塔里木盆地塔中地区天然气成因及其差异

王 祥，张 敏，刘玉华

（1.中国石油大学盆地与油藏研究中心，北京102249； 2.中国石油大学油气资源与探测国家重点实验室，

北京102249； 3.长江大学地球化学系，湖北荆州434023；

4.中国石油化工股份有限公司东北分公司石油勘探开发研究院，吉林长春130062）

塔里木盆地塔中地区天然气成因及其差异

王 祥1，2，张 敏3，刘玉华4

（1.中国石油大学盆地与油藏研究中心，北京102249； 2.中国石油大学油气资源与探测国家重点实验室，

北京102249； 3.长江大学地球化学系，湖北荆州434023；

4.中国石油化工股份有限公司东北分公司石油勘探开发研究院，吉林长春130062）

通过对塔中天然气组分和碳同位素地球化学特征的系统分析，发现塔中天然气气态烃组分基本上呈正碳同位素系列，δ13C1＜-30‰，为有机成因烷烃气。通过ln（C2/C3）-ln（C1/C2）关系及参数C2/i C4与C2/C3关系的研究，认为奥陶系天然气属原油裂解成因天然气；石炭系天然气既有干酪根裂解气，也有原油裂解气。塔中东、西部不同的烃源岩和成熟度导致塔中东、西部天然气组分和碳同位素存在显著差别，西部天然气主要来源于中-上奥陶统烃源岩，东部天然气可能主要来自高-过成熟的寒武系烃源岩。硫酸盐热化学还原作用在区域上存在强弱之分，偏东部井区较西部井区强。

天然气成因；成熟度；硫酸盐热化学还原作用；塔中地区；塔里木盆地

油气勘探实践业已证明塔里木盆地塔中地区油气资源十分丰富，目前在塔中Ⅰ号构造坡折带、塔中10号构造带以及塔中主垒带（图1）发现了巨大的天然气资源，主要分布于奥陶系、志留系和石炭系。随着油气勘探工作的深入，勘探难度也越来越大。

图1 塔里木盆地塔中地区构造单元划分Fig.1 Division of structural units in Tazhong area，the Tarim Basin

前人对于塔中地区天然气成因已做了大量的研究，认为塔中北斜坡的天然气主要来源于中-上奥陶统泥灰岩偏腐殖型的有机质，塔中主垒带天然气主要是腐泥型有机质在成熟阶段的热解产物[1，2]；同时也有学者认为塔中石炭系及部分奥陶系天然气可能存在原油裂解气[3]。郭建军等认为塔中Ⅰ号构造带东段的热成因天然气主要来自不同热演化阶段干酪根的裂解，原油裂解气的贡献不显著[4]。韩剑发等认为塔中Ⅰ号坡折带奥陶系天然气主体为高-过成熟原油裂解气[5，6]。可见，到目前为止，对塔中地区天然气成因问题仍未有一个明确的定论。因此，有必要对塔中地区天然气的成因问题进行更深一步的研究，同时探讨天然气在区域上的差异，这对客观认识天然气资源的勘探开发前景、进一步研究其成藏规律及扩大勘探成果具现实意义。

1 地质背景

塔中地区位于塔里木盆地中央隆起部位，包括塔中低凸起、满加尔凹陷南部和塘古孜巴斯凹陷北部，面积达11.08×104km2（图1）。塔中地区主要是指塔中低凸起，其在构造上属于中央隆起带。塔中低凸起是塔里木古生代克拉通内长期继承性发展的巨型稳定古隆起，形成于奥陶纪，发展于志留-泥盆纪，构造定型于泥盆纪末，晚古生代以后基本稳定发展[7]。塔中地区在前震旦系结晶变质基底沉积之后普遍缺失侏罗系。同时受多期构造运动影响，其圈闭类型也多种多样，在隆起较高部位以各种背斜型、潜山风化壳型圈闭为特征，斜坡部位则发育了低幅度背斜和地层等圈闭类型。

