引用本文
赵文智, 谢增业, 王晓梅, 沈安江, 魏国齐, 汪泽成, 王坤. 四川盆地震旦系气源特征与原生含气系统有效性[J]. 石油勘探与开发, 2021,48(6): 1089-1099.
ZHAO Wenzhi, XIE Zengye, WANG Xiaomei, SHEN Anjiang, WEI Guoqi, WANG Zecheng, WANG Kun. Sinian gas sources and effectiveness of primary gas-bearing system in Sichuan Basin, SW China[J]. Petroleum Exploration & Development, 2021,48(6): 1089-1099.  
Doi: 10.11698/PED.2021.06.02
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四川盆地震旦系气源特征与原生含气系统有效性
赵文智1,2, 谢增业1,3, 王晓梅1, 沈安江4, 魏国齐1, 汪泽成1, 王坤1
1.中国石油勘探开发研究院,北京 100083
2.中国石油大学（北京）地球科学学院,北京 102249
3.中国石油天然气集团有限公司天然气成藏与开发重点实验室,河北廊坊 065007
4.中国石油杭州地质研究院,杭州 310023
联系作者简介：谢增业（1965-）,男,广东大埔人,博士,中国石油勘探开发研究院高级工程师,主要从事油气地球化学和油气成藏综合研究工作。地址：河北省廊坊市广阳区万庄44号信箱,邮政编码：065007。E-mail: xiezengye69@petrochina.com.cn

第一作者简介：赵文智（1958-）,男,河北昌黎人,博士,中国石油勘探开发研究院教授级高级工程师,中国工程院院士,主要从事石油天然气地质综合研究和科研管理工作。地址：北京市海淀区学院路20号,中国石油勘探开发研究院,邮政编码：100083。E-mail: zwz@petrochina.com.cn

收稿日期: 2021-06-10 修回日期: 2021-09-08
基金项目: 中国科学院战略性先导科技专项（A类）（XDA14010403）; 国家科技重大专项（2016ZX05004,2016ZX05007-003）; 中国石油天然气股份有限公司科学研究与技术开发项目（kt2020-01-03）; 中国石油天然气股份有限公司科技项目“大气田（区）成藏规律与勘探关键技术研究（2021DJ0604）”
摘要

基于震旦系和寒武系烃源岩地球化学特征及与已发现气藏对比关系,辅以成藏条件分析,探讨震旦系天然气来源,明确了震旦系烃源岩的成藏贡献及原生含气系统有效性。通过天然气组成、碳氢同位素及震旦系成藏组合有效性分析,认为：①震旦系原生天然气具有低乙烷含量、重乙烷碳同位素组成和轻甲烷氢同位素组成3个特点,明显不同于寒武系;②震旦系气藏是震旦系与寒武系双源形成的混源气藏,震旦系贡献比例在灯影组四段与灯影组二段不同,位于灯影组四段台缘带和台内的贡献比分别为39%和55%,位于灯影组二段台缘带和台内的贡献比分别为54%和68%;③震旦系原生含气系统的有效性取决于源灶生气有效性、储集层有效性与成藏要素组合有效性。高过成熟海相层系天然气来源除液态烃热裂解成气外, Ro<3.5%的区域,烃源岩干酪根仍具有一定的热降解生气潜力。震旦系微生物白云岩在深层环境仍发育规模优质储集层,且在川中古隆起范围内与其他成藏要素形成时空匹配,增加了震旦系原生含气系统存在的可能性。研究成果证实震旦系原生含气系统具有规模成藏的现实性。图6参53

关键词: 天然气; 碳同位素组成; 氢同位素组成; 地球化学特征; 气源对比; 震旦系; 原生含气系统; 四川盆地
中图分类号:TE122 文献标志码:A
Sinian gas sources and effectiveness of primary gas-bearing system in Sichuan Basin, SW China
ZHAO Wenzhi1,2, XIE Zengye1,3, WANG Xiaomei1, SHEN Anjiang4, WEI Guoqi1, WANG Zecheng1, WANG Kun1
1. Research Institute of Petroleum Exploration & Development, PetroChina, Beijing 100083, China
2. College of Geosciences, China University of Petroleum (Beijing), Beijing 102249, China
3. Key Laboratory of Gas Reservoir Formation and Development, CNPC, Langfang 065007, China
4. Hangzhou Research Institute of Geology (HIPG), PetroChina, Hangzhou 310023, China
Abstract

