西西伯利亞盆地北極油氣區(qū)侏羅系—白堊系儲(chǔ)集層氣-水系統(tǒng)平衡模擬

NOVIKOV Dmitry Anatolievich

（1. 俄羅斯科學(xué)院西伯利亞分校Trofimuk石油地質(zhì)和地球物理研究所，新西伯利亞 630900，俄羅斯；2. 俄羅斯新西伯利亞國立大學(xué)，新西伯利亞 630900，俄羅斯）

0 引言

油氣藏形成和破壞過程中氣-水系統(tǒng)的化學(xué)反應(yīng)和熱力學(xué)平衡問題是目前石油地球科學(xué)研究的前沿問題。油氣與地下水之間的相平衡反映了油氣生成運(yùn)移的地球化學(xué)過程，而這一過程又控制著油氣與地下水的來源和演化。此外，氣-水系統(tǒng)的高流動(dòng)性也得到了實(shí)驗(yàn)的證實(shí)。許多學(xué)者從不同方面對沉積盆地深層條件下的氣-水相互作用進(jìn)行了研究，在四川盆地[1-3]、鄂爾多斯盆地[4-6]、東地中海盆地[7]和珠江口盆地[8]的氣-水相互作用方面取得了豐富的研究成果。氣-水系統(tǒng)的另一個(gè)研究方向是天然氣水合物的狀態(tài)及其發(fā)展變化[9-13]?；诘厍蛭锢?、地質(zhì)和地球化學(xué)數(shù)據(jù)的盆地模擬已不能滿足當(dāng)前西西伯利亞盆地的油氣勘探需求[14-17]。在這方面，氣-水相平衡與油氣生成和保存的區(qū)域條件以及它們與地層水的交換，成為一個(gè)局部油氣規(guī)模潛力預(yù)測的新課題[18-21]。由于氣體具有較高的流動(dòng)性，因此氣體是最可靠的示蹤劑之一，可指示油氣運(yùn)移方向[22-24]?，F(xiàn)場數(shù)據(jù)和模擬結(jié)果表明，目前西西伯利亞盆地深處地層水的滲流速度非常緩慢，并正在消失。相應(yīng)地，擴(kuò)散成為物質(zhì)傳遞的主要方式[25]。北極地區(qū)的油氣藏狀態(tài)可以通過參考豐富的地下水化學(xué)和產(chǎn)層地下水循環(huán)數(shù)據(jù)，對氣-水相平衡進(jìn)行模擬[26]。現(xiàn)有的氣-水相平衡計(jì)算算法主要適用于淡水，不適用于含鹽水的油氣盆地。西西伯利亞北部北極地區(qū)侏羅系—白堊系中廣泛存在鹽水和弱鹽水，NaCl含量高達(dá)63.3 g/L。同時(shí)，地層中還普遍存在異常高壓，地層溫度為35～150 ℃。本文通過氣-水相態(tài)平衡模擬，首次評(píng)估西西伯利亞北極地區(qū)侏羅系—白堊系含油氣系統(tǒng)的現(xiàn)今狀態(tài)，這項(xiàng)研究有望為不同同位素地球化學(xué)類型地下水（從鹽水到強(qiáng)鹽水）沉積盆地中的油氣勘探提供理論技術(shù)支持。

