魏國齊, 董才源, 謝增業(yè), 李 劍,

國建英1,2, 張 璐1,2, 楊春龍1,2, 戴 鑫3

(1.中國石油勘探開發(fā)研究院,河北廊坊 065007; 2.中國石油天然氣集團(tuán)公司天然氣成藏與開發(fā)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,河北廊坊 065007; 3.中國石油西南油氣田分公司勘探開發(fā)研究院,四川成都 610041)

2016年ST3井首次在泥盆系觀霧山組喜獲日產(chǎn)11.6×104m3的高產(chǎn)氣流,川西北地區(qū)油氣勘探取得重要進(jìn)展[1-2]。自2007年周文等[3-4]首次在川西北地區(qū)野外天井山構(gòu)造發(fā)現(xiàn)泥盆系油砂以來,專家們對川西北地區(qū)野外泥盆系油砂特征進(jìn)行過大量總結(jié),對于泥盆系油砂的來源也提出多種觀點(diǎn),主要有3種:①認(rèn)為泥盆系油浸砂巖的形成與下寒武統(tǒng)泥巖有關(guān),以劉春等為代表[5];②王廣利等[6]提出川西北龍門山山前帶不同時(shí)代固體瀝青和油砂來源于震旦系陡山沱組烴源巖;③提出泥盆系油砂為混源成因,鄧虎成等[4]認(rèn)為是早寒武世和早志留世黑色頁巖混源,饒丹等[7]認(rèn)為是由早期筇竹寺組泥巖和后期上古生界源巖共同充注。2016年之前川西北地區(qū)泥盆系無重要勘探發(fā)現(xiàn),對于川西北地區(qū)泥盆系地下油氣來源的研究尚無報(bào)道,以野外泥盆系油砂為目標(biāo)的研究成果并不能充分說明地下油氣的來源,一方面因?yàn)橐巴饴额^的油砂樣品易受到氧化降解等多方面外界因素的影響,其對于地下油氣來源的指示意義有待實(shí)踐檢驗(yàn);另一方面,川西北周緣地區(qū)泥盆系受天井山古隆起影響較大,與盆地內(nèi)部泥盆系在構(gòu)造演化及沉積過程等方面不盡相同。除此之外,受勘探程度的限制,早期研究時(shí)泥盆系勘探尚未取得突破,缺少井下天然氣方面數(shù)據(jù)的重要支撐。筆者一方面對ST3井泥盆系觀霧山組井下儲(chǔ)層瀝青地球化學(xué)特征進(jìn)行深入分析,獲取油源對比的直接證據(jù),另一方面首次利用ST3井泥盆系觀霧山組天然氣組分及同位素?cái)?shù)據(jù)對氣源進(jìn)行深刻解剖,基于井下儲(chǔ)層瀝青、天然氣地球化學(xué)特征的綜合論證,再結(jié)合地質(zhì)條件分析使得川西北地區(qū)地下油氣來源的證據(jù)鏈更加系統(tǒng)且完善。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

圖1為川西北地區(qū)泥盆系沉積前地質(zhì)圖。圖2為川西北地區(qū)震旦系—上古生界地層柱狀圖。

圖1 川西北地區(qū)泥盆系沉積前地質(zhì)圖Fig.1 Geological map of Northwest Sichuan Basin before Devonian deposition

川西北地區(qū)四周被數(shù)條構(gòu)造帶圍繞,西側(cè)為龍門山構(gòu)造帶,北側(cè)為米倉山構(gòu)造帶,東北側(cè)為大巴山構(gòu)造帶,東側(cè)為川東高陡構(gòu)造帶,主要包括龍門山逆沖推覆構(gòu)造帶北段、前陸沖斷滑脫構(gòu)造帶北段和前陸褶皺帶北段。泥盆系地層自上而下可分為上統(tǒng)茅壩組、沙窩子組,中統(tǒng)觀霧山組、金寶石組、養(yǎng)馬壩組,

圖2 川西北地區(qū)震旦系—上古生界地層柱狀圖Fig.2 Stratigraphic column from Sinian to Upper Paleozoic of Northwest Sichuan Basin

