Natural Gas Geoscience >

2023 , Vol. 34 >Issue 4: 618 - 627

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2023.01.007

Formation conditions of helium-rich gas in bedrock reservoirs： Taking Dongping Gas Field in Qaidam Basin and Panhandle-Hugoton Gas Field in central United States as examples

  • Yutong LIU , 1, 2 ,
  • Kun DUAN 1, 2 ,
  • Xiaobao ZHANG 1 ,
  • Yangyang HU 1 ,
  • Dongzheng MA 1, 2 ,
  • Huifei TAO , 1
Expand
  • 1. Northwest Institute of Eco⁃Environment and Resource，CAS，Lanzhou 730000，China
  • 2. University of Chinese Academy of Sciences，Beijing 100049，China

Received date: 2022-11-03

  Revised date: 2023-02-14

  Online published: 2023-04-18

Supported by

The Project of Stable Support for Youth Team in Basic Research Field, CAS(YSBR-017)

the National Natural Science Foundation of China(41972135)

Fold

Abstract

Helium is a scarce strategic resource widely used in military， aerospace， medical and other high-tech industries； however， the world's helium resources are extremely unevenly distributed， and helium-poor countries such as China are facing serious helium supply security problems. Through a combination of research literature and experiments， we analyzed the world's most mature helium producing gas field （Panhandle-Hugoton Gas Field in the United States） and the Dongping Gas Field， which has a high potential for helium production in China， and explored the reservoir formation elements and helium enrichment mechanisms of both. The results show that both are helium-rich reservoirs with natural gas as the carrier gas and good reservoir properties， both are capped by low-permeability evaporites， and both have undergone multiple phases of tectonic alteration. Both reservoirs have experienced multiple phases of tectonic alteration. The differences between the two types of reservoirs lie in the fact that the former is older in granite formation， especially the granitic material rich in carbonate formations， which is concentrated in the Proterozoic. The former granites are older in age， especially the granitic material in the carbonate strata， which is concentrated in the Proterozoic， and is on average 400 Ma earlier than the granites in Dongping Gas Field. In the former， the helium transport pattern is biased toward a single saturated groundwater desolvation release， while in the latter， there is an “extraction” release of natural gas from the ancient granite reservoirs that “passed through”. By contrast， it is proposed that the formation of ancient high U and Th helium source rocks， sufficient carrier gas， good reservoir and cap properties， and sufficient groundwater （marginal water） are involved in the helium release. The helium-rich bedrock reservoirs are required for the formation of helium-rich rocks with high U and Th source rocks， sufficient carrier gas， good reservoir and cap properties and sufficient groundwater （bottom water） as a mediator for helium transport.

Key words： Panhandle-Hugoton Gas Field; Dongping Gas Field; Bedrock gas reservoir; Helium transport mechanism; Helium-rich reservoir formation elements

Cite this article

Yutong LIU , Kun DUAN , Xiaobao ZHANG , Yangyang HU , Dongzheng MA , Huifei TAO . Formation conditions of helium-rich gas in bedrock reservoirs： Taking Dongping Gas Field in Qaidam Basin and Panhandle-Hugoton Gas Field in central United States as examples[J]. Natural Gas Geoscience, 2023 , 34(4) : 618 -627 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2023.01.007

