固市凹陷非常规水溶甲烷气成因及来源

刘建朝，张 林，王行运，白建峰，冯 龙

(1.长安大学资源学院，西安710054;2.陕西金奥能源开发有限公司，陕西渭南714000;3.中国石油玉门油田分公司勘探开发研究院，甘肃酒泉735019;4.中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司S00550队，甘肃庆阳745113)

0 引言

水溶天然气 (简称水溶气)是指溶解在地层水中的气体，气体成分以甲烷为主，还含有少量乙烷等重烃类气体和氢气、氮气、CO2等非烃气体以及氦气等稀有气体，是一种非常规能源［1］。这种尚未被充分开发的天然气资源在全球范围内分布很广，潜在资源量很大。全世界含油气盆地、含煤盆地以及其他水文盆地地层水中溶解的甲烷气资源预计总量约为n×1016～n×1018m3，超过全球已探明的油气及煤炭资源总量的若干倍。盆地中已查明的水溶性天然气资源量约为33837×1012m3，是常规天然气资源量的100多倍。日本、美国、俄罗斯、乌克兰、哈萨克、乌兹别克、阿塞拜疆、土库曼、匈牙利、意大利、菲律宾、尼泊尔、伊朗等国都发现了水溶天然气，并开展了勘探、开发及地质综合研究，尤其在日本，大约四分之一国土都发现了水溶气，并累计了70多年的勘探开发工作经验［2］。

从理论上讲，水溶气资源领域较常规天然气的分布领域更加广泛［2］。但由于水溶气在中国还属于一个较新的、研究较少的新型非常规能源，勘探开发还处于初步阶段，很多研究工作属于空白。

原地质矿产部第三普查勘探大队 (以下简称三普)在20世纪60年代对渭河盆地进行了油气资源普查，曾先后两上渭河盆地，打出油气普查井32口，其中发现气测异常井15口，并完成《汾渭盆地石油普查阶段地质成果报告》。1974年在西安地区油气普查中，三普在渭深13井发现8个组的气测异常，并测得产气量208 L/d［1］。其后因工作重点转移和工业价值效果不明显而未受到重视，使得盆地的资源勘探程度非常低。近几年随着对渭河盆地的重新认识和勘探，在固市凹陷钻探的地热井和天然气探井均发现水溶甲烷气存在，且含量较高，预示了非常好的勘探前景，成为极具工业价值的水溶甲烷气资源开发潜力盆地。

1 水溶甲烷气类型分析

渭河盆地位于陕西省中部 (关中平原)，是秦岭造山带与鄂尔多斯盆地2个大地构造单元接合部位的新生代断陷盆地，其地层属华北地层区南缘分区。研究区固市凹陷位于渭河盆地东部，属于渭河盆地的次级凹陷［1］(见图1)。固市凹陷富含多种资源，主要包括水溶天然气、富氦水溶气、地热水资源等。

图1 渭河盆地构造-地质略图Fig.1 A structural-geological map of Wehe Basin

1.1 甲烷气成因分类

研究区内发现的水溶气以甲烷为主，是一种多成因气体，可分为生物化学有机成因和宇宙无机成因两大类，水溶气中碳同位素和重烃含量的组合是判断其成因的主要参数。

①生物化学成因气:有机盐和无机盐被微生物分解后形成，如烃类气体、二氧化碳、氮气、氨气、硫化氢等。

②宇宙无机成因气体:地球形成时保留下来的气体，如惰性气体及部分无机成因的二氧化碳、甲烷气等［2］。

生物化学有机成因甲烷气又分为生物和热演化成因2种，可根据甲烷碳同位素含量多少区分其成因类型。一般认为，生物成因气碳同位素值小于-60‰，而且几乎不含重烃气体组分;热演化成因气分为油型气和煤型气，油型气随着演化程度的增高，重烃含量减少，煤型气以重烃含量低为特征。不同热演化阶段甲烷碳同位素特征值不同，一般为-28‰～-45‰，随着演化程度的增高，甲烷碳同位素值增大［3～4］(见表1)。

表1 有机成因天然气不同阶段甲烷碳同位素分布［4］Table 1 Distributions of the methane carbon isotope in the natural gas of organic origin in different stages

