塔里木盆地哈拉哈塘凹陷天然气地球化学特征
2014-06-26吴小奇刘全有陶小晚胡国艺
吴小奇, 刘全有, 陶小晚, 胡国艺
塔里木盆地哈拉哈塘凹陷天然气地球化学特征
吴小奇1*, 刘全有2, 陶小晚3, 胡国艺3
(1. 中国石化 石油勘探开发研究院 无锡石油地质研究所, 江苏 无锡 214126; 2. 中国石化 石油勘探开发研究院, 北京 100083; 3. 中国石油 勘探开发研究院, 北京 100083)
哈拉哈塘凹陷位于塔里木盆地塔北隆起中部, 具有良好的石油地质条件, 是近期油气勘探的重点区带。天然气地球化学特征研究表明, 该区天然气干燥系数较低, 表现出典型湿气的特征, 普遍含有微量的H2S; 烷烃气13C1和13C2值分别为–50.5‰ ~ –42.6‰和–40.2‰ ~ –35.5‰,D1值介于–262‰ ~ –156‰之间, 碳氢同位素系列表现出典型正序特征; C7轻烃组成具有正庚烷优势分布, C5~7轻烃组成以正构和异构烷烃为主。哈拉哈塘凹陷及周缘奥陶系天然气均为海相油型气, 既有干酪根裂解气, 也有原油裂解气, 其中哈拉哈塘天然气中混入了相当比例的原油裂解初期形成的湿气, 主要来自于南部阿满过渡带地区的中上奥陶统烃源岩, 天然气中具有高13C值特征的CO2主要来自碳酸盐岩储层在酸性地层水作用下发生的溶蚀, H2S主要源自含硫化合物的热裂解。其中天然气发生的同位素部分倒转主要源自原油伴生气与原油裂解气的混合。
天然气; 地球化学特征; 哈拉哈塘凹陷; 塔里木盆地
0 引 言
塔里木盆地是我国最大的内陆含油气盆地, 随着油气勘探程度的不断提高, 发现了一批大中型气田, 为西气东输工程提供了充足的气源, 为国民经济和社会的发展做出了重要贡献。塔里木盆地天然气可以分为煤型气和油型气两类, 其中煤型气是塔里木盆地天然气的主体, 主要分布在前陆区, 主力烃源岩为陆相三叠系—侏罗系煤系[1]; 油型气是塔里木盆地天然气的重要构成, 主要分布在台盆区, 主体来自海相寒武系—下奥陶统或中上奥陶统烃源岩, 塔里木盆地油型气可细分为干酪根裂解气和原油裂解气两种[2–3]。
位于塔里木盆地塔北隆起中部的哈拉哈塘凹陷具有良好的石油地质条件, 烃源条件、储盖组合、运移及配套条件较为有利, 是塔里木盆地塔北地区近期油气勘探的重点区带。近年来的勘探在该区获得了重要突破, 在奥陶系发现了超亿吨级大油田[4]。前人对哈拉哈塘地区构造演化特征[5]、烃源岩发育情况[6]、奥陶系碳酸盐岩储层的特点和发育模式[4]等进行了较为深入的研究, 然而在油气地球化学特征和来源方面, 前人的工作主要集中于对凹陷周缘的英买力、东河塘、雅克拉、塔河和轮南等地区油气的分析, 而缺乏对于凹陷内部油气的直接研究, 仅在原油地球化学特征及油源对比方面有初步认识[4]。
天然气地球化学特征是研究天然气成因、气源对比和气藏形成规律的基础, 在揭示天然气来源、有机质热演化程度、沉积环境、运移成藏等信息方面得到了广泛而有效的应用[7–10]。本文拟从天然气组分、碳氢同位素和轻烃化合物组成等方面, 分析塔里木盆地哈拉哈塘凹陷天然气地球化学特征, 并通过与凹陷周缘气藏天然气特征的对比, 来探讨该区天然气的成因和来源, 为深化对该区油气来源的认识和后续勘探领域的拓展提供有益的信息。
1 地质背景
塔北隆起位于塔里木盆地北部, 面积约3.6×104km2, 是一个走向近东西向、呈微向北突出弧形展布的前侏罗纪古隆起, 该区构造格局总体表现为古生界和中新生界两大构造层, 其中古生界为长期继承性发育、并逐层遭受剥蚀的残余古隆起; 而中新生界整体上表现为南高北低的北倾斜坡形态[5]。根据古生界顶面地质特征和形态可以将塔北隆起划分为6个次级构造单元: 轮台凸起、英买力低凸起、哈拉哈塘凹陷、轮南低凸起、草湖凹陷和库尔勒鼻状凸起(图1), 其中哈拉哈塘凹陷位于塔北隆起中部, 面积约4000 km2, 发育震旦系至泥盆系海相沉积地层、石炭系至二叠系海陆交互相沉积地层和中新生界陆相沉积地层, 其中北部缺失上白垩统、中上侏罗统等层位。
