引用本文
NOVIKOV Dmitry Anatolievich. 西西伯利亚盆地北极油气区侏罗系—白垩系储集层气-水系统平衡模拟[J]. 石油勘探与开发, 2022,49(2): 319-328.
NOVIKOV Dmitry Anatolievich. Equilibrium modeling of water-gas systems in Jurassic-Cretaceous reservoirs of the Arctic petroleum province, northern West Siberia[J]. Petroleum Exploration & Development, 2022,49(2): 319-329.  
Doi: 10.11698/PED.2022.02.10
Permissions
Copyright©2022, 《石油勘探与开发》编辑部
《石油勘探与开发》编辑部 所有
西西伯利亚盆地北极油气区侏罗系—白垩系储集层气-水系统平衡模拟
NOVIKOV Dmitry Anatolievich1,2
1.俄罗斯科学院西伯利亚分校Trofimuk石油地质和地球物理研究所,新西伯利亚 630900,俄罗斯
2.俄罗斯新西伯利亚国立大学,新西伯利亚 630900,俄罗斯

作者简介：NOVIKOV Dmitriy Anatolievich（1976-）,男,俄罗斯人,博士,俄罗斯新西伯利亚州立大学副教授,主要从事沉积盆地油气藏地下水和水溶气同位素地球化学特征及“水-岩-气-有机质”系统演化研究。地址：Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics of Siberian Branch Russian Academy of Sciences (IPGG SB RAS), 630090, Novosibirsk, Russia, Koptug ave. 3。E-mail:NovikovDA@ipgg.sbras.ru

收稿日期: 2021-05-17 修回日期: 2022-02-08
基金项目: 俄罗斯基础研究计划“西伯利亚北极盆地地下水化学、成因和形成机制”（031-2019-2525）; 俄罗斯基础研究基金“北极资源”项目（18-05-70074）
摘要

为揭示盐水含量较高的含油气盆地中油气和地下水之间的相平衡,采用新的气-水平衡模拟软件对西西伯利亚盆地北极含油气区进行模拟。研究发现,该区域地层水的含气饱和度（ Sg）变化较大,饱和系数（ Cs）为0.2~1.0,其数值随深度及地层水总含气饱和度的增加而增大。地层水 Sg大于1.8 L/L的情况下,气体饱和系数（ Cs）均达到临界值1.0,为油气成藏创造了有利条件;而欠饱和水可溶解现有油气藏中的天然气。地层水气体饱和系数与储集层流体类型有关,凝析油气田的气体饱和系数主要为0.8~1.0,而在常规油藏中却相对较低。复杂的气水交换模式表明研究区侏罗系—白垩系储集层中天然气来源具有多样性。

关键词: 气-水系统; 油气聚集; 侏罗系—白垩系油藏; 西西伯利亚; 北极油气区
中图分类号:TE122.2 文献标志码:A
Equilibrium modeling of water-gas systems in Jurassic-Cretaceous reservoirs of the Arctic petroleum province, northern West Siberia
NOVIKOV Dmitry Anatolievich1,2
1. Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics of Siberian Branch of Russian Academy of Sciences, Avenue Koptyuga, 3, Novosibirsk 630090, Russia
2. Novosibirsk State University, Str. Pirogova, 1, Novosibirsk 630090, Russia
Abstract

To reveal the equilibrium state of oil and gas and water in a petroliferous basin with a high content of saline water, calculations of water-gas equilibrium were carried out, using a new simulation method, for the Arctic territories of the West Siberian oil and gas bearing province. The water-bearing layers in this area vary widely in gas saturation and have gas saturation coefficients ( Cs) from 0.2 to 1.0. The gas saturation coefficient increases with depth and total gas saturation of the formation water. All the water layers with gas saturation bigger than 1.8 L/L have the critical gas saturation coefficient value of 1.0, which creates favorable conditions for the accumulation of hydrocarbons; and unsaturated formation water can dissolve gas in the existent pool. The gas saturation coefficient of formation water is related to the type of fluid in the reservoir. Condensate gas fields have gas saturation coefficients from 0.8 to 1.0, while oil reservoirs have lower gas saturation coefficient. Complex gas-water exchange patterns indicate that gas in the Jurassic-Cretaceous reservoirs of the study area is complex in origin.

Keyword: water-gas system; hydrocarbon accumulations; Jurassic-Cretaceous oil reservoir; West Siberia; Arctic petroleum province
0 引言

