四川盆地致密砂岩气形成机理及天然气成因探讨

四川盆地致密砂岩气形成机理及天然气成因探讨

0致密砂岩气都是煤成气戴金星、倪云燕、吴晓奇在2012年《石油勘探与开发》第三版中指出，“中国致密砂岩的气和勘探与开发的重要意义”（以下简称“德文”）。“中国致密砂岩的气是煤成气的。”他认为，“烷烃气中含有正碳储量，而非烃气（主要是p2和b2）含量较低。”“中国致密砂岩气藏的气是煤成气的。”这是因为致密砂岩孔的渗透性很低。只有沿着整个气田的方向连接岩和煤，才能形成气藏。笔者研究四川盆地元坝气田和通南巴气田须家河组致密砂岩气藏的气源发现,其气源并非单一的煤成气,据此认为关于致密砂岩气藏的气源仍需商榷。1孔隙度,渗透率元坝气田须家河组气藏属于致密砂岩气藏,储集层物性差、孔喉连通性差、非均质性强,埋深一般为3700~4900m,孔隙度为3.10%~13.20%,平均8.35%;渗透率为0.0021×10-3~0.3406×10-3μm2,平均为0.0690×10-3μm2,其中,渗透率大于0.05×10-3μm2的地区占48%。元坝气田须家河组烃源岩的Ro值一般为1.43%~2.86%,平均为1.91%,整体处于高成熟晚期—过成熟早期干气阶段。1.1元坝气田须家河组致密砂岩气成气来源应具有一致性一般以δ13C1值-30‰作为天然气有机成因和无机成因的界限。根据元坝气田须家河组9口井14个天然气样的主要组分和碳同位素组成数据(见表1),该区天然气δ13C1值均小于-30‰,同时多数样品又具有正碳同位素系列特征,故该区须家河组致密砂岩气应为有机成因。同时,煤成气的δ13C2值一般大于-28‰,油型气的δ13C2值一般小于-28.5‰,元坝气田须家河组有6个气样的δ13C2值大于-28‰(占总数的42.9%),故可初步推测其为煤成气;有8个气样的δ13C2值小于-28.5‰(占总数的57.1%),故可初步推测其为油型气。戴金星院士认为,“中国致密砂岩气藏的天然气都是煤成气”,但笔者在元坝气田须家河组致密砂岩气中发现有油型气,而且煤成气和油型气的划分也是根据戴金星院士提出的划分标准。笔者将表1中的δ13C1、δ13C2和δ13C3值投入戴文中的有机成因气δ13C1-δ13C2-δ13C3鉴别图中,有6个气样落入Ⅰ区(煤成气区),这与δ13C2值大于-28‰的判别标准相符;有5个气样落入Ⅲ区(碳同位素系列倒转混合气区),这与气样碳同位素倒转情况相符;但还有3个气样落入Ⅱ区(油型气区),这与戴文中“中国致密砂岩气都是煤成气”的观点有出入。另外将δ13C1与C1/C2+3值投入到Whiticar天然气成因鉴别图中,发现14个气样中仅有2个气样落入Ⅲ型干酪根区,其他12个气样则在混合成因区,这也与戴文中“中国致密砂岩气都是煤成气”的观点有出入,而且是多数气样与之有出入。同时笔者也将14个天然气样的碳同位素组成数据投到δ13C1与δ13C2值关系图中,有8个气样落入油型气区,6个气样落入油型气-煤成气过渡区(见图1),这也与戴文中的气源观点有出入。进一步分析倒转混合气区的气样,元坝气田须家河组致密砂岩气部分气样的碳同位素出现倒转,如YL6井须二段4427~4485m气样δ13C1>δ13C2>δ13C3,YB6井须三段4406~4440m气样δ13C1>δ13C3>δ13C2,说明元坝气田须家河组致密砂岩气可能有非煤成气来源,并且也非戴文中所述“除个别井(如大北201井)碳同位素组成局部发生倒转外,绝大部分均为正碳同位素系列”。戴文中如岳101井、安岳2井、Long42井、大北102井共5口井发生碳同位素组成倒转,而且榆44-4井、洲16-19井、角53井3口井还出现δ13C3=δ13C4现象。根据以上所述推断,元坝气田须家河组致密砂岩气由自源型的煤成气和他源型的油型气组成,为混合型气,戴文中“中国致密砂岩气藏的天然气都是煤成气”的观点值得商榷。1.2岩石气成气来源致密砂岩气非烃组分主要包括CO2、N2、O2、He、H2、H2S等,其中CO2是致密砂岩气中重要的非烃组分之一,主要有有机成因与无机成因两大类。无机成因的CO2,其组分含量大于60%,δ13CCO2>-8‰;当δ13CCO2<-10‰时属有机成因;而当-8‰≥δ13CCO2≥-10‰时CO2属有机和无机混合成因。元坝气田须家河组致密砂岩气11个气样δ13CCO2值为[-6.6‰,-2.5‰],含量小于等于3.63%,为无机成因CO2;仅1个气样为有机成因CO2,其δ13CCO2值为-12.5‰。同时根据Whiticar的δ13C1与δ13CCO2关系鉴别图版,发现该区12个致密砂岩气样均落入深部CO2气区。