杨映涛，李　琪，张世华，朱　丽

（1.中国石化西南油气分公司勘探开发研究院，成都610041；2.中国石油长庆油田分公司气田开发处，西安710054）

水溶气脱溶的关键时期研究
——以成都凹陷沙溪庙组为例

杨映涛1，李琪2，张世华1，朱丽1

（1.中国石化西南油气分公司勘探开发研究院，成都610041；2.中国石油长庆油田分公司气田开发处，西安710054）

水溶气脱溶成藏是许多石油地质工作者研究的重点，特别是对水溶气脱溶关键时期的确定更是难点。在水溶气脱溶的关键时期，水溶气大规模脱溶，若具有匹配良好的储层、圈闭及保存等条件，天然气就可聚集成藏。利用包裹体、地层水矿化度、温度及压力等分析测试资料，结合盆地模拟手段，通过天然气溶解度回归方程，计算了成都凹陷重点时期沙溪庙组天然气溶解度，并研究了各时期天然气溶解度的变化特征。结果表明：须家河组五段烃源岩生排烃高峰期至沙溪庙组成藏期，天然气溶解度降低幅度最大，是沙溪庙组水溶气脱溶的关键时期。

水溶气脱溶；关键时期；沙溪庙组；成都凹陷

0　引言

水溶相天然气在运移过程中，由于天然气溶解度的变化，导致过饱和的天然气释放出游离气，并在有利的圈闭中聚集成藏。因此，水溶相天然气脱溶的关键时期一般指示的是天然气大规模成藏的时期，而天然气的溶解度却受到温度、压力和地层水矿化度等参数的多重影响［1-2］。笔者以成都凹陷沙溪庙组为例，利用包裹体、地层水矿化度、温度及压力等分析测试资料，通过盆地模拟手段，选取典型井，计算烃源岩生排烃高峰期、沙溪庙组成藏期、沙溪庙组地层温度为80℃的沉积期以及现今等4个关键时期天然气的溶解度，并分析各时期天然气溶解度的变化特征，明确成都凹陷沙溪庙组水溶气脱溶的关键时期，为该区下一步天然气的勘探开发提供依据。

1　沙溪庙组天然气运移相态

为了研究沙溪庙组天然气运移相态，本次研究采集了成都凹陷18口井天然气气样48个（沙溪庙组气样39个，须家河组五段气样9个）及12口井储层碳酸盐胶结物样品98个。通过对天然气组分及碳酸盐胶结物同位素值进行分析，并结合地层温度、压力条件，认为成都凹陷沙溪庙组天然气以水溶相天然气为主。

1.1具备水溶气形成的温度及压力条件

前人研究表明，成都凹陷侏罗系沙溪庙组次生气藏烃源岩主要为下伏上三叠统须家河组五段的暗色泥岩［3-4］。利用IES盆地模拟软件，对成都凹陷典型钻井埋藏史、烃源岩演化史及压力演化史进行了模拟（图1）。根据MS1井埋藏史及烃源岩演化史［图1（a）］可知：须家河组五段烃源岩在距今120 Ma达到生烃高峰，此时须家河组五段烃源岩埋藏深度为3 700 m，地层温度为160℃。根据MS1井压力演化史［图1（b）］可知：生烃高峰期时的须家河组五段地层压力为70 MPa，不同温度、压力条件下甲烷在水中的溶解度［1，5］为6.5，须家河组五段生成的天然气在高温、高压状态下可大量溶解于水，这便有利于水溶气的形成。

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

1.2来自碳酸盐胶结物碳同位素分析资料的证据

碳酸盐胶结物碳同位素可以指示成岩流体中碳的来源。根据自然界碳同位素的分馏机理［6-7］，正常海相碳酸盐岩的碳酸盐胶结物δ13C值较高，主要为-4‰～4‰，属于无机碳源；若δ13C值为-35‰～-4‰时，说明这类方解石中有一定数量的有机碳加入，这些有机碳的形成主要是由烃源岩中有机质发生热脱羧释放的部分二氧化碳，这些二氧化碳中的碳同位素较轻，二氧化碳又很容易溶入不同类型的水中（层间水、吸附水及自由水等），从而形成具有较强溶蚀能力的有机酸和碳酸溶液进入到储层中，导致储层中的δ13C值较低。

成都凹陷12口井98个碳酸盐胶结物（方解石）样品的碳同位素分析资料表明：沙溪庙组方解石δ13C值较低，为-13.82‰～3.56‰，主要分布在小于-4‰的范围内，较低的碳同位素值说明储层受须家河组五段有机酸的影响较大，此时须家河组五段烃源岩生成的天然气在高温、高压下大量溶解于水（层间水、吸附水和自由水等）及有机酸等形成的混合溶液中［8］，并沿烃源岩断层运移至沙溪庙组，显示出沙溪庙组天然气运移相态以水溶相为主的特征。

