鄂尔多斯盆地奥陶系原生天然气地球化学特征及其对靖边气田气源的意义

肖 晖，赵靖舟，王大兴，任军峰，马占荣，吴伟涛

(1.西安石油大学地球科学与工程学院，陕西西安710065; 2.西安石油大学陕西省油气成藏地质学重点实验室，陕西西安710065; 3.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西西安710018)

鄂尔多斯盆地是我国陆上超大型低渗透含油气盆地，古生界蕴藏丰富的天然气资源。目前该盆地古生界探明储量在1 000 ×108m3以上的气田有苏里格、靖边、大牛地、榆林、子洲和乌审旗气田(图1)。鄂尔多斯盆地古生界天然气除靖边气田产自奥陶系碳酸盐岩古风化壳外，其余气田均产自上古生界石炭系-二叠系煤系砂岩。迄今关于盆地上古生界天然气成因国内学者一致认为，气源为高-过成熟的海—陆交互煤系源岩［2-6］，而对靖边气田(中部气田)的气源虽然经过近30 多年的研究，仍然存在以上古生界煤成气为主［7-10］和以下古生界海相油型气为主的争论［11-15］。

图1 鄂尔多斯盆地主要气田分布和天然气样品分布范围(底图据文献［1］修改)Fig.1 Location map of gas fields and gas samples in the Ordos Basin(modified from［1］)

总结前人关于靖边气田气源的研究成果，持以煤成气为主观点的学者认为:(1)靖边气田奥陶系马家沟组烃源岩有机碳含量普遍偏低，有机碳含量在0.04%～1.81%，平均为0.24%［16］，按照海相烃源岩有机碳(TOC)生烃下限0.5%的标准［17］，不可能成为有效烃源岩;(2)奥陶系风化壳天然气甲烷碳同位素分布与上古生界天然气分布一致，平均δ13C1值在-33.83‰，具有煤成气特征。持下古生界油型气为主观点的学者则认为:(1)甲烷碳同位素受热成熟度影响较大，而乙烷等重烃气碳同位素受热成熟度影响较小，更多反映烃源岩母质信息，因此气源类型判识应以乙烷、丙烷等重烃碳同位素为主，乙烷同位素平均值δ13C2为-30.04‰，表现出油型气特征［13］;(2)由于下古生界烃源岩成熟度更高，可以生成δ13C1为-33.83‰的天然气［18］，从而造成甲烷碳同位素分布与上古生界天然气甲烷碳同位素重叠，因而不适宜用来区分气源。

关于靖边气田天然气的成因，不论是以煤成气为主论者还是以油型气为主论者，都承认上、下古生界的天然气发生了混合作用。笔者认为造成气源问题争论的原因主要有:(1)在普遍存在高成熟、混源气条件下，对靖边气田(中部气田)甲烷、乙烷碳同位素组成分布规律的解释上存在分歧;(2)对选用甲烷，还是选用乙烷等重碳同位素作为气源主要判别指标认识不同;(3)仍缺少能代表原生油型气的碳同位素端元的实例;(4)前人对靖边气田气源分析主要集中在中部和北部地区，而南部地区少有分析，一定程度上限制了对气源分析的整体认识。

最近中国石油天然气集团在天环向斜北部钻探风险探井——余探1 井，于下奥陶统克里摩里组(O1k)上部灰岩钻获低产工业气流，试气产量3.46 ×104m3/d。通过对烃源岩评价和天然气地球化学特征分析，结合储盖配置关系判断，应属原生油型气。该发现为重新认识靖边气田气源提供了新的重要依据。

1 余探1 井奥陶系天然气气源

1.1 余探1 井奥陶系烃源岩特征

余探1 井位于天环向斜北部东斜坡，奥陶系沉积环境为台地边缘斜坡相，烃源岩集中分布在中奥陶统乌拉力克组(O2w)和拉什仲组(O2l)(表1;图2)。乌拉力克组地层厚123 m，上部以暗色泥岩为主，其次为褐灰色泥晶灰岩，中、下部大量发育暗色灰泥岩，灰绿色灰质泥岩和泥灰岩。其中泥灰岩累积厚度为49.83 m，暗色灰泥岩累积厚度为52.59 m，所占地层厚度比例分别为40.5%和42.7%。TOC 含量在0.30%～1.16%，平均值为0.51%，生烃潜力在0.020～0.150 mg/g，平均值在0.038 mg/g，有机质丰度已超过海相碳酸盐岩生烃下限。拉什仲组地层厚度71.4 m，其中泥灰岩累积厚度12.4 m，暗色灰泥岩累积厚度19.6 m，所占地层厚度比例分别为17.4% 和27.4%。TOC 含量在0.28%～0.97%，平均值为0.50%，也已达到生烃下限。干酪根碳同位素δ13C 在-29.0‰～-29.9‰，有机质类型以腐泥型为主;干酪根最大热裂解温度Tmax平均值在493.1～503.4 ℃，Ro平均值在1.83%～1.92%，有机质热成熟度已达高成熟度晚期阶段。综合有机质丰度和厚度来看，乌拉力克组烃源岩质量要优于奥陶系顶部的拉什仲组，乌拉力克组应是奥陶系天然气的主力烃源岩。

