Natural Gas Geoscience >

2024 , Vol. 35 >Issue 5: 799 - 809

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2024.04.019

Differences in gas sources of the Changxing-Feixianguan formations around the Kaijiang-Liangping trough and favorable exploration directions for coal-formed gas generated by the Upper Permian Longtan Formation， Sichuan Basin

  • Shipeng HUANG , 1 ,
  • Zhenyu ZHAO 1 ,
  • Yue AI 1 ,
  • Hua JIANG 1 ,
  • Xingwang TIAN 2 ,
  • Qingchun JIANG 1 ,
  • Debo MA 1 ,
  • Wei SONG 1 ,
  • Haijing SONG 1
Expand
  • 1. Research Institute of Petroleum Exploration & Development，PetroChina，Beijing 100083，China
  • 2. PetroChina Southwest Oil and Gasfield Company，Chengdu 610041，China

Received date: 2024-03-11

  Revised date: 2024-04-19

  Online published: 2024-04-24

Supported by

The Special Science and Technology Project of Petroleum and New Energy Company, CNPC(2023YQX10101)

the National Natural Science Foundation of China(42372165)

Fold

Abstract

Through the analysis of natural gas composition， carbon and hydrogen isotopes of alkane gases， reservoir bitumen， source rock conditions， and source-reservoir combination， the gas source differences and sources of natural gas in the Permian Changxing Formation-Triassic Feixianguan Formation on both sides of the Kaijiang-Liangping trough were clarified， and favorable exploration directions for the coal-formed gas generated by the Longtan Formation were pointed out in the Sichuan Basin. The following understanding was obtained： （1） The natural gas in the Changxing-Feixianguan formations is mainly composed of alkane gas， which is typical dry gas； （2） The carbon isotope values of methane and ethane in the Changxing-Feixianguan formations on the east side of the trough are lighter than those on the west side. The ethane carbon isotope in the Longgang Gas Field on the west side is heavier than that in the Yuanba Gas Field， while the value of methane hydrogen isotope is lower than that in the Yuanba Gas Field； （3） The natural gas from Luojiazhai， Puguang， and Yuanba gas fields mainly comes from the sapropelic organic matter of the Wujiaping Formation with kerogen type II1-I； the Longgang Gas Field is a mixture of coal-formed gas and oil type gas， with a slightly higher content of coal-formed one， originating from the mixed organic matter of the Wujiaping Formation with kerogen type of II1-II2； （4） Multiple types of gas， such as coal rock gas， tight sandstone gas， and shale gas， can be formed within the Longtan Formation. The Suining-Luzhou and Langzhong-Guang'an-Fuling areas are favorable zones for the exploration of coal rock gas and marine-continental transitional shale gas， respectively. The reef and shoal development areas of the Changxing Formation in the Suining-Hechuan and Guang'an-Nanchong areas are also favorable exploration areas for coal-formed gas.

Key words： Changxing-Feixianguan formations; Natural gas genesis; Gas-source; Wujiaping Formation; Long-tan Formation; Coal-formed gas; Favorable exploration direction

Cite this article

Shipeng HUANG , Zhenyu ZHAO , Yue AI , Hua JIANG , Xingwang TIAN , Qingchun JIANG , Debo MA , Wei SONG , Haijing SONG . Differences in gas sources of the Changxing-Feixianguan formations around the Kaijiang-Liangping trough and favorable exploration directions for coal-formed gas generated by the Upper Permian Longtan Formation， Sichuan Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2024 , 35(5) : 799 -809 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2024.04.019

