四川盆地二疊系烴源巖及其天然氣勘探潛力（二）
——烴源巖地球化學特征與天然氣資源潛力

陳建平 李 偉 倪云燕 戴 鑫 梁狄剛 鄧春萍 邊立曾

1.中國石油勘探開發研究院 2.提高石油采收率國家重點實驗室3.中國石油天然氣集團有限公司油氣地球化學重點實驗室 4. 中國石油西南油氣田公司 5.南京大學地球科學與工程學院

0 引言

四川盆地是我國南方最主要的含油氣盆地，目前已經發現了200多個天然氣田或含氣構造，其中許多大中型氣田的天然氣被認為主要來源于二疊系烴源巖[1-7]。例如：羅家寨氣田、渡口河氣田、鐵山坡氣田、普光氣田、龍崗氣田、元壩氣田和磨溪氣田等。

二疊系發育中二疊統棲霞組和茅口組海相碳酸鹽巖和上二疊統海陸交互相龍潭組泥質巖兩套烴源巖，以往許多學者對這兩套烴源巖的有機質豐度、有機質組成和類型、有機質成熟度和生烴潛力等基本地球化學特征進行了研究[8-13]，認為碳酸鹽巖烴源巖有機質豐度低但有機質類型較好，龍潭組烴源巖有機質豐度高但有機質類型較差，它們均具有良好的生烴潛力。然而，由于二疊系烴源巖目前已經處于高成熟至過成熟演化階段[9,12,14-15]，對其原始生烴潛力不清楚，對其在地質歷史時期生成了多少原油以及原油裂解形成了多少天然氣也不清楚。因此，長期以來對于天然氣是干酪根裂解氣為主還是原油裂解氣為主沒有清楚的認識。本文基于以往的大量研究文獻，通過對盆地內探井及盆地周緣剖面大量二疊系烴源巖樣品的地球化學特征、不同成熟度烴源巖生烴潛力隨成熟度的變化關系進行分析，探討了二疊系烴源巖的原始生烴潛力以及在地質歷史時期的生排烴量、干酪根與原油裂解生成天然氣的資源潛力，以期為二疊系天然氣勘探決策與目標優選提供參考。

1 烴源巖有機碳含量

四川盆地主要氣田、含氣構造分布概要如圖1所示。

二疊系是一套海陸交互相沉積，烴源巖的類型較多，除泥巖外，還有石灰巖、碳質泥巖和煤。由于二疊紀時期高等植物相對比較發育，有機質的來源既可以是水生的，也可以是陸源的，有機質中類脂物質相對比下古生界寒武系、志留系有機質少，因而其有機質類型也相對要差一些。另一方面，由于四川盆地二疊系烴源巖目前一般處于高成熟—過成熟階段，有機質已經大量生烴與排烴，烴源巖熱解生烴潛力只是其殘余生烴潛力，不是其原始生烴潛力。因此，本文按照陳建平等[16]建立的烴源巖評價標準與方法計算四川盆地二疊系高—過成熟烴源巖的原始生烴潛力，計算結果如表1所示。

圖1 四川盆地主要氣田、含氣構造分布概要圖

表1 四川盆地二疊系不同地層單元有機質豐度與原始生烴潛力統計表

1.1 中二疊統烴源巖

中二疊統包括梁山組、棲霞組和茅口組。

梁山組地層薄、分布不穩定，厚度一般小于5 m，以泥巖為主，夾薄煤層、煤線和少量石灰巖。21個梁山組泥巖樣品總有機碳含量（TOC）介于0.21%～5.85%，其中TOC＞0.50%的樣品20個，平均值為1.55%，0.5%～3.0%的樣品占85%（表1、圖2-a）?？傮w上看，梁山組以差—中等烴源巖為主，不是主要烴源巖。

棲霞組和茅口組以石灰巖、泥灰巖沉積為主，夾少量泥巖，不同地區石灰巖、泥巖的比例有所差異。44個棲霞組和茅口組泥巖樣品統計表明（表1、圖2-b），TOC多介于0.5%～3.0%，占總數的87%，TOC最高值為3.97%。TOC＞0.5%的棲霞組和茅口組烴源巖TOC平均值分別為1.31%和1.48%，總體上表現為差—中等烴源巖。