由此可以判定元坝气田须家河组致密砂岩气并非全是煤成气,非烃CO2显示其具有深部气源的特点。由于CO2无机成因类型多种多样,可以进一步利用氦同位素判定该气田须家河组致密砂岩气CO2组分成因来源。该区3口井7个气样的氦同位素R/Ra值(Ra为大气的3He/4He值,R为天然气的3He/4He值)为0.010~0.015(见表2),平均为0.013,具有典型的壳源氦特点,说明元坝气田所处构造区较稳定,并且须家河组下伏地层为雷口坡组碳酸盐岩,故推测元坝气田须家河组致密砂岩气中的CO2为与碳酸盐岩有关的变质或水解成因,即有下伏地层气源的混合,这也间接印证了元坝气田须家河组致密砂岩气并非单一煤成气来源。综上所述,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,同时伴有少量的无机成因气,为混合改造型天然气。2致密砂岩气地层充填气组景笔者研究发现,并非仅元坝气田须家河组致密砂岩气非单一煤成气来源,通南巴气田须家河组致密砂岩气藏也有类似混合成因特征。通南巴气田须家河组气藏也属致密砂岩气类型,埋深一般2900~3400m,孔隙度为3.5%~6.8%,平均4.78%;渗透率为0.0150×10-3~0.0549×10-3μm2,平均0.0261×10-3μm2,其储集层物性、孔喉连通性均较差,非均质性较强。2.1有机成因气的倒转产气根据通南巴气田5口井须家河组5个天然气样的主要组分和碳同位素组成数据(见表3),4个气样δ13C1值小于-30‰,故其主要是有机成因,并且该区δ13C2值均小于-28.5‰,因此通南巴气田须家河组致密砂岩气主要为有机成因的油型气。对于烷烃气,有机成因的一般具有正碳同位素系列,无机成因的一般具有负碳同位素系列,而通南巴气田须家河组多数气样碳同位素出现倒转,而且是多项性倒转,如δ13C1>δ13C2和δ13C2>δ13C3等。将表3中的δ13C1、δ13C2和δ13C3值投入戴文有机成因气δ13C1-δ13C2-δ13C3鉴别图中,多数气样落入Ⅲ区(碳同位素系列倒转混合气区),根据戴文划分其倒转成因为煤成气和油型气形成的混合烷烃气,因此该致密砂岩气也非单一的煤成气来源。另外将δ13C1与C1/C2+3值投入到Whiticar天然气成因鉴别图中,有4个气样在混合成因区,仅1个气样落入Ⅲ型干酪根区,故进一步验证了通南巴气田须家河组致密砂岩气为混合来源的烷烃气。最后将5个气样的碳同位素数据投入到δ13C1与δ13C2值关系图中,有3个气样落入油型气区(见图2),可见通南巴气田须家河组致密砂岩气主要为油型气。2.2致密砂岩气来源分析通南巴气田须家河组致密砂岩气非烃组分主要有CO2、N2、He等,其中CO2含量较元坝气田低,均小于1%。δ13CCO2值有3个大于-8‰,为无机成因。同时利用Whiticar的δ13C1与δ13CCO2关系鉴别图版,有3个致密砂岩气样落入深部CO2气区,由此也可以判定通南巴气田须家河组致密砂岩气中CO2具有深部气源特征。同样,可以进一步利用氦同位素判定通南巴气田须家河组致密砂岩气CO2的来源。该区2口井有2个气样的氦同位素R/Ra值为0.003~0.019(见表4),为典型的壳源氦,同样说明了通南巴气田所处构造区较稳定,并且通南巴气田须家河组下伏地层也为雷口坡组海相碳酸盐岩,故推测通南巴气田须家河组致密砂岩气也有下伏地层气源的混合。综上所述,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,为混合成因型天然气。由此,可以更加肯定戴文中的观点“中国致密砂岩气藏的天然气都是煤成气”值得商榷,需要进一步探讨。3壳源瞳气及致密砂岩气构成比为5/ra值,通南巴气田须家河组储四川盆地元坝气田须家河组致密砂岩气δ13C2值大于-28‰的气样占总数的42.9%,为煤成气;δ13C2值小于-28.5‰的气样占总数的57.1%,为油型气。δ13CCO2值多数为[-6.6‰,-2.5‰],含量小于3.63%,为无机成因CO2;氦同位素R/Ra值为0.010~0.015,平均为0.013,具有典型的壳源氦特点。因此,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δ13C2值均小于-28.5‰,为油型气;δ13CCO2值多数大于-8‰,为无机成因CO2;氦同位素R/Ra值为0.003~0.019,为典型的壳源氦。因此,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