多元天然氣成因判識新指標及圖版

李劍，李志生，王曉波，王東良，謝增業(yè)，李謹，王義鳳，韓中喜，馬成華，王志宏，崔會英，王蓉，郝愛勝

（1. 中國石油勘探開發(fā)研究院天然氣地質(zhì)研究所，河北廊坊 065007; 2. 中國石油天然氣集團公司天然氣成藏與開發(fā)重點實驗室，河北廊坊 065007；3. 中國石油勘探開發(fā)研究院科技文獻中心，北京100083）

多元天然氣成因判識新指標及圖版

李劍1,2，李志生1,2，王曉波1,2，王東良3，謝增業(yè)1,2，李謹1,2，王義鳳1,2，韓中喜1,2，馬成華1,2，王志宏1,2，崔會英1,2，王蓉1,2，郝愛勝1,2

（1. 中國石油勘探開發(fā)研究院天然氣地質(zhì)研究所，河北廊坊 065007; 2. 中國石油天然氣集團公司天然氣成藏與開發(fā)重點實驗室，河北廊坊 065007；3. 中國石油勘探開發(fā)研究院科技文獻中心，北京100083）

為解決深層—超深層和非常規(guī)領域天然氣勘探中面臨的高演化、多元天然氣成因和來源判識等關鍵性技術(shù)難題，通過實驗新技術(shù)以及地質(zhì)資料綜合分析，完善了多元天然氣成因判識方法體系。建立了腐泥型有機質(zhì)不同演化階段干酪根降解氣和原油裂解氣、聚集和分散型液態(tài)烴裂解氣，N2、CO2有機和無機成因，惰性氣體殼源和幔源成因，He、N2、CO2、天然氣汞含量判識煤成氣和油型氣等多元天然氣成因判識新指標及圖版。通過在主要含氣盆地的應用，明確了四川、塔里木和松遼盆地復雜氣藏天然氣成因和來源，有效支持四川盆地震旦系—寒武系古老碳酸鹽巖、塔里木盆地庫車坳陷深層、松遼盆地深層火山巖等領域的天然氣勘探。圖9表2參45

多元天然氣；成因判識；裂解氣；N2；CO2；惰性氣體；汞含量

0 引言

天然氣通常由甲烷、乙烷、丙烷、丁烷、C5—8輕烴、氮氣、二氧化碳以及稀有氣體等組分組成。由于組成簡單，可利用信息及指標相對較少，因此開展天然氣成因及來源研究是一項十分困難的工作。Galimov、Stahl、Welhan、戴金星、徐永昌、劉文匯等學者較早地開展了天然氣的有機和無機成因鑒別研究工作[1-6]，推動了天然氣成因鑒別的不斷發(fā)展。特別是“六五”以來，戴金星院士及其研究團隊在煤成氣和油型氣成因鑒別方面形成了天然氣組分、碳同位素組成、輕烴、生物標志物等4大類多項判識指標及圖版[4,7-11]，對指導天然氣成因鑒別和中國煤成氣勘探發(fā)揮了重要的支撐作用。

近年來，隨著天然氣勘探向深層—超深層、非常規(guī)領域的拓展，以及勘探難度的不斷增大、多種類型復雜氣藏如原油裂解氣（包括聚集和分散型液態(tài)烴裂解氣）及高含氮、高含二氧化碳氣藏的發(fā)現(xiàn)，現(xiàn)有的天然氣成因判識方法已無法解決腐泥型有機質(zhì)干酪根降解氣和原油裂解氣、聚集型液態(tài)烴裂解氣和分散型液態(tài)烴裂解氣、有機和無機成因氣判識等高演化、多元天然氣成因及來源等關鍵性技術(shù)難題。鑒于天然氣中可利用信息有限，因此將烴類氣體及其以外的He、N2、CO2、汞等組分信息充分利用顯得尤為重要。本文借助地球化學測試手段和新技術(shù)研發(fā)，建立了腐泥型有機質(zhì)不同演化階段干酪根降解氣和原油裂解氣、聚集和分散型液態(tài)烴裂解氣，N2、CO2有機和無機成因，惰性氣體殼源和幔源成因，He、N2、CO2、天然氣汞含量判識煤成氣和油型氣等多元天然氣成因判識新指標及圖版，探討了重點含氣盆地深層高演化、復雜氣藏天然氣成因判識和來源問題，并用于指導天然氣勘探。

