徐祖新

(中國石化勘探分公司，四川 成都 610041)

0 引 言

四川盆地中二疊統(tǒng)茅口組是天然氣勘探開發(fā)的重要層系。前期勘探的儲(chǔ)層類型以巖溶縫洞型灰?guī)r為主，在蜀南地區(qū)共發(fā)現(xiàn)了325個(gè)氣藏[1-5]。近年來，川西雙探1井、川中南充1井和廣探2井等在中二疊統(tǒng)鉆遇厚層白云巖，且部分井獲得了高產(chǎn)工業(yè)氣流，展現(xiàn)了四川盆地茅口組巨大的勘探潛力。目前，通過開展野外地質(zhì)調(diào)查工作，在華鎣山二崖、豐都狗子水和豐都回龍場等露頭發(fā)現(xiàn)厚層白云巖。此外，老井復(fù)查表明，研究區(qū)YX1、TL2、臥67井和池4井等茅口組也鉆遇白云巖儲(chǔ)層，證實(shí)川東地區(qū)茅口組白云巖普遍發(fā)育。2017年，在川東地區(qū)部署實(shí)施的風(fēng)險(xiǎn)探井TL6井在茅口組鉆遇23 m厚層白云巖儲(chǔ)層，進(jìn)一步證實(shí)該區(qū)茅口組白云巖儲(chǔ)層發(fā)育。TL6井茅口組酸化壓裂測試獲日產(chǎn)為11.08×104m3/d的工業(yè)氣流，表明川東地區(qū)茅口組白云巖儲(chǔ)層具有廣闊的勘探前景，值得進(jìn)一步深入研究。

前人從巖相古地理、儲(chǔ)層特征、白云巖成因等方面對川東地區(qū)茅口組開展了大量的研究工作，取得了許多新認(rèn)識[6-11]，但對茅口組天然氣成因及來源還存在一定的爭議。目前有4種不同的觀點(diǎn)：①油氣主要來源于中二疊統(tǒng)棲霞組—茅口組自身泥灰?guī)r[12-16]；②油氣主要來源于上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M煤系烴源巖，如川西雙探1井等[17]；③主要由茅口組下伏志留系龍馬溪組泥質(zhì)烴源巖供烴，如高石19井等[18-19]；④油氣為下寒武統(tǒng)筇竹寺組和上古生界烴源巖的混源[20-21]。前期在川東地區(qū)中二疊統(tǒng)茅口組已發(fā)現(xiàn)了一些氣井，但該層系整體勘探程度相對較低，需深化對茅口組天然氣成因的認(rèn)識，為下一步勘探部署提供借鑒和參考。

1 地質(zhì)背景

四川盆地屬于大型疊合含油氣盆地，面積約為18×104km2。四川盆地經(jīng)歷多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，可劃分為震旦紀(jì)—中三疊世的克拉通坳陷盆地和晚三疊世—新生代前陸盆地兩大階段。研究區(qū)位于四川盆地東部，西鄰華鎣山斷裂，東至盆地邊緣，北至開縣—奉節(jié)地區(qū)，南至石龍峽構(gòu)造，屬于川東油氣區(qū)。目前，該區(qū)已發(fā)現(xiàn)了多個(gè)天然氣探明儲(chǔ)量超過300×108m3的大氣田。

四川盆地中二疊統(tǒng)包括棲霞組和茅口組，為一套海侵背景下的碳酸鹽巖沉積。研究區(qū)茅口組地層厚度為200～280 m，自下而上可劃分為3段：茅一段巖性以深灰色“眼球狀”灰?guī)r、黑灰色灰泥灰?guī)r、深灰色泥晶灰?guī)r為主；茅二段巖性以深灰色、灰色泥晶生屑灰?guī)r、顆?；?guī)r為主；茅三段巖性以細(xì)晶白云巖、硅質(zhì)白云巖、生屑灰?guī)r為主；茅三段頂部普遍遭受剝蝕，與上覆吳家坪組地層呈不整合接觸。

2 天然氣地球化學(xué)特征

采集川東地區(qū)5個(gè)天然氣樣品進(jìn)行分析測試，同時(shí)收集了其他氣田11個(gè)天然氣樣品分析數(shù)據(jù)進(jìn)行對比研究。測試結(jié)果及收集樣品分析數(shù)據(jù)[22-24]見表 1。