川東北地區河壩1井、普光5井等井及大量露頭剖面的67個棲霞組石灰巖、泥灰巖樣品統計表明（表1、圖2-c），TOC最高值為1.88%，平均值僅為0.49%，其中TOC＜0.5%的樣品占54%。茅口組石灰巖、泥灰巖的情況與棲霞組石灰巖差不多（表1），TOC最高值為1.76%，平均值僅為0.56%，其中TOC＜0.5%的樣品占46%（圖2-d）。顯然，棲霞組和茅口組石灰巖/泥灰巖以非烴源巖為主，其TOC＞0.5%的石灰巖與泥灰巖類烴源巖TOC平均值分別為0.78%和0.83%。

1.2 上二疊統烴源巖

1.2.1 龍潭組/吳家坪組烴源巖

上二疊統龍潭組/吳家坪組是一套海陸交互相含煤沉積，烴源巖包括泥巖、碳質泥巖、煤和碳酸鹽巖（石灰巖和泥灰巖）。盆地北部地區河壩1井、普光3井、普光5井、毛壩2井、龍會4井、云安19井等井及多個地面剖面、川南－黔西北地區淺2井、淺3井等井及多個地面剖面390個泥巖樣品統計表明（表1、圖2-e），TOC介于0.17%～5.93%，平均值為2.71%，其中TOC介于1.0%～4.0%的中等—好烴源巖占63%，TOC＞4.0%的好烴源巖占22%；烴源巖的平均有機碳含量為2.83%，屬于好烴源巖。

龍潭組/吳家坪組251個石灰巖、泥灰巖統計表明（表1、圖2-f），TOC最高值為2.11%，平均值為0.40%，其中TOC＜0.5%的樣品占73%。與該套地層中的泥巖相比，石灰巖和泥灰巖的TOC要低得多，烴源巖的TOC平均值僅為0.90%，其重要性顯然遠不如泥質烴源巖。

碳質泥巖和煤是龍潭組重要的烴源巖之一。92個碳質泥巖樣品的TOC介于6.05%～38.54%，平均值為12.94%（表1），是非常好的氣源巖。龍潭組煤層厚度在四川盆地不同地區差別較大，單層厚度不超過2 m，累計厚度一般不超過20 m，TOC介于41.82%～81.53%，平均值為59.98%（表1）。實際上，煤的TOC并不能表示其生烴潛力。根據研究[17]，煤在成熟階段可以生成少量輕質油，在高成熟、過成熟演化階段可以生成大量的天然氣。因此，煤不是好的油源巖，但是非常好的氣源巖。

圖2 四川盆地二疊系不同層組泥巖和石灰巖總有機碳含量分布圖

1.2.2 長興組/大隆組烴源巖

上二疊統長興組為一套以石灰巖和泥灰巖沉積為主、夾少量泥巖的地層。川東北地區河壩1井、普光3井、普光5井、毛壩2井等井135個長興組石灰巖、泥灰巖樣品統計顯示（表1、圖2-g），TOC介于0.04%～1.97%，平均值僅為0.30%，其中絕大多數樣品（86%）的TOC＜0.5%，屬于非烴源巖；TOC介于0.5%～2.0%的差—中等烴源巖占14%?？梢婇L興組石灰巖基本上不是烴源巖。另外，長興組中泥巖TOC也不高（表1）?？傮w來看，四川盆地長興組烴源巖不發育，對天然氣的貢獻非常小。

在川西北龍門山—川北米倉山—川東北大巴山山前地區，上二疊統頂部發育一套以泥巖、硅質泥巖為主的大隆組地層，與長興組為同期異相沉積。據廣元地區礦山梁上寺剖面、朝天剖面和麻柳橋剖面38個泥巖樣品統計（表1、圖2-h），TOC介于0.43%～21.20%，平均值為8.31%，其中烴源巖（37個樣品）TOC平均值高達8.52%，TOC＞4.0%的樣品占92%。礦山梁上寺剖面24個樣品TOC平均值為8.42%，熱解生烴潛力平均值為22.89 mg/g，可見大隆組泥巖為很好和極好的烴源巖。但是，該泥巖層所夾的石灰巖或泥灰巖地層的TOC則明顯低于泥巖（表1、圖2-i），TOC最高值僅為2.03%，9個樣品TOC平均值為1.21%，遠低于泥巖的平均值。綜上表明，大隆組在川北地區是一套非常重要的油氣源巖。

