2. 中国石油勘探开发研究院;
3. 中国石油天然气集团公司天然气成藏与开发重点实验室
, Luo Bing1
, Guo Jianying2,3
, Zhang Xihua1
, Xie Wuren2
, Ming Ying1
, Wu Saijun2
, Zhang Wenjie1
, Xu Liang1
, Cui Huiying2,3
, Chen Xiao1
, Wang Xiaobo2,3
, Ye Mingze2
, Ran Yu1
, Xie Zengye2,3
2. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development;
3. CNPC Key Laboratory of Natural Gas Reservoir Formation and Development
礁滩体是全球海相碳酸盐岩大油气田赋存的重要储集体类型[1]。四川盆地上二叠统长兴组广泛发育生物礁、生屑滩或礁滩复合体[2-8]，是四川盆地海相碳酸盐岩大中型气田重要的勘探层系[9-13]，早期对长兴组的勘探主要是围绕开江—梁平深水陆棚东西两侧的台地边缘礁滩、川东地区的点礁以及川中—川南地区的台内高能滩进行[14]，发现元坝、普光、龙岗等大气田及云安厂、高峰场、铁山、荷包场等一批中小型气田[15]，探明天然气地质储量超3000×108m3。2020年以来，绵阳—广安浅水陆棚及周缘的ZJ2井、PS2井、PS10井、MT1井、PY103井等相继钻遇工业气层，进一步证实了浅水陆棚内长兴组塔礁群及周缘边缘礁滩同样具有巨大的勘探潜力。浅水陆棚及周缘主要发育下寒武统筇竹寺组页岩、下志留统龙马溪组页岩、上二叠统龙潭组/吴家坪组煤系烃源岩及煤层等烃源岩[16-17]。研究区多套烃源岩的存在虽为长兴组天然气成藏提供了充足的气源，但也给天然气来源判识及主力烃源岩厘定带来了很大困难。
前人对四川盆地长兴组天然气来源的研究主要集中在开江—梁平深水陆棚东西两侧及川东地区，认为天然气来源于上二叠统龙潭组/吴家坪组煤系、大隆组[3, 18-22]或碳酸盐岩[23-24]烃源岩，部分区域还有下志留统龙马溪组烃源岩的贡献[3]。另外，也有学者对绵阳—广安浅水陆棚南侧的ZJ2井及磨溪—合川等地区长兴组天然气来源进行了研究，认为长兴组天然气来源于下寒武统筇竹寺组烃源岩[25-27]; 冯栋栋等则认为陆棚内部的PS10井天然气源于筇竹寺组和龙潭组烃源岩，陆棚北侧的PS2井天然气源于龙马溪组和龙潭组烃源岩[28]。随着勘探工作的深入，研究区内新获气井数量增多，发现部分天然气特征有别于前期天然气，不同礁滩体中天然气充满度差异大，气藏混源现象比较普遍，主力烃源不清，关键控藏要素及成藏模式不明，有利富气礁滩体落实难度大。应用天然气组成、碳同位素、氢同位素、氮同位素、储层沥青与烃源岩芳香烃色质等地球化学分析测试资料，系统剖析了研究区天然气地球化学特征及成因，结合成藏地质条件探讨天然气来源，并利用混源比例计算方法[29-30]估算不同烃源岩对长兴组天然气的贡献比例，厘定混源气藏的主力烃源，建立成藏模式，提出相应的勘探思路，以期为下步勘探部署决策提供参考依据。
1 成藏地质背景绵阳—广安浅水陆棚位于四川盆地中西部地区，为一北西—南东向展布的箕状洼地（图 1a）。四川盆地的沉积演化经历了新元古代—中三叠世的海相和晚三叠世—新生代的陆相盆地阶段[12, 31]，沉积了从震旦系至第四系厚逾万米的地层。受中、晚二叠世之间发生的东吴运动或峨眉地裂运动的影响，形成了四川盆地晚二叠世“三隆三凹”的沉积构造格局[12, 32-34]，这种隆凹相间的古地貌格局奠定了长兴组广泛发育生物礁、生屑滩或礁滩复合体储层的基础。长兴组自下而上可划分为长一段、长二段和长三段，绵阳—广安浅水陆棚及周缘优质礁滩相储层及已发现油气主要分布在长二段—长三段。
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图 1 四川盆地中北部上二叠统长兴组沉积相（a）及地层综合柱状图（b） Fig. 1 Sedimentary facies (a) and comprehensive stratigraphic column (b) of the Upper Permian Changxing Formation in the central–northern Sichuan Basin |
