桑托斯盆地盐下J油气田CO2成因、烷烃气地球化学特征及成藏模式*

马安来 黎玉战 张玺科 张忠民

(1.中国石化石油勘探开发研究院 北京 100083； 2.中国石化国际石油勘探开发有限公司 北京 100029)

马安来，黎玉战，张玺科，等.桑托斯盆地盐下J油气田CO2成因、烷烃气地球化学特征及成藏模式［J］.中国海上油气，2015，27(5)：13-20.

1 地质概况

桑托斯盆地位于大西洋西岸巴西东南海上，面积为20万km2，最大水深超过4 000 m。该盆地为一个典型被动大陆边缘含盐盆地，有盐上和盐下2个含油气系统，其中盐下含油气系统为早—中白垩世裂谷期河湖沉积体系，烃源岩为上Barremian—下Aptian阶的半深湖—深湖相泥岩，储层为受海水侵入影响形成的湖相生物碎屑灰岩［1-2］，盖层为Aptian阶Ariri组盐岩。

桑托斯盆地盐下J油气田距海岸290 km，水深2 060～2 600 m，发现井为第二轮勘探的RJS-bbb井。该井钻遇了130 m的Sag段碳酸盐岩，饱含烃类流体及大量CO2，测井评价Sag段平均孔隙度为13%。后又钻探了bbb NE和ccc井。研究表明，J油气田具有统一的油水界面(为-5 450 m)，但油气界面不一致，bbb和bbb NE井具有统一的油气界面(为-5 370 m)，而ccc井的油气界面为-5 348 m。流体分析表明，J油气田气顶和油环中CO2含量、气油比及原油密度存在明显差异：气顶流体CO2含量为76% ～78%，气油比为2 750～4 260 m3/m3，原油密度为32～36°API；而油环流体CO2含量为56% ～60%，气油比为170～211 m3/m3，原油密度为16～23 °API(图1)。

图1 桑托斯盆地盐下J油气田RJS-bbb井储层PVT流体主要组分及相关参数剖面Fig.1 Profile ofmain com ponents and relevant parameters of PVT fluids of Well RJS-bbb reservoir from pre-salt J oilfield，Santos basin

在海上高技术、高成本、高风险的油气勘探开发过程中，非烃气体的存在无疑将降低油气勘探开发的经济价值，并给海洋油气开发工程带来诸多不利因素。由于CO2属于酸性氧化物，对金属物质有一定的腐蚀作用，深海油气田开发的集输设备及管道与处理装备系统等均需要考虑防腐问题。因此，研究J油气田CO2成因对于桑托斯盆地盐下油气勘探开发具有重要意义。

2 CO2成因判识

沉积盆地中的CO2主要分为有机成因和无机成因两大类［3-14］。其中，有机成因CO2是在生物化学作用、热解作用和裂解作用等成烃作用过程中形成的，也可以是煤的变质(受岩浆热力作用产生)和煤的氧化作用形成的；而无机成因的CO2则是在无机矿物或元素在各种化学作用中形成的。

根据前人大量研究成果［3-19］，目前基本建立了一套具有充分依据的划分CO2气体成因的地球化学标准(表1)。因此，本文利用δ13CCO2、CO2含量及氦同位素比值R/R a等3个指标进行 CO2成因判识。

表1 CO2气体成因的划分标准Table 1 Origin classification of CO2

2.1 利用CO2碳同位素判识

CO2碳同位素(δ13CCO2)是鉴别有机成因和无机成因的有效指标。戴金星［5-9］指出，我国CO2的δ13CCO2值区间为+7‰～-39‰，其中有机成因的δ13CCO2值主要为-10‰～-39.14‰，主频段为-12‰～-17‰；无机成因的 δ13CCO2值主要为7‰ ～-8‰，主频段为 -3‰ ～ -8‰。Gould 等［10］认为，岩浆来源CO2的δ13CCO2值虽然多变，但一般为-7‰±2‰。综合国内外研究成果认为，有机成因CO2的δ13CCO2值小于-10‰，主要为-10‰ ～ -30‰；无机成因CO2的 δ13CCO2大于-8‰，主要为 -8‰ ～3‰，其中碳酸盐岩变质成因CO2的δ13CCO2值接近碳酸盐岩的δ13C值，为0‰±3‰，火山-岩浆成因和幔源成因CO2的δ13CCO2值大多为-6‰±2‰。

