四川盆地二叠系烃源岩及其天然气勘探潜力(二)——烃源岩地球化学特征与天然气资源潜力

第３８卷第６期　地质勘探　３３　四川盆地二叠系烃源岩及其天然气勘探潜力（二）　烃源岩地球化学特征与天然气资源潜力　陈建平１，２，３　李伟　，　倪云燕１，２，３　戴鑫４　梁狄刚　１．中国石油勘探开发研究院３．中国石油天然气集团有限公司油气地球化学重点实验室邓春萍　边立曾　２．提高石油采收率国家重点实验室　４．中国石油西南油气田公司　５．南京大学地球科学与工程学院　摘要　四川盆地二叠系发育中二叠统海相碳酸盐岩和上二叠统海陆交互相碎屑岩两套烃源岩，由于其热演化程度高，造成对　烃源岩原始生烃潜力及天然气资源潜力认识不清。为此，通过研究该盆地内探井及盆地周缘剖面大量二叠系烃源岩样品的地球化学　特征及生烃潜力随成熟度的变化规律，探讨了二叠系烃源岩的原始生烃潜力以及在地质历史时期生排烃量、干酪根与原油裂解生　成天然气的资源潜力。研究结果表明：①上二叠统龙潭组泥岩和碳质泥岩总有机碳含量高、原始生烃潜力大，是二叠系中最主要　的油气烃源岩，龙潭组煤层也是非常重要的气源岩，上二叠统大隆组有机碳含量和生烃潜力也很高，是四川盆地北部重要的油气　源岩，中二叠统碳酸盐岩烃源岩总有机碳含量与原始生烃潜力低，是次要的油气源岩；②二叠系烃源岩在地质历史时期生成原油　３　２９０×１０　ｔ，生成天然气４２０×１０　ｍ　，龙潭组烃源岩对原油和天然气的贡献率分别为８０％和８５％；③二叠系烃源岩形成的古油藏　原油资源量为５８０×１０　ｔ，原油裂解气资源量为４．４５×１０　ｍ　，干酪根直接生成的天然气资源量约为２．１０×１０　ｍ　，天然气资源总　量可达６．５５×１０　ｍ　，其中原油裂解气占７０％。结论认为，四川盆地北部和中部一东南部是二叠系的两个生烃中心，也是最有利的　二叠系油气成藏和天然气勘探区域，古油藏是最具天然气资源潜力的勘探目标。　关键词　四川盆地　二叠纪　烃源岩　有机质丰度　生烃潜力　天然气　资源量　资源潜力有利勘探区　ＤｏＩ：１０＿３７８７　．ｉｓｓｎ．１０００—０９７６．２０１８．０６．００５　ＴｈｅＰｅｒｍｉａｎ　ｓ０ｕｒ℃ｅｒｏｃｋｓｉｎｔｈｅＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎａｎｄｉｔｓｎａｔｕｒａｌｇａｓｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎｐｏｔｅｎｌｉａｉ６＇ａｒｔ　２１：　Ｇｅｏｃｈｅｍｉｃａｌ　ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｅｓ　ｏｆ　ｓｏｕｒｃｅ　ｒｏｃｋｓ　ａｎｄ　ｌａｔｅｎｔ　ｃａｐａｃｉｔｙ　ｏｆ　ｎａｔｕｒａｌ　２ａｓ　ｒＩ　０ｕｒｃｅｓ　Ｃｈｅｎ　Ｊｉａｎｐｉｎｇ　ｌ２’３，Ｌｉ　ｗ　，Ｎｉ　Ｙｕｎｙａｎ　＿２‘３，Ｄａｉ　Ｘｉｎ　，Ｌｉａｎｇ　Ｄｉｇａｎｇ　Ｄｅｎｇ　Ｃｈｕｎｐｉｎｇ　，　＇　＆Ｂｉａｎ　Ｌｉｚｅｎｇ　ｆ　１　ＰｅｔｒｏＣｈｉｎａ　Ｒｅｓｅａｒｃｈ　Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ　Ｏｆ　Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ　Ｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎ　ｏｎｄ　Ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，Ｂｅｏ＇ｉｎｇ　１　０００８３　Ｃｈｉｎａ，＂２．Ｓｔａｔｅ　Ｋｅｙ　Ｌａｂｏｒａｔｏｒｙ　ｏｆＥｎｈａｎｃｅｄ　０ｉｌ　Ｒｅｃｏｖｅｒｙ，Ｂｅｉｊ＇ｉｎｇ　１０００８３．Ｃｈｉｎａ；３．ＣＮＰＣ　Ｋｅｙ　Ｌａｂｏｒａｔｏｒｙ　ｏｆＰｅｔｒｏｌｅｕｍ　Ｇｅｏｃｈｅｍｉｓｔｒｙ，　Ｂｅｉｊｉｎｇ　１　０００８３，Ｃｈｉｎａ，＂４．ＰｅｔｒｏＣｈｉｎａ　Ｓｏｕｔｈｗｅｓｔ　０ｆ，＆Ｇａｓｉｆｅｌｄ　Ｃｏｍｐａｎｙ，Ｃｈｅｎｇｄｕ，Ｓｉｃｈｕａｎ　６１　００５１，Ｃｈｉｎａ；５．Ｓｃｈｏｏｌ　ｏｆＥａｒｔｈ　Ｓｃｉｅｎｃｅｓ　ａｎｄ　Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ，Ｎａｎｊｉｎｇ　Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ，Ｎａｎｊｉｎｇ，Ｊｉａｎｇｓｕ　２１　００９３．Ｃｈｉｎａ）　ＮＡＴＵＲ．ＧＡＳ　ＩＮＤ．ＶＯＬＵＭＥ　３８．ＩＳＳＵＥ　６．ＰＰ．３３．４５．６／２５／２０ｌ８．（ＩＳＳＮ　ｌ０００—０９７６；Ｉｎ　Ｃｈｉｎｅｓｅ）　Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｅｒｅ　ａｒｅ　ｔｗｏ　ｓｅｔｓ　ｏｆ　ｓｏｕｒｃｅ　ｒｏｃｋｓ　ｉｎ　ｔｈｅ　Ｐｅｒｍｉａｎ　ｏｆ　ｔｈｅ　Ｓｉｃｈｕａｎ　Ｂａｓｉｎ，ｉ．ｅ．，ｔｈｅ　Ｍｉｄｄｌｅ　Ｐｅｒｍｉａｎ　ｍａｒｉｎｅ　ｃａｒｂｏｎａｔｅ　ｒｏｃｋｓ　ａｎｄ　ｔｈｅ　Ｕｐｐｅｒ　Ｐｅｒｍｉａｎ　ｔｒａｎｓｉｔｉｏｎａｌ　ｅｌａｓｔｉｃ　ｒｏｃｋｓ．Ｓｉｎｃｅ　ｔｈｅ　Ｐｅｒｍｉａｎ　ｓｏｕｒｃｅ　ｒｏｃｋｓ　ａｒｅ　ｃｕｒｒｅｎｔｌｙ　ａｔ　ｔｈｅ　ｏｖｅｒ－ｍａｔｕｒｅ　ｓｔａｇｅ，ｔｈｅｒｅ　ｉｓ　ｎｏ　ｃｌｅａｒ　ｕｎｄｅｒ—　ｓｔａｎｄｉｎｇ　ｏｆ　ｔｈｅｉｒ　ｏｒｉｇｉｎａｌ　ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ　ｇｅｎｅｒａｔｉｏｎ　ｐｏｔｅｎｔｉａｌ　ａｎｄ　ｎａｔｕｒａｌ　ｇａｓ　ｒｅｓｏｕｒｃｅ　ｐｏｔｅｎｔｉａ１．Ｉｎ　ｔｈｉｓ　ｐａｐｅｒ，ｔｈｅ　ｇｅｏｃｈｅｍｉｃａｌ　ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ　ａｎｄ　ｔｈｅ　ｒｅｌａｔｉｏｎｓｈｉｐ　ｂｅｔｗｅｅｎ　ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ　ｇｅｎｅｒａｔｉｏｎ　ｐｏｔｅｎｔｉａｌ　ａｎｄ　ｍａｔｕｒｉｔｙ　ｏｆ　ａｂｕｎｄａｎｔ　Ｐｅｒｍｉａｎ　ｓｏｕｒｃｅ　ｒｏｃｋ　ｓａｍｐｌｅｓ　ｔａｋｅｎ　ｆｒｏｍ　ｔｈｅ　ｅｘ．　ｐｌｏｒａｔｉｏｎ　ｗｅｌｌｓ　ｉｎ　ｔｈｅ　Ｓｉｃｈｕａｎ　Ｂａｓｉｎ　ａｎｄ　ｉｔｓ　ｐｅｒｉｐｈｅｒａｌ　ｓｅｃｔｉｏｎｓ　ｗｅｒｅ　ｉｎｖｅｓｔｉｇａｔｅｄ．Ｔｈｅｎ，ｔｈｅ　ｏｒｉｇｉｎａｌ　ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ　ｇｅｎｅｒａｔｉｏｎ　ｐｏｔｅｎｔｉａｌ　ｏｆ　Ｐｅｒｍｉａｎ　ｓｏｕｒｃｅ　ｒｏｃｋｓ，ｔｈｅ　ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ　ｇｅｎｅｒａｔｉｏｎ　ａｎｄ　ｅｘｐｕｌｓｉｏｎ　ｄｕｒｉｎｇ　ｇｅｏｌｏｇｉｃａｌ　ｈｉｓｔｏｒｙ　ａｎｄ　ｔｈｅ　ｒｅｓｏｕｒｃｅ　ｐｏｔｅｎｔｉａｌ　ｏｆ　ｎａｔｕｒａｌ　ｇａｓ　ｆｒｏｍ　ｋｅｒｏｇｅｎ　ａｎｄ　ｃｒｕｄｅ　ｏｉｌ　ｃｒａｃｋｉｎｇ　ｗｅｒｅ　ｄｉｓｃｕｓｓｅｄ．Ａｎｄ　ｔｈｅ　ｆｏｌｌｏｗｉｎｇ　ｒｅｓｅａｒｃｈ　ｒｅｓｕｌｔｓ　ｗｅｒｅ　ｏｂｔａｉｎｅｄ．Ｆｉｒｓｔ．ｍｕｄｓｔｏｎｅ　ａｎｄ　ｃａｒｂｏｎａｃｅｏｕｓ　ｍｕｄ．　ｓｔｏｎｅ　ｉｎ　ｔｈｅ　Ｕｐｐｅｒ　Ｐｅｒｍｉａｎ　Ｌｏｎｇｔａｎ　Ｆｍ　ａｒｅ　ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｚｅｄ　ｂｙ　ｈｉｇｈ　ｏｒｇａｎｉｃ　ｍａｔｔｅｒ　ａｂｕｎｄａｎｃｅ　ａｎｄ　ｇｒｅａｔ　ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ　ｇｅｎｅｒａｔｉｏｎ　ｐｏｔｅｎｔｉａｌ，　ａｎｄ　ｔｈｅｙ　ａｒｅ　ｔｈｅ　ｍｏｓｔ　ｉｍｐｏｒｔａｎｔ　ｓｏｕｒｃｅ　ｒｏｃｋｓ　ｉｎ　ｔｈｅ　Ｐｅｒｍｉａｎ．Ｃｏａｌ　ｉｎ　ｔｈｅ　Ｌｏｎｇｔａｎ　Ｆｍ　ｉｓ　ａｌｓｏ　ｖｅｒｙ　ｉｍｐｏｒｔａｎｔ　ｇａｓ　ｓｏｕｒｃｅ　ｒｏｃｋｓ．Ｔｈｅ　Ｄａｌｏｎｇ　Ｆｍ　ｏｆ　Ｕｐｐｅｒ　Ｐｅｒｍｉａｎ　ｉｓ　ａｌｓｏ　ｖｅｒｙ　ｈｉｇｈ　ｉｎ　ＴＯＣ　ａｎｄ　ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ　ｇｅｎｅｒａｔｉｏｎ　ｐｏｔｅｎｔｉａｌ，ａｎｄ　ｉｔ　ｉｓ　ｔｈｅ　ｉｍｐｏｒｔａｎｔ　ｓｏｕｒｃｅ　ｒｏｃｋ　ｉｎ　ｔｈｅ　ｎｏｒｔｈｅｒｎ　Ｄａｎ　ｏｆ　ｔｈｅ　ｂａｓｉｎ．Ｗｈｉｌｅ　ｔｈｅ　Ｍｉｄｄｌｅ　Ｐｅｒｍｉａｎ　ｃａｒｂｏｎａｔｅ　ｓｏｕｒｃｅ　ｒｏｃｋｓ　ａｒｅ　ｔｈｅ　ｓｅｃｏｎｄａｒｙ　ｓｏｕｒｃｅ　ｒｏｃｋｓ　ｗｉｔｈ　ｌｏｗ　ｏｒｇａｎｉｃ　ｍａｔｔｅｒ　ａｂｕｎｄａｎｃｅ　ａｎｄ　ｉｎｉｔｉａｌ　ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ　ｇｅｎｅｒａｔｉｏｎ　ｐｏｔｅｎｔｉａ１．Ｓｅｃｏｎｄ．ｔｈｅ　Ｐｅｒｍｉａｎ　ｓｏｕｒｃｅ　ｒｏｃｋｓ　ｇｅｎｅｒａｔｅｄ　３　２９０ｘ　１　０　ｔ　ｃｒｕｄｅ　ｏｉｌ　ａｎｄ　４２０￣１　０　ｍ　ｎａｔｕｒａｌ　ｇａｓ　ｄｕｒｉｎｇ　ｔｈｅ　ｇｅｏｌｏｇｉｃａｌ　ｈｉｓｔｏｒｙ，ｉｎ　ｗｈｉｃｈ　ｔｈｅ　ｃｏｎｔｒｉｂｕｔｉｏｎ　ｏｆ　Ｌｏｎｇｔａｎ　Ｆｍ　ｓｏｕｒｃｅ　ｒｏｃｋｓ　ｔｏ　ｃｒｕｄｅ　ｏｉｌ　ａｎｄ　ｎａｔｕｒａｌ　ｇａｓ　ｉｓ　８０％ａｎｄ　８５％．