桑托斯盆地鹽下J油氣田CO2成因、烷烴氣地球化學特征及成藏模式*

馬安來 黎玉戰 張璽科 張忠民

(1.中國石化石油勘探開發研究院 北京 100083； 2.中國石化國際石油勘探開發有限公司 北京 100029)

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

1 地質概況

桑托斯盆地位于大西洋西岸巴西東南海上，面積為20萬km2，最大水深超過4 000 m。該盆地為一個典型被動大陸邊緣含鹽盆地，有鹽上和鹽下2個含油氣系統，其中鹽下含油氣系統為早—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，儲層為受海水侵入影響形成的湖相生物碎屑灰巖［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，發現井為第二輪勘探的RJS-bbb井。該井鉆遇了130 m的Sag段碳酸鹽巖，飽含烴類流體及大量CO2，測井評價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井儲層PVT流體主要組分及相關參數剖面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、高成本、高風險的油氣勘探開發過程中，非烴氣體的存在無疑將降低油氣勘探開發的經濟價值，并給海洋油氣開發工程帶來諸多不利因素。由于CO2屬于酸性氧化物，對金屬物質有一定的腐蝕作用，深海油氣田開發的集輸設備及管道與處理裝備系統等均需要考慮防腐問題。因此，研究J油氣田CO2成因對于桑托斯盆地鹽下油氣勘探開發具有重要意義。

2 CO2成因判識

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

根據前人大量研究成果［3-19］，目前基本建立了一套具有充分依據的劃分CO2氣體成因的地球化學標準(表1)。因此，本文利用δ13CCO2、CO2含量及氦同位素比值R/R a等3個指標進行 CO2成因判識。

表1 CO2氣體成因的劃分標準Table 1 Origin classification of CO2

2.1 利用CO2碳同位素判識

CO2碳同位素(δ13CCO2)是鑒別有機成因和無機成因的有效指標。戴金星［5-9］指出，我國CO2的δ13CCO2值區間為+7‰～-39‰，其中有機成因的δ13CCO2值主要為-10‰～-39.14‰，主頻段為-12‰～-17‰；無機成因的 δ13CCO2值主要為7‰ ～-8‰，主頻段為 -3‰ ～ -8‰。Gould 等［10］認為，巖漿來源CO2的δ13CCO2值雖然多變，但一般為-7‰±2‰。綜合國內外研究成果認為，有機成因CO2的δ13CCO2值小于-10‰，主要為-10‰ ～ -30‰；無機成因CO2的 δ13CCO2大于-8‰，主要為 -8‰ ～3‰，其中碳酸鹽巖變質成因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為無機成因。

2.2 利用CO2含量與δ13 CCO2關系圖版判識

戴金星 等［6-7］提出了 CO2含量與 δ13CCO2關系圖版(圖2)，圖中I區為有機成因區，II區為無機成因區，III區為有機成因和無機成因共存區，IV區為有機成因和無機成因混合區。從整體上看，當CO2含量小于15%，同時δ13CCO2＜-10‰時是有機成因；當δ13CCO2＞-8‰時都是無機成因；當CO2含量大于60%時都是無機成因。

圖2 桑托斯盆地鹽下J油氣田CO2含量與δ13 CCO2的關系(底圖據戴金星 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，表明CO2應為無機成因。

2.3 利用δ13 CCO2與伴生稀有氣體3 He/4 He關系圖版判識

何家雄［3-4］根據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劃分為三大成因類型，即殼源型、殼幔混合型和火山幔源型，其中殼源型又可分為有機成因和殼源型巖石化學(無機)成因(圖3)。

圖3 不同盆地油氣田CO2成因類型判識(底圖據何家雄 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］)

來源于地殼沉積圈層的殼源型有機成因CO2，除δ13CCO2值小于-10‰外，氦同位素比值R/R a均小于1；而殼源型無機成因(巖石化學成因即變質成因)CO2的δ13CCO2值大于-8‰，氦同位素比值R/R a小于1。對于火山幔源型成因CO2，除了δ13CCO2值大于-8‰外，R/R a均大于2。而殼幔混合(過渡)型成因CO2，由于是來源于火山幔源活動與巖石化學作用2種因素共同作用的結果，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，表明CO2成因類型為火山幔源型。

3 天然氣中烷烴氣地球化學特征分析

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烴含量與烴源巖的熱演化程度密切相關，除了生物成因氣外，天然氣干燥系數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為0.85～0.88，體現了濕氣的特征。

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)是區分油型氣和煤型氣的重要指標，研究中多以δ13C2=-28‰作為區分腐殖型氣和腐泥型氣的標準［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正碳同位素分布序列(圖4)，表明烷烴氣體為有機成因。

