地球科学进展

Advances in Earth Science  2017 , 32 (11): 1183-1192 https://doi.org/10.11867/j.issn.1001-8166.2017.11.1183

Orginal Article

阿姆河右岸区块气藏酸气的成因与分布影响因素

李琦, 徐亮, 匡冬琴

中国科学院武汉岩土力学研究所,岩土力学与工程国家重点实验室,湖北 武汉 430071

Origin and Distribution Factors of Sour Gases in Natural Gas Reservoirs in the Amu Darya Right Bank Block, Turkmenistan

Li Qi, Xu Liang, Kuang Dongqin

State Key Laboratory of Geomechanics and Geotechnical Engineering, Institute of Rock and Soil Mechanics, Chinese Academy of Sciences, Wuhan 430071, China

中图分类号:  P618.13

文献标识码:  A

文章编号:  1001-8166(2017)11-1183-10

收稿日期: 2017-08-31

修回日期:  2017-10-23

网络出版日期:  2017-11-10

版权声明:  2017 地球科学进展 编辑部 

基金资助:  国家自然科学基金面上项目“酸气—咸水作用下岩石特异性破坏机理研究”(编号: 41274111)中国科学院百人计划择优支持项目“酸气回注”(编号: O931061C01)资助

作者简介:

First author:Li Qi (1972-), male, Qingzhou City, Shandong Province, Professor. Research areas include carbon dioxide geological utilization and storage, acid gas injection.E-mail:qli@whrsm.ac.cn

作者简介:李琦(1972-),男,山东青州人,研究员,主要从事酸气回注、二氧化碳地质封存与利用研究.E-mail:qli@whrsm.ac.cn

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摘要

土库曼斯坦阿姆河右岸区块气藏属于酸性气藏,气体碳同位素组成特征显示,该研究区块的二氧化碳(CO2)属于无机成因;而烃源岩、储层、有机质镜质体反射率、酸性气体含量等资料显示,研究区的硫化氢(H2S)为硫酸盐热化学还原反应的产物。通过对常规酸性气体分布影响因素的分析,包括构造、断裂、盖层质量、沉积相、储层类型、埋深、岩相、硫源等进行归纳可以得出,影响研究区酸性气体分布的因素主要有:土库曼斯坦阿姆河右岸区块的基底断裂有利于CO2分布;盖层质量越好,越有利于CO2富集;生物堤礁带、点礁和逆掩断裂带的气藏具有中等CO2含量;上侏罗统基末利—提塘阶膏盐岩是形成H2S的重要硫源,但不是充分条件,中—下侏罗统海滨相碎屑岩作为研究区主力烃源岩是H2S气藏的主要硫源,中—上侏罗统卡洛夫—牛津阶碳酸盐岩和上侏罗统基末利—提塘阶巨厚膏岩层有利于H2S保存;溶解态SO2-4源影响H2S分布;构造、断裂导致H2S分布更为复杂;研究区孔隙(洞)型储层与H2S分布具有良好的相关关系;研究区H2S多分布在地温高于100 ℃的地层中;开阔台地深水沉积相不利于H2S形成,点礁和逆掩断裂带属于低H2S含量带,生物堤礁带属于中—高H2S含量带。通过研究区的同位素、沉积相、岩性、温度、断裂分布等因素的全面分析,初步提出了其CO2和H2S的成因,且较为全面地讨论了酸气分布的影响因素,并指出为确定更细致的酸性气体成因和分布因素仍需进行必要的后续研究工作。

