张才利, 张建伍, 蔡郑红, 杨亚娟, 刘 刚, 马占荣, 张 艳

(中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院/低渗透油气田勘探开发国家工程实验室, 西安 710018)

渭河盆地北邻鄂尔多斯盆地，而鄂尔多斯盆地是中国最主要的含油气盆地之一，因此渭河盆地的油气资源一直受到高度重视。早期(20世纪60～70年代)由原地矿部第三石油普查大队对该盆地开展石油普查工作，发现多口井见天然气异常显示，经测试烃类天然气主要为生物气[1-5]，渭深13井气测中还发现具有工业价值的氦气。近几年来，盆地内西安、咸阳、渭南等地钻探的地热井，多发现地热水伴生的富氦天然气，且氦气含量(体积分数)多大于0.1%(氦气体积分数达到0.1%时具有工业价值)。本文结合有关科研成果，开展渭河盆地天然气的赋存层位、类型及成藏条件综合研究，特别是对前人所提出的富氦天然气中甲烷的烃源进行探讨(前人普遍认为渭河盆地存在上古生界残留煤系地层可以提供烃源)，以期引起对渭河盆地资源前景的重新评估。

1 区域地质背景

渭河盆地位于陕西省中部，也叫关中盆地或关中平原，介于秦岭和渭北北山之间，黄河第一大支流——渭河自西向东横贯全盆地。渭河盆地西起宝鸡，东至潼关，东西长300 km，南北宽30～90 km，面积约1.7×104km2。

盆地内部可划分为北部斜坡带、南部拗陷带、西南隆起、骊山隆起4个Ⅰ级构造单元。其中，北部斜坡带进一步划分为韩城凸起、富平-蒲城斜坡、乾县斜坡3个Ⅱ级构造单元；南部拗陷带进一步划分为西安凹陷、咸阳凸起、固市凹陷、渭南凸起4个Ⅱ级构造单元[6](图1)。

渭河盆地为新生代断陷盆地，沉积盖层为古近系、新近系、第四系，沉积地层最厚约7 km。自古近系始新统至第四系全新统，整体特点为南厚北薄，自南而北逐层超覆。固市、西安2个凹陷处于沉降及沉积中心，地层厚度最大。除南部拗陷带上新统张家坡组发育较厚的黑色、绿灰色地层和古近系渐新统发育有碳质页岩及煤线沉积外，其余地层均为红色碎屑沉积，岩性横向变化很大(表1)。

2 天然气赋存层位、类型及成藏条件

2.1 天然气赋存层位、类型

目前，中国学者将天然气成因类型分为有机成因气和无机成因气、混合成因气三大类[7]。综合文献资料[1-5,8]，根据目前天然气成因的分类方法及母质类型、演化程度综合考虑，认为渭河盆地的天然气存在2种成因、3种类型：浅层生物气，主要分布在张家坡组；富氦煤型天然气，产于张家坡组之下的蓝田-灞河组和高陵群的地热水中(表2)。

浅层生物气资源：目前发现的张家坡组日产气量最高的井是位于渭南火车北站广场南侧的渭热2-1井，完钻井深1.9 km，完钻层位张家坡组。张家坡组测试气层压力较高，日产达 2 000 m3左右，气体组分主要为甲烷，体积分数(φ)达97.13%；甲烷的碳同位素值为-65‰，显示为生物气[4](表3)。

图1 渭河盆地构造单元划分图Fig.1 Division of tectonic units in the Weihe Basin

层 位界系统群组厚度/m岩 性 描 述新生界第四系新近系古近系全新统更新统上新统中新统渐新统始新统秦川群永乐店群高陵群户县群三门组张家坡组蓝田-灞河组甘河组白鹿塬组红河组126～749139～74560.5～1393227～989542～1457>39496～785200～820上部黄灰、灰黄色粉砂质黏土与黄灰色砾石层互层;下部黄灰、灰黄色黏土、黏土质粉砂层与同色砾状砂岩、含砾砂岩互层上部灰白色含砾细-粗砂岩与黄灰色粉砂质泥岩、泥岩互层;下部黄棕、黄褐色泥岩与灰白色中细砂岩互层;底部以泥岩为主中上部绿灰色泥岩,夹粉砂质泥岩及灰白色砂岩;下部灰绿、灰黑色泥岩、粉砂质泥岩,夹灰白、黄灰色灰岩及细砂岩黄棕、棕红、深褐色泥岩、粉砂质泥岩,与灰黄、灰白色中细砂岩互层,夹含砾砂岩、砾状砂岩及灰黑、深绿色粉砂质泥岩,见黄铁矿、砂质团块褐、棕红、紫红色泥岩、粉砂质泥岩,与灰白、灰绿色细砂岩互层,夹含砾粗砂岩、粉砂岩,泥岩中见灰质结核。自下而上粒度变细上部灰绿、灰白色中砂岩,砾状砂岩;下部灰白色含砾中砂岩、褐灰色含砾泥质砂岩、深褐色粉砂质泥岩、泥岩互层,夹碳质页岩及煤线上部为紫红、棕红色含砾泥岩、泥岩,夹灰色细砂岩;中部为灰色砂砾岩与棕红、紫红色泥岩互层;下部为棕红、紫红色泥岩,夹灰色砂砾岩中上部褐色砂砾岩与砂质泥岩互层,夹含砾泥质砂岩;下部灰褐色砾石层,夹泥岩透镜体上古生界下古生界变质基底紫棕色砂质、铁质泥岩与砂砾岩、砾状石英砂岩等厚或略等厚互层深灰色、浅灰色灰岩元古界:暗绿色片岩、千枚岩、大理岩;太古界:片麻岩、石英岩、混合岩

