多组分碳同位素录井在天然气勘探中的应用——以琼东南盆地BD21地区为例

图1 琼东南盆地天然气探井位置

Fig.1 Well location in Qiandongnan Basin

区域性储层主要为陵水组三段、崖城组发育的大型三角洲砂岩储集体,与上覆浅海泥岩形成有利储、盖组合。根据实际勘探需要,依照沉积相带将陵水组三段至崖城组的砂层发育段划分为3个砂层组,具体砂层划分见图2。

图2

图2 多组分碳同位素剖面

Fig.2 Multicomponent carbon isotope profiles

烃源岩主要有3套,分别为始新统湖相泥岩、渐新统崖城组和陵水组的海相泥岩及中新统三亚组和梅山组的海相泥岩。渐新统崖城组陆源海相烃源岩大部分TOC高于1%,有机质类型以Ⅲ型为主,部分为Ⅱ₂型,具备近源成熟烃源岩供给的优势^[4]。

3 多组分碳同位素及天然气烃类组分特征

天然气组分差异与碳同位素特征可以反映天然气的成因^[3]。同位素特征主要与烃源岩母质有关, 另外,成藏过程中的物理、化学、生物等变化引起的同位素分馏,可以对天然气同位素特征产生影响^[15]。

A井天然气碳同位素组成自上至下呈现逐渐变重的趋势(图2)。其中甲烷碳同位素δ¹³C₁值为-72.57‰~-36.56‰,绝大多数为-50‰~-38‰;乙烷碳同位素δ¹³C₂值为-35.48‰~-25.94‰,大多数为-33‰~-28‰;丙烷碳同位素δ¹³C₃值为-35.92‰~-26.15‰,多为-33‰~-28‰。甲烷碳同位素δ¹³C₁较轻,变化区间比较大,而乙烷同位素δ¹³C₂与丙烷碳同位素δ¹³C₃两者含量比较相近,比较稳定。不同组分的碳同位素主要呈正序分布,即δ¹³C₁<δ¹³C₂<δ¹³C₃。

黄流组、梅山组烃类组分主要为甲烷,甲烷碳同位素值自上而下逐渐变重。乙烷与丙烷的含量很低,所以未获得δ¹³C₂与δ¹³C₃的数据。δ¹³C₁分布在-72.57‰~-62.46‰(表2),组分也较为干燥,湿度小于1%,属于典型生物成因气特征。该段钻遇天然气主体为本地泥岩所生成的生物成因气。

表2 天然气多组分碳同位素特征

Table 2 Multicomponent carbon isotope characteristics of natural gas

层位	碳同位素/‰
层位	δ¹³C₁	δ¹³C₂	δ¹³C₃
黄流组	$\frac{- 72.57 ~ - 68.32}{- 70.39 (155)}$
梅山组	$\frac{- 70.42 ~ - 62.46}{- 66.98 (82)}$
三亚组一段	$\frac{- 64.69 ~ - 62.19}{- 63.15 (69)}$
三亚组二段	$\frac{- 64.87 ~ - 40.23}{- 49.55 (948)}$	$\frac{- 35.48 ~ - 26.37}{- 30.25 (449)}$	$\frac{- 35.92 ~ - 26.15}{- 30.94 (282)}$
陵水组二段	$\frac{- 43.18 ~ - 39.97}{- 41.46 (62)}$	$\frac{- 31.54 ~ - 26.78}{- 29.29 (42)}$	$\frac{- 30.97 ~ - 27.54}{- 29.42 (35)}$
陵水组三段	$\frac{- 46.26 ~ - 39.00}{- 43.05 (621)}$	$\frac{- 32.02 ~ - 25.94}{- 28.31 (154)}$	$\frac{- 29.29 ~ - 26.89}{- 28.14 (5)}$
崖城组	$\frac{- 45.45 ~ - 36.56}{- 42.00 (398)}$	$\frac{- 30.99 ~ - 27.19}{- 28.70 (7)}$

注: $最小值 ~ 最大值平均值 (样品数)$

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从三亚组二段开始,甲烷同位素值随深度增加逐渐增大,且变化速率较快,δ¹³C₁从-64.87‰变化至-40.23‰,其后逐渐平稳。乙烷同位素和丙烷同位素比较稳定。δ¹³C₂主体分布在-32.50‰~-28.26‰,平均为-30.25‰,δ¹³C₃分布在-32.62‰~-28.22‰,平均为-30.94‰。且随着δ¹³C₁变重,天然气组分也开始显著变湿,至三亚组底部湿度最高可达40%。

