王 瑋，沈忠民，裴森奇，戴鴻鳴，黃 東

(1．油氣藏地質及開發(fā)工程國家重點實驗室(成都理工大學)，成都 610059；2.西南石油大學 地球科學與技術學院，成都 610500；3.中國石油 西南油氣田公司 川西北氣礦，四川 江油 621700；4.中國石油 西南油氣田分公司 勘探開發(fā)研究院，成都 610056)

輕烴是石油和天然氣的重要組成部分，國內外不同學者雖然對輕烴的定義不同[1-4]，但針對其在天然氣成因[5]、有機質類型與形成環(huán)境[6]、成熟度判識[7]、油氣源對比[8]、油氣藏次生變化[9]、油氣運移[10]和油氣藏保存條件[11]等方面的相關參數(shù)及判識標準已經(jīng)取得了較為廣泛的應用。前人對四川盆地天然氣及凝析油輕烴特征已有一定的認識，對不同地區(qū)須家河組油氣的成因、可能來源、運移相態(tài)進行了分析[12-18]。本文在前人研究的基礎上，對梓潼凹陷、中壩氣田及九龍山構造的天然氣及凝析油C5-C8輕烴進行分析，對研究區(qū)天然氣及凝析油的成因、成熟度及其所代表的地質意義進行了研究，以期為該區(qū)油氣成因類型和成藏過程研究提供參考。

1 地質概況

研究區(qū)位于四川盆地西北部，區(qū)域構造上屬于川北古坳陷低緩構造帶，區(qū)內有包含中壩、九龍山氣田以及梓潼凹陷的魏城、老關廟、文興場、柘壩場等多個含氣構造(圖1)。梓潼凹陷上三疊統(tǒng)須家河組主要為三角洲沉積體系與湖泊相的交替沉積，地層厚度1 800～2 300 m，因受印支運動影響，部分地區(qū)遭受剝蝕；地層自下而上可分為須一段—須五段[19-20]。

該區(qū)須家河組烴源巖縱向上主要發(fā)育在一、三、五段和須二中亞段，總體為一套含煤的暗色泥頁巖沉積，其中煤層厚度5～20 m，泥頁巖厚度100～500 m(表1)，有機碳含量為0.17%～10.2%，干酪根類型為Ⅱ2—Ⅲ型，鏡質體反射率值為0.94%～2.50%，除中壩構造外，烴源巖有機質熱演化程度較高，其生成產(chǎn)物以濕氣和干氣為主，部分氣藏可含少量凝析油；儲層總體上屬低孔、低滲的致密砂巖儲層，縱向上主要發(fā)育于須二段及須四段，巖性以中—粗粒巖屑砂巖為主，平均孔隙度1.91%～5.7%，平均滲透率(0.03～0.163)×10-3μm2，存在較強的非均質性；氣藏普遍具有含氣低豐度、大面積成藏特征，氣藏氣水關系較復雜，無統(tǒng)一氣水界面，除中壩構造外氣藏普遍存在異常高壓。

2 樣品分布及實驗條件

本次分析共采集了凝析油及天然氣樣品36件，平面上分布于梓潼凹陷的老關廟、文興場、柘壩場、魏城、豐谷等地區(qū)，以及九龍山構造和中壩構造；縱向上包括三疊系須家河組二、三、四段，侏羅系千佛崖組、自流井組及三疊系雷口坡組。天然氣中輕烴(C5-C7) 分析采用Agilent 7890A型氣相色譜儀，色譜柱為HP-PONA毛細色譜柱(50 m×0.2 mm×0.5 μm)。天然氣進樣量為10～15 mL，用液氮冷阱在色譜柱前富集輕烴5 min。凝析油進樣量為0.3～1 μL，直接進入一小抽提器中，油中的輕烴被He抽提出后送入液氮冷阱冷卻5 min，迅速加熱到300 ℃以上。色譜分析條件：載氣為N2氣，平均線速度為14 cm/s，分流比為50∶1，升溫程序為初始溫度35 ℃，恒溫10 min，然后分別以0.5 ℃/min程序升溫至60 ℃，再以6.0 ℃/min程序升溫至320 ℃，恒溫30 min。

圖1 研究區(qū)位置及取樣井點分布Fig.1 Location of study area and sampled wells

表1 四川盆地西北部上三疊統(tǒng)須家河組烴源巖地球化學特征Table 1 Geochemical characteristics of the Upper Triassic Xujiahe Formation source rocks in the northwestern Sichuan Basin

