木里煤田聚乎更矿区侏罗系天然气水合物成藏要素分析

谭富荣,万余庆，吕俊娥，刘 卓，杜芳鹏，范玉海

(1.中国煤炭地质总局航测遥感局，西安 710199；2. 西北大学大陆动力学国家重点实验室, 西北大学地质学系, 西安 710069)



木里煤田聚乎更矿区侏罗系天然气水合物成藏要素分析

谭富荣1,万余庆1，吕俊娥1，刘 卓2，杜芳鹏1，范玉海1

(1.中国煤炭地质总局航测遥感局，西安 710199；2. 西北大学大陆动力学国家重点实验室, 西北大学地质学系, 西安 710069)

为了对木里煤田聚乎更矿区的天然气水合物成藏要素和组合进行研究，通过对区内侏罗系的烃源岩、储集层、温-压相平衡条件进行分析，进一步确定研究区的成藏组合模式。结果表明：木里煤田聚乎更矿区侏罗系的泥岩、页岩有机质丰度较高，各项测试均达到了泥质烃源岩有机质丰度好生油岩-中等烃源岩的标准。干酪根碳同位素δ13C值在-50.3‰～-29.6‰，平均值为-41.9‰ ，有机质类型属于腐泥型干酪根；同时，有机质Ro在0.63%～1.32%，平均值0.85%，热成熟度达到了生烃阶段；研究区储集层分为碎屑岩储层和裂隙储层，在发现天然气水合物层段粉砂岩、泥岩、油页岩发育的裂隙具有储集空间，占天然气水合物储集层的84.05%，区内天然气水合物的储集空间主要为泥岩、油页岩发育的裂隙；研究区内天然气水合组分是影响天然气水合物温-压相平衡的主要因素，其进一步控制着天然气水合物的赋存深度，约在地下深度120～600m基本满足了形成稳定水合物的温-压相平衡条件；木里煤田窑街组湖相泥岩、油页岩构成了研究区主要的烃源岩；窑街组发育的粗砂岩、中砂岩、细砂岩以及裂隙发育的泥岩、油页岩成为研究区的重要储集空间，冻土层的发育为窑街组形成天然气水合物稳定存在的温—压相平衡条件，研究区区形成了自生(窑街组)自储(窑街组)的成藏模式。

木里煤田；天然气水合物；侏罗系；窑街组；成藏组合

0 引言

天然气水合物是由气体分子和水在低温高压条件下形成的像冰一样的固态物质，因其点着就可燃烧俗称为“可燃冰”。作为一种能量密度高、清洁无污染、使用方便的非常规能源，它被认为是21世纪重要的潜在能源[1-8]，其广泛分布在大陆冻土区和浅海大陆坡上，全球潜在的资源量超过了1.5×1016m3[2]。

青海省天峻县木里煤田天然气水合物的发现掀起了中国陆域天然气水合物研究的高潮[6]，并且在木里煤田天然气水合物组分[9]和成因[10-12]、形成条件[13-14]、微生物种群[15]及其地震特征[16]、测井响应[17]等方面研究取得了一系列重要的成果，主要从诸多单因素来对研究区天然气水合物分析，但并未对天然气水合物的成藏要素和组合进行综合分析，这直接导致对研究区天然气水合物空间分布认识不清。

美国石油地质学家Collett[3-4]在从事阿拉斯加州北部斜坡天然气水合物研究和勘探过程中提出“天然气水合物含油气系统”(Gas hydrate petroleum systems)的概念，包括稳定相条件(温度、压力、天然气组分、孔隙水盐度)、气源条件、储层条件、天然气运移、关键时刻等要素与成藏过程相结合，成功地预测了阿拉斯加北部冻土带天然气水合物的空间分布。本文在借鉴其成藏要素的基础上对木里煤田天然气水合物要素从烃源岩、储集层、水合物相态平衡进行分析，进一步对天然气水合物形成过程分析，试图在此基础上建立木里煤田聚乎更矿区天然气水合物的成藏组合模式，为木里煤田天然气水合物分布有利区进行客观评价提供依据。

