Natural Gas Geoscience >

2026 , Vol. 37 >Issue 1: 78 - 92

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2025.06.013

Differential accumulation characteristics of the Xujiahe Formation tight sandstone gas in the area of Tongnanba Anticline and Tongjiang Depression， northeast Sichuan Basin

  • Xiaolin LU ,
  • Yanqing HUANG ,
  • Junlong LIU ,
  • Lei ZHENG ,
  • Lingxiao FAN ,
  • Jianfei MA ,
  • Jitong LI ,
  • Ai WANG ,
  • Dawei QIAO
Expand
  • Petroleum Exploration and Production Research Institute，SINOPEC，Beijing 100083，China

Received date: 2025-04-22

  Revised date: 2025-06-16

  Online published: 2025-07-02

Supported by

The Project of Science and Technology Department of SINOPEC(P25180)

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Abstract

The Tongnanba area， which encompasses the Tongnanba Anticline and the Tongjiang Depression， is abundant in natural gas resources from the Xujiahe Formation， with proven reserves exceeding 100 billion cubic meters. Previous studies on the Tongnanba area tended to analyze it as a whole， while ignoring the differences in the characteristics of natural gas accumulation in the Tongnanba Anticline and Tongjiang Depression. The results show that the Xujiahe Formation source rocks in both the Tongnanba Anticline and Tongjiang Depression exhibit moderate-to-high organic matter abundance， belong to type Ⅱ₂-Ⅲ， and are over-mature. However， the source rocks in the depression area have a relatively greater thickness. The tight sandstone reservoirs of the Xujiahe Formation in both anticlinal and depression zones exhibit ultra-low porosity and permeability. The sandstone in the anticline area has a relatively greater thickness， and under the combined effect of faults and folds， it is more likely to form a “fault-fracture system” conducive to natural gas accumulation. The natural gas in the Xujiahe Formation of both the Tongnanba Anticline and Tongjiang Depression is a high-maturity to over-mature mixed gas derived from coal-measure source rocks of the Xujiahe Formation and the Upper Permian marine source rock. The ethane and propane carbon isotopes of natural gas in the Xujiahe Formation of the anticlinal area are relatively lighter， and commonly exhibit carbon isotopic reversal， indicating a higher proportion of marine-derived gas. In addition， systematic studies on microthermometry of fluid inclusions， tectonic burial history， thermal history and hydrocarbon generation history of source rocks indicate that there were two hydrocarbon charging episodes in the Xujiahe Formation of the Tongnanba Anticline， occurring during the Middle-Late Jurassic and Paleogene-Neogene periods， with the latter being the main charging stage. The “fault-fracture systems” formed during the Paleogene-Neogene （Himalayan period）， which are supplied by dual-source gases from the Xujiahe Formation and the Upper Permian marine source rocks， may serve as favorable exploration targets. The Xujiahe Formation in the Tongjiang Depression experienced three episodes of gas accumulation， occurring during the Late Jurassic， Late Cretaceous， and Neogene periods， wherein the Late Cretaceous was the main accumulation period. Tight reservoir “sweet spots” primarily sourced from the Xujiahe Formation source rocks， along with “fault-fracture systems” formed during the Late Cretaceous （Late Yanshanian period）， may represent more favorable exploration targets.

Key words： Northeastern Sichuan; Tongnanba Anticline; Tongjiang Depression; Xujiahe Formation; Tight sandstone gas reservoir; Gas accumulation conditions

Cite this article

Xiaolin LU , Yanqing HUANG , Junlong LIU , Lei ZHENG , Lingxiao FAN , Jianfei MA , Jitong LI , Ai WANG , Dawei QIAO . Differential accumulation characteristics of the Xujiahe Formation tight sandstone gas in the area of Tongnanba Anticline and Tongjiang Depression， northeast Sichuan Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2026 , 37(1) : 78 -92 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2025.06.013

