basin has been analyzed by systematic testing of the components of typical drilling natural gas, light hydrocarbon, carbon isotopes and the light hydrocarbon extracted from the source rock. The tight sandstone gas is mainly composed of coal-derived gas, and mixed gas only exists in the 2nd Member of the Xujiahe Formation(T3 x 2). The natural gas source is characterized by lower generation and upper storage. Among them, the natural gas in T3 x 2 is mainly derived from the self-generated source rock in T3 x 2 and Xiaotangzi Formation (T3 t). The 4th Member of the Xujiahe Formation (T3 x 4) natural gas is mainly derived from 3rd Member of the Xujiahe Formation (T3 x 3) source rock, and the migration distance of natural gas is relatively short. However, Jurassic natural gas is mainly derived from 5th Member of the Xujiahe Formation (T3 x 5) in the Upper Triassic, and resulting from the contribution of the early gas reservoirs in the Xujiahe Formation with a relatively long migration distance. In this paper, three groups of nine natural gas migration geochemical indicators were selected to trace the natural gas migration and the migration direction, phase and channel of tight sandstone gas in the study area have been determined. The geochemical indicator groups including: (1) Migration direction and distance indicators: methane content ( W C H 4), ethane content ( W C 2 H 6), non-hydrocarbon content ( W C O 2 and W N 2) and methane carbon isotope (δ13C1). (2) Migration phase state indicators: benzene/n-hexane, benzene/cyclohexane. (3) Migration channel indicators: iC4/nC4 and iC5/nC5. The results show that the Upper Jurassic natural gas was mainly migrated through the channel with a high velocity from the Xujiahe Formation (underlying strata), and the fault is the most important migration channel. Part of the Middle Jurassic natural gas was migrated from the Xujiahe Formation along the faults, while part of the lower natural gas was accumulated in the form of water-soluble phase. The reservoir was relatively tightness and the migration channel was not well developed in T3 x 4, and the natural gas was mainly migrated with diffusion phase in short distance. The natural gas was migrated through faults and associated fractures with the free phase and the water-soluble phase in short distance.

Cite this article

Hailiang LIU , Sibing LIU , Dong ZHOU , Wen LIU , Siding JIN . Geochemical indicators for tracing the source and migration of the tight sandstone gas in western Sichuan Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2021 , 32(8) : 1127 -1141 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2021.02.004

0 引言

致密砂岩气是非常规气重要的组成部分，近年来，中国致密砂岩大气田总储量约占全国天然气储量的1/3，年总产量约占全国天然气产量的1/4，已成为天然气增储上产的重要领域和今后10~20 年接替常规油气资源最重要和现实的来源［1-2］。在致密砂岩气勘探的历程中，有关致密气的成藏问题一直是大家最关注的焦点之一［3-4］，而运移作用是天然气成藏中至关重要的过程，天然气运移是发生在特定地质历史时期和特定载体中的事件，一直是众多国内外学者关注的焦点。由于天然气具有来源多样、分子活动性大、可利用示踪指标较少的特点，因此，对其运移路径进行科学有效的示踪也更加困难。目前，应用较为广泛的天然气运移示踪指标主要有CH4含量、干燥系数、稳定碳同位素、iC4/nC4值、含氮化合物及同位素、稀有气体同位素等［5-13］。在运移过程中，由于地质“色层效应”的影响，天然气的各项地球化学参数必然会发生一系列变化，基于不同参数的特性，我们可以对天然气的运移方向、运移相态以及运移通道等进行有效判别。
四川盆地作为非常规气藏的重要区域，是中国大型富含天然气盆地之一，也是世界上最早开发和利用天然气的地区，盆地内20个大气田中有7个陆相大气田为致密砂岩储层，其气藏类型多样，分布广泛。近30余年的勘探开发实践表明，该盆地川西坳陷致密砂岩气藏资源量丰富、分布范围广、勘探开发前景广阔［14-22］。目前的研究主要侧重于天然气的地球化学特征、天然气的来源和成因以及致密气藏形成地质条件等方面［23-28］，而有关研究区天然气是否发生大规模运移、运移距离、运移方式以及运移相态等多个关键问题不明确。基于此，本文研究通过川西陆相天然气的系统采样和测试，在对研究区陆相天然气的成因类型和来源分析的基础上，通过地球化学指标的优选，对研究区天然气的运移机制进行地球化学示踪，为研究区致密砂岩气成藏机理研究和下一步的勘探提供理论支撑。