ｒｅｓｐｅｃ．　ｔｉｖｅｌｙ．Ｔｈｉｒｄ．ｔｈｅ　ｃｒｕｄｅ　ｏｉｌ　ｒｅｓｏｕｒｃｅｓ　ｏｆ　ｐａｌｅｏ—ｏｉ１　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ　ｄｅｒｉｖｅｄ　ｆｒｏｍ　ｔｈｅ　Ｐｅｒｍｉａｎ　ｓｏｕｒｃｅ　ｒｏｃｋｓ　ａｒｅ　ａｓ　ｈｉｇｈ　ａｓ　５８０ｘ　ｌ　０　ｔ．ａｎｄ　ｔｈｅ　ｔｏｔａｌ　ｎａｔｕｒａｌ　ｇａｓ　ｒｅｓｏｕｒｃｅｓ　ａｒｅ　ｕｐ　ｔｏ　６．５５ｘ１０“ｍ　，ｉｎｃｌｕｄｉｎｇ　４．４５×１０“ｍ　（７０％）ｏｉｌ—ｃｒａｃｋｉｎｇ　ｇａｓ　ａｎｄ　２．１０ｘ１０“ｍ　ｎａｔｕｒａｌ　ｇａｓ　ｄｉｒｅｃｔｌｙ　ｇｅｎｅｒａｔｅｄ　ｆｒｏｍ　ｋｅｒｏｇｅｎ．Ｉｔ　ｉｓ　ｃｏｎｃｌｕｄｅｄ　ｔｈａｔ　ｔｈｅ　ｎｏｒｔｈｅｒｎ　ａｎｄ　ｃｅｎｔｒａ１一ｓｏｕｔｈｅａｓｔｅｒｎ　ｐａｒｔｓ　ｏｆ　ｔｈｅ　ｂａｓｉｎ　ａｒｅ　ｔｈｅ　ｔｗｏ　ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ　ｇｅｎｅｒａｔｉｏｎ　ｃｅｎｔｅｒｓ　ｏｆ　ｔｈｅ　Ｐｅｒｍｉａｎ　ａｎｄ　ｔｈｅｙ　ａｒｅ　ｔｈｅ　ｆａｖｏｒａｂｌｅ　ａｒｅａｓ　ｏｆ　Ｐｅｒｍｉａｎ　ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ　ａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎ　ａｎｄ　ｎａｔｕｒａｌ　ｇａｓ　ｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎ．Ｍｏｒｅｏｖｅｒ，ｔｈｅ　ｐａｌｅｏ．ｏｉｌ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ　ｉｎ　ｔｈｅｓｅ　ｔｗｏ　ａｒｅａｓ　ａｒｅ　ｔｈｅ　ｍｏｓｔ　ｐｒｏｓｐｅｃｔｉｖｅ　ｔａｒｇｅｔｓ　ｆｏｒ　ｎａｔｕｒａｌ　ｇａｓ　ｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎ　ｉｎ　ｔｈｅ　Ｓｉｃｈｕａｎ　Ｂａｓｉｎ．　Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：Ｓｉｃｈｕａｎ　Ｂａｓｉｎ；Ｐｅｒｍｉａｎ；Ｓｏｕｒｃｅ　ｒｏｃｋｓ；Ｏｒｇａｎｉｃ　ｍａｔｔｅｒ　ａｂｕｎｄａｎｃｅ；Ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ　ｇｅｎｅｒａｔｉｏｎ　ｐｏｔｅｎｔｉａｌ；Ｎａｔｕｒａｌ　ｇａｓ；Ｒｅｓｏｕｒｃｅ；　Ｒｅｓｏｕｒｃｅ　ｐｏｔｅｎｔｉａｌ；Ｆａｖｏｒａｂｌｅ　ｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎ　ａｒｅａ　基金项目：中国石油天然气股份有限公司科研项目“地质条件下油气排驱机理与应用研究”（编号：２０１６Ａ一２０２）、“四川盆地天然气　资源潜力分析及新区新领域勘探目标评价”（编号：２０１６Ｅ一０６０１），中国石油化工股份有限公司科技项目“南方复杂构造区有效烃源岩评　价研究”（编号：２００４—０８）。　作者简介：陈建平，１９６２年生，教授级高级工程师，博士；主要从事油气地球化学与勘探方面的研究工作。地址：（１０００８３）北京　市海淀区学院路２Ｏ号实验研究中心。ＯＲＣＩＤ：００００—０００２—３７４５－６１１１。Ｅ－ｍａｉｌ：ｃｈｅｎｊｐ＠ｐｅｔｒｏｃｈｉｎａ．ｃｏｍ．ｃｎ　天　然气工业　２０１８年６月　０　引言　四川盆地是我国南方最主要的含油气盆地，目　前已经发现了２００多个天然气田或含气构造，其中许　多大中型气田的天然气被认为主要来源于二叠系烃　源岩［Ｉ－７］０例如：罗家寨气田、渡口河气田、铁山坡　气田、普光气田、龙岗气田、元坝气田和磨溪气田等。　源岩生烃潜力随成熟度的变化关系进行分析，探讨　了二叠系烃源岩的原始生烃潜力以及在地质历史时　期的生排烃量、干酪根与原油裂解生成天然气的资　源潜力，以期为二叠系天然气勘探决策与目标优选　提供参考。　烃源岩有机碳含量　四川盆地主要气田、含气构造分布概要如图ｌ　所示。　二叠系发育中二叠统栖霞组和茅口组海相碳酸　盐岩和上二叠统海陆交互相龙潭组泥质岩两套烃源　岩，以往许多学者对这两套烃源岩的有机质丰度、　有机质组成和类型、有机质成熟度和生烃潜力等基　本地球化学特征进行了研究［８－１３］，认为碳酸盐岩烃　源岩有机质丰度低但有机质类型较好，龙潭组烃源　二叠系是一套海陆交互相沉积，烃源岩的类型　较多，除泥岩外，还有石灰岩、碳质泥岩和煤。由于　二叠纪时期高等植物相对比较发育，有机质的来源既　可以是水生的，也可以是陆源的，有机质中类脂物质　岩有机质丰度高但有机质类型较差，它们均具有良　好的生烃潜力。然而，由于二叠系烃源岩目前已经　相对比下古生界寒武系、志留系有机质少，因而其有　机质类型也相对要差一些。另一方面，由于四川盆　地二叠系烃源岩目前一般处于高成熟一过成熟阶段，　有机质已经大量生烃与排烃，烃源岩热解生烃潜力　处于高成熟至过成熟演化阶段　’　·　，对其原始生　烃潜力不清楚，对其在地质历史时期生成了多少原　油以及原油裂解形成了多少天然气也不清楚。因此，　长期以来对于天然气是干酪根裂解气为主还是原油　裂解气为主没有清楚的认识。本文基于以往的大量　研究文献，通过对盆地内探井及盆地周缘剖面大量　只是其残余生烃潜力，不是其原始生烃潜力。因此，　本文按照陈建平等［１　６】建立的烃源岩评价标准与方法　计算四川盆地二叠系高一过成熟烃源岩的原始生烃　二叠系烃源岩样品的地球化学特征、不同成熟度烃　潜力，计算结果如表１所示。　图１　四川盆地主要气田、含气构造分布概要图　第３８卷第６期　地质勘探　３５　１．１中二叠统烃源岩　中二叠统包括梁山组、栖霞组和茅口组。　梁山组地层薄、分布不稳定，厚度一般小于５　泥灰岩类烃源岩ＴＯＣ平均值分别为０．７８％和０．８３％。　１．２上二叠统烃源岩　１．２．１龙潭组／吴家坪组烃源岩　上二叠统龙潭组／吴家坪组是一套海陆交互相含　煤沉积，烃源岩包括泥岩、碳质泥岩、煤和碳酸盐　岩（石灰岩和泥灰岩）。盆地北部地区河坝１井、普　ｍ，以泥岩为主，夹薄煤层、煤线和少量石灰岩。　２１个梁山组泥岩样品总有机碳含量（ＴＯＣ）介于　０．２１％～５．８５％，其中ＴＯＣ＞０．５０％的样品２０个，　平均值为１．５５％，０．５％～３．０％的样品占８５％（表ｌ、　光３井、普光５井、毛坝２井、龙会４井、云安ｌ９　井等井及多个地面剖面、川南一黔西北地区浅２井、　浅３井等井及多个地面剖面３９０个泥岩样品统计表　明（表ｌ、图２－ｅ），ＴＯＣ介于０．１７％～５．９３％，平均　值为２．７１％，其中ＴＯＣ介于１．０％～４．０％的中等一　好烃源岩占６３％，ＴＯＣ＞４．０％的好烃源岩占２２％；　烃源岩的平均有机碳含量为２．８３％，属于好烃源岩。　龙潭组／吴家坪组２５１个石灰岩、泥灰岩统计表　明（表ｌ、图２一ｆ），ＴＯＣ最高值为２．１１％，平均值为　０．４０％，其中ＴＯＣ＜０．５％的样品占７３％。与该套地　层中的泥岩相比，石灰岩和泥灰岩的ＴＯＣ要低得多，　烃源岩的ＴＯＣ平均值仅为０．９０％，其重要性显然远　不如泥质烃源岩。　图２－ａ）。总体上看，梁山组以差一中等烃源岩为主，　不是主要烃源岩。　栖霞组和茅口组以石灰岩、泥灰岩沉积为主，　夹少量泥岩，不同地区石灰岩、泥岩的比例有所差　异。４４个栖霞组和茅口组泥岩样品统计表明（表１、　图２－ｂ），ＴＯＣ多介于０．５％～３．Ｏ％，占总数的８７％，　ＴＯＣ最高值为３．９７％。ＴＯＣ＞０．５％的栖霞组和茅口　组烃源岩ＴＯＣ平均值分别为１．３１％和１．４８％，总体　上表现为差一中等烃源岩。　川东北地区河坝ｌ井、普光５井等井及大量露头　剖面的６７个栖霞组石灰岩、泥灰岩样品统计表明（表　ｌ、图２－ｃ），ＴＯＣ最高值为１．８８％，平均值仅为０．４９％，　其中ＴＯＣ＜０．５％的样品占５４％。茅口组石灰岩、泥　灰岩的情况与栖霞组石灰岩差不多（表１），ＴＯＣ最高　值为１．７６％，平均值仅为０．５６％，其中ＴＯＣ＜０．５％的　碳质泥岩和煤是龙潭组重要的烃源岩之一。９２　个碳质泥岩样品的ＴＯＣ介于６．０５％～３８．５４％，平　均值为ｌ２．９４％（表１），是非常好的气源岩。龙潭组　煤层厚度在四川盆地不同地区差别较大，单层厚度　不超过２　ｍ，累计厚度一般不超过２０　ｍ，ＴＯＣ介于　样品占４６％（图２一ｄ）。显然，栖霞组和茅口组石灰岩　／泥灰岩以非烃源岩为主，其ＴＯＣ＞Ｏ．５％的石灰岩与　３６　天　然气　工业　２０１８年６月　５０％　５０％　５０％　４０％　３０％　４０％　３０％　．　４０％　３０％　２０％　ｌＯ％　＿＿　２０％　ｌ０％　２０％　１０％　０　１Ｏ％．３　Ｏ％５＋Ｏ％８．Ｏ％１　５　Ｏ％０　】　Ｏ％３Ｏ％．５　Ｏ％８　Ｏ％１　５　Ｏ％０　０２％．Ｏ．５％　１　Ｏ％】５％４．Ｏ％　总订机碳　量　３０％　总有机碳含角‘　总有机碳含髓　２Ｏ％　ｉ　圈．圈圜。一　３２１Ｏ０％　ｌ３２Ｏ０％　１０％　＿ｌＪＩ　一　一　一０　Ｏｌ２％４０％　３Ｏ％　÷＝２Ｏ％　１Ｏ％　＿冒　　露　图．圈圆…．豳　４３２０Ｏ％　－　圜豳圈　０　１　０％　３　０％５　Ｏ％　８　Ｏ％圈麟阅豳豳圈　总有机碳含最　总仃机碳含量　图豳豳豳豳豳臣　ｇ．