Based on correlation between geochemical characteristics of Sinian and Cambrian source rocks and discovered gas reservoirs, and the analysis on geological conditions of reservoir formation, the sources of natural gas in the Sinian of Sichuan Basin have been discussed to sort out the contribution of Sinian source rocks to the gas reservoirs and effectiveness of Sinian primary gas-bearing system. Through the analysis of natural gas composition, carbon and hydrogen isotopes and effectiveness of Sinian accumulation assemblages, it is concluded that: (1) The natural gas derived from the Sinian source rock is characterized by low ethane content, heavy ethane carbon isotope and light methane hydrogen isotope, and obviously different from the gas generated by the Cambrian source rock. (2) The gas reservoirs discovered in Sinian Dengying Formation are sourced by Sinian and Cambrian source rocks, and the Sinian source rock contributes different proportions to the gas in the 4th member and the 2nd member of the Dengying Formation, specifically, 39% and 55% to the 4th member in marginal zone and intra-platform, 54% and 68% to the 2th member in the marginal zone and intra-platform respectively. (3) The effectiveness of the Sinian primary gas-bearing system depends on the gas generating effectiveness of the source kitchen, reservoir and combination of gas accumulation elements. For high-over mature marine source rocks at the Ro of less than 3.5%, besides gas generated from the thermal cracking of liquid hydrocarbon, the kerogen still has some gas generation potential by thermal degradation. In addition, the Sinian microbial dolomite still preserves relatively good-quality reservoirs despite large burial depths, which match well with other basic conditions for gas accumulation in central Sichuan paleo-uplift, increasing the possibility of Sinian primary gas-bearing system. The research results confirm that the Sinian primary gas-bearing system is likely to form large-scale accumulation.

Keyword: natural gas; carbon isotope; hydrogen isotope; geochemical characteristics; gas and source rock correlation; Sinian System; primary gas-bearing system; Sichuan Basin
0 引言

安岳气田是中国迄今为止发现的单体规模最大的海相碳酸盐岩气田。截至2020年底, 震旦系灯影组和寒武系龙王庙组累计探明天然气地质储量1.03× 1012 m3, 其中灯影组占56.3%。多数学者认为安岳气田天然气主要来自原油裂解气[1, 2, 3, 4, 5, 6], 但由于天然气甲烷碳同位素组成（δ 13C1）普遍比残留沥青的δ 13C重, 对裂解气成因存疑。为此, 有学者提出了残余沥青生气、干酪根晚期生气[7]和水溶脱气[8]等多种观点。同时, 产自灯影组和龙王庙组天然气的重烃组分含量、乙烷碳同位素组成（δ 13C2）与甲烷氢同位素组成（δ 2HCH4）等存在较大差异, 故对灯影组天然气来源存在两种观点。一种观点认为灯影组和龙王庙组的天然气同源, 均来自寒武系筇竹寺组烃源岩[2, 4, 5]; 另一种则认为是筇竹寺组和震旦系烃源岩的混源贡献[1, 3, 9, 10, 11, 12], 但都未作系统论证。2020年, 在川中隆起北斜坡钻探的PT1井和JT1井分别在灯影组二段（简称灯二段）和寒武系沧浪铺组获日产121.98× 104 m3[13]和51.62× 104 m3[14]的高产工业气流, 且PT1井灯二段天然气地球化学特征与安岳气田灯影组相似, 表现为δ 13C2重、δ 2HCH4轻与乙烷（C2H6）含量低的特征, 而JT1井天然气却表现出δ 13C2轻、δ 2HCH4重与C2H6含量高的特点, 明显与PT1井不同。这引起了作者对震旦系（包括灯影组和陡山沱组）烃源岩成气贡献与原生含气系统的关注。为此, 本文基于震旦系和寒武系烃源岩地球化学特征及与已发现气藏对比关系, 辅以成藏条件分析, 探讨震旦系气藏天然气来源, 以求证震旦系烃源岩的成藏贡献及原生含气系统有效性, 以期为发育或可能发育中新元古界烃源岩的3大克拉通盆地[15, 16]寻找震旦系原生气藏提供依据。

1 震旦系天然气地球化学特征及其与寒武系的差异
1.1 天然气组成特征

相对于源自寒武系产层的天然气, 震旦系天然气在组成上具有低烃类、高非烃类特征, 即低CH4、低C2H6, 高CO2、高N2、高H2S和高He。

震旦系烃类气体中, CH4含量为70.36%~94.61%（均值为89.05%）, C2H6含量为0.02%~0.07%（均值为0.04%）。寒武系天然气CH4含量为90.92%~99.10%（均值为95.77%）、C2H6含量为0.05%~0.27%（均值为0.14%）。二者对比, 震旦系天然气CH4和C2H6含量低（见图1a）。这与震旦系天然气含有较高的CO2等非烃气体有关。干燥系数均大于0.997, 是典型干气。

