呼图壁和霍尔果斯天然气成因判识

张 林，黄光辉，李 剑，李志生，向 龙，侯丽娟

（1.长江大学 “油气资源与勘探技术”教育部重点实验室，湖北 荆州 4340231；2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北 廊坊 065007；3.中国石油天然气成藏与开发重点实验室，河北 廊坊 065007）

呼图壁和霍尔果斯天然气成因判识

张 林1，2，3，黄光辉1，李 剑2，3，李志生2，3，向 龙1，侯丽娟1

（1.长江大学 “油气资源与勘探技术”教育部重点实验室，湖北 荆州 4340231；2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北 廊坊 065007；3.中国石油天然气成藏与开发重点实验室，河北 廊坊 065007）

呼图壁和霍尔果斯油气田位于我国准格尔盆地南缘，其蕴含着丰富的油气资源，是我国西部重要的油气田，该区域天然气在成因判识方面，特别是在干酪根裂解气与原油裂解气的判识方面仍存在争议，针对该问题在大量基础资料统计和实验分析工作下，优选了Ln（C1/C2）与Ln（C2/C3）、C1/C3和C2/C3、C2/iC4与C2/C3、δ13C3值和C2/C3、δ13C1值和δ13C2值等作为判识 干酪 根裂解气和 原油裂解气 的指标，并对呼图壁和霍尔果斯油气田天然气进行了判识，认为它们主要来源于侏罗系干酪根裂解气。并通过原油裂解气生气动力学和同位素动力学模拟发现该区原油裂解气转化率很低，进一步证明了两个油气田天然气主要为干酪根裂解气。

原油裂解气；干酪根裂解气；原油裂解气生气动力学；同位素动力学原油；裂解气转化率

呼图壁和霍尔果斯油气田位于我国西部准格尔盆地南缘，是我国重要的油气田，资源储量丰富。该区域发育二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系、第三系和第四系六套沉积地层，最大沉积岩厚度达万米以上。可能烃源岩层系有二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系和第三系五套，是准噶尔盆地发育生油岩层系最多的地区。一部分学者认为该区为来源于侏罗系干酪根裂解气，而另一些人认为是干酪根裂解气和原油裂解气的混合气藏；到目前为止各油气田原油的油源虽各有研究报告，均有不同的观点，这说明这些油田的成因问题未解决。对成因认识的不同，直接影响对该地区油气资源潜力评价，进而影响油气勘探方向的选择。所以，必须搞清楚呼图壁和霍尔果斯油气田天然气成因。鉴于此，本文对呼图壁和霍尔果斯油气田进行综合分析，结合前人的研究，深入探讨天然气的成因判识等相关问题。

1 天然气地球化学参数特征

1.1 烃类组分特征

呼图壁气田天然气较干，甲烷含量平均为92.52%，呼图壁气田甲烷含量高于90%的占样品总数87.4%，甲烷含量最低为89.56%，最高为94.02%，平均92.52%（表1）。呼图壁气田重烃含量为4.46%～6.59%，绝大部分在5.0%左右，平均5.25%；样品中乙烷含量为3.22%～4.99%，平均4.11%；丙烷含量较低，平均为0.68%。非烃含量在1.20%～2.56%，多数分布于1.1%～2.5%之间，平均2.14%。霍尔果斯气田甲烷含量最高不超过90%，含量平均为87.46%，其中甲烷含量在90%～95%的样品仅占40.40%；甲烷含量低于80%的样品也占到了17.17%；其余样品甲烷含量为86.05%～89.77%。重烃组分含量较高，平均9.94%，远高于呼图壁气田的5.25%，为湿气特征，乙烷含量为5.15%～8.05%，平均6.48%。

