玉龙河气田天然气成因及有利区带

玉龙河气田天然气成因及有利区带

四川盆地是中国的第一个采区，面积19.14公里。卧龙河气田位于四川盆地东部,是我国发现的第一个大气田,也是我国迄今为止产气最多的气田。卧龙河气田几乎囊括了四川盆地所见到的各种储层和气藏类型,属于典型的多源岩、多储层、多气藏的复合型气田。笔者主要基于天然气地球化学和地质学研究方法,探讨了卧龙河气田不同层位的天然气成因及成藏主要控制因素。1盆内沉积型油气四川盆地位于扬子地台西部边缘,是一个古老的大型含油气叠合盆地,以含气为主、含油为辅。其形成和发展经历了4个阶段,即晚元古代沉积基底形成阶段、古生代海相沉积阶段、中生代陆相沉积阶段和新生代强烈挤压褶皱阶段。盆内沉积总厚度约为8000～12000m,从震旦系到第四系均有发育,其中震旦系—中三叠统为海相碳酸盐岩沉积,上三叠统及以上地层为陆相河湖碎屑岩沉积。加里东—印支运动以大范围的升降为主,在四川盆地形成了大型隆起和坳陷(乐山—龙女寺古隆起和泸州—开江古隆起就在这一时期形成),并控制了天然气早期区域性运移和聚集;燕山—喜山运动,特别是喜山期的褶皱变形,形成了成带成群的局部构造圈闭,为油气的富集成藏创造了条件。四川盆地可划分为4个油气聚集区,即川东、川南、川西和川中气区。其中川东气区的大中型气田最多,气田(气藏)数及天然气储量和产量均在整个盆地中占首位,卧龙河气田即为川东气区的大型气田之一。2低背斜带的气田设计卧龙河气田位于川东高陡构造带,为川东气区的明月峡与苟家场高陡背斜带之间的一个低背斜构造,气田面积为92.1km2(图1)。卧龙河气田主要产层为中石炭统黄龙组(C2h)、下三叠统嘉陵江组(T1j)和下二叠统(P1)。2.1晚志留世—地层卧龙河气田除泥盆系缺失及白垩系和第三系因地表风化被剥蚀外,从震旦系到侏罗系都有分布。卧龙河气田的地层可分为晚元古代至早古生代的陆棚—开阔海相、晚古生代至中三叠世的台地浅海相和晚三叠世及以后的内陆河湖相3大沉积旋回及若干次级旋回。其中,震旦系—奥陶系是以碳酸盐岩为主的海相沉积。下志留统为广海陆架环境的沉积,晚志留世由于受加里东运动影响,全区普遍抬升,从而缺失中志留统—下石炭统。加里东运动末期,四川盆地川东断块开始下沉,海水从东向西发生海侵,形成局限海湾,中石炭统黄龙组沉积期海进超覆到达乐山—龙女寺古隆起东侧边缘,此时在川东地区沉积了潮坪环境的碳酸盐岩。石炭纪末期,随扬子地区再度抬升,海水退出,本区遭受剥蚀,中石炭统顶部的白云岩表现出风化和淋滤的特征,次生孔隙较为发育,是川东重要的勘探层系。二叠纪开始,本区再次接受沉积。早二叠世海侵初期,沉积了河湖沼泽和滨海沼泽相砂岩、泥岩、泥灰岩,中期为浅海台地相灰岩,晚期发育块状灰岩、白云岩,局部夹黑色页岩;晚二叠世发育开阔海台地相沉积。中生界沉积较为完整,以碎屑岩为主,下三叠统有碳酸盐岩发育,顶部出露侏罗系。2.2下统有机质类型卧龙河气田发育上三叠统须家河组、上二叠统龙潭组、下二叠统茅口组和志留系等多套烃源岩,其中上二叠统龙潭组煤系和志留系海相泥质烃源岩为本区主力烃源岩。志留系烃源岩主要为下统的黑色页岩和深灰色泥岩,平均厚度约为100m,含丰富的笔石,有机碳含量为0.56%～3.13%,镜下干酪根中腐泥组含量较高,大部分Ro值大于2.5%,表明其有机质类型好,生烃能力强,且已演化至过成熟阶段。上二叠统龙潭组烃源岩依据岩性可分为煤、黑色泥页岩和深灰色碳酸盐岩3种类型。