奈曼凹陷九佛堂組非烴流體地質意義及控制因素

舒麗娟

（中國石油遼河油田分公司遼興油氣開發公司，遼寧盤錦124010）

奈曼凹陷九佛堂組非烴流體地質意義及控制因素

舒麗娟

（中國石油遼河油田分公司遼興油氣開發公司，遼寧盤錦124010）

奈曼凹陷的非烴流體主要指CO2，H2S和N2。通過伴生氣組分分析，結合區域構造發育史、非烴流體含量及碳同位素分析資料，對奈曼凹陷非烴流體成因、進入油藏時間、保存及分布的控制因素進行了深入探討。研究認為：奈曼凹陷CO2和H2S均來自幔源成因巖漿噴發，先于烴類進入儲層；CO2的富集程度與地層水中的HCO3-濃度呈正比；H2S性質不穩定，目前以痕量H2S、含硫有機化合物及黃鐵礦結核的形式存在，H2S和含硫有機化合物的富集程度與SO42-濃度呈正比；N2來自大氣成因，燕山晚期進入儲層，淺部地層及淺層斷裂附近N2富集。砂體的展布特征控制非烴流體的平面展布規律，泥巖厚度及泥巖與砂巖的配置關系控制非烴流體的保存條件。該研究成果為奈曼凹陷下一步油氣勘探部署提供了一定的理論依據。

非烴流體；成因分析；分布；控制因素；奈曼凹陷

0　引言

在奈曼凹陷油氣開發生產過程中，白堊系下統九佛堂組下段油層中伴生有非烴流體。這些非烴流體的存在，對油氣生產安全構成了嚴重威脅，也直接制約和影響了油藏的開發進程。非烴流體主要有CO2，H2S和N2，國內外對這3種氣體的成因、地質意義、運移與保存條件均做了深入研究［1-5］，但這3種氣體共存于一個油藏，且其來源各不相同的情況并不多見。前人著重對奈曼凹陷烴類流體成因、來源及地球化學特征做了詳細分析，并在碳同位素分析及宏觀區域地質研究的基礎上對CO2的成因及控制因素進行過闡述［6-8］。筆者在前人研究的基礎上，以構造發育史為依據，以分析化驗資料及實際生產數據為支撐，研究非烴流體成因、來源、分布和富集的控制因素及與烴類流體的關系，以期為油氣勘探部署提供理論依據。

1　區域地質概況

奈曼凹陷是在海西期褶皺基底上發育起來的中新生代凹陷，為西陡東緩呈NE向展布的不對稱箕狀結構，凹陷面積約800 km2，具有斷陷和坳陷雙重特征。三疊紀—早白堊世為不對稱雙斷凹陷，晚白堊世以坳陷為主，為一地層平緩的廣闊凹陷，疊置于早白堊世斷陷之上，形成一個斷-坳型凹陷，邊界斷層控制著凹陷的形成與演化［9-10］。

奈曼凹陷地質構造受周邊構造特征影響，既具有遼西山間盆地的沉積演化特征，又具有遼北大陸裂谷盆地特征［8］。晚三疊世至中侏羅世為初始裂陷期，主構造體系由NEE向轉為NNE向，斷陷活動明顯，并伴有火山活動，其沉降速率為43～71 m/Ma，奈曼凹陷初步形成，具有規模小且分布局限等特征。晚侏羅世至早白堊世早期為強烈斷陷期，斷陷幅度可達3 000 m，沉積速率可達588 m/Ma［11］，上地幔隆起和斷裂作用共同引起了區內大規模中酸性火山噴發和花崗巖侵入［12］，地殼繼續伸展和斷陷，凹陷繼承性發育，并向裂谷型斷陷轉換，這是奈曼凹陷最重要的斷裂活動期。該期活動中形成了大部分深入地幔的犁（鏟）式基底斷裂，近EW向的拉張應力場控制了近NS向的深層斷陷特征，奠定了以NNE向和NE向斷裂為主的深層構造格局。凹陷內部發育西部陡坡帶、中央洼陷帶和東部緩坡帶（圖1）。沙海組沉積期之后區域構造運動性質由伸展轉為走滑擠壓，斷陷盆地活動停止，向坳陷階段隆起帶轉化。燕山晚期該區受區域擠壓作用遭受強烈剝蝕。對該區影響較大的構造活動包括2個方面：一是晚侏羅世至早白堊世早期盆地由強烈沉降作用產生的同生斷裂，其對早白堊世斷陷湖盆的演化和沉積均具有控制作用；二是燕山晚期構造抬升作用引起較長時間的上、下白堊統的沉積間斷及淺層斷裂對油氣成藏的影響。

