南加蓬次盆深水区天然气成因类型及气源探讨

兰 蕾 孙玉梅 王 柯

（中海油研究总院）

南加蓬次盆深水区天然气成因类型及气源探讨

兰 蕾 孙玉梅 王 柯

（中海油研究总院）

南加蓬次盆深水区L气田天然气具有异常重的碳同位素组成，甲烷和乙烷碳同位素值分别为-32.8‰～-28.4‰和-25.8‰～-23.4‰，以天然气乙烷碳同位素判别标准，L气田天然气应为煤型气。区域上的烃源岩和油气研究发现，该区白垩系盐下主要发育腐泥型油源岩，腐殖型气源岩不太发育，不具备形成大型煤型气田的地质条件。碳同位素分析表明，加蓬盆地及邻区白垩系巴雷姆阶，尤其是Melania组湖相优质烃源岩具有异常重的碳同位素组成，与L气田天然气异常重的乙烷碳同位素特征相似。天然气气源分析表明，L气田天然气来源于白垩系盐下湖相烃源岩生成的高—过成熟原油裂解气，其中巴雷姆阶Melania组湖相烃源岩为主要烃源岩。

南加蓬次盆；碳同位素；天然气成因类型；气源分析

天然气碳同位素组成是判识各类成因天然气最有效和最常用的指标，由于甲烷碳同位素组成随热演化程度增加而变重的特征较明显，所以它是确定天然气成熟度的较佳指标，而乙烷碳同位素组成多用于判识天然气成因类型。戴金星认为煤型气乙烷碳同位素值重于-25.1‰，油型气乙烷碳同位素值轻于-28.8‰[1]。徐永昌等认为煤型气乙烷碳同位素值重于-28‰，油型气乙烷碳同位素值轻于-30‰[2]。南加蓬次盆深水区首次发现大型气田——L气田，其天然气乙烷碳同位素值分布在-25.8‰～-23.4‰。依照国内乙烷碳同位素组成判识煤型气与油型气的标准，L气田天然气的乙烷碳同位素分布与常规煤型气一致。但南大西洋盐下白垩系湖相烃源岩为典型的腐泥型有机质来源，目前已在巴西坎普斯和桑托斯等盆地发现巨量白垩系盐下湖相烃源岩生成的原油[3-6]，同时南加蓬次盆浅水和陆地区域也发现了大量白垩系盐下湖相烃源岩生成的原油，而从未发现盐下白垩系裂陷期烃源岩形成的煤成气田。前人对南加蓬次盆白垩系盐下烃源岩的研究认为，发育巴雷姆（Barremian）阶Melania组和尼欧克姆（Neocomian）阶Kissenda组湖相腐泥型烃源岩[7]，说明该区并不具备形成大型煤型气田的烃源条件。因此，揭示南加蓬次盆深水区天然气碳同位素组成与烃源岩之间的矛盾现象，弄清L气田天然气成因类型及其气源，对于南加蓬次盆深水区的油气勘探具有重要的指导意义。

1 地质背景

加蓬盆地是典型的大西洋被动大陆边缘含盐盆地[8-11]，可进一步划分为南加蓬次盆、北加蓬次盆及内次盆3个二级构造单元[7,12]（图1），其中南加蓬次盆油气发现最多。截至2013年12月，南加蓬次盆盐下可采储量达3.8×108m3油当量，以油为主，主要分布于陆上至浅水区的内裂陷带和中央凸起带，而深水区外裂陷带盐下勘探程度则极低。2014年，南加蓬次盆深水区钻井揭示白垩系盐下大气田——L气田，天然气地质储量达10.2×1012ft3，列2014年全球第九大油气发现，从而揭开了南加蓬次盆深水区天然气勘探的序幕。

图1 南加蓬次盆位置图

南加蓬次盆发育晚侏罗世—早白垩世早期（裂陷期）陆相沉积、早白垩世晚期（过渡期）盐岩沉积和晚白垩世—新近纪（漂移期）海相沉积3套层序（图2）。裂陷早期（尼欧克姆期）发育Kissenda组和Lucina组两套地层；裂陷晚期（巴雷姆期）沉积了Melania组和Dentale组两套地层，主要在深水区发育，其中Melania组为该区主要的湖相烃源岩，Kissenda组为该区次要的湖相烃源岩[7]。

