鄭定業(yè)，姜福杰*，劉鐵樹，龐雄奇 ，陳曉智，邵新荷，李龍龍，呼延鈺瑩

(1.中國石油大學(xué)(北京) 地球科學(xué)學(xué)院，北京 102249； 2.中國石油大學(xué)(北京) 油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249； 3.中海油研究總院，北京 100028)

0 引 言

隨著常規(guī)油氣勘探開發(fā)程度不斷降低，具有豐富儲量的非常規(guī)油氣資源開始引起廣泛關(guān)注。致密砂巖氣作為非常規(guī)油氣資源之一，具有分布廣泛、資源潛力巨大等特點[1-3]。鄂爾多斯盆地是中國第二大含油氣盆地，天然氣類型多樣且分布廣泛[4]。自20世紀(jì)80年代，前人在鄂爾多斯盆地開展了大量勘探研究，并取得巨大成果，90年代中期將勘探重點從下古生界向上古生界碎屑巖巖性圈閉轉(zhuǎn)變，陸續(xù)發(fā)現(xiàn)了蘇里格、神木等大型致密砂巖氣田[5-6]。目前，國內(nèi)外學(xué)者針對已發(fā)現(xiàn)的鄂爾多斯盆地大氣田的天然氣類型、分布特征以及氣源等問題進(jìn)行了大量研究，普遍認(rèn)為鄂爾多斯盆地上古生界致密砂巖氣類型以煤型氣為主，氣源為石炭系—二疊系烴源巖，屬于“自生自儲”型[7-15]。近年來，隨著鄂爾多斯盆地勘探范圍不斷擴(kuò)大，盆地邊緣上古生界油氣顯示較為頻繁，特別是盆地東緣臨興地區(qū)致密砂巖氣勘探取得了一定進(jìn)展，顯示出巨大的勘探潛力[16-21]。那么，盆地邊緣上古生界油氣類型是否符合全盆地油氣顯示特征？天然氣-烴源巖耦合關(guān)系是否滿足近源充注？這些問題的解決是對鄂爾多斯盆地邊緣各地區(qū)以及整個鄂爾多斯盆地天然氣勘探、認(rèn)識的有益補(bǔ)充?；诖?，本文對鄂爾多斯盆地東緣臨興地區(qū)23口井的48個組分?jǐn)?shù)據(jù)及14個碳同位素數(shù)據(jù)進(jìn)行系統(tǒng)整理分析，判別天然氣地球化學(xué)特征及成因類型；通過生烴動力學(xué)實驗，分析臨興地區(qū)烴源巖生烴潛力，建立天然氣源巖生氣貢獻(xiàn)率計算模型，辯別氣源歸屬，為臨興地區(qū)天然氣勘探提供理論依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

圖1 鄂爾多斯盆地東緣臨興地區(qū)構(gòu)造簡圖Fig.1 Structural Map of Linxing Area in the Eastern Margin of Ordos Basin

圖2 地層綜合柱狀圖Fig.2 Stratigraphic Integrated Histogram

鄂爾多斯盆地位于華北陸塊西部，是以古生代、中生代陸相沉積為主體的大型內(nèi)陸盆地，具有盆內(nèi)穩(wěn)定、盆緣活躍、南北隆升、西沖東抬的構(gòu)造特征。盆地發(fā)育多套含油氣系統(tǒng)，是一個含油氣遠(yuǎn)景豐富的大型沉積盆地[11-12]。臨興地區(qū)位于鄂爾多斯盆地東緣的臨縣、興縣一帶，面積約2 620 km2，構(gòu)造上橫跨陜北斜坡和晉西撓褶帶(圖1)，東中部有紫金山巖體侵入，呈東高西低之勢。根據(jù)野外露頭及鉆井結(jié)果，研究區(qū)主要發(fā)育石炭系本溪組、下二疊統(tǒng)太原組和山西組，中二疊統(tǒng)石盒子組以及上二疊統(tǒng)石千峰組地層(圖2)。其中，石炭系—下二疊統(tǒng)地層主要發(fā)育煤巖、碳質(zhì)泥巖、暗色泥巖3種巖性，是研究區(qū)3類主要烴源層；中二疊統(tǒng)石盒子組地層劃分為上、下石盒子組，砂泥巖互層發(fā)育，上石盒子組厚層泥巖可作為區(qū)域蓋層，與下伏儲集層構(gòu)成多套儲蓋空間關(guān)系。晚古生代，研究區(qū)經(jīng)歷海相、海陸過渡相和陸相沉積環(huán)境的演化，并且早白堊紀(jì)末期紫金山巖漿活動劇烈，導(dǎo)致臨興地區(qū)烴源巖成熟度普遍較高，為該地區(qū)多套氣層的發(fā)育奠定了基礎(chǔ)。

