戴金星，倪云燕，秦勝飛，黃士鵬，彭威龍，韓文學(xué)

（中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083）

0 引言

中國以往的油氣勘探開發(fā)主要集中在中、淺層，但目前其勘探開發(fā)程度已很高，油氣潛力下降。深層和超深層勘探開發(fā)程度還較低，油氣潛力巨大，成為目前油氣勘探開發(fā)的重要接替領(lǐng)域，尤其是天然氣。有關(guān)深層和超深層的定義，不同國家、不同機(jī)構(gòu)和不同學(xué)者有所不同。據(jù)2005年中國礦產(chǎn)儲量委員會《石油天然氣儲量計算規(guī)范》[1]，將埋深3 500～4 500 m定義為深層，大于4 500 m定義為超深層；中國鉆井工程領(lǐng)域把埋深4 500～6 000 m稱為深層，大于6 000 m稱為超深層。歐美大部分學(xué)者把埋深大于4 500 m的層系稱為深層，因為在平均地溫梯度為2.5～3.0 ℃/100 m時，當(dāng)深度為4 000～5 000 m時，大量液態(tài)烴的生成趨于結(jié)束而轉(zhuǎn)變?yōu)樯蓺鈶B(tài)烴[2]，李小地也持此觀點[3]，妥進(jìn)才等也認(rèn)為深層指深度大于4 500 m[4]，劉文匯等指出“深層氣是指儲于 4 500 m以深的天然氣”[5]，Samvelov把深度大于4 000 m稱為深層[6]。許多學(xué)者指出深層的深度標(biāo)準(zhǔn)應(yīng)該考慮所處盆地的地溫梯度大小[7-8]，在地溫梯度高的盆地，深層的深度相對為淺；在地溫梯度低的盆地，深層的深度相對為深。松遼盆地平均地溫梯度為 3.7 ℃/100 m，最高達(dá) 6.1 ℃/100 m[9]，華北盆地平均地溫梯度為 3.58 ℃/100 m[10]，故中國東部地區(qū)深層深度門檻值為3 500 m，超深層門檻值為4 500 m[8]；中國西部塔里木盆地平均地溫梯度為（2.26±0.30） ℃/100 m[11]，故深層深度門檻值為 4 500 m，超深層門檻值為6 500 m[8]。四川盆地平均地溫梯度為2.28 ℃/100 m[12]，與塔里木盆地幾乎一致，故其深層與超深層的深度門檻值與塔里木盆地一樣。

由于中國東部盆地地溫梯度高、中西部盆地地溫梯度低，故東部和中西部盆地深層和超深層的深度標(biāo)準(zhǔn)有別，趙文智等[13]認(rèn)為中國東部地區(qū)埋深3 500 m以深為深層，深度值大于4 500 m為超深層；西部地區(qū)埋深4 500～5 500 m為深層，深度值大于5 500 m為超深層。王招明等基于庫車坳陷勘探實踐，認(rèn)為埋深大于6 500 m為超深層[14]。馮佳睿等認(rèn)為埋深大于7 000 m為超深層[15]。肖德銘等認(rèn)為松遼盆地北部深層指下白堊統(tǒng)泉頭組二段以下至基底各層[16]，中國石油學(xué)會把中國東部地區(qū)前新生界定義為深層，中國西部地區(qū)古生界以下地層定義為深層[8]。Mielieniexsk認(rèn)為生油窗以下的天然氣統(tǒng)稱深層氣[17]。何治亮等、李忠和孫瑋等認(rèn)為中國中西部含油氣盆地中，深層一般對應(yīng)深度范圍為4 500～6 000 m，超深層埋深大于6 000 m[18-20]。作者支持何治亮、李忠的深層和超深層的深度劃分標(biāo)準(zhǔn)。

四川盆地老關(guān)廟中二疊統(tǒng)氣藏（7 153.5～7 175.0 m）是中國最早發(fā)現(xiàn)的超深層氣藏[21]。美國阿納達(dá)科盆地Mills Ranch氣田曾是世界上最深氣田，在下奧陶統(tǒng)碳酸鹽巖 7 663～8 083 m深度范圍探明儲量為365×108m3[22]。截至2016年底，世界共發(fā)現(xiàn)埋深大于6 000 m的工業(yè)性油氣田 52個，美國墨西哥灣盆地Merganser深水氣田是目前世界最深的氣田[23]，深度為8 547 m，儲量僅21.89×108m3。中國最深氣田為塔里木盆地克深氣田，該氣田克深9氣藏平均井深7 785 m；克深902井深8 038 m，在未進(jìn)行儲集層改造條件下用5 mm油嘴產(chǎn)氣30×104m3/d[24]。