下統(tǒng)甘溪組、平驛鋪組。其中觀霧山組是主要勘探目的層位,在盆地內(nèi)部川西北地區(qū)厚度約為0～100 m,主要巖性為灰?guī)r,褐灰色為主,深灰、淺灰色次之,泥晶結(jié)構(gòu),部分粉晶結(jié)構(gòu),性硬、脆,普見生物碎屑,部分地區(qū)有白云巖存在,是有利的儲(chǔ)層(圖2)。

2 儲(chǔ)層瀝青地球化學(xué)特征

ST3井泥盆系觀霧山組鉆遇厚度為67 m,以灰—深灰色生屑云巖、生物云巖為主,底部含小段灰?guī)r,儲(chǔ)層中溶孔溶洞發(fā)育,孔洞中瀝青大量充填,碳瀝青含量最高可達(dá)2.7%。針對ST3井瀝青樣品進(jìn)行飽和烴色譜、色質(zhì),芳烴色質(zhì)實(shí)驗(yàn)分析,飽和烴總離子流圖分析表明,ST3井泥盆系觀霧山組瀝青飽和烴碳數(shù)為nC14～nC30,呈現(xiàn)雙峰特征,以nC17和nC25為主峰,雙峰特征是混源的重要標(biāo)志,其中前峰高于后峰,意味著在瀝青混合來源中是以腐泥型母質(zhì)為主,腐殖型母質(zhì)為輔,Pr/Ph=0.56,是強(qiáng)還原沉積環(huán)境的重要標(biāo)志,nC17/Pr=1.61、nC18/Ph=0.8,nC17較姥鮫烷有優(yōu)勢,植烷較nC18有優(yōu)勢。從萜烷分布來看,ST3井泥盆系瀝青中三環(huán)萜烷分布以C23為主峰,具有較高含量的C24四環(huán)萜烷。在五環(huán)三萜烷中,以C30藿烷為主峰,Ts/Tm=0.82,說明具有較高成熟度,C31～C35升藿烷系列分布齊全且近于呈正常降序分布,不同于泥盆系野外露頭油砂中的C35升藿烷明顯高于C34升藿烷的翹尾現(xiàn)象[5-6],此為井下儲(chǔ)層瀝青與野外露頭油砂來源不一致的重要證據(jù),伽馬蠟烷豐度較高,說明是還原環(huán)境。甾烷特征方面,ST3井泥盆系瀝青孕甾烷和升孕甾烷含量豐富,反映還原靜滯的沉積水體環(huán)境,多數(shù)樣品規(guī)則甾烷呈C27>C29>C28分布特征,以C27甾烷占優(yōu)勢,說明其母質(zhì)來源主要是浮游生物等低等生物。綜上所述,ST3井瀝青地球化學(xué)參數(shù)綜合指示,瀝青主要形成于海相還原沉積環(huán)境,成熟度較高,由混源形成且以腐泥型母質(zhì)來源為主(圖3)。

3 天然氣地球化學(xué)特征

ST3井泥盆系觀霧山組測井解釋氣層3層,累積厚度18.7 m,測試日產(chǎn)氣11.6×104m3。從ST3井泥盆系觀霧山組測試時(shí)獲取的兩個(gè)高壓天然氣樣品來看,天然氣組成以烴類氣體為主,CH4含量高,體積分?jǐn)?shù)分別為94.42%和96.96%,C2H6含量低,體積分?jǐn)?shù)分別為0.20%和0.23%,C3H8含量低,體積分?jǐn)?shù)約為0.01%,C1/C1-5大于0.99,呈高演化的特征,為典型干氣。非烴氣體少,主要包括N2、CO2和少量H2、He、H2S,其中以N2和CO2為主,N2體積分?jǐn)?shù)為0.61%和2.38%,為微—低含量,CO2體積分?jǐn)?shù)為2.12%和2.45%,屬于中含量,He和H2含量極少,測試現(xiàn)場H2S含量僅為0.01～0.022 g/cm3。從天然氣碳?xì)渫凰貋砜?天然氣δ13C1為-31.9‰,δ13C2相對較輕,分別為-28.4‰和-28.6‰,甲乙烷碳同位素值呈正常分布序列,δDCH4分別為-138‰、-139‰(表1)。