0 引言

四川盆地二叠系长兴组—三叠系飞仙关组是盆地最重要的天然气规模增储勘探领域之一。沿着开江—梁平海槽周缘长兴组—飞仙关组台缘带，已经发现普光、龙岗、元坝、罗家寨等大型气田，展现出巨大的天然气勘探潜力。针对普光、龙岗和元坝等大气田的天然气组分、轻烃及同位素、沥青碳同位素、生物标志物组成、油气源对比及成藏演化过程，前人开展了大量卓有成效的研究［1-9］。海槽东侧普光气田长兴组—飞仙关组天然气普遍遭受强烈热硫酸盐还原反应（TSR），天然气为原油裂解气，主要来源于上二叠统龙潭组（吴家坪组为同时异相），少量来源于上二叠统大隆组和下伏志留系龙马溪组［1-2］。针对海槽西侧长兴组—飞仙关组天然气的成因及来源认识则存在争议，主要存在2种观点：①龙岗气田天然气主要为煤成气，来源于龙潭组煤系烃源岩［4，7，10］；②元坝和龙岗气田天然气主要为吴家坪组来源的油型气，少部分为煤成气［6，8］。在区域地质条件研究基础上，本文通过对比海槽东西两侧长兴组—飞仙关组天然气组分、碳氢同位素、储层沥青同位素等地球化学组成，明确东西两侧天然气组成及气源差异；另外，龙潭组作为四川盆地古生界唯一的一套煤系烃源岩，其生成煤成气的有利勘探方向值得高度重视，本文拟通过分析烃源岩及潜在储层的组合关系进行有利方向的初步预测，以期能够对四川盆地二叠系—三叠系天然气勘探新突破有所裨益。

1 地质背景

开江—梁平海槽位于川东北地区［11］［图1（a）］。中二叠世晚期峨眉地裂运动形成的区域拉张构造背景使得四川盆地发生差异沉降，长兴期（P3 ch）受到勉略洋扩张和北西向基底断裂活化作用控制［12-13］，在四川盆地西北缘形成了近北西—南东向展布的海槽。近期研究表明，在茅口组（P2 m）沉积中晚期开江—梁平海槽雏形即已发育［14-15］。早三叠世飞仙关组（T1 f）沉积期对开江—梁平海槽进行填平补齐，海槽至此逐渐消亡。开江—梁平海槽负向构造单元的形成、演化控制了槽内上二叠统烃源岩、长兴组生物礁以及飞仙关组鲕粒滩的分布，对于长兴组—飞仙关组礁滩大气田的形成起着决定性控制作用。
图1 四川盆地龙潭组沉积相分布（a）及二叠系—三叠系地层综合柱状图（b）（图（a）据文献［8］）

Fig.1 Distribution of sedimentary facies of Longtan Formation in the Sichuan Basin（a） and Permian-Triassic comprehensive stratigraphic colume （b） （Fig.（a） modified from Ref.［8］）

上二叠统龙潭组（P3 l）、长兴组在海槽内外的沉积相存在显著差异。龙潭组在绵阳—南充—重庆一线西南为陆相沉积［图1（a）］，川西南地区称为宣威组（P3 x），蜀南—川中地区为滨岸沼泽含煤碎屑岩地层。绵阳—南充—重庆一线以东碳酸盐岩含量增加，煤层减少，称为吴家坪组（P3 w），为龙潭组的同时异相［图1（b）］。绵阳—南充至元坝—龙岗一带为浅水混积陆棚［8］，碳酸盐岩和碎屑岩均有沉积，岩性包括泥灰岩、粉砂岩和泥岩。海槽内部则为深水陆棚沉积，主要为一套灰黑色泥岩夹灰岩沉积。开江—梁平海槽周缘长兴组生物礁成排成带规模发育，岩性主要为白云岩、灰岩，海槽内部则是深水陆棚相的黑色泥岩，称为大隆组（P3 d），为长兴组的同时异相［图1（b）］。
川东北地区长兴组—飞仙关组气藏发育5套潜在烃源岩，自下而上分别是龙马溪组、茅口组、龙潭组/吴家坪组和大隆组，各套烃源岩地球化学参数见表1。
表1 四川盆地长兴组—飞仙关组气层潜在烃源岩地球化学参数

Table 1 Geochemical parameters of potential source rocks of the Changxing-Feixianguan formations gas reservoirs in the Sichuan Basin