研究区内主要发育下古生界的筇竹寺组页岩和龙马溪组页岩、上古生界的龙潭组煤岩、煤系页岩/吴家坪组页岩等优质烃源岩[16]，各层系烃源岩厚度见图 2，有机质类型多样，主要处于高成熟—过成熟阶段，烃源岩的相关指标见表 1。川中地区发育多期活动的走滑断裂[35-40]，是下伏烃源岩生成油气向上运移至长兴组聚集的重要输导通道（图 3）。下三叠统嘉陵江组—中三叠统雷口坡组膏盐岩为一套重要的区域性盖层[41-42]，与烃源岩、输导通道、储层等要素的有效匹配，形成长兴组良好的成藏组合（图 1b）。
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图 2 四川盆地绵阳—广安浅水陆棚及周缘地区烃源岩厚度与热演化程度趋势图 Fig. 2 Source rock isopach and thermal evolution trends in Mianyang–Guang'an shallow continental shelf and its periphery, Sichuan Basin |
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表 1 四川盆地绵阳—广安浅水陆棚及周缘寒武系—二叠系主要烃源岩参数表 Table 1 Parameters of the main Cambrian–Permian source rocks in Mianyang–Guang'an shallow continental shelf and its periphery, Sichuan Basin |
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图 3
四川盆地绵阳—广安地区重点井地震剖面图（剖面位置见图 1a）
Fig. 3
Seismic profiles cross key wells in Mianyang–Guang'an area, Sichuan Basin (section location is in Fig. 1a)
 —下寒武统筇竹寺组底; P2l—中二叠统梁山组底; P3l—上二叠统龙潭组底; T1f1—下三叠统飞仙关组底; T1f4—下三叠统飞仙关组四段底; T3x1—上三叠统须家河组底 |
对采自绵阳—广安浅水陆棚及周缘地区的9个长兴组和6个其他层系的天然气样品进行了天然气组成、碳同位素、氢同位素、氮同位素等分析测试; 对研究区二叠系烃源岩分别进行了21个干酪根碳同位素和227个总有机碳含量测定; 对研究区及川东、川南地区23个烃源岩、5个储层沥青和1个凝析油样品进行了生物标志化合物分析。烃源岩总有机碳含量、天然气组成、碳氢同位素、储层沥青及烃源岩生物标志化合物等分析测试均在中国石油天然气集团公司天然气成藏与开发重点实验室完成。烃源岩总有机碳含量测定所用设备为碳硫测定仪IR—212。天然气全组分常规分析及大进样量C1—C3组成分析均采用Agilent 7890A气相色谱仪，其中，全组分常规分析以高纯氦气做载气，配备分流/无分流进样口，50m×320mm×8μm HP—AL/S色谱柱，火焰离子化检测器，色谱柱箱采用程序升温，初始温度40℃（保持2min），然后以10℃/min升温速率升到90℃，再以5℃/min升温速率升到200℃（保持5min）; 大进样量C1—C3组成分析采用无分流进样，不分流时间0.5min，吹扫流量50mL/min，进样量1mL。天然气碳同位素检测仪器为Finnigan Delta PLUS XL GC/C/IRMS，天然气中痕量乙烷的碳同位素采用了液氮冷冻富集的方法。氢同位素检测仪器为Finnigan Mat 253。烃源岩、储层沥青、凝析油生物标志化合物检测所用设备为气相色谱质谱联用仪TRACE 1600/ISQ 7610。氮同位素在核工业北京地质研究院分析测试研究中心完成，检测依据为CZGC2011—4，检测仪器为Mat 253。干酪根碳同位素在中国石油天然气集团公司油气地球化学重点实验室完成，检测依据为SY/T 5238—2019，检测仪器为美国热电公司元素同位素质谱仪Devlta V。
