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李伟, 王雪柯, 张本健, 陈竹新, 裴森奇, 于志超. 中国中西部砂岩天然气大规模聚集机制与成藏效应[J]. 石油勘探与开发, 2020,47(4): 668-678.
LI Wei, WANG Xueke, ZHANG Benjian, CHEN Zhuxin, PEI Senqi, YU Zhichao. Large-scale gas accumulation mechanisms and reservoir-forming geological effects in sandstones of Central and Western China[J]. Petroleum Exploration & Development, 2020,47(4): 668-678.  
Doi: 10.11698/PED.2020.04.03
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中国中西部砂岩天然气大规模聚集机制与成藏效应
李伟1, 王雪柯1, 张本健2, 陈竹新1, 裴森奇2, 于志超1
1.中国石油勘探开发研究院,北京 100083
2.中国石油西南油气田公司川西北气矿,四川江油 621700

第一作者简介：李伟（1963-）,男,湖南沅江人,博士,中国石油勘探开发研究院教授级高级工程师,主要从事石油与天然气地质综合研究。地址：北京市海淀区学院路20号,中国石油勘探开发研究院石油地质实验研究中心,邮政编码：100083。E-mail: Lwe@petrochina.com.cn

收稿日期: 2019-07-25
基金项目: 国家科技重大专项“前陆冲断带及复杂构造区油气成藏、分布规律与有利区评价”（2016ZX05003-002）; 中国石油天然气股份有限公司科研项目“四川盆地天然气资源潜力分析及新区新领域勘探目标评价”（2016E-0601）
摘要

中国中西部大型含油气盆地中天然气大规模富集区具有多种特殊的聚集机制与不同的成藏效应。以天然气成藏地质理论与方法为基础,开展了典型含油气盆地区域地质与构造背景、地层埋藏演化、气藏基本特征、流体地质与地球化学等方面的研究。结果认为,喜马拉雅期以来隆升剥蚀所产生的构造抽吸、泥岩吸水、水溶气脱溶、流体封存等地质作用都能形成大规模的天然气聚集,并能形成不同的天然气成藏地质效应。如：大面积的构造抽吸作用与流体封存作用有利于区域性超高压流体的赋存及大规模超高压气田的形成;低砂地比地层中产生的泥岩吸水作用有利于区域性低压、无水气藏等大气区的发育;大面积厚层砂岩中水溶气的脱溶作用不仅能形成大规模的天然气聚集,而且地层水侧向运移产生的水溶气脱溶,会产生区域性有规律的天然气同位素分馏效应,即天然气水溶气运移距离越远,所聚集形成的天然气甲烷碳同位素组成越重。图7表1参69

关键词: 中国中西部盆地; 天然气大规模聚集机制; 构造抽吸作用; 泥岩吸水作用; 水溶气脱溶作用; 流体封存作用; 天然气成藏
中图分类号:TE122 文献标志码:A 文章编号:1000-0747(2020)04-0668-11
Large-scale gas accumulation mechanisms and reservoir-forming geological effects in sandstones of Central and Western China
LI Wei1, WANG Xueke1, ZHANG Benjian2, CHEN Zhuxin1, PEI Senqi2, YU Zhichao1
1. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Beijing 100083, China
2. China Northwest Sichuan Gas Mine of Southwest Oil and Gas Field Company, PetroChina, Sichuan 621700, China
Abstract

Large-scale gas accumulation areas in large oil-gas basins in central and Western China have multiple special accumulation mechanisms and different accumulation effects. Based on the geological theory and method of natural gas reservoir formation, this study examined the regional geological and structural background, formation burial evolution, basic characteristics of gas reservoirs, and fluid geology and geochemistry of typical petroliferous basins. The results show that the geological processes such as structural suction effect, mudstone water absorption effect, water-soluble gas degasification and fluid sequestration caused by uplift and denudation since Himalayan stage all can form large-scale gas accumulation and different geological effects of gas accumulation. For example, the large-scale structural pumping effect and fluid sequestration effect are conducive to the occurrence of regional ultra-high pressure fluid and the formation of large-scale ultra-high pressure gas field; mudstone water absorption effect in the formation with low thickness ratio of sandstone to formation is conducive to the development of regional low-pressure and water free gas reservoir; the exsolution effect of water-soluble gas in large- scale thick sandstone can not only form large-scale natural gas accumulation; moreover, the degasification of water-soluble gas produced by the lateral migration of formation water will produce regional and regular isotopic fractionation effect of natural gas, that is, the farther the migration distance of water-soluble gas is, the heavier the carbon isotopic composition of methane formed by the accumulation.

