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  地质通报  2017, Vol. 36 Issue (4): 601-615  
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王平康, 祝有海, 张帅, 付修根, 吴纪修, 李宽, 王大勇, 姚大为, 肖睿, 张旭辉, 罗大双, 范瑞宝, 李国江. 西藏羌塘盆地鸭湖地区天然气水合物成藏条件[J]. 地质通报, 2017, 36(4): 601-615.
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WANG Pingkang, ZHU Youhai, ZHANG Shuai, FU Xiugen, WU Jixiu, LI Kuan, WANG Dayong, YAO Dawei, XIAO Rui, ZHANG Xuhui, LUO Dashuang, FAN Ruibao, LI Guojiang. An analysis of gas hydrate accumulation condition in the Duck Lake area, Qiangtang Basin, northern Tibet[J]. Geological Bulletin of China, 2017, 36(4): 601-615.
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基金项目

中国地质调查局项目《青南藏北冻土区天然气水合物调查》(编号:DD20160222)

作者简介

王平康 (1982-), 男, 硕士, 副研究员, 从事冻土区天然气水合物调查研究。E-mail:wangpk@cags.ac.cn

文章历史

收稿日期: 2016-10-18
修订日期: 2017-03-27
西藏羌塘盆地鸭湖地区天然气水合物成藏条件
王平康1, 祝有海1, 张帅1, 付修根2, 吴纪修3, 李宽3, 王大勇4, 姚大为4, 肖睿1, 张旭辉5, 罗大双5, 范瑞宝6, 李国江6    
1. 中国地质调查局油气资源调查中心, 北京 100029;
2. 中国地质调查局成都地质调查中心, 四川 成都 610081;
3. 中国地质科学院勘探技术研究所, 河北 廊坊 065000;
4. 中国地质科学院地球物理地球化学研究所, 河北 廊坊 065000;
5. 中国科学院力学研究所, 北京 100190;
6. 中石化胜利石油工程有限公司地质录井公司, 山东 东营 257064
摘要: 近年来中国陆域冻土区天然气水合物调查研究结果表明,气源条件是制约羌塘盆地天然气水合物找矿突破的关键因素。为明确鸭湖地区天然气水合物成藏潜力,基于近年来的钻探调查成果,从陆域冻土区天然气水合物成藏系统理论出发,系统分析了影响天然气水合物成藏的冻土、气源、储集、构造等地质因素。分析结果显示,鸭湖地区局部具有较好的冻土、地温、气源、储集、构造及水源条件,具备一定的天然气水合物成藏潜力,继续寻找充足的烃类气源是下一步天然气水合物调查的主要方向。同时,选取钻探调查获取的地温梯度、气体组分等参数,结合音频大地电磁测深(AMT)冻土厚度调查成果,对鸭湖地区天然气水合物稳定带的厚度和底界深度进行了预测。结果显示,当甲烷为85%、乙烷为9%、丙烷为6%时,天然气水合物稳定带厚度与冻土厚度分布变化基本一致,稳定带厚度400~630m,底界深度400~680m。当甲烷为98%、乙烷为2%时,天然气水合物稳定带厚度急剧减薄,大部分地区仅有0~30m,最厚仅有150m,局部地区稳定带底界最深仅为240m。结合气测录井结果,认为渐新世唢呐湖组比上三叠统土门格拉组更具备天然气水合物成藏潜力,土门格拉组自身具备较强的生排烃能力,可作为寻找常规油气或页岩气的一个重要层位。
关键词: 天然气水合物    成藏条件    鸭湖地区    羌塘盆地    
An analysis of gas hydrate accumulation condition in the Duck Lake area, Qiangtang Basin, northern Tibet
WANG Pingkang1, ZHU Youhai1, ZHANG Shuai1, FU Xiugen2, WU Jixiu3, LI Kuan3, WANG Dayong4, YAO Dawei4, XIAO Rui1, ZHANG Xuhui5, LUO Dashuang5, FAN Ruibao6, LI Guojiang6     
1. Oil and Gas Survey, China Geological Survey, Beijing 100029, China;
2. Chengdu Institute of Geology and Mineral Resources, Chengdu 610081, Sichuan, China;
3. Institute of Exploration Techniques, Chinese Academy of Geological Sciences, Langfang 065000, Hebei, China;
4. Institute of Geophysical and Geochemical Exploration, Chinese Academy of Geological Sciences, Langfang 065000, Hebei, China;
5. Institute of Mechanics, Chinese Academy of Sciences, Beijing 100190, China;
6. Shengli Geological Logging Company, Sinopec, Dongying 257064, Shandong, China
Abstract: In recent years, the gas hydrate investigation in the permafrost region of China shows that the gas source condition is the key factor for controlling the breakthrough of gas hydrate exploration in the Qiangtang Basin. In order to further clarify the potential of gas hydrate accumulation in the Duck Lake area, the authors systematically analyzed such geological factors as permafrost, gas source, reservoir and structure based on the drilling results in recent years. The results show that there are good conditions of permafrost, geothermal gradient, gas source, reservoir, structure and water source in some areas, indicating that Duck Lake area has a certain gas hydrate accumulation potential. Finding sufficient hydrocarbon gas sources will be the main direction of the next gas hydrate investigation. In addition, the thickness of the gas hydrate stability zone (GHSZ) and the depth of bottom of GHSZ in the Duck Lake area were predicted by the data of the geothermal gradient and the gas composition obtained from the drilling and AMT results. Predictive results show that, when the methane is 85%, ethane is 9% and propane is 6%, the thickness distribution of GHSZ is basically the same as that of the permafrost. The thickness of GHSZ is between 400m and 630m, and the depth of the bottom of GHSZ is between 400m and 680m. Where methane is 98% and ethane is 2%, the thickness of GHSZ is sharply thinned, only 0~30m in most areas and only 150m thick in certain areas, and the depth of the deepest bottom of GHSZ is only 240m. Based on the results of gas logging, it is concluded that the Oligocene Suonahu Formation has more potential gas hydrate accumulation potential than the Upper Triassic Tumengela Formation in Duck Lake area, while Tumengela Formation has strong hydrocarbon generation and expulsion capability, which thus can be regarded as an important horizon for exploration of conventional oil and gas or shale gas.
Key words: gas hydrate    accumulation condition    Duck Lake area    Qiangtang Basin    