关键词： 土库曼斯坦 ; 阿姆河右岸区块 ; 酸性气体 ; 二氧化碳 ; 硫化氢

Abstract

Through the analysis of original carbon isotopes in the blocks on the right bank of the Amu Darya River, Turkmenistan, it can be firstly concluded that the carbon dioxide (CO2) in the sour gas reservoirs belongs to the inorganic-origin gas. The origin of hydrogen sulfide (H2S) in the Amu Darya Right Bank Block is thermochemical sulfate reduction from the detailed analysis of hydrocarbon source rocks data, reservoir characteristics, vitrinite reflectance of organic matter, and sour gas content. Then, the factors affecting the distribution of sour gases in the Amu Darya Right Bank Block were investigated by the analysis of conventional sour gas distribution factors including geological structure, fracture and fault, caprock integrity, sedimentary facies, reservoir types, lithofacies, the source of sulfur and so on. The following basic findings were achieved: ① The basement rift in the study area is conductive to the distribution of CO2. The caprock integrity contributes to the concentration of CO2. The gas reservoirs in the biological dike reefs, patch reefs and overthrust zones usually have medium CO2 content. ② The geological structure and fracture caused the complexity of the distribution of H2S. The gypsum-salt rock in upper Jurassic-Tithonian is an important sulphur source, and the main hydrocarbon source rocks are also the major sulfur source of H2S gas reservoirs. Furthermore, the giant gypsum layers in the middle-upper Jurassic Callovian-Oxfordian and the upper Jurassic-Tithonian are conductive to preservation of H2S, and the small openings and holes in the reservoir is also correlative to the distribution of H2S. ③ The H2S in the study area is mostly distributed in the formations with the geothermal temperature of higher than 100 ℃. The open platform deep-water sedimentary facies are harmful to the formation of H2S. The patch reef and overthrust zones belong to the belts of low H2S content, however, the biological dike reef zones belong to the belts of medium-high H2S content. However, the origin and distribution factors of sour gases in natural gas reservoirs were obtained. At the same time, it was pointed out that more necessary and accurately quantitative research is still needed to determine the origin and distribution of acid gases in the Amu Darya Right Bank Block, Turkmenistan.

Keywords： Turkmenistan ; Amu Darya Right Bank Block ; Sour gas ; Carbon dioxide ; Hydrogen sulfide.

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李琦, 徐亮, 匡冬琴. 阿姆河右岸区块气藏酸气的成因与分布影响因素[J]. , 2017, 32(11): 1183-1192 https://doi.org/10.11867/j.issn.1001-8166.2017.11.1183

Li Qi, Xu Liang, Kuang Dongqin. Origin and Distribution Factors of Sour Gases in Natural Gas Reservoirs in the Amu Darya Right Bank Block, Turkmenistan[J]. Advances in Earth Science, 2017, 32(11): 1183-1192 https://doi.org/10.11867/j.issn.1001-8166.2017.11.1183

1 引言

一般来讲,油气藏所含二氧化碳(CO2)的成因主要有3类[1],即岩浆脱气、地壳富碳岩石分解和有机物质分解,对此诸多学者发表了相应的研究成果。例如,陶明信等[2,3]认为,中国东部地区与深大断裂带相关联的一些气藏所含CO2不仅显示幔源成因,也具有某些壳源特征;杜建国[4]认为,中国富含CO2的气藏既有无机成因,也有有机成因,需要视具体的地质背景和储集特征而定。而油气藏中硫化氢(H2S)的成因大多数学者认为主要有两大类,即生物成因和热化学成因,其中生物成因又可分为生物降解成因和生物化学成因,热化学成因包括硫化合物的热降解成因、硫酸盐热化学还原成因和高温合成成因等[5]。土库曼斯坦阿姆河右岸项目是中国在海外投资的最大天然气项目之一,也是重点和难点开发区块[6,7]。由于阿姆河右岸区块气藏富含CO2和H2S,且组分和埋深变化大,因此,迫切需要正确认识该区块天然气藏中酸气的成因,及其酸气分布的影响因素,以利于指导研究区酸性气藏的有效开发,缓解国内天然气需求[8~10]。

阿姆河右岸区块的大多数气藏属于酸性气藏。“酸性”是由CO2和H2S单独或共同造成的[11]。研究区气藏的CO2和H2S摩尔百分含量的统计结果显示[12],21个气藏中有20个为含CO2气藏,CO2的摩尔百分含量为2%~10%;5个为含H2S气藏,H2S摩尔百分含量为0.3%~2%;3个为高含H2S气藏,H2S摩尔百分含量为2%~10%。按照质量比,整个研究区H2S含量变化范围是0.004%~3.8%,CO2变化范围是1%~6.5%,平均值是3.15%[13]。目前,对这些CO2和H2S的成因研究还比较缺乏,而且对其分布规律的影响因素的考虑也较少。所以,需要在较全面地归纳分析有关同位素、沉积相、岩性、温度、断裂等资料的基础上,探讨研究区CO2和H2S的成因,全面认识酸气分布特征的影响因素。

