桑托斯盆地鹽下J油氣田CO2成因、烷烴氣地球化學(xué)特征及成藏模式*

馬安來(lái) 黎玉戰(zhàn) 張璽科 張忠民

(1.中國(guó)石化石油勘探開(kāi)發(fā)研究院 北京 100083； 2.中國(guó)石化國(guó)際石油勘探開(kāi)發(fā)有限公司 北京 100029)

馬安來(lái)，黎玉戰(zhàn)，張璽科，等.桑托斯盆地鹽下J油氣田CO2成因、烷烴氣地球化學(xué)特征及成藏模式［J］.中國(guó)海上油氣，2015，27(5)：13-20.

1 地質(zhì)概況

桑托斯盆地位于大西洋西岸巴西東南海上，面積為20萬(wàn)km2，最大水深超過(guò)4 000 m。該盆地為一個(gè)典型被動(dòng)大陸邊緣含鹽盆地，有鹽上和鹽下2個(gè)含油氣系統(tǒng)，其中鹽下含油氣系統(tǒng)為早—中白堊世裂谷期河湖沉積體系，烴源巖為上Barremian—下Aptian階的半深湖—深湖相泥巖，儲(chǔ)層為受海水侵入影響形成的湖相生物碎屑灰?guī)r［1-2］，蓋層為Aptian階Ariri組鹽巖。

桑托斯盆地鹽下J油氣田距海岸290 km，水深2 060～2 600 m，發(fā)現(xiàn)井為第二輪勘探的RJS-bbb井。該井鉆遇了130 m的Sag段碳酸鹽巖，飽含烴類(lèi)流體及大量CO2，測(cè)井評(píng)價(jià)Sag段平均孔隙度為13%。后又鉆探了bbb NE和ccc井。研究表明，J油氣田具有統(tǒng)一的油水界面(為-5 450 m)，但油氣界面不一致，bbb和bbb NE井具有統(tǒng)一的油氣界面(為-5 370 m)，而ccc井的油氣界面為-5 348 m。流體分析表明，J油氣田氣頂和油環(huán)中CO2含量、氣油比及原油密度存在明顯差異：氣頂流體CO2含量為76% ～78%，氣油比為2 750～4 260 m3/m3，原油密度為32～36°API；而油環(huán)流體CO2含量為56% ～60%，氣油比為170～211 m3/m3，原油密度為16～23 °API(圖1)。

圖1 桑托斯盆地鹽下J油氣田RJS-bbb井儲(chǔ)層PVT流體主要組分及相關(guān)參數(shù)剖面Fig.1 Profile ofmain com ponents and relevant parameters of PVT fluids of Well RJS-bbb reservoir from pre-salt J oilfield，Santos basin

在海上高技術(shù)、高成本、高風(fēng)險(xiǎn)的油氣勘探開(kāi)發(fā)過(guò)程中，非烴氣體的存在無(wú)疑將降低油氣勘探開(kāi)發(fā)的經(jīng)濟(jì)價(jià)值，并給海洋油氣開(kāi)發(fā)工程帶來(lái)諸多不利因素。由于CO2屬于酸性氧化物，對(duì)金屬物質(zhì)有一定的腐蝕作用，深海油氣田開(kāi)發(fā)的集輸設(shè)備及管道與處理裝備系統(tǒng)等均需要考慮防腐問(wèn)題。因此，研究J油氣田CO2成因?qū)τ谏Ｍ兴古璧佧}下油氣勘探開(kāi)發(fā)具有重要意義。

2 CO2成因判識(shí)

沉積盆地中的CO2主要分為有機(jī)成因和無(wú)機(jī)成因兩大類(lèi)［3-14］。其中，有機(jī)成因CO2是在生物化學(xué)作用、熱解作用和裂解作用等成烴作用過(guò)程中形成的，也可以是煤的變質(zhì)(受巖漿熱力作用產(chǎn)生)和煤的氧化作用形成的；而無(wú)機(jī)成因的CO2則是在無(wú)機(jī)礦物或元素在各種化學(xué)作用中形成的。

根據(jù)前人大量研究成果［3-19］，目前基本建立了一套具有充分依據(jù)的劃分CO2氣體成因的地球化學(xué)標(biāo)準(zhǔn)(表1)。因此，本文利用δ13CCO2、CO2含量及氦同位素比值R/R a等3個(gè)指標(biāo)進(jìn)行 CO2成因判識(shí)。

