陳治軍，趙春晨，王小多，劉護(hù)創(chuàng)

陜西延長石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司研究院，陜西 西安

銀額盆地哈日凹陷哈參1井天然氣地球化學(xué)特征及氣源對比

陳治軍，趙春晨，王小多，劉護(hù)創(chuàng)

陜西延長石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司研究院，陜西 西安

哈日凹陷哈參1井巴音戈壁組試氣獲得突破對銀額盆地意義重大，預(yù)示著盆地中部具有一定的油氣勘探潛力。但天然氣是來自于中生界還是古生界存在爭議，氣源的不確定性嚴(yán)重影響了對氣藏的認(rèn)識，制約了對油氣藏的預(yù)測和勘探方向的選擇。主要開展哈參1井天然氣地球化學(xué)特征和氣源對比研究，結(jié)果表明：哈參1井巴音戈壁組天然氣干燥系數(shù)為0.81～0.86，屬于濕氣，成因類型為油型氣，熱演化程度為高成熟天然氣。碳同位素和生物標(biāo)志化合物對比結(jié)果表明，哈參1井巴音戈壁組天然氣伴生凝析油特征與巴音戈壁組烴源巖相似程度高，氣藏的氣源巖推測為巴音戈壁組烴源巖。雖然凝析油的甾烷特征與二疊系露頭烴源巖有著相似性，但其他生物標(biāo)志化合物特征表現(xiàn)出明顯的差別，且二疊系未鉆遇有效烴源巖，其氣源貢獻(xiàn)還有待于進(jìn)一步研究。

氣源對比，地球化學(xué)特征，天然氣，哈參1井，哈日凹陷，銀額盆地

1.引言

銀額盆地是在前寒武紀(jì)結(jié)晶地塊和古生代褶皺基底基礎(chǔ)上發(fā)育起來的中新生代沉積盆地[1]，中、新生界有效沉積巖面積約10.4 × 104km2[2]，是中國西北地區(qū)一個大型沉積盆地。盆地整體勘探程度較低，東部查干凹陷勘探程度高、勘探效果好[3][4]，下白堊統(tǒng)發(fā)現(xiàn)三千多萬噸石油儲量；盆地西部的天草凹陷、路井凹陷下白堊統(tǒng)巴音戈壁組也有零星的油氣發(fā)現(xiàn)[5]；然而盆地中部的油氣勘探一直未能取得突破。近期，哈日凹陷哈參1井巴音戈壁組試氣獲得了日產(chǎn)9 × 104m3的工業(yè)氣流，預(yù)示著盆地中部具有一定的油氣勘探潛力。但天然氣是來自于中生界還是古生界存在著很大的爭議，氣源的不確定性嚴(yán)重影響了對氣藏的認(rèn)識，制約了對油氣藏的預(yù)測和勘探方向的選擇。筆者通過對哈參1井天然氣地球化學(xué)特征研究和氣源對比分析，以期為進(jìn)一步認(rèn)識該氣藏特征和油氣資源潛力預(yù)測提供依據(jù)。

2.烴源巖概況

哈日凹陷位于銀額盆地北部，是蘇紅圖坳陷西部的一個次級構(gòu)造單元，近南北向展布，面積約為1500 km2(圖 1)。潛在烴源巖主要分布在下白堊統(tǒng)的巴音戈壁組(K1b)、蘇紅圖組(K1s)和銀根組(K1y)，巖性主要為半深湖–深湖相白云質(zhì)泥巖、灰質(zhì)泥巖、泥頁巖等。盧進(jìn)才[6]、陳踐發(fā)[7]等通過對露頭烴源巖的研究認(rèn)為，銀額盆地石炭系(C)–二疊系(P)發(fā)育了淺海陸棚相為主的多套烴源巖，這些烴源巖厚度較大，有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)(w(TOC))中等–好，干酪根類型以II型為主，熱演化程度處于成熟–高成熟階段。哈日凹陷鉆井揭穿的石炭系–二疊系地層較少，未發(fā)現(xiàn)有效烴源巖，且底部地層巖石見輕微變質(zhì)，石炭系–二疊系烴源巖存在與否、變質(zhì)程度等均需要鉆井資料的進(jìn)一步證實。

Figure 1.Tectonic locations of Hari Sag, Yingen-Ejinaqi Basin圖1.銀額盆地哈日凹陷構(gòu)造位置圖