图2 南加蓬次盆地层示意图

2 资料可靠性分析

南加蓬次盆深水区钻井两口，其中L井钻遇天然气及少量凝析油，N井仅有少量气测显示，两口井均未钻遇主要烃源岩层段。天然气组分和碳同位素数据来源于两口井的212份泥浆气数据及L井的3份地层测试取样（MDT）的气样数据。其中，泥浆气测得的组分数据受泥浆气气体浓度、分析仪器等因素的影响，会造成一定误差，尤其在气体浓度低于2000×10-6时，误差会更大[13]；MDT气样的组分析数据更为可靠。但是，两种气样的碳同位素组成分析数据高度一致（图3），说明两种气体的碳同位素组成数据具有较高的可信度。

图3 L井天然气地球化学剖面

由于受钻井油基钻井液污染的影响，L井凝析油的色质分析数据、天然气轻烃分析数据及凝析油单体烃中nC10—nC28正构烷烃碳同位素数据的可靠性较低（图4），不能作为油气成因类型和油气来源研究的有效资料。天然气碳同位素组成及凝析油轻烃碳同位素组成是该区唯一可信的判识天然气成因类型和进行气源分析的数据。

图4 L井凝析油单体烃碳同位素值分布图

3 天然气成因类型及气源判识

3.1 烃源岩特征

南加蓬次盆白垩系盐下发育Kissenda组、Lucina组、Melania组和Dentale组等多套烃源岩。

裂陷早期尼欧克姆阶Kissenda组泥岩为中等烃源岩，TOC小于2%，氢指数为100～400mg/g，有机质类型为Ⅱ—Ⅲ型，倾向于生成轻质油和天然气（图5和图6），氯仿沥青“A”碳同位素值为-29.7‰，为该区次要烃源岩。

Lucina组有机质丰度变化范围较大，局部地区TOC高达10%，有机质类型为Ⅱ—Ⅲ型，浅水区CM-1井Lucina组下部烃源岩氯仿沥青“A”碳同位素值为-28.4‰～-27‰（图5和图6），至Lucina组上部，烃源岩有机质丰度呈现明显增高、碳同位素组成呈现明显变重的趋势（图7）。

图5 南加蓬次盆烃源岩层段TOC分布

图6 南加蓬次盆盐下烃源岩有机质丰度及类型图

图7 CM-1井地球化学剖面

裂陷晚期巴雷姆期湖盆水体较深，主要发育半深湖相沉积，Melania组为有机质丰度高、富氢的优质烃源岩，70%以上样品TOC大于2%，氢指数主要为600～900mg/g，有机质类型以Ⅰ型为主（图5和图6），有机质主要来源于丰富的葡萄藻及由葡萄藻遭受次生作用形成的腐泥型物质。Melania组是该区主要的油源岩，厚度为200～600m。CM-1井Melania组氯仿沥青“A”具有异常重的碳同位素组成，碳同位素值为-25.5‰～-23.7‰（图7）。通过实测Ro标定对Melania组进行热演化模拟，以中间面为标准，认为Melania组现今多处于高—过成熟阶段，达到生气阶段（图8）。

图8 南加蓬次盆盐下Melania组现今成熟度分布图

Melania组上覆的Dentale组为河流—三角洲相及湖相沉积，砂岩十分发育，是该区主要储层；泥岩有机质丰度和类型变化较大，统计结果显示，约有40%的Dentale组泥岩样品有机质丰度较高，氢指数大于350mg/g，属于好—优质倾油型烃源岩（图5和图6）。CM-1井高有机质丰度的Dentale组烃源岩同样具有异常重的碳同位素组成，3个氯仿沥青“A”样品的碳同位素值分别为-22.9‰、-25.9‰和-27.7‰。深水区N井钻遇Dentale组，实测Ro最高可达0.85%，揭示Dentale组处于热演化的低成熟阶段。

由此可见，加蓬盆地从尼欧克姆阶到巴雷姆阶，湖相烃源岩质量变好，氯仿沥青“A”碳同位素组成也变重，尤其是巴雷姆阶Melania组优质湖相烃源岩属于典型的腐泥型油源岩，但是，与传统的湖相腐泥型烃源岩相比，其碳同位素组成却明显偏重。

同样，加蓬盆地这类异常重碳同位素的优质湖相烃源岩在南大西洋也广泛发育。位于巴西并与加蓬盆地共轭的卡马穆（Camamu）盆地，以及与加蓬盆地相邻的刚果（Congo）盆地，均与加蓬盆地有着相似的构造演化、沉积环境和烃源岩发育特征，卡马穆盆地和刚果盆地在巴雷姆阶均发育以无定形有机质为主的腐泥型优质烃源岩，碳同位素值普遍重于-26‰，且碳同位素组成随氢指数和有机碳含量增加而变重[4-6]。另外，孙玉梅等的研究表明，中国近海及印度尼西亚部分优质湖相烃源岩同样存在异常重的碳同位素组成现象[14]。湖相腐泥型烃源岩异常重的碳同位素组成其成因具有多样性，黄第藩认为盐湖相烃源岩干酪根碳同位素组成比一般湖相和沼泽相烃源岩偏重[15]。Goncalves提出极重的碳同位素组成是优质烃源岩具有高的初级生产力所致[5]。

