秦緒乾

（中國石化勘探分公司，四川 成都 610041）

0 引言

元壩氣田位于四川省蒼溪縣及閬中市境內(nèi)，為一個(gè)大型低緩構(gòu)造帶，其北西為九龍山背斜構(gòu)造帶西南傾末端，北東為通南巴背斜構(gòu)造帶西南傾末端，南部為川中低緩構(gòu)造帶的北部斜坡。該區(qū)海相構(gòu)造層整體比較平緩，褶皺小，斷層不發(fā)育，僅在川中低緩構(gòu)造帶的北部及九龍山背斜構(gòu)造帶東南翼發(fā)育一些裙邊狀的小型鼻狀構(gòu)造。該氣田是我國首個(gè)超深層生物礁大氣田，也是目前國內(nèi)規(guī)模最大、埋藏最深的生物礁大氣田［1-2］，氣藏硫化氫含量高，達(dá)1.2%～13.5%，整體表現(xiàn)為高含硫化氫的酸性氣藏。氣藏現(xiàn)今埋深6 200～7 000 m，至2015年底，在海相礁灘領(lǐng)域累計(jì)探明儲量為2 195.82×108m3，初步建成40×108m3／a的產(chǎn)能。

前人對四川盆地高含硫化氫氣藏的研究已做了大量工作，研究重點(diǎn)主要集中在川東地區(qū)熱化學(xué)硫酸鹽還原作用機(jī)理［3-4］、對儲層改造作用［5-6］、高含硫化氫氣藏成因類型與分布規(guī)律探討［7-10］方面，認(rèn)為在川東海相層系硫酸鹽熱化學(xué)還原反應(yīng)（TSR）普遍，使得天然氣原有的地球化學(xué)特征發(fā)生了改變，同時(shí)產(chǎn)生的酸性流體對碳酸鹽巖儲層具有改善作用。而對四川盆地其他地區(qū)的TSR作用研究較少，筆者通過對四川盆地北部元壩地區(qū)長興組生物礁大氣田的天然氣地球化學(xué)特征和碳、氫同位素組成等進(jìn)行系統(tǒng)研究，探討了TSR作用對天然氣組分與碳?xì)渫凰亟M成的影響，將對四川盆地深部碳酸鹽巖油氣勘探開發(fā)有著重要的現(xiàn)實(shí)意義。

1 天然氣地球化學(xué)特征

1.1 組分特征

元壩氣田長興組天然氣甲烷在烴類中的相對含量大都在99.4%～99.9%，C2以上的重?zé)N含量均少于1%，表現(xiàn)為典型的干氣特征。長興組氣層在非烴氣組成上與其他層系差別較大，非烴氣H2S和CO2含量較高（圖1），分別為2.4%～13.5%和0.88%～18.26%，這主要是受TSR影響。通常情況下，由于碳酸鹽巖地層水中有較高含量的CaSO4，在油氣層溫度超過160℃時(shí)，烴類與地層水中的CaSO4發(fā)生TSR，在消耗重?zé)N與甲烷的同時(shí)生成H2S與CO2氣體［11］。元壩氣田H2S與CO2在不同氣層中的含量差異可能與儲集巖的孔隙性質(zhì)有關(guān)。在裂縫型儲層氣藏中H2S含量較少，而在孔洞型儲層中非烴氣體含量豐富。據(jù)元壩2井等井的巖心觀察顯示，該構(gòu)造帶中飛仙關(guān)組灰?guī)r較致密，溶蝕作用很少，孔隙主要以晶間孔為主。而長興組云巖層中溶蝕作用強(qiáng)烈，溶孔異常發(fā)育，并有大量瀝青充填。這兩層位氣層中H2S與CO2含量的差別符合上述規(guī)律，即H2S含量受儲層孔隙性質(zhì)的控制。

