川中地区上三叠统须家河组油气成因与富集

川中地区上三叠统须家河组油气成因与富集
地质工程：吴可嘉
学号：20103090
第1 章前言
川中地区侏罗系至三叠系地层层序正常，保存条件好，须家河组烃源条件在四川盆地也较好。

经过勘探，在中层须家河组砂岩中也发现了较为频繁的油气显示，且附近的川中大安寨，磨溪等地区的须家河组均获得了良好的勘探效益。

其中通1井和岳1井已累计采气约1 亿余方；界6井至今仍在生产，已累计采气9868.1×104m3，出产原油1058.8t；威东2井、岳3井等多口井获得工业性油气流；包浅1、包浅4、包浅202 井等须二段获气并采出油约1.8万吨，该区的勘探前景良好。

过去油源的判识过分依赖生物标志化合物来对比，将油气孤立起来研究，未考虑油气藏整个烃体系的成因及来源。

而不同期原油生物标志化合物含量最高可相差2−3个数量级，只要极少量低熟—成熟油的混入足以使高过成熟油气生物标志化合物分布发生改变，误导油气源判识。

因此对复杂油气源不能单靠生物标志化合物来确定。

在川渝地区，目前已在同位素、气组分、轻烃和生物标志物等方面形成一套可信度高的系列鉴别指标和理论。

在众多老专家的带领下，深入研究了各类天然气的地球化学特征，建立了各类天然气的鉴别标志，特别是煤成气与油型气的识别标志，为为须家河组煤成气成因与富集的地质研究奠定了理论基础。

第2 章地质背景
2.1 地区概况
川中地区西起内江，东至大足县,南起荣昌县，北至安岳县，面积约8000平方公里，区域构造位置为川中古隆平缓构造区、华蓥山深大断裂断下盘（图2－1）。

图2－1 研究区地理位置图
其基底为刚性强磁性隆起基底，局部构造位于威远背斜东北下斜坡，向西南过渡到印支期泸州古隆起下斜坡，整个工区具有基底刚硬，断层发育较少，褶皱平缓的特点。

研究区北部威东～安岳地区为由西南至东北方向下倾的单斜，河包场～界市场～永安桥一线为由西南至东北方向下倾的由多个鼻状构造组成的巨型鼻状构造。

2.2 构造演化史
四川盆地现今发现的大、中型气田均与地史上主要的构造运动密切相关；研究区处于盆地相对稳定的西倾斜坡带和泸州～开江古隆起的西北斜坡。

在川中地区，内印支运动形成了古隆起带，上三叠统须家河组就是沉积在古隆起带，古隆起带使古地貌高低不平，须家河组的沉积必然是一个填平补齐的过程，因此，中三叠统侵蚀面对须家河组的储层、油气运聚和成藏都有深远的影响。

其次，燕山～喜山期造山运动使威远构造抬升隆起，形成现今的大形背斜圈闭。

而威远构造核部被风化剥蚀，须家河组地层已出露地表，成为研究区须家河组的一个泄压“天窗”，对须家河组油气的运聚和保存也起着重要的作用。

2.3 地层简况
川中地区须家河组为一套砂、泥（页）岩地层，厚510～630m。

自下而上可分为须一、须二、须三、须四、须五、须六段，其中须一、须三、须五段以灰、黑色泥（页）岩为主夹薄层灰色砂岩及煤层；须二、须四、须六段则为浅灰、灰白色砂岩夹薄层黑色泥（页）岩，其中砂岩为储集层。

2.4 储层特征
储层岩石类型主要为岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩为主，次为岩屑石英砂岩和长石石英砂岩，岩屑砂岩和长石砂岩较少。

纵向上看，须二段以岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩为主，次为长石岩屑石英砂岩；须四段以长石砂岩、岩屑长石砂岩为主，次为长石石英砂岩；须六段为长石岩屑砂岩和岩屑砂岩。

本区须家河组储集岩石英含量高，而长石、岩屑含量低，成分成熟度和结构成熟度都较高，成分成熟度指数（石英/长石+岩屑）一般在2.5～3之间以上。

粒度上来看，须家河组储层主要以中粒、细－中粒砂岩为主，次为中－粗砂岩，少量为粉砂岩；杂基主要由粘土矿物组成，含量一般小于6%；胶结物以灰质、硅质胶结物为主，次为粘土胶结物，含量一般小于8%。