3.2 天然气碳同位素特征及热成熟度

南加蓬次盆深水区L井盐上和盐下均有天然气发现，主力气层位于盐下。天然气的丰度、组成及碳同位素组成在盐上和盐下存在显著差异，天然气成因也存在差异。

盐上（埋深小于4010m）的天然气浓度在10-3～10-2，天然气组成中甲烷含量较高，泥浆气测得的甲烷含量为95%～99%，并且甲烷含量随埋深增加而略微降低，但总体表现为干气特征。天然气的甲烷碳同位素组成较轻，分布在-69.9‰～-60.4‰之间，氢同位素值分布在-250‰～-200‰，天然气为典型的生物气（图9），主要来源于上白垩统未成熟的赛诺曼阶海相烃源岩。

中间层段（4030～4350m）的天然气浓度极低，低于1000×10-6，甲烷含量变化大，泥浆气测得的甲烷含量为81%～93%，且随埋深增大甲烷含量降低的趋势明显。天然气的甲烷碳同位素值分布在-49.6‰～-45.3‰，氢同位素值分布在-290‰～-250‰，天然气属于原油伴生气（图9），主要来源于低成熟—成熟的阿尔布阶海相烃源岩。

盐下（埋深大于4350m）的Gamba组为主力气层段，气体浓度很高，泥浆气测得的甲烷含量在95%以上（不考虑气体浓度较低层段测得的甲烷含量），MDT气样所测甲烷含量为93%～94%，均说明天然气中甲烷含量很高，气体较为干燥。天然气的甲烷碳同位素值分布在-35‰～-25‰，氢同位素值分布在-140‰左右，为高成熟气（图9）。这与该区白垩系盐下Melania组湖相烃源岩成熟度一致，故推测L井盐下天然气主要来源于该区高—过成熟的白垩系Melania组盐下湖相烃源岩。

图9 L井不同埋深层段天然气成熟度特征[16]

3.3 白垩系盐下气源分析

天然气乙烷碳同位素组成是天然气成因类型判别的重要指标。L井盐下天然气的乙烷碳同位素值分布在-25.8‰～-23.4‰，明显重于盐上天然气。依照国内煤型气与油型气的乙烷同位素组成判别标准，L井盐下天然气应为煤型气。但南大西洋盐下白垩系湖相烃源岩属于典型的腐泥型烃源岩，南加蓬次盆深水区L气田天然气应当为白垩系湖相烃源岩形成的高—过成熟原油裂解气。但是，L气田天然气怎么会表现出煤型气所具有的乙烷碳同位素组成特征呢？合理解释天然气和烃源岩的碳同位素组成之间的关系是该区天然气成因类型和气源研究的关键。

碳同位素组成具有较强的母质继承性，一般来说，烃源岩的碳同位素值轻，其生成油气的碳同位素值也轻；若烃源岩的碳同位素值重，其生成油气的碳同位素值也重。因此，烃源岩和油气的碳同位素组成是油气源分析的重要依据。

南加蓬次盆L井盐下以天然气为主，同时有少量凝析油。由于受到油基钻井液的污染，凝析油样品的碳同位素组成受到影响，已不能代表凝析油真实的碳同位素组成面貌。但从图4可见，即使凝析油样品受到20%油基钻井液的污染，凝析油仍然具有很重的单体烃碳同位素值，正构烷烃组分的碳同位素值一般为-26‰～-21‰（图4），与加蓬盆地Melania组湖相烃源岩异常重的碳同位素值分布非常相似。因此，L井凝析油应当主要来源于该区Melania组湖相烃源岩。

南加蓬次盆深水区L气田凝析油、浅水区原油与陆上和浅水区烃源岩饱和烃及芳香烃碳同位素组成对比发现，南加蓬次盆烃源岩和原油的碳同位素值从轻到重均有分布，其中，部分Melania组烃源岩样品的碳同位素组成与深水区L气田凝析油和近海CM-1井原油更加相似，均表现出异常重的碳同位素组成特征。而Kissenda组和Lucina组烃源岩样品的碳同位素组成分布范围与其他油样相似，表现出碳同位素值较轻的特点（图10），进一步说明L气田盐下与天然气伴生的凝析油主要来源于Melania组湖相烃源岩。

