四川盆地超深层天然气地球化学特征

戴金星，倪云燕，秦胜飞，黄士鹏，彭威龙，韩文学

（中国石油勘探开发研究院，北京 100083）

0 引言

中国以往的油气勘探开发主要集中在中、浅层，但目前其勘探开发程度已很高，油气潜力下降。深层和超深层勘探开发程度还较低，油气潜力巨大，成为目前油气勘探开发的重要接替领域，尤其是天然气。有关深层和超深层的定义，不同国家、不同机构和不同学者有所不同。据2005年中国矿产储量委员会《石油天然气储量计算规范》[1]，将埋深3 500～4 500 m定义为深层，大于4 500 m定义为超深层；中国钻井工程领域把埋深4 500～6 000 m称为深层，大于6 000 m称为超深层。欧美大部分学者把埋深大于4 500 m的层系称为深层，因为在平均地温梯度为2.5～3.0 ℃/100 m时，当深度为4 000～5 000 m时，大量液态烃的生成趋于结束而转变为生成气态烃[2]，李小地也持此观点[3]，妥进才等也认为深层指深度大于4 500 m[4]，刘文汇等指出“深层气是指储于 4 500 m以深的天然气”[5]，Samvelov把深度大于4 000 m称为深层[6]。许多学者指出深层的深度标准应该考虑所处盆地的地温梯度大小[7-8]，在地温梯度高的盆地，深层的深度相对为浅；在地温梯度低的盆地，深层的深度相对为深。松辽盆地平均地温梯度为 3.7 ℃/100 m，最高达 6.1 ℃/100 m[9]，华北盆地平均地温梯度为 3.58 ℃/100 m[10]，故中国东部地区深层深度门槛值为3 500 m，超深层门槛值为4 500 m[8]；中国西部塔里木盆地平均地温梯度为（2.26±0.30） ℃/100 m[11]，故深层深度门槛值为 4 500 m，超深层门槛值为6 500 m[8]。四川盆地平均地温梯度为2.28 ℃/100 m[12]，与塔里木盆地几乎一致，故其深层与超深层的深度门槛值与塔里木盆地一样。

由于中国东部盆地地温梯度高、中西部盆地地温梯度低，故东部和中西部盆地深层和超深层的深度标准有别，赵文智等[13]认为中国东部地区埋深3 500 m以深为深层，深度值大于4 500 m为超深层；西部地区埋深4 500～5 500 m为深层，深度值大于5 500 m为超深层。王招明等基于库车坳陷勘探实践，认为埋深大于6 500 m为超深层[14]。冯佳睿等认为埋深大于7 000 m为超深层[15]。肖德铭等认为松辽盆地北部深层指下白垩统泉头组二段以下至基底各层[16]，中国石油学会把中国东部地区前新生界定义为深层，中国西部地区古生界以下地层定义为深层[8]。Mielieniexsk认为生油窗以下的天然气统称深层气[17]。何治亮等、李忠和孙玮等认为中国中西部含油气盆地中，深层一般对应深度范围为4 500～6 000 m，超深层埋深大于6 000 m[18-20]。作者支持何治亮、李忠的深层和超深层的深度划分标准。

四川盆地老关庙中二叠统气藏（7 153.5～7 175.0 m）是中国最早发现的超深层气藏[21]。美国阿纳达科盆地Mills Ranch气田曾是世界上最深气田，在下奥陶统碳酸盐岩 7 663～8 083 m深度范围探明储量为365×108m3[22]。截至2016年底，世界共发现埋深大于6 000 m的工业性油气田 52个，美国墨西哥湾盆地Merganser深水气田是目前世界最深的气田[23]，深度为8 547 m，储量仅21.89×108m3。中国最深气田为塔里木盆地克深气田，该气田克深9气藏平均井深7 785 m；克深902井深8 038 m，在未进行储集层改造条件下用5 mm油嘴产气30×104m3/d[24]。

