奈曼凹陷九佛堂组非烃流体地质意义及控制因素

舒丽娟

（中国石油辽河油田分公司辽兴油气开发公司，辽宁盘锦124010）

奈曼凹陷九佛堂组非烃流体地质意义及控制因素

舒丽娟

（中国石油辽河油田分公司辽兴油气开发公司，辽宁盘锦124010）

奈曼凹陷的非烃流体主要指CO2，H2S和N2。通过伴生气组分分析，结合区域构造发育史、非烃流体含量及碳同位素分析资料，对奈曼凹陷非烃流体成因、进入油藏时间、保存及分布的控制因素进行了深入探讨。研究认为：奈曼凹陷CO2和H2S均来自幔源成因岩浆喷发，先于烃类进入储层；CO2的富集程度与地层水中的HCO3-浓度呈正比；H2S性质不稳定，目前以痕量H2S、含硫有机化合物及黄铁矿结核的形式存在，H2S和含硫有机化合物的富集程度与SO42-浓度呈正比；N2来自大气成因，燕山晚期进入储层，浅部地层及浅层断裂附近N2富集。砂体的展布特征控制非烃流体的平面展布规律，泥岩厚度及泥岩与砂岩的配置关系控制非烃流体的保存条件。该研究成果为奈曼凹陷下一步油气勘探部署提供了一定的理论依据。

非烃流体；成因分析；分布；控制因素；奈曼凹陷

0　引言

在奈曼凹陷油气开发生产过程中，白垩系下统九佛堂组下段油层中伴生有非烃流体。这些非烃流体的存在，对油气生产安全构成了严重威胁，也直接制约和影响了油藏的开发进程。非烃流体主要有CO2，H2S和N2，国内外对这3种气体的成因、地质意义、运移与保存条件均做了深入研究［1-5］，但这3种气体共存于一个油藏，且其来源各不相同的情况并不多见。前人着重对奈曼凹陷烃类流体成因、来源及地球化学特征做了详细分析，并在碳同位素分析及宏观区域地质研究的基础上对CO2的成因及控制因素进行过阐述［6-8］。笔者在前人研究的基础上，以构造发育史为依据，以分析化验资料及实际生产数据为支撑，研究非烃流体成因、来源、分布和富集的控制因素及与烃类流体的关系，以期为油气勘探部署提供理论依据。

1　区域地质概况

奈曼凹陷是在海西期褶皱基底上发育起来的中新生代凹陷，为西陡东缓呈NE向展布的不对称箕状结构，凹陷面积约800 km2，具有断陷和坳陷双重特征。三叠纪—早白垩世为不对称双断凹陷，晚白垩世以坳陷为主，为一地层平缓的广阔凹陷，叠置于早白垩世断陷之上，形成一个断-坳型凹陷，边界断层控制着凹陷的形成与演化［9-10］。

奈曼凹陷地质构造受周边构造特征影响，既具有辽西山间盆地的沉积演化特征，又具有辽北大陆裂谷盆地特征［8］。晚三叠世至中侏罗世为初始裂陷期，主构造体系由NEE向转为NNE向，断陷活动明显，并伴有火山活动，其沉降速率为43～71 m/Ma，奈曼凹陷初步形成，具有规模小且分布局限等特征。晚侏罗世至早白垩世早期为强烈断陷期，断陷幅度可达3 000 m，沉积速率可达588 m/Ma［11］，上地幔隆起和断裂作用共同引起了区内大规模中酸性火山喷发和花岗岩侵入［12］，地壳继续伸展和断陷，凹陷继承性发育，并向裂谷型断陷转换，这是奈曼凹陷最重要的断裂活动期。该期活动中形成了大部分深入地幔的犁（铲）式基底断裂，近EW向的拉张应力场控制了近NS向的深层断陷特征，奠定了以NNE向和NE向断裂为主的深层构造格局。凹陷内部发育西部陡坡带、中央洼陷带和东部缓坡带（图1）。沙海组沉积期之后区域构造运动性质由伸展转为走滑挤压，断陷盆地活动停止，向坳陷阶段隆起带转化。燕山晚期该区受区域挤压作用遭受强烈剥蚀。对该区影响较大的构造活动包括2个方面：一是晚侏罗世至早白垩世早期盆地由强烈沉降作用产生的同生断裂，其对早白垩世断陷湖盆的演化和沉积均具有控制作用；二是燕山晚期构造抬升作用引起较长时间的上、下白垩统的沉积间断及浅层断裂对油气成藏的影响。

