劉二虎，陳志鵬，王起琮，白 寧，李 晶，廖 蕓

(1.陜西省延長石油(集團)有限責任公司 延長氣田采氣二廠，陜西 靖邊 718500；2.西安石油大學 地球科學與工程學院，陜西 西安 710065)

0 引 言

鄂爾多斯盆地石油資源量為128.5×108t，天然氣資源量為15.16×1012m3，油氣資源總量達到250×108t，已成為中國最重要的油氣生產基地之一。明確天然氣的成因和來源是認識天然氣成藏過程、評價勘探潛力的重要工作，也是開展油氣勘探部署的重要依據(jù)。圍繞鄂爾多斯盆地古生界的天然氣成因和來源，開展了卓有成效的研究[1-4]。上古生界天然氣成藏模式主要為下生上儲或自生自儲，而下古生界天然氣藏則上古生界天然氣以垂向運移或側向運移方式聚集成藏[5-7]。下古生界天然氣的地球化學特征與上古生界的典型煤型氣并不完全相同，部分地區(qū)甚至表現(xiàn)為油型氣特征，關于下古生界的天然氣來源存在較大爭議。

最新研究認為下古生界馬家溝組發(fā)育低豐度的海相烴源巖，具有一定的生烴潛力，可作為下古生界油型氣的重要來源[8-9]。越來越多證據(jù)表明下古生界的天然氣可能是由上古生界煤型氣和下古生界油型氣混合而成，但人們發(fā)現(xiàn)鄂爾多斯盆地不同地區(qū)的下古生界天然氣以及下古生界不同含氣組合的天然氣來源仍存在較大區(qū)別[10-13]。筆者在前人研究成果的基礎上，分析古生界天然氣組分、碳氫同位素等有機地球化學分析數(shù)據(jù)，對比上古生界、下古生界馬家溝組上組合和中組合的天然氣地球化學特征，研究成因類型，結合馬家溝組中上組合的流體包裹體特征，探討天然氣可能的主要來源。

1 區(qū)域地質特征

靖邊地區(qū)位于鄂爾多斯盆地中部，慶陽古隆起的東北側，構造形態(tài)總體為東高西低的平緩單斜(圖1)。下古生界馬家溝組的馬五1-馬五4段發(fā)育豐富的風化殼巖溶氣藏，其次為馬五5段、馬五6段的碳酸鹽縫洞型氣藏，少數(shù)井在馬五7段以及馬四段等鹽下組合也見低產工業(yè)氣流。下古生界馬家溝組被劃分為上、中、下3套含氣組合，上組合含氣層為馬五1-馬五4亞段，中組合含氣層為馬五5-馬五10亞段，下組合含氣層為馬四段-馬一段[14-16]。上古生界石炭-二疊系煤系烴源巖分布穩(wěn)定，具有盆地范圍內的“廣覆式”生烴特征，與馬家溝組中下組合在鄂托克旗—定邊—環(huán)縣—鎮(zhèn)原一線的接觸，被認為是靖邊地區(qū)馬家溝組中下組合天然氣的重要來源[17-18]。下古生界海相烴源巖分布相對局限，有機質豐度較低，但沉積厚度大，且與馬家溝組中下組合的碳酸鹽縫洞型儲層和膏鹽蓋層形成良好的生儲蓋組合[19-20]。

圖1 鄂爾多斯盆地區(qū)域構造及古地質圖(據(jù)文獻[9],[13],[15]修改)Fig.1 Tectonic division of Ordos Basin and location of the study area(modified by [9],[13],[15])

2 實驗測試結果

2.1 天然氣組分特征

天然氣組分分析表明靖邊地區(qū)古生界天然氣總體上以烴類組分為主，烴類組分分布在62.46%～94.12%，平均84.40%；非烴組分也占有重要地位，非烴含量分布在5.72%～33.80%，平均為15.20%。上古生界、下古生界馬家溝組上組合和中組合天然氣在烴類組分和非烴組分上均存在較大差異(表1)。