桑托斯盆地盐下J油气田中CO2碳同位素值为-5.35‰～-8.11‰，表明CO2为无机成因。

2.2 利用CO2含量与δ13 CCO2关系图版判识

戴金星 等［6-7］提出了 CO2含量与 δ13CCO2关系图版(图2)，图中I区为有机成因区，II区为无机成因区，III区为有机成因和无机成因共存区，IV区为有机成因和无机成因混合区。从整体上看，当CO2含量小于15%，同时δ13CCO2＜-10‰时是有机成因；当δ13CCO2＞-8‰时都是无机成因；当CO2含量大于60%时都是无机成因。

图2 桑托斯盆地盐下J油气田CO2含量与δ13 CCO2的关系(底图据戴金星 等［6-7］)Fig.2 Relationship between content and carbon isotope value of CO2 of pre-salt J oilfield，Santos basin(Base chart after Daiet al［6-7］)

桑托斯盆地盐下J油气田气顶天然气中CO2含量为71.58% ～75.61%，δ13CCO2值为 -5.35‰ ～ -8.11‰，均落在图2中的II区，表明CO2应为无机成因。

2.3 利用δ13 CCO2与伴生稀有气体3 He/4 He关系图版判识

何家雄［3-4］根据CO2的碳同位素组成及伴生稀有气体氦同位素组成特征，将CO2划分为三大成因类型，即壳源型、壳幔混合型和火山幔源型，其中壳源型又可分为有机成因和壳源型岩石化学(无机)成因(图3)。

图3 不同盆地油气田CO2成因类型判识(底图据何家雄 等［3-4］)Fig.3 Origin classification of CO2 from oil and gas fields in some basins(Base chart after He et al［3-4］)

来源于地壳沉积圈层的壳源型有机成因CO2，除δ13CCO2值小于-10‰外，氦同位素比值R/R a均小于1；而壳源型无机成因(岩石化学成因即变质成因)CO2的δ13CCO2值大于-8‰，氦同位素比值R/R a小于1。对于火山幔源型成因CO2，除了δ13CCO2值大于-8‰外，R/R a均大于2。而壳幔混合(过渡)型成因CO2，由于是来源于火山幔源活动与岩石化学作用2种因素共同作用的结果，其δ13CCO2值大于-8‰，但其氦同位素R/R a则介于壳源型和幔源型之间，即R/R a值为1～2。

桑托斯盆地盐下J油气田天然气R/R a为5.6，落在图3的幔源区，表明CO2成因类型为火山幔源型。

3 天然气中烷烃气地球化学特征分析

3.1 烷烃气组分含量

桑托斯盆地盐下J油气田中除了具有较高含量的CO2外，烷烃气体组成中甲烷含量为3.89% ～19.74%，乙烷含量为1.32% ～1.92%，丙烷的含量基本在1%以下，C2+以上组分含量为2.24% ～3.53%，N2含量为0～5.14%(表2)。

天然气中甲烷含量和重烃含量与烃源岩的热演化程度密切相关，除了生物成因气外，天然气干燥系数C1/(C1—C4)越高，表明其热演化程度越高。桑托斯盆地盐下J油气田中天然气干燥系数为0.85～0.88，体现了湿气的特征。

3.2 烷烃气碳同位素

桑托斯盆地盐下J油气田天然气甲烷碳同位素值(δ13C1)为 -32.89‰ ～ -35.53‰(表 3)。天然气乙烷碳同位素值(δ13C2)和丙烷碳同位素值(δ13C3)是区分油型气和煤型气的重要指标，研究中多以δ13C2=-28‰作为区分腐殖型气和腐泥型气的标准［9］。J油气田中天然气 δ13C2值为-29.18‰ ～ -32.23‰(表3)，小于-28‰的油型气的上限值；天然气δ13C3值为 -28.47‰ ～ -30.51‰(表 3)，也小于 -23.2‰的油型气的上限值［9］，表明天然气的烷烃气体为油型气。另外，J油气田天然气烷烃碳同位素呈现正碳同位素分布序列(图4)，表明烷烃气体为有机成因。