0 引言

氦气是关系国家安全和高新技术产业发展的重要战略性稀有气体资源，在军工、航天以及核工业等高端产业方面都有着广泛的需求。目前，世界上主要的氦气产地集中在美国、卡塔尔和澳大利亚等国，而我国是贫氦国，因此汲取其他国家尤其是氦气产量第一大国——美国的勘探经验，对于指导我国氦气勘探与开发具有重要的意义。
由于氦气化学性质不活泼和分子直径小的特点，目前世界上尚未发现单独的氦气成藏，但其往往与天然气藏、二氧化碳气藏或氮气藏相伴生［1］。目前世界上氦气的主要产出地有美国的潘汉德—胡果顿（Panhandle-Hugoton）气田（以下简称PH气田）、Cliffside气田、Keyes气田和RileyRidge气田，卡塔尔的North Field气田，以及阿尔及利亚的Hassi R'Mei气田［2-3］。其中，PH气田属于典型的基岩型气藏，同时也是世界上最大的氦气产出气田，其氦气总产出量已超过300 bcf（折合约8.4×109 m³）。据美国Total Helium公司2021年估计，凭借其最新的氦气提纯技术，在每口新开发井均可获得27 bcf（折合约0.76×109 m³）的氦气产出，预计2030年之前再生产8.2×109 m³氦气。除了世界第一大富氦气田PH气田之外，卡塔尔的北部气田、坦桑尼亚鲁夸盆地富氦氮气田［4］，我国的海拉尔盆地海拉尔气田［5］、柴达木盆地东坪气田［6］和渤海湾盆地济阳坳陷［7］等基岩型油气藏均有良好的氦气显示。
基岩型油气藏由WALTERS［8］于1953年初次提出，1960年后研究人员着重对“新生古储”进行了定义，即年轻的烃源岩生成的油气储存在古老的基岩之中。1989年潘忠祥［9］提出，不仅仅是火成岩，基底碳酸盐岩和其他沉积岩也可成为“基岩型油气藏”。美国PH气田和我国柴达木盆地阿尔金山南部山前的东坪气田都属于典型的基岩型富氦气藏，其中潘汉德气田和东坪气田基岩储层岩石类型主要为花岗岩，胡果顿气田基岩储层为碳酸盐岩和花岗岩碎屑。PH气田是美国中部地跨堪萨斯州、德克萨斯州和俄克拉荷马州的超大型基岩气田，历经100余年的开发，已经成为最成熟的也是世界上最大的氦气产源地，探明天然气储量达3 144×109 m³，氦气含量为0.2%~1.18%，平均氦气含量为0.49%［10］，预计氦气储量为68×109 m³。东坪气田位于我国青海省柴达木盆地北缘阿尔金山前，拥有近千亿方的三级天然气地质储量，是青海油田近30年来最大的勘探发现［11］，也是国内陆上储量规模最大的基岩型气藏［12］。本文研究发现东坪气田的氦气含量为0.08%~0.59%，平均为0.38%，与PH气田接近。对比研究PH气田和东坪气田的氦气富集的氦源岩、储层、盖层及氦气运聚过程等成藏条件，可为我国基岩型富氦气藏的勘探开发提供一定的指导和启示。

1 气田地质背景

PH气田位于阿纳达科盆西部的阿马里洛隆起区和胡果顿坳陷区［图1（b）］，位于前寒武纪花岗岩结晶基底和阿马里洛造山带之上，发育有奥陶系至二叠系完整的生储盖组合［图2（b）］［1］。研究认为PH气田的氦源岩主要为堪萨斯隆起的前寒武纪花岗岩及阿马里洛—威奇托隆起的中元古代增生型造山带花岗岩，而烃源岩主要为泥盆系的伍德福德组黑色页岩和奥陶系席尔瓦组的页岩。富氦天然气的储集层为阿马里洛隆起—威奇托造山带顶部的花岗岩风化壳和下二叠统的碳酸盐岩［13］。中二叠统狼营组的蒸发岩，尤其是致密膏岩则为该储层提供了良好的保存条件。PH气田形成过程中受到多期抬升改造的影响，导致该超大型气田的烃类气体由阿纳达科盆底深部烃源岩生成：一部分沿威奇托造山带的逆冲断层注入花岗岩风化壳，而后进入顶部合适的储集层，在潘汉德地区形成大型气藏；另一部分沿密西西比亚系的碳酸盐岩孔隙运移到胡果顿气田，与胡果顿气田下方产生的烃类混合成藏［13-14］。
图1 东坪气田地层（a）与PH气田（b）地理位置简图［1-3］

Fig.1 Stratigraphic diagram of Dongping Gas Field（a） and geographical location of Panhandle-Hugoton Gas Field［1-3］ （b）

图2 东坪气田（a）与PH气田（b）地层发育简况

Fig.2 The brief introduction of stratigraphic system of Dongping Gas Field （a） and Panhandle-Hugoton Gas Field （b）