油气藏形成和破坏过程中气-水系统的化学反应和热力学平衡问题是目前石油地球科学研究的前沿问题。油气与地下水之间的相平衡反映了油气生成运移的地球化学过程, 而这一过程又控制着油气与地下水的来源和演化。此外, 气-水系统的高流动性也得到了实验的证实。许多学者从不同方面对沉积盆地深层条件下的气-水相互作用进行了研究, 在四川盆地[1, 2, 3]、鄂尔多斯盆地[4, 5, 6]、东地中海盆地[7]和珠江口盆地[8]的气-水相互作用方面取得了丰富的研究成果。气-水系统的另一个研究方向是天然气水合物的状态及其发展变化[9, 10, 11, 12, 13]。基于地球物理、地质和地球化学数据的盆地模拟已不能满足当前西西伯利亚盆地的油气勘探需求[14, 15, 16, 17]。在这方面, 气-水相平衡与油气生成和保存的区域条件以及它们与地层水的交换, 成为一个局部油气规模潜力预测的新课题[18, 19, 20, 21]。由于气体具有较高的流动性, 因此气体是最可靠的示踪剂之一, 可指示油气运移方向[22, 23, 24]。现场数据和模拟结果表明, 目前西西伯利亚盆地深处地层水的渗流速度非常缓慢, 并正在消失。相应地, 扩散成为物质传递的主要方式[25]。北极地区的油气藏状态可以通过参考丰富的地下水化学和产层地下水循环数据, 对气-水相平衡进行模拟[26]。现有的气-水相平衡计算算法主要适用于淡水, 不适用于含盐水的油气盆地。西西伯利亚北部北极地区侏罗系— 白垩系中广泛存在盐水和弱盐水, NaCl含量高达63.3 g/L。同时, 地层中还普遍存在异常高压, 地层温度为35~150 ℃。本文通过气-水相态平衡模拟, 首次评估西西伯利亚北极地区侏罗系— 白垩系含油气系统的现今状态, 这项研究有望为不同同位素地球化学类型地下水（从盐水到强盐水）沉积盆地中的油气勘探提供理论技术支持。

1 研究区及方法

气-水系统由涉及不同过程和相互作用的多个要素组成。由于常规方法不适用于气-水系统地层水的含气饱和度、气体散逸度及其他参数的计算, 因此, 本文使用Bukaty[27]在Trofimuk A A石油地质和地球物理研究所（新西伯利亚）设计的HG-32（Hydrogo）软件进行研究。该软件考虑了气-水系统的几乎所有变量（密度、总盐度、含气饱和度、水溶性气体成分、温度、压力条件等）, 既可用于根据水和溶解气的成分确定平衡自由气相的成分和参数, 也可用于根据自由气体和地层水成分确定溶解气的成分和其他参数。此外, 该方法还适用于压力、温度和溶剂组成发生变化时的气体逃逸和输入模拟。上述气水平衡模拟方法适用于水溶性气、游离气和伴生气的正演模拟和反演计算。由于天然气在水中的临界溶解度反映了油气藏中流体类型及其天然气饱和度数据, 因此, 水的天然气饱和度数据可用该临界溶解度来代替。此外, 该方法还可以对油气与地层水的相互作用进行模拟。在197个北极油田白垩系和侏罗系储集层中（见图1）, 本文综合了3 800多个检测点的数据, 以及5 600多个地下水、2 500多个溶解气和1 900多个游离气样本的分析数据, 并对1 200多个油气藏进行了模拟。

图1 西西伯利亚盆地北部北极油气区位置

2 研究区地层水特征

20世纪60年代以来, 学者们对西伯利亚北部北极油气区的水文地质和水化学特征进行了大量研究[28, 29, 30, 31, 32]。西西伯利亚自流盆地的中新生界包括古近系— 第四系、上白垩统、阿普第阶— 阿尔布阶— 赛诺曼阶（Aptian-Albian-Cenomanian）（储集层为PK1— 22、HM1和TP1— 19）、新科米阶（Neocomian）（AP6— 11、BP1— 21和SD0— 14层）、上侏罗统（Yu1层）、中下侏罗统（Yu2— 23层）、三叠系以及未分化的古生界含水层系统[25, 33]。所有中生界含水层主要由渗透性的砂岩和粉砂岩组成, 并被泥岩封闭。连续的土伦阶（Turonian）— 渐新统隔水层将含水层与地表水隔离开来, 但在由渗透性较强的地层组成的盆地边缘, 隔水层的封堵能力较弱[34, 35, 36, 37, 38]。

在2.8~6.0 km深度范围, 侏罗系和较浅层（直到新科米阶）的储集层压力受地层超压（压力系数最高可达2.26）的影响, 含油气砂岩、粉砂岩孔隙度为0.70%~42.55%（主要为10%~20%）, 从阿普第阶— 阿尔布阶— 赛诺曼阶含水层到古生界基底, 孔隙度呈下降趋势。

北极地区储集层中的地下水通常具中等盐度, 在含水层中主要含有Cl-、Na+、HCO3-等离子。区域上, 盆地边缘地下水总矿化度为2~5 g/L, 中部达到63.3 g/L[30, 39, 40]; 层位上以上侏罗统含水层离子含量最高（见表1）。每种地层水类型都有其特定的成盐模式, 主要成分（Cl-、Na+、Mg2+、Ca2+和K+）和次要成分（Br-、I-、B+、NH4+和Sr-等）含量与盐度成比例。当盐度达到或超过15 g/L时, HCO3-离子含量下降; SO42-离子在软泥形成过程中被还原为H2S, 因此其平均含量为20~60 mg/L。