表1 余探1 井奥陶系烃源岩地球化学特征Table 1 Geochemical characteristics of the Ordovician source rocks in Yutan 1 well

图2 余探1 井奥陶系烃源岩综合柱状图Fig.2 Composite columnar section of the Ordovician source rocks in Yutan 1 well

1.2 余探1 井奥陶系天然气地球化学特征及气源

余探1 井在乌拉力克组和下奥陶统克里摩里组分别试气，两个钢瓶气样测试的气体组分和单体烃碳同位素分析结果见表2 和表3。余探1 井天然气以烃类组分占绝对优势，乌拉力克组和克里摩里组总烃含量分别为87.01%和97.60%;非烃组分含量低，CO2含量分别占8.40% 和0.91%，N2含量为4.58% 和1.48%。低CO2含量也反映了产出气体为储层原生气，受储层酸化改造的影响已很小。烃类组分中甲烷含量很高，乌拉力克组和克里摩里组分别为84.97%和96.24%，C2-4重烃含量极低，分别为2.04% 和1.36%;干燥系数大，分别为0.976 和0.986，应属典型的过成熟干气。

余探1 井奥陶系乌拉力克组和克里摩里组天然气甲烷碳同位素δ13C1值分别为-39.11‰和-38.92‰(PDB标准，下同)，与盆地东北子洲气田龙探1 井奥陶系盐下天然气甲烷碳同位素(δ13C1=-39.26‰)相当(表3)。这些天然气是目前盆地古生界干气中甲烷碳同位素最为偏轻的。按照陈安定等［19］根据海相碳酸盐生油岩热解气的碳同位素模拟实验得出的关系式δ13C1=-46.45 +27.23lgRo计算，余探1 井奥陶系乌拉力克组和克里摩里组甲烷碳同位素对应的天然气Ro值分别为1.86%和1.89%，与余探1 井烃源岩的热演化程度一致(表1)，也与其过成熟干气的属性较为吻合。说明余探1 井克里摩里组天然气具有明显的原生气特征。

然而，余探1 井奥陶系乌拉力克组和克里摩里组天然气乙烷碳同位素(δ13C2)值分别为-27.26‰和-27.17‰，丙烷碳同位素(δ13C3)值(克里摩里组)为-25‰，重烃碳同位素相对甲烷明显偏重。按照乙烷判别标准［15，20-21］，具有煤成气特征。因而，余探1 井克里摩里组天然气甲烷碳同位素所反映的高成熟油型气与乙烷、丙烷重烃组分的碳同位素所反映的煤成气特征之间，具有明显的矛盾。另外，异常的δ13C2-δ13C1值(平均达11.8‰)也与其高成熟原生气的属性相矛盾。

由于甲烷碳同位素与碳酸盐岩生油岩的甲烷热解气碳同位素组成相似(表4)，甲烷碳同位素与源岩热成熟度的对应关系与油型气的规律相吻合，以及从储盖配置关系上看，克里摩里组含气储层上覆的乌拉力克组及拉什仲组，泥岩厚度大，既是气源岩又是盖层(图2)，因此上古生界煤成气难以进入克里摩里组灰岩储层之中，天然气偏轻的甲烷碳同位素特征是其原生性属性的客观反映。据此也可以认为，由于上古生界煤成气难以混入，使余探1 井奥陶系天然气重烃组分碳同位素变重的可能性很小。

表2 鄂尔多斯盆地余探1 井和龙探1 井天然气组分特征Table 2 Gas components of Yutan 1 well and Longtan 1 well in the Ordos Basin

表3 鄂尔多斯盆地余探1 井和龙探1 井及靖边气田南部天然气碳同位素组成特征Table 3 Carbon isotope of gas from Yutan 1 and Longtan 1 well as well as southern Jingbian gas field in the Ordos Basin