圖3 ST3井泥盆系瀝青飽和烴色譜、質(zhì)譜圖Fig.3 Saturated hydrocarbon chromatography and mass spectrometry of reservoir asphalt in well ST3

氣樣主要組分體積分?jǐn)?shù)/%CH4C2H6C3H8CO2N2HeH2同位素/‰δ13C1δ13C2δDCH4196.960.230.0102.120.610.020.05-31.9-28.4-139294.420.200.0112.452.380.020.01-31.9-28.6-138

4 油氣源對比

4.1 相關(guān)烴源分析

川西北地區(qū)震旦系—上古生界自下而上主要發(fā)育陡山沱組泥巖、筇竹寺組泥巖、下二疊統(tǒng)泥灰?guī)r三套優(yōu)質(zhì)烴源巖[8-10],除此之外,泥盆系觀霧山組生屑灰?guī)r和養(yǎng)馬壩組泥灰?guī)r也是可能烴源巖(圖1)。地層接觸關(guān)系上看,泥盆系直接覆蓋于寒武系之上(圖2),同時(shí)深大斷裂的發(fā)育連接了筇竹寺組優(yōu)質(zhì)烴源巖與泥盆系儲(chǔ)層[11-12],筇竹寺組泥巖具備為泥盆系供烴的條件,而且筇竹寺組泥巖在早三疊世時(shí)開始大量生烴,此時(shí)泥盆系優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層已經(jīng)形成,可以作為儲(chǔ)存油氣的重要場所。下二疊統(tǒng)泥灰?guī)r位于泥盆系儲(chǔ)層之上,中間間隔石炭系地層而無法直接接觸,但川西北地區(qū)廣泛發(fā)育次級(jí)斷裂[11-12],既可以作為輸導(dǎo)體系溝通下二疊統(tǒng)泥灰?guī)r烴源巖與泥盆系儲(chǔ)層,同時(shí)也可以造成斷層兩側(cè)的源儲(chǔ)直接對接,下二疊統(tǒng)泥灰?guī)r具備為泥盆系提供氣源的地質(zhì)前提。陡山沱組烴源巖與泥盆系儲(chǔ)層在縱上相距較遠(yuǎn),中間發(fā)育有巨厚的筇竹寺組烴源巖。陡山沱組生成的油氣通過斷裂到達(dá)泥盆系必須通過筇竹寺組泥巖,所以陡山沱組烴源巖作為泥盆系氣藏的主要供烴層系較難實(shí)現(xiàn),而且從生烴史分析,陡山沱組烴源巖在奧陶紀(jì)前后達(dá)到生油高峰,此時(shí)泥盆系儲(chǔ)層尚未沉積。綜合分析,陡山沱組泥巖不能作為泥盆系氣藏的主要?dú)庠磳印ｋ駹柕萚13]研究表明,泥盆系碳酸鹽巖烴源巖TOC多小于0.3%,屬于較差—非烴源巖,而中下泥盆統(tǒng)局部夾有的泥頁巖分布和規(guī)模極小,因此泥盆系烴源巖對于泥盆系天然氣成藏的貢獻(xiàn)有限。

上述分析表明,筇竹寺組泥巖和下二疊統(tǒng)泥灰?guī)r兩套烴源巖與泥盆系氣藏相關(guān),泥盆系自身烴源巖也可能有微弱貢獻(xiàn),在明確以上烴源巖為對比對象的基礎(chǔ)上,利用ST3井儲(chǔ)層瀝青地球化學(xué)特征和天然氣地球化學(xué)特征,采用油源對比和氣源對比相結(jié)合的方法,結(jié)合ST3井地質(zhì)條件,深入探討ST3井泥盆系油氣來源。

4.2 油源對比

儲(chǔ)層瀝青是石油裂解后在儲(chǔ)層中的殘留物,其中包含有大量的原始有效信息,儲(chǔ)層瀝青與源巖的對比結(jié)果能夠較好地反映油氣的來源[14-15]。儲(chǔ)層瀝青及源巖中能夠檢測到大量飽和烴、芳烴中的生物標(biāo)志化合物,其對于有機(jī)質(zhì)的生物來源特征、有機(jī)質(zhì)的沉積環(huán)境意義、有機(jī)質(zhì)的成熟演化特征等具有重要的指示作用[16]。