塔北地区古生界残余古隆起海西早期形成, 长期稳定存在, 决定了古隆起成为油气的长期聚集方向, 该区具有两套油气系统: 北部库车坳陷的三叠系—侏罗系陆相油气系统和南部满加尔坳陷的寒武—奥陶系油气系统。塔北隆起的陆相油气主要分布在与库车坳陷毗邻的轮台低凸起以及英买力低凸起的北缘, 主要包括玉东2、羊塔克、英买7、牙哈、提尔根等油气田; 而海相油气则主要聚集在轮南低凸起和哈拉哈塘凹陷及其周缘, 主要包括英买2、东河塘、雅克拉、塔河、轮南等油气田。
图1 塔北隆起构造单元和油气田分布图
哈拉哈塘地区曾被认为是一个生烃凹陷, 其周缘的原油主要来自凹陷内奥陶系烃源岩, 导致奥陶系油气勘探停滞不前。根据近年来地质结构的重新解释和石油地质条件的评价, 哈拉哈塘地区不是生烃凹陷, 而是属于轮南低凸起奥陶系潜山背斜的西部围斜带, 具有大面积含油气的地质条件; 目前该区奥陶系储层与含油气层段集中分布在一间房组与鹰山组上部, 岩石类型主要为亮晶颗粒灰岩, 岩溶缝洞体是主要储集空间; 上奥陶统吐木休克组泥灰岩厚度稳定、分布广泛, 是一套区域性盖层[4]。
2 分析方法
本次工作利用双阀门高压钢瓶采集了塔北隆起哈拉哈塘凹陷和英买2油田共11个天然气样品, 天然气组分、碳氢同位素和轻烃化合物组成的分析测试均在中国石油勘探开发研究院廊坊分院进行。
天然气组分分析用HP 7890A型气相色谱仪; 碳同位素分析采用Delta plus GC/C/IRMS同位素质谱仪, 每个样品分析3次, 分析精度为±0.5‰, 标准为VPDB; 氢同位素分析用MAT253同位素质谱仪, 采用GC/TC/IRMS法, 该实验室氢同位素分析测试参与了国际氢同位素对比测试[11], 分析精度达±3‰, 标准为VSMOW。上述测试的具体流程详见文献[11], 组分和同位素测试结果分别见表1和表2。天然气中轻烃化合物(C5–C8)组成分析用HP 5890Ⅱ型气相色谱仪, 具体流程与胡国艺等[14]的方法一致。
3 天然气地球化学特征
3.1 组分特征
哈拉哈塘凹陷天然气以烃类气体为主, 甲烷含量为52.74%~78.59%, 重烃气(C2–C5)含量介于13.08%~32.38%之间, 干燥系数(C1/∑C1~n)普遍较低, 为0.635~0.847, 表现出典型湿气的特征(表1); 位于哈拉哈塘凹陷西侧的英买2油田天然气中甲烷含量(41.66%~51.83%)普遍更低, 干燥系数也仅为0.514~0.693; 而位于东侧的雅克拉、塔河和轮南地区天然气则甲烷含量和干燥系数普遍略高于哈拉哈塘天然气的值(图2)。
哈拉哈塘凹陷天然气中非烃气体主要为CO2和N2, 含量分别为1.21%~10.74%和2.34%~9.78%(表1); 凹陷周缘天然气中CO2和N2含量与凹陷内天然气特征较为接近, 仅英买2天然气中N2含量明显较高(14.32%~26.08%)(图2)。哈拉哈塘凹陷天然气样品中普遍含有微量的H2S, 在采集气样时能闻到轻微的臭鸡蛋气味, 但其含量普遍较低, 介于9~2038 μg/g之间(表1)。
3.2 碳同位素特征
在烷烃气碳同位素组成方面, 哈拉哈塘凹陷和英买2天然气特征较为接近,13C1值分别为–50.5‰ ~ –42.6‰和–48.4‰ ~ –42.4‰(表2), 普遍低于塔北隆起中东部的雅克拉、塔河和轮南等地区天然气的值; 哈拉哈塘凹陷天然气13C2值为–40.2‰ ~ –35.5‰(表2), 塔河和轮南地区天然气的值与之接近, 雅克拉气田天然气13C2值普遍较高, 而英买2天然气13C2值普遍较低, 介于–41.1‰ ~ –38.2‰之间(图3)。