天然气水合物是由具有相对较低分子质量的气体(如甲烷、乙烷、丙烷、二氧化碳、氮气等)和水在低温高压条件(通常T为0~10℃,p>10MPa)下形成的一种内含笼形结构的固态类冰状物质,主要赋存于海底沉积地层、极地和青藏高原永久冻土带及深水湖泊底部沉积物中[1-5]。天然气水合物因其能量密度高、分布广、规模大、埋藏浅、成藏物化条件优越,被视为21世纪最具潜力的接替煤炭、石油和天然气的新型洁净能源之一[6-7],也是目前尚未开发的储量巨大的一种新能源。2008—2009年,中国地质调查局在位于青藏高原东北缘的祁连山冻土区成功钻获天然气水合物实物样品,实现了中国陆域天然气水合物找矿的重大突破[5]。与祁连山冻土区相比,西藏羌塘盆地具有更低的年平均地温、相对较厚的冻土层、较低的地温梯度和较好的成油成气条件,被认为是中国陆域天然气水合物成矿条件和找矿前景最好的地区[8-9]

西藏羌塘盆地天然气水合物的科学研究始于20世纪90年代中后期。许多学者基于羌塘盆地冻土层厚度、地温梯度、生烃等条件,从不同方面进行了研究,认为羌塘盆地有条件形成天然气水合物矿藏[10-20]。自2011年起,中国地质调查局启动羌塘盆地天然气水合物资源勘查项目,在多个重点地区陆续开展了地质、地球物理、地球化学和钻探调查,其中,位于羌塘盆地中央隆起带中部的鸭湖地区是近年来天然气水合物调查的重点地区之一。2012—2015年,中国地质调查局在鸭湖地区先后实施了3口天然气水合物调查井,其中2口钻井在浅层钻遇高压烃类气体,指示该区可能存在较好的天然气水合物成矿气源,为该区寻找天然气水合物和常规油气提供了良好线索。本文主要基于鸭湖地区近年来的钻探调查成果,通过分析影响天然气水合物成藏的冻土、气源、储层、构造等地质因素,探讨天然气水合物成藏潜力。