1.2 研究区甲烷气成因

①高热演化甲烷气:煤型热解气的典型特征为甲烷碳同位素值分布在-45‰～-28‰，重烃含量低。

此次分析中6个蓝田—灞河组较深层地热水溶气样品的碳同位素值分布于-28.1‰～-39.8‰区间 (见表2)，证明蓝田—灞河组深层水溶气属于典型的煤型热解气，而该层不发育烃源岩，因此水溶气应该来源于下部地层。

表2 固市凹陷天然气碳同位素分析结果Table 2 Analysis results of the natural gas in Gushi Sag

②生物甲烷气:此次分析中WN6井气样采于浅层张家坡组，其甲烷碳同位素 (δ13C1)值为-65.6‰ (见表2)，国内外大多数生物气成因的δ13C1值定为-85‰～-55‰，据此得出张家坡组浅层水溶甲烷气为典型的有机成因浅层生物化学气，结合烃源岩和有机质类型，该层水溶甲烷气来源于本层含碳质泥灰岩，属自生自储的生物气。

腐泥型热解气和腐殖型热解气的乙烷碳同位素具有典型的母质继承性，分布也明显不同。一般腐泥型热解气的乙烷碳同位素值小于-29‰，而腐殖型热解气的乙烷碳同位素值大于-29‰［5］;从这一标准也可以看出固市凹陷水溶天然气属于有机成因，且蓝田—灞河组较深层地热水溶气属于腐殖型热解气 (见表2)。

从固市凹陷13口井所采地热水溶气样品气体组分数据表 (见表3)可以看出，可燃气体所占比例最高，全烃含量平均高达72.23%，甲烷气质量分数大多在70%～90%，最高为99.03%，已大大超过水溶可燃天然气工业标准 (30%)，有个别井偏低，不排除取样时的误差。CO2质量分数多数小于10%，个别井较高 (见表3)。

表3 固市凹陷水溶天然气组分Table 3 Water soluble gas composition in Gushi Sag

固市凹陷生烃源岩层主要为张家坡组泥灰岩段，有机碳含量虽多在0.5%以下，但仍有较封闭的浅湖区达到0.86%的水平，具有生气的源岩条件，显示未成熟的生物气生烃潜力相当可观。

1.3 二氧化碳成因

CO2可以是有机成因，也可以是无机成因。有机成因的CO2碳同位素δ13CCO2值一般小于-10‰;无机成因CO2的碳同位素δ13CCO2值一般大于-10‰，无机成因的CO2中，幔源成因的碳同位素δ13CCO2值一般在-8‰～-4‰之间［3］。

固市凹陷13口井所采样品中CO2的特征为:含量低，质量分数大部分都小于10%，不排除个别取样误差;其δ13CCO2和伴生烃类气的δ13CCH4偏轻，所有井样品的δ13CCO2值均小于-10‰ (见表2)，为典型的壳源型有机成因［5］。

2 生物气地质条件

2.1 有机质特征

生物成因气形成和聚集的有利地质条件主要包括5个方面，即高沉积速率、低地温梯度、充足的有机质、缺氧的还原环境及储盖组合形成的良好圈闭［5］。

①固市凹陷张家坡组沉积速率较高，上覆地层三门组的沉积速率更高。以最大沉降幅度与沉积厚度相当进行测算，盆地新生代 (距今50 Ma)的沉降速率为0.14 mm/a，其中始新世—中新世 (距今38 Ma)时期的沉降速率为0.1 mm/a，上新世 (距今8.8 Ma)时期为0.11 mm/a，第四纪 (距今3.2 Ma)时期为0.74 mm/a，几乎与我国著名的第四纪莺歌海生物气盆地的沉积速率 (0.8 mm/a)和柴达木三湖凹陷生物气沉积速率 (0.715 mm/a)相当(见表4)。

表4 固市凹陷与柴达木三湖地区生物气资源类比Table 4 Comparison of biogas resources in Gushi Sag and Qaidam Sanhu area

②固市凹陷张家坡组具有中等的地温梯度和低于80℃的地层温度。固市凹陷张家坡组产气层深度均在2000 m以内，根据WN6井1461～1550 m深度测试，求得平均地层温度为65.75℃，地温梯度3.43℃/100 m。在张家坡组沉积时期，古气候是温带向趋凉方向转化的时期，固市凹陷张家坡组最高地层温度在80℃以内，是生物气生成的理想地温条件。