表2 桑托斯盆地盐下J油气田RJS-bbb井天然气组分含量Table 2 Contents of natural gas components of Well RJS-bbb from pre-salt J oilfield，Santos basin

表3 桑托斯盆地盐下J油气田RJS-bbb井天然气烷烃气和CO2气碳同位素组成Table 3 Carbon isotope of alkane and CO2 of natural gas from Well RJS-bbb in pre-salt J oilfield，Santos basin

3.3 烷烃气体成熟度

国内外学者在研究天然气甲烷碳同位素与成熟度的关系时，提出了许多油型气甲烷碳同位素和成熟度的公式［19-20］，但根据这些公式换算出的天然气成熟度均与研究区不符。本文采用Prinozhofer等［21］建立的甲烷-乙烷碳同位素、乙烷-丙烷碳同位素分布换算天然气成熟度模版(图5)，其中甲烷-乙烷碳同位素反映 J油气田天然气成熟度 Ro为1.0% ～1.2%，乙烷-丙烷碳同位素反映J油气田天然气成熟度Ro为1.1% ～1.2%，两者基本一致。总体而言，J油气田烷烃气体的成熟度为生油高峰—凝析油前期阶段的产物，天然气的成熟度对应于盐下上Barremian—下Aptian阶的湖相烃源岩的成熟度。

图4 桑托斯盆地盐下J油气田RJS-bbb井天然气烷烃碳同位素分布Fig.4 Carbon isotope distribution of alkane of natural gas from Well RJS-bbb in pre-salt J oilfield，Santos basin

图5 利用甲烷-乙烷、乙烷-丙烷碳同位素判识桑托斯盆地盐下J油气田天然气成熟度(底图据Prinzhofer等［21］)Fig.5 Natural gasmaturity determ ination using carbon isotope relation between C1 versus C2 and C2 versus C3 in pre-salt J oilfield，Santos basin(Base chart after Prinzhofer et al［21］)

4 高含CO2油气藏成藏模式初探

4.1 原油、烷烃气为湖相烃源岩产物，成熟度未达到凝析油气阶段

桑托斯盆地盐下J油气田的油环和气顶流体在甾烷组成上具有一致性，均呈现C27甾烷占优势的特点，在三角图中聚为一簇(图6)，表明油环和气顶原油来源相同。另外，J油气田未受污染原油全油碳同位素值为-24.80‰～-25.70‰，与来源于盐下上Barremian—下Aptian阶的湖相烃源岩原油一致［22］。

图6 桑托斯盆地盐下J油气田RJS-bbb井原油甾烷组成特征Fig.6 Charateristics of sterane com position of oil from W ell RJS-bbb in pre-salt J oilfiled，Santos basin

C29甾烷异构化参数是判识原油成熟度重要的生物标志物参数。J油气田RJS-bbb井原油C2920S/(20S+20R)异构化参数值为 0.38 ～0.42，C29ββ/(αα+ββ)异构化参数值为 0.46～0.49(图 7)，表明均为成熟原油，但未达到C2920S/(20S+20R)为0.55、C29ββ/(αα +ββ)为 0.70 的平衡值，表明原油成熟度 Ro小于0.9%［23］。此外，J油气田原油Ts/(Ts+Tm)值仅为0.17～0.21，远远低于1.0的平衡值，表明原油成熟度远未达到1.3%［23］。由此可见，J油气田原油为生油高峰的产物，未达到凝析油阶段。

J油气田天然气中烷烃气碳同位素反映的成熟度对应于生油高峰—凝析油前期阶段，成熟度略高于原油，烷烃气来自盐下上Barremian—下Aptian阶湖相烃源岩。因此，J油气田中的原油、烷烃气是同源产物，均来自上Barremian—下Aptin阶湖相烃源岩。

烃源岩生烃史表明，位于J油气田邻近的生烃灶盐下烃源岩在白垩纪晚期进入生油窗，生成的烃类自85 Ma开始向J油气田等高地运移，古近纪—新近纪沉积的深海相泥岩整体覆盖在受盐构造影响而变形的地层之上，受进一步埋深的影响，烃源岩演化程度进一步增高，开始大量向外排烃；盐下烃源岩有2个生烃高峰，分别为90～70 Ma和50～30 Ma。区内巨厚的Aptian阶Ariri组盐岩层不仅对盐下油气藏具有极佳的封盖能力，同时抑制了盐下烃源岩的热演化，因而盐下烃源岩至今仍保持着一定的生烃潜力。