圖1　奈曼凹陷構造示意圖Fig.1　Sketch map showing the structure of Naiman Sag

奈曼凹陷自下而上發育的地層為：前中生界基底，中生界三疊系下統哈達陶勒蓋組，侏羅系中統藍旗組與海房溝組，白堊系下統九佛堂組、沙海組與阜新組，白堊系上統和新生界。主要含油目的層為九佛堂組，其可分為九上段和九下段。九下段烴源巖主要形成于鹽度大且還原性強的湖相沉積中，處于低熟—中等成熟熱演化階段［6］。九上段和九下段原油均來自九下段，共發育2套生儲蓋組合：第一套為九佛堂組上段下生上儲式生儲蓋組合；第二套為九佛堂組下段自生自儲式生儲蓋組合［7］。九上段油層溫度為63℃，原始地層壓力為17 MPa，20℃時原油密度為0.917 g/cm3，50℃時原油黏度為440.3 mPa·s，蠟質量分數為5.8%，膠質+瀝青質質量分數為33.6%，凝固點為22.8℃，地層水總礦化度為4．904 g/L，為NaHCO3型；九下段油層溫度為69.98℃，地層壓力為18.82 MPa，20℃時原油密度為0.905 g/cm3，50℃時原油黏度為176.23 mPa.s，蠟質量分數為5.3%，膠質＋瀝青質質量分數為35.9%，凝固點為21.4℃，地層水總礦化度為5.791 g/L，為NaHCO3型。

奈曼凹陷九佛堂組地層中天然氣烴類組分主要為C1—C6，烴類質量分數峰值為60%～70%，以甲烷為主，屬于典型的濕氣。成熟度（Ro）主要為0.56%～0.70%，屬成熟度較低的原油伴生氣。

2　奈曼凹陷非烴流體特征

選取奈曼凹陷九上段22個天然氣樣品和九下段44個天然氣樣品，采用氣相色譜法和同位素分析法分析非烴流體組成。該區天然氣組分中非烴組分含量較高，以CO2和N2為主，其他非烴流體含量較少，只檢測到痕量的氣態含硫組分。

2.1CO2成因及來源

奈曼凹陷天然氣中CO2的碳同位素值（δ13CCO2）為-0.95%～0.25%，峰值為-0.7%～-0.2%。一般認為，無機成因的δ13CCO2為-1.0%～-0.3%，平均為-0.5%，來源于上地幔的δ13CCO2為-0.8%～-0.4%，來源于地殼或地幔楔形體熔融脫氣的δ13CCO2為-1.0%～-0.4%。因此，該區CO2為無機成因，且主要為幔源成因。在奈曼凹陷中與CO2相伴生的烴類流體為有機成因氣，呈現出正的烷烴氣同位素系列，即δ13C1＜δ13C2＜δ13C3＜δ13C4，為烴類流體與非烴流體混合成藏［8］。

CO2是一種可溶于水而形成酸性流體的“活性流體”。酸性流體可使礦物發生溶解，導致地層水中的Na+，K+，HCO3-和CO32-等濃度增大，進而使地層水的礦化度增高［13］。奈曼凹陷由于大量幔源成因CO2的注入，導致地層水中的Na+，K+，HCO3-和CO32-濃度較高，并且Na+，K+，HCO3-和CO32-濃度及礦化度均與伴生流體中CO2含量有很好的相關性。隨著CO2含量的增加，地層水礦化度升高，CO2富集的東部區域，地層水礦化度和總堿度均高（表1）。

表1　奈曼凹陷油井CO2體積分數與離子質量濃度對應關系Table1　Relationship between CO2volume fraction and ionic mass concentration in wells of Naiman Sag

2.2N2成因及來源

奈曼凹陷天然氣中N2含量變化范圍較大，體積分數為1.13%～80.89%，主要集中于15%～50%，平均為33.83%，其峰值為20%～30%。N2含量隨著埋深的增加而呈遞減趨勢（表2），且與幔源成因CO2含量呈負相關關系。九下段受基底深大斷裂的影響，幔源成因CO2含量高，體積分數平均為71.56%，而N2含量明顯較少，體積分數僅為9.31%（表3），而九上段與之正好相反，說明CO2和N2來源不同。九上段油層埋藏較淺，為1 460～2 000 m，燕山晚期區域擠壓作用使得該區淺層斷裂較發育，地殼抬升并遭受剝蝕，大氣中的N2被地表水帶入地下，然后從飽含空氣的地下水中析出并進入儲集層。奈1-58-38井位于斷層附近，生產層段為九下段Ⅱ油組，受燕山運動的影響，表層斷裂發育，致使大氣成因的N2在該井富集，其體積分數高達80.89%。