Keyword: Central and Western China basins; large-scale natural gas accumulation mechanism; structural pumping effect; mudstone water absorption effect; water-soluble gas degasification effect; fluid sequestration effect; natural gas reservoir formation
0 引言

中国中西部含油气盆地中有多个盆地发育大规模砂岩气区, 如塔里木盆地库车坳陷山前冲断带白垩系大气区[1, 2, 3, 4, 5]、鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩大气区[6, 7, 8, 9, 10]、四川盆地上三叠统须家河组大气区[11, 12, 13, 14, 15]、柴达木盆地东部第四系砂岩生物气聚集大气区等[16, 17, 18, 19]。这些大气区都是砂岩气藏, 但各自发育的层位不同、天然气成因也有差异、天然气聚集机理也各有不同。然而, 这些大气区的天然气聚集机理是否存在类似成因, 相互之间还存在什么主要差异, 其天然气聚集后形成了怎样的地质效应, 目前还很少有人探讨过。为此, 本次开展了中国中西部砂岩大气区的区域地质与构造背景、地层埋藏演化、气藏基本特征、流体地质与地球化学特点等研究与讨论, 以探讨其成因差异与区域天然气成藏的地质效应。

1 抽吸作用与天然气成藏地质效应

天然气成藏过程中的抽吸作用是构造抽吸作用的简称。其是指密闭环境中, 地质体内部因应力作用而出现脱空现象, 在脱空产生的腔体与围岩之间会出现压差, 形成指向腔体的抽吸力, 并对围岩内部流体的定向流动起到明显的加速作用[20]。这一作用最典型的实例是塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带的克拉2白垩系大气田。赵文智等于2006年发表的论文讨论了构造抽吸作用的形成条件、机理与克拉2气田的基本特征[20], 2012年, 李伟等又提出了天然气大规模聚集所产生的抽吸效应[21]。

笔者研究认为抽吸作用不仅存在气藏超高压、储集层孔隙度增高、天然气变干、甲烷碳同位素组成明显变重等抽吸效应[21], 而且存在距离区域盐膏盖层越近、地层压力系数与地温梯度越高的现象, 受抽吸作用影响的气藏内不同气层的天然气甲烷同位素组成基本相近, 抽吸作用不仅在塔里木盆地库车坳陷盐膏层以下的白垩系中存在, 在四川盆地嘉陵江组盐膏层发育区, 有喜马拉雅期构造强烈隆升构造带的碳酸盐岩气藏中也存在。

库车前陆冲断带天然气成藏抽吸作用, 主要是新近系巨厚盐盖层下, 喜马拉雅晚期的构造运动使褶皱构造隆升, 并在此过程中在下伏砂岩内流体脱空, 并与围岩之间产生压差, 地层为了达到压力平衡, 沿深大断裂吸取深层天然气的过程。如图1：塔里木盆地库车坳陷喜马拉雅期隆升托举作用较强的克拉2气藏中, 盐膏层之下古近系储集层的压力系数为2.06~2.15, 地温梯度为2.72~3.08 ℃/100 m; 白垩系砂岩气藏顶部的地层压力系数达到2.01~2.06, 地温梯度为2.66~2.73 ℃/100 m; 气藏主体部位压力系数为1.92~1.98, 地温梯度为2.63~2.64 ℃/100 m; 气藏下部压力系数为1.71~1.86, 地温梯度为2.61~2.63 ℃/100 m; 其南侧下部的托举作用较弱的克深1— 克深2气藏的压力系数只有1.67~1.68, 地温梯度为2.37~2.44 ℃/100 m, 明显低于克拉2气藏; 其天然气甲烷碳同位素组成也基本相近, 如克拉2气藏甲烷碳同位素组成为-28.2‰ ~-26.8‰ , 克深2气藏甲烷碳同位素组成为-28.5‰ ~-27.3‰ , 没有出现天然气运移产生的甲烷碳同位素组成浅轻深重的分馏效应。