臨興地區(qū)天然氣藏具備典型的致密砂巖氣藏地質(zhì)特征，石盒子組地層為致密砂巖氣主要儲集層，發(fā)育三角洲分支河道砂體?？v向上，下石盒子組地層與下伏烴源層緊鄰，可為氣藏發(fā)育提供良好基礎(chǔ)；平面上，致密砂巖廣泛連續(xù)分布，整體儲層物性條件差，發(fā)育天然裂縫，氣水關(guān)系復(fù)雜，無明顯氣水層。氣藏普遍負(fù)壓異常，無統(tǒng)一的壓力系統(tǒng)，含氣飽和度差異較大，氣藏分布范圍較大，具有一定程度連續(xù)型、氣水邊界不受構(gòu)造控制等特征。

2 烴源巖地球化學(xué)特征

以謝英剛等對鄂爾多斯盆地臨興地區(qū)石炭系—二疊系3類烴源巖的認(rèn)識[18-20]為基礎(chǔ)，根據(jù)本次研究所得到的烴源巖地球化學(xué)數(shù)據(jù)，認(rèn)為臨興地區(qū)上古生界石炭系—二疊系發(fā)育一套海陸交互相的煤系烴源巖，主要包括煤巖、碳質(zhì)泥巖、暗色泥巖。其中，本溪組—山西組煤巖累計厚度為0～40 m；碳質(zhì)泥巖累計厚度為0～50 m；暗色泥巖累計厚度為72～176 m。臨興地區(qū)烴源巖總有機(jī)碳(TOC)變化較大(表1)。其中，煤巖總有機(jī)碳大于50.00%，平均為56.64%；碳質(zhì)泥巖大于5.00%，平均為12.69%；暗色泥巖大于2.00%，平均為3.88%。

表1 烴源巖地球化學(xué)參數(shù)Tab.1 Geochemical Parameters of Source Rocks

從氫指數(shù)(HI)與最高熱解溫度(Tmax)關(guān)系圖[圖3(a)]可以看出：樣品數(shù)據(jù)點大多數(shù)落在Ⅲ型及Ⅱ2區(qū)域內(nèi)，少數(shù)落在Ⅱ1型、Ⅰ型區(qū)域內(nèi)，且?guī)缀跞繕悠返溺R質(zhì)體反射率(Ro)大于0.50%，多數(shù)集中在1.00%～1.40%之間，平均為1.35%；最高熱解溫度主要集中在430 ℃～490 ℃之間，平均為464 ℃，表明該地區(qū)烴源巖演化程度較高，已進(jìn)入熱成熟生濕氣階段。從鏡質(zhì)體反射率隨埋深(h)變化圖[圖3(b)]可以發(fā)現(xiàn)，隨著埋深增加，鏡質(zhì)體反射率增加趨勢不明顯。平面上，研究區(qū)東部圍繞紫金山巖體部分井位烴源巖鏡質(zhì)體反射率普遍高于2.00%(圖4)，個別樣品經(jīng)檢驗可超過3.00%，這是由于燕山期巖漿活動形成了紫金山巖體，該巖體呈現(xiàn)多階段、多期次、多方向性，早白堊世是巖漿活動的高峰時期，巖漿活動導(dǎo)致烴源巖成熟加快，演化程度迅速加強(qiáng)。

圖3 烴源巖地球化學(xué)特征Fig.3 Geochemical Characteristics of Source Rocks

圖4 太原組煤巖鏡質(zhì)體反射率平面分布Fig.4 Plane Distribution of Ro Values of Taiyuan Formation Coal Rocks

