年产百亿立方米以上大气田在中国天然气工业发展上的重大意义

戴金星

中国石油勘探开发研究院, 北京 100083

0 前言

世界不同国家和不同学者,对大气田的划分没有统一的标准,气田大小的涵义也不尽相同,有的指面积大小,有的指储量多少,有的指经济效益的高低。有的国家把在天然气工业发展史上有重要意义的气田也称大气田[1]。但总的来说,世界上通常都是以储量的多少来划分大气田[2]。

关于大气田储量起始值,由于储量类型不同,同一国家同一规范,随时间不同而异,如中国1997年制定的《天然气储量规范》中,地质储量>300×108m3的气田为大气田。2004年以可采储量为基础制定的《石油天然气规范》中,可采储量>250×108m3的气田为大气田,可采储量>2 500×108m3的气田为特大型气田[3]。同一学者不同时期提出大气田储量起始值也不一致,例如哈尔布特M.T.1968年认为可采储量为283×108m3(1×1012ft3)的气田属于大气田,而1970年和2001年他把可采储量分别为 991×108m3(3.5×1012ft3)和>860×108m3(3×1012ft3)的气田列入大气田[1]。西方学者一般把可采储量>860×108m3的气田称为大(型)气田。中国和俄罗斯把地质储量>300×108m3的气田称为大(型)气田。一些学者把大气田以储量多少又进行了分类:王庭斌[3]将地质储量>300×108m3的气田定为大型气田,地质储量>3 000×108m3的气田定为特大型气田;康竹林等人[4]把地质储量≥300×108m3的气田称为大型气田,把地质储量≥3 000×108m3的气田称为特大型气田;Еременко А Н[5]将地质储量为300×108～5 000×108m3的气田称为大型气田,地质储量>5 000×108m3的气田称为特大型气田;Нестреров И И等人[6]将地质储量1 000×108～7 500×108m3的气田称为大型气田,7 500×108～ 50 000×108m3的气田称为特大型气田,>50 000×108m3的气田称为超大型气田。中国众多学者均把地质储量>300×108m3气田的称为大气田[1,3-4],本文也以此标准确定大气田。

勘探开发和研究大气田是快速发展一个国家天然气工业的主要途径,国内外有不少实例。1949年,中国天然气地质储量仅有3.85×108m3,年产气量0.11×108m3[7],是天然气极贫的国家。中国20世纪50—70年代仅发现2个大气田(卧龙河和威远),还是个贫气国。1983年中国开始第1个天然气科技攻关项目(煤成气开发研究),注重天然气和大气田研究及勘探开发,使中国大气田发现数量随之陡升:20世纪80年代3个大气田,20世纪90年代11个大气田，21世纪10年代22个大气田,21世纪20年代30个大气田。这些大气田开发,使中国从贫气国迈向产气大国,2005年中国年产气493.2×108m3,成为世界第11位产气大国,2021年中国年产气2 075.8×108m3,成为世界第4位的产气大国[8]。苏联在20世纪50年代初天然气储量不足2 230×108m3,年产气57×108m3,是个贫气国,1960—1990年由于发现40多个大气田,天然气储量达453 069×108m3,年产气从453×108m3增长到8 150×108m3,使其由贫气国跃为当时世界第1位产气大国[9]。非洲莫桑比克目前还是贫气国,年产量很低,自2010—2013年在鲁伍马盆地共发现6个特大型气田,共探明可采储量35 736×108m3[10],现正准备投入开发,故不久的将来也是个产气大国。

至2020年底中国共发现气田286个,其中大气田77个。在这些大气田中,先后有年产量超过100×108m3的克拉2气田、克拉苏气田、苏里格气田和安岳气田。此4个大气田对中国成为产气大国并跻身为世界第4产气大国起了重要作用。