1 研究區(qū)及方法

氣-水系統(tǒng)由涉及不同過程和相互作用的多個(gè)要素組成。由于常規(guī)方法不適用于氣-水系統(tǒng)地層水的含氣飽和度、氣體散逸度及其他參數(shù)的計(jì)算，因此，本文使用Bukaty[27]在Trofimuk A A石油地質(zhì)和地球物理研究所（新西伯利亞）設(shè)計(jì)的HG-32（Hydrogo）軟件進(jìn)行研究。該軟件考慮了氣-水系統(tǒng)的幾乎所有變量（密度、總鹽度、含氣飽和度、水溶性氣體成分、溫度、壓力條件等），既可用于根據(jù)水和溶解氣的成分確定平衡自由氣相的成分和參數(shù)，也可用于根據(jù)自由氣體和地層水成分確定溶解氣的成分和其他參數(shù)。此外，該方法還適用于壓力、溫度和溶劑組成發(fā)生變化時(shí)的氣體逃逸和輸入模擬。上述氣水平衡模擬方法適用于水溶性氣、游離氣和伴生氣的正演模擬和反演計(jì)算。由于天然氣在水中的臨界溶解度反映了油氣藏中流體類型及其天然氣飽和度數(shù)據(jù)，因此，水的天然氣飽和度數(shù)據(jù)可用該臨界溶解度來代替。此外，該方法還可以對油氣與地層水的相互作用進(jìn)行模擬。在197個(gè)北極油田白堊系和侏羅系儲(chǔ)集層中（見圖1），本文綜合了3 800多個(gè)檢測點(diǎn)的數(shù)據(jù)，以及5 600多個(gè)地下水、2 500多個(gè)溶解氣和1 900多個(gè)游離氣樣本的分析數(shù)據(jù)，并對1 200多個(gè)油氣藏進(jìn)行了模擬。

圖1 西西伯利亞盆地北部北極油氣區(qū)位置

2 研究區(qū)地層水特征

20世紀(jì)60年代以來，學(xué)者們對西伯利亞北部北極油氣區(qū)的水文地質(zhì)和水化學(xué)特征進(jìn)行了大量研究[28-32]。西西伯利亞自流盆地的中新生界包括古近系—第四系、上白堊統(tǒng)、阿普第階—阿爾布階—賽諾曼階（Aptian-Albian-Cenomanian）（儲(chǔ)集層為 PK1—22、HM1和 TP1—19）、新科米階（Neocomian）（AP6—11、BP1—21和 SD0—14層）、上侏羅統(tǒng)（Yu1層）、中下侏羅統(tǒng)（Yu2—23層）、三疊系以及未分化的古生界含水層系統(tǒng)[25,33]。所有中生界含水層主要由滲透性的砂巖和粉砂巖組成，并被泥巖封閉。連續(xù)的土倫階（Turonian）—漸新統(tǒng)隔水層將含水層與地表水隔離開來，但在由滲透性較強(qiáng)的地層組成的盆地邊緣，隔水層的封堵能力較弱[34-38]。

在2.8～6.0 km深度范圍，侏羅系和較淺層（直到新科米階）的儲(chǔ)集層壓力受地層超壓（壓力系數(shù)最高可達(dá)2.26）的影響，含油氣砂巖、粉砂巖孔隙度為0.70%～42.55%（主要為10%～20%），從阿普第階—阿爾布階—賽諾曼階含水層到古生界基底，孔隙度呈下降趨勢。

北極地區(qū)儲(chǔ)集層中的地下水通常具中等鹽度，在含水層中主要含有Cl-、Na+、HCO3-等離子。區(qū)域上，盆地邊緣地下水總礦化度為 2～5 g/L，中部達(dá)到63.3 g/L[30,39-40]；層位上以上侏羅統(tǒng)含水層離子含量最高（見表1）。每種地層水類型都有其特定的成鹽模式，主要成分（Cl-、Na+、Mg2+、Ca2+和 K+）和次要成分（Br-、I-、B+、NH4+和Sr-等）含量與鹽度成比例。當(dāng)鹽度達(dá)到或超過15 g/L時(shí)，HCO3-離子含量下降；SO42-離子在軟泥形成過程中被還原為 H2S，因此其平均含量為20～60 mg/L。

