根据区域位置和油气田地质特征，四川盆地划分了4个油气聚集区^[1-2]：川东气区（川东地区）、川南气区（川南地区）、川西气区（川西地区）、川中油气区（川中地区）。川南地区油气勘探始于20世纪40年代，早期在下三叠统嘉陵江组、下二叠统茅口组、上震旦统灯影组都发现了重要产层，经过60余年勘探，已发现海相震旦系灯影组、寒武系、下二叠统、下三叠统嘉陵江组和陆相上三叠统须家河组等产层，含气构造近80个，油气资源丰富^[3-4]。由于川南地区以海相产层为主，同时陆相天然气资源及气田（藏）数量均不如川西和川中地区^[3]，所以该区须家河组的勘探一直不够重视。近年来，在川南地区须家河组已发现安岳、荷包场、观音场、瓦市、界市场等多个含油气构造，并在威东9井、麻5井、音27井等都获得了较好的油气显示^[4]，对包22井等老井进行重新试油也获工业气流^[5]，充分显示出川南地区须家河组良好的勘探前景。

川南地区须家河组天然气地球化学特征相对复杂^{[2, 6]}，天然气成因、来源等仍存在较大争议^[6-8]，给天然气成藏机理研究带来困难。本次研究拟在前人研究的基础上，通过对天然气组分、轻烃及碳同位素等的分析，探讨研究区天然气成因、来源等问题，同时结合生烃史与包裹体均一温度，研究天然气成藏期次，剖析天然气成藏过程，以期明确研究区须家河组天然气地球化学特征，为川南地区须家河组天然气成藏机理研究及天然气勘探提供依据。

川南地区位于四川盆地南部，囊括了川西南隆起区与川南低陡断褶区，西至乐山，北抵合川，南至四川盆地南部边界（图 1）。中三叠世末期的印支运动，使得四川盆地结束了自晚震旦世以来漫长的广阔碳酸盐台地的历史，海水逐渐退出上扬子台地，内陆盆地开始出现。晚三叠世须家河组主要发育三角洲相、湖泊相和有障壁的海岸相，发育了一套须家河组碎屑岩沉积，沉积主体厚度为400~ 650 m，部分地区厚度可达1 000 m^{[4, 9]}。研究区须家河组假整合于中三叠统侵蚀面之上，上覆下侏罗统自流井组，主体埋深为800~2 000 m^[9]；自下而上可将须家河组划分为须一段至须六段；须一段（T₃x¹）、须三段（T₃x³）、须五段（T₃x⁵）以暗色泥质岩为主，有机质丰富高，是须家河组煤系烃源岩的主要发育层系^[2-3]；须二段（T₃x²）、须四段（T₃x⁴）、须六段（T₃x⁶）以砂岩为主，是须家河组储层与产层的主要发育层系^{[4, 9]}。川南地区须家河组虽然已发现了丹凤场、纳溪、合江、观音场等气田（藏），但相对于川西、川中地区，该区须家河组天然气勘探程度仍然较低^[5]，具有较大的勘探潜力。

图 1

Fig. 1

下载eps/tif图 图 1 四川盆地须家河组气田分布（据文献[2]修改） Fig. 1 Distribution of gas fields of Xujiahe Formation in Sichuan Basin

对川南地区须家河组天然气组分进行了分析，从40余件天然气样品的统计结果（表 1）可以看出：该区天然气以烃类为主，总烃体积分数大于90%；烃类组分中又以CH₄占绝对优势，各产层CH₄体积分数均大于80%，部分样品中CH₄体积分数最高可达98%；C₂H₆与C₃H₈体积分数相对较低，C₂H₆的平均体积分数为4.87%~7.54%，C₃H₈的平均体积分数为1.80%~2.98%。研究区须家河组各产层均有部分天然气含有少量H₂S，而川西、川中地区须家河组天然气均不含H₂S（表 1），这充分显示了研究区与四川盆地其他地区须家河组天然气的差异。

表 1(Table 1)