图2 哈拉哈塘凹陷及周缘奥陶系天然气组分特征(数据来源: 本次工作及文献[15–18])
哈拉哈塘凹陷及周缘的天然气主体表现出碳同位素正序特征(13C1<13C2<13C3<13C4), 与典型有机成因气特征一致, 仅轮南地区部分天然气发生了甲烷和乙烷碳同位素的部分倒转(13C1>13C2)(图3)。
在CO2碳同位素特征方面, 哈拉哈塘凹陷和英买2天然气13CCO2值介于–4.8‰ ~ –2.5‰之间(表2), 塔河油田天然气13CCO2值与之类似, 介于–4.3‰ ~ –0.7‰之间[23], 而轮南地区天然气13CCO2值则明显偏低, 介于–14.7‰ ~ –12.9‰之间[20]。
3.3 氢同位素特征
哈拉哈塘天然气D1值较为分散, 介于–262‰ ~ –156‰之间; 英买2天然气D1值为–185‰ ~ –182‰(表2); 塔河和轮南天然气D1值分别介于–179‰ ~ –129‰和–190‰ ~ –134‰之间(图4)。在烷烃气氢同位素系列特征(图4)上, 哈拉哈塘天然气均表现出典型正序特征(D1
图4 哈拉哈塘凹陷及周缘奥陶系天然气氢同位素系列(数据来源: 本次工作及文献[17, 22, 23])
3.4 轻烃化合物组成
Thompson[24]根据原油随着成熟度增高烷基化程度也增高的事实, 提出了反映成熟度的两个参数: 异庚烷值和庚烷值。从轻烃组成参数特征可以看出, 哈拉哈塘凹陷和英买2天然气轻烃组成较为一致, 异庚烷值为2.77~5.00, 庚烷值较高, 介于29.39~ 50.01之间(表3)。
Mango[25–26]分别提出了1和2这两个参数, 发现同源母质的原油(气)具有基本一致的1和2值, 而不同类型原油(气)1和2值有差别。哈拉哈塘凹陷和英买2天然气1和2值较为一致, 分别介于1.04~1.17和0.19~0.28之间(表3), 反映出同源的特征。
在C7轻烃组成方面, 哈拉哈塘凹陷和英买2天然气具有正庚烷优势分布, 甲基环己烷和各类二甲基环戊烷含量偏低(图5a), 甲基环己烷指数仅为21.66~30.33(表3); 在C5~7轻烃组成方面, 该区天然气以正构和异构烷烃为主, 环烷烃含量较低(图5b)。此外, 研究区天然气正庚烷/甲基环己烷值较高, 介于1.84~3.25之间, 甲苯/正庚烷值较低, 仅为0.10~0.27(表3)。
表3 哈拉哈塘凹陷和英买2天然气中轻烃组成参数
图5 哈拉哈塘凹陷和英买2天然气C7(a)和C5~7(b)轻烃组成三角图
煤型气和油型气界线据戴金星等[7]; *据陈践发等[27]
the boundary line between coal-derived and oil-associated gases from Dai.[7]; * from Chen.[27])
4 天然气成因和来源
通过上述对天然气地球化学特征的分析, 可以为天然气成因鉴别和气源对比提供有益信息。
4.1 烷烃气成因
塔里木盆地哈拉哈塘凹陷及周缘奥陶系天然气在烷烃气碳氢同位素系列上普遍表现出明显的正序特征(图3, 图4), 与有机成因烷烃气一致, 在甲烷碳氢同位素相关图上也均表现出明显的热成因气特征(图6)。根据原始有机质类型不同, 可以概括性地将有机成因气划分为油型(腐泥型)气和煤型(腐殖型)气[7]。乙烷碳同位素具有较强的原始母质继承性, 是鉴别煤型气和油型气的有效指标, 国内学者一般采用–28‰或–29‰作为分界值。不同类型有机质生成的天然气在甲烷和乙烷碳同位素组成相关图上也表现出不同的趋势, 在甲烷碳同位素值相近的情况下, 腐殖型母质生成的天然气相比腐泥型母质生成的天然气具有更高的乙烷碳同位素值[8]。