0 引言

川东北通南巴背斜须家河组多口井试获高产商业气流，如M103井测试日产气达60.11×104 m3，于2011年投产，目前累产气达3.35×108 m3；M101井测试日产气13.28×104 m3，累产气达3.03×108 m3。紧邻背斜的通江凹陷区，也有部分探井试获不同级别的工业气流，如M6井、M8井等。近年来，中国石化勘探分公司在通南巴地区（通南巴背斜至通江凹陷一带）累计提交天然气探明储量达1 066.8×108 m3，建成了陆相千亿方级大气田，显示出该区域须家河组致密砂岩气良好的勘探前景。
前人［1-3］针对通南巴地区致密气的成藏富集条件开展了大量研究，但目前对于天然气成因以及成藏过程的认识仍存在诸多争议。通南巴地区须家河组天然气主要为干气，由于甲烷和乙烷碳同位素组成偏轻，特别是乙烷碳同位素值普遍小于-28.5‰，二氧化碳碳同位素值普遍大于-8‰，印峰等［4］认为该区须家河组气主要为他源的油型气，并伴有少量的无机成因气。戴金星等［5］则认为通南巴地区须家河组多件气样均呈现负碳同位素系列，不宜直接应用乙烷碳同位素值判识天然气成因，而作为主要成分的甲烷，其碳同位素值介于-31.7‰~-25.2‰之间，指示通南巴地区须家河组气主要为高成熟的煤成气。也有专家认为通南巴地区须家河组天然气主要为陆相与海相来源的混合气［6-7］。此外，张鹏伟等［8］研究发现通南巴背斜须家河组甲烷、乙烷多呈负碳同位素序列，而通江凹陷区天然气却呈正碳同位素序列，提出通南巴背斜须家河组气主要为来源于须家河组源岩和龙潭组/龙马溪组的混合气，通江凹陷须家河组主要为自生自储的煤成气。邓剑等［9］则基于混源比例计算模型对天然气来源的比例进行了定量评价。除了气源，有关通南巴地区须家河组天然气成藏期次时间也存在着多种观点。李军等［10］、王威等［11］通过流体包裹体测温结合埋藏史恢复厘定研究区成藏期次主要为晚侏罗世—早白垩世一期成藏。蒋有录等［2］基于断裂形成期次的分析，提出研究区存在晚侏罗世—早白垩世、晚白垩世以及古近纪以来（喜马拉雅期）3期成藏，分别对应着“近源成藏”、“海陆混源成藏”以及“构造调整”3种成藏过程。笔者通过对通南巴地区须家河组气包裹体同期盐水包裹体大量测温数据的统计发现，通南巴背斜与通江凹陷的测温数据是存在差异的。并且通南巴背斜与通江凹陷区天然气特征存在差异［8］。因此对于通南巴地区，通南巴背斜与通江凹陷区的成藏机制可能是不同的。而以往的研究倾向于将仅基于通南巴背斜或者通江凹陷样品分析得到的认识，推广到整个通南巴地区，而忽略了它们之间的差异，这也是导致该区成藏研究存在诸多争议的重要原因。磷灰石裂变径迹热模拟研究表明，通南巴背斜形成于晚白垩世早期和新生代中晚期的快速隆升［12］。经历过差异化隆升，通南巴背斜与通江凹陷区的烃源岩、储层等基本成藏条件尚缺乏对比分析，在一定程度上也制约了成藏过程的研究。
本文研究基于天然气组分及碳同位素组成，通过与川东北巴中地区典型煤成气的对比，厘清了通南巴背斜与通江凹陷区须家河组天然气成因来源的差异。在背斜与凹陷区源储基本成藏条件研究的基础上，结合埋藏史、生烃史、储层致密化以及构造活动时间，探讨了背斜与凹陷区须家河组致密气成藏过程，以期为通南巴地区进一步勘探部署提供支撑。

1 地质概况

通南巴地区位于四川盆地的东北缘，受北侧米仓山和东北侧大巴山造山体系的影响，形成了如今以北东向构造为主，叠加一系列北西向断裂的构造格局。通南巴背斜的西北部紧邻池溪凹陷，东南紧邻通江凹陷，南部为构造平缓的巴中地区［图1（a）］。通江凹陷的最低处与通南巴背斜的核部高程相差达3 000 m以上，凹陷中部的断褶带构造位置相对较高，是现今通江凹陷区钻井相对集中的区域。研究区断层非常发育，总体主要呈NW走向，根据纵向上切割地层的规模可以划分为二级、三级和四级断层［2］。二级断层规模大，纵向上切割层位多，包括上二叠统、三叠系和上侏罗统直至近地表。三级断层主要切割三叠系和中侏罗统［图1（a）］。四级断层规模相对较小，主要切割中上三叠统和下侏罗统，其广泛分布于通南巴背斜和通江凹陷区域［图1（b）］。
图1 研究区构造位置

Fig.1 Tectonic location of the study area

川东北地区二叠系至侏罗系多层系均有油气发现（图2），目的层须家河组主要为湖泊—辫状河三角洲沉积，纵向上可以划分为须一段—须五段［10］。须二段、须四段砂岩发育，是通南巴地区的主要产层。须一段、须三段和须五段泥岩相对发育，但须一段沉积时期盆地中东部处于抬升剥蚀环境，通南巴地区缺乏须一段沉积［13］，因此须三段和须五段是通南巴地区的主要烃源层。此外，上二叠统吴家坪组和大隆组发育厚度大，有机质丰度高，Ⅰ—Ⅱ型海相烃源岩［14-15］。
图2 川东北地区二叠系—侏罗系地层综合柱状图

