Natural Gas Geoscience >

2025 , Vol. 36 >Issue 6: 1115 - 1129

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2024.12.006

Natural gas sources of the Upper Permian Changxing Formation in the central Sichuan Basin

  • Dongdong FENG , 1, 2 ,
  • Yan WEI , 1 ,
  • Changzhi LI 1, 3 ,
  • Xiao CHEN 4 ,
  • Jiaxian WANG 4 ,
  • Pei GUO 1, 2
Expand
  • 1. Institute of Sedimentary Geology，Chengdu University of Technology，Chengdu 610059，China
  • 2. State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation，Chengdu University of Technology，Chengdu 610059，China
  • 3. School of Earth Sciences，Chengdu University of Technology，Chengdu 610059，China
  • 4. Research Institute of Exploration and Development，PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company，Chengdu 610041，China

Received date: 2024-10-28

  Revised date: 2024-12-08

  Online published: 2025-01-06

Supported by

The Natural Science Foundation of Sichuan Province, China(2024NSFSC0813)

Fold

Abstract

The natural gas exploration of the Changxing Formation in the Pengxi-Wusheng shallow-water shelf， central Sichuan Basin is in low degree. The poor understanding of the natural gas source hinders its exploration and development. The total organic carbon（TOC）， kerogen carbon isotope and vitrinite（bitumen） reflectance were used to evaluate the potential Paleozoic source rocks in the Pengxi-Wusheng shallow-water shelf， and then the natural gas component and carbon isotope values and the biomarkers of source rocks and reservoir solid bitumen were applied to determine the sources of natural gas and solid bitumen in the Changxing Formation. The organic matter of source rocks in the Lower Cambrian Qiongzhusi Formation， the Lower Silurian Longmaxi Formation， and the Upper Permian Longtan Formation has a high content and is in overmature stage. These three sets of source rocks exhibit distinct distributions of regular sterane， pregnane and progesterane，tricyclic terpanes， gammacerane，and triaromatic steroid.The natural gas in the Changxing Formation of the Pengxi-Wusheng shallow-water shelf shows a spatially heterogeneous sourcing pattern， predominantly from the Qiongzhusi source rocks in the west and southwest and the Longmaxi source rocks in the east and northeast. The Changxing Formation natural gas in the central and southern study area is mainly sourced from the Longtan source rocks， with important contributions from the Qiongzhusi and Longmaxi source rocks. This study has clarified the hydrocarbon-generating characteristics of the Paleozoic source rocks and the sources of the Changxing Formation natural gas around the Pengxi-Wusheng shallow-water shelf， which can provide critical constraints for the future natural gas exploration.

Key words： Upper Permian Changxing Formation; Pengxi-Wusheng shallow-water shelf; Gas-source rock correlation; Biomarkers; Carbon isotopes

Cite this article

Dongdong FENG , Yan WEI , Changzhi LI , Xiao CHEN , Jiaxian WANG , Pei GUO . Natural gas sources of the Upper Permian Changxing Formation in the central Sichuan Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2025 , 36(6) : 1115 -1129 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2024.12.006

