天然气性质判识

天然气藏分布区的水化学判识指标探讨~

应用地层流体水化学成分和组成变化寻找埋藏的油气矿床，预测潜在的含油气构造，乃是油气田水文地球化学研究的重要内容（刘方槐等，1991；高锡兴，1994）。油、气、水在形成过程中，经历了溶滤、交换、浓缩、脱硫酸、脱碳酸及变质等作用，其化学成分发生变化。同时，油气藏的存在必然引起元素的迁移，并与地层水的化学成分（浓度）趋向或达到动态平衡。因此，通过地下水的化学成分和组成变化的研究，可以预测富集油气的有利地区或构造。
通过上述的讨论，地层流体水化学组成特征与油气聚集成藏确实存在密切的联系。为此，我们可根据地层流体水化学成分变化的规律性来建立判别含油气性的定量指标，旨在指导油气勘探与开发。
在借鉴前人研究成果（Collins,1975；刘崇禧，1984,1988；高锡兴，1994；徐国盛等，1999）的基础上，主要依据鄂尔多斯盆地中部气田古生界实际的地层流体水化学组成资料及现今的天然气勘探成果，笔者提出了鄂尔多斯盆地地层流体水化学组成特征及含气性指标的综合判识（表3-9）。该表是根据地层水的各种化学参数变化而综合制定的，也许个别指标跟理论判别值有出入，但在实际应用中应该综合所有指标值加以判别，并尽可能紧密结合研究区天然气地质勘探成果，来判识和预测天然气富集的有利区，以便较快地发现新的、更多的天然气藏。

表3-9　鄂尔多斯盆地层流体水化学组成特征及含气性指标的综合判识

综上所述，鄂尔多斯盆地中部气田下古生界地层水以偏酸性为主（pH值主要为3.7～6.5），具有矿化度高、以Cl-和Ca2+占优势、CaCl2水型、有机酸（主要是乙酸）含量较高等特征，明显不同于上古生界石炭—二叠系煤系地层水，反映出下古生界马家沟组地层水处于比较还原的阻滞—停滞水文地质状态，封闭条件较好，这种水化学环境十分有利于天然气的聚集与保存。对鄂尔多斯盆地中部气田马家沟组地层流体水化学组成变化与天然气藏关系的系统研究表明，总矿化度、水型、地层水特性参数（如rNa+/rCl-、rCl-/rMg2+和rMg2+/rCa2+等）、有机酸含量和酚含量等都与天然气成藏有密切的联系。研究认为，地层水总矿化度高值区（＞150g/L）、CaCl2型水分布区、rNa+/rCl-低值区（≤0.3）、rCl-/rMg2+高值区（＞15）、rMg2+/rCa2+低值区（≤0.2）、有机酸含量高值区（＞40mg/L）、酚含量高值区（＞2.0mg/L）等往往与天然气藏富集区有较好的对应关系。从地层流体水化学特征平面变化来看，以靖边为中心的中部是最大的天然气富集区，北部的陕155井区也是天然气藏较有利区，南部的陕123井区推测也将是天然气藏的分布区。因此，利用地层水化学组成和成分的变化，并结合天然气的成藏地质研究与勘探实践成果，可为天然气富集区（或含气区）的找寻和预测提供科学依据。

地壳中的天然气，绝大部分是气体化合物与气体元素的混合物，只有个别特殊情况下才由单一气体组成。因此，识别天然气的成因类型，应该是对天然气中各种组分的成因都进行识别，但这样要花费大量的时间和财力，所以，一般只鉴别天然气中几个主要组分的成因类型。欲寻求统一的标准来识别各种不同类型的天然气，目前尚难做到。下面仅介绍几种有代表性的判别方法。
(一)δ13C1－δ13CCO2分类图版
Гуцало(1981)从CH4与CO2共生体系碳同位素热平衡原理出发，以世界上已有CH4与CO2共生体系中测得的δ13C1和δ13CCO2为依据，将自然界不同成因类型的CH4与CO2共生体系划分为三个区(图5－33)。图中所标温度是天然气形成温度，它是作者据Craig(1953)提出的CH4与CO2碳同位素热平衡原理的近似方程得出的计算值。
Ⅰ区为无机成因气区。该区的δ13C1为41‰～－7‰，δCCO2为－7‰～27‰(在0‰附近特别集中)。洋脊喷出气、温泉气、火山气和各种岩浆岩和宇宙物质包裹体中的气体均属此区。
Ⅱ区为生物化学气区。该区的δ13C1为－92‰～－54‰，δ13CCO2为－36‰～1‰。世界上浅层生物成因气、现代沉积物中所有的CH4与CO2共存的天然气均属此区。
Ⅲ区为有机质热裂解气区。该区的δ13C1为－40‰～－19‰，δ13CCO2为－30‰～－16‰。沉积岩中的分散有机质、泥炭、煤和石油的热裂解气均落于此区。
该分类图版可以把天然气的来源粗略分为三种成因。随着样品数量的增多，三者界线可能有所变化，但该图版仍有很大的参考价值。
(二)δ13C1－Ro分类图版
Stahl(1974)根据世界各地大量天然气样品的δ13C1及其母岩Ro的测定，发现两者具有良好的相关性。这种相关性与母岩的有机质类型有关。Stahl分别建立了腐殖型和腐泥型烃源岩的Ro与其形成天然气的δ13C1关系曲线(图5－34)和相关公式。