1 地质背景

四川盆地是扬子古板块上的一个多旋回沉积盆地，震旦纪—中三叠世处于被动大陆边缘阶段，主要为海相沉积。受中三叠世末的印支期龙门山逆冲推覆作用影响，古特提斯洋逐渐退出四川盆地，四川前陆盆地随之形成，并依次沉积了小塘子组（T3 t）海陆过渡相地层，须二段（T3 x 2）、须三段（T3 x 3）、须四段（T3 x 4）和须五段（T3 x 5）陆相碎屑及煤系地层（图1，图2），其中，小塘子组（T3 t）、须三段（T3 x 3）和须五段（T3 x 5）是川西坳陷重要的烃源岩层系。川西坳陷位于四川盆地西部（图1），侏罗纪，川西地区气候以炎热、干旱为主，只在早侏罗世（J1）沉积了含灰绿色泥质岩的白田坝组，之后为氧化环境下沉积的一大套“红层”，不具生烃能力［29-30］。纵向上，研究区天然气藏叠置发育，须二段（T3 x 2）、须四段（T3 x 4）、中侏罗统千佛岩组（J2 q）与沙溪庙组（J2 s）、上侏罗统遂宁组（J3 sn）与蓬莱镇组（J3 p）均有天然气的产出（图2）。
图1 川西坳陷单元划分及气田分布（据叶素娟等［11］修改）

Fig.1 Unit division and gas field distribution of Western Sichuan Depression（modified after YE et al.［11］）

图2 四川盆地西部地区地层概况（据叶素娟等［11］）

Fig.2 Stratigraphic survey of western Sichuan Basin （modified after YE et al.［11］）

2 样品采集与检测

利用高压钢瓶收集井口的气体作为本次研究的样品。为避免污染，采样时对钢瓶进行反复冲洗。研究中一共采集了研究区34口产气井的37件天然气样品，纵向上涉及了研究区内主要产气层系（图2）。对37件天然气样品的组分含量、主要烷烃气碳同位素以及轻烃组成进行了分析测试，测试结果见表1，表2。
表1 川西地区侏罗系天然气组分与碳同位素特征

Table 1 Characteristic of components, carbon and isotope of Jurassic natural gas in western Sichuan Basin

井号 层位 井深/m 主要烃类组分含量/% 异丁烷/正丁烷 异戊烷/正戊烷 苯/正己烷 苯/环己烷
甲烷 乙烷 丙烷
川合358井 J3 1 051 94.153 3.097 0.012 1.032 1.993 0.401 0.304
川泰361井 J3 679 94.394 1.291 0.020 1.180 2.411 0.377 0.297
川鸭609井 J3 1 789.5 90.258 4.219 0.022 0.943 1.692 0.544 0.461
都蓬30井 J3 1 149.35 89.100 5.291 0.024 1.033 1.729 0.205 0.195
金遂2井 J3 1 649.05 88.983 5.897 0.028 0.744 1.726 / /
龙67井 J3 1 274.5 88.323 5.875 0.025 0.819 1.953 0.141 0.121
马蓬13井 J3 1 923 89.486 6.077 0.024 0.858 1.643 0.056 0.059
新34井 J3 739.8 97.601 1.589 0.006 1.048 2.192 / /
新浅100井 J3 957.2 91.091 5.105 0.021 0.864 2.017 0.056 0.077
新浅31井 J3 1 052 89.364 5.000 0.030 0.841 1.829 0.114 0.091
新浅56井 J3 1 387.5 91.946 4.374 0.016 0.895 1.675 0.704 0.442
J3平均值 1 241.100 91.336 4.347 0.021 0.932 1.896 0.289 0.227
川孝105井 J2 1 905 88.299 8.066 0.016 0.966 1.777 1.235 0.835
川孝163井 J2 2 726 85.434 9.601 0.020 0.735 1.510 1.660 1.235
