肖 暉，趙靖舟，王大興，任軍峰，馬占榮，吳偉濤

(1.西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院，陜西西安710065; 2.西安石油大學(xué)陜西省油氣成藏地質(zhì)學(xué)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，陜西西安710065; 3.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，陜西西安710018)

鄂爾多斯盆地是我國陸上超大型低滲透含油氣盆地，古生界蘊(yùn)藏豐富的天然氣資源。目前該盆地古生界探明儲量在1 000 ×108m3以上的氣田有蘇里格、靖邊、大牛地、榆林、子洲和烏審旗氣田(圖1)。鄂爾多斯盆地古生界天然氣除靖邊氣田產(chǎn)自奧陶系碳酸鹽巖古風(fēng)化殼外，其余氣田均產(chǎn)自上古生界石炭系-二疊系煤系砂巖。迄今關(guān)于盆地上古生界天然氣成因國內(nèi)學(xué)者一致認(rèn)為，氣源為高-過成熟的?！懡换ッ合翟磶r［2-6］，而對靖邊氣田(中部氣田)的氣源雖然經(jīng)過近30 多年的研究，仍然存在以上古生界煤成氣為主［7-10］和以下古生界海相油型氣為主的爭論［11-15］。

圖1 鄂爾多斯盆地主要?dú)馓锓植己吞烊粴鈽悠贩植挤秶?底圖據(jù)文獻(xiàn)［1］修改)Fig.1 Location map of gas fields and gas samples in the Ordos Basin(modified from［1］)

總結(jié)前人關(guān)于靖邊氣田氣源的研究成果，持以煤成氣為主觀點(diǎn)的學(xué)者認(rèn)為:(1)靖邊氣田奧陶系馬家溝組烴源巖有機(jī)碳含量普遍偏低，有機(jī)碳含量在0.04%～1.81%，平均為0.24%［16］，按照海相烴源巖有機(jī)碳(TOC)生烴下限0.5%的標(biāo)準(zhǔn)［17］，不可能成為有效烴源巖;(2)奧陶系風(fēng)化殼天然氣甲烷碳同位素分布與上古生界天然氣分布一致，平均δ13C1值在-33.83‰，具有煤成氣特征。持下古生界油型氣為主觀點(diǎn)的學(xué)者則認(rèn)為:(1)甲烷碳同位素受熱成熟度影響較大，而乙烷等重?zé)N氣碳同位素受熱成熟度影響較小，更多反映烴源巖母質(zhì)信息，因此氣源類型判識應(yīng)以乙烷、丙烷等重?zé)N碳同位素為主，乙烷同位素平均值δ13C2為-30.04‰，表現(xiàn)出油型氣特征［13］;(2)由于下古生界烴源巖成熟度更高，可以生成δ13C1為-33.83‰的天然氣［18］，從而造成甲烷碳同位素分布與上古生界天然氣甲烷碳同位素重疊，因而不適宜用來區(qū)分氣源。

關(guān)于靖邊氣田天然氣的成因，不論是以煤成氣為主論者還是以油型氣為主論者，都承認(rèn)上、下古生界的天然氣發(fā)生了混合作用。筆者認(rèn)為造成氣源問題爭論的原因主要有:(1)在普遍存在高成熟、混源氣條件下，對靖邊氣田(中部氣田)甲烷、乙烷碳同位素組成分布規(guī)律的解釋上存在分歧;(2)對選用甲烷，還是選用乙烷等重碳同位素作為氣源主要判別指標(biāo)認(rèn)識不同;(3)仍缺少能代表原生油型氣的碳同位素端元的實(shí)例;(4)前人對靖邊氣田氣源分析主要集中在中部和北部地區(qū)，而南部地區(qū)少有分析，一定程度上限制了對氣源分析的整體認(rèn)識。

最近中國石油天然氣集團(tuán)在天環(huán)向斜北部鉆探風(fēng)險(xiǎn)探井——余探1 井，于下奧陶統(tǒng)克里摩里組(O1k)上部灰?guī)r鉆獲低產(chǎn)工業(yè)氣流，試氣產(chǎn)量3.46 ×104m3/d。通過對烴源巖評價(jià)和天然氣地球化學(xué)特征分析，結(jié)合儲蓋配置關(guān)系判斷，應(yīng)屬原生油型氣。該發(fā)現(xiàn)為重新認(rèn)識靖邊氣田氣源提供了新的重要依據(jù)。