2.1 天然氣組分特征

由表1可知：川東地區(qū)茅口組天然氣組分以烴類為主，其中CH4含量很高，重?zé)N氣含量很低，部分重?zé)N甚至缺失。茅口組CH4含量為83.160%～98.730%，平均為94.600%；C2H6含量普遍小于1.000%，為0.071%～0.700%，平均為0.360%。干燥系數(shù)(C1/C1-4)普遍大于 0.99，熱演化程度高，為典型的干氣；非烴氣體中包括CO2、N2、H2S、O2和H2，其中，CO2含量最高，其次是H2S和N2，含有微量的O2和H2。CO2含量為0.220%～15.810%，平均為5.840%；H2S含量為0.000 7%～2.038 0%，平均為0.810 0%；N2含量為0.190%～1.180%，平均為0.520%。

2.2 碳同位素特征

碳同位素分析結(jié)果表明，川東地區(qū)茅口組天然氣CH4碳同位素值(δ13C1)為-34.20‰～-28.27‰，平均為-31.63‰；C2H6碳同位素值(δ13C2)為-35.80‰～-28.10‰，平均為-32.81‰；C3H8碳同位素值(δ13C3)為-33.40‰～-26.30‰，平均為-30.50‰。茅口組天然氣碳同位素值連線表現(xiàn)為“V”字形，CH4碳同位素值大于C2H6碳同位素值，而C2H6碳同位素值小于C3H8碳同位素值，即碳同位素值發(fā)生了部分倒轉(zhuǎn)(圖1)。川東地區(qū)茅口組天然氣中的δ13CCO2值為-21.40‰～3.50‰，茅口組天然氣中CO2含量與δ13CCO2值具有一定的正相關(guān)性。

表1 川東地區(qū)天然氣組分和碳同位素組成

圖1 川東南地區(qū)茅口組和石炭系碳同位素組成

研究發(fā)現(xiàn)，川東地區(qū)茅口組天然氣碳同位素值與石炭系存在一定的差異，茅口組天然氣的δ13C1、δ13C2、δ13C3均比石炭系稍大，且天然氣δ13C1>δ13C2，倒轉(zhuǎn)幅度明顯小于石炭系，因此，茅口組氣源與石炭系的氣源有所不同。

對于烷烴氣的碳同位素倒轉(zhuǎn)成因，國內(nèi)外學(xué)者提出多種解釋。戴金星等將之概括為4種成因：①有機(jī)和無機(jī)烷烴氣的混合；②煤型氣和油型氣的混合；③同型不同源氣或同源不同期氣的混合；④某烷烴組分的氧化[25]。結(jié)合前人研究，川東地區(qū)茅口組和石炭系天然氣中碳同位素值發(fā)生倒轉(zhuǎn)最可能的原因是不同氣源天然氣的混合[23]。

3 天然氣成因及來源

3.1 天然氣成因

天然氣組分和碳同位素組分含量是判斷天然氣成因的有利工具。CH4碳同位素主要受有機(jī)質(zhì)成熟度的影響，而C2H6碳同位素具有很好的母質(zhì)繼承性，因此，C2H6碳同位素常用來判別天然氣的成因類型[26-30]。目前一般將δ13C2值為-28.00‰確定為區(qū)分油型氣和煤型氣的界限，即油型氣的δ13C2值小于-28.00‰，而煤型氣的δ13C2值大于-28.00‰。圖2為川東地區(qū)茅口組和石炭系天然氣成因類型識別結(jié)果。由圖2可知，川東地區(qū)茅口組和石炭系天然氣的δ13C2值均小于-28.00‰，表明茅口組和石炭系天然氣均以油型氣為主。

圖2 川東地區(qū)茅口組和石炭系天然氣成因類型識別

前人研究表明，油型氣根據(jù)其生成途徑可分為干酪根裂解氣和原油裂解氣。四川盆地經(jīng)歷多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，早期形成的古油藏隨著埋深的增大，其溫度逐漸增高，導(dǎo)致早期在古油藏中聚集的原油在高溫條件下發(fā)生裂解，從而形成天然氣[31]。國內(nèi)外學(xué)者應(yīng)用天然氣中C1—C3組成及δ13C1—δ13C3同位素值來鑒別原油裂解氣和干酪根裂解氣。前人研究表明，干酪根裂解氣的ln(C1/C2)值變化較大，而ln(C2/C3)值變化較??；原油裂解氣ln(C1/C2)值變化較小，而ln(C2/C3)值變化范圍較大。

