ABSTRACT

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.

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

银额盆地哈日凹陷哈参1井天然气地球化学 特征及气源对比

陈治军，赵春晨，王小多，刘护创

陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西 西安

作者简介：陈治军(1980-)，男，硕士，高级工程师，主要从事石油地质方面的研究工作。

收稿日期：2016年12月18日；录用日期：2017年4月28日；发布日期：2017年12月15日

摘 要

哈日凹陷哈参1井巴音戈壁组试气获得突破对银额盆地意义重大，预示着盆地中部具有一定的油气勘探潜力。但天然气是来自于中生界还是古生界存在争议，气源的不确定性严重影响了对气藏的认识，制约了对油气藏的预测和勘探方向的选择。主要开展哈参1井天然气地球化学特征和气源对比研究，结果表明：哈参1井巴音戈壁组天然气干燥系数为0.81~0.86，属于湿气，成因类型为油型气，热演化程度为高成熟天然气。碳同位素和生物标志化合物对比结果表明，哈参1井巴音戈壁组天然气伴生凝析油特征与巴音戈壁组烃源岩相似程度高，气藏的气源岩推测为巴音戈壁组烃源岩。虽然凝析油的甾烷特征与二叠系露头烃源岩有着相似性，但其他生物标志化合物特征表现出明显的差别，且二叠系未钻遇有效烃源岩，其气源贡献还有待于进一步研究。

关键词 :气源对比，地球化学特征，天然气，哈参1井，哈日凹陷，银额盆地

Copyright © 2017 by authors, Yangtze University and Hans Publishers Inc.

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1. 引言

银额盆地是在前寒武纪结晶地块和古生代褶皱基底基础上发育起来的中新生代沉积盆地 [1] ，中、新生界有效沉积岩面积约10.4 × 10⁴ km² [2] ，是中国西北地区一个大型沉积盆地。盆地整体勘探程度较低，东部查干凹陷勘探程度高、勘探效果好 [3] [4] ，下白垩统发现三千多万吨石油储量；盆地西部的天草凹陷、路井凹陷下白垩统巴音戈壁组也有零星的油气发现 [5] ；然而盆地中部的油气勘探一直未能取得突破。近期，哈日凹陷哈参1井巴音戈壁组试气获得了日产9 × 10⁴ m³的工业气流，预示着盆地中部具有一定的油气勘探潜力。但天然气是来自于中生界还是古生界存在着很大的争议，气源的不确定性严重影响了对气藏的认识，制约了对油气藏的预测和勘探方向的选择。笔者通过对哈参1井天然气地球化学特征研究和气源对比分析，以期为进一步认识该气藏特征和油气资源潜力预测提供依据。

2. 烃源岩概况

哈日凹陷位于银额盆地北部，是苏红图坳陷西部的一个次级构造单元，近南北向展布，面积约为1500 km² (图1)。潜在烃源岩主要分布在下白垩统的巴音戈壁组(K₁b)、苏红图组(K₁s)和银根组(K₁y)，岩性主要为半深湖–深湖相白云质泥岩、灰质泥岩、泥页岩等。卢进才 [6] 、陈践发 [7] 等通过对露头烃源岩的研究认为，银额盆地石炭系(C)–二叠系(P)发育了浅海陆棚相为主的多套烃源岩，这些烃源岩厚度较大，有机碳质量分数(w(TOC))中等–好，干酪根类型以II型为主，热演化程度处于成熟–高成熟阶段。哈日凹陷钻井揭穿的石炭系–二叠系地层较少，未发现有效烃源岩，且底部地层岩石见轻微变质，石炭系–二叠系烃源岩存在与否、变质程度等均需要钻井资料的进一步证实。

图1. 银额盆地哈日凹陷构造位置图

对取自哈参1井的烃源岩样品开展分析测试，哈日凹陷烃源岩特征如下。

K₁y烃源岩w (TOC)平均值为5.12%，生烃潜量(w (S₁ + S₂))平均为33.76 mg/g，氯仿沥青“A”质量分数(w (“A”))平均为0.328%。有机质类型为I~II₁型。镜质组反射率(R_o)平均值为0.62%，最大热解峰温(T_max)平均值为 433 ℃ ，甾烷成熟度指标C₂₉αββ/(ααα + αββ)平均值为0.02，C₂₉20S/20 (S + R)平均值为0.13。K₁y烃源岩评价为有机质丰度极高、腐泥型、低成熟–成熟烃源岩。