1 余探1 井奧陶系天然氣氣源

1.1 余探1 井奧陶系烴源巖特征

余探1 井位于天環(huán)向斜北部東斜坡，奧陶系沉積環(huán)境為臺地邊緣斜坡相，烴源巖集中分布在中奧陶統(tǒng)烏拉力克組(O2w)和拉什仲組(O2l)(表1;圖2)。烏拉力克組地層厚123 m，上部以暗色泥巖為主，其次為褐灰色泥晶灰?guī)r，中、下部大量發(fā)育暗色灰泥巖，灰綠色灰質(zhì)泥巖和泥灰?guī)r。其中泥灰?guī)r累積厚度為49.83 m，暗色灰泥巖累積厚度為52.59 m，所占地層厚度比例分別為40.5%和42.7%。TOC 含量在0.30%～1.16%，平均值為0.51%，生烴潛力在0.020～0.150 mg/g，平均值在0.038 mg/g，有機(jī)質(zhì)豐度已超過海相碳酸鹽巖生烴下限。拉什仲組地層厚度71.4 m，其中泥灰?guī)r累積厚度12.4 m，暗色灰泥巖累積厚度19.6 m，所占地層厚度比例分別為17.4% 和27.4%。TOC 含量在0.28%～0.97%，平均值為0.50%，也已達(dá)到生烴下限。干酪根碳同位素δ13C 在-29.0‰～-29.9‰，有機(jī)質(zhì)類型以腐泥型為主;干酪根最大熱裂解溫度Tmax平均值在493.1～503.4 ℃，Ro平均值在1.83%～1.92%，有機(jī)質(zhì)熱成熟度已達(dá)高成熟度晚期階段。綜合有機(jī)質(zhì)豐度和厚度來看，烏拉力克組烴源巖質(zhì)量要優(yōu)于奧陶系頂部的拉什仲組，烏拉力克組應(yīng)是奧陶系天然氣的主力烴源巖。

表1 余探1 井奧陶系烴源巖地球化學(xué)特征Table 1 Geochemical characteristics of the Ordovician source rocks in Yutan 1 well

圖2 余探1 井奧陶系烴源巖綜合柱狀圖Fig.2 Composite columnar section of the Ordovician source rocks in Yutan 1 well

1.2 余探1 井奧陶系天然氣地球化學(xué)特征及氣源

余探1 井在烏拉力克組和下奧陶統(tǒng)克里摩里組分別試氣，兩個(gè)鋼瓶氣樣測試的氣體組分和單體烴碳同位素分析結(jié)果見表2 和表3。余探1 井天然氣以烴類組分占絕對優(yōu)勢，烏拉力克組和克里摩里組總烴含量分別為87.01%和97.60%;非烴組分含量低，CO2含量分別占8.40% 和0.91%，N2含量為4.58% 和1.48%。低CO2含量也反映了產(chǎn)出氣體為儲層原生氣，受儲層酸化改造的影響已很小。烴類組分中甲烷含量很高，烏拉力克組和克里摩里組分別為84.97%和96.24%，C2-4重?zé)N含量極低，分別為2.04% 和1.36%;干燥系數(shù)大，分別為0.976 和0.986，應(yīng)屬典型的過成熟干氣。

余探1 井奧陶系烏拉力克組和克里摩里組天然氣甲烷碳同位素δ13C1值分別為-39.11‰和-38.92‰(PDB標(biāo)準(zhǔn)，下同)，與盆地東北子洲氣田龍?zhí)? 井奧陶系鹽下天然氣甲烷碳同位素(δ13C1=-39.26‰)相當(dāng)(表3)。這些天然氣是目前盆地古生界干氣中甲烷碳同位素最為偏輕的。按照陳安定等［19］根據(jù)海相碳酸鹽生油巖熱解氣的碳同位素模擬實(shí)驗(yàn)得出的關(guān)系式δ13C1=-46.45 +27.23lgRo計(jì)算，余探1 井奧陶系烏拉力克組和克里摩里組甲烷碳同位素對應(yīng)的天然氣Ro值分別為1.86%和1.89%，與余探1 井烴源巖的熱演化程度一致(表1)，也與其過成熟干氣的屬性較為吻合。說明余探1 井克里摩里組天然氣具有明顯的原生氣特征。