2 烴源巖有機質類型

2.1 有機質顯微組分

二疊系泥巖全巖光片中有機質的顯微組分以鏡質組為主（大于80%），鏡質組中以鏡屑體為主，占鏡質組組分的60%～90%，其次是基質鏡質體，占鏡質組組分的5%～30%，少量為均質鏡質體和結構鏡質體。烴源巖中殼質組的含量低，許多樣品中沒有見到殼質體，可能與成熟度高導致其光性特征消失有關。腐泥組分的藻類體含量也很低，一方面可能是其有機質的原始來源中藻類體的成分相對少，另一方面也可能是光性特征消失后難以辨別。

二疊系烴源巖干酪根的顯微組分分析表明，泥巖中有機質以腐殖無定形為主，組分含量介于60%～95%。成熟度低的樣品中見到少量孢粉體（2%），表明有機質中有陸源高等植物輸入。川西北地區礦山梁上寺剖面成熟度較低的大隆組烴源巖干酪根鏡下也未見有結構的藻類體，有機質以腐殖無定形體為主，組分含量介于80%～90%，鏡質體含量介于6%～14%，惰性組分含量很低?？傮w上，上古生界泥巖中干酪根顯微組分差異不大，類型指數在－5～45之間，仍然是混合型有機質為主，部分為腐殖型有機質。

龍潭組煤的顯微組分組成中，以鏡質組為主，絕大多數含量介于85%～99%，少數介于60%～85%，為腐殖型有機質。在鏡質組的構成中，多數為基質鏡質體，占鏡質組的50%以上；其次為均質鏡質體和結構鏡質體，占鏡質組的10%以上，平均為15%，再次為鏡屑體，介于5%～20%。殼質組、腐泥組的含量較低，許多樣品由于成熟度高而沒有鑒定出殼質組成分。

2.2 有機質元素組成與類型

四川盆地二疊系烴源巖成熟度高，干酪根H/C原子比小于0.7，O/C原子比小于0.08，難以區分其原始有機質的類型。川西北地區礦山梁上寺剖面大隆組低成熟－成熟烴源巖的H/C原子比介于0.8～1.1，以混合型有機質為主。推測棲霞組、茅口組和大隆組泥巖和石灰巖可能以混合型有機質為主，吳家坪組泥巖和碳質泥巖有機質可能以混合型和腐殖型有機質為主。川西北地區礦山梁吳家坪組煤由于其成熟度相對較低，H/C原子比介于0.7～0.8，處于Tissot和Welte[18]根據世界不同地區大量不同成熟度煤做出的煤的演化趨勢范圍內，屬于典型的腐殖煤，為腐殖型有機質。

2.3 熱解氫指數

四川盆地二疊系海相烴源巖目前可熱解的殘余烴類很低，氫指數一般小于60 mg/g TOC，采用熱解氫指數已經不能正確判識有機質的原始類型。目前成熟度相對較低的川西北地區礦山梁上寺剖面大隆組烴源巖，鏡質體反射率（Ro）介于0.7%～0.8%，有機質氫指數較高，泥巖中有機質氫指數大于120 mg/g TOC的混合型有機質占96%，石灰巖中有機質氫指數介于60～120 mg/g TOC的腐殖型有機質和大于120 mg/g TOC的混合型有機質分別占40%和60%。廣元地區朝天和麻柳橋剖面等成熟度高的大隆組烴源巖（Ro介于1.4%～1.5%）的氫指數明顯降低，小于60 mg/g TOC為主，非常清楚展示了熱演化對氫指數的影響。

2.4 干酪根碳同位素組成

干酪根碳同位素是有機質類型判識的重要指標。由圖3可見，中二疊統烴源巖干酪根的碳同位素值（δ13C）介于－31‰～－25‰，以混合型有機質為主，少量腐泥型有機質。龍潭組烴源巖干酪根的碳同位素最重，δ13C值介于－29‰～－21‰，明顯高于中二疊統烴源巖有機質的δ13C值，其中泥巖干酪根的碳同位素相對較輕，δ13C值介于－28‰～－26‰，以混合型有機質為主，而碳質泥巖和煤的碳同位素較重，δ13C值介于－24‰～－23‰，以腐殖型有機質為主。長興組/大隆組烴源巖干酪根的碳同位素比龍潭組輕，δ13C值介于－29‰～－24‰，以混合型有機質為主。