自三亚组下部3 400 m至陵水组4 250 m碳同位素值较为稳定,δ¹³C₁维持在-43.18‰~-40.10‰,平均为-41.46‰;δ¹³C₂在-31.54‰~-28.78‰,平均-29.29‰;δ¹³C₃在-30.97‰~-27.54‰,平均-29.42‰;表明该段天然气来源可能较为相近。值得注意的是,在陵水组三段砂岩下部(3砂层)存在一段δ¹³C₁偏轻,δ¹³C₁偏移至-45.45‰,表现出明显的来源差异。到崖城组一段δ¹³C₁则又回归至42.00‰。

天然气组分与碳同位素具有相呼应的变化特征:黄流组与梅山组同位素较轻,其组分极为干燥,至三亚组,碳同位素组成逐渐变重,则组分湿度亦随之增加。陵水组三段粉砂岩,其组分湿度在7%~11%,砂岩下部甲烷同位素组成偏轻,组分略偏干。崖城组泥岩段湿度在15%~23%,湿度相对上部砂岩偏大。

4 天然气成因类型

天然气组分、稳定碳同位素特征与成气母质的沉积环境、有机质类型及热演化程度密切相关,经常被用来判断天然气的成因类型及来源^{[13⇓⇓-16]}。根据同位素与组分特征可将钻遇的天然气大致分为3类:生物气、亚生物气、热成因气^[17-18]。三亚组一段以上C₁/C₂₊₃大于130,δ¹³C₁轻于-55‰,为生物气和亚生物气;三亚组二段及以下主体小于100,δ¹³C₁重于-55‰,主体为热成因气(图3)。

图3

图3 A井钻遇天然气成因判识

Fig.3 Natural gas origin identification of well A

泥浆气是钻遇地层气体释放效应的合集,以钻头最新破碎地层释放气体为主,经过深度校正,对随钻泥浆气的监测实际上反映了钻遇地层蕴含气体的碳同位素信息。由于碳同位素值与气体成因息息相关,因此油气的运聚成藏信息能够直观地表现在碳同位素剖面上。为了方便对比分析,绘制本地生烃碳同位素理论曲线,黄流组至三亚组有机质类型以腐殖型干酪根为主,结合前人研究的R_O—δ¹³C关系,模拟了不同埋深情况下钻遇泥岩热降解生烃的碳同位素值(图2中实线)作为参考。可以看出,自三亚组二段中部至陵水组顶部,其δ¹³C₁都要重于本地生烃理论曲线,表明天然气演化程度更高,来自更深处烃源岩。三亚组二段上部同位素快速变化段,其变化趋势要明显快于埋深主导的本地生烃理论曲线,该段实际上属于生物成因气与热成因气的过渡段,越靠下,热成因气占比越高,这种混合导致了同位素的快速变化。陵水组三段粉砂岩是本井主要的勘探目标,但是该段砂岩上下碳同位素值存在明显的差别,这表明该砂岩纵向上并不是完全连通的。3砂层碳同位素甚至轻于基于Ⅲ干酪根所计算的本地生烃理论曲线,并且这一特征并不是孤例, BD21地区其他井在陵水组三段下部也见到该特征,可以在区域整体上进行对比分析。

5 区域成藏特征

整个松涛—宝岛地区天然气来源多样:基于前人研究,靠近BD21-1区块的BD19区块B井在陵水组钻遇天然天δ¹³C₂在-30‰,δ¹³C₁在-35‰,认为是高熟油型气,该类气甲烷碳同位素偏重,乙烷碳同位素偏轻,组分偏湿(干燥系数<0.9),其来源为始新统湖相烃源岩^[19-20];而以陵水气田为代表的崖城组天然气δ¹³C₂都重于-25‰,δ¹³C₁随着演化程度的不同存在一定程度的变化;在该地区同时存在一种特殊成因气,以松南低凸YL气体及松涛凸起所见气为代表,该类气δ¹³C₁轻于-42‰,且干燥系数大于0.95。曾有学者专门针对该类天然气成因做过分析,认为该类气最大可能是崖城组偏腐殖型烃源岩在低熟条件下产生的特殊成因气,其同位素偏轻,但是组分则偏干,不同于一般的生烃演化特征^[21]。