1 研究区概况

木里煤田地处中祁连地块南缘(图1)，研究区在空间上处于古亚洲构造域和特提斯域的结合部位。研究区经历了前石炭纪古大陆克拉通演化阶段、石炭纪-三叠纪新大陆克拉通化阶段、侏罗纪-第四纪残留盆地演化改造阶段[18]。其中残留盆地演化改造阶段又可划分为：侏罗纪断陷沉积期、白垩纪-古近纪的隆升剥蚀期、上新世以来的冲断期3个阶段[19]，从而构成了现今的格局。

图1 木里煤田聚乎更矿区天然气水合物钻孔分布位置图Figure 1 Gas hydrate borehole distribution in Juhugeng mining area, Muri coalfield

木里煤田内广泛发育石炭系、二叠系、三叠系，零星出露侏罗系、白垩系、新近系。区内含煤地层为侏罗系，侏罗系多呈北西—南东向断块状分布于大通河流域的中上游，为弱伸展背景下断陷盆地的产物，主要发育河流相—三角洲—湖相沉积体系。下侏罗统大西沟组，为一套灰色、灰白色砂砾岩、中粗砂岩夹少量黏土及砂质页岩，主要为辫状河—曲流河相—三角洲相沉积；中侏罗统窑街组，在木里煤田为黄绿色、灰黑色、褐灰色、黑色细砂岩、粉砂岩、泥岩，含有菱铁矿结核、煤层、油页岩等，主体由三角洲相—浅湖—半深湖相；上侏罗统享堂组，在木里煤田主体为一套灰白色中砂岩—粉砂岩向上递变为杂色紫红色碎屑岩，夹有钙质结核，为干旱湖泊沉积。已发现的天然气水合物多位于中侏罗统窑街组的泥岩、油页岩、粉砂岩、细砂岩和中砂岩(图2)。

2 成藏要素分析

2.1 烃源岩特征

木里煤田广泛发育含煤地层下侏罗统大西沟组和中侏罗统窑街组。其中煤层和碳质泥岩位于中侏罗统窑街组中下部，湖相泥岩和油页岩多位于窑街组的上部。煤层、碳质泥岩、湖相泥岩、油页岩可作为重要的天然气水合物的烃源岩。本次研究通过对中侏罗统窑街组野外露头的泥岩、油页岩样品采集，并进行有机质丰度、有机质类型、热成熟度进行测试(表1)和分析显示：有机碳(TOC)含量在0.98%～3.52%，平均值为1.92%；生烃潜力(S1+S2)在0.3×10-3～0.6×10-3，平均值为0.42×10-3，氯仿沥烃“A”在93×10-6～352×10-6，平均值为184.58×10-6。各项测试均达到了泥质烃源岩有机质丰度好生油岩-中等烃源岩的标准。干酪根碳同位素δ13C值在-50.3‰～-29.6‰，平均值为41.9‰，有机质类型属于Ⅱ型干酪根；同时，有机质镜质体反射率分析表明Ro在0.63%～1.32%，平均值0.85%，热成熟度达到了生烃阶段，主要以生油、湿气为主。

图2 木里煤田聚乎更矿区天然气水合物分布层位及采样层位(据Lu Zhenquan[6]修改，2010)Figure 2 Gas hydrate distribution and sampling horizons in Juhugeng mining area, Muri coalfield(after Lu Zhengquan[6], 2010, modified)

表1 木里煤田聚乎更矿区烃源岩测试数据

2.2 储集层特征

木里煤田聚乎更矿区天然气水合物的储集空间分为碎屑储层和裂隙储层。聚乎更矿区的碎屑储层主要位于下侏罗统大西沟组和中侏罗统窑街组的石英砂岩、石英长石砂岩，砂岩分选度、磨圆度较好，以钙质胶结、硅质胶结为主，石英长石砂岩由于发生高岭土化，产生次生孔隙。在DK-1井133.5～135.5m、DK-2井144.4～152.0m和377.3～387.5m、DK-3井367.7～396.0m、DK-4井115～150m层位中发现的天然气水合物均以中砂岩、细砂岩(图2)为主，中砂岩占到1.15%，细砂岩占14.79%，两者占天然气水合物储集层的15.95%。其中的部分长石砂岩多已高岭土化，次生孔隙发育。

