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層，證實川東地區(qū)茅口組白云巖普遍發(fā)育。2017年，在川東地區(qū)部署實施的風(fēng)險探井TL6井在茅口組鉆遇23 m厚層白云巖儲層，進一步證實該區(qū)茅口組白云巖儲層發(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)茅口組白云巖儲層具有廣闊的勘探前景，值得進一步深入研究。

前人從巖相古地理、儲層特征、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：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)造運動，可劃分為震旦紀—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)了多個天然氣探明儲量超過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個天然氣樣品進行分析測試，同時收集了其他氣田11個天然氣樣品分析數(shù)據(jù)進行對比研究。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有機和無機烷烴氣的混合；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)造運動，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)值變化較小；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。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入茅口組儲層的重要通道。

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?，利用茅口組、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。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，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，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，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、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移至茅口組白云巖儲層中；晚期構(gòu)造運動導(dǎo)致天然氣發(fā)生調(diào)整和再聚集，同時局部地區(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層具呈帶狀、沿基底斷裂、分布面積廣的特點，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、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。