长兴组石灰　圈豳圜圜圜墨　Ｎ＝１３５　Ｏ　５％　１　０％１　５％　４　Ｏ％匾　１５　Ｏ％０　Ｏ　２％０　５％　１　０％１５％　４　０％　．总有机碳含量　４０％　。圜豳Ｉ　３Ｏ％　纡３　圭ｌ心Ⅳ　＝　ｕ　圈　＿１一　一　２Ｏ％　１Ｏ％　１Ｏ％　一　０　０　２％Ｏ５％　１．０％．１　５％　４　０％０　１　０％４　０％１０　Ｏ％２０　０％４０　Ｏ％０　０　５％Ｏ　８％２　０％４　Ｏ％　６　Ｏ％　总仃机碳　餐　总　机碳含量　总　机碳　璇　图２四川盆地二叠系不同层组泥岩和石灰岩总有机碳含量分布图　４１．８２％～８１．５３％，平均值为５９．９８％（表１）。实际上，　煤的ＴＯＣ并不能表示其生烃潜力。根据研究＿１　，煤　据广元地区矿山梁上寺剖面、朝天剖面和麻柳桥剖　面３８个泥岩样品统计（表１、图２－ｈ），ＴＯＣ介于　０．４３％～２１．２０％，平均值为８．３ｌ％，其中烃源岩（３７　在成熟阶段可以生成少量轻质油，在高成熟、过成　熟演化阶段可以生成大量的天然气。因此，煤不是　好的油源岩，但是非常好的气源岩。　１－２－２长兴组／犬隆组烃源岩　个样品）ＴＯＣ平均值高达８．５２％，ＴＯＣ＞４．０％的样　品占９２％。矿山梁上寺剖面２４个样品ＴＯＣ平均值为　８．４２％，热解生烃潜力平均值为２２．８９　ｍｇ／ｇ，可见大　隆组泥岩为很好和极好的烃源岩。但是，该泥岩层所　上二叠统长兴组为一套以石灰岩和泥灰岩沉积　为主、夹少量泥岩的地层。川东北地区河坝１井、　夹的石灰岩或泥灰岩地层的ＴＯＣ则明显低于泥岩（表　１、图２－ｉ），　Ｃ最高值仅为２．０３％，９个样品ＴＯＣ　普光３井、普光５井、毛坝２井等井１３５个长兴组　石灰岩、泥灰岩样品统计显示（表１、图２．ｇ），ＴＯＣ　介于０．０４％～１．９７％，平均值仅为０．３０％，其中绝大　平均值为１．２１％，远低于泥岩的平均值。综上表明，　大隆组在川北地区是一套非常重要的油气源岩。　多数样品（８６％）的ＴＯＣ＜０．５％，属于非烃源岩；　ＴＯＣ介于０．５％～２．０％的差一中等烃源岩占１４％。　２烃源岩有机质类型　２．１有机质显微组分　可见长兴组石灰岩基本上不是烃源岩。另外，长兴　组中泥岩ＴＯＣ也不高（表１）。总体来看，四川盆地　长兴组烃源岩不发育，对天然气的贡献非常小。　在川西北龙门山一川Ｉ北米仓山一川Ｉ东北大巴山　山前地区，上二叠统顶部发育一套以泥岩、硅质泥　岩为主的大隆组地层，与长兴组为同期异相沉积。　二叠系泥岩全岩光片中有机质的显微组分以镜　质组为主（大于８０％），镜质组中以镜屑体为主，占　镜质组组分的６０％～９０％，其次是基质镜质体，占　镜质组组分的５％～３０％，少量为均质镜质体和结构　第３８卷第６期　地质勘探　３７　镜质体。烃源岩中壳质组的含量低，许多样品中没有　见到壳质体，可能与成熟度高导致其光性特征消失　有关。腐泥组分的藻类体含量也很低，一方面可能　是其有机质的原始来源中藻类体的成分相对少，另　一有机质氢指数较高，泥岩中有机质氢指数大于１２０　ｍｇ／ｇ　ＴＯＣ的混合型有机质占９６％，石灰岩中有机质　氢指数介于６０～１２０　ｍｇ／ｇ　ＴＯＣ的腐殖型有机质和　大于１２０　ｍｇ／ｇ　ＴＯＣ的混合型有机质分别占４０％和　６０％。广元地区朝天和麻柳桥剖面等成熟度高的大隆　组烃源岩（　介于１．４％～１．５％）的氢指数明显降低，　小于６０　ｍｇ／ｇ　ＴＯＣ为主，非常清楚展示了热演化对氢　指数的影响。　方面也可能是光性特征消失后难以辨别。　二叠系烃源岩干酪根的显微组分分析表明，　泥岩中有机质以腐殖无定形为主，组分含量介于　６０％～９５％。成熟度低的样品中见到少量孢粉体　（２％），表明有机质中有陆源高等植物输入。川西北　地区矿山梁上寺剖面成熟度较低的大隆组烃源岩干　２．４干酪根碳同位素组成　酪根镜下也未见有结构的藻类体，有机质以腐殖无　定形体为主，组分含量介于８０％～９０％，镜质体含　量介于６％～１４％，惰性组分含量很低。总体上，　上古生界泥岩中干酪根显微组分差异不大，类型指　数在一５～４５之间，仍然是混合型有机质为主，部　分为腐殖型有机质。　龙潭组煤的显微组分组成中，以镜质组为主，　绝大多数含量介于８５％～９９％，少数介于６０％～　８５％，为腐殖型有机质。在镜质组的构成中，多数为　基质镜质体，占镜质组的５０％以上；其次为均质镜　质体和结构镜质体，占镜质组的ｌ０％以上，平均为　１５％，再次为镜屑体，介于５％～２０％。壳质组、腐　泥组的含量较低，许多样品由于成熟度高而没有鉴　定出壳质组成分。　２．２有机质元素组成与类型　四川盆地二叠系烃源岩成熟度高，干酪根Ｈ／Ｃ　原子比小于０．７，Ｏ／Ｃ原子比小于Ｏ．０８，难以区分其　原始有机质的类型。川西北地区矿山梁上寺剖面大隆　组低成熟一成熟烃源岩的Ｈ／Ｃ原子比介于０．８～１．１，　以混合型有机质为主。推测栖霞组、茅口组和大隆组　泥岩和石灰岩可能以混合型有机质为主，吴家坪组　泥岩和碳质泥岩有机质可能以混合型和腐殖型有机　质为主。川Ｉ西北地区矿山梁吴家坪组煤由于其成熟　度相对较低，Ｈ／Ｃ原子比介于０．７～０．８，处于Ｔｉｓｓｏｔ　和Ｗｅｌｔｅ￣　根据世界不同地区大量不同成熟度煤做出　的煤的演化趋势范围内，属于典型的腐殖煤，为腐　殖型有机质。　２－３热解氢指数　四川Ｉ盆地二叠系海相烃源岩目前可热解的残余　烃类很低，氢指数一般小于６０　ｍｇ／ｇ　ＴＯＣ，采用热解　氢指数已经不能正确判识有机质的原始类型。目前　成熟度相对较低的川西北地区矿山梁上寺剖面大隆　组烃源岩，镜质体反射率（　）介于０．７％～０．８％，　千酪根碳同位素是有机质类型判识的重要指标。　由图３可见，中二叠统烃源岩干酪根的碳同位素值　（　”Ｃ）介于一３１‰～一２５％ｏ，以混合型有机质为主，　少量腐泥型有机质。龙潭组烃源岩干酪根的碳同位　素最重，　Ｃ值介于一２９‰～一２１‰，明显高于中　二叠统烃源岩有机质的　Ｃ值，其中泥岩干酪根的　碳同位素相对较轻，６１３Ｃ值介于一２８‰～一２６‰，　以混合型有机质为主，而碳质泥岩和煤的碳同位素　较重，　”Ｃ值介于一２４％。～一２３‰，以腐殖型有机　质为主。长兴组／大隆组烃源岩干酪根的碳同位素　比龙潭组轻，　Ｃ值介于一２９％ｏ～一２４‰，以混合　型有机质为主。　３　２　ｌ　０　ｌＯ　５　嚣。　５　Ｏ　５　Ｏ　－３６％ｏ一３４％ｏ－３２％ｏ－３０％ｏ－２８‰－２６％０－２４％０－２２％０－２０％ｏ　碳同位素　”Ｃ　图３四川盆地二叠系烃源岩干酪根碳同位素分布图　３烃源岩原始生烃潜力　四川盆地二叠系烃源岩成熟度已经达到高一过　成熟阶段［９，１２，１４－１５］，残余的热解生烃潜量均很低，其　中泥岩的热解生烃潜力一般低于２．０　ｍｇ／ｇ，石灰岩的　热解生烃潜力一般低于１．０　ｍｇ／ｇ。这是地质历史时期　３８　天然气工业　２叭８年６月　热演化生排烃的结果，其原始生烃潜力应高于目前　的残余值。　３．１低成熟烃源岩有机碳与原始生烃潜力　按照泥岩和石灰岩的ＴＯＣ可以推算其原始热解生烃　潜量（表１、２）。总体上，二叠系泥岩在未成熟一低　成熟演化阶段的原始生烃潜量介于０．５～１６．０　ｍｇ／ｇ，　多数介于２．０～１３．０　ｍｇ／ｇ，平均值为６．６　ｍｇ／ｇ，属于　中等～好生烃潜力烃源岩。二叠系碳酸盐岩由于其　ＴＯＣ低，原始热解生烃潜量也较低，介于０．５～６．２　∞　如　如　加　ｍ　０　川西北地区矿山梁上寺剖面大隆组成熟度相对　较低（　＜０．８％），为认识烃源岩的原始生烃潜力　提供了非常有利的条件。由图４可见，大隆组低成　熟度烃源岩ＴＯＣ与热解生烃潜量（　）之间具有非　ｍｇ／ｇ，平均值为２．１　ｍｇ／ｇ，属于低生烃潜力烃源岩。　栖霞组和茅口组泥岩烃源岩ＴＯＣ平均值分别为　１．３１％和１．４８％，在未成熟一低成熟演化阶段的原始　生烃潜量介于Ｏ．５～６．０　ｍｇ／ｇ，平均原始生烃潜量分　别为３．５　ｍｇ／ｇ和４．１　ｍｇ／ｇ；全部泥岩烃源岩ＴＯＣ平　均值为１．４１％，平均原始生烃潜量为３．８４　ｍｇ／ｇ。栖　霞组和茅口组石灰岩／泥灰岩的ＴＯＣ平均值分别为　０．７８％和０．８３％，原始生烃潜量分别为１．７　ｍｇ／ｇ和１．９　常好的正相关关系，随着ＴＯＣ增高其热解生烃潜量　呈线性增高。２４个大隆组泥岩中多数样品ＴＯＣ介于　２％～１５％，其热解生烃潜量主要介于ｌ０～６０　ｍｇ／　ｇ，平均热解生烃潜量达到２２．８９　ｍｇ／ｇ，具有很高的　生烃潜力（图４－ａ）。１５个大隆组石灰岩的ＴＯＣ介于　０．２８％～２．０３％，５０％以上的样品热解生烃潜量小于　１．０　ｍｇ／ｇ（图４＿ｂ），平均热解生烃潜量为１．９２　ｍｇ／ｇ；　其烃源岩ＴＯＣ平均值为１．０３￣，／ｏ，热解生烃潜量介于　０．５～７．０　ｍｇ／ｇ，平均热解生烃潜量为２．４６　ｍｇ／ｇ，单　ｍｇ／ｇ；全部石灰岩烃源岩ＴＯＣ平均值为０．８ｌ％，平　均原始生烃潜量为１．８２　ｍｇ／ｇ，约为泥岩的一半。中　二叠统泥岩与石灰岩烃源岩　Ｃ平均值为１．０２％，　７　６　５　４　３　２　位有机碳生烃潜力与泥岩基本相当。　３．２高成熟烃源岩的原始生烃潜力　根据图４中有机碳与热解生烃潜力的对应关系，　平均原始生烃潜量为２．５２　ｍｇ／ｇ，总体上属于生烃潜　Ｏ　Ｏ　Ｏ　Ｏ　Ｏ　Ｏ　Ｏ　Ｏ　力较低的差等烃源岩。　龙潭组泥岩烃源岩的ＴＯＣ平均值为２．８３％，平　ｆ　∞　●　。Ｄ　●　∞　。Ｄ　ｇ　吕　面　Ⅲ＝＝　挺　挺　士Ｈ　篷　５％　ｌ０％　１５％　２０％　２５％　Ｏ．５％　１．０％　１．５％　２．０％　２　５％　总有机碳含量　总有机碳含量　图４矿山梁上寺剖面大隆组低成熟泥岩、石灰岩总有机碳含量与热解生烃潜量关系图　表２二叠系不同类型源岩有机质丰度与原始生烃潜力比较表　第３８卷第６期　地质勘探　３９　均原始生烃潜量为７．１　ｍｇ／ｇ，属于好烃源岩；龙潭组　石灰岩烃源岩ＴＯＣ平均值为０．９０％，平均原始热解　生烃潜量为２．