表2 渭河盆地天然气资源类型统计Table 2 The types of natural gas resources of Weihe Basin

表3 固市凹陷天然气组分及碳同位素数据Table 3 The gas component and carbon isotope of the Gushi Sag

煤型热解天然气资源：渭河盆地内钻探的地热井，产水层位以蓝田-灞河组、高陵群为主，所产烃类气体碳同位素具有煤型气源岩的特征(δ13C1>-40‰)，如渭热2井(表2)。

氦气资源：渭河盆地多口地热井水溶气中氦气的体积分数高于0.1%[9-11]，最大可达4.942%(渭南市区的051井)[4]。

2.2 天然气成藏条件

2.2.1 新生界生物气成藏条件

渭河盆地新生界生物气主要产于张家坡组[1-5,8]，成藏类型为自生自储。

a.烃源岩条件

张家坡组发育了范围广、厚度大的湖相沉积，岩性以绿灰、深灰、灰黑色泥岩为主，夹灰白、黄灰色粉细砂岩，暗色泥岩主要发育在张家坡组下段。平面上，张家坡组厚0.1～1.2 km；钻井及地震资料显示暗色泥岩在固市凹陷最为发育，厚度一般在10～815 m；西安凹陷暗色泥岩厚度较固市凹陷变薄，厚度一般为2～192 m，预测厚度可达500 m以上(图2)。

张家坡组暗色泥岩有机碳质量分数(wTOC)为0.13%～1.3%，平均为0.44%。柴达木盆地台南气田第三气层组地质储量占气田总储量的35%以上，但有机碳质量分数只有0.24%[12]；与之相比，张家坡组暗色泥岩有机碳含量满足生物气生气要求。固市凹陷有机碳质量分数平均为0.49%；西安凹陷有机质丰度略低于固市凹陷，wTOC平均为0.33%。张家坡组烃源岩有机质类型以Ⅰ型、Ⅱ型为主；Ro值为0.35%～0.44%，处于未成熟-低成熟阶段，主要生成生物气。

图2 渭河盆地上新统张家坡组烃源岩等厚图Fig.2 The isopach map of source rock of the Pliocene Zhangjiapo Formation,Weihe Basin

前人通过生物气生成演化模拟实验认为80～85℃为生物气生成的温度上限，25～65℃为主要的生气带[13]。张家坡组深度0.32～2.40 km，地表年平均温度为6～13℃，平均地温梯度30℃/km，计算生物气生成的深度为0～2.5 km，主生气带深度为0～1.8 km。固市凹陷已钻探井渭参5井，张家坡组底深2 341.8 m，是目前张家坡组底界最深的井，在深度上处于生物气生成的深度范围内。因此，认为张家坡组烃源岩全部处于生物气生成深度内。

b.储盖条件

张家坡组沉积以湖相为主，在发育泥岩的同时，中上段也沉积了大量灰白、浅灰色粉细砂岩、中粗砂岩、含砾砂岩，厚13～489 m，占地层厚度的4.7%～67.2%。凹陷部位，储层岩性较细，以粉细砂岩为主；盆地边缘颗粒较粗，以含砾砂岩、中粗砂岩为主。张家坡组储层孔隙度(q)为2%～49.32%，平均为22.21%；渗透率(K)为(0.05～3 710.28)×10-3μm2，平均为315.54×10-3μm2：具有很好的储集能力(表4)。