圖3 四川盆地二疊系烴源巖干酪根碳同位素分布圖

3 烴源巖原始生烴潛力

四川盆地二疊系烴源巖成熟度已經達到高—過成熟階段[9,12,14-15]，殘余的熱解生烴潛量均很低，其中泥巖的熱解生烴潛力一般低于2.0 mg/g，石灰巖的熱解生烴潛力一般低于1.0 mg/g。這是地質歷史時期熱演化生排烴的結果，其原始生烴潛力應高于目前的殘余值。

3.1 低成熟烴源巖有機碳與原始生烴潛力

川西北地區礦山梁上寺剖面大隆組成熟度相對較低（Ro＜0.8%），為認識烴源巖的原始生烴潛力提供了非常有利的條件。由圖4可見，大隆組低成熟度烴源巖TOC與熱解生烴潛量（pg）之間具有非常好的正相關關系，隨著TOC增高其熱解生烴潛量呈線性增高。24個大隆組泥巖中多數樣品TOC介于2%～15%，其熱解生烴潛量主要介于10～60 mg/g，平均熱解生烴潛量達到22.89 mg/g，具有很高的生烴潛力（圖4-a）。15個大隆組石灰巖的TOC介于0.28%～2.03%，50%以上的樣品熱解生烴潛量小于1.0 mg/g（圖4-b），平均熱解生烴潛量為1.92 mg/g；其烴源巖TOC平均值為1.03%，熱解生烴潛量介于0.5～7.0 mg/g，平均熱解生烴潛量為2.46 mg/g，單位有機碳生烴潛力與泥巖基本相當。

3.2 高成熟烴源巖的原始生烴潛力

根據圖4中有機碳與熱解生烴潛力的對應關系，按照泥巖和石灰巖的TOC可以推算其原始熱解生烴潛量（表1、2）?？傮w上，二疊系泥巖在未成熟－低成熟演化階段的原始生烴潛量介于0.5～16.0 mg/g，多數介于2.0～13.0 mg/g，平均值為6.6 mg/g，屬于中等～好生烴潛力烴源巖。二疊系碳酸鹽巖由于其TOC低，原始熱解生烴潛量也較低，介于0.5～6.2 mg/g，平均值為2.1 mg/g，屬于低生烴潛力烴源巖。

棲霞組和茅口組泥巖烴源巖TOC平均值分別為1.31%和1.48%，在未成熟—低成熟演化階段的原始生烴潛量介于0.5～6.0 mg/g，平均原始生烴潛量分別為3.5 mg/g和4.1 mg/g；全部泥巖烴源巖TOC平均值為1.41%，平均原始生烴潛量為3.84 mg/g。棲霞組和茅口組石灰巖/泥灰巖的TOC平均值分別為0.78%和0.83%，原始生烴潛量分別為1.7 mg/g和1.9 mg/g；全部石灰巖烴源巖TOC平均值為0.81%，平均原始生烴潛量為1.82 mg/g，約為泥巖的一半。中二疊統泥巖與石灰巖烴源巖TOC平均值為1.02%，平均原始生烴潛量為2.52 mg/g，總體上屬于生烴潛力較低的差等烴源巖。

圖4 礦山梁上寺剖面大隆組低成熟泥巖、石灰巖總有機碳含量與熱解生烴潛量關系圖

表2 二疊系不同類型源巖有機質豐度與原始生烴潛力比較表

龍潭組泥巖烴源巖的TOC平均值為2.83%，平均原始生烴潛量為7.1 mg/g，屬于好烴源巖；龍潭組石灰巖烴源巖TOC平均值為0.90%，平均原始熱解生烴潛量為2.1 mg/g，遠低于泥巖的生烴潛力，屬于差烴源巖。龍潭組碳質泥巖TOC平均值為12.94%，原始熱解生烴潛量介于15～110 mg/g，平均原始熱解生烴潛量為36.0 mg/g，具很高的生烴潛力。