1 克拉2气田

1.1 气田地质概况

气田位于塔里木盆地库车坳陷克拉苏—依奇克里构造带中西部克拉2断背斜构造中,构造纵向上可分为古近系盐上与盐下两个构造层。构造由东西两个高点组成,东西长约18.5 km,南北宽4 km。古近系底砂岩—白垩系气藏顶界两个局部高度海拔均为-2 467.7 m,最大闭合度425 m,最大闭合面积41.7 km2，见图1-a)、1-b)、1-c)[1]。气田发现井为克拉2井,1998年1月20日在3 499.87～3 534.66 m获得日产气量27.7×104m3,气层主要在古近系底砂岩—白垩系巴什基奇克组砂岩,次为古近系苏维依组下部膏泥岩段所夹白云岩，见图1-d)。地层压力系数古近系为2.22～2.26,主要气层巴什基奇克组为1.94～2.09,均属超高压系统。2000年探明气田含气面积48.10 km2,探明地质储量2 840.29×108m3,地质储量丰度为59×108m3/km2,是中国储量丰度最高的大气田。

气田发育地层有新近系库车组、康村组杂色泥岩、吉迪克组杂色泥岩、时夹粉砂岩。古近系苏维伊组厚层状褐色泥岩与薄层状粉砂岩互层。库姆格列木群,自上而下分为5个岩性段:泥岩段、膏盐岩段、白云岩段、膏泥岩段和砂砾岩段。库车坳陷盖层主要为膏盐岩,为一套优质盖层[1,11],克拉苏构造带和克拉2气田区主要盖层为库姆格列木群的膏盐岩。下白垩统巴什基奇克组为棕色厚—巨厚状砂岩夹粉砂岩和泥岩,砂岩平均孔隙度12.8%,平均渗透率51.46×10-3μm2,为优质储集层,是克拉2气田主力气藏。下白垩统巴西盖组上部为褐色泥岩,下部以褐色厚层一块状细砂岩为主,局部含泥砾与泥岩。砂岩平均孔隙度9.9%,平均渗透率0.78×10-3μm2,为差储集层。下白垩统舒善河组为褐色泥岩夹褐色粉砂岩，见图1-d)。

气田未钻及烃源岩。许多学者[12-14]研究库车坳陷深层有三叠系、侏罗系沼泽相和湖相两类烃源岩,即上三叠统塔里奇克组(TOC±0.5%～1.5%)、侏罗系克孜勒努尔组(TOC±0.5%～6%)和阳霞组(TOC±0.5%～6%)为煤系烃源岩;上三叠统黄山街组(TOC±0.06%～1.5%)和中侏罗统恰克马克组(TOC±0.5%～2%)为湖相烃源岩。烃源岩遍布整个库车坳陷,具有北厚南薄的分布趋势,北部露头区侏罗系烃源岩厚度250～600 m。在沉积中心,两套烃源岩的Ro在1.5%～3.5%。库车组末期(2 Ma)以来,随着埋深急剧增加,库车坳陷主力烃源岩(煤系烃源岩)快速成熟,库车主体凹陷中心区生气强度都在100×108m3/km2以上[1],克拉2气田位于主体凹陷中心区,故气源充沛,利于形成高储量丰度、高产的大气田。

1.2 天然气组分、烷烃气碳同位素及其成因

研究气田产出天然气的组分及相关组分的同位素[15-18],对天然气经济评价和气源研究有重要意义,见表1。克拉2气田烃类气含量很高,非烃气主要是CO2和N2且含量很低,CO2为0～1.33%,N2为0.56%～1.55%,不含H2S气体,故是优质天然气。烃类气含量97.21%～98.82%,平均98.21%。重烃气含量很低,几乎没有C4H10,仅C2H6和C3H8。C2H6含量0.31%～0.91%,平均为0.51%；C3H8含量为0～1.00%,平均为0.22%；CH4含量为96.86%～98.29%,平均为97.52%,为干气。组分这些特征说明气田天然气是高～过成熟度烃源岩的产物。