须家河组储集空间类型按形态可分为孔隙和裂缝两大类。

须家河组储层储集空间类型以残余粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔为主，见少量铸模孔、胶结物内溶孔和杂基内溶孔等。

多为中～小孔，面孔率中等。

根据取芯井岩芯观察得知，岩芯裂缝较少，且多为中小缝，可分为构造缝和层间缝两类。

在岩芯中见到的层间缝多为泥碳质充填低角度小缝，构造缝多为被方解石或石英全充填的小缝，岩芯中构造缝不发育，高角度缝极为少见。

而在钻井过程中裂缝钻井显示相当发育，常出现井喷、井漏及放空等显示，岩屑录井中常见次生石英、方解石晶体，测井声波曲线表现出明显的跳波特征，测试往往能获得高产油气流。

通过钻井、测井、录井、岩芯等资料表明，裂缝在须家河组各段均有发育，但以须二段最为发育。

本区须家河组砂岩厚度大，平均孔隙度低，单井孔隙度差异较大，仍有局部高孔段储层存在，如足2 井须二段2132～2145m 孔隙度7.91～16.23%，平均为12.6%，渗透率0.0494～1.27×10-3μm2，该段产气0.365×104m3/d，为典型孔隙性储层。

须二段物性较好，孔隙度主要集中在4～10％，占总样品数的85%，平均孔隙度为7.34%，渗透率0.01～1.0×10-3μm2，平均为0.318×10-3μm2。

须四段孔隙
度4～9％，平均孔隙度为6.28%，渗透率0.1～1.0×10-3μm 2。

须六段平均孔隙度5.13%，平均渗透率0.14×10-3μm2。

平面上，由于储层的平面非均质性强，储层物性存在一定的差异，从北往南储层物性略显逐渐降低的趋势。

须二段储层物性以威东地区、大足—河包场地区为最好，储层平均孔隙度7.67～12.93%；次为潼南、遂南－磨溪地区。

须四段储层物性以安岳—通贤地区、磨溪地区为最好；而河包场、界市场等地相对较低，储层平均孔隙度5.38%，渗透率0.12×10-3μm2。

2.5 盖层特征
须家河组是一套连续沉积的由泥岩—砂岩—泥岩组成的多旋回沉积，其中孔渗较好的砂岩为储油气层，泥岩不仅为烃源岩，而且成为良好的盖层。

泥岩不仅是每一个次一级旋回沉积砂岩储层的盖层，而且也是分隔不同产气层段的间隔层，而致密砂岩段的发育致使须家河组纵向上形成多个产层，横向上产层不连续。

此外，侏罗系地层起着区域盖层的作用。

根据地层对比、钻探和测试成果分析，研究区的盖层与其下的砂岩储层一起构成了本区三套区域性的储盖组合：
（1）以须二段细~中粒砂岩为储层、须三段泥岩为盖层的储盖组合。

（2）以须四段粗~中粒砂岩为储层、须五段泥岩为盖层的储盖组合。

（3）以须六段下部中粒砂岩为储层、须六段中部泥岩为盖层或者以须六段上部中粒砂岩为储层、侏罗系珍珠冲组下部泥岩为盖层的储盖组合。

须家河组的的区域盖层为侏罗系地层，本区侏罗系厚达1600～1800 米，且以泥岩为主，盖层较好。

本区构造平缓，侏罗系断层极少，断距小，对保存有利。

第3章烃源岩地球化学特征
川中地区须家河组可能存在贡献的烃源岩主要有：志留系、中三叠统雷口坡组、上三叠统须家河组，由于须家河组是主要的烃源岩，所以对志留系和雷口坡组烃源岩做简要的概述，而对主力烃源须家河组做了详细的阐述。

3.1 须家河组烃源岩
3.1.1厚度与分布
须家河组是在中三叠世雷口坡期侵蚀面基础上沉积的典型陆相煤系碎屑岩沉积，纵向上一般可细分为六段。

由于须家河组沉积前中三叠统侵蚀面（雷口坡组残丘和洼地）起伏变化较大，须家河组沉积时对雷顶古地貌有填平补齐作用，因此须家河组厚度差异较大。

川中地区须家河组有“由南面向北”变薄的趋势（图3—1）。

其中，资阳地区须一段烃源岩较厚，须家河组二段主要为灰白色、灰色细～中粒砂岩、粗砂岩夹少量薄层泥岩与煤线，底与下伏须一段黑色页岩、顶与上覆须三段灰黑色页岩分界明显，为川中地区主产层。

