戴金星，廖鳳蓉，倪云燕

（中國石油勘探開發(fā)研究院）

0 引言

筆者在《石油勘探與開發(fā)》2012年第3期《中國致密砂巖氣及在勘探開發(fā)上的重要意義》[1]一文中，根據(jù)中國 15個致密砂巖大氣田的烷烴氣碳同位素組成特征，并結(jié)合其他學(xué)者對中國一些中小型致密砂巖氣田的研究成果[2-4]，得出了中國致密砂巖氣都是煤成氣的結(jié)論[1]。印峰等在《石油勘探與開發(fā)》2013年第 1期《也談致密砂巖氣藏的氣源》[5]（以下簡稱“印文”）一文中，以四川盆地元壩和通南巴地區(qū)須家河組（T3x）致密砂巖氣藏為例，研究認(rèn)為“元壩氣田須家河組致密砂巖氣主要由自源型的煤成氣和他源型的油型氣組成，同時伴有少量無機成因氣，為混合改造型氣”，“通南巴氣田須家河組致密砂巖氣主要由他源型的油型氣組成，也伴有少量的無機成因氣，為混合成因型氣”[5]，筆者認(rèn)為印文有關(guān)四川盆地元壩和通南巴地區(qū)須家河組致密砂巖氣藏氣源問題的認(rèn)識還有待商榷。

1 天然氣氣源概念

1.1 天然氣的成因

天然氣成因一般可根據(jù)其來源，分為來自生物源的有機成因及來自非生物源的無機成因兩類，據(jù)此原則稀有氣體均為無機成因。眾所周知：天然氣組分如烷烴氣、CO2、N2和 H2S等均有有機成因和無機成因兩類，但這些組分中只有烷烴氣可根據(jù)其烴源巖干酪根類型，或根據(jù)其碳?xì)渫凰亟M成特征并輔以某些輕烴組分指標(biāo)，鑒別出其為油型氣還是煤成氣。其他組分則既沒有可靠的鑒別指標(biāo)，也一般不是天然氣中的主要組分，目前還沒有把其分為油型氣或煤成氣。由于天然氣中通常含有微量的稀有氣體，同時在地層中含有現(xiàn)代及古代的生物源，所以天然氣中通常是有機成因組分占絕對優(yōu)勢，也有極微量的稀有氣體。因此，通常沉積巖中的氣體是有機成因氣和無機成因氣的混合體，并以有機成因氣組分為主，僅在特殊地質(zhì)環(huán)境中見純無機成因的天然氣，如火山噴發(fā)氣、大洋中脊排放的天然氣（如北大西洋中脊Lost City的天然氣，其 δ13C1值為-9.9‰，δ13C2值為-13.3‰，δ13C3值為-14.2‰，δ13C4值為-14.3‰，證明烷烴氣是無機成因[6]）。

1.2 氣田（藏）氣成因或氣源

所謂氣田（藏）氣廣義上是指聚集在某種圈閉中的各種組分的天然氣，實際上通常論及氣田（藏）氣時往往是指狹義上氣藏中最大（主流）組分的氣。廣義上氣田（藏）氣的氣源都是有機成因與無機成因的混合型，但在狹義上，從經(jīng)濟性、氣源對比和成因研究角度看，氣田（藏）氣往往是指占絕大部分的主流組分。因而，世界上絕大多數(shù)氣田（藏）氣系指烷烴氣氣田，因為烷烴氣在天然氣中經(jīng)濟價值最大，其氣源對比信息量大，容易利用其鑒別成因。當(dāng)然，世界上還有少數(shù)或個別氣田（藏）氣以CO2或H2S為主。如中國東部及大陸架上發(fā)育CO2含量在90%以上的氣田，研究確定其 CO2為無機幔源成因，伴生的少許烷烴氣則是有機成因[7]，這些氣田通常稱之為幔源成因CO2氣田，而不稱之為混合成因氣田，盡管這些 CO2氣田中含有少量有機成因烷烴氣。

2 元壩氣田須家河組致密砂巖氣藏氣源

2.1 烷烴氣氣源探討

元壩氣田須家河組致密砂巖烷烴氣含量為81.95%（元壩27井）～99.56%（元壩11井），平均為97.58%（見表 1、表 2），即烷烴氣是該氣田的主要組分，它的存在體現(xiàn)了氣田的經(jīng)濟價值，因此氣田的氣源應(yīng)以其為體現(xiàn)。