圖1 元壩地區(qū)各層系氣層天然氣C1／C2+C3比值與H2S含量分布圖

1.2 同位素特征

元壩地區(qū)長興組天然氣碳同位素較重，其中δ13C1值多在-30.5‰～-27.5‰，明顯重于四川盆地東部地區(qū)的同層位氣層（大多輕于-30‰）；δ13C2值為-31.6‰～-22.3‰，整體表現(xiàn)為δ13C2值大于δ13C1值的正碳同位素序列特征。四川盆地東部同層位天然氣CH4、C2H6碳同位素系列倒轉(zhuǎn)現(xiàn)象普遍［12-13］，這主要是受兩方面因素影響：一方面是受熱演化程度影響［14］，元壩地區(qū)氣層埋深近7 000 m，古地溫可能超過200℃，天然氣的熱演化程度很高，導(dǎo)致烷烴氣碳同位素很重，與其天然氣組分高干燥系數(shù)的化學(xué)組成相一致。另一方面，含硫天然氣氣藏中CH4在不同的演化階段，由于TSR反應(yīng)強(qiáng)度不同，導(dǎo)致天然氣的烷烴系列碳同位素表現(xiàn)為先倒轉(zhuǎn)后正序的特征［10］473-474。TSR作用對烷烴氣的碳同位素比值也會有重要影響，一般隨TSR作用的持續(xù)增強(qiáng)，乙烷及甲烷碳同位素會逐漸變重。

2 天然氣來源

元壩氣田長興組儲層中普遍見固體瀝青，前人通過對該區(qū)天然氣輕烴組分的對比分析認(rèn)為，天然氣成因類型為原油裂解氣［12-13］。關(guān)于高熱演化天然氣的氣源確定，最現(xiàn)實(shí)的方法是通過碳同位素的對比。由于甲烷的可能來源較復(fù)雜，一般用C2以上的重?zé)N碳同位素進(jìn)行對比，而在這些高熱演化天然氣中大多只能測到乙烷碳同位素。飛仙關(guān)組—長興組天然氣的δ13C2值主要分布在-32‰～-28‰范圍內(nèi)。飛仙關(guān)組 — 長興組儲層瀝青的δ13C值主要分布在-29‰～-25‰。川北地區(qū)海相各層位烴源巖干酪根碳同位素值有不同的分布范圍。吳家坪組烴源巖干酪根的δ13C值為-28.6‰～-26.3‰，下二疊統(tǒng)烴源巖干酪根的δ13C值為-28.2‰～-26.0‰，下志留統(tǒng)和下寒武統(tǒng)烴源巖干酪根的δ13C值分別為-32.1‰～-28.8‰和-35.0‰～-31.6‰（圖2）。對于高成熟天然氣來說，它們應(yīng)來自碳同位素接近于乙烷的源巖（瀝青）。從烴源巖碳同位素分布情況來看，上、下二疊統(tǒng)及志留系烴源層都有可能為其氣源層。資料分析表明，飛仙關(guān)組—長興組天然氣與石炭系氣層在乙烷碳同位素組成上有明顯區(qū)別，因而基本可排除志留系地層為其主力氣源層的可能性，主要?dú)庠磻?yīng)來自二疊系烴源層。

圖2 川東北飛仙關(guān)組—長興組天然氣乙烷與各層系烴源巖干酪根δ13C值分布對比圖

3 天然氣地化特征與TSR作用關(guān)系探討

元壩氣田內(nèi)部不同井區(qū)非烴組分含量變化較大，通過天然氣組分、烷烴碳、氫同位素平面分布特征開展元壩氣田不同井區(qū)TSR作用強(qiáng)度分析，明確兩者之間的相關(guān)性。

3.1 TSR作用增加了天然氣中H2S和CO2的含量

1）H2S與CO2的相關(guān)關(guān)系

元壩地區(qū)長興組天然氣都含有H2S與CO2氣體，不同井區(qū)的非烴組分含量差異較大。其中Ⅰ井區(qū)的H2S含量一般大于5.0%，最高在12.0%～15.0%，CO2含量一般在5.0%～20.0%；Ⅱ井區(qū)的H2S含量一般在1.0%～6.0%，CO2含量一般在2.5%～12.5%。Ⅰ、Ⅱ井區(qū)非烴氣體的含量有明顯變化，且H2S與CO2含量存在明顯的正相關(guān)關(guān)系，表明元壩氣田Ⅰ、Ⅱ井區(qū)受TSR作用影響，但其對不同井區(qū)的作用強(qiáng)度存在差異。

