準噶爾盆地淺層天然氣多種成因地球化學研究

孫平安, 王緒龍, 唐 勇, 萬 敏, 曹 劍*

(1. 南京大學 地球科學與工程學院, 江蘇 南京 210093; 2. 中國石油天然氣股份有限公司 新疆油田公司, 新疆 克拉瑪依834000)

0 引 言

天然氣作為一種清潔高效的能源, 在油氣勘探中備受重視。近年來隨勘探程度不斷加深, 天然氣勘探呈現(xiàn)出一個重要趨勢, 即目標層系由原來主要的中層逐漸向深層-超深層和淺層拓展。其中, 淺層天然氣(淺層氣)由于埋藏淺, 所以勘探開發(fā)見效快、風險小, 因而正越來越成為熱點勘探領域。對于淺層氣勘探, 明確成因是基礎, 因為不同成因的天然氣具有不同的成藏機制、模式與勘探方向。

理論上, 淺層氣的成因可分為有機和無機兩類,除去目前還較少發(fā)現(xiàn)的無機成因氣之外, 有機成因的淺層氣又可以劃分出兩種主要類型, 即生物氣和熱成因氣, 前者又包括原生和次生成因的, 后者又包括干酪根初次裂解的和原油二次裂解的等[1–3], 由此可見天然氣成因類型的復雜性。對于這些多種成因類型天然氣的判識, 目前已經(jīng)形成了碳同位素的動力學研究, 以及包括氣體組分、碳氫同位素組成、輕烴和生物標志化合物等一系列可信度較高的地球化學鑒別指標[4–9]。其中, 生物氣(包括原生和次生成因的)、干酪根裂解氣(包括煤型氣和油型氣)的識別基本沒有爭議[2,4], 而原油裂解氣的判識由于涉及到裂解地質條件的復雜性, 所以評價指標存在一定爭議[10–13]。總體而言, 這些已有認識為開展淺層天然氣的成因判識奠定了良好基礎。此外, 對于天然氣成因分析,并不一定僅僅局限于研究天然氣, 還可以通過對與其共生儲層原油和瀝青的分析進行補充認識, 當然,在油氣成藏多源多期的復雜疊合盆地, 氣、油、瀝青很可能具有不同成因(不同源同期), 這在討論中需要結合具體地質背景做細致綜合的深入分析。

準噶爾盆地是我國西部重要的油氣勘探生產基地, 其勘探長期以來一直以原油為主, 但根據(jù)最近一輪的三次資源評價, 天然氣也具有良好的資源前景, 資源總量可達2.1萬億m3。然而, 迄今為止, 天然氣的探明儲量僅 764億 m3, 探明率 3.65%, 這說明盆地天然氣勘探仍具有很大潛力。其中, 盆地一些淺層天然氣藏的發(fā)現(xiàn), 特別是陸梁地區(qū)淺層油氣藏的發(fā)現(xiàn)[14], 使淺層氣正成為新疆油田公司一個重要勘探領域, 是最近幾年來關注的熱點。然而, 由于過去從未曾將淺層氣視為一個專門的勘探領域, 所以研究程度總體還較低, 只在為數(shù)不多的一些工作中有所涉及。如李連民等[15]認為陸梁地區(qū)的淺層氣與原油的菌解有關, 李林等[16]認為滴北地區(qū)的天然氣(包括淺層)來自石炭系高成熟烴源巖。至于盆地其他地區(qū)現(xiàn)今發(fā)現(xiàn)的淺層氣, 目前公開發(fā)表的文獻中還較少有研究報道。

綜合來看, 目前對準噶爾盆地淺層天然氣的研究主要是初步根據(jù)天然氣的化學組分和碳同位素組成進行一些分析, 發(fā)現(xiàn)淺層氣可能具有多種成因機制, 但不同地區(qū)之間的天然氣地球化學特征少有相互對比,并且對有些天然氣的常規(guī)地球化學組成特征(如輕烴)還少有報道, 更沒有結合與天然氣共生原油及儲層瀝青的分析進行深入探討, 如此造成了對淺層天然氣的成藏和勘探的認識總體還較初步, 有待深入和全面系統(tǒng)的研究。本研究力圖通過比較系統(tǒng)的天然氣地球化學研究, 包括全面的天然氣組分、烷烴系列碳同位素組成、輕烴等分析, 結合對與天然氣共生原油及儲層瀝青的研究, 以盆地腹部地區(qū)為例, 展示準噶爾盆地淺層天然氣的多種成因, 并初步討論其成藏與勘探意義, 既為區(qū)域油氣勘探提供參考信息, 也為國內外其他地區(qū)的淺層氣研究提供類比新材料。