表1 西西伯利亚北部地区含水层地层水化学特征

侏罗系— 白垩系含水层中的地下水总含气饱和度（Sg, 每升地层水的含气量）变化很大, 在一个单层中, 差异可达两倍或更多。但总体趋势随着深度增加总含气饱和度逐渐增大, 阿普第阶至赛诺曼阶为0.3~3.0 L/L, 中侏罗统下部增大至0.9~5.7 L/L[14, 16, 33]。侏罗系— 白垩系含水层富含甲烷, 阿普第阶— 阿尔布阶— 赛诺曼阶含水层的甲烷含量为95.5%, 中侏罗统含水层的甲烷含量为83.3%, 深层含水层中的甲烷含量较低, 而其同系物含量则从阿普第阶— 阿尔布阶— 赛诺曼阶含水层系统中的1.3%增加到中侏罗统下部地层中的11.7%。同样, 二氧化碳含量也随深度增大而增加; 同时, 在阿普第阶— 阿尔布阶— 赛诺曼阶和中侏罗统, 气体含量为：氮气15.00%, 二氧化碳4.00%, 氢气6.00%, 氦气0.14%和氩气0.19%。

正如之前所发现的[36], 西西伯利亚北部和其他北极盆地的地下水处于化学蚀变的初始阶段, 沉积物中不含盐成分。除活跃水交换区的地下水类型为HCO3-Ca型外, 该区域的Ca2+/Cl-值不超过0.20。

3 研究区地层水系统的饱和系数特征

对北极地区、Gubkin、Zapolarny、Medvezhy和其他一些油气田的阿普弟阶— 阿尔布阶— 赛诺曼阶含水层系统中的气体饱和系数（Cs）进行了估算。例如, 有丰富天然气资源的赛诺曼阶储集层PK1内含水层的天然气饱和系数主要为0.80~1.00, 地层水类型为Cl-Na型, 总盐度为20 g/L, Sg为1.5~2.5 L/L, 溶解气中含有约98.5%的甲烷、0.5%~1.5%的N2和少量其他气体。Sg和Cs值从Yamal Kara盆地向西西伯利亚盆地边缘显著降低（分别为0.1~0.5和0.05~0.20）, 同时气相主要成分由甲烷-氮气转变为氮气-甲烷。

在较深的含水层中, 情况有所不同; 在Medvezhy、Urengoi、Vynga Pur等油田中部, Cs通常接近临界值（0.8~1.0）; 但在其他地区则要低得多。例如, Udmurt油田PK15层地层水中的Cs值变化范围为0.08~0.10, 盐度较低（3.3~6.3 g/L）, 溶解气中含有96.3%~97.2%的CH4, 以及2.6%~3.4%的N2, Sg值为0.3~1.5 L/L。Kharampur油田的PK13— PK16层中Cs值为0.34~1.00, 而Cl-Na组分水域的Sg值为1.0~2.2 L/L至1.5~3.0 L/L, 总矿化度为10.7~10.9 g/L（PK13和PK15层）至15.0~17.8 g/L（PK14和PK16层）, 溶解气中CH4含量为97.4%~97.9%（PK13层）至84.3%~90.0%（PK16层）, N2的含量小于2%。随深度增加, CH4及其同系物含量增加（PK16层的体积百分比为1.5~5.0）。PK13层的Cs值为0.34~0.37, PK15层中最低, 为0.33~0.34, 在PK16层中最高, 为0.68~1.00。因此, 339井（深度为1 798~1 808 m）的天然气日产量为451 400~584 600 m3（具体取决于气嘴大小）。Aptian至Cenomaina含水层的Cs值在Ozerny油田和Pelatka油田分别为0.71~0.73和0.53~0.70, Nerstinsky油田（亚马尔半岛）为0.19。

对许多油田（Barsukov、East Tarko Sale、Gubkin、Deryabin、Etypur、West Tarko Sale、Komsomolsky、Ust`-Kharampur）新Comian含水层系统的Cs值进行了估算, 其含水层系统形成于晚侏罗世赛诺曼期沉积旋回的海侵— 海退过渡阶段期间, 当时韵律夹层砂和黏土沉积于浅海陆架以下。该层序由大量横向连续的砂岩和黏土组成, 特别有利于形成油气储集层。以下以其中一些地区的Cs模式为例进行分析。

东Tarko Sale油田的地下水为Cl-Na-Ca和Cl-Na型, 盐度为5~20 g/L, Sg值为0.6~3.9 L/L（平均为2.4 L/L）, 水溶气以甲烷为主（84.4%）, 还有少量N2气（小于12%, 平均2%）和其他气体。

Cs模式在下白垩统Sortym组下部尤其明显（见图2）, 其中含气层和凝析油层中的天然气饱和系数从0.8~1.0逐渐降低到油藏中的0.4~0.8。即Cs在BP12层中最高（0.95~1.00）, 在BP14层中稍低（0.80~0.86）, 在BP15层中降至0.74~0.83, 并且在纯油藏的较深位置显著降低, 如在BP16层中为0.56~0.75, 在BP17层中为最低（0.32~0.42）。

图2 东Tarko Sale凝析油气田下白垩统储集层中地层水气体饱和系数分布

在BP11、BP12层以上, 饱和系数同样显示出普遍下降的趋势, 但其变化特征更为复杂, 从某些地层的低Cs变化到其他地层的临界值（1.0）。例如, BP10层中平均Cs值为0.46, 在BP9层中为0.73（0.23~1.00）, 在BP6层中为0.33, 在BP5层中为0.99, 在BP4层中为0.78。另一方面, Cs通常与流体类型相关, 在凝析气藏中较高（0.8~1.0）, 而在油藏中较低（小于0.8）（见图2）。