1 四川盆地天然气地质概况

四川盆地是在克拉通基础上发育的大型叠合含气盆地，面积约 18×104km2。四川盆地也是世界上最早勘探开发天然气的盆地之一，早在中国秦汉时期就出现了人工钻盐井，且伴随天然气产出[25]。威远气田是中国储集层时代最老的震旦系气田。2016年盆地产天然气 300.19×108m3，其中页岩气 78.82×108m3。截至2016年底，盆地共发现气田131个（包括页岩气田3个），其中大气田21个（见图1），探明天然气地质储量 37 544×108m3（其中页岩气 5 441×108m3），仅为盆地天然气总资源量38.11×1012m3的9.85%，说明盆地天然气勘探的潜力还很大。盆地工业性油气层系多，常规、致密油气产层25个（海相18个），页岩气产层2个，是中国迄今发现工业性油气层系最多的盆地。前人认为四川盆地有8个超深层大气田的观点值得商榷，因为他们把四川盆地超深层的门槛值定为4 500 m显然过小了[26]。元坝气田和龙岗气田为储集层深度大于6 000 m的两个超深层大气田。最近，川西地区双探3井在超深层7 569.0～7 601.5 m泥盆系观雾山组获得工业气流，填补了中国泥盆系无工业气藏的空白。

图1 四川盆地大气田分布图

四川盆地由基底和沉积盖层二元结构组成，前震旦系基底之上的沉积盖层总厚度为6 000～10 000 m，盖层由海相地层和陆相地层叠合而成。震旦系至中三叠统主要发育海相地层，厚2 000～5 000 m，盆地绝大部分气源岩（主要为震旦系陡山沱组（Z1d）、寒武系筇竹寺组（—C1q）、志留系龙马溪组（S1l）、二叠系龙潭组（P3l）和大隆组（P3d））和气层分布在这套地层中。中三叠统以上为陆相碎屑岩地层，厚2 000～5 000 m，其中上三叠统须家河组（T3x）煤系、下侏罗统凉高山组（J1l）和自流井组（J1z）湖相暗色泥岩为主要烃源岩，四川盆地少量石油与下侏罗统相关。四川盆地油气生储盖组合如图2所示。

图2 四川盆地生储盖层综合柱状图

2 天然气的组分特征

四川盆地超深层天然气主要发现于龙岗和元坝大气田（见图1），尽管在普光大气田有个别井（普光9、普光10井）已钻入超深层，但井深主要在5 259 m左右[26]，处于深层大气田范围。由表 1可见，区域探井均为超深层气井，超深层气最新层位为中三叠统雷口坡组（彭州 1、新深 1、羊新 1井），最老层位为下寒武统龙王庙组（—C1l，龙探 1井），龙岗大气田和元坝大气田超深层天然气储集层为长兴组和飞仙关组。所有超深层气的储集层岩性均为碳酸盐岩。

由表1和图3可见：超深层天然气的烷烃气中甲烷占绝对优势，根据38口井资料分析，甲烷含量最高的占99.56%（双探7井），最低的占53.25%（元坝1井），平均为86.67%；乙烷含量很低，最高的占1.05%（元坝12井），最低的仅占0.01%（老君1），平均为0.13%；丙烷含量有35个样品为0，个别井达0.29%（普光9井）；丁烷46个样品含量为0。由此可见，四川盆地超深层天然气均为干气，乙烷含量低，丙、丁烷几乎没有，这与处于超深层成熟度高，乙烷、丙烷、丁烷被裂解有关。氮的含量一般较低，最高为15.06%（元坝221井），最低为0.01%（龙岗9井），平均为1.84%。CO2含量最高的为40.05%（龙岗39井），最低为0.07%（元坝222井），平均7.72%。H2S含量最高为25.21%（老君1井），最低为0.02%（双探1井），平均为5.45%。

3 碳氢同位素组成

由表 1可见四川盆地超深层所有井烷烃气中最常见组分为甲烷和乙烷，所以烷烃气碳氢同位素组成主要为δ13C1、δ13C2和δD1，碳氢同位素组成信息非常有限，使得天然气成因类型鉴别难度增加。

3.1 烷烃气碳同位素组成

由表1可见：δ13C1值从-33.6‰（新深1井）变化至-26.7‰（双探8井），δ13C2值从-32.9‰（羊新1井）变化至-22.1‰（龙岗8井）。从图4可知绝大部分天然气为原生型天然气[27-32]，可用其碳同位素值进行气源对比。

3.2 烷烃气氢同位素组成

由表1可见：δD1值从-156‰（元坝221井）变化至-113‰（元坝12井），只有4个样品检测到δD2值，从-103‰（元坝222井）变化至-89‰（普光9井）。