1 地質背景

如圖1a所示, 本研究所指的準噶爾盆地腹部地區(qū)是中國石油天然氣股份有限公司新疆油田公司劃分的勘探區(qū)塊, 位于盆地中部地區(qū), 大致包括中央坳陷和陸梁隆起這兩個盆地一級構造單元的大部分地區(qū)。目前已在石炭系、二疊系、三疊系、侏羅系和白堊系都發(fā)現(xiàn)了油氣聚集(圖 1b)。按目前對淺層天然氣的常規(guī)定義(2000 m為其深度下限[3]), 研究區(qū)淺層天然氣主要分布在陸梁、滴北、滴西和白家海地區(qū)(圖 1a)。這些天然氣除滴北地區(qū)聚集在侏羅系外, 其他均聚集在白堊系中。此外, 滴西地區(qū)白堊系中還有一些埋深略大于2000 m(2300 m以內)的天然氣, 為豐富研究, 也一并納入分析。

從淺層天然氣發(fā)育的烴源巖背景看, 研究區(qū)氣源條件復雜, 可能發(fā)育有石炭系、二疊系、三疊系、侏羅系等多套(潛在)烴(氣)源巖[14,17–19]。其中, 石炭系烴源巖主要分布在滴水泉凹陷, 有機碳含量大于0.6%, 以Ⅲ型干酪根為主, 目前處于過成熟階段[18]。二疊系烴源巖主要分布于盆 1井西凹陷, 其下統(tǒng)風城組(P1f)和中統(tǒng)下烏爾禾組(P2w)的兩套暗色泥巖屬于優(yōu)質烴源巖[14]。其中, 風城組烴源巖有機碳含量平均 1.26%, 多為Ⅰ-Ⅱ型, 目前處于成熟-高成熟階段; 而下烏爾禾組烴源巖的有機碳含量平均 0.7%～1.4%, 有機質類型多為Ⅲ型, 目前處于成熟-高成熟階段。三疊系烴源巖在研究區(qū)廣泛分布, 有機質豐度高, 有機碳含量平均 1.62%, 有機質類型多為Ⅱ2型和Ⅲ型, 目前處于成熟演化階段[19]。侏羅系烴源巖分布廣泛, 其有機碳含量很高(煤層可達 79%, 黑色泥巖可達 29%), 以Ⅲ1和Ⅲ2型干酪根為主, 成熟度呈現(xiàn)北低南高的趨勢, 在莫索灣凸起以北地區(qū)目前成熟度為 0.5%～0.8%, 而莫索灣凸起以南的凹陷區(qū)Ro值可達到1.0%～2.0%[20]。

2 方 法

天然氣組分(C1～C5)分析采用 HP5890Ⅱ型氣相色譜儀, 色譜柱為 HP-PONA 毛細色譜柱, 50 m ×0.53 mm, 載氣為氦氣, 天然氣進樣方式為直接進樣。色譜升溫程序為初始溫度30 ℃, 恒溫10 min,然后以l0 ℃/min的升溫速率程序升溫至180 ℃。

天然氣的組分碳同位素組成采用 Optima同位素質譜儀分析, 天然氣樣品(C1～C4)在 HP5890Ⅱ氣相色譜儀中經(jīng)過色譜柱(HP-PLOT Q柱, 30 m×0.32 mm×20 μm)分離為單組分, 單組分烴類通過高溫轉化爐轉化為 CO2, 后直接進入同位素質譜儀測定碳同位素組成。色譜儀初始爐溫35 ℃, 以8 ℃/min的升溫速率升溫至 80 ℃, 以 5 ℃/min的升溫速率升溫至260 ℃, 保持 10 min。