通過分析川東地區(qū)茅口組天然氣ln(C1/C2)和ln(C2/C3)的比值(圖3)認(rèn)為，川東地區(qū)茅口組天然氣具有原油裂解氣的特征。包裹體分析表明，川東地區(qū)茅口組經(jīng)歷了古油氣藏的形成及原油裂解氣過程。薄片鑒定表明，茅口組儲(chǔ)層中瀝青發(fā)育。上述研究均從另一方面佐證了川東地區(qū)茅口組存在原油裂解氣。

圖3 川東地區(qū)茅口組天然氣ln(C1/C2)與ln(C2/C3)分布

3.2 天然氣來源

從川東地區(qū)烴源巖發(fā)育特征來看，志留系—二疊系發(fā)育了3套主力烴源巖：上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M、中二疊統(tǒng)棲霞組—茅口組以及志留系龍馬溪組。其中，上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M烴源巖母質(zhì)類型為腐殖型，以生成煤型氣為主；中二疊統(tǒng)棲霞組—茅口組和志留系龍馬溪組烴源巖母質(zhì)類型以腐泥型為主，主要生成油型氣。上述天然氣成因研究表明，川東地區(qū)茅口組以油型氣為主，因此，茅口組油型氣應(yīng)來自中二疊統(tǒng)自身烴源巖和下伏志留系烴源巖，上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M烴源巖基本無氣源貢獻(xiàn)。川東地區(qū)存在部分溝通下伏志留系龍馬溪組烴源巖的深大斷裂[32]，其可能是志留系油型氣進(jìn)入茅口組儲(chǔ)層的重要通道。

目前常用的氣源對比方法，主要是將烴源巖干酪根和天然氣的C2H6碳同位素值進(jìn)行對比分析[33-34]。根據(jù)同位素分餾原理，天然氣的碳同位素值要輕于原油，更輕于烴源巖干酪根?；谠撛恚妹┛诮M、石炭系天然氣的C2H6碳同位素值和志留系龍馬溪組泥頁巖、棲霞組—茅口組碳酸鹽巖及龍?zhí)督M煤系烴源巖的干酪根碳同位素值繪制了氣源綜合對比圖(圖4)。

由圖4可知，川東地區(qū)茅口組天然氣C2H6碳同位素值普遍大于石炭系天然氣C2H6碳同位素值，但兩者C2H6碳同位素值又存在一定的重疊，說明中二疊統(tǒng)棲霞組—茅口組和下伏志留系龍馬溪組烴源巖均可能對茅口組有氣源貢獻(xiàn)。前述天然氣組成、碳同位素特征研究等已揭示，川東地區(qū)茅口組和石炭系天然氣特征存在一定的差別，表明茅口組和石炭系天然氣的來源不完全一致。前人研究已證實(shí)，川東地區(qū)石炭系天然氣主要來源于下伏志留系龍馬溪組烴源巖，且為該套烴源巖生成的不同期次的油型氣混合而成[23]。因此，川東地區(qū)茅口組天然氣主要來源于中二疊統(tǒng)棲霞組—茅口組烴源巖，少量茅口組天然氣可能來源于下伏志留系烴源巖。

