鄂尔多斯盆地东南部气田上古生界致密砂岩气藏气源对比

聂万才, 白玉奇, 冯 敏, 张 晨, 张 波, 王铭伟

(1. 西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室, 四川 成都 610500; 2. 中国石油长庆油田分公司宜黄天然气项目部, 陕西 西安 710021; 3. 中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院, 陕西 西安 710021)

研究区位于鄂尔多斯盆地南东部延安、宣川等地区,勘探面积33162 平方千米。 前人对鄂尔多斯盆地开展了大量的研究,但研究对象主要为盆地北部的苏里格、乌审旗、榆林、靖边、米脂及大牛地等气田,对鄂尔多斯盆地东南部气田的研究较少。 近几年,随着对致密砂岩气认识的逐渐加深及开发工艺的不断改进,大量之前被认为“贫气区”、“无气区”的区域被重新认识。 鄂尔多斯盆地东南部气田自2007 年开始勘探至今,目前已钻探气井上千口,探明天然气储量超过5000 亿方,成为继苏里格气田后又一个超千亿级大气田。

大量研究已经证实,鄂尔多斯盆地上古生界主力烃源岩为下二叠统太原组和山西组、上石炭统本溪组的暗色泥岩和煤[1-4]。 晚三叠世末,烃源岩开始生烃,至早白垩世末,伴随着地层达到最大埋深,区内烃源岩生烃能力亦达到最强。 早白垩世末后,因鄂尔多斯盆地整体抬升,地层温度下降,区内烃源岩生烃能力减弱。 赵林等[5]和单秀琴等[6]运用流体势的概念对盆地上古生界天然气运移进行了研究,认为三叠世—早白垩世末天然气主要向盆地北部和中部靖边气田运移,早白垩世末后主要为就近运移成藏。 闵琪等[7]和李仲东等[8]通过对盆地过剩压力研究,推断了天然气的运移方向。 米敬奎[9]利用包裹体中气体的含量、捕获温度、捕获压力、流体盐度分布特点,认为天然气的运移方向为由南向北。 已有的研究成果对盆地上古生界天然气运移有了初步认识,但前人的研究普遍忽略了砂岩致密时间与成藏时间的先后性及由此导致的运移动力的区别。

本次研究通过分析天然气的地球化学特征,运用数值分析及相关图版确定了鄂尔多斯盆地东南部气田的天然气成因及其类型,通过对CH4、CO2、iC4/nC4等多种地化指标综合对比,对天然气运移方向进行分析研究,确定天然气聚集的有利区域,最终为研究区天然气勘探提供依据。

1 地质背景

鄂尔多斯盆地东南部气田构造上位于伊陕斜坡东南侧,紧邻东部的晋西挠褶带(图1)。 地势上呈东高西低,北高南低[10]。 受控于整个盆地的构造演化,区内经历了加里东期至海西中期的碰撞抬升、海西晚期至燕山期的持续沉降、喜山期的再次抬升。 受构造抬升影响,上古生界奥陶系及石炭系部分地层遭受了剥蚀。 目前,石炭系仅存在上统的本溪组,二叠系因未遭受剥蚀,自下而上分别发育了下统的太原组和山西组、中统的上、下石盒子组以及上统的石千峰组(图1)。 其中,烃源岩层位于石炭系本溪组、二叠系太原组和山西组,岩性以煤为主,其次为暗色泥岩。 岩石的Ro值普遍大于2%,指示烃源岩已完成大规模生气。 主力含气层位为石炭系的本溪组、二叠系的山西组2 段和1 段以及石盒子组8 段[11-12]。 四个层位的含气性以本溪组和山2 段最好,山1 段和盒8 段次之。 天然气中CH4含量分布在87% ～99%之间,大多高于95%,为干气。 本溪组发育障壁岛-潮坪沉积相[13],而二叠系则以海陆过渡相沉积为主,与盆地北部河流或三角洲平原沉积环境有明显的区别。 气层埋藏深度多在1970 ～3500m 之间,没有明显的边底水,孔隙度大多小于10%,基质渗透率普遍低于1 ×10-3μm2,是典型的致密砂岩气藏[14-17]。

2 样品采集与分析

图1 鄂尔多斯盆地东南部气田区域位置及地层综合柱状图Fig.1 Location of Yan'an Gasfield and comprehensive stratigraphic histogram