0 引言

四川盆地是我国陆上重要的含油气叠合盆地之一，发育震旦系、寒武系、二叠系、三叠系以及侏罗系等多套含油气地层。上二叠统长兴组广泛发育生物礁滩储集体，储层品质优、储量丰度高、剩余资源量大，是四川盆地重点油气勘探目的层之一［1-2］。四川盆地长兴组重要的礁、滩发育区主要分布在裂陷槽以及浅水陆棚区两侧，其中开江—梁平裂陷槽两侧长兴组纵向上发育多期礁、滩，已先后发现多个大中型气藏［3］。但同期的蓬溪—武胜浅水陆棚周缘区域天然气勘探较为滞后，近几年PS2、PS10、ZJ2等探井陆续获得工业性气流，证实了蓬溪—武胜浅水陆棚长兴组同样具有巨大的勘探潜力。蓬溪—武胜浅水陆棚区域发育多套烃源岩，包括下寒武统筇竹寺组泥页岩、下志留统龙马溪组泥页岩、以及上二叠统龙潭组煤系及泥质烃源岩［4-5］。多套烃源岩的存在虽然为长兴组天然气的成藏提供了充足的物质基础，但也给研究区气源对比研究带来了很大困难，天然气来源的认识不清，造成有利的勘探区带难以落实，制约了下一步天然气的勘探部署。
前人对四川盆地长兴组天然气来源的研究相对较少，主要集中在开江—梁平海槽两侧区域。对开江—梁平海槽两侧长兴组天然气来源的研究，前人主要提出以下2种观点：一种观点认为其主要来源于上二叠统龙潭组煤系地层［4］；另一种观点认为其主要来源于上二叠统大隆组和吴家坪组烃源岩［6］，且部分学者［7］对2套烃源岩贡献进行分析得出开江—梁平海槽两侧长兴组天然气主要来源于吴家坪组烃源岩，少部分来源于大隆组烃源岩。另外，也有一些学者［8］对川南地区长兴组天然气的来源进行了研究，认为川南地区长兴组天然气主要来自龙马溪组烃源岩。而对于蓬溪—武胜浅水陆棚区域长兴组天然气的来源，仅有极少数学者进行研究，认为其天然气主要源于下寒武统笻竹寺组烃源岩［9］。
由此可见，四川盆地不同区域长兴组天然气的来源差异很大，无法有效指导川中地区长兴组天然气来源的分析研究，而对蓬溪—武胜浅水陆棚长兴组天然气来源的认识程度较低，制约了该区勘探进展。大多数学者，使用碳同位素对比的方法对四川盆地长兴组天然气的来源进行研究，然而碳同位素影响因素较多，需要结合其他方法，才能更为准确地反映长兴组天然气来源。因此，为落实该区长兴组天然气的来源，本文首先利用TOC、有机碳同位素、镜质体（沥青）反射率等测试资料对研究区不同层位烃源岩进行评价，然后通过天然气测试资料、烃源岩和固体沥青生物标志物测试资料厘清研究区重点探井的天然气和固体沥青的来源，为长兴组天然气下一步有利勘探区优选和井位部署提供支撑。

1 区域地质背景

四川盆地位于扬子板块的西北缘，是上扬子准地台内部北西向和北东向交叉的2组活动断裂形成的一个菱形状的盆地。盆地的东部边界为齐岳山断裂，西部边界为龙门山断裂带，北部边界为大巴山断褶带，南部以大凉山为界。现今，四川盆地可划分为川北古中坳陷低缓带、川西中新坳陷低陡带、川东古斜中隆高陡断褶带、川南古坳中隆低陡穹形带和川中古隆中斜平缓带5个二级构造单元［10］［图1（a）］。
本文研究区蓬溪—武胜浅水陆棚区域构造上位于川中古隆中斜平缓带［图1（a）］。蓬溪—武胜浅水陆棚地理位置上位于南充市以南的武胜、蓬溪、盐亭等地，属于台地内部的沉陷部分，为台地内部二级负向沉降断块单位，由负向构造运动产生，可能以深大断裂或基底断裂与台凸（台内高带）分开［11］。蓬溪—武胜浅水陆棚南陡北缓，说明浅水陆棚不是由Y字型断裂带组成的地堑型坳陷，而是由向北东倾的主要拉张断裂带控制，伴随这种坳陷的产生，在蓬溪—武胜浅水陆棚的前缘与后缘形成相对隆升的构造单元与环境［11］。
蓬溪—武胜浅水陆棚主要经历东吴运动、印支运动、燕山运动和喜马拉雅运动［12］。东吴运动使得扬子地台由海盆沉积再次抬升为陆，晚二叠世早期开始，扬子地台发生局部张裂，造成蓬溪—武胜浅水陆棚和开江—梁平海槽形成。印支运动使得川中地区海相沉积结束，转变为陆相沉积［13］。后期的燕山运动和喜马拉雅运动使得该地区接受巨厚沉积，烃源岩埋藏深度增加，气藏位置重新分布。在长兴组沉积期，蓬溪—武胜浅水陆棚具有南缓北陡、南滩北礁的特点［14］。长兴组沉积早期，蓬溪—武胜浅水陆棚基本继承了龙潭组沉积格局，但水体变浅，主要发育陆棚或浅缓坡背景下的泥晶灰岩沉积，局部零星发育生屑滩；中晚期随着台凹的形成，在广安高带及遂宁高带均开始发育生物礁沉积，浅水陆棚内部局部发育点礁［15］［图1（b）］。蓬溪—武胜浅水陆棚长兴组储层岩性以礁滩相的灰岩和白云岩为主［图1（c）］，孔、洞、缝发育，具有良好的储集条件。