西Tarko Sale油田的下白垩统水为Cl-Na型, 总矿化度为4.3~28.5 g/L, Sg为1.0~5.5 L/L（平均为3.1 L/L）, 水溶气中主要为甲烷, 占比为78.1%, 氮气占比小于10%。与东Tarko Sale油田不同, 该油田大部分地层水达到了气体临界饱和度（1.0）。

BP4层（Cs值为0.5）和BP8层（Cs值为0.37）的地层水天然气饱和系数相对较低, 但富凝析气藏的深层水的天然气饱和系数较高, 其日产量为92 700~214 300 m3天然气和38.6~88.7 m3凝析油。Cs值从0.59增大到1.00, 并在BP7层中达到1.0。BP8层以下层位的地层水在整个BP9层中的Cs值同样高达1.0, BP11层Cs值为0.58~1.00, BP12层Cs值为0.68~1.00, BP16层Cs值为0.92, Achimov段Cs值为0.29~1.00（平均为0.79）。西Tarko Sale油田的饱含气地层厚度较大, 有利于其在油气系统当前演化阶段快速脱气。

Gubkin油田下白垩统储集层的水为Cl-Na型, 盐度为4.4~29.5 g/L, 溶解气中甲烷含量为61.0%~92.3%, N2含量为1.4%~18.2%, Sg值变化范围为0.4~3.5 L/L。Cs模式几乎与西Tarko Sale油田相同, 在一个厚度超过500 m的区域达到1.0, 该区域包含BP6— BP16层, 但BP9层中的Cs值非常低, 仅0.17。在BP4层中, Cs值相对较低（0.47）, 与西Tarko油田（0.5）相似。

Etypur油田下白垩统储集层总矿化度为4.0~23.9 g/L, Sg值为0.3~5.2 L/L, 溶解气中甲烷含量为64.9%~96.1%, 氮气含量为0.6%~23.6%, 地层水为Cl-Na型, 甲烷同系物含量和Sg值随深度增加而增加。BP3到BP12层为饱含气层, 其中夹杂低饱和气层BP6（Cs值为0.12~0.46）和BP10层（Cs值为0.56）。某些地层的饱和系数变化范围较大, 如BP7层中Cs值为0.32~1.00（平均0.69）, BP11层Cs值为0.36~1.00, BP12层Cs值为0.22~1.00, 但较深地层的饱和系数较稳定, BP14层Cs值为0.8, BP17层Cs值为0.53~0.54。

Ust'-Khrampur油田的地层水为Cl-Na型, 盐度为4.6~22.0 g/L, 溶解气中甲烷含量为69.0%~94.4%, 氮气含量为2.5%~11.4%, Sg值为0.5~5.0 L/L, 甲烷同系物含量和Sg值随深度的增加而显著增加。与Etypur油田一样, BP8、BP9和BP11层中地层水Cs值最高。BP8— BP11层为高Cs值区, BP11以下地层中的Cs值从0.74~0.84（BP12层）降至0.46（BP17层）。

因此, 下白垩统含水层中的含气饱和度具有复杂的非均质性, 尽管总体趋势与阿普第阶— 阿尔布阶— 赛曼诺阶相似, Cs值向盆地边缘递减, Cs值与流体类型相关, 凝析气藏的Cs值较高（0.8~1.0）, 而液体烃的Cs值较低。

另外笔者还对Gubkin、Deryabin、Komsomolsky、Malygin、Kharampur等油田侏罗系含水系统的气体饱和系数进行了研究。Kharampur油田的上侏罗统含水层Cs值相对较低（见图3）, 而在下部Tyumen组底部含水层中Cs值较高。Cs值随深度增加而增加：在上侏罗统Yu1层中, Cs值分别为0.42~0.56（Yu11— 2层）和0.31~0.55（Yu13— 4层）; Yu12的Cs值范围和平均值分别为0.45~0.75和0.63; Yu13层Cs值范围和平均值为0.60~0.75和0.55; Yu14层Cs值范围为0.60~0.85。中下侏罗统Yu2含水层具有横向非均质含气饱和度模式, 北哈兰普尔隆起的Cs值较低, 哈兰普尔隆起的Cs值高达1.0（见图3）。由图3可见, Cs值从2 850~2 910 m深度段的0.37~0.42增加到3 000~3 050 m深度段的1.0。Cs等值线通常反映渗透性地层的地质结构, 并显示出与深度的强相关性（相关系数为0.84）, 以及与总水矿化度的显著相关性（相关系数为0.56）。当地层水总盐度大于38 g/L时, Cs值与盐度的相关性最高, 如盐度为24 g/L时Cs值为0.37, 当盐度为42 g/L时Cs值为1.00。

图3 Kharampur凝析油气田侏罗系储集层水的含气饱和系数分布

Kharamper凝析气田的侏罗系储集层包括两个含气饱和度带, 较浅含水层的含气饱和度较低, 较深含水层的含气饱和度较高（见图3）。上部区域主要对应于Vasyugan组Yu1层, 但北Kharampur局部隆起区除外, 该区域也包括Yu2层, 该区域的气-水系统不平衡, 地层水还可溶解一定数量气体。下部区域为含气饱和水, 对应于Tyumen组, 由Yu2层和Yu3层组成, 北Kharamper隆起除外。在地质演化过程中, 该带内的溶解气可脱溶转化为游离相。

