陳琳琳，孫伯強(qiáng)，王樂聞，李 昆

（中國石油化工股份有限公司上海海洋油氣分公司研究院，上海 200120）

西湖凹陷中央背斜帶北部花港組天然氣特征及氣源分析

陳琳琳，孫伯強(qiáng)，王樂聞，李 昆

（中國石油化工股份有限公司上海海洋油氣分公司研究院，上海 200120）

西湖凹陷中央背斜帶北部油氣突破已經(jīng)引發(fā)漸新統(tǒng)花港組深層成藏模式新思考，而氣源分析是成藏模式的一個(gè)重要環(huán)節(jié)，此文將中央背斜帶北部新探鉆井的天然氣樣品與三潭深凹及保俶斜坡北部天然氣樣品對比分析，從組分、輕烴指紋兩方面探討了母質(zhì)類型，并用多種指標(biāo)論證天然氣成熟度問題，認(rèn)為中央背斜帶北部花港組天然氣來自構(gòu)造西側(cè)三潭深凹同期地層，其成熟度明顯低于三潭深凹南部花港組及保俶斜坡北部平湖組天然氣，但分餾蒸發(fā)作用所造成的重?zé)N含量異常低的假象容易誤判為高成熟裂解氣。氣源判別的新認(rèn)識為該地區(qū)花港組成藏提出了新的思路。

天然氣特征；氣源；中央背斜帶；西湖凹陷

前人研究中，已經(jīng)確認(rèn)西湖凹陷天然氣中烴類氣體主要為煤型氣，并混有部分油型氣[1]。既有熱降解成因，也有熱降解、運(yùn)移分異以及微生物降解綜合成因[2]。主力烴源巖確定在平湖組（中上始新統(tǒng)）及以下地層，也有一部分來自花港組[3]。前人工作中，已經(jīng)普遍注意到部分天然氣的成熟度與源巖的熱演化程度不一致，因此，關(guān)于天然氣成熟度及成因類型也是探討較多的部分。

近兩年，西湖凹陷中央背斜帶北部G構(gòu)造、HG構(gòu)造花港組（漸新統(tǒng)）的勘探成果，從油氣層位到儲(chǔ)量規(guī)模，啟發(fā)了該地區(qū)深部油氣成藏新思路。而對天然氣成因類型及氣源的判識問題必然制約成藏分析，影響下一步勘探方向的判斷。

1 地質(zhì)背景

東海陸架盆地西湖凹陷是一個(gè)新生代大陸邊緣疊加盆地，烴源巖層系自下而上為：中下始新統(tǒng)寶石組、中上始新統(tǒng)平湖組，漸新統(tǒng)花港組。始新統(tǒng)主要發(fā)育在三角洲-潮坪-瀉湖環(huán)境，漸新統(tǒng)則為濕地扇、三角洲-湖泊環(huán)境。西湖凹陷從西往東可分成5個(gè)二級構(gòu)造單元，即保俶斜坡、三潭深凹、浙東中央背斜帶、白堤深凹和天屏斷裂帶，而G構(gòu)造、HG構(gòu)造位于西湖凹陷中央背斜帶北部（圖1）。

目前，西湖凹陷勘探已經(jīng)穩(wěn)步發(fā)展在深層（3 200~4 000 m）、超深層（>4 000 m）階段。西湖凹陷深層圈閉發(fā)育，未鉆圈閉面積大，具備形成大型原生油氣藏的資源基礎(chǔ)。根據(jù)論證需要，選擇中央背斜帶北部G構(gòu)造、HG構(gòu)造，與三潭深凹（以下簡稱深凹）地區(qū)的Q構(gòu)造、H構(gòu)造、J構(gòu)造，以及保俶斜坡北部的K構(gòu)造的大致深度相當(dāng)（深層-超深層）的天然氣樣品建立類比分析關(guān)系，以達(dá)到深化認(rèn)識中央背斜帶北部天然氣成因之目的。