威东地区烃源岩厚度较大，河包场和安岳地区厚度则大致相当，通贤和界市场地区烃源岩厚度相对小一些，包浅4 井须二段烃源岩仍然缺失，具有从研究区中部依次向南、向北变薄的趋势。

须家河组三段属滨浅湖沉积，岩性以灰黑色泥岩、泥质粉砂岩，含灰质重，局部夹泥灰岩和黑色炭质页岩、薄煤层，顶界与须四段底界砂岩分界明显。

其烃源岩厚度在足5～足6～威东5～包65～安1～威东2～通4 井区较大，包浅4 井须三段烃源岩依然缺失。

总体上则大足地区厚度较大，其次为威东、安岳地区，像须二段一样，仍然具有从研究区中部依次向南、向北变薄的趋势。

须家河组四段岩性以灰白色细～中粒砂岩为主夹少量薄层状黑色泥岩及煤线，顶界与须五段黑色页岩分界。

须四段烃源岩厚度较大。

总体上看，须四段烃
源岩普遍较薄，其中通贤、河包场、界市场地区厚度相对大一些，整个研究区烃源岩厚度复杂，没有一定的规律可循。

须家河组五段属滨浅湖－沼泽沉积，岩性以灰黑色泥页岩主局部。

须五段烃源岩在研究区普遍较厚，总体厚度具有从研究区北面向南面依次减小的趋势。

须家河组六段在研究区常分为三层，下部为灰白色中、细砂岩夹薄层黑灰色页岩及粉砂岩，中部为灰黑色页岩夹粉砂岩及砂岩，局部夹煤线，上部为以灰白色中、细砂岩为主，局部井区夹少量粉砂岩及灰黑色页岩。

其烃源岩厚度在河包场地区最大，其威东和通贤地区较小，最小的井则为通3井，只有1m。

整体上烃
图3—1 川中地区及其周缘须家河组烃源岩厚度（m）统计
3.1.2 有机质丰度
川中地区评价烃源岩的有机质丰度的常用指标有残余有机碳含量、氯仿沥青“A”和总烃。

在煤系地层中，烃源岩有机质的转化率较低，残余有机碳含量可以有效反映烃源岩有机质的丰度。

通过对大足地区须家河一段、三段、五段的泥岩以及二段的泥岩夹层样品分析，发现各层段的平均有机碳含量都在生烃门限值以上，都具有一定的生烃物质条件基础，其中须一段泥岩和碳质泥岩的有机碳含量最高，平均为1.76％，其次是须二段泥岩夹层，平均为1.64％，再次是须五段泥岩，平均有机碳含量为1.36％，须三段泥岩相对较差，平均为1.10％（图3—2）。

图3－2 川中地区须家河组各段烃源岩平均有机碳含量分布图
须一段：其平均有机碳含量较高，平均值为为1.76%，是川中地区须家河组中最高的一段，总的说来须一段泥页岩应该是一套较好的烃源岩。

须二段：泥岩夹层有机碳含量平均值为1.64%，应该说须二段泥岩夹层是一套中等～较好或较好～中等烃源岩。

须三段：平均有机碳含量是须家河组中最低的一段，为1.10%。

总体上讲须三段泥页岩是一套中等烃源岩。

须五段：有机碳平均值为1.36%。

总的来说须五段泥页岩属于一套中等～较好烃源岩。

须六段：有机碳平均值1.20％，综合分析应属于较好－中等烃源岩。

须家河组除了暗色泥页岩和碳质泥岩外，还有煤层分布，本次取样所取到的研究区内的威东6 井的须一段的煤层的有机碳含量为67.66%，通9 井须一段的碳质泥岩的有机碳含量为37.55%，足5 井的须二的煤层的有机碳含量为64.47%。

3.1.2.3 氯仿沥青“A”
氯仿沥青“A”是岩石中的可溶有机质。

国内外对氯仿沥青“A”含量界限也作了大量的统计研究。

统计分析表明，好的烃源岩氯仿沥青“A”中位值在0.1％（1000ppm），高者可达1％，非烃源岩氯仿沥青“A”含量低于0.01％（100ppm）。

川中地区须家河组暗色泥岩各层段氯仿沥青“A”的平均值都在有效烃源岩门限值以上（图3—3），说明该区须家河组各层段泥岩都具有一定的生烃物质条件基础，以须一段为最好。