木里煤田发育的构造裂隙主要分布在中祁连南缘断裂北侧的聚乎更矿区，在木里聚乎更矿区DK-1井、DK-2井、DK-3井、DK-4井中粉砂岩、油页岩和泥岩层段获得的天然气水合物。在发现天然气水合物层段粉砂岩、泥岩、油页岩分别占储集层的30.74%、26.32%、26.99%，三者占天然气水合物储集层的84.05%。粉砂岩、泥岩和油页岩其孔隙度、连通性、渗透率都较差，断裂的发育导致地层破碎，孔隙度、连通性、渗透率增加一个—数个数量级别，从而使各个层位发生联系，为天然气水合物气源的储集、运移、成藏提供空间和通道。

2.3 温压相平衡特征

天然气水合物的生成与分解是固体—流体相平衡转化的过程，任何影响相平衡的因素(温度、压强、天然气水合物组分、水的盐度等)都能决定水合物的生成与分解过程[20-26]。实验数据表明水合物稳定存在的温-压呈一定的关系(图3A-B-C曲线所示)：即随着温度的升高，水合物稳定存在的压强要求也呈指数级增加[20]。曲线A-B-C为纯甲烷水合物的平衡曲线，在曲线上方的温压相平衡范围内，纯甲烷水合物能够稳定存在，下方则不能稳定存在纯甲烷天然气水合物。天然气水合物稳定存在的临界压强随着温度的升高呈指数增加。在0℃以上，温度升高20℃相应要求稳定水合物存在的压强增加一个数量级。同时，不同的气体组分也会改变水合物稳定存在的温压相平衡[26]，总体表现为：在相同的温度条件下，随着甲烷组分的减少和其他烷烃分子的增加，相应的水合物稳定存在的顶界深度(压强)减小，天然气水合物稳定存在的底界深度(压强)增大。即在一定范围内，天然气水合物稳定存在的范围随着甲烷组分的减少而扩大，对水合物稳定存在的温-压相条件降低。地层水中的盐分浓度的增加，天然气水合物的稳定条件向低温、高压方向移动，表明水溶液中盐度的增加会抑制天然气水合物的形成(表2)。

表2 木里煤田聚乎更矿区天然气水合物成分(据卢振权修改，2010)

注：气体组分为真空法和排水法收集的天然气水合物体积含量，未列出水合物中其它非有机碳气体含量。

为了方便计算，在计算过程中以地层压强代替岩石孔隙压强。研究区冻土层平均厚度为70m，冻土层平均密度值ρ1=1.75×103kg/m3，冻土层下伏岩层平均密度值ρ2=2.5×103kg/m3，冻土层以下的地层平均地温梯度K=3℃/100m。

当深度为H(H>70m)时：

T=(H-H1)×K[27]

其中：T——深度为H处地层温度，℃；H1——冻土厚度，m；

地层压强：

P=P0+ρ1gH1+ρ2g(H-70)[16]

其中：P——埋深H处地层压强，MPa；P0——大气压强(0.1MPa)；

在深度为110、120、150、240、400、500、600m处分别求取其压强和温度，在各点的温度和压强分别为1.2℃、2.3MPa，1.5℃、2.53MPa，2.4℃、3.26MPa，5.1℃、5.47MPa，9.9℃、9.39MPa。将这些点投到图中，其中深度在110～150m之间的温-压点都落入纯甲烷水合物稳定存在的临界曲线ABC的下方，表明在研究区内天然气水合物形成的温-压相平衡受水合物组分改变而占主导地位，水的盐度对天然气水合物的抑制作用可以忽略不计。

通过对木里煤田聚乎更矿区的4个天然气水合物钻孔进行温压条件综合分析表明区内天然气水合组分占主导因素，控制着水合物温-压相平衡曲线。水合物显示的深度多在120～600m，温度在多集中在3～13℃(图3)。由于气体组分中含有大量的重烃组分，使得天然气水合物稳定存在的临界曲线下移，150～600m的温度-压强点均位于纯甲烷水合物ABC温-压相平衡曲线下方，而在这些层位均能够稳定形成天然气水合物(图3)。