3 輕烴地球化學特征

3.1 母質類型參數(shù)

3.1.1 C7及C5-C7輕烴系列

據(jù)前人研究成果，可以根據(jù)C7輕烴系列中的甲基環(huán)己烷(MCH)、各種結構的二甲基環(huán)戊烷(ΣDMCP)、正庚烷(nC7)的相對含量，以及C5-C7輕烴系列中正構烷烴與異構烷烴、環(huán)烷烴、芳香烴的相對含量，來區(qū)分有機質類型[21-26]。川西坳陷北部地區(qū)須家河組天然氣及凝析油C7化合物含量顯示出明顯的甲基環(huán)己烷優(yōu)勢，其含量為30.37%～80.53%，平均69.24%；正庚烷及各種結構的二甲基環(huán)戊烷含量較低(表2)，除去G6井須二段、ZH47井雷三段2個凝析油樣品落Ⅰ、Ⅱ型有機質區(qū)域外，其余樣品點均落Ⅲ型有機質區(qū)域(圖2a)。C5-C7輕烴系統(tǒng)中環(huán)烷烴含量最高，分布在25.03%～64.24%，平均47.10%；其次為芳烴，含量分布在6.29%～51.08%，平均25.97 %；而異構烷烴和正構烷烴含量較低，但是具有異構烷烴的優(yōu)勢，異構烷烴/正構烷烴比值為0.91～3.46(表2)。須家河組樣品與大安寨段及雷口坡組腐泥型母質來源的油氣形成鮮明的對比(圖2b)，顯示出主要是來源于富含腐殖型干酪根的煤系泥巖與煤巖的特征，但是相對而言梓潼凹陷油氣樣品較中壩構造有更高的芳香烴含量。

梓潼凹陷須家河組油氣C5-C7輕烴化合物含量變化范圍較大，影響含量變化的因素很多。以含量變化幅度最大的芳烴為例，影響因素主要有母質類型、成熟度以及運移過程中的次生作用(水溶、吸附等)。胡國藝等[17]通過對煤熱解生成的輕烴定量分析后指出，控制四川盆地須家河組天然氣輕烴中芳烴含量的主要因素是成熟度。但是通過本次實驗，發(fā)現(xiàn)芳香烴含量并不是只受成熟度影響，例如：①老關廟構造須二段天然氣芳烴含量低于須三段和須四段，與烴源巖成熟度不符；②中壩構造ZH47井與ZH54井所產(chǎn)出的天然氣同位素數(shù)據(jù)非常接近(δ13C1分別為-34.67‰和-34.52‰；δ13C2分別為-23.76‰和-24.68‰)，但芳烴含量差距較大。

3.1.2 MANGO穩(wěn)態(tài)催化輕烴參數(shù)

MANGO[27]提出過渡金屬穩(wěn)態(tài)催化的輕烴成因理論，發(fā)現(xiàn)石油中某些化合物絕對濃度的比值具有顯著的不變性,特別是K1值[(2-MH+2,3-DMP)/(3-MH+2,4-DMP)]為1.06。隨后其根據(jù)輕烴穩(wěn)態(tài)催化動力學成因模式,進一步推導出參數(shù)K2[P3/(P2+N2)][28]。按照MANGO輕烴成因理論,對于同一種源巖在整個生油窗范圍生成的所有原油輕烴應有不變的K值,此值只與油氣的母質類型有關,而與成熟度無關。研究區(qū)須家河組天然氣及凝析油樣品Z3井K1值最大(1.72)， ZH71井最低(0.62)，除去以上2個較為異常的數(shù)據(jù)，K1值主體分布在0.85～1.25之間，平均為1.04(表3),整體相關性較好，相關系數(shù)達到0.96(圖3a)。K2值整體上差異較大，主體分布在0.18～1.19之間，樣品的相關系數(shù)也較低(圖3b)；中壩構造K2值主要在0.18～0.44之間，而梓潼凹陷主要在0.47～0.88之間(圖3c)，兩者具有不同的分布趨勢。

表2 四川盆地西北部須家河組天然氣及凝析油輕烴化合物組成Table 2 Composition of light hydrocarbon compounds of the Upper Triassic Xujiahe Formation natural gas and condensates in the northwestern Sichuan Basin

圖2 四川盆地西北部侏羅系—三疊系天然氣及凝析油C7輕烴系列及C5-C7 輕烴組成體積百分數(shù)含量三角圖Fig.2 Triangular chart showing the volume percentages of C7 and C5-C7 for the Jurassic-Upper Triassic gas and condensates in the northwestern Sichuan Basin