表4 余探1 井奥陶系天然气与奥陶系碳酸盐岩热解气碳同位素对比Table 4 Comparison of carbon isotope between the Ordovician gases in Yutan 1 well and pyrolysis gas of the Ordovician carbonate source rocks

造成余探1 井奥陶系天然气乙烷碳同位素偏重的原因还需要进一步深入研究。有学者认为TSR(硫酸盐热化学还原反应)是造成龙探1 井奥陶系盐下天然气乙烷偏重的原因［22］，但是从天然气组分上来看，几乎不含有TSR 作用产物的H2S 气体［23］，因此可能性不大。笔者认为，造成乙烷碳同位素偏重的原因可能主要和乙烷碳同位素的裂解分馏有关(后述)。但有一点可以肯定，余探1 井克里摩里组天然气属原生的高成熟油型气。

2 靖边气田及邻区天然气地球化学特征

本次研究系统收集了前人已发表有关靖边气田及邻区古生界134 份天然气组分和碳同位素资料［1，6，15，22］，这些数据主要集中在靖边气田中部和北区地区。最新补充测试的57 份碳同位素样品主要分布在靖边气田南部(图1)。测试样品均为钢瓶气样，测试单位为中国石油长庆油田低渗透油气田勘探开发国家工程实验室。

2.1 天然气组分特征

靖边气田中部及北部奥陶系天然气总烃含量在79.26%～99.96%，平均值为95.25%，C2—C4重烃组分含量仅占0.080%～1.820%，平均在0.746%，甲烷干燥系数在0.981～0.999，平均值为0.992，为甲烷含量极高的过成熟干气。CO2和N2为代表的非烃含量低，平均值分别为2.70%和2.05%。靖边南部奥陶系天然气总烃含量在96.82%～99.84%，平均值在98.08%，C2—C4重烃组分含量仅占0.480%～6.780%，平均在2.475%，甲烷干燥系数在0.932～0.995，平均值为0.975，非烃组分CO2和N2含量平均值分别只有1.55%和0.55%。组分特征显示，靖边气田整体均为甲烷含量、甲烷干燥系数极高、重烃、非烃含量极低的过成熟干气藏。

从靖边气田及苏里格、乌审旗气田上古生界天然气组分资料分析表明，总烃含量在86.65%～99.74%，平均值为97.64%，C2—C4重烃气含量占0.424%～10.12%，平均值在4.45%，甲烷干燥系数在0.894～0.996，平均值在0.950。天然气非烃组分气CO2和N2含量平均值分别为0.79%和1.20%。组分特征显示出上古生界天然气整体仍以过成熟干气为主。

2.2 天然气碳同位素分布特征

对134 组靖边气田中部、北部地区奥陶系及上古生界天然气的甲烷碳同位素统计分析表明(图3)，奥陶系甲烷碳同位素(δ13C1)在-38.9‰～-30.7‰，平均值在-33.8‰;上古生界天然气甲烷碳同位素(δ13C1)在-35.60‰～-29.10‰，平均值在-33.25‰。有88.3%的奥陶系天然气样品和96.7%的上古生界天然气样品的δ13C1都分别在-36‰～-31‰，且分布形态相似，具有典型的高成熟裂解煤成气特征。相同地区奥陶系天然气乙烷碳同位素(δ13C2)在-37.50‰～-23.70‰，平均值在-29.91‰，与上古生界天然气乙烷碳同位素(δ13C2)分布范围在-26.00‰～-22.13‰，平均值在-24.13‰相比，明显偏负。奥陶系只有30%的样品其乙烷碳同位素分布范围与上古生界天然气一致，δ13C2在-28‰～23‰，具有煤成气特征，而70%奥陶系天然气乙烷碳同位素分布明显偏负，主峰在-34‰～-31‰，具有高成熟油型气特征(图3)。

图3 鄂尔多斯盆地古生界天然气烷烃气碳同位素组成直方图Fig.3 Histogram of carbon isotope composition of natural gas from the Paleozoic of the Ordos Basin

图4 靖边气田南部古生界烷烃气碳同位素组成直方图Fig.4 Histogram of carbon isotope composition of alkane gases from the Paleozoic in the southern Jingbian gas field