图10 南加蓬次盆烃源岩与油样的饱和烃、芳香烃碳同位素值分布

从单体烃碳同位素组成看，L井天然气与同深度凝析油的单体烃碳同位素组成具有相似性、连贯性（图4），说明L井盐下天然气与凝析油具有很好的亲源关系或相同的来源。因此， L井盐下天然气应该主要来源于Melania组烃源岩。由于Melania组湖相烃源岩具有异常重的碳同位素值，其氯仿沥青“A”的碳同位素值达到-25.5‰～-23.7‰，考虑到油气碳同位素组成对母源的继承性，这类烃源岩生成的油气必然具有很重的碳同位素值，因此，南加蓬次盆L气田天然气乙烷碳同位素值为-25.8‰～-23.4‰是完全可以理解的。

实际上，由于受腐泥型烃源岩本身碳同位素组成较重的影响，腐泥型烃源岩生成的油气具有异常重碳同位素组成的现象在其他地区也同样存在[14-17]。例如，东非海岸的坦桑尼亚盆地发育下侏罗统优质腐泥型烃源岩，少量烃源岩样品的干酪根碳同位素值达到-22.2‰，表现出极重的碳同位素组成特征。下侏罗统优质腐泥型烃源岩及其生成原油的饱和烃及芳香烃碳同位素组成较重，饱和烃和芳香烃碳同位素值普遍大于-28‰，而由这些原油裂解生成的天然气的乙烷碳同位素值重于-28‰[18]，迥异于国内四川盆地等原油裂解气的碳同位素组成。而这种异常重的碳同位素组成与南加蓬深水区天然气碳同位素组成相似，也佐证了南加蓬次盆深水区L气田天然气可能来源于白垩系重碳同位素组成的优质湖相腐泥型烃源岩生成的高—过成熟原油裂解气，而非腐殖型烃源岩生成的煤型气。

4 结论

（1）南加蓬次盆深水区L气田天然气及伴生的凝析油具有异常重的碳同位素组成，天然气乙烷碳同位素组成与传统煤型气的碳同位素组成一致。但是，烃源岩碳同位素组成对比研究表明，L气田天然气成因类型并非煤型气，而是高—过成熟原油裂解气，天然气异常重的碳同位素组成是其母源具有异常重的碳同位素组成所致。

（2）南加蓬次盆深水区L气田天然气和凝析油的低碳数正构烷烃的单体烃碳同位素组成具有相似性和连贯性，天然气和凝析油同源。天然气和凝析油均具有异常重的碳同位素组成，白垩系盐下湖相烃源岩，尤其是巴雷姆阶Melania组优质湖相烃源岩为其主要烃源岩。

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Genetic types and sources of natural gas in deep water areas in South Gabon Sub-basin

Lan Lei, Sun Yumei, Wang Ke
(CNOOC Research Institute)

The natural gas in the deepwater L Gasfeld in the South Gabon Sub-basin is characterized by abnormally heavy carbon isotopic compositions, with δ13C1and δ13C2ranging from -32.8‰ to -28.4‰ and from -25.8‰ to -23.4‰, respectively. According to the ethane carbon isotope criterion of natural gas, the natural gas in the L gasfeld is classifed as coal-type gas. The investigation on regional source rocks and hydrocarbon resources shows that this area is geologically unqualifed for the formation of large coal-type gas felds, since sapropel type oil source rocks are mainly developed while humic gas source rocks are poorly developed. Carbon isotope analysis reveals that abnormally heavy carbon isotopic composition occurs during the Cretaceous Barremian Stage in the Gabon Basin and its neighboring areas, especially in the Melania Formation lacustrine good source rocks. This is similar with abnormally heavy ethane carbon isotope of natural gas in the L gasfeld. Gas source analysis indicates that the natural gas in the L gasfeld is mainly derived from high-over maturity oil cracked gas which is generated by the Cretaceous sub-salt lacustrine source rocks. In particular, the lacustrine source rocks of Barremian Melania Formation are dominant.

South Gabon Sub-basin, carbon isotope, genetic type of natural gas, gas source analysis

TE112.111

A

国家科技重大专项“海外大陆边缘盆地勘探开发实用新技术研究”（2011ZX05030-001）。

兰蕾（1987-），女，河南南阳人，硕士，2012年毕业于中国石油大学（北京），工程师，现主要从事油气地球化学研究工作。地址：北京市朝阳区太阳宫南街6号中海油大厦，邮政编码：100028。E-mail：lanlei@cnooc.com.cn

2016-04-25；修改日期：2017-02-16

10.3969/j.issn.1672-7703.2017.02.008