1.2 碳同位素特征

呼图壁、玛河和霍尔果斯天然气碳同位素特征表现为：甲烷同位素均小于－30‰，乙烷均小于－21‰，丙烷均小于－20‰（表2）。

表1 呼图壁和霍尔果斯气田部分天然气样品组分统计表

表2 准噶尔南缘气田部分天然气组分的碳同位素数据

2 干酪根裂解气和原油裂解气判识

2.1 干酪根裂解气和原油裂解气组成变化特征

齐1井原油裂解气Ln（C1/C2）变化较小，主要分布在0.7～1.4之间，而Ln（C2/C3）值变化较大，分布在－0.6～1.4之间（图1），齐1井原油裂解气的变化趋势同 Prinzhofer等（1995）［1］和 Behar等（1992）［2］文献资料的数据计算出的原油二次裂解Ln（C1/C2）和Ln（C2/C3）比值接近。牧7井侏罗系煤在开放体系下裂解气的Ln（C1/C2）和Ln（C2/C3）值变化如图1所示，Ln（C2/C3）值变化稳定，主要分布在1.0～1.3之间，而Ln（C1/C2）变化较大，分布在1.0～2.3之间，同前人提出的干酪根一次裂解气的组成变化相似。通过对煤的一次裂解气和原油二次裂解气的Ln（C1/C2）和Ln（C2/C3）值的对比可以看出，牧7井侏罗系煤裂解气Ln（C1/C2）和Ln（C2/C3）值一般高于齐1井原油裂解气。从实验结果来看，利用这项指标应可以区分该区的天然气类型。

图1 齐1井原油和牧7井煤热模拟裂解气Ln（C1/C2）和Ln（C2/C3）值关系

2.2 原油与干酪根裂解气C1/C2和C1/C3的变化

齐1井原油在封闭体系下和牧7井侏罗系煤在开放体系下裂解气C1/C3值随着温度的增加，两种裂解气C1/C3值均具有不断增加的特征。牧7井煤裂解气C1/C3值在0～18之间，随着温度的增高，该项比值逐渐增加，一般大于4，齐1井原油裂解气C1/C3值在0～4之间，牧7井煤裂解气和齐古1井原油裂解气存在很大的差异，牧7井煤裂解气该比值均高于原油裂解气。齐1井原油和牧7井侏罗系煤热模拟裂解气C1/C2值随温度的变化如图2所示。随着温度的增加，两种裂解气C1/C2值均具有不断增加的特征。牧7井煤裂解气C1/C2值分布在1～8之间，但大部分都大于2.3，齐1井原油裂解气C1/C2值分布在0～2.5之间，但主要分布在1～2.5之间，牧7井煤裂解气和齐1井原油裂解气的差异是非常明显。通过牧7井煤和齐古1井原油裂解气C1/C3和C2/C3对比分析得出，干酪根裂解气（煤的一次裂解）C1/C3和 C2/C3值都比较高，C2/C3值大部分大于2.3，C1/C3值一般大于4.0。而齐1井原油裂解气C1/C3和C2/C3值的分布相反，两种裂解气的差别是非常明显。张敏等（2005）［3］指出，天然气中C2/C3和C2/iC4值的变化，可以判识原油裂解气和干酪根裂解气。齐1井原油裂解气C2/C3值一般小于2.0，而牧7井干酪根裂解气C2/C3值一般高于2.0，只是在低温下生成的天然气C2/C3值稍低。原油裂解气的C2/iC4值一般小于30，而干酪根裂解气C2/iC4值一般大于20。

2.3 干酪根裂解气和原油裂解气碳同位素变化特征

天然气的形成过程中，在有机质演化的不同阶段，由于母质同位素组成的差异和同位素的分馏作用，使得不同成因天然气的碳稳定同位素组成有着较大的差别。Tissot等在研究了西欧和北美一些沉积盆地天然气就发现，在深成热解作用后期（Ro大于1.3%）到后成作用阶段（Ro大于2.0%），主要由干酪根的裂解作用生成的天然气的甲烷同位素δ13C1值是明显大于原油裂解生成的甲烷δ13C1值。根据文献［1－15］的研究成果，结合本次模拟实验，对原油裂解气和干酪根裂解气的碳同位素分布差异模式进行探讨。从模拟实验结果来看（图2），齐1井原油裂解气δ13C1值在不同温度阶段存在较大的差别。δ13C1变化范围比较大，δ13C1值为－33‰～－44‰，变化幅度可达11‰，δ13C1随温度的变化具有由重变轻再变重的变化规律，在温度小于400℃时，δ13C1值由－35.8‰升到－33.1‰；在从400℃到525℃，δ13C1由重变轻，δ13C1值由－33.1‰降到－42.9‰；在525℃之后，δ13C1逐渐变重，δ13C1值由－42.9‰升到－37.4‰。δ13C2值为－36.5‰～32.5‰，最大差值为4‰，与甲烷相比，差值相对较小（图3）。δ13C2值随温度的增加具有由轻变重再变轻的特点，在450℃以下，δ13C2值变化相对较大，但在450℃之后，δ13C2值变化相对比较稳定，大部分在－34.5‰～35.3‰之间，与甲烷碳同位素的变化差别较大。