其中煤和泥页岩属于Ⅲ型干酪根,有机碳含量分别为60.87%～75.1%和3%～7.54%,Tmax值较高;深灰色碳酸盐岩属于Ⅰ—Ⅱ型干酪根,有机碳含量为0.17%～3.06%,烃源岩有机质已演化到成熟—过成熟阶段。3天然气的地球化学特征和天然气的源卧龙河气田27口井气样的同位素组成与气组分分析结果见表1,27口井在平面上的分布见图1。3.1干燥系数c/c+由表1可知,卧龙河气田3个层系的天然气均以甲烷为主,其中石炭系黄龙组甲烷含量最高,为96.40%～97.65%,平均为97.13%;下二叠统甲烷含量为93.86%～95.79%,平均为94.83%;三叠系嘉陵江组甲烷含量为90.21%～98.30%,平均为95.12%。卧龙河气田天然气的干燥系数(C1/C1+)总体高于0.970,说明有机质热演化程度高。卧龙河气田天然气中非烃气体主要包括CO2和N2,且含量均很低。本次所取的气样由于现场仪器限制无法测量天然气中H2S的含量,但在取样过程中,明显可以闻到三叠系的气井比石炭系和二叠系的气井臭鸡蛋味浓,表明H2S含量相对要高,且王顺玉所测的三叠系天然气H2S含量达到4.55%～5.90%,也说明三叠系嘉陵江组天然气中H2S含量较高。3.2下二叠统和中石炭统由表1可知,卧龙河气田下三叠统嘉陵江组、下二叠统和中石炭统黄龙组天然气甲烷碳同位素(δ13C1)均较重,平均值分别为-33.14‰、-32.20‰和-32.87‰。三者乙烷碳同位素(δ13C2)有明显的差异,下三叠统嘉陵江组δ13C2值平均为-29.22‰;下二叠统δ13C2值平均为-33.63‰;中石炭统黄龙组δ13C2值平均为-35.25‰。丙烷碳同位素(δ13C3)分布也各不相同,下三叠统嘉陵江组δ13C3值平均为-24.64‰;下二叠统和中石炭统黄龙组天然气的δ13C3值明显较轻。卧龙河气田天然气的δ13CCO2值为-20.78‰～-12.18‰,且CO2含量低。根据CO2含量小于20%及δ13CCO2值小于-10‰是有机成因CO2的判断标准,该气田CO2是有机成因的。该区天然气R(3He/4He)的分布为0.38×10-8～4.86×10-8,R/Ra值为0.003～0.03,远小于1。根据天然气中氦同位素值大于1.4×10-6,即R/Ra>1,则说明有幔源氦加入的判断标准,该区氦属于壳源成因。3.3天然气的形成和气的特性3.3.1气田类型对碳系碳系的影响关于用δ13C1、δ13C2及δ13C3值来判别天然气的成因类型,国内外许多学者已经做了大量的研究[9,11,12,13,14,15]。戴金星认为:煤成气δ13C1值为-43‰～-10‰,δ13C2值大于-25‰,δ13C3值大于-23‰;油型气δ13C1值为-55‰～-30‰,δ13C2值小于-28.8‰,δ13C3值小于-25.5‰。由于甲烷碳同位素的判别区间有很大部分的重叠,并且甲烷碳同位素值不但反映母源的成分和类型,也反映母源的成熟度,同时在各种后生变化过程中,甲烷碳同位素值也会发生很大的变化,而天然气中乙烷等湿气组分稳定碳同位素特征更能够反映母源信息,故用乙烷等湿气组分碳同位素值来判别天然气成因更为合适。但需要强调的是,使用乙烷等碳同位素值来区分油型气和煤成气,对于单一来源气是有效的,对于混源气必须慎重。从卧龙河气田天然气的乙烷和丙烷碳同位素特征来看,下三叠统嘉陵江组天然气的δ13C2和δ13C3值是最重的,部分气样的δ13C2和δ13C3值处于煤成气和油型气的判别值的中值,部分偏向油型气特征。由此推测,嘉陵江组天然气可能为煤成气和油型气的混合。