“印文”根據(jù)表1中14個氣樣烷烴氣δ13C1值小于-30‰、多數(shù)樣品具正碳同位素系列及7個氣樣3He/4He值為0.010 8～0.014 5的殼源型氣特征，得出元壩氣田須家河組致密砂巖氣是有機成因的結(jié)論是正確的。

表1 元壩氣田須家河組致密砂巖氣地球化學(xué)參數(shù)[5]

表2 元壩氣田和通南巴氣田須家河組致密砂巖氣地球化學(xué)參數(shù)

烷烴氣碳同位素研究是目前進行氣源對比的最有效方法[8]，但在應(yīng)用該方法時應(yīng)密切注意烷烴氣各碳同位素值之間的相互關(guān)聯(lián)性并與實際地質(zhì)情況結(jié)合?！坝∥摹备鶕?jù)煤成氣的δ13C2值一般大于-28.0‰、油型氣的δ13C2值一般小于-28.5‰的鑒別標(biāo)準(zhǔn)[8-9]，得出元壩氣田8個氣樣為油型氣（元壩2井的T3x2、T3x1，元壩4井的T3x2，元壩6井，元壩22井，元壩27井，元陸6井和元陸 9井）。筆者認(rèn)為，此處僅根據(jù) δ13C2值鑒別氣源，而未考慮烷烴氣各碳同位素值之間的關(guān)聯(lián)性，且未結(jié)合實際地質(zhì)情況進行分析，因而將這些氣樣確定為油型氣的結(jié)論存在弊端。

結(jié)合地質(zhì)分析，表1中元壩2井有4個樣品，δ13C1值為-32.0‰～-30.9‰，δ13C3值為-26.5‰～-23.4‰，呈煤成氣特征。其中T3x3和T3x2（4 600～4 640 m）氣樣，δ13C2值分別為-25.2‰和-27.0‰，結(jié)合該兩氣樣的 δ13C1值和 δ13C3值，把此兩氣樣確定為煤成氣是合理的；但T3x2（4 512～4 535 m）和T3x1氣樣的δ13C2值則變輕，分別為-30.4‰和-30.2‰，“印文”認(rèn)為此兩氣樣應(yīng)為油型氣，但與其 δ13C1值和 δ13C3值具有煤成氣的特點相矛盾，故不考慮 δ13C1、δ13C2及 δ13C3值的關(guān)聯(lián)性，僅根據(jù)δ13C2值確定氣是油型氣值得商榷和懷疑，因為對于同一口井須家河組煤系氣源巖段，地層垂直剖面上出現(xiàn)油型氣—煤成氣—油型氣—煤成氣的氣源組合是不可能的。同時，元壩 4井同一口井有T3x4和 T3x2兩個氣樣，根據(jù) T3x2的 δ13C2值為-29.7‰而把氣源定為油型氣，與將元壩 2井兩個氣樣定為油型氣情況相同，亦值得商榷。

“印文”中還根據(jù) δ13C2值小于-28.5‰把元壩 6井、元壩22井、元陸6井和元陸9井4口井氣源都劃為油型氣，亦值得商榷：只有正碳同位素系列即原生型烷烴氣中 δ13C2值小于-28.5‰才可把該氣歸為油型氣。由表1可知，元壩6井烷烴氣發(fā)生碳同位素倒轉(zhuǎn)，故不能用δ13C2值作為劃分油型氣的標(biāo)志；同樣元壩22井 δ13C1值為-34.5‰、δ13C2為-35.4‰，元陸 6井 δ13C1值為-31.3‰、δ13C2值為-31.4‰、δ13C3值為-31.7‰，元陸 9井 δ13C1值為-31.4‰、δ13C2值為-32.0‰、δ13C3值為-32.1‰，這3口井烷烴氣具無機成因烷烴氣典型的負(fù)碳同位素系列，故也不能用δ13C2值作為劃分油型氣的標(biāo)志，所以把元壩6井、元壩22井、元陸6井和元陸9井烷烴氣劃為油型氣的根據(jù)不足。