1 区域地质背景

羌塘盆地位于青藏高原中北部,介于昆仑山、冈底斯山、唐古拉山之间,南北宽约300km, 东西长640km, 平均海拔4500m以上,是青藏高原年平均地表温度最低和冻土最发育的地区。该区发育大片连续的多年冻土,面积约18.5×104km2,地质构造上位于拉竹龙-金沙江缝合带和班公湖-怒江缝合带之间[18-23],由北向南分为北羌塘坳陷带、中央隆起带、南羌塘坳陷带3个二级构造单元[24]图 1)。盆地具有长期复杂的演化历史,其构造演化过程可分为前奥陶纪基底形成阶段、古生代被动大陆边缘演化阶段和白垩纪—新近纪陆相盆地形成、演化、改造阶段[25-26],是发育在前泥盆纪结晶基底之上,以中生界海相沉积为主体的残留盆地[27],沉积了泥盆系、石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系、古近系、新近系和第四系八大沉积层,总厚度大于3000m。盆地内发育12套烃源岩,其中上侏罗统索瓦组(J3s)、中侏罗统夏里组(J2x)、布曲组(J2b)和上三叠统肖茶卡组(T3x)为分布最广的4套烃源岩,具有良好的油气形成条件[23]。目前,这4套烃源岩亦是天然气水合物勘探的主要目标层。

图 1 羌塘盆地构造单元划分[24]及鸭湖地区位置 Fig.1 Division of tectonic units in the Qiangtang Basin and location of the Duck Lake area

鸭湖地区位于羌塘盆地中央隆起带中部,平均海拔4960m, 主要出露地层有二叠系鲁谷组、上三叠统土门格拉组、中侏罗统夏里组、上侏罗统索瓦组、始新世康托组、渐新世唢呐湖组,以及第四系更新统和全新统(图 2)。其中,上三叠统土门格拉组对应肖茶卡组上段,为一套海陆交互相含煤碎屑岩沉积。土门格拉组依据岩性分为上、下两部分,下部以深灰色、灰色泥岩为主,夹灰色薄层状岩屑石英砂岩,泥岩中含铁质结核,发育TrigoniaKumatrigoniahuhxiliesiaCardiumTulongocardium)sp.等晚三叠世双壳类化石;上部为含煤碎屑岩沉积,以灰色中薄层状岩屑石英砂岩为主,夹泥岩和劣质煤线,砂岩中发育平行层理、斜层理、楔状交错层理等,泥岩、粉砂岩中见细砂岩透镜体,产植物碎片和孢粉化石,地质时代为晚三叠世诺利期。2012—2013年,中国地质调查局在鸭湖地区先后完成1:5万专项区域地质调查700km2、音频大地电磁测深调查110km和二维反射地震调查16km。调查结果显示,该区多年冻土发育,上三叠统土门格拉组泥页岩有机质丰度较高,达到了较好烃源岩的标准,具备较好的生排烃能力,有机质成熟度偏高,处于成熟-过成熟热演化阶段。同时,存在有利于烃类气体向上运移的断裂系统,指示该区具有天然气水合物成藏潜力。据此,为进一步查明该区土门格拉组烃源岩特征,评价烃源岩生烃(气)潜力,落实天然气水合物成矿气源条件及寻找与天然气水合物有关的异常标志,中国地质调查局于2012—2015年,先后部署实施了QK-2、QK-6和QK-7三口天然气水合物调查井(图 2表 1)。QK-2井完钻井深389.85m, 钻遇第四系和土门格拉组,在土门格拉组除钻遇泥岩烃源岩外,随钻还伴生H2S气体及发现大量裂隙充填型的自生黄铁矿和方解石,指示存在过一定的烃类活动。QK-6井在220.13~246.40m处第四系沉积物中发现强烈烃类气体异常,但因井壁坍塌事故而终孔。为了继续查证气体异常并进行岩心取样,在QK-6井以东约230m处部署施工QK-7井,并利用气测录井技术全程进行在线烃类气体检测。QK-7井目前井深684m, 钻遇第四系、渐新世唢呐湖组和上三叠统土门格拉组,在多个层段发现丰富烃类气体。QK-6和QK-7井在浅层钻遇高压烃类气体,在羌塘盆地尚属首次,指示该区可能存在较好的天然气水合物成矿气源。

图 2 鸭湖地区地质图 及天然气水合物地质调查井位置 Fig.2 Geological map of Duck Lake area and location of gas hydrate investigation wells
表 1 鸭湖地区天然气水合物调查井钻探概况 Table 1 Overview of gas hydrate investigation wells in Duck Lake area
2 陆域冻土区天然气水合物成藏系统