本文的数据采自区内的249 口井,覆盖了整个研究区,数据具有较好的代表性,对于本文的研究起到了较好的支撑作用。 其中,天然气组分测定采用气相色谱法,使用的仪器为Agilent7890A 气相色谱仪, 色 谱 柱 为 PONA 柱 (50m × 0.20mm ×0.50μm);天然气分析条件起始温度为35℃(恒温5min), 升温速率为2℃/min,至100℃,再以升温速率 6℃/min 升至 290℃,恒温 30min。 载气流速:0.9mL/min,线速度:40cm/s。 因研究区内部分天然气井采用液氮气举的方式反排,N2指标收到污染,对采集的数据进行了筛选,确定114 口井的149 个样品数据有效。 碳同位素数值则是通过Isoprime100 同位素质谱仪测定获得,实验质量数范围1 ～82amu;连续流灵敏度优于1200M/I(CO2);分辨率为100; H3+因子小于 <10 ×10-6/nA。

3 天然气成因类型

3.1 天然气成因

数据分析结果表明,研究区天然气中的甲烷含量较高,主要分布在86% ～98% 之间,大多高于95%,以干气为主。 甲烷碳同位素值主要分布在-37.5‰～-30‰之间,并呈现随着甲烷含量增加而变重的趋势(图2a)。 气体中各组分含量及碳同位素值分布在一定的范围之内,各数据之间没有明显的参数区别,表明其成因相似。

目前国内外普遍采用Bernard 图版对天然气成因类型分类[18-19],该图版主要依据不同成因类型的天然气在同位素比值和化学组成上存在区别而设计。 图版将C1/(C2+C3)比值和甲烷中δ13C1数值作为参数,在综合考虑有机质类型和成熟度这两个参数的影响后,将C1/(C2+C3)比值小于50 且δ13C1介于-35‰～-50‰的区域定义为热成因区。 根据鄂尔多斯盆地东南部气田相关数值分布,可以看出研究区C1/(C2+C3)比值大多大于10(图2b);δ13C1介于-30‰ ～-35‰之间,碳同位素较重。 数据表明,研究区天然气碳同位素数值主要分布在Ⅲ型有机质演化程度高的区域,数据分布区域集中,指示各层位天然气的热演化程度变化不大。

3.2 天然气类型

目前,国内外学者普遍认为有两种原因导致碳同位素发生倒转,一是油型气和煤型气的混合,二是同源不同期或同型不同源气的混合[20]。 从天然气碳同位素连线特征来看,鄂尔多斯盆地东南部气田各气层表现出碳同位素单项性倒转,即δ13C1>δ13C2(图2c)。 戴金星[21]在综合国内外气田的基础上,编制了烷烃气成因的图版(图2d)。 图版中,鄂尔多斯盆地东南部气田上古生界天然气样品数值主要分布在Ⅲ1和Ⅲ2区域。 其中,含气层本溪组和山西组的数据点主要分布在以煤型气和油型气混合为主的Ⅲ1区域,盒8 段天然气主要分布在同源不同期的煤型气混合为主的Ⅲ2区域,以上两种类型是导致碳同位素出现倒转的主要原因。 与图2b 的分析结果相结合,可以推断鄂尔多斯盆地东南部气田主要以热演化程度高的煤型气为主,混入少量油型气。

总之,鄂尔多斯盆地东南部气田天然气主要来源于本地区的煤层,天然气类型主要为煤型气。 部分油型气为早期生成的原油伴随着地层埋深加大和地层温度升高裂解而成,但此类气体多分布于山西组和本溪组。 山1 和盒8 段虽然远离生烃层,含气性不如近源的山西组和本溪组,但从碳同位素倒转原因推测,它们在地质历史中亦受到过多次充注,因此也呈现出较好的含气性。

4 天然气运移特征

目前国内外用于天然气运移示踪的地球化学指标多达十余种,这些指标可进一步归纳为4 大类,即“常规组分指标”、“轻烃组分指标”、“稀有气体指标”和“碳同位素指标”[22]。 本文从常规组分和碳同位素入手,对延安气田上古生界天然气运移的规律有了初步的认识。

鄂尔多斯盆地东南部气田已发现的4 个主要产气层是物性较低的致密砂岩储层,它们的运移动力主要为持续生烃产生的异常压力,浮力在天然气的运移中发挥的作用较小[5,7,8]。 受储层物性和运移动力的影响,本地区天然气多呈游离相态运移。 在运移相态的影响下,CH4和iC4/nC4两个指标随着运移距离增大而增大,由近源层位(山2 段和本溪组)向远源层位(山1 段和盒8 段)其含量或者比值总体呈现增高的趋势(图3a、b),而CO2含量则呈现与之相反的趋势(图3c)。

