張 林，黃光輝，李 劍，李志生，向 龍，侯麗娟

（1.長江大學(xué) “油氣資源與勘探技術(shù)”教育部重點實驗室，湖北 荊州 4340231；2.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院，河北 廊坊 065007；3.中國石油天然氣成藏與開發(fā)重點實驗室，河北 廊坊 065007）

呼圖壁和霍爾果斯天然氣成因判識

張 林1，2，3，黃光輝1，李 劍2，3，李志生2，3，向 龍1，侯麗娟1

（1.長江大學(xué) “油氣資源與勘探技術(shù)”教育部重點實驗室，湖北 荊州 4340231；2.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院，河北 廊坊 065007；3.中國石油天然氣成藏與開發(fā)重點實驗室，河北 廊坊 065007）

呼圖壁和霍爾果斯油氣田位于我國準(zhǔn)格爾盆地南緣，其蘊含著豐富的油氣資源，是我國西部重要的油氣田，該區(qū)域天然氣在成因判識方面，特別是在干酪根裂解氣與原油裂解氣的判識方面仍存在爭議，針對該問題在大量基礎(chǔ)資料統(tǒng)計和實驗分析工作下，優(yōu)選了Ln（C1/C2）與Ln（C2/C3）、C1/C3和C2/C3、C2/iC4與C2/C3、δ13C3值和C2/C3、δ13C1值和δ13C2值等作為判識 干酪 根裂解氣和 原油裂解氣 的指標(biāo)，并對呼圖壁和霍爾果斯油氣田天然氣進(jìn)行了判識，認(rèn)為它們主要來源于侏羅系干酪根裂解氣。并通過原油裂解氣生氣動力學(xué)和同位素動力學(xué)模擬發(fā)現(xiàn)該區(qū)原油裂解氣轉(zhuǎn)化率很低，進(jìn)一步證明了兩個油氣田天然氣主要為干酪根裂解氣。

原油裂解氣；干酪根裂解氣；原油裂解氣生氣動力學(xué)；同位素動力學(xué)原油；裂解氣轉(zhuǎn)化率

呼圖壁和霍爾果斯油氣田位于我國西部準(zhǔn)格爾盆地南緣，是我國重要的油氣田，資源儲量豐富。該區(qū)域發(fā)育二疊系、三疊系、侏羅系、白堊系、第三系和第四系六套沉積地層，最大沉積巖厚度達(dá)萬米以上?？赡軣N源巖層系有二疊系、三疊系、侏羅系、白堊系和第三系五套，是準(zhǔn)噶爾盆地發(fā)育生油巖層系最多的地區(qū)。一部分學(xué)者認(rèn)為該區(qū)為來源于侏羅系干酪根裂解氣，而另一些人認(rèn)為是干酪根裂解氣和原油裂解氣的混合氣藏；到目前為止各油氣田原油的油源雖各有研究報告，均有不同的觀點，這說明這些油田的成因問題未解決。對成因認(rèn)識的不同，直接影響對該地區(qū)油氣資源潛力評價，進(jìn)而影響油氣勘探方向的選擇。所以，必須搞清楚呼圖壁和霍爾果斯油氣田天然氣成因。鑒于此，本文對呼圖壁和霍爾果斯油氣田進(jìn)行綜合分析，結(jié)合前人的研究，深入探討天然氣的成因判識等相關(guān)問題。

1 天然氣地球化學(xué)參數(shù)特征

1.1 烴類組分特征

呼圖壁氣田天然氣較干，甲烷含量平均為92.52%，呼圖壁氣田甲烷含量高于90%的占樣品總數(shù)87.4%，甲烷含量最低為89.56%，最高為94.02%，平均92.52%（表1）。呼圖壁氣田重?zé)N含量為4.46%～6.59%，絕大部分在5.0%左右，平均5.25%；樣品中乙烷含量為3.22%～4.99%，平均4.11%；丙烷含量較低，平均為0.68%。非烴含量在1.20%～2.56%，多數(shù)分布于1.1%～2.5%之間，平均2.14%?；魻柟箽馓锛淄楹孔罡卟怀^90%，含量平均為87.46%，其中甲烷含量在90%～95%的樣品僅占40.40%；甲烷含量低于80%的樣品也占到了17.17%；其余樣品甲烷含量為86.05%～89.77%。重?zé)N組分含量較高，平均9.94%，遠(yuǎn)高于呼圖壁氣田的5.25%，為濕氣特征，乙烷含量為5.15%～8.05%，平均6.48%。

1.2 碳同位素特征

呼圖壁、瑪河和霍爾果斯天然氣碳同位素特征表現(xiàn)為：甲烷同位素均小于－30‰，乙烷均小于－21‰，丙烷均小于－20‰（表2）。

表1 呼圖壁和霍爾果斯氣田部分天然氣樣品組分統(tǒng)計表

表2 準(zhǔn)噶爾南緣氣田部分天然氣組分的碳同位素數(shù)據(jù)