天然氣中輕烴(C5～C8)分析采用 HP5890Ⅱ型氣相色譜儀, 色譜柱為 HP-PONA 毛細色譜柱, 50 m×0.2 mm×0.5 μm, 載氣為氦氣。天然氣進樣方式為直接進樣, 進樣量一般為10～15 mL, 用液氮冷阱在色譜柱前富集輕烴 5 min。色譜升溫程序為初始溫度30 ℃, 恒溫15 min, 然后分別以l.5 ℃/min的升溫速率程序升溫至70 ℃, 3 ℃/min的升溫速率程序升溫至160 ℃, 5 ℃/min的升溫速率程序升溫至280 ℃,恒溫20 min。色譜儀進樣口溫度120 ℃, FID 檢測器溫度為320 ℃。

天然氣共生原油與儲層瀝青的色譜-質譜分析采用HP 6890 II型氣相色譜與Quattro II 質譜聯(lián)用儀。色譜柱為HP-PONA 毛細色譜柱 (30 m×0.25 mm×25 μm), 載氣為氦氣。色譜升溫程序為初始溫度50 ℃,恒溫2 min, 然后分別以2 ℃/min的升溫速率程序升溫至100 ℃, 3 ℃/min的升溫速率程序升溫至310 ℃,恒溫15 min。

3 結果與討論

3.1 淺層氣組分

天然氣中甲烷、乙烷、丙烷、丁烷的含量可以用來反映天然氣的源巖類型和成熟度[21]。如表1所示, 烴類氣體是研究區(qū)淺層天然氣的主要成分, 分布在87.3%～98.7%之間, 大部分大于90%。其中, 甲烷又是烴類氣體的主要成分, 也含有一定量的重烴。除陸梁地區(qū)外, 其各烴類組分(甲烷到戊烷)含量總體表現(xiàn)為隨碳數(shù)增加而減小的趨勢。天然氣干燥系數(shù)(C1/C1–5)大于0.92, 且一半以上大于0.95, 為干氣(表1)?？傮w除陸梁地區(qū)外, 研究區(qū)天然氣干氣和濕氣共存, 反映為成熟-高成熟演化階段的產物[21]。

陸梁地區(qū)天然氣干燥系數(shù)除陸 113井外, 可以高達 1.00, 可能反映了生物作用的影響, 這是因為原油在厭氧細菌作用下, 通過降解作用生成的產物主要是甲烷, 其含量一般在95%以上。此外, 細菌在降解原油過程中, 使原油密度增加, 黏度加大, 降低了原油的氣/油比, 導致部分溶解氣逸出并混入到原油降解氣中, 所以原油降解氣組分除甲烷外還含有少量的乙烷及乙烷以上的重烴, 重烴含量主要為0.5%～5%, 通常小于 1%[22]。

如表1所示, 研究區(qū)淺層天然氣還具有較高的氮氣含量, 分布在 1.13%～11.58%之間, 平均 5.56%。天然氣中的有機成因氮一般不超過 5%, 這緣于生烴母質固有的低N/C原子比, 富氮氣體中的氮可能主要來自大氣, 通過地面水下潛攜帶到地下, 然后以過飽和方式脫出從而達到一定程度富集, 因此研究區(qū)淺層天然氣中較高的氮含量可能反映了淺層油氣保存條件相對較差, 存在著大氣水的滲入或與大氣溝通[23]。

表1 準噶爾盆地腹部淺層天然氣組分與碳同位素數(shù)據(jù)Table1 Chemical and carbon isotopic compositions of shallow-buried natural gases in the central Junggar Basin

3.2 淺層氣碳同位素組成

天然氣碳同位素組成對其成因、母質類型、成熟度等具有重要指示意義[24–28]。在烴源巖有機質演化的不同階段, 形成天然氣的 δ13C1值通常具有特定的分布范圍, 并通常隨成熟度的增加而增加[4,29,30], 煤型氣和油型氣具有各不相同的 δ13C1-Ro相關關系[4,29]。根據(jù)國內使用較多的戴金星[4]公式, 計算得出了研究區(qū)煤型氣和油型氣的成熟演化階段(圖 2a)。從δ13C1值看, 除陸梁地區(qū)和泉1井1593～1596.5 m天然氣的δ13C1值分布在–54.83‰～ –46.01‰范圍內, 比較獨特外, 其他天然氣的 δ13C1值總體分布在–29.45‰～–41.79‰之間, 基本處于成熟-高成熟演化階段。而陸梁地區(qū)和泉1井異常偏負的天然氣δ13C1值可能反映了生物作用的影響, 微生物對石油烴的作用會優(yōu)先消耗12C, 由此造成所產天然氣具有異常輕的δ13C1值[22]。此外, 白家海地區(qū)淺層天然氣甲烷碳同位素值較重(–30.15‰～ –29.45‰), 為該地區(qū)成熟度最高的天然氣。