由表1可见:δ13C1为-26.2‰～-31.1‰,平均为-27.5‰;δ13C2为-16.8‰～-19.4‰,平均为-18.3‰;δ13C3为-18.5‰～-25.1‰,平均为-19.8‰。δ13C4为-19.1‰～-25.6‰,平均为-21.3‰。烷烃气碳同位素平均值排列序列为δ13C1<δ13C2>δ13C3>δ13C4,即烷烃气的碳同位素发生了倒转。碳同位素倒转有5种原因[19]:1)有机烷烃气和无机烷烃气的混合;2)煤成气和油型气的混合;3)同型不同源气或同源不同期气的混合;4)烷烃气某一或某些组分被细菌氧化导致该剩余组分的碳同位素变重,致使碳同位素倒转;5)地温增高(>100 ℃)导致碳同位素发生倒转。在克拉2井发现有3期流体包裹体:第Ⅰ期形成时古温度105～110 ℃、第Ⅱ期形成时古温度130～136 ℃、第Ⅲ期形成时古温度163～169 ℃,最高为181 ℃[20]。图2[21]说明气田烷烃气均为煤成气,故原因2)不存在。前人研究库车坳陷烷烃气均为有机成因,故原因1)也不存在。由此可见,克拉2气田烷烃气碳同位素倒转与上述原因3)、5)有关。关于克拉2气田气的类型,从图2明显可见属于煤成气;从表1可见,δ13C2值为-16.8‰～-19.4‰,平均为-18.3‰,也就是δ13C2很重,具有煤成气的典型特征,中国学者认为δ13C2值是鉴别煤成气和油型气的重要指标。张士亚等人[22]指出，煤成气的δ13C2值一般重于-29‰,油型气的δ13C2值一般轻于-29‰；王世谦[23]也认为δ13C2值>-29‰为煤成气;戴金星[24]指出:煤成气的δ13C2值基本上重于-28.0‰,油型气的δ13C2值基本上轻于-28.5‰,介于-28.0‰～-28.5‰为两类气共存区,且以煤成气为主。从图2和δ13C2值鉴别指标可见克拉2气田的天然气为煤成气。

图2 δ13C1-δ13C2-δ13C3鉴别图版Fig.2 Distinguishing plot of δ13C1-δ13C2-δ13C3

1.3 气田在推动天然气工业发展上的重要作用

由于克拉2气田储量丰度是中国各气田中最高(59×108m3/km2),所以具有推动天然气工业发展的得天独厚优良条件。该气田是塔里木盆地探明储量大于1 000×108m3的第1个大气田,是推动西气东输管道建造源头气田,是中国目前单体储量最大、丰度最高、最整装的优质气田,是中国单个气田平均单井产量最高的气田,目前气田共有23口采气井,合计产气量为1 650×104m3/d。以1个家庭日用气量0.5 m3计,气田1口高产井的日产量,可满足300万户家庭1天的用气需求[25]。目前，克拉2气田是单井累产气百亿立方米以上最多的气田,也是中国第1个年产气达100×108m3以上的气田,2007—2009年年产气量均超111×108m3,占中国年产气量的约14.2%,见表2～3。

表2 克拉2气田累产气百亿立方米以上井一览表Tab.2 Wells with cumulative gas production of more than 10 billion cubic meters in the Kela 2 gas field

表3 中国年产百亿立方米大气田产出年份表Tab.3 Production years of giant gas fields with annual output of 10 billion cubic meters in China

2 克拉苏气田

2.1 气田地质概况

气田位于塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带东部的克深区带,克深区带东西长260 km,南北宽15～30 km[26],由于气田位于克深区,故也称克深大气田,见图3-a)。气田的盐层上、下的构造样式不同,即“盐上顶蓬,盐下冲断叠瓦”的构造模式[27]。气田东西长为50 km,南北宽约20 km[28],盐下冲断叠瓦构造成排成带,为气田储气提供了良好圈闭构造,见图3-b)、3-c)、3-d)。气田发现井为克深2井,于2008年8月在盐下白垩系巴什基奇克组6 573～6 697 m获日产气为46.6×104m3。气田目前已有13个气藏投入试采或开发[29]。巴什基奇克组地层压力系数为1.80～1.89,属超高压系统。2020年底共探明含气面积515.70 km2,探明天然气地质储量8 266.48×108m3。