１　ｍｇ／ｇ，远低于泥岩的生烃潜力，属于　差烃源岩。龙潭组碳质泥岩ＴＯＣ平均值为ｌ２．９４％，　原始热解生烃潜量介于１５～１１０　ｍｇ／ｇ，平均原始热　解生烃潜量为３６．０　ｍｇ／ｇ，具很高的生烃潜力。　龙潭组煤目前己达到过成熟的半无烟煤和无烟　煤阶段，残余热解生烃潜量小于４０　ｍｇ／ｇ。川Ｉ西北广　元地区存在一些成熟度相对比较低的煤（Ｒｏ＜０．８％），　其热解生烃潜量较高，最高可达１８５　ｍｇ／ｇ，氢指数　大于２００　ｍｇ／ｇ，表明龙潭组煤在未成熟一低成熟演　化阶段具有较好的生烃潜力。按照低成熟煤ＴＯＣ与　４二叠系资源潜力　４．１烃源岩生排烃模式　川西北地区存在低成熟一高成熟的大隆组烃　源岩，较好地反映了二叠系烃源岩热演化生排烃过　程与生排烃模式（图５）。与上寺剖面低成熟大隆　组烃源岩相比，朝天剖面和麻柳桥剖面等大隆组烃　源岩成熟度较高，目前己达到了生油窗下限，其目　前残余的热解生烃潜力很低，表明其在生油窗内生　成并排出了大量烃类，排出的烃量占总生烃量的　８０％～９０％。由上文可知，四川Ｉ盆地二叠系泥质烃　热解生烃潜量的关系推算，龙潭组煤的原始热解生　烃潜量平均值为１　５０．０　ｍｇ／ｇ。　值得特别指出的是，龙潭组煤的平均原始生烃　潜量是石灰岩烃源岩的７０倍、泥岩烃源岩的２０倍，　即１　ｍ厚的煤的生烃量约为７０　ｍ厚的石灰岩烃源岩　或者２０　ｍ厚泥岩烃源岩的生烃量。四川盆地龙潭组　源岩中有机质以混合型为主，其次为腐殖型有机质，　腐泥型有机质极少。大隆组属于盆地相／海槽相沉积，　烃源岩有机质类型好于龙潭组含煤沉积等其他层系，　生排烃量最高，其他层系烃源岩的生排烃量低于大　隆组。　值得注意的是，这一模式代表的是生烃与排烃　总量，其中包括原油与天然气。据陈建平等犯伽研究，　不同类型的湖相与海相有机质热演化过程中单位有　机质生成的原油量差异非常大，而生成天然气量差异　并不是很大，至生油窗下限时（　。＝１．３％）累积生成　的天然气量介于５０～６０　ｍｇ／ｇ［７０～９０　ｍ　／ｔ（有机碳，　下同）］，平均值为５５　ｍｇ／ｇ：至干气阶段时（　。＝２．０％）　累积生成的天然气量平均值为１００　ｍｇ／ｇ（１２０～１４０　生排烃量／（ｍｇ·ｇｑ）　煤层的厚度介于１．０～１０．０　ｍ【　，其地质历史时期生　１烃成了大量的天然气，是四川盆地非常重要的烃源　岩，尤其在川中一Ｊ１Ｉ东南地区是主要的烃源岩，其　重要性远远超过石灰岩类和泥岩类气源岩。因此，对　于四川盆地二叠系而言，ＴＯＣ低的大套石灰岩并不　是好的烃源岩，甚至不是烃源岩，泥岩、碳质泥岩　和煤才是主要烃源岩。　生烃潜力指数／（ｍｇ·ｇ－１）　０　１００　２００　３００　４００　５００　０　１００　２００　３００　４００　５００　６００　０．３％　Ｏ－３％　０　５％　０．５％　Ｏ．７％　０．７％　鉴ｏ　９％　捡　鋈ｌｌ１％　１　３％　ｌ－３％　１．５％　１．５％　１．７％　１　７％　图５二叠系大隆组烃源岩有机质热演化生排烃模式图　ｍ　／ｔ）：至Ｒ、为３．０％时累积生成的天然气量平均值　约为１２０　ｍｇ／ｇ（１５０～ｌ７０　ｍ　／ｔ）。由此可知，大隆组　等二叠系海相烃源岩至生油窗下限时的平均生排油　量在３００ｍｇ／ｇ左右，是天然气的５倍。　气源岩。　４．３原油裂解气量　四川盆地二　叠系在地质历史时期的热演化过程　中经历了成熟生油的阶段，生成和排出了火量原油　龙潭组煤以生成天然气为ｌ丰，生成原油的数量　较少。根据陈建平等＿２。　的研究，腐殖煤至牛油窗结　束时生成的天然气约为１２０　１ＴＩ　／ｔ；至干气阶段时约为　（表３），其中部分原油在地质历史时期首先在具备成　藏条件的区域形成了油藏，即古油藏；此后，随着　１６５　ｍ　／ｔ；至　为３．Ｏ％时约为２ｌ　５　ｍ　／ｔ。　４．２生油气量　根据四川盆地二叠系不同层段烃源岩厚度、总　油藏被继续深埋与温度升高，油藏中原油逐渐裂解　为天然气。目前已发现的普光气出、龙岗气出、元坝　气田和安岳气Ⅲ等大中型天然气田储层ｔ１ｌ均有大量　固体焦沥青存住，表明存在油藏原油裂解为天然气，　有机碳含量、有机质类型、成熟度和生排烃模式　（图５），计算各层组烃源岩生油量、排油量和生气　量（表３）。二叠系生油总量为３　２９０×１０　ｔ，平均　这些气藏的天然气除了干酪根晚期生成的天然气外，　可能更主要是原油的裂解气［３－６，２１－２５］。　国内外很多学者在原油稳定性和裂解生气量　方而进行了大量研究ｌ２　】，不同性质的原油充仝裂　解的温度和最终裂解气量仔住一定差异，裂解温度　介于ｌ　５０～２５０℃，裂解气量介于３５０～６００　ｍｇ／ｇ　（５００～８００　ｍ　／ｔ）。对于正常密度原油，完全裂解为　生油强度为２６０×】０　ｔ／ｋｍ　，其中龙潭组烃源岩生油　量为２　６７０×１０　ｔ，占二叠系生油总量的８０％，平均　生油强度为１４３×ｌ０　ｔ／ｋｍ！。中二叠统烃源岩分布面　积和厚度与龙潭组相似，但其牛油量仅为４６８×ｌ０　ｔ，相当于龙潭组生油量的１／６，占二叠系生油总量　的１４．２％，平均生油强度为２５×１０　ｔ／ｋｍ　。盆地西北　甲烷天然气的量介于４３０～４７０　ｍｇ／ｇ（６００～６６０　ＩＩ＂１　／ｔ），平均值为６５０　ｍ　／ｔ，天然气与焦沥青的质量比　例为４５：５５。　四川盆地古生界海相天然气地球化学研究表　部大隆组生油量为ｌ５２×１０　ｔ，占二叠系生油总量的　５％。二叠系烃源岩排出石油总量为２　９００×１０　ｔ，平　均排油强度为１　５６×１０　ｔ／ｋｍ！，其中龙潭组排油量为　２　３６０×１０　ｔ。另一方面，二叠系烃源岩十酪根直接生　气总量为４２０×ｌ０　ｍ　，平均生气强度为２７×ｌ０　ｍ　／　ｋｍ：，其中龙潭组泥岩和碳质泥岩生气量为２５２×ｌ０　日』ｊ，目前发现的天然气均为干气，天然气下燥系数　大于９８％Ｉ　！　。　！　。　，表明四川盆地古生界原油基　本上全部裂解为甲烷。按照正常原油最终裂解为甲　烷的产率为６５０　ｍ　／ｔ计算，四川盆地二叠系生成的　全部原油裂解为天然气量为２１４×１０　ｍ　。但是，沉　积盆地中所生成的原油不可能全部聚集成藏，资　源评价采用的原油聚集系数介于ｌ０％～３０％。按　照２０％的聚集系数计算，四川盆地二叠系原油的聚　集量为５８０×ｌ０　ｔ，全部裂解为甲烷的天然气量为　３７．７０×１０　ｍ　。可见，四川盆地二叠系原油裂解天　ｍ　，平均生气强度为１３．５×１０　ｍ　／ｋｉｎ　；龙潭组煤生　气量为１Ｏ０ｘ　１０　ｍ　，平均生气强度为６．０×１０　ｍ　／　ｋｍ：；全盆地龙潭组生气总量为３５２×１０　ｍ　，占二　叠系生气总量的８５％，平均生气强度为２０×１０　ｍ　／　ｋｍ　。中二叠统烃源岩生气量只有６０×１０　ｍ　，平均　生气强度仅３．２×ｌ０　ｍ　／ｋｍ　，为龙潭组生气量的１／６。　由此可见，龙潭组是四川盆地二叠系中最主要的油　然气的数量非常巨大。　表３　四川盆地二叠系烃源岩生排烃与天然气资源量统计表　第３８卷第６期　地质勘探　４１　４．４天然气资源潜力　四川盆地二叠系烃源岩干酪根直接生成的　天然气与古油藏原油裂解形成的天然气量分别为　４２０Ｘ　１０　ｍ。和３８×１０　ｍ　，即可供聚集的天然气　非常巨大。资源评价中采用的天然气聚集系数介于　０．５％～３．０％。必须指出的是，这一聚集系数一般是　指干酪根直接生成天然气的聚集系数，并不适用于古　油藏原油裂解气。对于古油藏原油裂解形成的天然　气，其聚集系数具有非常大的不确定性。如果油藏原　油裂解后的天然气完全没有逸出原油藏圈闭，那么　其聚集系数则是１００％。但是，实际地质条件下天然　气存在逸散的可能，逸出或散失多少很难确定。因此，　油藏原油裂解气资源量估算非常困难。　根据原油裂解形成天然气和焦沥青的质量比例　以及固体焦沥青的密度（１．１５～１．２５　ｇ／ｃｍ　），油藏　原油完全裂解时原先原油的储集空间将有５０％被固　体焦沥青占据，容纳天然气的空间理论上只有５０％。　但是，这并不意味着可以有５０％的裂解气留在原油　藏圈闭，其保留量受油藏圈闭的容纳空间、油藏充满　度、油藏温度与压力、圈闭封闭性等等很多因素的　控制。如果不考虑油藏充满度、圈闭封闭性等等因素，　视油藏与后期气藏圈闭容纳空间、埋藏深度相同的　情况下，仅考虑原油完全裂解为甲烷时油藏必须达　到的温度，即油藏的深度，那么原油裂解为甲烷天　然气的体积膨胀系数是油藏温度与压力的函数。　根据大量的原油稳定性及裂解研究成果［２６－３４］，　假设油藏完全裂解为甲烷的温度为２２０℃，地温梯　度为３Ｏ℃／ｋｍ时油藏深度为７　０００　ｍ，油藏净水压　力７０　ＭＰａ。按照密度０．８８　ｇ／ｃｍ　的正常原油完全裂　解为甲烷天然气的体积６５０　ｍ　／ｔ计算，体积膨胀系数　为１．６８。由于原油藏５０％的储集空间被焦沥青占据，　油藏圈闭只有５０％的储集空间可以容纳裂解气，因　而只有３０％左右的裂解气可以保留在原油藏中。假　设气藏的压力系数为１．０～１．５，将有３０％～４５％　的裂解气被保留在原油藏中，即裂解气的聚集系数　介于３０％～４５％，远远高于干酪根直接生成天然　气聚集成藏时采用的聚集系数。另外，逸散出去的　５５％～７０％的天然气可能完全没有聚集成藏，或者　也有一部分在合适的圈闭再次聚集成藏。因此，原　油裂解气资源估算的聚集系数不能采用天然气资源　评价时采用的聚集系数。　另一方面，四川盆地在早白垩世末达到最大埋藏　深度，古油藏在这一时期的温度也达到最高　。㈣】，原　油完全裂解发生在这一时期或更早的时期。晚白垩　世以来四川盆地及邻区遭受大规模抬升与剥蚀，盆　地内抬升幅度或地层剥蚀厚度介于１　５００～２　５００　ｎｌ，　盆地周边地区最大超过５　０００　ｍ，地温梯度也由早白　垩世时期的３０～３５℃／ｋｍ降低至目前的２２～２５　℃／ｋｍ『３　。