2 干酪根裂解氣和原油裂解氣判識

2.1 干酪根裂解氣和原油裂解氣組成變化特征

齊1井原油裂解氣Ln（C1/C2）變化較小，主要分布在0.7～1.4之間，而Ln（C2/C3）值變化較大，分布在－0.6～1.4之間（圖1），齊1井原油裂解氣的變化趨勢同 Prinzhofer等（1995）［1］和 Behar等（1992）［2］文獻(xiàn)資料的數(shù)據(jù)計算出的原油二次裂解Ln（C1/C2）和Ln（C2/C3）比值接近。牧7井侏羅系煤在開放體系下裂解氣的Ln（C1/C2）和Ln（C2/C3）值變化如圖1所示，Ln（C2/C3）值變化穩(wěn)定，主要分布在1.0～1.3之間，而Ln（C1/C2）變化較大，分布在1.0～2.3之間，同前人提出的干酪根一次裂解氣的組成變化相似。通過對煤的一次裂解氣和原油二次裂解氣的Ln（C1/C2）和Ln（C2/C3）值的對比可以看出，牧7井侏羅系煤裂解氣Ln（C1/C2）和Ln（C2/C3）值一般高于齊1井原油裂解氣。從實驗結(jié)果來看，利用這項指標(biāo)應(yīng)可以區(qū)分該區(qū)的天然氣類型。

圖1 齊1井原油和牧7井煤熱模擬裂解氣Ln（C1/C2）和Ln（C2/C3）值關(guān)系

2.2 原油與干酪根裂解氣C1/C2和C1/C3的變化

齊1井原油在封閉體系下和牧7井侏羅系煤在開放體系下裂解氣C1/C3值隨著溫度的增加，兩種裂解氣C1/C3值均具有不斷增加的特征。牧7井煤裂解氣C1/C3值在0～18之間，隨著溫度的增高，該項比值逐漸增加，一般大于4，齊1井原油裂解氣C1/C3值在0～4之間，牧7井煤裂解氣和齊古1井原油裂解氣存在很大的差異，牧7井煤裂解氣該比值均高于原油裂解氣。齊1井原油和牧7井侏羅系煤熱模擬裂解氣C1/C2值隨溫度的變化如圖2所示。隨著溫度的增加，兩種裂解氣C1/C2值均具有不斷增加的特征。牧7井煤裂解氣C1/C2值分布在1～8之間，但大部分都大于2.3，齊1井原油裂解氣C1/C2值分布在0～2.5之間，但主要分布在1～2.5之間，牧7井煤裂解氣和齊1井原油裂解氣的差異是非常明顯。通過牧7井煤和齊古1井原油裂解氣C1/C3和C2/C3對比分析得出，干酪根裂解氣（煤的一次裂解）C1/C3和 C2/C3值都比較高，C2/C3值大部分大于2.3，C1/C3值一般大于4.0。而齊1井原油裂解氣C1/C3和C2/C3值的分布相反，兩種裂解氣的差別是非常明顯。張敏等（2005）［3］指出，天然氣中C2/C3和C2/iC4值的變化，可以判識原油裂解氣和干酪根裂解氣。齊1井原油裂解氣C2/C3值一般小于2.0，而牧7井干酪根裂解氣C2/C3值一般高于2.0，只是在低溫下生成的天然氣C2/C3值稍低。原油裂解氣的C2/iC4值一般小于30，而干酪根裂解氣C2/iC4值一般大于20。

2.3 干酪根裂解氣和原油裂解氣碳同位素變化特征

天然氣的形成過程中，在有機質(zhì)演化的不同階段，由于母質(zhì)同位素組成的差異和同位素的分餾作用，使得不同成因天然氣的碳穩(wěn)定同位素組成有著較大的差別。Tissot等在研究了西歐和北美一些沉積盆地天然氣就發(fā)現(xiàn)，在深成熱解作用后期（Ro大于1.3%）到后成作用階段（Ro大于2.0%），主要由干酪根的裂解作用生成的天然氣的甲烷同位素δ13C1值是明顯大于原油裂解生成的甲烷δ13C1值。根據(jù)文獻(xiàn)［1－15］的研究成果，結(jié)合本次模擬實驗，對原油裂解氣和干酪根裂解氣的碳同位素分布差異模式進(jìn)行探討。從模擬實驗結(jié)果來看（圖2），齊1井原油裂解氣δ13C1值在不同溫度階段存在較大的差別。δ13C1變化范圍比較大，δ13C1值為－33‰～－44‰，變化幅度可達(dá)11‰，δ13C1隨溫度的變化具有由重變輕再變重的變化規(guī)律，在溫度小于400℃時，δ13C1值由－35.8‰升到－33.1‰；在從400℃到525℃，δ13C1由重變輕，δ13C1值由－33.1‰降到－42.9‰；在525℃之后，δ13C1逐漸變重，δ13C1值由－42.9‰升到－37.4‰。δ13C2值為－36.5‰～32.5‰，最大差值為4‰，與甲烷相比，差值相對較?。▓D3）。δ13C2值隨溫度的增加具有由輕變重再變輕的特點，在450℃以下，δ13C2值變化相對較大，但在450℃之后，δ13C2值變化相對比較穩(wěn)定，大部分在－34.5‰～35.3‰之間，與甲烷碳同位素的變化差別較大。