图1 克拉2气藏与克深2气藏地层温度压力纵向变化规律图

又如四川盆地川西北地区的双鱼石二叠系碳酸盐岩气田, 其是印支期的低幅度构造雏形在燕山期得到加强, 至喜马拉雅期走滑挤压而成[22, 23], 该气田之上发育区域性盖层嘉陵江组盐膏层, 其上部茅口组气藏压力系数为1.8, 地温梯度为2.1 ℃/100 m; 而下部栖霞组气藏的压力系数为1.36, 地温梯度为1.9 ℃/100 m; 这也是构造抽吸作用所产生的气藏压力温度剖面特征; 其天然气甲烷碳同位素组成约为-30‰ , 如深部的栖霞组为-30.1‰ ~-29.7‰ , 相对较浅的茅口组为-30.5‰ ~-29.2‰ , 也没有天然气运移产生的分馏效应。

再如川东地区高陡构造的卧龙河白云岩气田[24], 天然气层不仅发育于区域盖层嘉陵江组盐膏层内部的白云岩储集层中, 还发育于盐膏层之下的二叠系长兴组、茅口组、栖霞组、以及石炭系的黄龙组中, 卧龙河气藏背斜构造主体部位嘉陵江组盐膏盖层气层的地层压力系数为2.0~2.1, 地温梯度为2.8~3.3 ℃/100 m; 上部长兴组气藏压力系数为1.8~1.9, 茅口组— 栖霞组气藏压力系数为1.4~1.6; 底部石炭系黄龙组主力气藏压力系数为1.1~1.2, 地温梯度为2.5~2.7 ℃/100 m; 也存在压力系数下低上高与地温梯度上大下小的剖面特征。这一下低上高的地层温压变化就是抽吸作用下断裂沟通深层, 导致压力与温度向上传递的结果。

因此, 抽吸作用在气藏形成过程中, 不仅由于构造的托举, 产生高压与超高压气藏, 而且会形成地层压力系数与地温梯度上大下小或浅大深小, 构造托举作用强时大与弱时小的地质效应, 同时同一气藏内不同气层具有相近的甲烷碳同位素组成特征。这一现象不仅在库车前陆冲断带存在, 而且在川东高陡构造石炭系-二叠系、川西北双鱼石中二叠统栖霞组— 茅口组中存在。

根据抽吸作用发生基本地质条件, 除库车克拉苏构造带、川西北双鱼石构造、川东卧龙河构造外, 预测库车北部冲断带古近系盐下、川东多个褶皱隆起带嘉陵江组盐下、川西北前陆冲断带及北部前缘带嘉陵江组盐下、柴达木盆地西部干柴沟组盐下等前陆冲断带与喜马拉雅期强烈隆升剥蚀区地区, 是抽吸作用与天然气区域成藏效应发生的有利区域。

2 吸水作用与天然气成藏地质效应

天然气成藏过程中的吸水作用是指地层隆升剥蚀过程中, 在岩石回弹与流体膨胀等作用下, 泥岩为保持内部的流体压力平衡, 从砂岩中吸走地层水而保留天然气的作用。这一作用机理所产生的天然气成藏地质效应称为吸水效应[21]。其基本的原理是黏土矿物膨胀量与矿物颗粒和晶层间渗透压呈正相关[25, 26], 地层抬升减压后, 泥岩内的黏土矿物膨胀, 泥岩孔隙空间在增大, 并产生负压, 将储集层中的地层水吸入泥岩内部。其主要的天然气成藏地质效应是高泥地比地层形成区域性无水气区或气藏。