层位 沉积相 岩性 厚度/m TOC/%

有机质

类型

 干酪根碳同位素/‰（PDB） R O/%

生气强度

/（108 m3/km2）

 文献来源
大隆组 深水陆棚 泥岩 10~30 （2.5~8.96）/4.99 II1 —29~—24.9 1.6~2.2 0~5 ［17-18］
龙潭组 滨岸沼泽、潟湖 泥岩 40~120 （2~4）/3.0 III—II2 —24~—23 2.0~2.6 20~40 ［16］；本文
滨岸沼泽、潟湖 煤 2~20 （41.8~81.5）/60.0 III —24~—23 2.0~2.6 ［8， 19-20］；本文
吴家坪组 混积陆棚、开阔台地 灰岩 40~120 （0.5~2.1）/0.9 II1—II2 —28~—26 2.2~3.1 20~40 ［16］
深水陆棚 泥岩 50~120 （0.5~5.0）/2.63 主要为II1，部分为I —27.8~—26 2.2~3.1 ［8］
茅口组 中缓坡—深缓坡 泥灰岩 30~220 （0.5~3.0）/0.90 II1 —31~—25 2.1~2.7 10~40 本文
龙马溪组 深水陆棚 泥岩 100~600 （0.5~8.9）/1.95 I—II1 —37~—30 2.4~4.4 20~125 ［21］

注：（2.5~8.96）/4.99=（最小值—最大值）/平均值

龙潭组煤系烃源岩厚度大、有机碳含量高，生气强度高，是一套广泛分布的好烃源岩。龙潭组煤层单层厚度为1~4 m，累计厚度一般<20 m，主要分布于川中—蜀南地区（图2），在浅水混积陆棚相地区依然有少量煤线分布。吴家坪组烃源岩包括灰岩和泥岩2种岩性，有机质类型为混合型（主要为II1型，少量II2型），灰岩虽然厚度大，但是TOC含量平均仅为0.90%，总体上有机质丰度不高［16］。开江—梁平海槽内部吴家坪组泥岩厚度为50~120 m，TOC含量为0.5%~5.0%，生气强度达到（20~40）×108 m3/km2，是一套极为优质的烃源岩［8］。大隆组烃源岩分布在海槽内部，总体上厚度不大（10~30 m），TOC含量为2.5%~8.9%，生气强度为（0~5）×108 m3/km2，相对于吴家坪组，其生气强度要低得多［17-18］。
图2 四川盆地YF1井—TT1井—GS17井—MX11井—NC1井—WT1井龙潭组连井剖面（剖面位置见图1（a））

Fig.2 Wells YF1-TT1-GS17-MX11-NC1-WT1 connection profile of Longtan Formation in Sichuan Basin （see Fig. 1（a） for profile location）

2 天然气地球化学特征

在龙岗气田采集了6个长兴组—飞仙关组天然气样品，在中国石油勘探开发研究院油气地球化学重点实验室分别开展天然气组分和烷烃气碳、氢同位素分析，分析方法同文献［21-22］，分析测试数据见表2。同时，本文基于文献搜集了普光、东岳寨［2］、元坝［4，23］、龙岗［4，7，10］、卧龙河［24］等气田107井次前人公开发表的二叠系—三叠系天然气地球化学数据，开展了综合对比分析。
表2 四川盆地龙岗气田二叠系长兴组—三叠系飞仙关组天然气地球化学组成

Table 2 Geochemical composition of the natural gas reservoired in the Permian Changxing Formation-Triassic Feixianguan Formation of the Longgang Gas Field, Sichuan Basin