1.3天然气iC4/nC4资料反映天然气运移相态以水溶相为主

陈定安等［9］通过实验证实，天然气水溶现象可引起天然气运移指标iC4/nC4的下降，iC4/nC4从1.23～1.55降低至0.51～0.77。其原因是：在同等条件下，异丁烷在水中的溶解度比正丁烷要低。根据成都凹陷18口井48个天然气气样组分分析资料可知：成都凹陷须家河组五段天然气iC4/nC4值较高，为1.18～1.47；沙溪庙组天然气iC4/nC4值明显较小，为0.43～1.28，且主要分布在0.6～0.9，显示出天然气运移相态以水溶相为主的特征。

2　天然气溶解度分析

2.1天然气溶解度的控制因素

天然气在水中的溶解度是水溶气研究的关键问题，国内外学者在20世纪60～90年代开展了大量的天然气溶解性实验［2，5，10-11］。其结果显示，天然气的水溶性具有以下基本特征：①当温度和地层水矿化度不变时，天然气在水中的溶解度随压力的增大而增大。②当压力和地层水矿化度一定、温度为80℃左右时，天然气溶解度最小，温度升高或降低，天然气溶解度均增大；当温度小于150℃时，溶解度变化幅度较小；当温度大于150℃时，溶解度变化幅度较大。③当温度和压力一定时，天然气溶解度随地层水矿化度的增大而轻微降低。由此可见，天然气溶解度是温度、压力及地层水矿化度的函数，压力对溶解度影响最大，温度次之，而矿化度对溶解度影响相对最小。

2.2天然气溶解度的计算

前人通过实验测定了不同温度、压力条件下，天然气在不同矿化度地层水中的溶解度数据，并回归了天然气溶解度的计算公式［5，10-12］，但由于不同学者在实验中所用的天然气与地层水类型不同，导致实验结果具有一定的差异。例如，郝石生等［5］实验所用的样品为大庆油田泉280井的气样，地层水矿化度为5 g/L；付晓泰等［11］实验所用的样品也是大庆油田的气样，地层水为人工配制的水溶液。上述2位学者所用的实验样品与川西侏罗系天然气及地层水样品均具有一定的差异，故实验结果对川西侏罗系可能不适用。

范泓澈等［10］利用成都凹陷马蓬3井天然气样品及与川西侏罗系地层水特征相似的地层水（地层水矿化度分别为19.029 g/L和34.567 g/L）拟合得到了富甲烷天然气溶解度与温度、压力和矿化度之间的回归方程式，即

当T＜90℃时（R2=0.999）：

当T≥90℃时（R2=0.998）：

式（1）～（2）中：S为溶解度，m3/m3；p为压力，MPa；T为温度，℃；M为矿化度，g/L。

该实验的烃类气体中实验溶解度与拟合溶解度值平均误差为1.1%，拟合数学模型可信。本次研究利用该数学模型研究成都凹陷沙溪庙组重点历史时期天然气溶解度的变化特征。

3　重点时期的天然气溶解度

由于天然气溶解度是温度、压力及地层水矿化度的函数，为了研究重点历史时期天然气溶解度的变化特征，笔者在成都凹陷不同构造带选取DY1，MS1和LS1这3口典型井，并利用包裹体、地层水矿化度、温度及压力等分析化验资料，结合盆地模拟手段，研究须家河组五段烃源岩生排烃高峰期、沙溪庙组成藏期、沙溪庙组地层温度为80℃的沉积期以及现今等4个关键时期天然气溶解度的变化特征。

3.1须家河组五段烃源岩生排烃高峰期

通过DY1，MS1和LS1井须家河组五段烃源岩演化史（参见图1）可知：DY1和MS1井须五段烃源岩在白垩纪中晚期进入生烃高峰期（压力为120 MPa左右），而LS1井须五段烃源岩在白垩纪晚期进入生烃高峰期（压力为110 MPa左右）。根据DY1，MS1和LS1井埋藏史及压力演化史（参见图1）便可确定在须五段烃源岩生排烃高峰期所对应的地层压力和温度。由于该时期烃源岩生烃过程中释放出大量的低矿化度层间水［13］，导致须五段地层水矿化度大幅降低，该时期地层水矿化度为10 g/L。根据富甲烷天然气溶解度计算公式，可计算出该时期天然气的溶解度较高，为5.6～6.6（表1）。

表1　须五段烃源岩生排烃高峰期天然气溶解度计算Table1　Calculation of gas solubility at the primary timeof hydrocarbon expulsion of the source rocks in the fifth member of Xujiahe Formation

3.2沙溪庙组成藏期

在确定了沙溪庙组成藏期的基础上，根据埋藏史和压力演化史等就可得到成藏期相应的压力和温度数据。成都凹陷DY1，MS1和LS1这3口井265个沙溪庙组储层包裹体均一温度分析资料表明：DY1和MS1井包裹体均一温度主要为110～130℃，而LS1井包裹体均一温度主要为100～110℃。结合前人研究成果［3，14］，取这3口井沙溪庙组成藏期的温度分别为125℃，123℃和110℃，利用盆地模拟，根据成藏期温度便可确定成藏期时间及地层压力（表2）。