表 1 川南及川西、川中地区须家河组天然气组分与碳同位素特征 Table 1 Statistics of natural gas component and carbon isotope of Xujiahe Formation in southern, western and middle Sichuan Basin 地区 层位 组分体积分数/ % 干燥系数 δ13CPDB/ ‰ CH4 C2H6 C3H8 总烃 H2S C1 C2 C3 川南 T3x6 $\frac{84.66\sim 93.13}{87.35(10)}$ $\frac{3.48\sim7.95}{5.99(10)}$ $\frac{6.61\sim2.93}{1.85(10)}$ $\frac{90.05\sim99.49}{96.12(10)}$ 0.03（1） $\frac{0.88~0.94}{0.91(10)}$ $\frac{-43.17\sim-30.80}{-38.91(26)}$ $\frac{-33.81\sim-24.90}{-28.88(26)}$ $\frac{-28.65~-22.70}{-25.73(20)}$ T3x4 $\frac{85.52\sim98.39}{90.68(15)}$ $\frac{0.58\sim8.69}{4.87(15)}$ $\frac{0.04\sim3.95}{1.80(15)}$ $\frac{96.77\sim99.61}{98.18(15)}$ $\frac{0.15\sim0.54}{0.30(3)}$ $\frac{0.86~0.99}{0.92(15)}$ T3x2 $\frac{81.87\sim93.25}{86.12(16)}$ $\frac{3.54\sim10.57}{7.54(16)}$ $\frac{0.98\sim4.81}{2.98(16)}$ $\frac{93.95\sim99.61}{97.04(16)}$ $\frac{0.04\sim0.46}{0.31(5)}$ $\frac{0.85~0.95}{0.89(16)}$ 川西 T3x $\frac{81.14\sim98.31}{94.15(48)}$ $\frac{0.51\sim7.83}{2.66(48)}$ $\frac{0.01\sim5.18}{0.65(48)}$ $\frac{93.47\sim99.83}{97.78(48)}$ 0（48） $\frac{0.89~0.99}{0.97(48)}$ $\frac{-41.10\sim-30.12}{-34.13(40)}$ $\frac{-28.50\sim-20.60}{-23.78(40)}$ $\frac{-27.88~-17.92}{-22.23(31)}$ 川中 T3x $\frac{80.16\sim97.82}{89.66(39)}$ $\frac{0.54\sim11.37}{5.91(39)}$ $\frac{0.01\sim6.25}{1.34(39)}$ $\frac{92.18\sim99.67}{97.27(39)}$ 0（39） $\frac{0.82~0.99}{0.91(39)}$ $\frac{-43.81\sim-28.85}{-36.04(29)}$ $\frac{-28.31\sim-24.10}{-26.44(29)}$ $\frac{-26.70~-21.18}{-23.82(22)}$ 注：$\frac{84.66\sim 93.13}{87.35(10)}\text{=}\frac{\text{最小值}\sim \text{最大值}}{\text{平均值(样品数)}}$

下载CSV 表 1 川南及川西、川中地区须家河组天然气组分与碳同位素特征 Table 1 Statistics of natural gas component and carbon isotope of Xujiahe Formation in southern, western and middle Sichuan Basin

天然气中是否含H₂S及其含量高低主要受储层岩性的控制^[2]：在碳酸盐岩和膏盐岩地层中，由于容易发生TSR反应（热化学硫酸盐还原反应）而形成H₂S，所以碳酸盐岩储层中天然气普遍含H₂S；在砂岩储层中，一方面由于砂岩中有较多的氧化剂（Fe₂O₃），即使有一定的H₂S也容易被氧化，另一方面砂岩表面积大而具有脱硫作用，致使H₂S无法存在。研究区须家河组砂岩储层部分天然气含少量H₂S，说明部分天然气来自下伏碳酸盐岩地层。川西、川中地区须家河组天然气主要来自须家河组煤系烃源岩，没有下伏的碳酸盐岩气源^[10-13]，天然气不含H₂S，这也在一定程度上佐证了研究区须家河组存在下伏碳酸盐岩气源。