克拉苏气田近邻北东面的克拉2气田,故两气田的地层名称、岩性和烃源岩都相同,在此不再累述,见图3-e)。但两大气田也有不同,如主要气藏深度、孔隙度、渗透率,圈闭构造数。克拉2气田巴什基奇克组埋深比克拉苏气田浅3 000 m左右,孔隙度和渗透率高,为优质储集层；而克拉苏气田的孔隙度和渗透率低,一般分别为1.5%～5.5%和0.01×10-3～0.1×10-3μm2，为低孔裂缝性致密砂岩[26]。克拉2气田为整体单一断背斜圈闭,而克拉苏气田则由多个叠瓦状断背斜圈闭组成,见图3-b)、3-c)。

a)库车坳陷构造图 b)克拉苏冲断叠瓦状构造剖面图 c)气田平面图 d)气田剖面图 e)地层综合柱状图a)Structral map of Kuqa Depression b)Imbricated structural profile of Kelasu thrust c)Plane figure of gas field d)Profile of gas fieldm e)Comprehensive stratigraphic histogram图3 克拉苏气田地质综合图Fig.3 Geological comprehensive map of Kelasu gas field

2.2 天然气组分、烷烃气碳同位素及其成因

从表4可见,克拉苏气田天然气组分中烷烃气含量很高,非烷烃气主要是CO2和N2且含量一般低,CO2为0.03%～2.50%,N2为0.17%～14.91%,不含H2S气体,故为优质天然气。烃类气含量为85.10%～近100%,平均97.92%。重烃气含量低,几乎没有C4H10。C2H6含量0.21%～1.86%,平均为0.68%;C3H8含量0.01%～0.23%,平均为0.05%;CH4含量为83.90%～99.69%,平均为97.22%,属于干气。组分这些特征说明气田天然气是高～过成熟度烃源岩的产物。

由表4可见:气田δ13C1为-24.4‰～-30.0‰,平均值为-26.7‰;δ13C2为-14.6‰～-19.0‰,平均值为-16.4‰;δ13C3为-15.7‰～-19.2‰,平均值为-17.5‰;δ13C4值仅有1个为-28.2‰。烷烃气碳同位素(平均)值排列序列为δ13C1<δ13C2>δ13C3>δ13C4而倒转。烷烃气碳同位素倒转有5种原因[19]。由图2可见克拉苏气田的烷烃气均为煤成气;表4中没有δ13C1>δ13C2>δ13C3负碳同位素系列说明气田烷烃气为有机成因、且表4中烷烃气组分不具有受细菌氧化特征,以上诸点说明克拉苏气田碳同位素倒转不是有机烷烃气和无机烷烃气混合;煤成气和油型气混合以及烷烃气某组分受细菌氧化变重导致倒转,而和克拉2气田相同是由不同期烷烃气混合和高温两种原因致使发生倒转。由图2和δ13C2值均重于煤成气-28.5‰～-28‰特征,说明克拉苏气田的天然气为煤成气。

2.3 气田在推动天然气工业发展上的重要作用

克拉苏气田是中国第1个探明超深大气田,其发现推动了中国超深层天然气勘探开发,意义重大。该气田是中国第3个年产超百亿立方米的煤成大气田,说明煤成气在中国天然气工业上具有重要作用。该气田2020年产气115.57×108m3;由于与苏里格气田及安岳气田同年均产气量在百亿立方米以上(表3),推动中国2021年产气2 075.8×108m3,使中国年产气上2 000×108m3台阶,成为世界第4产气大国,为“双碳”目标实施起了重大推进作用。

3 苏里格气田

3.1 气田地质概况

气田位于鄂尔多斯盆地中北部,主要在伊陕斜坡,部分在伊盟隆起及天环坳陷,其行政区域在内蒙古自治区和陕西省境内。苏里格气田天然气大面积连续分布[1],气藏分布在从东向西缓倾斜(地层倾角小于1°)斜坡上,见图4。气田发现井为苏6井,在2000年于石盒子组获日产量120×104m3的高产气流,成为苏里格气田功勋井。2000年底探明气田含气面积16 422.2 km2,探明总地质储量20 665.55×108m3,累计产气2 463×108m3,是中国迄今发现探明储量最大、年产量最高、累计产气最多的大气田。