笔者研究认为：①吸水作用的机理不仅因岩石回弹产生了吸水效应, 而且气与水的膨胀差异及相渗差异也是泥岩吸水作用的主要机理之一; ②不仅认识到鄂尔多斯盆地上古生界天然气聚集无水气区吸水作用的主要机理, 而且认识到含水气区是吸水作用较弱或砂地比较高与气源不足等多因素造成; ③发现四川盆地北部侏罗系沙溪庙组无水天然气聚集区的形成也是这一作用的结果。

首先, 吸水作用的机理是多因素综合作用的造成。其主要包括隆升剥蚀过程中岩石回弹作用、流体膨胀作用与相渗作用。本文不仅认识到泥岩回弹效应大于砂岩（Fatt）[27, 28, 29, 30]、为保持内部的流体压力平衡, 能从砂岩气藏底部吸取地层水的事实[31, 32, 33, 34]; 而且认为烃类气体膨胀系数远大于液体水[35], 导致地层水被驱替; 还认为在气藏内外存在压差的情况下, 水的相渗比气大一个数量级[36, 37], 水快速被泥岩吸收。

其次, 鄂尔多斯盆地上古生界天然气无水聚集区确实是吸水作用的结果, 天环向斜及伊盟隆起区天然气区含水分别是不同地质条件所造成。如图2所示, 鄂尔多斯盆地上古生界天然气的聚集展示出天环向斜区含水与伊盟隆起含水, 而苏里格主体及其以东以南基本不含水。这一特征前人认为是烃源岩变差造成, 而笔者研究结果与之不同：①认为天环向斜— 苏里格西地区普遍含水是喜马拉雅期隆升幅度较小, 吸水作用较弱引起, 其主要的证据就是天环向斜区喜马拉雅期以来的隆升只有500~800 m, 而苏里格— 孤山地区喜马拉雅期隆升达1 000~3 000 m, 苏里格气田区地层减压10~35 MPa, 有利泥岩隆升后的减压回弹、也有利气体膨胀驱水、还有利气与水的相渗差的加大, 更有利吸水作用的普遍发生。②认为气源岩变差造成含水的观点不成立, 因为大牛地含气区的生气强度与之类似, 却基本不含水。③天然气长距离向东的侧向运移的依据性仍然不足, 虽然局部地区存在天然气甲烷碳同位素组成东轻西重的现象, 但是全区天然气甲烷碳同位素组成体现出近源聚集的特点, 也就是烃源岩热演化最高的南部地区甲烷碳同位素组成最重, 如苏里格气田南部为-31.3‰ ~-29.8‰ , 平均为-30.3‰ ; 东部偏南地区、西南部地区与中部偏南地区次之, 如子洲气田为-34.5‰ ~-30.2‰ , 平均为-32.5‰ ; 苏里格气田定边一带为-33.8‰ ~-30.4‰ , 平均为-31.9‰ ; 榆林— 乌审旗一带为-34.8‰ ~-30.3‰ , 平均为-32.7‰ 。而东北部地区较轻, 如米脂气田甲烷碳同位素组成为-35.5‰ ~-31.7‰ , 平均为-33.6‰ ; 大牛地气田甲烷碳同位素组成为-37.9‰ ~-33.3‰ , 平均为-35.8‰ ; 神木气田甲烷碳同位素组成为-38.1‰ ~-35.7‰ , 平均为-36.9‰ , 尤其是神木气田天然气碳同位素组成具有典型的正碳同位素组成系列, 同位素组成连线形态非常一致, 表明其天然气是近源聚集[38]。④赞同前人的观点, 即伊盟隆起中西部含水主要与砂地比高、气源不足有关[39]。根据这一机理分析, 环县— 庆阳— 宜川— 延长一带处于南部物源体系的前缘地区, 气源充足, 渭北隆起喜马拉雅期隆升明显, 泥地比较大, 多达70%~90%, 这是最有利泥岩吸水作用区域发生并形成大面积岩性地层天然气聚集的地区。另外, 苏里格气田及其以东地区, 还呈现下部上石炭统太原组（C3t）— 下二叠统山西组（P1s）煤系气层压力系数为0.85~1.1、下二叠统下石盒子组（P1x）暗色泥岩中气层压力系数为0.7~0.9、上石盒子组（P1sh）— 上二叠统石千峰组（P2s）红色地层中气层压力系数为0.4~0.6的变化规律, 展现出红色地层中气层压力系数更低的特征。