3.3 二氧化碳碳同位素组成

由表1可见：δ13CCO2值从-17.2‰（龙岗1井）变化至1.9‰（龙岗61井），中国天然气δ13CCO2值从-39‰变化至 7‰[33]，曾认为世界天然气δ13CCO2值变化范围为-42‰～27‰[34]，最近有学者发现其变化范围更大，为-55.2‰～45.0‰[35]，因此，四川盆地超深层天然气δ13CCO2值变化范围比前人统计的中国乃至世界的变化范围要小得多。

4 天然气的成因

4.1 烷烃气的成因

把表 1中δ13C1、δ13C2和δ13C3各值投入图 5中，同时根据表 1按龙岗气田、元坝气田、普光气田和区探井分别讨论各烷烃气的成因。

图3 四川盆地超深层天然气组分及含量（括号内数字为样品数）

图4 四川盆地超深层天然气碳同位素组成系列类型

图 5 四川盆地超深层天然气 δ13C1-δ13C2-δ13C3鉴别图[36]

由图5可知，除龙岗62和龙岗001-3两口井碳同位素组成倒转外，龙岗气田的烷烃气均为煤成气。胡国艺等[27]和秦胜飞等[30]研究也认为是煤成气；赵文智等[37]指出龙岗台内礁滩天然气是单一的煤成气聚集，储集层中发育浸染状沥青。导致烷烃气碳同位素组成倒转的可能因素有[32,38]：①天然气运移过程中同位素的分馏效应；②某一烷烃气组分被细菌氧化；③有机气和无机气的混合；④煤成气和油型气的混合；⑤同一类型成熟度不同的两个层段烃源岩生成气的混合；⑥同一层段烃源岩在不同成熟度生成气的混合。由于龙岗62和龙岗001-3两口井天然气组分特征不支持第②种因素；四川盆地稀有气体均为壳源气[39]，不支持第③种因素；该气田天然气以煤成气为主体，不支持第④—⑥种因素，故导致这两口井碳同位素组成倒转的因素可能与煤成气运移过程中碳同位素组成分馏有关，即由于分馏效应使正碳同位素组成系列的煤成气发生倒转。

由表1可知，元坝气田的烷烃气，凡是有δ13C1、δ13C2或δ13C3值的，均属正碳同位素组成系列，故是原生型烷烃气，未受次生改造和混合。由图 5可见，元坝气田烷烃气主要是煤成气，仅有元坝221和元坝222井显示出油型气特征。关于元坝气田烷烃气成因与烃源岩许多学者有不同观点，一种观点与笔者观点相同，认为烷烃气主要是煤成气，也有少量油型气[27,40]。元坝 3井在龙潭组下部有较多暗色泥岩和泥灰岩，TOC值大于0.5%的层段厚度达70 m；在距气田不远的东南部仪陇附近的龙潭组煤层达 3组[27]，说明存在形成煤成气的烃源岩条件。另一种观点认为烷烃气主要是原油裂解而成的油型气[29,41-43]，烃源岩以大隆组和龙潭组（吴家坪组（P3w））为主，TOC值为0.27%～7.20%，元坝 3井龙潭组干酪根δ13C在-27.8‰～-24.9‰，平均为-26.8‰，有机质以混合型为主[44-45]。还有学者根据氩同位素特征，判定元坝气藏气源可能是震旦系或下寒武统筇竹寺组形成原油的裂解气[46]。笔者认为元坝气田的烷烃气以煤成气为主，还有少许油型气，气源岩应为龙潭组（吴家坪组）和大隆组。元坝 3井龙潭组干酪根δ13C值与Redding等[47]划分的Ⅲ型干酪根δ13C值-26.6‰～-25.4‰基本相当，故元坝气田龙潭组或吴家坪组烃源岩不是混合型而是腐殖型而利于生气。根据表1中δ13C1和δ13C2值编制图6，由图6可见元坝气田的烷烃气也主要为煤成气。