1 原油裂解氣判識

1.1 腐泥型有機質(zhì)干酪根降解氣與原油裂解氣判識

深層、高演化、古老碳酸鹽巖大氣田天然氣來源比較復雜，既可能來源于干酪根的初次降解，也可能來源于原油的二次裂解。Prinzhofer等[12]、Behar等[13]基于Ⅱ型和Ⅲ型干酪根熱模擬實驗建立了干酪根初次降解氣和原油二次裂解氣的判識圖版，但實驗模擬的演化程度較低，不同升溫速率對參數(shù)的影響考慮不夠，不能有效判識高演化階段干酪根降解氣與原油裂解氣。為此，選取張家口地區(qū)新元古界青白口系下馬嶺組低成熟腐泥型頁巖（TOC=2.79%，Ro=0.52%），采用高溫高壓黃金管體系及高壓釜熱模擬實驗裝置，對源于該頁巖的原始干酪根、原油（原始干酪根在常規(guī)高壓釜模擬體系中加熱至生油高峰生成的液態(tài)烴）和殘余干酪根（去除液態(tài)烴后的殘余樣品）開展了生氣模擬實驗和模擬產(chǎn)物相關分析，在此基礎上新建了腐泥型有機質(zhì)不同演化階段干酪根降解氣和原油裂解氣ln(C1/C2)-ln(C2/C3)判識圖版（見圖1）。

圖1 腐泥型有機質(zhì)不同演化階段干酪根降解氣與原油裂解氣判識圖版

圖版中紅線代表原油裂解氣ln(C1/C2)與 ln(C2/C3)值隨成熟度演化的軌跡，藍線代表干酪根降解氣ln(C1/C2)與 ln(C2/C3)值隨成熟度演化的軌跡。原油裂解氣與干酪根降解氣的演化特征具有明顯差異：原油裂解氣的 ln(C2/C3)值早期快速增大、晚期基本穩(wěn)定；而干酪根降解氣的 ln(C2/C3)值總體呈現(xiàn)出近水平—快速增大—再次近于水平—再次增大的特征。上述差異可能與原油和干酪根的結(jié)構(gòu)、裂解或降解所需活化能及烴類氣體產(chǎn)率不同有關。

四川盆地高石梯—磨溪地區(qū)（簡稱高—磨地區(qū)）震旦系—寒武系天然氣的 ln(C1/C2)值為 6.35～7.85、ln(C2/C3)值為3.11～4.69，基本落入圖版中原油裂解氣Ro值大于2.5%的范圍，表明震旦系—寒武系天然氣主要為原油裂解氣（見圖 1、表 1）。這一認識與現(xiàn)今氣藏儲集層中發(fā)育豐富的古油藏原油裂解氣殘留的炭瀝青以及震旦系—寒武系天然氣輕烴組成表現(xiàn)為原油裂解氣特征的認識吻合[14-16]。川中三疊系須家河組天然氣樣品總體落入圖版中干酪根降解氣 Ro值為 1.0%～1.5%的范圍，表明川中須家河組天然氣為干酪根降解氣。此外，川東石炭系、塔里木盆地中深 1井寒武系以及和田河氣田和輪南氣田奧陶系天然氣樣品點總體均落入原油裂解氣Ro值為1.5%～2.5%的范圍，主要為原油裂解氣。