龍潭組煤目前已達到過成熟的半無煙煤和無煙煤階段，殘余熱解生烴潛量小于40 mg/g。川西北廣元地區存在一些成熟度相對比較低的煤（Ro＜0.8%），其熱解生烴潛量較高，最高可達185 mg/g，氫指數大于200 mg/g，表明龍潭組煤在未成熟—低成熟演化階段具有較好的生烴潛力。按照低成熟煤TOC與熱解生烴潛量的關系推算，龍潭組煤的原始熱解生烴潛量平均值為150.0 mg/g。

值得特別指出的是，龍潭組煤的平均原始生烴潛量是石灰巖烴源巖的70倍、泥巖烴源巖的20倍，即1 m厚的煤的生烴量約為70 m厚的石灰巖烴源巖或者20 m厚泥巖烴源巖的生烴量。四川盆地龍潭組煤層的厚度介于1.0～10.0 m[19]，其地質歷史時期生烴成了大量的天然氣，是四川盆地非常重要的烴源巖，尤其在川中—川東南地區是主要的烴源巖，其重要性遠遠超過石灰巖類和泥巖類氣源巖。因此，對于四川盆地二疊系而言，TOC低的大套石灰巖并不是好的烴源巖，甚至不是烴源巖，泥巖、碳質泥巖和煤才是主要烴源巖。

4 二疊系資源潛力

4.1 烴源巖生排烴模式

川西北地區存在低成熟—高成熟的大隆組烴源巖，較好地反映了二疊系烴源巖熱演化生排烴過程與生排烴模式（圖5）。與上寺剖面低成熟大隆組烴源巖相比，朝天剖面和麻柳橋剖面等大隆組烴源巖成熟度較高，目前已達到了生油窗下限，其目前殘余的熱解生烴潛力很低，表明其在生油窗內生成并排出了大量烴類，排出的烴量占總生烴量的80%～90%。由上文可知，四川盆地二疊系泥質烴源巖中有機質以混合型為主，其次為腐殖型有機質，腐泥型有機質極少。大隆組屬于盆地相/海槽相沉積，烴源巖有機質類型好于龍潭組含煤沉積等其他層系，生排烴量最高，其他層系烴源巖的生排烴量低于大隆組。

值得注意的是，這一模式代表的是生烴與排烴總量，其中包括原油與天然氣。據陳建平等[20]研究，不同類型的湖相與海相有機質熱演化過程中單位有機質生成的原油量差異非常大，而生成天然氣量差異并不是很大，至生油窗下限時（Ro=1.3%）累積生成的天然氣量介于50～60 mg/g [70～90 m3/t（有機碳，下同）]，平均值為55 mg/g；至干氣階段時（Ro=2.0%）累積生成的天然氣量平均值為100 mg/g（120～140 m3/t）；至Ro為3.0%時累積生成的天然氣量平均值約為120 mg/g（150～170 m3/t）。由此可知，大隆組等二疊系海相烴源巖至生油窗下限時的平均生排油量在300 mg/g左右，是天然氣的5倍。

圖5 二疊系大隆組烴源巖有機質熱演化生排烴模式圖

龍潭組煤以生成天然氣為主，生成原油的數量較少。根據陳建平等[20]的研究，腐殖煤至生油窗結束時生成的天然氣約為120 m3/t；至干氣階段時約為165 m3/t；至Ro為3.0%時約為215 m3/t。

4.2 生油氣量

根據四川盆地二疊系不同層段烴源巖厚度、總有機碳含量、有機質類型、成熟度和生排烴模式（圖5），計算各層組烴源巖生油量、排油量和生氣量（表3）。二疊系生油總量為3 290×108t，平均生油強度為260×104t/km2，其中龍潭組烴源巖生油量為2 670×108t，占二疊系生油總量的80%，平均生油強度為143×104t/km2。中二疊統烴源巖分布面積和厚度與龍潭組相似，但其生油量僅為468×108t，相當于龍潭組生油量的1/6，占二疊系生油總量的14.2%，平均生油強度為25×104t/km2。盆地西北部大隆組生油量為152×108t，占二疊系生油總量的5%。二疊系烴源巖排出石油總量為2 900×108t，平均排油強度為156×104t/km2，其中龍潭組排油量為2 360×108t。另一方面，二疊系烴源巖干酪根直接生氣總量為420×1012m3，平均生氣強度為27×108m3/km2，其中龍潭組泥巖和碳質泥巖生氣量為252×1012m3，平均生氣強度為13.5×108m3/km2；龍潭組煤生氣量為100×1012m3，平均生氣強度為6.0×108m3/km2；全盆地龍潭組生氣總量為352×1012m3，占二疊系生氣總量的85%，平均生氣強度為20×108m3/km2。中二疊統烴源巖生氣量只有60×1012m3，平均生氣強度僅3.2×108m3/km2，為龍潭組生氣量的1/6。由此可見，龍潭組是四川盆地二疊系中最主要的油氣源巖。