哈拉哈塘凹陷及周缘天然气主体13C2值均小于–32‰(图3, 图7), 表现出典型油型气的特征。雅克拉气田有1个气样13C2值为–27‰[15], 表现出煤型气特征; 由图7可以看出, 该样品与Sacramento盆地Ⅲ型干酪根生成的天然气[28]特征一致, 而其余样品则与Delaware/Val Verde盆地Ⅱ型干酪根生成的天然气[8]特征较为接近。
图6 哈拉哈塘凹陷及周缘奥陶系天然气中甲烷碳氢同位素相关图
底图据Whiticar[10]; 数据来源: 本次工作及文献[15,17,20,22,23]
图7 哈拉哈塘凹陷及周缘奥陶系天然气甲烷和乙烷碳同位素相关图
数据来源: 本次工作及文献[2,15–22]; Sacramento盆地据Jenden.[28], Niger三角洲和Delaware/Val Verde盆地据Rooney.[8]
data source: this study and refs [2, 15–22]; Sacramento Basin from Jenden.[28], Niger delta and Delaware/Val Verde Basin from Rooney.[8]
轻烃组成也常被用于判识天然气的成因类型。原油的庚烷值、异庚烷值与其烃源岩的干酪根类型有关, 在相同热演化阶段时, 腐泥型有机质形成的烃类比腐殖型有机质生成的烃类具有更高的庚烷值[24]。哈拉哈塘凹陷和英买2天然气的庚烷值较高(表3), 且庚烷值、异庚烷值均与塔中北斜坡奥陶系原油[29]一致, 表现出腐泥型有机质生成天然气的特征。
塔里木盆地不同地区原油具有不同的1值[30]。哈拉哈塘凹陷和英买2天然气的1值(表3)与塔中北斜坡[29]和轮南[30]原油的1值一致, 表现出同源的特征。此外, 塔里木盆地海相原油2值较低(<0.30), 而陆相原油2值较大(>0.30)[30]。研究区天然气具有较低的2值(0.19~0.28, 表3), 反映其为海相来源。
C7和C5~7轻烃组成具有重要的生源意义, 是判定天然气成因的重要指标[7,31]。哈拉哈塘凹陷和英买2天然气在C7和C5~7轻烃组成三角图上均表现出典型油型气的特征(图5), 与塔里木盆地台盆区海相油型气特征一致, 而与库车坳陷煤型气特征明显不同[31]; 甲基环己烷指数介于21.66%~ 30.33%之间(表3), 与油型气范围(<(50±2)%)一致, 而与煤型气明显不同。
因此, 哈拉哈塘凹陷及英买2天然气均为油型气, 来自海相腐泥型烃源岩; 凹陷周缘天然气主体也来自腐泥型烃源岩, 但位于凹陷北缘的雅克拉气田有个别气样表现出煤型气的特征, 表明部分地区受到了来自库车坳陷和轮台凸起方向煤型气混合的影响。
4.2 烷烃气来源
腐泥型有机质生成油型气的途径有两种: 干酪根直接降解和原油(包括聚集型原油和分散可溶有机质)裂解, 其中原油裂解大致可分为两步: (1)原油→轻烃+湿气; (2)轻烃+湿气→干气[32]。早期原油裂解气甲烷主要来自原油的直接裂解, 但后期主要来自C2~5重烃的裂解, 这与干酪根裂解甲烷主要来自干酪根直接裂解是不一样的[33]。在相同热解温度下, 原油裂解气甲烷碳同位素值明显低于同类型干酪根裂解气甲烷碳同位素值, 主要是由于前者经历了在干酪根裂解成烃基础上的二次分馏[34]。封闭体系下演化程度较低时形成的原油裂解气具有干燥系数低和甲烷碳同位素较轻的特征[35], 因此原油裂解气可以用于解释与可能的烃源岩成熟度不匹配的具有较低碳同位素值天然气的成因。
天然气的13C1值和烃源岩的o值紧密相关[8,13,14]。哈拉哈塘凹陷和英买2天然气13C1值较低, 根据油型气13C1-o经验公式[13–14]计算所得o值主体仅为0.5%左右(表2), 明显偏低, 表明这些天然气可能受到了原油裂解气混合的影响。Thompson[24]研究认为随着成熟度增高, 轻烃异庚烷值和庚烷值逐渐增大。哈拉哈塘凹陷和英买2天然气轻烃组成较为一致, 庚烷值、异庚烷值分别介于29.39~50.01和2.77~5.00之间(表3), 与Thompson[24]提出的成熟度范围和庚烷值、异庚烷值相关关系进行对比, 这些天然气主体对应于高成熟阶段。