Fig.2 Stratigraphic column of the Permian-Jurassic in the Northeast Sichuan Basin

研究区吴家坪组有效烃源岩厚度介于30~70 m之间，大隆组烃源岩厚度介于20~40 m之间，上二叠统海相烃源岩不仅为川东北地区长兴组—飞仙关组提供了丰富的气源，同时也是通南巴地区须家河组天然气的重要来源［16］。下侏罗统自流井组和凉高山组主要发育湖相沉积，特别是自流井组东岳庙段、大安寨段以及凉高山组泥岩发育，为须家河组油气聚集提供了良好的盖层［17］。

2 源储基本成藏条件

2.1　烃源岩评价及展布

良好的烃源条件是致密砂岩气成藏的重要条件［18］。由于研究区烃源岩成熟度普遍较高，岩石热解相关参数已不适用于生烃潜力的评价，本次主要依据总有机碳含量（TOC）、干酪根碳显微组分以及干酪根镜质体反射率（R O）分别对烃源岩有机质丰度、类型和成熟度进行分析。本文研究收集到通南巴背斜M1、M2、M9、M10、M101、M102、M201和HB1共8口井109件泥岩样品，通江向斜区M3、M4和M8共3口井219件样品的TOC测试数据。TOC的检测采用TP4-04-03CS-230 碳硫分析仪，依据国家标准《沉积岩中总有机碳测定》（GB/T 19145—2022），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。须家河组烃源岩有机质丰度的非均质性很强，部分煤岩样品的TOC可达61.4%，而一些泥岩的TOC值低于0.4%，按照陆相烃源岩的评价标准——《陆相烃源岩地球化学评价方法》（SY/T5735—1995）为非烃源岩。通南巴背斜与通江向斜区TOC>0.6%的样品占比均达到了60%以上，TOC>10%的样品均占6%左右，表明总体均为有机质丰度中等到极好的烃源岩。
沉积有机质碳同位素值主要继承于母质，受生烃演化的影响并不十分显著［19］。须家河组河沼—湖泊含煤地层的干酪根碳同位素组成偏重，干酪根碳同位素值介于-27.0‰~-23.1‰之间［19］。而通南巴地区须家河组烃源岩干酪根碳同位素值主要介于-26.8‰~-25.0‰之间，表明研究区烃源岩母质来源整体较为稳定。干酪根类型指数［TI=腐泥组含量×1+壳质组含量×0.5+镜质组含量×（-0.75）+惰质组含量×（-1）］是判识烃源岩有机质类型的常用指标［20］。通南巴背斜须家河组烃源岩（HB104、M201）TI指数介于-40~40之间，通江凹陷区须家河组烃源岩（M3）TI指数介于-70~20之间［21］，均指示为Ⅱ2—Ⅲ型烃源岩。通南巴背斜和通江凹陷区须家河组烃源岩R O值均介于2.2%~2.6%之间（图3），为过成熟烃源岩。
图3 川东北通南巴背斜—通江凹陷典型单井R O剖面

Fig.3 Typical single well R O profile in the Tongnanba Anticline and Tongjiang Depression， northeastern Sichuan Basin

通江凹陷区须家河组烃源岩厚度较通南巴背斜烃源岩厚度略大。背斜区须三段烃源岩厚度主要介于26~45 m之间，而凹陷区厚度介于29~60 m之间［图4（a）］。背斜区须五段烃源岩厚度介于6~29 m之间，而凹陷区厚度介于22~32m之间［图4（b）］。因此，通南巴背斜和通江凹陷区须家河组烃源岩总体均为中—高有机质丰度，Ⅱ2—Ⅲ型的过成熟烃源岩，但通江凹陷区烃源岩厚度相对更大，烃源条件相对更好。
图4 川东北通南巴地区须三段（a）和须五段（b）优质烃源岩（TOC>1.0%）厚度

Fig.4 Distribution of high-quality source rocks（TOC>1.0%） in the third member（a） and the fifth member（b） of Xujiahe Formation in Tongnanba area， northeastern Sichuan Basin