1.2 聚集和分散型液態(tài)烴裂解氣判識

原油裂解氣是含油氣盆地中重要的天然氣類型，既包括古油藏裂解形成的聚集型液態(tài)烴裂解氣，也包括滯留在烴源巖和運移通道中的分散液態(tài)烴裂解氣[17]。前人建立了甲基環(huán)己烷/正庚烷判識聚集和分散型液態(tài)烴裂解氣的指標[17]，但該指標以單一介質(zhì)（蒙脫石）條件下原油裂解實驗為基礎，尚需要進一步深化、完善。本文利用黃金管限定體系模擬實驗裝置，選取塔里木盆地輪南32井奧陶系海相原油樣品，開展了不同介質(zhì)（碳酸鈣、蒙脫石）、不同原油配比（80%原油+20%介質(zhì)、50%原油+50%介質(zhì)、30%原油+70%介質(zhì)、15%原油+85%介質(zhì)、5%原油+95%介質(zhì)、2%原油+98%介質(zhì)、1%原油+ 99%介質(zhì)）、不同溫度系列（370、385、400、415、430、445、460、475、490 ℃）的裂解模擬實驗，詳細研究了不同狀態(tài)、不同裂解程度下原油裂解氣的C6—7輕烴組成特征及差異（見圖 2）。不同介質(zhì)、不同混合比例的原油裂解模擬實驗表明，聚集狀態(tài)的原油（以原油比例大于等于 30%的樣品點為代表）裂解氣體產(chǎn)物輕烴組成中∑C6—7環(huán)烷烴/(nC6+nC7)和甲基環(huán)己烷/nC7兩項參數(shù)隨原油裂解程度增大（溫度增加）而增大（見圖 2a）；分散液態(tài)烴（以原油比例小于等于5%的樣品點為代表）裂解氣體產(chǎn)物中輕烴組成參數(shù)隨裂解程度增大（溫度增加）而減?。ㄒ妶D2b）。當裂解溫度在 450 ℃（相當于Ro=1.5%）左右輕烴組成上述兩項參數(shù)發(fā)生突變：碳酸鈣介質(zhì)下，聚集狀態(tài)的原油裂解氣體產(chǎn)物中輕烴組成參數(shù)由小于1變?yōu)榇笥?，并隨裂解溫度增加進一步增大；蒙脫石介質(zhì)下，分散液態(tài)烴裂解氣體產(chǎn)物中輕烴組成參數(shù)由大于 1變?yōu)樾∮?，并隨裂解溫度增加進一步減小。

表1 四川盆地高石梯—磨溪地區(qū)部分天然氣組分、輕烴地球化學參數(shù)數(shù)據(jù)表

造成突變的原因可能為：①聚集狀態(tài)的原油在熱解溫度小于450 ℃（Ro＜1.5%）時，高相對分子質(zhì)量的重烴開始裂解生成大量的 C6—14、C2—5、C1烴和瀝青[18]，在此階段生成的C6—7輕烴中正構(gòu)烷烴的產(chǎn)率相對大于環(huán)烷烴，導致兩項參數(shù)小于1；當溫度大于450 ℃時，原油繼續(xù)在更高溫度作用下進行大量裂解[19]，C6—14烴大量裂解為更短鏈的烴類氣體，正構(gòu)烷烴裂解速率相對快于環(huán)烷烴，因而導致兩項參數(shù)隨裂解溫度增加進一步增大。②分散液態(tài)烴在熱解溫度小于 450 ℃（Ro＜1.5%）時，黏土礦物的催化作用降低了烴類裂解反應的活化能[20]，烴源巖中分散液態(tài)烴裂解形成的C6—14烴提前裂解，且正構(gòu)烷烴裂解速率大于環(huán)烷烴，造成參數(shù)大于 1；隨著裂解溫度增加，受黏土礦物催化作用，環(huán)烷烴開環(huán)作用不斷增強，導致環(huán)烷烴相對含量低于正構(gòu)烷烴，造成參數(shù)小于 1。綜合上述模擬實驗研究結(jié)果，利用兩個參數(shù)建立了聚集和分散型液態(tài)烴裂解氣的輕烴判識指標和圖版（見圖3、表2）。

圖2 聚集和分散型液態(tài)烴裂解氣模擬實驗輕烴參數(shù)分布圖

圖3 高演化聚集和分散型液態(tài)烴裂解氣判識圖版

表2 聚集型和分散型液態(tài)烴裂解氣判識指標

通過對四川盆地高石梯—磨溪地區(qū)震旦系燈影組、寒武系龍王廟組以及威遠地區(qū)寒武系、奧陶系、志留系天然氣輕烴分析，可以看出∑C6—7環(huán)烷烴/(nC6+nC7)和甲基環(huán)己烷/nC7兩個參數(shù)普遍大于 1，最大值達到 4.55，數(shù)據(jù)全部落入高演化聚集型液態(tài)烴裂解氣區(qū)，證明該地區(qū)天然氣為聚集型液態(tài)烴裂解氣（見圖 3、表 2）。高石梯—磨溪古隆起高部位儲集層瀝青含量明顯較斜坡部位高，并與現(xiàn)今氣藏分布具有較好的一致性，表明了原油裂解氣具有就近聚集的特征，實現(xiàn)了高豐度聚集[21]。此外，塔里木盆地古城 6井、中深 1井寒武系天然氣樣品點落入高演化分散型液態(tài)烴裂解氣區(qū)，表明兩井寒武系天然氣主要為分散型液態(tài)烴裂解氣。