川孝168井 J2 2 036 88.857 7.695 0.020 0.917 1.678 0.288 0.455
川孝380井 J2 2 384 86.053 9.481 0.023 0.796 1.590 2.355 2.071
川孝454井 J2 2 379 86.740 7.537 0.025 0.813 1.592 3.473 2.256
川孝455井 J2 2 520 85.249 6.457 0.036 0.928 1.570 1.737 1.385
川鸭609井 J2 2 021.5 90.300 4.191 0.022 0.781 1.703 0.557 0.460
江沙7井 J2 2 420.07 84.695 8.393 0.030 0.797 1.656 1.437 1.398
J2平均值 2 298.950 86.953 7.678 0.024 0.842 1.634 1.593 1.262
井号 层位 井深/m 非烃含量/% 碳同位素/‰
CO2 O2 N2 He H2 δ13C1 δ13C2 δ13C3 δ13C4
川合358井 J3 1 051 0 0.021 0.323 0.031 0 -34.02 -22.93 -20.94 -20.76
川泰361井 J3 679 0 0.103 0.557 0.039 0 -35.21 -22.58 -20.43 -20.07
川鸭609井 J3 1 789.5 0.049 0.04 0.471 0.029 0 -34.37 -24.29 -21.72 -21.60
都蓬30井 J3 1 149.35 0 0.049 1.644 0.065 0 -35.52 -23.73 -20.94 -21.98
金遂2井 J3 1 649.05 0 0.035 2.167 0.05 0.089 -35.51 -23.19 -20.53 -19.22
龙67井 J3 1 274.5 0 0.056 1.66 0.065 0 -33.5 -22.79 -20.62 -19.98
马蓬13井 J3 1 923 0 0.039 0.9 0.015 0.025 -33.54 -22.28 -19.44 /
新34井 J3 739.8 0 0.04 1.54 0.082 0 -33.06 -25.59 -24.35 /
新浅100井 J3 957.2 0 0.047 2.592 0.057 0 -34.13 -23.65 / /
新浅31井 J3 1 052 0 0.078 2.106 0.058 0 -32.54 -22.22 -20.99 -19.92
新浅56井 J3 1 387.5 0 0.033 0.656 0.04 0 -35.66 -23.69 -20.86 -19.81
J3平均值 1 241.100 0.004 0.049 1.329 0.048 0.010 -34.278 -23.358 -21.082 -20.418
川孝105井 J2 1 905 0 0.026 0.371 0.017 0 -34.3 -22.73 -20.67 /
川孝163井 J2 2 726 0 0.034 0.94 0.045 0.118 -35.01 -23.25 -20.57 /
川孝168井 J2 2 036 0 0.025 0.534 0.025 0 -34.78 -22.89 -20.25 -20.24
川孝380井 J2 2 384 0 0.018 0.888 0.045 0.12 -35.72 -22.58 -18.62 -18.32
川孝454井 J2 2 379 0 0.027 0.978 0.038 0 -35.02 -22.5 -19.08 -18.83
川孝455井 J2 2 520 0 0.039 0.675 0.012 0.122 -35 -22.14 -20.06 -20.30
川鸭609井 J2 2 021.5 0.042 0.052 0.52 0.026 0 -33.26 -23.39 -21.96 -21.74
江沙7井 J2 2 420.07 0 0.06 0.55 0.046 0 -35.45 -23.72 -21.25 -20.94
J2平均值 2 298.950 0.005 0.035 0.682 0.032 0.045 -34.818 -22.900 -20.308 -20.062
表2 川西地区须家河组天然气组分与碳同位素特征