③固市凹陷张家坡组气源岩实测结果:张家坡组气源岩有机碳含量平均0.49%，氯仿沥青“A”含量平均0.043%，生烃潜量平均0.98 mg/g。有机质类型多为Ⅱ1型，其次为Ⅰ型，即腐殖腐泥型和腐泥型，镜质体反射率 (Ro)平均0.55%，岩石热解最高解温 (Tmax)平均428℃ (见表5—表8)，均表明有机质热演化程度较低，处于未成熟阶段，以生化作用和部分热催化作用的生物甲烷气为主。

2.2 凹陷基底及气源分析

根据前人研究，渭河盆地基底以渭河断裂为界，断裂以北基底为下古生界碳酸盐岩地层，断裂南部基底为秦岭北侧的太古界花岗岩和变质岩层［7］。固市凹陷沉积于渭河断裂之上，在断裂南北均有分布，因此凹陷南部基底为花岗岩和变质岩，断裂北部基底属于下古生界碳酸盐岩地层的范围。

固市凹陷西部三原凸起某探井中钻遇二叠系［8］，也佐证了固市凹陷北部基底有下古生界碳酸盐岩地层沉积。

凹陷内深层蓝田—灞河组大量分布高热演化煤型裂解甲烷气与有机成因的CO2气，证实固市凹陷北部鄂尔多斯南缘下部可能沉积高热演化的煤系地层，经过水动力系统运移至凹陷中心，而固市凹陷新生界烃源岩成熟度低，难以大量生成CO2，因此CO2来源也说明了该凹陷周边下部存在高热演化煤系地层。

表5 陆相烃源岩有机质丰度评价指标Table 5 Evaluation indicators of organic matter abundance in continental hydrocarbon source rocks

表6 固市凹陷张家坡组有机碳、氯仿沥青“A”含量Table 6 Contents of organic carbon and chloroform bitumen“A”in Zhangjiapo Formation in Gushi Sag

表7 固市凹陷张家坡组烃源岩热解分析数据Table 7 Pyrolysis analysis data of hydrocarbon source rock in Zhangjiapo Formation in Gushi Sag

表8 固市凹陷张家坡组镜质体反射率分析结果Table 8 Vitrinite reflectance of hydrocarbon source rock in Zhangjiapo Formation in Gushi Sag

3 油气地质分析

基础地质资料、地热井与水溶气井钻井资料显示，固市凹陷新近系沉积厚度达数千米，以河湖相沉积为主，岩性组合为砂 (砾)岩-泥灰岩组合，表现为下粗上细的正旋回沉积特征，即旋回下部河流相为良好的储集层，上部为巨厚的湖相泥灰岩，是良好的盖层，纵向上构成了良好的储盖组合。自下而上发育2～3套下粗上细的储盖组合，分别为高陵群、蓝田—灞河组、张家坡组［1］。

新近系张家坡组、蓝田—灞河组储层均为层状砂岩体，属中、高孔隙-裂隙型储层，砂岩孔隙性和渗透性好，为主要的地热水赋水层段和水溶甲烷气成藏层段。钻探显示，该区潜在油气藏的主要盖层岩性为湖相泥灰岩、粉砂质泥岩，单层厚度一般为数米，分布面积较广。

高陵群早期为河流相，晚期为湖相—河流相沉积，其中冷水沟组岩性主要为紫红色泥岩、砂岩，寇家沟组岩性为棕红色、桔黄色泥岩和灰白色、棕黄色砂岩。由下向上岩性变细，构成一套储盖组合，储层物性相对较好。

蓝田—灞河组与高陵群具有相似的沉积相特征及岩性组合，为一套红色调为主的砂泥岩交替沉积。其中蓝田组岩性主要为深红色黏土及棕红、灰白色砾岩，属河湖相沉积;灞河组是河流相为主的河湖相沉积，上部以泥页岩为主，普遍含石膏，下部砂体发育。孔隙度平均15%左右;渗透率一般在30×10-3μm2以上。

张家坡组为浅湖—半深湖相沉积，以泥灰岩为主;张家坡组砂岩储层渗透率普遍较大，分布在128.5×10-3～1529.0×10-3μm2之间，平均386.5×10-3μm2，储层物性较好，孔隙度在15.20%～42.30%，平均29.65%，相对较高;非储集层岩性以泥灰岩为主，尤其是上部泥灰岩厚度大，分布面积广，为该凹陷水溶天然气成藏的良好盖层。