3 天然气成因及来源 3.1 天然气成因 3.1.1 天然气组成天然气全组分分析结果（表 2）表明，绵阳—广安浅水陆棚及周缘地区长兴组天然气以烃类气体为主，其中，烃类组成甲烷（CH4）含量为85.48%~98.42%，乙烷等重烃气体（C2+）含量为0.06%~1.63%（图 4a），干燥系数（C1/C1-5）介于0.9836~0.9993，为典型的过成熟干气; 非烃气体组成以CO2、N2和H2S为主，其含量分别为0.45%~10.09%、0.28%~ 2.25%和0~3.42%，同时含少量He和H2，其含量分别为0.01%和0~0.30%。
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表 2 四川盆地绵阳—广安浅水陆棚及周缘天然气组分及碳氢同位素数据表 Table 2 Composition, carbon and hydrogen isotopes of natural gas in Mianyang–Guang'an shallow continental shelf and its periphery, Sichuan Basin |
1c
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图 4 四川盆地天然气组成特征图 Fig. 4 Characteristics of natural gas composition in Sichuan Basin (a)天然气CH4含量与C2+含量关系; (b)干酪根与原油裂解气判识图（表 1中未列数据及图版源于文献[43]） |
由表 2及图 4a可见，不同区域长兴组天然气相对组成存在差异。烃类组成方面，陆棚北侧的烃类组成含量相对低，而陆棚内及陆棚南侧的则略高。将烃类归一化处理后，除PS10井、PX101井因伴生凝析油，CH4含量略低（98.25%~98.30%）、C2H6含量（0.86%~0.87%）略高外，其他的井CH4含量介于99.67%~99.93%，C2H6含量介于0.07%~0.31%，各区域差别不大，细微的差别主要与储层埋深有关，埋深越大，天然气成熟度相对越高，CH4含量越高，C2H6含量越低。
由于部分样品在常规全组分分析中检测不到微量的丙烷，因此采用大进样量方法对微量丙烷进行检测。将长兴组天然气ln（C1/C2）、ln（C2/C3）数据点入干酪根与原油裂解气判识图版[43]（图 4b）中，可见这些天然气主要属于原油裂解气，但比较分散，原因是PS10井、PX101井天然气因C2+含量相对高而呈现出ln（C1/C2）、ln（C2/C3）值相对较低的特征; 陆棚北侧MT1井天然气受TSR影响，C2+含量低，导致其ln（C1/C2）、ln（C2/C3）值偏高; 其他天然气样品点则落入川东石炭系和高磨龙王庙组天然气分布区间。
非烃类气体组成的差异主要体现在CO2和H2S方面，相对高含量的CO2和H2S主要为油气运移至储层后的次生成因，并不能反映母质来源的差异。如陆棚北侧MT1井、PS2井天然气中CO2含量分别为10.09%和9.46%，δ13CCO2分别为4.4‰和2.5‰，根据CO2成因判识标准[17, 44]和测试过程的酸化作业对CO2含量的影响[45]，认为这些高含量CO2主要为碳酸盐岩来源，与酸化作业有关。前人研究表明，四川盆地震旦系—中三叠统海相层系天然气中H2S高含量主要与热化学硫酸盐还原反应（TSR）有关[17, 46-51]，结合研究区具体的地质条件，认为MT1井、PS2井等相对高含量的H2S主要属于TSR成因。