2.2　储层条件

通南巴地区致密砂岩储层主要发育于须二上亚段和须四下亚段。通南巴背斜M201、M103和HB1等多口钻井显示，背斜区须二上亚段砂岩厚度主要介于60~80 m之间，而须四下亚段砂岩厚度主要介于40~60 m之间。通江凹陷区的M3、M6和M8等钻井显示，凹陷区须二上亚段和须四下亚段砂岩厚度均主要介于20~40 m之间。因此，通南巴背斜区致密砂岩储层的厚度相对通江凹陷区更大。
通南巴地区须家河组物源以米仓山物源为主，岩石类型主要为岩屑砂岩、岩屑石英砂岩、石英砂岩以及长石岩屑砂岩。储层的储集空间以粒内溶孔、粒间溶孔为主，存在少量的粒间孔，并发育有微裂缝。通南巴背斜和通江凹陷须家河组储层致密化程度高，各段孔隙度普遍小于7%，渗透率普遍低于0.1×10-3 μm2（表1）。据统计，通江凹陷须家河组储层物性似乎略优于通南巴背斜的须家河组储层的物性。通江凹陷须二段孔隙度介于0.1%~6.37%之间，平均为3.1%，须四段孔隙度介于0.1%~6.0%之间，平均为1.5%。而通南巴背斜须二段孔隙度介于0.6%~3.9%之间，平均为2.1%，须四段孔隙度介于0.7%~3.18%之间，平均为1.3%。然而，通江凹陷须二段样品数据仅来源于M4井，并且深度跨度不大，可能存在裂缝改善等偶然因素影响。因此，通南巴背斜与通江凹陷须家河组储层物性相差不大，均属于超低孔、超低渗的储层。
表1 通南巴背斜与通江凹陷须二和须四段致密砂岩储层物性统计

Table 1 Statistical table of physical properties of tight sandstone reservoirs in the second member and the fourth member of Xujiahe Formation in the Tongnanba Anticline and Tongjiang Depression, northeastern Sichuan Basin

区块 层段 孔隙度/% 渗透率/（10-3 μm2）

样品

数量

 数据来源井
范围 均值 中位数 范围 均值 中位数
通南巴背斜 须四段 0.7~3.18 1.3 1.06 0.003~0.348 6 0.028 0.01 25 M102/M201
须二段 0.6~3.9 2.1 1.94 0.002 8~2.83 0.115 9 0.022 4 64 M10/101/M201
通江凹陷 须四段 0.1~6.04 1.50 1.40 0.000 7~0.852 0.044 7 0.018 2 274 M3/M5/M8
须二段 0.1~6.37 3.03 3.1 0.007 8~1.216 3 0.101 5 0.030 2 55 M4
“断缝体”，即断层和褶皱伴生的破裂缝叠合基质孔形成的不沿层状分布的规模网状缝孔储渗体，被证明是须家河组天然气富集的重要因素［11］。尽管研究区须家河组基质储层的孔隙度很低，伴随断层和褶皱发育的“断缝体”在很大程度上可以提供天然气赋存的空间。通南巴背斜高产井M103井，须二段产层岩心和成像测井均观察到裂缝发育，镜下薄片也观测到有大量微裂缝存在［1］。北西向断层在通南巴背斜与通江向斜区普遍发育（图1），利于“断缝体”的形成。通南巴背斜与通江向斜区相比较，褶皱伴生缝更为发育［22］，并且砂岩厚度大，更有利于“断缝体”的发育。

3 天然气成因及来源

3.1　天然气组分特征

通南巴以及巴中地区须家河组天然气烃类组分均以甲烷为主，含量普遍在96%以上，重烃气（ C 2 +）含量低，且基本不含戊烷（表2），天然气干燥系数（C1/C1-4）普遍高于0.98，表现出典型干气的特征。通南巴和巴中地区天然气中均含有少量的CO2和N2，CO2的含量大多<1.0%，N2含量大多<3.0%，不含H2S。少数样品中CO2和N2含量高于5.0%，如YL172井，须家河组天然气CO2含量达到了16.3%。这可能与测试阶段氮气钻完井以及酸化压裂施工相关，CO2和N2含量的变化并不会对烃类气体组成及碳同位素，因此并不会影响本次天然气成因分析结果。
表2 川东北须家河组天然气组分及碳同位素组成

Table 2 List of natural gas composition of the Xujiahe Formation in the northeastern Sichuan Basin

