元坝气田天然气组分与同位素特征分析

秦绪乾

（中国石化勘探分公司，四川 成都 610041）

0 引言

元坝气田位于四川省苍溪县及阆中市境内，为一个大型低缓构造带，其北西为九龙山背斜构造带西南倾末端，北东为通南巴背斜构造带西南倾末端，南部为川中低缓构造带的北部斜坡。该区海相构造层整体比较平缓，褶皱小，断层不发育，仅在川中低缓构造带的北部及九龙山背斜构造带东南翼发育一些裙边状的小型鼻状构造。该气田是我国首个超深层生物礁大气田，也是目前国内规模最大、埋藏最深的生物礁大气田［1-2］，气藏硫化氢含量高，达1.2%～13.5%，整体表现为高含硫化氢的酸性气藏。气藏现今埋深6 200～7 000 m，至2015年底，在海相礁滩领域累计探明储量为2 195.82×108m3，初步建成40×108m3／a的产能。

前人对四川盆地高含硫化氢气藏的研究已做了大量工作，研究重点主要集中在川东地区热化学硫酸盐还原作用机理［3-4］、对储层改造作用［5-6］、高含硫化氢气藏成因类型与分布规律探讨［7-10］方面，认为在川东海相层系硫酸盐热化学还原反应（TSR）普遍，使得天然气原有的地球化学特征发生了改变，同时产生的酸性流体对碳酸盐岩储层具有改善作用。而对四川盆地其他地区的TSR作用研究较少，笔者通过对四川盆地北部元坝地区长兴组生物礁大气田的天然气地球化学特征和碳、氢同位素组成等进行系统研究，探讨了TSR作用对天然气组分与碳氢同位素组成的影响，将对四川盆地深部碳酸盐岩油气勘探开发有着重要的现实意义。

1 天然气地球化学特征

1.1 组分特征

元坝气田长兴组天然气甲烷在烃类中的相对含量大都在99.4%～99.9%，C2以上的重烃含量均少于1%，表现为典型的干气特征。长兴组气层在非烃气组成上与其他层系差别较大，非烃气H2S和CO2含量较高（图1），分别为2.4%～13.5%和0.88%～18.26%，这主要是受TSR影响。通常情况下，由于碳酸盐岩地层水中有较高含量的CaSO4，在油气层温度超过160℃时，烃类与地层水中的CaSO4发生TSR，在消耗重烃与甲烷的同时生成H2S与CO2气体［11］。元坝气田H2S与CO2在不同气层中的含量差异可能与储集岩的孔隙性质有关。在裂缝型储层气藏中H2S含量较少，而在孔洞型储层中非烃气体含量丰富。据元坝2井等井的岩心观察显示，该构造带中飞仙关组灰岩较致密，溶蚀作用很少，孔隙主要以晶间孔为主。而长兴组云岩层中溶蚀作用强烈，溶孔异常发育，并有大量沥青充填。这两层位气层中H2S与CO2含量的差别符合上述规律，即H2S含量受储层孔隙性质的控制。

图1 元坝地区各层系气层天然气C1／C2+C3比值与H2S含量分布图

1.2 同位素特征

元坝地区长兴组天然气碳同位素较重，其中δ13C1值多在-30.5‰～-27.5‰，明显重于四川盆地东部地区的同层位气层（大多轻于-30‰）；δ13C2值为-31.6‰～-22.3‰，整体表现为δ13C2值大于δ13C1值的正碳同位素序列特征。四川盆地东部同层位天然气CH4、C2H6碳同位素系列倒转现象普遍［12-13］，这主要是受两方面因素影响：一方面是受热演化程度影响［14］，元坝地区气层埋深近7 000 m，古地温可能超过200℃，天然气的热演化程度很高，导致烷烃气碳同位素很重，与其天然气组分高干燥系数的化学组成相一致。另一方面，含硫天然气气藏中CH4在不同的演化阶段，由于TSR反应强度不同，导致天然气的烷烃系列碳同位素表现为先倒转后正序的特征［10］473-474。TSR作用对烷烃气的碳同位素比值也会有重要影响，一般随TSR作用的持续增强，乙烷及甲烷碳同位素会逐渐变重。

2 天然气来源

元坝气田长兴组储层中普遍见固体沥青，前人通过对该区天然气轻烃组分的对比分析认为，天然气成因类型为原油裂解气［12-13］。关于高热演化天然气的气源确定，最现实的方法是通过碳同位素的对比。由于甲烷的可能来源较复杂，一般用C2以上的重烃碳同位素进行对比，而在这些高热演化天然气中大多只能测到乙烷碳同位素。飞仙关组—长兴组天然气的δ13C2值主要分布在-32‰～-28‰范围内。飞仙关组 — 长兴组储层沥青的δ13C值主要分布在-29‰～-25‰。川北地区海相各层位烃源岩干酪根碳同位素值有不同的分布范围。吴家坪组烃源岩干酪根的δ13C值为-28.6‰～-26.3‰，下二叠统烃源岩干酪根的δ13C值为-28.2‰～-26.0‰，下志留统和下寒武统烃源岩干酪根的δ13C值分别为-32.1‰～-28.8‰和-35.0‰～-31.6‰（图2）。对于高成熟天然气来说，它们应来自碳同位素接近于乙烷的源岩（沥青）。从烃源岩碳同位素分布情况来看，上、下二叠统及志留系烃源层都有可能为其气源层。资料分析表明，飞仙关组—长兴组天然气与石炭系气层在乙烷碳同位素组成上有明显区别，因而基本可排除志留系地层为其主力气源层的可能性，主要气源应来自二叠系烃源层。