K₁s烃源岩w(TOC)平均值为1.07%，w (S₁ + S₂)平均值为5.57 mg/g，w (“A”)平均值为0.052%。有机质类型为II₁~II₂型。R_o平均值为0.76%，T_max平均值为 440 ℃ ，C₂₉αββ/(ααα + αββ)平均值为0.24，C₂₉20S/20 (S + R)平均值为0.32。烃源岩为有机质丰度中等、混合型、成熟烃源岩。

K₁b烃源岩w (TOC)平均值为0.66%，w (S₁ + S₂)平均值为0.24 mg/g，w (“A”)平均值为0.006%。有机质类型为II₁~II₂型。R_o平均值为2.00%，T_max平均值为 492 ℃ ，C₂₉αββ/(ααα + αββ)平均值为0.51，C₂₉20S/20 (S + R)平均值为0.36。烃源岩为有机质丰度较低、混合型、高成熟烃源岩。

3. 天然气地球化学特征

3.1. 化学组分

测试分析的7个天然气样品中，烃类气体占92.38%~98.43%，其中甲烷体积分数为74.44%~84.16%，C₂⁺以上重烃体积分数平均值为16.85%，干燥系数(C₁/C_1-5)为0.81~0.86，属于湿气(表1，图2)。甲烷含量可以反映天然气成熟度，成熟度越高，天然气甲烷含量越高，重烃含量越低 [8] [9] 。哈参1井巴音戈壁组天然气甲烷含量中等，指示着天然气成熟度不是很高。非烃气体含量较低，主要为N₂和CO₂，总体积分数为1.57%~7.62%，平均为6.01%。N₂体积分数介于1.57%~6.18%之间，平均为4.84%；CO₂体积分数介于0%~0.82%之间，平均为0.26%；7个样品中只有1个样品检测出H₂S，体积分数为0.35%。按照石油天然气行业标准 [10] ，天然气为低含N₂、低含CO₂、微含硫–中含硫气藏(表1，图2)。

图2. 哈参1井天然气化学组分折线图

表1. 哈参1井天然气化学组分及参数

3.2. 天然气碳同位素组成

测试分析的5个天然气样品甲烷碳同位素值变化不大，为−38.76‰~−38.73‰，平均−38.75‰。乙烷碳同位素值为−27.12‰~−26.90‰，平均－27.04‰。丙烷碳同位素值为−35.92‰~−25.09‰，平均−27.59‰。除1个样品外，其余样品呈现常规天然气δ¹³C₁ < δ¹³C₂ < δ¹³C₃的特征(表2)。CO₂具有多种成因和来源，有碳酸盐岩分解的无机成因，也有干酪跟热降解、有机酸脱羧、有机质氧化或水解等有机成因。因此，CO₂碳同位素一般变化范围较大 [9] 。哈参1井CO₂碳同位素较重，平均为−10.12‰。

表2. 哈参1井天然气碳同位素数据表

3.3. 天然气成因类型

天然气中烷烃气的组分和烷烃气碳同位素值是判别天然气成因类型的重要依据，油型气甲烷碳同位素值一般在−55‰~−30‰之间，甲苯/苯小于1；煤成气甲烷碳同位素值一般在−43‰~−10‰之间，甲苯/苯大于1 [11] [12] [13] [14] [15] 。哈参1井天然气δ¹³C₁平均值为－38.75‰，甲苯/苯为0.93，倾向于油型气。在图3天然气鉴别图版中，除了样品15HC1-1由于δ¹³C₃值较轻而落在混合气区外，其余4个天然气样品基本落在油型气区，综合判定天然气为油型气。“Bernard”天然气分类图版 [9] [11] 表明(图4)，天然气为热成因气，推测为热降解气。

图3. 哈参1井δ¹³C₁-δ¹³C₂-δ¹³C₃天然气成因鉴别图(底图据文献 [11] [15] )

图4. 哈参1井天然气“Bernard”分类图版(底图据文献 [9] [11] )