天然气水合物不管在海域沉积物中还是在陆域冻土区环境形成、聚集和成藏,均有着自身的成藏系统[28-34]。自2008—2009年中国在祁连山冻土区成功钻获天然气水合物实物样品以来,有关针对中国陆域冻土区天然气水合物成藏系统地研究也在不断深入。王平康等[35]基于祁连山冻土区天然气水合物勘探实践,认为天然气水合物是在“气源-岩性-构造-冻土”耦合机制体系下成藏的,并指出,这四大控矿因素的精细研究,对于了解天然气水合物分布规律具有重要的指导作用。卢振权等[36]通过对祁连山冻土区已知天然气水合物钻孔资料的详细研究,认为祁连山冻土区由于烃类生成体系、流体运移体系、成藏富集体系的耦合与匹配关系在不同钻探区具有很大的差异性,从而影响该区天然气水合物在横向平面上和纵向剖面上的成藏与分布不均性。翟刚毅等[37]运用由烃类生成体系、流体运移体系、成藏富集体系构成的天然气水合物成矿系统理论,阐述了祁连山冻土区天然气水合物成藏作用过程,总结提出了天然气水合物成矿系统模式,进而探讨了天然气水合物成矿的控制因素。在不断完善陆域冻土区天然气水合物成藏系统和指导下,祁连山冻土区近年来在天然气水合物“扩边”勘查中取得了一系列找矿新发现。可见,有关陆域冻土区天然气水合物成藏系统的研究,虽然在表述角度和形式上有所差异,但实质上都是围绕影响天然气水合物成藏的冻土、气源、储集及构造等地质因素展开的。基于此,通过对西藏羌塘盆地鸭湖地区冻土条件、气源条件、储集条件、构造条件等的分析,将有助于进一步明确该区天然气水合物的成藏潜力。

3 天然气水合物成藏条件 3.1 冻土条件

冻土是陆域冻土区天然气水合物形成的必要条件,主要通过控制p-T条件限制天然气水合物稳定带的空间范围。在中国陆域冻土区天然气水合物调查中,因音频大地电磁测深(AMT)对冻土层反映灵敏,能有效探测到冻土层底界展布,常利用AMT开展面上冻土调查,同时,通过实钻井温测井测得的冻土厚度对AMT数据进行校正,最终获得一个地区面上的冻土层厚度分布图。鸭湖地区AMT冻土调查结果显示,该区冻土层整体厚度为55~90m, 最厚处约为120m, 冻土发育状况明显受断层和水系分布影响,局部发育季节性冻土(图 3)。该区冻土地貌发育,见数个呈丘状隆起的冻胀丘,底部直径大小不一,最大直径可达20m, 高2m, 表面存在纵横交错的裂缝,最大裂缝宽度可达20cm, 局部裂缝见地下水溢出。根据对同一冻胀丘不同时间段的观察,随地表气温不断上升,冻胀丘规模逐渐缩小,甚至消失(图 4)。可见,鸭湖地区地表温度随季节变化存在明显的升温现象。钻探调查结果显示,鸭湖地区冻土层自上而下由冻融层、含冰沉积物冻土层、含冰基岩冻土层和非含冰基岩冻土层组成[38]。其中,含冰沉积物冻土层发育特征最明显,在含冰沉积物冻土层中,含冰量与沉积物粒度密切相关,粗沙、砾沉积物中的含冰量明显多于细沙和粘土中的含冰量;粗粒沉积物中冰产状主要以脉状、网状、块状为主,而细粒沉积物中冰产状主要以浸染状、层状和裂隙状为主,这主要与细粒粘土层均质性程度高于粗粒沙砾层有关(图版Ⅰ)。同时,含冰冻土层的发育除影响天然气水合物p-T条件外,还对浅层烃类气体封盖具有重要的作用。实验结果表明,随着含冰饱和度的增加,甲烷气体渗透率降低,当含冰饱和度达到80%时,能完全有效地封盖住甲烷气体[38]。钻井井温测井结果显示,QK-2井冻土层厚度为38.0m, QK-7井冻土层厚度达120.0m, 与AMT冻土调查结果较为一致,冻土层以下地温梯度介于2.15~3.66℃/100m之间。仅QK-7井测得冻土层以内地温梯度为1.24℃/100m(表 1)。

图 3 鸭湖地区冻土厚度分布 Fig.3 Thickness distribution of permafrost in Duck Lake area
图 4 鸭湖地区地表季节性冻胀丘发育 Fig.4 Status of seasonal frost heave hill in Duck Lake area
图版Ⅰ   PlateⅠ   a.QK-6井在井深4.40m发育浸染状冰;b.QK-6井在井深4.50m发育块状冰;c.QK-6井在井深6.03m发育网状冰;d.QK-6井在井深7.60m发育裂隙状冰;e.QK-6井在井深13.22m发育块状冰;f.QK-6井在井深14.70m发育层状冰
3.2 气源条件