图1 四川盆地震旦系— 寒武系天然气组分含量相关图（图中部分数据据文献[10]）

震旦系非烃气体组成包括CO2、N2、H2S及少量He和H2, 总体上表现为中— 高含CO2、中含H2S、微— 中含N2及微含He。其中, CO2含量为3.54%~28.17%（均值为8.52%）, H2S含量为0.08%~6.80%（均值为1.05%）, N2含量为0.37%~4.45%（均值为1.22%）, He含量为0.01%~0.10%（均值为0.03%）, H2含量为0.01%~0.93%（均值为0.13%）, 震旦系天然气各非烃组分含量总体上都高于寒武系天然气（见图1b、图1c）。

气藏中H2S是含硫物质与烃类反应（即TSR）的结果, CO2是TSR反应的副产物[17, 18, 19]。由图1b可见, 寒武系天然气中H2S含量多数小于1%, CO2含量多数小于3%, 且两者之间具有较好的相关性。震旦系天然气H2S含量以小于1%为主, 少数为1%~3%; CO2含量则以大于4%为主。高CO2含量除了与TSR反应有关外, 还与测试过程中的酸化作业有关。这一现象已在高石1井灯四段下亚段5 130~5 196 m井段测试样品中得到验证, 随取样时间距离酸化作业后的时间越长, CO2含量有明显降低趋势[10]。另外, CO2含量大于8%的基本都是经过酸化作业的大斜度井样品, δ 13CCO2值为-1.3‰ ~1.1‰ , 呈现出无机成因特征。

震旦系天然气He含量为0.01%~0.06%, 均值为0.02%; N2含量为0.28%~0.90%, 均值为0.65%, 且He与N2含量之间具有较好的正相关性（见图1c）。魏国齐等认为高石梯— 磨溪地区（简称高磨地区）天然气中的He为壳源成因, 主要来自壳源放射元素U、Th的衰变[20]。天然气中N2来源较复杂, 主要有大气来源的N2、有机质成岩演化过程产生的N2、地壳含氮岩石高温变质作用产生的N2以及地幔物质脱气产生的N2等。根据天然气中N2的δ 15N值主要为-8‰ ~-3‰ , 以及N2含量与δ 15N之间具有较好的相关性（见图1d）, 认为N2主要是烃源岩中的有机质经热氨化作用形成, 并随演化程度增高, N2含量具有增高趋势。He和N2的分子直径均比甲烷分子的小, 它们在震旦系、寒武系天然气中的富集除了表明气藏的保存条件好外, 可能还与不同烃源岩的贡献有关, 烃源岩成熟度越高, He和N2含量相对增高。

1.2 天然气碳氢同位素组成特征

相对于寒武系产层的天然气, 震旦系天然气δ 13C2重、δ 2HCH4轻。

震旦系天然气δ 13C1值为-35.1‰ ~-31.0‰ , 主峰-34.0‰ ~-32.0‰ 的样品分布在高磨地区, 与高磨地区寒武系主峰区间-34.0‰ ~-32.0‰ 比较相近（见图2a）, 且δ 13C1值小于-34.0‰ 的样点为北斜坡PT1井及ZJ2井灯二段, 其δ 13C1重于JT1井（-38.2‰ ）和CT1井（-36.2‰ ）沧浪铺组的。天然气中H2S含量对δ 13C有一定的影响, 如川东地区上二叠统长兴组— 下三叠统飞仙关组高含硫（H2S含量8.77%~17.06%）天然气δ 13C1比低含硫（H2S含量0.02%~0.26%）的重约2.3‰ ~4.8‰ ; δ 13C2重约2.3‰ ~8.0‰ [17]。因此, 对于川中古隆起天然气中H2S含量以小于1%为主、少量介于1%~2%的中— 低含硫气藏, TSR反应对同位素组成有影响, 但不是主要影响因素。已有研究表明, δ 13C2的变化与H2S含量没有必然的联系, δ 13C1却有随H2S含量增高而变轻的趋势[10]。因此, 作者认为控制震旦系— 寒武系天然气δ 13C2变化的不是TSR, 而是成熟度不同的烃源岩贡献比例不同导致的。