区域 井号 深度/m 天然气组分/% δ13C/‰
CH4 C2H6 C3H8 C4H10 CO2 N2 C1 C2 C3
通南巴背斜 HB104 3 628~3 658 98.1 0.5 0.1 0.0 0.5 0.8 -30.5 -32.2 -29.5
RH1 3 653~3 726 96.1 0.6 0.1 0.0 0.1 3.1 -30.6 -31.3 /
M2 3 161.8~3 266 99.1 0.5 0.0 0.0 0.3 0.0 -30.2 -32.2 -30.01
M2 3 220~3 265 95.7 0.8 0.1 0.1 0.1 3.2 -31.0 -32.9 -37.1
M4 4 304~4 324 98.5 0.7 0.1 0.0 0.6 0.2 -30.8 -34.8 /
M10 3 920~3 942 98.5 0.7 0.1 0.0 0.4 0.3 / / /
M101 3 229~3 246 98.2 0.8 0.1 0.4 0.4 0.2 -31.1 -34.6 -33.0
M102 2 911~2 937 97.8 0.4 0.0 0.0 0.0 1.7 -29.6 -30.0 /
M103 2 904~2 922 98.6 0.8 0.1 0.0 0.3 0.3 -28.6 -34.7 /
MS1 3 358~3 468 93.3 0.7 0.2 0.0 0.2 5.7 -33.7 -35.1 -34.0
通江凹陷 M3 4 900~4 914 99.0 0.4 0.0 0.0 0.5 0.0 -30.9 -28.9 -29.5
M3 5 057~5 079 89.4 0.3 0.0 0.0 5.1 5.2 -31.4 -31.3 -31.6
M5 5 240~5 262.5 98.6 0.5 0.0 0.0 0.5 0.3 -30.0 -32.4 /
M5 5 099~5 117 97.2 0.3 0.0 0.0 0.2 2.3 -31.6 -30.9 /
M6 5 393.5~5 423 97.5 0.4 0.0 0.0 0.8 1.4 -33.1 -28.3 -29.8
巴中 YL17 4 535~4 564 98.1 1.0 0.1 0.0 0.5 0.2 -30.5 -26.9 /
YL171

4 522~4 565；

4 590~4 600

 97.3 0.9 0.1 0.0 0.6 1.2 -33.3 -28.0 -28.8
YL172 5 037~5 093 77.5 0.4 0.0 0.0 16.3 5.7 -28.9 -24.9 /
YL173 4 544~4 605 96.9 1.8 0.2 0.0 0.4 0.6 -30.8 -23.3 /
YL176 4 723-4 757 97.8 1.8 0.2 0.0 0.3 0.0 -31.0 -25.4 -24.1

3.2　天然气碳同位素特征

通南巴背斜须家河组天然气δ13C1值介于-34.8‰~-28.6‰之间，平均为-30.7‰，δ13C2值介于-35.1‰~-30.0‰之间，平均为-33.1‰（表2）。有机成因气碳同位素值一般呈现正碳同位素序列，即δ13C1<δ13C2<δ13C3<δ13C4 ［23］，而通南巴背斜须家河组天然气δ13C2值普遍比δ13C1值偏低，表明天然气碳同位素值发生了倒转。通江凹陷区须家河组天然气δ13C1值介于-33.1‰~-30.0‰之间，平均为-31.4‰，δ13C2值介于-32.4‰~-28.3‰之间，平均为-30.4‰。而与通南巴地区紧邻的巴中地区须家河组天然气δ13C1值介于-33.3‰~-28.9‰之间，平均为-30.9‰，δ13C2值介于-28.0‰~-23.3‰之间，平均为-25.7‰。通南巴背斜、通江凹陷以及巴中地区天然气甲烷碳同位素相差并不显著，其均值均在-31.0‰左右。天然气的δ13C2值主要受母质来源控制，受成熟度的影响相对较小，常被用于天然气成因分析。δ13C2值存在明显的差异，说明各区须家河组天然气成因来源可能存在差异。
天然气碳同位素分布折线图也显示，通南巴背斜须家河组天然气碳同位素普遍发生了倒转，乙烷和丙烷碳同位素值异常偏低，巴中须家河组天然气的乙烷和丙烷碳同位素值偏高［图5（a）］。而通江凹陷须家河组天然气乙烷和丙烷碳同位素值总体介于前两者之间［图5（b）］。通江凹陷区M6井天然气碳同位素组成与YL171井天然气碳同位素组成特征非常相近，而M5须四下亚段的天然气碳同位素组成与通南巴背斜HB104、M2天然气同位素组成特征较为相近。因此，天然气碳同位素组成显示通南巴背斜与巴中须家河组天然气来源差异很大，而通江凹陷须家河组部分天然气样品来源与通南巴背斜相同，而部分与巴中须家河组气来源更为接近。
图5 川东北通南巴—巴中地区须家河组天然气碳同位素分布

Fig.5 Distribution of natural gas carbon isotopes in Xujiahe Formation of the Tongnanba-Bazhong area， northeastern Sichuan Basin