三门组底部为一套泥岩沉积，直接覆盖于张家坡组之上，是盆地内的区域性盖层。总体来说，渭河盆地盖层封盖条件较好。

2.2.2 煤型热解气成藏条件

渭河盆地蓝田-灞河组、高陵群地热水中溶有大量天然气，为与煤系地层有关的热解气。

a.天然气δ13C1特征

李荣西等[2]采集西安市区及其附近郊区的地热井水溶天然气样品测试，部分样品δ13C1>-40‰，在-38.7‰～-27.2‰之间，分析其为热解成因天然气。

李玉宏等[4]、

王建强等[14]分析渭南地区渭热

2井产于张家坡组以下地层的地热水伴生天然气δ13C1值介于-34.1‰～-40.2‰之间，属高热演化煤型热解气。

本文利用天然气成因鉴别图版[15]，将西安凹陷和固市凹陷等地热井水溶热解气与鄂尔多斯盆地古生界天然气进行对比(图3)，认为渭河盆地的水溶热解气与鄂尔多斯盆地古生界天然气一致，属于煤成气及油型气、煤成气的混合成因气。

b.煤型热解气烃源条件

前人针对渭河盆地煤型热解气的烃源岩做了较多的研究，普遍认为其为石炭-二叠系含煤系地层[2-4,14]。本文经过分析认为，将煤型热解气的烃源岩归为石炭-二叠系含煤系地层似有不妥。

渭河盆地目前有5口井钻穿新生界：渭4井，上新统与元古界接触；渭参3井，始新统与二叠系石盒子组接触；渭3井，上新统与奥陶系接触；P1井，中新统与奥陶系接触；R4井，中新统与二叠系石盒子组接触。从地层接触情况看，上古生界分布局限。

野外露头观察中，发现洛南剖面二叠系砾岩与中新元古界陶湾群片岩不整合接触(图4)。根据区域沉积格局和野外露头分布资料，按照沉积趋势推测了晚古生代煤系地层(本溪组-山西组)分布范围，认为现今渭河盆地东部有太原组和山西组煤系地层发育(图5)，分布有限。

北山地区(鄂尔多斯盆地南缘)的下白垩统志丹群底部的宜君组是一套砂砾岩为主的冲积扇沉积，具有典型边缘相特征，砾石成分以石灰岩、石英岩、花岗岩和片麻岩为主[16]。其中，石灰岩砾石主要来自奥陶系和寒武系，表明白垩纪时渭河地区已经剥露到下古生界，上古生界残留就很局限了。

综上所述，渭河盆地石炭-二叠系残留有限，难以形成工业性气藏。但本文研究过程中，注意到位于西安凹陷的渭深10井深度4 993.5～5 003.5 m的渐新统见碳质页岩和煤线，反映沉积环境为弱还原-还原的沼泽相，氯仿溶液呈茶色，发乳白带绿黄色荧光，有机碳的质量分数为0.47%，沥青的质量分数为0.0409%。古近系沉积时，渭河盆地与东南侧的灵宝盆地相互连通，而灵宝盆地周边的西涧河剖面、米汤沟剖面均见到了暗色泥岩，有机碳质量分数最高可达2.45%，显示古近系具备发育湖相烃源岩的潜力。同时，渭河盆地地震剖面显示古近系(图6)在盆地内分布广、厚度大，做为烃源岩层更具有可靠性。

另外，渭河盆地下古生界分布范围较广，已被P1井和周边露头资料所证实；此外，前人关于渭河盆地前新生代基底研究成果显示[17-20]，渭河断裂以北基底主体是早古生代地层。渭河盆地晚奥陶世的背锅山组处于弧后盆地斜坡-深水沉积区，有可能发育较好的烃源岩层。背锅山组是鄂尔多斯盆地南缘最主要的烃源岩层，热演化程度高，现今处于过成熟阶段。

因此，渭河盆地煤型热解气的烃源不可能是残留的分布局限的上古生界，更应该是广泛分布的厚度较大的古近系或下古生界。

c.储盖条件

煤型热解气产于蓝田-灞河组、中新统高陵群。

图6 渭河盆地A-A′测线地震剖面解释图Fig.6 The seismic profile (A-A′) interpretation in Weihe Basin测线位置见图1

高陵群，自下而上由粗变细，下部为山麓坡积、冲积-河流相砂砾岩，向上渐变为河湖交互相沉积，以粉细砂岩、粉砂质泥岩、泥岩为主。储层岩性以中粗砂岩、粉细砂岩为主，少量含砾砂岩或砾状砂岩。胶结物主要为灰质，次为泥质，胶结类型多为孔隙式，少量基底式或镶嵌式。储层物性较好，孔隙度为7.7%～30.3%，平均为16.4%；渗透率变化较大，为(0.3～13 579)×10-3μm2，平均为639×10-3μm2。

蓝田-灞河组，沉积格局及环境与高陵群有较大差异，湖盆范围明显扩大，自下而上由粗变细，沉积环境以河流、湖泊相为主，砂砾岩减少，泥质岩增多。特别是固市、西安2个凹陷，以滨浅湖相为主。储层岩性主要为中细砂岩，少量含砾砂岩及粗砂岩。胶结物以灰质为主，少量泥质；胶结类型主要为孔隙式，次为镶嵌式及基底式。储层物性较好，孔隙度为5.2%～31.2%，平均为17%；渗透率变化较大，为(0.05～5 684)×10-3μm2，平均为326×10-3μm2。