在干酪根裂解和原油裂解过程中, C1/C2和C2/C3值随演化程度升高表现出不同的变化趋势, 据此Prinzhofer.[9]利用ln(C1/C2)和ln(C2/C3)的关系来鉴别干酪根裂解气和原油裂解气。然而王晓梅等[36]研究指出, 天然气组分演化趋势法如ln(C2/C3)与ln(C1/C2)相关图不宜用于区分干酪根裂解气和原油裂解气。热演化程度较为接近的天然气其数据点会较为集中而难以用该方法进行判识[3]。Prinzhofer.[9]还提出了(13C2–13C3)-ln(C2/C3)图用来鉴别干酪根裂解气和原油裂解气; Lorant.[37]进而通过不同类型模拟实验进一步提出了(13C2–13C3)-C2/C3判别图, 并在后续研究中得到了广泛应用。从(13C2–13C3)-C2/C3图(图8)上可以看出, 哈拉哈塘凹陷及周缘奥陶系天然气既有干酪根裂解气, 也有原油裂解气, 其中哈拉哈塘凹陷和英买2天然气中混入了相当比例的原油裂解初期形成的湿气, 而塔河和轮南地区天然气中混入的原油裂解气则为裂解程度较高时的产物。哈拉哈塘凹陷和英买2油田以产油为主, 天然气日产量多数不超过1×104m3, 气油比明显低于塔北隆起东部的轮南地区油气田, 这一方面是由于来自轮古东地区气侵作用的影响未波及到哈拉哈塘凹陷, 另一方面则是由于凹陷内原油仍处于裂解初期, 尚未发生大规模裂解。
Wang.[38]提出了C5-C4图解用于判定海相不同母质来源的天然气, 在C4<0.9的情况下,C5<0.6时是分散液态烃裂解气及封闭体系干酪根气, 0.6
图8 哈拉哈塘凹陷及周缘奥陶系天然气(δ13C2–δ13C3)-C2/C3图
底图据Lorant.[37]; 数据来源：本次工作及文献[15–18]
塔里木盆地台盆区海相油型气的来源主要包括寒武系—下奥陶统烃源岩和中上奥陶统烃源岩[2–3]。朱光有等[4]研究指出, 哈拉哈塘凹陷不发育寒武系烃源岩, 也不存在捕获来自东部地区寒武系原油裂解气的条件, 且哈拉哈塘凹陷附近油气藏具有共同的生物标志物特征, 体现出中上奥陶统烃源岩的特征。Lu.[18]也认为, 哈拉哈塘凹陷周缘天然气主要来自中上奥陶统海相烃源岩。上文提到, 哈拉哈塘凹陷天然气在轻烃组成方面与位于满加尔凹陷南侧塔中北斜坡天然气特征较为一致, 而后者主体来自中上奥陶统烃源岩[19]。此外, Liu.[17]研究指出,塔里木盆地寒武系—下寒武统烃源岩生成的油型气具有较重的氢同位素组成(–120‰ >D1> –170‰), 而中上奥陶统烃源岩生成的油型气则氢同位素组成较轻(D1< –170‰)。哈拉哈塘凹陷奥陶系天然气甲烷氢同位素组成除新垦7C井样品较重(D1= –156‰)外, 其余样品和英买2天然气一致,D1值均小于–170‰(表2), 与中上奥陶统烃源岩生成的天然气特征一致。因此, 哈拉哈塘地区天然气主要来自中上奥陶统烃源岩。
尽管张朝军等[6]研究认为哈拉哈塘地区哈6井下奥陶统发育工业性烃源岩, 但朱光有等[4]研究表明, 该井岩屑样品绝大部分有机碳都很低, 难以达到有效烃源岩的标准(TOC > 0.5%), 仅靠这样质量的烃源岩难以产生哈拉哈塘凹陷及周缘如此丰富的油气。朱光有等[4]研究指出, 哈拉哈塘南部地区(满西地区)发育奥陶系烃源岩, 是塔北地区海相油气的重要来源, 而哈拉哈塘地区是晚海西期中上奥陶统烃源岩生成的油气向北运移的必经之地, 该区原油地球化学特征也与英买2、轮古西等地区来自中上奥陶统烃源岩的原油特征一致, 因此该区油气主要来自于哈拉哈塘以南阿满过渡带地区的中上奥陶统烃源岩。
