渤海湾盆地济阳坳陷浅层天然气成因及其来源

2020-06-09高长海张云银王兴谋

天然气工业 2020年5期

高长海张云银王兴谋

1.中国石油大学（华东）深层油气重点实验室 2.中国石化胜利油田分公司物探研究院

0 引言

随着我国天然气地质理论的不断丰富和完善[1]，以及勘探力度的不断深化，天然气探明储量呈现持续增长的趋势。截至目前，我国累计天然气探明储量为11.7×1012m3，探明率约为24%，仍处于勘探早中期阶段，未来仍具有较大的增储上产潜力[2-3]。同时天然气勘探难度也呈现出加大的趋势，勘探方向由原来的中深层向深层超深层和浅层转移。

渤海湾盆地的天然气勘探实践表明，浅层天然气资源主要分布在济阳坳陷，占该盆地已探明浅层天然气储量的90%以上[4]。因此该坳陷内的浅层天然气储量占有十分重要的地位。截至2018年底，济阳坳陷浅层天然气探明储量为281×108m3，占该坳陷天然气总探明储量（460×108m3）的61%，并且前者的规模仍在不断扩大，已成为重要的研究领域和勘探热点。目前，对于济阳坳陷浅层天然气成因及其来源问题仍存在着争议：有的认为浅层天然气主要来自于油溶释放的油型气[4-6]；也有的认为浅层天然气主要来自于原油降解的生物气[7-8]；还有的认为浅层天然气来自于油溶释放和原油降解的混合气[9-11]，但两者混源比例不清。前人的研究成果表明，济阳坳陷浅层天然气成因及其来源具有较强的复杂性。为此，笔者根据该区浅层天然气的组分、碳同位素值、轻烃指纹等测试资料，系统分析了济阳坳陷浅层天然气的地球化学特征，阐明浅层天然气的成因类型并探讨其来源，以期能为济阳坳陷浅层天然气的勘探提供指导。

1 地质概况

济阳坳陷位于渤海湾盆地东南部，西北抵埕宁隆起，南至鲁西南隆起，东邻渤海，内部由东营凹陷、沾化凹陷、车镇凹陷、惠民凹陷及多个凸起组成，勘探面积约2.6×104km2（图1）。济阳坳陷自古近纪以来经历了断陷期和坳陷期两大演化阶段[12]，相继沉积了古近系孔店组（E1k）、沙河街组（E2-3s）和东营组（E3d）以及新近系馆陶组（N1g）和明化镇组（N2m）。古近纪与新近纪的断、坳转换期以及新构造运动导致坳陷内中浅层断裂十分发育[13]，为浅层气藏的形成提供了良好的地质条件。勘探成果表明，济阳坳陷浅层气藏主要分布于东营凹陷和沾化凹陷的凸起带、断裂带及其周缘，围绕凹陷呈环带状分布，埋藏深度多介于200～1 500 m，富集于馆陶组和明化镇组，其下方或下倾方多发育有稠油油藏，形成了“下油上气”的分布格局（图1）。

图1 济阳坳陷稠油与浅层天然气田分布图

2 实验分析

天然气组分分析采用配备了TCD检测器的Agilent 7890N型气相色谱仪，载气为氦气，采用30.00 m×0.32 mm×20.00 μm的HP-PLOTQ色谱柱。色谱仪进样口温度为150 ℃，TCD检测器温度为200 ℃。色谱柱在70 ℃恒温时间为5 min，之后以15 ℃/min的速率升至180 ℃并保持15 min。

天然气碳同位素分析采用Agilent 7890N型气相色谱仪连接Finngan MAT-252型气体同位素质谱仪进行检测。先通过HP-PLOTQ色谱柱进行分离，分离后的烃类气体经氧化炉氧化成CO2后进入同位素质谱仪进行碳同位素检测。氧化炉温度为950 ℃，色谱仪进样口温度为150 ℃。色谱柱以8 ℃/min从30℃升至170 ℃，最后以6 ℃/min的速率升至270 ℃。

天然气轻烃分析采用Agilent 5890A型气相色谱仪，采用50.0 m×0.2 mm×5.0 μm的PONA毛细管色谱柱。色谱柱起始温度为30 ℃，恒温10 min，之后以 1 ℃ /min 升至 70 ℃，再以 3 ℃ /min 升至 200 ℃，最后恒温时间为20 min。

原油轻烃分析采用GC8000型气相色谱仪，载气为氦气，采用60.00 m×0.25 mm×0.25 μm的AB-1弹性石英毛细管色谱柱。色谱仪进样口温度为300 ℃，FID检测器温度为300 ℃。色谱柱在40 ℃恒温时间为10 min，之后以4 ℃/min升至300 ℃并保持30 min。