4.2.1 正構(gòu)烷烴

ST3井泥盆系觀霧山組瀝青飽和烴分布呈現(xiàn)以nC17和nC25為高點(diǎn)的雙峰特征與筇竹寺組泥巖的前峰及下二疊統(tǒng)泥灰?guī)r的后峰特征皆有區(qū)別(圖3),說明ST3井泥盆系觀霧山組瀝青受到筇竹寺組泥巖和下二疊統(tǒng)泥灰?guī)r的共同影響,但雙峰當(dāng)中前峰高于后峰,且ST3井泥盆系觀霧山組瀝青的低姥植比與筇竹寺組泥巖更為相似而與下二疊統(tǒng)泥灰?guī)r、泥盆系泥灰?guī)r不同,這都表明ST3井泥盆系觀霧山組瀝青以筇竹寺組泥巖為主要?dú)庠磶r。

4.2.2 甾 烷

規(guī)則甾烷特征主要反映母質(zhì)來源,筇竹寺組泥巖母質(zhì)類型為腐泥型,表現(xiàn)為C27規(guī)則甾烷優(yōu)勢,下二疊統(tǒng)泥灰?guī)r、泥盆系泥灰?guī)r母質(zhì)類型為偏腐殖型[13],表現(xiàn)為C29規(guī)則甾烷優(yōu)勢,ST3井泥盆系儲(chǔ)層瀝青C27規(guī)則甾烷與C29規(guī)則甾烷豐度較為相近,但更接近于筇竹寺組泥巖(圖3、圖4(a)),反映出ST3井泥盆系儲(chǔ)層瀝青為混源且更傾向于泥巖來源的特征。

圖4 ST3井泥盆系儲(chǔ)層瀝青與相關(guān)烴源巖生標(biāo)對比Fig.4 Comparison of typical biomarker from reservoir asphalt of ST3 and source rock

4.2.3 萜 烷

w(Ts)/w(Tm)主要反映成熟度,ST3井泥盆系儲(chǔ)層瀝青w(Ts)/w(Tm)為0.82,與筇竹寺組泥巖(主要分布于0.6～1.5)相匹配,與下二疊統(tǒng)泥灰?guī)r(主要小于0.6)有所區(qū)別;w(C31-35升藿烷)/w(C30藿烷)是反映沉積環(huán)境鹽度的重要指標(biāo),ST3井泥盆系儲(chǔ)層瀝青w(C31-35升藿烷)/w(C30藿烷)是1.58,展現(xiàn)出其與下伏筇竹寺組泥巖相似的低鹽度沉積環(huán)境;w(伽馬蠟烷)/w(C31升藿烷)是反映沉積環(huán)境的還原程度重要指標(biāo),ST3井泥盆系儲(chǔ)層瀝青w(伽馬蠟烷)/w(C31升藿烷)為0.41,表現(xiàn)為強(qiáng)還原沉積環(huán)境,與筇竹寺組泥巖泥巖相同,與下二疊統(tǒng)泥灰?guī)r不同;下二疊統(tǒng)泥灰?guī)r中發(fā)現(xiàn)特有的C35升藿烷高于C34升藿烷的明顯翹尾現(xiàn)象,筇竹寺組泥巖中未發(fā)現(xiàn)此現(xiàn)象,ST3井泥盆系儲(chǔ)層瀝青此值接近1,說明是受到兩種烴源巖混源的影響所致(圖4(b),(c))。

4.2.4 芳 烴

二苯并噻吩系列化合物是反映含硫化合物含量的重要指標(biāo),ST3井泥盆系儲(chǔ)層瀝青中樣品二苯并噻吩系列化合物體積分?jǐn)?shù)為7.2%,與泥巖相似,與泥灰?guī)r的高含量特點(diǎn)有顯著區(qū)別。菲系列化合物是反映成熟度的重要指標(biāo),ST3井泥盆系儲(chǔ)層瀝青中該系列化合物豐度為34.9%,與相對更高成熟度的筇竹寺組泥巖更為接近(圖4(d))。