Table 2 Characteristic of components, carbon and isotope of natural gas of Xujiahe Formation in western Sichuan Basin

井号 层位 井深/m 烃类组分含量/% 异丁烷/正丁烷 异戊烷/正戊烷 苯/正己烷 苯/环己烷
甲烷 乙烷 丙烷
川丰131井 T3 x 4 3 728 90.486 7.812 0.031 1.074 1.931 0.809 0.544
川丰563井 T3 x 4 3 738 95.098 2.565 0.012 1.384 2.814 1.298 1.170
川丰563井 T3 x 4 3 742.5 91.794 5.568 0.011 1.387 2.793 0.841 1.269
川孝560井 T3 x 4 3 901 96.144 2.901 0.006 1.503 2.771 2.326 1.362
川孝93 T3 x 4 3 413.5 90.431 5.359 1.987 0.900 1.924 0.889 0.683
丰谷1井 T3 x 4 3 360 88.281 8.150 0.047 1.152 1.992 0.552 0.406
新882井 T3 x 4 3 391 92.934 3.546 0.014 1.079 1.842 0.718 0.494
新884井 T3 x 4 3 376.2 97.653 2.047 0.002 1.149 2.598 1.610 0.282
T3 x 4平均值 3 581.280 91.602 4.743 0.264 1.204 2.333 1.130 0.776
川高561井 T3 x 2 4 958 98.715 0.933 0.002 1.037 2.873 / /
川合127井 T3 x 2 4 588.5 98.549 1.072 0.002 1.169 4.085 1.966 1.598
川合137井 T3 x 2 4 612.935 97.584 1.713 0.003 1.148 2.996 / /
川江566井 T3 x 2 4 362.5 96.903 2.046 0.005 1.419 3.601 2.362 1.575
川江566井 T3 x 2 4 750 96.948 2.006 0.005 1.409 3.545 2.122 1.412
联150 T3 x 2 4 825.3 98.678 1.009 0.002 1.082 3.045 2.070 1.863
新2井 T3 x 2 4 818.24 98.638 1.022 0.002 1.218 2.911 2.807 1.296
新853井 T3 x 2 5 049 98.657 0.989 0.002 1.204 3.195 2.923 1.520
新856井 T3 x 2 4 592 98.615 1.033 0.002 1.214 3.562 2.809 1.501
新856井 T3 x 2 4 838.2 98.666 0.981 0.002 1.210 3.264 3.060 1.457
T3 x 2平均值 4 739.470 98.195 1.280 0.003 1.211 3.308 2.515 1.528
井号 层位 井深/m 非烃含量/% 碳同位素/‰
CO2 O2 N2 He H2 δ13C1 δ13C2 δ13C3 δ13C4
川丰131井 T3 x 4 3 728 0 0.026 0.876 0.036 0.005 -34.98 -23.97 -20.86 /
川丰563井 T3 x 4 3 738 0.65 0.087 0.395 0.022 0 -35.18 -21.53 -19.81 -18.70
川丰563井 T3 x 4 3 742.5 0.631 0.022 0.182 0.011 0.001 -33.8 -21.61 -20.3 -19.85
川孝560井 T3 x 4 3 901 0.119 0.034 0.291 0.014 0.019 -33.72 -20.84 -20.63 /
川孝93 T3 x 4 3 413.5 0 0.095 1.04 0.04 0 -33.24 -23.72 -21.19 -20.42
丰谷1井 T3 x 4 3 360 0.626 0.034 0.383 0.021 0.014 -38.38 -25.33 -21.36 -21.21
新882井 T3 x 4 3 391 0.272 0.018 0.281 0.016 0.005 -33.43 -22.13 -20.56 -19.93
新884井 T3 x 4 3 376.2 0 0.068 0.654 0.025 0.315 -33.61 -22.13 -21.41 -20.64
T3 x 4平均值 3 581.280 0.328 0.048 0.513 0.023 0.045 -34.543 -22.658 -20.765 -20.125
川高561井 T3 x 2 4 958 1.769 0.117 0.813 0.011 0 -31.55 -28.06 -31.54 -25.94
川合127井 T3 x 2 4 588.5 1.78 0.047 0.366 0.01 0.003 -31.18 -25.88 -25.96 -18.01
川合137井 T3 x 2 4 612.935 1.614 0.123 0.518 0.011 0.004 -31.18 -24.35 -26.22 -22.48
川江566井 T3 x 2 4 362.5 1.733 0.012 0.218 0.013 0.002 -32.49 -21.46 -21.33 -21.82
川江566井 T3 x 2 4 750 1.490 0.035 0.371 0.025 0 -33.69 -21.02 -19.81 /
联150 T3 x 2 4 825.3 1.860 0.029 0.317 0.008 0 -31 -28.08 -27.28 -22.7
新2井 T3 x 2 4 818.24 1.713 0.026 0.311 0.01 0.006 -31.31 -27.8 -27.98 /
新853井 T3 x 2 5 049 1.320 0.038 0.347 0.014 0 -31.77 -26.88 -25.74 /
新856井 T3 x 2 4 592 1.846 0.023 0.314 0.009 0.002 -31.16 -27.51 -27.13 /
新856井 T3 x 2 4 838.2 1.313 0.021 0.254 0.014 0 -30.76 -27 -26.45 /
T3 x 2平均值 4 739.470 1.644 0.047 0.383 0.013 0.002 -31.609 -25.804 -25.944 -22.190
其中，天然气组分（烃类气体及CO2、H2S、N2、O2、Ar、He、H2）是用装配有火焰离子和热导检测器的HP5890Ⅱ气相色谱仪测定。色谱条件为：内径3 mm，柱长2.4 mm的MS分子筛；内径3 mm，长为4 m的GDX-502色谱柱。色谱升温程序为初始温度30 ℃，恒温10 min，然后以10 ℃/min的升温速率程序升温至180 ℃。样品的测试工作在中国石化西南分公司勘探开发研究院地球化学实验室完成。
天然气中主要烷烃气的碳同位素值采用 Optima 同位素质谱仪分析。天然气样品在 HP5890Ⅱ气相色谱仪中经过色谱柱（HP-PLOTQ柱，30 m×0.32 mm×20 μm）分离为单组分，单组分烃类通过高温转化炉转化为CO2，然后直接进入同位素质谱仪测定碳同位素组成。色谱仪初始炉温35 ℃，以8 ℃/min的升温速率升温至80 ℃，以5 ℃/min的升温速率升温至260 ℃，保持10 min。样品的测试工作在中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院地质实验室完成。
天然气的轻烃组成由HP5890A气相色谱仪测定。采用50 m×0.25 mm的PONA毛细管柱色谱分析。色谱升温程序为初始温度30 ℃，恒温15 min，然后依次以每分钟l.5 ℃的升温速率程序升温至70 ℃，每分钟3 ℃ 的升温速率程序升温至160 ℃，每分钟5 ℃的升温速率程序升温至280 ℃，恒温20 min。样品的测试工作在中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所实验研究中心完成。
烃源岩轻烃抽提由无锡石油地质研究所完成。主要仪器设备和实验流程参考文献［31-32］，该方法能获得C5—C31以上的烃类物质信息，其中C5—C10之间可分离出100多个烃类物质，能很好地满足油气地质研究的需要，是进行油气岩源三位一体研究较理想的技术支持方法［31］。