3 浅层天然气地球化学特征

3.1 天然气组成特征

济阳坳陷浅层天然气组分包括烃类气体和非烃类气体。烃类气体占有绝对优势，其中甲烷含量最高，介于94.24%～99.57%，其他重烃组分含量普遍较低且随着碳数增加而减小（表1）。干燥系数普遍大于95%，为典型的干气，反映为高—过成熟演化阶段的产物。花沟、八面河、三合村等油气田的浅层天然气干燥系数甚至超过99%，反映了天然气形成过程中可能会有生物降解作用的影响[14]。非烃类气体则主要由CO2和N2组成，CO2含量普遍较低（表1），可能是由于微生物利用CO2形成甲烷所致[15]。这可能也是浅层气藏中甲烷含量高的原因之一。

表1 济阳坳陷典型地区浅层天然气主要组成特征表

3.2 天然气轻烃特征

轻烃中的C7系列化合物正庚烷、甲基环己烷和二甲基环戊烷可区分不同成因天然气的母质类型[16-17]。其中，正庚烷主要来自藻类和细菌，是良好的成熟度指标；甲基环己烷主要来自高等植物，较高含量的甲基环己烷可指示煤型气；二甲基环戊烷主要来自水生生物，较高含量的二甲基环戊烷可指示油型气。从图2可以看出，样品点均落在腐泥型和混合型干酪根分布区，二甲基环戊烷相对含量介于28.2%～85.0%，平均值为54.2%；正庚烷相对含量介于2.5%～59.0%，平均值为16.7%；甲基环己烷相对含量介于8.9%～50.1%，平均值为29.1%。因此，济阳坳陷浅层天然气属于油型气范畴。

正常演化的油型气的轻烃组成特征是正构烷烃含量高、异构烷烃含量低[19]，但济阳坳陷浅层天然气则相反，即正构烷烃含量低、异构烷烃含量高。如2,3-二甲基丁烷/环戊烷比值介于3～30，2,4-二甲基戊烷/正己烷比值介于1～3（图3）。对于正常演化的天然气，2,3-二甲基丁烷/环戊烷和2,4-二甲基戊烷/正己烷两个参数值主要受成熟作用和干酪根类型的控制，但不论受哪种因素控制，2,4-二甲基戊烷/正己烷普遍小于0.20，2,3-二甲基丁烷/环戊烷普遍小于0.60[18]。造成研究区这两个参数异常高的原因可能是微生物降解作用的结果，微生物对正构烷烃、异构烷烃及环烷烃降解速度的差异使得正常演化中仅为痕量的2,3-二甲基丁烷和2,4-二甲基戊烷变得异常高[20]，也使得济阳坳陷浅层天然气具有了微生物降解的特征，也有别于中深层天然气（图3）。

图2 济阳坳陷浅层天然气轻烃三角图（图版据本文参考文献[18]）

图3 济阳坳陷天然气2,3-二甲基丁烷/环戊烷与2,4-二甲基戊烷/正己烷关系图（据本文参考文献[17]）

3.3 天然气碳同位素特征

图4 济阳坳陷浅层天然气甲烷碳同位素序列图

济阳坳陷浅层天然气中主要检测出了甲烷、乙烷、丙烷和丁烷的碳同位素值。其中，甲烷碳同位素值较轻，介于-55.7‰～-42.3‰；乙烷碳同位素值总体上差别不大，介于-31.4‰～-25.8‰；丙烷和丁烷碳同位素值相对较重，分别介于-31.4‰～-14.4‰和-32.6‰～-17.7‰（图4）。正常演化的有机成因烃类气体的碳同位素通常随着烷烃分子碳数的增加而呈线性增大排列，即具有δ13C1＜δ13C2＜δ13C3＜δ13C4的碳同位素序列[21]。济阳坳陷浅层天然气的碳同位素值连线发生明显弯曲，出现了两种碳同位素倒转特征：①孤东、孤岛、林樊家、单家寺等油田出现的丙烷碳同位素倒转，即δ13C3＞δ13C4，丙烷碳同位素值比丁烷碳同位素值普遍高了2‰～3‰；②三合村油田、花沟气田等出现的乙烷、丙烷碳同位素倒转，即δ13C2＞δ13C3＞δ13C4（图 4）。根据前人对天然气碳同位素倒转成因的认识[22]，结合地质背景，认为济阳坳陷浅层天然气出现的碳同位素倒转现象可能是微生物作用的影响。微生物降解作用对天然气湿气组分的改造，会导致其碳同位素变重，尤其是微生物对丙烷的优先降解导致丙烷碳同位素明显偏重[23-24]，出现丙烷碳同位素倒转的现象，随着微生物降解程度的增大，具有较强抗生物降解能力的乙烷也开始遭受降解，出现乙烷碳同位素倒转的现象，从而造成甲烷碳同位素相对变轻。

4 浅层天然气成因及来源

4.1 天然气成因

浅层天然气从成因上可划分为生物成因气、热成因气以及混合气[25]。通过天然气的组分、同位素等特征可有效判识天然气的成因类型[26-28]。微生物对天然气湿气组分（C2+）的选择性降解以及次生生物甲烷的混入会造成天然气干燥系数的显著增大，根据图版可对天然气是否遭受生物降解进行有效判识，微生物生成甲烷的途径有乙酸发酵型和CO2还原型两种[15]，前者生成甲烷的CO2碳同位素偏轻，后者则偏重。根据和图版可对产甲烷的生成途径进行有效判识，根据图版可对原生生物气、次生生物气及热成因气进行判识。

