东南亚某区块天然气成因分析及气源对比

王振奇，张樱 （长江大学地球科学学院，湖北 武汉430100）

黎兵，曹卫生，陈红，曾庆立 （中石化江汉油田分公司勘探开发研究院，湖北 武汉430223）

东南亚某区块地处伊洛瓦底盆地中部。研究区主体位于北部凹陷和南部凹陷之间的凸起带，包含北部凹陷的南端和南部凹陷的北端。是一个以新生代沉积为主的盆地，主要勘探层位为古近系始新统地层[1，2]。上新世逆冲推覆构造运动之后，形成了区内现今 “四隆二凹一斜坡”的构造格局，具有狭窄的背斜与宽缓的向斜呈 “隔挡式”排列的特点[3]。地层自下而上分别发育卡巴组 （K2b）、庞吉组（E1pg）、朗欣组 （E2la）、提林组 （E2ti）、塔本组 （E2ta）、蓬当组 （E2po）、尧河组 （E2ya）及渐新统、中新统、上新统和第四系。主要烃源岩为K2b、E2la和E2ta煤岩、煤系泥岩及三角洲分流间湾和浅海沉积泥岩。主要储集砂体类型为E2ti、E2ta、E2po的分流河道、河口坝及远砂坝砂体。区域性盖层主要为上新统及始新统内部发育的三角洲、浅海沉积泥岩。生、储、盖匹配关系较好，为油气运聚的有利场所，勘探潜力较大。

1 烃源岩评价

1.1 有机质类型

煤和煤系泥岩样品的腐泥组体积分数介于35.7%～76.3%，平均为61.56%；镜质组体积分数介于23.7%～63.7%，平均为37.9%，有机质类型以Ⅱ1－Ⅲ为主。灰色泥岩、深灰色泥岩样品中腐泥组体积分数介于33.7%～77.7%，平均为58.78%；镜质组体积分数介于21.3%～64.3%，平均为39.66%，有机质类型也以Ⅱ1－Ⅲ为主，成气潜力高。热解分析资料也证实研究区成烃母质以Ⅱ1－Ⅲ型为主 （图1）。总体来看，研究区3套烃源岩有机质类型偏腐殖型，为煤型气的形成提供了物质基础[4]。

1.2 有机质丰度与成熟度

图1 tmax与IH有机质分类图

研究区K2b、E2la和E2ta烃源岩有机质丰度整体较高，均达到中等或中等以上级别。A1井下部E2ta暗色泥岩有机碳质量分数平均值为0.71%，氯仿沥青 “A”和总烃质量分数均达到了好的级别。B1井E2ta下部暗色泥岩也达到了中等－好的级别；E2ta上部煤系烃源岩有机质丰度达到中等－好的级别，生烃潜力大。

图2为研究区实测镜质体反射率Ro与深度的关系图，可看出，研究区埋深1500m以下地层，其Ro值基本上都大于0.5%，达到生烃门限。参考D1井Ro分析数据，结合二维地震资料的热演化模拟，对E2la顶面、E2ta底和顶面不同热演化阶段的Ro值进行了计算。E2ta烃源岩在研究区中北部及南部凹陷多

达到成熟演化阶段，成熟度在0.4%～2.1%范围内，其底部地层在北部凹陷和南部凹陷已进入高成熟或过成熟阶段；E2la烃源岩顶面在研究区中部凸起部位达到生烃高峰，在北部凹陷和南部凹陷已进入高成熟或过成熟阶段，Ro值在0.8%～3.5%范围内；K2b埋藏深，热演化程度高，估算其Ro值在2.5%～4.5%范围内。

图2 研究区烃源岩样品实测Ro与深度关系图

2 天然气成因分析

2.1 天然气组分及碳同位素组成

天然气组分、甲烷碳同位素δ13C1值及其同系物δ13C值序列是判定天然气成因的主要指标[5]。表1为研究区天然气组分碳同位素组成，CO2的δ13C值较重，除1个样品外，普遍大于－20.3‰；δ13C1值较轻，普遍小于－32‰，有机成因气特征明显；δ13C2值较重，介于－25.30‰～－27.5‰之间；δ13C3值较重，介于－23.96‰～－26.60‰间，普遍大于－26‰，具有煤成气 （混合有少量油型气）的特征。总体具有δ13C1＜δ13C2＜δ13C3＜δ13C4。正丁烷δ13C值大于异丁烷δ13C值的变化特征，煤型气特征较为明显。

表1 研究区天然气组分碳同位素组成

表2为天然气组分特征表，可看出，研究区样品中甲烷体积分数普遍大于90%，重烃气体积分数较低，普遍小于5%；干燥系数高，均大于0.95，为典型的干气；异丁烷含量均略大于正丁烷含量，异戊烷含量均略高于正戊烷含量；非烃类气体含量较低，以二氧化碳为主，重组分齐全。