3 天然气特征及成因

川西坳陷陆相天然气以烷烃气为主，烷烃气中甲烷占绝对优势，大多数样品中其体积分数>90%，其次为乙烷，除须二段（T3 x 2）乙烷含量较低外，其他层段乙烷体积分数普遍大于2%，丙烷以上烷烃气含量较低，体积分数普遍低于1%，天然气干燥系数［C1/（C1—C5）］较大，以干气为主；天然气中非烃气含量总体较低，不含H2S。天然气的碳同位素构成中，δ13C1值分布在-38.38‰~-30.76‰之间，平均值为-33.73‰；δ13C2值分布在-28.08‰~-20.84‰之间，平均为-23.77‰；δ13C3值分布在-31.54‰~-18.62‰之间，平均为-22.19‰；δ13C4值分布在-25.94‰~-18.01‰之间，平均为-20.70‰（表1，表2）。除须二段（T3 x 2）部分天然气表现出一定的倒转外，其他层段天然气碳同位素总体表现为δ13C1<δ13C2<δ13C3<δ13C4的正常系列分布特征，总体表现出陆相有机成因气的特征（图3）。
图3 川西坳陷陆相天然气碳同位素系列分布特征

Fig.3 Distribution characteristics of carbon and isotope series of continental natural gas in Western Sichuan Depression

从天然气烃类组分—碳同位素成因类型判别图版（图4）来看［33］，研究区天然气样品均集中分布在图的左下角，除须二段（T3 x 2）外，其他层段大部分天然气属于煤型气，须二段（T3 x 2）天然气则主要分布在混合气区域。不同层段乙烷碳同位素对比来看（图4），须二段（T3 x 2）天然气乙烷碳同位素值相对于其他层段天然气明显偏低，大部分样品乙烷碳同位素值小于-26‰，而其他层段天然气乙烷碳同位素值则均大于-26‰。一般来说，Ⅰ型和Ⅱ1型干酪根所生天然气相对于Ⅱ2型和Ⅲ型干酪根所生天然气在相同成熟度情况下烷烃碳同位素组成偏轻［6］。因此，须二段（T3 x 2）偏轻的乙烷碳同位素组成显示其来源中存在较多Ⅰ型和Ⅱ1型干酪根所生天然气，即油型气的贡献，这与该层段天然气的潜在烃源岩（小塘子组）具有较多的Ⅰ型有机质是相符的［34］，也是须二段（T3 x 2）部分天然气碳同位素呈现倒转的原因（图3）。
图4 川西坳陷天然气δ13C1与δ13C2值的关系

Fig.4 Relationship between δ13C1 and δ13C2 of natural gas in Western Sichuan Depression

4 天然气来源

针对研究区致密砂岩气来源追踪，本文研究采用了烃源岩抽提轻烃和天然气浓缩轻烃指纹直接对比法［30］。为尽量减小其他因素的干扰，本文研究选取了iC6/nC6、MCH/nC7、MH/nC7、2-甲基戊烷/3-甲基戊烷5项碳数相同或相差很小轻烃比值参数（表3）进行对比。
表3 天然气及烃源岩抽提轻烃特征

Table 3 Characteristic of light hydrocarbons extracted from natural gas and source rocks

井号 层位 样品类型 iC6/nC6 MCH/NC7 MH/NC7 异庚烷值 2-甲基戊烷/3-甲基戊烷
洛深1井 T3 m+t 烃源岩 2.54 8.19 1.38 2.80 1.82
龙深1 T3 m+t 烃源岩 2.82 8.25 1.07 2.46 1.22
新856-1 T3 x 2 烃源岩 2.38 9.25 0.66 2.67 1.13
川高561 T3 x 2 天然气 2.94 10.01 1.31 2.76 1.64
川江566 T3 x 2 天然气 2.99 10.32 1.24 2.65 1.56
新11 T3 x 3 烃源岩 1.53 21.61 2.28 1.73 1.33
川合100 T3 x 3 烃源岩 1.52 27.44 2.05 1.53 1.25
新11 T3 x 4 烃源岩 1.54 27.91 2.58 1.96 0.96
川孝568 T3 x 4 烃源岩 1.64 25.04 2.38 1.71 1.18
川孝560 T3 x 4 天然气 1.90 26.55 2.60 1.72 1.75
新882 T3 x 4 天然气 1.92 24.34 2.10 1.61 1.72
新856-3 T3 x 5 烃源岩 2.11 3.68 1.28 2.03 1.63
新884-1 T3 x 5 烃源岩 1.87 3.06 1.06 2.21 1.83
川合358 J3 天然气 1.98 3.95 1.04 2.49 1.64
新浅31 J3 天然气 2.05 3.67 1.09 2.16 1.60
川孝105 J2 天然气 1.85 4.14 1.01 2.80 1.61
川孝455 J2 天然气 1.80 3.37 1.10 2.34 1.76
从不同层段烃源岩抽提轻烃参数与天然气轻烃参数对比来看（图5），小塘子组—马鞍塘组（T3 m+t）和须二段（T3 x 2）烃源岩轻烃参数均与须二段（T3 x 2）天然气轻烃参数具有高度相似性，显示须二段（T3 x 2）天然气主要来源于小塘子组—马鞍塘组（T3 m+t）和须二段（T3 x 2）烃源岩；须三段（T3 x 3）和须四段（T3 x 4）烃源岩与须四段（T3 x 4）天然气轻烃参数同样具有高度相似性，显示须四段（T3 x 4）天然气主要来源于须三段（T3 x 3）和须四段（T3 x 4）烃源岩；侏罗系天然气与须五段（T3 x 5）烃源岩轻烃配对参数相关性较好，说明侏罗系天然气主要来自须五段（T3 x 5）烃源岩。
图5 川西坳陷天然气轻烃参数对比

