東南亞某區(qū)塊天然氣成因分析及氣源對比

東南亞某區(qū)塊天然氣成因分析及氣源對比[中圖分類號]TE122.1[文獻標志碼]A[文章編號]1000-9752(2013)03-0001-05東南亞某區(qū)塊地處伊洛瓦底盆地中部。研究區(qū)主體位于北部凹陷和南部凹陷之間的凸起帶，包含北部凹陷的南端和南部凹陷的北端。是一個以新生代沉積為主的盆地，主要勘探層位為古近系始新統(tǒng)地層，2]。上新世逆沖推覆構(gòu)造運動之后，形成了區(qū)內(nèi)現(xiàn)今“四隆二凹一斜坡”的構(gòu)造格局，具有狹窄的統(tǒng)、中新統(tǒng)、上新統(tǒng)和第四系。主要烴源巖為K?b、E?la和E?ta煤巖、煤系泥巖及三角洲分流間灣和淺海沉積泥巖。主要儲集砂體類型為E?ti、E?ta、E?po的分流河道、河口壩及遠砂壩砂體。區(qū)域性蓋層主要為上新統(tǒng)及始新統(tǒng)內(nèi)部發(fā)育的三角洲、淺海沉積泥巖。生、儲、蓋匹配關(guān)系較好，為油氣運聚的有利場所，勘探潛力較大。1.1有機質(zhì)類型煤和煤系泥巖樣品的腐泥組體積分數(shù)介于35.7%～76.3%,平均為61.56%;鏡質(zhì)組體積分數(shù)介于23.7%～63.7%,平均為37.9%,有機質(zhì)腐泥組體積分數(shù)介于33.7%～77.7%,平均為58.78%;鏡質(zhì)組體積分數(shù)介于21.3%～64.3%,平均為39.66%,有機質(zhì)類型也以Ⅱ1-Ⅲ為主，成1.2有機質(zhì)豐度與成熟度研究區(qū)K?b、E?la和E?ta烴源巖有機質(zhì)豐度[基金項目]國家科技重大專項(2008ZX05030-03)。[作者簡介]王振奇(1963-),男，1982年大學(xué)畢業(yè)，博士，教授，現(xiàn)主要從事油氣成藏方面的教學(xué)和研究工作。石油天然氣地質(zhì)2013年3月整體較高，均達到中等或中等以上級別。A1井下部E?ta暗色泥巖有機碳質(zhì)量分數(shù)平均值為0.71%,氯仿瀝青“A”和總烴質(zhì)量分數(shù)均達到了好的級別。B1井E?ta下部暗色泥巖也達到了中等-好的級別；E?ta上部煤系烴源巖有機質(zhì)豐度達到中等-好的級別，生烴潛力大。圖2為研究區(qū)實測鏡質(zhì)體反射率R。與深度的關(guān)系圖，可看出，研究區(qū)埋深1500m以下地層，其R。值基本上都大于0.5%,達到生烴門限。參考D1井R。分析數(shù)據(jù)，結(jié)合二維地震資料的熱演化模擬，對E?la頂面、E?ta底和頂面不同熱演化階段的R。值進行了計算。E?ta烴源巖在研究區(qū)中北部及南部凹陷多達到成熟演化階段，成熟度在0.4%～2.1%范圍內(nèi)，其底部地層在北部凹陷和南部凹陷已進入高成熟或過成熟階段；E?la烴源巖頂面在研究區(qū)中部凸起部位達到生烴高峰，在北部凹陷和南部凹陷已進入高成熟或過成熟階段，R。值在0.8%～3.5%范圍內(nèi)；K?b埋藏深，熱演化程度高，估算其R。值在2.5%～4.5%范圍內(nèi)。2.1天然氣組分及碳同位素組成天然氣組分、甲烷碳同位素δl3C?值及其同系物δ3C值序列是判定天然氣成因的主要指標。表1為研究區(qū)天然氣組分碳同位素組成，CO?的δ3C值較重，除1個樣品外，普遍大于-20.3%;δ3C?值較輕，普遍小于一32%,有機成因氣特征明顯；δ3C?值較重，介于一25.30‰～-27.5‰之間；δ3C值較重，介于-23.96‰～-26.60‰間，普遍大于-26‰,具有煤成氣(混合有少量油型氣)的特征?？傮w具有δ13C?<813C2<03C3<63C4。正丁烷δ3C值大于異丁烷δ3C值的變化特征，煤型氣特征較為813C/%(PDB標準)CE?poE?taE?taE?taE?ta注：“一”表示未測到。表2為天然氣組分特征表，可看出，研究區(qū)樣品中甲烷體積分數(shù)普遍大于90%,重?zé)N氣體積分數(shù)較低，普遍小于5%;干燥系數(shù)高，均大于0.95,為典型的干氣；異丁烷含量均略大于正丁烷含量，異戊烷含量均略高于正戊烷含量；非烴類氣體含量較低，以二氧化碳為主，重組分齊全。2.2天然氣成因判識研究區(qū)天然氣甲烷及其同系物δ3C值根據(jù)戴金星及其他學(xué)者所建立的分類標準[6.7表明，研究區(qū)天然氣類型主要為煤成氣，并含有部分混合型天然氣。B1井、B2井天然氣則具有典型煤成氣的特征。采用天然氣成因83C采用天然氣成因83C與δ3C?