2 阿姆河右岸区块气藏概况

阿姆河盆地(图1)位于中亚构造带的中西部,总面积为42.7×104 km2。本文涉及的研究区位于阿姆河盆地中东部,处于土库曼斯坦和乌兹别克斯坦的边界线与阿姆河之间的狭长地带,属于土库曼斯坦境内的东北部。研究区分为A和B 2个区块,总面积14 314 km2。

阿姆河右岸区块的地质构造涉及查尔朱阶地、别什肯特坳陷和西南吉萨尔山前冲断带等3个次一级构造单元[11]。研究区内,构造圈闭和断裂发育广泛而且类型复杂,岩石物性差异大,非均质性强。该区块以碳酸盐岩储层为主,并存在2个区域性盖层和3个局部性盖层,卡洛夫—牛津阶是研究区主要的目的层段[11]。

研究区已经发现了数十个天然气藏,其中构造气藏可分为背斜气藏、断背斜气藏和逆冲断裂背斜气藏,如萨曼杰佩气藏;岩性气藏主要是生物礁气藏,如亚希尔杰佩气藏;复合气藏主要是构造—岩性气藏,如法拉勃气藏[14]。

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图1   阿姆河右岸酸性气藏研究区

Fig.1   The study area of sour gas reservoirs in the right bank of Amu Darya River

3 阿姆河右岸区块气藏含CO2成因分析

稳定碳同位素δ13C是鉴别CO2成因的常用方法,根据CO2的碳同位素比值可以判断其成因类型。由于原始碳同位素组成约束和继承性,有机成因CO2的δ13C比无机成因CO2的δ13C轻(表1)[15]。研究区萨曼杰佩气田卡洛夫—牛津阶是主要的产气层,其碳酸盐岩的碳同位素数据见表2[16,17],结合表1对比可知,研究区的CO2的来源主要是海相石灰岩,属于无机成因类型。

中国东部大陆裂谷盆地普遍发育丰富的海相碳酸盐岩,中生代和新生代海相碳酸盐岩的δ13C值在3‰左右,而溶解产生的CO2的δ13C在2‰附近, 为-4‰~4‰。而硅化过程中碳酸盐岩产生的CO2的δ13C值约为6‰[4]。对比表2数据,研究区中萨曼杰佩气田碳酸盐岩的δ13C值在4‰左右,其中大多数为2‰~5‰,据此,可以推测研究区CO2很可能是海相碳酸盐岩溶解产生的。

若要进一步确定研究区CO2成因,判别这些CO2是幔源岩浆来源还是地壳来源,需要结合稀有气体氦同位素分析结果,以及区域地质背景进行系统研究与综合判识。

表1   各种含碳物质的δ13C值

Table 1   The δ13C values of various carbon-bearing matters

碳的类型含碳物质δ13C/%碳的类型含碳物质δ13C/%
有机碳中国原油-23.50~-34.57无机碳金刚石-2.00~-9.00
中国煤-21.54~-30.80海洋无机碳-1.00~+2.00
中国泥岩干酪根-19.38~-39.86淡水溶解的无机碳-5.00~-11.00
中国碳酸盐岩干酪根-24.34~-35.04白云岩-2.29~+2.66
陆地和淡水植物及动物平均-25.50海洋灰岩-9.00~+6.00
海生有机物
(包括浮游动植物)		-9.00~-22.00非海相碳酸盐岩-3.00~-8.00

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表2   萨曼杰佩气田卡洛夫—牛津阶碳酸盐岩碳同位素数据统计表

Table 2   Distribution of carbon isotope of different Callovian-Oxfordian carbonate rocks in the Samandepe gas field

碳酸盐岩分类样品数δ13C/‰与储层关系
分布范围平均值
微晶灰岩152.8~5.34.3不利于储层发育
颗粒灰岩143.8~6.04.3非常有利于储层发育
礁灰岩83.8~4.44.0最有利于储层发育
灰质粉晶白云岩73.3~4.54.0不大利于储层发育
晶粒白云岩24.8~4.94.9有利于储层发育
方解石晶体53.8~4.24.0