图2 鄂尔多斯盆地上古生界北部砂体气水分布与生气强度关系分析图

再者, 四川盆地北部侏罗系沙溪庙组含气区不含水, 也是吸水作用的结果。如：四川盆地北部地区八角场沙溪庙气藏主要是河道砂为主的岩性气藏, 普遍不含水, 砂地比很低, 多为10%~15%, 泥岩也是底部为薄层暗色, 具有较差的生气能力, 下部至上部为红色, 地层压力系数在底部气藏为0.70~0.85。又如秋林地区的沙溪庙组气藏的压力系数为0.7~0.8, 个别层位的地层压力系数竟低达0.4左右。再如川东北地区的五宝场气藏, 也是如此, 也为河道砂为主的岩性气藏, 普遍不含水, 砂地比很低, 多为15%~20%, 气藏主要发育在沙溪庙中上部暗色泥岩夹砂岩的地层中, 地层压力系数较低, 多为1.15~1.25, 其天然气主要来自深层的三叠系须家河组— 侏罗系底部的自流井组。因此, 四川盆地北部红层泥岩夹砂岩地层中的气藏压力系数低于暗色地层中气藏压力系数, 这与鄂尔多斯盆地上古生界很类似。

由此可知, 除鄂尔多斯盆地中东部上古生界、川北侏罗系沙溪庙组等存在吸水作用外, 四川盆地中东部侏罗系发育区, 中西部须家河组大段泥岩发育区, 川东部志留系, 存在区域性的喜马拉雅期隆升剥蚀, 也存在泥岩吸水作用的天然气聚集机理, 应该是有利于大面积吸水作用产生低压无水成藏效应的天然气聚集区。

3 脱溶作用与天然气成藏地质效应

天然气成藏过程中的脱溶作用是指地层在隆升剥蚀减压、地层水侧向运移减压或地层水侧向运移浓度加大等过程中, 天然气会从地层水中大量脱溶出来、并与储集层中分散游离气融合后聚集成藏的现象。其大规模天然气聚集会产生天然气运移的分馏效应, 如水溶气运移距离越远, 其聚集的天然气越干、天然气甲烷同位素组成越重等。地层水浓度越高, 在高浓度地层水区的天然气甲烷碳同位素组成也越重, 这也称天然气脱溶效应[21, 40, 41]。

笔者最新的研究成果主要体现在两个方面：①笔者发现在川中地区须家河组水溶气脱溶聚集的甲烷碳同位素组成向东南逐渐加重的分馏效应[21]大背景下, 局部孤立气井存在变轻的现象; ②笔者发现柴达木盆地东部第四系生物气聚集不仅受水溶气侧向运移的控制, 而且受水溶气浓缩脱溶聚集的控制, 并有明显的天然气侧向运移聚集效应。