2 潜在烃源岩评价

蓬溪—武胜浅水陆棚周缘区域发育多套烃源岩，包括下寒武统筇竹寺组泥页岩、下志留统龙马溪组泥页岩以及上二叠统龙潭组煤系及泥质烃源岩［16］。多套烃源岩的存在既给蓬溪—武胜浅水陆棚周缘区域天然气的成藏提供了充足的物质基础，也给该区域气藏的油气源对比研究带来了很大困难。本文研究分别从有机质丰度、类型、成熟度以及烃源岩展布特征等方面对上述3套烃源岩进行分析，其中有机质类型划分参考“中国古生界海相烃源岩生烃潜力评价等级划分标准”［17］即干酪根碳同位素值小于-29‰指示I型有机质，处于-29‰~-26‰之间指示II1型有机质，处于-26‰~-25‰之间指示II2型有机质，大于-25‰指示III型有机质［17-18］。

2.1 下寒武统笻竹寺组烃源岩

研究区筇竹寺组烃源岩岩性主要为黑灰色、深灰色泥页岩，整体上有机质丰度较高，TOC值在0.65%~4.35%之间，平均为2%［图2（a）］；干酪根碳同位素值在-30.9‰~-29.4‰之间［图2（b）］，反映了有机质类型主要为I型；沥青反射率值在2.85%~3.15%之间，表明有机质处于过成熟阶段。下寒武统筇竹寺组优质烃源岩（总有机碳含量高、生烃强度大）主要分布于绵阳—长宁拉张槽内，拉张槽两侧烃源岩品质明显降低［图3（a）］。

2.2 下志留统龙马溪组烃源岩

研究区龙马溪组从底到顶岩性从黑色泥页岩逐步过渡到黑灰色、灰色以及灰绿色泥岩。龙马溪组底部10~30 m黑色页岩TOC值可达2%以上，向上TOC逐渐降低，在层位中上部TOC值一般低于0.5%［图2（c）］。龙马溪组底部黑色页岩干酪根碳同位素值均小于-29.5‰［图2（d）］，反映其有机质类型主要为I型。下志留统龙马溪组烃源岩仅分布于研究区东部，西部地区已被剥蚀［图3（b）］。

2.3 上二叠统龙潭组烃源岩

研究区上二叠统龙潭组烃源岩岩性主要为灰黑色、深灰色泥岩。TOC整体较高，且变化大，在0.57%~9.88%之间［图2（e）］；干酪根碳同位素值在-29‰~-21.8‰之间［图2（f）］，反映了有机质类型主要为II1—III型；R O值在2.4%左右，反映了有机质处于过成熟阶段。研究区不同区域龙潭组烃源岩品质差异很大，龙岗、元坝地区以及高磨地区烃源岩品质相对最好，其余区域烃源岩品质相对较差［图3（c）］。

3 利用天然气测试资料分析天然气来源

此文研究为了更有效地分析研究区长兴组天然气的来源，除了利用长兴组天然气测试资料外，还收集了四川盆地其他典型区域长兴组气藏天然气的测试资料进行对比分析。天然气的乙烷碳同位素继承于母岩［20-21］，因而与源岩碳同位素值相似，这也是其能用于气源对比研究的依据。

3.1　天然气碳同位素影响因素分析

前人研究表明，δ13C1和δ13C2容易受其他因素影响，如成熟度和TSR反应［22-23］。四川盆地是中国高含硫化氢天然气分布最集中的地区，气藏普遍发生热化学硫酸盐还原反应（TSR），并含有TSR反应的标志产物H2S，TSR反应会优先消耗12C的烃类，造成天然气的碳同位素组成变重［24-26］。在利用天然气碳同位素探究天然气来源时，应先查明天然气碳同位素的影响因素。在四川盆地，高含量的H2S主要通过TSR改造形成，TSR反应强度可用GSI值反映，一般而言，当GSI>0.01时，可认为天然气经历了较强烈的TSR反应［27］。研究区PS2井、PS10井、TF2井和ZJ2井长兴组天然气中H2S含量（<0.5%）极低，GSI<0.01（表1），甲乙烷碳同位素组成轻［图4（a），图4（b）］，说明其并未经历强烈的TSR反应，故天然气δ13Ｃ1和δ13Ｃ2不受TSR影响。元坝、普光、龙岗气田长兴组天然气H2S含量较高，GSI>0.01（表1），甲乙烷碳同位素组成较重［图4（a），图4（b）］，说明其长兴组天然气经历了较强烈的TSR反应，但δ13C1值与GSI值没有明显相关性且δ13C2值随GSI值增大而减小，表明TSR反应对长兴组天然气的甲、乙烷碳同位素并不起决定控制作用。研究区长兴组天然气δ13C1值和δ13C2值随着成熟度的增加而逐渐增大［图4（c），图4（d）］，表明成熟度对长兴组天然气δ13C1值和δ13C2值起一定控制作用。然而，元坝、普光和龙岗气田长兴组天然气干燥系数大都在0.99以上，与δ13C1值和δ13C2值没有明显相关性，表明天然气甲乙烷碳同位素组成除了受成熟度影响外，还受到其他因素的影响。
表1 四川盆地长兴组天然气组分特征