圖1 西湖凹陷區(qū)域構(gòu)造及研究區(qū)位置

表1 西湖凹陷天然氣樣品組分對比表

2 天然氣組分

以中央背斜帶北部G構(gòu)造、HG構(gòu)造的天然氣樣品與深凹構(gòu)造H、J，以及保俶斜坡北部的K構(gòu)造天然氣樣品對比研究（表1），可以看出組分差異具有5個(gè)特點(diǎn)。

（1）C1-C4為氣態(tài)烴豐度指標(biāo)，只有HG-4井一個(gè)樣品明顯偏低。C5-C7為重?zé)N含量，也是有機(jī)質(zhì)成熟度指標(biāo)，中央背斜帶北部重?zé)N含量平均0.28，而深凹與保俶斜坡北部比較接近平均0.93~1，可見，中央背斜帶北部天然氣與深凹及保俶斜坡北部天然氣不是一個(gè)類型。

（2）C2-C4/C1表明C1-C4氣態(tài)烴中，乙烷以上氣體與甲烷的比值。比值低偏向干氣為主，比值高則偏向濕氣。以平均值而言，中央背斜帶北部平均0.04，而深凹平均0.12，保俶斜坡平均0.15，從這個(gè)比值看，深凹以及保俶斜坡比較接近，而中央背斜帶北部明顯偏低。

（3）干燥系數(shù)為成熟度參考指標(biāo)，中央背斜帶北部平均0.96，深凹平均0.89，保俶斜坡平均0.86，中央背斜帶北部天然氣成熟度略高。

（4）iC4/nC4為異丁烷/正丁烷比值，局限于檢驗(yàn)有機(jī)質(zhì)低熟階段的生物氣，表中比值接近，平均1.45，可見有機(jī)質(zhì)成熟度已經(jīng)跨過低熟階段。

（5）非烴類氣體N2含量差異明顯，中央背斜帶北部平均1.68（不計(jì)入HG-4井一異常樣品），深凹平均1.06，保俶斜坡平均0.45。從這些比值看，均屬于痕量，但中央背斜帶北部明顯高于區(qū)域平均值，值得思考。

HG、G構(gòu)造花港組天然氣中烴類氣體甲烷含量較高，平均91.36%；C2-C4/C1平均值0.04；重?zé)N含量平均0.28；且變化范圍不大，這些參數(shù)均表明呈干氣特征。

HG、G構(gòu)造花港組天然氣中氮?dú)夂柯远?，也顯示出與其他地區(qū)天然氣的差異。劉全有等人[4]在塔里木盆地的研究認(rèn)為，油型氣中氮?dú)夂棵黠@高于煤成氣。HG、G構(gòu)造天然氣是否屬于這個(gè)原因，還需在干酪根類型上進(jìn)一步確認(rèn)。

3 輕烴指紋

3.1 C4-C7烴類構(gòu)成

C4-C7烴類在高成熟天然氣中所占比例極少，并存在多種同分異構(gòu)體。比較中央背斜帶北部與深凹及保俶斜坡北部鉆井中天然氣C4-C7烴類特征，可以看出：

（1）只有深凹及保俶斜坡北部的樣品出現(xiàn)芳烴（表2）。由于芳烴在高溫下比鏈烴、環(huán)烴更穩(wěn)定，即所謂芳構(gòu)化程度指示成熟度。說明存在兩種情況：對于同一母質(zhì)而言，深凹及保俶斜坡北部的天然氣成熟度更高；也可能兩種天然氣母質(zhì)不同，因?yàn)?，來源于腐殖型母質(zhì)的輕烴往往富含芳烴。

（2）從表2和圖2可知，深凹、保俶斜坡北部的數(shù)據(jù)點(diǎn)比較離散，而中央背斜帶北部樣品點(diǎn)相對集中。這表明前者呈混源現(xiàn)象，而后者來自相對統(tǒng)一的烴源地層。