表1 CO2氣體成因的劃分標(biāo)準(zhǔn)Table 1 Origin classification of CO2

2.1 利用CO2碳同位素判識(shí)

CO2碳同位素(δ13CCO2)是鑒別有機(jī)成因和無(wú)機(jī)成因的有效指標(biāo)。戴金星［5-9］指出，我國(guó)CO2的δ13CCO2值區(qū)間為+7‰～-39‰，其中有機(jī)成因的δ13CCO2值主要為-10‰～-39.14‰，主頻段為-12‰～-17‰；無(wú)機(jī)成因的 δ13CCO2值主要為7‰ ～-8‰，主頻段為 -3‰ ～ -8‰。Gould 等［10］認(rèn)為，巖漿來(lái)源CO2的δ13CCO2值雖然多變，但一般為-7‰±2‰。綜合國(guó)內(nèi)外研究成果認(rèn)為，有機(jī)成因CO2的δ13CCO2值小于-10‰，主要為-10‰ ～ -30‰；無(wú)機(jī)成因CO2的 δ13CCO2大于-8‰，主要為 -8‰ ～3‰，其中碳酸鹽巖變質(zhì)成因CO2的δ13CCO2值接近碳酸鹽巖的δ13C值，為0‰±3‰，火山-巖漿成因和幔源成因CO2的δ13CCO2值大多為-6‰±2‰。

桑托斯盆地鹽下J油氣田中CO2碳同位素值為-5.35‰～-8.11‰，表明CO2為無(wú)機(jī)成因。

2.2 利用CO2含量與δ13 CCO2關(guān)系圖版判識(shí)

戴金星 等［6-7］提出了 CO2含量與 δ13CCO2關(guān)系圖版(圖2)，圖中I區(qū)為有機(jī)成因區(qū)，II區(qū)為無(wú)機(jī)成因區(qū)，III區(qū)為有機(jī)成因和無(wú)機(jī)成因共存區(qū)，IV區(qū)為有機(jī)成因和無(wú)機(jī)成因混合區(qū)。從整體上看，當(dāng)CO2含量小于15%，同時(shí)δ13CCO2＜-10‰時(shí)是有機(jī)成因；當(dāng)δ13CCO2＞-8‰時(shí)都是無(wú)機(jī)成因；當(dāng)CO2含量大于60%時(shí)都是無(wú)機(jī)成因。

圖2 桑托斯盆地鹽下J油氣田CO2含量與δ13 CCO2的關(guān)系(底圖據(jù)戴金星 等［6-7］)Fig.2 Relationship between content and carbon isotope value of CO2 of pre-salt J oilfield，Santos basin(Base chart after Daiet al［6-7］)

桑托斯盆地鹽下J油氣田氣頂天然氣中CO2含量為71.58% ～75.61%，δ13CCO2值為 -5.35‰ ～ -8.11‰，均落在圖2中的II區(qū)，表明CO2應(yīng)為無(wú)機(jī)成因。

2.3 利用δ13 CCO2與伴生稀有氣體3 He/4 He關(guān)系圖版判識(shí)

何家雄［3-4］根據(jù)CO2的碳同位素組成及伴生稀有氣體氦同位素組成特征，將CO2劃分為三大成因類(lèi)型，即殼源型、殼?；旌闲秃突鹕结Ｔ葱?，其中殼源型又可分為有機(jī)成因和殼源型巖石化學(xué)(無(wú)機(jī))成因(圖3)。

圖3 不同盆地油氣田CO2成因類(lèi)型判識(shí)(底圖據(jù)何家雄 等［3-4］)Fig.3 Origin classification of CO2 from oil and gas fields in some basins(Base chart after He et al［3-4］)

來(lái)源于地殼沉積圈層的殼源型有機(jī)成因CO2，除δ13CCO2值小于-10‰外，氦同位素比值R/R a均小于1；而殼源型無(wú)機(jī)成因(巖石化學(xué)成因即變質(zhì)成因)CO2的δ13CCO2值大于-8‰，氦同位素比值R/R a小于1。對(duì)于火山幔源型成因CO2，除了δ13CCO2值大于-8‰外，R/R a均大于2。而殼?；旌?過(guò)渡)型成因CO2，由于是來(lái)源于火山幔源活動(dòng)與巖石化學(xué)作用2種因素共同作用的結(jié)果，其δ13CCO2值大于-8‰，但其氦同位素R/R a則介于殼源型和幔源型之間，即R/R a值為1～2。