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4 阿姆河右岸区块气藏含H2S成因分析

通过收集前人已经发表的研究成果和测试数据,综合各种相关资料分析可知,阿姆河右岸区块的基本特征如下:①研究区烃源岩分布广,有机质极为丰富,为天然气的形成奠定了烃源供给的物质基础。②研究区储层类型是海相碳酸盐岩,其上覆的直接盖层是膏盐岩,具有良好的膏岩和生烃源岩互层交错的沉积组合,为H2S的形成与储集奠定了基础。③根据Sam53-1井有机质镜质体反射率(RO)的测定结果,RO值为0.56%~0.74%,平均值为0.63%,对应的成岩温度是90~100 ℃;流体包裹体测定结果,均一温度分布范围为85.2~136.3 ℃,可分为3个区间值,即70~90,90~110和110~140 ℃[18],因此,满足发生热化学还原反应的温度条件。④与H2S伴随产出的CO2的含量较高,且CO2含量比H2S的含量要高,这一特征显示发生了硫酸盐热化学还原反应[5,19]。⑤丁康乐等[20]认为,H2S含量低于5%的气藏中,H2S来源于热裂解或者硫酸盐细菌还原作用;朱光有等[21]则认为高含量H2S(>5%)的成因普遍是硫酸盐热化学还原反应,而低含H2S气藏的H2S成因识别难度较大。但戴金星[22]认为低硫化氢型气藏(H2S含量一般在0.5%~2%,个别不超过3%)往往发育在碳酸盐型地层组合中。樊广锋等[5]认为RO大于1.5%将有利于H2S的产生。图2是阿姆河右岸区块侏罗系海相烃源岩RO的频率分布图[23],图2中显示,RO最高值分布于0.8%~0.9%的样品占总数的37%;RO为0.9%~1.0%的,占22%;1.0%~1.1%的,占16%;1.1%~1.3%的,占5%;其中RO为0.6%~1.2%的样品频率大于80%,显示研究区侏罗系烃源岩的热演化程度不高。同时,研究区具有的物质和温度等地质背景,都满足硫酸盐热化学还原反应所需的基本条件,而研究区气藏中H2S含量不是特别高,其原因可能是该区的热演化程度不高或者研究区属于碳酸盐型地层组合。邓燕等[19]也认为阿姆河右岸区块天然气藏中的H2S成因是硫酸盐热化学还原反应。若要进一步确认H2S的成因,还需要做相关硫同位素分析等研究工作。

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图2   阿姆河右岸上侏罗统烃源岩有机质镜质体成熟度(RO)频率的分布图

Fig.2   Distribution chart of hydrocarbon rocks vitrinite maturity in the upper Jurassic in the right bank of Amu Darya River

5 阿姆河右岸区块酸气分布的影响因素

在酸性气藏中,酸性气体组分主要是CO2和H2S。阿姆河右岸区块研究区中,A区和B区卡洛夫—牛津阶气藏为异常高压气藏,其中A区CO2含量为2.67%~4.8%,H2S含量为0.22%~3.8%[24];B区CO2含量为4.03%~4.58%,H2S含量为0.1%~0.4%[25]。虽然研究区的CO2和H2S含量并不是特别的高(图3和表3)[19,26],但是这些酸性气体的存在将深刻地影响储层性质,必然关系到储层开发,所以,酸性气体分布特征的研究是非常必要的。

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图3   各气田H2S和CO2含量的关系图

Fig.3   Relation ship chart of H2S and CO2 content of gas reservoirs

表3   阿姆河右岸A区气田天然气组成组分含量表(单位:%)

Table 3   Nature gas components content (%) in the A zone of the right bank of Amu Darya River

气田名称C1C2C3i-C4n-C4C5CO2N2HeH2S
Kish气田92.853.200.680.1900.192.67000.22
Sam气田88.193.780.320.110.080.213.590.690.042.09
Met气田88.991.390.190.0900.040.040.7003.80
Yash气田85.412.831.610.270.653.243.240.8001.89