3.1.2 天然气碳同位素研究区长兴组天然气甲烷碳同位素（δ13C1）值为-33.8‰~-28.5‰，乙烷碳同位素（δ13C2）值为-34.9‰~-24.7‰。同一母质来源的天然气，随成熟度增高，碳同位素值将变重，如图 5a所示，源于筇竹寺组烃源岩的蓬莱龙王庙组、沧浪铺组天然气以及源于龙马溪组烃源岩的川东石炭系天然气[26]，δ13C1值均随C1/(C2+C3）值增大而变重，长兴组天然气样点分布范围大，预示其来源的复杂性。从图 5b可见，不同母质来源的天然气分区特征明显，筇竹寺组来源气δ13C1、δ13C2值总体较轻，但随H2S含量增高，其δ13C1值有变重趋势，如PS1井H2S为含量2.21%，δ13C1、δ13C2值明显较其他的重（表 2、图 5c）; 龙马溪组来源气典型特征是δ13C2值轻，且δ13C1＞δ13C2; 上二叠统来源气典型特征是δ13C1、δ13C2值重[19-22, 26]，且δ13C1＜δ13C2。陆棚内TS17井和陆棚北侧PY103、PY104、MT1井天然气与源于上二叠统烃源岩的元坝—龙岗天然气相似; 陆棚内PS10、PX101井及陆棚南侧ZJ2、MX1、WJ1井δ13C1、δ13C2值则介于上述三类典型来源气之间，呈现出多源混合气特征。
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图 5 四川盆地天然气组成及碳氢同位素关系图 Fig. 5 Relationship between gas composition and carbon/hydrogen isotope in Sichuan Basin （a）C1/(C2+C3)—δ13C1相关关系; （b）δ13C1—δ13C2相关关系; （c）δ13C2—H2S相关关系; （d）δ13C2—δ2HCH4相关关系 |
天然气甲烷氢同位素(δ2HCH4)值不仅受其源岩热演化程度和有机质类型影响，而且也受烃源岩沉积环境的水介质盐度制约，δ2HCH4值随母源成熟度增高和水介质盐度增大而变重[52-55]。研究区长兴组天然气δ2HCH4值为-140‰~-127‰（图 5d），其中，陆棚内TS17井和陆棚北侧PY103井、PY104井、MT1井天然气δ2HCH4值重，与元坝—龙岗天然气相似，源于上二叠统烃源岩; 其他天然气δ2HCH4值变化大，结合δ13C2值分布特征，认为与不同烃源的贡献有关。
3.1.4 天然气氮同位素氮气（N2）主要包括大气成因、有机成因和岩浆成因3种来源，不同来源和成因的氮气具有不同的地球化学特征[56]。沉积有机质在成熟演化过程中，随成熟度增高，经热氨化作用形成N2的δ15N值增大，在成熟—高成熟阶段（Ro值为0.6%~2.0%），δ15N介于-10‰~-1‰[17]。研究区ZJ2井、PS2井长兴组天然气δ15N值分别为-3.6‰和-2.5‰，表明这些天然气中的N2主要在成熟和高成熟阶段形成。
由图 6a可见，天然气中N2的δ15N值出现随C1/C1-5增大而变重的趋势，如W201-H3井筇竹寺组页岩气C1/C1-5为0.9966，其δ15N值最轻，为-6.4‰; 高磨—蓬莱地区灯四段、灯二段天然气C1/C1-5大于0.9990，δ15N值相对最重，为-4.2‰~-1.4‰，平均为-2.9‰; 龙王庙组天然气C1/C1-5为0.9971~ 0.9988，δ15N值为-5.0‰~-3.2‰，平均为-3.9‰。灯影组天然气为源于筇竹寺组和震旦系烃源岩的混合气[51, 57-59]，因此其δ15N值与源于筇竹寺组的天然气有相似的特征。ZJ2井、PS2井长兴组天然气C1/C1-5与龙王庙组天然气的较为相似，ZJ2井的δ15N值也与龙王庙组的相当，表明它们的主力烃源岩相同; PS2井的δ15N值、δ13C2值均比龙王庙组的略重（图 6b），表明ZJ2井、PS2井的来源不完全一致。
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图 6 四川盆地天然气氮同位素与干燥系数（a）、乙烷碳同位素（b）关系图 Fig. 6 Relationship between natural gas nitrogen isotope and dryness coefficient (a) abd ethane carbon isotope (b) in Sichuan Basin |
川中古隆起沧浪铺组、龙王庙组紧邻下寒武统筇竹寺组烃源岩，其天然气是源于筇竹寺组烃源岩的典型代表[57-58]; 川东石炭系天然气来自下志留统龙马溪组烃源岩[60-61]; 开江—梁平深水陆棚西侧龙岗、元坝气田长兴组天然气源于上二叠统烃源岩[20, 62]。综合长兴组天然气C1/(C2+C3)、δ13C1、δ13C2、δ2HCH4、δ15N等参数（图 5、图 6），认为绵阳—广安浅水陆棚内东段TS17井、陆棚北侧PY103井、PY104井、MT1井天然气主要源于上二叠统烃源岩; 陆棚内西段PS10井、PX101井，陆棚南侧ZJ2井、MX1井天然气主要源于筇竹寺组和上二叠统烃源岩; 陆棚南侧WJ1井天然气主要源于龙马溪组和上二叠统烃源岩; 陆棚北侧PS2井天然气源于上二叠统、筇竹寺组和龙马溪组烃源岩。