QK-2井钻探过程中,由于未引进气测录井技术,仅利用现场气相色谱仪对岩心顶空气样品进行测试,测试结果显示,岩心顶空气中甲烷含量较低,但有随深度增加的趋势。在QK-6井钻探过程中,井口涌气现象明显,利用可燃气体检测仪测试井口存在较高浓度的可燃气体(图 5),特别在井深220.13~246.40m的第四系沉积物中发现强烈烃类气体异常,可燃气体检测仪报警不断,检测值(LEL)经折算成纯甲烷浓度介于4680×10-6~5960×10-6之间。QK-7井气测录井结果显示,在192~640m多个岩层段发现烃类气体异常,气体异常层段累计厚度达135m, 唢呐湖组全烃含量最高为4010×10-6,甲烷含量最高为1409×10-6,土门格拉组全烃含量最高为4544×10-6,甲烷含量最高为3309×10-6。对比3口井的气测结果(图 6),发现在浅部地层,甲烷浓度在区域上有由东往西逐渐增大的趋势;在QK-7井中,土门格拉组甲烷所占全烃比重明显高于唢呐湖组,全烃及甲烷含量具有随深度逐渐增大的趋势。钻井出口泥浆和岩心顶空气样品C同位素测试结果显示,在气体异常层段,QK-7井泥浆顶空气甲烷同位素值分布范围为-19.676‰~-18.302‰,平均值为-18.9837‰,岩心顶空气甲烷同位素值分布范围为-19.632‰~-18.137‰,平均值为-18.5438‰。据戴金星[39]建立的天然气成因类型划分图版(图 7),投点结果显示,样品点主要集中于煤成气区域内,说明鸭湖地区发现的烃类气体具有煤成气成因,指示其来自深部的土门格拉组的含煤地层。QK-2井土门格拉组烃源岩评价结果显示[40],土门格拉组烃源岩有机质丰度总体不高,其中一套以深灰色-灰黑色为主的泥质岩总有机碳含量较高(TOC介于0.70%~0.83%之间),为中等烃源岩,局部甚至可达好烃源岩(TOC含量达到5.95%),有机质类型主要为Ⅲ型,其热演化程度较高(Ro介于1.16%~1.19%之间),已进入成熟-高成熟阶段,可能已经开始形成湿气。QK-7井21个泥岩样品测试结果显示,TOC介于0.21%~9.58%之间,平均值为1.82%,为中等-好烃源岩;有机质类型以ⅡB型为主,热解温度大于450℃,为成熟-高成熟阶段。可见,目前在鸭湖地区浅层发现的烃类气体虽以煤成气为主,但也不排除发现油型气的可能。由于目前钻井揭露的地层较浅,虽然QK-7井在635.5m处钻遇厚约10cm的劣质煤层,但对于该区气源条件的深入认识,以及煤成气和油型气对于成矿气源的贡献还有待进一步调查和研究。

图 5 QK-6井浅层钻遇高压烃类气体 Fig.5 High pressure hydrocarbon gases intersected by QK-6 in the shallow formation a—井口见强烈气体溢出;b—井口检测显示存在烃类气体异常
图 6 鸭湖地区天然气水合物调查井气测显示对比 Fig.6 Comparison of gas measurement results from gas hydrate investigation wells in Duck Lake area 1—第四系;2—渐新世唢呐湖组;3—上三叠统土门格拉组;4—第四纪沉积物;5—泥岩;6—粉砂质泥岩;7—泥质粉砂岩;8—细砂岩;9—中砂岩
图 7 鸭湖地区QK-7井烃类气体δ13C1-C1/C2+3关系 Fig.7 Relationship of δ13C1-C1/C2+3 of hydrocarbon gases from QK-7 in Duck Lake area
3.3 储集条件

