水溶氣脫溶的關鍵時期研究
——以成都凹陷沙溪廟組為例

楊映濤，李　琪，張世華，朱　麗

（1.中國石化西南油氣分公司勘探開發研究院，成都610041；2.中國石油長慶油田分公司氣田開發處，西安710054）

水溶氣脫溶的關鍵時期研究
——以成都凹陷沙溪廟組為例

楊映濤1，李琪2，張世華1，朱麗1

（1.中國石化西南油氣分公司勘探開發研究院，成都610041；2.中國石油長慶油田分公司氣田開發處，西安710054）

水溶氣脫溶成藏是許多石油地質工作者研究的重點，特別是對水溶氣脫溶關鍵時期的確定更是難點。在水溶氣脫溶的關鍵時期，水溶氣大規模脫溶，若具有匹配良好的儲層、圈閉及保存等條件，天然氣就可聚集成藏。利用包裹體、地層水礦化度、溫度及壓力等分析測試資料，結合盆地模擬手段，通過天然氣溶解度回歸方程，計算了成都凹陷重點時期沙溪廟組天然氣溶解度，并研究了各時期天然氣溶解度的變化特征。結果表明：須家河組五段烴源巖生排烴高峰期至沙溪廟組成藏期，天然氣溶解度降低幅度最大，是沙溪廟組水溶氣脫溶的關鍵時期。

水溶氣脫溶；關鍵時期；沙溪廟組；成都凹陷

0　引言

水溶相天然氣在運移過程中，由于天然氣溶解度的變化，導致過飽和的天然氣釋放出游離氣，并在有利的圈閉中聚集成藏。因此，水溶相天然氣脫溶的關鍵時期一般指示的是天然氣大規模成藏的時期，而天然氣的溶解度卻受到溫度、壓力和地層水礦化度等參數的多重影響［1-2］。筆者以成都凹陷沙溪廟組為例，利用包裹體、地層水礦化度、溫度及壓力等分析測試資料，通過盆地模擬手段，選取典型井，計算烴源巖生排烴高峰期、沙溪廟組成藏期、沙溪廟組地層溫度為80℃的沉積期以及現今等4個關鍵時期天然氣的溶解度，并分析各時期天然氣溶解度的變化特征，明確成都凹陷沙溪廟組水溶氣脫溶的關鍵時期，為該區下一步天然氣的勘探開發提供依據。

1　沙溪廟組天然氣運移相態

為了研究沙溪廟組天然氣運移相態，本次研究采集了成都凹陷18口井天然氣氣樣48個（沙溪廟組氣樣39個，須家河組五段氣樣9個）及12口井儲層碳酸鹽膠結物樣品98個。通過對天然氣組分及碳酸鹽膠結物同位素值進行分析，并結合地層溫度、壓力條件，認為成都凹陷沙溪廟組天然氣以水溶相天然氣為主。

1.1具備水溶氣形成的溫度及壓力條件

前人研究表明，成都凹陷侏羅系沙溪廟組次生氣藏烴源巖主要為下伏上三疊統須家河組五段的暗色泥巖［3-4］。利用IES盆地模擬軟件，對成都凹陷典型鉆井埋藏史、烴源巖演化史及壓力演化史進行了模擬（圖1）。根據MS1井埋藏史及烴源巖演化史［圖1（a）］可知：須家河組五段烴源巖在距今120 Ma達到生烴高峰，此時須家河組五段烴源巖埋藏深度為3 700 m，地層溫度為160℃。根據MS1井壓力演化史［圖1（b）］可知：生烴高峰期時的須家河組五段地層壓力為70 MPa，不同溫度、壓力條件下甲烷在水中的溶解度［1，5］為6.5，須家河組五段生成的天然氣在高溫、高壓狀態下可大量溶解于水，這便有利于水溶氣的形成。

圖1　MS1井演化史Fig.1　The evolutionary history of MS1 well

1.2來自碳酸鹽膠結物碳同位素分析資料的證據

碳酸鹽膠結物碳同位素可以指示成巖流體中碳的來源。根據自然界碳同位素的分餾機理［6-7］，正常海相碳酸鹽巖的碳酸鹽膠結物δ13C值較高，主要為-4‰～4‰，屬于無機碳源；若δ13C值為-35‰～-4‰時，說明這類方解石中有一定數量的有機碳加入，這些有機碳的形成主要是由烴源巖中有機質發生熱脫羧釋放的部分二氧化碳，這些二氧化碳中的碳同位素較輕，二氧化碳又很容易溶入不同類型的水中（層間水、吸附水及自由水等），從而形成具有較強溶蝕能力的有機酸和碳酸溶液進入到儲層中，導致儲層中的δ13C值較低。