由表1可见，区域探井的烷烃气除羊新1井外，凡有δ13C1、δ13C2和δ13C3值的均属正碳同位素组成系列，根据凡δ13C2大于-28.0‰属煤成气、δ13C2小于-28.5‰为油型气的鉴别标准[31-32]，彭州1井烷烃气为煤成气，新深1井烷烃气为油型气，图 5也验证了此观点。根据凡δ13C2值大于-28.0‰属煤成气、δ13C2值变化在-28.5‰～-28.0‰主要为煤成气[32]，除无机成因气外，凡δ13C1值大于-30‰的甲烷是煤成气[33]的鉴别指标，表1中所有双探号井、龙探1井和老君1井的烷烃气也是煤成气。

图6 四川盆地超深层天然气煤成气和油型气δ13C1-δ13C2对比图

表1中δD1—2值不多，但从有限数值总观，煤成气的δD1值较重，主要为-129‰～-113‰，而油型气的δD1值轻，主要为-156‰～-131‰。δ13C1-δD1图（见图7）就反映出了此特点，特别要指出，四川盆地寒武系筇竹寺组和震旦系腐泥型烃源岩生成、聚集在川中古隆起上的油型气，δD1值同样较轻，为-150‰～-131‰[48]（见图7）。由图7可见，龙岗气田、元坝气田、除新深1井外所有区域探井烷烃气均为煤成气。δ13C1-δ13C2对比图也证明区域探井的烷烃气主要是煤成气（见图6）。

图7 四川盆地震旦系—寒武系与长兴组—飞仙关组天然气 δ13C1-δD1对比图

四川盆地西北部有许多双探号钻井（见表1），其中多数井获得工业气流，产层主要为长兴组、茅口组、栖霞组、观雾山组和龙王庙组。以往对川西北地区古生界油气的烃源岩研究较多，根据露头区发现固体沥青、油砂岩、油苗的多种生物标志物研究，认为烃源岩为震旦系陡山沱组[49]、寒武系[50-51]（主要下寒武统）和下志留统黑色页岩[52-53]。腾格尔等指出龙门山北段海相油气藏优质烃源岩主要有筇竹寺组、大隆组泥质岩和栖霞组、茅口组碳酸盐岩[54]；同时还指出，需特别注意上古生界烃源岩，因为川西北地区如果存在与元坝气田一样的大隆组烃源岩，就可解释双探号井烷烃气是煤成气，而不是陡山沱组和下寒武统筇竹寺组来源油型气（见图6）。

4.2 二氧化碳的成因

四川盆地二氧化碳有无机成因和有机成因两种，δ13CCO2是鉴别两种成因的有效指标。国内外学者对此做过较多研究，沈平等认为无机成因的δ13CCO2值大于-7‰，有机成因的δ13CCO2值为-20‰～-10‰[55]；上官志冠等指出：变质成因δ13CCO2值为-3‰～1‰，幔源成因的δ13CCO2值平均为-8.5‰～-5.0‰[56]；Moore等指出太平洋中脊玄武岩包裹体中δ13CCO2值为-6.0‰～-4.5‰[57]；Gold等认为岩浆来源的δ13CCO2值虽多变，但一般值在-7‰±2‰[58]；戴金星等综合研究国内外大量δ13CCO2值后发现，凡有机成因δ13CCO2值小于-10‰，无机成因δ13CCO2值大于-8‰。碳酸盐岩变质成因的无机二氧化碳δ13CCO2值接近于碳酸盐岩的δ13C值，在0±3‰；火山-岩浆和幔源相关无机成因二氧化碳δ13CCO2值大多在-6‰±2‰，并编制了有机成因和无机成因二氧化碳鉴别图（见图8）[59]。

图8 四川盆地超深层天然气有机成因和无机成因二氧化碳鉴别图

把表1中相关井δ13CCO2值与CO2含量投入图8中，从图8可见：除2口井（龙岗1、元坝27井）为标准有机成因外（这些二氧化碳和生烃同期形成），绝大部分二氧化碳为无机成因，是碳酸盐岩储集层在过成熟阶段产生裂解变质形成的，这些井天然气δ13CCO2值基本上在碳酸盐岩的δ13C值区间（0±3‰）就是佐证。