基于天然气组分和碳同位素组成特征，前人［16］应用Bernard图版等方法分析发现，通南巴地区须家河组天然气为热成因气，但其来源并非典型的Ⅱ型干酪根或Ⅲ型干酪根，而是介于两者之间。δ13C1—δ13C2—δ13C3有机成因烷烃气鉴别图版被广泛应用于天然气成因的判识［23］。如图6（a）所示，巴中地区须家河组天然气碳同位素组成普遍偏重，表现出典型煤成气的特点。通南巴背斜须家河组样品点均落在图版Ⅲ区域，表示天然气发生混合而引起了碳同位素倒转。而通江凹陷区须家河组天然气乙烷和丙烷碳同位素组成总体比通南巴背斜区天然气的乙烷和丙烷碳同位素偏重，样品点主要落在Ⅲ和Ⅵ区域，表明天然气也发生了一定的混合。巴中须家河组天然气碳同位素值呈现出正碳同位素序列［图6（b）］，通南巴背斜须家河组天然气碳同位素值呈现出负碳同位素序列，而通江凹陷区须家河组天然气样品大部分呈现正碳同位素序列，少部分呈现负碳同位素序列。前人［8］对通南巴地区天然气成熟度研究显示，其主要表现为过成熟的油型气特征。本文将通南巴背斜与通江凹陷区天然气样品分开分析发现，通南巴背斜须家河组天然气多表现出过成熟气的特点，而通江凹陷天然气成熟度略低主要为高成熟—过成熟天然气，巴中则主要为成熟—高成熟天然气（图7）。
图6 川东北通南巴—巴中地区须家河组天然气δ13C1—δ13C2—δ13C3有机成因烷烃气鉴别图（a）和δ13C2－δ13C1与δ13C3相关（b）［（a）据文献［23］，（b）据文献［8］］

Fig.6 The organic hydrocarbon gas differentiation diagram of δ13C1， δ13C2 and δ13C3 （a），the correlation between δ13C2－δ13C1 and δ13C3 （b） for gas samples from structures in Xujiahe Formation of the Tongnanba-Bazhong area in the northeastern Sichuan Basin（（a） is cited from Ref.［23］.（b） is cited from ref.［8］）

图7 川东北通南巴—巴中地区δ13C2和δ13C1相关图（据文献［28］）

Fig.7 Cross plot of δ13C1 and δ13C2 for gas samples from Tongnanba-Bazhong area in the northeastern Sichuan Basin（the plate is based on Ref.［28］）

3.3　天然气来源分析

巴中地区须家河组天然气为成熟—高成熟的煤成气，参考烃源岩研究的结果，其来源于须家河组的烃源岩。通南巴背斜须家河组天然气特征与巴中来源于须家河组的天然气特征差异显著，表现为过成熟的混合气，其特征与来源于上二叠统吴家坪组海相烃源岩的飞仙关组天然气特征相近［7， 16］。本文研究也支持须家河组来源气与吴家坪组来源气混合的观点，因为通南巴地区吴家坪组发育有规模大、品质好的海相烃源岩［15］。另外，研究区沟通上二叠统的断裂发育，具备吴家坪组来源气混入的输导条件（图1）。通江凹陷区须家河组气主体表现出混合气的特征，但也有部分样品表现出与巴中天然气相似的特征，因此其主要来源于须家河组烃源岩，有上二叠统吴家坪组海相气的混入，但混入气的占比明显较背斜区要低。
造成背斜区海相来源气混入占比大，凹陷区占比小的原因可能不仅与构造相关，还与须家河组烃源岩发育情况有关。川中—川西过渡带沙溪庙组天然气运移过程的研究发现，在流体驱替压力作用的影响下，天然气具有从川西坳陷向川中低隆起运移的趋势［24］。可能与川中—川西过渡带相似，由于通南巴背斜压力系数相对较低［25］，在浮力以及流体驱替压力的作用下，深部海相来源的气更倾向于向构造高部位运移。另外，通江凹陷区烃源岩相对更为发育，不仅在一定程度上可以起到盖层的作用阻挡海相气的混入，而且凹陷区须家河组烃源岩生气强度高，也可以提高须家河组来源气的占比。

4 成藏过程分析

4.1　构造差异演化

川东北通南巴地区经历了多期复杂的构造演化［26］，通南巴背斜的形成受到了燕山期米仓山构造带自NW向SE的冲断挤压作用的控制，后期叠加了大巴山构造带由NE向SW方向挤压作用，形成了诸多NW向断裂。磷灰石裂变径迹热模拟分析表明，通南巴背斜形成于晚白垩世和新生代中晚期两期的快速隆升［12，27］。须家河组沉积时期通南巴地区的构造特征在很大程度上会影响烃源岩和储层的分布，然而目前尚缺乏研究。
本文研究对通南巴背斜与通江凹陷区多口井的地层厚度进行了对比，背斜上须家河组厚度略薄于通江凹陷区须家河组厚度，厚度之差约在100 m以内（表3）。地震剖面也显示，背斜与凹陷中须家河组厚度相差不大［图1（b）］。在须家河组沉积期，通江凹陷区域水体深度略大，有利于烃源岩的形成，正如图4所示。通南巴背斜与通江凹陷须家河组烃源岩镜质体反射率相近（图3），表明从晚三叠世到晚白垩世研究区整体沉降，背斜与凹陷中须家河组烃源岩经历了相似的热演化史过程。现今通南巴背斜与通江凹陷区构造差异主要是由于后期抬升幅度的大小不同导致的。
表3 川东北通南巴背斜—通江凹陷典型井分层数据对比