由根据δ13C1—δ13C2—δ13C3的判别图版对卧龙河气田各产层天然气成因类型进行的判别(图2)同样可以看出,大部分的嘉陵江组天然气落在煤成气和油型气的混合区域。对于煤成气和油型气的混合比例的确定,不能简单地以乙烷等碳同位素值接近哪种端元值作为依据。夏新宇等认为,当一种煤成气与一种油型气按一定比例混合时(小于8∶1),即使混合气以煤成气为主,混合气的乙烷碳同位素特征也属于油型气范围;戴金星等认为,相同成熟度的油型气比煤成气更富含C2+而贫甲烷,因此当两者混合时,油型气的乙烷含量较高,导致δ13C2值具有油型气的特征。我国鄂尔多斯盆地下古生界天然气是以煤成气为主,以油型气为辅。其甲烷和乙烷碳同位素特征与卧龙河气田三叠系嘉陵江组天然气非常类似,几乎重叠在同一区域内(图3),δ13C2值部分落在煤成气和油型气的中间区带,部分偏向油型气特征。对比鄂尔多斯盆地与卧龙河气田的烃源岩分布特征发现两者也有相似之处,鄂尔多斯盆地古生界存在多套烃源岩,即上古生界石炭—二叠系煤系优质烃源岩,石炭系海相石灰岩和下古生界奥陶系碳酸盐岩。其中奥陶系碳酸盐岩有机质类型较差,TOC含量低,生烃潜力有限。卧龙河气田三叠系嘉陵江组之下也有多套烃源岩,即上二叠统龙潭组煤系、泥页岩和碳酸盐岩,以及志留系的海相泥质烃源岩,其中上二叠统碳酸盐岩的生烃能力有限,而志留系烃源岩虽然生烃能力强,但志留系与三叠系相距较远,且在志留系之上已有石炭系良好圈闭捕获大量气体,所以志留系烃源岩对三叠系的贡献也并非主体部分。综上分析认为,三叠系嘉陵江组天然气是煤成气为主,油型气为辅,其中煤成气来自上二叠统龙潭组煤系和泥页岩,油型气主要来自志留系腐泥型烃源岩,可能还有少量上二叠统碳酸盐岩的贡献。戴金星等认为,使甲烷及其同系物碳同位素倒转的原因有4个,即有机烷烃气和无机烷烃气的混合、煤成气和油型气的混合、同型不同源气或同源不同期气的混合、烷烃气中某一或某些组分被细菌氧化。由图4(a)可看出,三叠系嘉陵江组天然气甲烷及其同系物碳同位素基本遵循正碳同位素系列规律,仅有少数气样发生δ13C3>δ13C4倒转,其倒转原因主要是煤成气和油型气的混合。3.3.2碳同位素稳定值中石炭统黄龙组天然气的δ13C2和δ13C3值最小,明显属于油型气的范围。由图2可知,石炭系天然气样点大多数落在碳同位素系列倒转混合气区;由由于储层中沥青与天然气具有同源关系,该区石炭系储层中沥青饱和烃同位素与志留系源岩干酪根同位素值相似,因而石炭系黄龙组天然气主要来自志留系烃源岩。3.3.3不同产层碳同位素特征下二叠统天然气碳同位素特征与石炭系有相似之处,即δ13C2和δ13C3值较小,气样落在碳同位素系列倒转混合气区(图2),发生了δ13C1>δ13C2倒转[图4(c)]。因此推测下二叠统天然气也以油型气为主,并有不同期次的油型气混合。但是,下二叠统与石炭系的天然气碳同位素特征又有不同之处。下二叠统δ13C1、δ13C2、δ13C3值均要比石炭系稍大,由图4可见,下二叠统天然气δ13C1>δ13C2倒转幅度明显小于石炭系。由于两套产层天然气的干燥系数接近,即两者有机质热演化程度接近,因而两者烷烃碳同位素特征的差异并非由于热演化程度不同造成的。志留系是卧龙河气田的主力腐泥型烃源岩,也应是下二叠统油型气的主要来源。除此之外,下二叠统茅口组还存在一套碳酸盐岩烃源岩,虽然有机质类型较差,但仍有生烃潜力。因此,可能是不同源岩生成的油型气混入而造成了下二叠统烷烃碳同位素组成特征与石炭系的差别。3.3.4干构建天然气中的c/c在天然气生成过程中,存在着两种成因的天然气,即干酪根裂解气和原油裂解气。