表1 西西伯利亞北部地區(qū)含水層地層水化學(xué)特征

侏羅系—白堊系含水層中的地下水總含氣飽和度（Sg，每升地層水的含氣量）變化很大，在一個(gè)單層中，差異可達(dá)兩倍或更多。但總體趨勢隨著深度增加總含氣飽和度逐漸增大，阿普第階至賽諾曼階為0.3～3.0 L/L，中侏羅統(tǒng)下部增大至0.9～5.7 L/L[14,16,33]。侏羅系—白堊系含水層富含甲烷，阿普第階—阿爾布階—賽諾曼階含水層的甲烷含量為95.5%，中侏羅統(tǒng)含水層的甲烷含量為83.3%，深層含水層中的甲烷含量較低，而其同系物含量則從阿普第階—阿爾布階—賽諾曼階含水層系統(tǒng)中的 1.3%增加到中侏羅統(tǒng)下部地層中的 11.7%。同樣，二氧化碳含量也隨深度增大而增加；同時(shí)，在阿普第階—阿爾布階—賽諾曼階和中侏羅統(tǒng)，氣體含量為：氮?dú)?15.00%，二氧化碳 4.00%，氫氣 6.00%，氦氣0.14%和氬氣0.19%。

正如之前所發(fā)現(xiàn)的[36]，西西伯利亞北部和其他北極盆地的地下水處于化學(xué)蝕變的初始階段，沉積物中不含鹽成分。除活躍水交換區(qū)的地下水類型為HCO3-Ca型外，該區(qū)域的Ca2+/Cl-值不超過0.20。

3 研究區(qū)地層水系統(tǒng)的飽和系數(shù)特征

對北極地區(qū)、Gubkin、Zapolarny、Medvezhy和其他一些油氣田的阿普弟階—阿爾布階—賽諾曼階含水層系統(tǒng)中的氣體飽和系數(shù)（Cs）進(jìn)行了估算。例如，有豐富天然氣資源的賽諾曼階儲(chǔ)集層 PK1內(nèi)含水層的天然氣飽和系數(shù)主要為 0.80～1.00，地層水類型為Cl-Na型，總鹽度為20 g/L，Sg為1.5～2.5 L/L，溶解氣中含有約98.5%的甲烷、0.5%～1.5%的N2和少量其他氣體。Sg和Cs值從Yamal Kara盆地向西西伯利亞盆地邊緣顯著降低（分別為0.1～0.5和0.05～0.20），同時(shí)氣相主要成分由甲烷-氮?dú)廪D(zhuǎn)變?yōu)榈獨(dú)?甲烷。

在較深的含水層中，情況有所不同；在Medvezhy、Urengoi、Vynga Pur等油田中部，Cs通常接近臨界值（0.8～1.0）；但在其他地區(qū)則要低得多。例如，Udmurt油田PK15層地層水中的Cs值變化范圍為0.08～0.10，鹽度較低（3.3～6.3 g/L），溶解氣中含有96.3%～97.2%的CH4，以及2.6%～3.4%的N2，Sg值為0.3～1.5 L/L。Kharampur油田的 PK13—PK16層中Cs值為 0.34～1.00，而 Cl-Na組分水域的Sg值為 1.0～2.2 L/L至 1.5～3.0 L/L，總礦化度為10.7～10.9 g/L（PK13和PK15層）至15.0～17.8 g/L（PK14和PK16層），溶解氣中CH4含量為97.4%～97.9%（PK13層）至84.3%～90.0%（PK16層），N2的含量小于 2%。隨深度增加，CH4及其同系物含量增加（PK16層的體積百分比為 1.5～5.0）。PK13層的Cs值為 0.34～0.37，PK15層中最低，為 0.33～0.34，在 PK16層中最高，為 0.68～1.00。因此，339井（深度為1 798～1 808 m）的天然氣日產(chǎn)量為451 400～584 600 m3（具體取決于氣嘴大?。?。Aptian至Cenomaina含水層的Cs值在Ozerny油田和Pelatka油田分別為 0.71～0.73和 0.53～0.70，Nerstinsky油田（亞馬爾半島）為0.19。