3.2 MCH指數(shù)及脂烴類構(gòu)成

胡惕麟等[5]早在1990年即已提出甲基環(huán)己烷指數(shù)（ MCH指數(shù)）可劃分有機(jī)質(zhì)類型。后人研究發(fā)現(xiàn)：判識天然氣成因的輕烴指標(biāo)中，C7輕烴化合物組成三角圖與C5-C7脂肪族組成三角圖配合使用效果較好[6]。

六員環(huán)烴（甲基環(huán)己烷）主要來自高等植物木質(zhì)素、纖維素和糖類，是腐殖型母質(zhì)（Ⅲ型干酪根）的主要物質(zhì)，而五員環(huán)烴（各種構(gòu)型二甲基環(huán)戊烷、乙基環(huán)戊烷）主要來自水生生物甾類、萜類化合物中的環(huán)狀類脂體；正庚烷的母源相對復(fù)雜，主要是細(xì)菌、藻類，也可能是高等植物的鏈狀類脂體。而這些環(huán)狀、鏈狀類脂體都來源于腐泥型母質(zhì)（Ⅰ型、Ⅱ型干酪根）。按照這個(gè)原理，MCH指數(shù)三元圖用于區(qū)別源巖的母質(zhì)類型是有依據(jù)的。

脂烴族構(gòu)成用于烴源巖母質(zhì)分析。理論上講，不同母質(zhì)類型烴源巖及其所生成的天然氣，具有不同的脂烴族構(gòu)成特征。前人應(yīng)用這一方法，認(rèn)為西湖凹陷天然氣成因類型偏煤型氣[1]。

而通過中央背斜帶北部諸樣品與深凹及保俶斜坡北部的比較，天然氣類型仍然偏煤型氣（圖3），而母質(zhì)類型主要為淺水腐殖Ⅲ型，少量深水腐泥型（圖4）。

3.3 天然氣K1值

煤型氣主要來自富含芳香族結(jié)構(gòu)的Ⅲ、Ⅱ2型干酪根，油型氣主要來自富含脂肪族結(jié)構(gòu)的Ⅰ、Ⅱ1型干酪根。所以，煤型氣更富含芳香族組成，油型氣主要來自富含脂肪族組成[7]。

天然氣K1值也適用于區(qū)別煤型氣和油型氣。根據(jù)Mango輕烴成因理論（1990）[8]，天然氣K1值，即（2-甲基已烷+2，3-二甲基戊烷）/（3-甲基已烷+2，4-二甲基戊烷）（表3），可以區(qū)別不同一類型的油（氣），也就是說，K1值只與天然氣母質(zhì)有關(guān)，而與成熟度無關(guān)。

K-2井、K-5井、H-2井、J-1井、J-2井以及Q-2井的K1值平均1.15，變化范圍0.75~1.75，顯示良好的線性關(guān)系，可以確定深凹和保俶斜坡北部的天然氣來自同一種母質(zhì)類型（圖5）。而G、HG構(gòu)造的樣品數(shù)據(jù)點(diǎn)線性關(guān)系很差（圖5），表明中央背斜帶北部烴源存在多類型干酪根類。

表2 西湖凹陷C4-C7烴族組成

圖2 輕烴指紋數(shù)據(jù)離散特征

4 成熟度分析

4.1 環(huán)烷參數(shù)與二甲基環(huán)戊烷參數(shù)

早年胡惕麟等人（1990）[5]對天然氣輕烴指紋的開發(fā)應(yīng)用曾篩選出若干與干酪根H/C原子比相關(guān)度很高的配對參數(shù)，環(huán)烷指數(shù)Ⅰ（CA1=RCPC7/ nC7），環(huán)烷指數(shù)Ⅱ（CA2=MCH/nC7）， 環(huán)烷指數(shù)Ⅲ（CA3=CYC7/nC7+∑iC7），以及二甲基環(huán)戊烷指數(shù)（DMCP）。但這些指標(biāo)在高成熟度天然氣樣品通常含量很低而影響判別。