3.4. 天然气成熟度

前人研究表明，随着热演化程度的增加，天然气碳同位素值变重，相邻碳数化合物的碳同位素差值变小，尤其是甲烷碳同位素值受热成熟作用的影响更大 [9] [16] 。国内外不少学者开展天然气甲烷碳同位素与气源岩R_o相关性研究，建立了δ¹³C₁-R_o的回归公式 [17] [18] 。依据Sthal、戴金星、沈平等 [18] 不同学者的研究成果，计算得出天然气R_o为1.55%~1.65%，平均为1.60% (表2)，属高成熟天然气。

轻烃组分中环烷烃的热稳定性低于链烷烃和芳香烃，它们对热演化的敏感性使之成为成熟度参数的主要选择对象 [19] 。依据Thompson的正庚烷指数和异庚烷指数成熟度判别标准 [20] ，哈参1井凝析油为高–过成熟凝析油(图5)。

图5. 哈参1井凝析油轻烃组分成熟度划分图(底图据文献 [20] )

4. 气源分析

由于天然气组分较轻，可检测的参数较少，而烃源岩轻烃组分缺失，使得天然气气源对比工作往往很难开展 [16] 。哈参1井K₁b天然气伴生有少量的凝析油，该次研究试图利用凝析油的碳同位素和生物标志化合物等开展气源对比研究。

4.1. 碳同位素特征及气源

干酪根碳同位素值主要受沉积环境、母质类型及碳同位素的分馏作用的影响，可用于气源对比研究中 [21] [22] 。哈参1井K₁y的9个烃源岩样品的δ¹³C为−29.9‰~−26.7‰，平均为−28.5‰。K₁s的6个烃源岩样品δ¹³C为−28.5‰~−20.4‰，平均为−23.8‰。K₁b的7个烃源岩样品δ¹³C为−28.5‰~−23.8‰，平均为－25.9‰。K₁b凝析油样品1个，δ¹³C为−25.8‰。K₁b凝析油与K₁b烃源岩δ¹³C值最为接近(图6)，指示着它们之间有着成因上的联系。

图6. 哈日凹陷不同层段烃源岩与凝析油δ¹³C对比图

4.2. 生物标志物及气源

生物标志化合物对油气生成的母质类型、成熟度及演化、油气运移等有很好的指示作用，广泛应用于油/气源对比研究中 [23] [24] 。

4.2.1. 藿烷类化合物

K₁y烃源岩藿烷类化合物表现为“高伽马蜡烷、低Ts和Tm、低C₂₉降藿烷”的特征(图7(a))。伽马蜡烷指数(伽马蜡烷/C₃₀藿烷)为0.40~0.54，平均为0.50，代表着沉积水体分层、强还原沉积环境。Ts和Tm含量极低，部分样品未检测出Ts，Ts/Tm平均为0.20，表明烃源岩成熟度低。C₂₉降藿烷含量较低，C₃₀莫烷含量中等。

K₁s烃源岩表现为“低伽马蜡烷、低Ts、较高Tm、高C₂₉降藿烷”的特征(图7(b))。伽马蜡烷指数为0.16~0.39，平均为0.24。Ts含量极低，但Tm含量较高，Ts/Tm平均为0.41，表明成熟度较银根组烃源岩高。C₂₉降藿烷含量较高，C₃₀莫烷含量也较高。

K₁b烃源岩表现为“低伽马蜡烷、中等Ts和Tm、高C₂₉降藿烷”的特征(图7(c))。伽马蜡烷指数为0.18~0.32，平均为0.22。Ts、Tm含量均较高，Ts/Tm平均为0.75，表明烃源岩成熟度较高。C₂₉降藿烷含量较高，C₃₀莫烷含量中等。

图7. 哈日凹陷不同层段烃源岩、凝析油m/z = 191和m/z = 217质量色谱图

P露头烃源岩表现为“低伽马蜡烷、中等Ts和Tm、中等C₂₉降藿烷、高C₃₂ 二升 藿烷”的特征(图7(d))。伽马蜡烷指数为0.23~0.27，平均为0.24。Ts、Tm含量均较高，Ts/Tm平均为0.79，表明烃源岩成熟度较高。C₂₉降藿烷含量中等，C₃₀莫烷含量低，C₃₂ 二升 藿烷含量较高，有别于别的层段的烃源岩。