石油与天然气地质学

从中可见，天然气的δ13C1与其母岩Ro呈半对数关系，这表明各种有机质随热演化形成天然气，其甲烷碳同位素含量有一定变化;腐殖型有机质烃源岩形成的天然气与相同演化程度的腐泥型有机质烃源岩所形成的天然气相比，具有更高的甲烷碳同位素含量。
根据测定的δ13C1，依据Stahl的分类图版能够区分有机成因气的母质类型，这对鉴别煤型气与油型气很有参考价值。
戴金星等(1985)在研究我国许多煤型气和油型气δ13C1与其源岩Ro的相关性后，也提出了类似的关系。

石油与天然气地质学


图5－34 不同母质形成的天然气δ13C1与其母岩Ro关系图(据Stahl，1974)

(三)综合分类图版
Shoell(1983)研究了世界若干含油气盆地及含煤盆地的天然气后，提出根据甲烷碳同位素(δ13C1)、乙烷碳同位素(δ13C2)、甲烷氢同位素(δD1)及重烃气含量(C+2)四项指标来划分有机成因气类型(图5－35)，根据这套图版可识别有机成因气的类型:生物化学气(B)、石油伴生气(To)、凝析油伴生气(Tc)、腐泥型热裂解气\［TT(m)\］、腐殖型热裂解气\［TT(h)\］和混合气(M)等类型。此图版包括四幅图:
(a)图示有机质成熟度与油气生成的关系，表明天然气中甲烷碳同位素取决于有机质类型及成熟度;
(b)图示天然气重烃气含量与甲烷碳同位素含量的关系，图中Ms及Md分别表示向浅处和深处运移造成的成分变化;
(c)图示天然气甲烷碳同位素含量与氢同位素含量的关系;
(d)图示天然气甲烷碳同位素含量与乙烷碳同位素含量的关系。
这套图版除可进行有机成因气的成因分类外，尚可用来研究天然气的次生作用(如运移作用、成熟作用、混合作用等)及气体母质来源。在美国加利福尼亚湾、德国南部磨拉石盆地、奥地利维也纳盆地及意大利波河盆地，应用这套图版研究天然气的成因类型获得了良好效果。

图5－35 有机成因气的成因类型图解(据Shoell，1983)

景谷盆地大牛圈油田的7口井中有不同量的天然气产出，其地球化学分析结果如表3-13、3-14所示。

表3-13　景谷盆地大牛圈油田烃类气体分析结果

表3-14　景谷盆地大牛圈油田天然气气体组成及参数表

景谷盆地原油为未—低熟原油，其伴生气具有相当高的温度，烃类气中甲烷相对含量为58%～95%，就组分而言与正常石油伴生气相似。但烃类气碳同位素组成却不同，如表3-13所示。

景谷盆地原油伴生气甲烷碳同位素明显富集¹²C，4口井中的δ¹³C值在-57.8‰～-53.8‰，而正常原油的伴生气δ¹³C₁值一般在-40‰～-48‰之间，如测定的辽河盆地43个正常原油伴生气气样δ¹³C₁为-47.9‰～-36.0‰，平均-41.2‰，鄂尔多斯盆地16个样-48.7‰～-40.2‰，平均-46.0‰；准噶尔50个样-48.1‰～-36.7‰，平均-42.9‰；东濮凹陷19个样-45.5‰～-38.6‰，平均-41.1‰。总之，对于正常原油的伴生气，基本未见＜-50‰的甲烷同位素值，但东部发现的一些未—低熟油，其伴生气δ¹³C₁在-55‰～-48‰范围，和景谷盆地的情况有良好的吻合，如果用低演化阶段油型气δ¹³C₁与R_o模式计算景谷盆地源岩的成熟度，则相应值约为R_o=0.3%～0.5%，与景谷盆地地质背景和烃源岩R_o为0.5%左右基本一致。表3-13中乙烷的碳同位素值为-29.1‰～-34.6‰，平均值为-32‰。定性地说，乙烷应主要为油型气的特征，但对于景谷盆地未—低熟油的伴生气而言，则乙烷的同位素偏重。同时牛5-1、牛2-6和牛2-1井在方法精度可检测范围内均出现甲烷同系物碳同位素反序列情况，可以认为在一定程度上是有煤型气贡献的多源复合现象，景谷盆地原油储聚于第三系上、下两煤系之间，有煤型气的贡献是可以理解的。

景谷盆地油伴生气地化特征表明，是与该盆地原油同型、同阶的气体，即油为湖相烃源岩形成的未—低熟原油，气为同一演化阶段形成的油型气，其阶段、其特征与天然气的“过渡带”气相当，天然气中可能有一定数量煤型气的复合，但主源则为低演化阶段的油型气，景谷盆地的CO₂同位素测定值为-12.2‰～-18.3‰，具有机成因的特点，应属有机质低演化过程相伴形成非烃气体。

景谷盆地原油伴生气具有典型的“过渡带气”的地球化学特征，该盆地油气主体为油型气的低演化阶段同型、同阶的油气组合，可能有煤型油气的复合贡献。

另一方面，景谷天然气的c₂/c₃值大多在0.53～0.93之间，仅一个样大于1。由未成熟—低成熟的演化中，该比值由大变小，而从高成熟—过成熟阶段，又由小变大。显然景谷盆地天然气在有机质演化过程中还处于第一阶段。ic₄/nc₄值一般为0.43～0.76，此比值也是随成熟度的增加而变小，这与c₂/c₃的结果完全一致。

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