表1 靖邊地區(qū)古生界天然氣組分Table 1 Natural gas components of Paleozoic in Jingbian area

上古生界(石炭系-二疊系)天然氣總烴含量為85.59%～94.12%，平均為89.44%，甲烷平均含量為87.03%，干燥系數(shù)(C1/∑C1-5)平均為0.973。馬家溝組上組合天然氣總烴含量為75.76%～93.96%，平均為85.40%，甲烷平均含量為84.00%，干燥系數(shù)(C1/∑C1-5)為0.984。馬家溝組中組合天然氣總烴含量為62.46%～85.15%，平均為76.12%，甲烷平均含量為75.74%，干燥系數(shù)(C1/∑C1-5)為0.995。靖邊地區(qū)古生界天然氣均為干氣，指示古生界烴源巖總體上具有較高的熱演化程度，這與大牛地地區(qū)的既有濕氣又干氣的特征明顯不同[13]，指示盆地內不同構造位置的天然氣性質可能隨烴源巖演化程度的不同而變化。古生界天然氣中自上而下總烴含量逐漸降低，甲烷含量逐漸降低，干燥系數(shù)逐漸升高。

上古生界天然氣非烴含量為5.72%～14.42%，平均為10.43%，CO2平均含量為8.97%，N2平均為1.46%，H2S平均為5.55×10-6。馬家溝組上組合天然氣非烴含量為5.98%～24.17%，平均為14.23%，CO2平均含量為12.36%，N2平均為1.80%，H2S平均為738.09×10-6。馬家溝組中組合天然氣非烴含量為13.47%～37.54%，平均為23.43%，CO2平均含量為17.52%，N2平均為3.22%，H2S平均為33 671.31×10-6。古生界天然氣自上而下非烴含量逐漸升高，CO2和H2S含量所占比重逐漸增大。

2.2 烷烴碳氫同位素組成

烷烴碳氫同位素分析表明，馬家溝組中上組合天然氣中δ13C1主要分布在-35.29‰～-34.15‰，平均為-34.55‰，δ13C2主要分布在-35.44‰～-33.46‰，平均為-34.41‰，δ13C3主要分布在-32.58‰～-30.22‰，平均為-31.39‰，其中2口井的烷烴氣碳同位素呈正向序列(δ13C1<δ13C2<δ13C3)，1口井烷烴氣碳同位素具有部分倒轉的特征(δ13C1>δ13C2<δ13C3)。上古生界天然氣中δ13C1主要分布在-27.00‰～-32.10‰，平均為-29.06‰，δ13C2主要分布在-35.20‰～-35.90‰，平均為-35.56‰，δ13C3主要分布在-25.00‰～-29.00‰，平均為-27.16‰，烷烴氣碳同位素呈部分倒轉的(δ13C1>δ13C2<δ13C3)(表2)。

表2 靖邊地區(qū)古生界天然氣烷烴碳氫同位素Table 2 Carbon and hydrogen isotopes of alkanes from Paleozoic in Jingbian area

馬家溝組中上組合天然氣氫同位素分析顯示，δ2HCH4分布在-157.622‰～-169.101‰，平均為-164.182‰；δ2HCH4分布在-183.622‰～-184.636‰，平均為-184.263‰，表現(xiàn)為逆序的特征(δ2HCH4>δ2HC2H6)。

2.3 流體包裹體特征

鏡下觀察顯示Y1165井馬五5和馬五6亞段的流體包裹體廣泛發(fā)育，具有成群、帶狀、串珠狀、沿愈合微裂縫分布特征，包裹體類型主要為氣液包裹體，氣液比一般為3%～9%，少數(shù)達到30%，大小多為5～12 μm，少數(shù)達到18 μm，生長在溶孔、裂縫中充填的方解石礦物顆粒中，鹽水包裹體中可見大量含烴包裹體(圖2)。

圖2 馬家溝組白云巖儲層中流體包裹體Fig.2 Fluid inclusions from Majiagou Formation dolomite reservoir in Jingbian area

159個原生單一液相包裹體均一溫度的平均值為132.3 ℃，最小值為76.3 ℃，最大值為170 ℃。流體包裹體均一溫度分布具有3個高峰，峰值分別集中在100～110 ℃、120～150 ℃、160～170 ℃(表3)。