图2 川东北飞仙关组—长兴组天然气乙烷与各层系烃源岩干酪根δ13C值分布对比图

3 天然气地化特征与TSR作用关系探讨

元坝气田内部不同井区非烃组分含量变化较大，通过天然气组分、烷烃碳、氢同位素平面分布特征开展元坝气田不同井区TSR作用强度分析，明确两者之间的相关性。

3.1 TSR作用增加了天然气中H2S和CO2的含量

1）H2S与CO2的相关关系

元坝地区长兴组天然气都含有H2S与CO2气体，不同井区的非烃组分含量差异较大。其中Ⅰ井区的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井区的H2S含量一般在1.0%～6.0%，CO2含量一般在2.5%～12.5%。Ⅰ、Ⅱ井区非烃气体的含量有明显变化，且H2S与CO2含量存在明显的正相关关系，表明元坝气田Ⅰ、Ⅱ井区受TSR作用影响，但其对不同井区的作用强度存在差异。

2）H2S的平面分布规律

元坝地区长兴组气藏主要分为长兴组二段生物礁气藏及长兴组一段浅滩气藏两大类型，从H2S含量平面分布特征来看，礁、滩两种气藏类型的H2S含量无明显差异。Ⅱ井区的H2S含量要低于Ⅰ井区，同时在Ⅰ井区和Ⅱ井区内部也存在H2S含量的差异（图3），在礁、滩构造高部位的H2S含量相对较低，而在构造低部位，特别是含有底水的构造H2S含量较高。Ⅱ井区的yb27-yb204-yb2井区的长兴组二段H2S含量一般小于5.0%，而相对低部位的yb222井区的H2S含量可达11.58%，yb273井区的H2S含量也达到了5.59%；Ⅰ井区的yb101-yb102井区的长兴组二段H2S含量分别为7.28%和4.36%，而位于低部位的礁后浅滩圈闭的H2S含量在yb12井区达到8.06%，在含水的yb16井区达到了12.24%；Ⅰ井区的长兴组一段H2S含量也具有类似的分布特征，位于低部位且含水的yb123井区的H2S含量高达25.9%。H2S含量的这种平面分布特征与TSR发生的条件有关。TSR反应需要有溶解在地层水中的SO42-参与反应，因此低部位的H2S含量高，并且具有底水的气层天然气H2S含量最高。

3.2 TSR作用使烃类气体中碳、氢同位素特征有所改变

随着TSR反应程度增加，烃类氧化蚀变生成的CH4碳同位素组成逐渐接近重烃类碳同位素组成［10］479。元坝地区天然气随着δ13C1值增加，H2S与CO2含量有增大的趋势，特别是在I井区这种特征更加明显。主要原因是由于元坝各井区TSR作用强度与晚期调整改造过程的影响。

油气地质学中主要研究氢的稳定同位素氕和氘的丰度比值D／1H来表示氕和氘的含量，用δD来表示，δD1代表甲烷中的δD值。元坝地区飞仙关组—长兴组天然气中烃类气体的δD1值在-140‰～-110‰，Ⅰ井区块高含H2S样品δD1值较高，Ⅱ井区低含H2S样品δD1值相对较低（图4b）。天然气δD1值主要是受热演化程度与TSR作用过程中水参与的影响。元坝地区整体构造相对稳定，热演化程度差异不大。而δD1值与H2S含量正相关，由此可知，元坝地区甲烷δD1值变化主要是受TSR作用过程中水的影响。非烃气体δ13CCO2在-3‰～3‰，较常规天然气藏δ13CCO2值明显偏大，这主要是由于TSR作用晚期形成的有机酸与碳酸盐岩反应生成CO2，与天然气混合导致非烃气体δ13CCO2值偏高（图4a）。

图3 元坝气田长一段—长二段H2S含量平面分布图

图4 元坝气田不同井区天然气δ13C1值、δD1值与（H2S+CO2）／（H2S+CO2+∑C1-3）关系图

4 结论

川北元坝气田长兴组与川东地区同层位天然气组分类型以烃类气体为主，甲烷含量占绝对优势，干燥系数大，非烃组分以H2S与CO2为主；烃类气体δ13C特征与川东地区存在一定差异，表现为正碳同位素序列特征，主要受元坝地区烃源岩高热演化程度与后期强TSR作用影响。针对天然气来源，开展天然气乙烷、储层沥青与川北地区海相各套烃源岩碳同位素对比分析，表明该区气源主要来自二叠系烃源层。元坝气田Ⅰ、Ⅱ井区H2S与CO2含量存在明显的正相关性，且Ⅰ井区的H2S与CO2含量较Ⅱ井区高，表明元坝Ⅰ井区TSR作用强于Ⅱ井区，从而造成I井区δ13C1、δD1值偏高。