然而，余探1 井奧陶系烏拉力克組和克里摩里組天然氣乙烷碳同位素(δ13C2)值分別為-27.26‰和-27.17‰，丙烷碳同位素(δ13C3)值(克里摩里組)為-25‰，重?zé)N碳同位素相對甲烷明顯偏重。按照乙烷判別標(biāo)準(zhǔn)［15，20-21］，具有煤成氣特征。因而，余探1 井克里摩里組天然氣甲烷碳同位素所反映的高成熟油型氣與乙烷、丙烷重?zé)N組分的碳同位素所反映的煤成氣特征之間，具有明顯的矛盾。另外，異常的δ13C2-δ13C1值(平均達(dá)11.8‰)也與其高成熟原生氣的屬性相矛盾。

由于甲烷碳同位素與碳酸鹽巖生油巖的甲烷熱解氣碳同位素組成相似(表4)，甲烷碳同位素與源巖熱成熟度的對應(yīng)關(guān)系與油型氣的規(guī)律相吻合，以及從儲蓋配置關(guān)系上看，克里摩里組含氣儲層上覆的烏拉力克組及拉什仲組，泥巖厚度大，既是氣源巖又是蓋層(圖2)，因此上古生界煤成氣難以進(jìn)入克里摩里組灰?guī)r儲層之中，天然氣偏輕的甲烷碳同位素特征是其原生性屬性的客觀反映。據(jù)此也可以認(rèn)為，由于上古生界煤成氣難以混入，使余探1 井奧陶系天然氣重?zé)N組分碳同位素變重的可能性很小。

表2 鄂爾多斯盆地余探1 井和龍?zhí)? 井天然氣組分特征Table 2 Gas components of Yutan 1 well and Longtan 1 well in the Ordos Basin

表3 鄂爾多斯盆地余探1 井和龍?zhí)? 井及靖邊氣田南部天然氣碳同位素組成特征Table 3 Carbon isotope of gas from Yutan 1 and Longtan 1 well as well as southern Jingbian gas field in the Ordos Basin

表4 余探1 井奧陶系天然氣與奧陶系碳酸鹽巖熱解氣碳同位素對比Table 4 Comparison of carbon isotope between the Ordovician gases in Yutan 1 well and pyrolysis gas of the Ordovician carbonate source rocks

造成余探1 井奧陶系天然氣乙烷碳同位素偏重的原因還需要進(jìn)一步深入研究。有學(xué)者認(rèn)為TSR(硫酸鹽熱化學(xué)還原反應(yīng))是造成龍?zhí)? 井奧陶系鹽下天然氣乙烷偏重的原因［22］，但是從天然氣組分上來看，幾乎不含有TSR 作用產(chǎn)物的H2S 氣體［23］，因此可能性不大。筆者認(rèn)為，造成乙烷碳同位素偏重的原因可能主要和乙烷碳同位素的裂解分餾有關(guān)(后述)。但有一點(diǎn)可以肯定，余探1 井克里摩里組天然氣屬原生的高成熟油型氣。

2 靖邊氣田及鄰區(qū)天然氣地球化學(xué)特征

本次研究系統(tǒng)收集了前人已發(fā)表有關(guān)靖邊氣田及鄰區(qū)古生界134 份天然氣組分和碳同位素資料［1，6，15，22］，這些數(shù)據(jù)主要集中在靖邊氣田中部和北區(qū)地區(qū)。最新補(bǔ)充測試的57 份碳同位素樣品主要分布在靖邊氣田南部(圖1)。測試樣品均為鋼瓶氣樣，測試單位為中國石油長慶油田低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室。

2.1 天然氣組分特征

靖邊氣田中部及北部奧陶系天然氣總烴含量在79.26%～99.96%，平均值為95.25%，C2—C4重?zé)N組分含量僅占0.080%～1.820%，平均在0.746%，甲烷干燥系數(shù)在0.981～0.999，平均值為0.992，為甲烷含量極高的過成熟干氣。CO2和N2為代表的非烴含量低，平均值分別為2.70%和2.05%。靖邊南部奧陶系天然氣總烴含量在96.82%～99.84%，平均值在98.08%，C2—C4重?zé)N組分含量僅占0.480%～6.780%，平均在2.475%，甲烷干燥系數(shù)在0.932～0.995，平均值為0.975，非烴組分CO2和N2含量平均值分別只有1.55%和0.55%。組分特征顯示，靖邊氣田整體均為甲烷含量、甲烷干燥系數(shù)極高、重?zé)N、非烴含量極低的過成熟干氣藏。