图1　奈曼凹陷构造示意图Fig.1　Sketch map showing the structure of Naiman Sag

奈曼凹陷自下而上发育的地层为：前中生界基底，中生界三叠系下统哈达陶勒盖组，侏罗系中统蓝旗组与海房沟组，白垩系下统九佛堂组、沙海组与阜新组，白垩系上统和新生界。主要含油目的层为九佛堂组，其可分为九上段和九下段。九下段烃源岩主要形成于盐度大且还原性强的湖相沉积中，处于低熟—中等成熟热演化阶段［6］。九上段和九下段原油均来自九下段，共发育2套生储盖组合：第一套为九佛堂组上段下生上储式生储盖组合；第二套为九佛堂组下段自生自储式生储盖组合［7］。九上段油层温度为63℃，原始地层压力为17 MPa，20℃时原油密度为0.917 g/cm3，50℃时原油黏度为440.3 mPa·s，蜡质量分数为5.8%，胶质+沥青质质量分数为33.6%，凝固点为22.8℃，地层水总矿化度为4．904 g/L，为NaHCO3型；九下段油层温度为69.98℃，地层压力为18.82 MPa，20℃时原油密度为0.905 g/cm3，50℃时原油黏度为176.23 mPa.s，蜡质量分数为5.3%，胶质＋沥青质质量分数为35.9%，凝固点为21.4℃，地层水总矿化度为5.791 g/L，为NaHCO3型。

奈曼凹陷九佛堂组地层中天然气烃类组分主要为C1—C6，烃类质量分数峰值为60%～70%，以甲烷为主，属于典型的湿气。成熟度（Ro）主要为0.56%～0.70%，属成熟度较低的原油伴生气。

2　奈曼凹陷非烃流体特征

选取奈曼凹陷九上段22个天然气样品和九下段44个天然气样品，采用气相色谱法和同位素分析法分析非烃流体组成。该区天然气组分中非烃组分含量较高，以CO2和N2为主，其他非烃流体含量较少，只检测到痕量的气态含硫组分。

2.1CO2成因及来源

奈曼凹陷天然气中CO2的碳同位素值（δ13CCO2）为-0.95%～0.25%，峰值为-0.7%～-0.2%。一般认为，无机成因的δ13CCO2为-1.0%～-0.3%，平均为-0.5%，来源于上地幔的δ13CCO2为-0.8%～-0.4%，来源于地壳或地幔楔形体熔融脱气的δ13CCO2为-1.0%～-0.4%。因此，该区CO2为无机成因，且主要为幔源成因。在奈曼凹陷中与CO2相伴生的烃类流体为有机成因气，呈现出正的烷烃气同位素系列，即δ13C1＜δ13C2＜δ13C3＜δ13C4，为烃类流体与非烃流体混合成藏［8］。

CO2是一种可溶于水而形成酸性流体的“活性流体”。酸性流体可使矿物发生溶解，导致地层水中的Na+，K+，HCO3-和CO32-等浓度增大，进而使地层水的矿化度增高［13］。奈曼凹陷由于大量幔源成因CO2的注入，导致地层水中的Na+，K+，HCO3-和CO32-浓度较高，并且Na+，K+，HCO3-和CO32-浓度及矿化度均与伴生流体中CO2含量有很好的相关性。随着CO2含量的增加，地层水矿化度升高，CO2富集的东部区域，地层水矿化度和总碱度均高（表1）。

表1　奈曼凹陷油井CO2体积分数与离子质量浓度对应关系Table1　Relationship between CO2volume fraction and ionic mass concentration in wells of Naiman Sag

2.2N2成因及来源

奈曼凹陷天然气中N2含量变化范围较大，体积分数为1.13%～80.89%，主要集中于15%～50%，平均为33.83%，其峰值为20%～30%。N2含量随着埋深的增加而呈递减趋势（表2），且与幔源成因CO2含量呈负相关关系。九下段受基底深大断裂的影响，幔源成因CO2含量高，体积分数平均为71.56%，而N2含量明显较少，体积分数仅为9.31%（表3），而九上段与之正好相反，说明CO2和N2来源不同。九上段油层埋藏较浅，为1 460～2 000 m，燕山晚期区域挤压作用使得该区浅层断裂较发育，地壳抬升并遭受剥蚀，大气中的N2被地表水带入地下，然后从饱含空气的地下水中析出并进入储集层。奈1-58-38井位于断层附近，生产层段为九下段Ⅱ油组，受燕山运动的影响，表层断裂发育，致使大气成因的N2在该井富集，其体积分数高达80.89%。

