成都凹陷中侏罗统沙溪庙组天然气运移机制

张庄,杨映涛,朱丽

(中石化西南油气分公司勘探开发研究院，四川 成都 610041)

杨克明

(中石化西南油气分公司，四川 成都 610041)

叶素娟

(中石化西南油气分公司勘探开发研究院，四川 成都 610041)

成都凹陷中侏罗统沙溪庙组天然气运移机制

张庄,杨映涛,朱丽

(中石化西南油气分公司勘探开发研究院，四川 成都 610041)

杨克明

(中石化西南油气分公司，四川 成都 610041)

叶素娟

(中石化西南油气分公司勘探开发研究院，四川 成都 610041)

利用天然气、地层水、碳酸盐胶结物的碳氧同位素等分析化验资料，结合盆地模拟，对成都凹陷沙溪庙组(J2s)天然气运移机制进行了研究。结果表明：成都凹陷须家河组五段(T3x5)烃源岩在生烃高峰期时地层温度为140～160℃、地层压力为50～80MPa，其J2s碳酸盐胶结物δ13C主要分布于-6‰～-13‰，天然气iC4/nC4(异丁烷/正丁烷)多分布在0.6～0.9，不同深度的苯、正己烷及苯、环己烷数据分散，地层水具低矿化度和低硫酸根离子，上述特点均说明成都凹陷J2s天然气运移相态以水溶相为主，运移方式为扩散运移及渗流运移。天然气iC4/nC4在纵向上无明显差异，但相同深度地层变化较大，说明天然气存在垂向和侧向运移。其运移主要动力是源储剩余压力差和地层压力差，主要路径是烃源断层和砂岩输导层。根据烃源断层发育情况、碳酸盐胶结物δ13C、天然气iC4/nC4和地层水等特征，建立了研究区J2s天然气运移相态及方式的定量判别标准。

运移机制；天然气；沙溪庙组；成都凹陷

成都凹陷位于成都平原腹地，西邻龙门山冲断带，北接新场NEE向构造带，东毗邻知新场近南北向构造带，南为新都-成都斜坡平缓构造区，面积3806.75km2。通过多年油气勘探开发，在陆相层系中的上三叠统须家河组二段、四段，中侏罗统沙溪庙组(J2s)，上侏罗统蓬莱镇组(J3p)均取得较多油气发现[1]。其中，J2s天然气成藏地质条件良好，但由于天然气运移机制复杂、成藏模式多样[2～5]，造成气水分布不清，普遍气水同产，因此整体勘探效果不理想。前人[2～9]针对研究区陆相天然气的运移机制开展过一系列研究工作，但基本是针对须家河组(T3x)和J3p开展的，对J2s的天然气运移机制、成藏模式、成藏动态演化等研究相对较少，导致该区J2s油气勘探停滞不前。笔者在对成都凹陷天然气、地层水和碳酸盐胶结物碳氧同位素等试验资料分析的基础上，借助盆地模拟，明确了成都凹陷J2s天然气运移相态、方式、动力和通道，并建立了该区J2s天然气运移相态及方式的定量判别标准，为下一步天然气成藏研究及勘探目标选择夯实了基础。

1 地质背景

成都凹陷按构造区划可以分为马井-什邡、崇州-郫县、广汉-金堂、新都-洛带4个勘探区(图1)。其构造形变强度较弱，整体属于弱形变区，断裂及正向构造整体上欠发育，但其内部仍发育马井、温江、新都、洛带等多个局部正向构造以及马井断层、新都断层等几条规模较大的烃源断层，上述正向构造及断层对该区侏罗系油气成藏起到了至关重要的作用。区内地层自上而下分别为第四系、新近系、古近系、白垩系，以及巨厚的侏罗系和上三叠统。其中，J3p、J2s砂体厚度大，物性及含气性良好，是主要的勘探开发目标层系。截至目前，J3p共保有天然气三级地质储量近3000×108m3，而J2s仅在马井地区提交过探明储量近50×108m3，整体勘探效果不理想。

图1 成都凹陷构造区划图

2 天然气运移相态

天然气从烃源岩中排出后，存在水溶相和游离相2种运移相态[11]。根据成都凹陷18口井39件J2s天然气气样、9件须家河组五段(T3x5)天然气气样、12口井98件储层碳酸盐胶结物样品的试验分析结果，结合地层温度、压力条件，综合分析认为成都凹陷J2s天然气运移相态主要为水溶相，游离相次之[12]。

2.1 温度、压力条件

前人研究表明[13～15]，地层深度范围约2000～4000m时，当温度高于80℃，在压力相同的条件下，随着温度的升高，地层水的总溶解气量会迅速升高；同时溶解度也会伴随着地层压力的增大而增大。根据区内典型井(MS1井)的埋藏史及压力演化史模拟(图2)可知：T3x5烃源岩在生烃高峰期时埋深为3500～4000m，地层温度达到140～160℃，地层压力为50～80MPa，此时甲烷气体在水中的溶解度为5.5～6.5mg/L[16]，故T3x5生成的天然气在高温高压条件下能大量被水溶解，具备水溶气形成的条件。