图2 四川盆地震旦系— 寒武系天然气碳同位素组成相关图（图中部分数据据文献[10]）

震旦系天然气δ 13C2值分布在-33.6‰ ~-26.0‰ , 主峰为-29.6‰ ~-27.1‰ , 明显重于寒武系的δ 13C2（主峰-35.3‰ ~-30.6‰ ）（见图2a）。震旦系与寒武系天然气δ 13C2差异大, 而δ 13C1却较为相似, 笔者认为主要有两方面原因：一是在极高演化阶段, 当C2H6开始裂解时, C2H6作为反应物, 其裂解同样存在同位素分馏规律, 受活化能影响, 12C优先裂解, 剩下的C2H6组分δ 13C就会很重; 因此, 热演化程度越高, 剩下的C2H6含量越少, δ 13C2就越重[21]。二是模拟实验结果表明, 虽然δ 13C1、δ 13C2均有随演化程度增高而变重的趋势, 但演化至高演化阶段时, δ 13C2的变化幅度明显大于δ 13C1, 如李友川等[22]研究认为腐泥型烃源岩热模拟气的δ 13C1、δ 13C2变化, 从最轻处开始至实验最高演化程度, δ 13C1变重的幅度仅为5‰ , 而δ 13C2变重的幅度达11.7‰ 。王铜山等[23]研究认为塔里木盆地原油裂解模拟气δ 13C1变重的幅度仅为10‰ , 而δ 13C2达25‰ ; 沥青质裂解模拟气δ 13C1变重的幅度仅为8‰ , 而δ 13C2达19‰ 。因此, 在极高演化阶段, δ 13C1、δ 13C2变化幅度的差异是导致四川盆地震旦系、寒武系天然气δ 13C2差异大、δ 13C1相似的原因。由δ 13C2-C2H6含量关系（见图2b）可见, 随C2H6含量降低, δ 13C2变重的趋势很明显。川中古隆起北斜坡沧浪铺组、高磨龙王庙组天然气源于同一套烃源岩, 尽管埋深高差大, 其δ 13C2和C2H6含量也较接近, 如JT1井沧浪铺组产层埋深约7 000 m, 比高磨地区龙王庙组埋深相差1 700~2 200 m, 但δ 13C2和C2H6含量变化不大。相反, 灯影组与龙王庙组尽管埋深相差仅500~1 000 m, 但δ 13C2和C2H6含量却明显不同, 说明灯影组天然气的源岩与寒武系的不完全一致。

震旦系天然气的δ 2HCH4值为-157‰ ~-135‰ , 主体为-150‰ ~-137‰ 。δ 2HCH4与δ 13C2有一定的相关性, 整体上随δ 13C2变重, δ 2HCH4变轻（见图3a）。层系上, 灯二段δ 2HCH4值为-152‰ ~-136‰ , 均值-145‰ ; 灯四段δ 2HCH4值为-157‰ ~-135‰ , 均值-142‰ 。由图3a可见, 灯影组天然气δ 2HCH4整体上比寒武系的轻, 与干燥系数呈负相关, 干燥系数大的δ 2HCH4轻, 干燥系数小的δ 2HCH4重（见图3b）。尽管北斜坡沧浪铺组与高磨龙王庙组存在巨大的埋深差, 但其δ 2HCH4较为相似, 沧浪铺组δ 2HCH4值为-134‰ ~-133‰ , 龙王庙组为-138‰ ~-132‰ , 均值-134‰ , 源于同一烃源岩的天然气δ 2HCH4变化较小; 相反, 高磨灯影组与龙王庙组气藏埋深差距小, 但天然气的δ 2HCH4却有很大不同, 从成熟度角度不好解释两个层系δ 2HCH4差异。灯影组内部也存在同样的问题, 如北斜坡ZJ2井灯二段（中部埋深6 547 m）和PT1井灯二段（中部埋深5 771 m）天然气, δ 2HCH4值分别为-141‰ 和-140‰ ; 磨溪地区灯二段气藏中部埋深5 390~5 470 m, δ 2HCH4值为-150‰ ~-139‰ , 均值为-145‰ ; 高石梯地区灯二段气藏中部埋深5 350~5 580 m, δ 2HCH4值为-149‰ ~-137‰ , 均值为-144‰ 。

图3 四川盆地震旦系-寒武系天然气氢同位素组成相关图（图中部分数据引自文献[10]）

天然气δ 2H受多种因素影响, 一般是随成熟度增高和源岩原始沉积古水体介质的盐度增大而变重[24, 25, 26]。有学者用模拟实验, 证实高演化阶段在水参与生烃反应条件下产物的δ 2HCH4将变轻[27, 28, 29, 30]。也有学者认为, 这种反应在自然条件下速度极慢, 在温度超过200~240 ℃、且反应时间上亿年情况下, δ 2HCH4几乎不发生变化, 认为天然气与水体发生的δ 2H组成交换可以忽略[31, 32]。