Table 3 List of typical single well stratigraphic data in the Tongnanba Anticline and Tongjiang Depression, northeastern Sichuan Basin

层位 M102井 M201井 M4井 M3井
顶深/m 厚度/m 顶深/m 厚度/m 顶深/m 厚度/m 顶深/m 厚度/m
K1 j 0 510
J3 p 0 36 0 434 0 1 523 510 1 660
J3 s 36 334 434 485 1 523 314 2 170 311
J2 s 370 1 531.5 919 1 460 1 837 1 516.3 2 481 1 448
J2 q 1 901.5 441.5 2 379 425.5 3 353.3 297.2 3 929 461.5
J1 z 2 343 437 2 804.5 319 3 650.5 397.5 4 390.5 452
T3 x 5 2 780 300 3 123.5 304 4 084 352 4 842.5 399
T3 x 4 2 827 3 130 4 128.5 4 894
T3 x 3 2 960 3 242 4 272.5 5 087.5
T3 x 2 3 017 3 302.5 4 303.5 5 156
须家河组沉积早期，通江凹陷区为构造低部位，凹陷深度较浅，可能不超过百米。须家河组沉积晚期，该凹陷基本被填平，通南巴背斜与通江凹陷区上覆中—下侏罗统厚度相差不大。晚燕山期以来研究区构造开始抬升，热年代学以及盆地模拟的恢复研究表明，川东北经历了快速隆升—缓慢隆升和加速隆升3个阶段，总剥蚀量达到3 000~4 000 m［29］。M201井和M3井单井盆地模拟结合实测R O数据校正发现，背斜区抬升了3 000~4 000 m，凹陷区抬升了2 000余米。正是晚燕山期以来的差异化构造运动，形成了现今的格局。

4.2　成藏期次与时间

流体包裹体法常被用于油气成藏时间和期次的分析［30-31］。蒋有录等［2］对通南巴地区M3井和M102井须家河组裂缝胶结物（石英和方解石）中含油气包裹体的荧光进行观测发现主要存在发浅黄色、黄白色以及蓝白色3种荧光颜色的包裹体，这3种颜色气烃包裹体伴生的盐水包裹体均一温度峰值分别对应为140~160 ℃、170~190 ℃和190~210 ℃。郑瑞辉等［6］基于M2井、M102井和M201井须家河组储层包裹体的分析，发现通南巴背斜须四段与含油气包裹体伴生盐水包裹体的均一温度峰值分别为70~80 ℃和130~140 ℃，须二段中与含油气包裹体伴生盐水包裹体的均一温度峰值为90~100 ℃和140~150 ℃。显然，前人所测定的须家河组致密砂岩储层包裹体均一温度值存在很大的差异。本文对M102、M201、M3和M8须家河组含油气包裹体伴生盐水包裹体的均一温度数据进行了统计。均一温度的测定采用AXIOPLAN-2/MDS600偏光显微镜，配备全自动冷热台，检测依据行业标准《沉积盆地流体包裹体显微测温方法》（SY/T 6010—2011），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。通南巴背斜样品的均一温度较低峰值为70~100 ℃、120~130 ℃，而通江凹陷区样品的均一温度较高峰值为140~150 ℃和180~200 ℃（图8）。通南巴背斜与通江凹陷须家河组均一温度的差异反映了它们成藏时间的不同。
图8 川东北通南巴背斜—通江凹陷典型井须家河组储层盐水包裹体均一温度分布

Fig.8 Histograms showing the distribution of the homogenization temperatures of aqueous inclusions in the Xujiahe Formation reservoir of typical wells in the Tongnanba Anticline and Tongjiang Depression， northeastern Sichuan Basin

构造活动引起断裂发育是致密砂岩气发生充注的重要条件，断裂活动期次研究表明燕山早期、燕山晚期以及喜马拉雅期是研究区断裂形成的主要时期，并且这3期构造活动依此增强［2］。依据研究区元深1井的单井盆地模拟结果，上二叠统海相烃源岩的主要生烃期介于248~157 Ma之间，而M201单井盆地模拟显示须家河组烃源岩的主要生烃期介于170~88 Ma之间。综合构造活动期次、生烃史以及包裹体均一温度的分析表明，通南巴背斜须家河组存在2期成藏（图9）。第一期发生在中—晚侏罗世（170~155 Ma），该时期上二叠统烃源岩已经达到了高过成熟度阶段，而须家河组烃源岩处于成熟阶段早期，须家河组储层已经开始致密化。该时期对应燕山运动早期，大规模的通源断裂并不十分发育，因此这一期充注可能仅发生于储层尚未致密的“甜点”区。第二期发生在古近纪—现今（28 Ma~），对应喜马拉雅期构造活动，该时期背斜已经隆升形成，大规模沟通二叠系烃源岩的断裂发育，是通南巴背斜天然气成藏的主要时期。通江凹陷须家河组存在3期成藏，分别发生在晚侏罗世（151~149 Ma）、晚白垩世（98~84 Ma）和新近纪（18~5 Ma）（图10）。通江凹陷须家河组均一温度为180~200 ℃的高温包裹体数量明显多于140~150 ℃包裹体数量，因此晚白垩世（98~84 Ma）可能是主要成藏期。
图9 川东北通南巴背斜须家河组成藏事件