Fig.5 Comparison of light hydrocarbon parameters of natural gas in Western Sichuan Depression

总的来看，研究区天然气来源具有下生上储的特征，其中，须二段（T3 x 2）天然气主要来源于须二段（T3 x 2）自生的烃源岩以及下伏小塘子组—马鞍塘组（T3 m+t）烃源岩，须四段（T3 x 4）天然气主要来源于须三段（T3 x 3）烃源岩，而侏罗系天然气则主要来源于下伏须五段（T3 x 5）烃源岩的贡献，因此，纵向运移是研究区陆相天然气运移最重要的特征。

5 天然气运移地球化学示踪探讨

5.1　天然气运移距离

天然气中组分含量主要受烃源岩母质成熟度、烃源岩母质类型、天然气运移过程中的分馏等因素的控制［19］。CH4是天然气中分子量最小、分子直径最小、分子极性最弱的组分，地层对CH4吸附能力相对较弱，其迁移能力相对较强。在运移过程中，沿天然气运移方向CH4含量逐渐增加，天然气逐渐变干，表现出“甲烷化”的趋势［11，23］。
研究区天然气甲、乙烷含量的纵向变化具有以下3个特征：①侏罗系样品随埋深变浅，甲烷含量逐渐变高，乙烷含量逐渐降低；②须四段（T3 x 4）样品相对分散，且与埋深没有明显关系；③须二段（T3 x 2）样品随埋深变浅，甲烷含量逐渐降低，乙烷含量逐渐变高（图6）。
图6 川西地区天然气CH4、C2H6乙烷与深度关系

Fig.6 Relationship between depth and CH4，C2H6 of natural gas in western Sichuan Basin

须二段（T3 x 2）天然气组分变化表现为正常的热力学特征（图6），说明须二段（T3 x 2）天然气组分主要受控于天然气成熟度，运移分馏作用不明显，天然气运移距离较短［35-36］；与之相反，侏罗系天然气甲烷含量随埋深变浅逐渐增加、乙烷含量逐渐降低，体现了天然气组分的变化主要受控于运移分馏作用，天然气经历了长距离的运移；须四段（T3 x 4）天然气甲烷、乙烷含量纵向上与埋深无明显关系，类似深度条件下，甲烷、乙烷含量分布范围大（图6），可能显示须四段（T3 x 4）天然气存在一定距离的横向运移。
研究区陆相天然气中，N2和CO2是相对最重要的2种非烃类型（表1，表2）。纵向上，研究区天然气中CO2和N2含量具有以下几个特征：①须二段（T3 x 2）天然气具有相对最高的CO2含量和最低的N2含量，平均含量分别为1.644%和0.383%；②侏罗系天然气中CO2含量明显较低，中侏罗统（J2）和上侏罗统（J3）CO2平均含量分别仅为0.005%和0.004%，N2含量则明显较高，中侏罗统（J2）和上侏罗统（J3）N2平均含量分别达到了0.682%和1.329%；③须四段（T3 x 4）天然气中CO2和N2含量则处在侏罗系和须二段（T3 x 2）天然气之间，平均含量分别为0.328%和0.513%；④从分布范围来看，上侏罗统（J3）N2具有明显较大的分布范围（图7，表1，表2）。
图7 川西地区天然气CO2、N2与深度关系

Fig.7 Relationship between depth and CO2，N2 of natural gas in western Sichuan Basin

已有的研究表明，N2化学性质不活泼、运移过程中受围岩影响较小，同时，N2分子直径明显小于CH4，地层对N2的吸附能力明显小于CH4，而扩散系数明显大于CH4 ［37］。因此，天然气运移过程中N2运移速度明显大于CH4，沿运移方向N2也会出现类似CH4的富集特征。相对来说，CO2分子量、分子直径都明显大于CH4与N2，地层对其吸附能力也明显大于CH4与N2，CO2的运移速率明显不如CH4与N2。因此，在天然气运移过程中，CO2随运移距离增加，含量会逐渐降低。须二段（T3 x 2）天然气具有最高含量的CO2和最低含量的N2，反映了其天然气运移距离短，分馏效应不明显；而侏罗系天然气则表现为低CO2含量和高N2含量的特征，显示其运移距离较长，分馏效应明显；须四段（T3 x 4）天然气中CO2含量和N2含量介于二者之间，显示其运移距离应介于须二段（T3 x 2）和侏罗系天然气之间。