He等[27]提出高磨地区震旦系天然气δ 2HCH4比寒武系的轻, 是由于高演化阶段水参与了生烃反应导致的。但考虑δ 2HCH4在三度空间的纵横向分布与成藏地质条件的具体变化, 笔者认为水的参与不是造成震旦系δ 2HCH4变轻的主要因素, 源岩沉积期古水体介质的盐度才是影响天然气δ 2HCH4轻重的关键因素。北斜坡JT1井沧浪铺组直接覆于筇竹寺组烃源岩之上, 其天然气来自筇竹寺组烃源岩的可能性最大而来自震旦系的可能性很小, 高磨地区龙王庙组天然气也认为主要来自筇竹寺组烃源岩[1, 2, 3, 4, 9, 10, 11, 12]。因此, 可以将沧浪铺组与龙王庙组天然气作为寒武系烃源岩的主要参照系, 其δ 2HCH4值（-138‰ ~-132‰ , 均值为-134‰ ）可作为筇竹寺组烃源岩的特征值。由于德阳— 安岳古裂陷内筇竹寺组烃源岩生成的油气可侧向进入震旦系灯影组储集层。因此, 震旦系天然气δ 2HCH4值如果与沧浪铺组、龙王庙组的天然气一致, 就可以判定天然气主要来自寒武系, 否则就是混源。以灯二段天然气为例, 在德阳— 安岳古裂陷生烃中心部位[33]的ZJ2井和PT1井天然气的δ 2HCH4值分别为-141‰ 和-140‰ 。向台地方向, 磨溪地区从MX9井向东至MX8井、MX17井和MX11井, δ 2HCH4值由-141‰ 变为-147‰ 、-146‰ 和-150‰ ; 高石梯地区由GS1井向GS11井、GS135井方向, δ 2HCH4值由-137‰ 变为-146‰ 和-150‰ （见图4a）。灯四段由台缘向台内方向, δ 2HCH4也有逐渐变轻趋势（见图4b）。δ 2HCH4的这一变化特征说明, 靠近古裂陷内和古裂陷生烃中心, 震旦系储集层（包括灯二段和灯四段）接受寒武系气源贡献概率较大, 故δ 2HCH4相对较重。随着远离寒武纪裂陷内、向着台地方向去, 灯影组烃源岩的贡献比例明显增加, δ 2HCH4变轻。在纵向上, 灯二段产层距离筇竹寺组烃源岩侧向供烃窗口的距离较大, δ 2HCH4相对较轻, 而且距离越远, δ 2HCH4越轻。如GS1井和GS3井灯二段产层深度分别为5 300~5 390 m和5 783~5 810 m, 前者距离供烃窗口的距离近, δ 2HCH4值为-137‰ , 后者较远, δ 2HCH4值为-146‰ 。总之, 筇竹寺组烃源岩贡献大的区域, δ 2HCH4较重。相反, 震旦系烃源岩贡献大的区域, δ 2HCH4较轻。

图4 川中古隆起震旦系灯影组天然气δ 2HCH4分布图（烃源岩厚度据文献[33], MX— 磨溪, GS— 高石梯, PT— 蓬探, ZJ— 中江）

扬子地区早寒武世牛蹄塘期的海盆水介质盐度属半咸水— 咸水环境, 古盐度在晚元古代— 早古生代这一地质历史时期是相对高的[34]。为了研究四川盆地及周缘晚元古代— 早古生代烃源岩沉积期的古水体介质盐度的变化, 采集了四川盆地高石梯、磨溪、威远、资阳地区钻井以及广元、杨坝露头剖面的寒武系烃源岩样品, 南江杨坝和城口修齐剖面的灯三段烃源岩样品, 四川盆地西部地区的清平、旺苍和川东南遵义地区的陡山沱组烃源岩样品, 利用施振生等[35]通过黏土矿物中硼、钾元素含量确定古盐度大小的方法, 得到四川盆地及周缘烃源岩沉积期的古水体介质盐度, 筇竹寺组为5.7‰ ~44.2‰ （均值为18.5‰ ）, 陡山沱组为4.4‰ ~17.3‰ （均值为7.7‰ ）, 灯三段为4.5‰ ~10.3‰ （均值为7.5‰ ）。这一结果与整个扬子地区晚元古代— 早古生代古水介质盐度的演变规律是一致的。因此认为, 烃源岩沉积期古水体介质盐度对天然气δ 2HCH4的轻重起重要控制作用。

2 震旦系烃源岩对震旦系原生气藏的贡献
2.1 震旦系烃源岩对川中古隆起震旦系气藏的贡献

围绕震旦系的气源问题, 已有学者进行过讨论, 认为震旦系烃源岩对成藏有贡献[1, 3, 9, 10, 11, 12]。本文利用稀有气体40Ar的丰度估算了气源岩年龄, 利用δ 2HCH4估算了震旦系烃源岩对灯影组气藏的贡献。

壳源天然气中氦、氩主要源于沉积岩中U、Th和K的放射性成因[36]。氦、氩同位素组成与源岩时代和元素丰度有关, 可反映源岩年代的积累效应, 即随源岩时代变老, 天然气中40Ar、36Ar比值增大, 而3He、4He比值减小。地壳中的40Ar的产生主要来自于40K的衰变, 天然气中40Ar与岩石中矿物K的含量、烃源岩时代成正相关关系。源岩时代愈老, 烃源岩40K含量越高, 则岩石中40K形成放射性成因40Ar愈多; 反之, 则愈少。根据这一原理, 测得高磨地区龙王庙组、灯四段和灯二段天然气中40Ar丰度值分别为（18.2~64.9）× 10-6、（38.6~104.3）× 10-6和（151.1~320.7）× 10-6, 估算的气源岩年龄分别为516~549 Ma、530~576 Ma和584~774 Ma, 表明龙王庙组天然气主要来自寒武系烃源岩, 灯二段天然气主要来自震旦系烃源岩, 灯四段天然气源于震旦系和寒武系烃源岩。

