伊陕斜坡东南部延长组页岩气地球化学特征分析

杜 燕,于 波,徐 敏

(陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院,陕西 西安 710000)



伊陕斜坡东南部延长组页岩气地球化学特征分析

杜 燕,于 波,徐 敏

(陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院,陕西 西安 710000)

鄂尔多斯盆地陆相页岩气勘探潜力巨大，但对于陆相页岩气成因类型的研究相对滞后，限制了对页岩气的进一步勘探和开发。通过综合化学组分分析和碳、氢同位素分析的手段对伊陕斜坡东南部延长组页岩气和原油伴生气的地球化学特征及成因进行研究。研究结果表明延长组页岩气(生产气和真空解吸气)和原油伴生气都以烷烃类气体为主，其中甲烷含量都小于95%，非烃气体含量比较低。页岩解吸气中，非烃气体比例相对较高，且氧气含量异常高，这与解吸装置密封性不好或者装置本身残留空气清除不彻底有关。页岩气和原油伴生气的甲烷含量低、干燥系数(C1/C1～5)主要集中在0.6～0.9之间、C2/C3都小于3，δ13C1值分布于-52.0‰～-44.9‰之间、δ13C2值都小于-29‰，δ13C3值都小于-25.5‰和δD1都小于-150‰，指示研究区页岩气和原油伴生气以陆相环境热成因的热解湿气(油型气)为主。页岩气和原油伴生气样品有相对高的正庚烷含量和正构烷烃(nC5-7)含量，δ13C2值分布于-41.1‰～-31.1‰之间，说明延长组页岩气与原油伴生气都属于偏腐泥型天然气。此外，延长组页岩气和原油伴生气碳同位素系列基本都属正碳同位素系列，且δ13C1与δ13C2值，δ13C2值与δ13C3值有较好的正相关关系，这也表明页岩气和原油伴生气具有相同或相似的母质来源。

伊陕斜坡；延长组；页岩气；原油伴生气；地球化学特征；碳、氢同位素

0 引 言

随着勘探开发技术的进步，页岩气资源逐渐得到较为经济的开发利用，并越来越受到重视[1-2]。鄂尔多斯盆地中生界延长组发育多套泥页岩组合，非常利于页岩气的形成[3]。延长组长7段、长9段泥页岩属陆相湖泊沉积，与国外海相页岩气形成的地质条件相差很大，在世界范围内对于陆相页岩气的特征及成因知之甚少。中国页岩气研究起步较晚，对鄂尔多斯盆地中生界页岩气地球化学特征及成因类型的认识不清，限制了页岩气的勘探与开发。因此，开展延长组页岩气的地球化学特征和成因分析研究，对于推进油气区的天然气勘探开发、丰富和完善天然气成藏理论均具有重要的意义。

惠宽洋[4]研究认为可将鄂尔多斯盆地的天然气可以划分为2类成因来源、6种类型，即腐殖型成因来源的生物气、改造型煤成气和原生型煤成气；腐泥型(含混合型)成因来源的改造型热解气、原生型热解气和原生型裂解气。中生界三叠系和侏罗系赋存的原生型和改造型热解气来源于三叠系上统湖相生油岩系的混合型有机质；曹晓宏等[5]通过对鄂尔多斯盆地中生界天然气碳氢同位素分析认为，由于所处构造单元的差异,中生界天然气的成因类型在各构造单元之间存在一定的差异，在构造活动强度较小的伊陕斜坡主要是单一的油田伴生气，在构造活动强度相对活跃的西部断褶带地区，由于断裂沟通了深部气源，主要为油型气和煤成气的混合气；胡安平等[6]对鄂尔多斯盆地中生界多个天然气样品的组分及碳同位素进行了对比分析，结果同样也显示了油型伴生气的特征，以原油伴生气为主；徐士林等[3]结合烃源岩特征和前人研究成果以及气测录井中全烃含量分析，认为鄂尔多斯盆地三叠系延长组泥页岩中的页岩气为热解成因的原生油型伴生气；姜呈馥等[7]研究认为从成因类型上看，鄂尔多斯盆地延长探区延长组长7段页岩气包括生物作用成因、热降解成因和高温热裂解成因3种类型，以热降解成因为主。