其中须一段泥岩的氯仿沥青“A”含量为167～1159ppm，平均为663ppm，为所有层段中最高的一段；其次是须五段泥岩相对较低，氯仿沥青“A”含量变化范围112～285ppm，平均为219ppm；须三段泥岩范围为96～195ppm，
图3—3川中地区须家河组泥岩氯仿沥青“A”含量
3.1.2.4 总烃
总烃不仅是评价有机质丰度指标，也是判断烃源岩成熟度指标。

好烃源岩总烃在1000ppm 左右，较好烃源岩一般不低于500ppm，低于100ppm 为非烃源岩。

川中地区须家河组暗色泥岩的总烃含量（表3－4），其中须一段泥岩总烃含量较高，变化范围34～540ppm，平均值287ppm，在生烃门限值以上，须五段泥岩总烃含量46～175ppm，平均99ppm，与下限值接近，表明它们具有一定的生烃能力。

须三段泥岩总烃含量14～77ppm，平均52ppm，没有达到有效烃源岩的下限值。

显然氯仿沥青“A”中总烃的含量偏低，原因是由于上三叠统须家河组泥岩的母质类型主要为III 型，导致饱和烃和芳香烃含量较低，胶质和沥青质的含量高。

氯仿沥青“A”和总烃含量测定由于受到的影响因素多，因此在烃源岩评价中仅
图3—4川中地区须家河组泥岩总烃含量
总的说来，从川中地区须家河组泥岩的有机碳含量来看，各层段的有机质丰度都达到了生烃门限值，须一段泥岩达到了较好烃源岩级别，须二段泥岩夹层和
须五段泥岩达到了中等～较好的烃源岩级别，而须三段则属于中等烃源岩，须六段泥岩夹层达到了较好－中等烃源岩标准。

但从氯仿沥青“A”和总烃含量上看，须一段、须五段泥岩属于中等～较好烃源岩级别，而须三段属于差～非烃源岩。

综合以上各参数认为川中地区须家河组须一段、须五段泥岩属于较好～中等烃源岩，须三段属于差—中等烃源岩。

3.2 雷口坡组烃源岩
川中地区雷口坡组为局限海台地相沉积，以灰岩、白云岩为主，夹硬石膏和岩盐。

源岩主要为碳酸盐岩，厚0～450m，有机质含量低，有机质贫乏使成烃能力差。

3.3 志留系烃源岩
川中地区志留系为广海陆棚环境沉积的一套泥质岩类，但志留系沉积中心在万县、泸州地区，即在四川盆地志留系泥质烃源岩存在两个发育区，故川中地区志留系同样具有良好的生烃能力。

第4 章油气分布及其基本地球化学特征
4.1 油气分布
川中地区须家河组油气分布的储层主要为须二，其次为须四，再次为须六，须一、三、五等有少量储层分布，平面上该区的油气主要分布在北面的安岳—通贤地区，西面的威东地区以东南面的河包场、界市场一带。

其中，安岳、通贤地区产气的同时，也产一些油，有工业产能的井多为油气同产，而威东地区和河包场、界市场一带则以产气为主，大部分井中测或完测仅有油显示，而没有工业油流。

须二段是研究区须家河组的主要产层，且主要分布在安岳－通贤一带，油气显示的井有28 口，其中工业油气井7 口，分别为通1、2、6 井，岳3井以及包27、36，包浅201井等，前者油气同产，后者以产气为主；小气井6口，分别为岳1井、川4井、足2井、包65、23井，以及包浅202井等。

须四段仅次于须二，为研究区的第二大产层，油气主要分布在河包场、界市场一带，其中工业气井分别为包36井、包浅1、4、203、206井以及界1、6、7井等，小气井则有包13，包4-X4井以及界11井等。

须六段油气显示的井较少，仅在威东的威东9井以及河包场的包浅001-16井、包浅201井获工业气流。

研究油气分布的同时，我们计算了研究区及其周边地区的油气比，结果表明：总体上安岳－通贤地区产油较多，油气比一般在500g/m3以上，高于周边的磨溪、遂南、龙女寺等气田，这些气田油气比多在100g/m3以下，甚至低于50g/m3；河包场、界市场产油少或几乎不产，油气比大概在10g/m3左右甚至更低。

研究区内油气比以通1井（1500g/m3）最高，自通1 井为中心向研究区西面的威东9井和东南方向大足、河包场地区油气比迅速降低，河包场、界市场以产气为主，几乎不产油。