綜合以上油源對比結(jié)果,ST3井泥盆儲(chǔ)層瀝青地球化學(xué)特征與筇竹寺組泥巖最為相似,說明ST3井泥盆系儲(chǔ)層瀝青主要來源于筇竹寺組泥巖,但同時(shí)有部分指標(biāo)顯示下二疊統(tǒng)泥灰?guī)r對于泥盆系儲(chǔ)層瀝青有重要貢獻(xiàn),也不排除泥盆系自身烴源巖的微弱貢獻(xiàn)。

4.3 氣源對比

ST3井泥盆系天然氣乙烷碳同位素值為-28.4‰、-28.6‰,較戴金星等[17-19]提出的油型氣與煤型氣分界線-28%略輕,表現(xiàn)為偏腐泥型氣的特征,但與高磨地區(qū)龍王廟組天然氣等典型筇竹寺組泥巖來源的腐泥型氣相比要明顯偏重,說明除筇竹寺組泥巖外,還受到下二疊統(tǒng)泥灰?guī)r貢獻(xiàn)。

ST3井泥盆系天然氣乙烷碳同位素與ST3井棲霞組天然氣在反映氣源巖母質(zhì)繼承性特征的乙烷碳同位素方面基本一致。這是川西北泥盆系與下二疊統(tǒng)天然氣同源的重要證據(jù)。兩套氣層可能同樣是由筇竹寺組泥巖通過斷層供烴,但ST3井泥盆系天然氣甲烷碳、氫同位素較ST3井棲霞組天然氣(δ13C1平均為-30‰,δDCH4平均為-136.7‰)略輕[20]。這可能與棲霞組儲(chǔ)層與下二疊統(tǒng)泥灰?guī)r直接接觸、受到下二疊統(tǒng)泥灰?guī)r影響更大,造成ST3井棲霞組天然氣甲烷碳、氫同位素略重(圖5)。

干酪根油氣生成理論指示:δ13C干酪根>δ13C瀝青質(zhì)>δ13C非烴>δ13C芳烴>δ13C油>δ13C飽和烴>δ13C烷烴氣,如果不依次序而發(fā)生倒轉(zhuǎn),說明非同一烴源巖的衍生物。同一烴源巖的衍生物中烴源巖干酪根的碳同位素勢必要重于其所形成的天然氣甲乙烷的碳同位素,并且干酪根生成油氣后,其產(chǎn)物的碳同位素必將產(chǎn)生分餾[21-22]。李劍等[23]曾用川西北上寺地區(qū)下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組低熟泥灰?guī)r樣品進(jìn)行了密封體系的高壓釜熱模擬實(shí)驗(yàn),得出在干氣階段(鏡質(zhì)體反射率Ro=2%～3%),模擬產(chǎn)物的13C1從-32‰變重到-28.7‰,即在過成熟的干氣階段,與原始干酪根的13C干酪根(-27.5‰)相比,13C1的分餾度可達(dá)1‰～4.5‰。

圖5 ST3井泥盆系與下二疊統(tǒng)及龍王廟組天然氣碳同位素對比Fig.5 Comparison of natural gas carbon isotope of Devonian in well ST3 and other formation

如圖6所示,筇竹寺組泥巖干酪根碳同位素主要分布于-36.8‰～-29.9‰,棲霞組泥灰?guī)r干酪根碳同位素主要分布于-34.2‰～-27.5‰,茅口組泥灰?guī)r干酪根碳同位素主要分布于-33.1‰～-27.1‰,ST3井泥盆系天然氣甲烷碳同位素為-31.9‰,較筇竹寺組泥巖最重的干酪根碳同位素分餾2‰,完全符合前人提出的甲烷1‰～4.5‰分餾度的范圍。ST3井泥盆系天然氣甲烷碳同位素較下二疊統(tǒng)泥灰?guī)r干酪根碳同位素分餾4.8‰,略超出1‰～4.5‰分餾度范圍。以上兩點(diǎn)比較說明筇竹寺組泥巖主要為泥盆系氣藏供烴更加符合同位素分餾規(guī)律。但同時(shí)也觀察到,ST3井泥盆系天然氣乙烷碳同位素為-28.4‰、-28.6‰,較筇竹寺組泥巖干酪根碳同位素最大值還要重,根據(jù)干酪根油氣生成理論,泥盆系天然氣不能完全由筇竹寺組泥巖供烴,下二疊統(tǒng)泥灰?guī)r也有重要貢獻(xiàn)。