然而，对鄂尔多斯盆地中生界页岩气和原油伴生气地球化学特征及成因类型的研究仍然较为薄弱，伊陕斜坡东南部延长组页岩气和原油伴生气成因、来源以及二者存在何种联系尚不清楚。笔者通过对研究区延长组页岩气和原油伴生气样品的地球化学测试，研究天然气组分、碳氢同位素地球化学特征，进行气-气对比，分析页岩及天然气的来源和成因类型，为研究区及类似区块的页岩气和天然气勘探提供参考。

1 区域地质背景

鄂尔多斯盆地是我国第二大含油气盆地，其主体部分为一向西倾斜、倾角不足1°的大型平缓斜坡，称为伊陕斜坡，面积约为9.0×104km2.鄂尔多斯盆地自下而上主要发育有4套有效烃源岩：下古生界海相碳酸盐岩烃源岩、上古生界海相碳酸盐岩烃源岩、上古生界石炭系—二叠系煤和暗色泥岩类烃源岩、中生界三叠系延长组湖相暗色泥岩烃源岩。主体分布在鄂尔多斯盆地南部的中生界三叠系延长组暗色泥页岩，不仅是延长组的生油岩，而且是延长组页岩气的生、储层位，其中，长7、长9段为湖盆发育期，沉积了大面积富含有机质的厚层泥页岩，页岩气储量丰富。

伊陕斜坡位于陕西省中北部，北起安塞和志丹县、南至黄陵县、东达延安市和洛川县、西邻甘肃省庆阳市，行政区包括陕西省甘泉县、富县大部和志丹县、安塞县、延安市、洛川县等局部地区,构造位置位于伊陕斜坡东南部，总面积约为6 000 km2(图1)。

图1 研究区位置及区域构造图

2 分析方法

本次研究的测试工作由中国科学院地质与地球物理研究所兰州油气研究中心中国科学院油气资源研究重点实验室完成，共测试了15个天然气样品的化学组分、15个天然气样品的轻烃地球化学及29个天然气样品的碳同位素数据和13个样品的氢同位素数据。天然气样品组分(烃类气体、CO2,H2S，N2，O2，Ar，He和H2)用装配有火焰离子和热导检测器的安捷伦6 890 N气相色谱仪测定。用于碳氢同位素分析的甲烷、乙烷、丙烷和丁烷的制备在一个与氧化铜炉相连的气相色谱仪上进行。天然气碳同位素组成分析采用GC-C-IRMS系统，其中气相色谱采用HP6890I，同位素质谱计采用Finigan Delta plus XP.碳同位素标准采用PDB标准。分析精度在0.3‰。天然气氢同位素组成采用GC-TC-IRMS技术，其中气相色谱采用HP6890I，同位素质谱计采用Finigan Delta plus XP.

3 天然气组分地球化学特征

3.1 烷烃气含量

页岩气(生产气和真空解吸气)和原油伴生气都以烷烃类气体为主(表1)。其中，页岩生产气烷烃占气体总体积的91.64%～96.22%，平均为94.20%；页岩真空解吸气烷烃占气体总体积的72.52%～89.72%，平均为84.61%；原油伴生气烷烃占气体总体积的85.72%～97.42%，平均为91.99%；页岩生产气甲烷含量在68.25%～88.07%之间，平均为78.48%；页岩真空解吸气甲烷含量在46.08%～63.49%之间，平均为58.09%；原油伴生气甲烷含量在63.92%～94.56%之间，平均为73.40%.