值鑒別圖版[8](圖3),天然氣成因“Bernard”分類圖版[](圖4),天然氣83C?與83G分類圖版[0](圖5)綜合確定研究區(qū)天然氣成因類型。圖3中可看出，研究區(qū)天然氣樣品大部分分布在腐殖型成熟氣-過成熟氣區(qū)間。反映成氣有機質(zhì)類型主要為腐殖型，為成熟-過成熟階段的產(chǎn)物。圖4表明研究區(qū)天然氣為Ⅱ-Ⅲ干酪根熱演化產(chǎn)物。圖5可看出，研究區(qū)天然氣樣品813C?值分布在-23‰～-27‰之間，δl3C?值分布在-19‰～-27‰之間，所有點均落人腐殖型區(qū)間，反映研究區(qū)天然氣類型主要為腐殖3.1天然氣成熟度計算隨成熟度的增加天然氣中甲烷含量逐漸增大，重?zé)N氣含量逐漸減小，由此可初步判識天然氣的熱演化程度[。Berner等[1]提出用天然氣δ3C?/δl3C?比值確定氣源巖鏡質(zhì)體反射率(R。)的圖版。從圖6中可以看出，大多數(shù)樣點位于R。值1.2%～1.6%范圍內(nèi)。僅個別天然氣的樣品點偏離Ⅱ型有92.212.110.870.490.350.340.460.020.361.041.29C95.3394.2894.3595.232.061.771.972.10.720.740.930.860.220.420.430.400.140.150.240.210.060.110.160.130.040.040.080.051.001.970.630.500.230.370.370.341.572.801.801.901.502.752.002.60.970.970.960.96圖3天然氣成因82C與82C?值鑒別圖(底圖據(jù)文獻[8],有修改)2013年3月機質(zhì)的R。演化線。Alain等[3]認為干酪根初次裂解氣的C?/C?基本不變，而原油二次裂解氣具有C?/C?比值增大、C?/C?減小的特征，由此建立天然氣成因類型判識圖版。從圖7可見，研究區(qū)天然氣樣品中In(C?/C?)總體呈低值(小于5),且隨In(C?/C?)ln(C?/C?)值變化范圍較小，多小于2,符合烴源巖熱解氣的特點。反映研究區(qū)天然氣主要為成熟、高成熟階段的烴源δ13C,值是計算天然氣成熟度的有效參數(shù)，國內(nèi)外學(xué)者根據(jù)盆地的構(gòu)造和沉積演化特征，建立了不同的天然氣813C?與R?；貧w公式。這里根據(jù)研究區(qū)塊的構(gòu)造演化特征及沉積充填史，選用戴金星、陳安定等建立的成熟煤型氣δl3C?與R。關(guān)系式[1],計算了研究區(qū)天然氣的成熟度R.(圖8、9)。從圖8、9中可以看出，計算結(jié)果具有較高的一致性，天然氣主要為成熟和高成熟階段的產(chǎn)物。C井氣樣的R。主要分布于0.5%～0.7%范圍內(nèi)，B1井、B2井、A2井的氣樣R.主要分布在大于1%型的腐殖型沉積有機質(zhì)，主要為成熟和高成熟熱演化階段的產(chǎn)物。3.2氣源分析成熟度研究基礎(chǔ)上，根據(jù)天然氣及烴源巖的地球化學(xué)特征參數(shù)，綜合分析了天然氣的可能源巖層。研究區(qū)內(nèi)天然氣為腐殖型沉積有機質(zhì)熱演化產(chǎn)物。研究區(qū)發(fā)育的K?b、E?la、E?ta等3套烴源巖機質(zhì)類型皆偏腐殖型，但單依據(jù)有機質(zhì)類型尚無法進行有效氣源分析。從研究區(qū)烴源巖實測R。值(見圖2)可看出，烴源巖在研究區(qū)范圍內(nèi)熱演化程度均不高，剛進入生烴門限或達到生油高峰，與天然氣成熟度計算結(jié)果有一定的出人。熱演化史模擬可知，研究區(qū)內(nèi)E?ta底部烴源巖的現(xiàn)今R.分布在0.4%～2.1%范圍內(nèi)，熱演化程度呈南北凹陷帶高，向中間隆起帶逐漸變低的變化趨勢。K?b、E?la烴源巖的熱演化程度明顯比E?ta高得多，達到高成熟-過成熟演化階段。綜合分析認頻率頻率第35卷第3期王振奇等：東南亞某區(qū)塊天然氣成因分析及氣源對比·5·為，南北2個凹陷是區(qū)內(nèi)天然氣的主要供烴區(qū)，大部分天然氣主要源于E?ta烴源巖，少部分可能來自(陳安定成熟煤型氣公式)1)研究區(qū)E?ta、K?b、E?la等3套烴源巖有機質(zhì)豐度較高，有機質(zhì)類型以陸源有機質(zhì)為主，總體2)研究區(qū)天然氣具有明顯的煤成氣特征，為腐殖型沉積有機質(zhì)熱演化的產(chǎn)物。3)研究區(qū)天然氣為典型的腐殖型沉積有機質(zhì)在成熟和高成熟熱演化階段的產(chǎn)物。主要來自E?ta烴源巖，少部分可能來自熱演化程度更高的E?la烴源巖[