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5.1 影响CO2分布的因素

众多研究发现,影响CO2分布的控制因素较多,而且非常复杂,需要进行针对性的调查分析,例如,无机幔源成因的CO2,其分布特征主要受3种因素影响[27],即深部构造、基底大断裂(层)和火山活动[28]。本文主要介绍基底断裂和盖层质量两大直接因素以及沉积相这一间接因素。

5.1.1 基底断裂

影响CO2分布的断裂一般是规模较大的基底断裂、控陷断裂、控制岩浆上涌的基底断裂或收敛于拆离带且与侵入体或热流低辟体相连的断裂等。其中,基底断裂是影响CO2分布的一个重要因素,可为CO2提供运移通道和储集空间。

以中—下侏罗统和上侏罗统盐膏岩层为分界,阿姆河右岸区块的研究区的断裂系统可以区分出基底断裂、盐下断裂和盐上断裂(表4)[29]。其中的基底正断层是由于二叠纪—三叠纪海西—印支伸展构造运动而形成的,断穿了二叠系—三叠系地层,止于中—下侏罗统,走向北西,它们控制着二叠系—三叠系过渡基底和中—下侏罗统沉积盖层的分布;其长期活动导致中—下侏罗统烃源岩受到基底断裂的控制,并主要发育在盐膏岩厚度较小的地区[29]。据胥良君等[30]研究,进入稳定沉降期的中生代阿姆河盆地时期开始形成,北部的克孜勒库姆隆起和缓慢抬升的东部基萨尔隆起,而中亚区域正处在拉张环境中,如此造成基底发育了高角度正断层,且明显影响着基底二叠系—三叠系地层厚度,甚至控制着区域构造格局。这些基底断裂为CO2提供了运移通道,非常有利于CO2气体的运移,但是不一定有利于CO2的富集。

表4   研究区断裂特征

Table 4   Fracture characteristics of the study area

断裂断开层位断层性质断层走向
盐上断裂上侏罗统基末利阶顶—第四系走滑断层为主,部分为逆断层北西向(走滑断层),北东向(逆断层)
盐下断裂基底—上侏罗系基末利阶底逆断层为主,局部为反转断层北东向为主
基底断裂基底—中下侏罗统正断层北西向为主

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5.1.2 盖层质量

盖层质量的好坏可由其排替压力进行评定。盖层的排替压力越大,盖层封闭性越好,对CO2富集将越有利[31]。

研究区存在有2个区域性盖层和3个局部盖层[11],其中区域性盖层的岩性分别为泥岩和盐膏岩,局部盖层的岩性为泥岩,含少量盐膏岩。对于整个研究区来讲,这些盖层系统的封闭性良好,适合于CO2的富集与保存。

5.1.3 沉积相

沉积相可以反映沉积物特征,因此根据不同的沉积相,可以辨别出沉积物的环境特征,分析出此范围内的物性特征,从而判断出是否有利于CO2的富集。

研究区生物堤礁带、点礁和逆掩断裂带均属于中等CO2含量区[28]。由图4可知,沉积演化与δ13C和δ18O分布有很好的相关性[16],δ13C和δ18O变化较稳定,反映沉积环境比较稳定,发育礁、滩型碳酸盐岩;而δ13C和δ18O复杂多变的层段,反映环境不稳定,发育开阔台地相沉积。

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图4   萨满杰佩气藏Sam53-1井沉积演化及碳氧同位素曲线

Fig.4   Sedimentary evolution and the C and O isotopic stratigraphic curve of well Sam53-1 in Samandepe gas field

5.2 H2S分布的影响因素

影响H2S分布特征的影响因素较多,根据其影响程度,可以大致区分为直接因素和间接因素。前者主要包括埋深、岩相和溶解态S O42-源;而间接因素包括构造、断裂、沉积相、孔隙结构和H2S成因类型等。

5.2.1 埋深

Amursky等[34]指出在阿姆河区域,H2S浓度的分布取决于埋深,不同的埋深,其所在单元经历的构造、断裂和沉积相等间接因素各不相同,所导致的H2S成因类型和浓度分布也不尽相同。

