延长气田马家沟组气源岩有机地球化学特征

李　浩，任战利，陈西泮，赵　洋，康　静

(1.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安710075；2.西北大学大陆动力学国家重点实验室/西北大学地质学系，陕西西安710069；3.延长油田股份有限公司富县采油厂，陕西延安716000)



延长气田马家沟组气源岩有机地球化学特征

李浩1，任战利2，陈西泮3，赵洋1，康静1

(1.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安710075；2.西北大学大陆动力学国家重点实验室/西北大学地质学系，陕西西安710069；3.延长油田股份有限公司富县采油厂，陕西延安716000)

摘要：对延长气田下古生界马家沟组岩心样品的有机质丰度、有机质类型、有机质成熟度进行测定，分析马家沟组气源岩的有机地球化学特征，将天然气组分与碳同位素对比分析，进而探讨该区马家沟组气源特征。结果显示，该区下古生界马家沟组气源岩岩性为海相泥岩、泥质灰岩和泥质白云岩。马家沟组气源岩累计厚度为10～40m，厚度由西向东增加，TOC范围为0.01%～1.03%，平均为0.25%，有机质丰度较低，Ro为1.7%～3.45%，平均为2.2%。马家沟组气源岩形成于强还原环境，干酪根类型主要为Ⅰ型，有机质类型以腐泥型为主。天然气具有甲烷含量高、非烃气体含量低的特点，干燥系数较高，总体为干气，C2/C3值大于3，δ13C1重，δ13C2轻，推测其可能是煤型气为主油型气为辅的混合气。

关键词：气源岩；马家沟组；有机地球化学；延长气田；鄂尔多斯盆地

鄂尔多斯盆地是中国陆上大型低渗透含油气盆地，下古生界蕴藏丰富的天然气资源，已发现了靖边、大牛地、榆林、子洲和乌审旗等大型天然气田。上述气田多集中在盆地的中北部地区，为了寻找新的天然气接替区，本文将盆地南部延长气田下古生界马家沟组海相碳酸盐气源岩作为重点研究对象(图1)，通过对其有机地球化学特征、天然气地球化学特征的研究，为该区下古生界气藏的判识与评价提供可靠依据，对进一步探讨盆地下古生界天然气成藏富集规律及其控制因素等有重要意义。

延长气田构造上位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中南部(图1)，该区下古生界马家沟组地层分布广泛，厚度一般为500～600m，最厚处可达1000m以上。

1 气源岩类型与分布特征

延长气田下古生界马家沟组(O1m)碳酸盐气源岩包括海相泥岩、泥质灰岩、泥质白云岩及总有机碳含量(TOC)较高的石灰岩、白云岩、膏质白云岩。其中，海相泥岩和泥质灰岩、泥质白云岩TOC较高，是海相气源岩中的较好的气源岩[1]。

延长气田马家沟组海相泥岩测井曲线表现为高自然伽马、高声波时差、低电阻率、低密度特征；泥质灰岩与泥质白云岩的测井曲线表现为低自然伽马、低声波时差、低电阻率特征[2-3]。对延长气田300余口探井的测井曲线进行了研究，统计并绘制了延长气田马家沟组气源岩厚度等值线图(图2)。

由图2可见，马家沟组气源岩遍布全区，累计厚度为10～40m。由西向东增厚，在延川—绥德地区，即陕北古凹陷沉积中心最厚，达40m以上。

2 气源岩有机地球化学特征

2.1 有机质丰度

碳酸盐岩类气源岩有机质丰度下限值至今尚无统一标准，根据延长气田内下古生界碳酸盐气源岩高—过成熟演化特点，参考戴金星[2]碳酸盐气源岩有机质丰度评价标准，将延长气田马家沟组碳酸盐气源岩的有机质丰度下限值定为0.3%。

延长气田马家沟组岩心样品实测TOC为0.01%～1.03%，平均为0.25%(表1)。

表1　延长气田马家沟组气源岩地球化学参数表

注：S1+S2—生烃潜量；Tmax—最高热解峰温；Ro—镜质组反射率。

统计表明，该区马家沟组80.2%的样品TOC低于0.3%，为非气源岩；19.8%的样品TOC在0.3%之上，达到海相碳酸盐气源岩生烃下限，为气源岩。其中延长气田东部所在的陕北古凹陷碳酸盐气源岩TOC最高，高于0.4%，该区气源岩厚度也较厚，为30～40m。马家沟组泥岩气源岩TOC在甘泉—延长附近最高，向四周降低(图3)。由于延长气田马家沟组气源岩热演化程度已达高—过成熟阶段，残留可溶有机质和可热解有机质大多已排出，有机地球化学丰度指标(如S1+S2、氯仿沥青“A”等)已失去指示有机质丰度的意义。该区气源岩样品S1+S2为0.02 ～0.10mg/g，平均仅为0.06mg/g(表1)。