苏里格气田上古生界河流—三角洲相致密砂岩大面积叠置发育,形成多套含气层系,主要气层为二叠系下石盒子组盒8段及山西组山1段,其次为山2段和下古生界马五碳酸盐岩气层[1]。上古气含气层段为石英砂岩、岩屑砂岩,孔隙度小于8%的约占61.3%,渗透率小于0.5×10-3μm2的约占82.9%,为一套低孔、低渗致密砂岩。上石盒子组泥岩厚度为60～120 m,是上古生界诸气藏的区域性盖层。盆地太原组的潮坪泥质岩、山西组三角洲平原泥质岩和下石盒子组的河漫滩泥质岩构成上古生界诸气藏良好的直接盖层。

气田的主要气源岩为煤系中煤和暗色泥岩。煤层累计厚度6～12 m,有机碳含量>70%;暗色泥岩厚度为50～80 m,有机碳含量为2.0%～3.0%,气源岩Ro为1.5%～2.5%、处于高～过成熟阶段,生气强度>20×108m3/km2的烃源岩分布占总面积的约75%,具有优越的生气条件,为大气田的形成提供有利的充沛气源。

3.2 天然气组分和烷烃气碳同位素及其成因

从表5可见:苏里格气田的天然气的组分中烷烃气含量高,非烷烃气主要为CO2和N2且一般低,CO2为0～2.42%,N2为0～8.06%。不含H2S气体,故为优质天然气。烷烃气含量为91.18%～99.04%,平均为97.50%。重烃气齐全,为1.58%～10.19%,平均为5.33%,因此天然气基本为湿气。C2H6含量为1.40%～7.07%,平均为4.00%;C3H8含量为0.15%～3.02%,平均为0.88%;C4H10含量0.03%～3.21%,平均为0.45%;CH4含量为88.34%～96.37%,平均为92.17%。

图4 苏里格气田地质综合图Fig.4 Geological comprehensive map of Sulige gas field

3.3 气田在推动天然气工业发展上的重要作用

苏里格气田是中国迄今探明储量最大、年产气量最高和累产气最多的大气田;是中国年产气百亿立方米以上最高的大气田,2020年产气274.71×108m3(表3),占当年全国产气量的14.2%;是中国年产气百亿立方米以上年份最长的大气田,从2010—2020年长达10年(表3),预测今后还可连续年产百亿立方米以上15年,成为长寿的年产百亿立方米以上的大气田。

4 安岳气田

4.1 气田地质概况

气田位于四川盆地中部继承性发育的川中古隆起核部,见图5-a)。川中古隆起在上震旦统灯影组沉积期已具雏形[34]。气田有3个层系气藏:须二气藏(T3x2)、龙王庙组气藏(∈1l)和灯影组(灯四段和灯二段)气藏(Z2dn),其中龙王庙组为主力气藏,见图5-a)、5-b)、5-c)、5-d)。2020年底共探明含气面积2 724.74 km2,探明天然气地质储量12 626.47×108m3。气田2015年第1次年产超百亿立方米,2020年年产气量达132.55×108m3,成为中国年产超百亿立方米达5年的大气田(表3)。

龙王庙组和灯影组(灯四段和灯二段)气藏为碳酸盐岩裂缝—孔隙(洞)型储集层,平均孔隙度分别为4.28%、3.22%和3.35%,平均渗透率分别为0.966×10-3μm2、0.593×10-3μm2和1.160×10-3μm2；龙王庙组气藏的烃源岩筇竹寺组页岩，厚度100 m以上,TOC平均值1.95%。灯二段和灯四段气藏的烃源岩为灯三段泥岩、陡山沱组泥岩及灯影组泥质碳酸盐岩,其厚度分别为5～30 m、10～30 m 和100～400 m,TOC平均值分别为1.19%、2.91%和0.61%。龙王庙组气藏盖层为高台组—洗象池组致密碳酸盐岩。灯影组气藏盖层为筇竹寺组页岩[34],见图5-d)。

a)安岳气田位置 b)灯影组、龙王庙组、须家河组气藏分布图 c)龙王庙组气藏横剖面图 d)地层综合柱状图a)Location of Anyue gas field b)Distribution map of gas reservoirs from Dengying,Longwangmiao and Xujiahe formations Cross section of Longwangmiao Formation gas reservoirs d)Comprehensive stratigraphic histogram图5 安岳气田地质综合图Fig.5 Geological comprehensive map of Anyue gas field