凝析油藿烷类化合物表现为“低伽马蜡烷、中等Ts和Tm、高C₂₉降藿烷”的特征(图7(e))。伽马蜡烷指数为0.19。Ts、Tm含量均较高，Ts/Tm为0.96，表明生油母质成熟度较高。C₂₉降藿烷含量较高，C₃₀莫烷含量中等。从藿烷类化合物对比结果来看，K₁b凝析油与K₁b烃源岩特征最为相似，与其他层段的烃源岩特征有着明显的不同。

C₃₁~C ₃₅ 升 藿烷的分子生物标志物分布可以用来判断烃源岩的热演化程度，也能反映沉积环境，用于油/气源对比研究中 [25] 。哈日凹陷各层段烃源岩C₃₁~C ₃₅ 升 藿烷分布特征有着明显的差别(图8)：K₁y烃源岩表现为“小幅折线型”，C ₃₂ 升 藿烷含量高，与C ₃₁ 升 藿烷含量相当；K₁s烃源岩为“下凹型”，C ₃₁ 升 藿烷含量很高，C ₃₂ 升 藿烷含量很低；K₁b烃源岩表现为“均匀降低型”，C₃₁~C ₃₅ 升 藿烷含量依次减低；P的露头烃源岩为“大幅折线型”，C ₃₂ 升 藿烷和C ₃₅ 升 藿烷含量为零，C ₃₃ 升 藿烷和C ₃₄ 升 藿烷含量相对较高。哈参1井K₁b凝析油升藿烷分布特征为“均匀降低型”，与K₁b烃源岩具有相似性。

图8. 哈日凹陷不同层段烃源岩、凝析油升藿烷分布曲线

4.2.2. 甾烷类化合物

K₁y和K₁s烃源岩C₂₇、C₂₈和C₂₉规则甾烷分布特征呈现反“L”型，K₁b为“L”型，P露头烃源岩呈现不对称“V”字型，K₁b凝析油呈现“L”型(图7)。K₁b凝析油与K₁b烃源岩在甾烷分布特征上具有相似性，表现出成因上的联系。

C₂₇、C₂₈和C₂₉规则甾烷三角图(图9)和甾烷相对组成交会图(图10)均可看出，K₁b和P烃源岩特征相近，它们与K₁y、K₁s烃源岩特征明显不同，可以区分开来。哈参1井K₁b凝析油与K₁b、P烃源岩落在同一区域，特征较为相近。

K₁b和P烃源岩C₂₇、C₂₈和C₂₉甾烷特征相近，说明其古气候、古沉积环境较为相似，常规甾烷系列生物标志化合物差别非常小，需要通过特殊生物标志化合物才可能对其区分 [26] 。

图9. 哈日凹陷不同层段烃源岩、凝析油甾烷组成三角图

图10. 哈日凹陷不同层段烃源岩、凝析油甾烷相对组成交会图

无论是碳同位素特征，还是生物标志化合物特征，哈参1井K₁b天然气伴生凝析油都表现出与K₁b烃源岩较高的相似性，表明两者成因上的联系。虽然凝析油在甾烷特征上与P露头烃源岩有着相似性，但在其他生物标志化合物上有着明显的差别。同时，P未钻遇有效烃源岩，P烃源岩的气源贡献还有待于进一步研究。

5. 结论及认识

1) 哈参1井巴音戈壁组天然气干燥系数为0.81~0.86，属于湿气。按照无机成分划分，气藏为低含N₂、低含CO₂、微含硫–中含硫气藏。天然气成因类型为油型气，热演化程度方面属于高成熟天然气。

2) 碳同位素和生物标志化合物对比结果表明：哈参1井巴音戈壁组天然气伴生凝析油与巴音戈壁组烃源岩特征相似性程度较高，气藏的气源岩推测为巴音戈壁组烃源岩。虽然凝析油在甾烷特征上与二叠系露头烃源岩有着相似性，但在其他生物标志化合物上有着明显的差别，且二叠系未钻遇有效烃源岩，二叠系烃源岩的气源贡献还有待于进一步研究。

文章引用

陈治军,赵春晨,王小多,刘护创 . 银额盆地哈日凹陷哈参1井天然气地球化学特征及气源对比
Geochemical Characteristics and Origin of Natural Gas of Well Hacan 1 in Hari Sag, Yingen-Ejinaqi Basin[J]. 石油天然气学报, 2017, 39(06): 29-39. http://dx.doi.org/10.12677/JOGT.2017.396095

参考文献 (References)