通过天然气成因类型判识图版（图5）可以看出，济阳坳陷浅层天然气存在两种成因类型：一类为次生生物成因气，是原油遭生物降解作用而生成的天然气，整体具干燥系数大（大于95%）、甲烷碳同位素值偏轻（小于-45‰）、湿气组分碳同位素值偏重并“倒转”、异构烷烃含量高、二氧化碳碳同位素值偏重（大于2‰）等特征（图3～5），为典型的原油降解气。济阳坳陷浅层油气藏（小于1 600 m）中检测出丰富的产甲烷菌（属于厌氧微生物）[27,29]，表明浅层属于适宜厌氧微生物生存的缺氧环境[30]，厌氧微生物导致原油稠化形成稠油的同时还能生成以甲烷为主的天然气[31-32]。另一类为热成因气，是油藏中油溶气的湿气组分被微生物改造而成的热成因气，以甲烷碳同位素值偏轻、二氧化碳碳同位素值偏重而有别于原油伴生气、湿气、凝析气、裂解气等常规热成因气[21,25]。因此，济阳坳陷浅层天然气为生物成因和热成因改造而成的混合次生气。

值得注意的是，部分浅层天然气样品的甲烷碳同位素值大于-45‰（图5），且与同源未降解的油溶气相比偏重，如沾化凹陷孤岛、孤东等油田以及东营凹陷林樊家油田等。以林樊家油田为例，自深部利津洼陷古近系油溶气至浅部林樊家凸起新近系降解气，天然气组分表现出规律性变化，甲烷气含量逐渐升高，重烃气含量逐渐降低，由湿气向干气转变（表2）；古近系油溶气及新近系降解气重烃组分的碳同位素变化不大，而降解气甲烷和二氧化碳的碳同位素与未降解溶解气相比呈现变重趋势（表2）。分析认为，微生物降解产甲烷主要通过产甲烷菌还原CO2生成[15,28]，且次生生物气中甲烷和二氧化碳碳同位素受CO2还原程度的控制[33]，生物降解作用早期，原油降解过程中产生的CO2仅部分被还原，且生成的次生生物甲烷富集12C，富含12C的生物甲烷的混入使得甲烷碳同位素值变轻（小于-45‰），与典型次生生物甲烷碳同位素特征相似；而随着原油降解程度和CO2还原程度的不断增大，含13C的CO2逐渐增多，二氧化碳碳同位素值不断变重，新生成的生物甲烷碳同位素值也逐渐变重，如LZ3-12、L6-X022井。

图5 济阳坳陷浅层天然气成因类型判识图版（据本文参考文献[26]）

表2 济阳坳陷利津洼陷—林樊家凸起天然气组成及碳同位素值数据表

4.2 天然气来源

勘探及研究结果表明，稠油区发育了大量浅层气藏[34]，且浅层气藏与稠油油藏具有紧密的亲缘关系[7-11]。从济阳坳陷浅层油气的轻烃指纹特征可看出（图6），稠油、油溶释放气与浅层气之间具有良好的一致性，表明浅层气藏与稠油油藏为成因上紧密相关的“同源共生”关系，均为常规稀油油藏微生物降解的产物，稠油油藏形成过程中生成的原油降解气与其自身的油溶释放气共同组成了浅层气藏的主要来源（图5）。

根据前人关于原油降解过程中天然气甲烷与二氧化碳碳同位素的变化模拟曲线及相关图版[35-36]，建立了利用不同成因天然气甲烷碳同位素差异估算浅层气藏中原油降解气比例的计算公式为：

式中α表示生物成因原油降解气含量；δ13C1(Residual)表示残留甲烷碳同位素值；δ13C1(Biogenic)表示生物成因气碳同位素值；δ13C1(Thermogenic)表示邻近区域未降解的热成因气甲烷碳同位素值。

利用式（1）计算出渤海湾盆地济阳坳陷浅层气藏中原油降解气的比例（表3）。可以看出，浅层气藏中原油降解气的平均比例超过60%，不仅表明浅层气藏主要由原油降解气组成，也表明微生物降解在稠油和原油降解气的形成过程中发挥了主导性作用。

图6 济阳坳陷浅层原油及天然气轻烃指纹特征对比图

表3 济阳坳陷浅层天然气中原油降解气比例估算表

世界上超过50%的原油曾遭受生物降解作用[37]，据估计形成的稠油资源量为常规石油的数倍以上[38]，且与原油降解气量具有良好的正相关性[39]；只要存在较好的封盖条件，生物降解原油过程中同步产生的原油降解气潜力是巨大的。因此，在加大浅层气藏和稠油油藏勘探力度的同时，可在稠油油藏的上方或上倾方向寻找与之关联的未知浅层气藏，或在浅层气藏的下方或下倾方向寻找与之关联的未知稠油油藏，从而提高油气勘探效率。