2 天然气地球化学特征及成因

2.1 天然气组分特征

2.1.1 奥陶系天然气

塔中地区奥陶系天然气分布较为广泛，主要集中在塔中Ⅰ号断裂带附近。天然气组分以烃类气体为主，占气体总体积的74.61%～94.75%，平均为85.94%。烃类气体中CH4占绝对优势，含量为66.62%～89.87%，平均为79.40%（图2）；重烃气体含量最小值为2.11%，最大值为18.5%，且东部重烃气体含量明显高于西部。干燥系数[C1/（C1—C5）]介于0.79～0.98之间，平均为0.93，半数以上样品干燥系数大于0.90，并且塔中东部地区天然气干燥系数几乎均在0.95以上，显示出干气特征，而西部天然气干燥系数则基本上小于0.9，属于典型的湿气（图2a）。

图2 塔中地区天然气干燥系数和CH4含量的关系Fig.2 RelationshiPbetween drying coefficient of natural gas and CH4content in Tazhong area a.奥陶系；b.石炭系

非烃组分以N2和CO2为主，其中N2含量整体上具有中-高特征，最大值为18.31%（塔中26井），最小值为3.49%（塔中45井），主体分布在5%～10%之间（图3a）。塔中地区奥陶系天然气中CO2含量变化范围也较大，介于0.17%～15.35%之间，平均值为6.66%，主体介于4%～8%之间。除塔中26井、塔中54井外，多数样品的CO2含量间差值不大，表明其成因可能具有一定的相似性。

2.1.2 石炭系天然气

塔中地区石炭系天然气主要分布于塔中Ⅰ号断裂带、塔中北斜坡和塔中4井区附近。天然气组分以烃类气体为主，占气体总体积的45.87%～98.10%。烃类气体中CH4含量最高，占烃类气体体积的39.99%～94.63%，多数集中在60%～80%之间，且塔中Ⅰ号断裂带样品CH4含量明显高于塔中4井区（图2b）；重烃气体含量最小值为1.63%，最大值为51.54%，塔中4井区和塔中Ⅰ号断裂带天然气重烃含量普遍较高。干燥系数[C1/（C1—C5）]介于0.61～0.98之间，塔中4井区、塔中Ⅰ号断裂带、北斜坡各区块仅有少数样品干燥系数在0.95以上，其多数样品的干燥系数均未超过0.95，说明塔中地区石炭系天然气具有以湿气为主，干气为辅的特征（图2b）。

图3 塔中地区天然气中N2和CO2含量的关系Fig.3 RelationshiPbetween N2and CH4content in natural gas from Tazhong area a.奥陶系；b.石炭系

石炭系天然气中N2含量普遍较高，尤以塔中4井区天然气最为突出，最小值为11.28%，最大值为49.51%，平均为21.47%。其中，含量在20%以上的样品占43%；其次是塔中Ⅰ号断裂带天然气，N2含量介于1.34%～47.65%之间，平均为15.68%，多数样品小于20%（图3b）；塔中北斜坡天然气样品N2含量主要分布在10%～20%之间，整体上明显低于塔中4井区和塔中Ⅰ号断裂带。CO2含量则相对较低，除少数几个样品在15%以上，绝大多数分布在5%以下，不同区块之间的CO2含量差异较小。

2.2 碳同位素分布特征

从天然气碳同位素组成中可以看出（表1），塔中地区天然气甲烷碳同位素δ13C1普遍较轻，为-54.4‰～-37.7‰，平均为-43.6‰，乙烷碳同位素δ13C2为-42.1‰～-31.2‰，平均为-36.98‰。其中奥陶系天然气中甲烷碳同位素δ13C1值差异较大，平均为-43.43‰，乙烷碳同位素δ13C2平均为-36.42‰。研究发现，以西部塔中45井为代表的奥陶系天然气样品中甲烷碳同位素δ13C1值（-54.4‰）明显低于东部以塔中24、塔中26井为代表的样品，δ13C2-1值则恰恰相反，西部（16.2‰）远高于东部（3.2‰和3.9‰）。总体来说，沿塔中Ⅰ号断裂带自西向东，甲烷碳同位素δ13C1值具有增大的趋势，而δ13C2-δ13C1值则呈逐渐减小的趋势（图4，图5），表明东、西部天然气成熟度可能存在着一定差异。

表1 塔中地区天然气碳同位素组成Table 1 Composition of carbon isotopes in natural gas in Tazhong area