图7 桑托斯盆地盐下J油气田RJS-bbb井流体分子地球化学参数剖面Fig.7 Profile ofmolecular geochem ical paramaters of fluids of W ell RJS-bbb in J oilfield，Santos basin

4.2 CO2蒸发分馏作用导致现今大气顶薄油环油气藏的形成

桑托斯盆地盐下J油气田高含火山幔源型CO2，流体组分在纵向具有较大差异性(图1)，如气顶流体气油比大于油环流体，原油密度呈现上轻下重的现象。另外，标志运移参数的分子标志物在气顶和油环之间也存在很大差异，如气顶流体C29重排甾烷/规则甾烷、三环萜烷/藿烷比值都明显大于油环(图7)。笔者推测，这是后期大量CO2注入形成的蒸发分馏作用改造原始油气藏的结果，类似塔里木盆地轮南地区由于后期甲烷注入形成的蒸发分馏作用改造油气藏的结果［24］。考虑到CO2在石油中的溶解能力约为甲烷的7～9倍，其抽滤、改造油气藏性质的能力应大于甲烷。当断裂作用发生时，伴随着压力降低，饱和油的气相从饱和气的流体中分离时发生蒸发分馏作用，分馏出来的流体主要是轻烃和CO2，并沿断裂运移至较浅处储层形成凝析油和气藏，而深部储层随着分馏作用的强度不同具有不同的重质组分。RJS-ccc井储层气顶流体中富含正构烷烃化合物，而油环流体中富含甲苯化合物，就是CO2蒸发分馏作用最有力的证据(图8)。

图8 桑托斯盆地盐下J油气田RJS-ccc井气顶和油环流体甲苯/nC7与nC7/甲基环己烷的关系Fig.8 Relation between toluene/nC7 and nC7/methylcyclohexane of fluids from gas cap and oil ring in Well RJS-ccc in J oilfield，Santos basin

J油气田CO2为无机成因火山幔源型。前人研究表明，对于高含CO2油气藏的形成，充足的气源是前提，沟通气源的断裂体系是成藏的主控因素［4，8］。桑托斯盆地存在 3期火山活动，对应的地质时间分别为85～75 Ma、75～60 Ma及50～40 Ma。目前J油气田所在区块尚未解释有火山岩存在，但其他区块钻井岩心表明盐下存在火山岩，下裂谷层序Camboriu组也主要由陆源沉积物和火山岩组成。BM-S-XX区地震解释表明，研究区广泛存在着NE—NNE向的深大断裂(图9)，这些深大断裂无疑是深部CO2气体的良好运移通道。正是由于基底深大断裂的输气配置作用，从而将无机CO2输送到良好的圈闭中聚集成藏。

图9 桑托斯盆地BM-S-XX区块断裂发育图Fig.9 Fau lts development in BM-S-XX b lock，Santos basin

5 结论

1)桑托斯盆地盐下J油气田气顶和油环流体组分存在明显差异，气顶流体CO2含量为76% ～78%，密度为32～36 °API，气油比为2 750～4 260 m3/m3；油环流体CO2含量为56% ～60%，气油比为170～211 m3/m3，密度为16～23°API。J油气田天然气中CO2碳同位素值为-5.35‰～-8.11‰，为无机成因；天然气R/R a为5.6，表明CO2为火山幔源型。

2)桑托斯盆地盐下J油气田天然气烷烃碳同位素呈现正碳同位素系列，甲烷碳同位素值为-32.50‰～-35.53‰，烷烃气成熟度Ro为1.0% ～1.2%，原油成熟度Ro小于0.9%，未达到凝析油气阶段。

3)桑托斯盆地盐下J油气田为混源油气藏，原油、烷烃气来自湖相烃源岩，CO2主要来自深部幔源。后期CO2注入形成的蒸发分馏作用改造了先期油气藏，形成了现今大气顶薄油环的油气藏面貌。区内广泛发育的NE—NNE向深大断裂为幔源CO2提供了运移通道。

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