图2 MS1井演化史

2.2 碳酸盐胶结物碳同位素特征

按照自然界碳同位素分馏机理[17]，碳酸盐胶结物δ13C介于-4‰～-35‰之间[18]，说明胶结物中存在过有机碳的加入。通过对研究区内J2s的12口井98件方解石胶结物碳氧同位素试验资料分析证实，其δ13C分布于-13.82‰～-1.54‰，且集中分布于-6‰～-13‰(图3)。较低的碳同位素值说明储层在很大程度上受到了T3x5的有机酸影响[12]，此时T3x5生成的天然气在高温、高压状态下大量被水及有机酸等形成的混合溶液溶解，并沿烃源岩断层向上运移至J2s砂体，从而引起碳酸盐胶结物碳同位素出现偏负的现象。

2.3 天然气特征

1)天然气iC4/nC4特征 由于在同样条件下，异丁烷(iC4)在水中的溶解度要低于正丁烷(nC4)，因此水溶现象可引起天然气iC4/nC4出现明显下降[19～23]。而在成都凹陷钻至T3x的18口钻井中，T3x5天然气iC4/nC4为1.18～1.47，而J2s天然气iC4/nC4为0.43～1.28，且多分布在0.6～0.9(图4)，显示出以水溶相为主的运移相态[12]。

图3 成都凹陷J2s碳酸盐胶结物碳同位素分布 图4 成都凹陷J2s天然气iC4/nC4与干燥系数关系

图5 川西坳陷侏罗系天然气苯/正己烷、苯/环己烷随深度变化图

2)天然气苯/正己烷、苯/环己烷特征 通过前人研究[20]，天然气运移过程中的轻烃溶解度按照芳烃、环烷烃、正构烷烃的顺序依次降低。当天然气以游离相运移时，受地质色层效应影响，岩石容易吸附极性物质(芳烃)，而非极性物质相对容易运移，造成沿运移方向非极性物质组分的增加；当天然气以水溶相运移时，天然气组分分异受到烃类在水中溶解度的控制，沿运移方向，脱溶顺序依次为难溶组分、易溶组分(芳烃)，导致芳烃含量增加。川西坳陷侏罗系天然气苯/正己烷、苯/环己烷与深度关系显示，在J3p，上述2项参数基本集中在小于1的范围内，反映该段天然气主要是以游离相方式通过断层向上运移。而J2s数据点较为分散，其中比值较大的部分占大多数，说明天然气以水溶相方式运移；少部分具较小比值，说明以游离相通过断层进行运移(图5)。

2.4 地层水特征

一般情况下，随埋深增大，地层水矿化度逐渐增大，硫酸根离子含量逐渐减小，故在T3x5暗色泥岩生烃之前，T3x5原始地层水矿化度较J2s高，而硫酸根离子含量较J2s低。但随着埋深增大，T3x5暗色泥岩开始生烃，在此过程中黏土矿物在高温、高压下释放出不同类型的水(层间水、吸附水、自由水等)，特别是蒙脱石向伊利石转化过程中，释放出了大量低矿化度的层间水[24,25]，导致T3x5地层水矿化度出现了大幅降低，具低矿化度和低硫酸根离子的特点；而转化所脱出的层间水密度大于自由水的密度，层间水析出后发生膨胀[22]，促使异常高压的形成，为天然气以水溶相存在提供了条件。

通过分析认为，温江构造断裂不发育，不存在沟通外界的断层，位于该构造的WJ2井J2s地层水可近似认为未受外界地层水影响，为J2s的原始地层水。WJ2井沙溪庙组二段地层水分析显示，其地层水矿化度30000mg/L左右，硫酸根离子质量浓度700mg/L左右。而从成都凹陷侏罗系及上三叠统地层水分析资料(表1)可知，J2s矿化度要低于J3p，平均仅为26156mg/L，同时其硫酸根离子也较低。与通常情况下浅部地层受大气淡水影响，从而导致矿化度较低的规律不相符，这也反映出该区J2s受T3x5湖相泥岩黏土转化析出的低矿化度、低硫酸根离子含量层间水影响较大[21]。

表1 成都凹陷侏罗系及上三叠统地层水化学特征

3 天然气运移方式

天然气运移方式主要为渗流和扩散两种，当通道半径较大时，以渗流运移为主，当通道半径较小时，则以扩散运移为主，且每一种运移相态可以有多种运移方式，如游离相天然气可以沿断层或疏松岩层渗流运移，也可以在比较致密的地层中以扩散方式进行运移。

通过前人研究[11]，同一种相态存在不同的运移方式，且各种运移指标也存在差异。对于水溶相来说，由于不同的天然气组分在地层水中具有不同的溶解度，其中溶解度较低的组分(如重烃气等)会首先析出，而甲烷、CO2等溶解度较高的气体最后析出，导致随运移距离的增大，甲烷、CO2等气体不断富集。因此要判断天然气运移方式，就必须先确定天然气的运移相态，同时不能根据一个指标，而要综合各方面的分析资料。笔者根据碳酸盐胶结物碳同位素值、天然气、地层水等资料，结合烃源断层发育情况，建立了成都凹陷J2s天然气运移相态及方式的判别表(表2)。