图4 塔中地区奥陶系天然气δ13C1分布Fig.4 Distribution ofδ13C1of natural gas in the Ordovician of Tazhong area

图5 塔中地区奥陶系天然气δ13C2-δ13C1分布Fig.5 Distribution ofδ13C2-δ13C1of natural gas in the Ordovician of Tazhong area

与奥陶系天然气相比，石炭系天然气样品数量相对较少，碳同位素也相对较轻，且分布较为集中，甲烷碳同位素δ13C1为-46.3‰～-42.25‰，平均为-44.05‰；乙烷碳同位素δ13C2为-41.4‰～-32.7‰，平均为-38.5‰（表1）。其中塔中101井天然气甲烷碳同位素δ13C1值为-46.3‰，乙烷碳同位素δ13C2值较其他井样品明显偏重，为-32.7‰，其δ13C2-δ13C1值高达13.6‰，这一特征可能与地温增高有关，有待于进一步研究。

2.3 天然气成因

自20世纪70年代以来，国内外学者通过大量的研究，先后提出了基于天然气碳同位素与其母质类型及演化阶段的相关模式，并以此来进行天然气的成因判识，在天然气的成因判识中得到了很好的应用[8～11]。一般来说，无机成因烷烃气具有负碳同位素系列（δ13C1＞δ13C2＞δ13C3＞δ13C4），而有机的、同源同期的甲烷及其同系物具有正碳同位素特征（δ13C1＜δ13C2＜δ13C3＜δ13C4）[12～14]。研究表明，塔中地区奥陶系和石炭系天然气样品气态烃组分基本上呈正碳同位素系列，δ13C1值均小于-30‰，表明塔中地区天然气属于有机成因的烷烃气（表1；图6）。统计显示，油型气的δ13C2值小于-28‰。根据这一规律，塔中地区奥陶系和石炭系天然气δ13C2为-42.1‰～-31.2‰，均小于-28‰，属于油型气范畴。

天然气既可来源于干酪根的直接裂解，又可来源于原油（包括胶质和沥青质）裂解气。对于干酪根热降解气和原油裂解气的判别，多数人引用Prinzhofer等提出的ln（C2/C3）-ln（C1/C2）相关图来区分干酪根初次裂解和原油二次裂解形成的天然气[15]。研究表明，干酪根裂解气和原油裂解气在组分特征上有明显的区别，干酪根裂解气ln（C2/C3）与ln（C1/C2）呈斜率小的反相关关系，而原油裂解气则为斜率大的正相关关系。塔中地区奥陶系天然气ln（C2/C3）值一般为-0.21～2.23，变化较大，而ln（C1/C2）值变化不大，一般为2.52～4.12，具有原油裂解气为主的特征（图7a）。塔中地区石炭系天然气成因差异明显不同，其中塔中4井区天然气显示出明显的干酪根裂解气特征，塔中16井区则显示出较为明显的干酪根裂解气和原油裂解气混合的特征，其他井区虽然样品较少，但从已有的样品分析来看，多以原油裂解气为主（图7b）。

图6 塔中地区天然气碳同位素组成Fig.6 Carbon isotoPic comPosition of natural gas in Tazhong area a.奥陶系；b.石炭系

Hill等根据原油裂解实验结果提出C2/i C4与C2/C3参数可能是鉴定天然气成熟度的新指标[16]。张敏①张敏，黄光辉，肖中尧，等.台盆区油裂解成气.长江大学，2005等人通过模拟实验研究发现，当C2/C3小于2（C2/i C4＜10）时，天然气主要形成于镜质体反射率Ro小于1.5%的成熟演化范围，属于干酪根热降解作用形成的天然气；与此相反，当C2/C3大于2（C2/i C4＞10）时，属于原油裂解作用形成的天然气，并在实际应用中达到了良好的效果。从塔中地区天然气的C2/C3与C2/i C4关系图中发现，塔中奥陶系天然气C2/C3均在2以上，C2/i C4也基本在10以上，反映出该层系天然气成熟度较高，属原油裂解成因天然气；塔中石炭系天然气成熟度差异较大，大多数天然气样品C2/C3小于2，C2/i C4小于10，以塔中4井区和塔中16井区最为明显，充分显示出以干酪根裂解气为主，原油裂解气为辅的特征（图8）。