4.3 酸性气体的成因和来源
酸性气体CO2和H2S是天然气的常见组分。根据原始物质来源不同可以将CO2分为有机成因和无机成因两大类, 其中有机成因CO2具有较低的碳同位素值(一般13CCO2< –10‰), 而无机成因CO2则具有较高的13CCO2值(> –8‰), 其中地幔/岩浆来源CO2其13CCO2值一般为(–6±2)‰, 碳酸盐岩热分解成因的CO2其13CCO2值一般为(0±3)‰[39], 碳酸盐岩在酸性条件下发生溶解形成的CO2也具有类似的碳同位素组成[40]。
哈拉哈塘凹陷和英买2天然气中的CO2则具有较高的13CCO2值(表2), 塔河油田天然气也与之类似[23], 均表现出无机成因特征。然而, He同位素特征表明, 塔河油田天然气具有较低的3He/4He值(2.26×10–8~5.23×10–8), 相应的R/Ra值仅为0.02~ 0.04[23], 库车坳陷和塔中地区天然气与之类似[41],均表现出典型壳源特征。因此, 哈拉哈塘凹陷及周缘天然气中的CO2不是地幔/岩浆来源, 它们的13CCO2值最高可达–0.7‰[23], 表明其与储层碳酸盐岩有紧密联系。
自三叠纪沉积以来, 哈拉哈塘地区奥陶系油藏一直处于持续深埋过程, 现今温度主体介于150~160 ℃之间[4], 但该温度不足以导致碳酸盐岩发生热分解, 该区也不发育岩浆作用等可能导致碳酸盐岩发生分解的热源。四川盆地东北部高含H2S天然气研究表明, H2S溶于水会使得地层水呈酸性, 从而使得碳酸盐岩储层发生溶蚀并产生具有高13CCO2值特征的CO2[40]。因此, 哈拉哈塘凹陷奥陶系天然气中的具有高13C值特征的CO2主要来自碳酸盐岩储层在酸性地层水作用下发生的溶蚀。
油气藏中的H2S主要来源有三种：硫酸盐细菌还原(BSR)、含硫化合物的热裂解(TDS)和硫酸盐热化学还原(TSR)。哈拉哈塘凹陷天然气样品中普遍含有微量的H2S, 含量仅为9 ~ 2038 μg/g (表1)。该区油气藏埋深较大, 不具备BSR发生的条件。TSR优先消耗重烃, 产生的天然气13C1较高、干燥系数大[42], 这与哈拉哈塘地区奥陶系天然气13C1较轻、重烃气含量较高、干燥系数较小等特点正好相反。此外, 哈拉哈塘地区奥陶系膏盐层不发育, 以哈6井为例, 奥陶系以发育纯灰岩为主[4]。因此哈拉哈塘地区天然气中的H2S不是BSR或TSR成因, 而可能主要源自含硫化合物的热裂解。
4.4 烷烃气同位素部分倒转的成因
在烷烃气碳同位素系列特征研究上, Chung.[43]提出正构烷烃13C-1/C(C为碳数)图解可以用于判别天然气可能发生的变化, 未发生后期变化的天然气一般13C-1/C连线为直线。Zou.[44]对比分析了干酪根裂解实验和自然界产出的天然气特征后指出, 成熟阶段的天然气其13C1-13C2-13C3连线近乎直线, 而高-过成熟油型气和煤型气其连线分别具有下凹和上凸的特征。Dai.[45]研究指出, 生物成因烷烃气碳同位素系列的部分倒转主要有以下四种原因: 生物成因与非生物成因烷烃气的混合; 煤型气和油型气的混合; 同型不同源气或同源不同期气混合; 烷烃气中某一或某些组分被细菌氧化。而氢同位素系列部分倒转也是次生气或混合气的一个特征[7]。
