張煥旭，倪帥，王力，唐海平，袁波

（1.西南石油大學資源與環(huán)境學院，四川 成都610500；2.中國石油新疆油田公司，新疆 克拉瑪依834000）

1 區(qū)域概況

滴南凸起位于準噶爾盆地東部，北鄰滴水泉凹陷，南接東道海子凹陷，西靠莫北凸起，東壤克拉美麗山，是一個受東西向斷裂控制、向西傾沒的大型鼻狀構(gòu)造（見圖1）。滴水泉凸起形成于石炭系末期，其主要動力為華力西運動時期，西伯利亞板塊和哈薩克斯坦板塊相對準噶爾地體順時針運動產(chǎn)生的右行壓扭性應(yīng)力場［1］，該應(yīng)力場也使區(qū)域內(nèi)形成了一系列東西向展布的逆斷層。其中滴水泉西斷裂位于滴南凸起中段，并將滴水泉凸起分為南、北2 個分支：北分支發(fā)現(xiàn)儲量達千億方的克拉美麗氣田，產(chǎn)層為石炭系；南分支發(fā)現(xiàn)滴西9 井區(qū)呼圖壁河組氣藏、滴西13 井區(qū)頭屯河組和呼圖壁河組氣藏及滴西15 井區(qū)白堊系油藏等多個油氣藏，但油氣規(guī)模相對北分支較小。

2 天然氣來源

區(qū)域內(nèi)存在偏腐殖型石炭系和偏腐泥型二疊系烴源巖，普遍認為，整個滴南凸起天然氣主要為石炭系烴源巖的產(chǎn)物［2-6］；但是滴南凸起中段南分支天然氣地球化學數(shù)據(jù)（見表1）表明，其與北分支克拉美麗氣田天然氣存在區(qū)別，并不完全符合石炭系烴源巖產(chǎn)物特征。

從天然氣組分來看：北分支干燥系數(shù)相對集中，主要分布在0.90～0.95； 而南分支干燥系數(shù)要分散一些，從0.90～0.98 都有分布，部分干燥系數(shù)大于0.95，已屬干氣范疇。

圖1 滴南凸起工區(qū)勘探成果

表1 滴南凸起天然氣組分與碳同位素對比

從天然氣甲烷碳同位素來看，北分支組成較為集中，主要分布在-30.70‰～-29.40‰，南分支-33.70‰～-30.20‰，個別數(shù)據(jù)達到-41.79‰，-35.30‰，普遍比北支要輕一些。出現(xiàn)這種現(xiàn)象，一方面可能是北支天然氣成熟度高于南支，另一方面南支天然氣可能存在偏腐泥型氣的混源。通過分析構(gòu)造史可以發(fā)現(xiàn)，兩凹夾一隆，中間的滴南凸起是石炭末期才開始隆起的［7］，在石炭系烴源巖沉積時，兩邊凹陷并沒有明顯的區(qū)分。且以目前的構(gòu)造形態(tài)來看，靠近南分支的東道海子凹陷石炭系地層的埋深要大于北面的滴水泉凹陷，如果說存在因烴源巖發(fā)育程度不同導致的天然氣成熟度差異，也只可能南支成熟度高于北支。因此，南支天然氣存在混源的可能性。

戴金星曾經(jīng)指出，對于乙烷碳同位素，煤成氣的一般重于-28.0‰，油型氣的一般輕于-28.5‰，-28.5‰～-28.0‰為2 類氣的共存區(qū)，并且以煤成氣為主［8-9］。研究區(qū)內(nèi)，北分支天然氣的乙烷碳同位素值集中分布在-27.8‰～-26.1‰，屬煤成氣；而南分支乙烷碳同位素值相對比較分散，從-31.0‰～-23.0‰皆有分布，部分數(shù)值輕于-28.5‰，屬油型氣范疇。

綜合以上證據(jù)，可以斷定，滴南凸起中段南分支天然氣在石炭系煤成氣的基礎(chǔ)上，存在二疊系油型氣的混源。

3 端元值的選取與混源模板的建立

天然氣混合是一個物理過程，不同來源的天然氣在組成和碳同位素上都存在差別，當它們發(fā)生混合后，混合氣的氣體組成和碳同位素也相應(yīng)發(fā)生變化［10］。假設(shè)存在A，B 兩種天然氣的混合，混合后的混源天然氣碳同位素應(yīng)當遵循以下公式：

式中：δ13C1mix，δ13C2mix分別為混合天然氣甲、乙烷碳同位素值，‰；a 為天然氣A 的混入比；PC1A，PC2A分別為天然氣A 的甲、乙烷體積分數(shù)，%；PC1B，PC2B分別為天然氣B 的甲、乙烷體積分數(shù)，%；δ13C1A，δ13C2A分別為天然氣A 的甲、乙烷碳同位素值，‰；δ13C1B，δ13C2B分別為天然氣B 的甲、乙烷碳同位素值，‰。