东坪气田位于柴达木盆地北缘阿尔金山南部山前东段［图1（a）］，其基岩以花岗岩、片麻岩为主，颜色多呈浅红色、深灰色，裂缝与溶孔发育，与上覆侏罗系和古近系呈不整合接触，基岩风化壳发育，一方面基岩为优质的氦源，另一方面也作为基岩气藏的储层，保存着运聚而来的天然气和氦气［15-16］［图2（a）］。受咸化沉积环境影响，基岩上覆地层沉积期咸水下渗，盐类矿物（方解石与石膏）胶结充填基岩风化壳顶部的孔缝，形成顶封式盖层，具有良好的局部封盖条件［17］。沉积坳陷中侏罗系烃源岩生成的天然气通过断层调整到上盘并进入到风化壳储集层中，因风化溶蚀带和风化崩解带的区域发育，油气沿风化壳储集层长距离运移，最后进入东坪地区基岩构造高部位聚集成藏［18］。

2 气田形成条件

2.1　烃源岩与氦源岩

PH气田氦气烃源岩和氦源岩均非常发育。烃源岩从奥陶系到宾夕法尼亚系均有发育，普遍以暗色页岩的形式产出。奥陶系烃源岩辛普森组（Simpson）、席尔瓦组（Silva）分别为页岩与砂岩、碳酸盐岩互层发育，形成自生自储的良好气藏，有机质以I型干酪根为主，与上覆志留系以不整合面分开［19］。泥盆系伍德福德组（Woodford）暗色页岩是其主力烃源岩［20］，主要为湖相沉积，有机碳含量最高可达14%，早在二叠纪便已经达到生油门限；宾夕法尼亚系（Pennsylvania）的河流三角洲相的页岩和黑色炭质泥岩也是一套优良的烃源岩，在二叠纪晚期达到生油门限。阿纳达科盆地基底平均埋深达到7 600 m，其花岗岩含有丰富的铀钍（U>2.5×10-6，Th>10.7×10-6），而宾夕法尼亚系中的碳酸盐岩孔隙中填充的大量花岗岩碎屑，其铀平均含量高达4×10-6，钍含量高达14.4×10-6，花岗岩年龄普遍显示形成于元古宙，长时间累积产生了大量的氦气［21］。
东坪气田的烃源岩来源于中下侏罗统的煤和暗色泥岩，沉积相主要为沼泽相，其烃源岩有机质主要来源于陆相高等植物［22］。其天然气组分C1含量达到91.79%，非烃类气体含量较低，属于典型的煤型气［23］。东坪气田的基底岩石类型主要为晚志留世到早泥盆世花岗岩和片麻岩［16］，广泛发育和分布的花岗岩及其风化壳是东坪气田最为重要的氦源岩。本文研究人员采集了东坪主要的高氦显示井区的花岗岩及其风化壳样品，在中国科学院西北生态环境资源研究院ICP-MS实验室测定其微量元素含量，其铀钍含量如表1所示，铀（U）含量［（2.21~4.97）×10-6］普遍高于地壳平均含量（2.2×10-6），钍（Th）含量高达29.23×10-6，远高于上地壳平均含量（10.5×10-6）。
表1 东坪气田基底花岗岩U、Th含量

Table 1 Contents of U and Th in basement granite of Dongping Gas Field

样品编号 深度/m Th/10-6 U/10-6 岩性
DPH301-1 1 878.5 18.27 3.68 花岗片麻岩
DP7-1 2 169.2 14.77 2.21 花岗岩
DP7-2 2 169.8 29.23 4.15 花岗岩
DP7-3 2 171.4 18.68 3.72 花岗岩
DP5-1 1 908.15 18.60 2.73 花岗岩
DP5-2 2 153 19.19 4.97 花岗岩
DP5-3 2 653.1 24.24 2.67 花岗岩
DP306-1 1 916 21.49 2.67 花岗片麻岩
DP306-2 1 921 21.43 2.31 花岗片麻岩
DP306-3 1 925.1 24.02 2.86 花岗片麻岩