井号 层位 深度/m 主要组分/% δ13C/‰（VPDB）

δ2H /‰

（VSMOW）

干燥

系数

CH4 C2H6 C3H8 H2S CO2 N2 He H2 CH4 C2H6 CO2 CH4
LG1 P3 ch 6 202~6 204 91.85 0.06 n.d 2.44 4.02 0.68 n.d n.d -29.8 -23 n.d. -125 0.999 3
LG6 P3 ch 5 305~5 339 85.23 0.04 n.d 0.09 11.19 0.4 0.03 0.02 -28.4 -23.4 1.5 -125 0.999 5
LG39 P3 ch 6 459~6 490 89.02 0.08 n.d 4.5 5.2 1.48 0.01 n.d -29.8 -24.2 0.6 -130 0.999 1
LG63 P3 ch 6 988.1~7 045 81.02 0.04 0.01 2.78 14.35 0.45 0.02 0.1 -29.9 -25.6 0.7 -124 0.999 4
LG62 T1 f 6 220~6 285 84.25 0.05 0.01 1.98 10.1 1.23 0.01 0.01 -28 -22.5 2.1 -130 0.999 3
LG001-11 T1 f 5 946.7~6 088 95.32 0.07 0.01 1.65 2.5 0.65 n.d n.d -28.9 -23.4 1.5 -131 0.999 2

注：n.d表示没有检测到

2.1　天然气组分

海槽东侧普光和东岳寨气田天然气组分中，甲烷含量为24.2%~99.71%，乙烷含量为0~1.42%，丙烷和丁烷未检出，干燥系数（C1/C1-4）为0.985 4~1.0［图3（a）］，为典型干气。非烃气中H2S含量最高，分布范围为0~58.34%，平均达15.28%；CO2含量次之，分布区间为0.02%~17.03%，平均为7.79%；N2含量为0.23%~3.38%，平均为1.10%。高H2S、CO2含量天然气主要分布于普光气田，东岳寨气田非烃含量低。
图3 川东北地区石炭系—三叠系烷烃气甲烷碳同位素—干燥系数以及甲烷—乙烷碳同位素相关图（（a）δ13C1vs. 干燥系数；（b）δ13C1vs.δ13C2；川东北石炭系—三叠系数据来源于文献［2，4，7，10，23-24］及本文；萨拉门托盆地据文献［25］；尼日尔三角洲和特拉华/范弗德盆地据文献［26］）

Fig.3 Correlation diagram of methane carbon isotopes with drying coefficient，and methane-ethane carbon isotopes of Carboniferous-Triassic in northeastern Sichuan Basin（（a）δ13C1 vs. drying coefficient；（b）δ13C1 vs. δ13C2 data of the Carboniferous-Triassic of northeastern Sichuan Basin from Refs.［2，4，7，10，23，24］ and this paper； Sacramento Basin from Ref.［25］； Niger delta and Delaware/Val Verde Basin from Ref.［26］）

海槽西侧包括元坝气田和龙岗气田。元坝气田烷烃气含量最高，其中甲烷含量为53.25%~99.15%，平均为83.95%；乙烷含量为0.02%~0.47%，平均为0.08%；丙烷含量为0~0.09%，平均为0.01%，丁烷未检出。干燥系数为0.995 1~0.999 6。非烃气体中CO2含量最高，分布区间为0.07%~30.20%，平均为9.07%；H2S分布区间为0~13.33%，平均为4.86%；N2含量为0~15.06%，平均为2.15%。
龙岗气田天然气组分含量与元坝气田有较大差异，其甲烷含量为79.87%~97.74%，平均为91.58%；乙烷含量为0.03%~5.11%，平均为0.27%；丙烷含量为0~1.87%，平均为0.14%；丁烷含量为0~0.99%，平均为0.11%。干燥系数分布范围为0.924 4~0.999 7。非烃气中CO2分布区间为0.79%~16.78%，平均为5.20%；H2S分布区间为0~9.09%，平均为2.49%；N2含量为0~2.84%，平均为0.72%。总体上，元坝气田的烷烃气含量要低于龙岗气田，但是H2S、CO2以及N2含量要普遍高于龙岗气田。