對許多油田（Barsukov、East Tarko Sale、Gubkin、Deryabin、Etypur、West Tarko Sale、Komsomolsky、Ust`-Kharampur）新Comian含水層系統(tǒng)的Cs值進(jìn)行了估算，其含水層系統(tǒng)形成于晚侏羅世賽諾曼期沉積旋回的海侵—海退過渡階段期間，當(dāng)時(shí)韻律夾層砂和黏土沉積于淺海陸架以下。該層序由大量橫向連續(xù)的砂巖和黏土組成，特別有利于形成油氣儲(chǔ)集層。以下以其中一些地區(qū)的Cs模式為例進(jìn)行分析。

東Tarko Sale油田的地下水為Cl-Na-Ca和Cl-Na型，鹽度為5～20 g/L，Sg值為0.6～3.9 L/L（平均為2.4 L/L），水溶氣以甲烷為主（84.4%），還有少量 N2氣（小于12%，平均2%）和其他氣體。

Cs模式在下白堊統(tǒng) Sortym組下部尤其明顯（見圖2），其中含氣層和凝析油層中的天然氣飽和系數(shù)從 0.8～1.0逐漸降低到油藏中的 0.4～0.8。即Cs在BP12層中最高（0.95～1.00），在 BP14層中稍低（0.80～0.86），在 BP15層中降至0.74～0.83，并且在純油藏的較深位置顯著降低，如在 BP16層中為 0.56～0.75，在BP17層中為最低（0.32～0.42）。

圖2 東Tarko Sale凝析油氣田下白堊統(tǒng)儲(chǔ)集層中地層水氣體飽和系數(shù)分布

在BP11、BP12層以上，飽和系數(shù)同樣顯示出普遍下降的趨勢，但其變化特征更為復(fù)雜，從某些地層的低Cs變化到其他地層的臨界值（1.0）。例如，BP10層中平均Cs值為 0.46，在 BP9層中為 0.73（0.23～1.00），在 BP6層中為0.33，在BP5層中為0.99，在BP4層中為0.78。另一方面，Cs通常與流體類型相關(guān)，在凝析氣藏中較高（0.8～1.0），而在油藏中較低（小于0.8）（見圖2）。

西Tarko Sale油田的下白堊統(tǒng)水為Cl-Na型，總礦化度為 4.3～28.5 g/L，Sg為 1.0～5.5 L/L（平均為3.1 L/L），水溶氣中主要為甲烷，占比為78.1%，氮?dú)庹急刃∮?0%。與東Tarko Sale油田不同，該油田大部分地層水達(dá)到了氣體臨界飽和度（1.0）。

BP4層（Cs值為0.5）和BP8層（Cs值為0.37）的地層水天然氣飽和系數(shù)相對較低，但富凝析氣藏的深層水的天然氣飽和系數(shù)較高，其日產(chǎn)量為 92 700～214 300 m3天然氣和38.6～88.7 m3凝析油。Cs值從0.59增大到1.00，并在 BP7層中達(dá)到1.0。BP8層以下層位的地層水在整個(gè) BP9層中的Cs值同樣高達(dá) 1.0，BP11層Cs值為 0.58～1.00，BP12層Cs值為 0.68～1.00，BP16層Cs值為0.92，Achimov段Cs值為 0.29～1.00（平均為0.79）。西Tarko Sale油田的飽含氣地層厚度較大，有利于其在油氣系統(tǒng)當(dāng)前演化階段快速脫氣。

Gubkin油田下白堊統(tǒng)儲(chǔ)集層的水為Cl-Na型，鹽度為 4.4～29.5 g/L，溶解氣中甲烷含量為 61.0%～92.3%，N2含量為1.4%～18.2%，Sg值變化范圍為0.4～3.5 L/L。Cs模式幾乎與西Tarko Sale油田相同，在一個(gè)厚度超過500 m的區(qū)域達(dá)到1.0，該區(qū)域包含BP6—BP16層，但 BP9層中的Cs值非常低，僅 0.17。在 BP4層中，Cs值相對較低（0.47），與西Tarko油田（0.5）相似。