圖2 齊古1井原油裂解氣甲烷碳同位素與溫度的關(guān)系

齊1井原油氣態(tài)烴甲烷碳同位素比值變化最大，為11‰，乙烷次之，為4‰，丙烷最穩(wěn)定，僅為2‰（圖4）。甲烷與乙烷、丙烷之間的差值最大，特別是在450℃以后，之間差值變大，甲乙烷之間最大差值達(dá)－7.5‰，甲烷與丙烷的差值可達(dá)－9.0‰，而乙丙烷之間差值較小，最大僅為－2.4‰。從模擬實驗結(jié)果來看（圖5），阜康侏羅系八道灣組煤裂解氣甲烷碳同位素δ13C1值在不同溫度階段存在較大的差別。甲烷碳同位素變化范圍比較大，δ13C1值分布在－19.0‰～－30.7‰之間，變化幅度可達(dá)11.7‰，在溫度小于500℃時，甲烷碳同位素變化比較穩(wěn)定，δ13C1值在－28.9‰～－30.7‰；在500℃之后，甲烷碳同位素逐漸變重，δ13C1值由－30.7‰升到－19.0‰。乙烷碳同位素δ13C2值分布在－25.1‰～－8.5‰之間，最大差值為16.6‰，與甲烷相比，乙烷碳同位素比值差值更大。

圖3 齊1井原油裂解氣乙烷碳同位素與溫度的關(guān)系

圖4 齊古1井原油裂解氣甲烷、乙烷和丙烷碳同位素比值與溫度的關(guān)系

圖5 阜康侏羅系八道灣組煤裂解氣甲烷、乙烷和丙烷碳同位素比值與溫度關(guān)系

阜康侏羅系八道灣組煤裂解氣甲烷、乙烷和丙烷相互之間碳同位素比值差異見圖5，從圖5中可以看出，甲烷與乙烷之間的差值最大，差值在4‰～12‰之間，在溫度較低時，差值相對較小，在高溫條件下較大。丙烷與甲烷之間的差值變化趨勢和乙烷與甲烷相似，在溫度較低的情況下，差值相對較大。丙烷與乙烷之間的差值變化較小，δ13C3－δ13C2值分布在－2‰～2‰之間，在600℃之前，丙烷碳同位素較乙烷重，在600℃之后，丙烷碳同位素較乙烷輕。

2.4 熱模擬原油和干酪根裂解氣碳同位素值差異

呼圖壁和霍爾果斯油氣田中原油δ13C值為－28‰～－30‰，而該區(qū)侏羅系煤的δ13C值為－22‰～－24‰，明顯比該區(qū)原油的碳同位素重。因此，由煤裂解生成的天然氣δ13C1值與原油裂解生成的δ13C1值之間應(yīng)存在明顯差異。齊1井原油裂解氣和阜康煤礦侏羅系煤裂解氣的甲烷和乙烷碳同位素的分布如圖6所示，從圖中可以看出，原油裂解氣甲烷、乙烷碳同位素非常輕，δ13C1值分布在－33‰～－44‰之間，δ13C2值分布在－34.5‰～－35.3‰之間。煤熱解氣碳同位素非常重，δ13C1值分布在－19.0‰～－30.7‰之間，δ13C2值分布在－25.1‰～－8.5‰之間。通過對比分析，原油裂解氣和干酪根熱解氣的碳同位素差別明顯，因此，根據(jù)碳同位素的變化可以判識原油裂解氣和干酪根裂解氣。原油裂解氣δ13C3值一般低于－31‰，而煤裂解氣δ13C3值一般大于－24‰。另外，煤裂解氣C2/C3一般也高于原油裂解氣。因此，從實驗角度分析，應(yīng)用這項指標(biāo)也可以區(qū)分原油裂解氣和干酪根裂解氣。