2.2　烷烃气和二氧化碳碳同位素

海槽东侧长兴组—飞仙关组天然气甲烷碳同位素（δ13C1）值分布区间为-33.7‰~-29.7‰，平均值为-31.0‰；乙烷碳同位素（δ13C2）值分布区间为-33.8‰~-28.5‰，平均值为-30.3‰；二氧化碳碳同位素（ δ 13 C C O 2）值分布区间为-4.5‰~2.4‰，平均值为0.5‰［图3（b）］。
海槽西侧元坝气田长兴组—飞仙关组δ13C1值分布区间为-30.9‰~-27.9‰，平均值为-28.9‰；δ13C2值分布区间为-29.7‰~-25.2‰，平均值为-26.5‰； δ 13 C C O 2值分布区间为-8.1‰~3.3‰，平均值为-0.4‰。龙岗气田δ13C1值分布区间为-37.8‰~-27.4‰，平均值为-30.0‰；δ13C2值分布区间为-32.6‰~-21.0‰，平均值为-25.3‰；丙烷碳同位素（δ13C3）值分布区间为-25.8‰~-21.4‰，平均值为-24.4‰； δ 13 C C O 2值分布区间为-17.2‰~4.2‰，平均值为-1.2‰。总体上龙岗气田δ13C2值要大于元坝气田，而δ13C1值则是前者较小［图3（b）］。

2.3　甲烷氢同位素

海槽西侧元坝气田甲烷氢同位素（δ2H1）值分布区间为-156‰~-107‰，平均值为-123‰；龙岗气田δ2H1值分布区间为-190‰~-109‰，平均为-137‰，龙岗气田长兴组—飞仙关组天然气δ2H1值要偏低（图4）。
图4 川东北地区二叠系—三叠系甲烷氢同位素vs.C1/（C2+C3）对比（底图据文献［31］；川东北二叠系—三叠系数据来源于文献［4，7，10，23］及本文；鄂尔多斯盆地C—P数据来源于文献［22，32-33］；四川盆地西部T3 x数据来源于文献［4，22］）

Fig.4 Plot of hydrogen isotopes of methane vs. C1/（C2+C3） of the Permian- Triassic gases in the eastern Sichuan basin （diagram after Ref.［31］； data of the Carboniferous- Triassic of northeaster Sichuan Basin from Refs.［4，7，10，23］ and this paper； data of the C-P strata in the Ordos basin fromRefs.［22，32-33］； data of the T3 x in the western Sichuan Basin from Refs.［4，22］）

3 TSR反应对烷烃气碳氢同位素的影响

气体酸性指数［GSI=H2S/（H2S+CnH2n+2）］是指示TSR反应程度的良好指标［27］。GSI=0.01被认为是发生TSR反应的门槛值，0.01~0.1指示为早期TSR反应阶段，>0.1则表明气藏TSR反应进入了高级阶段［5，28］。海槽东西两侧硫化氢含量的高低差异反映出TSR反应强度存在显著区别（图5）。普光气田长兴组—飞仙关组高含量的H2S为TSR成因的观点已经成为业界共识［2，28-30］，气藏GSI值范围为0.05~0.18，平均值达到0.25，指示TSR反应比较强烈。元坝气田长兴组—飞仙关组气藏GSI值范围是0.06~0.20，平均值为0.06，表明气藏TSR反应为早期阶段（图5）。龙岗气田长兴组—飞仙关组气藏GSI值范围是0~0.10，平均值为0.02（图5），表明气藏的TSR反应强度比较低。从气体酸性指数来看，TSR反应强度为龙岗<元坝<普光。邻近普光的东岳寨气田长兴组—飞仙关组天然气基本不含H2S气体，因此该气田并未发生TSR反应。
图5 四川盆地石炭系—三叠系天然气气体酸性指数GSI与δ13C2关系（数据来源同图3）

Fig.5 Correlations of GSI and δ13C2 of the Carboniferous-Triassic natural gases in the Sichuan Basin （data source same as Fig.3）