鸭湖地区钻探调查结果显示(表 1图 6),第四系、渐新世唢呐湖组和上三叠统土门格拉组均可作为潜在的天然气水合物储集层(表 2)。研究区第四系主要以松散沉积物为主,成岩作用差,孔隙连通性好,储集类型以孔隙型为主,因局部第四系沉积厚度大,故可作为天然气水合物优质储层。唢呐湖组岩性主要为泥岩、泥灰岩、粗砂岩、中砂岩、细砂岩和粉砂岩,但局部层段岩石胶结程度低,成岩作用较差,因此,储集类型以孔隙型为主,裂隙型次之,储集性较好。上三叠统土门格拉组岩性主要为粗砂岩、中砂岩、细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩和泥岩,成岩作用强。QK-2井土门格拉组多个层段发育泥质充隙裂隙、且多以高角度裂隙为主,最大裂隙宽度约8mm, 局部层段发育开启性裂缝,不含充填物,岩心提至地面后,岩心多沿裂隙面开裂(图 8)。土门格拉组砂岩样品孔隙度、渗透率测试结果表明,孔隙度为1.7%~8.7%,平均值为5.28%,气体渗透率为0.0146 × 10-3~0.78 × 10-3μm2,平均值为0.115×10-3μm2,属于特低孔超低渗储层类型。与祁连山木里冻土区含天然气水合物钻井岩心砂岩孔隙度(平均值为5.08%)和气体渗透率(平均值为0.051×10-3μm2)相比,孔隙度相当,气体渗透率略高。另外,岩石水平和垂直方向孔隙度和渗透率测试结果也相同,其中垂直方向渗透率明显高于水平方向渗透率,有利于烃类气体的垂向运移。由此可见,土门格拉组亦可作为天然气水合物储层,储集类型以裂隙型为主,孔隙型次之,但储集性一般。

表 2 鸭湖地区天然气水合物潜在储集岩类型 Table 2 Types of gas hydrate potential reservoir rocks in Duck Lake area
图 8 QK-2井土门格拉组多层段发育高角度泥质充填和开启性裂缝 Fig.8 High-angle mud-filling and opening fractures in the Tumengela Formation in QK-2 a—井深117.95~118.10m;b—井深185.7~189.35m
3.4 构造条件

鸭湖地区在区域上主体构造方向为北西—南东向,多为逆冲断层(图 2)。钻探调查结果显示,QK-2井和QK-7井岩心中存在多个断层破碎带及多层断层泥,QK-2井中,在54.14~62.14m、75.85~76.50m、96.95~99.55m和223.20~223.70m发育断层破碎带,最大厚度达8m, 以灰色断层泥夹杂砾石碎块并见明显擦痕为特征,且岩心破碎较严重。断层泥主要发育在深度224m以浅,见10层,厚度介于0.19~1.8m之间,平均厚度0.76m, 以弱固结的黄褐色、灰色、深灰色泥状岩石为特征,局部夹泥砾碎块。在QK-7井中,仅在深度347.95~350.4m和深度355.21~356.75m发育2层断层破碎带,局部见滑塌构造,含粉砂质砾石,岩心破碎。可见,钻探区受构造作用影响明显,断裂系统发育,不仅能为气体运移提供通道,还能提供有效的储集空间。二维地震调查结果显示(图 9),在大的地质构造背景下,钻探区存在着多期逆冲断层,而且切穿多套沉积地层。QK-6井和QK-7井在浅层钻遇丰富烃类气体,进一步证实这类断层为深部烃类气体向浅层运移提供了有效通道。

图 9 鸭湖地区经过QK-6、QK-7和QK-2井的二维地震剖面 Fig.9 2D seismic section through QK-6, QK-7 and QK-2 in Duck Lake area
3.5 其他条件

自2009年Collett等[34]提出天然气水合物含油气系统(Gas hydrate petroleum system)以来,目前该系统已被用来评价地质条件对自然界天然气水合物产出的控制。该系统在评价天然气水合物成藏时,除要求分析温-压稳定条件(冻土、地温条件)、气源、气的运移(构造条件)、储集条件外,还强调了水的来源及系统要素的形成时间的重要性。

鸭湖地区地表水系发育,河流展布多沿断裂方向(图 2)。QK-2和QK-6井在钻探过程中,不仅在浅层钻遇含冰的沉积物冻土层,还在深层钻遇涌水层,可见地下水较丰富。通过对QK-6井5个不同深度含冰沉积物样品冰融水的H、O同位素分析,显示H同位素δD值介于-124‰~108‰之间,平均115.8‰;O同位素δ18O值介于-15.1‰~-13.3‰之间,平均为-13.94‰。对比各种不同水体的H、O同位素分布范围[41-42]可以发现,冰融水的H、O同位素值指示水来源于大气降雪。可见,大气降雪融水是钻探区主要的补给水源。冰融水地球化学分析结果显示,冰融水矿化度为65.533~752.826mg/L,平均为378.538mg/L,表现为淡水特征。样品中阳离子主要由Ca2+、Na+、Mg2+和少量K+组成,其中Ca2+浓度为29.480~68.610mg/L,平均为47.722mg/L;Na+浓度为3.290~90.940mg/L,平均为45.240mg/L;Mg2+浓度为6.800~68.170mg/L,平均为40.082mg/L。阴离子主要由Cl-、SO42-和NO3-组成,其中Cl-浓度介于10.630~223.400mg/L之间,平均为117.806mg/L;SO42-浓度为5.520~241.200mg/L,平均为96.046mg/L;NO3-浓度为3.820~42.930mg/L,平均为21.620mg/L。此外,样品还检出少量的B和Sr及微量的Fe、Li、Ba、Mn等元素。因此从水的来源和矿化度角度看,鸭湖地区水源补给是有效的,且淡水有利于天然气水合物的形成。