對取自哈參1井的烴源巖樣品開展分析測試，哈日凹陷烴源巖特征如下。

K1y烴源巖w(TOC)平均值為5.12%，生烴潛量(w(S1+ S2))平均為33.76 mg/g，氯仿瀝青“A”質(zhì)量分?jǐn)?shù)(w(“A”))平均為0.328%。有機(jī)質(zhì)類型為I～I(xiàn)I1型。鏡質(zhì)組反射率(Ro)平均值為0.62%，最大熱解峰溫(Tmax)平均值為433℃，甾烷成熟度指標(biāo)C29αββ/(ααα + αββ)平均值為0.02，C2920S/20 (S + R)平均值為0.13。K1y烴源巖評價為有機(jī)質(zhì)豐度極高、腐泥型、低成熟–成熟烴源巖。

K1s烴源巖w(TOC)平均值為1.07%，w(S1+ S2)平均值為5.57 mg/g，w(“A”)平均值為0.052%。有機(jī)質(zhì)類型為 II1～I(xiàn)I2型。Ro平均值為 0.76%，Tmax平均值為 440℃，C29αββ/(ααα + αββ)平均值為 0.24，C2920S/20(S + R)平均值為0.32。烴源巖為有機(jī)質(zhì)豐度中等、混合型、成熟烴源巖。

K1b烴源巖w(TOC)平均值為0.66%，w(S1+ S2)平均值為0.24 mg/g，w(“A”)平均值為0.006%。有機(jī)質(zhì)類型為 II1～I(xiàn)I2型。Ro平均值為 2.00%，Tmax平均值為 492℃，C29αββ/(ααα + αββ)平均值為 0.51，C2920S/20(S + R)平均值為0.36。烴源巖為有機(jī)質(zhì)豐度較低、混合型、高成熟烴源巖。

3.天然氣地球化學(xué)特征

3.1.化學(xué)組分

測試分析的7個天然氣樣品中，烴類氣體占92.38%～98.43%，其中甲烷體積分?jǐn)?shù)為74.44%～84.16%，C2+以上重?zé)N體積分?jǐn)?shù)平均值為16.85%，干燥系數(shù)(C1/C1-5)為0.81～0.86，屬于濕氣(表1，圖2)。甲烷含量可以反映天然氣成熟度，成熟度越高，天然氣甲烷含量越高，重?zé)N含量越低[8][9]。哈參1井巴音戈壁組天然氣甲烷含量中等，指示著天然氣成熟度不是很高。非烴氣體含量較低，主要為N2和CO2，總體積分?jǐn)?shù)為1.57%～7.62%，平均為6.01%。N2體積分?jǐn)?shù)介于1.57%～6.18%之間，平均為4.84%；CO2體積分?jǐn)?shù)介于0%～0.82%之間，平均為0.26%；7個樣品中只有1個樣品檢測出H2S，體積分?jǐn)?shù)為0.35%。按照石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)[10]，天然氣為低含N2、低含CO2、微含硫–中含硫氣藏(表1，圖2)。

Figure 2.Line chart of natural gas chemical composition in well Hacan 1圖2.哈參1井天然氣化學(xué)組分折線圖

Table 1.Natural gas chemical composition and parameters in well Hacan 1表1.哈參1井天然氣化學(xué)組分及參數(shù)

3.2.天然氣碳同位素組成

測試分析的5個天然氣樣品甲烷碳同位素值變化不大，為?38.76‰～?38.73‰，平均?38.75‰。乙烷碳同位素值為?27.12‰～?26.90‰，平均－27.04‰。丙烷碳同位素值為?35.92‰～?25.09‰，平均?27.59‰。除1個樣品外，其余樣品呈現(xiàn)常規(guī)天然氣δ13C1<δ13C2<δ13C3的特征(表2)。CO2具有多種成因和來源，有碳酸鹽巖分解的無機(jī)成因，也有干酪跟熱降解、有機(jī)酸脫羧、有機(jī)質(zhì)氧化或水解等有機(jī)成因。因此，CO2碳同位素一般變化范圍較大[9]。哈參1井CO2碳同位素較重，平均為?10.12‰。

Table 2.The data table of carbon isotope of natural gas in well Hacan 1表2.哈參1井天然氣碳同位素數(shù)據(jù)表