随着TSR反应程度增加，重烃气如丙烷、乙烷碳同位素组成会逐渐变重［2，5，29］。东岳寨气田长兴组—飞仙关组天然气δ13C2均值为-31.9‰，遭受强烈TSR反应的普光气田长兴组—飞仙关组δ13C2均值为-28.7‰，相对于前者，δ13C2值增高幅度达3.2‰［图3（b）］。
普光气田长兴组—飞仙关组GSI平均值是元坝气田平均值的4.2倍，是龙岗气田平均值的12.5倍，按照这个比值来看，元坝气田和龙岗气田由于TSR反应导致的δ13C2值增高幅度要远低于3.2‰。按照TSR反应烷烃气同位素分馏模型［28］，遭受较低反应强度（0.01<GSI<0.1）的气藏，其δ13C2值增高幅度要<2‰。由于元坝气田GSI平均值只有0.06，推测其δ13C2值增高幅度要<1.5‰，而龙岗气田δ13C2值增高幅度更低，推测增高幅度约为1‰。
相对于δ2H2组成，δ2H1基本上不受TSR反应的影响［30］。总体上，发生过较低程度TSR反应的龙岗气田和大部分元坝气田长兴组—飞仙关组气藏的δ13C2、δ2H1值可以用来进行天然气成因的鉴别。

4 天然气的成因和来源判识

4.1　烷烃气成因及来源

4.1.1　烷烃气成因类型

来源于腐殖型有机质（II2—III型干酪根）天然气的δ13C2值一般高于-28‰、δ13C3值一般高于-25.5‰［34-35］。龙岗气田长兴组—飞仙关组天然气δ13C2值绝大部分高于-27.5‰、δ13C3值大部分高于-25.5‰［图3（b）］，按照上述标准，天然气主要是煤成气。元坝气田部分长兴组天然气δ13C2>-27.5‰，说明这部分天然气为煤成气。海槽东侧普光气田和东岳寨气田长兴组—飞仙关组天然气δ13C2值基本上低于-27.5‰［图3（b）］，指示为油型气。在δ13C2—δ13C1天然气成因判识图中可以看到，大部分龙岗气田长兴组—飞仙关组天然气分布区间接近于III型干酪根曲线，而普光、元坝、东岳寨长兴组—飞仙关组天然气则接近于II型干酪根曲线［图3（b）］。基于δ13C2－δ13C1 vs. δ13C1天然气成因判识图版可以看出，龙岗气田长兴组—飞仙关组天然气大部分分布于煤成气区间，而普光、东岳寨气田长兴组—飞仙关组以及卧龙河气田等黄龙组天然气分布在油型气区间，元坝气田长兴组—飞仙关组则2个区间都有分布（图6）。即使遭受了强烈的TSR作用，普光气田的δ13C2值主体小于-28.5%，依然表现出油型气特征。龙岗气田长兴组—飞仙关组天然气C7轻烃组成中，大部分天然气甲基环己烷含量明显偏高，表现出煤成气特征［10］。
图6 四川盆地石炭系—三叠系天然气δ13C2－δ13C1之差与δ13C1相关图（底图据文献［43］；数据来源同图3）

Fig.6 Correlations of Δδ13C2 -δ13C1 and δ13C1 of the Carboniferous-Triassic natural gases in the Sichuan Basin （diagram after Ref.［43］； data source same as Fig.3）

四川盆地海陆相天然气的δ2H1值统计结果表明，海相来源的天然气，其δ2H1值一般大于-150‰，陆相来源的δ2H1值一般小于-150‰［5，31］。龙岗气田长兴组—飞仙关组部分天然气δ2H1<-150‰，表现出腐殖型来源，但龙岗气田和元坝气田大部分天然气的δ2H1>-150‰，指示出海相腐泥型有机质来源（图4）。
综上可以看出，海槽东侧东岳寨、普光气田长兴组—飞仙关组天然气为油型气，鉴于天然气成熟度比较高，储层中发现了大量的焦沥青，天然气为原油裂解气［2， 6］。海槽西侧元坝气田天然气大部分为油型气，少量为煤成气，而龙岗气田则是煤成气和油型气的混合气，煤成气的含量要稍高一些。