1 四川盆地天然氣地質(zhì)概況

四川盆地是在克拉通基礎(chǔ)上發(fā)育的大型疊合含氣盆地，面積約 18×104km2。四川盆地也是世界上最早勘探開發(fā)天然氣的盆地之一，早在中國秦漢時期就出現(xiàn)了人工鉆鹽井，且伴隨天然氣產(chǎn)出[25]。威遠(yuǎn)氣田是中國儲集層時代最老的震旦系氣田。2016年盆地產(chǎn)天然氣 300.19×108m3，其中頁巖氣 78.82×108m3。截至2016年底，盆地共發(fā)現(xiàn)氣田131個（包括頁巖氣田3個），其中大氣田21個（見圖1），探明天然氣地質(zhì)儲量 37 544×108m3（其中頁巖氣 5 441×108m3），僅為盆地天然氣總資源量38.11×1012m3的9.85%，說明盆地天然氣勘探的潛力還很大。盆地工業(yè)性油氣層系多，常規(guī)、致密油氣產(chǎn)層25個（海相18個），頁巖氣產(chǎn)層2個，是中國迄今發(fā)現(xiàn)工業(yè)性油氣層系最多的盆地。前人認(rèn)為四川盆地有8個超深層大氣田的觀點值得商榷，因為他們把四川盆地超深層的門檻值定為4 500 m顯然過小了[26]。元壩氣田和龍崗氣田為儲集層深度大于6 000 m的兩個超深層大氣田。最近，川西地區(qū)雙探3井在超深層7 569.0～7 601.5 m泥盆系觀霧山組獲得工業(yè)氣流，填補(bǔ)了中國泥盆系無工業(yè)氣藏的空白。

圖1 四川盆地大氣田分布圖

四川盆地由基底和沉積蓋層二元結(jié)構(gòu)組成，前震旦系基底之上的沉積蓋層總厚度為6 000～10 000 m，蓋層由海相地層和陸相地層疊合而成。震旦系至中三疊統(tǒng)主要發(fā)育海相地層，厚2 000～5 000 m，盆地絕大部分氣源巖（主要為震旦系陡山沱組（Z1d）、寒武系筇竹寺組（—C1q）、志留系龍馬溪組（S1l）、二疊系龍?zhí)督M（P3l）和大隆組（P3d））和氣層分布在這套地層中。中三疊統(tǒng)以上為陸相碎屑巖地層，厚2 000～5 000 m，其中上三疊統(tǒng)須家河組（T3x）煤系、下侏羅統(tǒng)涼高山組（J1l）和自流井組（J1z）湖相暗色泥巖為主要烴源巖，四川盆地少量石油與下侏羅統(tǒng)相關(guān)。四川盆地油氣生儲蓋組合如圖2所示。

圖2 四川盆地生儲蓋層綜合柱狀圖

2 天然氣的組分特征

四川盆地超深層天然氣主要發(fā)現(xiàn)于龍崗和元壩大氣田（見圖1），盡管在普光大氣田有個別井（普光9、普光10井）已鉆入超深層，但井深主要在5 259 m左右[26]，處于深層大氣田范圍。由表 1可見，區(qū)域探井均為超深層氣井，超深層氣最新層位為中三疊統(tǒng)雷口坡組（彭州 1、新深 1、羊新 1井），最老層位為下寒武統(tǒng)龍王廟組（—C1l，龍?zhí)?1井），龍崗大氣田和元壩大氣田超深層天然氣儲集層為長興組和飛仙關(guān)組。所有超深層氣的儲集層巖性均為碳酸鹽巖。