5.2.2 岩相

富含H2S的大型盆地中H2S分布与气体聚集的岩相环境有较好的相关性。在阿姆河盆地及其附近含油区,河道间发现了80个油气田,其中有一半含有酸性气体[35],并且主要储存于碳酸盐—蒸发岩床或硫酸盐内,其分布区带对酸性气体富集的研究具有重要意义。研究结果显示,含铁氧化物(自由氧化物)的含量可作为衡量储层保存H2S能力的有效指标;厚石盐地层的存在有利于酸性气体的聚集[35]。膏盐是H2S热化学反应发生所需要的重要硫源,但不一定是形成H2S的充分条件[36,37]。

烃源岩不仅是天然气的主要来源,有时候也是形成含H2S天然气的重要物质来源。

碳酸盐岩是含H2S气藏地层组合中的主要组成部分,但是这类地层内的H2S含量一般都不高,体积百分比通常为1%~1.5%,个别最高的也在3%以下;硫酸盐—碳酸盐岩是含H2S气藏地层组合的主要组成部分,其H2S含量比碳酸盐岩类型的高[22]。

对于H2S的储集而言,碎屑岩和泥灰岩由于富含重金属,容易形成金属硫化物,不利于气态H2S的保存和储集;纯碳酸盐岩中重金属少,有利于H2S的储集。由于H2S极易被氧化,故还原和封闭的环境有利于H2S的储集,从而膏岩层有利于H2S的储集[38]。

阿姆河盆地烃源岩主要是中—下侏罗统湖沼相泥页岩、上侏罗统卡洛夫—牛津阶海相碳酸盐岩以及白垩系海相泥岩和碳酸盐岩[39]。阿姆河右岸地区以中—下侏罗统滨海相碎屑岩为主力烃源岩[40],成为研究区主要的气源。

阿姆河右岸区块已经发现2套油气系统,即中—上侏罗统卡洛夫—牛津阶碳酸盐岩和白垩系碎屑岩层[41]。其中,中—上侏罗统卡洛夫—牛津阶是H2S分布较好的地层,且有利于H2S保存。

Amursky等[34]指出在阿姆河区域,H2S浓度的分布特征取决于硫酸盐—碳酸盐岩层的岩相发育状况,即其岩相发育越好,H2S含量一般越高。

5.2.3 溶解态S源

研究区H2S形成的主要原因是热化学还原成因,其中硫酸盐热化学反应只需要地层水中含有溶解态S O42-,因此S O42-浓度尤其是MgSO4浓度是硫酸盐热化学反应和深层H2S形成的重要因素[38]。

研究区的基末利—提塘阶盐膏岩层厚度为500~1 400 m[42],其中A区盐膏层厚度是450 m左右[24],B区盐膏层厚度是1 000 m左右[25],但是目前尚没有公开发表的关于溶解态S O42-方面的资料。

5.2.4 地质构造

地质构造背景是控制膏盐等蒸发岩发育、地热场变化等最根本的条件,并影响生物地质作用和地球化学反应,进而影响H2S的分布。

阿姆河盆地历经二叠纪—三叠纪的海西—印支构造运动和古近纪以来的喜马拉雅构造运动。其中前者使盆地受到北东向伸展构造应力作用,形成北西走向的基底大断裂,并控制盆地构造格局和沉积盖层的充填;后者使盆地受到强烈的挤压,从而影响盆地被改造和定型[29]。在早侏罗世,阿姆河盆地查尔朱阶地发育了一套盐膏岩层,具有东厚西薄特征,虽然构造断裂发育,但是盐膏岩盖层保存良好[29]。盆地内别什肯特坳陷区构造具有东强西弱特征和盐膏岩层上下构造分层型特征,在晚侏罗世基末利阶发育了盐膏岩层,西部挤压应力较弱,变形也弱,盐膏岩的厚度变薄[43]。这充分显示,地质构造运动明显影响了盐膏岩层的发育,并影响H2S的分布。

研究区构造特征体现为由东向西,受力强度逐渐减弱。其中中东部构造幅度为400 m左右,是断垒构造;中部构造相对较完整,幅度降低,一般在100~200 m;西部构造相对平缓,幅度更低。研究区生物礁发育,礁滩发育区的生物礁一般厚度大,且常位于构造高处。研究区A区以堤礁为主,B区以点礁为主。堤礁发育区分布面积大,流体中酸性气体含量较高,而点礁滩发育区中,酸性气体含量较低[40]。