從式（1）、式（2）可以看出，選取合適的端元值是計算混源氣混合比例的關(guān)鍵，此處所謂端元值具體是指參與混合的天然氣甲、乙烷體積分數(shù)和碳同位素組成。

依據(jù)碳同位素動力學分餾原理，隨著熱演化程度的增高，烷烴氣體的碳同位素組成逐漸變重［11-12］。相關(guān)中外專家也研究指出天然氣成熟度與甲乙烷碳同位素存在很好的對應(yīng)關(guān)系，這種關(guān)系可以通過擬合公式表現(xiàn)出來。

對于Ⅲ型天然氣［13］：

對于Ⅰ，Ⅱ型天然氣［14］：

研究區(qū)域內(nèi)石炭系天然氣資料比較豐富，烴源巖成熟度研究表明，東道海子烴源巖成熟度已達到成熟—過成熟階段，鏡質(zhì)體反射率Ro為1.07%～2.38%。北分支實測天然氣成熟度換算成Ro基本上都在2.00%以上，同時考慮到南分支烴源巖的演化程度要高于北分支，以Ro=2.30%作為南分支石炭系端元氣成熟度是比較合適的。將Ro=2.30%代入式（3）、式（4），計算得出δ13C1=-29.07‰，δ13C2=-22.63‰。同樣，參照克拉美麗氣田天然氣樣本組分特征，排除干擾因素，選取分布最為集中的中位數(shù)89.8%和5.2%，分別作為石炭系端元氣的甲、乙烷體積分數(shù)。

東道海子凹陷二疊系源巖以生油為主，烴源巖成熟度區(qū)間跨度較大，且二疊源天然氣缺乏實測樣本用以參考。因此，將二疊系天然氣的Ro作為變量對待，試圖建立其與甲、乙烷體積分數(shù)之間的對應(yīng)關(guān)系。由于研究區(qū)域內(nèi)缺乏純粹的二疊源天然氣樣本，轉(zhuǎn)而選取同一盆地鄰近區(qū)塊的二疊源天然氣作為樣本進行研究。烴源巖具有相同或者相近的成烴環(huán)境，其成熟演化過程因而應(yīng)該具有一定的相似性。圖2即為鄰近區(qū)塊二疊源天然氣甲、乙烷體積分數(shù)與成熟度的統(tǒng)計關(guān)系，可以發(fā)現(xiàn)兩者具有一定統(tǒng)計規(guī)律性。遵循最小二乘法原理，計算得到二者關(guān)系的擬合方程式：

將氣體A 理解為二疊源天然氣，氣體B 理解為石炭源天然氣，分別把式（5）和式（7）代入式（1），式（6）和式（8）代入式（2）。因為石炭系端元氣各端元值δ13C1B，δ13C2B都為常數(shù)，方程式就變成了關(guān)于混合氣同位素值、二疊源天然氣成熟度、二疊源天然氣混入量3個變量之間的等式。依次固定二疊源天然氣成熟度Ro為某一數(shù)值，將二疊源天然氣混入量a 設(shè)定為一連串均勻變化的離散數(shù)據(jù)，便可得到相應(yīng)的混合氣甲乙烷碳同位素值，進而建立針對該區(qū)域的天然氣混源比例判定模板（見圖3）。

圖2 周邊區(qū)域二疊系天然氣組分與成熟度關(guān)系

圖3 滴南凸起南分支天然氣混源比例判斷圖版

4 結(jié)果分析與討論

將實測天然氣甲乙烷同位素值投影進模板（圖3中圓點即為實測值投影點），便可直接讀出混入二疊源天然氣成熟度和混入量（見表2）。但是可以發(fā)現(xiàn)，并不是所有點都投影到模板有效范圍之內(nèi)，個別點無法通過模板直接讀出的情況。分析原因為：首先，運移、保存過程中的分餾效應(yīng)使天然氣碳同位素發(fā)生一定程度的偏移；其次，由于區(qū)域內(nèi)沒有單純二疊源天然氣樣本，端元值的選取會直接影響模板的準確性。針對個別投影在圖版范圍外的樣本點，可由模板的變化趨勢估讀。

表2 滴南凸起南分支二疊源氣混入比及成熟度

由表2可以看出，混入二疊源天然氣的Ro主要集中在0.50～1.20，表明屬于成熟階段，混入比主要集中在0.08～0.45。滴南凸起中段南分支天然氣來源應(yīng)以石炭系為主，并存在二疊源低成熟階段天然氣的少量混入。從橫向上來看，滴西9 井區(qū)二疊源天然氣混入比要高于其他2 個井區(qū)，滴西15 井2 個樣本二疊源天然氣成熟度明顯要高于其他井，已經(jīng)達到高—過成熟階段?？傮w而言，滴南凸起南分支二疊源天然氣的混入是大面積的非均勻混入，且以熱解氣階段為主，二疊源氣不具備生成大氣藏的能力，天然氣勘探重點應(yīng)以石炭系來源氣為主。

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