2 有機、無機成因氣判識

2.1 有機、無機成因氮氣判識

氮氣（N2）是天然氣中一種重要的非烴氣體。氣藏中氮氣的成因和來源具有多樣性，許多學者對天然氣中氮氣開展了大量研究[22-26]。由于不同類型氮的氮同位素（δ15N）分布范圍存在重疊，因而僅利用氮氣δ15N很難對天然氣中氮氣的成因和來源進行判識。惰性氣體的殼、幔源成因?qū)τ贜2有機、無機成因具有重要的間接指示作用。國內(nèi)外也有利用伴生惰性氣體確定幔源巖漿成因N2的報道，如美國加利福尼亞大峽谷中部分高氮天然氣中的氮屬巖漿來源[27]，中國一些溫泉氣中的氮源于巖漿[28]，廣東三水盆地天然氣中也有巖漿來源氮[23]。本次在綜合前人研究基礎上，選取R/Ra（R和Ra分別表示天然氣樣品和大氣的3He/4He值）與δ15N兩項關鍵參數(shù)，建立了 N2有機、無機成因的R/Ra-δ15N判識指標及圖版（見圖4）：①當R/Ra值小于等于 0.1，N2一般為殼源有機成因；②當 R/Ra值大于等于1.0且δ15N值約為-5.0‰～10.0‰時，N2一般為火山-幔源無機成因；③當 0.1＜R/Ra＜1.0 且 1.0‰＜δ15N＜4.0‰時，N2一般為殼源無機成因；④當 0.1＜R/Ra＜1.0且 δ15N值大于等于 4.0‰或 δ15N值小于等于 1.0‰，N2一般為殼源有機-無機混合成因；⑤當 R/Ra≈1且δ15N≈0，N2一般為大氣成因。

圖4 N2有機、無機成因的R/Ra-δ15N判識圖版（三水盆地天然氣樣品數(shù)據(jù)引自文獻[23]）

利用上述圖版對塔里木盆地天然氣中N2進行了判識應用：塔里木盆地天然氣中 He的 R/Ra值主要分布在0.01～0.10，為典型殼源成因，N2的δ15N值主要為-10.6‰～19.3‰，樣品點基本落入殼源有機成因區(qū)域（見圖4），表明天然氣中N2主要為殼源有機成因。此外，三水盆地2個天然氣樣品R/Ra值分布在3～4，N2的δ15N值分布在-2.6‰～7.5‰，樣品點落入火山-幔源無機成因區(qū)，表明天然氣中N2為火山-幔源無機成因；阿克莫木氣田天然氣中He的R/Ra值約在0.57～0.60，樣品點落入殼源有機-無機混合成因區(qū)，表明阿克莫木氣田天然氣中N2可能為殼源有機-無機混合成因。

2.2 有機、無機成因二氧化碳判識

二氧化碳（CO2）是天然氣中常見的非烴組分之一。利用二氧化碳組分含量和碳同位素指標是目前判識有機成因和無機成因CO2的最常用方法[4,8-9]。CO2含有C、O兩種元素，本文在大量的實驗研究基礎上探索嘗試利用兩種穩(wěn)定同位素指標來判識CO2成因。

前人研究表明，地質(zhì)體中氧同位素受蒸發(fā)-凝聚分餾、水-巖同位素交換、礦物晶格的化學鍵對氧同位素的選擇、生物化學作用（如植物光合作用）等影響，呈現(xiàn)出明顯的變化規(guī)律：大氣水的δ18O值變化范圍最大，為-55.0‰～10.0‰；大氣二氧化碳δ18O值最高，可達41.0‰；隕石中δ18O值主要分布在3.7‰～6.3‰；火成巖中 δ18O 值主要分布在 5.0‰～13.0‰；沉積巖δ18O 值變化范圍較大，為 10.0‰～36.0‰（其中砂巖δ18O值最低，為10.0‰～16.0‰；頁巖其次，為14.0‰～19.0‰；石灰?guī)r最高，為22.0‰～36.0‰）；變質(zhì)巖δ18O值變化范圍也較大，為6.0‰～25.0‰[29-33]。