对于多期成藏的盆地,早期形成的古油藏随埋深的增大其温度增高,古油藏中的原油必然要发生二次裂解而形成天然气。干酪根裂解和原油裂解形成的天然气中的C1/C2与C2/C3值完全不同:干酪根裂解所形成的天然气ln(C1/C2)值变化较大,ln(C2/C3)值变化较小;而原油二次裂解形成的天然气ln(C1/C2)值变化较小,ln(C2/C3)值变化范围较大。由图5可见,卧龙河气田的天然气具有原油二次裂解气的特征。此外,川东气区经历了古油气藏的形成及多期成藏过程,且石炭系和三叠系储层中广泛分布沥青。这也从另一方面为卧龙河气田存在大量原油裂解气提供了依据。4西藏主要的控制因素(1)龙门山晚三叠世内生油气藏卧龙河气田的天然气主要与下志留统和上二叠统发育的两套主力烃源岩有关。下志留统龙马溪组海相泥质烃源岩有机碳含量高,厚度大,热演化程度很高,以成气为主。在二叠纪进入生油门限,中三叠世后达到生油高峰,其生成的油气大量向上运移,形成古油气藏。上二叠统龙潭组烃源岩主要由煤、暗色泥岩和碳酸盐岩组成,该套煤系烃源岩为高—过成熟优质烃源岩,在晚三叠世晚期—晚侏罗世早期进入生油窗开始生油,在中侏罗世进入生油高峰,生成的大量液态烃向上覆储层运移,并在有利的圈闭中保存下来而形成油藏。此外,上二叠统、下二叠统碳酸盐岩也可能存在生排烃过程。(2)中国大气田的构成生气中心及其周缘气源充足,而且运移距离短,避免了天然气在长途运移中的大量散失,故若有圈闭就容易形成大气田。中国大气田常位于生气强度大于20×108m3/km2处。卧龙河气田三叠系、二叠系和石炭系各气藏均位于生气强度为(50～100)×108m3/km2处。(3)储层及储集空间中石炭统是川东气区主力产层,是一套台地相碳酸盐岩潮坪沉积,溶孔颗粒云岩、溶孔粉晶白云岩和角砾白云岩等储层普遍发育,储集层残余厚度为35～40m,储集空间以孔隙为主,溶洞和裂缝也较发育。孔隙度平均为6.4%,渗透率为(0.01～0.1)×10-3μm2,储层物性较好。该套储集层与志留系生气区配置甚佳,致使该气田石炭系天然气储量丰度高。下三叠统嘉陵江气藏主要分布在蒸发海台地及局限海台地等沉积单元。储集层岩性主要为粉屑白云岩、粉晶云岩及粒屑灰岩,储集空间以各种次生溶孔为主,裂缝仅在背斜高点和轴部较发育。该套储集层在构造范围内呈层状连续性分布,累计平均厚度约为23m,孔隙度为4.9%～5.8%。下二叠统气藏主要分布在开阔海台地沉积相带,储集层岩性主要为白云岩及白云质灰岩,储集空间主要是裂缝、溶洞及孔隙。储集层累计厚度约为5.6m,孔隙度一般高于2%,平均为4.28%,渗透率与裂缝关系密切。总之,大面积孔隙型白云岩为主的储集层发育、较好的孔渗性是该气田形成的有利条件。(4)古圈闭内古油气藏成藏川东气区的开江古隆起是在印支期形成的以剥蚀为主的沉积剥蚀隆起,且在燕山期继承发育。志留系源岩在三叠纪末已处于生烃高峰,油气形成后运移聚集在开江古圈闭中形成古油藏;在侏罗纪末,志留系源岩已处于湿气—干气演化阶段,并不断向开江古圈闭供气,同时古圈闭内早期聚集的原油开始裂解气化,形成带油环的古油气藏,完成了第一次成藏作用。早第三纪末的喜马拉雅运动造成四川盆地全面褶皱,川东地区形成褶皱强度大、伴有纵逆断层的高陡背斜构造群和其间的平缓背斜,第一次成藏形成的大面积的开江古气藏被解体。现今的卧龙河气田就是解体后古气藏中的天然气在古气藏原地的喜马拉雅运动期形成的圈闭中的二次成藏。(5)构造损害作用现今卧龙河气田的主力成藏期为喜马拉雅期。其