表2　奈曼凹陷油井N2体积分数随深度变化Table2　The N2volume fraction changes with depth in wells of Naiman Sag

表3　奈曼凹陷油井CO2与N2体积分数对应关系Table3　The relationship between volume fraction of CO2and N2in wells of Naiman Sag

2.3H2S成因和含硫化合物来源及分布特征

火山喷发流体中普遍含有H2S，但H2S含量极不稳定，这主要受岩浆成分、喷发特征、地热活动类型和流体运移条件等控制。H2S化学活性强，既可与石油中的有机质发生反应，生成甲硫醇、乙硫醇、异丙硫醇、甲硫醚和甲乙硫醚等含硫化合物，又可在还原条件下和地层中的铁离子发生反应生成黄铁矿，从而导致H2S的大量消耗，甚至可能将H2S耗尽［14］。

奈曼凹陷H2S及含硫化合物含量很少，但部分井场中仍可闻到刺激性气味。经实验室检验，136口井中，仅奈1-36-54、奈1-40-54及奈1-40-54井等14口井中含有H2S及甲硫醇、乙硫醇、异丙硫醇、甲硫醚和甲乙硫醚等含硫化合物。其中，H2S体积分数为（1.21～192.38）×10-6；奈1-40-54井区5口井H2S及含硫有机物含量普遍偏高，后者质量分数平均为254.74×10-6（表4）。奈1-40-54井区地层水SO42-平均质量浓度高达0.125 g/L，远远高于其余部位井SO42-平均质量浓度0.014 g/L，说明该区域含硫化合物富集（表5）。

研究区东部九下段Ⅱ油组下部为一套电阻率接近于0 Ω·m的地层，录井解释为砂泥岩薄互层。岩心分析表明，该层段含有较多的黄铁矿结核，单晶呈五角十二面体，集合体呈鱼籽状和球粒状（图2），局部富集。另外，重矿物鉴定结果表明，黄铁矿矿物特征为红黄色、暗黄色粒状粉晶集合体，黄铁矿形成于同生成岩阶段至早成岩阶段A期。黄铁矿晶型特征取决于其形成时的地质环境（温度、压力、硫逸度和流体组分）。一般认为，在高过饱和度、高硫逸度、适中温度（250～300℃）及温度变化梯度小的条件下，有利于黄铁矿五角十二面体特征的晶体形成，晶型趋于复杂［15-17］。早白垩世为盆地的强烈沉降和快速湖侵期，伴随着大规模的火山活动，H2S随幔源岩浆沿深大断裂进入地层，同时，凹陷处于张裂深陷阶段，以火山活动和间歇期间水进充填沉积为主，形成一套巨厚火山碎屑岩夹薄层深水泥岩相，发育冲积扇、扇三角洲及近岸水下扇沉积体系，局部发育浊积扇沉积体系。在深水还原条件下，H2S与地层中的Fe离子发生反应，生成FeS·nH2O（水陨硫铁或单硫铁）；FeS·nH2O与S进一步反应生成FeS2·nH2O（胶黄铁矿）；FeS2·nH2O结晶脱水形成FeS2（黄铁矿）［18］。

表4　奈曼凹陷奈1-40-54井区H2S体积分数及含硫有机物质量分数Table4　H2S volume fraction and organic sulfur mass fraction in Nai1-40-54 well field in Naiman Sag106

表5　奈曼凹陷离子质量浓度Table5　mass concentration in Naiman Sag

表5　奈曼凹陷离子质量浓度Table5　mass concentration in Naiman Sag

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图2　奈曼凹陷九下段球粒状黄铁矿微晶集合体Fig.2　Pelletoid pyrite microcrystalline aggregates of K1jf23in Naiman Sag