成都凹陷12口井98個碳酸鹽膠結物（方解石）樣品的碳同位素分析資料表明：沙溪廟組方解石δ13C值較低，為-13.82‰～3.56‰，主要分布在小于-4‰的范圍內，較低的碳同位素值說明儲層受須家河組五段有機酸的影響較大，此時須家河組五段烴源巖生成的天然氣在高溫、高壓下大量溶解于水（層間水、吸附水和自由水等）及有機酸等形成的混合溶液中［8］，并沿烴源巖斷層運移至沙溪廟組，顯示出沙溪廟組天然氣運移相態以水溶相為主的特征。

1.3天然氣iC4/nC4資料反映天然氣運移相態以水溶相為主

陳定安等［9］通過實驗證實，天然氣水溶現象可引起天然氣運移指標iC4/nC4的下降，iC4/nC4從1.23～1.55降低至0.51～0.77。其原因是：在同等條件下，異丁烷在水中的溶解度比正丁烷要低。根據成都凹陷18口井48個天然氣氣樣組分分析資料可知：成都凹陷須家河組五段天然氣iC4/nC4值較高，為1.18～1.47；沙溪廟組天然氣iC4/nC4值明顯較小，為0.43～1.28，且主要分布在0.6～0.9，顯示出天然氣運移相態以水溶相為主的特征。

2　天然氣溶解度分析

2.1天然氣溶解度的控制因素

天然氣在水中的溶解度是水溶氣研究的關鍵問題，國內外學者在20世紀60～90年代開展了大量的天然氣溶解性實驗［2，5，10-11］。其結果顯示，天然氣的水溶性具有以下基本特征：①當溫度和地層水礦化度不變時，天然氣在水中的溶解度隨壓力的增大而增大。②當壓力和地層水礦化度一定、溫度為80℃左右時，天然氣溶解度最小，溫度升高或降低，天然氣溶解度均增大；當溫度小于150℃時，溶解度變化幅度較??；當溫度大于150℃時，溶解度變化幅度較大。③當溫度和壓力一定時，天然氣溶解度隨地層水礦化度的增大而輕微降低。由此可見，天然氣溶解度是溫度、壓力及地層水礦化度的函數，壓力對溶解度影響最大，溫度次之，而礦化度對溶解度影響相對最小。

2.2天然氣溶解度的計算

前人通過實驗測定了不同溫度、壓力條件下，天然氣在不同礦化度地層水中的溶解度數據，并回歸了天然氣溶解度的計算公式［5，10-12］，但由于不同學者在實驗中所用的天然氣與地層水類型不同，導致實驗結果具有一定的差異。例如，郝石生等［5］實驗所用的樣品為大慶油田泉280井的氣樣，地層水礦化度為5 g/L；付曉泰等［11］實驗所用的樣品也是大慶油田的氣樣，地層水為人工配制的水溶液。上述2位學者所用的實驗樣品與川西侏羅系天然氣及地層水樣品均具有一定的差異，故實驗結果對川西侏羅系可能不適用。

范泓澈等［10］利用成都凹陷馬蓬3井天然氣樣品及與川西侏羅系地層水特征相似的地層水（地層水礦化度分別為19.029 g/L和34.567 g/L）擬合得到了富甲烷天然氣溶解度與溫度、壓力和礦化度之間的回歸方程式，即

當T＜90℃時（R2=0.999）：

當T≥90℃時（R2=0.998）：

式（1）～（2）中：S為溶解度，m3/m3；p為壓力，MPa；T為溫度，℃；M為礦化度，g/L。

該實驗的烴類氣體中實驗溶解度與擬合溶解度值平均誤差為1.1%，擬合數學模型可信。本次研究利用該數學模型研究成都凹陷沙溪廟組重點歷史時期天然氣溶解度的變化特征。

3　重點時期的天然氣溶解度

由于天然氣溶解度是溫度、壓力及地層水礦化度的函數，為了研究重點歷史時期天然氣溶解度的變化特征，筆者在成都凹陷不同構造帶選取DY1，MS1和LS1這3口典型井，并利用包裹體、地層水礦化度、溫度及壓力等分析化驗資料，結合盆地模擬手段，研究須家河組五段烴源巖生排烴高峰期、沙溪廟組成藏期、沙溪廟組地層溫度為80℃的沉積期以及現今等4個關鍵時期天然氣溶解度的變化特征。