利用CO2碳、氧同位素分析技術(shù)[34]，在對塔里木、四川、松遼盆地10多個氣田（或地區(qū)）50個天然氣樣品分析基礎上，發(fā)現(xiàn)利用δ18OCO2-δ13CCO2可以很好地劃分二氧化碳的有機、無機成因（見圖5）：①當δ18OCO2值為 5.0‰～15.0‰且 δ13CCO2值小于-10.0‰時，為有機成因；②當 δ18OCO2值為 0～10.0‰且 δ13CCO2值為-8.0‰～-4.0‰時，為幔源無機成因；③當 δ18OCO2值為 10.0‰～40.0‰且 δ13CCO2值為-4.0‰～4.0‰時，則屬來源于碳酸鹽巖熱解的無機成因。需要指出，碳酸鹽巖由于受水-巖同位素交換反應控制，同位素分餾強烈，通常具有較高氧同位素值，明顯高于高溫下受巖漿結(jié)晶分異順序控制的幔源成因火成巖中氧同位素值，同時也高于沉積巖中有機成因來源的氧同位素值。

圖5 CO2有機、無機成因碳氧同位素判識圖版（據(jù)文獻[34]，修改）

利用上述圖版對松遼、四川、塔里木盆地天然氣中 CO2成因進行了判識應用：松遼盆地長嶺、昌德、興城地區(qū)天然氣中 CO2主要為幔源無機成因，升平—宋站地區(qū)天然氣主要為有機成因；四川盆地龍崗、邛西、威遠氣田以及塔里木盆地輪南油氣田天然氣中CO2主要為碳酸鹽巖熱解來源的無機成因。

2.3 殼源、幔源成因惰性氣體判識

惰性氣體是研究地質(zhì)歷程的重要示蹤劑，在天然氣成因判識和氣源追索研究中具有廣泛的應用前景，特別在判斷幔源氣、無機氣方面具有獨特的優(yōu)勢[35-43]。目前國內(nèi)惰性氣體全組分含量和全系列同位素分析及應用研究較為薄弱。針對上述問題，開發(fā)形成了惰性氣體全組分含量及同位素分析技術(shù)[41,43]，豐富和發(fā)展了現(xiàn)有的天然氣成因判識和氣源對比技術(shù)體系，在此基礎上新建了考慮He、Ne、Xe等多種惰性氣體同位素的綜合判識指標及圖版（見圖6、圖7）：①當惰性氣體R/Ra＜1（3He/4He＜1.4×10-6）、20Ne/22Ne＜9.8 、129Xe/130Xe＜6.496，惰性氣體為殼源成因；②當惰性氣體R/Ra＞1（3He/4He＞1.4×10-6）、20Ne/22Ne＞9.8、129Xe/130Xe＞ 6.496，惰性氣體具有顯著幔源成因混入，為殼-幔混合成因。

圖6 塔里木和松遼盆地天然氣中惰性氣體He-R/Ra、3He/4He-20Ne/22Ne成因判識圖版（圖版據(jù)文獻[41,43]）

圖7 塔里木和松遼盆地天然氣中惰性氣體3He/4He-40Ar/36Ar、129Xe/130Xe-132Xe/130Xe成因判識圖版（圖版據(jù)文獻[41,43]）

利用上述圖版在塔里木和松遼盆地進行了判識應用。塔里木盆地克拉2、大北、迪那2氣田天然氣樣品R/Ra值總體分布在0.01～0.10（見圖6a），20Ne /22Ne值主要分布在 9.50～9.74（見圖 6b），40Ar/36Ar值主要分布在387～1 323，平均值約為675（見圖7a），129Xe/130Xe值主要分布在 6.301～6.452（見圖 7b），樣品點總體落入典型殼源成因區(qū)，因此，克拉2、大北、迪那2氣田惰性氣體為典型殼源成因。松遼盆地長深、徐深氣田天然氣樣品3He/4He值分布在 1.57×10-6～4.55×10-6、R/Ra＞1（見圖 6a），20Ne/22Ne 值分布在 9.88～10.01、20Ne相對大氣過剩（見圖 6b），40Ar/36Ar值分布在594～2 473、大于白堊系源巖生成天然氣的估算值 412～571（見圖 7a），129Xe/130Xe值相對大氣過剩（見圖7b），表明惰性氣體具有明顯的幔源混入特征。因此，長深、徐深氣田惰性氣體為具有顯著幔源混入的殼-?；旌铣梢颉?/p>