2.2　储层特征

PH气田的主要储层为宾夕法尼亚系和二叠系的花岗岩风化壳和碳酸盐岩。宾夕法尼亚纪阿托坎期是阿马里洛山的主要隆升期，此时山顶沉积物剥落，露出花岗岩基底接受风化，并形成大量的花岗岩冲积物进入到盆地中，与碳酸盐岩储层交互发育。该段岩性包括粗粉砂岩、泥粒灰岩、粒泥状灰岩、泥质粉砂岩、粒状与叶枝状海藻障结灰岩等，并含有大量的花岗岩风化后形成的冲积物，其孔隙度随着其泥质含量的减少而逐渐增大［10］。胡果顿气田的孔隙度分布在1%~34%之间，渗透率集中在（0.01~10）×10-3 μm2之间，潘汉德气田孔隙度在7%~29%之间，渗透率集中在1×10-3 μm2左右，具有良好的储层物性，主要由铸模孔、溶蚀孔和溶蚀洞等次生微孔隙作为储层空间［20］。
东坪气田的基岩从东坪1井区到东坪3井区有所差异。东坪1井区的基岩主要为片麻岩、花岗片麻岩，而东坪3井区的基岩主要为花岗岩。东坪1井区孔隙渗透率最小<0.02×10-3 μm2，最大达到115.8×10-3 μm2（微裂缝），压汞渗透率最大为14.5×10-3 μm2。东坪3井区次生孔隙渗透率最小<0.05×10-3 μm2，最大达到14×10-3 μm2［16］。纵向上看，东坪气田基岩风化壳结构从上往下可分为古土壤层、残积层、半风化层和未风化层。土壤层成分几乎全部转变为黏土矿物；残积层大部分矿物发生蚀变，原岩结晶结构联接丧失，裂缝发育，但是泥质成分受上覆地层压实致密，成为物性较差的储层；半风化层溶孔、溶洞、溶缝大量发育，几乎无黏土矿物，整体发育在古地貌的高点，是东坪气田基岩风化壳中最优质的储层（图3）。
图3 东坪气田花岗岩风化壳结构（样品来自于P1H-2-3井，深度为3 074~3 090 m）

Fig. 3 Structure of granite weathering crust in Dongping Gas Field （samples collected from Well P1H-2-3， 3 074-3 090 m）

2.3　盖层特征

PH气田的盖层岩石类型主要为二叠系莱纳德统夏沫组（Summer）富石膏质碳酸盐岩。阿纳达科盆地随着阿马里洛山的隆起和劳伦古陆与冈瓦纳大陆的闭合成为内陆环境，干旱的气候导致湖盆面积减小，蒸发岩广泛发育，整体厚度高达1 500 m以上，其中夏沫组上覆的威奇塔段（Wichita）蒸发岩致密性良好，含有大量的优质石膏质成分，几乎覆盖在PH气田的全部区域，从胡果顿向潘汉德方向加厚，平均厚度约为292 m［19-21］。前人［14，21］研究其氦气孔隙度在1%~5%之间，平均排驱压力大于30 MPa，对天然气及其包含的氦气形成了良好的封盖作用，类似的越南白虎油气田则因为储层孔隙被重质油封堵，虽有良好的盖层条件，却无优质的气藏来进行氦气的保存[24]。
东坪气田与阿尔金山南部山前的尖顶山和牛东等气田类似，盖层岩石类型为一套覆盖面积广、厚度大的古近系路乐河组膏质碳酸盐岩。古近系沉积时期，阿尔金山前处于咸化湖盆环境，成岩过程中随着湖盆不断演化，干旱气候导致湖盆边缘泛滥平原地区水体蒸发后富含硫酸根离子的咸水逐渐充填到孔隙和裂缝当中，还有一部分富余的以团块状或成层式存在，最终在古近系底部形成一套富膏质碳酸盐岩的泥质沉积物［25］。根据李红哲等［26］的研究，东坪气田的膏岩氦孔隙度低于10%，累计厚度在30~100 m之间，排驱压力普遍大于30 MPa，对东坪气田的天然气和氦气具有良好保存能力。