图7 塔中地区天然气ln（C2/C3）与ln（C1/C2）关系Fig.7 Interrelation between ln（C2/C3）and ln（C1/C2）of natural gas in Tazhong areaa.奥陶系；b.石炭系

图8 塔中地区天然气C2/C3与C2/i C4关系Fig.8 Interrelation between C2/C3and C2/i C4of natural gas in the Tazhong areaa.奥陶系；b.石炭系

3 东、西部天然气差异及其原因

3.1 东、西部差异

根据塔中地区天然气组分和碳同位素特征研究表明，奥陶系东西部天然气存在明显的差异，主要表现在如下3个方面：①天然气干燥系数东部高于西部，东部塔中24井和塔中26井最高（0.96～0.98），西部塔中45井和塔中451井相对较低（0.84～0.87）；②西部井区天然气中N2含量明显低于东部，东部塔中26井为18.31%，西部塔中45井为3.49%；③东部井区天然气甲烷碳同位素重于西部，东部塔中24井和塔中26井为-40‰～-37.7‰，西部塔中45井为-54.4‰，δ13C2-δ13C1值西部塔中45井（16.2‰）远高于东部塔中24井和塔中26井（3.2‰和3.9‰）。

3.2 原因分析

3.2.1 源岩热演化史

有关塔中地区油气来源前人已做了大量研究。目前认为存在两套潜在烃源岩对塔中油气成藏有贡献：中-上奥陶统烃源岩和寒武系-下奥陶统烃源岩[17]。梁狄刚等认为目前塔里木盆地保存下来的海相工业油气，绝大多数来源于中、上奥陶统中等成熟烃源岩，并且中、上奥陶统烃源岩对塔中地区现今早古生代油气藏的贡献最大①梁狄刚，金之钧.塔里木盆地油气源及成藏研究.石油大学（北京），2000。王铁冠通过实测的Ro剖面研究，发现塔中东、西部的有机质热演化过程存在明显的不同步，东部有机质生油气的时间明显早于西部②王铁冠，陈践发.塔中围斜区东河砂岩及志留系油气成因与成藏特征研究.中国石油大学（北京），2005。庞雄奇等通过塔中源岩的热解资料，认为塔中寒武系-下奥陶统源岩排烃门限深度为4 600 m，门限镜质体反射率为1%，现今的等效镜质体反射率都超过了2%左右，目前处于高-过成熟阶段③庞雄奇，王英明，吕修祥，等.塔里木盆地台盆区非背斜油藏形成条件与勘探方向.中国石油大学（北京），2004。张水昌等利用镜状体反射率、藻类体荧光参数、笔石体反射率等参数对塔中烃源岩的现今成熟度进行了系统分析，认为塔中西部等效镜质体反射率范围介于0.83%～1.20%，基本上处于生油高峰阶段[18]。依据塔中两套烃源岩的分布，塔中西部天然气的聚集可能主要来源于中-上奥陶统烃源岩的贡献，由于东部紧邻满加尔凹陷，天然气可能主要来自高-过成熟的寒武系烃源岩。

此外，塔中天然气地球化学特征研究表明，西部井区天然气主要以正常的原油伴生气为主（如塔中45井），东部井区天然气则主要为凝析油伴生气（如塔中26井），东部天然气成熟度明显高于西部。因此，塔中东部主要捕获了寒武系烃源岩生成的天然气，而塔中西部主要捕获了奥陶系烃源岩生成的天然气。

图9 塔中地区奥陶系天然气H2S含量平面分布Fig.9 Plane distribution of H2S content in natural gas in the Ordovician of Tazhong area

3.2.2 硫酸盐热化学还原作用（TSR）

硫酸盐热化学还原作用是指热动力驱动下，烃类与硫酸盐发生化学反应，将硫酸盐矿物还原生成H2S，CO2等酸性气体的过程。受TSR作用影响，天然气组分及碳同位素会产生显著变化：①CO2和H2S含量增大，呈正相关关系；②TSR反应消耗烃类，甲烷相对富集，使得重烃含量减少，干燥系数变大；③在TSR反应消耗烃类的过程中，12C—12C键优先破裂，残留的烃类中相对富集13C，使得碳同位素变重；④硫同位素变重。