由表1和表2可見，元壩氣田17個氣樣的δ13C1值為-34.5‰（元壩 22井）～-30.3‰（元壩 11井），多數(shù)井δ13C1值大于-32.0‰，即較重。若按“印文”觀點，8口井油型氣的 δ13C1值亦為-34.5‰～-30.3‰，平均為-32.0‰，具如此重δ13C1值的油型氣的烴源巖成熟度應(yīng)該很高。中國威遠(yuǎn)氣田燈影組（Z1d）天然氣被公認(rèn)為是成熟度很高的烴源巖（威28井Ro值為3.39%）[10]生成的天然氣，其 δ13C1值為-32.7‰（威 30井）～-32.0‰（威27井）（見表3），平均值為-32.4‰，比元壩氣田δ13C1平均值-32.0‰還輕，故推斷元壩氣田氣源若為油型氣，其氣源巖Ro值應(yīng)比威遠(yuǎn)氣田的還高。取元壩氣田 δ13C1平均值-32.0‰，按戴金星等油型氣公式[11]，或趙文智和劉文匯Ⅰ型源巖油型氣公式[12]計算，分別得到元壩氣田若為油型氣時其源巖 Ro值分別為4.42%和3.57%。

從表1和表2元壩氣田17個氣樣組分分析得知，各氣樣均含 C2H6、C3H8和 C4H10，17個氣樣中有 15個氣樣C2H6含量在1%以上，另2個氣樣C2H6含量也分別為0.91%和0.67%。但由表3可見威遠(yuǎn)氣田氣樣中重?zé)N氣僅有C2H6，含量為0.07%～0.17%，比元壩氣田低得多。重?zé)N氣含量對比表明威遠(yuǎn)氣田源巖成熟度比元壩氣田高。所以“印文”中依據(jù)元壩氣田δ13C1平均值為-32.0‰認(rèn)定其為油型氣是錯誤的，只有認(rèn)為是煤成氣才能解釋上述重?zé)N氣含量的不同，且符合元壩氣田氣源巖成熟度比威遠(yuǎn)氣田低的事實：元壩氣田須家河組三段Ro值約為1.6%[13]。國內(nèi)外油型裂解氣δ13C1值幾乎都小于-31‰，如威遠(yuǎn)氣田（見表1），但高成熟度的煤成氣則有許多 δ13C1值大于-32.0‰甚至大于-30.0‰（見表 4）。基于以上對比，把元壩氣田烷烴氣氣源確定為煤成氣比油型氣更符合該氣田的實際地質(zhì)情況。

表3 威遠(yuǎn)氣田天然氣組成和碳同位素組成

表4 國內(nèi)外高熟煤成氣地球化學(xué)參數(shù)表

2.2 元壩氣田烷烴氣負(fù)碳同位素系列和倒轉(zhuǎn)現(xiàn)象

由表1可知元壩22井、元陸6井和元陸9井具有負(fù)碳同位素系列，“印文”據(jù)此認(rèn)為元壩氣田須家河組致密砂巖烷烴氣可能有非煤成氣來源。筆者認(rèn)為導(dǎo)致這種負(fù)碳同位素系列的原因有以下 2點：①氣田水溶氣比氣層氣碳同位素組成明顯偏重，氣田水對天然氣碳同位素組成有明顯的分餾作用，當(dāng)水溶氣混入氣層氣中占主導(dǎo)地位時，可導(dǎo)致碳同位素系列出現(xiàn)倒轉(zhuǎn)[18]；②美國阿伯拉契亞盆地北部志留系和奧陶系深盆氣藏甲烷及其同系物出現(xiàn)負(fù)碳同位素系列，Burruss等認(rèn)為除了混合作用外，還與過渡金屬及水介質(zhì)在 250～300 ℃發(fā)生氧化還原作用時乙烷和丙烷發(fā)生瑞利分餾有關(guān)[19]。所以在此把有機烷烴受后期分餾改造偶爾出現(xiàn)的負(fù)碳同位素系列稱為異常的負(fù)碳同位素系列。

2.3 元壩氣田天然氣中C7輕烴系統(tǒng)