表3 靖邊地區(qū)馬家溝組白云巖儲層流體包裹體均一溫度Table 3 Homogenization temperature of fluid inclusions from Majiagou Formation dolomite reservoir in Jingbian area

3 天然氣成因

3.1 有機成因氣與無機成因氣鑒別

通常在有機質成熟生烴過程中，天然氣各組分與母質碳同位素間存在著動力分餾效應，12C更易存在于輕烴中，13C則在重烴中更為富集。因此，有機成因烷烴氣的碳同位素組成往往具有正碳序列13C1<δ13C2<δ13C3[21]。有機成因的甲烷碳同位素一般小于-25‰，無機成因的甲烷碳同位素則相反[22]。

靖邊地區(qū)古生界天然氣甲烷碳同位素分布在-27.00‰～-35.29‰，但天然氣烷烴碳同位素組成序列表現(xiàn)出不同的特征，其中山西組、太原組以及馬五1亞段天然氣烷烴碳同位素表現(xiàn)為明顯的逆序特征(13C1>δ13C2<δ13C3)，馬五4亞段以下的天然氣烷烴碳同位素則以正序為主(圖3)。為了明確天然氣的有機或無機成因，需要借助其他方法進一步進行鑒別。WHITICAR等(1999)建立了基于甲烷碳氫同位素的天然氣成因識別圖版，能有效區(qū)別不同成因來源的天然氣[23]。分析結果顯示，靖邊地區(qū)下古生界馬家溝組中上組合天然氣位于熱成因區(qū)域(圖4)，指示天然氣為有機成因。

圖3 古生界天然氣碳同位素分布特征Fig.3 Distribution of Paleozoic natural gas isotopes in Jingbian area

圖4 馬家溝組天然氣δ13CCH4-δ2HCH4關系圖(據(jù)文獻[23]修改)Fig.4 δ13CCH4-δ2HCH4 diagram of nature gas from Majiagou Formation(modified by[23])

關于天然氣烷烴碳同位素序列倒轉的成因，眾多學者開展了大量研究，目前主要存在以下觀點：①同源不同期氣體的混合；②二次裂解效應；③瑞利分餾效應；④擴散分餾等[24-25]。戴金星等(2016)研究發(fā)現(xiàn)鄂爾多斯盆地古生界天然氣的碳同位素反轉主要出現(xiàn)在過成熟階段，認為是由高溫環(huán)境下多種因素共同作用形成[26]。這與天然氣δ13CCH4-C1/C1～5關系圖分析結果基本一致，靖邊地區(qū)上古生界天然氣和下古生界馬家溝組天然氣均落在高溫裂解氣區(qū)，指示古生界烴源巖均處于過成熟裂解階段(圖5)。

圖5 馬家溝組天然氣δ13CCH4-C1/C1～5關系(據(jù)文獻[31]修改)Fig.5 δ13CCH4-C1/C1～5 diagram of nature gas from Majiagou Formation(modified by[31])

3.2 油型氣與煤型氣鑒別

國內外學者根據(jù)油型氣和煤型氣在天然氣組分和烷烴碳同位素的區(qū)別，編制了眾多天然氣成因鑒定圖版[22-23，31-34]。靖邊地區(qū)馬家溝組中上組合天然氣主要位于混合成因氣，少量樣品落在油型氣內。在天然氣δ13CCH4-C1/C2+3關系圖中(圖7)，上古生界天然氣主要位于煤成氣區(qū)，少量在石油裂解氣和煤成氣區(qū)，馬家溝組中上組合天然氣主要位于石油裂解氣區(qū)，少量落在石油裂解氣和煤成氣區(qū)(圖6)。

圖6 馬家溝組天然氣δ13CCH4-δ13CC2H6-δ13CC3H8關系(據(jù)文獻[21]修改)Fig.6 δ13CCH4-δ13CC2H6-δ13CC3H8diagram of nature gas from Majiagou Formation(modified by[21])

圖7 馬家溝組天然氣δ13CCH4-C1/C2+3關系(據(jù)文獻[23]修改)Fig.7 δ13CCH4-C1/C2+3 diagram of nature gas from Majiagou Formation(modified by[23])