假设原油裂解气藏抬升２　０００　ｍ，即　从７　０００　ｍ抬升至５　０００　ｍ的深度（与普光气田相　当），气藏温度降至１２０～１３５℃，原油裂解为甲烷　的体积膨胀系数则为１，８７～１，９４，平均值为１．９０，　约有２５％的原油裂解天然气保留在原油藏圈闭中成　藏。如果气藏的压力系数介于１．０～Ｉ．５，最多可有　３８％的裂解气可以保留在原油藏圈闭中。由此可见，　四川盆地古油藏原油裂解气的聚集系数理论上介于　２５％～３５％。值得指出的是，地质历史时期油藏原　油实际裂解气化过程中的相态、成分、体积等等变　化远比理想化的计算复杂得多，而且天然气藏保存　过程中还有很多变化因素。因此，油藏原油裂解气　的聚集系数不可能这么高。　由于四川盆地在晚白垩世以来整体大幅度抬升，　二叠系烃源岩的温度降低，有机质生烃与原油裂解　作用停止。因此，二叠系主要生油、生气及原油裂　解期在晚白垩世以前，天然气形成与成藏距今时间　较久，散失的天然气可能较多，无论是油藏裂解气　还是干酪根生成天然气，聚集成藏的系数比理论计　算或其他新生代盆地低。假设油藏原油裂解气的聚　集系数为１０％，油藏裂解气的资源量则为３．７７×１０　ｍ。（表３）。该资源量不包括油藏裂解后逸出的天然　气再次成藏的资源量。由于油藏原油聚集程度高，裂　解供气强度大，其再聚集成藏的系数可能高于干酪　根直接生成天然气的聚集系数。假设按聚集系数２％　计算，该部分再聚集天然气资源为０．６８×１０　ｍ　。因　此，原油裂解天然气资源总量可达到４．４５×１０　ＩＴＩ。。　另一方面，二叠系有机质生气时间比较早，散失量　相对较多，如果按照０．５％的聚集系数，其天然气资　源量约为２．１０Ｘ　１０　ｍ　。因此，四川盆地二叠系天然　气资源总量可能达到６．５５×１０　ｍ　，其中原油裂解气　占７０％。　４．５天然气有利勘探区域　二叠系烃源岩生油中心主要在盆地北部（图　６），即广元一苍溪一巴中一云阳地区，生油强度达到　了２００Ｘ　１０　～５００Ｘ　１０　ｔ／ｋｌＴｌ２；盆地中南部（成都一　遂宁一重庆）地区二叠系生油强度也很高，达到了　２００×１０　～３００ｘ　１０　ｔ／ｋｍ　，是仅次于盆地北部的生　油中心区域。二叠系生气中心也在盆地北部和中部一　４２　天　然气工业　２ｏｌ８年６月　控制，即气源灶发生了迁移，天然气运移成藏过程　更加复杂。盆地北部和中部一东南部地区均达到了　形成大型油田的供油强度，完全具有形成大型油田　的条件，普光气田所在的圈闭即为大型古油藏。因此，　盆地北部和中部一东南部地区原油裂解气的数量巨　大，既可以在原油藏形成气藏，也可以在古油藏周　边其他具备成藏条件的圈闭形成气藏。　总之，寻找二叠系天然气有利的成藏区域与勘　探目标需要综合研究盆地构造、储层、圈闭与油气藏　等演化历史，尤其是其大量生油与运移成藏时期的古　构造格局，其控制了石油与天然气藏位置以及后期天　然气藏的分布，古油藏是最有利的天然气成藏圈闭，　图６四川盆地二叠系烃源岩生油强度分布图　也是最有利的勘探目标。从四川盆地已发现的大中　型气田分布看，目前己发现的源于二叠系烃源岩的　大中型气田基本上分布于二叠系生烃中心周缘区域。　因此，盆地北部地区、中部～东南部地区仍然是二　叠系天然气有利的勘探区域，古油藏是最具有天然　气资源潜力的勘探目标。　东南部地区（图７），其中北部地区生气强度达到了　３０￣１０。～４０￣１０　ｍ　／ｋｍ　，中部一东南部地区生气强　度更是高达３０￣１０　～６０×１０　ｍ　／ｋｍ　，其中煤层的　贡献非常大，其生气强度达到了１５×１０　～３５×１０　ｍ　／ｋｍ　。　５结论　１）龙潭组泥岩、碳质泥岩、煤和大隆组海相泥　岩有机碳含量高，泥岩干酪根类型以混合型有机质为　主，碳质泥岩和煤干酪根类型以腐殖型有机质为主，　是二叠系中最主要的烃源岩；栖霞组和茅口组碳酸盐　岩有机碳含量低，干酪根类型以混合型有机质为主，　属于次要烃源岩：长兴组碳酸盐岩有机碳含量最低，　干酪根类型以混合型有机质为主，基本上属于非烃　源岩。　２）龙潭组泥岩、碳质泥岩和大隆组泥岩的平均　原始生烃潜量分别为７．１　ｍｇ／ｇ、３６．０　ｍｇ／ｇ￣ｌ　２７．５　ｍｇ／ｇ，　属于中等一好生烃潜力源岩。龙潭组／吴家坪组煤的　图７四川盆地二叠系烃源岩生气强度分布图　平均原始生烃潜量为ｌ５０　ｍｇ／ｇ，属于生气潜力很高　的气源岩；中二叠统碳酸盐岩的平均原始生烃潜量　对于有机质直接生成的天然气运移成藏而言，　生气中心即为气源灶中心，有利的天然气成藏区域基　本上围绕气源中心。盆地北部和中部一东南部地区　均达到了形成大型气田的生气强度，完全具备形成　只有２．５　ｍｇ／ｇ，属于低生烃潜力的差烃源岩。　３）二叠系烃源岩在地质历史时期生成原油　３　２９０×１０　ｔ，排出原油２　９００×１０　ｔ，聚集成藏原油　量５８０×１０　ｔ，龙潭组烃源岩的贡献占８Ｏ％：后期原　大型气田的基本供气条件，另一方面，对于原油裂　油裂解天然气资源量约４．４５×１０　ｍ。；二叠系有机　质（干酪根）直接生成天然气４２０×１０　ｍ　，天然气　资源量约２．１０×１０　ｍ　，其中龙潭组烃源岩的贡献占　８５％。二叠系天然气资源总量可达６．５５×１０　ｍ　，原　油裂解气占７０％。　解气成藏，二叠系烃源岩在地质历史时期生成的大　量原油绝大部分可能散失了，聚集成藏的原油在后期　裂解为天然气时，一部分在原油藏位置转变为气藏，　而大多数则逸出原油藏，成为新的气源灶，其位置　不再由烃源岩生烃中心控制，而是转为由后期构造　４）二叠系烃源岩的生油与生气中心在盆地北部　第３８卷第６期　地质勘探　和中部一东南部地区，盆地北部是最有利的二叠系　油气成藏与天然气勘探区域，盆地中部一东南部地　区是有利的二叠系油气成藏与天然气勘探区域；两　个区域的古油藏是最具天然气资源潜力的勘探目标。　致谢：中国石油西南油气田公司勘探开发研究院、中国石　油勘探开发研究院、中国石化勘探分公司、中国石化勘探开发研　究院无锡石油地质研究中心对本文依托课题的完成给予了大力支　持，在此致以诚挚感谢！　参考文献　［１】王顺玉，戴鸿鸣，王海清，黄清德．四川盆地海相碳酸盐岩　大型气田天然气地球化学特征与气源［Ｊ］．天然气地球科学，　２０００，ｌ１（２）：１０—１７．　Ｗａｎｇ　Ｓｈｕｎｙｕ，Ｄａｉ　Ｈｏｎｇｍｉｎｇ，Ｗａｎｇ　Ｈａｉｑｉｎｇ＆Ｈｕａｎｇ　Ｑｉｎｇｄｅ．　Ｎａｔｕｒａｌ　ｇａｓ　ｇｅｏｃｈｅｍｉｓｔｒｙ　ｃｈａｒａｃｔｅｒｓ　ａｎｄ　ｏｒｉｇｉｎ　ｏｆ　ｌｒａｇｅ　ｇａｓ　ｆｉｅｌｄ　ｉｎ　ｍａｒｉｎｅ　ｃａｒｂｏｎａｔｅｓ　ｏｆ　ｔｈｅ　Ｓｉｃｈｕａｎ　Ｂａｓｉｎ［Ｊ］．Ｎａｔｕｒａｌ　Ｇａｓ　Ｇｅｏ—　ｓｃｉｅｎｃｅ，２０００，１１（２）：１０·１７．　［２］徐春春，李俊良，姚宴波，杨金利，龚昌明．中国海相油气田　勘探实例之八：四川盆地磨溪气田嘉二气藏的勘探与发现『Ｊ１．　海相油气地质，２００５，１ｌ（４）：５４．６１．　Ｘｕ　Ｃｈｕｎｃｈｕｎ，Ｌｉ　Ｊｕｎｌｉａｎｇ，Ｙａｏ　Ｙａｎｂｏ，Ｙａｎｇ　Ｊｉｎｌｉ＆Ｇｏｎｇ　Ｃｈａｎｇｍｉｎｇ．Ｃａｓｅｓ　ｏｆ　ｄｉｓｃｏｖｅｒｙ　ａｎｄ　ｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎ　ｏｆ　ｍａｒｉｎｅ　ｆｉｅｌｄｓ　ｉｎ　Ｃｈｉｎａ（Ｐａｒｔ　８）：Ｔｒｉａｓｓｉｃ　Ｔｊ２　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ　ｏｆ　Ｍｏｘｉ　Ｇａｓ　Ｆｉｅｌｄ　ｉｎ　Ｓｉ—　ｃｈｕａｎ　Ｂａｓｉｎ［Ｊ］．Ｍａｒｉｎｅ　Ｏｒｉｇｉｎ　Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ　Ｇｅｏｌｏｇｙ，２００５，ｌｌ（４）：　５４—６１．　［３］杨家静，王一刚，王兰生，文应初，刘划一，周国源．四川盆　地东部长兴组一飞仙关组气藏地球化学特征及气源探讨［Ｊ］．　沉积学报，２００２，２Ｏ（２）：３４９—３５２．　Ｙａｎｇ　Ｊｉａｊｉｎｇ，Ｗａｎｇ　Ｙｉｇａｎｇ，Ｗａｎｇ　Ｌａｎｓｈｅｎｇ，Ｗｅｎ　Ｙｉｎｇｃｈｕ，Ｌｉｕ　Ｈｕａｙｉ＆Ｚｈｏｕ　Ｇｕｏｙｕａｎ．Ｔｈｅ　ｏｒｉｇｉｎ　ｏｆ　ｎａｔｕｒａｌ　ｇａｓｅｓ　ａｎｄ　ｇｅｏ—　ｃｈｅｍｉｓｔｒｙ　ｃｈａｒａｃｔｅｒｓ　ｏｆ　Ｃｈａｎｇｘｉｎｇ　ｒｅｅｆ　ａｎｄ　Ｆｅｉｘｉａｎｇｕａｎ　ｏｏｌｉｔｉｃ　ｂｅａｃｈ　ｇａｓ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ　ｉｎ　ｅａｓｔｅｎｒ　Ｓｉｃｈｕａｎ　Ｂａｓｉｎ［Ｊ］．Ａｃｔａ　Ｓｅｄｉｍｅｎ—　ｔｏｌｏｇｉｃａ　Ｓｉｎｉｃａ，２００２，２Ｏ（２）：３４９—３５２．　［４］马永生．普光气田天然气地球化学特征及气源探讨［Ｊ】．天然　气地球科学，２００８，１９（１）：１－７．　Ｍａ　Ｙｏｎｇｓｈｅｎｇ．Ｇｅｏｃｈｅｍｉｃａｌ　ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ　ａｎｄ　ｏｒｉｇｉｎ　ｏｆ　ｎａｔｕｒａｌ　ｇａｓｅｓ　ｆｒｏｍ　Ｐｕｇｕａｎｇ　Ｇａｓ　Ｆｉｅｌｄ　ｏｎ　ｅａｓｔｅｒｎ　Ｓｉｃｈｕａｎ　Ｂａｓｉｎ［Ｊ］．Ｎａｔ－　ｕｒａｌ　Ｇａｓ　Ｇｅｏｓｃｉｅｎｃｅ，２００８，１９（１）：１－７．　［５］秦胜飞，杨雨，吕芳，周慧，李永新．四川盆地龙岗气田长兴　组和飞仙关组气藏天然气来源［Ｊ］．天然气地球科学，２０１６，　２７（１）：４１—４９．　Ｑｉｎ　Ｓｈｅｎｇ￣ｉ，Ｙａｎｇ　Ｙｕ，Ｌｆｉ　Ｆａｎｇ，Ｚｈｏｕ　Ｈｕｉ＆Ｌｉ　Ｙｏｎｇｘｉｎ．Ｔｈｅ　ｇａｓ　ｏｒｉｇｉｎ　ｉｎ　Ｃｈａｎｇｘｉｎｇ—Ｆｅｉｘｉａｎｇｕａｎ　ｇａｓ　ｐｏｏｌｓ　ｏｆ　Ｌｏｎｇｇａｎｇ　Ｇａｓ　Ｆｉｅｌｄ　ｉｎ　Ｓｉｃｈｕａｎ　Ｂａｓｉｎ［Ｊ］．