5.2　运移通道示踪

研究表明，当天然气运移通道半径较大时，相同碳数的异构烷烃与正构烷烃分子相比，前者分子直径更小，与矿物岩石表面的作用力也相对更弱，因而前者运移速率大于后者，另外相对于正构烷烃，同碳数的异构烷烃扩散系数更大，所以，沿天然气运移路径iC4/nC4、iC5/nC5值会逐渐增大。而通道半径较小时，由于异构烷烃的分子体积要大于同碳数的正构烷烃，运移所受的阻力较大，支链的阻碍作用使其较同碳数正构烷烃更不易透过岩石的超微毛细管，从而产生通道过滤分异效应，导致沿天然气运移路径iC4/nC4、iC5/nC5值会逐渐变小［38-39］。
纵向上，随埋藏深度变浅，研究区天然气iC4/nC4值和iC5/nC5值具有如下变化特征：①须二段（T3 x 2）天然气iC4/nC4值和iC5/nC5值呈逐渐变大趋势；②与之相反，须四段（T3 x 4）天然气iC4/nC4值和iC5/nC5值呈逐渐变小的趋势；③中侏罗统（J2）天然气iC4/nC4值和iC5/nC5值呈微弱增大趋势；④与须二段（T3 x 2）类似，上侏罗统（J3）天然气iC4/nC4值和iC5/nC5值也呈逐渐变大的趋势（图8）。
图8 川西地区天然气iC4/nC4、iC5/nC5与深度关系

Fig.8 Relationship between depth and iC4/nC4，iC5/nC5 of natural gas in western Sichuan Basin

须二段（T3 x 2）天然气iC4/nC4值、iC5/nC5值沿运移方向逐渐变大，显示须二段（T3 x 2）天然气运移通道半径较大，断层及其伴生裂缝可能是其主要运移通道；与之相反，须四段（T3 x 4）天然气iC4/nC4值、iC5/nC5值沿运移方向逐渐变小，显示须四段（T3 x 4）天然气运移时，天然气运移通道发育较差，通道半径小，可能反映须四段（T3 x 4）气藏成藏时储层已基本致密，致密砂岩可能是其运移主要通道，这与研究区须家河组天然气成藏时间较晚的研究结论是一致的［26，40-42］。虽然从相关运移指标上，难以看出断裂等高速运移通道在须四段（T3 x 4）天然气运移中作用，但研究区须四段断层发育，其在天然气运聚过程中的作用不能忽视，造成这一现象的原因可能与样品代表性有关，这是我们下一步研究中有必要进一步深化的地方；沿运移方向，侏罗系样品比值逐渐变大，显示侏罗系天然气主要运移通道发育好，通道半径较大，通源断裂是研究区侏罗系天然气运移的重要通道（图8）。

5.3　运移相态示踪

研究表明，天然气以游离相运移时，影响组分含量变化的主要因素是烃类分子的极性，由于地质色层作用，极性强的分子在运移过程中其含量逐渐降低，由于芳香烃的极性明显大于烷烃，随运移距离的增加其含量会相对减少。当天然气以水溶相运移时，轻烃组分水溶性差异是决定其含量变化的主要因素，沿着运移方向，难溶组分先脱溶，易溶组分后脱溶。相同条件下，同碳数的芳烃溶解度明显高于烷烃，所以随运移距离变长，芳烃/烷烃值呈增加趋势［26，30，35，43］。
纵向上，研究区天然气苯/正己烷和苯/环己烷具有如下变化特征：①须二段（T3 x 2）天然气具有最高的苯/正己烷值和苯/环己烷值，平均分别为2.515和1.528，二者主要分别分布在1.966~3.060之间和1.296~1.863之间；②中侏罗统（J2）天然气具有最大的分布区间和相对较高的平均值，分布区间分别在0.288~3.473之间和0.455~2.256之间，平均分别为1.593和1.262；③上侏罗统（J3）天然气具有相对最小的平均值和分布区间，主要分别分布在0.056~0.704之间和0.059~0.461之间，平均分别为0.289和0.227；④须四段（T3 x 4）天然气苯/正己烷和苯/环己烷值介于上侏罗统（J3）和中侏罗统（J2）天然气之间，平均值分别为1.130和0.776（图9）。
图9 川西坳陷中段天然气C6H6/CH3（CH2）4CH2、C6H6/C6H12与深度关系

Fig.9 Relationship between depth and C6H6/CH3（CH2）4CH2，C6H6/C6H12 of natural gas in the middle Western Sichuan Depression