整體上古生界天然氣均為有機成因氣，但上古生界和馬家溝組中上組合的天然氣在煤成氣和油型氣上表現(xiàn)出較大差異。上古生界天然氣以煤成氣為主，而馬家溝組中上組合則偏向為油型氣和煤成氣組成的混合氣，指示上古生界天然氣主要來自于上古生界自身烴源巖，馬家溝組中上組合天然氣可能是由上古生界煤型氣和下古生界油型氣混合，這與前人研究結果一致。

4 天然氣來源分析

4.1 天然氣組分

靖邊地區(qū)古生界天然氣表現(xiàn)出自上而下總烴含量和甲烷含量隨著層位變淺而逐漸增加，干燥系數(shù)則隨著層位變淺而逐漸增加。馬家溝組上組合的天然氣干燥系數(shù)分布范圍最大、集中程度低，且與上古生界天然氣的重合度較高，而馬家溝組中組合的天然氣干燥系數(shù)分布范圍最小、集中程度最高，與上古生界天然氣的重合度相對較低。

李劍等根據(jù)腐泥型有機質的生氣模擬實驗發(fā)現(xiàn)，干酪根降解氣和原油降解氣的ln(C1/C2)值與ln(C2/C3)值在不同的演化階段表現(xiàn)出明顯的區(qū)別[27]。當烴源巖處于高成熟-過成熟階段時，干酪根降解氣的ln(C1/C2)小于原油裂解氣的ln(C1/C2)；ln(C2/C3)大于原油裂解氣的ln(C2/C3)。靖邊地區(qū)上古生界天然氣主要為干酪根降解生氣，Ro為1.5%左右，表明上古生界天然氣以干酪根降解氣為主(圖8)。馬家溝組上組合天然氣在干酪根降解氣區(qū)和原油裂解氣區(qū)都有分布，而馬家溝組中組合天然氣主要分布在原油裂解氣區(qū)。分析認為馬家溝組中組合和上組合天然氣組分上的差異很可能是由于煤成氣和油型氣的貢獻程度不同導致。

圖8 馬家溝組天然氣ln(C1/C2)與ln(C1/C2)交匯圖版(據(jù)文獻[34]修改)Fig.8 ln(C1/C2)與ln(C1/C2) diagram of nature gas from Majiagou Formation(modified by[34])

靖邊地區(qū)古生界天然氣的非烴組分隨著層位變深而逐漸增加，并且非烴組分中CO2和H2S等含量表現(xiàn)出同步增加的特征(圖9)，而高CO2和高H2S含量往往指示天然氣并非原生氣[28]。前人對鄂爾多斯盆地古生界天然氣中CO2的碳同位素和H2S的硫同位素研究發(fā)現(xiàn)，鄂爾多斯盆地古生界天然氣中的CO2以有機成因為主，無機成因的CO2較少，而H2S的硫同位素與馬家溝組中組合的膏鹽硫同位素匹配度較高[12-13]。古生界僅在馬家溝組中下組合鉆遇較厚的膏鹽層，在上古生界并無明顯的膏鹽巖。綜合上述分析認為，研究區(qū)存在馬家溝組中組合天然氣可能經歷了較強的硫酸鹽熱化學反應(TSR)。馬家溝組中組合天然氣中的CO2和H2S等成分主要是來源于內幕烴源巖生成的油型氣與硫酸鹽發(fā)生TSR反應。

圖9 靖邊地區(qū)上古生界馬家溝組上組合和中組合天然氣組分對比Fig.9 Comparison of natural gas components from Upper Paleozoic，the upper and middle assemblage of Majiagou Formation in Jingbian area

下古生界油型氣是馬家溝組中上組合的天然氣的重要組成部分，其中下古生界內幕油型氣對馬家溝組中組合的天然氣貢獻要遠大于馬家溝組上組合。

4.2 天然氣碳氫同位素分析

天然氣烷烴碳氫同位素受控于有機母質的同位素組成及其在演化過程中由于生物、化學、物理作用所導致的同位素分餾效應，因此被廣泛用于氣源對比。

隨烴源巖的有機質熱演化程度的增加，天然氣中烴類氣的碳同位素值變重，相鄰碳數(shù)化合物的碳同位素差值變小，尤其是甲烷碳同位素值受熱成熟作用的影響更大。國內外不少學者開展天然氣甲烷碳同位素與氣源巖Ro相關性研究，建立了δ13C1-Ro的回歸公式。陳安定等(1996)在熱模擬試驗的基礎上建立了鄂爾多斯盆地古生界油型氣和煤成氣δ13C1-Ro的回歸公式[29]。