Table 1 Components and carbon isotope values of the Changxing Formation natural gas in the Sichuan Basin

井号 CH4/% C2H6/% CO2/% N2/% He/% H2/% H2S/% C3H8/% δ13C1/‰ δ13C2/‰ GSI 干燥系数 资料来源
TF2 90.44 0.58 8.56 0.27 0.06 0.04 0.05 -30.97 -35.32 0 0.99 本文研究
ZJ2 95.66 0.18 3.69 0.4 0.06 0.01 -28.17 -32.21 0 0.99 本文研究
PS2 89.68 0.02 9.09 0.19 0.82 0.01 -31.25 -29.27 0.009 0 0.99 本文研究
PS2 -31.37 -29.72 本文研究
PS2 -32.78 -30.28 本文研究
PS2 -32.4 -30.28 本文研究
PS10 97.08 0.84 0.95 0.39 0.05 0.3 -31.68 -29.57 0.005 0 0.98 本文研究
PS10 -31.56 -29.73 本文研究
PS10 -31.54 -29.91 本文研究
PS10 -31.76 -29.76 本文研究
PS10 -31.76 -29.68 本文研究
龙岗1 92.33 0.07 4.41 0.7 2.48 -29.4 -24.3 0.026 1 0.99 文献［4］
龙岗2 89.03 0.06 6.07 0.31 4.52 -28.5 -21.7 0.048 2 0.99 文献［4］
龙岗11 84.56 0.07 6.08 0.17 9.09 0.01 -27.8 -27 0.096 9 0.99 文献［4］
龙岗26 92.88 0.08 4.71 0.64 1.67 -29.4 -23 0.017 6 0.99 文献［4］
龙岗28 96.15 0.07 2.48 0.58 0.7 0.01 -29.3 -24.7 0.007 2 0.99 文献［4］
元坝224 88.46 0.06 4.68 0 6.85 0 -28.3 -25.9 0.071 8 0.99 文献［28］
元坝273 92.57 0.05 6.04 0.84 0.45 0 -28.6 -25.4 0.004 8 0.99 文献［28］
元坝1 86.23 0.04 6.22 0.3 7.18 -30.2 -27.6 0.076 8 0.99 文献［29］
元坝11 82.16 0.06 11.31 0.25 6.18 -28.9 -26.6 0.069 8 0.99 文献［29］
普光2 99.96 0.04 8.57 0.43 15.66 -30.05 -27.67 0.135 3 0.99 文献［30］
普光9 70.53 0.03 14.1 0.61 14.6 -31.31 -23.87 0.171 4 0.99 文献［30］

注：GSI=H2S/(H2S+∑C n H2 n +2)

3.2　天然气地球化学特征

四川盆地中部地区长兴组天然气烃类气体主要由CH4组成，占81.5%~99.15%，平均为88.8%，含有少量的乙烷和丙烷，分别占0.02%~0.18%和0.01%~0.05%。天然气干燥系数为0.991~0.995，为典型的干气；非烃气体包括二氧化碳、氮气和硫化氢等，含量分别为0.95%~11.31%、0.17%~15.06%、0.05%~9.09%（表1）。
研究区长兴组天然气甲烷碳同位素（δ13C1）值分布范围在-32.7‰~-28.1‰之间，乙烷碳同位素（δ13C2）值分布范围在-35.3‰~-29.5‰之间，整体上呈现δ13C1值小于δ13C2值的分布特征（表1）。四川盆地普光气田长兴组甲烷碳同位素值与研究区接近，但其乙烷碳同位素组成较重，δ13C2值普遍大于-28.1‰；龙岗气田和元坝气田长兴组天然气甲烷碳同位素和乙烷碳同位素组成均比研究区重，甲烷碳同位素值分布范围分别为-29.4‰~-27.8‰和-30.9‰~-28.3‰；乙烷碳同位素值分布范围分别为-28.3‰~-27.0‰和-29.7‰~-25.4‰。研究区长兴组天然气H2S含量（<0.5%）极低，并未经历强烈的TSR反应，因而甲、乙烷碳同位素没有受到TSR的影响，利用反映天然气成因类型的δ13C1—δ13C2交会图可以得出，研究区长兴组天然气以混合气为主，仅TF2井长兴组天然气属于油型气（图5）。