以上分析是基于前人资料统计得出的，然而靖边气田南部天然气碳同位素分布模式与中部及北部地区有所不同(图4)。奥陶系天然气甲烷碳同位素(δ13C1)分布在-37.34‰～-29.76‰，平均值在-33.06‰，与中部及北部地区乙烷碳同位素分布范围相似，仅略为偏重。而上古生界天然气甲烷碳同位素分布明显偏重，δ13C1分布在-32.45‰～-24.08‰，平均值在-28.11‰，比中部及北部地区上古生界天然气甲烷碳同位素整体偏重约5.11‰。从图1 可知，靖边气田南部吴起、延安地区石炭系底部Ro在2.0%～2.8%，明显比靖边气田中部及北部地区Ro值(1.6%～2.0%)高约0.4%～0.8%，因此南部地区上古生界天然气甲烷碳同位素整体明显偏重。

靖边气田南部乙烷碳同位素分布特征与其中部、北部地区也有明显差异(图4)。奥陶系天然气乙烷碳同位素(δ13C2)分布范围在-38.60‰-26.46‰，平均值在-33.71‰，整体比中部及北部地区偏轻约3.80‰。值得一提的是，上古生界天然气乙烷碳同位素分布范围较大，在-36.71‰-20.68‰，平均值为-28.59‰，有52.9%的样品其δ13C2小于-28‰，具有油型气特征。

如果假设靖边气田南部地区奥陶系天然气是油型气，那么更高的热演化程度应该使其甲烷碳同位素比中部及北部地区更为偏重，而这两个地区的甲烷碳同位素分布范围相似，说明气源仍是以上古生界烃源岩为主。

乙烷碳同位素的差异说明两点:1)南部奥陶系天然气乙烷碳同位素偏轻，而热演化程度偏高，说明气源也不大可能以来源于奥陶系油型气为主;2)南部上古生界天然气乙烷碳同位素偏轻说明天然气混合有较大比例的油型气。

3 靖边气田气源分析

3.1 主要判别指标选取

从天然气组分特征可知，靖边气田奥陶系天然气C2-4重烃含量较低，平均含量小于2.475%，大部分样品更是小于2%(图5)。天然气的甲烷碳同位素组成随着C2-4重烃组分含量的降低而变重(图5a)，符合气田组分的热演化与碳同位素动力学分馏的一般规律［24-25］。鄂尔多斯盆地主要气田上古生界天然气甲烷同位素组成随着C2-4重烃组分含量的降低而变重，最终趋于塔里木盆地克拉2 气藏甲烷碳同位素(图5a)，同样也符合碳同位素分馏的一般规律。

然而，靖边气田奥陶系天然气乙烷碳同位素随C2-C4重烃组分含量的降低而变轻(图5b)，这与鄂尔多斯盆地主要气田上古生界天然气乙烷同位素组成随C2-C4重烃组分含量的降低而变重的规律不符(图5b)，也与碳同位素分馏的一般规律相矛盾。

由此看来，在鄂尔多斯盆地古生界天然气高成熟、普遍混源的背景下，乙烷碳同位素组成以不能反映单一气源天然气的组分热演化和同位素分馏规律，而应该以主要烷烃气甲烷来进行判别。

从靖边气田上古生界天然气δ13C1和δ13C2交汇图可知(图6a)，甲烷碳同位素与乙烷碳同位素呈现出正相关性，并且气田南部地区热演化程度高于气田中部及北部地区，因而甲烷碳同位素整体偏重约5‰，符合碳同位素分馏动力学规律。然而气田南部近50%的样品，其乙烷碳同位素明显偏轻(δ13C2＜-28‰)，且分布十分离散。根据戴金星等［1］研究认为，对于相同高热演化阶段，当煤成气的乙烷与油型气乙烷混合时，轻δ13C2的油型气是重δ13C2的煤成气组分的2 倍左右，导致δ13C2值具有轻油型气为主的特征。由此说明靖边气田南部上古生界煤成气汇入的油型气可能源于太原组灰岩。

图5 靖边气田及邻区天然气地球化学参数交汇图Fig.5 Cross plots of geochemical parameters of natural gas in Jingbian gas field and its vicinity

图6 靖边气田天然气碳同位素交汇图Fig.6 Cross plots of carbon isotope of natural gas in Jingbian gas field

返回来看靖边气田南部奥陶系天然气甲烷碳同位素在-33‰～-31‰，比该地区上古生界天然气甲烷碳同位素偏轻约4‰(图4)，说明了混合型煤成气向下扩散、运移，导致奥陶系天然气甲烷碳同位素偏轻，从而分布形态出现双峰型。