纵向上须二的油气较高，高于须四、须六。

4.2 原油地球化学特征
4.2.1 油的物理化学性质
川中地区须家河组所产的油主要为凝析油，有少量正常原油。

川中地区须家河组的凝析油与正常原油相比一般密度低，粘度低，少含胶质、沥青质，多呈无色或浅黄色。

川中地区原油的比重分布在0.71～0.83，除了安字号的井，如安1、安7 井油的比重大于0.80，为典型的正常原油或轻质油之外，其它的油的比重都小于0.80。

相对而言，安岳地区油的比重最大，威东地区最小，通贤和河包场地
区居中。

安岳地区安字号的井的油的比重大于岳字号的井；通贤地区则以通2井为最大，其次为通1、通9、通6，最后为通3井；威东地区威东9井的油比重大于威东7井；河包场地区包浅201井油的比重最大，为0.7884，包浅4井的最小，也是测试井中比重最低的凝析油。

从50℃时的粘度数据来看，川中地区油的粘度在0.56～4.70，最小为威东7井（比重也最小），最大为安1井（比重也最大），对不同井来说，比重越大，粘度就越大。

与正常原油相比，川中地区须家河组凝析油的组分以饱和烃为主，如安岳2井凝析油饱和烃含量为83.96％，非烃和沥青质含量通常较低，由煤系产出的凝析油中非烃和沥青质含量少，这是由于非烃和沥青质分子量，结构复杂，极性大，被吸附力强，而煤系具有强的吸附性，致使非烃和沥青质难于从煤系中释放出来。

总之，研究区凝析油以富饱和烃、贫非烃和沥青质为特征。

4.2.2 全油碳同位素组成
原油的碳同位素组成是判断母岩的沉积环境和烃源对比的良好指标，其主要受母质的碳同位素控制。

在海相环境中湖泊水生生物具较轻的碳同位素组成，因此,海相原油贫C13同位素。

但是，在陆相沼泽或海陆交互相成煤环境下形成的高等植物，其碳同位素可分为两组，δ13C平均值分别为-24‰和-14‰，因此，煤系有机质及其衍生物偏向于富集C13同位素。

研究区的全油碳同位素主要分布在29.86‰～27.03‰（图3—5），通2井最轻，威东7井最重，可见川中地区属于陆相油为主，同时具有湖相有机质成因的特征，与典型的煤成油不同。

表4－1 川中地区须家河组全油碳同位素分析数据表
4.2.3 原油的轻烃
川中地区须家河组气藏中的油多为凝析油，这也是煤型气的重要标志之一。

凝析油中的轻烃是与天然气较为接近的组分，因此它能为天然气成因提供重要的地球化学信息。

川中地区须家河组凝析油（表4－2）C4～C7 轻烃中链烃含量总体来讲较低，芳香烃含量较高，支链烷烃相对正构烷烃占优势，属于以腐殖母质来源为主的凝
表4－2川中地区一些凝析油C4～C7 轻烃族组成
在C7 轻烃化合物的组成中，一般正庚烷的含量主要反映藻类和细菌生油的贡献，甲基环己烷主要反映高等植物的木质素和纤维素的贡献，二甲基环戊烷主要来源于水生生物的类脂化合物，因此，腐殖型有机质形成的油甲基环已烷高，腐泥型有机质生成的油甲基环已烷较低。

川中地区须家河组的凝析油甲基环己烷
含量较高，多>50％,正庚烷（nC7）多数在40％以下，具有以腐殖型成因油为主的特征。

4.2.4 原油的生标物
凝析油和生油岩中各类多环芳烃相对百分组成与母源性质、沉积环境及有机质成熟度密切相关。

我们分析了川中两口井的油样的芳烃生标物，岳3井和包浅1井，检测出的化合物主要为菲系列和萘系列，还有少量的硫芴系列，菲系列中没有检测出惹烯。

我们分别计算了它们的海松烯/总烷基菲的值，其中岳3 井为0.04，包浅1井为0.05，与川中地区须家河组页岩和砂岩的比值0.04－0.07 比较接近。

此外，包浅1井油样中还检测出了C20、C21三芳甾烷，但含量很低，说明它的油的成熟度较岳3井稍低，因为芳香甾烷在成熟度较低的样品中富集，在成熟度较高的样品中贫乏。