綜合分析認(rèn)為，臨興地區(qū)烴源巖以Ⅲ型、Ⅱ2型干酪根為主，有機(jī)質(zhì)豐度高，全區(qū)烴源巖大都處于熱演化成熟階段，部分地區(qū)受到紫金山巖漿活動的影響，熱演化程度已進(jìn)入高成熟—過成熟階段，表明該地區(qū)烴源巖生烴潛力高，可為大量天然氣的生成奠定基礎(chǔ)。

3 天然氣地球化學(xué)特征與成因類型

3.1 地球化學(xué)特征

3.1.1 組分特征

通過對臨興地區(qū)井位取樣分析和統(tǒng)計，發(fā)現(xiàn)天然氣組分類型多樣且含量豐富(表2展示了部分樣品數(shù)據(jù))。烴類氣體以甲烷為主，占天然氣總含量(體積分?jǐn)?shù)，下同)的86.99%～99.32%，主頻率在93.00%～94.00%之間，平均為93.40%；重?zé)N含量較低，占天然氣總含量的0.21%～7.68%，主頻率在3.00%～6.00%之間，平均為4.34%。天然氣干燥系數(shù)(甲烷含量與重?zé)N總含量的比值)越大，其甲烷相對含量越高，除生物成因氣外，天然氣熱演化程度也越高。研究區(qū)天然氣干燥系數(shù)為0.92～0.99，主頻率為0.94～0.96，平均為0.95(越靠近紫金山巖體的井位干燥系數(shù)越高)。天然氣乙烷與丙烷的含量比值(C2/C3)可在一定程度指示天然氣的成因類型。研究區(qū)天然氣C2/C3值較低，范圍為1.19～8.32，主頻率為2.00～3.00，平均為3.25。綜合分析認(rèn)為，臨興地區(qū)天然氣為干、濕氣并存，以濕氣為主(圖5)。

圖5 天然氣組分頻率分布Fig.5 Frequency Diagrams of Natural Gas Components

臨興地區(qū)天然氣中非烴氣體種類較多，主要包括N2、CO2、He、H2等。其中，CO2含量為0.02%～6.90%，平均為1.42%；N2含量為0.96%～6.47%，平均為1.35%；He、H2含量很低，為0.01%～0.08%，平均分別為0.04%和0.01%。

3.1.2 碳同位素特征

臨興地區(qū)天然氣碳同位素值具有分布范圍較小及明顯偏重的特征。其中，甲烷碳同位素值為-41.30‰～-33.20‰，平均為-37.94‰；乙烷同位素值為-28.90‰～-20.90‰，平均為-25.7‰；丙烷碳同位素值為-26.20‰～-19.10‰，平均為-23.58‰。

3.2 成因類型

天然氣的碳同位素值一般與烴源巖母質(zhì)類型及成熟度有關(guān)，是劃分天然氣成因類型的重要依據(jù)之一。對于劃分無機(jī)成因與有機(jī)成因的甲烷碳同位素值(δ13C1)的界限，主要有3種觀點：其一為δ13C1值大于-20‰[21-22],其二為δ13C1值大于-25‰[23]；其三為δ13C1值大于-30‰[24-25]。本文采用戴金星等提出的以δ13C1值為-30‰作為劃分天然氣無機(jī)成因和有機(jī)成因的界限[24-25]。由表2可見，臨興地區(qū)天然氣甲烷碳同位素值最大為-33.20‰，說明其均為有機(jī)成因天然氣。

天然氣的重?zé)N碳同位素值不僅受成熟度影響,更受烴源巖母質(zhì)的控制，且隨著碳數(shù)的增加，其母質(zhì)碳同位素繼承效應(yīng)的影響越明顯，因此，乙烷碳同位素值(δ13C2)是區(qū)別油型氣和煤型氣的重要標(biāo)志之一。目前，國內(nèi)研究人員多以δ13C2值為-28‰或-29‰作為區(qū)分腐殖型氣(煤型氣)與腐泥型氣的標(biāo)準(zhǔn)[26-28]。綜合前人研究成果，本文采用δ13C2值大于-29‰作為煤型氣的劃分標(biāo)準(zhǔn)。由表2可見，臨興地區(qū)天然氣的δ13C2值都大于-29‰，說明其應(yīng)為煤型氣。

