元坝气藏和通南巴气藏气藏碳同位素组成特征

元坝气藏和通南巴气藏气藏碳同位素组成特征

0致密砂岩气田通过2012年《石油勘探与开发》第三版《中国致密砂岩气及勘探与开发的重要意义》一书，作者以中国15个致密砂岩气田烷烃碳作为特征，结合其他科学家在中国的一些发展中国家和近畿砂岩气田的研究成果，得出结论，中国的致密砂岩气是通过煤炭形成的结论。印峰等在《石油勘探与开发》2013年第1期《也谈致密砂岩气藏的气源》(以下简称“印文”)一文中,以四川盆地元坝和通南巴地区须家河组(T3x)致密砂岩气藏为例,研究认为“元坝气田须家河组致密砂岩气主要由自源型的煤成气和他源型的油型气组成,同时伴有少量无机成因气,为混合改造型气”,“通南巴气田须家河组致密砂岩气主要由他源型的油型气组成,也伴有少量的无机成因气,为混合成因型气”,笔者认为印文有关四川盆地元坝和通南巴地区须家河组致密砂岩气藏气源问题的认识还有待商榷。1天然气的概念1.1油型气质及煤成气质组分天然气成因一般可根据其来源,分为来自生物源的有机成因及来自非生物源的无机成因两类,据此原则稀有气体均为无机成因。众所周知:天然气组分如烷烃气、CO2、N2和H2S等均有有机成因和无机成因两类,但这些组分中只有烷烃气可根据其烃源岩干酪根类型,或根据其碳氢同位素组成特征并辅以某些轻烃组分指标,鉴别出其为油型气还是煤成气。其他组分则既没有可靠的鉴别指标,也一般不是天然气中的主要组分,目前还没有把其分为油型气或煤成气。由于天然气中通常含有微量的稀有气体,同时在地层中含有现代及古代的生物源,所以天然气中通常是有机成因组分占绝对优势,也有极微量的稀有气体。因此,通常沉积岩中的气体是有机成因气和无机成因气的混合体,并以有机成因气组分为主,仅在特殊地质环境中见纯无机成因的天然气,如火山喷发气、大洋中脊排放的天然气(如北大西洋中脊LostCity的天然气,其δ13C1值为-9.9‰,δ13C2值为-13.3‰,δ13C3值为-14.2‰,δ13C4值为-14.3‰,证明烷烃气是无机成因)。1.2气田藏气所谓气田(藏)气广义上是指聚集在某种圈闭中的各种组分的天然气,实际上通常论及气田(藏)气时往往是指狭义上气藏中最大(主流)组分的气。广义上气田(藏)气的气源都是有机成因与无机成因的混合型,但在狭义上,从经济性、气源对比和成因研究角度看,气田(藏)气往往是指占绝大部分的主流组分。因而,世界上绝大多数气田(藏)气系指烷烃气气田,因为烷烃气在天然气中经济价值最大,其气源对比信息量大,容易利用其鉴别成因。当然,世界上还有少数或个别气田(藏)气以CO2或H2S为主。如中国东部及大陆架上发育CO2含量在90%以上的气田,研究确定其CO2为无机幔源成因,伴生的少许烷烃气则是有机成因,这些气田通常称之为幔源成因CO2气田,而不称之为混合成因气田,尽管这些CO2气田中含有少量有机成因烷烃气。2元水库气田徐家河群致密砂岩气藏之源2.1煤成气与油型气元坝气田须家河组致密砂岩烷烃气含量为81.95%(元坝27井)~99.56%(元坝11井),平均为97.58%(见表1、表2),即烷烃气是该气田的主要组分,它的存在体现了气田的经济价值,因此气田的气源应以其为体现。“印文”根据表1中14个气样烷烃气δ13C1值小于-30‰、多数样品具正碳同位素系列及7个气样3He/4He值为0.0108~0.0145的壳源型气特征,得出元坝气田须家河组致密砂岩气是有机成因的结论是正确的。烷烃气碳同位素研究是目前进行气源对比的最有效方法,但在应用该方法时应密切注意烷烃气各碳同位素值之间的相互关联性并与实际地质情况结合。“印文”根据煤成气的δ13C2值一般大于-28.0‰、油型气的δ13C2值一般小于-28.5‰的鉴别标准,得出元坝气田8个气样为油型气(元坝2井的T3x2、T3x1,元坝4井的T3x2,元坝6井,元坝22井,元坝27井,元陆6井和元陆9井)。笔者认为,此处仅根据δ13C2值鉴别气源,而未考虑烷烃气各碳同位素值之间的关联性,且未结合实际地质情况进行分析,因而将这些气样确定为油型气的结论存在弊端。结合地质分析,表1中元坝2井有4个样品,δ13C1值为-32.0‰~-30.9‰,δ13C3值为-26.5‰~-23.4‰,呈煤成气特征。