计算得出的Cs值可能与实际数据不一致, 即在上含气饱和带Yu1层中存在带气顶的油藏, 这无法用与深度相关的温度、盐度或压力变化来解释, 因为温度、盐度或压力变化远不如Cs变化范围重要（见图3）。需要注意的是, 天然气聚集最初是在溶解相的作用下形成的, 溶解相随后与游离气相平衡。目前缺乏平衡意味着在气藏形成后环境发生变化, 水变得不饱和, 即不再能够将气体释放为游离相。这可以从Cs与盐度的相关性来理解。储集层中的地层水通常会被老渗透水稀释, 该现象与该地区的水化学和水文地质特征一致[15]。地层水的总盐度与Cl-/Br-值无关, 只有当盐水被Cl-和Br-离子含量较低的淡水稀释时, 才可能出现这种情况, 并且不会对Cl-/Br-值造成影响。另一方面, Kharamper油田南部的储集层压力低于北部, 即水流从北向南, 油田北部地层水的盐度和Sg值较低。

因此, Yu1储集层中的水达到临界含气饱和度, 最初可能有助于自由气体的积累, 直到不饱和的老渗透水渗入系统并破坏气-水平衡。由于地层水与天然气藏的接触有限, 系统中的非平衡条件得以维持, 而渗透水无法到达的深部地层一直保持较高的天然气饱和度。这一假设可用于估算地下水对油气藏的破坏程度。

Yenisei-Khatanga盆地相邻区域（Deryabin、Semenovka、Middle Yar、Turka和Ushakovka区域）的计算Cs值在Yu2层最高, 为0.57~1.00, 但在Yu4层（Ushakovka区域）和Yu17层（Semenovka区域）的较深区域则较低, 分别为0.57~0.74。Cs值最高达1.0, 也是亚马尔半岛Yu2— 3层的典型特征。

综上所述, 北极地区储集层地下水含气饱和度变化非常复杂, 且有一定非均质性。侏罗系— 白垩系含水层的Cs值从最小小于0.2, 到最高至1.0不等（见图4a）, 几乎所有Sg值大于1.8 L/L的水都达到临界饱和度, 即该油气系统具备油气形成的有利条件（见图4b）。

图4 深度（a）、含气饱和度（b）与饱和系数的相关关系图
Ⅰ ：低Cs值带; Ⅱ ：中Cs值带; Ⅲ ：高Cs值带; Ⅳ ：临界Cs值带; Ⅴ ：油气聚集区

4 气-水系统的相平衡

通过热力学计算可深入了解油气与周围地层水之间的相互作用。利用北极、扎波拉尼、梅索亚哈、克鲁森斯特恩、马利金、塔西、哈兰普尔和其他油田的数据, 对阿普第阶— 阿尔布阶— 赛诺曼阶含水系统进行模拟, 并在不同的储集层中显示出不同的含气饱和度。

PK1层是一个天然气极为丰富的含气层（如Urengoi、Medvezhy、Yamburg油田）, 笔者对其气藏与周围地层水之间的天然气运移路径进行了分析。由于PK1储集层中的天然气大多干燥且不含甲烷同系物, 因此很难从重烃分析来确定天然气扩散模式。Komsomolsky和Kruzenshtern油田的平衡相研究采用CH4, Nerstinsky油田的平衡相研究采用C2H6。

Malygin油田（HM1、TP1、TP3、TP6、TP8层）、Kruzenshtern油田（TP9、TP10、TP13层）、Nurma油田（TP3层）、Tasiy油田（TP42、TP5、TP11、TP13层）等油田的油气水系统中的CH4、Ar和CO2正在向周围水体发生扩散, 同时重烃、He和N2从水体向油气藏的反向输入。烃类气体成分目前正在向较重的成分转变, 而非烃类气体的浓度正在变化。因此, 石油的生成、运移和聚集可能一直持续到现在, 而天然气的形成和聚集已经停止。

笔者对Nadym-Taz盆地中部Kharampur气田PK13、PK141、PK15、PK16层的气水交换作用进行了研究, 结果表明, 其气水相互作用的方式与Yamal油田几乎相同; 但PK13和PK15层除外, 在PK13和PK15层中, 油气藏还释放了其他烃类气体, 如C2H6、C3H8和C4H10等; 在Udmurt油田的PK15层中, 气顶的烃类和非烃成分都扩散到了周围水体中。

在凝析气田中, 其气水交换模式尤其令人关注。由于来自Gubkin油田下白垩统储集层AP9— 10、BP4— 5、BP91和BP92、BP15和BP16— 21层中的C2H6、C3H8和C4H10, 以及AP9— 10、BP92和BP16— 21层中C5H12、C6H14, 连同周围水体甲烷同系物的输入, 烃类的气相成分变得更重。气田内的气体交换路径为：在除BP7和BP9层以外的几乎所有地层中, 从水到油气藏的He和N2输入与H2、CH4、CO2和Ar扩散到水中的速度平衡, 扩散过程几乎涉及BP3、BP7、BP8和BP9层整个气藏。Tarko Sale凝析油气田的大部分地层水饱和天然气, Cs值高达1.0（见图2）, 这与事实所揭示的C2H6、C3H8、C4H10、He和Ar扩散到几乎所有储集层中的情况一致, 除了BP10、BP14（东Tarko Sale凝析油气田）、BP2— 3、BP3— 4、BP6和BP7（西Tarko Sale凝析油气田）层, CH4、CO2及H2、Ar、C5H12和C6H14从几乎所有油气藏中扩散。