须二段（T3 x 2）天然气苯/正己烷值随埋深变浅（沿运移方向），逐渐变小，显示其运移相态应以游离相为主（图9）。同时，该值总体较大，可能含有水溶相运移，也反映运移距离比较短，这与前文的研究一致。苯/环己烷值沿运移方向无明显变化规律，可能与不同成熟度天然气混合作用有关，也可能反映了苯/环己烷值的运移敏感性不如苯/正己烷值，同时也从侧面进一步反映了须二段（T3 x 2）天然气运移距离较短；沿运移方向，须四段（T3 x 4）天然气苯/正己烷值和苯/环己烷值均逐渐变低，与须二段（T3 x 2）对比，比值均明显较小（图9），显示天然气应以游离相运移为主。同时，该层段明显较低的苯/正己烷值和苯/环己烷值，可能也进一步反映了须四段（T3 x 4）天然气成藏时，运聚通道较小，进而导致了更为明显的地质色层效应，天然气中苯/正己烷值和苯/环己烷值迅速下降；中侏罗统（J2）天然气苯/正己烷值和苯/环己烷值变化范围较大，与运移距离均无明显关系，且最大值也出现在该层位（图9）。前文研究表明，中侏罗统（J2）天然气经历了较长距离的运移，因此，部分中侏罗统（J2）天然气较高的苯/烷烃值可能显示其主要以水溶相运移，而部分天然气相对较低的苯/烷烃值则反映了其游离相运移的特征。中侏罗统（J2）天然气运移相态可能表现为水溶相和游离相混合运移；上侏罗统（J3）天然气的苯/环己烷值和苯/环己烷值分布相对集中，且远小于其下伏其他层位（图9），体现了天然气在继续向上运移至上侏罗统（J3）时，由于温压的不断降低，天然气以游离相运移为主，芳烃含量以及芳烃/烷烃值呈相对低值［11］。

6 天然气运聚模式

综合上述天然气成因及运移机制研究成果，建立了研究区陆相天然气运聚模式（图10）。研究区陆相天然气藏均为下生上储式。须家河组自身烃源岩发育，源—储配置好，烃源岩生成天然气后，主要就近聚集，因此，无论是须二段（T3 x 2）还是须四段（T3 x 4）天然气，其运移距离均较短。二者运聚机制上的差别主要体现在运移通道和运移相态方面。其中，须二段（T3 x 2）天然气运移通道以断层为主，在断层及其伴生裂缝发育区，易于形成裂缝性储渗体，天然气主要以水溶相与游离相2种相态运移；须四段（T3 x 4）天然气运聚成藏时，储层已相对致密，运移通道发育不佳，主要运移通道为致密砂岩，断层是次要的运移通道，运移相态主要以游离相扩散运移为主。研究区侏罗系不发育烃源岩，其天然气的来源主要依靠下伏须家河组烃源岩供烃，运移距离长。其中，中侏罗统（J2）部分气藏由须家河组气源以游离相的方式沿断裂等高速通道运移而来，而部分气藏则以水溶相的方式运移聚集成藏，水溶相和游离相混合运聚是其重要的运聚机制。当天然气继续向上运移至上侏罗统（J3）时，由于温压的不断降低，早期存在的水溶相天然气均已脱溶，因此，上侏罗统（J3）天然气以游离气相远距离运移为主，通源断裂是中上侏罗统天然气运聚的重要通道。
图10 四川盆地西部致密砂岩气运移机制及模式

Fig.10 Migration mechanism and model of tight sandstone gas in western Sichuan Basin

7 结论

（1）川西坳陷陆相天然气以烷烃气为主，烷烃气中甲烷占绝对优势，非烃则以CO2和N2为主。除须二段（T3 x 2）部分天然气外，研究区其他层段天然气碳同位素总体呈正常系列分布。须二段（T3 x 2）天然气乙烷碳同位素相对于其他层段天然气明显偏负，大部分样品乙烷碳同位素值小于-26‰，而其他层段天然气乙烷碳同位素值则均大于-26‰，属于典型的煤型气，须二段（T3 x 2）天然气则主要为煤型气和油型气混合气。
（2）气源对比表明，须二段（T3 x 2）天然气主要为小塘子组—马鞍塘组（T3 m+t）Ⅰ型、Ⅱ1型有机质和须二段（T3 x 2）煤系烃源岩混合来源；须四段（T3 x 4）天然气主要来源于须三段（T3 x 3）和须四段（T3 x 4）自身煤系烃源岩；侏罗系天然气主要来源于下伏须五段（T3 x 5）烃源岩的贡献。
（3）须二段（T3 x 2）天然气主要以水溶相与游离相2种相态近距离运移，断层及其伴生裂缝是其运聚的主要通道；须四段（T3 x 4）天然气主要运移通道为致密砂岩，断层相对次要，近距离游离相扩散运移是其天然气运聚的主要机制；通过水溶相和游离相远距离混合运聚是上沙溪庙组（J2 s）天然气重要的运聚机制，上侏罗统（J3）天然气则主要以游离相远距离运移为主，通源断裂是中上侏罗统天然气运聚的重要通道。

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