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

國內外學者在研究天然氣甲烷碳同位素與成熟度的關系時，提出了許多油型氣甲烷碳同位素和成熟度的公式［19-20］，但根據這些公式換算出的天然氣成熟度均與研究區不符。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。總體而言，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物，天然氣的成熟度對應于鹽下上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-丙烷碳同位素判識桑托斯盆地鹽下J油氣田天然氣成熟度(底圖據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物，成熟度未達到凝析油氣階段

桑托斯盆地鹽下J油氣田的油環和氣頂流體在甾烷組成上具有一致性，均呈現C27甾烷占優勢的特點，在三角圖中聚為一簇(圖6)，表明油環和氣頂原油來源相同。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甾烷異構化參數是判識原油成熟度重要的生物標志物參數。J油氣田RJS-bbb井原油C2920S/(20S+20R)異構化參數值為 0.38 ～0.42，C29ββ/(αα+ββ)異構化參數值為 0.46～0.49(圖 7)，表明均為成熟原油，但未達到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，遠遠低于1.0的平衡值，表明原油成熟度遠未達到1.3%［23］。由此可見，J油氣田原油為生油高峰的產物，未達到凝析油階段。

J油氣田天然氣中烷烴氣碳同位素反映的成熟度對應于生油高峰—凝析油前期階段，成熟度略高于原油，烷烴氣來自鹽下上Barremian—下Aptian階湖相烴源巖。因此，J油氣田中的原油、烷烴氣是同源產物，均來自上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晚期進入生油窗，生成的烴類自85 Ma開始向J油氣田等高地運移，古近紀—新近紀沉積的深海相泥巖整體覆蓋在受鹽構造影響而變形的地層之上，受進一步埋深的影響，烴源巖演化程度進一步增高，開始大量向外排烴；鹽下烴源巖有2個生烴高峰，分別為90～70 Ma和50～30 Ma。區內巨厚的Aptian階Ariri組鹽巖層不僅對鹽下油氣藏具有極佳的封蓋能力，同時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參數剖面Fig.7 Profile ofmolecular geochem ical paramaters of fluids of W ell RJS-bbb in J oilfield，Santos basin

4.2 CO2蒸發分餾作用導致現今大氣頂薄油環油氣藏的形成

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流體，原油密度呈現上輕下重的現象。另外，標志運移參數的分子標志物在氣頂和油環之間也存在很大差異，如氣頂流體C29重排甾烷/規則甾烷、三環萜烷/藿烷比值都明顯大于油環(圖7)。筆者推測，這是后期大量CO2注入形成的蒸發分餾作用改造原始油氣藏的結果，類似塔里木盆地輪南地區由于后期甲烷注入形成的蒸發分餾作用改造油氣藏的結果［24］。考慮到CO2在石油中的溶解能力約為甲烷的7～9倍，其抽濾、改造油氣藏性質的能力應大于甲烷。當斷裂作用發生時，伴隨著壓力降低，飽和油的氣相從飽和氣的流體中分離時發生蒸發分餾作用，分餾出來的流體主要是輕烴和CO2，并沿斷裂運移至較淺處儲層形成凝析油和氣藏，而深部儲層隨著分餾作用的強度不同具有不同的重質組分。RJS-ccc井儲層氣頂流體中富含正構烷烴化合物，而油環流體中富含甲苯化合物，就是CO2蒸發分餾作用最有力的證據(圖8)。

圖8 桑托斯盆地鹽下J油氣田RJS-ccc井氣頂和油環流體甲苯/nC7與nC7/甲基環己烷的關系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為無機成因火山幔源型。前人研究表明，對于高含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，對應的地質時間分別為85～75 Ma、75～60 Ma及50～40 Ma。目前J油氣田所在區塊尚未解釋有火山巖存在，但其他區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區地震解釋表明，研究區廣泛存在著NE—NNE向的深大斷裂(圖9)，這些深大斷裂無疑是深部CO2氣體的良好運移通道。正是由于基底深大斷裂的輸氣配置作用，從而將無機CO2輸送到良好的圈閉中聚集成藏。

圖9 桑托斯盆地BM-S-XX區塊斷裂發育圖Fig.9 Fau lts development in BM-S-XX b lock，Santos basin

5 結論

1)桑托斯盆地鹽下J油氣田氣頂和油環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‰，為無機成因；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、烷烴氣來自湖相烴源巖，CO2主要來自深部幔源。后期CO2注入形成的蒸發分餾作用改造了先期油氣藏，形成了現今大氣頂薄油環的油氣藏面貌。區內廣泛發育的NE—NNE向深大斷裂為幔源CO2提供了運移通道。

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