由于天然气δ 2HCH4反映烃源岩沉积时的古水体介质盐度, 因此, 可根据震旦系、寒武系天然气δ 2HCH4的变化来揭示不同源岩贡献比例。计算方法是：震旦系源岩对某样品的贡献比等于震旦系天然气δ 2HCH4端元值与样品δ 2HCH4之和除以寒武系与震旦系天然气δ 2HCH4端元值差值。计算贡献比时, 端元值的选择很重要。沧浪铺组气是源于筇竹寺组烃源岩的典型代表, 其δ 2HCH4值为-134‰ ~-133‰ ; 龙王庙组天然气也是源于筇竹寺组烃源岩, δ 2HCH4值为-138‰ ~-132‰ , 均值-134‰ 。综合考虑, 取-133‰ 作为筇竹寺组来源的端元值, δ 2HCH4重于-133‰ 的天然气按100%源于筇竹寺组计算。灯影组天然气δ 2HCH4值为-157‰ ~-135‰ , 因只有一个样品为-157‰ , 因此, 选取-153‰ 作为震旦系来源的端元值, δ 2HCH4轻于-153‰ 的天然气按100%源于震旦系计算。估算结果是（不考虑端元值点比例）：震旦系烃源岩对灯四段、灯二段气藏的贡献比例, 在台缘带分别为11%~68%（均值为39%）和21%~89%（均值为54%）; 在台内分别为26%~89%（均值为55%）和32%~89%（均值为68%）。从均值看, 震旦系烃源岩对灯影组气藏的贡献比例约占40%~70%。

上述两种方法得到的结论比较吻合, 即源于寒武系烃源岩的天然气δ 2HCH4重, 年龄小; 源于震旦系烃源岩的天然气δ 2HCH4轻, 年龄老（见图5）。

图5 震旦系— 寒武系天然气δ 2HCH4与气源岩年龄关系图

2.2 鄂西地区陡山沱组烃源岩对页岩气藏的贡献

陡山沱组富有机质页岩是整个扬子地区一套重要的烃源岩。迄今鄂西地区钻探的鄂阳页1（鄂阳页2HF）、鄂宜页1、鄂宜参1、鄂宜地3、秭地1和鄂阳地1等一批探井在陡山沱组获产量不等的页岩气流, 其中鄂阳页1井直井在陡山沱组测试获日产5 460 m3气流, 随后在原井场钻探水平井鄂阳页2HF井, 水平段1 410 m, 多段压裂后测试获得5.53× 104 m3工业气流, 展示了陡山沱组原生含气系统的有效性与良好勘探前景。

2.3 塔里木克拉通内裂陷新元古界烃源岩对震旦系油气藏的贡献

安岳气田发现后, 人们逐渐关注塔里木克拉通元古宇烃源岩的发育背景及勘探前景。通过多年的研究, 许多学者认为塔里木克拉通深层发育新元古界裂陷[37, 38, 39], 并在野外剖面中发现震旦系优质烃源岩[37]。近期的勘探在震旦系获得工业油气流, 或在震旦系溶蚀孔洞型储集层中发现古油藏证据, 揭示了原生含气系统的有效性。如库鲁克塔格、阿克苏地区露头剖面的震旦系溶孔中发现多处被沥青充填, 塔东1井曾测试获油0.05 m3, 疑似部分来自震旦系水泉组[38]; 塔北隆起桥古1井在前寒武系古潜山钻井中获自喷高产气流（2~7）× 104 m3/d, 累计产油近300 m3[39]。塔东地区东探1井震旦系水泉组中下部发育丰富的储集层沥青, 沥青连续分布最大厚度约60 m, 并初步认为沥青源于震旦系— 南华系烃源岩[40]。轮探1井上震旦统奇格布拉克组8 737~8 750 m井段测试, 出口见天然气, 点火可燃, 焰高0.5~1.0 m, 天然气干燥系数达0.99; 下寒武统吾松格尔组8 203~8 260 m井段测试获日产油134 m3, 日产气45 917 m3[41], 天然气干燥系数为0.77。震旦系天然气成熟度远高于源于下寒武统玉尔吐斯组烃源岩的寒武系天然气, 是否有深部震旦系烃源岩的贡献有待深入研究。

综上可见, 扬子、塔里木克拉通内裂陷的元古宇烃源岩对已发现油气有贡献, 鄂尔多斯盆地发育长城系裂陷[42], 裂陷内可能存在有规模的烃源岩, 虽然目前尚未获得发现, 但值得下一步研究和勘探高度重视[16]。