Etypur油田的油气藏释放H2、CH4、C2H6、C3H8、C5H12、C6H14、CO2和Ar, 并接收iC5H12、nC5H12（BP5、BP6、BP7、BP8等层）、He和N2（BP5层除外）。

Ust’ -Kharampur油田的几乎所有气藏都会将H2、CH4、C6H14、CO2以及少量的C5H12释放到周围水体中, 并接收C2H6、C3H8、iC4H10、nC4H10、He、Ar和N2, 同时接收BP100、BP11、BP142和BP15层中的iC5H12和nC5H12。

亚马尔半岛油田（Malygin、Kharat、Kruzenshtern、Upper Tiutei等油田）油藏释放出H2、CH4和CO2, 同时反向输入He、N2以及大量甲烷同系物和少量Ar, 气体散逸度（表明气体在地层水中扩散速度大小参数）随深度增加而增加。在大多数油气藏中, 气体成分向较重的化合物演化。

Yenisei-Khatanga盆地Deryabin（SD4）、Ozerny（SD6）、Pelyatka（SD3）和Suzun（SD13）油田下白垩统中的气水交换模式与Nadym-Taz河间带和Yamal半岛中的气水交换模式非常相似：油气藏将CH4和CO2释放到水中, 并获得He、N2和甲烷同系物。

Kharampur、Gubkin和Komsomolsky大型油气藏中, 侏罗系含水系统的气-水热力学动态平衡, 同样的还有亚马尔半岛北部的Malygin凝析气田, Yenisei- Khatanga盆地的South Solenoye凝析气田等, 其中Kharampur气田的气水相互作用可作为一个典型范例。

Kharamper凝析油气田Vasyugan组的气-水体交换模式与上述油田不同, Yu11层中气体包含从水中输入的H2、CH4、He和N2, 并向水中释放其他气体, 尤其是重烃组分。因此, Kharamper凝析气田的烃类目前正在从油变为气-油类型。与此不同的是, Yu12层的气水系统处于平衡状态, 并经历了CH4、C2H6、C3H8、C5H12和CO2向地层水中的输出, 以及地层水中H2、C4H10、He和N2的输入。Yu14层气藏向地层水中输出CH4、轻烃和CO2, 同时获得重烃、惰性气体和N2输入, 气体成分向较重的成分变化, 非烃气体的浓度也在发生改变。因此, 石油的生成、运移和聚集显然仍在继续, 而天然气的生成和聚集已停止, 地层水中的气体组分亦受到扩散和溶解作用的影响。

Komsomolsky、Gubkin、South Solenoye油田的气水平衡表现与Kharamper油田类似, 其中Malygin油田Yu2— 3层的气水交换作用非常显著, 除了nC5H12、CH4和CO2外, 该层在最深处（3 612~3 620 m和3 636~3 644 m）储集天然气和凝析油, 通过向水中释放氮气和向油气藏输入重烃（C2H6、C3H8、C4H10和iC5H12）来实现气水双向交换。

因此, 西西西伯利亚盆地北部北极地区储集层中油气藏与周围边缘水域之间的交换模式表明, 气-水系统极不稳定（见图5、图6）, 几乎所有的油气藏都会向地层水中释放CH4、CO2和Ar, 同时接收He、N2, 以及甲烷同系物的输入, 许多油气藏的气体成分正在向较重的成分转变。

图5 地下水和油气藏中CH4、C2H6、C3H8、iC4H10、nC4H10和CO2不同深度下散逸度图

图6 地下水和油气藏中iC5H12、nC5H12、C6H14、He、Ar和N2不同深度下散逸度图

5 结论

对西西伯利亚北部北极地区油气田地层水气体饱和系数、总饱和度进行气-水平衡模拟分析, 结果表明：当Sg值大于1.8 L/L时, 所有地层水均达到临界Cs值（1.0）, 这为油气成藏创造了可能, 而欠饱和水可溶解现有的油气藏中的天然气; 地层水气体饱和系数与储集层流体类型有关, 凝析油气田Cs值主要为0.8~1.0, 在油藏中较低。复杂的气水交换模式表明研究区侏罗系— 白垩系储集层中天然气成因具有多样性。