3.1須家河組五段烴源巖生排烴高峰期

通過DY1，MS1和LS1井須家河組五段烴源巖演化史（參見圖1）可知：DY1和MS1井須五段烴源巖在白堊紀中晚期進入生烴高峰期（壓力為120 MPa左右），而LS1井須五段烴源巖在白堊紀晚期進入生烴高峰期（壓力為110 MPa左右）。根據DY1，MS1和LS1井埋藏史及壓力演化史（參見圖1）便可確定在須五段烴源巖生排烴高峰期所對應的地層壓力和溫度。由于該時期烴源巖生烴過程中釋放出大量的低礦化度層間水［13］，導致須五段地層水礦化度大幅降低，該時期地層水礦化度為10 g/L。根據富甲烷天然氣溶解度計算公式，可計算出該時期天然氣的溶解度較高，為5.6～6.6（表1）。

表1　須五段烴源巖生排烴高峰期天然氣溶解度計算Table1　Calculation of gas solubility at the primary timeof hydrocarbon expulsion of the source rocks in the fifth member of Xujiahe Formation

3.2沙溪廟組成藏期

在確定了沙溪廟組成藏期的基礎上，根據埋藏史和壓力演化史等就可得到成藏期相應的壓力和溫度數據。成都凹陷DY1，MS1和LS1這3口井265個沙溪廟組儲層包裹體均一溫度分析資料表明：DY1和MS1井包裹體均一溫度主要為110～130℃，而LS1井包裹體均一溫度主要為100～110℃。結合前人研究成果［3，14］，取這3口井沙溪廟組成藏期的溫度分別為125℃，123℃和110℃，利用盆地模擬，根據成藏期溫度便可確定成藏期時間及地層壓力（表2）。

表2　沙溪廟組成藏期天然氣溶解度計算Table2　Calculation of gas solubility of hydrocarbon accumulation period of Shaximiao Formation

前人研究表明：成都凹陷侏羅系蓬萊鎮組和沙溪廟組次生氣藏儲層與烴源層之間，主要是通過烴源巖斷層溝通的［3，15］，即烴源層生成的油氣主要通過烴源巖斷層運移進入儲層中聚集成藏。故該時期須五段低礦化度地層水沿烴源巖斷層進入沙溪廟組儲層中，降低了沙溪廟組地層水礦化度［15］，同時由于該時期水-巖作用強度較弱，故此時沙溪廟組地層水礦化度應該比現今小，該時期地層水礦化度為20 g/L。根據富甲烷天然氣溶解度計算公式，可計算出該時期天然氣的溶解度為4.3～4.8（參見表2）。

3.3沙溪廟組地層溫度為80℃的沉積期

根據溫度與溶解度的關系可知，當沙溪廟組地層溫度為80℃左右時，天然氣溶解度最小，故該時期對天然氣溶解度的影響較大。由DY1，MS1和LS1井埋藏史、壓力演化史（參見圖1）等可知：DY1和 LS1井在距今12 Ma和21 Ma時溫度降至80℃左右，此時對應的壓力分別為43MPa和39MPa，而MS1井溫度較高，直至現今，沙溪廟組地層溫度仍大于80℃。此外，該時期由于水-巖作用的進一步加強，沙溪廟組地層水礦化度應該比沙溪廟組成藏期稍大，而比現今沙溪廟組地層水礦化度稍小，該時期地層水礦化度為23 g/L。故根據富甲烷天然氣溶解度計算公式，可計算出該時期DY1和LS1井天然氣的溶解度為3.7～3.9（表3）。

表3　沙溪廟組地層溫度為80℃時天然氣溶解度計算Table3　Calculation of gas solubility of Shaximiao Formation at temperature of 80℃

3.4現今

利用現今實測沙溪廟組地層溫度、壓力以及地層水礦化度值，根據富甲烷天然氣溶解度計算公式，可計算出現今DY1，MS1和LS1井天然氣的溶解度為3.4～4.1（表4）。

表4　現今沙溪廟組天然氣溶解度計算Table4　Calculation of gas solubility of Shaximiao Formation of today

4　天然氣溶解度變化特征

通過分析3口典型井的4個重點時期天然氣溶解度值（參見表1～表4）可知：須五段烴源巖生排烴高峰期的天然氣溶解度最高，其值為5.6～6.6；沙溪廟組成藏期的天然氣溶解度隨壓力及溫度等的變化而降低至4.3～4.8；成藏期后，隨著地層抬升，在距今10～20 Ma左右，沙溪廟組地層溫度降至80℃，此時天然氣溶解度進一步降低至3.7～3.9；現今，天然氣溶解度降至最低，其值為3.4～4.1。