2.2 天然气成因判识

研究区天然气甲烷及其同系物δ13C值根据戴金星及其他学者所建立的分类标准[6，7]表明，研究区天然气类型主要为煤成气，并含有部分混合型天然气。B1井、B2井天然气则具有典型煤成气的特征。

表2 D区块及邻区天然气组分特征表

采用天然气成因δ13C1与δ13C2值鉴别图版[8]（图3），天然气成因 “Bernard”分类图版[9]（图4），天然气 δ13C2与 δ13C3分类图版[10]（图5）综合确定研究区天然气成因类型。

图3中可看出，研究区天然气样品大部分分布在腐殖型成熟气－过成熟气区间。反映成气有机质类型主要为腐殖型，为成熟－过成熟阶段的产物。

图4表明研究区天然气为Ⅱ－Ⅲ干酪根热演化产物。

图5可看出，研究区天然气样品δ13C2值分布在－23‰～－27‰之间，δ13C3值分布在－19‰～－27‰之间，所有点均落入腐殖型区间，反映研究区天然气类型主要为腐殖型。

图3 天然气成因δ13C1与δ13C2值鉴别图 （底图据文献 [8]，有修改）

3 天然气Ro计算及气源对比

图4 天然气成因 “Bernard”图版 （底图据文献 [9]，有修改）

3.1 天然气成熟度计算

随成熟度的增加天然气中甲烷含量逐渐增大，重烃气含量逐渐减小，由此可初步判识天然气的热演化程度[11]。Berner等[12]提出用天然气δ13C1/δ13C2比值确定气源岩镜质体反射率 （Ro）的图版。从图6中可以看出，大多数样点位于Ro值1.2%～1.6%范围内。仅个别天然气的样品点偏离Ⅱ型有机质的Ro演化线。

Alain等[13]认为干酪根初次裂解气的C2/C3基本不变，而原油二次裂解气具有C2/C3比值增大、C1/C2减小的特征，由此建立天然气成因类型判识图版。从图7可见，研究区天然气样品中ln（C1/C2）总体呈低值 （小于5），且随ln （C2/C3）增加而增加，呈现良好的线性关系；ln （C2/C3）值变化范围较小，多小于2，符合烃源岩热解气的特点。反映研究区天然气主要为成熟、高成熟阶段的烃源岩热解气。

图5 天然气成因δ13C2与δ13C3值分类图 （据文献 [10]，有修改）

δ13C1值是计算天然气成熟度的有效参数，国内外学者根据盆地的构造和沉积演化特征，建立了不同的天然气δ13C1与Ro回归公式。这里根据研究区块的构造演化特征及沉积充填史，选用戴金星、陈安定等建立的成熟煤型气δ13C1与Ro关系式[14]，计算了研究区天然气的成熟度Rc（图8、9）。

从图8、9中可以看出，计算结果具有较高的一致性，天然气主要为成熟和高成熟阶段的产物。C井气样的Rc主要分布于0.5%～0.7%范围内，B1井、B2井、A2井的气样Rc主要分布在大于1%的范围内。

综上所述，认为研究区天然气为典型的腐殖型沉积有机质，主要为成熟和高成熟热演化阶段的产物。

图6 天然气成熟度 “Berner”判别图 （底图据文献 [12]，有修改）

3.2 气源分析

图7 天然气ln （C1/C2）与ln （C2/C3）关系图

在研究区天然气组分、成因类型及成熟度研究基础上，根据天然气及烃源岩的地球化学特征参数，综合分析了天然气的可能源岩层。研究区内天然气为腐殖型沉积有机质热演化产物。研究区发育的K2b、E2la、E2ta等3套烃源岩机质类型皆偏腐殖型，但单依据有机质类型尚无法进行有效气源分析。

从研究区烃源岩实测Ro值 （见图2）可看出，烃源岩在研究区范围内热演化程度均不高，刚进入生烃门限或达到生油高峰，与天然气成熟度计算结果有一定的出入。热演化史模拟可知，研究区内E2ta底部烃源岩的现今Rc分布在0.4%～2.1%范围内，热演化程度呈南北凹陷带高，向中间隆起带逐渐变低的变化趋势。K2b、E2la烃源岩的热演化程度明显比E2ta高得多，达到高成熟－过成熟演化阶段。综合分析认为，南北2个凹陷是区内天然气的主要供烃区，大部分天然气主要源于E2ta烃源岩，少部分可能来自高热演化的E2la烃源岩。

图8 天然气成熟度分布直方图（戴金星成熟煤型气公式）

图9 天然气成熟度分布直方图（陈安定成熟煤型气公式）

4 结 论

1）研究区E2ta、K2b、E2la等3套烃源岩有机质丰度较高，有机质类型以陆源有机质为主，总体偏腐殖型。

2）研究区天然气具有明显的煤成气特征，为腐殖型沉积有机质热演化的产物。

3）研究区天然气为典型的腐殖型沉积有机质在成熟和高成熟热演化阶段的产物。主要来自E2ta烃源岩，少部分可能来自热演化程度更高的E2la烃源岩。

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