3.2.2 气—源同位素对比天然气及烃源岩干酪根碳同位素是最稳定，也是最常用的气源对比指标。按照干酪根的油气生成理论，δ13C干酪根﹥δ13C烷烃气，在高成熟—过成熟阶段，δ13C干酪根比δ13C烷烃气重1‰~4.5‰。根据天然气δ13C1、δ13C2及烃源岩δ13C干酪根值分布（图 7），结合研究区烃源岩展布特征（图 2），可以得出绵阳—广安浅水陆棚南侧天然气δ13C1、δ13C2轻，主力烃源岩为筇竹寺组或龙马溪组; 陆棚北侧MT1井、PY103井、PY104井天然气δ13C2重，主要源于龙潭组/吴家坪组烃源岩; 陆棚内PS10井、PX101井及陆棚北侧PS2井天然气主要表现为混合来源。
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图 7 四川盆地绵阳—广安浅水陆棚及周缘天然气碳同位素与烃源岩干酪根碳同位素分布图 Fig. 7 Carbon isotopes of natural gas and source rock kerogen samples in Mianyang–Guang'an shallow continental shelf and its periphery, Sichuan Basin |
冯栋栋等开展了储层沥青与烃源岩甾烷、萜烷、三芳甾烷等生物标志物的对比研究，认为ZJ2井长兴组沥青源于筇竹寺组烃源岩，PS10井长兴组沥青主要源于筇竹寺组和龙潭组烃源岩[28]。
不同类型有机质芳香烃组分中，“三芴”（芴、氧芴、硫芴）系列化合物可能来源于同一母质，芴（F）中五元环的C—9碳原子属于α碳原子，其化学性活泼，在还原环境中可被硫取代成硫芴（SF），在弱氧化—氧化环境中被氧化为氧芴（OF）[63-64]。图 8为OF系列与SF系列关系图，由图可见，寒武系烃源岩样点落入弱还原—还原环境区域内，志留系烃源岩落入弱氧化—弱还原环境，二叠系烃源岩则在弱氧化、弱还原及还原环境均有分布。来源于上二叠统煤系烃源岩的PS10井凝析油[65]则与寒武系沥青存在明显差别，其SF、OF、F相对含量分别为15.2%、4.5%和80.3%，以F系列为主，OF系列含量低，OF/（OF+F）比值为0.16。源于寒武系烃源岩的PS11井龙王庙组沥青以SF系列为主，SF/(SF+F）比值介于0.67~0.92。PS2井、PS10井和PT1井长兴组沥青以SF系列为主，尤其是PS2井的三芴系列相对含量中，SF占97.8%，OF和F系列分别占0.7%和1.5%，SF/(SF+F）比值为0.98，OF/(OF+F）比值为0.32，与寒武系、二叠系烃源岩特征更为相似，而与志留系烃源岩有一定差异，表明志留系的贡献可能较少。综上可见，研究区PS2井、PS10井、PT1井长兴组沥青主要来源于筇竹寺组和上二叠统烃源岩，PS10井凝析油主要来源于上二叠统烃源岩。
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图 8 四川盆地寒武系—二叠系烃源岩、沥青、原油芳香烃三芴组成相对比值图 Fig. 8 Relationship between OF/(OF+F) and SF/(SF+F) of source rock, bitumen and crude oil in the Cambrian–Permian Formation in Sichuan Basin |
川中地区走滑断裂主要发育于震旦系—二叠系，是形成于震旦纪、经历加里东期—海西期多期继承性活动的断裂[36]，走滑断裂剖面样式较为简单，主要为直立型断裂与花状断裂[37]。这些断裂为下古生界筇竹寺组、龙马溪组烃源岩生成油气向上运移至长兴组聚集成藏提供了重要输导通道，但区域上断裂发育程度及规模的差异是导致不同区域长兴组天然气地球化学特征有别的主要因素之一。如开江—梁平深水陆棚西侧的龙岗、元坝、剑阁地区处于平缓构造背景，缺乏沟通下古生界烃源岩的深大断裂，仅通过小规模断层及高角度裂缝沟通上二叠统烃源岩与储层[17]，因此，天然气δ13C相对较重。