油氣源綜合對比顯示,ST3井泥盆系油氣主要源于筇竹寺組泥巖,同時(shí)下二疊統(tǒng)泥灰?guī)r也有重要貢獻(xiàn),不排除泥盆系自身烴源巖的微弱影響。川西北地區(qū)位于綿竹-長寧古裂陷槽東側(cè),筇竹寺組厚度大,最厚處達(dá)300 m,有機(jī)質(zhì)類型為Ⅰ型,屬于優(yōu)質(zhì)烴源巖。同時(shí),川西北地區(qū)在下二疊統(tǒng)沉積時(shí)是海水入侵的重要方向之一,由此形成約30～140 m厚的下二疊統(tǒng)泥灰?guī)r,有機(jī)質(zhì)類型為Ⅰ-Ⅱ1型,烴源巖品質(zhì)好。川西北地區(qū)泥盆系氣源十分充足,是拓展勘探的重要地區(qū)之一。

圖6 ST3井天然氣甲乙烷-源巖干酪根碳同位素對比Fig.6 Comparison of carbon isotope of methane, ethane of well ST3 and source rock kerogen

5 復(fù)合成藏模式

川西北地區(qū)泥盆系油氣的形成主要涵蓋古生新儲(chǔ)、新生古儲(chǔ)兩種聚集模式(圖7)。川西北地區(qū)大量發(fā)育的深大斷裂作為輸導(dǎo)體系,深層古老的筇竹寺組泥巖烴源巖生成的石油有效地匯聚于早先形成的泥盆系儲(chǔ)層中,經(jīng)過后期裂解成氣聚集成藏,此為古生新儲(chǔ)成藏模式;后期強(qiáng)烈的構(gòu)造運(yùn)動(dòng)形成多系列的次級(jí)斷層,一方面斷層兩盤下二疊統(tǒng)泥灰?guī)r烴源巖與泥盆系儲(chǔ)巖層直接對接,使得下二疊統(tǒng)烴源巖生成的油氣通過側(cè)向運(yùn)移進(jìn)入泥盆系儲(chǔ)層中運(yùn)聚成藏,另一方面下二疊統(tǒng)泥灰?guī)r生成的油氣可以通過斷層向下充注至泥盆系成藏,此為新生古儲(chǔ)成藏模式。古生新儲(chǔ)為主,新生古儲(chǔ)為輔,兩種成藏模式相互補(bǔ)充,共同形成泥盆系氣藏復(fù)合成藏模式。同時(shí),泥盆系自身烴源巖對于油氣成藏也可能有微弱貢獻(xiàn)。

圖7 ST3井天然氣成藏模式Fig.7 Natural gas accumulation model of ST3

6 結(jié) 論

(1)瀝青飽和烴分布呈現(xiàn)雙峰特征、低姥植比;三環(huán)萜烷分布以C23為主峰,五環(huán)三萜烷分布以C30藿烷為主峰,伽馬蠟烷豐度高;規(guī)則甾烷以C27甾烷占優(yōu)勢。天然氣甲烷含量高,干燥系數(shù)大,非烴氣體含量低,乙烷碳同位素相對較輕,甲乙烷呈正碳同位素分布序列。

(2)ST3井泥盆系油氣主要源于筇竹寺組泥巖,同時(shí)下二疊統(tǒng)泥灰?guī)r也有重要貢獻(xiàn),不排除泥盆系烴源巖的微弱貢獻(xiàn)。

(3)總結(jié)川西北地區(qū)ST3井泥盆系發(fā)育古生新儲(chǔ)、新生古儲(chǔ)兩種成藏模式,古生新儲(chǔ)為主、新生古儲(chǔ)為輔,兩種成藏模式相互補(bǔ)充,共同形成泥盆系氣藏復(fù)合成藏模式。同時(shí),泥盆系自身烴源巖對于其油氣成藏也可能有微弱影響。

(4)川西北地區(qū)泥盆系氣源十分充足,是拓展勘探的重要地區(qū)之一。