其中T3x3和T3x2(4600~4640m)气样,δ13C2值分别为-25.2‰和-27.0‰,结合该两气样的δ13C1值和δ13C3值,把此两气样确定为煤成气是合理的;但T3x2(4512~4535m)和T3x1气样的δ13C2值则变轻,分别为-30.4‰和-30.2‰,“印文”认为此两气样应为油型气,但与其δ13C1值和δ13C3值具有煤成气的特点相矛盾,故不考虑δ13C1、δ13C2及δ13C3值的关联性,仅根据δ13C2值确定气是油型气值得商榷和怀疑,因为对于同一口井须家河组煤系气源岩段,地层垂直剖面上出现油型气—煤成气—油型气—煤成气的气源组合是不可能的。同时,元坝4井同一口井有T3x4和T3x2两个气样,根据T3x2的δ13C2值为-29.7‰而把气源定为油型气,与将元坝2井两个气样定为油型气情况相同,亦值得商榷。“印文”中还根据δ13C2值小于-28.5‰把元坝6井、元坝22井、元陆6井和元陆9井4口井气源都划为油型气,亦值得商榷:只有正碳同位素系列即原生型烷烃气中δ13C2值小于-28.5‰才可把该气归为油型气。由表1可知,元坝6井烷烃气发生碳同位素倒转,故不能用δ13C2值作为划分油型气的标志;同样元坝22井δ13C1值为-34.5‰、δ13C2为-35.4‰,元陆6井δ13C1值为-31.3‰、δ13C2值为-31.4‰、δ13C3值为-31.7‰,元陆9井δ13C1值为-31.4‰、δ13C2值为-32.0‰、δ13C3值为-32.1‰,这3口井烷烃气具无机成因烷烃气典型的负碳同位素系列,故也不能用δ13C2值作为划分油型气的标志,所以把元坝6井、元坝22井、元陆6井和元陆9井烷烃气划为油型气的根据不足。由表1和表2可见,元坝气田17个气样的δ13C1值为-34.5‰(元坝22井)~-30.3‰(元坝11井),多数井δ13C1值大于-32.0‰,即较重。若按“印文”观点,8口井油型气的δ13C1值亦为-34.5‰~-30.3‰,平均为-32.0‰,具如此重δ13C1值的油型气的烃源岩成熟度应该很高。中国威远气田灯影组(Z1d)天然气被公认为是成熟度很高的烃源岩(威28井Ro值为3.39%)生成的天然气,其δ13C1值为-32.7‰(威30井)~-32.0‰(威27井)(见表3),平均值为-32.4‰,比元坝气田δ13C1平均值-32.0‰还轻,故推断元坝气田气源若为油型气,其气源岩Ro值应比威远气田的还高。取元坝气田δ13C1平均值-32.0‰,按戴金星等油型气公式,或赵文智和刘文汇Ⅰ型源岩油型气公式计算,分别得到元坝气田若为油型气时其源岩Ro值分别为4.42%和3.57%。从表1和表2元坝气田17个气样组分分析得知,各气样均含C2H6、C3H8和C4H10,17个气样中有15个气样C2H6含量在1%以上,另2个气样C2H6含量也分别为0.91%和0.67%。但由表3可见威远气田气样中重烃气仅有C2H6,含量为0.07%~0.17%,比元坝气田低得多。重烃气含量对比表明威远气田源岩成熟度比元坝气田高。所以“印文”中依据元坝气田δ13C1平均值为-32.0‰认定其为油型气是错误的,只有认为是煤成气才能解释上述重烃气含量的不同,且符合元坝气田气源岩成熟度比威远气田低的事实:元坝气田须家河组三段Ro值约为1.6%。国内外油型裂解气δ13C1值几乎都小于-31‰,如威远气田(见表1),但高成熟度的煤成气则有许多δ13C1值大于-32.0‰甚至大于-30.0‰(见表4)。基于以上对比,把元坝气田烷烃气气源确定为煤成气比油型气更符合该气田的实际地质情况。2.2碳同位素系列由表1可知元坝22井、元陆6井和元陆9井具有负碳同位素系列,“印文”据此认为元坝气田须家河组致密砂岩烷烃气可能有非煤成气来源。笔者认为导致这种负碳同位素系列的原因有以下2点:①气田水溶气比气层气碳同位素组成明显偏重,气田水对天然气碳同位素组成有明显的分馏作用,当水溶气混入气层气中占主导地位时,可导致碳同位素系列出现倒转;②美国阿伯拉契亚盆地北部志留系和奥陶系深盆气藏甲烷及其同系物出现负碳同位素系列,Burruss等认为除了混合作用外,还与过渡金属及水介质在250~300℃发生氧化还原作用时乙烷和丙烷发生瑞利分馏有关。所以在此把有机烷烃受后期分馏改造偶尔出现的负碳同位素系列称为异常的负碳同位素系列。2.3油型气标志的增加天然气中烷烃气碳同位素系列对比不能确定其气源,可借助与之共生同源的C7轻烃系统研究辅助印证气源研究。许多学者利用C7轻烃系统三角图版成功鉴别了煤成气和油型气。C7轻烃系统的化合物包括3类:正庚烷(nC7)、甲基环己烷(MCC6)及各种结构的二甲基环戊烷(∑DMCC5)。