浅水陆棚北侧PY103井长兴组、茅口组天然气δ13C有较大差异（表 2），前者的δ13C1和δ13C2值比后者的重，表明两个气藏各自独立、互不连通，这主要是因为茅口组气藏发育深部通源断裂（图 3a），且向上未断穿上二叠统吴家坪组优质盖层。因此认为PY103井长兴组天然气源于吴家坪组烃源岩。
浅水陆棚内PS10井长兴组日产气为206.36× 104m3，同时产少量凝析油，但PS10井油、气不同源。文龙等已对PS10井凝析油成因进行了详细、系统的研究，认为PS10井凝析油属于典型的煤成油，源于龙潭组煤系烃源岩[65]。PS10井天然气δ13C1和δ13C2值分别为-33.0‰和-30.9‰，为非典型煤型气，与PS10井所在区域龙潭组干酪根碳同位素为-25.9‰~-24.6‰，均值为-25.3‰，有机质类型为Ⅱ2—Ⅲ型的实际情况不符，具有混合型天然气特征，表明有下伏腐泥型气的混入，沟通筇竹寺组烃源岩的走滑断裂（图 3b）为混源气藏的形成提供了重要的输导通道。
浅水陆棚北侧PS2井与陆棚内PS10井存在“两同一异”的成藏地质条件，相同的是：（1）上二叠统烃源岩干酪根类型相似，PS2井邻近的PY103井吴家坪组干酪根碳同位素为-25.7‰~-25.2‰（均值为-25.4‰）; （2）均发育沟通下伏腐泥型烃源岩的走滑断裂。不同的是，PS2井区发育厚度为10~30m的龙马溪组烃源岩，对PS2井长兴组气藏可能有少量贡献，PS10井区则缺失龙马溪组。
3.3 混源气藏混源比例估算 3.3.1 估算方法天然气的混合作用是一种化学成分保持恒定的物理过程[66-67]，根据质量守恒原理，混源气藏中特定组分在混合后的同位素值可通过混源模型进行估算[29-30]（式1）：
| $ \begin{aligned} \delta^{13} \mathrm{C}_{\text {混 }}= & {\left[\alpha \cdot N_{i \mathrm{~A}} \cdot \delta^{13} \mathrm{C}_{i \mathrm{~A}}+(100-\alpha) \cdot N_{i \mathrm{~B}} \cdot \delta^{13} \mathrm{C}_{i \mathrm{~B}}\right] / } \\ & {\left[\alpha \cdot N_{i \mathrm{~A}}+(100-\alpha) \cdot N_{i \mathrm{~B}}\right] } \end{aligned} $ | (1) |
式中 α——A端元气比例;
100-α——B端元气比例;
i——某种组分(如甲烷、乙烷等);
NiA——A端元气中组分i在天然气中的含量，%;
NiB——B端元气中组分i在天然气中的含量，%;
δ13CiA——A端元气中组分i的碳同位素值，‰;
δ13CiB——B端元气中组分i的碳同位素值，‰。
混源比例估算是对前文通过多种参数已形成定性描述的混源现象进行量化，定量评价气藏中不同来源天然气的混合比例，明确主力烃源岩，以便在进一步勘探部署时有针对性地制定相应的部署对策。
3.3.2 端元值选取本文选取3个具有代表性的端元气样本，即PS9井沧浪铺组天然气（代表筇竹寺组烃源岩来源气）、PY103井长兴组天然气（代表上二叠统烃源岩来源气）和WO65井石炭系天然气（代表龙马溪组烃源岩来源气）。各端元气的组分、碳同位素特征见表 2。
3.3.3 混源比例估算结果根据上述混源比例计算模型，可分别得到筇竹寺组与上二叠统、龙马溪组烃源岩对长兴组气藏的贡献比例。由于δ13C1受母质类型和热演化程度双重因素影响，且热演化程度对其影响较大，而δ13C2具有更强的原始母质继承性[51]，能更好地反映母质来源特征，因此，采用端元气δ13C2值估算不同母质来源的天然气混源比例，根据估算结果，可以建立混源比例判识图版（图 9），即在定性确定混源气藏的可能烃源岩后，根据δ13C2值在图 9中定量确定混源比例。如在上二叠统与筇竹寺组混源系列中，上二叠统烃源岩对ZJ2井、MX1井、PS10井和PX101井的贡献比例分别为23.0%、28.3%、46.1%和48.6%，筇竹寺组的贡献比例分别为77.0%、71.7%、53.9%和51.4%。上二叠统与龙马溪组混源系列中，上二叠统烃源岩对WJ1井的贡献比例为28.5%，龙马溪组的贡献比例为71.5%。PS2井δ13C2值为-29.1‰，若由上二叠统和筇竹寺组烃源岩供烃时，上二叠统的贡献比例为67.0%;若由上二叠统和龙马溪组烃源岩供烃时，上二叠统的贡献比例为87.2%。这表明PS2气藏的主力烃源岩为上二叠统，煤系源岩贡献比例为67.0%~87.2%，筇竹寺组和龙马溪组腐泥型烃源的贡献占比为12.8%~33.0%，以筇竹寺组为主。