2）H2S的平面分布規(guī)律

元壩地區(qū)長興組氣藏主要分為長興組二段生物礁氣藏及長興組一段淺灘氣藏兩大類型，從H2S含量平面分布特征來看，礁、灘兩種氣藏類型的H2S含量無明顯差異。Ⅱ井區(qū)的H2S含量要低于Ⅰ井區(qū)，同時(shí)在Ⅰ井區(qū)和Ⅱ井區(qū)內(nèi)部也存在H2S含量的差異（圖3），在礁、灘構(gòu)造高部位的H2S含量相對較低，而在構(gòu)造低部位，特別是含有底水的構(gòu)造H2S含量較高。Ⅱ井區(qū)的yb27-yb204-yb2井區(qū)的長興組二段H2S含量一般小于5.0%，而相對低部位的yb222井區(qū)的H2S含量可達(dá)11.58%，yb273井區(qū)的H2S含量也達(dá)到了5.59%；Ⅰ井區(qū)的yb101-yb102井區(qū)的長興組二段H2S含量分別為7.28%和4.36%，而位于低部位的礁后淺灘圈閉的H2S含量在yb12井區(qū)達(dá)到8.06%，在含水的yb16井區(qū)達(dá)到了12.24%；Ⅰ井區(qū)的長興組一段H2S含量也具有類似的分布特征，位于低部位且含水的yb123井區(qū)的H2S含量高達(dá)25.9%。H2S含量的這種平面分布特征與TSR發(fā)生的條件有關(guān)。TSR反應(yīng)需要有溶解在地層水中的SO42-參與反應(yīng)，因此低部位的H2S含量高，并且具有底水的氣層天然氣H2S含量最高。

3.2 TSR作用使烴類氣體中碳、氫同位素特征有所改變

隨著TSR反應(yīng)程度增加，烴類氧化蝕變生成的CH4碳同位素組成逐漸接近重?zé)N類碳同位素組成［10］479。元壩地區(qū)天然氣隨著δ13C1值增加，H2S與CO2含量有增大的趨勢，特別是在I井區(qū)這種特征更加明顯。主要原因是由于元壩各井區(qū)TSR作用強(qiáng)度與晚期調(diào)整改造過程的影響。

油氣地質(zhì)學(xué)中主要研究氫的穩(wěn)定同位素氕和氘的豐度比值D／1H來表示氕和氘的含量，用δD來表示，δD1代表甲烷中的δD值。元壩地區(qū)飛仙關(guān)組—長興組天然氣中烴類氣體的δD1值在-140‰～-110‰，Ⅰ井區(qū)塊高含H2S樣品δD1值較高，Ⅱ井區(qū)低含H2S樣品δD1值相對較低（圖4b）。天然氣δD1值主要是受熱演化程度與TSR作用過程中水參與的影響。元壩地區(qū)整體構(gòu)造相對穩(wěn)定，熱演化程度差異不大。而δD1值與H2S含量正相關(guān)，由此可知，元壩地區(qū)甲烷δD1值變化主要是受TSR作用過程中水的影響。非烴氣體δ13CCO2在-3‰～3‰，較常規(guī)天然氣藏δ13CCO2值明顯偏大，這主要是由于TSR作用晚期形成的有機(jī)酸與碳酸鹽巖反應(yīng)生成CO2，與天然氣混合導(dǎo)致非烴氣體δ13CCO2值偏高（圖4a）。

圖3 元壩氣田長一段—長二段H2S含量平面分布圖

圖4 元壩氣田不同井區(qū)天然氣δ13C1值、δD1值與（H2S+CO2）／（H2S+CO2+∑C1-3）關(guān)系圖

4 結(jié)論

川北元壩氣田長興組與川東地區(qū)同層位天然氣組分類型以烴類氣體為主，甲烷含量占絕對優(yōu)勢，干燥系數(shù)大，非烴組分以H2S與CO2為主；烴類氣體δ13C特征與川東地區(qū)存在一定差異，表現(xiàn)為正碳同位素序列特征，主要受元壩地區(qū)烴源巖高熱演化程度與后期強(qiáng)TSR作用影響。針對天然氣來源，開展天然氣乙烷、儲層瀝青與川北地區(qū)海相各套烴源巖碳同位素對比分析，表明該區(qū)氣源主要來自二疊系烴源層。元壩氣田Ⅰ、Ⅱ井區(qū)H2S與CO2含量存在明顯的正相關(guān)性，且Ⅰ井區(qū)的H2S與CO2含量較Ⅱ井區(qū)高，表明元壩Ⅰ井區(qū)TSR作用強(qiáng)于Ⅱ井區(qū)，從而造成I井區(qū)δ13C1、δD1值偏高。