3.3　天然气来源分析

天然气乙烷碳同位素的差异预示着母质类型的不同，可用天然气乙烷碳同位素的差异进行天然气的气源对比［27，32］。天然气生成过程中存在碳同位素的分馏变化，一般来说，天然气的乙烷碳同位素值低于母岩干酪根碳同位素值1‰~2‰，而固体沥青碳同位素值则可与干酪根碳同位素值直接对比［33］，因此固体沥青的碳同位素可用于辅助判断伴生天然气的来源。
寒武系筇竹寺组烃源岩干酪根碳同位素值主要分布在-38‰~-28‰之间；下志留统龙马溪组烃源岩干酪根碳同位素值相对较小，主要分布在-35‰~-27‰之间；上二叠统龙潭组烃源岩干酪根碳同位素值较大，一般大于-30‰，甚至可达-22‰（图6）。结合研究区重点探井天然气和固体沥青碳同位素值以及不同层位烃源岩的干酪根碳同位素值及研究区烃源岩展布特征（图3），可以初步得出PS2井长兴组天然气主要来自龙马溪组和龙潭组烃源岩，PS10井长兴组天然气主要来自笻竹寺组烃源岩和龙潭组烃源岩，而ZJ2井和TF2井长兴组天然气主要来源于笻竹寺组烃源岩。
由于在天然气的生成过程中存在碳同位素的分馏以及天然气碳同位素后期会受其他因素如TSR和扩散作用的影响，常用已知来源的典型天然气样品作为对比对象来确定天然气的来源。本文选取源自龙马溪组烃源岩的川东石炭系天然气样品［35］、源自筇竹寺组烃源岩的川中龙王庙组天然气样品［36］和源自于龙潭组烃源岩的龙岗气田天然气样品［37］作为对比对象来分析研究区长兴组天然气的来源。在δ13C2值与δ13C2-1值交会图和干燥系数与δ13C2值交会图中，研究区PS10井和PS2井长兴组天然气位于龙岗气田长兴组天然气和高磨地区龙王庙组、川东地区石炭系天然气之间［图7（a），图7（b）］，结合研究区不同层位烃源岩展布特征（图3）可以得出PS2井长兴组天然气主要来源于龙马溪组、筇竹寺组和龙潭组烃源岩，而PS10井主要来自筇竹寺组和龙潭组烃源岩。在上述交会图中，ZJ2井和TF2井长兴组天然气邻近高磨地区龙王庙组和川东石炭系天然气相似［图7（a），图7（b）］，考虑到两者均远离龙马溪组烃源岩分布区，其长兴组天然气主要来源于笻竹寺组烃源岩。

4 利用烃源岩和固体沥青生物标志物测试资料明确天然气来源

生物标志物是指沉积物中的有机质以及原油、油页岩、煤中那些源于生物并具有明显结构特征的有机化合物［38］。它们在分子结构上具有明显的特异性，与其原始母质中相应化合物的分子结构有很大的相似性，所以能够成为传递有机物的组成、性质、生存环境、地球化学史等信息的生物标志［39］。生物标志物对比是油气源研究的重要手段和方法之一，由于天然气组分简单，蕴含的用于气源追踪的有效信息相对较少，所以本文通过烃源岩和储层沥青生物标志物特征对比来判断天然气来源［40］。

4.1　烃源岩生物标志物特征

4.1.1　正构烷烃

正构烷烃是烃源岩及原油中最为常见的组分之一，普遍被认为来自于生物的细胞膜结构、脂肪酸、蜡质等［41］。前人研究认为，低碳数的正构烷烃主要来源于水生植物或细菌，而高碳数的正构烷烃则主要来源于陆生高等植物或一些特殊的藻类［42］。因此，正构烷烃的主峰碳分布可以指示母质来源，一般而言，来源于水生菌藻类的有机质主峰碳在C21以下，陆源高等植物有机质的主峰碳在C27以上，而混合型有机质的主峰碳在C21和C27之间［42-43］。但正构烷烃的分布容易受到热成熟、生物降解、运移等作用的影响［44］。
研究区3套烃源岩抽取物中正构烷烃的主峰碳分布差异较小，筇竹寺组烃源岩正构烷烃主峰碳为C15—C20，龙马溪组烃源岩和龙潭组烃源岩分别为C17—C19和 C18—C20［图8（a）—图8（c）］。考虑到研究区上述3套烃源岩正构烷烃主峰碳重叠较大，且考虑到高—过成熟阶段正构烷烃的主峰碳会受到成熟度的影响，因此不能有效用于此次气源对比研究。