表2　奈曼凹陷油井N2體積分數隨深度變化Table2　The N2volume fraction changes with depth in wells of Naiman Sag

表3　奈曼凹陷油井CO2與N2體積分數對應關系Table3　The relationship between volume fraction of CO2and N2in wells of Naiman Sag

2.3H2S成因和含硫化合物來源及分布特征

火山噴發流體中普遍含有H2S，但H2S含量極不穩定，這主要受巖漿成分、噴發特征、地熱活動類型和流體運移條件等控制。H2S化學活性強，既可與石油中的有機質發生反應，生成甲硫醇、乙硫醇、異丙硫醇、甲硫醚和甲乙硫醚等含硫化合物，又可在還原條件下和地層中的鐵離子發生反應生成黃鐵礦，從而導致H2S的大量消耗，甚至可能將H2S耗盡［14］。

奈曼凹陷H2S及含硫化合物含量很少，但部分井場中仍可聞到刺激性氣味。經實驗室檢驗，136口井中，僅奈1-36-54、奈1-40-54及奈1-40-54井等14口井中含有H2S及甲硫醇、乙硫醇、異丙硫醇、甲硫醚和甲乙硫醚等含硫化合物。其中，H2S體積分數為（1.21～192.38）×10-6；奈1-40-54井區5口井H2S及含硫有機物含量普遍偏高，后者質量分數平均為254.74×10-6（表4）。奈1-40-54井區地層水SO42-平均質量濃度高達0.125 g/L，遠遠高于其余部位井SO42-平均質量濃度0.014 g/L，說明該區域含硫化合物富集（表5）。

研究區東部九下段Ⅱ油組下部為一套電阻率接近于0 Ω·m的地層，錄井解釋為砂泥巖薄互層。巖心分析表明，該層段含有較多的黃鐵礦結核，單晶呈五角十二面體，集合體呈魚籽狀和球粒狀（圖2），局部富集。另外，重礦物鑒定結果表明，黃鐵礦礦物特征為紅黃色、暗黃色粒狀粉晶集合體，黃鐵礦形成于同生成巖階段至早成巖階段A期。黃鐵礦晶型特征取決于其形成時的地質環境（溫度、壓力、硫逸度和流體組分）。一般認為，在高過飽和度、高硫逸度、適中溫度（250～300℃）及溫度變化梯度小的條件下，有利于黃鐵礦五角十二面體特征的晶體形成，晶型趨于復雜［15-17］。早白堊世為盆地的強烈沉降和快速湖侵期，伴隨著大規模的火山活動，H2S隨幔源巖漿沿深大斷裂進入地層，同時，凹陷處于張裂深陷階段，以火山活動和間歇期間水進充填沉積為主，形成一套巨厚火山碎屑巖夾薄層深水泥巖相，發育沖積扇、扇三角洲及近岸水下扇沉積體系，局部發育濁積扇沉積體系。在深水還原條件下，H2S與地層中的Fe離子發生反應，生成FeS·nH2O（水隕硫鐵或單硫鐵）；FeS·nH2O與S進一步反應生成FeS2·nH2O（膠黃鐵礦）；FeS2·nH2O結晶脫水形成FeS2（黃鐵礦）［18］。

表4　奈曼凹陷奈1-40-54井區H2S體積分數及含硫有機物質量分數Table4　H2S volume fraction and organic sulfur mass fraction in Nai1-40-54 well field in Naiman Sag106

表5　奈曼凹陷離子質量濃度Table5　mass concentration in Naiman Sag

表5　奈曼凹陷離子質量濃度Table5　mass concentration in Naiman Sag

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圖2　奈曼凹陷九下段球粒狀黃鐵礦微晶集合體Fig.2　Pelletoid pyrite microcrystalline aggregates of K1jf23in Naiman Sag