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图 9 不同比例端元气混合后及长兴组实测天然气的乙烷碳同位素值 Fig. 9 Ethane carbon isotope values of mixed natural gas with different origins and proportions and measured values of Changxing Formation natural gas |
综合天然气特征差异性，烃源岩、通源断裂发育程度及气源判识结果，将绵阳—广安浅水陆棚及周缘不同区域长兴组气藏的主力烃源岩绘编于图 10中。图中，Ⅰ区缺乏沟通下古生界烃源的通源断裂，天然气源于上二叠统烃源岩; Ⅱ区通源断裂发育，缺失龙马溪组烃源岩，天然气源于筇竹寺组和上二叠统烃源岩，且由南向北，上二叠统烃源岩贡献比例增大; Ⅲ区通源断裂发育，为上二叠统、筇竹寺组和龙马溪组三源供烃区; Ⅳ区通源断裂向下未断至筇竹寺组，主要是龙马溪组和上二叠统烃源供烃; Ⅴ区缺失龙马溪组烃源岩，上二叠统烃源岩厚度薄，发育沟通筇竹寺组烃源岩的大型隐伏断裂 [68-69]，天然气主要源于筇竹寺组烃源岩。
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图 10 四川盆地绵阳—广安浅水陆棚及周缘长兴组天然气主力烃源岩分布图(断层分布据文献[37]) Fig. 10 Distribution of major source rocks contributing to Changxing Formation natural gas in Mianyang-Guang'an shallow continental shelf and its periphery, Sichuan Basin (fault distribution is modified by reference [37]) |
在地球化学分析之前，首先基于地质背景（断裂、圈闭、储盖组合）划分成藏模式框架，再结合气源判识结果细化分类。因此将绵阳—广安浅水陆棚及周缘地区长兴组气藏划分为单源、双源和三源3类成藏模式（图 11）。
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图 11 四川盆地绵阳—广安浅水陆棚及周缘地区长兴组天然气成藏模式图（剖面位置见图 1a） Fig. 11 Accumulation pattern of Changxing Formation gas reservoir in Mianyang-Guang'an shallow continental shelf and its periphery, Sichuan Basin (section location is in Fig. 1a) |
单源成藏模式（模式①）主要以源于上二叠统烃源岩的PY103、PY104、MT1和TS17等气藏为代表，平面上分布于图 10中的Ⅰ区。双源成藏模式可进一步分为2个亚类，一是以上二叠统和筇竹寺组为烃源的双源混源模式（模式②-1），主要以ZJ2、MX1、PS10和PX101气藏为代表，分布于图 10中的Ⅱ区; 二是以上二叠统和龙马溪组为烃源的双源成藏模式（模式②-2），主要以WJ1气藏为代表，分布于图 10中的Ⅳ区。三源成藏模式（模式③）主要源于上二叠统和筇竹寺组烃源岩，以PS2气藏为代表，分布于图 10中的Ⅲ区。