結(jié)合鄰區(qū)各大氣田天然氣地球化學(xué)特征，對臨興地區(qū)天然氣的成因類型及母質(zhì)來源進(jìn)行分析。結(jié)果表明，研究區(qū)天然氣主要為成熟—高成熟階段的天然氣[圖6(a)][29]，母質(zhì)類型主要是腐殖型有機(jī)質(zhì)(圖7)[30]。甲烷、乙烷和丙烷的含量比值自然對數(shù)關(guān)系顯示，C1/C2自然對數(shù)值與C2/C3自然對數(shù)值成正相關(guān)關(guān)系[圖6(b)]，表明該區(qū)天然氣不屬于原油裂解氣。另外，根據(jù)前人模擬干酪根熱解生氣實驗，發(fā)現(xiàn)在熱解溫度較低時，甲烷主要來自干酪根結(jié)上的芳香甲基與終端甲基降解，且C2/C3自然對數(shù)值變化較小，后隨著C1/C2自然對數(shù)值的增大而增大。圖6(b)還顯示，研究區(qū)天然氣C2/C3自然對數(shù)值變化較小。因此，臨興地區(qū)天然氣成因類型應(yīng)為干酪根熱解氣，部分具有干酪根裂解的特征[31-32]。

表2 部分天然氣組分及碳同位素值Tab.2 Part Natural Gas Components and Carbon Isotope Values

圖6 天然氣成因類型判別圖解Fig.6 Discriminantion Diagrams of Genetic Types of Natural Gas

圖7 天然氣母質(zhì)類型判別圖解Fig.7 Discrimination Diagrams of Parent Material Types of Natural Gas

4 氣源分析

天然氣源巖的確定是探討天然氣生成、運移以及聚集分布規(guī)律的基礎(chǔ)。綜合天然氣組分和碳同位素值、烴源巖生烴潛力，結(jié)合鄂爾多斯盆地具體地質(zhì)背景，對臨興地區(qū)天然氣源巖進(jìn)行系統(tǒng)分析。

4.1 天然氣組分和碳同位素值

石油和天然氣在長距離運移過程中會發(fā)生物理、化學(xué)性質(zhì)的變化，引起這些變化的主要作用是輸導(dǎo)層或儲集層礦物顆粒選擇性吸附烴類的重組分和極性較強(qiáng)的組分，然后隨著運移距離的增加，油氣中重?zé)N含量減少，輕烴含量相對增加[21]。通過對臨興地區(qū)甲烷及重?zé)N含量在縱向上的變化，發(fā)現(xiàn)甲烷含量隨地層埋深的增加而逐漸增大[圖8(a)]，重?zé)N含量隨地層埋深的增加而逐漸減少[圖8(b)]，干燥系數(shù)隨地層埋深的增加也逐漸增大[圖8(c)]。在干、濕氣共存的情況下，臨興地區(qū)天然氣組分表現(xiàn)為近源充注及未發(fā)生明顯分異的特點。

圖8 天然氣組分隨埋深變化Fig.8 Variations of Natural Gas Components with Buried Depth

碳同位素值隨縱向埋深及平面比值變化在一定程度可以指示天然氣的來源。縱向上，通過分析臨興地區(qū)天然氣碳同位素值隨地層埋深的變化特征，發(fā)現(xiàn)甲烷、乙烷、丙烷碳同位素值在1 650 m之上分異并不明顯，超過1 650 m的碳同位素值明顯加重[圖9(b)中1 650 m埋深之下，虛線圈定甲烷、乙烷、丙烷碳同位素值明顯增大的異常點]。結(jié)合臨興地區(qū)鏡質(zhì)體反射率隨地層埋深的特征規(guī)律，可以得出碳同位素值與鏡質(zhì)體反射率具有良好的匹配關(guān)系，兩者均在1 650 m埋深附近發(fā)生較為明顯的分異(圖9)。平面上，天然氣碳同位素值從小到大依次為甲烷、乙烷、丙烷，并未發(fā)生倒轉(zhuǎn)[33][圖10(a)]，在運移過程中并未與不同來源的天然氣發(fā)生混合[32,34-35][圖10(b)]。這說明臨興地區(qū)天然氣充注具有單一、持續(xù)性，只是在運移過程中由于紫金山巖體的巖漿作用導(dǎo)致不同成熟度的天然氣混合。