须二段气藏储集层以中粒、细—中粒长石砂岩为主。储集层单层厚度1～12 m,层数2～11层,累计厚度2～60 m,岩心实测单井孔隙度在6.4%～9.2%,平均孔隙度为7.8%,砂岩渗透率在0.1×10-3～23×10-3μm2，各井平均渗透率为0.4×10-3μm2，储集层渗透率较低。须二气藏直接盖层为须三段的厚度泥质岩，区域盖层为须四段—须六段大套砂岩和巨厚侏罗系,盖层条件好。须一、须三和须五段烃源岩有机质TOC平均值分别为2.03%、2.07%和1.77%。须二段和须四段部分烃源岩有机质较高,TOC平均达4.28%和3.36%[1],属煤系腐殖型干酪根,为须二气藏形成提供了良好的条件。

4.2 天然气组分和烷烃气碳同位素及其成因

从表6可见:安岳气田3个气藏的组分及其含量各不相同。龙王庙气藏烷烃气中几乎无C3H8和C4H10，CH4含量为95.16%～97.35%,平均为95.99%；C2H6含量为0.13%～0.27%,平均为0.15%；CO2含量为1.65%～3.93%,平均为2.44%；N2含量为0.28%～2.35%,平均为0.79%。灯影组气藏也以CH4和C2H6为主,CH4含量为82.65%～94.61%,平均为90.25%；C2H6含量为0.03%～0.04%，平均为0.04%；CO2含量为4.14%～14.19%,平均为7.43%；N2含量为0.70%～4.56%,平均为1.62%。须二气藏CH4含量为81.64%～87.20%,平均为84.63%；C2H6含量为7.59%～9.11%,平均为8.36%；C3H8含量为2.38%～3.60%,平均为3.00%；C4H10含量为1.00%～1.94%,平均为1.44%。由上可见须二气藏为湿气，须二气藏CO2含量为0.07%～0.87%,平均为0.41%；N2含量为0.45%～1.30%,平均为0.82%。综合对比以上相关数据,发现龙王庙组气藏、灯影组气藏和须二气藏的CH4含量平均值和CO2含量的平均值各气藏是不同的,这说明该3个气藏的烃源岩或气源各不相同。

由表6可见:龙王庙组δ13C1为-32.1‰～-34.7‰,平均为-33.0‰;δ13C2为-32.4‰～-35.3‰,平均为-33.6‰,烷烃气碳同位素主要发生倒转,即δ13C1>δ13C2的占2/3。灯影组δ13C1为-32.3‰～-33.6‰,平均为-32.9‰;δ13C2为-27.3‰～-29.1‰,平均为-28.1‰,烷烃气碳同位素正常,即δ13C1<δ13C2。须二气藏δ13C1为-41.2‰～-43.2‰,平均为-41.9‰;δ13C2为-26.7‰～-28.5‰,平均为-27.4‰;δ13C3为-23.7‰～-25.4‰,平均为-24.4‰;δ3C4为-24.5‰～-26.2‰,平均为-25.5‰,烷烃气碳同位素δ13C3>δ13C4发生了倒转。综合对比以上烷烃气碳同位素相关数值,发现龙王庙组气藏、灯影组气藏和须二气藏的δ13C2值各不同,即平均值分别为-33.6‰、-28.1‰和-27.4‰,因烷烃气倒转与否和形式不同,即龙王庙组气藏δ13C1>δ13C2发生倒转占2/3;灯影组气藏δ13C1<δ13C2未发生倒转,须二气藏δ13C3>δ13C4倒转。这说明该3个气藏的气源岩或气源各不相同。