3 震旦系原生含气系统的有效性分析
3.1 烃源岩生气有效性

从聚集于四川盆地灯影组天然气的碳、氢同位素组成与乙烷含量等指标对比看, 震旦系在整个扬子地区存在一套有效气源岩, 而且为四川盆地震旦系天然气藏提供了较大贡献。这套烃源岩包括陡山沱组泥岩、灯影组三段泥岩和泥质碳酸盐岩等。陡山沱组页岩在四川盆地周缘已被证实是一套优质烃源岩, 进入四川盆地后, 烃源岩厚度因所处部位不同而有变化。其中古隆起高部位烃源岩厚度小于5 m, 古隆起之外烃源岩厚度在5~30 m[43]或更大。近期研究表明, 陡山沱组沉积期, 四川盆地及周缘也存在隆坳相间的构造沉积格局[44], 绵阳— 成都— 安岳— 遂宁一带以及长宁、万州、通江地区为裂陷区, 陡山沱组厚度在裂陷区为50~300 m, 推测在裂陷内发育陡山沱组烃源岩。震旦系灯三段在高科1井钻揭35.5 m黑色页岩, 盆地内分布厚度一般5~30 m[45]。此外, 灯影组泥质碳酸盐岩也具一定的生烃能力[45]。震旦系烃源岩的生烃演化, 以川中地区为例, 生烃期始于中晚寒武世, 志留纪末的构造抬升使生烃停止。二叠纪开始再深埋至晚三叠世之前, 生烃过程继续进行, 主要生成原油和湿气。从晚三叠世开始原油发生裂解生气。寒武系烃源岩生烃始于志留纪, 大量生油期主要发生在二叠纪— 三叠纪, 早侏罗世开始进入湿气阶段, 中侏罗世以后原油开始裂解生气。目前, 盆地内震旦系烃源岩的Ro值普遍大于3.0%, 寒武系Ro值普遍大于2.5%, 都处于高— 过成熟阶段。不管是聚集型气藏还是页岩气藏, 天然气主要来自液态烃的二次裂解生气, 最佳生气窗口Ro值为1.5%~3.5%[46]。张水昌等[47]对采自美国和中国塔里木、四川、华北地区等共计10个不同成熟度序列（Ro值为0.65%~3.70%）的Ⅰ — Ⅱ 型样品, 采用黄金管热解体系、分步升温的模拟实验方法开展模拟实验。结果表明, 海相有机质初次降解的主生气期Ro值为0.7%~2.0%, 生气下限可延伸至Ro值为3.5%, 其中Ro值大于2.0%的生气量占有机质热降解总生气量的15%左右。可见, 在高过成熟阶段, 不论是液态烃裂解生气还是干酪根降解生气, 震旦系烃源岩都具有较好的成藏潜力, 值得勘探高度重视。

3.2 储集层有效性

四川盆地震旦系灯影组发育了一套规模的微生物白云岩储集层, 在深埋条件下, 仍具有较好储集性能, 是一套经勘探证实的有效储集层。

磨溪108井灯四段属于裂陷周缘的台缘带, 取心段厚47 m, 岩心观察可划分为2个短期丘滩复合体旋回[48], 岩性为藻泥晶白云岩、树枝石和均一石、凝块石、藻叠层与藻格架白云岩等, 具较强非均质性。发育微孔隙、规模不等孔洞等, 物性条件较好, 孔隙度一般3%~8%。

磨溪51井灯四段属台内沉积, 取心段厚82 m, 岩心观察可划分为2个短期丘滩复合体旋回, 岩性为藻泥晶白云岩、凝块石与微生物相关的颗粒白云岩等, 发育微孔隙和溶孔, 非均质性较台缘带更强, 孔隙度一般为2%~5%。

虽然台内微生物白云岩储集层无论是厚度还是品质都不如台缘带[48], 但通过甜点区精细描述和水平井改造, 台内滩同样可获得高产, 如磨溪129H井灯四段测试获日产气141.19× 104 m3, 高石123灯二段测试获日产气45.69× 104 m3。

四川盆地灯影组微生物碳酸盐岩沉积时具有较高的初始孔隙度和微生物有机质含量, 成岩后的叠层石和凝块石白云岩储集空间仍然以原生藻格架孔为主, 部分为微生物有机质腐烂形成的孔隙。发育的溶蚀孔洞主要是早表生期溶蚀的产物[49], 有以下2个方面的证据：①孔洞的分布样式具组构选择性和成层性, 并位于向上变浅旋回的顶部; ②溶蚀孔洞中充填的第1期同心环边状白云石U-Pb同位素年龄为（546± 7.6）Ma, 与围岩（藻纹层白云石）U-Pb同位素年龄非常接近（（584± 32）Ma）[50]。另外, 微生物有机质早期降解和晚期热解生成的有机酸使微生物碳酸盐岩在漫长的地质过程中始终处于酸性环境, 有利于微孔隙的形成和保存, 这很好地解释了绝大多数古老叠层石和凝块石白云岩储集层仍能像古近系叠层石、凝块石碳酸盐岩储集层一样, 孔隙中很少有亮晶方解石或白云石胶结物, 孔隙呈蜂窝状并保持原岩沉积组构的原因。