3.1 水溶气减压脱溶聚集与成藏效应

川中地区乐至— 南充地区上三叠统须家河组天然气聚集不仅主要受喜马拉雅期隆升剥蚀减压与地层水侧向运移减压共同产生的水溶气脱溶作用影响[40, 41], 而且局部分散天然气受原地烃源岩的影响。其天然气成藏不仅展示出运移距离越远其甲烷含量越高、甲烷碳同位素组成越重、异构烷烃增多、丙烷系数越大等天然气聚集成藏的地质效应[21], 而且安岳— 合川— 广安一线的须家河组大型天然气藏是隆升减压脱溶的大量水溶气与侧向运移减压脱溶的大量水溶气与原地分散天然气汇集成藏的结果。安岳— 遂宁— 南充一线向东南展现出明显的甲烷碳同位素组成逐渐变重的规律（见图3）, 但是在广安气田的东侧广安7井与安岳气田的南侧威东9井出现了两处甲烷碳同位素组成变轻的现象, 分别为-42.5‰ 与-43.1‰ , 而这些地方须家河组一段烃源岩的生气强度也有（5~10）× 108m3/km2, Ro值分别为1.2%与1.3%, 比广安西北部与安岳西北部川中大部分地区的同一套地层的热演化程度（Ro值为1.4%~1.6%）明显要低, 所生成的天然气甲烷碳同位素组成较轻。因此, 这些局部地区还存在原地烃源岩所生天然气的较多聚集。又如：川中地区须家河组自晚白垩纪以来抬升2 000~4 000 m, 地层减压超过30 MPa, 计算其每立方米地层水的脱溶气大于2.19 m3/m3; 而考虑合川— 广安地区地层水自西向东减压约20~40 MPa, 计算其每立方米地层水的脱溶气也大于2.19 m3/m3; 还有地层水浓度加大后所产生的脱溶气[21], 估计合川— 广安地区须家河组每立方米地层水的脱溶气大于5 m3/m3, 这是非常可观的水溶气脱溶聚集量。另外, 川中地区须家河组烃源岩的生气强度为（2~15）× 108m3/km2, 应该有大量分散游离气赋存于须家河组厚层砂岩中, 这一部分储集层的含气饱和度为15%~45%, 多为含气水层与气水同层。这表明目前还有大量分散游离气聚集在储集体中, 只要地层压力进一步降低, 就可以有大量水溶气减压脱溶汇聚成气层。例如川中西部地区的蓬基井是20世纪50年代钻探的地质基准井, 没有钻探在褶皱构造上, 而是须家河组的西倾斜坡上, 其在20世纪50年代主要产盐水, 日产3 000 m3以上, 初期产微气, 其经过半个多世纪的盐水抽采与地层减压后, 逐渐形成了典型的人工气藏, 至21世纪初的2007年, 竟然日产天然气11× 104m3[41]。这不仅展示出须家河组中存在大量的水溶气, 也存在大量的分散游离气, 为水溶气脱溶聚集成大规模的气藏奠定了坚实的气源基础。

图3 川中地区须家河组天然气甲烷碳同位素组成平面变化图

3.2 水溶气浓缩脱溶聚集与成藏效应

柴达木盆地东部第四系生物气的聚集与地层水浓度加大后的大量水溶气脱溶聚集有关, 而且产生了水溶气侧向运移越远, 其甲烷碳同位素组成越重, 地层水矿化度越高, 聚集天然气越丰富的成藏地质效应。前人研究认为这一地区的大量生物气聚集不仅是低幅度岩性-构造的动平衡成藏[16, 42], 而且认为其大规模聚集主要与地层水中的水溶气随水侧向运移聚集[43]、以及盐度对产甲烷菌的分布控制相关[44, 45]。然而, 笔者的研究认为前人认识到了其部分天然气大规模聚集机理, 但不完全。柴达木盆地东部第四系生物气生烃中心并没有发育大规模的天然气, 而矿化度较高的地区才是生物气藏最发育的地方（见图4）。这一特征还不能完全用前人的观点说明。气源岩的发育主要在湖盆中央, 这一地区泥岩的孔隙度为15%~35%, 砂岩的孔隙度为20%~30%, 平均孔隙度26%[45], 地表水从南部侵入地下后, 可以轻松地由南向北运移[43]（见图5）。由于该区的年蒸发量达2 570 mm, 在三湖地区北部缺少地表水供给或只有少量地表水供给的情况下, 地表与浅层地下很容易因巨大的蒸发量而形成高浓度的地层水与地表水[46]。根据实验分析, 由于不同浓度地层水的溶解气含量不同, 盐度越高溶解气含量越少, 而分散游离出来的气越多[47, 48, 49, 50]。经过计算, 地层水浓缩脱溶出来的天然气量十分可观。如表1从湖盆中心的察地3井或别东4井等低矿化度区, 至台南— 涩北等高矿化度天然气主要聚集区, 地层水的侧向运移过程中, 地层水中可脱溶出（0.27~0.63） m3/m3水溶气。根据前面提到的蒸发量, 每年可蒸发掉2.57× 106m3/km2的水, 脱溶出（69.4~161.9）× 104m3/km2天然气, 仅按1万年计算, 每平方千米就可脱溶出天然气约（70~160）× 108m3。因此, 在地层水浓缩强烈、矿化度最高的涩北、台南等低幅度构造区, 形成了较大规模的天然气聚集, 地层水浓度较大的台吉乃尔、东山、盐湖等地聚集了较小规模的天然气藏, 而其他地区多数只有分散气存在。