因鸭湖地区地处青藏高原羌塘盆地的中央隆起带中部,构造运动引起的地形隆升时间、烃源岩生排烃史、冻土形成时间,新构造运动产生的断裂系统形成时间的相互匹配、耦合关系在系统形成时间中至关重要。QK-6和QK-7井在浅层钻遇高压烃类气体,表明深部烃源岩生排烃产生的烃类气体沿断裂系统向上运移至浅部地层,后被含冰冻土层或致密泥岩层封盖。可见,鸭湖地区烃类生成体系、流体运移体系、成藏富集体系是相对完整的。虽然各系统要素形成时间各有前后,但各要素间仍存在一定的耦合关系,这对于天然气水合物形成、聚集、成藏非常有利。

4 讨论

基于鸭湖地区天然气水合物成藏条件的分析可知,在冻土条件方面,鸭湖地区局部冻土条件较好,冻土厚度可达120m, 并且浅层含冰冻土层发育,对于浅层气的封盖具有重要作用;在地温梯度方面,冻土层以内地温梯度为1.24℃/100m, 冻土层以下地温梯度介于2.15~3.66℃/100m之间,地温相对较低;在气源条件方面,已发现具有煤成气成因的丰富烃类气体。据土门格拉组烃源岩评价结果,不排除发现油型气的可能,可见气源条件良好;在储集条件方面,厚层第四系松散沉积物储集性最好,成岩作用较差的唢呐湖组次之,土门格拉组含煤岩系一般;在构造条件方面,区域上大的逆冲断层能为深部烃类气体向上运移提供良好通道,新构造运动产生的次生断裂系统既便于烃类气体在浅部运移,又可以提供良好的储集空间;在水的来源方面,以淡水补给为主,便于天然气水合物形成;在系统要素的形成时间方面,虽然各系统要素形成时间各有前后,但仍存在一定的耦合关系。

为了进一步探讨鸭湖地区天然气水合物成藏潜力,利用QK-7井钻探调查获得地温梯度、气体组分等实测参数,结合AMT冻土厚度调查成果,开展天然气水合物稳定带厚度和底界深度预测。模拟时,采用的地温梯度参数包括:冻土层以内地温梯度为1.24℃/100m, 冻土层以下地温梯度为3.66℃/100m。在气体组分参数选择方面,考虑到唢呐湖组和土门格拉组中甲烷所占全烃比重明显不同,推测2套地层中发现的烃类异常可能受控于2个不同的断裂系统。因此,分别选取唢呐湖组和土门格拉组甲烷含量最高值进行2组预测研究。气测录井显示,在唢呐湖组,甲烷浓度最高为1409×10-6时,乙烷浓度为155×10-6,丙烷浓度为99×10-6,其他烃类及二氧化碳浓度极低可忽略,气体组分归一化后,甲烷为85%,乙烷为9%,丙烷为6%;在土门格拉组,甲烷浓度最高为3309×10-6时,乙烷浓度为72×10-6,丙烷等烃类及二氧化碳浓度极低可忽略,气体组分归一化后,甲烷为98%,乙烷为2%。

采用的计算模型包括静岩压力与静水压力计算模型和温压模型。

静岩压力:pf=p0+ρfghf· 10-6

静水压力:ps=pf+ρsghs· 10-6

式中:

p0为地表大气压力(0.05MPa);ρf为冻土层密度,采用2.0×103kg/m3;g为重力加速度(9.81m/s2);hf为冻土层内深度,单位为m;hs为冻土层底界向下深度,单位为m;ρs为冻土层下孔隙流体密度,采用1.0×103kg/m3