哈拉哈塘凹陷及周缘奥陶系中烷烃气主体表现出碳氢同位素正序特征, 轮南地区不少样品发生了甲、乙烷碳氢同位素的部分倒转, 塔河油田与英买2油田有少部分样品发生了甲、乙烷氢同位素部分倒转, 尽管未发生碳同位素部分倒转, 但塔河油田部分样品甲、乙烷碳同位素值差异很小, 英买2天然气样品甲、乙烷碳同位素值差异也小于哈拉哈塘凹陷天然气(图3, 图4)。塔里木盆地哈拉哈塘凹陷及周缘天然气中未发现非生物成因烷烃气, 气藏埋深较大, 没有细菌氧化的迹象。尽管位于哈拉哈塘凹陷北缘的雅克拉气田有个别气样表现出煤型气的特征(图7), 表明其受到了来自库车坳陷和轮台凸起方向煤型气混合的影响, 但较低的13C2值和甲、乙烷碳同位素相关关系(图7)均表明, 凹陷及周缘奥陶系天然气主体为油型气, 未受到明显的煤型气混合。因此, 同型不同源气或同源不同期气混合是哈拉哈塘凹陷周缘奥陶系天然气发生碳氢同位素部分倒转的主要原因。
轮南和塔河地区天然气较低的13C2值、13C1-13C2-13C3连线具有下凹特征(图3), 反映出高-过成熟油型气的特点。轮南地区天然气干燥系数和气油比从东到西降低, 反映了原油裂解气发生气侵是从轮古东斜坡开始逐渐向西进行的[36]; 而轮南西部大部分地区遭受气侵作用较微弱[18]; 塔河油田奥陶系天然气具有早期原油伴生气和晚期高温裂解气这两期充注和混合的特征[16,23]。此外, 上文提到, 英买2天然气中混入了相当比例的原油裂解初期形成的湿气。前人研究表明, 原油伴生气与原油裂解气的混合是四川盆地石炭系黄龙组烷烃气碳氢同位素部分倒转[46]的主要原因。因此, 哈拉哈塘凹陷周缘天然气发生的同位素部分倒转主要源自原油伴生气与原油裂解气的混合。
5 结 论
塔里木盆地哈拉哈塘凹陷及英买2天然气以烃类气体为主, 干燥系数(C1/∑C1~n)普遍较低, 表现出典型湿气的特征; 非烃气体主要为CO2和N2, 且普遍含有微量的H2S。哈拉哈塘凹陷烷烃气13C1和13C2值分别为–50.5‰ ~ –42.6‰和–40.2‰ ~ –35.5‰,D1值介于–262‰ ~ –156‰之间, 烷烃气碳氢同位素系列表现出典型正序特征。哈拉哈塘凹陷及英买2天然气C7轻烃组成具有正庚烷优势分布, 甲基环己烷指数仅为21.66~30.33; C5~7轻烃组成以正构和异构烷烃为主; 正庚烷/甲基环己烷值介于1.84~3.25之间, 甲苯/正庚烷值仅为0.10~0.27。
哈拉哈塘凹陷及周缘奥陶系天然气均为海相油型气, 既有干酪根裂解气, 也有原油裂解气, 其中哈拉哈塘和英买2天然气中混入了相当比例的原油裂解初期形成的湿气。哈拉哈塘凹陷天然气地球化学特征与中上奥陶统烃源岩生成的天然气一致, 天然气主要来自于哈拉哈塘以南阿满过渡带地区的中上奥陶统烃源岩。
哈拉哈塘凹陷奥陶系天然气中的具有高13C值特征的CO2主要来自碳酸盐岩储层在酸性地层水作用下发生的溶蚀, H2S主要源自含硫化合物的热裂解。此外, 哈拉哈塘凹陷周缘天然气发生的同位素部分倒转主要源自原油伴生气与原油裂解气的混合。
戴金星院士对相关工作给予了悉心指导; 样品采集与分析测试工作分别得到了中国石油塔里木油田公司和中国石油勘探开发研究院廊坊分院的大力协助与支持; 审稿专家提出了宝贵修改意见, 在此一并深表谢意！
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Geochemical characteristics of natural gas from Halahatang Sag in the Tarim Basin
WU Xiao-qi1*, LIU Quan-you2, TAO Xiao-wan3and HU Guo-yi3
1. Wuxi Research Institute of Petroleum Geology, Petroleum Exploration and Production Research Institute, SINOPEC, Wuxi 214126, China; 2.Petroleum Exploration and Production Research Institute, SINOPEC, Beijing 100083, China; 3.Research Institute of Petroleum Exploration and Development, PetroChina, Beijing 100083, China