4.1.2　甾烷

规则甾烷的前身物质为各种不同结构的甾醇，一般认为源于真核生物的细胞膜［45］。由于在甾醇向甾烷转化的过程中，碳原子数量不会发生变化，并且C27—C29甾醇具有不同的生物来源。因此常被用于进行油—源对比［45］。C27规则甾烷通常来源于低等水生生物和绿藻，C29规则甾烷主要来源于绿藻和（或）陆生植物，而C28常规甾烷在三叠纪之前主要来自绿藻纲、葱绿藻纲以及石莼纲，而在三叠纪之后主要来源于甲藻、硅藻和颗石藻［46。研究区笻竹寺组、龙马溪组和龙潭组烃源岩C27—C29常规甾烷分布存在一定差异。笻竹寺组烃源岩规则甾烷呈现明显的“L”构型（C27>C29），而龙马溪组和龙潭组烃源岩规则甾烷分布则主要呈现“V”构型［图8（a）—图8（c）］。
通常认为，孕甾烷和升孕甾烷除了由C27—C29甾烷热裂解形成外，还可以富集在高盐度局限水体中［47-49］。研究区3套烃源岩的孕甾烷和升孕甾烷含量同样差异较大，龙马溪组烃源岩孕甾烷和升孕甾烷含量最高，说明其可能沉积于局限水体中，而筇竹寺组和龙潭组烃源岩孕甾烷和升孕甾烷含量相对较低，表明其可能沉积于较开阔的水体中［图8（a）—图8（c）］。

4.1.3　萜烷

三环萜烷广泛分布于湖相、海相烃源岩和原油中，不同碳数的三环萜烷有不同的生物来源［42］。另外，当三环萜烷主峰碳为C23TT时，表示母质烃源岩的沉积环境为海相或咸水湖相；主峰碳为C21TT时，其母质烃源岩沉积环境多为淡水湖泊［42］。研究区3套烃源岩三环萜烷均以C23TT为主峰，具有C19TT<C20TT<C21TT<C23TT的分布特征［图8（a）—图8（c）］，说明源岩均沉积于咸水湖泊或海洋环境。另外，筇竹寺组烃源岩三环萜烷含量最高，其次为龙马溪组烃源岩，龙潭组烃源岩三环萜烷含量最低［图8（a）—图8（c）］，表明不同层位烃源岩生烃母质可能存在差异。
伽马蜡烷为四膜虫醇经历脱水和加氢作用形成［49］，而四膜虫醇的主要来源为食菌的纤毛虫，该类生物主要生活于由盐度引起的分层水体中［49］。因此，伽马蜡烷指数可以指示沉积水体的盐度［50-51］。如图8所示，研究区3套烃源岩伽马蜡烷的指数有明显的差异，笻竹寺组烃源岩伽马蜡烷指数平均为0.26，龙马溪组次之平均为0.21，龙潭组伽马蜡烷指数最小平均为0.18，表明这3套烃源岩沉积的水体盐度依次降低。