圖6 阜康侏羅系八道灣組煤裂解氣δ13 C1值和δ13 C2值對比圖

3 討 論

呼圖壁和霍爾果斯油氣田天然氣Ln（C1/C2）與Ln（C2/C3）變化如圖7所示。兩個油氣田的天然氣組分變化范圍比較小，根據(jù)干酪根和原油裂解氣組分的變化關(guān)系，兩個油氣田的天然氣應(yīng)主要來源于干酪根裂解氣。張敏等（2008）［3］提出在原油和干酪根裂解氣中C2/iC4與C2/C3不同，在干酪根裂解氣中，其比值一般較高，從呼圖壁和霍爾果斯油氣田天然氣的 C2/iC4與 C2/C3比值來看（圖8），C2/C3一般大于2.5，C2/iC4均大于10，表現(xiàn)出干酪根裂解氣的特征。天然氣碳同位素比值的變化與其母質(zhì)之間具有良好的相關(guān)關(guān)系，來源于干酪根裂解氣的碳同位素一般比來源于原油裂解氣的重。呼圖壁和霍爾果斯天然氣碳同位素非常重，與煤裂解氣的碳同位素非常接近（圖9），與原油裂解氣的差別很大，類似于干酪根裂解氣。

圖7 呼圖壁和霍爾果斯天然氣Ln（C1/C2）與Ln（C2/C3）變化關(guān)系

圖8 呼圖壁和霍爾果斯天然氣C2/iC4 與C2/C3 變化關(guān)系

圖9 呼圖壁和霍爾果斯天然氣δ13C1值和δ13C2值變化關(guān)系

干酪根裂解氣δ13C3值和C2/C3一般比較高。呼圖壁和霍爾果斯天然氣C2/C3值大于3.0，δ13C3值大于－23‰，表現(xiàn)出干酪根裂解氣的特征。從以上天然氣組分和碳同位素的變化特征來看，呼圖壁和霍爾果斯油氣田天然氣主要來源于干酪根裂解氣。

4 結(jié) 論

通過Ln（C1/C2）與 Ln（C2/C3）、C1/C3和 C2/C3、C2/iC4與 C2/C3、δ13C3值和 C2/C3、δ13C1值和δ13C2值等作為判識干酪根裂解氣和原油裂解氣的指標(biāo)，對呼圖壁和霍爾果斯油氣田天然氣進(jìn)行了判識，認(rèn)為它們主要來源于侏羅系干酪根裂解氣。并通過原油裂解氣生氣動力學(xué)和同位素動力學(xué)模擬發(fā)現(xiàn)該區(qū)原油裂解氣轉(zhuǎn)化率很低，進(jìn)一步證明了呼圖壁和霍爾果斯油氣田天然氣主要為干酪根裂解氣。

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The discussion of nature gas origin in Hutubi and Huoerguosi

ZHANG Lin1，2，3，HUANG Guang－h(huán)ui1，LI Jian2，3，LI Zhi－sheng2，3，XIANG Long1，HOU Li－juan1
（1.Ministry of Education Key Laboratory of Oil ＆ Gas Resources and Exploration Technology，Yangtze University，Jingzhou 434023，China；2.Langfang Branch，Research Institute of Petroleum Exploration ＆Development，Langfang 065007，China；3.Key Laboratory of Gas Reservoir and Development，Petro China，Langfang 065007，China）

Hutubi and Huoerguosi oil and gas field is located in the southern margin of the Zhungeer basin in China，it is rich in oil and gas resources，it is the important oil and gas field in our country western，the natural gas identification in terms of origin，especially in kerogen and oil cracking gas identification is still controversial，aiming at this problem，in a large number of basic data statistics and experimental analysis，we have choose the parameter of Ln（C1/C2），Ln（C2/C3），C1/C3and C2/C3，C2/iC4and C2/C3，δ13C3and C2/C3，δ13C1andδ13C2as the index，to identified the natural gas in Hutubi and Huoerguosi oil and gas field，and think that they are kerogen cracking gas and mainly from the Jurassic.The simulation of crude oil cracked gas dynamics and the simulation isotope dynamics showed that the crude oil cracking gas conversion rate is very low，so that the gas in that two oil and gas fields are mainly from kerogen cracking.

kerogen cracking gas；crude oil cracking gas；crude oil cracked gas dynamics；isotope dynamics simulation；cracked gas conversion rate

張林（1990－），男，湖北潛江人，碩士研究生，長江大學(xué)地球化學(xué)系，目前在中石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院地球化學(xué)與資源評價室實習(xí)，主要從事油氣地球化學(xué)研究。E－mail：505117704＠qq.com。

P571

A

1004－4051（2015）10－0108－05

2014－08－24

“十二”五國家專項“我國主要含煤盆地氣源巖地球化學(xué)特征及分布研究”資助（編號：20112x05007－01）