图2 齐古1井原油裂解气甲烷碳同位素与温度的关系

齐1井原油气态烃甲烷碳同位素比值变化最大，为11‰，乙烷次之，为4‰，丙烷最稳定，仅为2‰（图4）。甲烷与乙烷、丙烷之间的差值最大，特别是在450℃以后，之间差值变大，甲乙烷之间最大差值达－7.5‰，甲烷与丙烷的差值可达－9.0‰，而乙丙烷之间差值较小，最大仅为－2.4‰。从模拟实验结果来看（图5），阜康侏罗系八道湾组煤裂解气甲烷碳同位素δ13C1值在不同温度阶段存在较大的差别。甲烷碳同位素变化范围比较大，δ13C1值分布在－19.0‰～－30.7‰之间，变化幅度可达11.7‰，在温度小于500℃时，甲烷碳同位素变化比较稳定，δ13C1值在－28.9‰～－30.7‰；在500℃之后，甲烷碳同位素逐渐变重，δ13C1值由－30.7‰升到－19.0‰。乙烷碳同位素δ13C2值分布在－25.1‰～－8.5‰之间，最大差值为16.6‰，与甲烷相比，乙烷碳同位素比值差值更大。

图3 齐1井原油裂解气乙烷碳同位素与温度的关系

图4 齐古1井原油裂解气甲烷、乙烷和丙烷碳同位素比值与温度的关系

图5 阜康侏罗系八道湾组煤裂解气甲烷、乙烷和丙烷碳同位素比值与温度关系

阜康侏罗系八道湾组煤裂解气甲烷、乙烷和丙烷相互之间碳同位素比值差异见图5，从图5中可以看出，甲烷与乙烷之间的差值最大，差值在4‰～12‰之间，在温度较低时，差值相对较小，在高温条件下较大。丙烷与甲烷之间的差值变化趋势和乙烷与甲烷相似，在温度较低的情况下，差值相对较大。丙烷与乙烷之间的差值变化较小，δ13C3－δ13C2值分布在－2‰～2‰之间，在600℃之前，丙烷碳同位素较乙烷重，在600℃之后，丙烷碳同位素较乙烷轻。

2.4 热模拟原油和干酪根裂解气碳同位素值差异

呼图壁和霍尔果斯油气田中原油δ13C值为－28‰～－30‰，而该区侏罗系煤的δ13C值为－22‰～－24‰，明显比该区原油的碳同位素重。因此，由煤裂解生成的天然气δ13C1值与原油裂解生成的δ13C1值之间应存在明显差异。齐1井原油裂解气和阜康煤矿侏罗系煤裂解气的甲烷和乙烷碳同位素的分布如图6所示，从图中可以看出，原油裂解气甲烷、乙烷碳同位素非常轻，δ13C1值分布在－33‰～－44‰之间，δ13C2值分布在－34.5‰～－35.3‰之间。煤热解气碳同位素非常重，δ13C1值分布在－19.0‰～－30.7‰之间，δ13C2值分布在－25.1‰～－8.5‰之间。通过对比分析，原油裂解气和干酪根热解气的碳同位素差别明显，因此，根据碳同位素的变化可以判识原油裂解气和干酪根裂解气。原油裂解气δ13C3值一般低于－31‰，而煤裂解气δ13C3值一般大于－24‰。另外，煤裂解气C2/C3一般也高于原油裂解气。因此，从实验角度分析，应用这项指标也可以区分原油裂解气和干酪根裂解气。