2.4　生储盖组合

PH气田的烃源岩、氦源岩、储层和盖层的发育及合适的配置关系为其形成特大型富氦气田创造了有利条件。具有优质生烃潜力的暗色泥岩作为烃源岩提供了大量的天然气，同时阿马里洛山隆起和威奇塔造山带与前寒武纪—寒武纪花岗岩结晶基底拼合，成为稳定的氦源供应；作为基岩的碳酸盐岩发育足够的孔隙度和溶蚀孔发育，而花岗岩冲积物作为氦气“自生自储”的条件在整个二叠系广泛分布［图2（b）］；威奇塔组石膏层极其致密，直接覆盖在下伏地层之上，形成了良好的封盖条件。整体上，形成了短距离侧向运聚、下储上盖、生储盖层发育时间和空间接近的生储盖配置。
东坪气田和PH气田相比也拥有着相似的富氦天然气藏的成藏条件。东坪气田具有明显的“新生古储”特征，阿尔金山前侏罗系烃源岩的TOC含量平均达3.8%［26］，有着良好的生烃潜力，并且已经进入了高演化生气阶段，生成大量的气态烃；适合作为储集层的花岗岩风化壳残积层、半风化层位于古地貌高点，侧向的低点烃源岩生烃之后沿着构造断裂和未风化层裂缝进入到储层之中，一方面携带着基底生成的氦气运移至气藏中，另一方面花岗岩储层中高含量U、Th元素放射性衰变生成氦在气藏中“自生自储”，从而形成了东坪富氦气藏。古近系路乐河组区域性膏岩盖层为膏质泥岩与石膏层互层，对下伏基岩储层起到了良好的封盖作用。

3 氦气运聚成藏过程

3.1　PH气田氦气运聚过程

PH气田的氦气在气水界面及断层附近浓度高于构造高点和气藏中部，说明氦气由气水界面到气藏发生过运移［1］。PH气田的氮同位素δ15N值为正，说明低级变质岩脱挥发份氮气占优势，并且氦氮比随着气体从德克萨斯州（潘汉德）地区向俄克拉荷马州和堪萨斯州（胡果顿）地区运移，由0.02变为0.077，说明天然气中的富氮天然气与花岗岩基底产生的氦气伴生共同运移。而油田水中的氦与氖的线性关系反映了饱和地下水在稀有气体运移过程中的载体作用（图4），即氦气在形成之后进入到饱和地下水中，并通过边底水运移到低分压处释出，混合低级变质岩产生的氮气共同通过脱溶作用进入到天然气运移的通道中。
图4 PH气田氦气运移模式（据PIPPIN［13］，1970）

Fig.4 Helium migration model of Panhandle-Hugoton Gas Field（PIPPIN［13］，1970）

3.2　东坪气田氦气运聚成藏

与PH气田依靠边底水运移脱溶富集成藏的模式不同，东坪气田偏向于依靠边底水和古老的花岗岩储集层运移模式。东坪气田的构造背景位于阿尔金山南部山前东段，是喜马拉雅期构造运动形成的大型盆源鼻状古隆起，导致部分基岩位于构造高点接受风化并形成基岩气藏，古生界到中生界新老花岗岩和不同变质程度的花岗片麻岩共同构成了良好的氦源基底，具有着良好的U、Th含量。
笔者针对东坪气田数口井进行研究，采取天然气及同位油田水进行分析测试，实验数据由中国科学院西北生态环境资源研究院Noblesse稀有气体质谱仪测定，得出气水数据均有的井，其稀有气体同位素及相关组分数据如表2所示。
表2 东坪气田研究井天然气及对应地下水稀有气体同位素组分

Table 2 Isotopic composition of rare gases in natural gas and corresponding groundwater from research wells in Dongping Gas field