2.4 天然气水合物成藏过程分析

侏罗纪早期，研究区发生快速断陷沉积，大西沟组粗碎屑快速沉积，快速沉降导致碎屑欠压实，孔隙度和渗透率较大，成为烃类物质重要的储集空间；中侏罗世，区内稳定断陷，形成一系列煤层、暗色泥岩和油页岩成为研究区重要的烃源岩，晚侏罗世，湖盆经一步扩张，沉积了泥质岩、铝土质泥岩，成为区内重要的区域性盖层；变形成一些岩性圈闭(图4)。

白垩纪—渐新世，研究区表现为强烈的抬升作用，致使侏罗系、白垩系连同部分上三叠统被剥蚀，最终形成了一个准平原化的沉积环境，随着上覆新近系的超覆在不整合面上，形成不整合圈闭。

新近纪，研究区再次大幅度沉降，普遍接受了巨厚的沉积，侏罗系的埋深加大，地温升高，中侏罗统窑街组进入生油阶段开始大量生烃，成为侏罗系天然气水合物含油气系统的关键时刻。大量生成的烃类发生排烃、运移、聚集进入早期已经形成的岩性圈闭和不整合圈闭发生成藏。新近纪末期， 晚喜山运动使研究区再次大幅度隆升和褶皱，冲断作用明显，研究区形成一系列的构造圈闭，已经形成的油气藏发生破坏、二次运移，从而一部分烃类进入新形成的断层圈闭和岩性—背斜圈闭，形成一系列构造油气藏。同时，区内侏罗系抬升，中侏罗统窑街组烃源岩停止生烃。

图3 木里煤田聚乎更矿区天然气水合物温压相平衡(据Y.F.Makogon[20]修改, 2007)Figure 3 Gas hydrate temperature-pressure phase equilibrium in Juhugeng mining area, Muri coalfield(after Y. F. Makogon[20], 2007, modified)

图 4 木里煤田聚乎更矿区侏罗系天然气水合物含油气系统事件图Figure 4 Jurassic gas hydrate oil-gas-bearing system event diagram in Juhugeng mining area, Muri coalfield

第四纪早期，地温梯度降至2.5～2.7℃/100m，研究区中侏罗统窑街组处于生油结束阶段。第四纪晚期，侏罗系埋深加大，上覆地层压力增大。同时，青藏高原隆升，气候变冷，区内广泛发育冻土带，在深度120～600m具备形成天然气水合物的温压条件，已经形成的油气藏在该条件下进一步向天然气水合物转变(图5)。

2.5 聚乎更矿区天然气水合物成藏组合

木里煤田窑街组含煤岩系、湖相泥岩、油页岩构成了研究区主要的烃源岩；窑街组和大西沟组发育的粗砂岩、 中砂岩、 细砂岩以及裂缝较为发育的泥岩、油页岩成为研究区的重要储集空间；上侏罗统享堂组发育的紫红色泥岩成为天然气水合物成藏的盖层，而研究区较低的地温和窑街组上覆享唐组和第四系覆盖，使得研究区窑街组具备了天然气水合物稳定存在的温—压相平衡条件。综合分析表明木里煤田聚乎更矿区形成了自生(窑街组)自储(窑街组)的成藏模式(图6)。

图6 木里煤田聚乎更矿区天然气水合物成藏组合模式示意图Figure 6 A schematic diagram of gas hydrate reservoiring assemblage mode

3 结论

(1)研究区侏罗系发育泥岩、油页岩有机质丰度较高，属于好生油岩；碳同位素δ13C表明有机质类型较好，属Ⅰ型干酪根；镜质体反射率测定反映了研究区烃源岩达到了生油、生气阶段。