由上可以看出，页岩真空解吸气烷烃含量和甲烷含量都相对较低。根据页岩气解吸原理[8]，推测可能有2种原因，一是页岩解吸不彻底，还有部分烷烃气体残留于页岩中，二是解吸装置密封性不好或者解吸装置本身残留空气清除不彻底，空气混入页岩气中，导致气体中烷烃和甲烷相对含量下降。

3.2 非烃气体

页岩生产气和原油伴生气中，非烃气体含量比较低，主要以N2，O2和CO2为主(表1)，还有少量H2和H2S，非烃气体一般占总体积的2.58%～14.29%，平均分别为5.80%和8.01%.页岩解吸气中，非烃气体占总体积的10.27%～27.48%，平均为15.39%，比例相对较高，主要是因为页岩解吸气中氧气含量(3.02%～7.34%)明显比页岩生产气和原油伴生气中高(表1)，这可能验证了上述页岩解吸气烷烃含量和甲烷含量都相对较低的第2种原因。

3.3 比值特征

组分含量及其比值特征在一定程度上能帮助确定天然气的成因类型，根据前人研究成果，多见以下几项可用指标[9](表2)。由表1中可知，页岩气和原油伴生气的中甲烷的相对含量都小于95%，表明这些气体既不属于生物成因天然气，也不是高成熟阶段的裂解气；干燥系数(C1/C1～5)主要集中在0.6～0.9之间(表1)，为湿气；C2/C3都小于3(表1)，可以判定研究区页岩气和原油伴生气以热解气为主[6]。

表1 延长组天然气组分(部分)Tab.1 Natural gas components of Yanchang Formation(part)

表2 组分参数判别标准[9]Tab.2 Discrimination criteria for parameters of gas components

3.4 轻烃特征

轻烃一般是指沸点小于200 ℃的烃类化合物，包括正构烷烃、异构烷烃、环烷烃和芳烃化合物，主要指的是C5～C10烷烃化合物[10]。较有效并经常应用的轻烃鉴别指标主要有C7轻烃系列[10-11]，即正庚烷(n-C7)、甲基环己烷(MCC6)和各种结构的二甲基环戊烷(∑DMCC5)。正庚烷主要来自藻类和细菌；甲基环己烷主要来自高等植物木质素，纤维素和醇类等，其热力学性质相对稳定，是指示陆源母质类型的良好参数；各种结构的二甲基环戊烷主要来自水生生物的类脂化合物[10-11]。

研究区页岩气和原油伴生气样品的正庚烷含量、甲基环己烷含量和二甲基环戊烷含量分别约为50%，25%和25%(图2)，体现了母质类型属于偏腐泥型。这与研究区长7、长9泥页岩样品的有机质类型主要以Ⅰ型-Ⅱ1型为主的特征是一致的。

此外，据Leythaeuser(1979)等[12]研究认为源于腐泥型母质的轻烃组分中含丰富的正构烷烃，源于腐殖型母质的轻烃组分则富含异构烷烃和芳烃，而富含环烷烃组分是陆源母质的重要特征。因此，研究区页岩气和原油伴生气样品的正构烷烃含量(30%～50%)、异构烷烃含量(约40%)和相对较低的环烷烃含量(10%～40%)特征(图3)，也说明了这些天然气样品母源有机质类型偏腐泥型的特征。

4 天然气烃类的碳同位素特征

天然气烃类的碳同位素特征是研究天然气成因、来源和进行气-气源对比等非常重要的地球化学指标之一[13-14]，也是判别各类成因天然气最有效和最常用的指标[11]。

图2 研究区页岩生产气和原油伴生气C7轻烃化合物三角图

图3 研究区页岩生产气和原油伴生气C5,C6和C7烷烃组分三角图

4.1 甲烷碳同位素

甲烷的碳同位素组成(δ13C1)是判识天然气成因的重要指标。一般情况下，以-55‰作为热成因和生物成因气的δ13C1分界值，即生物成因的天然气的δ13C1<-55‰[15]，也有学者认为，生物成因的天然气的δ13C1<-60‰[16].王万春等[17]依据发表文献中197个生物成因气δ13C1数据统计后绘制的δ13C1分布图,所统计的数据90%以上分布于<-60‰的范围，认为以-60‰作为划分热成因和生物成因气的甲烷δ13C1值比较合理。综合前人提出的标准，笔者采用较大的-55‰作为热成因和生物成因气的分界值。