固市凹陷新生界发育多套良好储盖组合，张家坡组又发现了储量丰富的非常规水溶甲烷生物气。该区张家坡组虽然埋藏深度不大，深埋历史较短，但其断裂体系发育，具有良好的运移通道［9］，而且发育良好储盖结合，为固市凹陷新生界生物气藏成藏提供了良好的地质基础。

4 结论

通过对地层水溶甲烷气碳同位素δ13C1及重烃的含量研究发现，不同层位的水溶甲烷气成因类型不同。新近系张家坡组水溶甲烷气主要为有机成因生物气，来源于本层含碳质较高的灰黑色泥灰岩生物分解，为自生自储式;下部蓝田—灞河组水溶甲烷气以未成熟的煤型热解气 (煤型腐殖型热解气)为主，来源于下部地层。

对CO2碳同位素的分布范围和质量分数的含量进行分析得出δ13CCO2小于-10‰，为典型的壳源型有机成因。

结合CO2碳同位素和乙烷碳同位素分析认为，蓝田—灞河组水溶甲烷气和CO2来源于下部地层的混合型气，即下部地层可能存在有机成因的煤型热解气层系。

［1］ 陈万川，陈家弦，云琼英，等.汾渭盆地石油普查阶段地质成果报告［R］.咸阳:第三普查大队301分队，1977.CHEN Wan-chuan，CHEN Jia-xuan，YUN Qiong-ying，et al.Petroleum reconnaissance report for the Fenwei Basin ［R］.Xianyang:No.301 Branch of the Third Exploration Group，1977.

［2］ 杨申镳，张肖兰，王雪吾，等.水溶性天然气勘探与开发［M］.山东:石油大学出版社，1997:l～142.YANG Shen-shu，ZHANG Xiao-lan，WANG Xue-wu，et al.Water soluble gas exploration and development［M］.Shandong:University of Petroleum Press，1997:1～142.

［3］ 戴金星.天然气碳氢同位素特征和各类天然气鉴别［J］.天然气地球科学，1993，4(2/3):1～40.DAI Jin-xing.Carbon and hydrogen isotopic characteristics of natural gas and identification of types of natural gas［J］.Natural Gas Geoscience，1993，4(2/3):1～40.

［4］ 张景廉.论石油的无机成因［M］.北京:石油工业出版社，2001:1～305.

ZHANG Jing-lian.On inorganic origin of petroleum ［M］.Beijing:Petroleum Industry Press，2001:1～305.

［5］ 何家雄.中国东部及近海陆架盆地CO2成因及运聚规律与有利成藏富集区预测［D］.广州:中国科学院广州地球化学研究所，2007:21.HE Jia-xiong.Genesis，migration and accumulation of CO2in the offshore shelf basins in eastern China and prediction of favorable concentration area ［D］.Guangzhou:Guangzhou Institute of Geochemistry of China Academy of Science，2007:21.

［5］ 刚文哲，高岗，郝石生，等.论乙烷碳同位素在天然气成因类型研究中的应用［J］.石油实验地质，1997，19(2):164～167.GANG Wen-zhe，GAO Gang，HAO Shi-sheng，et al.Carbon isotope of ethane applied in the analyses of genetic types of natural gas［J］.Experimental Petroleum Geology，1997，19(2):164 ～167.

［6］ 张福礼，孙启邦.固市凹陷张家坡组生物气及资源定量评价［R］.咸阳:第三普查大队，2013.ZHANG Fu-li，SUN Qi-bang.Biogas in the Zhangjiapo Formation in Gushi sag and its quantitative evaluation ［R］.Xianyang:The Third Exploration Brigade，2013.

［7］ 权新昌.渭河盆地断裂构造研究［J］.中国煤田地质，2005，17(3):1～8.QUAN Xin-chang.Weihe basin faulted structure study［J］.Coal Geology of China，2005，17(3):1～8.

［8］ 李玉宏，卢进才，李金超，等.渭河盆地天然气成因特征及其意义［J］.西安石油大学学报:自然科学版，2011，26(5):11～16.LI Yu-hong，LU Jin-cai，LI Jin-chao，et al.Genesis characteristics and significance of the natural gas in Weihe Basin［J］.Journal of Xi’an Shiyou University:Natural Science Edition，2011，26(5):11 ～16.

［9］ 王景明.渭河地堑断裂构造研究［J］.地质论评，1984，30(3):217～223.WANG Jing-ming.A study on the tectonics of the Weihe River Graben［J］.Geological Review，1984，30(3):217～223.