4.3 硫化氢的成因

4.3.1 生物还原型（微生物硫酸盐还原——BSR）

硫酸盐还原菌利用各种有机物（包括油气）作为给氢体来还原硫酸盐而形成硫化氢，可以用以下反应式概括[60]：

BSR一般发生在地层温度低于 80 ℃、Ro值为0.2%～0.3%[61-63]的条件下，其硫化氢含量一般小于5%[64]。由于表1中硫化氢处于过成熟阶段的干气中，生气时Ro值远大于0.3%，故四川盆地超深层天然气中硫化氢不属于BSR成因。

4.3.2 非生物还原型（热化学硫酸盐还原——TSR）

由硫酸盐在烃类或者有机质参与下的高温化学还原作用形成的硫化氢，其形成可用以下反应式概括：

式（2）中C为生烃源岩中有机化合物的碳，式（3）中∑CH为油气，TSR所需温度为100～140 ℃[65]。中坝气田雷口坡组硫化氢形成时温度高于119 ℃[60]，蔡春芳也认为温度高于120 ℃[66]。根据天然气特征识别TSR的标志，一是硫化氢浓度高（大于 5%），二是反应起始最低温度一般高于120 ℃[67]。元坝气田硫化氢含量为0.20%（元坝1井，T1f2）～13.33%（元坝1井，P3ch2），多数大于5%（见表1），同时飞仙关组气藏地层温度为 149.9 ℃，长兴组气藏地层温度为 139.2～150.3 ℃[68]，均显示元坝气田硫化氢为TSR型。龙岗气田不少井的硫化氢含量大于 5%，故其硫化氢也为TSR型。四川盆地中、下三叠统和震旦系气藏的硫化氢属于 TSR成因[69]，威远气田震旦系气藏硫化氢为TSR成因[70]、普光气田硫化氢也是TSR成因[66,70-71]。表 1中老君 1和彭州 1井均为干气，硫化氢含量为3.72%～25.21%，初步分析硫化氢成因也属TSR型。

4.3.3 裂解型（硫酸盐热裂解——TDS）

石油或干酪根裂解也可形成硫化氢，其典型特征一是处于过成熟阶段硫酸盐岩地层中，二是硫化氢含量一般小于2%[60]或者一般不超过3%[72]。石油与凝析油过热气化形成的气体成分组合是 4CO2·46CH4·N2·H2S+痕量氢[73]，据此组合气体分子式换算可得过热形式的天然气组合中，硫化氢含量约占该天然气组合总体的1.9%，这决定了TDS成因的H2S含量小于2%。前述威远震旦系气藏硫化氢成因有学者[69-70]认为是 TSR，但也有学者认为是TDS成因，理由如下：该气藏为干气，Ro最大值为3.136%～4.640%，硫化氢含量绝大部分为 0.9%～1.5%，仅有两口井大于 2%，少数井含量为 0.5%～0.9%[60]。另一些学者[74]认为其为 TDS成因的理由是，根据 447个气样分析，H2S含量最大值为3.44%，平均值为1.09%。表1中双探号各井为甲烷含量很高的干气，硫化氢含量很低，仅0.02%～0.41%，故初步分析硫化氢可能也属TDS成因，但因多口井没有H2S分析结果，故其成因有待进一步研究确定。

5 结论

四川盆地在超深层已发现了龙岗和元坝两个煤成气大气田，除新深1井和元坝222井为油型气，其他所有超深层井天然气均为具正碳同位素组成系列的煤成气。随着勘探的进行，这批超深层探井能探明一些超深层气田。目前超深层探井主要集中在川东北和川西地区，建议在川南、川中和川东地区开展超深层天然气勘探，将会有新发现和突破。

所有超深层气均为湿度很低（0.02%～1.25%）的干气，说明天然气是过成熟阶段产物。深层气硫化氢成因主要为TSR型，双探号探井H2S可能为TDS成因。

以往通常发现气藏中有沥青，就认为气藏天然气是原油裂解生成的油型气，此观点值得商榷。例如龙岗气田储集层中发育有浸染状沥青，但它是煤成气田，这是由于在煤系成烃气油兼生期，除形成大量煤成气外，还有少量凝析油和轻质油生成，后者在过成熟阶段也产生沥青。故天然气储集层中发现沥青不能就肯定是油型气，要对沥青规模、产状与气同位素组成综合研究后才能有定论。

致谢：感谢刘全有教授和谢邦华高工提供了区探井地球化学数据与有关文献。