Fig.9 Gas accumulation events diagram for Xujiahe Formation in the Tongnanba Anticline， northeastern Sichuan Basin

图10 川东北通江凹陷区须家河组成藏事件

Fig.10 Gas accumulation events diagram for Xujiahe Formation in the Tongjiang Depression， northeastern Sichuan Basin

4.3　成藏演化过程

晚侏罗世，通南巴地区整体快速沉降，须家河组烃源岩进入成熟阶段开始生气，上二叠统烃源岩达到了高过成熟阶段大量生气，但由于燕山早期沟通海相烃源岩的大规模断裂并不发育，须家河组气来源于本身烃源岩。该时期，储层并未完全致密化，在致密储层发育的“甜点区”有少量天然气充注成藏。
晚白垩世，燕山晚期米仓山挤压推覆活动较为强烈，通南巴地区整体抬升，并且由于抬升速率不一，通南巴背斜与通江凹陷的雏形初步形成。通南巴地区须家河组储层普遍经历了6 000~7 000 m的埋藏，压实和胶结作用强烈，储层致密化程度高。然而，在构造挤压作用下研究区形成了一系列的褶皱、断层以及相关裂缝，裂缝对储层进行改造可以形成一定规模的“断缝体”［11］。这一时期，须家河组烃源岩已经达到了过成熟阶段，断裂的形成有利于天然气充注成藏。由于通江凹陷区须家河组烃源岩更为发育，充注动力更强，因此在通江凹陷区须家河组储层中检测到了大量高均一温度的包裹体，而在通南巴背斜区须家河组储层中高均一温度的包裹体仅有少量发现。
古近纪—新近纪，喜马拉雅期构造活动剧烈，研究区进一步抬升，并且在东北部大巴山强烈的挤压作用下通南巴背斜和通江凹陷区均形成了一系列的北西向断裂。嘉陵江组膏岩层具有良好的封盖作用，然而这一时期大量切穿膏岩层沟通二叠系海相烃源岩的断裂发育，海相气开始进入须家河组储层与须家河组来源的天然气发生混合。由于通江凹陷区须家河组烃源岩相对发育起到了一定的遮挡作用，并且背斜区压力系数偏低［25］，更利于天然气运移聚集，导致背斜区海相气的混入比例更高，碳同位素值偏低且大多发生同位素倒转。
通南巴背斜与通江凹陷须家河组致密砂岩气成藏过程存在差异，对于通南巴背斜，喜马拉雅期构造活动改造形成的具有二叠系海相烃源岩与须家河组烃源岩“双源”供气的“断缝体”可能是有利目标。通江凹陷区，致密储层“甜点”以及晚燕山期构造活动形成的“断缝体”可能是更为有利的勘探目标。

5 结论

（1）川东北通南巴背斜和通江凹陷区须家河组烃源岩均为中—高有机质丰度，Ⅱ2—Ⅲ型，过成熟烃源岩，但通江凹陷区烃源岩厚度相对大，须家河组本身的烃源条件相对更好。通南巴背斜和通江凹陷区须家河组致密砂岩储层均为“超低孔、超低渗”储层，而背斜区砂岩厚度相对较大，在断裂和褶皱的叠加影响下，容易形成利于天然气聚集的“断缝体”。
（2）通南巴背斜和通江凹陷须家河组天然气均为来源于须家河组煤系烃源岩和二叠系吴家坪组海相烃源岩的高成熟—过成熟混合气。通南巴背斜天然气的乙烷和丙烷碳同位素更为偏轻，且普遍发生了倒转，表明背斜区海相气混入的比例可能更高。
（3）通南巴背斜须家河组存在两期成藏，分别为中—晚侏罗世（170~155 Ma）和古近纪—新近纪（28 Ma~），并且第二期是天然气成藏的主要时期。通江凹陷须家河组存在3期成藏，分别发生在晚侏罗世（151~149 Ma）、晚白垩世（98~84 Ma）和新近纪（18~5 Ma），而晚白垩世为主要成藏期。通江凹陷区须家河组烃源岩发育，充注动力强，因此晚白垩世埋深较大时，在晚燕山运动的影响下仍发生了天然气充注。

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