(2)研究区内天然气水合物的储集空间有碎屑储层和裂缝储层，以裂缝储层为主。

(3)温-压相分析表明，区内天然气水合物组分对温-压相影响明显，天然气水合物稳定存在的深度为120～600m。

(4)研究区形成了自生(窑街组)、自储(窑街组)、上盖(享堂组)的天然气水合物成藏组合模式。

致谢：在论文审稿过程中,中国科学院地质与地球物理研究所兰州油气资源研究中心郑建京研究员提出建设性的修改意见，对提升论文质量起了重要作用，在此表示诚挚的谢意。

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2.4 防治水措施

由于H2108工作面绝大部分区域处于断裂构造分维值在1.0～1.2的中等构造区，因此在一定程度上存在断层突水的风险，工作面开采过程中遇到断层时，要加强其突水监控工作。

工作面开采前，采用电法勘探技术，对H2108工作面底板砂岩的富水性进行探测。

根据物探成果，进行疏水降压的井下钻探工作，降低H2108工作面底板砂岩含水层水压。

3 结论

(1)根据突水系数，预测北皂煤矿H2108工作面不会发生底板突水。

(2)根据断裂构造分维值，北皂煤矿H2108工作面基本上为构造中等发育区域。

(3)基于突水系数和断裂构造分维值的综合评价，H2108工作面绝大部分属于安全区，一小部分属于较危险区。

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Jurassic Gas Hydrate Reservoiring Factors Analysis in Juhugeng Mining Area, Muri Coalfield

Tan Furong1, Wan Yuqing1, Lyu Jun’e1, Liu Zhuo2, Du Fangpeng1and Fan Yuhai1

(1. Aerial Photogrammetry and Remote Sensing Bureau, CNACG, Xi’an, Shaanxi 710199;2. State Key Laboratory of Continental Dynamics, Department of Geology, Northwest University, Xi’an, Shaanxi, 710069)

To study gas hydrate reservoiring factors and reservoiring assemblages in the Juhugeng mining area, Muri coalfield, have analyzed the Jurassic source rock, reservoir strata and temperature-pressure phase equilibrium conditions, further confirmed study area reservoiring assemblage mode. The result has shown: The Jurassic mudstone, shale in the mining area have higher organic matter abundance, various tested results have reached the argillaceous source rock good organic matter abundance generating rock-medium source rock criterion. Kerogen carbon isotopicδ13C value is between -50.3‰～-29.6‰, average -41.9‰, organic matter type belongs to sapropel-type kerogen; meanwhile, organic matterRo is between 0.63%～1.32%, average 84.05%; the thermal maturity reached the hydrocarbon generation stage; Study area reservoir strata can be partitioned into clastic rock reservoir and fracture reservoir. In gas hydrate discovery sector, fracture developed siltstone, mudstone and oil shale have reservoir spaces, account for 84.05% of gas hydrate reservoir strata. Gas hydrate reservoir spaces in the area are mainly fractures developed in mudstone and oil shale; Gas hydrate composition in the area is the main factor impacting gas hydrate temperature-pressure phase equilibrium, it further controlled gas hydrate hosting depth; within depth about 120m～600m range basically satisfied temperature-pressure phase equilibrium conditions to form steady gas hydrate; The Yaojie Formation lacustrine mudstone and oil shale constituted main source rock in the area; and have developed course, medium and fine grained sandstone as well as fissure developed mudstone, oil shale, thus the major reservoir spaces in the area; the frozen soil layer provided the temperature-pressure phase equilibrium condition for steady existence of gas hydrate in Yaojie Formation. In this way has formed the distinctive Yaojie Formation self-generation and self-preservation gas hydrate reservoiring mode in the area.

Muri coalfield; gas hydrate; Jurassic System; Yaojie Formation; reservoiring assemblage

10.3969/j.issn.1674-1803.2017.06.06

1674-1803(2017)06-0032-07

中国煤炭地质总局科技专项资金(2010-I-04)、中国地质调查局地质调查项目“特殊用煤资源潜力调查评价”(DD20160187)。

谭富荣(1984—),男,硕士，工程师，主要从事沉积盆地分析、能源地质研究。

2017-03-29

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责任编辑：宋博辇