煤系样品即使是成熟度较低，芳香甾烷含量也很低，研究区的两口井，包浅1井虽然检测出了C20、C21 三芳甾烷，但是含量较低，岳3井根本检测不出，说明它们与煤系有机质有关。

4.3 天然气地球化学特征
天然气的组成与生烃母质的成熟度和类型有关，同时也受到成藏次生作用的影响。

不同演化阶段同一种母质类型的天然气组成和性质呈现规律性的变化。

4.3.1 天然气组成
川中地区天然气组成中以烃气为主，以安岳与通贤两地为例（表4—3）可知，川中地区须家河组的甲烷含量大都小于90％，以湿气为主。

总体从平面上来看，天然气干燥系数LOG（C1/C2＋）在研究工区内以威东地区和界市场地区较大。

而C2＋的含量则与天然气干燥系数变化趋势相反，安岳、通贤较大。

由表4—3还可
表4—3川中地区须家河组天然气组成统计
4.3.2 天然气稳定碳同位素
天然气甲烷的碳同位素组成随成熟度的增加而增加，乙烷碳同位素组成也随
成熟度的增加而增加，只是增加的幅度不如甲烷大。

因此，天然气的乙烷碳同位素组成如果除去混源外，主要反映天然气的母质来源。

川中地区须家河组天然气甲烷碳同位素基本上处于－38‰～－44‰，表明是以成熟阶段为主的气；乙烷碳同位素安岳－通贤地区较重，安岳2井乙烷碳同位素为26.69‰，具有典型煤成气的特征。

而威东、河包场、界市场则相对轻一些，分布在28‰～30‰之间，既有须家河组煤系泥岩的影响，也有外源腐泥型气的混入。

第五章油气成因与来源分析
5.1 须家河组天然气自生自储为主
川中地区以及周边的川中－川南过渡带大部分须家河组天然气普遍较湿，甲烷含量多分布在80％～90％，主体应属于成熟阶段的天然气。

部分>90%但一般不超过93％，这些天然气乙烷含量一般>5％以上，重烃C2+含量可高达10％以上，干燥系数log（C1/C2+）一般不>1，明显低于下三叠统嘉陵江及其下伏层系的天然气，重烃组分中含有较高的丁烷及其以上的组分，而下三叠统嘉陵江组和下伏层所产天然气一般重烃含量低，且丁烷以上组分含量特低或不存在，川中地区须家河组天然气与四川盆地西北地区中坝气田以及中部地区八角场、遂南气田等须家河组所产的天然气组成比较一致，经多年的研究和勘探证实，这些天然气主要为上三叠统须家河组成熟的烃源岩所生成的天然气。

因此，川中地区大多数构造须家河组天然气应主要来自须家河组自生的烃源岩。

5.2 须家河组凝析油具有自生自储的特征
不同构造区原油存在一定的差异，须家河组总体都重于－29.5‰，属于陆相油为主的特征，从油气地球化学特征里我们可以看到，通2 井和包浅201 井的油的密度较大，大于凝析油，我们认为它们属于轻质油，所以它们的全油碳同位素较轻也不足为奇了，但它们都重于－30‰，说明这些油主要为煤系中的泥岩或湖相泥岩的产物，从干酪根显微组成上来看，须家河组煤系烃源岩不易成油，而易成气，普遍产出的少量凝析油或原油应主要为其中混合型有机质，特别是一些较深水的暗色泥岩所生成，因此表现的全油同位素与典型煤成油不同。

相邻不远的嘉陵江组则轻于30‰，属于海相油为主的特征。

第六章烃源模式与结论
6.1 Ⅲ型干酪根的成烃
川中区须家河组成熟度分布在0.94～1.26％之间，正处于成熟大量生烃阶段，干酪根类型主要为Ⅲ型，局部也存在Ⅱ型混合有机质，甚至Ⅱ1 或Ⅰ型的浅湖相有机质。

其中Ⅲ型干酪根的显微组分中，镜质组和惰质组的含量较高，壳质组含量非常低，镜质组和惰质组的生油能力一般较低，而壳质组不但能生气，也有一定的生油能力，所生成的天然气相对较湿，因此研究区上三叠统须家河组的Ⅲ型为主的煤系烃源岩在成烃过程中以生气为主，生油为辅。

6.2 烃源模式与展布
根据生物标志物的对比和油气碳同位素、轻烃、中分子量烃等全烃烃源对比研究结果，内江－大足地区须家河组不同部位分布的烃源类型不同，见烃源模式展布图（图6—1）。