表2 成都凹陷J2s天然气运移相态及方式判别表

4 天然气运移动力

在超压盆地中，从烃源岩中排出的天然气通过输导层进行垂向运移最主要的动力就是源储剩余压力差[23]。在源储剩余压力差的作用下，天然气从烃源岩沿输导层垂向运移至储层后，由于区域地层压力差的作用，天然气再进行侧向运移进入圈闭。根据IES盆地模拟对成都凹陷典型单井及剖面进行了压力恢复。首先对研究区及邻区11口钻井进行地层压力恢复，计算成藏期源储剩余压力差和地层压力差，并根据模拟结果编制了成藏期源储剩余压力差及地层压力差等值线图(图6、7)。在J2s主成藏期65Ma时，马井-什邡、广汉和大邑等成都凹陷大部分地区源储剩余压力差较大，均大于30MPa，源储地层压力差也基本大于35MPa；往两侧新都-洛带、鸭子河地区逐渐减小，源储剩余压差在20MPa左右，地层压力差降至25MPa左右。参照前人[24]对中国陆上主要大中型气田的统计研究结果，成都凹陷J2s大部分区域在成藏期都处于中-高效成藏阶段，天然气运移动力充足，聚集效率较高。

图6 成都凹陷白垩纪末J2s源储剩余压力差等值线图 图7 成都凹陷白垩纪末J2s源储地层压力差等值线图

5 天然气运移通道

川西坳陷浅层为典型的次生气藏，天然气运移路径主要有断裂、砂岩输导层以及裂隙(缝)[6]。断层是有效的油气运移通道已经形成共识，在很多盆地中均能发现沿断层分布的油气苗直接证明了这一点。构造特征研究表明，成都凹陷虽然整体位于弱形变区，但局部地区也发育沟通中浅层与深层烃源层的断层，这对天然气的垂向运移起到关键作用。勘探实践也证明，烃源断层附近的勘探效果较好，例如该区已投入开发多年的马井气田、新都气田均属于该类型。此外，中浅层内部发育的小型断层(裂隙)虽然规模较小，但对天然气在中浅层内部运移也起到十分重要的作用。

而油气进行侧向运移的主要通道是砂岩输导层，孔隙空间越发育其连通性就越好，油气在其中越容易运移，输导性能也就越好。对于成都凹陷中侏罗统来说，由于天然气在侧向运移过程中以水溶相为主、游离相为辅，水溶相在亲水的岩层中运移，毛细管阻力大大减小，运移更为畅通；而游离相天然气在砂岩输导层中运移受毛细管阻力较大，特别是遇到致密隔挡层后，喉道半径变小，运移较为阻滞。在异常压力驱动下水溶相更容易通过致密储层，而游离相天然气则不易通过，导致游离相天然气就被致密隔挡层封堵而成藏，从而达到气水分异的效果。

如图8所示，成都凹陷马井地区J2s烃源岩为T3x5，砂体下倾方向与马井烃源断层相接，断砂配置条件有利，垂向运移条件良好；J2s砂体厚度较大，物性好(CM600井岩心孔隙度平均13.2%，渗透率平均0.96mD)，天然气侧向运移通畅。同时该井沙溪庙组一段的地层水矿化度为21400mg/L，硫酸根离子质量浓度为13mg/L，显示以水溶相的运移相态为主；天然气iC4/nC4为1.1，表明受到游离相天然气的影响。在孔隙型储层中，水溶相和游离相运移阻力均较小，天然气在构造相对高部位(CM600井)达到气水分异聚集成藏，而构造较低位置(MSa1井)气水分异则不太完全，形成气水同产的状况。

图8 成都凹陷马井地区J2s气藏剖面图

6 结论

1)成都凹陷T3x5烃源岩在生烃高峰期时地层温度为140～160℃、地层压力是50～80MPa，其J2s碳酸盐胶结物δ13C多分布在-6‰～-13‰、天然气iC4/nC4多分布在0.6～0.9、不同深度苯/正己烷、苯/环己烷数据分散、地层水具低矿化度和低硫酸根离子，说明成都凹陷J2s天然气运移相态以水溶相运移为主，运移方式为扩散运移及渗流运移。

2)成都凹陷在J2s主成藏期65Ma时，其大部分地区源储剩余压力差与源储地层压力差均较大，表明天然气运移动力充足，而其天然气垂向和侧向运移的通道分别为烃源断层和砂岩输导层。

3)根据烃源断层发育情况、碳酸盐胶结物δ13C、天然气iC4/nC4和地层水等特征，建立了研究区J2s天然气运移相态及方式的定量判别标准。

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[编辑] 邓磊

2016-06-10

国家科技重大专项(2011ZX05002-004)。

张庄(1976-)，男，副研究员，主要从事油气勘探相关的研究工作，yxy_zz@163.com。

TE122.1

A

1673-1409(2017)7-0001-07

[引著格式]张庄,杨映涛,朱丽，等.成都凹陷中侏罗统沙溪庙组天然气运移机制[J].长江大学学报(自科版), 2017,14(7):1～7.