研究区须家河组天然气碳同位素统计结果显示：δ¹³C₁为-43.17‰~-30.80‰，δ¹³C₂为-33.81‰~ -24.90‰，δ¹³C₃为-28.65‰~-22.70‰，总体表现为δ¹³C₁＜δ¹³C₂＜δ¹³C₃的正碳同位素系列特征，说明该区天然气主要为有机成因气。研究区少量天然气烷烃碳同位素发生了倒转（图 2），而导致碳同位素倒转的主要原因是不同天然气的混合（有机烷烃气与无机烷烃气的混合、油型气与煤型气的混合、同型不同源气或同源不同期气的混合）或天然气中某一组分被细菌降解^[14]。研究区少量天然气发生碳同位素倒转，说明天然气可能发生了一定的混合作用或细菌降解作用^[2]。该区须家河组天然气保存条件相对较好，发生细菌降解的可能性较小，同时烷烃具有随分子碳数增大，烷烃体积分数依次递减的特征（CH₄＞C₂H₆＞C₃H₈），这与受细菌降解气烷烃组分特征不符^[14]。所以，少量发生碳同位素倒转的天然气是受混合作用影响，这与须家河组存在下伏碳酸盐岩气源相吻合。

图 2

Fig. 2

下载eps/tif图 图 2 川南地区须家河组天然气δ13C1-δ13C2-δ13C3特征 Ⅰ.煤型气；Ⅱ.油型气；Ⅲ.碳同位素系列倒转混合气；Ⅳ.煤型气和（或）油型气；Ⅴ.生物气和亚生物气 Fig. 2 δ13C1-δ13C2-δ13C3 characteristics of natural gas of Xujiahe Formation in southern Sichuan Basin

天然气中δ¹³C₁值、δ¹³C₂值、δ¹³C₃值都具有一定的成因判识作用，是天然气成因判识的常用指标，同时将各类烷烃碳同位素值结合起来综合分析，能够得到更准确、更全面的天然气成因信息^[15]。戴金星^[15]根据中国及国外7个盆地（地区）已确定成因类型天然气碳同位素系列组合数据，编制了不同成因天然气的δ¹³C₁-δ¹³C₂-δ¹³C₃鉴别图（V型鉴别图），该鉴别图已被广泛应用^[16-17]。将川南地区须家河组天然气碳同位素数据投入δ¹³C₁-δ¹³C₂-δ¹³C₃鉴别图（图 2）中，可以看出：天然气主要分布在煤型气区域，部分分布在油型气区域，少量分布在煤型气和（或）油型气区域，这充分说明该区天然气以煤型气为主，同时也存在一定的油型气，而不是以往研究认为的典型煤型气。

天然气中庚烷值、异庚烷值也是天然气成因分析的重要指标。由于煤型气主要来自腐殖型有机质，更富集芳香族组成，所以煤型气中的庚烷值、异庚烷值通常靠近芳香族曲线分布；油型气主要来自腐泥型有机质，更富集脂肪族组成，所以油型气中的庚烷值、异庚烷值则更靠近脂肪族曲线分布^[18-19]。因此，根据天然气中庚烷值、异庚烷值与脂肪族曲线、芳香族曲线的分布特征能有效判别天然气的成因类型。从川南地区须家河组天然气庚烷值、异庚烷值分布特征（图 3）来看，大部分样品较为集中地分布在芳香族曲线附近，说明川南地区须家河组天然气以煤型气为主，少量具有相对较高庚烷值的样品分布在脂肪族曲线附近，说明存在油型气。

图 3

Fig. 3

下载eps/tif图 图 3 川南地区须家河组天然气庚烷值与异庚烷值特征 Fig. 3 Heptane value and isoheptane value of natural gas of Xujiahe Formation in southern Sichuan Basin

在天然气的C₇轻烃化合物中，甲基环己烷（MCC₆）主要来自高等植物木质素、纤维素、糖类等，是指示陆源母质类型的重要依据，所以甲基环己烷富集是煤型气区别油型气的重要依据；各类构型的二甲基环戊烷（ΣDMCP）主要来自水生生物甾族类化合物和萜类化合物中的环状类脂体，所以油型气较煤型气更加富集二甲基环戊烷；正庚烷（nC₇）既可来自腐泥型母质，也可来自腐殖型母质^[18]。因此，天然气中C₇轻烃化合物也是判识天然气成因的常用指标。根据已有的C₇轻烃判识天然气成因图版，将川南地区须家河组天然气数据投入该图版，可得到该区须家河组天然气以煤型气为主，同时存在少量的油型气（图 4）。该结论与烷烃碳同位素、轻烃庚烷值分析结果一致。

图 4

Fig. 4

下载eps/tif图 图 4 川南地区须家河组天然气C7轻烃组成特征 Fig. 4 C7 light hydrocarbon of natural gas of Xujiahe Formation in southern Sichuan Basin