3　非烴流體分布及富集控制因素分析

3.1基底大斷裂與火山活動控制CO2及H2S的來源和富集程度

晚侏羅世至早白堊世早期，由于俯沖過程中上地幔隆升導致莫霍面埋藏較淺，地殼變薄，促使斷裂活動的規模和強度均增加，是幔源巖漿灌入巖石圈的必要條件。在開啟性深斷裂或裂谷區，因地幔柱的上拱作用，使得深部熱流和富含揮發組分及不相容元素的化學活動性強的流體沿超殼斷裂上升［19］，幔源非烴流體在地層內部壓力的釋放過程中，主要沿切穿地殼的深斷裂系或巖漿噴涌通道以游離氣相垂向運移至沉積巖中。深斷裂系由于其規模較大且長期活動，在平面上跨越不同的構造單元，控制形成了一系列構造帶。一方面，斷裂活動在深部形成犁（鏟）式斷裂，控制了深層斷陷的構造格局。傾角越大，彎度越小的斷層越有利于非烴流體垂向運移［20］。奈曼凹陷發育走向為NNE向，傾向多為EW向和NW向，傾角為60°～80°的深大斷裂體系，適合CO2垂向運移（圖3）。另一方面，部分基底大斷裂在坳陷期或反轉期持續活動斷至淺層，淺層地殼因斷裂活動而逐漸伸展，甚至部分發生反轉，形成反轉構造帶，從而控制了中淺層構造帶的形成（圖4）。傾角較小的斷裂體系有利于非烴流體以橫向運移的方式進入圈閉并聚集［21］。基底大斷裂和藍旗組形成時的火山活動均是幔源CO2和H2S的主要來源，同時基底斷裂又為幔源CO2和H2S提供了運移通道和儲集空間。奈曼凹陷現今發現的CO2，H2S和含硫有機物的井大多分布于奈1塊東部近油源、近沉積中心的地溫較高處，且其含量的變化明顯受控于距中央凹陷及區域性大斷裂的遠近，如奈1區塊東部的奈1-56-62和奈1-52-62等井，生產層段為九下段Ⅰ與Ⅱ油組，投產初期日產液3.24 m3，日產油1.23 t，流壓為10.3 MPa，烴類流體含量較少，而CO2體積分數高達95.69%，且含微量甲硫醚；東南部的奈1-40-54和奈1-44-58等井，CO2平均體積分數為86.93%，且奈1-40-54井區為全油區H2S和含硫有機物的富集區域。

圖3　奈曼凹陷非烴流體運移模式Fig.3　The migration model of non hydrocarbon fluid in Naiman Sag

圖4　奈曼凹陷九下段沉積相平面分布Fig.4　The plane distribution of sedimentary facies of K1jf23in Naiman Sag

3.2幔源CO2和H2S的充注時間早于烴類，N2充注于燕山晚期

雙河背斜形成于九佛堂組沉積期，定型于沙海組沉積末期，而遼河坳陷外圍中生代盆地烴源巖的大量排烴期在晚白堊紀以后。H2S的充注時間早于烴類，CO2性質較為穩定，以游離態和水溶態賦存于地層中。H2S活動性較強，在盆地快速斷陷期（九佛堂組沉積期）還原條件的深水環境中，大部分形成黃鐵礦，在后期烴類的注入過程中，殘余的H2S與烴類作用形成甲硫醇、乙硫醇、異丙硫醇、甲硫醚及甲乙硫醚等含硫有機物。燕山晚期區域擠壓作用對凹陷內的石油地質事件有較大影響，一是有機質熱演化過程中斷，這也是該區烴源巖成熟度普遍偏低的主要原因，對低成熟帶生烴能力影響較大；二是上、下白堊統之間沉積間斷時間長，下白堊統普遍遭受剝蝕，尤以斜坡帶最明顯，剝蝕幅度在500～700 m以上，沙海組和阜新組被削截并開啟，輕烴組分很容易沿粗相帶及斷裂破碎帶散失，造成斜坡帶的原油難以保存，而中央洼陷帶九上段隨著輕烴組分的逸失，使得九上段原油稠于九下段。同時，由于地層埋深較淺，且斷裂活動使得空氣隨地表水進入地下水循環中，其中的O2由于易與其他物質發生氧化作用而被消耗掉，而N2則賦存于地層中，因此斷裂附近的奈1-58-38井以及生產層位為九上段的井N2含量均較高。

3.3砂體的展布特征控制非烴流體的平面展布

奈曼凹陷九佛堂組沉積期由于震蕩性湖侵與湖退，廣泛發育的湖泊扇三角洲相和局部發育的湖底扇在縱向上表現為多期疊置或擺動（參見圖4），平面展布范圍也隨之變化［22］，奈曼油田九下段Ⅱ與Ⅲ油組為巖性油氣藏，砂體的展布控制了非烴流體分布范圍。非烴流體沿深大斷裂進入淺層地層時，賦存于斷裂兩端的砂體中，在烴源巖大規模排烴過程中，油氣進入儲集層，在重力分異作用下，烴類占據了砂體的高部位，烴類流體富集，且伴生氣具濕度高、干燥系數低、CH4及同系物碳同位素偏輕的油型伴生氣特征。烴類流體干燥系數，CO2，H2S及含硫礦物均與低電阻率地層平面分布吻合，據此提取的地震屬性，可代表九下段Ⅲ油組砂體的展布（圖5）。