4.3 原油裂解氣量

四川盆地二疊系在地質歷史時期的熱演化過程中經歷了成熟生油的階段，生成和排出了大量原油（表3），其中部分原油在地質歷史時期首先在具備成藏條件的區域形成了油藏，即古油藏；此后，隨著油藏被繼續深埋與溫度升高，油藏中原油逐漸裂解為天然氣。目前已發現的普光氣田、龍崗氣田、元壩氣田和安岳氣田等大中型天然氣田儲層中均有大量固體焦瀝青存在，表明存在油藏原油裂解為天然氣，這些氣藏的天然氣除了干酪根晚期生成的天然氣外，可能更主要是原油的裂解氣[3-6,21-25]。

國內外很多學者在原油穩定性和裂解生氣量方面進行了大量研究[26-34]，不同性質的原油完全裂解的溫度和最終裂解氣量存在一定差異，裂解溫度介于150～250 ℃，裂解氣量介于350～600 mg/g（500～800 m3/t）。對于正常密度原油，完全裂解為甲烷天然氣的量介于430～470 mg/g（600～660 m3/t），平均值為650 m3/t，天然氣與焦瀝青的質量比例為45∶55。

四川盆地古生界海相天然氣地球化學研究表明，目前發現的天然氣均為干氣，天然氣干燥系數大于98%[1,3-5,22-23,25,35]，表明四川盆地古生界原油基本上全部裂解為甲烷。按照正常原油最終裂解為甲烷的產率為650 m3/t計算，四川盆地二疊系生成的全部原油裂解為天然氣量為214×1012m3。但是，沉積盆地中所生成的原油不可能全部聚集成藏，資源評價采用的原油聚集系數介于10%～30%。按照20%的聚集系數計算，四川盆地二疊系原油的聚集量為580×108t，全部裂解為甲烷的天然氣量為37.70×1012m3?？梢?，四川盆地二疊系原油裂解天然氣的數量非常巨大。

表3 四川盆地二疊系烴源巖生排烴與天然氣資源量統計表

4.4 天然氣資源潛力

四川盆地二疊系烴源巖干酪根直接生成的天然氣與古油藏原油裂解形成的天然氣量分別為420×1012m3和38×1012m3，即可供聚集的天然氣非常巨大。資源評價中采用的天然氣聚集系數介于0.5%～3.0%。必須指出的是，這一聚集系數一般是指干酪根直接生成天然氣的聚集系數，并不適用于古油藏原油裂解氣。對于古油藏原油裂解形成的天然氣，其聚集系數具有非常大的不確定性。如果油藏原油裂解后的天然氣完全沒有逸出原油藏圈閉，那么其聚集系數則是100%。但是，實際地質條件下天然氣存在逸散的可能，逸出或散失多少很難確定。因此，油藏原油裂解氣資源量估算非常困難。

根據原油裂解形成天然氣和焦瀝青的質量比例以及固體焦瀝青的密度（1.15～1.25 g/cm3），油藏原油完全裂解時原先原油的儲集空間將有50%被固體焦瀝青占據，容納天然氣的空間理論上只有50%。但是，這并不意味著可以有50%的裂解氣留在原油藏圈閉，其保留量受油藏圈閉的容納空間、油藏充滿度、油藏溫度與壓力、圈閉封閉性等等很多因素的控制。如果不考慮油藏充滿度、圈閉封閉性等等因素，視油藏與后期氣藏圈閉容納空間、埋藏深度相同的情況下，僅考慮原油完全裂解為甲烷時油藏必須達到的溫度，即油藏的深度，那么原油裂解為甲烷天然氣的體積膨脹系數是油藏溫度與壓力的函數。