圖3 西湖凹陷天然氣C7系列化合物三角圖

圖4 西湖凹陷天然氣甲基環(huán)己烷（MCH）指數(shù)分布圖

圖5 西湖凹陷天然氣K1值分布圖

環(huán)烷指數(shù)（CA1，CA2，CA3）依據(jù)熱演化過程中的烷基化判別成熟度。熱力作用下環(huán)烷烴的開環(huán)及芳構(gòu)化，都會(huì)使環(huán)烷烴濃度降低，但，這一指標(biāo)對于高成熟樣品判識能力減弱。

二甲基環(huán)戊烷指數(shù)（DMCP）=（正己烷+2-甲基戊烷+3-甲基戊烷）/（1反3二甲基環(huán)戊烷+1順3二甲基環(huán)戊烷+1反2二甲基環(huán)戊烷），該指數(shù)受母質(zhì)類型影響較環(huán)烷指數(shù)要小些。其地化意義為：隨著熱力學(xué)作用增強(qiáng)，演化進(jìn)程加深，不同構(gòu)型的二甲基環(huán)戊烷相應(yīng)地發(fā)生脫甲基和開環(huán)作用而成為正己烷和甲基戊烷。二甲基環(huán)戊烷指數(shù)正是利用這種此消彼長的關(guān)系反映烴類成熟度。DMCP指數(shù)高，說明演化更趨成熟。

從表3及圖6看，深凹及保俶斜坡北部的樣品數(shù)據(jù)點(diǎn)離散程度很高，驗(yàn)證了高成熟度氣樣的數(shù)據(jù)不穩(wěn)定；而中央背斜帶北部天然氣數(shù)據(jù)點(diǎn)相對集中，恰恰說明其成熟度略低，數(shù)據(jù)具有一定的可靠性。從這個(gè)角度看，中央背斜帶北部天然氣另有來源。

4.2 最大生成溫度分析

Mango、Bement、唐友軍等[9-11]研究發(fā)現(xiàn)，2，4-二甲基戊烷與2，3-二甲基戊烷的比值（2，4-DMP/2，3-DMP）能夠有效地反映烴類生成溫度，推導(dǎo)烴源層最大生烴溫度（Tmax）的計(jì)算公式： Tmax=140 + 15×ln（2，4-DMP/2，3-DMP）。該輕烴溫度參數(shù)受其他因素影響較小，并且Ro= 0.012 3 Tmax-0.676 4，可以將最大生烴溫度折算成相應(yīng)的鏡質(zhì)體反射率（Ro）。這種方法計(jì)算的成熟度受蒸發(fā)分餾作用影響較小，具有參考價(jià)值（表4）。

4.3 組分成熟度分析

甲烷含量與重?zé)N含量關(guān)系圖也是判別天然氣成因類型的常有方法。從西湖凹陷不同地區(qū)天然氣的甲烷含量與重?zé)N含量關(guān)系圖（圖7）顯示，中央背斜帶天然氣樣品明顯與保俶斜坡北部及深凹樣品基本分成兩類。保俶斜坡北部及深凹樣品多屬于成熟油氣區(qū)，而中央背斜帶天然氣屬于過成熟裂解氣區(qū)。

中央背斜帶天然氣組分成熟度分析與環(huán)烷參數(shù)、二甲基環(huán)戊烷參數(shù)分析似乎矛盾，組分中較低的重?zé)N含量也與環(huán)烷烴、芳烴資料略有矛盾，這一現(xiàn)象將在氣源分析中探討。

表3 西湖凹陷天然氣輕烴參數(shù)研究

圖6 西湖凹陷環(huán)烷指數(shù)與二甲基環(huán)戊烷參數(shù)分析

5 碳同位素分析

從西湖凹陷區(qū)域資料看，天然氣成因既有熱解氣、生物氣，也有深源氣，但熱解氣為主要天然氣類型[12]。

西湖凹陷熱解氣δ13C1在-27‰~ -48‰，δ13C2-1在2.16‰~18.93‰。雖然中央背斜帶北部的G構(gòu)造，H構(gòu)造的鉆井目前還沒有碳同位素資料，但是，附近的YY構(gòu)造（位置見圖1）在花港組已檢測兩個(gè)碳同位素樣品，分別是δ13C1在-32.1‰，δ13C2-1在8‰，δ13C1在-31.4‰，δ13C2-1在6.4‰；均在熱解氣范圍之內(nèi)。