4.1.4　三芳甾烷

三芳甾烷（TAS）可能由单芳甾类化合物去甲基化和芳构化而形成［52］。在地质体演化过程中，C26TAS、C27TAS、C28TAS分别由各自单芳甾烷转化而成，而不同单芳甾烷具有不同的有机质来源，因此原油及烃源岩的C26—C27—C28TAS分布特征可以用来判断有机质来源［53］。研究区筇竹寺组、龙马溪组、龙潭组烃源岩的C26—C27—C28TAS分布特征具有明显的差异性，笻竹寺组和龙马溪组烃源岩C2620S三芳甾烷相对C2820S三芳甾烷含量相对较低，而龙潭组烃源岩C2620S三芳甾烷相对C2820S三芳甾烷含量相对较高［图8（a）—图8（c）］。
根据上述不同烃源岩生物标志物特征的差异性特征，本文选用常规甾烷、孕甾烷和升孕甾烷、三环萜烷、伽马蜡烷和三芳甾烷等生物标志物进行气源对比。然而研究区筇竹寺组、龙马溪组、龙潭组烃源岩均处于高—过成熟阶段，因此在进行油气源对比研究之前，需要考虑热演化程度影响。此文研究选用三甲基萘比值（TNR-1）来表征热演化成熟度，通过分析三甲基萘比值与C29/C27甾烷、（孕甾烷和升孕甾烷）/ C27甾烷、C23三环萜烷/ C30藿烷、伽马蜡烷指数、C2620S/C2820S三芳甾烷、C2720R/C2820R三芳甾烷等生物标志物参数的相关性判断上述生物标志物参数及固体沥青生物标志物参数受热演化的影响。由以下交会图（图9）可以看出，（孕甾烷和升孕甾烷）/ C27甾烷、C23三环萜烷/ C30藿烷、甾烷/藿烷、伽马蜡烷指数、C2620S/C2820S三芳甾烷、C2720R/C2820R三芳甾烷等生物标志物参数与三甲基萘比值没有明显相关性，说明其基本不受热演化的影响，可用于此次气源对比研究。

4.2　固体沥青生物标志物分析天然气来源

4.2.1　GS001-X21井、PS2井和MX3井长兴组固体沥青

GS001-X21井长兴组固体沥青孕甾烷和升孕甾烷含量相对较高，三环萜烷含量中等—高，伽马蜡烷指数为0.12，这些生物标志物特征与龙马溪组烃源岩生物标志物特征相似；而其C2620S三芳甾烷含量相对较高，与龙潭组烃源岩相似；上述生物标志物特征表明GS001-X21井长兴组固体沥青可能主要来源于龙马溪组烃源岩，龙潭组烃源岩具有一定贡献［图10（a）］。PS2井长兴组固体沥青孕甾烷和升孕甾烷含量相对较高，三环萜烷含量中等—高，C2620S三芳甾烷含量相对较低，这些生物标志物特征均与龙马溪组烃源岩生物标志物特征相似；而其伽马蜡烷指数为0.23，与龙潭组烃源岩生物标志物特征相似；上述生物标志物特征表明PS2井长兴组固体沥青可能主要来源于龙马溪组烃源岩，龙潭组烃源岩具有一定贡献［图10（a）］。MX3井长兴组固体沥青孕甾烷和升孕甾烷含量相对较高，伽马蜡烷指数为0.16，C2620S三芳甾烷含量相对较低，这些生物标志物特征均与龙马溪组烃源岩生物标志物特征相似；而其三环萜烷含量较低，与龙潭组烃源岩相似；上述生物标志物特征表明MX3井长兴组固体沥青可能主要来源于龙马溪组烃源岩，龙潭组烃源岩具有一定贡献［图10（a）］。据上述生物标志物特征分析得出，研究区GS001-X21井、PS2井和MX3井长兴组固体沥青主要来源于龙马溪组烃源岩，龙潭组烃源岩具有重要贡献。

4.2.2　PS3井、JT1井和PS10井长兴组固体沥青

PS3井长兴组固体沥青孕甾烷和升孕甾烷含量低—中等，三环萜烷含量低，这些生物标志物特征与龙潭组烃源岩生物标志物特征相似；而其伽马蜡烷指数为0.3，与笻竹寺组烃源岩生物标志物特征相似，C2620S三芳甾烷含量相对较低，与笻竹寺组和龙马溪组烃源岩生物标志物特征相似，考虑到PS3井远离龙马溪组烃源岩分布区，因此上述生物标志物特征表明PS3井长兴组固体沥青可能主要来源于龙潭组和笻竹寺组烃源岩［图10（b）］。JT1井长兴组固体沥青孕甾烷和升孕甾烷含量低—中等，三环萜烷含量低，伽马蜡烷指数为0.24，这些生物标志物特征与龙潭组烃源岩生物标志物特征相似；而其C2620S三芳甾烷含量相对较低，与笻竹寺组烃源岩和龙马溪组烃源岩生物标志物特征相似，考虑到JT1井同样远离龙马溪组烃源岩分布区，因此上述生物标志物特征表明JT1井长兴组固体沥青可能主要来源于龙潭组和筇竹寺组烃源岩［图10（b）］。PS10井长兴组固体沥青孕甾烷和升孕甾烷含量低—中等，三环萜烷含量低，C2620S三芳甾烷含量相对较高，这些生物标志物特征与龙潭组烃源岩生物标志物特征相似；而其伽马蜡烷指数为0.3，与笻竹寺组烃源岩生物标志物特征相似；上述生物标志物特征表明PS10井长兴组固体沥青可能主要来源于笻竹寺组烃源岩和龙潭组烃源岩［图10（b）］。据上述生物标志物特征分析得出，研究区PS3井、JT1井和PS10井长兴组固体沥青主要来源于笻竹寺组烃源岩和龙潭组烃源岩。