根據大量的原油穩定性及裂解研究成果[26-34]，假設油藏完全裂解為甲烷的溫度為220 ℃，地溫梯度為30 ℃/km時油藏深度為7 000 m，油藏凈水壓力70 MPa。按照密度0.88 g/cm3的正常原油完全裂解為甲烷天然氣的體積650 m3/t計算，體積膨脹系數為1.68。由于原油藏50%的儲集空間被焦瀝青占據，油藏圈閉只有50%的儲集空間可以容納裂解氣，因而只有30%左右的裂解氣可以保留在原油藏中。假設氣藏的壓力系數為1.0～1.5，將有30%～45%的裂解氣被保留在原油藏中，即裂解氣的聚集系數介于30%～45%，遠遠高于干酪根直接生成天然氣聚集成藏時采用的聚集系數。另外，逸散出去的55%～70%的天然氣可能完全沒有聚集成藏，或者也有一部分在合適的圈閉再次聚集成藏。因此，原油裂解氣資源估算的聚集系數不能采用天然氣資源評價時采用的聚集系數。

另一方面，四川盆地在早白堊世末達到最大埋藏深度，古油藏在這一時期的溫度也達到最高[24,36-40]，原油完全裂解發生在這一時期或更早的時期。晚白堊世以來四川盆地及鄰區遭受大規模抬升與剝蝕，盆地內抬升幅度或地層剝蝕厚度介于1 500～2 500 m，盆地周邊地區最大超過5 000 m，地溫梯度也由早白堊世時期的30～35 ℃/km降低至目前的22～25℃/km[36-40]。假設原油裂解氣藏抬升2 000 m，即從7 000 m抬升至5 000 m的深度（與普光氣田相當），氣藏溫度降至120～135 ℃，原油裂解為甲烷的體積膨脹系數則為1.87～1.94，平均值為1.90，約有25%的原油裂解天然氣保留在原油藏圈閉中成藏。如果氣藏的壓力系數介于1.0～1.5，最多可有38%的裂解氣可以保留在原油藏圈閉中。由此可見，四川盆地古油藏原油裂解氣的聚集系數理論上介于25%～35%。值得指出的是，地質歷史時期油藏原油實際裂解氣化過程中的相態、成分、體積等等變化遠比理想化的計算復雜得多，而且天然氣藏保存過程中還有很多變化因素。因此，油藏原油裂解氣的聚集系數不可能這么高。

由于四川盆地在晚白堊世以來整體大幅度抬升，二疊系烴源巖的溫度降低，有機質生烴與原油裂解作用停止。因此，二疊系主要生油、生氣及原油裂解期在晚白堊世以前，天然氣形成與成藏距今時間較久，散失的天然氣可能較多，無論是油藏裂解氣還是干酪根生成天然氣，聚集成藏的系數比理論計算或其他新生代盆地低。假設油藏原油裂解氣的聚集系數為10%，油藏裂解氣的資源量則為3.77×1012m3（表3）。該資源量不包括油藏裂解后逸出的天然氣再次成藏的資源量。由于油藏原油聚集程度高，裂解供氣強度大，其再聚集成藏的系數可能高于干酪根直接生成天然氣的聚集系數。假設按聚集系數2%計算，該部分再聚集天然氣資源為0.68×1012m3。因此，原油裂解天然氣資源總量可達到4.45×1012m3。另一方面，二疊系有機質生氣時間比較早，散失量相對較多，如果按照0.5%的聚集系數，其天然氣資源量約為2.10×1012m3。因此，四川盆地二疊系天然氣資源總量可能達到6.55×1012m3，其中原油裂解氣占70%。

4.5 天然氣有利勘探區域

二疊系烴源巖生油中心主要在盆地北部（圖6），即廣元—蒼溪—巴中—云陽地區，生油強度達到了200×104～500×104t/km2；盆地中南部（成都—遂寧—重慶）地區二疊系生油強度也很高，達到了200×104～300×104t/km2，是僅次于盆地北部的生油中心區域。二疊系生氣中心也在盆地北部和中部—東南部地區（圖7），其中北部地區生氣強度達到了30×108～40×108m3/km2，中部—東南部地區生氣強度更是高達30×108～60×108m3/km2，其中煤層的貢獻非常大，其生氣強度達到了15×108～ 35×108m3/km2。