由表1和圖3可見：超深層天然氣的烷烴氣中甲烷占絕對優(yōu)勢，根據(jù)38口井資料分析，甲烷含量最高的占99.56%（雙探7井），最低的占53.25%（元壩1井），平均為86.67%；乙烷含量很低，最高的占1.05%（元壩12井），最低的僅占0.01%（老君1），平均為0.13%；丙烷含量有35個樣品為0，個別井達(dá)0.29%（普光9井）；丁烷46個樣品含量為0。由此可見，四川盆地超深層天然氣均為干氣，乙烷含量低，丙、丁烷幾乎沒有，這與處于超深層成熟度高，乙烷、丙烷、丁烷被裂解有關(guān)。氮的含量一般較低，最高為15.06%（元壩221井），最低為0.01%（龍崗9井），平均為1.84%。CO2含量最高的為40.05%（龍崗39井），最低為0.07%（元壩222井），平均7.72%。H2S含量最高為25.21%（老君1井），最低為0.02%（雙探1井），平均為5.45%。

3 碳?xì)渫凰亟M成

由表 1可見四川盆地超深層所有井烷烴氣中最常見組分為甲烷和乙烷，所以烷烴氣碳?xì)渫凰亟M成主要為δ13C1、δ13C2和δD1，碳?xì)渫凰亟M成信息非常有限，使得天然氣成因類型鑒別難度增加。

3.1 烷烴氣碳同位素組成

由表1可見：δ13C1值從-33.6‰（新深1井）變化至-26.7‰（雙探8井），δ13C2值從-32.9‰（羊新1井）變化至-22.1‰（龍崗8井）。從圖4可知絕大部分天然氣為原生型天然氣[27-32]，可用其碳同位素值進(jìn)行氣源對比。

3.2 烷烴氣氫同位素組成

由表1可見：δD1值從-156‰（元壩221井）變化至-113‰（元壩12井），只有4個樣品檢測到δD2值，從-103‰（元壩222井）變化至-89‰（普光9井）。

3.3 二氧化碳碳同位素組成

由表1可見：δ13CCO2值從-17.2‰（龍崗1井）變化至1.9‰（龍崗61井），中國天然氣δ13CCO2值從-39‰變化至 7‰[33]，曾認(rèn)為世界天然氣δ13CCO2值變化范圍為-42‰～27‰[34]，最近有學(xué)者發(fā)現(xiàn)其變化范圍更大，為-55.2‰～45.0‰[35]，因此，四川盆地超深層天然氣δ13CCO2值變化范圍比前人統(tǒng)計的中國乃至世界的變化范圍要小得多。

4 天然氣的成因

4.1 烷烴氣的成因

把表 1中δ13C1、δ13C2和δ13C3各值投入圖 5中，同時根據(jù)表 1按龍崗氣田、元壩氣田、普光氣田和區(qū)探井分別討論各烷烴氣的成因。

圖3 四川盆地超深層天然氣組分及含量（括號內(nèi)數(shù)字為樣品數(shù)）

圖4 四川盆地超深層天然氣碳同位素組成系列類型

圖 5 四川盆地超深層天然氣 δ13C1-δ13C2-δ13C3鑒別圖[36]

由圖5可知，除龍崗62和龍崗001-3兩口井碳同位素組成倒轉(zhuǎn)外，龍崗氣田的烷烴氣均為煤成氣。胡國藝等[27]和秦勝飛等[30]研究也認(rèn)為是煤成氣；趙文智等[37]指出龍崗臺內(nèi)礁灘天然氣是單一的煤成氣聚集，儲集層中發(fā)育浸染狀瀝青。導(dǎo)致烷烴氣碳同位素組成倒轉(zhuǎn)的可能因素有[32,38]：①天然氣運(yùn)移過程中同位素的分餾效應(yīng)；②某一烷烴氣組分被細(xì)菌氧化；③有機(jī)氣和無機(jī)氣的混合；④煤成氣和油型氣的混合；⑤同一類型成熟度不同的兩個層段烴源巖生成氣的混合；⑥同一層段烴源巖在不同成熟度生成氣的混合。由于龍崗62和龍崗001-3兩口井天然氣組分特征不支持第②種因素；四川盆地稀有氣體均為殼源氣[39]，不支持第③種因素；該氣田天然氣以煤成氣為主體，不支持第④—⑥種因素，故導(dǎo)致這兩口井碳同位素組成倒轉(zhuǎn)的因素可能與煤成氣運(yùn)移過程中碳同位素組成分餾有關(guān)，即由于分餾效應(yīng)使正碳同位素組成系列的煤成氣發(fā)生倒轉(zhuǎn)。