3 煤成氣、油型氣判識新指標

在煤成氣、油型氣判識方面，已經(jīng)形成烴類氣體、輕烴、生物標志物等多類型判識指標，目前鮮見利用He、N2、CO2判識煤成氣、油型氣的報道。He、N2、CO2作為天然氣的重要組成部分，與烴類之間關系十分密切，因此，優(yōu)選He、N2、CO2相關指標用以判識煤成氣和油型氣，對于豐富現(xiàn)有的煤成氣、油型氣鑒別指標體系具有重要意義。

3.1 He和N2聯(lián)合判識煤成氣、油型氣

煤成氣中N2含量主要分布在0～31.20%，主頻為0～4%；油型氣中N2含量主要分布在1.05%～57.10%，主頻為2%～20%；煤成氣中N2的δ15N值主要分布在-8.0‰～19.3‰，主頻為-8‰～12‰；油型氣中 N2的δ15N 值主要分布在-10.6‰～4.6‰，主頻為-10‰～4‰。煤成氣中 N2含量相對低、δ15N值相對較重，而油型氣中N2含量相對較高、δ15N值相對較輕，二者的差異主要是由于腐泥型母質(zhì)富氮、δ15N值偏輕，腐殖型母質(zhì)貧氮，δ15N值偏重及烴源巖熱演化差異造成。此外，烴源巖沉積環(huán)境的氧化還原條件和水體鹽度差異也是重要影響因素[44]。

利用煤成氣、油型氣中N2含量和δ15N值差異，結(jié)合 He同位素R/Ra值，建立了He和N2聯(lián)合判識煤成氣、油型氣的R/Ra-δ15N-N2判識指標及圖版（見圖4、圖8）。具體方法：首先利用R/Ra-δ15N圖版對N2進行有機、無機成因判識；確定N2為有機成因后，可以進一步利用 δ15N-N2圖版對與 N2伴生的烴類氣體進行煤成氣和油型氣判識。當天然氣中 He同位素 R/Ra＜0.1時（確保天然氣中與He、N2伴生的烴類氣體為殼源有機成因），具體判識指標如下：①由于高等植物來源的腐殖型母質(zhì)貧氮、δ15N 相對偏重， 因此，當N2含量小于等于9%、δ15N值大于等于 5.0‰，一般多為煤成氣；②由于低等浮游動植物來源的腐殖型母質(zhì)富氮、δ15N 相對偏輕，因此，當N2含量大于等于 9%、δ15N值小于等于 5.0‰，或 N2含量小于 9%、δ15N 值小于等于-5.0‰，一般多為油型氣；③N2含量小于等于9%、-5.0‰＜δ15N＜5.0‰，可能為煤成氣或油型氣或者二者混合氣，可根據(jù)烷烴δ13C進一步區(qū)分。

圖8 N2-δ15N判識煤成氣、油型氣圖版

利用該方法對塔里木盆地主要煤成氣、油型氣田進行了判識應用。塔里木盆地天然氣的3He/4He值基本在 10-8量級、R/Ra＜0.1，He為典型殼源成因，利用R/Ra-δ15N圖版（見圖4）可以將N2判識為殼源有機成因；然后利用δ15N-N2圖版（見圖8）進一步對與之伴生的烴類氣體進行煤成氣和油型氣判識：①塔中油氣田大部分、和田河氣田全部落入油型氣區(qū)，可以判識為油型氣；②迪那2、牙哈氣田完全落入煤成氣區(qū)，可以判識為煤成氣；③克拉2、大北、柯克亞、東河塘、輪南油氣田落入混合區(qū)域，進一步結(jié)合目前公認的烷烴δ13C的方法可以判斷東河塘、輪南油氣田天然氣為油型氣。