晚三叠世,由于盆地的快速沉降,区内烃源岩层进入生烃期。 晚侏罗世至早白垩世,主力烃源岩进入了生气高峰,此时上古生界储层进入储层致密化演化阶段[23]。 鄂尔多斯盆地东南部气田位于伊陕斜坡中部,区内的构造运动主要以整体抬升和沉降为主,缺乏纵向断层等垂向输导系统,因此,区内天然气的运移呈现出近距离幕式充注的特征。 赵文智等认为集群式成藏是天然气大型化成藏的主要样式[25],鄂尔多斯盆地上古生界天然气成藏具备此特征且其充注方式呈现多组分集群式快速充注的特点,而初次运移方式也多以近源充注为主,这与高孔渗气层的充注持续时间长和运移距离远的特征有很大的区别。 受此影响,致密砂岩气层内的天然气很难发生因长距离运移而产生分馏效应,因此,近源层内各项常规组分指标分异性不强。

早白垩世末,受燕山运动的影响,盆地整体抬升。 近源气层因前期天然气持续充注累积了足够的地层压力而突破泥岩隔层,一部分气体向上运移至远源的山1 段和盒8 段储层。 此时,烃源岩层—近源气层—远源气层进入一个动态平衡模式,即烃源岩多次充注,近源气层压力不断升高,当近源气层压力足够突破泥岩隔层时,天然气在近源和远源气层之间进行一次运移,伴随着充注,近源气层压力下降,充注停止,如此循环,直至烃源岩供烃能力减弱或者停止供烃。 总体上,气体对远源气层的充注呈现类似于近源气层的“准幕式”充注。 二者主要的区别在于远源的“准幕式”充注需要经历一段运移距离,而近源的幕式充注距离却很短。 因此,远源层位和近源层位之间常规组分指标分馏效应明显,但远源层位之间的分异却不是很明显。

图2 鄂尔多斯盆地东南部气田上古生界天然气成因图版Fig.2 Genesis charts of natural gas of the Upper Paleozoic in Yan'an Gasfield

图3 鄂尔多斯盆地东南部气田上古生界天然气组分垂向分布图Fig.3 Vertical distribution of gas composition of the Upper Paleozoic in Yan'an Gasfield

鄂尔多斯盆地东南部气田天然气的C1～C4烷烃碳同位素总体上呈现下轻上重的特征。 其中,石盒子组最重,山1 段居中,本溪组和山2 段最轻(图2d),而这种现象的出现与鄂尔多斯盆地东南部气田天然气扩散运移有一定关系[24]。

5 天然气聚集有利区

鄂尔多斯盆地东南部气田上古生界发育了本溪组、山西组、石盒子组和石千峰组等多套砂体,但仅在本溪组、山西组2 段和1 段以及石盒子组8 段发现工业气藏(图1),石千峰组砂体虽有天然气显示,但总体上含气性很差,不具备开发价值。 这主要是因为本地区断层构造不发育,砂体大多为致密砂岩,天然气不可能大规模长距离运移,天然气主要以近源成藏为主。 因此,靠近煤层的山2 段和本溪组是天然气聚集的优选区域,山1 段和盒8 段虽有天然气充注,但由于远离煤层,其含气性远不如近源的层位。 因此,在鄂尔多斯盆地上石盒子组区域盖层普遍存在,气藏保存条件较好的背景下,优质煤层和近源厚层砂体叠合的区域是本地区未来开发的优选区域;而山1 段和盒8 段除了寻找靠近煤层的区域外,与烃源岩层之间微裂缝发育的区域、泥岩隔层较少的区域也是未来本地区勘探和开发的后备区。

6 结论

(1)鄂尔多斯盆地东南部气田天然气主要来源于本地区的煤层,为煤型气。 山2 段和本溪组及山1 段和盒8 段分别因为混入油型气和同源多期充注而出现碳同位素倒转现象。

(2)受致密砂岩运移动力和运移相态的影响,天然气中CH4和iC4/nC4指标随着运移距离增大而增大,C1～C4烷烃碳同位素总体上呈现下轻上重的变化趋势。 区内天然气的运移以近距离的幕式充注和远源的“准幕式”充注为主。

(3)靠近煤层的山2 段和本溪组是天然气聚集的优选区域,而在微裂缝发育或泥岩隔层较少的区域,山1 段和盒8 段是未来勘探开发的备选区域。