图4 柴达木盆地东部第四系生物气生烃中心与地层水矿化度分布特征图

图5 柴达木盆地东部第四系生物气聚集机理与成藏效应剖面特征图

表1 柴达木盆地东部地区第四系地层水与生物气性质一览表

水溶气的侧向运移也产生了明显的甲烷碳同位素组成分馏效应。如表1与图4中天然气的碳同位素组成在靠近湖盆生气中心的涩东地区最轻, 为-72.3‰ [51], 该区虽然地层水矿化度较高, 达到156.8 g/L, 但由于是水溶气由南向北运移过程中最早脱溶聚集之处, 因此其甲烷碳同位素组成最轻。盐度最高的台南、涩北、盐湖等地区地层水矿化度达161.3 g/L, 气藏甲烷碳同位素组成较重, 为-69.0‰ ~-64.6‰ [45, 52], 由于该区存在天然气的大量开采, 天然气开采过程中也有分馏效应, 早期的较轻, 晚期的较重, 因此这一数据偏重与天然气大量开采, 导致及其采样甲烷碳同位素组成偏重有关。虽然该区天然气存在长期开采的影响, 但早期采集的台南天然气甲烷碳同位素组成为-69‰ [53], 表明该区甲烷碳同位素组成还是较轻的。地层水进一步向台吉乃尔运移, 盐度仍然较高, 矿化度为82.6 g/L, 其天然气甲烷碳同位素组成变得较重, 为-68.9‰ 。地层水运移至盐池地区时, 由于受到来自北部的少量雨水的影响, 地层水矿化度降低为25.3 g/L, 但由于长距离侧向运移造成的水溶气脱溶聚集与甲烷碳同位素组成分馏作用, 其甲烷碳同位素组成变得最重, 达-64.6‰ 。由此可知, 柴达木盆地东部生物气的大规模聚集, 主要是强烈蒸发区低幅度构造地层水浓缩水溶气脱溶聚集形成, 而长距离的水溶气侧向运移与脱溶聚集又产生了甲烷碳同位素组成随水溶气运移距离的加大而加重的分馏效应。

根据脱溶作用产生的地质条件, 四川盆地上三叠统须家河组厚层砂岩段, 塔里木盆地巴楚隆起喜马拉雅期褶皱隆升区下古生界, 柴达木盆地气源充足的西部与北部喜马拉雅期褶皱隆起带等具备类似地质条件, 是有利于天然气脱溶作用发生的领域。

4 封存作用与天然气成藏地质效应

天然气聚集成藏过程中的封存作用是指深埋储集体, 因强烈的成岩作用, 自身与围岩都十分致密, 在喜马拉雅期隆升变浅后, 储集体内的流体泄压困难, 大部分流体与压力得以维持与保存的现象。其天然气成藏地质效应主要体现在致密气发育区呈现超高压[54]特征。这一作用主要发生在喜马拉雅期隆升后保存条件相对较好的地区。如川西北地区老关庙— 柘坝场— 剑阁— 元坝— 九龙山的须家河组致密气就是如此。

4.1 封存作用的地质特征

封存作用下天然气大规模聚集的地质特征, 主要以川西北地区须家河组致密气为例来说明。该区须家河组发现致密砂岩气三级地质储量超过4 500× 108m3, 以岩性气藏为主, 包括魏城、梓潼、老关庙、文兴场、柘坝场、白龙场、剑阁、元坝[55, 56, 57]、九龙山等须家河组致密气发育区。其主要地质特征如下：①储集层极其致密, 物性极差, 孔隙度为1%~8%, 渗透率低于0.1× 10-3μ m2[58, 59, 60]; ②大面积致密气主要发育于物性极差（孔隙度为2%~6%、渗透率为（0.001~0.050）× 10-3 μ m2）、成岩作用较强、热演化程度较高（Ro值为1.6%~2.3%）的地区[61]; ③致密气储集层、气源岩、致密干层等交互发育, 以中薄层为主, 具有1.63~2.18的超高压力系数[62, 63, 64, 65, 66, 67]（见图6）; ④储集层主要为岩屑砂岩, 普遍高含碳酸盐岩屑（剑阁气田平均为63.2%）与高碳酸盐胶结物含量（剑阁气田平均为30.3%）, 且致密储集体大量发育钙质胶结、硅质胶结, 只有粒度较粗的中粗砂岩与粒度较均匀的砂砾岩具有较多的溶蚀孔隙, 成为有利储集体[68], 有利流体的长期封闭与保存, 以及高压的赋存。