BD21地区进行了5口井的碳同位素分析工作,将陵水组三段不同砂层组的天然气碳同位素与组分特征对比分析(图4、图5),可以发现BD21地区存在两类来源的天然气:A2井崖城组砂岩气以高成熟度油型气充注为主要特征,在A1井2砂层和A3井2砂层亦可见高成熟度油性气充注特征,该类气特征与BD19区块在陵水组钻遇的天然气特征较为相近,应该同样来自于始新统湖相烃源岩高成熟阶段的产物。另一类气体则代表了该区域大多数情况,甲烷碳同位素在-39‰~-42‰,乙烷碳同位素在-26‰~-29‰,干燥系数在0.92~0.96。该类气明显区别于始新统高熟油型气,也明显区别于陵水气田的高成熟崖城组煤型气,相对于松南低凸YL气田的特殊成因低熟气其碳同位素略重,组分略湿。综合判断,认为最大可能为特殊成因低熟气和始新统高熟油型气混合的结果。

图4

图4 BD21构造及周边井储层δ¹³C₁—干燥系数特征(松涛凸起、松南凹陷、松南低凸、陵水凹陷碳同位素及组分数据取自生产天然气,数据引自文献[7]、[8]、[13]、[21];其他数据来自同位素录井,皆为随钻泥浆气碳同位素数据。图5同)

Fig.4 δ¹³c₁-drying values of multi-well reservoir in fault in BD21(The carbon isotope and component data of Songtao bulge,Songnan Sag, Songnan low bulge and Lingshui sag were obtained from natural gas production, and the data were cited from references [7], [8], [13], [21]. Other data are derived from isotopic logging and are all carbon isotope data of mud gas while drilling. Same as in Fig.5)

图5

图5 BD21构造及周边井储层δ¹³C₁-δ¹³C₂特征

Fig.5 δ¹³C₁~δ¹³C₂values of multi-well reservoir in BD21

从A井碳同位素连续剖面上来看,陵水组三段下部3砂层组同位素变轻、组分偏干段应该是特殊成因低熟气充注比较集中的区域。从目前的勘探成果来看,气测与试气结果比较好的层段都表现出偏特殊成因低熟气的特征,而始新统高熟油型气分布层位则比较广泛。因此下一步勘探中应落实前者具体的分布规律,而后者则需论证是否有高丰度聚集的可能性。

6 结论

1)通过连续碳同位素检测,可以判断A井在黄流组、梅山组和三亚组一段钻遇天然气为本地泥岩的生物成因气,三亚组二段上部为生物成因气与热成因气的过渡段,三亚组二段下部至崖城组则为更深层来源的成熟度偏高的热成因气。

2)BD21地区存在两类成因的天然气,始新统高熟油型气和特殊成因的低熟气煤型气,其中气测与试气结果比较好的层段都表现出偏特殊成因低熟气的特征,而始新统高熟油型气分布层位则比较广泛。前者是目前勘探的主要目标,后者则具有潜在规模。

3)通过连续碳同位素分析,在一般成因分析基础上,能够基于不同层位碳同位素的细微特征和纵向上的变化趋势,分析不同地层天然气的成因差别,以及主力气体的充注层位与充注范围,为天然气成藏研究提供更多参考资料。

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In recent years, China National Offshore Oil Corporation (hereinafter referred to as CNOOC for short) has achieved fruitful oil and gas exploration results. Domestically, it sets up new record of oil and gas exploration discovery and its proved reserves has increased stably. It has acquired a series of major hydrocarbon exploration breakthroughs in the active fault belts in the Bohai Sea, the high temperature and high pressure areas in western South China Sea and the deep water areas of northern South China Sea. Abroad, its recoverable reserves of overseas exploration equity increases stably, and four large-scale reserve zones are formed, e.g. Sahara of North Africa and both sides of South Atlantic. As the progress of integrated exploration, development and production of unconventional oil and gas is sped up, its proved reserves and production increase fast. As for the domestic exploration in the near future, CNOOC will advance deep zone exploration in the Bohai Sea, proceed oil and gas exploration in the central south of the South China Sea in good time and make more efforts to research heavy oil reservoirs and low porosity-low permeability oil and gas reservoirs. And its overseas exploration will still follow the principle of operative exploration and stress strategic selection of potential areas so as to discover more and better quality reserves.

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