长7段、长8段和长9段页岩气的δ13C1主要变化范围分别为-52.0‰～-46.4‰,-50.9‰～-47.3‰和51.1‰～-48.1‰(图4)，长7、长8、长9段页岩气甲烷碳同位素特征基本一致。长2段、长6段和长8段砂岩中原油伴生气的δ13C1一般分布在-50.9‰～-44.9‰之间((图4和图7)，延长组页岩气与原油伴生气的甲烷碳同位素特征基本相近，介于-52.0‰～-44.9‰之间，主频率为在-52.0‰～-46.0‰之间(图5)，δ13C1值都大于-55‰，属于热成因气。

煤系烃源岩生成的天然气，其甲烷相对产生于混合型有机质的天然气要明显富集13C[18]，即相同热演化程度的煤型气δ13C1值高于油型气，但是，天然气中甲烷随着烃源岩的热演化程度增加而逐步富集重碳同位素[13]，导致热成因天然气中，高成熟的油型与煤型裂解气或热解气δ13C1值往往重叠在同一区域内，因此，利用δ13C1值很难区分油型气和煤型气。

4.2 重烃气碳同位素

大量学者[19-23]的研究表明天然气中重烃(C2-C4)碳同位素组成特征在探讨天然气的来源方面极为有用，重烃气的碳同位素具有较强的母质类型继承性，因为其碳同位素(δ13C2，δ13C3)分馏范围较窄，与母质的碳同位素组成最接近，尽管也受源岩热演化程度的影响，但受影响程度远小于甲烷碳同位素。是推断气源岩类型、划分天然气成因类型的有效指标。

戴金星等[23]提出利用乙烷和丙烷碳同位素来判断油型气和煤型气，其中油型气乙烷碳同位素(δ13C2)值一般小于-28.8‰，丙烷碳同位素(δ13C3)值小于-25.5‰；而煤型气δ13C2值一般大于-25.1‰，δ13C3值小于-23.2‰.王世谦等[24]通过研究了四川盆地侏罗系-震旦系天然气的地球化学特征后，认为煤型气的δ13C2值大于-29‰；张士亚[25]等认为煤型气δ13C2值分布范围为-28‰～-23‰，油型气δ13C2值为-37‰～-29‰；宋岩等[11]认为煤型气δ13C2值大于-26‰,油型气δ13C2值小于-29‰,-29‰～-26‰是煤型气和油型气叠加或混合气的δ13C2分布区间；廖凤蓉等[20]将-28‰作为油型气和煤型气的界限，即δ13C2大于-28‰的天然气主要为煤型气，δ13C2小于-28‰的天然气则以油型气为主；综合前人研究，结合研究区实际情况，采用最小的δ13C2=-29‰和δ13C3=-25.5‰作为油型气和煤型气的分界值。

张士亚等[25]根据大量天然气乙烷碳同位素的统计分析认为腐泥型天然气δ13C2值小于-29‰，腐殖型气δ13C2值大于-29‰；刚文哲等[26]通过各种岩性岩石的热模拟实验，得出腐泥型和腐殖型δ13C2界限值为-29‰；肖芝华等[27]认为，腐泥型天然气碳同位素组成比腐殖型天然气轻，尤其是δ13C2值有较明显的区别，腐泥型气的δ13C2值一般小于-30‰，而腐殖型气的δ13C2值一般大于-28‰.