臨興地區(qū)天然氣充注成藏過程具有單一、持續(xù)性。致密砂巖氣充注時，浮力不起作用，其充注動力主要是氣體膨脹力，因此，烴源巖內(nèi)及近源石盒子組致密儲層中首先形成天然氣聚集。此后，受紫金山巖體的活動影響，臨興地區(qū)斷裂發(fā)育，遠(yuǎn)源石千峰組天然氣可聚集成藏。

綜上所述，臨興地區(qū)致密砂巖氣藏充注模式為：煤巖主力供氣→氣體膨脹力驅(qū)動→烴源巖內(nèi)、近源致密儲層持續(xù)充注成藏(圖11)。

4.2 烴源巖生烴潛力

臨興地區(qū)發(fā)育煤巖、碳質(zhì)泥巖、暗色泥巖3類烴源巖，探究主力烴源巖以及各層位天然氣源巖生氣貢獻(xiàn)率對于識別氣源問題有很大幫助，在一定程度上可為后續(xù)勘探工作的重點方向提供依據(jù)。因此，通過生烴動力學(xué)實驗對研究區(qū)典型煤巖、碳質(zhì)泥巖、暗色泥巖樣品進(jìn)行封閉體系黃金管熱解實驗，進(jìn)一步揭示烴源巖生烴規(guī)律，比較烴源巖生烴潛力，確定主力烴源巖以及計算各層位天然氣源巖生氣貢獻(xiàn)率[36]。

圖9 天然氣碳同位素值隨埋深變化Fig.9 Variation of Carbon Isotope Values of Natural Gas with Buried Depth

臨興地區(qū)上古生界烴源巖大都處于成熟—高成熟階段。在選取實驗樣品時，優(yōu)先選取成熟度較低的樣品，同時要求其有機(jī)質(zhì)豐度和類型能夠代表研究區(qū)烴源巖的整體特征。本次選取L-6井本溪組煤巖、S-14井太原組碳質(zhì)泥巖、S-19-1井山西組煤巖以及S-19-2井山西組暗色泥巖4件樣品進(jìn)行實驗，各樣品地球化學(xué)指標(biāo)見表3。在保證挑選的烴源巖樣品進(jìn)行生烴動力學(xué)實驗后能代表研究區(qū)3類烴源巖生烴能力的前提下，參照前人的低成熟樣品模擬結(jié)果進(jìn)行產(chǎn)氣率結(jié)果校正，參照樣品的成熟度及樣品來源見表3[37-38]。具體校正思路由中國科學(xué)院廣州地球化學(xué)研究所劉金鐘等提供[39]：①繪制參照樣品產(chǎn)氣率變化曲線，讀取曲線上對應(yīng)項目樣品成熟度的產(chǎn)氣率K1(讀取本溪組8#煤巖的產(chǎn)氣率曲線Ro=1.08%處的產(chǎn)氣率)；②將項目樣品產(chǎn)氣率曲線Ro=1.08%處的原始產(chǎn)氣率調(diào)整至K1，產(chǎn)氣率曲線隨之整體上調(diào)(將研究區(qū)本溪組煤巖的產(chǎn)氣率曲線整體上調(diào)，使其與參照樣品產(chǎn)氣率曲線Ro=1.08%處的產(chǎn)氣率相等)。通過對挑選出的巖石樣品進(jìn)行生烴動力學(xué)實驗，得出烴源巖在達(dá)到成熟階段后隨著鏡質(zhì)體反射率增加的單位總有機(jī)碳產(chǎn)氣率(K)(圖12)。利用烴源巖生烴動力學(xué)實驗可計算研究區(qū)烴源巖生烴強(qiáng)度，其計算公式為