5.2.5 断裂因素

断层对H2S分布具有一定影响,例如,在平面上,气藏距离断层近的区域H2S含量一般较高[43]。

研究区东南部受到印度板块挤压力最强,形成了较多的大型断裂,如阿克库拉姆构造就处于大断裂上,这为储层内烃类与膏盐岩提供了接触条件,使得硫酸盐热化学还原反应能够进行,从而在东南部H2S含量整体较低的情况下,在此处出现局部高值[19]。断裂条件使得研究区H2S分布更加复杂。

5.2.6 沉积相

不同类型沉积相的沉积环境不同,对H2S分布有一定的不同影响。

从大的范围来讲,研究区的西北部H2S含量较高。局部低值位于开阔台地深水沉积相,主要原因是这样的沉积相沉积物细,不利于硫酸盐热化学还原反应的进行[19]。研究区沉积环境是台地沉积,A区属于台地边缘礁相,是主要气田发育区;台缘前斜坡相为点状环礁或礁滩相,是研究区主要勘探区域。堤礁区流体中酸性气体含量较高;点礁滩发育区中,酸性气体含量较低[40]。研究区生物堤礁带属于中—高含硫气藏;点礁和逆掩断裂带属于低含硫气藏[28]。

5.2.7 孔隙结构

研究区B区多数气田储层性质与H2S分布有一定关系(表5)[44]。在第一类储层里,储层属于孔隙(洞)储层,储层物性较好,H2S含量较高,这类储层与H2S分布有良好的相关关系,即物性越好,H2S含量越高;第二类储层属于缝洞型储层,与第一类储层存在着明显区别,此类储层H2S含量较低,且没有明显的相关性;第三类储层物性较差,H2S含量较低,但是相对而言物性越好时,H2S含量越高;第四类储层物性差,H2S含量低;第五类储层物性更差,连通性差,只是分布着一些孤立的、小的裂缝和溶洞,从表5中可看到物性较好时,H2S含量较高[42]。综上所述,研究区各类型孔隙储层的储层性质与H2S分布具有一定的相关性。

5.2.8 H2S成因类型

不同成因H2S的形成所需要的物理—化学条件不同,导致不同深度生成的H2S成因也可能不一样。生物气成因H2S一般分布在地温低于100 ℃的地层中,热化学气成因H2S主要分布在地温高于100 ℃的地层中[5,21]。

阿姆河盆地大部分地区的地温梯度是3.0~3.5 ℃/100 m[45],阿姆河气藏的地温梯度约为2.9 ℃/100 m,地层温度在94~129 ℃[28]。根据气藏的地表温度,就可以估算有利于热化学气成因H2S产生和保存的深度。

表5   不同类型储层物性表

Table 5   Physical properties of different types of reservoirs

储层类型井号地层系数
/(mD·m)		渗透率
/mD		孔隙度
/%		表皮系数
/(m3/MPa)		裂缝半长/mH2S含量
/(102m3/d)
第一类A-11 13013.511012.39-0.37
A-21 03017.19.5-1.8-0.295
第二类A-3104 0814 875-330-0.0021
A-4218 260728511-0.0067
第三类A-51764.068-5.773.70.05
A-610.750.197.5-5.348.70.01
第四类A-7413.116-8.41-0.076
第五类A-80.0280.00364.5-2.14-0.0035
A-90.480.0285-0.48-0.02

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6 结语

通过收集和归纳相关资料,大致可以对阿姆河右岸区块研究区酸性气体的成因类型和分布特征,及其影响因素得出如下初步结论:

(1) 研究区地质背景和气体稳定碳同位资料显示,这些天然气藏含有的CO2主要是无机成因类型,但具体的气体来源仍然需要结合其他地球化学指标,如稀有气体同位素分析结果等加以进一步仔细划分。

(2) 研究区H2S成因主要属于硫酸盐热化学还原反应的结果,根据硫同位素分析可以进一步确认其细分类型。

(3) 影响酸性气体分布的因素较多。影响研究区CO2和H2S分布因素可分为直接因素和间接因素。若要更精确量化地认识各个因素的影响程度,则需要进一步的各类数据支撑;若要确定各影响因子的权重,还需要后续的统计分析工作。

The authors have declared that no competing interests exist.

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