（编辑 黄昌武）

参考文献
[1] 吴小奇, 王萍, 潘文蕾, 等. 川西坳陷新场构造须五段地层水地球化学特征及其成因[J]. 天然气工业, 2016, 36(3): 22-29.
WU Xiaoqi, WANG Ping, PAN Wenlei, et al. Geochemical characteristics and origin of formation water in the 5th Member of the Upper Triassic Xujiahe Fm in Xinchang structure, West Sichuan Depression[J]. Natural Gas Industry, 2016, 36(3): 22-29. [本文引用:1]
[2] LI Y, QIN S F, WANG Y P, et al. Tracing interaction between hydrocarbon and groundwater systems with isotope signatures preserved in the Anyue gas field, central Sichuan Basin, China[J]. Geochimica et Cosmochimica Acta, 2020, 274: 261-285. [本文引用:1]
[3] SUN R H, FAN Z, YANG L, et al. Metastable state of gas hydrate during decomposition: A novel phenomenon[J]. Chinese Journal of Chemical Engineering, 2020, 28(4): 949-954. [本文引用:1]
[4] 张威, 李良, 贾会冲. 鄂尔多斯盆地杭锦旗地区十里加汗区带下石盒子组1段岩性圈闭成藏动力及气水分布特征[J]. 石油与天然气地质, 2016, 37(2): 189-196.
ZHANG Wei, LI Liang, JIA Huichong. Reservoir-forming dynamics and gas-water distribution characteristics of lithologic traps in the 1st Member of Xiashihezi Formation in the Shilijiahan zone, Hangjinqi area, Ordos Basin[J]. Oil & Gas Geology, 2016, 37(2): 189-196. [本文引用:1]
[5] 沈玉林, 秦勇, 申建, 等. 鄂尔多斯盆地东缘上古生界煤系叠置含气系统发育的沉积控制机理[J]. 天然气工业, 2017, 37(11): 29-35.
SHEN Yulin, QIN Yong, SHEN Jian, et al. Sedimentary control mechanism of the superimposed gas bearing system development in the Upper Palaeozoic coal measures along the eastern margin of the Ordos Basin[J]. Natural Gas Industry, 2017, 37(11): 29-35. [本文引用:1]
[6] 陈朝兵, 杨友运, 邵金辉, 等. 鄂尔多斯东北部致密砂岩气藏地层水成因及分布规律[J]. 石油与天然气地质, 2019, 40(2): 313-325.
CHEN Zhaobing, YANG Youyun, SHAO Jinhui, et al. Origin and distribution of formation water in tight sand stone reservoirs in the northeastern Ordos Basin[J]. Oil & Gas Geology, 2019, 40(2): 313-325. [本文引用:1]
[7] GAO H H, TONG X G, WEN Z X, et al. The tectonic evolution of the eastern Mediterranean basin and its control on hydrocarbon distribution[J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2019, 178: 389-407. [本文引用:1]
[8] LIN H M, SHI H S. Hydrocarbon accumulation conditions and exploration direction of Baiyun-Liwan deep water areas in the Pearl River Mouth Basin[J]. Natural Gas Industry B, 2014, 1(2): 150-158. [本文引用:1]
[9] SAKURAI S, NISHIOKA I, MATSUZAWA M, et al. Issues and challenges with controlling large drawdown in the first offshore methane hydrate production test[R]. SPE 182230-MS, 2016. [本文引用:1]
[10] SAVA D, HARDAGE B. Rock physics models of gas hydrates from deepwater, unconsolidated sediments[R]. Houston: Society of Exploration Geophysicists, 2018: 1913-1917. [本文引用:1]
[11] 高永海, 陈野, 孟文波, 等. 深水气井测试水合物临界沉积粒径及敏感因素[J]. 中国石油大学学报(自然科学版), 2018, 42(6): 161-170.
GAO Yonghai, CHEN Ye, MENG Wenbo, et al. Hydrate critical deposition size in deep water gas well test and sensitive factors[J]. Journal of China University of Petroleum(Edition of Natural Science), 2018, 42(6): 161-170. [本文引用:1]
[12] GUO L L, YANG Y, MA L Q. An integrated optimization model for CO2 rich, high temperature and high pressure, boundary water gas field group[R]. SPE 197698-MS, 2019. [本文引用:1]
[13] PHUMMANEE S, RITTIRONG A, PONGSRIPIAN W, et al. Improved gas recovery for bottom-water-drive gas reservoir using downhole water drain technique: A success story from Arthit Field, Thailand [R]. IPTC 19488-MS, 2019. [本文引用:1]
[14] SHVARTSEV S L, NOVIKOV D A. The nature of vertical hydrogeochemical zoning of petroleum deposits (exemplified by the Nadym-Taz interfluve, West Siberia)[J]. Geologiya i Geofizika, 2004, 45(8): 1008-1020. [本文引用:2]
[15] KOKH A A, NOVIKOV D A. Hydrodynamic conditions and vertical hydrogeochemical zonality of groundwater in the Western Khatanga Artesian Basin[J]. Water Resources, 2014, 41(4): 396-405. [本文引用:2]
[16] NOVIKOV D A. Oil and gas fields exploration in the Jurassic- Cretaceous deposits of Yamal Peninsula based on the water-gas equilibrium[J]. Neftyanoe Khozyaystvo-Oil Industry, 2018, 2018(4): 16-21. [本文引用:2]
[17] NOVIKOV D A, BORISOV E V. Prediction of oil and gas occurrence in the Jurassic reservoirs of the zone of junction of the Yenisei- Khatanga and West Siberian basins[J]. Russian Geology and Geophysics, 2021, 62(2): 173-193. [本文引用:1]
[18] 李伟, 秦胜飞, 胡国艺, 等. 水溶气脱溶成藏: 四川盆地须家河组天然气大面积成藏的重要机理之一[J]. 石油勘探与开发, 2011, 38(6): 662-670.