川南地区须一段、须三段、须五段均发育煤系烃源岩，除须一段烃源岩在该区南段部分地区不发育外，须家河组其他层段的烃源岩在全区均有发育。须家河组烃源岩总厚度为30~300 m，由东至西厚度逐渐增大^[1-2]；烃源岩有机质类型为腐殖型，有利于气态烃的生成；有机质丰度高，有机碳质量分数为1.01%~10.68%，平均为2.76%，达到了好烃源岩标准；有机质成熟度较高，R_o为0.71%~2.37%，主体为1.0%~2.0%，处于气态烃大量生成阶段。所以，川南地区须家河组烃源岩为一套良好的气源岩，具有较强的生气能力。

研究区须二段、须四段、须六段为气藏的主要储集层，其直接覆盖于烃源层之上，有利于须家河组各段烃源岩生成的天然气直接进入须家河组储集层富集成藏，这也与须家河组天然气主要为煤型气的特征相符。虽然深部上二叠统龙潭组发育腐殖型烃源岩，在一定条件下可成为该区须家河组气藏煤型气气源，但对四川盆地龙潭组煤系烃源岩生成的煤型气的碳同位素研究证实，来自龙潭组的天然气δ¹³C₂值较高，普遍大于-25‰^[2]，而研究区煤型气δ¹³C₂值小于-25‰（图 2）。所以，研究区须家河组煤型气不是来自龙潭组煤系烃源岩，而是来自须家河组自身的煤系烃源岩。

对研究区须家河组天然气中部分天然气含H₂S的分析，已确定须家河组砂岩储层中的部分天然气来自碳酸盐岩层，碳酸盐岩主要分布在须家河组之下，所以不难推断须家河组部分天然气来自其下伏地层。碳同位素与轻烃分析都证实了须家河组存在一定油型气（图 2~4），须家河组之下发育了多套腐泥型烃源岩，分布了多个碳酸盐岩油型气气藏，所以这部分油型气应来自下伏层系。川南地区须家河组断裂较为发育，除局部地区断裂通达地表外，大多向上终止于上三叠统，向下终止于中下三叠统、二叠系等碳酸盐岩气藏发育层系，局部地区向下可断至志留系（如圣灯山、黄家场、邓井关等气田）^[1]，这些断裂为深部油型气进入须家河组气藏提供了条件。所以，正是由于有来自下伏碳酸盐岩层系的油型气通过断裂进入上三叠统须家河组气藏，才使得研究区须家河组砂岩气藏存在了一定的油型气，同时也使得部分天然气表现出含H₂S的特征。

通过对烃源岩发育特征、烃源岩地球化学特征、源储组合特征、天然气成因分析及断裂发育特征等综合分析，得到川南地区须家河组天然气主要来自上三叠统煤系烃源岩，同时也存在部分来自下伏地层的油型气气源。

烃源岩生成的油气经过运移富集才能形成油气藏，所以烃源岩的生排烃时间是油气藏形成的最早时间。由于油气二次运移的速率远高于烃源岩生排烃速率，故盆地内油气成藏时间主要取决于烃源岩生烃时间。因此，通过对生烃史的分析，就能确定出油气开始成藏、大量成藏及结束成藏的最早时间^[20-22]。

气源分析证实，研究区须家河组天然气主要来自须家河组煤系烃源岩，而不同地区煤系烃源岩具有不同的生烃模式^[23]，所以在对该区煤系烃源岩生烃史进行研究时，必须选择合适的生烃模式。肖贤明等^[23]在系统分析了我国不同盆地煤系烃源岩成烃规律的基础上，建立了我国不同煤系烃源岩的成烃模式，其中第4类为中国中生代聚煤盆地成烃模式，四川盆地须家河组就是这类聚煤盆地的代表之一。这类聚煤盆地的煤系烃源岩成烃模式为：低成熟阶段（R_o为0.5%~0.7%），烃源岩生气量相对较少，主要为少量湿气；成熟阶段早期（R_o为0.7%~ 1.0%），天然气生成量较低，但较低成熟阶段有所增加；成熟阶段晚期（R_o为1.0%~1.3%），烃源岩开始大量生烃，进入早期大量生烃阶段；高成熟—过成熟阶段（R_o为1.3%~3.0%），为煤系烃源岩主生烃期，该阶段天然气生成量最大。因此，低成熟阶段和成熟阶段早期，煤系烃源岩生烃量均较小，为次要生烃期；成熟阶段晚期和高成熟—过成熟阶段，烃源岩生烃量最大，为煤系烃源岩的主要生烃期。