3　非烃流体分布及富集控制因素分析

3.1基底大断裂与火山活动控制CO2及H2S的来源和富集程度

晚侏罗世至早白垩世早期，由于俯冲过程中上地幔隆升导致莫霍面埋藏较浅，地壳变薄，促使断裂活动的规模和强度均增加，是幔源岩浆灌入岩石圈的必要条件。在开启性深断裂或裂谷区，因地幔柱的上拱作用，使得深部热流和富含挥发组分及不相容元素的化学活动性强的流体沿超壳断裂上升［19］，幔源非烃流体在地层内部压力的释放过程中，主要沿切穿地壳的深断裂系或岩浆喷涌通道以游离气相垂向运移至沉积岩中。深断裂系由于其规模较大且长期活动，在平面上跨越不同的构造单元，控制形成了一系列构造带。一方面，断裂活动在深部形成犁（铲）式断裂，控制了深层断陷的构造格局。倾角越大，弯度越小的断层越有利于非烃流体垂向运移［20］。奈曼凹陷发育走向为NNE向，倾向多为EW向和NW向，倾角为60°～80°的深大断裂体系，适合CO2垂向运移（图3）。另一方面，部分基底大断裂在坳陷期或反转期持续活动断至浅层，浅层地壳因断裂活动而逐渐伸展，甚至部分发生反转，形成反转构造带，从而控制了中浅层构造带的形成（图4）。倾角较小的断裂体系有利于非烃流体以横向运移的方式进入圈闭并聚集［21］。基底大断裂和蓝旗组形成时的火山活动均是幔源CO2和H2S的主要来源，同时基底断裂又为幔源CO2和H2S提供了运移通道和储集空间。奈曼凹陷现今发现的CO2，H2S和含硫有机物的井大多分布于奈1块东部近油源、近沉积中心的地温较高处，且其含量的变化明显受控于距中央凹陷及区域性大断裂的远近，如奈1区块东部的奈1-56-62和奈1-52-62等井，生产层段为九下段Ⅰ与Ⅱ油组，投产初期日产液3.24 m3，日产油1.23 t，流压为10.3 MPa，烃类流体含量较少，而CO2体积分数高达95.69%，且含微量甲硫醚；东南部的奈1-40-54和奈1-44-58等井，CO2平均体积分数为86.93%，且奈1-40-54井区为全油区H2S和含硫有机物的富集区域。

图3　奈曼凹陷非烃流体运移模式Fig.3　The migration model of non hydrocarbon fluid in Naiman Sag

图4　奈曼凹陷九下段沉积相平面分布Fig.4　The plane distribution of sedimentary facies of K1jf23in Naiman Sag

3.2幔源CO2和H2S的充注时间早于烃类，N2充注于燕山晚期

双河背斜形成于九佛堂组沉积期，定型于沙海组沉积末期，而辽河坳陷外围中生代盆地烃源岩的大量排烃期在晚白垩纪以后。H2S的充注时间早于烃类，CO2性质较为稳定，以游离态和水溶态赋存于地层中。H2S活动性较强，在盆地快速断陷期（九佛堂组沉积期）还原条件的深水环境中，大部分形成黄铁矿，在后期烃类的注入过程中，残余的H2S与烃类作用形成甲硫醇、乙硫醇、异丙硫醇、甲硫醚及甲乙硫醚等含硫有机物。燕山晚期区域挤压作用对凹陷内的石油地质事件有较大影响，一是有机质热演化过程中断，这也是该区烃源岩成熟度普遍偏低的主要原因，对低成熟带生烃能力影响较大；二是上、下白垩统之间沉积间断时间长，下白垩统普遍遭受剥蚀，尤以斜坡带最明显，剥蚀幅度在500～700 m以上，沙海组和阜新组被削截并开启，轻烃组分很容易沿粗相带及断裂破碎带散失，造成斜坡带的原油难以保存，而中央洼陷带九上段随着轻烃组分的逸失，使得九上段原油稠于九下段。同时，由于地层埋深较浅，且断裂活动使得空气随地表水进入地下水循环中，其中的O2由于易与其他物质发生氧化作用而被消耗掉，而N2则赋存于地层中，因此断裂附近的奈1-58-38井以及生产层位为九上段的井N2含量均较高。

3.3砂体的展布特征控制非烃流体的平面展布

奈曼凹陷九佛堂组沉积期由于震荡性湖侵与湖退，广泛发育的湖泊扇三角洲相和局部发育的湖底扇在纵向上表现为多期叠置或摆动（参见图4），平面展布范围也随之变化［22］，奈曼油田九下段Ⅱ与Ⅲ油组为岩性油气藏，砂体的展布控制了非烃流体分布范围。非烃流体沿深大断裂进入浅层地层时，赋存于断裂两端的砂体中，在烃源岩大规模排烃过程中，油气进入储集层，在重力分异作用下，烃类占据了砂体的高部位，烃类流体富集，且伴生气具湿度高、干燥系数低、CH4及同系物碳同位素偏轻的油型伴生气特征。烃类流体干燥系数，CO2，H2S及含硫矿物均与低电阻率地层平面分布吻合，据此提取的地震属性，可代表九下段Ⅲ油组砂体的展布（图5）。