從靖邊氣田及蘇里格、烏審旗氣田上古生界天然氣組分資料分析表明，總烴含量在86.65%～99.74%，平均值為97.64%，C2—C4重?zé)N氣含量占0.424%～10.12%，平均值在4.45%，甲烷干燥系數(shù)在0.894～0.996，平均值在0.950。天然氣非烴組分氣CO2和N2含量平均值分別為0.79%和1.20%。組分特征顯示出上古生界天然氣整體仍以過成熟干氣為主。

2.2 天然氣碳同位素分布特征

對134 組靖邊氣田中部、北部地區(qū)奧陶系及上古生界天然氣的甲烷碳同位素統(tǒng)計(jì)分析表明(圖3)，奧陶系甲烷碳同位素(δ13C1)在-38.9‰～-30.7‰，平均值在-33.8‰;上古生界天然氣甲烷碳同位素(δ13C1)在-35.60‰～-29.10‰，平均值在-33.25‰。有88.3%的奧陶系天然氣樣品和96.7%的上古生界天然氣樣品的δ13C1都分別在-36‰～-31‰，且分布形態(tài)相似，具有典型的高成熟裂解煤成氣特征。相同地區(qū)奧陶系天然氣乙烷碳同位素(δ13C2)在-37.50‰～-23.70‰，平均值在-29.91‰，與上古生界天然氣乙烷碳同位素(δ13C2)分布范圍在-26.00‰～-22.13‰，平均值在-24.13‰相比，明顯偏負(fù)。奧陶系只有30%的樣品其乙烷碳同位素分布范圍與上古生界天然氣一致，δ13C2在-28‰～23‰，具有煤成氣特征，而70%奧陶系天然氣乙烷碳同位素分布明顯偏負(fù)，主峰在-34‰～-31‰，具有高成熟油型氣特征(圖3)。

圖3 鄂爾多斯盆地古生界天然氣烷烴氣碳同位素組成直方圖Fig.3 Histogram of carbon isotope composition of natural gas from the Paleozoic of the Ordos Basin

圖4 靖邊氣田南部古生界烷烴氣碳同位素組成直方圖Fig.4 Histogram of carbon isotope composition of alkane gases from the Paleozoic in the southern Jingbian gas field

以上分析是基于前人資料統(tǒng)計(jì)得出的，然而靖邊氣田南部天然氣碳同位素分布模式與中部及北部地區(qū)有所不同(圖4)。奧陶系天然氣甲烷碳同位素(δ13C1)分布在-37.34‰～-29.76‰，平均值在-33.06‰，與中部及北部地區(qū)乙烷碳同位素分布范圍相似，僅略為偏重。而上古生界天然氣甲烷碳同位素分布明顯偏重，δ13C1分布在-32.45‰～-24.08‰，平均值在-28.11‰，比中部及北部地區(qū)上古生界天然氣甲烷碳同位素整體偏重約5.11‰。從圖1 可知，靖邊氣田南部吳起、延安地區(qū)石炭系底部Ro在2.0%～2.8%，明顯比靖邊氣田中部及北部地區(qū)Ro值(1.6%～2.0%)高約0.4%～0.8%，因此南部地區(qū)上古生界天然氣甲烷碳同位素整體明顯偏重。

靖邊氣田南部乙烷碳同位素分布特征與其中部、北部地區(qū)也有明顯差異(圖4)。奧陶系天然氣乙烷碳同位素(δ13C2)分布范圍在-38.60‰-26.46‰，平均值在-33.71‰，整體比中部及北部地區(qū)偏輕約3.80‰。值得一提的是，上古生界天然氣乙烷碳同位素分布范圍較大，在-36.71‰-20.68‰，平均值為-28.59‰，有52.9%的樣品其δ13C2小于-28‰，具有油型氣特征。

如果假設(shè)靖邊氣田南部地區(qū)奧陶系天然氣是油型氣，那么更高的熱演化程度應(yīng)該使其甲烷碳同位素比中部及北部地區(qū)更為偏重，而這兩個(gè)地區(qū)的甲烷碳同位素分布范圍相似，說明氣源仍是以上古生界烴源巖為主。

乙烷碳同位素的差異說明兩點(diǎn):1)南部奧陶系天然氣乙烷碳同位素偏輕，而熱演化程度偏高，說明氣源也不大可能以來源于奧陶系油型氣為主;2)南部上古生界天然氣乙烷碳同位素偏輕說明天然氣混合有較大比例的油型氣。