2.2 有机质类型

延长气田马家沟组气源岩岩心样品干酪根镜检分析表明，腐泥组含量为81.19%～90.50%，腐泥组有机质是该区碳酸盐气源岩中最主要的成分(图4a、b)，海相镜质组含量仅为3.96%～11.05%(表2)。腐泥组含量较高，印证了藻类大多形成干酪根中无定形腐泥组组分的观点[5]，马家沟组气源岩样品反映了藻类低等生物母质特点(图4c)，总体上以Ⅰ型干酪根为主(图4d)。

注：干酪根类型为Ⅰ型。

2.3 有机质成熟度

由图5可知，下古生界马家沟组泥质气源岩主峰碳为C23、C24、C25，Pr/Ph值为0.61，反映气源岩形成于强还原环境[6-7]；CPI值为1.09，OEP值为1.06，奇偶优势不明显。

延长气田各气井马家沟组顶界附近的镜质组反射率Ro多数都在2.0%以上，进入过成熟干气演化阶段。演化程度最高的位于富县—甘泉—延安一带，Ro达3.0%以上。干酪根Tmax为393～497℃，Ro为1.7%～3.45%，平均为2.2%(表1)，有机质普遍处于过成熟干气阶段。

镜质组反射率值较高、处于过成熟干气阶段的干酪根样品在热解产物中仍有相当含量的正构烷烃，说明了其属于Ⅰ型有机质类型。

3 天然气地球化学特征

3.1 天然气组分特征

由表3可知，天然气中烃类组分占绝对优势，总烃为93.19%～96.33%。烃类组分中甲烷含量很高(92.84%～95.81%)，平均为94.19%。C2-6重烃含量较低(0.26%～0.52%)。马家沟组各样品天然气干燥系数(C1/C1-5)为99.47%～99.69%，平均为99.62%，具有过成熟干气的特征。干燥系数较高、气藏偏干与现今气源岩埋藏深度大、热演化程度高有关。延长气田马家沟组天然气非烃组分含量低，H2S含量普遍较低，为微—低含硫气藏。CO2含量为1.97%～5.35%，N2含量为0.32%～3.68%。

表3　延长气田马家沟组天然气组分特征表

3.2 天然气稳定碳同位素特征

稳定碳同位素是目前国内外在气源判别中应用最广、使用最成熟的地球化学指标，可以识别天然气成因及类型[8-10]。甲烷碳同位素值(δ13C1)受母质类型和成熟度两方面的影响，而乙烷碳同位素值(δ13C2)受成熟度的影响较小，能够更准确地反映成气母质的属性。

延长气田马家沟组天然气甲烷δ13C1为-31.8‰～-30.4‰，乙烷δ13C2为-36.2‰～ -35.5‰，乙烷碳同位素相对于甲烷偏轻，丙烷δ13C3为-29.1‰(表4)。按照天然气成因划分标准[11-13]，研究区δ13C2具有腐泥型有机质特征，马家沟组天然气接近于腐泥型有机质形成的天然气。

表4　延长气田马家沟组天然气稳定碳同位素组成特征表

按照海相碳酸盐生油岩热解气碳同位素模拟实验得出的关系式(δ13C1=-46.45+27.23lgRo)计算[14]，延长气田马家沟组甲烷碳同位素对应的天然气Ro值分别为3.4%和3.8%，与该区实测Ro接近，同延长气田气源岩的热演化程度一致，与其过成熟干气的属性较为吻合。

3.3 气源特征探讨

延长气田马家沟组两个样品天然气甲烷δ13C1分别为-31.8‰和-30.4‰，基本处于-40‰～-30‰之间，首先排除为生物气的可能[8-10,15-16]。

按照天然气成因划分标准[11-13]，延长气田马家沟组天然气具有油型气特征。但马家沟组天然气甲烷碳同位素反映的高成熟煤型气特征与乙烷重烃组分碳同位素反映的油型气特征之间具有明显矛盾。假设研究区马家沟组天然气是油型气，那么高的热演化程度应使甲烷碳同位素更轻，但事实上甲烷碳同位素却较重，在热演化程度偏高的情况下，气源不大可能以奥陶系的油型气为主。