此外，從DY1，MS1和LS1井各時期天然氣溶解度變化特征（表5）可以看出：從須五段烴源巖生排烴高峰期至沙溪廟組成藏期這段時間，天然氣溶解度降低最為明顯，溶解度從5.6～6.6降低至4.3～4.8，該時期是成都凹陷沙溪廟組水溶氣脫溶的關鍵時期；沙溪廟組成藏期之后，天然氣溶解度值變化較小，從4.3～4.8降低至現今的3.4～4.1。故成藏期后，地層壓力及溫度等的變化對天然氣的溶解度影響較小，這也是成都凹陷沙溪廟組在成藏期后，地層抬升剝蝕近千米［16］，而現今沙溪廟組產水較普遍的主要原因。如果成藏期后的地層抬升、剝蝕對天然氣溶解度影響較大，那么無論成藏期沙溪廟組水溶相天然氣比例是多少，現今沙溪廟組都應該以游離相天然氣為主，而不是以水溶氣為主，產水較普遍。

表5　成都凹陷典型井沙溪廟組各時期溶解度變化特征Table5　Gas solubility of Shaximiao Formation at different periods of typical wells in Chengdu Depression

5　結論

（1）根據天然氣組分、碳酸鹽膠結物碳同位素分析資料，結合地層溫度及壓力條件，綜合分析認為成都凹陷沙溪廟組天然氣以水溶相天然氣為主。

（2）沙溪廟組水溶氣在烴源巖生排烴高峰期—沙溪廟組成藏期，溶解度降低幅度最大，是沙溪廟組水溶氣脫溶的關鍵時期。

致謝：本文在撰寫過程中得到中國石化西南油氣分公司勘探開發研究院安鳳山教授級高工以及葉素娟高級工程師的指導和幫助，在此表示衷心的感謝！

（References）：

［1］張子樞.水溶氣淺論［J］.天然氣地球科學，1995，6（5）：29-34.

Zhang Zishu.Primary discussion of water-soluble gas［J］.Natural Gas Geoscience，1995，6（5）：29-34.

［2］Dhima A，Jean-Charles de Hempinne，Gerard Morachchini.Solubility of light hydrocarbon and their mixtures in pure water under high pressure［J］.Fluid Phrase Equilibria，1998，145：129-150.

［3］楊克明，朱宏權，葉軍，等.川西致密砂巖氣藏地質特征［M］.北京：科學出版社，2012：154-325.

Yang Keming，Zhu Hongquan，Ye Jun，et al.The geological characteristics of tight sandstone gas reservoirs in west Sichuan Basin［M］.Beijing：Science Press，2012：154-325.

［4］祝金利，鄒越，陳冬霞.川西坳陷中段中、淺層天然氣來源與碳同位素地球化學特征［J］.巖性油氣藏，2011，23（6）：18-22.

Zhu Jinli，Zou Yue，Chen Dongxia.Origin and carbon isotope geochemistry characteristics of middle shallow natural gas in the middle part of western Sichuan Depression［J］.Lithologic Reserviors，2011，23（6）：18-22.

［5］郝石生，張振英.天然氣在地層水中的溶解度變化特征及地質意義［J］.石油學報，1993，14（2）：12-21.

Hao Shisheng，Zhang Zhenying.The characteristics of the solubility of natural gas in formation waters and its geogolgical significance［J］.Acta Petrolei Sinica，1993，14（2）：12-21.

［6］Hudson J D.Stable isotopes limestone lithification［J］.Journal of Geological Society，1977，133（4）：637-660.

［7］SuessE，WhiticarMJ.Methane-derived CO2in porefluids expelled from the Oregon subduction zone［J］.Palaeogeography，Palaeoclimatology，Palaeoecology，1989，71（1/2/3/4）：119-136.

［8］覃偉，李仲東，鄭振恒，等.鄂爾多斯盆地大牛地氣田地層水特征及成因分析［J］.巖性油氣藏，2011，23（5）：115-119.

Qin Wei，Li Zhongdong，Zheng Zhenheng，et al.Characteristics and genesis of formation water in Daniudi Gas Field，Ordos Basin［J］. Lithologic Reserviors，2011，23（5）：115-119.

［9］陳定安，李劍鋒.天然氣運移的地球化學指標研究［J］.天然氣地球科學，1994，5（4）：38-43.

Chen Ding'an，Li Jianfeng.The geochemical indicators of gas migration［J］.Natural Gas Geoscience，1994，5（4）：38-43.

［10］范泓澈，黃志龍，袁劍，等.富甲烷天然氣溶解實驗及水溶氣析離成藏特征［J］.吉林大學學報，2011，41（4）：1033-1039.