Etypur油田下白堊統(tǒng)儲(chǔ)集層總礦化度為 4.0～23.9 g/L，Sg值為0.3～5.2 L/L，溶解氣中甲烷含量為64.9%～96.1%，氮?dú)夂繛?0.6%～23.6%，地層水為Cl-Na型，甲烷同系物含量和Sg值隨深度增加而增加。BP3到 BP12層為飽含氣層，其中夾雜低飽和氣層 BP6（Cs值為 0.12～0.46）和 BP10層（Cs值為 0.56）。某些地層的飽和系數(shù)變化范圍較大，如 BP7層中Cs值為0.32～1.00（平均 0.69），BP11層Cs值為 0.36～1.00，BP12層Cs值為0.22～1.00，但較深地層的飽和系數(shù)較穩(wěn)定，BP14層Cs值為0.8，BP17層Cs值為0.53～0.54。

Ust′-Khrampur油田的地層水為Cl-Na型，鹽度為4.6～22.0 g/L，溶解氣中甲烷含量為69.0%～94.4%，氮?dú)夂繛?.5%～11.4%，Sg值為0.5～5.0 L/L，甲烷同系物含量和Sg值隨深度的增加而顯著增加。與Etypur油田一樣，BP8、BP9和 BP11層中地層水Cs值最高。BP8—BP11層為高Cs值區(qū)，BP11以下地層中的Cs值從 0.74～0.84（BP12層）降至 0.46（BP17層）。

因此，下白堊統(tǒng)含水層中的含氣飽和度具有復(fù)雜的非均質(zhì)性，盡管總體趨勢與阿普第階—阿爾布階—賽曼諾階相似，Cs值向盆地邊緣遞減，Cs值與流體類型相關(guān)，凝析氣藏的Cs值較高（0.8～1.0），而液體烴的Cs值較低。

另外筆者還對Gubkin、Deryabin、Komsomolsky、Malygin、Kharampur等油田侏羅系含水系統(tǒng)的氣體飽和系數(shù)進(jìn)行了研究。Kharampur油田的上侏羅統(tǒng)含水層Cs值相對較低（見圖3），而在下部 Tyumen組底部含水層中Cs值較高。Cs值隨深度增加而增加：在上侏羅統(tǒng) Yu1層中，Cs值分別為 0.42～0.56（Yu11—2層）和0.31～0.55（Yu13—4層）；Yu12的Cs值范圍和平均值分別為0.45～0.75和0.63；Yu13層Cs值范圍和平均值為0.60～0.75和 0.55；Yu14層Cs值范圍為 0.60～0.85。中下侏羅統(tǒng)Yu2含水層具有橫向非均質(zhì)含氣飽和度模式，北哈蘭普爾隆起的Cs值較低，哈蘭普爾隆起的Cs值高達(dá)1.0（見圖3）。由圖3可見，Cs值從2 850～2 910 m深度段的0.37～0.42增加到3 000～3 050 m深度段的1.0。Cs等值線通常反映滲透性地層的地質(zhì)結(jié)構(gòu)，并顯示出與深度的強(qiáng)相關(guān)性（相關(guān)系數(shù)為0.84），以及與總水礦化度的顯著相關(guān)性（相關(guān)系數(shù)為0.56）。當(dāng)?shù)貙铀傷}度大于38 g/L時(shí)，Cs值與鹽度的相關(guān)性最高，如鹽度為24 g/L時(shí)Cs值為0.37，當(dāng)鹽度為42 g/L時(shí)Cs值為1.00。

圖3 Kharampur凝析油氣田侏羅系儲(chǔ)集層水的含氣飽和系數(shù)分布

Kharamper凝析氣田的侏羅系儲(chǔ)集層包括兩個(gè)含氣飽和度帶，較淺含水層的含氣飽和度較低，較深含水層的含氣飽和度較高（見圖3）。上部區(qū)域主要對應(yīng)于Vasyugan組Yu1層，但北Kharampur局部隆起區(qū)除外，該區(qū)域也包括Yu2層，該區(qū)域的氣-水系統(tǒng)不平衡，地層水還可溶解一定數(shù)量氣體。下部區(qū)域?yàn)楹瑲怙柡退?，對?yīng)于 Tyumen組，由 Yu2層和 Yu3層組成，北Kharamper隆起除外。在地質(zhì)演化過程中，該帶內(nèi)的溶解氣可脫溶轉(zhuǎn)化為游離相。