3.3.天然氣成因類型

天然氣中烷烴氣的組分和烷烴氣碳同位素值是判別天然氣成因類型的重要依據(jù)，油型氣甲烷碳同位素值一般在?55‰～?30‰之間，甲苯/苯小于 1；煤成氣甲烷碳同位素值一般在?43‰～?10‰之間，甲苯/苯大于1 [11][12][13][14][15]。哈參1井天然氣δ13C1平均值為－38.75‰，甲苯/苯為0.93，傾向于油型氣。在圖3天然氣鑒別圖版中，除了樣品15HC1-1由于δ13C3值較輕而落在混合氣區(qū)外，其余4個天然氣樣品基本落在油型氣區(qū)，綜合判定天然氣為油型氣?！癇ernard”天然氣分類圖版[9][11]表明(圖 4)，天然氣為熱成因氣，推測為熱降解氣。

Figure 3.δ13C1-δ13C2-δ13C3 identification diagram of natural gas in well Hacan 1 (diagram from reference[11][15])圖3.哈參1井δ13C1-δ13C2-δ13C3天然氣成因鑒別圖(底圖據(jù)文獻(xiàn)[11][15])

Figure 4.“Bernard” identification diagram of natural gas in well Hacan 1 (diagram from reference [9][11])圖4.哈參1井天然氣“Bernard”分類圖版(底圖據(jù)文獻(xiàn)[9][11])

3.4.天然氣成熟度

前人研究表明，隨著熱演化程度的增加，天然氣碳同位素值變重，相鄰碳數(shù)化合物的碳同位素差值變小，尤其是甲烷碳同位素值受熱成熟作用的影響更大[9][16]。國內(nèi)外不少學(xué)者開展天然氣甲烷碳同位素與氣源巖Ro相關(guān)性研究，建立了δ13C1-Ro的回歸公式[17][18]。依據(jù)Sthal、戴金星、沈平等[18]不同學(xué)者的研究成果，計算得出天然氣Ro為1.55%～1.65%，平均為1.60% (表2)，屬高成熟天然氣。

輕烴組分中環(huán)烷烴的熱穩(wěn)定性低于鏈烷烴和芳香烴，它們對熱演化的敏感性使之成為成熟度參數(shù)的主要選擇對象[19]。依據(jù)Thompson的正庚烷指數(shù)和異庚烷指數(shù)成熟度判別標(biāo)準(zhǔn)[20]，哈參1井凝析油為高–過成熟凝析油(圖5)。

Figure 5.Maturity classification chart from light hydrocarbon component of condensate oil (digram from reference [20])圖5.哈參1井凝析油輕烴組分成熟度劃分圖(底圖據(jù)文獻(xiàn)[20])

4.氣源分析

由于天然氣組分較輕，可檢測的參數(shù)較少，而烴源巖輕烴組分缺失，使得天然氣氣源對比工作往往很難開展[16]。哈參1井K1b天然氣伴生有少量的凝析油，該次研究試圖利用凝析油的碳同位素和生物標(biāo)志化合物等開展氣源對比研究。

4.1.碳同位素特征及氣源

干酪根碳同位素值主要受沉積環(huán)境、母質(zhì)類型及碳同位素的分餾作用的影響，可用于氣源對比研究中[21][22]。哈參1井K1y的9個烴源巖樣品的δ13C為?29.9‰～?26.7‰，平均為?28.5‰。K1s的6個烴源巖樣品δ13C為?28.5‰～?20.4‰，平均為?23.8‰。K1b的7個烴源巖樣品δ13C為?28.5‰～?23.8‰，平均為－25.9‰。K1b凝析油樣品1個，δ13C為?25.8‰。K1b凝析油與K1b烴源巖δ13C值最為接近(圖6)，指示著它們之間有著成因上的聯(lián)系。

Figure 6.Contrast of δ13C between source rocks and condensate oil in Hari Sag圖6.哈日凹陷不同層段烴源巖與凝析油δ13C對比圖

4.2.生物標(biāo)志物及氣源

生物標(biāo)志化合物對油氣生成的母質(zhì)類型、成熟度及演化、油氣運(yùn)移等有很好的指示作用，廣泛應(yīng)用于油/氣源對比研究中[23][24]。