表2　沙溪庙组成藏期天然气溶解度计算Table2　Calculation of gas solubility of hydrocarbon accumulation period of Shaximiao Formation

前人研究表明：成都凹陷侏罗系蓬莱镇组和沙溪庙组次生气藏储层与烃源层之间，主要是通过烃源岩断层沟通的［3，15］，即烃源层生成的油气主要通过烃源岩断层运移进入储层中聚集成藏。故该时期须五段低矿化度地层水沿烃源岩断层进入沙溪庙组储层中，降低了沙溪庙组地层水矿化度［15］，同时由于该时期水-岩作用强度较弱，故此时沙溪庙组地层水矿化度应该比现今小，该时期地层水矿化度为20 g/L。根据富甲烷天然气溶解度计算公式，可计算出该时期天然气的溶解度为4.3～4.8（参见表2）。

3.3沙溪庙组地层温度为80℃的沉积期

根据温度与溶解度的关系可知，当沙溪庙组地层温度为80℃左右时，天然气溶解度最小，故该时期对天然气溶解度的影响较大。由DY1，MS1和LS1井埋藏史、压力演化史（参见图1）等可知：DY1和 LS1井在距今12 Ma和21 Ma时温度降至80℃左右，此时对应的压力分别为43MPa和39MPa，而MS1井温度较高，直至现今，沙溪庙组地层温度仍大于80℃。此外，该时期由于水-岩作用的进一步加强，沙溪庙组地层水矿化度应该比沙溪庙组成藏期稍大，而比现今沙溪庙组地层水矿化度稍小，该时期地层水矿化度为23 g/L。故根据富甲烷天然气溶解度计算公式，可计算出该时期DY1和LS1井天然气的溶解度为3.7～3.9（表3）。

表3　沙溪庙组地层温度为80℃时天然气溶解度计算Table3　Calculation of gas solubility of Shaximiao Formation at temperature of 80℃

3.4现今

利用现今实测沙溪庙组地层温度、压力以及地层水矿化度值，根据富甲烷天然气溶解度计算公式，可计算出现今DY1，MS1和LS1井天然气的溶解度为3.4～4.1（表4）。

表4　现今沙溪庙组天然气溶解度计算Table4　Calculation of gas solubility of Shaximiao Formation of today

4　天然气溶解度变化特征

通过分析3口典型井的4个重点时期天然气溶解度值（参见表1～表4）可知：须五段烃源岩生排烃高峰期的天然气溶解度最高，其值为5.6～6.6；沙溪庙组成藏期的天然气溶解度随压力及温度等的变化而降低至4.3～4.8；成藏期后，随着地层抬升，在距今10～20 Ma左右，沙溪庙组地层温度降至80℃，此时天然气溶解度进一步降低至3.7～3.9；现今，天然气溶解度降至最低，其值为3.4～4.1。

此外，从DY1，MS1和LS1井各时期天然气溶解度变化特征（表5）可以看出：从须五段烃源岩生排烃高峰期至沙溪庙组成藏期这段时间，天然气溶解度降低最为明显，溶解度从5.6～6.6降低至4.3～4.8，该时期是成都凹陷沙溪庙组水溶气脱溶的关键时期；沙溪庙组成藏期之后，天然气溶解度值变化较小，从4.3～4.8降低至现今的3.4～4.1。故成藏期后，地层压力及温度等的变化对天然气的溶解度影响较小，这也是成都凹陷沙溪庙组在成藏期后，地层抬升剥蚀近千米［16］，而现今沙溪庙组产水较普遍的主要原因。如果成藏期后的地层抬升、剥蚀对天然气溶解度影响较大，那么无论成藏期沙溪庙组水溶相天然气比例是多少，现今沙溪庙组都应该以游离相天然气为主，而不是以水溶气为主，产水较普遍。

表5　成都凹陷典型井沙溪庙组各时期溶解度变化特征Table5　Gas solubility of Shaximiao Formation at different periods of typical wells in Chengdu Depression

5　结论

（1）根据天然气组分、碳酸盐胶结物碳同位素分析资料，结合地层温度及压力条件，综合分析认为成都凹陷沙溪庙组天然气以水溶相天然气为主。

（2）沙溪庙组水溶气在烃源岩生排烃高峰期—沙溪庙组成藏期，溶解度降低幅度最大，是沙溪庙组水溶气脱溶的关键时期。

致谢：本文在撰写过程中得到中国石化西南油气分公司勘探开发研究院安凤山教授级高工以及叶素娟高级工程师的指导和帮助，在此表示衷心的感谢！

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（本文编辑：杨琦）

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

国家重大科技专项“四川盆地碎屑岩层系大中型油气田形成规律与勘探方向”（编号：2011ZX05002-004-001）和中国石化西南油气分公司科技专项“成都凹陷中下侏罗统油气富集规律研究”（编号：GJ-284-1324）联合资助

杨映涛（1983-），男，硕士，工程师，主要从事石油天然气勘探方面的综合研究工作。地址：（610041）四川省成都市高新区（南区）吉泰路688号中石化西南科研基地A座1803室。E-mail：taoyingyang@163.com。