温压模型则利用Solan的CSMHYD相平衡曲线计算程序,获得了不同气体组分下水合物形成的温压条件,即相平衡条件。

在天然气水合物稳定带厚度及底界深度计算时,由于AMT冻土厚度调查数据量大,本文采用分区间计算,线性插值获得各点水合物厚度,即将冻土层分为15个区间,分别为0、10m、20m、30m、40m、50m、60m、70m、80m、90m、100m、110m、120m、130m、140m、150m, 计算冻土层在该厚度不同温度、不同深度下产生的静岩或静水压力,与相平衡条件对比,计算出水合物上下临界点温度,根据地温梯度,计算出水合物赋存厚度与深度,从而获得冻土层厚各个区间关于水合物上下临界点的不同线性插值函数。然后把各个冻土层厚数据代到对应插值函数,从而获得所有点位水合物赋存厚度与深度数据。

模拟结果显示,当甲烷为85%、乙烷为9%、丙烷为6%时,天然气水合物稳定带厚度分布变化与冻土厚度分布变化基本一致,稳定带厚度为400~630m, 大多数地区稳定带厚度为480~530m(图 10),稳定带底界埋深的海拔高程为4280~4560m(图 11),按鸭湖地区平均海拔4960m推算,稳定带底界深度为400~680m。当甲烷为98%、乙烷为2%时,天然气水合物稳定带厚度急剧减薄,大部分地区仅有0~30m, 局部最厚仅150m, 在南部局部区域已不存在天然气水合物稳定带(图 12),稳定带底界埋深海拔高程为4720~5140m(图 13),大多与鸭湖地区平均海拔4960m相当,局部地区稳定带底界最深仅达240m。可见,随着甲烷所占全烃比重增加,天然气水合物稳定带厚度缩减明显,局部地区已不具备形成天然气水合物的条件。QK-7井气测录井结果显示(图 6),唢呐湖组气测异常主要出现在340m以浅,而土门格拉组气测异常主要出现在560m以深,虽然唢呐湖组的气体来源及受构造的控制作用仍需要深入探究,但结合模拟结果,认为唢呐湖组比土门格拉组更具备天然气水合物成藏潜力,而土门格拉组自身具备较强的生排烃能力,可作为寻找常规油气或页岩气的一个重要层位。

图 10 鸭湖地区85%甲烷水合物稳定带厚度 Fig.10 Thickness of 85% methane hydrate stability zone in Duck Lake area
图 11 鸭湖地区85%甲烷水合物稳定带底界埋深 Fig.11 The depth of bottom of the 85% methane hydrate stability zone in the Duck Lake area
图 12 鸭湖地区98%甲烷水合物稳定带厚度 Fig.12 Thickness of 98% methane hydrate stability zone in Duck Lake area
图 13 鸭湖地区98%甲烷水合物稳定带底界埋深 Fig.13 The depth of the bottom of the 98% methane hydrate stability zone in the Duck Lake area
5 结论

(1)鸭湖地区局部地区具有较好的冻土、地温、气源、储集、构造、水源等条件,具备一定的天然气水合物成藏潜力。浅层烃类气体的发现为天然气水合物找矿提供了良好线索。但是充足气体的持续供应是形成天然气水合物的一个必要条件,即只有充足的气体供应,气体浓度大于其在水中的溶解度时,天然气水合物才能在稳定带内产出。因此,在鸭湖地区继续寻找充足的烃类气源是下一步天然气水合物调查的主要方向。

(2)基于钻井实测参数的天然气水合物稳定带厚度及底界深度预测结果显示,当甲烷为85%、乙烷为9%、丙烷为6%时,天然气水合物稳定带厚度变化与冻土厚度变化基本一致,稳定带厚度为400~630m, 底界深度为400~680m。当甲烷98%、乙烷为2%时,天然气水合物稳定带厚度急剧减薄,大部分地区仅有0~30m, 最厚仅有150m, 局部地区稳定带底界最深仅为240m。结合气测录井结果,认为鸭湖地区渐新世唢呐湖组比上三叠统土门格拉组更具备天然气水合物成藏潜力,而土门格拉组自身具备较强的生排烃能力,可作为寻找常规油气或页岩气的一个重要层位。

致谢: 野外工作期间得到西藏地勘局地热地质大队顿珠经理、米玛经理、普次主任、屈志强机长、何兴国副机长,中石化胜利石油工程有限公司地质录井公司王昊经理,贵仁科技有限公司方纬总监,西藏金轩汽车租赁咨询公司金开活经理等同志的大力帮助,在此一并表示衷心的感谢。

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