长7段页岩气δ13C2和δ13C3值一般分别分布在-39.7‰～-34.4‰和-38.6‰～-30.7‰之间；长8段页岩气δ13C2和δ13C3值分布范围分别为-38.8‰～-38.2‰和-34.3‰～-33.8‰；长9段页岩气δ13C2和δ13C3值分别在-38.6‰～-36.7‰和-38.6‰～-32.4‰之间变化(图4)。长2段、长6段和长8段砂岩中原油伴生气的δ13C2和δ13C3值布范围分别为-39.6‰～-34.7‰和-32.2‰～-30.0‰(图4和图7)。延长组页岩气与原油伴生气的乙烷碳同位素特征基本一致，介于-41.1‰～-31.1‰之间，主频率为在-40.0‰～-36.0‰之间(图6)，δ13C2值都小于-29‰，δ13C3值都小于-25.5‰，属于热成因气中的油型气。同时，根据天然气成因类型判别图版[28]，可以看出延长组页岩气与原油伴生气均落入油型气区(图7)。δ13C2值小于所有学者提出的腐泥型和腐殖型天然气临界值[25-27]，因此，延长组页岩气与原油伴生气都属于偏腐泥型天然气。

图4 研究区延长组页岩气和原油伴生气δ13C1和δ13C2关系图

图5 研究区天然气甲烷碳同位素统计频数图

图6 研究区天然气乙烷碳同位素统计频数图

图7 根据甲烷、乙烷和丙烷的碳同位素>判断有机烷烃气的成因

图8 延长组页岩气和伴生气碳同位素组成序列特征

4.3 碳同位素组成序列特征

烷烃气碳同位素系列，是指随着烷烃气分子碳数顺序递增，δ13C值依次递增或递减[28]。天然气碳同位素组成序列特征对于分析天然气的成因、研究天然气运移途径和气源对比具有十分重要的作用[28]。有机成因原生烷烃气的碳同位素系列属正碳同位素系列，即烷烃气δ13C值依碳数增加而递增(δ13C1<δ13C2<δ13C3<δ13C4)[21]。同时，如果烷烃气中δ13C1与δ13C2值，δ13C2值与δ13C3值间呈正相关关系，可说明天然气源于相同母质类型但处于不同的热演化阶段，并非混合气。由图8和图9可以看出，除了柳评171井长9组页岩气的一个样品外，延长组页岩气和原油伴生气碳同位素系列属正碳同位素系列，说明延长组天然气是有机成因形成，且源自同一或相似气源；此外，除了评177井长7组页岩气的一个样品和资28井长8组原油伴生气的一个样品外，延长组页岩气和原油伴生气δ13C1与δ13C2值，δ13C2值与δ13C3值间有较好的正相关关系，这也表明页岩气、原油伴生气具有相同的母质来源，即由长7,长9页岩生成的天然气，无明显外来气的混入。

图9 研究区延长组天然气δ13C1与δ13C2和δ13C2与δ13C3关系图

5 天然气烃类的氢同位素特征

烷烃气氢同位素在天然气成因类型、形成机制、成熟度、次生变化、源岩沉积环境等方面发挥着重要的作用[23]。烷烃气的氢同位素首先受制于烃源岩沉积环境，随着沉积水介质盐度增大，烷烃气氢同位素组成变重；其次受成熟度的影响，随着其源岩热演化程度增高，烷烃气氢同位素组成也随之变重[19]。Schoell[19]认为热成因的湿气或原油伴生气甲烷氢同位素值(δD1)一般在-260～-150‰之间，陆相淡水环境生成的热成因δD1值小于-190‰，海相环境生成的δD1值大于-190‰.赵兴齐等[22]通过总结前人成果认为中国陆相盆地天然气δD1值主要分布在-255‰～-158‰之间，海陆交互相的半咸水环境中生成的天然气δD1值亦高于-190‰，而湖相、沼泽相的淡、微咸水环境生成的生物气δD1值一般小于-200‰.