4.2.1.藿烷類化合物

K1y烴源巖藿烷類化合物表現(xiàn)為“高伽馬蠟烷、低Ts和Tm、低C29降藿烷”的特征(圖7(a))。伽馬蠟烷指數(shù)(伽馬蠟烷/C30藿烷)為0.40～0.54，平均為0.50，代表著沉積水體分層、強(qiáng)還原沉積環(huán)境。Ts和Tm含量極低，部分樣品未檢測出Ts，Ts/Tm平均為0.20，表明烴源巖成熟度低。C29降藿烷含量較低，C30莫烷含量中等。

K1s烴源巖表現(xiàn)為“低伽馬蠟烷、低Ts、較高Tm、高C29降藿烷”的特征(圖7(b))。伽馬蠟烷指數(shù)為0.16～0.39，平均為0.24。Ts含量極低，但Tm含量較高，Ts/Tm平均為0.41，表明成熟度較銀根組烴源巖高。C29降藿烷含量較高，C30莫烷含量也較高。

K1b烴源巖表現(xiàn)為“低伽馬蠟烷、中等Ts和Tm、高C29降藿烷”的特征(圖7(c))。伽馬蠟烷指數(shù)為0.18～0.32，平均為0.22。Ts、Tm含量均較高，Ts/Tm平均為0.75，表明烴源巖成熟度較高。C29降藿烷含量較高，C30莫烷含量中等。

Figure 7.m/z = 191 and m/z = 217 mass chromatogram of source rocks and condensate oil in Hari Sag圖7.哈日凹陷不同層段烴源巖、凝析油m/z = 191和m/z = 217質(zhì)量色譜圖

P露頭烴源巖表現(xiàn)為“低伽馬蠟烷、中等Ts和Tm、中等C29降藿烷、高C32二升藿烷”的特征(圖7(d))。伽馬蠟烷指數(shù)為0.23～0.27，平均為0.24。Ts、Tm含量均較高，Ts/Tm平均為0.79，表明烴源巖成熟度較高。C29降藿烷含量中等，C30莫烷含量低，C32二升藿烷含量較高，有別于別的層段的烴源巖。

凝析油藿烷類化合物表現(xiàn)為“低伽馬蠟烷、中等Ts和Tm、高C29降藿烷”的特征(圖7(e))。伽馬蠟烷指數(shù)為0.19。Ts、Tm含量均較高，Ts/Tm為0.96，表明生油母質(zhì)成熟度較高。C29降藿烷含量較高，C30莫烷含量中等。從藿烷類化合物對比結(jié)果來看，K1b凝析油與K1b烴源巖特征最為相似，與其他層段的烴源巖特征有著明顯的不同。

C31～C35升藿烷的分子生物標(biāo)志物分布可以用來判斷烴源巖的熱演化程度，也能反映沉積環(huán)境，用于油/氣源對比研究中[25]。哈日凹陷各層段烴源巖 C31～C35升藿烷分布特征有著明顯的差別(圖 8)：K1y烴源巖表現(xiàn)為“小幅折線型”，C32升藿烷含量高，與C31升藿烷含量相當(dāng)；K1s烴源巖為“下凹型”，C31升藿烷含量很高，C32升藿烷含量很低；K1b烴源巖表現(xiàn)為“均勻降低型”，C31～C35升藿烷含量依次減低；P的露頭烴源巖為“大幅折線型”，C32升藿烷和C35升藿烷含量為零，C33升藿烷和C34升藿烷含量相對較高。哈參1井K1b凝析油升藿烷分布特征為“均勻降低型”，與K1b烴源巖具有相似性。

Figure 8.Homohopanes distribution curve of source rocks and condensate oil in Hari Sag圖8.哈日凹陷不同層段烴源巖、凝析油升藿烷分布曲線

4.2.2.甾烷類化合物

K1y和K1s烴源巖C27、C28和C29規(guī)則甾烷分布特征呈現(xiàn)反“L”型，K1b為“L”型，P露頭烴源巖呈現(xiàn)不對稱“V”字型，K1b凝析油呈現(xiàn)“L”型(圖7)。K1b凝析油與K1b烴源巖在甾烷分布特征上具有相似性，表現(xiàn)出成因上的聯(lián)系。

C27、C28和C29規(guī)則甾烷三角圖(圖9)和甾烷相對組成交會圖(圖10)均可看出，K1b和P烴源巖特征相近，它們與K1y、K1s烴源巖特征明顯不同，可以區(qū)分開來。哈參1井K1b凝析油與K1b、P烴源巖落在同一區(qū)域，特征較為相近。