4.1.2　烷烃气来源判识

川东石炭系黄龙组天然气主要来源于龙马溪组烃源岩［24］。黄龙组天然气δ13C2值普遍偏低（一般<-34‰），开江—梁平海槽地区长兴组—飞仙关组δ13C2值与黄龙组天然气存在明显区别［图3（b）］，表明长兴组—飞仙关组天然气主体并非来源于龙马溪组。源于茅口组泥灰岩天然气的δ13C2值分布区间为-34.9‰~-33.6‰，总体上要稍高于黄龙组天然气的值［36］，这个分布区间比川东地区未遭受TSR反应的东岳寨气田δ13C2值（-33.8‰~-31.2‰，平均-31.9‰）要低，表明川东地区长兴组—飞仙关组天然气也不大可能主要来源于茅口组泥灰岩。
高热演化储层沥青的碳同位素值（δ13C沥青）一般要比干酪根碳同位素值（δ13C干酪根）高（1‰左右）［37］。普光、元坝以及龙岗气田长兴组—飞仙关组δ13C沥青值分布区间分别为-29.6‰~-28.8‰［38-39］、-28.5‰~-26.5‰［8，38］以及-32.3‰~-28.2‰［7］。龙马溪组δ13C干酪根值分布范围为-37‰~-30‰，明显低于长兴组—飞仙关组δ13C沥青值，二者亲缘性较低。长兴组—飞仙关组δ13C沥青值比较近似，并且与吴家坪组、大隆组δ13C干酪根值最为接近，指示具有明显亲缘关系。生物标志物组成表明川东北地区长兴组—飞仙关组储层沥青原始烃源来源于上二叠系统烃源岩［40］。考虑到大隆组烃源岩厚度较薄，生烃强度要比吴家坪组低一个数量级，因此，笔者认为川东地区普光、元坝和龙岗气田长兴组—飞仙关组天然气主要来源于吴家坪组烃源岩，少部分存在大隆组贡献。普光和元坝气田长兴组—飞仙关组天然气干燥系数高，成熟度高，储层中发现大量焦沥青，天然气来源于古油藏裂解［2，5，8］。
开江—梁平海槽东西两侧不同区域吴家坪组烃源岩中腐泥型和腐殖型有机质的混合比例有差别，造成了海槽两侧天然气和沥青地球化学组成的差异。海槽东侧普光、东岳寨气田处于吴家坪组深水陆棚以及开阔碳酸盐岩台地地区，整体呈现较纯的海相腐泥质烃源岩来源，因此其生成的烷烃气δ13C2、δ13C沥青值要普遍偏低；海槽西侧元坝气田靠近开江—梁平海槽西北端，吴家坪期水体深度、还原程度均要强于龙岗所在的海槽东南部地区，因此造成海槽西北部腐泥型烃源岩贡献幅度要明显高于东南部，导致元坝地区长兴组—飞仙关组天然气主要为油型气，少部分为煤成气。龙岗地区吴家坪期存在浅水混积陆棚，虽然整体上煤层相对不发育，但是零星发育煤线，腐殖型烃源岩的比例更高，导致龙岗地区天然气主要为煤成气，少部分为油型气。

4.2　CO2成因类型及来源

有机成因的 δ 13 C C O 2值一般小于-10‰，而无机来源的 δ 13 C C O 2值分布区间一般为-8‰~-3‰［41-42］。川东长兴组—飞仙关组除了个别气样 δ 13 C C O 2<-10‰以外，绝大部分 δ 13 C C O 2>-8‰，表明这些二氧化碳主要为无机成因。烃源岩生烃过程中生成的有机酸与CaCO3反应应该是川东长兴组—飞仙关组二氧化碳的主要来源。