天然氣中烷烴氣碳同位素系列對比不能確定其氣源，可借助與之共生同源的C7輕烴系統(tǒng)研究輔助印證氣源研究。許多學(xué)者利用C7輕烴系統(tǒng)三角圖版成功鑒別了煤成氣和油型氣[20-23]。C7輕烴系統(tǒng)的化合物包括3類：正庚烷（nC7）、甲基環(huán)己烷（MCC6）及各種結(jié)構(gòu)的二甲基環(huán)戊烷（∑DMCC5）。正庚烷主要來自藻類和細(xì)菌，是良好的成熟度指標(biāo)，其多是油型氣標(biāo)志。各種結(jié)構(gòu)二甲基環(huán)戊烷主要來自水生生物的類脂化合物，其多是油型氣的標(biāo)志。甲基環(huán)己烷主要來自高等植物木質(zhì)素、纖維素、糖類，是反映陸源母質(zhì)類型的良好參數(shù)，其多是煤成氣的標(biāo)志[24]。因此，以上述 3類化合物為頂點編制的三角圖（見圖1）能較好判別出煤成氣和油型氣。例如，表1和表2中元壩3井T3x4烷烴氣碳同位素發(fā)生倒轉(zhuǎn)，但基本具有煤成氣特征，根據(jù)C7系統(tǒng)三角圖判定其必定為煤成氣（見圖1）。

2.4 元壩氣田須家河組CO2氣源

“印文”認(rèn)為元壩氣田須家河組致密砂巖氣12個氣樣除元陸9井的δ13CCO2值為-12.5‰，為有機成因外，其余11個均為無機成因的觀點是正確的，但認(rèn)為這些無機成因 CO2顯示深部氣源的特點，即為下伏雷口坡組碳酸鹽巖的變質(zhì)或水解成因值得商榷。

圖1 C7輕烴系統(tǒng)三角圖鑒別煤成氣和油型氣

鈣屑砂巖（碎屑中碳酸鹽巖巖屑占 50%以上[25]）在整個川西坳陷須家河組四段廣泛分布[26]，元壩地區(qū)須家河組三段也發(fā)育鈣屑砂巖。元壩地區(qū)須家河組晚成巖階段須三段泥巖壓實過程中排出有機酸，對鈣屑砂巖中碳酸鹽膠結(jié)物及碳酸鹽巖碎屑顆粒進行溶蝕，形成溶蝕裂隙及溶蝕孔隙，改造儲集層，使其物性變好[27]，同時有機酸溶蝕碳酸鹽巖也產(chǎn)生無機成因CO2，所以，筆者認(rèn)為須家河組致密砂巖中含量很低的 CO2是須家河組自生自儲的，而并非來自下伏雷口坡組碳酸鹽巖；同時元壩地區(qū)雷口坡組壓力系數(shù)為 1.388～1.626，而上覆須家河組地層壓力系數(shù)普遍大于1.8，高于雷口坡組[28]，這也說明須家河組 CO2不可能由雷口坡組向上運移而來。

3 通南巴氣田須家河組致密砂巖氣藏氣源

“印文”根據(jù)表5中5口井氣樣烷烴氣碳同位素系列，以及馬101井和馬102井氦同位素具有殼源型特征，得出烷烴氣主要是有機成因的結(jié)論是正確的。但“印文”認(rèn)為“通南巴氣田須家河組致密砂巖氣主要為油型氣組成”，即為他源型的油型氣，并伴有少量（0.07%～0.44%）無機成因 CO2，故確定為混合成因型氣的結(jié)論值得商榷。以下幾點可證明通南巴氣田須家河組致密砂巖氣藏的氣源是自生自儲的煤成氣。

表5 通南巴氣田須家河組致密砂巖氣地球化學(xué)參數(shù)[5]

①表5中馬1井須家河組四段烷烴氣占99.53%，CO2僅占0.15%，按前述原則，氣藏的氣源應(yīng)該是其主要組分烷烴氣的成因。該井δ13C1值為-25.2‰，在有機成因氣中，高成熟和過成熟的煤成氣 δ13C1值可為（-30‰，-10‰）[29]，表4中部分氣樣δ13C1值就很大，如克拉201井為-26.2‰，升深1-1井為-26.0‰，故馬1井須四段烷烴氣應(yīng)是煤成氣。

②表 2和表 5中通南巴氣田須家河組 5口井甲烷含量為 93.3%～98.9%，是烷烴氣的主要組分，因此在討論氣源時應(yīng)把甲烷作為重點。該 5口井 δ13C1值為-31.7‰（表 5中的馬 101井）～-25.2‰（表 5的馬 1井），都是高成熟度的煤成氣特征（見表 4），比中國最高成熟度油型氣威遠(yuǎn)氣田的 δ13C1值（均小于-32‰）都重（見表 3），故通南巴氣田須家河組天然氣含量占絕對優(yōu)勢的甲烷是該煤系自生自儲的煤成氣。