圖2 準噶爾盆地腹部淺層天然氣δ13C2與δ13C1(a)和C1/C2+3與δ13C1 (b)關系圖(圖版據(jù)文獻[4])Fig.2 Cross plot of δ13C2-δ13C1 (a) and C1/C2+3-δ13C1 (b) of shallow-buried natural gases in the central Junggar Basin(The criteria for distinguishing the origin of natural gases come from reference [4])

與天然氣的δ13C1值相比, δ13C2值受成熟度影響較小, 更能反映天然氣生源特征[5]。源于腐殖型母質的煤成氣, 富集重碳同位素而使得 δ13C2值偏大, 相比而言, 油型氣源于腐泥型母質, 其 δ13C2值偏小,因而, δ13C2值可用于氣源巖母質類型的判識。然而,對于煤型氣與油型氣δ13C2值的界限, 目前的觀點不甚統(tǒng)一和嚴格, 如王世謙[31]認為當 δ13C2值大于–29.0‰時為煤型氣, 而戴金星等[5]在綜合研究了我國烷烴氣碳同位素組成后指出, δ13C2值大于–27.5‰的是煤型氣, 小于–29.0‰的則為油型氣。據(jù)此, 本次工作取 δ13C2值大于–27.5‰的為煤型氣, 小于–29.0‰的為油型氣, 介于–29.0‰和–27.5‰之間的為混合型(圖2a)。如圖2a所示, 從δ13C2值看, 研究區(qū)的淺層天然氣類型以煤型氣為主, 僅在滴西地區(qū)見少量油型氣和混合型的天然氣。

C1/C2+3與 δ13C1值相關關系也可以區(qū)分天然氣類型[4,32], 其同樣反映研究區(qū)淺層天然氣以煤型氣為主(圖2b)。此外, 還發(fā)現(xiàn)了一種具有一定特殊性的天然氣類型, 即陸梁地區(qū)的天然氣, 位于圖2b中的X 區(qū), 其具體成因(原油次生降解氣)將在后文結合其他地質地球化學證據(jù)進行綜合分析。

對于天然氣的系列組分碳同位素, 如圖3所示,研究區(qū)淺層天然氣的 C1～C3同位素組成總體上表現(xiàn)出 δ13C1＜ δ13C2＜ δ13C3的正碳同位素系列特征, 然而C3和C4之間卻普遍存在著倒轉現(xiàn)象, 14個天然氣樣品中有10個存在倒轉(表1)。其中, 陸梁地區(qū)倒轉明顯(圖4a), 相對而言, 其他地區(qū)比較輕微。理論上,碳同位素值倒轉的原因主要有4種: (1) 有機烷烴氣和無機烷烴氣混合; (2) 煤成氣和油型氣混合; (3) 同型不同源氣或同源不同期次氣混合; (4) 天然氣的某一或某些組分被細菌氧化[33]。結合區(qū)域地質背景, 準噶爾盆地目前還沒有發(fā)現(xiàn)無機成因的烷烴氣, 天然氣成因類型以煤型氣為主。因此, 陸梁地區(qū)天然氣C4倒轉可能是微生物作用的影響, 而其他地區(qū)天然氣C4倒轉可能是不同成熟度天然氣混合的結果。

3.3 淺層氣輕烴組成

輕烴是天然氣和原油的重要組成部分, 一般是指分子數(shù)為 C5～C10的烷烴化合物, 其組成特征可用來進行天然氣類型、成熟度、氣源對比等方面的研究[34–37]。本次工作檢出的主要是常規(guī)的C5～C7部分,輕烴主要參數(shù)見表2。