正庚烷主要来自藻类和细菌,是良好的成熟度指标,其多是油型气标志。各种结构二甲基环戊烷主要来自水生生物的类脂化合物,其多是油型气的标志。甲基环己烷主要来自高等植物木质素、纤维素、糖类,是反映陆源母质类型的良好参数,其多是煤成气的标志。因此,以上述3类化合物为顶点编制的三角图(见图1)能较好判别出煤成气和油型气。例如,表1和表2中元坝3井T3x4烷烃气碳同位素发生倒转,但基本具有煤成气特征,根据C7系统三角图判定其必定为煤成气(见图1)。2.4碳酸盐岩储集层“印文”认为元坝气田须家河组致密砂岩气12个气样除元陆9井的δ13CCO2值为-12.5‰,为有机成因外,其余11个均为无机成因的观点是正确的,但认为这些无机成因CO2显示深部气源的特点,即为下伏雷口坡组碳酸盐岩的变质或水解成因值得商榷。钙屑砂岩(碎屑中碳酸盐岩岩屑占50%以上)在整个川西坳陷须家河组四段广泛分布,元坝地区须家河组三段也发育钙屑砂岩。元坝地区须家河组晚成岩阶段须三段泥岩压实过程中排出有机酸,对钙屑砂岩中碳酸盐胶结物及碳酸盐岩碎屑颗粒进行溶蚀,形成溶蚀裂隙及溶蚀孔隙,改造储集层,使其物性变好,同时有机酸溶蚀碳酸盐岩也产生无机成因CO2,所以,笔者认为须家河组致密砂岩中含量很低的CO2是须家河组自生自储的,而并非来自下伏雷口坡组碳酸盐岩;同时元坝地区雷口坡组压力系数为1.388~1.626,而上覆须家河组地层压力系数普遍大于1.8,高于雷口坡组,这也说明须家河组CO2不可能由雷口坡组向上运移而来。3油型气与煤成气的地层关系“印文”根据表5中5口井气样烷烃气碳同位素系列,以及马101井和马102井氦同位素具有壳源型特征,得出烷烃气主要是有机成因的结论是正确的。但“印文”认为“通南巴气田须家河组致密砂岩气主要为油型气组成”,即为他源型的油型气,并伴有少量(0.07%~0.44%)无机成因CO2,故确定为混合成因型气的结论值得商榷。以下几点可证明通南巴气田须家河组致密砂岩气藏的气源是自生自储的煤成气。①表5中马1井须家河组四段烷烃气占99.53%,CO2仅占0.15%,按前述原则,气藏的气源应该是其主要组分烷烃气的成因。该井δ13C1值为-25.2‰,在有机成因气中,高成熟和过成熟的煤成气δ13C1值可为(-30‰,-10‰),表4中部分气样δ13C1值就很大,如克拉201井为-26.2‰,升深1-1井为-26.0‰,故马1井须四段烷烃气应是煤成气。②表2和表5中通南巴气田须家河组5口井甲烷含量为93.3%~98.9%,是烷烃气的主要组分,因此在讨论气源时应把甲烷作为重点。该5口井δ13C1值为-31.7‰(表5中的马101井)~-25.2‰(表5的马1井),都是高成熟度的煤成气特征(见表4),比中国最高成熟度油型气威远气田的δ13C1值(均小于-32‰)都重(见表3),故通南巴气田须家河组天然气含量占绝对优势的甲烷是该煤系自生自储的煤成气。③由表5可知马101井和河坝104井气样具负碳同位素系列,由表2可知马102井气样也是负碳同位素系列,马2井气样碳同位素部分倒转。上文在讨论元坝气田的气源时已指出,利用δ13C2值鉴别烷烃气是煤成气还是油型气时只适用于正碳同位素系列,不能应用在负碳同位素系列或有部分倒转的同位素系列中,否则可能得出错误的鉴别结论。例如表5中马102井T3x4气样仅有δ13C1值(-30.8‰),“印文”认为是油型气;表2马102井同是T3x4,δ13C1值为-29.6‰,δ13C2值为-30.0‰,按“印文”原则判断也应属油型气。但作者分析了马102井天然气中C7轻烃系统,正庚烷占16.8%,甲基环己烷占70.6%,各种结构的二甲基环戊烷占12.6%,把这些数据投入图1,可见马102井T3x4天然气共生同源C7轻烃系统指示该天然气不是油型气而是煤成气。通南巴气田须家河组天然气δ13CCO2值为-5.00‰~2.37‰,均属无机成因,“印文”认为其来自下伏海相雷口坡组碳酸盐岩的观点值得探讨,作者认为其与元坝气田的CO2有相同成因,即是须家河组钙屑砂岩受有机酸溶蚀自生自储的产物,同时其CO2含量极低,从表5可知为0.07%~0.44%,故根据含量极微的无机成因CO2把须家河组气藏气源确定为“主要由他源型的油型气组成,也伴有少量的无机成因气,为混合成因型气”的结论不妥。4碳同位素组成对比本文论述了元坝气田和通南巴气田须家河组致密砂岩气藏的气源是煤成气,进一步证明了中国现发现的致