3 靖邊氣田氣源分析

3.1 主要判別指標(biāo)選取

從天然氣組分特征可知，靖邊氣田奧陶系天然氣C2-4重?zé)N含量較低，平均含量小于2.475%，大部分樣品更是小于2%(圖5)。天然氣的甲烷碳同位素組成隨著C2-4重?zé)N組分含量的降低而變重(圖5a)，符合氣田組分的熱演化與碳同位素動(dòng)力學(xué)分餾的一般規(guī)律［24-25］。鄂爾多斯盆地主要?dú)馓锷瞎派缣烊粴饧淄橥凰亟M成隨著C2-4重?zé)N組分含量的降低而變重，最終趨于塔里木盆地克拉2 氣藏甲烷碳同位素(圖5a)，同樣也符合碳同位素分餾的一般規(guī)律。

然而，靖邊氣田奧陶系天然氣乙烷碳同位素隨C2-C4重?zé)N組分含量的降低而變輕(圖5b)，這與鄂爾多斯盆地主要?dú)馓锷瞎派缣烊粴庖彝橥凰亟M成隨C2-C4重?zé)N組分含量的降低而變重的規(guī)律不符(圖5b)，也與碳同位素分餾的一般規(guī)律相矛盾。

由此看來，在鄂爾多斯盆地古生界天然氣高成熟、普遍混源的背景下，乙烷碳同位素組成以不能反映單一氣源天然氣的組分熱演化和同位素分餾規(guī)律，而應(yīng)該以主要烷烴氣甲烷來進(jìn)行判別。

從靖邊氣田上古生界天然氣δ13C1和δ13C2交匯圖可知(圖6a)，甲烷碳同位素與乙烷碳同位素呈現(xiàn)出正相關(guān)性，并且氣田南部地區(qū)熱演化程度高于氣田中部及北部地區(qū)，因而甲烷碳同位素整體偏重約5‰，符合碳同位素分餾動(dòng)力學(xué)規(guī)律。然而氣田南部近50%的樣品，其乙烷碳同位素明顯偏輕(δ13C2＜-28‰)，且分布十分離散。根據(jù)戴金星等［1］研究認(rèn)為，對于相同高熱演化階段，當(dāng)煤成氣的乙烷與油型氣乙烷混合時(shí)，輕δ13C2的油型氣是重δ13C2的煤成氣組分的2 倍左右，導(dǎo)致δ13C2值具有輕油型氣為主的特征。由此說明靖邊氣田南部上古生界煤成氣匯入的油型氣可能源于太原組灰?guī)r。

圖5 靖邊氣田及鄰區(qū)天然氣地球化學(xué)參數(shù)交匯圖Fig.5 Cross plots of geochemical parameters of natural gas in Jingbian gas field and its vicinity

圖6 靖邊氣田天然氣碳同位素交匯圖Fig.6 Cross plots of carbon isotope of natural gas in Jingbian gas field

返回來看靖邊氣田南部奧陶系天然氣甲烷碳同位素在-33‰～-31‰，比該地區(qū)上古生界天然氣甲烷碳同位素偏輕約4‰(圖4)，說明了混合型煤成氣向下擴(kuò)散、運(yùn)移，導(dǎo)致奧陶系天然氣甲烷碳同位素偏輕，從而分布形態(tài)出現(xiàn)雙峰型。

本次研究中，以靖邊氣田南部上古生界甲烷碳同位素平均值-28.26‰作為煤成氣甲烷碳同位素的端元值，以表3 中甲烷碳同位素的平均值-39.1‰為下古生界來源天然氣的標(biāo)準(zhǔn)，而靖邊氣田南部奧陶系甲烷碳同位素平均值為-32.8‰，對該地區(qū)奧陶系天然氣來源進(jìn)行簡單計(jì)算:

式中:X 為上古生界煤成氣所占比例，%。

通過計(jì)算，X 為58.1%。相同方法，對靖邊氣田中部及北部地區(qū)奧陶系天然氣來源按-39.10‰(1-X)-33.25‰=-33.80‰，所得X 為90.6%。以上計(jì)算沒有考慮天然氣熱成熟度的差異，以及天然氣運(yùn)移分餾效應(yīng)對甲烷碳同位素?cái)?shù)值的影響，其結(jié)果不一定代表真實(shí)的匯源比例。但其結(jié)果可以佐證，氣田南部匯入油型氣的比例遠(yuǎn)高于氣田中部及北部地區(qū)。