輕烴組成中的庚烷值和異庚烷值是衡量有機質熱演化程度的重要指標[38]。根據(jù)這兩個指標, 研究區(qū)淺層天然氣的成熟度為低成熟-成熟(圖 4a), 有所低于碳同位素數(shù)據(jù)所反映的成熟度, 反映可能受到了次生作用影響[39]。但從成熟度的相對關系來看,與碳同位素數(shù)據(jù)反映的特征類似, 即從高到低依次為白家海、滴西、滴北地區(qū)。

圖3 準噶爾盆地腹部淺層天然氣碳同位素系列分布圖Fig.3 Plots of δ13C values of individual C1-C4 n-alkanes against carbon number for shallow-buried natural gases from the central Junggar Basin

表2 準噶爾盆地腹部淺層天然氣主要輕烴參數(shù)Table 2 Representative light hydrocarbon parameters of shallow-buried natural gases in the central Junggar Basin

圖4 準噶爾盆地腹部淺層天然氣庚烷值與異庚烷值相關關系圖(a)(圖版據(jù)文獻[34])及正庚烷(nC7)、甲基環(huán)己烷(MCH)、二甲基環(huán)戊烷(∑DMCP)三角圖(b)Fig.4 Cross plot of heptane vs. isoheptane indexes (a) and ternary plot of C7-series compounds in light hydrocarbons (b) of shallow-buried natural gases in the central Junggar Basin (The criteria for distinguishing the origin of natural gases come from reference [34])

輕烴中的 C7系列化合物可以用來區(qū)分天然氣的母質類型, 如煤型氣和油型氣[6], 其中, 甲基環(huán)己烷主要來自高等植物木質素、纖維素、糖類等, 熱力學性質相對穩(wěn)定, 是反映陸源母質類型的良好參數(shù), 因此相對較高豐度的甲基環(huán)己烷是煤型氣的標識; 相比而言, 二甲基環(huán)戊烷主要來自水生生物的類脂化合物, 受成熟度影響, 較高豐度的二甲基環(huán)戊烷指示油型氣; 而正庚烷主要來自藻類和細菌,對成熟作用比較靈敏, 是良好的成熟度指標。在研究區(qū)淺層天然氣的輕烴 C7系列中(圖 4b), 二甲基環(huán)戊烷相對含量分布在 12.7%～56.0%之間, 平均23.3%; 甲基環(huán)己烷相對含量分布在40.4%～65.5%之間, 平均 53.8%; 正庚烷相對含量分布在 3.6%～42.8%之間, 平均22.9%。如圖4b所示, 除滴西地區(qū)的部分樣品外, 其他天然氣樣品的甲基環(huán)己烷相對含量都大于 50%。因而滴北和白家海地區(qū)天然氣為煤型氣, 而滴西地區(qū)天然氣兼有煤型氣和油型氣的特點。這與通過同位素分析獲得的認識是一致的。

此外, 選用一些沸點接近的輕烴化合物比值進行指紋對比可以確定天然氣之間的親緣關系[40], 這在準噶爾盆地過去的工作中已得到較好應用[41]。在研究區(qū), 陸梁地區(qū)淺層天然氣因組分偏干, 重烴部分出峰不全, 沒有較好的輕烴分析數(shù)據(jù), 因而未做圖, 其他地區(qū)的結果見圖5。總體而言, 滴北和白家海地區(qū)輕烴指紋比較單一, 反映這兩個地區(qū)天然氣來源較為單一(煤型氣) (圖5a和5c)。而滴西地區(qū)輕烴指紋比較復雜, 可能有多種成因天然氣的混合(煤型氣和油型氣) (圖5b)。這與前述通過分析碳同位素組成和輕烴C7系列化合物組成獲得的認識一致。

圖5 準噶爾盆地腹部淺層天然氣輕烴指紋特征Fig.5 Light hydrocarbon fingerprint of shallow-buried natural gases in the central Junggar Basin

3.4 淺層天然氣成因分析

綜合以上天然氣的組成、碳同位素值、輕烴等特征, 可見從不同角度獲得的地質地球化學認識相互印證、補充, 均指示各地區(qū)淺層天然氣成因差異明顯。

3.4.1 陸梁地區(qū)