K1b和P烴源巖C27、C28和C29甾烷特征相近，說明其古氣候、古沉積環(huán)境較為相似，常規(guī)甾烷系列生物標(biāo)志化合物差別非常小，需要通過特殊生物標(biāo)志化合物才可能對其區(qū)分[26]。

Figure 9.Ternary diagram showing regular sterane distribution of source rocks and condensate oil in Hari Sag圖9.哈日凹陷不同層段烴源巖、凝析油甾烷組成三角圖

Figure 10.Intersection diagrams of sterane of source rocks and condensate oil in the Hari Sag圖10.哈日凹陷不同層段烴源巖、凝析油甾烷相對組成交會圖

無論是碳同位素特征，還是生物標(biāo)志化合物特征，哈參1井K1b天然氣伴生凝析油都表現(xiàn)出與K1b烴源巖較高的相似性，表明兩者成因上的聯(lián)系。雖然凝析油在甾烷特征上與P露頭烴源巖有著相似性，但在其他生物標(biāo)志化合物上有著明顯的差別。同時，P未鉆遇有效烴源巖，P烴源巖的氣源貢獻(xiàn)還有待于進(jìn)一步研究。

5.結(jié)論及認(rèn)識

1) 哈參 1井巴音戈壁組天然氣干燥系數(shù)為 0.81～0.86，屬于濕氣。按照無機(jī)成分劃分，氣藏為低含N2、低含CO2、微含硫–中含硫氣藏。天然氣成因類型為油型氣，熱演化程度方面屬于高成熟天然氣。

2) 碳同位素和生物標(biāo)志化合物對比結(jié)果表明：哈參1井巴音戈壁組天然氣伴生凝析油與巴音戈壁組烴源巖特征相似性程度較高，氣藏的氣源巖推測為巴音戈壁組烴源巖。雖然凝析油在甾烷特征上與二疊系露頭烴源巖有著相似性，但在其他生物標(biāo)志化合物上有著明顯的差別，且二疊系未鉆遇有效烴源巖，二疊系烴源巖的氣源貢獻(xiàn)還有待于進(jìn)一步研究。

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Geochemical Characteristics and Origin of Natural Gas of Well Hacan 1 in Hari Sag,Yingen-Ejinaqi Basin

Zhijun Chen, Chunchen Zhao, Xiaoduo Wang, Huchuang Liu
Research Institute of Shaanxi Yanchang Petroleum (Group) Co.Ltd, Xi’an Shaanxi

Dec.18th, 2016; accepted: Apr.28th, 2017; published: Dec.15th, 2017

It was greatly significant breakthrough of natural gas reservoir in Bayingebi formation of Well Hacan 1, Hari Sag, Yingen-Ejinaqi Basin, which heralded a certain oil and gas exploration potential in the central of basin.However, there was a big controversy for the source of gas between Mesozoic and Paleozoic.This uncertainty of gas source severely affected the understanding of gas reservoir, which constrained the prediction of gas reservoir and the selection of exploration direction as well.This paper mainly concentrated on the research of natural gas geochemistry and gas source correlation analysis.Our results revealed that the drying coefficient of natural gas was between 0.81 and 0.86.It belonged to wet gas, which was oil type gas on the genetic type and high matured gas on the degree of thermal evolution.To contrast the characteristics of carbon isotope and biomarker compounds, there was a high degree of similarity between hydrocarbon source rock and condensate oil in Bayingebi formation.Hence the source rock of the gas should be from Bayingebi formation.Although sterane characteristics of condensate oil showed a certain similarity with outcrop hydrocarbon source rock in Permian, they had obvious differences in other biomarker compounds.Moreover, there was no effective hydrocarbon source rock in Permian as drilling revealed.Thus the gas source contribution of Permian source rocks remained to be studied further.

Gas Source Correlation, Geochemical Characteristics, Natural Gas, Well Hacan 1, Hari Sag,Yingen-Ejinaqi Basin

文章引用:陳治軍, 趙春晨, 王小多, 劉護(hù)創(chuàng).銀額盆地哈日凹陷哈參 1井天然氣地球化學(xué)特征及氣源對比[J].石油天然氣學(xué)報, 2017, 39(6): 29-39.

10.12677/jogt.2017.396095

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陳治軍(1980-)，男，碩士，高級工程師，主要從事石油地質(zhì)方面的研究工作。

2016年12月18日；錄用日期：2017年4月28日；發(fā)布日期：2017年12月15日

[編輯]宋換新