Halahatang Sag is located at the central part of the Tabei Uplift, Tarim Basin with favorable petroleum geological condition. It is an important exploration area. Geochemical characteristics of natural gas indicate that the natural gas displays low dryness indexes with trace-amount of H2S. The13C1,13C2andD1values of natural gas are in the ranges of –50.5‰―–42.6‰, –40.2‰―–35.5‰ and –262‰―–156‰, respectively, with positive carbon and hydrogen isotopic series. The C7light hydrocarbons are dominated by-heptane with C5~7dominated by normal alkanes and isoalkanes. The Ordovician-reservoired gases in Halahatang Sag and the adjacent area are marine oil-type gas from both kerogen cracking and oil cracking. The gases from Halahatang Sag include a significant proportion of wet gas formed in the early stage of oil cracking. They were mainly derived from the Middle-Upper Ordovician source rocks in the Awati-Manjiaer transitional zone. CO2with high13C values in the Ordovician-reservoired gas was mainly derived from the dissolution of carbonate reservoirs under acidic formation water, with the H2S from thermal decomposition of sulfides. The partial isotopic reversal of gases originated mainly from the mixing of oil-associated gas and oil-cracking gas.
natural gas; geochemical characteristics; Halahatang Sag; Tarim Basin
P597
A
0379-1726(2014)05-0477-12
2013-09-17;
2013-10-23;
2014-04-14
国家自然科学基金(41302118)
吴小奇(1982–), 男, 博士、高级工程师, 地球化学专业。
WU Xiao-qi, E-mail: xqwu@163.com; Tel: +86-510-68787283