桑托斯盆地鹽下J油氣田天然氣R/R a為5.6，落在圖3的幔源區(qū)，表明CO2成因類(lèi)型為火山幔源型。

3 天然氣中烷烴氣地球化學(xué)特征分析

3.1 烷烴氣組分含量

桑托斯盆地鹽下J油氣田中除了具有較高含量的CO2外，烷烴氣體組成中甲烷含量為3.89% ～19.74%，乙烷含量為1.32% ～1.92%，丙烷的含量基本在1%以下，C2+以上組分含量為2.24% ～3.53%，N2含量為0～5.14%(表2)。

天然氣中甲烷含量和重?zé)N含量與烴源巖的熱演化程度密切相關(guān)，除了生物成因氣外，天然氣干燥系數(shù)C1/(C1—C4)越高，表明其熱演化程度越高。桑托斯盆地鹽下J油氣田中天然氣干燥系數(shù)為0.85～0.88，體現(xiàn)了濕氣的特征。

3.2 烷烴氣碳同位素

桑托斯盆地鹽下J油氣田天然氣甲烷碳同位素值(δ13C1)為 -32.89‰ ～ -35.53‰(表 3)。天然氣乙烷碳同位素值(δ13C2)和丙烷碳同位素值(δ13C3)是區(qū)分油型氣和煤型氣的重要指標(biāo)，研究中多以δ13C2=-28‰作為區(qū)分腐殖型氣和腐泥型氣的標(biāo)準(zhǔn)［9］。J油氣田中天然氣 δ13C2值為-29.18‰ ～ -32.23‰(表3)，小于-28‰的油型氣的上限值；天然氣δ13C3值為 -28.47‰ ～ -30.51‰(表 3)，也小于 -23.2‰的油型氣的上限值［9］，表明天然氣的烷烴氣體為油型氣。另外，J油氣田天然氣烷烴碳同位素呈現(xiàn)正碳同位素分布序列(圖4)，表明烷烴氣體為有機(jī)成因。

表2 桑托斯盆地鹽下J油氣田RJS-bbb井天然氣組分含量Table 2 Contents of natural gas components of Well RJS-bbb from pre-salt J oilfield，Santos basin

表3 桑托斯盆地鹽下J油氣田RJS-bbb井天然氣烷烴氣和CO2氣碳同位素組成Table 3 Carbon isotope of alkane and CO2 of natural gas from Well RJS-bbb in pre-salt J oilfield，Santos basin

3.3 烷烴氣體成熟度

國(guó)內(nèi)外學(xué)者在研究天然氣甲烷碳同位素與成熟度的關(guān)系時(shí)，提出了許多油型氣甲烷碳同位素和成熟度的公式［19-20］，但根據(jù)這些公式換算出的天然氣成熟度均與研究區(qū)不符。本文采用Prinozhofer等［21］建立的甲烷-乙烷碳同位素、乙烷-丙烷碳同位素分布換算天然氣成熟度模版(圖5)，其中甲烷-乙烷碳同位素反映 J油氣田天然氣成熟度 Ro為1.0% ～1.2%，乙烷-丙烷碳同位素反映J油氣田天然氣成熟度Ro為1.1% ～1.2%，兩者基本一致?？傮w而言，J油氣田烷烴氣體的成熟度為生油高峰—凝析油前期階段的產(chǎn)物，天然氣的成熟度對(duì)應(yīng)于鹽下上Barremian—下Aptian階的湖相烴源巖的成熟度。

圖4 桑托斯盆地鹽下J油氣田RJS-bbb井天然氣烷烴碳同位素分布Fig.4 Carbon isotope distribution of alkane of natural gas from Well RJS-bbb in pre-salt J oilfield，Santos basin