图6 阜康侏罗系八道湾组煤裂解气δ13 C1值和δ13 C2值对比图

3 讨 论

呼图壁和霍尔果斯油气田天然气Ln（C1/C2）与Ln（C2/C3）变化如图7所示。两个油气田的天然气组分变化范围比较小，根据干酪根和原油裂解气组分的变化关系，两个油气田的天然气应主要来源于干酪根裂解气。张敏等（2008）［3］提出在原油和干酪根裂解气中C2/iC4与C2/C3不同，在干酪根裂解气中，其比值一般较高，从呼图壁和霍尔果斯油气田天然气的 C2/iC4与 C2/C3比值来看（图8），C2/C3一般大于2.5，C2/iC4均大于10，表现出干酪根裂解气的特征。天然气碳同位素比值的变化与其母质之间具有良好的相关关系，来源于干酪根裂解气的碳同位素一般比来源于原油裂解气的重。呼图壁和霍尔果斯天然气碳同位素非常重，与煤裂解气的碳同位素非常接近（图9），与原油裂解气的差别很大，类似于干酪根裂解气。

图7 呼图壁和霍尔果斯天然气Ln（C1/C2）与Ln（C2/C3）变化关系

图8 呼图壁和霍尔果斯天然气C2/iC4 与C2/C3 变化关系

图9 呼图壁和霍尔果斯天然气δ13C1值和δ13C2值变化关系

干酪根裂解气δ13C3值和C2/C3一般比较高。呼图壁和霍尔果斯天然气C2/C3值大于3.0，δ13C3值大于－23‰，表现出干酪根裂解气的特征。从以上天然气组分和碳同位素的变化特征来看，呼图壁和霍尔果斯油气田天然气主要来源于干酪根裂解气。

4 结 论

通过Ln（C1/C2）与 Ln（C2/C3）、C1/C3和 C2/C3、C2/iC4与 C2/C3、δ13C3值和 C2/C3、δ13C1值和δ13C2值等作为判识干酪根裂解气和原油裂解气的指标，对呼图壁和霍尔果斯油气田天然气进行了判识，认为它们主要来源于侏罗系干酪根裂解气。并通过原油裂解气生气动力学和同位素动力学模拟发现该区原油裂解气转化率很低，进一步证明了呼图壁和霍尔果斯油气田天然气主要为干酪根裂解气。

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The discussion of nature gas origin in Hutubi and Huoerguosi

ZHANG Lin1，2，3，HUANG Guang－hui1，LI Jian2，3，LI Zhi－sheng2，3，XIANG Long1，HOU Li－juan1
（1.Ministry of Education Key Laboratory of Oil ＆ Gas Resources and Exploration Technology，Yangtze University，Jingzhou 434023，China；2.Langfang Branch，Research Institute of Petroleum Exploration ＆Development，Langfang 065007，China；3.Key Laboratory of Gas Reservoir and Development，Petro China，Langfang 065007，China）

Hutubi and Huoerguosi oil and gas field is located in the southern margin of the Zhungeer basin in China，it is rich in oil and gas resources，it is the important oil and gas field in our country western，the natural gas identification in terms of origin，especially in kerogen and oil cracking gas identification is still controversial，aiming at this problem，in a large number of basic data statistics and experimental analysis，we have choose the parameter of Ln（C1/C2），Ln（C2/C3），C1/C3and C2/C3，C2/iC4and C2/C3，δ13C3and C2/C3，δ13C1andδ13C2as the index，to identified the natural gas in Hutubi and Huoerguosi oil and gas field，and think that they are kerogen cracking gas and mainly from the Jurassic.The simulation of crude oil cracked gas dynamics and the simulation isotope dynamics showed that the crude oil cracking gas conversion rate is very low，so that the gas in that two oil and gas fields are mainly from kerogen cracking.

kerogen cracking gas；crude oil cracking gas；crude oil cracked gas dynamics；isotope dynamics simulation；cracked gas conversion rate

张林（1990－），男，湖北潜江人，硕士研究生，长江大学地球化学系，目前在中石油勘探开发研究院廊坊分院地球化学与资源评价室实习，主要从事油气地球化学研究。E－mail：505117704＠qq.com。

P571

A

1004－4051（2015）10－0108－05

2014－08－24

“十二”五国家专项“我国主要含煤盆地气源岩地球化学特征及分布研究”资助（编号：20112x05007－01）