③由表5可知馬101井和河壩104井氣樣具負(fù)碳同位素系列，由表2可知馬102井氣樣也是負(fù)碳同位素系列，馬 2井氣樣碳同位素部分倒轉(zhuǎn)。上文在討論元壩氣田的氣源時已指出，利用δ13C2值鑒別烷烴氣是煤成氣還是油型氣時只適用于正碳同位素系列，不能應(yīng)用在負(fù)碳同位素系列或有部分倒轉(zhuǎn)的同位素系列中，否則可能得出錯誤的鑒別結(jié)論。例如表5中馬102井 T3x4氣樣僅有 δ13C1值（-30.8‰），“印文”認(rèn)為是油型氣；表2馬102井同是T3x4，δ13C1值為-29.6‰，δ13C2值為-30.0‰，按“印文”原則判斷也應(yīng)屬油型氣。但作者分析了馬102井天然氣中C7輕烴系統(tǒng)，正庚烷占16.8%，甲基環(huán)己烷占70.6%，各種結(jié)構(gòu)的二甲基環(huán)戊烷占 12.6%，把這些數(shù)據(jù)投入圖 1，可見馬 102井T3x4天然氣共生同源C7輕烴系統(tǒng)指示該天然氣不是油型氣而是煤成氣。

通南巴氣田須家河組天然氣δ13CCO2值為-5.00‰～2.37‰，均屬無機成因，“印文”認(rèn)為其來自下伏海相雷口坡組碳酸鹽巖的觀點值得探討，作者認(rèn)為其與元壩氣田的 CO2有相同成因，即是須家河組鈣屑砂巖受有機酸溶蝕自生自儲的產(chǎn)物，同時其 CO2含量極低，從表5可知為0.07%～0.44%，故根據(jù)含量極微的無機成因 CO2把須家河組氣藏氣源確定為“主要由他源型的油型氣組成，也伴有少量的無機成因氣，為混合成因型氣”的結(jié)論不妥。

4 結(jié)論

本文論述了元壩氣田和通南巴氣田須家河組致密砂巖氣藏的氣源是煤成氣，進一步證明了中國現(xiàn)發(fā)現(xiàn)的致密砂巖氣藏（田）的氣源均是煤成氣，但不能說今后發(fā)現(xiàn)的致密砂巖氣田的氣源均為煤成氣，也可能有部分氣源是油型氣，特別是前石炭系致密砂巖氣藏可能是以油型氣占優(yōu)勢，如美國阿帕拉契亞盆地北部志留系和奧陶系深盆氣田氣源均是油型氣[19]。

“印文”僅用天然氣烷烴氣中含量少的乙烷的碳同位素組成，而忽略含量多的甲烷的碳同位素組成，以 δ13C2值大于-28.0‰時一般為煤成氣、小于-28.5‰時一般為油型氣的指標(biāo)，得出元壩氣田和通南巴氣田致密砂巖氣的烷烴氣為油型氣的結(jié)論是錯誤的。本文對以上兩個氣田中含量占絕對優(yōu)勢的甲烷的碳同位素組成進行分析，其值為-34.5‰～-25.2‰，23個分析數(shù)據(jù)平均為-31.3‰，比中國最高成熟度的油型裂解氣δ13C1平均值（-32.4‰）還高，具有世界高熟煤成氣δ13C1值特征；同時對δ13C2值小于-28.5‰、“印文”認(rèn)為是油型氣的天然氣中共生同源的C7輕烴系統(tǒng)進行研究，發(fā)現(xiàn)C7輕烴系統(tǒng)具有煤成氣的特征。作者通過以上研究肯定元壩氣田和通南巴氣田須家河組致密砂巖氣藏的氣源主要是煤成氣。烷烴氣碳同位素研究是目前進行氣源對比的最有效方法，在烷烴氣正碳同位素系列和負(fù)碳同位素系列條件下開展氣源對比和鑒定能獲得好效果，但當(dāng)碳同位素發(fā)生部分倒轉(zhuǎn)時，得出的結(jié)論可靠性降低甚至錯誤，此時應(yīng)結(jié)合實際地質(zhì)情況或其他地球化學(xué)特征加以驗證。

致謝：本文研究得到了馬永生院士的支持，中國石化勘探南方分公司提供了元壩氣田和通南巴氣田的氣樣，在此深表感謝。

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