由表1可知，元壩氣田的烷烴氣，凡是有δ13C1、δ13C2或δ13C3值的，均屬正碳同位素組成系列，故是原生型烷烴氣，未受次生改造和混合。由圖 5可見，元壩氣田烷烴氣主要是煤成氣，僅有元壩221和元壩222井顯示出油型氣特征。關(guān)于元壩氣田烷烴氣成因與烴源巖許多學(xué)者有不同觀點，一種觀點與筆者觀點相同，認(rèn)為烷烴氣主要是煤成氣，也有少量油型氣[27,40]。元壩 3井在龍?zhí)督M下部有較多暗色泥巖和泥灰?guī)r，TOC值大于0.5%的層段厚度達(dá)70 m；在距氣田不遠(yuǎn)的東南部儀隴附近的龍?zhí)督M煤層達(dá) 3組[27]，說明存在形成煤成氣的烴源巖條件。另一種觀點認(rèn)為烷烴氣主要是原油裂解而成的油型氣[29,41-43]，烴源巖以大隆組和龍?zhí)督M（吳家坪組（P3w））為主，TOC值為0.27%～7.20%，元壩 3井龍?zhí)督M干酪根δ13C在-27.8‰～-24.9‰，平均為-26.8‰，有機(jī)質(zhì)以混合型為主[44-45]。還有學(xué)者根據(jù)氬同位素特征，判定元壩氣藏氣源可能是震旦系或下寒武統(tǒng)筇竹寺組形成原油的裂解氣[46]。筆者認(rèn)為元壩氣田的烷烴氣以煤成氣為主，還有少許油型氣，氣源巖應(yīng)為龍?zhí)督M（吳家坪組）和大隆組。元壩 3井龍?zhí)督M干酪根δ13C值與Redding等[47]劃分的Ⅲ型干酪根δ13C值-26.6‰～-25.4‰基本相當(dāng)，故元壩氣田龍?zhí)督M或吳家坪組烴源巖不是混合型而是腐殖型而利于生氣。根據(jù)表1中δ13C1和δ13C2值編制圖6，由圖6可見元壩氣田的烷烴氣也主要為煤成氣。

由表1可見，區(qū)域探井的烷烴氣除羊新1井外，凡有δ13C1、δ13C2和δ13C3值的均屬正碳同位素組成系列，根據(jù)凡δ13C2大于-28.0‰屬煤成氣、δ13C2小于-28.5‰為油型氣的鑒別標(biāo)準(zhǔn)[31-32]，彭州1井烷烴氣為煤成氣，新深1井烷烴氣為油型氣，圖 5也驗證了此觀點。根據(jù)凡δ13C2值大于-28.0‰屬煤成氣、δ13C2值變化在-28.5‰～-28.0‰主要為煤成氣[32]，除無機(jī)成因氣外，凡δ13C1值大于-30‰的甲烷是煤成氣[33]的鑒別指標(biāo)，表1中所有雙探號井、龍?zhí)?井和老君1井的烷烴氣也是煤成氣。

圖6 四川盆地超深層天然氣煤成氣和油型氣δ13C1-δ13C2對比圖

表1中δD1—2值不多，但從有限數(shù)值總觀，煤成氣的δD1值較重，主要為-129‰～-113‰，而油型氣的δD1值輕，主要為-156‰～-131‰。δ13C1-δD1圖（見圖7）就反映出了此特點，特別要指出，四川盆地寒武系筇竹寺組和震旦系腐泥型烴源巖生成、聚集在川中古隆起上的油型氣，δD1值同樣較輕，為-150‰～-131‰[48]（見圖7）。由圖7可見，龍崗氣田、元壩氣田、除新深1井外所有區(qū)域探井烷烴氣均為煤成氣。δ13C1-δ13C2對比圖也證明區(qū)域探井的烷烴氣主要是煤成氣（見圖6）。