表3 四川盆地西北部須家河組天然氣及凝析油MANGO輕烴化合物參數(shù)Table 3 Parameters of MANGO light hydrocarbon compounds of the Upper Triassic Xujiahe Formation natural gas and condensates in the northwestern Sichuan Basin

圖3 四川盆地西北部侏羅系—三疊系天然氣及凝析油K1值和K2值相關關系Fig.3 Correlation between K1 and K2 of the Jurassic-Upper Triassic gas and condensates in the northwestern Sichuan Basin

圖4 四川盆地西北部侏羅系—三疊系天然氣及凝析油母體—子體比值示意Fig.4 Diagram showing the parent-daughter ratio of the Jurassic-Upper Triassic gas and condensates in the northwestern Sichuan Basin

3.2 成熟度參數(shù)

3.2.1 庚烷值與異庚烷值

THOMPSON[32-33]提出用庚烷值和異庚烷值來衡量沉積物中輕烴的烷基化程度, 并用它作為原油的成熟度指標。按照其劃分標準，研究區(qū)天然氣及凝析油樣品正庚烷值為6.20～14.53，異庚烷值為0.95～2.70(表2)，絕大部分須家河組樣品落在成熟油區(qū)域內，部分天然氣樣品分布在高成熟區(qū)域內(圖5a)，同時須二段Z3井凝析油和天然氣樣品、須四段G2井凝析油和天然氣樣品及W4井、WC1井凝析油樣品的庚烷值和異庚烷值分布在低成熟范圍內，而且整體上表現(xiàn)出與中壩構造樣品成熟度相近或略低的特征。

3.2.2 Ctemp 參數(shù)

MANGO基于BEMENT的研究工作和他本人的分析資料，提出了原油或天然氣母質經(jīng)歷的最高地溫T(℃)的計算公式[22,34]:

T=140+15ln[2,4-DMP/2,3-DMP]

該參數(shù)與母質類型和成藏時間無關，而只與溫度相關。研究區(qū)天然氣及凝析油樣品T=100.19～154.59 ℃，須家河組油氣生成溫度主體為125～149℃(表3,圖5b)，就生成溫度而言，天然氣樣品普遍高出凝析油樣品3.5～13.15 ℃。利用油氣最大生成溫度與鏡質體反射率之間的關系折算出Ro，除ZH60井最低(0.56%)以外，其余主要在0.86%～1.23%之間，顯示出樣品成熟度處于成熟—高成熟演化階段。

4 輕烴特征的地質意義

研究區(qū)須家河組地層源儲具有“三明治”式組合特征，不同構造、不同層位的烴源巖具有多期、遞進的生烴過程。但該區(qū)不同層系烴源巖形成的環(huán)境相近，源儲生物標志化合物對比及天然氣同位素、組分綜合判識，顯示出該區(qū)除九龍山構造外，天然氣主要為腐殖型有機質的熱成因氣(圖6)，整體上具有自生自儲的特征。但是梓潼凹陷油氣樣品的K2值相關性較差，母體—子體輕烴參數(shù)具較強離散性，可能是受到不同的油氣成藏過程影響。梓潼凹陷須家河組凝析油、天然氣樣品同一構造不同層位、同一層位不同構造可對比性差(圖7)。該區(qū)油氣運移距離較短，儲層砂體之間的連通性較差，聚集過程主要以近源短距離運移為主，儲層在生烴高峰前期已達到致密演化階段。中壩構造儲層物性明顯好于梓潼凹陷，為常壓油氣藏，所以梓潼凹陷部分樣品輕烴參數(shù)分布具有較強的離散性，很可能與封閉性地質環(huán)境中捕獲不同熱演化階段天然氣的累積效應有關。梓潼凹陷天然氣δ13C1或輕烴參數(shù)計算的成熟度，整體上會明顯低于烴源巖實測成熟度。

圖5 四川盆地梓潼凹陷侏羅系—三疊系天然氣及凝析油庚烷值與異庚烷值、Ctemp參數(shù)與異庚烷值的分布Fig.5 Distribution of heptane, isoheptane and Ctemp, isoheptane of the Jurassic-Upper Triassic gas and condensates in the northwestern Sichuan Basin

圖6 四川盆地西北部須家河組天然氣δ13C1與C1/(C2+ C3)的關系Fig.6 Gas type identification using the δ13C1- C1/(C2+ C3)diagram of Upper Triassic Xujiahe Formation in the northwestern Sichuan Basin