以往的研究表明，塔中地区寒武-奥陶系烃源岩中确实发生了硫酸盐热化学还原作用[19～21]。从塔中地质背景来看，寒武系-下奥陶统存在两套储盖组合，其中中、下寒武统储盖组合由膏岩充当盖层，这种膏岩盖层在高温条件下与其下部的烃类进行反应，形成H2S和CO2，使得在天然气中检测到H2S和CO2。塔中奥陶系天然气中可以检测到不同含量的H2S，分布极不平衡。西部井区几乎检测不到H2S的存在，而偏东部井区普遍可以检测出H2S，且含量相对较高，尤其塔中82井区含量可达20 000×10-6以上（图9），TSR反应是导致高硫化氢含量不可忽略的一个原因[5]。由此可见，塔中地区所发生的硫酸盐热化学还原作用在区域上存在强弱之分，偏东部井区较西部井区强。

4 结论

1）塔中地区天然气组分以烃类气体为主，非烃气体含量具有中-高特征。奥陶系天然气CH4含量高，近半数样品干燥系数在0.95以上，显示干气特征，δ13C1为-54.4‰～-37.7‰；石炭系天然气在塔中4井区、塔中Ⅰ号断裂带、北斜坡地区仅少数样品干燥系数在0.95以上，多数样品的干燥系数小于0.95，显示以湿气为主，干气为辅的特征，δ13C1为-46.3‰～-42.25‰。

2）塔中地区天然气均为有机成因气；奥陶系天然气具有原油裂解气的特征，属于原油裂解成因的天然气；石炭系天然气既有干酪根裂解气，也有原油裂解气，其中塔中4井区天然气显示出明显的干酪根裂解气特征，塔中16井区则显示干酪根裂解气和原油裂解气混合的特征，其他井区以原油裂解气为主。

3）塔中地区奥陶系东西部天然气存在明显的差异。东部天然气干燥系数、N2含量、甲烷碳同位素均高于西部。研究表明，不同时代的源岩及其成熟度和热化学硫酸盐还原作用等是造成天然气差异的主要原因。

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（编辑 张亚雄）

Origins of natural gas in Tazhong area，the Tarim Basin and their differences

Wang Xiang1，2，Zhang Min3and Liu Yuhua4
（1.Basin and Reservoir Research Center，China University of Petroleum，Beijing 102249，China；2.State Key Laboratory of Petroleum Resource and Prospecting，China University of Petroleum，Beijing 102249，China；3.Department of Geochemistry，Yangtze University，Jingzhou，Hubei434023，China；4.Exploration and Production Research Institute，SINOPECNortheast Oil＆Gas Company，Changchun，Jilin 130062，China）

A systematic analysis is conducted on comPositions and geochemical characteristics of carbon isotoPes of natural gas in the Tazhong area，Tarim Basin.It is found that the gaseous hydrocarbon comPositions of the natural gas from the Tazhong area basically show a Pattern ofδ13C1＜δ13C2＜δ13C3＜δ13C4with their values of δ13C1all below-30‰，indicating their organic origin.According to the relationshiPbetween ln（C2/C3）and ln（C1/C2）and that between C2/i C4and C2/C3，natural gas in the Ordovician is believed to originate from Pyrolysis of crude oil.While natural gas in the Carboniferous ismixed gas originating from Pyrolysis of both kerogen and crude oil.In the eastern and western Parts of the Tazhong area，the source rocks are different in age and thermal history，leading to the significant differences of hydrocarbon comPositions and carbon isotoPes of natural gas in these areas.In the western Part，natural gasmainly originates from the Middle-UPPer Ordovician source rocks.While in the eastern Part，natural gas Probably originates from the high-to over-mature Cambrian source rocks.Thermochemical sulfate reduction in the eastern wellblock is stronger than that in the western wellblock.

origin of natural gas，maturity，thermochemical sulfate reduction，Tazhong area，Tarim Basin

TE133.1

A

0253-9985（2010）03-0335-08

2009-12-02。

王祥（1980—），男，博士研究生，油气成藏机理与分布规律。

国家自然科学基金项目（40973041）。