圖7 四川盆地震旦系—寒武系與長興組—飛仙關(guān)組天然氣 δ13C1-δD1對比圖

四川盆地西北部有許多雙探號鉆井（見表1），其中多數(shù)井獲得工業(yè)氣流，產(chǎn)層主要為長興組、茅口組、棲霞組、觀霧山組和龍王廟組。以往對川西北地區(qū)古生界油氣的烴源巖研究較多，根據(jù)露頭區(qū)發(fā)現(xiàn)固體瀝青、油砂巖、油苗的多種生物標(biāo)志物研究，認(rèn)為烴源巖為震旦系陡山沱組[49]、寒武系[50-51]（主要下寒武統(tǒng)）和下志留統(tǒng)黑色頁巖[52-53]。騰格爾等指出龍門山北段海相油氣藏優(yōu)質(zhì)烴源巖主要有筇竹寺組、大隆組泥質(zhì)巖和棲霞組、茅口組碳酸鹽巖[54]；同時還指出，需特別注意上古生界烴源巖，因為川西北地區(qū)如果存在與元壩氣田一樣的大隆組烴源巖，就可解釋雙探號井烷烴氣是煤成氣，而不是陡山沱組和下寒武統(tǒng)筇竹寺組來源油型氣（見圖6）。

4.2 二氧化碳的成因

四川盆地二氧化碳有無機(jī)成因和有機(jī)成因兩種，δ13CCO2是鑒別兩種成因的有效指標(biāo)。國內(nèi)外學(xué)者對此做過較多研究，沈平等認(rèn)為無機(jī)成因的δ13CCO2值大于-7‰，有機(jī)成因的δ13CCO2值為-20‰～-10‰[55]；上官志冠等指出：變質(zhì)成因δ13CCO2值為-3‰～1‰，幔源成因的δ13CCO2值平均為-8.5‰～-5.0‰[56]；Moore等指出太平洋中脊玄武巖包裹體中δ13CCO2值為-6.0‰～-4.5‰[57]；Gold等認(rèn)為巖漿來源的δ13CCO2值雖多變，但一般值在-7‰±2‰[58]；戴金星等綜合研究國內(nèi)外大量δ13CCO2值后發(fā)現(xiàn)，凡有機(jī)成因δ13CCO2值小于-10‰，無機(jī)成因δ13CCO2值大于-8‰。碳酸鹽巖變質(zhì)成因的無機(jī)二氧化碳δ13CCO2值接近于碳酸鹽巖的δ13C值，在0±3‰；火山-巖漿和幔源相關(guān)無機(jī)成因二氧化碳δ13CCO2值大多在-6‰±2‰，并編制了有機(jī)成因和無機(jī)成因二氧化碳鑒別圖（見圖8）[59]。

圖8 四川盆地超深層天然氣有機(jī)成因和無機(jī)成因二氧化碳鑒別圖

把表1中相關(guān)井δ13CCO2值與CO2含量投入圖8中，從圖8可見：除2口井（龍崗1、元壩27井）為標(biāo)準(zhǔn)有機(jī)成因外（這些二氧化碳和生烴同期形成），絕大部分二氧化碳為無機(jī)成因，是碳酸鹽巖儲集層在過成熟階段產(chǎn)生裂解變質(zhì)形成的，這些井天然氣δ13CCO2值基本上在碳酸鹽巖的δ13C值區(qū)間（0±3‰）就是佐證。

4.3 硫化氫的成因

4.3.1 生物還原型（微生物硫酸鹽還原——BSR）

硫酸鹽還原菌利用各種有機(jī)物（包括油氣）作為給氫體來還原硫酸鹽而形成硫化氫，可以用以下反應(yīng)式概括[60]：

BSR一般發(fā)生在地層溫度低于 80 ℃、Ro值為0.2%～0.3%[61-63]的條件下，其硫化氫含量一般小于5%[64]。由于表1中硫化氫處于過成熟階段的干氣中，生氣時Ro值遠(yuǎn)大于0.3%，故四川盆地超深層天然氣中硫化氫不屬于BSR成因。