碳酸盐岩-膏盐岩沉积组合中, 微生物碳酸盐岩易于发生早期白云石化[51], 也是震旦系叠层石和凝块石白云岩有效储集层发育的重要原因。早期白云石化让微生物白云岩抗压实和抗压溶能力都较强, 因此在深埋藏环境下有利于保存初始孔隙[52]。

3.3 成藏组合有效性

四川盆地震旦系已在上震旦统灯二段和灯四段发现工业气层, 其直接盖层是灯三段泥岩和下寒武统（筇竹寺组+麦地坪组）泥岩等。这些直接盖层和区域性分布的上二叠统龙潭组泥岩的共同作用, 对震旦系— 寒武系天然气的富集成藏起到至关重要的保护作用。震旦系气藏包含两类成藏组合（见图6）, 一是裂陷内筇竹寺组烃源岩生烃, 侧向充注型, 也称新生古储型; 二是震旦系（包括陡山沱组和灯三段）生烃垂向充注型, 也称自生自储型。受勘探程度限制, 目前灯影组的探明天然气储量主要集中在灯四段, 储量为5 908× 108 m3。在台缘带, 仍然以下寒武统筇竹寺组烃源岩贡献为主, 震旦系烃源岩对灯四段、灯二段的贡献比例均值分别为39%和54%; 在台内, 对灯四段、灯二段的贡献比例均值分别为55%和68%。随着勘探不断深入, 并向高磨地区之外的斜坡区拓展, 灯二段、灯四段台缘带加宽变厚, 灯二段的天然气发现将会进一步增大。北斜坡灯二段、灯四段台缘带丘滩体面积分别达到10 144 km2和4 781 km2[53]; 滩间发育致密封隔带, 构成良好的岩性圈闭条件, 是未来勘探发现更多震旦系原生气藏的有利地区。根据已发现气藏的储量丰度（灯影组为（2~4）× 108 m3/km2）估算, 北斜坡区震旦系将成为继安岳气田之后的又一个万亿立方米级大气区。

图6 川中地区震旦系— 寒武系油气成藏组合
Z1d— 震旦系陡山沱组; Z2dn1+2— 震旦系灯影组一段、二段; Z2dn3— 震旦系灯影组三段; Z2dn4— 震旦系灯影组四段; — C1q— 下寒武统筇竹寺组; — C1c— 下寒武统沧浪铺组; — C1l— 下寒武统龙王庙组; — C2g— 中寒武统高台组; — C3x— O— 上寒武统洗象池组— 奥陶系; P1l— 下二叠统梁山组; P1q— P1m— 下二叠统栖霞组、茅口组; P2l— 上二叠统龙潭组

4 结论

四川盆地震旦系与寒武系天然气地球化学特征存在3个显著不同, 震旦系天然气C2H6含量低、δ 13C2重和δ 2HCH4轻, 而寒武系与之相反。且震旦系烃源岩贡献越大, δ 2HCH4越轻。震旦系烃源岩虽然热成熟度（Ro）较高, 但在Ro< 3.5%的阶段, 不论是液态烃裂解气还是干酪根热裂解气, 依然具有较好的供气能力, 是有效气源岩, 震旦系原生含气系统存在的有效性无疑。

震旦系气藏多数为震旦系和寒武系气源岩混源形成的天然气聚集, 其中震旦系气源对灯四段、灯二段气藏贡献比例均值台缘带为39%~54%, 台内为55%~68%。鄂西地区有数口探井在陡山沱组获得产量不等的页岩气流, 证实了陡山沱组烃源岩的有效性与原生含气系统的存在。

四川、塔里木和鄂尔多斯3大克拉通盆地普遍存在中新元古代克拉通内裂陷, 发育优质烃源岩, 具有形成原生含气系统的有利条件。震旦系微生物碳酸盐岩、颗粒白云岩经多期建设性改造可形成规模有效储集层, 四川盆地已发现规模储量, 塔里木盆地也已见到好苗头, 鄂尔多斯盆地具潜在勘探潜力。下一步在精细刻画克拉通内裂陷与有利储集相带展布基础上, 宜通过风险勘探加大探索力度, 可望实现震旦系原生含气系统更大规模的新突破。

（编辑 魏玮）

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