图5　奈曼凹陷九下段Ⅲ油组单砂体平面展布Fig.5　The plane distribution of single sand body of K1jf23in Naiman Sag

3.4泥岩厚度及泥岩与砂岩的配置关系控制非烃流体的保存

奈1区块东部九下段Ⅱ与Ⅲ油组均表现为明显的厚层泥包砂特征，为盆地快速断陷期在深湖相发育较好的浊积扇微相砂体，垂向上与扇三角洲前缘砂体交互叠置，深灰色凝灰质泥岩单层厚度为12 m，累计厚度为60 m，浊积扇砂体包裹于泥岩之中，形成良好的封闭环境，有利于H2S的保存。奈1-40-54井区SO42-，H2S，含硫有机物与黄铁矿相对富集。奈1-40-54井投产初期自喷生产，是奈1区块目前唯一一口自喷井。根据奈1-40-54井流体分析，其烃类流体体积分数仅为9.5%，N2体积分数为3.6%，说明受大气成因影响较小，幔源CO2体积分数高达86.9%，H2S体积分数为192.4×10-6，是该区块H2S含量最高的井，说明其H2S保存条件较好。

4　结论

（1）晚侏罗世至早白垩世早期大规模的火山活动是幔源成因CO2和H2S的主要来源；CO2和H2S先于烃类流体进入储层，燕山晚期的构造活动使得N2进入储层。

（2）CO2含量与地层水中的HCO3-浓度及总矿化度均呈正比。S元素目前以痕量H2S、含硫有机化合物及黄铁矿结核的形式存在，为幔源成因的H2S与地层矿物及流体不断作用的结果，H2S和含硫有机化合物的富集程度与SO42-浓度呈正比。

（3）基底大断裂与火山活动控制CO2及H2S的来源和富集程度，砂体的展布特征控制非烃流体的平面展布规律，泥岩厚度及泥岩与砂岩的配置关系控制非烃流体的保存条件。

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（本文编辑：李在光）

Geological significance and controlling factors of nonhydrocarbon fluid of Jiufotang Formation in Naiman Sag

SHU Lijuan
（Liaoxing Oil&Gas Development Company，PetroChina Liaohe Oilfield Company，Panjin 124010，Liaoning，China）

The nonhydrocarbon fluid in Naiman Sag of mainly refers to CO2，H2S and N2.Through component analysis of oil-associated gas，combining with regional tectonic history，nonhydrocarbon fluid content and carbon isotopic analysis，this paper studied the genesis，time entering into the reservoir and controlling factors of preservation and distribution of the nonhydrocarbon fluid in Naiman Sag.The result shows that CO2and H2S in Naiman Sag come from mantle-derived magma eruption，prior to entering the reservoir of oil and gas.The enrichment degree of CO2in formation water is directly proportional to the concentration of HCO3-.Nature of H2S is not stable，and exists in the form of trace H2S，organic sulfur compounds and pyrite nodules at present.The enrichment degree of H2S and organic sulfur compounds is proportional to the concentration of SO42-.The atmospheric N2came into the reservoir at the late Yanshan tectonic uplift，and enriched in the vicinity of shallow strata and shallow fault.The distribution characteristics of sand bodies control the plane distribution rule of nonhydrocarbon fluid.Thickness of mudstone and configuration relation between mudstone and sandstone decided the preservation conditions of nonhydrocarbon fluid.The research results provide theoretical basis for next exploration deployment in Naiman Sag.

nonhydrocarbon fluid；cause analysis；distribution；controllingfactors；Naiman Sag

TE132.3

A

1673-8926（2015）03-0075-07

2014-08-13；

2014-10-20

国家重大科技专项“大型油气田及煤层气开发”（编号：2011ZS05007-002）资助

舒丽娟（1982-），女，硕士，工程师，主要从事地质勘探与开发工作。地址：（124010）辽宁省盘锦市兴隆台区辽兴油气开发公司。电话：（0427）7355785。E-mail：lxyqshulijuan@163.com。