圖4 川東地區(qū)茅口組和石炭系天然氣與源巖干酪根碳同位素組成分布

從生儲(chǔ)蓋組合條件來看，棲霞組—茅口組烴源巖在全盆地均有分布，縱向上主要分布在棲霞組一段和茅口組一段，平面上具有“西薄東厚”的特點(diǎn)，川東地區(qū)茅口組白云巖的分布范圍正好位于中二疊統(tǒng)烴源巖厚值區(qū)。同時(shí)，志留系龍馬溪組烴源巖為一套黑色泥頁巖為主的沉積建造，有機(jī)質(zhì)豐度高。烴源巖呈NE—SW向長條狀展布，川東地區(qū)茅口組白云巖的分布范圍同樣處于其烴源巖厚值區(qū)，志留系烴源巖厚度為80～120 m。因此，川東地區(qū)茅口組氣源充足，除中二疊統(tǒng)自身烴源巖外，龍馬溪組泥質(zhì)烴源巖也可向其供烴。儲(chǔ)層研究表明，川東地區(qū)茅口組白云巖大面積分布，從研究區(qū)西緣的華鎣山二崖剖面到盆地東緣的豐都回龍場剖面均發(fā)育該套白云巖，多呈層狀、似層狀產(chǎn)出。茅口組蓋層條件好，中二疊統(tǒng)自身致密碳酸鹽巖是其直接蓋層，上覆三疊系厚層膏鹽巖是良好的區(qū)域蓋層，油氣保存條件好。

基于上述茅口組天然氣成因及來源分析，結(jié)合研究區(qū)構(gòu)造特征和油氣成藏條件綜合分析，建立了川東地區(qū)茅口組“下生上儲(chǔ)、雙源供烴”型成藏模式。即早期中二疊統(tǒng)棲霞組—茅口組自身烴源巖生成的油氣通過斷裂向上運(yùn)移至茅口組白云巖儲(chǔ)層中；晚期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)導(dǎo)致天然氣發(fā)生調(diào)整和再聚集，同時(shí)局部地區(qū)志留系龍馬溪組優(yōu)質(zhì)烴源巖生成的天然氣順著深大斷裂垂向運(yùn)移，聚集在茅口組圈閉中形成氣藏。

4 有利勘探區(qū)帶

研究表明，四川盆地茅口組白云巖儲(chǔ)層具呈帶狀、沿基底斷裂、分布面積廣的特點(diǎn)，劍閣—南充—豐都一帶為茅口組白云巖發(fā)育有利區(qū)[8]。四川盆地15號基底斷裂附近的南充一帶、臥龍河構(gòu)造臥67井、大池干構(gòu)造池4井等在茅口組白云巖已獲突破，天然氣勘探前景好，是重要的勘探對象。

川東地區(qū)中二疊統(tǒng)和志留系龍馬溪組烴源巖厚度大。其中，茅口組烴源巖厚度為140～220 m，龍馬溪組烴源巖厚度為60～120 m。鉆井揭示川東地區(qū)沿15號基底斷裂兩側(cè)茅口組白云巖發(fā)育，白云巖厚度為10～30 m。依據(jù)研究區(qū)茅口組白云巖發(fā)育程度和2套主力烴源巖的分布特征，結(jié)合中二疊統(tǒng)古構(gòu)造背景，預(yù)測臥67井—TL6井—池4井一帶為茅口組白云巖下一步勘探有利區(qū)帶(圖5)。

圖5 川東地區(qū)茅口組白云巖有利勘探區(qū)帶

5 結(jié) 論

(1) 川東地區(qū)茅口組天然氣組分以烷烴氣為主，烷烴氣中又以CH4含量最高。非烴組分含量較低，具有“低N2、低O2、低—中H2S含量”的特征。茅口組天然氣干燥系數(shù)普遍高于0.99，屬于典型的干氣。

(2) 川東地區(qū)茅口組天然氣δ13C1和δ13C2的值分別為-34.20‰～-28.27‰和-35.80‰～-28.10‰，與石炭系天然氣類似，茅口組天然氣碳同位素值普遍發(fā)生部分倒轉(zhuǎn)，即CH4碳同位素值大于C2H6碳同位素值，而C2H6碳同位素值小于C3H8碳同位素值，表明其具有混源的特征。

(3) 天然氣成因類型研究表明，川東地區(qū)茅口組天然氣屬于油型氣，主要為原油裂解氣。氣源對比研究表明，川東地區(qū)茅口組天然氣主要來自中二疊統(tǒng)自身烴源巖，局部混有下伏志留系龍馬溪組烴源巖，基于此建立了茅口組“下生上儲(chǔ)、雙源供烴”的成藏模式。

(4) 川東地區(qū)中二疊統(tǒng)和志留系烴源巖厚度大，茅口組白云巖儲(chǔ)層大面積分布，氣源充足，臥67井—TL6井—池4井一帶為茅口組白云巖下一步勘探有利區(qū)帶。