圖5 利用甲烷-乙烷、乙烷-丙烷碳同位素判識(shí)桑托斯盆地鹽下J油氣田天然氣成熟度(底圖據(jù)Prinzhofer等［21］)Fig.5 Natural gasmaturity determ ination using carbon isotope relation between C1 versus C2 and C2 versus C3 in pre-salt J oilfield，Santos basin(Base chart after Prinzhofer et al［21］)

4 高含CO2油氣藏成藏模式初探

4.1 原油、烷烴氣為湖相烴源巖產(chǎn)物，成熟度未達(dá)到凝析油氣階段

桑托斯盆地鹽下J油氣田的油環(huán)和氣頂流體在甾烷組成上具有一致性，均呈現(xiàn)C27甾烷占優(yōu)勢(shì)的特點(diǎn)，在三角圖中聚為一簇(圖6)，表明油環(huán)和氣頂原油來(lái)源相同。另外，J油氣田未受污染原油全油碳同位素值為-24.80‰～-25.70‰，與來(lái)源于鹽下上Barremian—下Aptian階的湖相烴源巖原油一致［22］。

圖6 桑托斯盆地鹽下J油氣田RJS-bbb井原油甾烷組成特征Fig.6 Charateristics of sterane com position of oil from W ell RJS-bbb in pre-salt J oilfiled，Santos basin

C29甾烷異構(gòu)化參數(shù)是判識(shí)原油成熟度重要的生物標(biāo)志物參數(shù)。J油氣田RJS-bbb井原油C2920S/(20S+20R)異構(gòu)化參數(shù)值為 0.38 ～0.42，C29ββ/(αα+ββ)異構(gòu)化參數(shù)值為 0.46～0.49(圖 7)，表明均為成熟原油，但未達(dá)到C2920S/(20S+20R)為0.55、C29ββ/(αα +ββ)為 0.70 的平衡值，表明原油成熟度 Ro小于0.9%［23］。此外，J油氣田原油Ts/(Ts+Tm)值僅為0.17～0.21，遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于1.0的平衡值，表明原油成熟度遠(yuǎn)未達(dá)到1.3%［23］。由此可見(jiàn)，J油氣田原油為生油高峰的產(chǎn)物，未達(dá)到凝析油階段。

J油氣田天然氣中烷烴氣碳同位素反映的成熟度對(duì)應(yīng)于生油高峰—凝析油前期階段，成熟度略高于原油，烷烴氣來(lái)自鹽下上Barremian—下Aptian階湖相烴源巖。因此，J油氣田中的原油、烷烴氣是同源產(chǎn)物，均來(lái)自上Barremian—下Aptin階湖相烴源巖。

烴源巖生烴史表明，位于J油氣田鄰近的生烴灶鹽下烴源巖在白堊紀(jì)晚期進(jìn)入生油窗，生成的烴類(lèi)自85 Ma開(kāi)始向J油氣田等高地運(yùn)移，古近紀(jì)—新近紀(jì)沉積的深海相泥巖整體覆蓋在受鹽構(gòu)造影響而變形的地層之上，受進(jìn)一步埋深的影響，烴源巖演化程度進(jìn)一步增高，開(kāi)始大量向外排烴；鹽下烴源巖有2個(gè)生烴高峰，分別為90～70 Ma和50～30 Ma。區(qū)內(nèi)巨厚的Aptian階Ariri組鹽巖層不僅對(duì)鹽下油氣藏具有極佳的封蓋能力，同時(shí)抑制了鹽下烴源巖的熱演化，因而鹽下烴源巖至今仍保持著一定的生烴潛力。

圖7 桑托斯盆地鹽下J油氣田RJS-bbb井流體分子地球化學(xué)參數(shù)剖面Fig.7 Profile ofmolecular geochem ical paramaters of fluids of W ell RJS-bbb in J oilfield，Santos basin