陸梁地區(qū)淺層天然氣的最大特點是組分干(C1/C1–5最高達 0.999), 多為干氣, 有著較輕的甲烷碳同位素值(–55‰～ –45‰), 在戴金星的天然氣δ13C1與 C1/C2-3相關圖中, 位于未知成因的 X區(qū)(圖2b)。根據(jù)國內外已有天然氣報道數(shù)據(jù), 可能為原油生物降解氣[22,42]。典型原油生物降解氣在組分上一般為干氣, 含有少量濕氣和 N2等非烴氣體組分; 在碳同位素組成上, 甲烷碳同位素值一般小于–45‰。此外, 有意義的是, 這類天然氣普遍與生物降解原油伴生, 原油密度普遍大于 0.87 g/cm3, 并檢出有25-降藿烷(圖6a)。此外, 從縱向上看, 埋深越淺, 原油生物降解作用越強烈, 天然氣干燥系數(shù)越大(表1),進一步說明天然氣成因可能為原油次生降解, 降解程度越深, 產生的甲烷氣含量越高, 天然氣干燥系數(shù)越大。至于其原油來源, 鑒于陸梁地區(qū)有分別來自二疊系風城組和下烏爾禾組的原油, 因而陸梁的原油生物降解氣可以是來源于風城組和(或)下烏爾禾組原油的降解。結合天然氣乙烷碳同位素特征(以煤型氣為主), 所以天然氣主要來自下烏爾禾組腐殖型母質所生原油的生物降解。

3.4.2 滴北地區(qū)

滴北地區(qū)淺層天然氣的干燥系數(shù)分布在 0.94～0.97范圍內, 甲烷碳同位素值為–48.40‰～ –34.77‰,乙烷碳同位素值為–24.54‰～ –23.72‰, 表現(xiàn)為典型成熟煤型氣的特征; 其輕烴特征也反映為成熟煤型氣(圖5a); 干燥系數(shù)、碳同位素特征與輕烴特征相互一致。此外, 與天然氣共生凝析油的碳同位素值為–25.21‰, 在其m/z 191色譜-質譜圖上, 三環(huán)萜烷豐度特別低(圖 6b), 根據(jù)前人建立的油源對比標準[43],反映為石炭系烴源巖來源特征。研究表明, 石炭系烴源巖主要分布在陸東-五彩灣地區(qū), 以Ⅲ型干酪根為主, 目前處于成熟-過成熟階段[18]。因而, 該天然氣很可能主要來自其南側滴水泉凹陷的石炭系。

此外, 泉1井1593～1596.5 m天然氣的甲烷碳同位素為–48.40‰, 明顯低于該區(qū)其他天然氣(–35.81‰～–34.77‰), 而乙烷到丁烷碳同位素數(shù)據(jù)與該地區(qū)其他天然氣相近(圖 3a)。也就是說該同位素異常僅見于甲烷, 其原因, 如同前述對陸梁地區(qū)淺層天然氣成因的分析, 也很可能是受生物作用的影響[44]。

3.4.3 滴西地區(qū)

滴西地區(qū)淺層天然氣干燥系數(shù)分布在0.91～0.97范圍內, 甲烷碳同位素值分布在–41.79‰～ –30.22‰之間, 乙烷碳同位素值分布在–30.67‰～ –22.20‰之間, 典型特征表現(xiàn)出同位素值變化范圍大, 根據(jù)已有判識標準, 兼有煤型氣和油型氣的特點, 并以煤型氣成因為主, 成熟度為成熟-高成熟。對與天然氣共生凝析油的生物標志物進行了分析, 發(fā)現(xiàn)其特征可劃分出兩類: 一類以滴西9井為代表, 其與泉1井相似, 表現(xiàn)為低三環(huán)萜烷豐度特征, 反映為石炭系烴源巖來源(圖6b和6c); 還有一類見于滴西12井和滴西15井, 其三環(huán)萜烷豐度略低于藿烷豐度, 三環(huán)萜烷C20、C21、C23為上升型或山峰型, 根據(jù)前人建立的油源對比標準[14], 為二疊系烴源巖來源的特征(圖6d和6e)。因而與凝析油生物標志物特征相對應,該區(qū)淺層天然氣存在著石炭系與二疊系來源混合的特點[45]。該區(qū)發(fā)育有原地石炭系烴源巖, 以Ⅲ型干酪根為主, 目前處于高成熟演化階段[18], 為其石炭系來源天然氣源區(qū)。而其南側的東道海子凹陷發(fā)育有二疊系烴源巖[14], 為其二疊系來源天然氣源區(qū)。