3.2 He和CO2聯(lián)合判識煤成氣、油型氣

煤成氣中CO2的δ13CCO2值總體相對較輕，主要分布在-26.4‰～-2.6‰；油型氣中CO2的δ13CCO2值總體相對較重，主要分布在-15.8‰～1.9‰。天然氣中CO2主要有有機成因、幔源無機成因、碳酸鹽巖熱解成因3種類型。煤成氣和油型氣中有機成因CO2的δ13CCO2值均小于-10.0‰，二者沒有太大差異；但由于油型氣中存在碳酸鹽巖熱解成因的無機成因 CO2，因而造成了煤成氣中 CO2的 δ13CCO2值總體相對較輕，油型氣中 CO2的 δ13CCO2值總體相對較重現(xiàn)象的存在。因此，可以利用二者上述差異開展煤成氣、油型氣判識。

根據(jù)煤成氣、油型氣中CO2的δ13CCO2值差異，結(jié)合He同位素R/Ra值，建立了He和CO2聯(lián)合判識煤成氣、油型氣的R/Ra-δ13CCO2判識指標及圖版（見圖9）。當天然氣中 He同位素 R/Ra＜0.1時（確保天然氣中與He、CO2伴生的烴類氣體為殼源有機成因）：①CO2的 δ13CCO2值小于等于-15.0‰，一般多為煤成氣；②δ13CCO2值大于等于-2.5‰，一般多為油型氣；③-15.0‰＜δ13CCO2＜-2.5‰，可能為油型氣或煤成氣或二者混合成因氣，可根據(jù)烷烴δ13C進一步判識區(qū)分。

利用該方法對部分煤成氣、油型氣氣田進行了判識應用：①克拉2氣田全部，迪那2和新場氣田部分樣品落入煤成氣區(qū)，可直接判識為煤成氣；②塔河油田奧陶系、塔中Ⅰ號油氣田部分樣品落入油型氣區(qū)域，可直接判識為油型氣；③塔中Ⅰ號、迪那2、新場氣田部分樣品落入中間區(qū)域，進一步結(jié)合目前公認的烷烴δ13C的方法可以判斷迪那 2、新場氣田天然氣為煤成氣。

圖9 He和CO2聯(lián)合判識煤成氣、油型氣的R/Ra-δ13CCO2判識圖

3.3 煤成氣、油型氣判識的天然氣汞含量指標再探究

天然氣汞含量是現(xiàn)有煤成氣和油型氣判識體系中的一項重要指標[4,7-8]。近年來隨著研究工作深入，發(fā)現(xiàn)天然氣汞含量作為煤成氣和油型氣判識指標的界限還有待進一步探究[45]。通過對中國陸上 8個主要含氣盆地近 500口天然氣井的煤成氣、油型氣汞含量檢測研究發(fā)現(xiàn)：煤成氣汞含量總體分布在 0～2 240 000 ng/m3，其中30%的樣品汞含量小于5 000 ng/m3，30%的樣品汞含量大于30 000 ng/m3，煤成氣汞含量算術(shù)平均值約 30 000 ng/m3；油型氣汞含量總體分布在 0～30 000 ng/m3，約85%樣品汞含量小于5 000 ng/m3，油型氣汞含量平均值約為3 000 ng/m3。因此：①當天然氣汞含量大于30 000 ng/m3時，一般為煤成氣；②當天然氣汞含量為10 000～30 000 ng/m3時，煤成氣的概率約為80%；③當天然氣汞含量為5 000～10 000 ng/m3時，煤成氣的概率約為67%；④當天然氣汞含量在0～5 000 ng/m3，油型氣的概率約為74%。

4 結(jié)論

完善了腐泥型有機質(zhì)不同演化階段干酪根降解氣和原油裂解氣的 ln(C1/C2)-ln(C2/C3)判識圖版，明確了四川盆地高石梯—磨溪地區(qū)震旦系—寒武系天然氣為原油裂解氣；新建了利用∑C6—7環(huán)烷烴/(nC6+nC7)和甲基環(huán)己烷/nC7判識聚集和分散型液態(tài)烴裂解氣的輕烴判識指標和圖版，進一步明確了高石梯—磨溪及威遠地區(qū)天然氣為聚集型液態(tài)烴裂解氣。