5 源于龙潭组的煤成气有利勘探方向

截至目前已经探明多个源于吴家坪组腐泥型烃源岩的大气田，如普光、元坝、罗家寨等，而源于龙潭组煤系烃源岩的大气田，除了龙岗气田煤成气比例较大以外，还未有大的发现。通过龙潭组和吴家坪组有机质丰度、烃源岩厚度和生气强度对比来看（表1），二者的生烃能力相当，源于龙潭组煤系烃源岩的大气田有利勘探方向值得高度重视。
生气强度>20×108 m3/km2是形成大气田的可量化指标，并且已被勘探实践所证实［44-45］。按照此标准，川中遂宁—铜梁、蜀南重庆—泸州一带为龙潭组生烃中心，是煤成气勘探的有利区带。从北东向连井剖面（图2）可以看出，在川中—蜀南地区，龙潭组内部发育煤岩、粉砂岩以及页岩等多类型岩性的储集层，可以形成煤岩气、致密砂岩气和页岩气多类型气藏。
准噶尔盆地彩探1H井侏罗系西山窑组煤岩气的突破表明，煤可以作为天然气的有效储层，是重要的勘探新领域［46］。龙潭组煤层厚度为1~4 m，主要为半亮型无烟煤，川中遂宁—蜀南泸州地区为煤层厚值区［18］，川中地区埋深3 500~4 500 m，蜀南地区一般<3 000 m，蜀南地区煤岩含气量为10.79~35.67 m3/t，平均为22.3 m3/t［47］，普遍发育超压，川中—蜀南地区是煤岩气勘探的有利地区。
龙潭组内部发育薄层—中厚层粉砂岩沉积，如川中磨溪—高石梯地区（图2），GS17井龙潭组中部发育2~7 m粉砂岩，相对集中发育段超过10 m（图2），上下均为煤层、煤系泥岩烃源岩，源储盖配置优越。下一步要重点开展龙潭组内部粉砂岩纵横向分布规律研究，落实甜点区和甜点段，为目标优选奠定基础。
龙潭组泥岩厚度为40~120 m，TOC含量为2%~4%，R O演化到过成熟，泥岩发育有机孔、伊利石等黏土矿物片间孔缝等无机孔，川东南S1井泥岩孔隙度平均达7%、SY1井3个小层含气量为1.8~2.73 m3/t，脆性矿物含量稍低［48］，是海—陆过渡相页岩气勘探的重要层系。前人研究表明，广安—涪陵广大的浅水混积陆棚相发育区，泥岩厚度较大，脆性矿物含量以及有机发育程度等指标均较好，是海陆相页岩气勘探的有利区带［49］。另外广安—阆中一带浅水混积陆棚相地区泥岩厚度也比较大，如NC1井单层泥岩厚度达34 m（图2），页岩气勘探潜力值得期待。
蓬溪—武胜台洼周缘发育长兴组生物礁滩优质储层［50-51］，与下伏龙潭组煤系烃源岩可以形成良好的源储组合，遂宁—合川、广安—南充一带长兴组礁滩发育区是煤成气勘探的有利区带。

6 结论

（1）四川盆地开江—梁平海槽周缘长兴组—飞仙关组天然气干燥系数普遍超过0.98，为典型干气。海槽东侧普光、东岳寨气田δ13C1和δ13C2值要低于西侧的元坝和龙岗气田；龙岗气田δ13C2值要高于元坝气田，而δ2H1值则前者偏小。
（2）TSR作用造成普光气田长兴组—飞仙关组天然气δ13C2值增高3.2‰。龙岗气田和大部分元坝气田长兴组—飞仙关组天然气TSR反应强度明显低于普光气田，由TSR作用导致的前两者天然气的δ13C2值增高幅度低于1.5‰。
（3）普光气田长兴组—飞仙关组天然气为油型气，元坝气田天然气大部分为油型气，少量为煤成气，主要来源于吴家坪组II1—I型腐泥型有机质。龙岗气田则是煤成气和油型气的混合气，煤成气的含量稍高，来源于吴家坪组II1—II2型混合型有机质。
（4）龙潭组内部具备形成煤岩气、致密砂岩气和页岩气等多类型气藏的条件。遂宁—泸州、阆中—广安—涪陵一带分别是煤岩气和海—陆过渡相页岩气勘探的有利区带。蓬溪—武胜台洼周缘遂宁—合川、广安—南充一带长兴组礁滩发育区也是煤成气勘探的有利区带。

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