圖(a)中相同線條對應(yīng)不同樣品圖10 天然氣充注類型Fig.10 Charging Types of Natural Gas

井號巖性層位Ro/%總有機(jī)碳/%S1/10-3S2/10-3參照樣品L-6煤巖本溪組1.0855.9822.63133.22本溪組8#煤巖[38]S-14碳質(zhì)泥巖太原組0.9425.30.421.80侏羅系碳質(zhì)泥巖[37]S-19-2暗色泥巖山西組0.841.170.341.04侏羅系暗色泥巖[37]S-19-1煤巖山西組0.8462.2136.66160.58山西組5#煤巖[38]

圖11 天然氣充注模式Fig.11 Charging Pattern of Natural Gas

注：S1為巖石中殘留烴類的熱解參數(shù)；S2為巖石中干酪根在熱解過程中新生成烴類的熱解參數(shù)。

圖12 天然氣組分產(chǎn)氣率隨鏡質(zhì)體反射率的變化Fig.12 Variation of Gas Generation Rate of Natural Gas Components with Ro

(1)

式中：EK為單位總有機(jī)碳產(chǎn)氣率下的生烴強(qiáng)度；ρ為烴源巖密度；H為有效烴源巖厚度；Romin為鏡質(zhì)體反射率最小值；Romax為鏡質(zhì)體反射率最大值。

利用式(1)并結(jié)合烴源巖地球化學(xué)特征，對臨興地區(qū)煤巖、碳質(zhì)泥巖、暗色泥巖生烴強(qiáng)度進(jìn)行計算，然后對生烴強(qiáng)度積分可得3類烴源巖生烴潛力，計算公式為

(2)

式中：A為生烴潛力；S為有效烴源巖面積。

通過3類烴源巖的生烴潛力分析，可計算各類烴源巖生氣貢獻(xiàn)率，即某一烴源巖的生烴潛力與3類烴源巖的生烴潛力之和的比值。經(jīng)計算，煤巖生烴潛力為1.115×1012m3，碳質(zhì)泥巖為0.177×1012m3，暗色泥巖為0.005×1012m3。由此可見，煤巖是臨興地區(qū)的主力烴源巖，是煤型氣的主要貢獻(xiàn)者，其生氣貢獻(xiàn)率為86%。

通過本溪組—山西組3個層位煤巖的生烴強(qiáng)度和生烴潛力分析，可得到各層位煤巖生氣貢獻(xiàn)率，即某一層位煤巖的生烴潛力與3個層位煤巖的生烴潛力之和的比值，計算結(jié)果見表4。

表4 各層位煤巖生烴潛力和生氣貢獻(xiàn)率Tab.4 Hydrocarbon Generation Potentials and Gas Generation Contribution Rates of Coal Rocks in Different Formations

從本溪組—山西組各層位煤巖生氣貢獻(xiàn)率的分布關(guān)系可以看出，臨興地區(qū)天然氣屬于近源充注，并且主要來自于本溪組—太原組烴源巖(表4)。因此，臨興地區(qū)儲集層中天然氣充注結(jié)果與下伏烴源巖有著良好的對應(yīng)關(guān)系，天然氣運移主要以垂向運移為主。

5 結(jié) 語

(1)鄂爾多斯盆地東緣臨興地區(qū)天然氣具有干、濕氣并存及以濕氣為主的特點；天然氣類型表現(xiàn)出煤型氣的特征，臨興地區(qū)大部分為煤型熱解氣，局部為煤型裂解氣。

(2)利用天然氣組分和碳同位素值在縱向埋深及平面比值的變化關(guān)系，得出臨興地區(qū)天然氣具有近源、持續(xù)充注的特點。

(3)利用烴源巖生烴動力學(xué)實驗建立臨興地區(qū)天然氣源巖生氣貢獻(xiàn)率計算模型。臨興地區(qū)天然氣主要來自于本溪組—太原組煤巖，其生氣貢獻(xiàn)率分別為43.3%、43.8%；天然氣在儲層中的充注結(jié)果與下伏烴源巖具有良好的垂向關(guān)系。生烴動力學(xué)實驗是通過恒溫?zé)峤饽M得出產(chǎn)氣率，未考慮實際地質(zhì)背景，因此，研究區(qū)有效烴源巖生氣能力只可在一定程度上對天然氣成藏產(chǎn)生影響。

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