計(jì)算得出的Cs值可能與實(shí)際數(shù)據(jù)不一致，即在上含氣飽和帶 Yu1層中存在帶氣頂?shù)挠筒?，這無法用與深度相關(guān)的溫度、鹽度或壓力變化來解釋，因?yàn)闇囟?、鹽度或壓力變化遠(yuǎn)不如Cs變化范圍重要（見圖3）。需要注意的是，天然氣聚集最初是在溶解相的作用下形成的，溶解相隨后與游離氣相平衡。目前缺乏平衡意味著在氣藏形成后環(huán)境發(fā)生變化，水變得不飽和，即不再能夠?qū)怏w釋放為游離相。這可以從Cs與鹽度的相關(guān)性來理解。儲(chǔ)集層中的地層水通常會(huì)被老滲透水稀釋，該現(xiàn)象與該地區(qū)的水化學(xué)和水文地質(zhì)特征一致[15]。地層水的總鹽度與 Cl-/Br-值無關(guān)，只有當(dāng)鹽水被 Cl-和 Br-離子含量較低的淡水稀釋時(shí)，才可能出現(xiàn)這種情況，并且不會(huì)對 Cl-/Br-值造成影響。另一方面，Kharamper油田南部的儲(chǔ)集層壓力低于北部，即水流從北向南，油田北部地層水的鹽度和Sg值較低。

因此，Yu1儲(chǔ)集層中的水達(dá)到臨界含氣飽和度，最初可能有助于自由氣體的積累，直到不飽和的老滲透水滲入系統(tǒng)并破壞氣-水平衡。由于地層水與天然氣藏的接觸有限，系統(tǒng)中的非平衡條件得以維持，而滲透水無法到達(dá)的深部地層一直保持較高的天然氣飽和度。這一假設(shè)可用于估算地下水對油氣藏的破壞程度。

Yenisei-Khatanga盆地相鄰區(qū)域（Deryabin、Semenovka、Middle Yar、Turka和 Ushakovka區(qū)域）的計(jì)算Cs值在 Yu2層最高，為 0.57～1.00，但在 Yu4層（Ushakovka區(qū)域）和Yu17層（Semenovka區(qū)域）的較深區(qū)域則較低，分別為0.57～0.74。Cs值最高達(dá)1.0，也是亞馬爾半島Yu2—3層的典型特征。

綜上所述，北極地區(qū)儲(chǔ)集層地下水含氣飽和度變化非常復(fù)雜，且有一定非均質(zhì)性。侏羅系—白堊系含水層的Cs值從最小小于 0.2，到最高至 1.0不等（見圖4a），幾乎所有Sg值大于1.8 L/L的水都達(dá)到臨界飽和度，即該油氣系統(tǒng)具備油氣形成的有利條件（見圖4b）。

圖4 深度（a）、含氣飽和度（b）與飽和系數(shù)的相關(guān)關(guān)系圖

4 氣-水系統(tǒng)的相平衡

通過熱力學(xué)計(jì)算可深入了解油氣與周圍地層水之間的相互作用。利用北極、扎波拉尼、梅索亞哈、克魯森斯特恩、馬利金、塔西、哈蘭普爾和其他油田的數(shù)據(jù)，對阿普第階—阿爾布階—賽諾曼階含水系統(tǒng)進(jìn)行模擬，并在不同的儲(chǔ)集層中顯示出不同的含氣飽和度。