圖5　奈曼凹陷九下段Ⅲ油組單砂體平面展布Fig.5　The plane distribution of single sand body of K1jf23in Naiman Sag

3.4泥巖厚度及泥巖與砂巖的配置關系控制非烴流體的保存

奈1區塊東部九下段Ⅱ與Ⅲ油組均表現為明顯的厚層泥包砂特征，為盆地快速斷陷期在深湖相發育較好的濁積扇微相砂體，垂向上與扇三角洲前緣砂體交互疊置，深灰色凝灰質泥巖單層厚度為12 m，累計厚度為60 m，濁積扇砂體包裹于泥巖之中，形成良好的封閉環境，有利于H2S的保存。奈1-40-54井區SO42-，H2S，含硫有機物與黃鐵礦相對富集。奈1-40-54井投產初期自噴生產，是奈1區塊目前唯一一口自噴井。根據奈1-40-54井流體分析，其烴類流體體積分數僅為9.5%，N2體積分數為3.6%，說明受大氣成因影響較小，幔源CO2體積分數高達86.9%，H2S體積分數為192.4×10-6，是該區塊H2S含量最高的井，說明其H2S保存條件較好。

4　結論

（1）晚侏羅世至早白堊世早期大規模的火山活動是幔源成因CO2和H2S的主要來源；CO2和H2S先于烴類流體進入儲層，燕山晚期的構造活動使得N2進入儲層。

（2）CO2含量與地層水中的HCO3-濃度及總礦化度均呈正比。S元素目前以痕量H2S、含硫有機化合物及黃鐵礦結核的形式存在，為幔源成因的H2S與地層礦物及流體不斷作用的結果，H2S和含硫有機化合物的富集程度與SO42-濃度呈正比。

（3）基底大斷裂與火山活動控制CO2及H2S的來源和富集程度，砂體的展布特征控制非烴流體的平面展布規律，泥巖厚度及泥巖與砂巖的配置關系控制非烴流體的保存條件。

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（本文編輯：李在光）

Geological significance and controlling factors of nonhydrocarbon fluid of Jiufotang Formation in Naiman Sag

SHU Lijuan
（Liaoxing Oil&Gas Development Company，PetroChina Liaohe Oilfield Company，Panjin 124010，Liaoning，China）

The nonhydrocarbon fluid in Naiman Sag of mainly refers to CO2，H2S and N2.Through component analysis of oil-associated gas，combining with regional tectonic history，nonhydrocarbon fluid content and carbon isotopic analysis，this paper studied the genesis，time entering into the reservoir and controlling factors of preservation and distribution of the nonhydrocarbon fluid in Naiman Sag.The result shows that CO2and H2S in Naiman Sag come from mantle-derived magma eruption，prior to entering the reservoir of oil and gas.The enrichment degree of CO2in formation water is directly proportional to the concentration of HCO3-.Nature of H2S is not stable，and exists in the form of trace H2S，organic sulfur compounds and pyrite nodules at present.The enrichment degree of H2S and organic sulfur compounds is proportional to the concentration of SO42-.The atmospheric N2came into the reservoir at the late Yanshan tectonic uplift，and enriched in the vicinity of shallow strata and shallow fault.The distribution characteristics of sand bodies control the plane distribution rule of nonhydrocarbon fluid.Thickness of mudstone and configuration relation between mudstone and sandstone decided the preservation conditions of nonhydrocarbon fluid.The research results provide theoretical basis for next exploration deployment in Naiman Sag.

nonhydrocarbon fluid；cause analysis；distribution；controllingfactors；Naiman Sag

TE132.3

A

1673-8926（2015）03-0075-07

2014-08-13；

2014-10-20

國家重大科技專項“大型油氣田及煤層氣開發”（編號：2011ZS05007-002）資助

舒麗娟（1982-），女，碩士，工程師，主要從事地質勘探與開發工作。地址：（124010）遼寧省盤錦市興隆臺區遼興油氣開發公司。電話：（0427）7355785。E-mail：lxyqshulijuan@163.com。