熱解氣中乙烷碳同位素（δ13C2）在熱演化和運(yùn)移過程中基本保持不變，主要指證母質(zhì)類型。西湖凹陷區(qū)域資料中[12]，以δ13C2=-28‰作為劃分腐泥型（Ⅰ、Ⅱ型）與腐殖型（Ⅲ型）的分界，YY構(gòu)造花港組兩個(gè)樣品的δ13C2分別為-25‰，- 24.1‰，數(shù)據(jù)歸于腐殖型烴源巖。

表4 西湖凹陷油氣最大生成溫度和成熟度

圖7 甲烷含量與重?zé)N含量關(guān)系圖

6 氣源分析

中央背斜帶北部（花港組）天然氣是否與深凹、保俶斜坡北部天然氣屬于不同烴源巖，綜合上述單項(xiàng)討論，我們認(rèn)為：

（1）從組分看，G構(gòu)造、HG構(gòu)造重?zé)N含量低（為0.28%），而深凹與保俶斜坡北部天然氣重?zé)N含量可以達(dá)到1%，可見，中央背斜帶北部天然氣與深凹及保俶斜坡北部天然氣不是一個(gè)類型。而重?zé)N含量極低也導(dǎo)致重?zé)N指紋對比中的數(shù)據(jù)不穩(wěn)定。而重?zé)N偏低致使從組分出發(fā)的成熟度分析中，出現(xiàn)成熟度偏高的結(jié)論。

（2）C4-C7烴類構(gòu)成中，中央背斜帶數(shù)據(jù)相對集中，表明氣樣成熟度有異于深凹及保俶斜坡北部氣樣。而2，4-二甲基戊烷與2，3-二甲基戊烷的比值所計(jì)算Ro僅達(dá)到成熟階段，與組分分析有異。

（3）MCH指數(shù)三元圖與C7系列化合物三角圖都指證煤型氣特征，以及淺水腐殖型烴源。但K1值卻說明HG構(gòu)造、G構(gòu)造可能混有部分油型氣。

（4）環(huán)烷參數(shù)與二甲基環(huán)戊烷參數(shù)說明中央背斜帶天然氣成熟度明顯低于保俶斜坡北部及深凹的樣品。

（5）附近YY構(gòu)造花港組氣樣碳同位素資料確立了熱解氣成因，來自腐殖型烴源。

深凹和中央背斜帶的天然氣主要來自深凹中埋深較大的平湖組或花港組源巖[13]，這一認(rèn)識長期具有代表性，同時(shí)強(qiáng)調(diào)平湖組為主力烴源巖。但是，從中央背斜帶北部天然氣樣的特質(zhì)看，關(guān)于中央背斜帶北部天然氣成因有兩點(diǎn)思考：

（1）中央背斜帶北部天然氣樣與深凹及保俶斜坡北部氣樣均屬熱解氣，但中央背斜帶北部花港組成藏的是另一類成熟度略低、重?zé)N含量很低、非烴類N2含量稍多的天然氣；如果成因上確有區(qū)別，將導(dǎo)致成藏思路的變革。該地區(qū)花港組可能為主力烴源巖，或混有少量垂直運(yùn)移的深部天然氣。

由于中央背斜帶北部斜側(cè)深凹中花港組下段水進(jìn)域、高位域烴源巖埋深已達(dá)五千多米（圖8），Ro可達(dá)1.8% ~1.9%[14]，從烴源巖熱演化看，符合G構(gòu)造、HG構(gòu)造天然氣特征。

圖8 花港組下段頂面T25埋藏深度

表5 西湖凹陷烴源巖分析

（2）平湖組天然氣的確存在混源現(xiàn)象，這是因?yàn)槠胶M張性斷裂龍井運(yùn)動(dòng)前（中新世末）長期溝通平湖組以下地層。而南部深凹鉆井中花港組的氣樣具有平湖組類似現(xiàn)象則成為平湖組主力氣源的重要依據(jù)。