4.2 CO2蒸發(fā)分餾作用導(dǎo)致現(xiàn)今大氣頂薄油環(huán)油氣藏的形成

桑托斯盆地鹽下J油氣田高含火山幔源型CO2，流體組分在縱向具有較大差異性(圖1)，如氣頂流體氣油比大于油環(huán)流體，原油密度呈現(xiàn)上輕下重的現(xiàn)象。另外，標(biāo)志運(yùn)移參數(shù)的分子標(biāo)志物在氣頂和油環(huán)之間也存在很大差異，如氣頂流體C29重排甾烷/規(guī)則甾烷、三環(huán)萜烷/藿烷比值都明顯大于油環(huán)(圖7)。筆者推測(cè)，這是后期大量CO2注入形成的蒸發(fā)分餾作用改造原始油氣藏的結(jié)果，類(lèi)似塔里木盆地輪南地區(qū)由于后期甲烷注入形成的蒸發(fā)分餾作用改造油氣藏的結(jié)果［24］?？紤]到CO2在石油中的溶解能力約為甲烷的7～9倍，其抽濾、改造油氣藏性質(zhì)的能力應(yīng)大于甲烷。當(dāng)斷裂作用發(fā)生時(shí)，伴隨著壓力降低，飽和油的氣相從飽和氣的流體中分離時(shí)發(fā)生蒸發(fā)分餾作用，分餾出來(lái)的流體主要是輕烴和CO2，并沿?cái)嗔堰\(yùn)移至較淺處儲(chǔ)層形成凝析油和氣藏，而深部?jī)?chǔ)層隨著分餾作用的強(qiáng)度不同具有不同的重質(zhì)組分。RJS-ccc井儲(chǔ)層氣頂流體中富含正構(gòu)烷烴化合物，而油環(huán)流體中富含甲苯化合物，就是CO2蒸發(fā)分餾作用最有力的證據(jù)(圖8)。

圖8 桑托斯盆地鹽下J油氣田RJS-ccc井氣頂和油環(huán)流體甲苯/nC7與nC7/甲基環(huán)己烷的關(guān)系Fig.8 Relation between toluene/nC7 and nC7/methylcyclohexane of fluids from gas cap and oil ring in Well RJS-ccc in J oilfield，Santos basin

J油氣田CO2為無(wú)機(jī)成因火山幔源型。前人研究表明，對(duì)于高含CO2油氣藏的形成，充足的氣源是前提，溝通氣源的斷裂體系是成藏的主控因素［4，8］。桑托斯盆地存在 3期火山活動(dòng)，對(duì)應(yīng)的地質(zhì)時(shí)間分別為85～75 Ma、75～60 Ma及50～40 Ma。目前J油氣田所在區(qū)塊尚未解釋有火山巖存在，但其他區(qū)塊鉆井巖心表明鹽下存在火山巖，下裂谷層序Camboriu組也主要由陸源沉積物和火山巖組成。BM-S-XX區(qū)地震解釋表明，研究區(qū)廣泛存在著NE—NNE向的深大斷裂(圖9)，這些深大斷裂無(wú)疑是深部CO2氣體的良好運(yùn)移通道。正是由于基底深大斷裂的輸氣配置作用，從而將無(wú)機(jī)CO2輸送到良好的圈閉中聚集成藏。

圖9 桑托斯盆地BM-S-XX區(qū)塊斷裂發(fā)育圖Fig.9 Fau lts development in BM-S-XX b lock，Santos basin

5 結(jié)論

1)桑托斯盆地鹽下J油氣田氣頂和油環(huán)流體組分存在明顯差異，氣頂流體CO2含量為76% ～78%，密度為32～36 °API，氣油比為2 750～4 260 m3/m3；油環(huán)流體CO2含量為56% ～60%，氣油比為170～211 m3/m3，密度為16～23°API。J油氣田天然氣中CO2碳同位素值為-5.35‰～-8.11‰，為無(wú)機(jī)成因；天然氣R/R a為5.6，表明CO2為火山幔源型。

2)桑托斯盆地鹽下J油氣田天然氣烷烴碳同位素呈現(xiàn)正碳同位素系列，甲烷碳同位素值為-32.50‰～-35.53‰，烷烴氣成熟度Ro為1.0% ～1.2%，原油成熟度Ro小于0.9%，未達(dá)到凝析油氣階段。

3)桑托斯盆地鹽下J油氣田為混源油氣藏，原油、烷烴氣來(lái)自湖相烴源巖，CO2主要來(lái)自深部幔源。后期CO2注入形成的蒸發(fā)分餾作用改造了先期油氣藏，形成了現(xiàn)今大氣頂薄油環(huán)的油氣藏面貌。區(qū)內(nèi)廣泛發(fā)育的NE—NNE向深大斷裂為幔源CO2提供了運(yùn)移通道。

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