圖6 四川盆地二疊系烴源巖生油強度分布圖

圖7 四川盆地二疊系烴源巖生氣強度分布圖

對于有機質直接生成的天然氣運移成藏而言，生氣中心即為氣源灶中心，有利的天然氣成藏區域基本上圍繞氣源中心。盆地北部和中部—東南部地區均達到了形成大型氣田的生氣強度，完全具備形成大型氣田的基本供氣條件，另一方面，對于原油裂解氣成藏，二疊系烴源巖在地質歷史時期生成的大量原油絕大部分可能散失了，聚集成藏的原油在后期裂解為天然氣時，一部分在原油藏位置轉變為氣藏，而大多數則逸出原油藏，成為新的氣源灶，其位置不再由烴源巖生烴中心控制，而是轉為由后期構造控制，即氣源灶發生了遷移，天然氣運移成藏過程更加復雜。盆地北部和中部—東南部地區均達到了形成大型油田的供油強度，完全具有形成大型油田的條件，普光氣田所在的圈閉即為大型古油藏。因此，盆地北部和中部—東南部地區原油裂解氣的數量巨大，既可以在原油藏形成氣藏，也可以在古油藏周邊其他具備成藏條件的圈閉形成氣藏。

總之，尋找二疊系天然氣有利的成藏區域與勘探目標需要綜合研究盆地構造、儲層、圈閉與油氣藏等演化歷史，尤其是其大量生油與運移成藏時期的古構造格局，其控制了石油與天然氣藏位置以及后期天然氣藏的分布，古油藏是最有利的天然氣成藏圈閉，也是最有利的勘探目標。從四川盆地已發現的大中型氣田分布看，目前已發現的源于二疊系烴源巖的大中型氣田基本上分布于二疊系生烴中心周緣區域。因此，盆地北部地區、中部—東南部地區仍然是二疊系天然氣有利的勘探區域，古油藏是最具有天然氣資源潛力的勘探目標。

5 結論

1）龍潭組泥巖、碳質泥巖、煤和大隆組海相泥巖有機碳含量高，泥巖干酪根類型以混合型有機質為主，碳質泥巖和煤干酪根類型以腐殖型有機質為主，是二疊系中最主要的烴源巖；棲霞組和茅口組碳酸鹽巖有機碳含量低，干酪根類型以混合型有機質為主，屬于次要烴源巖；長興組碳酸鹽巖有機碳含量最低，干酪根類型以混合型有機質為主，基本上屬于非烴源巖。

2）龍潭組泥巖、碳質泥巖和大隆組泥巖的平均原始生烴潛量分別為7.1 mg/g、36.0 mg/g和27.5 mg/g，屬于中等—好生烴潛力源巖。龍潭組/吳家坪組煤的平均原始生烴潛量為150 mg/g，屬于生氣潛力很高的氣源巖；中二疊統碳酸鹽巖的平均原始生烴潛量只有2.5 mg/g，屬于低生烴潛力的差烴源巖。

3）二疊系烴源巖在地質歷史時期生成原油3 290×108t，排出原油2 900×108t，聚集成藏原油量580×108t，龍潭組烴源巖的貢獻占80%；后期原油裂解天然氣資源量約4.45×1012m3；二疊系有機質（干酪根）直接生成天然氣420×1012m3，天然氣資源量約2.10×1012m3，其中龍潭組烴源巖的貢獻占85%。二疊系天然氣資源總量可達6.55×1012m3，原油裂解氣占70%。

4）二疊系烴源巖的生油與生氣中心在盆地北部和中部—東南部地區，盆地北部是最有利的二疊系油氣成藏與天然氣勘探區域，盆地中部—東南部地區是有利的二疊系油氣成藏與天然氣勘探區域；兩個區域的古油藏是最具天然氣資源潛力的勘探目標。

致謝：中國石油西南油氣田公司勘探開發研究院、中國石油勘探開發研究院、中國石化勘探分公司、中國石化勘探開發研究院無錫石油地質研究中心對本文依托課題的完成給予了大力支持，在此致以誠摯感謝！

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