根据龙王庙组气藏δ13C2平均值为-33.6‰,具有典型油型气特征,又根据CH4平均值为95.99%的干气,因此应为油型裂解气,魏国齐等人[34]也认为龙王庙组天然气是来自寒武系筇竹寺组源岩原油裂解气。灯影组气藏δ13C2平均值为-28.1‰,处于-28.0‰～-28.5‰ 的油型气和煤成气区间值内,而该气藏重烃气中仅有C2H6含量为0.03%～0.04%,与克拉2气田C2H6含量0.31%～0.91%,克拉苏气田C2H6含量0.21%～1.86%相近,说明这3个气田天然气均为干气。由表1和表4可见,克拉2气田δ13C2平均值为-18.3‰,克拉苏气田δ13C2平均值-16.4‰。所以根据灯影组δ13C2平均值-28.1‰就将其归入煤成气不妥,因比克拉2气田和克拉苏气田δ13C2平均值轻10‰～11‰,故灯影组天然气应为油型裂解气,魏国齐等人[35]研究认为灯影组天然气来源于震旦系和寒武系烃源岩的原油裂解气。须二气藏δ13C2平均值为-27.4‰而具有典型煤成气的特征,42年前作者就指出中坝气田的须二气藏是煤成气[36],之后众名学者研究得出相同结论[1,3,22,37]。

4.3 气田在推动天然气工业发展上的重要作用

安岳气田是中国第1个以碳酸盐岩储集层为主探明储量超1×1012m3的大气田,其气源岩为海相腐泥型源岩,其发现说明海相碳酸盐岩中有寻找大气田并能产大气量的良好前景。安岳气田主要气藏灯影组和龙王庙组及它们气源岩是中国年代最老层系,其启示了在寒武系和震旦系寻找与开发天然气的前景值得重视,有待加强,由此可以发现更多气田。

5 结论

1)中国年产百亿立方米以上大气田按达目标年份次序排列为克拉2气田、苏里格气田、安岳气田和克拉苏气田。克拉2气田是中国第1个年产超百亿立方米(2007年111.34×108m3)的大气田;苏里格气田2010年产气104.75×108m3,是中国迄今年产气百亿立方米以上长达10年,年产量最高(274.71×108m3)的大气田;安岳气田是唯一一个储集层以碳酸盐岩为主年产达百亿立方米以上的大气田；克拉苏气田是中国4个大气田中唯一的储集层深度大于6 000 m超深层大气田。

2)根据原始储量丰度、储量多少和储集层性质,中国4个年产百亿立方米以上的气田可分为两类。一类是克拉2气田,原始储量丰度高(59.04×108m3/km2)、孔隙度高(12.8%)、渗透率高(51.46×10-3μm2)和原始储量少(2 840.29×108m3);二类是克拉苏气田、苏里格气田和安岳气田,原始储量丰度低,3个气田分别为16.02×108m3/km2、1.26×108m3/km2和4.63×108m3/km2；孔隙度低,3个气田分别为1.5%～5.5%、<8%为主和3.22%～4.25%；渗透率低,3个气田分别为0.01×10-3～0.1×10-3μm2、<0.5×10-3μm2和0.593×10-3～1.160×10-3μm2；原始储量大，3个气田分别为8 266.48×108m3、20 665.55×108m3和12 626.47×108m3。由上数据综合对比,一类克拉2气田原始储量丰度分别是二类克拉苏气田、苏里格气田和安岳气田的3.7倍、46.9倍和12.8倍;一类克拉2气田是优质储集层,而二类克拉苏气田、苏里格气田和安岳气田为致密储集层;二类克拉苏气田、苏里格气田和安岳气田的原始储量分别是一类克拉2气田的2.9倍,7.3倍和4.4倍。以上3个不同特征,决定了一类的克拉2气田成为中国年产百亿立方米以上的第一个大气田,而由于原始储量少,故连续年产百亿立方米以上年份则短;与其相对的二类的3个大气田则年产气百万亿立方米以上年份较迟,而由于原始储量大则连续年产气百亿立方米以上的年份则长。

3)克拉2气田、克拉苏气田、苏里格气田和安岳气田这4个年产百亿立方米以上大气田,在推动中国天然气工业发展上具有重大意义。在2020年中国年产气1 925×108m3,4个大气田当年总产气为589.94×108m3,占该年全国总产气量的30.6%,而使中国成为世界第5个年产气量达2 000×108m3级的产气大国。

致谢:魏国齐教授、朱光有教授、龚德瑜高工、洪峰高工和张延玲高工在编图和成文上给予帮助,深表感谢。