假設馬家溝組中上組合天然氣為油型氣，代入公式(1)，Ro為2.57%～2.82%，平均為2.70%，屬于過成熟天然氣。Ro為1.12%～1.32%，平均為1.22%，屬于高成熟天然氣。根據(jù)徐旺林等統(tǒng)計的鄂爾多斯盆地奧陶系泥質巖有機質成熟度分布在1.9%～2.6%[9]；而上古生界煤系烴源巖的有機質成熟度主要分布在1.3%～1.8%。馬家溝組中上組合天然氣成熟度與上古生界煤系烴源巖更為匹配，而相對馬家溝組內幕烴源巖則偏高，指示其偏向于煤成氣。

眾多學者通常采用δ13CC2H6為-28‰～-29.0‰、δ13CC3H8為-25.0‰～-25.5‰為判別煤成氣和油型氣的標準[30]。當天然氣的δ13CC2H6和δ13CC3H8大于該指標時多指示煤成氣，小于該指標時則指示為油型氣。研究區(qū)下古生界馬家溝組中上組合天然氣的δ13CC2H6分布-35.44‰～-33.46‰，平均為-34.41‰，δ13CC3H8分布在-30.22‰～-32.58‰，平均為-31.39‰，指示偏向于油型氣。

有機成因天然氣的氫同位素組成存在隨源巖成熟度增大而增加的趨勢，且其甲烷及其同系物的δ2H值隨著烴氣分子碳數(shù)的增加而增大，即δ2HCH4<δ2HC2H6[31]。靖邊地區(qū)下古生界天然氣δ2HCH4>δ2HC2H6，可能是由于不同來源天然氣混合成因。甲烷氫同位素主要受有機質母質類型和熱演化程度以及沉積水體環(huán)境的影響，并且對二次運移對其影響較小，因此可以利用天然氣的甲烷氫同位素組成研究其有機質沉積時的水介質環(huán)境，因此甲烷氫同位素組成也可用來分析天然氣來源。在烴源巖成熟生烴過程中，咸水環(huán)境下烴源巖形成的天然氣甲烷氫同位素偏重，而淡水環(huán)境下天然氣甲烷氫同位素則相對偏輕，前者天然氣多具有δ2HCH4>-180‰，而后者則多表現(xiàn)為δ2HCH4<-180‰。研究區(qū)下古生界天然氣甲烷氫同位素組成分布在-157.60‰～-169.10‰內，亦指示其可能來源于海相環(huán)境下的烴源巖。

靖邊地區(qū)古生界天然氣的δ2HCH4、δ13CC2H6、δ13CC2H6的分析結果與前人提出的馬家溝組中上組合天然氣主要來源于上古生界煤成氣的結論存在較大偏差。綜合分析認為導致乙烷、丙烷以及氫同位素偏低主要存在2個原因：一方面上古生界煤成氣多為同源不同期的混合天然氣，其乙烷、丙烷普遍較低且存在明顯的烷烴碳同位素反轉(圖2)；另一方面下古生界馬家溝組中下組合存在大規(guī)模的TSR反應，在烴類與硫酸鹽巖反應過程中烷烴碳氫同位素存在強烈的分餾作用，富重碳和重氫同位素的烴類可能更傾向于參與TSR反應，導致烷烴碳氫同位素整體偏低[12]。

4.3 流體包裹體

油氣層中的流體包裹體分析已在油氣運移路徑、油氣充注期次、油氣成藏時期等研究中廣泛應用，是目前油氣地球化學領域的研究熱點之一[32]。烴類流體包裹體的均一溫度記錄了油氣運移充注時期的古地溫，通過埋藏史和熱史的恢復，即可確定包裹體形成時的埋藏深度和油氣成藏時期。在此基礎上，分析油氣充注時期與烴源巖生排烴時期的對應關系，即可為天然氣來源分析提供重要依據(jù)。