井名 He/% Ne/10-6 Ar/% 4He/20Ne 3He/4He 20Ne/22Ne 21Ne/22Ne 40Ar/36Ar 38Ar/36Ar （R/Ra）/10-3
DP306 0.358 6 0.242 0.111 7 15 285 1.40×10-8 11.364 1 0.034 7 1 382.73 0.17 9.1
DP306W 0.241 2 0.397 0.127 7 5 272 9.00×10-9 12.828 3 0.032 1 980.81 0.18 6.4
DP305 0.664 5 0.091 0.193 9 75 720 1.40×10-8 9.952 5 0.030 1 2 377.59 0.17 9.9
DP305W 0.376 2.47 0.272 6 1 334 1.40×10-8 11.371 1 0.037 875.17 0.19 9.9
P3H-6-2 0.587 5 0.437 0.140 8 13 876 1.00×10-8 11.279 9 0.033 9 1 842.34 0.17 7.3
P3H-6-2W 0.262 9 0.348 0.190 6 6 564 2.00×10-8 12.381 1 0.029 6 1 073.52 0.2 14.2
DPH301 0.350 9 0.194 — 18 783 8.80×10-9 10.676 8 0.031 4 — — 6.3
DPH301W 0.014 6 2.231 0.287 2 1 772 1.30×10-8 11.289 4 0.039 5 716.09 0.19 9.2
DP103 0.088 3 0.09 0.18 281 1.30×10-8 10.4 0.026 353.3 0.19 9.9
P1-2-2 0.077 1 0.07 0.02 11 520 4.90×10-9 12.8 0.033 1 260.4 0.22 3.5
P1-2-4 0.082 9 0.06 0.03 13 469 9.90×10-9 12.4 0.031 1 465.9 0.21 7.1
P1H-2-3 0.078 5 0.06 0.06 13 440 8.60×10-9 12.6 0.034 1 307.2 0.17 6.2
P3H-6-3 0.093 8 0.11 0.04 8 686 1.20×10-8 11.8 0.033 620.3 0.17 8.8
P3H-6-4 0.102 4 0.1 0.04 11 119 1.20×10-8 11.1 0.028 689.9 0.18 8.6

注：W代表油田水数据；“—”代表无数据

东坪气田的R/Ra数量级远大于空气标准值1.4×10-6，同时小于0.1，说明其氦气主要为壳源，4He/20Ne值亦远大于空气的标准值，证明样品并未受到空气的污染。
世界上大部分的富氦气藏，其运移过程离不开地下水的参与［27］。笔者通过重点采集东坪1井区和东坪3井区的天然气样品进行氦氖同位素线性关系拟合，并与PH气田相对比［28］（图5），由于20Ne只有空气来源，并随空气饱和地表水迁移至地下逐渐成为饱和地下水储存，而且氖气和氦气具有相似的亨利系数，并不会导致较大的质量分馏，因此从其R²>80%的线性关系可以判断，氦气富集与地下水之间具有明显的相关关系。
图5 PH气田与东坪气田4He—20Ne线性拟合对比

Fig.5 Comparison of 4He-20Ne linear fitting between Panhandle-Hugoton Gas Field and Dongping Gas Field

东坪气田的运聚过程与传统的饱和地下水受构造驱动到低分压层位直接释放略有不同，同时还存在着由古老基底花岗岩产生的氦气溶在饱和地下水中，天然气在沿基岩储层运移时，沿途将饱和地下水中的氦气“萃取”，使天然气逐渐富氦。该气田运移动力学研究众多，情况复杂，本文采用曹秦智［28］所提出地层水流动引起水动力作用及构造应力造成地下压力差的观点进行模型分析，结合采气层埋深和氦气含量关系，提出构造高点的氦气较为富集，而构造低点则多为贫氦气藏的认识。根据前人［16，26，29-30］的研究成果，天然气存在着由东坪1井区向东坪3井区运移的过程（图6），并且天然气对于氦气具有着保存、富集和阻止逸散的作用［31-34］，从数据中可以得到，氦气随着运移距离的增加，由东坪1井区平均含量为0.075%，到东坪3井区的平均含量为0.382%，指向在天然气运移过程中，不断从饱和地下水中根据亨利分压平衡原理“萃取”氦气的过程。
图6 东坪气田氦气运移模式

Fig.6 Helium migration model of Dongping Gas Field

利用亨利定律，本文研究进行了亨利定律下的水溶氦气和天然气氦气平衡模型建模计算。地表温度采取东坪地区年平均温度2.6 ℃，地温梯度3 ℃/100 m，地压梯度1 MPa/100 m，通过克里金插值法推导东坪3井区采气深度700~1 800 m的亨利常数。假设天然气气体分压为100%，并且根据杨国军等［35］研究，东坪3井区采气层存在矿化度较高（>200 g/L）的边底水，可类比于在实验中采用的4 mol/L NaCl溶液［36-37］，因此氦气分压计算的亨利常数采取为700~1 800 m的实验平均值35 000~32 000 MPa。根据东坪3井区录井岩心资料，地下存在着稳定的气层—水层变化，且天然气采样过程中存在着大量的凝析水，因此可以认为存在气水界面，并在稳定的分压平衡下进行气体交换［31-33］，计算天然气氦气与同位油田水氦气的理论比值变化，得出图7。
图7 模拟计算气水氦气比与实测投点