图6 川西北老关庙— 剑阁— 九龙山致密带须家河组构造-岩性复合气藏剖面图

4.2 封存作用形成的天然气成藏效应

天然气在封存作用下的成藏地质效应, 也是以川西北须家河组致密气为例来说明。如图7所示, 根据目前的研究, 川西北须家河组三段致密气发育区具有普遍的超高压特征, 压力系数为1.8~2.2[62, 63, 64, 65, 66, 67, 69]。如老关庙— 柘坝场— 剑阁等地区的致密气压力系数高达2.0~2.2, 处于九龙山构造西南斜坡与老关庙— 魏城低幅度构造区, 储集层孔隙度多为1%~5%, 剑阁致密气储集层孔隙度最低, 为1%~3%; 九龙山— 元坝致密气的压力系数为1.6~2.1[62, 64], 处于九龙山构造及其东南围斜区; 这一地区的储集层孔隙度多为2%~4%, 而且储集层越致密其压力系数就越高。从图6可知现今构造位置较高的九龙山主体构造区压力系数较低, 多为1.5~1.6; 而文兴场构造位置略高于老关庙, 文兴场致密气的压力系数略低于老关庙致密气。所以, 处于同一构造上, 构造背斜区的压力系数略低于围斜区, 这可能与构造顶部的张性裂缝局部泄压偏多相关。从地层压力系数的平面变化来看, 山前带附近的地层压力系数多为常压, 这与地层多数出露地表有关, 也导致形成了中坝须家河组天然气常压岩性-构造气藏。

图7 川西北须家河组压力系数平面变化与致密气分布叠合特征图

由此可知, 相对远离山前带的须家河组致密气区, 由于储集层致密, 且有较大的埋深, 致密气所在储集层封闭性很好, 喜马拉雅期隆升剥蚀地层减压较小, 处于超高压状态; 而山前带不但出露地表, 且储集层孔隙度为4%~12%, 相对较高, 地层减压明显, 变成常压天然气聚集区。因此, 封存作用下天然气聚集的主要成藏地质效应就是区域性地发育高压-超高压气区。

根据封存作用发生的地质条件, 四川盆地中部— 西部地区的侏罗系自流井组与三叠系须家河组、川东褶皱带志留系的致密砂岩、川中古隆起的古生代致密岩性体等具备类似地质条件, 应该是有利于封存作用发生的领域。

5 结论

中国中西部含油气盆地大规模砂岩气区的形成, 存在多种聚集机制。喜马拉雅期以来的隆升剥蚀产生了构造抽吸、泥岩吸水、水溶气脱溶、流体封存等4类主要的天然气聚集机制。不同天然气聚集机制下, 会形成各自独特的天然气区域成藏效应。大面积的构造抽吸作用与流体封存作用有利于区域性超高压流体的赋存及大规模超高压气田的形成; 低砂地比地层中产生的泥岩吸水作用有利于区域性低压、无水气藏等大气区的发育; 大面积厚层砂岩中水溶气的脱溶作用不仅能形成大规模的天然气聚集, 而且水溶气脱溶会产生区域性有规律的天然气同位素分馏效应。

中西部大规模砂岩气区, 因地质背景不同, 其天然气聚集成藏的机制差异较大, 不同盆地或不同层系, 发现类似天然气成藏效应迹象时, 或具备形成类似区域性成藏效应的地层时, 很可能存在天然气大规模的聚集, 是有利的天然气勘探新领域。

（编辑 魏玮）

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