靖邊地區(qū)奧陶系馬家溝組中組合含氣儲層中鹽水包裹體的均一溫度可以劃分為3個期次(圖10)，第1期鹽水包裹體的均一溫度分布在100～110 ℃；第2期鹽水包裹體的均一溫度跨度較大，分布在110～150 ℃，第3期鹽水包裹體的均一溫度大于150 ℃。結合埋藏史、熱史以及生排烴史研究可以得出[33]，下古生界馬家溝組中上組合應該至少存在3期天然氣充注(圖11)。

圖10 靖邊地區(qū)馬家溝組流體包裹體的均一溫度(℃)分布特征Fig.10 Distribution of homogenization temperature(℃)of fluid inclusions from Majiagou Formation in Jingbian area

第1期天然氣充注在晚三疊世(205～213 Ma)，埋深2 600～2 800 m，對應于古生界烴源巖低成熟階段(Ro介于0.5%～0.7%)；第2期天然氣充注在中侏羅世至早白堊世(145～180 Ma)，埋深3 100～3 500 m，對應于古生界烴源成熟度(Ro)為1.0%～1.3%；第3期天然氣充注在早白堊世末期(97～104 Ma)，埋深4 200～4 500 m，對應于古生界烴源成熟度(Ro)為1.3%～2.0%(圖11)。此外，流體包裹體的分布頻率顯示第2期天然氣充注強度最大，指示中上組合天然氣的主要來源于Ro(1.0%～1.3%)的烴源巖；而Ro(0.5%～0.7%)和Ro(1.3%～2.0%)的烴源巖對其貢獻相對較小。

圖11 陜參1井構造熱演化史與油氣成藏關系(據(jù)文獻[33]修改)Fig.11 Relationship of tectonic thermal evolution history and hydrocarbon accumulation of Well Shancan 1(modified by[33])

由于不同有機質類型的烴源巖在不同成熟階段的生烴產物不同。腐泥型烴源巖在Ro為0.5%～0.7%時，以生成低熟油和過渡帶氣為主；當Ro達到0.7%～1.3%時，進入生成液態(tài)烴的高峰期；當Ro為1.3%～2.0%時，開始生成大量濕氣及油裂解氣[34]。腐殖型干酪根生烴過程中整體上以生氣為主，在Ro為1.1%～2.2%時的天然氣產率最高，Ro為0.5%～1.10%時的產率次之，Ro>2.2%時的產率最小[35]。綜合不同類型烴源巖生烴過程及埋藏史、熱史可以得出，馬家溝組中上組合的主力天然氣成藏階段，即第2期天然氣充注，主要來源于上古生界的煤成氣，烴源巖成熟度Ro為1.0～1.3%；次要天然氣成藏階段，即第3期天然氣充注，主要來源于下古生界內幕的油型氣，烴源巖成熟度Ro為1.3～2.0%。但尚不能確定第1期天然氣充注(烴源巖成熟度Ro為0.5%～0.7%)的主要來源。

5 結 論

1)馬家溝組中上組合天然氣自上而下總烴和重烴含量逐漸降低，干燥系數(shù)逐漸增加，天然氣烷烴同位素表現(xiàn)為輕微的部分倒轉，指示靖邊地區(qū)馬家溝組天然氣具有混源特征。天然氣自上而下非烴含量(CO2，H2S)呈現(xiàn)明顯的同步增大，指示該地區(qū)內幕天然氣存在強烈的硫酸鹽熱化學還原反應(TSR)，且向下內幕氣源巖的貢獻不斷增大。

2)靖邊地區(qū)馬家溝組中上組合以煤成氣為主，油型氣次之，且自上而下油型氣含量逐漸增加。受上古生界天然氣同源不同期混合作用以及下古生界天然氣TSR反應中同位素分餾作用的影響，甲烷氫同位素和乙烷、丙烷碳同位素普遍偏輕。

3)流體包裹體研究表明靖邊地區(qū)馬家溝組中上組合主要存在3期天然氣充注，主力天然氣充注期烴源巖成熟度Ro在1.0%～1.3%。研究表明上古生界煤成氣為其主要來源，下古生界內幕烴源巖對天然氣藏的形成也具有一定貢獻。