从表3中可以看出,马家沟组天然气乙烷和丙烷含量的比值(C2/C3)远大于3，根据王涛[17]提出的天然气组分参数判别标准，推测马家沟组天然气以煤型裂解气为主。马家沟组碳酸盐气源岩TOC普遍低于上古生界气源岩TOC[18]，仅有19.8%的样品TOC在0.3%之上，达到海相碳酸盐气源岩生烃下限，为气源岩，且天然气δ13C1大于δ13C2，推测延长气田马家沟组天然气可能是煤型气为主、油型气为辅的混合气，这与前人研究的鄂尔多斯盆地下古生界马家沟组天然气以煤型气为主、油型气为辅的观点一致[4,19]。

从组分特征来鉴别天然气成因类型具有多解性，因为天然气组分常受诸多外在因素如温压条件、运移作用、产状及生物降解作用的影响[20]，因此上述分析结果还需其他参数进一步验证。

4 结论

(1) 延长气田马家沟组气源岩包括海相泥岩、泥质灰岩、泥质白云岩，累计厚度为10～40m，延川—绥德地区最厚，达到40m以上，该区气源岩TOC值也最大，为延长气田马家沟组气源岩发育的最有利区域。

(2)延长气田马家沟组天然气组分以烃类气体为主，甲烷为烃类气体的主要组分，含量多超过90%，非烃气体含量较低，为少量H2S、CO2和N2；天然气重烃含量不高，干燥系数较高，总体上以干气为主。

(3)延长气田马家沟组气源岩形成于强还原环境，TOC为0.01%～1.03%，平均为0.25%，仅有19.8%的样品为气源岩。有机质类型主要为腐泥组，以Ⅰ型干酪根为主。热演化成熟度高，Ro普遍大于2.0%，处过成熟干气阶段。天然气C2/C3值大于3，δ13C1重，δ13C2轻，且TOC普遍偏低，推测其可能是煤型气为主、油型气为辅的混合气。

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Geochemical Characteristics of Majiagou Formation Source Rocks in the Yanchang Gas Field

Li Hao1，Ren Zhanli2，Chen Xipan3，Zhao Yang1，Kang Jing1

(1.Research Institute of Shaanxi Yanchang Petroleum (Group) Co., Ltd., xi′an, Shaanxi 710075, China;2.StateKeyLaboratoryofContinentalDynamics/DepartmentofGeology,NorthwestUniversity,Xi′an,Shanxi710069,China;3.FuxianOilProductionPlant,YanchangPetroleumGroupCorporation,Yan′an,Shaanxi716000,China)

Abstract:According to the laboratory testing of the sample rocks, the organic matter abundance, type,and maturity of the Lower Paleozoic Mjiagou formation in Yanchang Gas Field geochemical characteristics was determined, in combination with the natural gas component and carbon isotope properties, so that the basic geochemical characteristics of the gas source rock in Majigou formation can be determined.The research results show that, the gas source rocks of Majiagou formation in the study areas are categorized marine mudstone, mud particle dolomite limestone and argillaceous dolomite. Total thickness of gas source rocks are generally 10 to 40 meters, increases from west to east, the TOC varied from 0.01% to 1.03% with the average of 0.25%, the abundance of organic matter is lower, and the Ro values varied from 1.7% to 3.45% with the average of 2.2%, the gas source rocks of Majiagou group formed in strong reducing environment, the gas source rocks are mainly typeⅠkerogen,and the organic matter is mainly sapropel in type，indicating that is at over maturity dry gas stage. Gas in the Majiagou formation is characterized by a high content of methane but a low content of non-hydrocarbon gases, the dry coefficient is relatively high, indicating that the natural gas are dominated by dry gas. Natural gas C2/C3 values are greater than 3, the δ13C1 is heavy, the δ13C2 is light, speculating that the gases are mixed from mainly coal type gas and partly oil type gas.

Key words:Source rocks, Majiagou formation, Geochemical characteristics, Yanchang gas field, Ordos Basin

基金项目：国家重大专项专题(2011ZX05005-004-007HZ)；国家自然科学基金(41372128)；西北大学大陆动力学国家重点实验室科技部专项经费资助。

第一作者简介：李浩(1986年生)，男，博士，主要从事天然气地质综合研究工作。邮箱:hydrocarbons@163.com。

中图分类号：TE122

文献标识码:A