Fan Hongche，Huang Zhilong，Yuan Jian，et al.Solubility experiment of methane-rich gas and features of segregation and accumulation［J］.Journal of Jilin Unviersity，2011，41（4）：1033-1039.

［11］付曉泰，王振平，盧雙舫，等.天然氣在鹽溶液中的溶解機理及溶解度方程［J］.石油學報，2000，21（3）：89-94.

Fu Xiaotai，Wang Zhenping，Lu Shaungfang，et al.Mechanism of natural gas dissolving in brines and the dissolving equation［J］.Acta Petrolei Sinica，2000，21（3）：89-94.

［12］張云峰，付廣.一種計算氣藏中水溶釋放氣貢獻量的方法［J］.新疆石油地質，2002，23（1）：46-48.

Zhang Yunfeng，Fu Guang.A method for calculating the contribution of water-soluble released gas to a natural gas reservoir［J］.Xinjiang Petroleum Geology，2002，23（1）：46-48.

［13］史忠生，何胡軍，陳少平，等.黏土礦物在石油初次運移中的作用研究［J］.西安石油學院學報：自然科學版，2003，18（4）：26-29.

Shi Zhongsheng，He Hujun，Chen Shaoping，et al.Effect of clay minerals on initial migration of petroleum［J］.Journal of Xi'an Petroleum Institute：Natural Science Edition，2003，18（4）：26-29.

［14］馮杰瑞，冷濟高，朱麗，等.應用流體包裹體厘定合興場地區須家河組天然氣成藏期次［J］.巖性油氣藏，2011，23（5）：38-42.

FengJierui，Leng Jigao，Zhu Li，et al.Using fluid inclusion to redefine gas accumulation stages of Xujiahe Formation in Hexingchang area［J］.Lithologic Reserviors，2011，23（5）：38-42.

［15］葉素娟，李嶸，張世華.川西坳陷中段侏羅系次生氣藏地層水化學特征及與油氣運聚關系［J］.石油試驗地質，2014，36（4）：487-493.

Ye Sujuan，Li Rong，Zhang Shihua.Chemical characteristics ofJurassic formation water and its relationship with hydrocarbon migration and accumulation in middle part of Western Sichuan Depression［J］.Petroleum Geology&Experiment，2014，36（4）：487-493.

［16］沈忠民，劉陽，劉四兵.川西坳陷中段喜山期剝蝕厚度恢復［J］.物探化探計算技術，2011，33（2）：189-194.

Shen Zhongmin，Liu Yang，Liu Sibing.Denudation recovery of Himalayan periods in middle section of western Sichuan Depression［J］.Computing Techniques for Geophysical and Geochemical Exploration，2011，33（2）：189-194.

（本文編輯：楊琦）

Crucial period of water-soluble gas degasification：A case study from Shaximiao Formation in Chengdu Depression

YANG Yingtao1，LI Qi2，ZHANG Shihua1，ZHU Li1
（1.Research Institute of Exploration and Development，Southwest Oil and Gas Company，Sinopec，Chengdu 610041，China；2.Department of Gas Field Development，PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an 710054，China）

The water-soluble gas degasification and accumulation is the key issue of many oil geological workers，especially the crucial period of the water-soluble gas degasification.If have good condition of reservoir，trap and preservation in that period，the gas can accumulate.By means of the analyzing data of inclusion，formation water salinity，temperature and pressure，combining with basin simulation and regression equation of gas solubility，this paper calculated the gas solubility of Shaximiao Formation at the key periods in Chengdu Depression，and researched the alternation characteristics of gas solubility.The results show that the time from the primary time of hydrocarbon expulsion of the source rocks in the fifth member of Xujiahe Formation to the hydrocarbon accumulation period of Shaximiao Formation，the gas solubility is lowest，which is the key period for the water-soluble gas degasification.

water-soluble gas degasification；crucial period；ShaximiaoFormation；Chengdu Depression

TE122.1

A

1673-8926（2015）03-0056-05

2014-12-24；

2015-03-03

國家重大科技專項“四川盆地碎屑巖層系大中型油氣田形成規律與勘探方向”（編號：2011ZX05002-004-001）和中國石化西南油氣分公司科技專項“成都凹陷中下侏羅統油氣富集規律研究”（編號：GJ-284-1324）聯合資助

楊映濤（1983-），男，碩士，工程師，主要從事石油天然氣勘探方面的綜合研究工作。地址：（610041）四川省成都市高新區（南區）吉泰路688號中石化西南科研基地A座1803室。E-mail：taoyingyang@163.com。