4.3.2 非生物還原型（熱化學(xué)硫酸鹽還原——TSR）

由硫酸鹽在烴類或者有機(jī)質(zhì)參與下的高溫化學(xué)還原作用形成的硫化氫，其形成可用以下反應(yīng)式概括：

式（2）中C為生烴源巖中有機(jī)化合物的碳，式（3）中∑CH為油氣，TSR所需溫度為100～140 ℃[65]。中壩氣田雷口坡組硫化氫形成時溫度高于119 ℃[60]，蔡春芳也認(rèn)為溫度高于120 ℃[66]。根據(jù)天然氣特征識別TSR的標(biāo)志，一是硫化氫濃度高（大于 5%），二是反應(yīng)起始最低溫度一般高于120 ℃[67]。元壩氣田硫化氫含量為0.20%（元壩1井，T1f2）～13.33%（元壩1井，P3ch2），多數(shù)大于5%（見表1），同時飛仙關(guān)組氣藏地層溫度為 149.9 ℃，長興組氣藏地層溫度為 139.2～150.3 ℃[68]，均顯示元壩氣田硫化氫為TSR型。龍崗氣田不少井的硫化氫含量大于 5%，故其硫化氫也為TSR型。四川盆地中、下三疊統(tǒng)和震旦系氣藏的硫化氫屬于 TSR成因[69]，威遠(yuǎn)氣田震旦系氣藏硫化氫為TSR成因[70]、普光氣田硫化氫也是TSR成因[66,70-71]。表 1中老君 1和彭州 1井均為干氣，硫化氫含量為3.72%～25.21%，初步分析硫化氫成因也屬TSR型。

4.3.3 裂解型（硫酸鹽熱裂解——TDS）

石油或干酪根裂解也可形成硫化氫，其典型特征一是處于過成熟階段硫酸鹽巖地層中，二是硫化氫含量一般小于2%[60]或者一般不超過3%[72]。石油與凝析油過熱氣化形成的氣體成分組合是 4CO2·46CH4·N2·H2S+痕量氫[73]，據(jù)此組合氣體分子式換算可得過熱形式的天然氣組合中，硫化氫含量約占該天然氣組合總體的1.9%，這決定了TDS成因的H2S含量小于2%。前述威遠(yuǎn)震旦系氣藏硫化氫成因有學(xué)者[69-70]認(rèn)為是 TSR，但也有學(xué)者認(rèn)為是TDS成因，理由如下：該氣藏為干氣，Ro最大值為3.136%～4.640%，硫化氫含量絕大部分為 0.9%～1.5%，僅有兩口井大于 2%，少數(shù)井含量為 0.5%～0.9%[60]。另一些學(xué)者[74]認(rèn)為其為 TDS成因的理由是，根據(jù) 447個氣樣分析，H2S含量最大值為3.44%，平均值為1.09%。表1中雙探號各井為甲烷含量很高的干氣，硫化氫含量很低，僅0.02%～0.41%，故初步分析硫化氫可能也屬TDS成因，但因多口井沒有H2S分析結(jié)果，故其成因有待進(jìn)一步研究確定。

5 結(jié)論

四川盆地在超深層已發(fā)現(xiàn)了龍崗和元壩兩個煤成氣大氣田，除新深1井和元壩222井為油型氣，其他所有超深層井天然氣均為具正碳同位素組成系列的煤成氣。隨著勘探的進(jìn)行，這批超深層探井能探明一些超深層氣田。目前超深層探井主要集中在川東北和川西地區(qū)，建議在川南、川中和川東地區(qū)開展超深層天然氣勘探，將會有新發(fā)現(xiàn)和突破。

所有超深層氣均為濕度很低（0.02%～1.25%）的干氣，說明天然氣是過成熟階段產(chǎn)物。深層氣硫化氫成因主要為TSR型，雙探號探井H2S可能為TDS成因。

以往通常發(fā)現(xiàn)氣藏中有瀝青，就認(rèn)為氣藏天然氣是原油裂解生成的油型氣，此觀點值得商榷。例如龍崗氣田儲集層中發(fā)育有浸染狀瀝青，但它是煤成氣田，這是由于在煤系成烴氣油兼生期，除形成大量煤成氣外，還有少量凝析油和輕質(zhì)油生成，后者在過成熟階段也產(chǎn)生瀝青。故天然氣儲集層中發(fā)現(xiàn)瀝青不能就肯定是油型氣，要對瀝青規(guī)模、產(chǎn)狀與氣同位素組成綜合研究后才能有定論。

致謝：感謝劉全有教授和謝邦華高工提供了區(qū)探井地球化學(xué)數(shù)據(jù)與有關(guān)文獻(xiàn)。