4.2 勘探启示迄今已在绵阳—广安浅水陆棚内及周缘长兴组发现天然气三级储量超千亿立方米，气藏储量丰度为（0.97~6.42)×108m3/km2，具备高效增储潜力。已发现气藏的解剖表明“源、储、断”有效匹配是成藏的关键。因此，在勘探部署中，应综合分析以烃源岩为核心的成藏要素配置关系，结合构造背景与现今保存条件，落实油气成藏富集有利区带。
图 10中的Ⅰ区是源于上二叠统烃源岩的单源成藏模式气藏分布区，区内已有PY103井、PY104井、MT1井和TS17井获工业气流。由于该区沟通下古生界的通源断裂整体不发育，因此，天然气主要源于上二叠统烃源岩，其成藏的关键要素是规模滩相储层叠加现今构造，也就是在斜坡背景下，礁滩体与局部构造的叠合区油气富集程度高，且相邻滩体含气性具有向构造高部位变好的趋势。由PY104井向高部位的PY103井，测试获日产气分别为11×104m3和108×104m3，预测由PY103井向东南方向高部位的滩体（图 12）为有利富集区。
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图 12 四川盆地绵阳—广安浅水陆棚及周缘长兴组有利圈闭分布图 Fig. 12 Distribution of favorable traps in Changxing Formation in Mianyang-Guang'an shallow continental shelf and its periphery, Sichuan Basin |
图 10中的Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ区均不同程度发育沟通下古生界烃源的通源断裂，规模滩相储层与通源断裂的有效组合是成藏关键要素，油气富集程度整体较高。如Ⅱ区中PS10井、PX101井长兴组塔礁气藏为筇竹寺组、龙潭组烃源供烃的混源气藏，气藏类型为岩性—构造气藏，礁滩体与构造圈闭叠合面积为38km2，含气面积为31km2，气藏充满度高，PS10井、PX101井测试分别获日产气206×104m3和170×104m3，探明天然气地质储量超过200×108m3，凝析油储量超50×104t，并于2024年9月初投产，截至2025年2月已累计产气超0.30×108m3，累计产油超710t，勘探开发效果好。近东西向展布的大型走滑断裂（FⅠ2）沟通深部筇竹寺组烃源岩，向上消失于飞仙关组底部附近，源—储—断有效匹配是PS10井区长兴组油气规模富集的关键。但是，若断裂向上断穿长兴组盖层，则可能导致长兴组气藏遭受破坏，在上覆适当层系再次聚集成藏，如PL18井通源断裂向上断至中三叠统雷口坡组，导致长兴组测试日产水105m3，雷口坡组测试日产气16.2×104m3。MX1井通源断裂向上断至下三叠统飞仙关组，导致长兴组测试气、水同产，飞仙关组产气，且两个层系的天然气特征相似（表 2）。Ⅲ区中PS2井区的富集高产也与大型走滑断裂（FⅠ1）沟通多套烃源岩有关。因此，未来在这些领域寻找类似的高丰度气藏，关键是要避开破坏性断层（即向上断穿长兴组盖层的断层）。
综合主力烃源岩分布、断裂有效性评价和礁滩体刻画，结合钻试情况，重点落实了浅水陆棚及周缘三维区内可供钻探的有利圈闭12个（图 12），圈闭总面积1226km2，资源量约3000×108m3。
5 结论（1）四川盆地绵阳—广安浅水陆棚及周缘长兴组天然气是以烃类气体为主的干气，甲烷含量为85.48%~98.42%，干燥系数为0.9836~0.9993，主要呈现出原油裂解气特征; 非烃气体组成以CO2和H2S为主。
（2）绵阳—广安浅水陆棚及周缘长兴组不同礁滩体天然气地球化学特征及含气性差异大，主要受主力烃源岩、优质礁滩体储层、通源断裂有效性等关键要素匹配控制。上二叠统龙潭组/吴家坪组为烃源岩单一供烃的气藏，天然气碳同位素重; 下古生界来源或有下古生界烃源混合供烃的气藏，天然气碳同位素轻，下古生界烃源岩贡献比例越大，混合气的碳同位素越轻，筇竹寺组或龙马溪组烃源岩贡献比例为53.9%~77.0%。
（3）绵阳—广安浅水陆棚及周缘长兴组气藏可分为单源、双源和三源3类成藏模式。综合主力烃源岩分布、断裂有效性评价、礁滩体刻画结果，结合构造背景与现今保存条件，落实了浅水陆棚区及周缘有利圈闭12个，为下步勘探部署决策提供地质依据。
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