根据研究区须家河组煤系烃源岩热演化史（图 5），结合四川盆地煤系烃源岩生烃模式，对须家河组煤系烃源岩生烃史进行了分析。须家河组煤系烃源岩生烃过程为：晚侏罗世早期，烃源岩进入低成熟阶段（R_o大于0.5%），有少量湿气生成；早白垩世，烃源岩进入成熟阶段早期（R_o大于0.7%），较前一阶段生气量有所增加；晚白垩世，烃源岩进入成熟阶段晚期（R_o大于1%），此时为主要生烃期，天然气大量生成。但是，受晚白垩世末期喜山运动强烈抬升作用的影响，进入喜山期后的须家河组烃源岩不再具备生排烃能力^[24]。所以，研究区烃源岩生烃过程主要发生在晚侏罗世至晚白垩世之间，其中晚侏罗世至早白垩世为烃源岩早期生烃阶段，该阶段生烃量相对较小，晚白垩世是烃源岩大量生烃阶段，大量天然气在该阶段生成。

图 5

Fig. 5

下载eps/tif图 图 5 南地区须家河组煤系烃源岩热演化史（包62井，据文献[25]修改） Fig. 5 Hydrocarbon-generating history of coal-bearing source rocks of Xujiahe Formation in southern Sichuan Basin

因此，研究区须家河组煤系烃源岩生烃史为：晚侏罗世至早白垩世，须家河组烃源岩生成了少量油气，该阶段为次要生烃期；晚白垩世，须家河组烃源岩大量生烃，为烃源岩的主要生烃期。

流体包裹体均一温度是确定油气成藏期次及成藏过程的重要手段。流体包裹体均一温度反映的是自生矿物捕获流体时的地层温度，而热演化史分析能确定不同地质时期的地层温度，所以结合包裹体均一温度与地层热演化史可确定出包裹体的形成时期。包裹体形成过程中如果有油气充注，则会形成油气包裹体，显然油气包裹体形成时间代表了油气充注时间。所以，通过对与烃类包裹体共生的同期盐水包裹体均一温度的测定，就能确定油气充注时间。

在对川南地区须家河组包裹体观察与分析的基础上，重点对与烃类包裹体共生的同期盐水包裹体进行了均一温度测试，从测试结果（图 6）来看，包裹体均一温度较为连续地分布在80~150 ℃，说明研究区须家河组天然气的充注是一个连续的长时间充注过程。从包裹体分布数量来看，研究区包裹体均一温度主要分布在80~110 ℃，110~140 ℃和140~160 ℃这3个区间：包裹体均一温度主要分布在110~140 ℃，说明该阶段是研究区主要成藏期；少量包裹体均一温度分布在80~110 ℃和140~ 160 ℃，说明这2个阶段也有一定的油气充注。

图 6

Fig. 6

下载eps/tif图 图 6 川南地区须家河组储层包裹体均一温度直方图 Fig. 6 Histogram of homogenization temperatures of reservoir inclusions of Xujiahe Formation in southern Sichuan Basin

川南地区热演化史分析表明^[26]：须家河组在晚侏罗世中期地层温度达到80 ℃，晚侏罗世末期地层温度接近90 ℃，早白垩世早期地层温度达到90 ℃，早白垩世末期地层温度达到110 ℃，晚白垩世末期地层温度接近140 ℃。白垩世末期强烈的喜山运动使得整个地区的地层都发生了抬升，地层温度降低，所以研究区须家河组经历的最高温度为140 ℃。