建立了N2有機無機成因的R/Ra-δ15N，CO2有機無機成因的 δ18OCO2-δ13CCO2，惰性氣體殼幔源成因的He-R/Ra、3He/4He-20Ne/22Ne、3He/4He-40Ar/36Ar、129Xe/130Xe-132Xe/130Xe判識指標及圖版，明確了塔里盆地天然氣中N2主要為有機成因，四川盆地龍崗、邛西、威遠氣田天然氣中 CO2主要為碳酸鹽巖熱解無機成因，塔里木盆地克拉2、大北、迪那2氣田惰性氣體為典型殼源成因，松遼盆地長深、徐深氣田惰性氣體為殼-?；旌铣梢?。

新建了He、N2、CO2聯(lián)合判識煤成氣和油型氣的R/Ra-δ15N-N2以及 R/Ra-δ13CCO2判識指標及圖版，重新探討了天然氣汞含量作為煤成氣、油型氣判識指標的界限值，豐富完善了現(xiàn)有的煤成氣、油型氣成因判識指標體系。

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（編輯 張朝軍）

New indexes and charts for genesis identification of multiple natural gases

LI Jian1,2, LI Zhisheng1,2, WANG Xiaobo1,2, WANG Dongliang3, XIE Zengye1,2, LI Jin1,2, WANG Yifeng1,2,HAN Zhongxi1,2, MA Chenghua1,2, WANG Zhihong1,2, CUI Huiying1,2, WANG Rong1,2, HAO Aisheng1,2
(1. Gas Geology Research Center of PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Langfang 065007,China; 2. Key Laboratory of Gas Reservoir Formation and Development, CNPC, Langfang 065007, China; 3. Information Center of PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Beijing 100083, China)

Identification of natural gas genesis and source for high-matured multiple natural gases is a great challenge in the exploration of deep-ultra deep and unconventional natural gases. In this paper, the genesis identification method system of multiple natural gases is enriched through new experimental techniques and comprehensive analysis of geological data. New indexes and charts of genesis identification for multiple natural gases were determined to distinguish the sapropelic kerogen degraded gas and crude oil cracking gas,accumulated and scattered liquid hydrocarbon cracking gas in different evolution stages, nitrogen, carbon dioxide of organic and inorganic origins, inert gases of crustal and mantled origins, coal-formed gas and oil-type gas by helium, nitrogen, carbon dioxide and mercury content in natural gas. These indexes and charts have been successfully applied in the Sichuan, Tarim and Songliao basins to identify the natural gas genesis and source for complicated gas reservoirs. The research results have provided effective support for the natural gas exploration in the Sinian-Cambrian ancient carbonate formations in the Sichuan Basin, deep formations in the Kuqa depression of the Tarim Basin, and deep volcanic formations in the Songliao Basin.

multiple natural gases; genesis identification; cracking gas; nitrogen; carbon dioxide; inert gas; mercury content

國家科技重大專項（2016ZX05007-003, 2011ZX05007-002）；中國石油天然氣股份有限公司重大專項（2016B-0601, 2014B-0608）

TE122.1

A

1000-0747(2017)04-0503-10

10.11698/PED.2017.04.03

李劍, 李志生, 王曉波, 等. 多元天然氣成因判識新指標及圖版[J]. 石油勘探與開發(fā), 2017, 44(4)： 503-512.

LI Jian, LI Zhisheng, WANG Xiaobo, et al. New indexes and charts for genesis identification of multiple natural gases[J].Petroleum Exploration and Development, 2017, 44(4)： 503-512.

李劍（1966-），男，河北懷安人，博士，中國石油勘探開發(fā)研究院教授級高級工程師，主要從事天然氣地球化學、成藏及資源評價等方面的研究。地址：河北省廊坊市萬莊44號信箱，中國石油勘探開發(fā)研究院天然氣地質(zhì)研究所，郵政編碼：065007。E-mail：lijian69@petrochina.com.cn

聯(lián)系作者簡介：王曉波（1982-），男，安徽舒城人，博士，中國石油勘探開發(fā)研究院工程師，從事天然氣地球化學、實驗技術(shù)開發(fā)等研究工作。地址：河北省廊坊市萬莊44號信箱，中國石油勘探開發(fā)研究院天然氣地質(zhì)研究所，郵政編碼：065007。E-mail：wangxb69@petrochina.com.cn

2016-07-08

2017-04-25