Fig.7 Simulated calculation of gas-water helium ratio and measured injection point

由图7可知，在4口井的采样深度下，对应的计算理论比值均低于实际比值，说明氦气在天然气中的实际含量高于单纯气水交换所应取得的平衡含量，证明东坪3井区不仅仅是对位的地下水释放氦气，同时存在如图6所示在天然气运移过程中不断“萃取”地下水中的氦气并使得最终氦气含量要高于理论计算值。

4 勘探建议

PH气田与东坪气田均属于大型基岩型富氦气藏，两者在成藏要素、形成过程中有着诸多相似性，同时也存在着差异性（表3）。
表3 PH气田与东坪气田形成条件对比简况

Table 3 Comparison of formation conditions between Panhandle-Hugoton Gas Field and Dongping Gas Field

气田 气田储量/（108m³） 储层 盖层条件 气藏埋深/m 氦气含量/% 氦气运移 成藏过程 氦源岩年代
PH >10 000 花岗岩和基底碳酸盐岩 分布广泛的蒸发岩 700~900 0.2~1.18 饱和地下水释放 区域构造倾斜多期变动，但断裂不多；气藏多期改造，晚期定型，但一直破坏不大 元古宙
东坪

5 190

（探明）

 花岗岩风化壳 膏岩类区域盖层 700~2 300 0.08~0.59 地下水释放和天然气在古储层中运移析出 东昆仑冲断和阿尔金走滑的控制作用下，发育的南倾反冲断层系控制气藏发育 泥盆纪
综合上文PH气田与东坪气田的对比分析，本文建议在进行富氦天然气勘探开发时注意气藏类型，尤其是高U、Th含量的优质基岩气藏具有着良好的生氦潜力；针对古老地层水广泛发育的区块，寻找与断裂带、地层水相关的气藏，研究其是否存在着饱和地下水脱溶形成富氦气藏的过程；针对氦气的运聚过程，寻找是否存在古老储集层中长距离运移的气藏，研究其是否在运移过程中富集了足以成藏的氦气。我国多地发育有多个符合上述特点的基岩气藏，如松辽盆地、海拉尔盆地、珠江口盆地以及柴达木盆地等，对上述盆地进行富氦气藏形成条件研究，将为我国的氦气资源勘探提供理论支撑。

5 结论

从源岩来看，PH气田发育有多套烃源岩，奥陶系和宾夕法尼亚系富有机质的泥岩是PH气田的优质烃源岩。东坪气田的烃源岩主要为中下侏罗统的暗色泥岩和煤层，相对气源条件差。PH气田基岩和碳酸岩储存中的花岗岩碎屑，U、Th含量高，形成于元古宙。而东坪气田基底花岗岩形成时代相对较新，主要为晚志留纪—早泥盆纪，U、Th含量比PH气田基底花岗岩稍低。
就储集层而言，PH气田具有灰岩、白云岩储层典型的中高孔、中高渗的储集条件，东坪气田主要由侵入岩挤入岩层形成的良好裂隙和花岗岩风化形成的孔隙形成中孔高渗多裂隙储集层。两者储层均具有高U、Th的特征，在储集富氦天然气的同时也存在着一定的“自生自储”的氦气。
PH气田和东坪气田的盖层均为广泛性、区域性分布的蒸发岩，尤其是以膏岩类为主。膏岩盖层对于氦气的富集具有非常良好的封堵作用。对于氦气的运移模式，PH气田多为单一的氦气从地下水中析出并随着伴生于花岗岩变质的氮气进入天然气进行运移，而东坪气田除这种模式之外，还存在着游离气向着构造上倾方向运移，沿途“萃取”地下水中的氦气并使之富集在构造高点气藏的运移过程。

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