PK1層是一個(gè)天然氣極為豐富的含氣層（如Urengoi、Medvezhy、Yamburg油田），筆者對其氣藏與周圍地層水之間的天然氣運(yùn)移路徑進(jìn)行了分析。由于PK1儲(chǔ)集層中的天然氣大多干燥且不含甲烷同系物，因此很難從重?zé)N分析來確定天然氣擴(kuò)散模式。Komsomolsky和 Kruzenshtern油田的平衡相研究采用CH4，Nerstinsky油田的平衡相研究采用C2H6。

Malygin 油田（HM1、TP1、TP3、TP6、TP8層）、Kruzenshtern 油田（TP9、TP10、TP13層）、Nurma油田（TP3層）、Tasiy 油田（TP42、TP5、TP11、TP13層）等油田的油氣水系統(tǒng)中的CH4、Ar和CO2正在向周圍水體發(fā)生擴(kuò)散，同時(shí)重?zé)N、He和 N2從水體向油氣藏的反向輸入。烴類氣體成分目前正在向較重的成分轉(zhuǎn)變，而非烴類氣體的濃度正在變化。因此，石油的生成、運(yùn)移和聚集可能一直持續(xù)到現(xiàn)在，而天然氣的形成和聚集已經(jīng)停止。

筆者對Nadym-Taz盆地中部Kharampur氣田PK13、PK141、PK15、PK16層的氣水交換作用進(jìn)行了研究，結(jié)果表明，其氣水相互作用的方式與 Yamal油田幾乎相同；但PK13和PK15層除外，在PK13和PK15層中，油氣藏還釋放了其他烴類氣體，如 C2H6、C3H8和 C4H10等；在 Udmurt油田的 PK15層中，氣頂?shù)臒N類和非烴成分都擴(kuò)散到了周圍水體中。

在凝析氣田中，其氣水交換模式尤其令人關(guān)注。由于來自 Gubkin油田下白堊統(tǒng)儲(chǔ)集層 AP9—10、BP4—5、BP91和 BP92、BP15和 BP16—21層中的 C2H6、C3H8和C4H10，以及 AP9—10、BP92和 BP16—21層中 C5H12、C6H14，連同周圍水體甲烷同系物的輸入，烴類的氣相成分變得更重。氣田內(nèi)的氣體交換路徑為：在除BP7和BP9層以外的幾乎所有地層中，從水到油氣藏的He和N2輸入與H2、CH4、CO2和Ar擴(kuò)散到水中的速度平衡，擴(kuò)散過程幾乎涉及BP3、BP7、BP8和BP9層整個(gè)氣藏。Tarko Sale凝析油氣田的大部分地層水飽和天然氣，Cs值高達(dá)1.0（見圖2），這與事實(shí)所揭示的 C2H6、C3H8、C4H10、He和 Ar擴(kuò)散到幾乎所有儲(chǔ)集層中的情況一致，除了BP10、BP14（東 Tarko Sale 凝析油氣田）、BP2—3、BP3—4、BP6和BP7（西Tarko Sale凝析油氣田）層，CH4、CO2及H2、Ar、C5H12和C6H14從幾乎所有油氣藏中擴(kuò)散。

Etypur油田的油氣藏釋放 H2、CH4、C2H6、C3H8、C5H12、C6H14、CO2和 Ar，并接收 iC5H12、nC5H12（BP5、BP6、BP7、BP8等層）、He 和 N2（BP5 層除外）。

Ust’-Kharampur油田的幾乎所有氣藏都會(huì)將 H2、CH4、C6H14、CO2以及少量的C5H12釋放到周圍水體中，并接收 C2H6、C3H8、iC4H10、nC4H10、He、Ar和 N2，同時(shí)接收 BP100、BP11、BP142和 BP15層中的 iC5H12和nC5H12。

亞馬爾半島油田（Malygin、Kharat、Kruzenshtern、Upper Tiutei等油田）油藏釋放出H2、CH4和CO2，同時(shí)反向輸入 He、N2以及大量甲烷同系物和少量 Ar，氣體散逸度（表明氣體在地層水中擴(kuò)散速度大小參數(shù)）隨深度增加而增加。在大多數(shù)油氣藏中，氣體成分向較重的化合物演化。