图10 研究区天然气甲烷氢同位素统计频数图

图11 研究区天然气乙烷氢同位素统计频数图

延长组页岩气和原油伴生气甲烷氢同位素值(δD1)主要分布范围为-290‰～-240‰，主频率在270‰～-240‰之间(图10)。乙烷氢同位素值(δD2)主要分布范围为-260‰～-160‰，主频率在250‰～-220‰之间(图11)。根据烷烃氢同位素特征可以看出，延长组页岩气和原油伴生气属于陆相环境热成因的湿气，与前述结论是一致的。

6 结 论

延长组页岩气(生产气和真空解吸气)和原油伴生气都以烷烃类气体为主，其中甲烷含量都小于95%，且分布范围较大。非烃气体含量比较低，主要以N2,O2和CO2为主。页岩真空解吸气烷烃含量和甲烷含量都相对页岩生产气和原油伴生气较低，非烃气体含量相对较高，且页岩真空解吸气氧气含量异常高(3.02%～7.34%)，这可能与解吸装置密封性不好或者解吸装置本身残留空气清除不彻底有关。

根据页岩气和原油伴生气的低甲烷含量、干燥系数(C1/C1～5)和C2/C3比值特征，可以判定研究区延长组页岩气和原油伴生气以热解气为主。

研究区延长组页岩气和原油伴生气样品的正庚烷含量、甲基环己烷含量和二甲基环戊烷含量特征，以及正构烷烃含量、异构烷烃含量和环烷烃含量特征，都表明了天然气样品母源有机质类型偏腐泥型的特征。

研究区延长组页岩气与原油伴生气的甲烷、乙烷碳同位素特征与碳同位素序列特征，以及δ13C1与δ13C2值，δ13C2值与δ13C3间有较好的正相关关系，表明页岩气、原油伴生气属于热成因偏腐泥型的油型气，并且具有相同的母质来源，即由长7、长9页岩生成的天然气，无明显外来气的混入。

研究区延长组页岩气和原油伴生气甲烷和乙烷氢同位素值基本一致，属于陆相环境热成因的湿气。

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Geochemical characteristics of shale gas from Yanchang Formation in southeastern Yishan Slope

DU Yan,YU Bo,XU Min

(ResearchInstituteofShaanxiYanchangPetroleumGroupCo.,Ltd.,Xi’an710000,China)

The terrestrial shale gas in Ordos Basin has huge exploration potential.However,the research on genetic type of the terrestrial shale gas is lagging behind,which restricts further exploration and development of shale gas.In this paper,comprehensive analysis of chemical composition and carbon as well as hydrogen isotope were made to study the geochemical characteristics and genesis of Yanchang formation in southeastern Yishan Slope,Ordos Basin.The results show that shale gas(production gas and vacuum desorption gas) and oil associated gas of Yanchang Formation in the study area mainly consist of hydrocarbon gases with methane content less than 95%,and non-hydrocarbon gases content are relatively lower.Desorption gas is composed of relatively high content of non-hydrocarbon gases,and oxygen content is abnormally high,which is related to bad sealing ability of desorption apparatus or residual air in the desorption apparatus.According to the geochemical characteristics of low methane content,dry coefficient in the range of 0.6～0.9,C2/C3less than 3,δ13C1varying from -52.0‰～-44.9‰,δ13C2less than -29‰,δ13C3less than -25.5‰ andδD1less than-150‰ for shale gas and oil associated gas,indicate these natural gases are dominantly pyrolysis wet gas(oil-type gas) derived from continental environment.Shale gas and oil associated gas have relatively highn-Heptane andn-alkanes(nC5-7) content,withδ13C2ranging from -41.1‰ to -31.1‰,which imply natural gases of Yanchang Formation belong to near-sapropelic pyrolysis gas.The carbon isotopic compositions series of shale gas and oil associated gas are positive,besides,δ13C1andδ13C2,δ13C2andδ13C3have positive correlations,which also prove that shale gas and oil associated gas have the same or similar genetic sources.

Yishan slope; Yanchang formation; shale gas; oil associated gas; geochemical characteritics; carbon and hydrogen isotopes

10.13800/j.cnki.xakjdxxb.2015.0111

1672-9315(2015)01-0063-09

2014-05-10责任编辑:李克永

国家重大科技专项(2011ZX05008-004)

杜 燕(1966-)，男，四川广安人，高级工程师，E-mail:36185204@qq.com

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