根据川南地区热演化模拟结果^[26]与研究区包裹体均一温度分布特征（图 6），探讨研究区天然气成藏期次。研究区少量包裹体均一温度分布在80~110 ℃，须家河组古地温为80~110 ℃的地史时期为晚侏罗世中期—早白垩世末期。烃源岩生烃史分析表明，须家河组煤系烃源岩早期生烃阶段是晚侏罗世早期—早白垩世，该阶段生成了少量的天然气，显然分布在80~110 ℃的包裹体，正好代表了研究区须家河组煤系烃源岩早期生成的少量天然气聚集成藏。研究区包裹体均一温度主要分布在110~140 ℃，须家河组古地温为110~140 ℃的地史时期是晚白垩世，该时期正是须家河组煤系烃源岩大量生烃时期，即包裹体大量形成时期与煤系烃源岩大量生烃时期相吻合，说明该区晚白垩世须家河组煤系烃源岩大量生烃并进入须家河组成藏，该阶段是研究区天然气的主要成藏期。

研究区部分包裹体均一温度分布在140~ 160 ℃，超过了须家河组经历的最高古地温（140 ℃），表现为异常高温包裹体。异常高温包裹体通常与深部流体的注入有关^[27]，下伏深部流体要进入须家河组必须有断裂的沟通，而须家河组自沉积以来虽然经历了印支运动、燕山运动、喜山运动等多期构造运动，但在印支运动与燕山运动期间须家河组断裂相对不发育^[28-29]。研究区须家河组断裂的形成主要与喜山运动有关，强烈的喜山运动使得研究区深部、浅部都形成了一系列的断层，同时也形成了一些沟通深部与浅部的断层。例如，沟通嘉陵江组储层与二叠系及以下烃源层的断层、沟通须家河组储层与下三叠统、下二叠统及以下地层的断层等^[28-29]。显然，喜山期形成的断层为下伏地层热液进入须家河组提供了条件，来自下伏较高温度地层的油气与地层水沿断裂一起进入须家河组，才导致了现今须家河组异常高温包裹体的出现。因此，这部分异常高温包裹体说明了研究区须家河组气藏在喜山期也有少量油气充注，充注的油气来自深部地层，结合上文天然气成因及气源分析，不难得出须家河组喜山期少量油气充注主要为下伏油型气。

综合天然气地球化学特征、天然气成因、天然气来源与天然气成藏期次，探讨研究区须家河组天然气成藏过程及特征。研究区须家河组天然气成藏过程可以分为3个阶段。

第1阶段：晚侏罗世中期—早白垩世，为须家河组煤系烃源岩早期生烃阶段，天然气生成量相对较小，来自须家河组煤系烃源岩的天然气进入须家河组储层成藏，表现为自生自储的成藏模式，充注天然气成因类型为煤型气，该阶段为研究区的次要成藏期。

第2阶段：晚白垩世，为须家河组煤系烃源岩大量生烃阶段，天然气大量生成，来自须家河组煤系烃源岩的大量天然气进入须家河组储层并成藏，表现为自生自储的成藏模式，充注天然气成因类型为煤型气，该阶段是研究区的主要成藏期。

第3阶段：喜山期，须家河组煤系烃源岩已停止生排烃，但是喜山期形成的沟通须家河组与下伏地层的断裂，使得深部高温地层流体进入须家河组储层，并在须家河组形成了异常高温包裹体，同时也为须家河组气藏提供了新的气源，成藏模式为下生上储（古生新储），充注天然气成因类型为油型气，来自下伏碳酸盐岩地层的气源充注也使得研究区须家河组砂岩气藏中的天然气表现出含H₂S的特殊性质，该阶段是研究区的次要成藏期。

（1）川南地区须家河组部分天然气含H₂S，这是川南地区须家河组天然气与川西、川中地区须家河组天然气最显著的差异。研究区天然气中H₂S主要来自下伏碳酸盐岩层系。

（2）川南地区须家河组天然气成因类型以煤型气为主，也存在部分油型气。煤型气来自须家河组煤系烃源岩，油型气来自下伏海相地层。

（3）川南地区须家河组天然气主要有3期成藏：晚侏罗世中期—早白垩世，须家河组煤系烃源岩早期生烃阶段，生成的少量煤型气进入须家河组成藏；晚白垩世，须家河组煤系烃源岩进入大量生烃阶段，生成的煤型气进入须家河组成藏，该阶段为主要成藏期；喜山期，强烈的构造运动使得该区发育了沟通须家河组与下伏地层的断裂，下伏油型气沿断裂进入须家河组成藏，使得须家河组存在部分油型气，也使得须家河组部分天然气含H₂S，同时下伏高温流体进入须家河组，也导致了储层中存在异常高温包裹体。