本次研究中，以靖边气田南部上古生界甲烷碳同位素平均值-28.26‰作为煤成气甲烷碳同位素的端元值，以表3 中甲烷碳同位素的平均值-39.1‰为下古生界来源天然气的标准，而靖边气田南部奥陶系甲烷碳同位素平均值为-32.8‰，对该地区奥陶系天然气来源进行简单计算:

式中:X 为上古生界煤成气所占比例，%。

通过计算，X 为58.1%。相同方法，对靖边气田中部及北部地区奥陶系天然气来源按-39.10‰(1-X)-33.25‰=-33.80‰，所得X 为90.6%。以上计算没有考虑天然气热成熟度的差异，以及天然气运移分馏效应对甲烷碳同位素数值的影响，其结果不一定代表真实的汇源比例。但其结果可以佐证，气田南部汇入油型气的比例远高于气田中部及北部地区。

3.2 奥陶系原生天然气δ13C2 变重原因探讨

靖边气田下古生界天然气甲烷碳同位素与乙烷碳同位素整体呈现负相关性，这本身与单一气源的天然气热动力学分馏规律相矛盾(图6b)。另外甲烷碳同位素分布范围相对较集中，气样δ13C1主要分布在-37‰～-30‰，乙烷碳同位素分为范围较离散，主要分布在-38‰～-24‰，说明乙烷碳同位素的分馏机理更为复杂，利用发生了不同混合作用的天然气碳同位素来确定其成因本身是不可靠的。

根据本文所判定的奥陶系原生气藏余探1 井O1k天然气和前人分析确定的龙探1 井O1m5-7天然气为代表［22］，与靖边气田奥陶系天然气甲烷、乙烷碳同位素组成特征相比(图6b)，具有甲烷碳同位素最轻，在-39.26‰～-38.92‰，乙烷碳同位素相对甲烷明显偏重的特点，并且δ13C2-δ13C1值在11.75‰～15.48‰之间，远大于靖边气田奥陶系天然气δ13C2-δ13C1的分布范围。

从封闭系统下乙烷碳同位素热动力学模拟实验来看，存在乙烷生成和裂解的平衡过程［26］。当烃源岩处于生烃高峰时，乙烷的生成量远大于乙烷裂解的数量，此时封闭体系中，乙烷组分含量不断增加，乙烷碳同位素不断变重，符合一般天然气碳同位素热动力学分馏规律;当生烃高峰结束，生烃过程趋于停止，随着温度进一步增加，乙烷碳同位素发生裂解的数量开始大于其生成的数量。由于存在12CH3-12CH3和13CH3-12CH3两个平行的裂解过程［26］，使得在乙烷碳同位素在后期因裂解作用仍有持续偏重的过程。

另外，由于天然气重烷烃气裂解过程主要受温度条件控制，因此气源岩热成熟度越高，乙烷碳同位素相对甲烷碳同位素的差值就会越大(在不考虑天然气散失的前提下，原生甲烷组分碳同位素基本保持稳定)。如根据石炭系底部Ro值推得，龙探1 井奥陶系热演化程度大于余探1 井(图1)，因而龙探1 井O1m5-7天然气δ13C2-δ13C1值(15.48‰)大于余探1 井O1k 天然气δ13C2-δ13C1值(11.75‰)。

4 结论

1)通过对余探1 井奥陶系烃源岩及天然气地球化学特征分析，以及储盖配置来看，余探1 井克里摩里组天然气应属于原生高成熟油型气。

2)由于靖边气田奥陶系风化壳天然气C2-C4重烃组分含量低、乙烷碳同位素分布离散，乙烷和甲烷碳同位素呈负相关以及乙烷碳同位素随C2-C4组分含量降低而变负的矛盾现象，说明气源判识应主要依据甲烷碳同位素。

3)以甲烷碳同位素作为主要判别指标，余探1井、龙探1 井奥陶系天然气为油型气端元，认为δ13C1小于-38‰是来源于海相奥陶系烃源岩油型气的主要标志，据此判别靖边气田整体仍以高-过成熟煤成气为主。

4)靖边气田南部相对气田中部和北部地区，古生界热演化程度较高，天然气甲烷碳同位素整体偏重，但同时混入油型气的比例也相对较高。

致谢：本项研究工作得到中国石油长庆勘探开发研究院区域室包洪平、孙六一、任军峰、马占荣高工的大力支持和帮助，在成文过程中多次与长庆油田张文正教授进行交流，获益良多，谨致谢忱。

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