由庚烷值與異庚烷值所判識出的梓潼凹陷須二及須四段大部分凝析油樣品具有較低成熟度，但其油氣生成最高溫度折算的Ro值為0.86%～1.00%，兩種計算所得出的成熟度存在一定的偏差。國內的一些學者研究發(fā)現(xiàn)具“蒸發(fā)分餾”現(xiàn)象的油氣藏中，原油會出現(xiàn)“較輕”組分成熟度不高的假象[35-38]。

圖7 四川盆地西北部須家河組凝析油及天然氣輕烴對比星狀圖Fig.7 Star-plot of light hydrocarbons of Upper Triassic Xujiahe Formation natural gas and condensates in the northwestern Sichuan Basin

借鑒THOMPSON[39]所提出的甲苯/正庚烷(芳香度比值，B)和正庚烷/甲基環(huán)己烷(石蠟性比值，F(xiàn))圖版，梓潼凹陷須家河組凝析油樣品基本沿蒸發(fā)分餾作用的演化曲線分布(圖8)。 研究中對于同口井所產(chǎn)出的天然氣及凝析油樣品的部分輕烴參數(shù)進行對比(表4)，甲苯/正庚烷差異在0.02～6.54之間、正庚烷/甲基環(huán)己烷差異在0.34～3.38之間，該參數(shù)在研究區(qū)對分餾作用較敏感，可以作為該地區(qū)蒸發(fā)分餾程度的判識指標。梓潼凹陷須二段Z3井、G6井及須四段的G2井、W4井、WC1井的凝析油樣品，經(jīng)歷了不同程度的蒸發(fā)分餾作用，該區(qū)凝析油為“蒸發(fā)分餾”成因的殘余油，并非正常的熱成因凝析油。同時在上述各井中除去G6井須二段以外，其余各井在相應的層段均取得了較高的天然氣測試產(chǎn)量；而中壩構造表現(xiàn)出正常的熱成因凝析油的特征，這也與其所處的熱演化階段相吻合。

圖8 四川盆地西北部侏羅系—三疊系凝析油B-F模式Fig.8 B-F diagram of the Jurassic-Upper Triassic condensates in the northwestern Sichuan Basin

綜合考慮研究區(qū)的油氣輕烴特征及地質背景，認為引起梓潼凹陷凝析油蒸發(fā)分餾效應的原因是：儲層在烴源巖進入成烴高峰期前已達致密演化階段，在封閉—半封閉的地質環(huán)境中，早期聚集在油藏中的原油，被后期持續(xù)注入的大量天然氣混合強烈改造而產(chǎn)生蒸發(fā)分餾作用。考慮到蒸發(fā)分餾作用可能導致輕烴參數(shù)的變化，受蒸發(fā)分餾現(xiàn)象的影響，庚烷值差值在0.01～4.02之間，異庚烷值在0.02～1.69之間、Ctemp參數(shù)在3.45～13.15 ℃之間，因此無法準確地應用上述輕烴參數(shù)判別梓潼凹陷須家河組油氣的成熟度(表4)。

5 結論

(1)四川盆地西北部須家河組天然氣及凝析油C7、C5-C7輕烴系列化合物相對含量顯示出油氣主要來源于富含腐殖型干酪根的煤系泥巖，而且K1值整體相關性較好。但是梓潼凹陷油氣樣品K2值及母體—子體關系分布相對于中壩構造油氣分布來說，具有較強的離散性。

表4 四川盆地西北部須家河組同井天然氣與凝析油輕烴化合物參數(shù)對比Table 4 Comparison of parameters of light hydrocarbon compounds of the Upper Triassic Xujiahe Formation natural gas and condensates of the same well in the northwestern Sichuan Basin

(2)利用不同輕烴參數(shù)定性及定量判別的成熟度，大部分樣品處于成熟和高成熟階段，少部分天然氣及凝析油樣品判識結果存在差異，但是計算結果均低于該區(qū)烴源巖實測成熟度及天然氣δ13C1值計算的成熟度。

(3)梓潼凹陷須家河組油氣成藏以近源短距離運聚為主,受儲層早期致密化影響，在封閉—半封閉的地質環(huán)境中，天然氣受不同熱演化階段天然氣的累積效應影響，而凝析油受到同源不同期的天然氣多次氣侵而產(chǎn)生“蒸發(fā)分餾”效應影響，導致部分輕烴參數(shù)在應用過程中出現(xiàn)偏差。