由于龍井運(yùn)動(dòng)活動(dòng)時(shí)期的確發(fā)生過垂向運(yùn)移，這在前人資料中也有論述[13]。但目前區(qū)域上并沒有出現(xiàn)大規(guī)模垂向運(yùn)移形成的成藏特征，因此，垂向運(yùn)移或許僅僅是一個(gè)混源因素，而成藏則是側(cè)向運(yùn)移為之，畢竟，龍井運(yùn)動(dòng)后斷裂普遍處于擠壓性質(zhì)，垂向運(yùn)移通道關(guān)閉，即便前人廣泛認(rèn)同的以平湖組為主力烴源的南部深凹花港組成藏天然氣也呈現(xiàn)側(cè)向運(yùn)移成藏的分布規(guī)律。

中央背斜帶北部花港組中氣樣的重?zé)N含量較低，導(dǎo)致組分成熟度偏高，如何解釋？前人曾經(jīng)提出西湖凹陷油氣運(yùn)移中的“蒸發(fā)分餾”機(jī)制[15]。

氣樣組分分析引出的成熟度明顯偏高，也遠(yuǎn)高于同層原油成熟度。G-1井在天然氣樣同層油樣據(jù)甲基菲指數(shù)MPI判斷成熟度Ro為0.9%，據(jù)甾類化合物中C2920S/（20S+20R），C29αββ /（αββ + ααα）指標(biāo)判斷為低熟-成熟（Huang D F分類）[16]。天然氣同層油樣的成熟度與同層烴源巖熱演化相當(dāng)，而天然氣K值以及干酪根類型（表5）均說明同期側(cè)向深部烴源巖存在一部分油型氣，在長距離側(cè)向運(yùn)移中，重?zé)N逐步減少，造成組分成熟度偏高假象；而只與母質(zhì)相關(guān)的天然氣K值則指示了與烴源巖類型匹配的氣源類型。前人資料中，關(guān)于垂向運(yùn)移的推算不過5千多米[13]，而圖8顯示的深部生烴灶到G構(gòu)造、HG構(gòu)造的橫向距離達(dá)二十多千米，因此，側(cè)向運(yùn)移對天然氣氣樣分析的影響將關(guān)系到天然氣成因機(jī)制判斷。

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CHEN Linlin, SUN Boqiang, WANG Lewen, LI Kun
(Institute of Exploration and Development, SINOPEC Shanghai Offshore Oil & Gas Company, Shanghai 200120, China)

The exploration break through from Huagang Formation in the north segment of central anticline belt of Xihu Sag initiates geologists to re-think about the accumulation model in the deep Oligocene Huagang Formation. The analysis of gas source is one of the important aspects in the accumulation. The authors made a comparison among gas samples from the north segment of central anticline belt, Santan subsag and the north segment of Baochu slope, respectively, discussed the types of kerogen from the gas components and light hydrocarbon fngerprints, and demonstrated the gas maturity by a variety of indicators. It is concluded that the gases from Huagang Formation in the north segment of central anticline belt came from the same formation of Santan subsag which is located to the west of the central anticline, their maturity are inferior to those of gases from Huagang Formation in the south segment of Santan subsag and from Pinghu Formation in the north segment of Baochu slope. The false appearance, abnormal low content of heave hydrocarbon caused by fractionation and evaporation, can be easily mistaken for highly matured gas. The new idea about the gas origin put forwards a new method for the study on the accumulation model in Huagang Formation in the study area.

Characteristics of natural gas; gas source; central anticline belt; Xihu Sag

TE122.3

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2017.01.021

1008-2336（2017）01-0021-09

2016-08-05；改回日期：2016-10-20

陳琳琳，男，1964年生，高級工程師，碩士，1998年畢業(yè)于成都地質(zhì)學(xué)院石油系，長期從事石油地質(zhì)方面研究。E-mail：951530704@qq.com。