Ｎａｔｕｒａｌ　Ｇａｓ　Ｇｅｏｓｃｉｅｎｅｅ，２０１６，２７（１）：　４１—４９．　【６］郭彤楼．元坝深层礁滩气田基本特征与成藏主控因素［Ｊ］．天　然气工业，２０１１，３１（１０）：１２—１６．　Ｇｕｏ　Ｔｏｎｇｌｏｕ．Ｂａｓｉｃ　ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ　ｏｆ　ｄｅｅｐ　ｒｅｅｆ－ｂａｎｋ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ　ａｎｄ　ｍａｊｏｒ　ｃｏｎｔｒｏｌｌｉｎｇ　ｆａｃｔｏｒｓ　ｏｆ　ｇａｓ　ｐｏｏｌｓ　ｉｎ　ｔｈｅ　Ｙｕａｎｂａ　Ｇａｓ　Ｆｉｅｌｄ［Ｊ］．Ｎａｔｕｒａｌ　Ｇａｓ　Ｉｎｄｕｓｔｒｙ，２０１ｌ，３ｌ（１０）：１２—１６．　【７］沈平，张健，宋家荣，洪海涛，唐大海，王小娟，等．四川盆地　中二叠统天然气勘探新突破的意义及有利勘探方向【Ｊ］．天然　气工业，２０１５，３５（７）：１－９．　Ｓｈｅｎ　Ｐｉｎｇ，Ｚｈａｎｇ　Ｊｉａｎ，Ｓｏｎｇ　Ｊｉａｒｏｎｇ，Ｈｏｎｇ　Ｈａｉｔａｏ，Ｔａｎｇ　Ｄａｈａｉ，　Ｗａｎｇ　Ｘｉａｏｊｕａｎ，ｅｔ　ａ１．Ｓｉｇｎｉｉｆｃａｎｃｅ　ｏｆ　ｎｅｗ　ｂｒｅａｋｔｈｒｏｕｇｈ　ｉｎ　ａｎｄ　ｆａｖｏｒａｂｌｅ　ｔａｒｇｅｔｓ　ｏｆ　ｇａｓ　ｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎ　ｉｎ　ｔｈｅ　Ｍｉｄｄｌｅ　Ｐｅｒｍｉｎａ　ｓｙｓ－　ｔｅｒｎ，Ｓｉｃｈｕａｎ　Ｂａｓｉｎ［Ｊ］．Ｎａｔｕｒａｌ　Ｇａｓ　Ｉｎｄｕｓｔｒｙ，２０１５，３５（７）：１－９．　［８］黄籍中．四川盆地阳新灰岩生油气问题探讨【Ｊ］．石油学报，　１９８４，５（１）：９－１８．　Ｈｕａｎｇ　Ｊｉｚｈｏｎｇ．Ｏｎ　ｔｈｅ　ｏｃｃｕｒｒｅｎｃｅ　ｏｆ０ｎ　ａｎｄ　ｇａｓ　ｉｎ　ｔｈｅ　Ｙａｎｇｘｉｎ　ｌｉｍｅｓｔｏｎｅ　ｓｅｉｒｅｓ　ｉｎ　Ｓｉｃｈｕａｎ　Ｂａｓｉｎ［Ｊ］．Ａｃｔａ　Ｐｅｔｒｏｌｅｉ　Ｓｉｎｉｃａ，１　９８４，　５（１）：９—１８．　【９】黄籍中．从有机质成熟度看四川盆地下古生界油气勘探［Ｊ】．　天然气工业，２００７，２７（８）：６－８．　Ｈｕａｎｇ　Ｊｉｚｈｏｎｇ．Ａ　ｄｉｓｃｕｓｓｉｏｎ　ｏｎ　ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ　ｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎ　ｏｆ　ｔｈｅ　Ｌｏｗｅｒ　Ｐａｌｅｏｚｏｉｃ　ｉｎ　Ｓｉｃｈｕａｎ　Ｂａｓｉｎ　ｆｒｏｍ　ｔｈｅ　ｖｉｅｗｐｏｉｎｔ　ｏｆ　ｏｒｇａｎｉｃ　ｍｅｔａｍｏｒｐｈｉｓｍ［Ｊ］．Ｎａｔｕｒａｌ　Ｇａｓ　Ｉｎｄｕｓｔｒｙ，２００７，２７（８）：６－８．　【１Ｏ］黄籍中，陈盛吉，宋家荣，王兰生，苟学敏，王廷栋，等．四川　盆地烃源体系与大中型气田形成［Ｊ］＿中国科学Ｄ辑地球科　学，１９９６，２６（６）：５０４－５１０．　Ｈｕａｎｇ　Ｊｉｚｈｏｎｇ，Ｃｈｅｎ　Ｓｈｅｎｇｊｉ，Ｓｏｎｇ　Ｊｉａｒｏｎｇ，Ｗａｎｇ　Ｌａｎｓｈｅｎｇ，　Ｇｏｕ　Ｘｕｅｍｉｎ，Ｗａｎｇ　Ｔｉｎｇｄｏｎｇ，ｅｔ　ａ１．Ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ　ｓｏｕｒｃｅ　ｓｙｓｔｅｍｓ　ａｎｄ　ｆｏｒｍａｔｉｏｎ　ｏｆ　ｇａｓ　ｉｆｅｌｄｓ　ｉｎ　Ｓｉｃｈｕａｎ　Ｂａｓｉｎ［Ｊ］．ＳＣＩＥＮＴＩＡ　ＳＩＮＩ－　ＣＡＴｅｒｒａｅ，１９９６，２６（６）：５０４－５１０．　［１１］蔡开平，王应蓉，杨跃明，张荣曾．川西北广旺地区二、三叠　系烃源岩评价及气源初探［Ｊ］．天然气工业，２００３，２３（２）：１０—１４．　Ｃａｉ　Ｋａｉｐｉｎｇ，Ｗａｎｇ　Ｙｉｎｇｒｏｎｇ，Ｙａｎｇ　Ｙｕｅｍｉｎｇ＆Ｚｈａｎｇ　Ｒｏｎｇｚｅｎｇ．　Ｅｖａｌｕａｔｉｏｎ　ｏｆ　ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ　ｓｏｕｒｃｅ　ｒｏｃｋｓ　ｉｎ　ｐｅｒｍｉａｎ　ｎａｄ　ｔｒｉａｓｓｉｃ　ａｔ　Ｇｕａｎｇｙｕａｎ—Ｗａｎｇｃａｎｇ　ｒｅｇｉｏｎ　ｉｎ　Ｎｏｒｔｈｗｅｓｔ　Ｓｉｃｈｕａｎ　Ｂａｓｉｎ　ａｎｄ　ａ　ｐｒｉｍａｒｙ　ｄｉｓｃｕｓｓｉｏｎ　ｏｎ　ｇａｓ　ｓｏｕｒｃｅ［Ｊ］．Ｎａｔｕｒａｌ　Ｇａｓ　Ｉｎｄｕｓｔｒｙ，２００３，　２３（２）：１０—１４．　［１２】梁狄刚，郭彤楼，陈建平，边立曾，赵酷．中国南方海相生烃　成藏研究的若干新进展（二）：南方四套区域性海相烃源岩的　地球化学特征【Ｊ］．海相油气地质，２００９，１４（１）：ｌ一１５．　Ｌｉａｎｇ　Ｄｉｇａｎｇ，Ｇｕｏ　Ｔｏｎｇｌｏｕ，Ｃｈｅｎ　Ｊｉａｎｐｉｎｇ，Ｂｉａｎ　Ｌｉｚｅｎｇ＆Ｚｈａｏ　Ｚｈｅ．Ｓｏｍｅ　ｐｒｏｇｒｅｓｓｅｓ　ｏｎ　ｓｔｕｄｉｅｓ　ｏｆ　ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ　ｇｅｎｅｒａｔｉｏｎ　ａｎｄ　ａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎ　ｉｎ　ｍａｒｉｎｅ　ｓｅｄｉｍｅｎｔａｒｙ　ｒｅｇｉｏｎｓ，Ｓｏｕｔｈｅｒｎ　Ｃｈｉｎａ　（Ｐａｒｔ　２）：Ｇｅｏｃｈｅｍｉｃａｌ　ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ　ｏｆ　ｆｏｕｒ　ｓｕｉｔｓ　ｏｆ　ｒｅｇｉｏｎａｌ　ｍａｒｉｎｅ　ＳＯｕｒｃｅ　ｒｏｃｋｓ，Ｓｏｕｔｈ　Ｃｈｉｎａ［Ｊ］．Ｍａｒｉｎｅ　Ｏｒｉｇｉｎ　Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ　Ｇｅｏｌｏｇｙ，２００９，ｌ４（１）：１一ｌ５．　［１３］刘全有，金之钧，高波，张殿伟，徐美娥，唐瑞鹏．四川盆地　二叠系烃源岩类型与生烃潜力［Ｊ】．石油与天然气地质，２０１２，　３３（１）：１０－１８．　Ｌｉｕ　Ｑｕａｎｙｏｕ，Ｊｉｎ　Ｚｈ０ｕｎ，Ｇａｏ　Ｂｏ，Ｚｈａｎｇ　Ｄｉａｎｗｅｉ，Ｘｕ　Ｍｅｉ’ｅ＆　Ｔａｎｇ　Ｒｕｉｐｅｎｇ．Ｔｙｐｅｓ　ｎａｄ　ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ　ｇｅｎｅｒａｔｉｏｎ　ｐｏｔｅｎｔｉａｌ　ｏｆ　ｔｈｅ　Ｐｅｒｍｉｎａ　ｓｏｕｒｃｅ　ｒｏｃｋｓ　ｉｎ　ｔｈｅ　Ｓｉｃｈｕａｎ　Ｂａｓｉｎ［Ｊ］．Ｏｉｌ＆Ｇａｓ　Ｇｅｏｌｏ·　ｇＹ，２０１２，３３（１）：１０—１８．　［１４】冉隆辉，谢姚祥，王兰生．从四川盆地解读中国南方海相碳酸　盐岩油气勘探［Ｊ］．石油与天然气地质，２００６，２７（３）：２８９—２９４．　Ｒａｎ　Ｌｏｎｇｈｕｉ．Ｘｉｅ　Ｙａｏｘｉａｎｇ＆Ｗａｎｇ　Ｌａｎｓｈｅｎｇ．Ｕｎｄｅｒｓｔａｎｄ—　ｉｎｇ　ｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎ　ｏｆ　ｍａｒｉｎｅ　ｃａｒｂｏｎａｔｅ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ　ｉｎ　Ｓｏｕｔｈ　Ｃｈｉｎａ　ｔｒｈｏｕｇｈ　Ｓｉｃｈｕａｎ　Ｂａｓｉｎ［Ｊ］．Ｏｉｌ＆Ｇａｓ　Ｇｅｏｌｏｇｙ，２００６，２７（３）：２８９－　２９４．　天　然气工业　２０１８年６月　［１５】杨明显，李大华，陈飞．重庆地区二叠系上统龙潭组／吴家坪　组煤变质规律及其对煤层含气量的影响［Ｊ］．中国煤田地质，　２０１　１，２３（１　１）：２７—３０．　Ｙａｎｇ　Ｍｉｎｇｘｉａｎ．Ｌｉ　Ｄａｈｕａ＆Ｃｈｅｎ　Ｆｅｉ．Ｕｐｐｅｒ　Ｐｅｒｍｉａｎ　Ｌｏｎｇｔａｎ　ａｎｄ　Ｗｕｊｉａｐｉｎｇ　ｆｏｒｍａｔｉｏｎｓ　ｃｏａｌ　ｍｅｔａｍｏｒｐｈｉｃ　ｐａｔｔｅｒｎ　ａｎｄ　ｉｔｓ　ｉｍ—　ｐａｃｔ　ｏｎ　ｃｏａｌ　ｓｅａｍ　ｇａｓ　ｃｏｎｔｅｎｔ　ｉｎ　Ｃｈｏｎｇｑｉｎｇ　ａｒｅａ［Ｊ］．Ｃｏａｌ　Ｇｅｏｌｏ—　ｇＹ　ｏｆＣｈｉｎａ，２０１１，２３（１１）：２７—３０．　［１６］陈建平，梁狄刚，张水昌，邓春萍，赵　，张蒂嘉．中国古生　界海相烃源岩生烃潜力评价标准与方法【Ｊ］．地质学报，２０１２，　８６（７）：１１３２一ｌ１４２．　Ｃｈｅｎ　Ｊｉａｎｐｉｎｇ，Ｌｉａｎｇ　Ｄｉｇａｎｇ，Ｚｈａｎｇ　Ｓｈｕｉｃａｎｇ，Ｄｅｎｇ　Ｃｈｕｎｐｉｎｇ，　Ｚｈａｏ　Ｚｈｅ＆Ｚｈａｎｇ　Ｄｉｊｉａ．Ｅｖａｌｕａｔｉｏｎ　ｃｒｉｔｅｒｉｏｎ　ａｎｄ　ｍｅｔｈｏｄｓ　ｏｆｔｈｅ　ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ　ｇｅｎｅｒａｔｉｏｎ　ｐｏｔｅｎｔｉａｌ　ｆｏｒ　Ｃｈｉｎａ’ｓ　Ｐａｌｅｏｚｏｉｃ　ｍａｒｉｎｅ　ｓｏｕｒｃｅ　ｒｏｃｋｓ［Ｊ］．Ａｃｔａ　Ｇｅｏｌｏｇｉｃａ　Ｓｉｎｉｃａ，２０１２，８６（７）：ｌ１３２－１１４２．　【１　７】陈建平，赵长毅，何忠华．煤系烃源岩成烃潜力评价标准探讨　【Ｊ］．石油勘探开发，１９９７，２４（１）：１－５．　Ｃｈｅｎ　Ｊｉａｎｐｉｎｇ．Ｚｈａｏ　Ｃｈａｎｇｙｉ＆Ｈｅ　Ｚｈｏｎｇｈｕａ．Ｃｒｉｔｅｒｉａ　ｆｏｒ　ｅｖａｌ—　ｕａｔｉｎｇ　ｔｈｅ　ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ　ｇｅｎｅｒａｔｉｎｇ　ｐｏｔｅｎｔｉａｌ　ｏｆ　ｏｒｇａｎｉｃ　ｍａｔｔｅｒ　ｉｎ　ｃｏａｌ　ｍｅａｓｕｒｅｓ［Ｊ］．Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ　Ｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎ　ａｎｄ　Ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，１９９７，　２４（１）：１—５．　［１８］Ｔｉｓｓｏｔ　ＢＰ＆Ｗｅｌｔｅ　ＤＨ．Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ　ｆｏｒｍａｔｉｏｎ　ａｎｄ　ｏｃｃｕｒｒｅｎｃｅ［Ｍ］．　Ｂｅｒｌｉｎ：Ｓｐｒｉｎｇｅｒ—Ｖｅｒｌａｇ，１　９８４．　［１９】陈建平，李伟，倪云燕，梁狄刚，邓春萍，边立曾．四川盆地　二叠系烃源岩及天然气勘探潜力（一）烃源岩空间分布特征　［Ｊ］＿天然气工业，２０１８，３８（５）：１－１６．　Ｃｈｅｎ　Ｊｉａｎｐｉｎｇ，Ｌｉ　Ｗｅｉ，Ｎｉ　Ｙｕｎｙａｎ，Ｌｉａｎｇ　Ｄｉｇａｎｇ，Ｄｅｎｇ　Ｃｈｕｎ—　ｐｉｎｇ＆Ｂｉａｎ　Ｌｉｚｅｎｇ．Ｔｈｅ　Ｐｅｒｍｉａｎ　ｓｏｕｒｃｅ　ｒｏｃｋｓ　ｉｎ　ｔｈｅ　Ｓｉｃｈｕａｎ　Ｂａｓｉｎ　ａｎｄ　ｉｔｓ　ｎａｔｕｒａｌ　ｇａｓ　ｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎ　ｐｏｔｅｎｔｉａｌ（Ｐａｒｔ　１）：Ｓｐａｔｉａｌ　ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ　ｏｆ　ｓｏｕｒｃｅ　ｒｏｃｋｓ［Ｊ］．Ｎａｔｕｒａｌ　Ｇａｓ　Ｉｎｄｕｓｔｒｙ，２０１　８，３８（５）：　ｌ一１６．　［２０］陈建平，孙永革，钟宁宁，黄振凯，邓春萍，何坤，等．地质条　件下全过程油气生成排驱模型及其应用［Ｒ］．北京：中国石油　勘探开发研究院，２０１４．　Ｃｈｅｎ　Ｊｉａｎｐｉｎｇ，Ｓｕｎ　Ｙｏｎｇｇｅ，Ｚｈｏｎｇ　Ｎｉｎｇｎｉｎｇ，Ｈｕａｎｇ　Ｚｈｅｎｋａｉ，　Ｄｅｎｇ　Ｃｈｕｎｐｉｎｇ，Ｈｅ　Ｋｕｎ，ｅｔ　ａ１．Ｔｈｅ　ｍｏｄｅｌｉｎｇ　ｏｆ　ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ　ｇｅｎｅｒａｔｉｏｎ　ａｎｄ　ｅｘｐｕｌｓｉｏｎ　ｕｎｄｅｒ　ｇｅｏｌｏｇｉｃａｌ　ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓ　ａｎｄ　ｉｔｓ．ｄｐ—　ｐｌｉｃａｔｉｏｎ［Ｒ］．Ｂｅｉｊｉｎｇ：ＰｅｔｒｏＣｈｉｎａ　Ｒｅｓｅａｒｃｈ　Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ　ｏｆ　Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ　Ｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎ　ａｎｄ　Ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，２０１４．　【２１】蔡立国，饶丹，潘文蕾，张欣国．川东北地区普光气田成藏模　式研究［Ｊ］．石油实验地质，２００５，２７（５）：４６２－４６７．　Ｃａｉ　Ｌｉｇｕｏ，Ｒａｏ　Ｄａｎ，Ｐａｎ　Ｗｅｎｌｅｉ＆Ｚｈａｎｇ　Ｘｉｎｇｕｏ．Ｔｈｅ　ｅｖｏｌｕｔｉｏｎ　ｍｏｄｅｌ　ｏｆ　ｔｈｅ　Ｐｕｇｕａｎｇ　Ｇａｓ　Ｆｉｅｌｄ　ｉｎ　Ｎｏｒｔｈｅａｓｔ　ｏｆ　Ｓｉｃｈｕａｎ［Ｊ］．Ｐｅ—　ｔｒｏｌｅｕｍ　Ｇｅｏｌｏｇｙ＆Ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔ，２００５，２７（５）：４６２—４６７．　［２２］谢增业，魏国齐，李剑，杨威，张林．川东北飞仙关组鲕滩储　层沥青与天然气成藏过程［Ｊ］．天然气工业，２００４，２４（１２）：１７—　１９．　Ｘｉｅ　Ｚｅｎｇｙｅ，Ｗｅｉ　Ｇｕｏｑｉ，Ｌｉ　Ｊｉａｎ，Ｙａｎｇ　Ｗｅｉ＆Ｚｈａｎｇ　Ｌｉｎ．Ｆｅｉｘ—　ｉａｎｇｕａｎ　Ｆｏｒｍａｔｉｏｎ　ｏｏｌｉｔｉｃ　ｂｅａｃｈ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ　ｂｉｔｕｍｅｎｓ　ａｎｄ　ｇａｓ　ｒｅｓ—　ｅｒｖｏｉｒｉｎｇ　ｐｒｏｃｅｓｓ　ｉｎ　Ｎｏｒｔｈｅａｓｔ　Ｓｉｃｈｕａｎ［Ｊ］．Ｎａｔｕｒａｌ　Ｇａｓ　Ｉｎｄｕｓｔｒｙ，　２００４，２４（１２）：１７·１９．　［２３］朱光有，张水昌，梁英波，马永生，戴金星，李剑，等．四川盆　地天然气特征及气源［Ｊ］．地学前缘，２００６，１　３（２）：２３４—２４８．　Ｚｈｕ　Ｇｕａｎｇｙｏｕ，Ｚｈａｎｇ　Ｓｈｕｉｃｈａｎｇ，Ｌｉａｎｇ　Ｙｉｎｇｂｏ，Ｍａ　Ｙｏｎｇｓｈｅｎｇ，　Ｄａｉ　Ｊｉｎｘｉｎｇ，Ｌｉ　Ｊｉａｎ，ｅｔ　ａ１．Ｔｈｅ　ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ　ｏｆ　ｎａｔｕｒａｌ　ｇａｓ　ｉｎ　Ｓｉｃｈｕａｎ　Ｂａｓｉｎ　ａｎｄ　ｉｔｓ　ｓｏｕｒｃｅｓ［Ｊ］．Ｅａｒｔｈ　Ｓｃｉｅｎｃｅ　Ｆｒｏｎｔｉｅｒｓ，２００６，　１　３（２）：２３４—２４８．　［２４］秦建中，孟庆强，付小东．川东北地区海相碳酸盐岩三期成烃　成藏过程［Ｊ］．石油勘探与开发，２００８，３５（５）：５４８—５５６．　Ｑｉｎ　Ｊｉａｎｚｈｏｎｇ．Ｍｅｎｇ　Ｑｉｎｇｑｉｎａｇ＆Ｆｕ　Ｘｉａｏｄｏｎｇ．Ｔｈｒｅｅ　ｈｙｄｒｏ—　ｃａｒｂｏｎ　ｇｅｎｅｒａｔｉｏｎ　ａｎｄ　ａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎ　ｐｒｏｃｅｓｓｅｓ　ｏｆ　ｍａｒｉｎｅ　ｃａｒ—　ｂｏｎａｔｅ　ｒｏｃｋｓ　ｉｎ　Ｎｏｒｔｈｅａｓｔ　Ｓｉｃｈｕａｎ　Ｂａｓｉｎ，Ｃｈｉｎａ［Ｊ］．Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ　Ｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎ　ａｎｄ　Ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，２００８，３５（５）：５４８—５５６．　［２５］朱扬明，王积宝，郝芳，邹华耀，蔡勋育．川东宣汉地区天然　气地球化学特征及成因［Ｊ］．地质科学，２００８，４３（３）：５　ｌ　８－５３２．　Ｚｈｕ　Ｙａｎｇｍｉｎｇ，Ｗａｎｇ　Ｊｉｂａｏ，Ｈａｏ　Ｆａｎｇ，Ｚｏｕ　Ｈｕａｙａｏ＆Ｃａｉ　Ｘｕｎｙｕ．Ｇｅｏｃｈｅｍｉｃａｌ　ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ　ａｎｄ　ｏｒｉｇｉｎ　ｏｆ　ｎａｔｕｒａｌ　ｇａｓｅｓ　ｆｒｏｍ　Ｘｕａｎｈａｎ　ａｒｅａ，ｅａｓｔｅｍ　Ｓｉｃｈｕａｎ［Ｊ］．Ｃｈｉｎｅｓｅ　Ｊｏｕｒｎａｌ　ｏｆ　Ｇｅｏｌ—　ｏｇｙ，２００８，４３（３）：５　１　８－５３２．　［２６］Ｂａｒｋｅｒ　Ｃ．Ｃａｌｃｕｌａｔｅｄ　ｖｏｌｕｍｅ　ａｎｄ　ｐｒｅｓｓｕｒｅ　ｃｈａｎｇｅｓ　ｄｕｒｉｎｇ　ｔｈｅ　ｔｈｅｍｒａｌ　ｃｒａｃｋｉｎｇ　ｏｆ　ｏｉｌ　ｔｏ　ｇａｓ　ｉｎ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ［Ｊ］．ＡＡＰＧ　Ｂｕｌｌｅｔｉｎ．　１９９０，７４（８）：１２５４—１２６１．　［２７１　Ｓｃｈｅｎｋ　ＨＪ，Ｄｉ　Ｐｆｉｍｉｏ　Ｒ＆Ｈｏｒｓｆｉｅｌｄ　Ｂ．Ｔｈｅ　ｃｏｎｖｅｒｓｉｏｎ　ｏｆ　ｏｉｌ　ｉｎｔｏ　ｇａｓ　ｉｎ　ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ．Ｐａｒｔ　１：Ｃｏｍｐａｒａｔｉｖｅ　ｋｉｎｅｔｉｃ　ｉｎｖｅｓｔｉ—　ｇａｔｉｏｎ　ｏｆ　ｇａｓ　ｇｅｎｅｒａｔｉｏｎ　ｆｒｏｍ　ｃｒｕｄｅ　ｏｉｌｓ　ｏｆ　ｌａｃｕｓｔｒｉｎｅ，ｍａｒｉｎｅ　ａｎｄ　ｌｆｕｖｉｏｄｅｌｔａｉｃ　ｏｒｉｇｉｎ　ｂｙ　ｐｒｏｇｒａｍｍｅｄ·－ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ　ｃｌｏｓｅｄ－·ｓｙｓｔｅｍ　ｐｙｒｏｌｙｓｉｓ［Ｊ］．Ｏｒｇａｎｉｃ　Ｇｅｏｃｈｅｍｉｓｔｙｒ，１９９７，２６（７／８）：４６７—４８　１．　【２８１　Ｗａｐｌｅｓ　ＤＷ．Ｔｈｅ　ｋｉｎｅｔｉｃｓ　ｏｆ　ｉｎ－ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ　ｏｉｌ　ｄｅｓｔｕｒｃｔｉｏｎ　ａｎｄ　ｇａｓ　ｆｏｒｍａｔｉｏｎ：Ｃｏｎｓｔｒａｉｎｔｓ　ｆｒｏｍ　ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔａｌ　ａｎｄ　ｅｍｐｉｒｉｃａｌ　ｄａｔａ，ａｎｄ　ｆｒｏｍ　ｔｈｅｒｍｏｄｙｎａｍｉｃｓ［Ｊ］．Ｏｒｇａｎｉｃ　Ｇｅｏｃｈｅｍｉｓｔｒｙ，２０００，３　ｌ（６）：　５５３—５７５．　［２９】卢双舫，薛海涛，钟宁宁．石油保存下限的化学动力学研究［Ｊ】＿　石油勘探与开发，２００２，２９（６）：１－３．　Ｌｕ　Ｓｈｕａｎｇｆａｎｇ．Ｘｕｅ　Ｈａｉｔａｏ＆Ｚｈｏｎｇ　Ｎｉｎｇｎｉｎｇ．Ｔｈｅ　ｃｈｅｍｉｃａｌ　ｋｉｎｅｔｉｃ　ｓｔｕｄｙ　ｏｆ　ｔｈｅ　ｏｉｌ　ｐｒｅｓｅｒｖａｔｉｏｎ　ｔｈｒｅｓｈｏｌｄ［Ｊ］．Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ　Ｅｘ—　ｐｌｏｒａｔｉｏｎ　ａｎｄ　Ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，２００２，２９（６）：１－３．　［３０］Ｈｉｌｌ　ＲＨ，Ｔａｎｇ　ＹＣ＆Ｋａｐｌｎａ　ＩＲ．Ｉｎｓｉｇｈｔｓ　ｉｎｔｏ　ｏｉｌ　ｃｒａｃｋｉｎｇ　ｂａｓｅｄ　ｏｎ　ｌａｂｏｒａｔｏｒｙ　ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔｓ［Ｊ］．Ｏｒｇａｎｉｃ　Ｇｅｏｃｈｅｍｉｓｔｒｙ，２００３，　３４（１２）：１６５１－１６７２．　［３１】田辉，王招明，肖中尧，李贤庆，肖贤明．原油裂解成气动力　学模拟及其意义［Ｊ】＿科学通报，２００６，５１（１５）：１８２１—１８２７．　Ｔｉａｎ　Ｈｕｉ，Ｗａｎｇ　Ｚｈａｏｍｉｎｇ，Ｘｉａｏ　Ｚｈｏｎｇｙａｏ，Ｌｉ　Ｘｉａｎｑｉｎｇ＆Ｘｉａｏ　Ｘｉａｎｍｉｎｇ．Ｏｉｌ　ｃｒａｃｋｉｎｇ　ｔｏ　ｇａｓｅｓ：ｋｉｎｅｔｉｃ　ｍｏｄｅｌｉｎｇ　ａｎｄ　ｇｅｏｌｏｇｉｃａｌ　ｓｉｇｎｉｉｆｃａｎｃｅ［Ｊ］．Ｃｈｉｎｅｓｅ　Ｓｃｉｅｎｃｅ　Ｂｕｌｌｅｔｉｎ，２００６，５１（１５）：１８２１—　１８２７．　［３２】Ｔｉｎａ　Ｈ，Ｘｉａｏ　ＸＭ，Ｗｉｌｋｉｎｓ　Ｒ＆Ｔａｎｇ　ＹＣ．Ｔａｎｇ．Ｎｅｗ　ｉｎｓｉｇｈｔｓ　ｉｎｔｏ　ｔｈｅ　ｖｏｌｕｍｅ　ａｎｄ　ｐｒｅｓｓｕｒｅ　ｃｈａｎｇｅｓ　ｄｕｒｉｎｇ　ｔｈｅ　ｔｈｅｒｍａｌ　ｃｒａｃｋｉｎｇ　ｏｆ　ｏｉｌ　ｔｏ　ｇａｓ　ｉｎ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ：Ｉｍｐｌｉｃａｔｉｏｎｓ　ｆｏｒ　ｔｈｅ　ｉｎ—ｓｉｔｕ　ａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎ　ｏｆ　ｇａｓ　ｃｒａｃｋｅｄ　ｆｒｏｍ　ｏｉｌｓ［Ｊ］．ＡＡＰＧ　Ｂｕｌｌｅｔｉｎ，２００８，９２（２）：１　８　１—　２００．　【３３］何坤，张水昌，米敬奎．原油裂解的动力学及控制因素研究［Ｊ］．　天然气地球科学，２０１１，２２（２）：２１１－２１８．　Ｈｅ　Ｋｔｍ．Ｚｈａｎｇ　Ｓｈｕｉｃｈａｎｇ＆Ｍｉ　Ｊｉｎｇｋｕｉ．Ｒｅｓｅａｒｃｈ　ｏｎ　ｔｈｅ　ｋｉｎｅｔ—　ｉｃｓ　ａｎｄ　ｃｏｎｔｒｏｌｌｉｎｇ　ｆａｃｔｏｒｓ　ｆｏｒ　ｏｉｌ　ｃｒａｃｋｉｎｇ［Ｊ］．Ｎａｔｕｒａｌ　Ｇａｓ　Ｇｅｏ—　ｓｃｉｅｎｃｅ，２０１ｌ，２２（２）：２１ｌ一２１８．　［３４］刘德汉，肖贤明，田辉，申家贵．论普光原油裂解气藏的动　力学和热力学模拟方法与结果【Ｊ］．天然气地球科学，２０１３，　第３８卷第６期　地质勘探　４５　２Ｉ（２）：１７５一Ｉ８５．　Ｌｉｕ　Ｄｅｈａｎ．Ｘｉａｏ　Ｘｉａｎｍｉｎｇ．Ｔｉａｎ　Ｈｕｉ＆Ｓｈｅｎ　Ｊｉａｇｕｉ．Ｍｅｔｈｏｄｏｌｏ—　ｃｒａｃｋｉｎｇ　ｇａｓ　ｉｎ　Ｓｉｃｈｕａｎ　Ｂａｓｉｎ［Ｊ］．Ｊｏｕｒｎａｌ　ｏｆ　Ｅａｒｔｈ　Ｓｃｉｅｎｃｅｓ　ａｎｄ　Ｅｎｖｉｒｏｎｍｅｎｔ，２０１２，３４（２）：４９—５６．　ｇＹ　ａｎｄ　ｒｅｓｕｌｔｓ　ｏｆ　ｄｙｎａｍｉｃ　ａｎｄ　ｔｈｅｒｍｏｄｙｎａｍｉｃ　ｓｉｍｕｌａｔｉｏｎ　ｆｏｒ　０ｉｌ—　［３８】李伟，胡国艺，周进高．四川盆地桐湾期古隆起震旦系储层沥　ｃｒａｃｋｅｄ　ｇａｓ　ｐｏｏｌ　ｏｆ　Ｐｕｇｕａｎｇ［Ｊ］．Ｎａｔｕｒａｌ　Ｇａｓ　Ｇｅｏｓｃｉｅｎｃｅ，２０１３，　２１（２）：１７５—１８５．　青特征与天然气聚集机制［Ｊ】．天然气工业，２０１５，３５（６）：１５－２３．　Ｌｉ　Ｗｅｉ．Ｈｕ　Ｇｕｏｙｉ＆Ｚｈｏｕ　Ｊｉｎｇａｏ．Ａｓｐｈａｌｔ　ｆｅａｔｕｒｅｓ　ａｎｄ　ｇａｓ　ａｃ—　ｃｕｍｕｌａｔｉｏｎ　ｍｅｃｈａｎｉｓｍ　ｏｆ　Ｓｉｎｉａｎ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ　ｉｎ　ｔｈｅ　Ｔｏｎｇｗａｎ　ｐａｌ—　【３５】刘景东，刘光祥，王良书，吴小奇．川东北元坝一通南巴地区　二叠系一三叠系天然气地球化学特征及成因ｆＪ］．石油学报，　２０１４，３５（３）：４１７－４２８．　Ｌｉｕ　Ｊｉｎｇｄｏｎｇ，Ｌｉｕ　Ｇｕａｎｇｘｉａｎｇ，Ｗａｎｇ　Ｌｉａｎｇｓｈｕ＆Ｗｕ　Ｘｉａｏｑｉ．　ａｅｏ—ｕｐｌｉｆｔ，Ｓｉｃｈｕａｎ　Ｂａｓｉｎ［Ｊ］．Ｎａｔｕｒａｌ　Ｇａｓ　Ｉｎｄｕｓｔｒｙ，２０１５，３５（６）：　１５—２３．　［３９］刘树根，孙玮，李智武，邓宾，刘顺．四川盆地晚白垩世以来　Ｇｅｏｃｈｅｍｉｃａｌ　ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ　ａｎｄ　ｏｒｉｇｉｎ　ｏｆ　Ｐｅｒｍｉａｎ　ａｎｄ　Ｔｒｉａｓｓｉｃ　ｎａｔｕｒａｌ　ｇａｓ　ｉｎ　Ｙｕａｎｂａ—Ｔｏｎｇｎａｎｂａ　ａｒｅａ，ｎｏｒｔｈｅａｓｔｅｒｎ　Ｓｉｃｈｕａｎ　的构造隆升作用与天然气成藏［Ｊ］．天然气地球科学，２００８，　１　９（３）：２９３—３００．　Ｌｉｕ　Ｓｈｕｇｅｎ，Ｓｕｎ　Ｗｅｉ，Ｌｉ　Ｚｈｉｗｕ，Ｄｅｎｇ　Ｂｉｎ＆Ｌｉｕ　Ｓｈｕｎ．Ｔｅｃｔｏｎｉｃ　Ｂａｓｉｎ［Ｊ］．Ａｃｔａ　Ｐｅｔｒｏｌｅｉ　Ｓｉｎｉｃａ，２０１４，３５（３）：４１７—４２８．　【３６】赵酤，钟宁宁，李艳霞，张平．生烃化学动力学在川东北普光　气田的应用［Ｊ］．石油勘探与开发，２００６，３３（６）：６８２—６８６．　Ｚｈａｏ　Ｚｈｅ，Ｚｈｏｎｇ　Ｎｉｎｇｎｉｎｇ，Ｌｉ　Ｙａｎｘｉａ＆Ｚｈａｎｇ　Ｐｉｎｇ．Ａｐｐｌｉｃａ—　ｔｉｏｎ　ｏｆ　ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ—ｇｅｎｅｒａｔｉｎｇ　ｃｈｅｍｉｃａｌ　ｋｉｎｅｔｉｃｓ　ｉｎ　ｔｈｅ　Ｐｕｇｕａｎｇ　ｕｐｌｉｆｔｉｎｇ　ａｎｄ　ｇａｓ　ｐｏｏｌ　ｆｏｒｍａｔｉｏｎ　ｓｉｎｃｅ　Ｌａｔｅ　Ｃｒｅｔａｃｅｏｕｓ　ｅｐｏｃｈ，　Ｓｉｃｈｕａｎ　Ｂａｓｉｎ［Ｊ］．Ｎａｔｕｒａｌ　Ｇａｓ　Ｇｅｏｓｃｉｅｎｃｅ，２００８，１９（３）：２９３—３００．　［４０］朱传庆，徐明，单竞男，袁玉松，赵永庆，胡圣标．利用古温　标恢复四川盆地主要构造运动时期的剥蚀量［Ｊ］．中国地质，　２００９，３６（６）：１２６８—１２７７．　Ｚｈｕ　Ｃｈｕａｎｑｉｎｇ，Ｘｕ　Ｍｉｎｇ，Ｓｈａｎ　Ｊｉｎｇｎａｎ，Ｙｕａｎ　Ｙｕｓｏｎｇ，Ｚｈａｏ　Ｇａｓ　Ｆｉｅｌｄ，ＮＥ　Ｓｉｃｈｕａｎ　Ｂａｓｉｎ［Ｊ］．Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ　Ｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎ　ａｎｄ　Ｄｅ—　ｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，２００６，３３（６）：６８２—６８６．　［３７］马德文，邱楠生，许威，谢增业　四川Ｉ盆地原油裂解气的有　利地温场分布及其演化特征【Ｊ】．地球科学与环境学报，２０１２，　３４（２）：４９－５６．　Ｍａ　Ｄｅｗｅｎ，Ｑｉｕ　Ｎａｎｓｈｅｎｇ，Ｘｕ　Ｗｅｉ＆Ｘｉｅ　Ｚｅｎｇｙｅ．Ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ　ａｎｄ　ｅｖｏｌｕｔｉｏｎ　ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃ　ｏｆ　ｆａｖｏｒａｂｌｅ　ｇｅｏｔｈｅｒｍａｌ　ｆｉｅｌｄ　ｆｏｒ　ｏｉｌ　Ｙｏｎｇｑｉｎｇ＆Ｈｕ　Ｓｈｅｎｇｂｉａｏ．Ｑｕａｎｔｉｆｙｉｎｇ　ｔｈｅ　ｄｅｎｕｄａｔｉｏｎｓ　ｏｆ　ｍａｊｏｒ　ｔｅｃｔｏｎｉｃ　ｅｖｅｎｔｓ　ｉｎ　Ｓｉｃｈｕａｎ　Ｂａｓｉｎ：Ｃｏｎｓｔｒａｉｎｅｄ　ｂｙ　ｔｈｅ　ｐａｌｅｏｔｈｅｒ—　ｍａｌ　ｒｅｃｏｒｄｓ［Ｊ］．Ｇｅｏｌｏｇｙ　ｉｎ　Ｃｈｉｎａ，２００９，３６（６）：１２６８—１２７７．　（收稿日期２０１８－０２—２３编辑陈古明）　中石油最长页岩气管线首次生产清管成功　２０１８年５月ｌ８日１８时４７分，机械清管器在经历１２个监测点约９　ｈ的运行后到达纳溪西站，标志着中国石油西南油气田公司（以　下简称西南油气田）长宁区块页岩气外输干线——宁纳线首次生产清管通球成功，为后期的清管准备、清管器选型、清管过程监控及应　急保障积累了宝贵经验。　宁纳线作为目前中石油长度最大、管径最大的页岩气外输通道，途经地形地貌复杂的区域，翻越多处高陡坡，高差起伏大，最大高　差超过９００　ｍ，坡度达８Ｏ。。宁纳线起于宁２０９井区中心站，止于纳溪西站，管道外径为８１３　ｍｍ，设计压力６．３　ＭＰａ，线路总长１１０．４　ｋｍ。管线于２０１７年１２月投运，目前日输气量介于３６０×１０　～４５０×１０　ｍ　，输气压力介于３．６～４．２ＭＰａ。　面对复杂的地形地貌及管道内诸多不确定因素，为确保清管工作安全顺利完成，西南油气田精心编制清管方案及应急预案，多次组　织方案审查和讨论，明确清管器在不同工况下的气量、压力和控制措施。同时，成立现场指挥组、技术组、作业组、安全监督组、管线　巡查组及通球监听组等６个小组。　本次清管涉及四川长宁天然气开发有限责任公司、中国石油浙江油田公司、西南油气田输气管理处等３家单位，通过积极衔接，建　立沟通机制，保证管网和清管器平稳运行。根据管道沿线地形特点，在重点穿越、高陡坡、进出站及阀室等关键点设置监听点１２个。　结合管道沿线高程图，通过流量、压力监控、科学计算及各监听点的实时反馈，精确定位和跟踪清管器的运行距离。　（天工摘编自《中国石油报》）