4.2.3　ZJ1井长兴组固体沥青

ZJ1井长兴组固体沥青孕甾烷和升孕甾烷含量低—中等，三环萜烷含量非常高，伽马蜡烷指数为0.27，C2620S三芳甾烷含量相对较低［图10（c）］，这些特征均与筇竹寺组烃源岩相似，表明ZJ1井长兴组固体沥青主要来源于笻竹寺组烃源岩。
综合天然气测试资料、固体沥青生物标志物测试资料和研究区烃源岩展布及烃源岩地球化学特征，可以得出PS2井、GS001-X21井和MX3井长兴组天然气主要来自龙潭组和龙马溪组烃源岩，PS3井、JT1井、和PS10井长兴组天然气主要来自龙潭组和笻竹寺组烃源岩，TF2井、ZJ1井和ZJ2井长兴组天然气来源于笻竹寺组烃源岩。由此可知，蓬溪—武胜浅水陆棚区域长兴组天然气来源较为复杂，东部及东北部长兴组天然气主要来自龙马溪组烃源岩，西部及西南部区域主要来源于笻竹寺组烃源岩，中南部主要来源于龙潭组烃源岩，筇竹寺组和龙马溪组烃源岩同样有重要贡献（图11）。

5 天然气勘探启示

长兴组是四川盆地二叠系勘探的主要目的层之一，在开江—梁平海槽周缘，针对长兴组礁滩相储层勘探先后发现了元坝、龙岗等大型气田，海槽内龙潭组/吴家坪组烃源岩和台缘带长兴组礁滩相储层构成了高效的源储组合［54］。晚二叠世川中地区受拉张作用影响，在武胜、蓬溪一带形成了蓬溪—武胜浅水陆棚，且两侧发育长兴组台缘礁滩带储层，与开江—梁平海槽具有一定的相似性，有望实现勘探突破。
蓬溪—武胜浅水陆棚区域发育下寒武统笻竹寺组烃源岩、下志留统龙马溪组烃源岩和上二叠统龙潭组3套优质烃源岩，TOC整体较高，有机质普遍处于过成熟阶段，最大生气强度可达120×108 m3/km2，为气藏的形成提供了丰富的物质基础。结合此次研究所得的长兴组天然气来源和不同层位烃源岩生烃强度分布，本文研究认为，合川—潼南北部区域、岳池—华蓥北部区域以及成都北部和东北部区域礁滩体分别紧邻龙潭组、龙马溪组和筇竹寺组烃源岩生烃中心，具有充足的油气来源，有望成为天然气勘探突破的重点区域。

6 结论

（1）蓬溪—武胜浅水陆棚区域，下寒武统笻竹寺组烃源岩TOC整体较高，在0.65%~4.35%之间，有机质类型主要II1型并处于过成熟阶段；下志留统龙马溪组烃源岩底部品质最高，TOC值可达2%以上，有机质类型主要为I型，处于过成熟阶段；龙潭组烃源岩TOC平均值为2%左右，有机质类型主要为II1—III型，同样处于过成熟阶段。
（2）四川盆地中部地区筇竹寺组、龙马溪组和龙潭组烃源岩生物标志化合物特征具有明显差异性，其中笻竹寺组烃源岩孕甾烷和升孕甾烷含量相对较低，三环萜烷和伽马蜡烷含量相对较高，C2620S三芳甾烷含量相对较低；龙马溪组烃源岩孕甾烷和升孕甾烷含量相对较高，三环萜烷和伽马蜡烷含量中等，C2620S三芳甾烷含量相对较低；龙潭组烃源岩孕甾烷和升孕甾烷含量相对较低，三环萜烷和伽马蜡烷含量相对较低，C2620S三芳甾烷含量相对较高。
（3）蓬溪—武胜浅水陆棚区域长兴组天然气来源较为复杂，其东部及东北部天然气主要来自于龙马溪组烃源岩，西部及西南部主要来源于笻竹寺组烃源岩，中南部主要来源于龙潭组烃源岩，筇竹寺组和龙马溪组烃源岩同样有重要贡献。

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