蓝田-灞河组之上沉积的张家坡组下段以泥页岩为主，厚度大，分布范围广，是高陵群和蓝田-灞河组理想的区域盖层；同时，高陵群、蓝田-灞河组各层内沉积均是下粗上细，自身即构成了储盖组合。

2.3 壳源氦气

渭河盆地目前发现的氦气，与煤型热解气相伴生，溶解于地热水之中。

20世纪70年代地矿部第三石油普查大队在周至钻探的渭深13井，在蓝田-灞河组和高陵群钻遇良好的天然气显示，试气结果为含氦气流，氦气体积分数为2.13%～4.14%，达到富氦(0.7%)标准，部分样品具有较高含量的氦(体积分数最高达25.73%)。

张福礼等[9]分析了盆地内58口地热井井口水溶气样品，样品中氦气体积分数均超过0.1%的氦气工业标准，其中达到富氦标准(体积分数>0.7%)的样品占68%。薛华峰等[21]分析了盆地9口地热井的伴生天然气成分,其中氦气体积分数也均大于0.1%。由此可见,渭河盆地地热水水溶天然气中含有丰富的氦气资源。

前人利用氦同位素地球化学方法判断氦气主要为壳源气，伴有极少量的幔源气[21-24]。渭河盆地基底和秦岭造山带分布的富铀花岗岩体是水溶氦气生成的物质基础[9-10,22-24]。

3 资源前景分析

3.1 新生界生物气资源量计算

利用生物模拟产烃率法计算新生界张家坡组生物气资源量，计算公式为

Q地=∑(ΔA×d×ρ×R×wTOC×r0×k)

Q采=Q地×ER

式中：Q地为地质资源量；Q釆为可采资源量；ΔA为计算单元气源岩面积；d为计算单元气源岩厚度；ρ为气源岩密度；R为有机碳恢复系数；wTOC为气源岩残余有机碳质量分数；r0为单位质量有机碳产气率；k为气源岩排聚系数；ER为采收率。

通过研究确定气源岩密度2.23 t/m3，单位有机碳产气率340.45 m3/t，有机碳恢复系数1.2～1.6。渭河盆地气源岩面积9 500 km2，按照以上公式及参数计算，生物气生气强度(2～45)×108m3/km2，总生气量14.16×1012m3，地质资源量为1 191×108m3，可采资源量为596×108m3。资源量主要集中在固市凹陷，其地质资源量974×108m3，为生物气资源聚集区。同时，渭南地区多口地热井张家坡组产出低产可燃生物气流[4,11]，渭热2-1井日产气2 000 m3左右[4]，更是印证了固市凹陷具有一定的资源潜力和勘探开发前景。

3.2 煤型热解气和壳源氦气

渭河盆地蓝田-灞河组、高陵群地热水资源丰富，气水比取值1∶10[10]，其水溶煤型热解气和壳源氦气资源也相当丰富，具有良好的资源前景。

2012年，在蓝田区块钻探了全国第一口氦气预探井——渭新1井，完钻井深3.5 km，完钻层位为中新统高陵群。2013年对该井8个层位的单层水溶氦气测试结果显示测试层均为含氦气水层。2015年进行的第二阶段测试，测试层位为灞河组和高陵群，射孔层段(包括第一阶段)共计40层，110.5 m，射孔砂层累计厚度130 m，连续72 h测试结果为，井口出水量平均为27 m3/h，水温为90.3℃，水溶气量平均为68 m3/h，气水比为2.5∶1，现场氦气检测稳定体积分数为3.1%左右，最高达3.959%[25]。根据现场测试结果，借鉴鄂尔多斯天然气井计算产量方法(稳产产量为试产产量的1/3)，估算该井年产氦气可达(68 m3/h)×(24 h)×(1/3)×(300 d)×3.1%=5.1×103m3。

渭河盆地富氦地热井主要分布在西安凹陷的西安、咸阳地区及固市凹陷的渭南地区[10,23]。

综合对渭河盆地3种气体勘探前景的分析，认为固市凹陷是最有利的勘探前景区。

4 结 论

a.渭河盆地上新统张家坡组是生物气勘探的主力层位，固市凹陷和西安凹陷烃源岩厚度大，气源充足，资源量主要集中在固市凹陷。

b.渭河盆地广泛发育的古近系及下古生界为张家坡组以下产层地热水水溶煤型热解气提供了烃源条件。

c.渭河盆地新生界水溶性天然气中氦气的体积分数均超过0.1%的氦气工业标准，主要为壳源氦气，资源丰富。

d.渭河盆地天然气资源丰富，勘探前景广阔，可以从新生界生物气、煤型热解气、氦气综合利用方面来开展天然气勘探工作，固市凹陷是最有利的勘探前景区。