Yenisei-Khatanga盆地 Deryabin（SD4）、Ozerny（SD6）、Pelyatka（SD3）和 Suzun（SD13）油田下白堊統(tǒng)中的氣水交換模式與 Nadym-Taz河間帶和 Yamal半島中的氣水交換模式非常相似：油氣藏將CH4和CO2釋放到水中，并獲得He、N2和甲烷同系物。

Kharampur、Gubkin和 Komsomolsky大型油氣藏中，侏羅系含水系統(tǒng)的氣-水熱力學(xué)動(dòng)態(tài)平衡，同樣的還有亞馬爾半島北部的 Malygin凝析氣田，Yenisei-Khatanga盆地的 South Solenoye凝析氣田等，其中Kharampur氣田的氣水相互作用可作為一個(gè)典型范例。

Kharamper凝析油氣田Vasyugan組的氣-水體交換模式與上述油田不同，Yu11層中氣體包含從水中輸入的H2、CH4、He和N2，并向水中釋放其他氣體，尤其是重?zé)N組分。因此，Kharamper凝析氣田的烴類目前正在從油變?yōu)闅?油類型。與此不同的是，Yu12層的氣水系統(tǒng)處于平衡狀態(tài)，并經(jīng)歷了CH4、C2H6、C3H8、C5H12和CO2向地層水中的輸出，以及地層水中H2、C4H10、He和N2的輸入。Yu14層氣藏向地層水中輸出CH4、輕烴和CO2，同時(shí)獲得重?zé)N、惰性氣體和N2輸入，氣體成分向較重的成分變化，非烴氣體的濃度也在發(fā)生改變。因此，石油的生成、運(yùn)移和聚集顯然仍在繼續(xù)，而天然氣的生成和聚集已停止，地層水中的氣體組分亦受到擴(kuò)散和溶解作用的影響。

Komsomolsky、Gubkin、South Solenoye油田的氣水平衡表現(xiàn)與 Kharamper油田類似，其中 Malygin油田 Yu2—3層的氣水交換作用非常顯著，除了 nC5H12、CH4和 CO2外，該層在最深處（3 612～3 620 m 和3 636～3 644 m）儲(chǔ)集天然氣和凝析油，通過向水中釋放氮?dú)夂拖蛴蜌獠剌斎胫責(zé)N（C2H6、C3H8、C4H10和iC5H12）來實(shí)現(xiàn)氣水雙向交換。

因此，西西西伯利亞盆地北部北極地區(qū)儲(chǔ)集層中油氣藏與周圍邊緣水域之間的交換模式表明，氣-水系統(tǒng)極不穩(wěn)定（見圖5、圖6），幾乎所有的油氣藏都會(huì)向地層水中釋放CH4、CO2和Ar，同時(shí)接收He、N2，以及甲烷同系物的輸入，許多油氣藏的氣體成分正在向較重的成分轉(zhuǎn)變。

圖5 地下水和油氣藏中CH4、C2H6、C3H8、iC4H10、nC4H10和CO2不同深度下散逸度圖

圖6 地下水和油氣藏中iC5H12、nC5H12、C6H14、He、Ar和N2不同深度下散逸度圖

5 結(jié)論

對西西伯利亞北部北極地區(qū)油氣田地層水氣體飽和系數(shù)、總飽和度進(jìn)行氣-水平衡模擬分析，結(jié)果表明：當(dāng)Sg值大于1.8 L/L時(shí)，所有地層水均達(dá)到臨界Cs值（1.0），這為油氣成藏創(chuàng)造了可能，而欠飽和水可溶解現(xiàn)有的油氣藏中的天然氣；地層水氣體飽和系數(shù)與儲(chǔ)集層流體類型有關(guān)，凝析油氣田Cs值主要為0.8～1.0，在油藏中較低。復(fù)雜的氣水交換模式表明研究區(qū)侏羅系—白堊系儲(chǔ)集層中天然氣成因具有多樣性。