LI Wei, QIN Shengfei, HU Guoyi, et al. Accumulation of water-soluble gas by degasification: One of important mechanisms of large gas accumulations in the Xujiahe Formation, Sichuan Basin[J]. Petroleum Exploration and Development, 2011, 38(6): 662-670. [本文引用:1]
[19] 秦胜飞. 四川盆地水溶气碳同位素组成特征及地质意义[J]. 石油勘探与开发, 2012, 39(3): 335-342.
QIN Shengfei. Carbon isotopic composition of water-soluble gases and their geological significance in the Sichuan Basin[J]. Petroleum Exploration and Development, 2012, 39(3): 335-342. [本文引用:1]
[20] 徐思煌, 李松峰, 袁彩萍. 珠江口盆地惠州凹陷古近系水溶气资源潜力[J]. 石油勘探与开发, 2012, 39(2): 194-201.
XU Sihuang, LI Songfeng, YUAN Caiping. Resource potential of water- soluble gas in the Palaeogene Huizhou Sag, Pearl River Mouth Basin[J]. Petroleum Exploration and Development, 2012, 39(2): 194-201. [本文引用:1]
[21] QIN S F, ZHOU G X, LI W, et al. Geochemical evidence of water-soluble gas accumulation in the Weiyuan gas field, Sichuan Basin[J]. Natural Gas Industry B, 2016, 3(1): 37-44. [本文引用:1]
[22] NAMIOT A Y. Phase equilibria in water-natural gas systems[J]. Gazovaya Promyshlennost`, 1958, 12: 1-10. [本文引用:1]
[23] ANTONOV P L. Gas diffusion from oil and gas accumulations to edge waters: Migration distance and duration[J]. Gazovaya Promyshlennost`, 1963, 9: 1-6. [本文引用:1]
[24] KARTSEV A A. Petroleum hydrogeology: Theoretical background[Z]. Moscow: Nedra, 1992. [本文引用:1]
[25] MATUSEVICH V M, RYLKOV A V, USHATINSKY I N. Geofluidal systems and petroleum potential of the West Siberian Basin[Z]. Tyumen: TyumGNGU, 2005, 225. [本文引用:2]
[26] KONTOROVICH A E. Development perspectives of the Russian Arctic petroleum province[Z]. RAN: Bull, 2015. [本文引用:1]
[27] BUKATY M B. HydroGeo Software: Promotional Description[Z]. Moscow: All-Russian Information Center for Science & Technology, 1999. [本文引用:1]
[28] GINSBURG G D, IVANOVA G A. Groundwaters, in: geology and petroleum potential of the Yensiei-Kharanga Basin[Z]. Leningrad: NIIGA, 1971: 66-72. [本文引用:1]
[29] STAVITSKY B P, KURCHIKOV A R, KONTOROVICH A E, et al. Hydrochemical zoning of Jurassic and Cretaceous deposits of the West Siberian Basin[J]. Russian Geology and Geophysics, 2004, 45(7): 826-832. [本文引用:1]
[30] NOVIKOV D A, LEPOKUROV A V. Hydrogeological conditions of petroleum potential deposits on the structures in the southern part of Yamalo-Karskoye Depression[J]. Geologiya Nefti i Gaza, 2005, 5: 24-33. [本文引用:2]
[31] NOVIKOV D A, SUKHORUKOVA A F. Hydrogeology of the northwestern margin of the West Siberian Artesian Basin[J]. Arabian Journal of Geosciences, 2015, 8(10): 8703-8719. [本文引用:1]
[32] KRUGLIKOV N M, NELUBIN V V, YAKOVLEV O N. Hydrogeology of the West Siberian Basin and features of oil and gas generation[Z]. Leningrad: Nedra, 1985. [本文引用:1]
[33] NOVIKOV D A, SHVARTSEV S L. Hydrogeological conditions of the Pre-Yenisei petroleum subprovince[J]. Russian Geology and Geophysics, 2009, 50(10): 873-883. [本文引用:2]
[34] НОВИКОВ Д А. Гидрогеологические предпосылки нефтегазоносности западной части енисей-хатангского регионального прогиба[J]. Геодинамика и Тектонофизика, 2017, 8(4): 881-901. [本文引用:1]
[35] NOVIKOV D A. 西伯利亚北极地区含油气盆地的水文地球化学特征[J]. 石油勘探与开发, 2017, 44(5): 737-744.
NOVIKOV D A. Hydrogeochemistry of the Arctic areas of Siberian petroleum basins[J]. Petroleum Exploration and Development, 44(5): 780-788. [本文引用:1]
[36] DULTSEV F F, CHERNYKH A V. Geochemistry of water-dissolved gases of oil-and -gas bearing deposits in northern and Arctic regions of Western Siberia[J]. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 2020, 459: 042024. [本文引用:2]
[37] CHERNYKH A V. Aqueous dispersion halos of hydrocarbon deposits within the southern regions of West Siberia[J]. Journal of Physics: Conference Series, 2019, 1172: 012032. [本文引用:1]
[38] NOVIKOV D A. Role of elisional water exchange in the hydrodynamic field formation in the Yamal-Kara Depression[J]. Lithology and Mineral Resources, 2019, 54(3): 236-247. [本文引用:1]
[39] NOVIKOV D A. Hydrogeochemistry of authigenic mineral formation in Upper Jurassic sediments (the Nadym-Taz interfluve area, Arctic regions of Western Siberia)[J]. Applied Geochemistry, 2020, 122: 104704. [本文引用:1]
[40] RYZHENKO B N, VOLKOV V P. Fugacity of gases in a large range of temperatures and pressures[J]. Geokhimiya, 1971, 7: 760-773. [本文引用:1]