3.4.4 白家海地區(qū)

白家海地區(qū) 2個淺層天然氣的干燥系數(shù)均為0.97, 甲烷碳同位素分布在–30.15‰～ –29.45‰之間,乙烷碳同位素分布在–25.83‰～ –25.81‰之間, 總體表現(xiàn)出高成熟-過成熟煤型氣的特征。前人認為該區(qū)天然氣來自二疊系和石炭系烴源巖[46]。本研究進一步推斷其主要來源于二疊系, 證據(jù)有二: 一是天然氣的乙烷碳同位素值要低于典型的石炭系天然氣(如滴北地區(qū)泉1井); 二是根據(jù)對彩501井淺層儲層瀝青抽提物的分析, 其甾烷 C2920S/(20S+20R)和C29ββ/(ββ+αα)值 分 別 分 布 在 0.49～0.52 之 間 和0.57～0.60之間, 反映其具有較高的成熟度, 因而,其可能與彩501井淺層天然氣為同一來源。如圖6f所示, 根據(jù)前人建立的油源對比標準[14], 彩 501井淺層儲層瀝青抽提物表現(xiàn)為典型的二疊系來源特征(圖6a、6d和 6e), 與石炭系來源差異較大(圖 6b和6c)。因而, 白家海地區(qū)天然氣很可能為二疊系來源高成熟煤型氣, 其西北側的東道海子凹陷為其天然氣源區(qū)。

3.5 勘探前景

從以上分析可見, 準噶爾盆地腹部淺層天然氣成因大致包括兩類: 次生生物氣(原油生物降解氣)和熱成因氣(煤型氣和油型氣), 因而具有多種成因。對于原油生物降解氣, 原油的生物降解是其基礎[47–48],而準噶爾盆地, 特別是西北緣地區(qū)目前發(fā)現(xiàn)有較多的生物降解成因中質油和稠油[49], 因而原油生物降解氣是生物降解油區(qū)是一個值得注意的勘探方向[2]。然而, 準噶爾盆地目前卻較少見原油生物降解氣成藏[2], 這可能是受保存條件限制。比如前述對天然氣組分中氮氣含量的分析, 就說明保存條件不太好,但在今后的勘探中, 原油次生生物降解氣值得加以注意。

另外, 對于滴北、滴西和白家海地區(qū)的淺層天然氣, 目前已發(fā)現(xiàn)有天然氣層, 可見雖然其成藏層位(侏羅系/白堊系)遠離氣源巖層位(石炭系和(或)二疊系), 但天然氣已經(jīng)運移到淺層。然而, 這類天然氣層數(shù)量較少, 規(guī)模不大, 因此天然氣的充注強度和保存條件是需要重點考慮的因素, 也即是說, 這類天然氣的氣源和圈閉(保存)條件是影響成藏的主要因素。

4 結 論

(1) 準噶爾盆地腹部淺層天然氣主要分布在陸梁、滴西、滴北和白家海地區(qū)。天然氣組分總體較干, 干燥系數(shù)大于 0.90, 且干氣超過一半, 結合同位素和輕烴地球化學組成特征, 認為淺層氣以成熟-高成熟煤型氣為主。

(2) 淺層天然氣具有多種成因, 陸梁地區(qū)為原油生物降解氣, 滴西地區(qū)以石炭系來源煤型氣為主,兼有二疊系來源煤型氣和油型氣, 滴北地區(qū)為石炭系來源煤型氣, 白家海地區(qū)為二疊系來源煤型氣。

(3) 多種成因天然氣的發(fā)現(xiàn)揭示了研究區(qū)淺層天然氣成藏的復雜性, 需在下一步的勘探中給予充分重視。不同成因類型天然氣具有不同的成藏主控因素, 對于原油次生生物降解氣, 需要重點考慮保存條件; 相比較而言, 對于熱成因氣, 除保存條件外, 還要關注氣源和圈閉條件。

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