3.2 奧陶系原生天然氣δ13C2 變重原因探討

靖邊氣田下古生界天然氣甲烷碳同位素與乙烷碳同位素整體呈現(xiàn)負(fù)相關(guān)性，這本身與單一氣源的天然氣熱動(dòng)力學(xué)分餾規(guī)律相矛盾(圖6b)。另外甲烷碳同位素分布范圍相對較集中，氣樣δ13C1主要分布在-37‰～-30‰，乙烷碳同位素分為范圍較離散，主要分布在-38‰～-24‰，說明乙烷碳同位素的分餾機(jī)理更為復(fù)雜，利用發(fā)生了不同混合作用的天然氣碳同位素來確定其成因本身是不可靠的。

根據(jù)本文所判定的奧陶系原生氣藏余探1 井O1k天然氣和前人分析確定的龍?zhí)? 井O1m5-7天然氣為代表［22］，與靖邊氣田奧陶系天然氣甲烷、乙烷碳同位素組成特征相比(圖6b)，具有甲烷碳同位素最輕，在-39.26‰～-38.92‰，乙烷碳同位素相對甲烷明顯偏重的特點(diǎn)，并且δ13C2-δ13C1值在11.75‰～15.48‰之間，遠(yuǎn)大于靖邊氣田奧陶系天然氣δ13C2-δ13C1的分布范圍。

從封閉系統(tǒng)下乙烷碳同位素?zé)釀?dòng)力學(xué)模擬實(shí)驗(yàn)來看，存在乙烷生成和裂解的平衡過程［26］。當(dāng)烴源巖處于生烴高峰時(shí)，乙烷的生成量遠(yuǎn)大于乙烷裂解的數(shù)量，此時(shí)封閉體系中，乙烷組分含量不斷增加，乙烷碳同位素不斷變重，符合一般天然氣碳同位素?zé)釀?dòng)力學(xué)分餾規(guī)律;當(dāng)生烴高峰結(jié)束，生烴過程趨于停止，隨著溫度進(jìn)一步增加，乙烷碳同位素發(fā)生裂解的數(shù)量開始大于其生成的數(shù)量。由于存在12CH3-12CH3和13CH3-12CH3兩個(gè)平行的裂解過程［26］，使得在乙烷碳同位素在后期因裂解作用仍有持續(xù)偏重的過程。

另外，由于天然氣重烷烴氣裂解過程主要受溫度條件控制，因此氣源巖熱成熟度越高，乙烷碳同位素相對甲烷碳同位素的差值就會(huì)越大(在不考慮天然氣散失的前提下，原生甲烷組分碳同位素基本保持穩(wěn)定)。如根據(jù)石炭系底部Ro值推得，龍?zhí)? 井奧陶系熱演化程度大于余探1 井(圖1)，因而龍?zhí)? 井O1m5-7天然氣δ13C2-δ13C1值(15.48‰)大于余探1 井O1k 天然氣δ13C2-δ13C1值(11.75‰)。

4 結(jié)論

1)通過對余探1 井奧陶系烴源巖及天然氣地球化學(xué)特征分析，以及儲蓋配置來看，余探1 井克里摩里組天然氣應(yīng)屬于原生高成熟油型氣。

2)由于靖邊氣田奧陶系風(fēng)化殼天然氣C2-C4重?zé)N組分含量低、乙烷碳同位素分布離散，乙烷和甲烷碳同位素呈負(fù)相關(guān)以及乙烷碳同位素隨C2-C4組分含量降低而變負(fù)的矛盾現(xiàn)象，說明氣源判識應(yīng)主要依據(jù)甲烷碳同位素。

3)以甲烷碳同位素作為主要判別指標(biāo)，余探1井、龍?zhí)? 井奧陶系天然氣為油型氣端元，認(rèn)為δ13C1小于-38‰是來源于海相奧陶系烴源巖油型氣的主要標(biāo)志，據(jù)此判別靖邊氣田整體仍以高-過成熟煤成氣為主。

4)靖邊氣田南部相對氣田中部和北部地區(qū)，古生界熱演化程度較高，天然氣甲烷碳同位素整體偏重，但同時(shí)混入油型氣的比例也相對較高。

致謝：本項(xiàng)研究工作得到中國石油長慶勘探開發(fā)研究院區(qū)域室包洪平、孫六一、任軍峰、馬占榮高工的大力支持和幫助，在成文過程中多次與長慶油田張文正教授進(jìn)行交流，獲益良多，謹(jǐn)致謝忱。

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