多元天然气成因判识新指标及图版

李剑，李志生，王晓波，王东良，谢增业，李谨，王义凤，韩中喜，马成华，王志宏，崔会英，王蓉，郝爱胜

（1. 中国石油勘探开发研究院天然气地质研究所，河北廊坊 065007; 2. 中国石油天然气集团公司天然气成藏与开发重点实验室，河北廊坊 065007；3. 中国石油勘探开发研究院科技文献中心，北京100083）

多元天然气成因判识新指标及图版

李剑1,2，李志生1,2，王晓波1,2，王东良3，谢增业1,2，李谨1,2，王义凤1,2，韩中喜1,2，马成华1,2，王志宏1,2，崔会英1,2，王蓉1,2，郝爱胜1,2

（1. 中国石油勘探开发研究院天然气地质研究所，河北廊坊 065007; 2. 中国石油天然气集团公司天然气成藏与开发重点实验室，河北廊坊 065007；3. 中国石油勘探开发研究院科技文献中心，北京100083）

为解决深层—超深层和非常规领域天然气勘探中面临的高演化、多元天然气成因和来源判识等关键性技术难题，通过实验新技术以及地质资料综合分析，完善了多元天然气成因判识方法体系。建立了腐泥型有机质不同演化阶段干酪根降解气和原油裂解气、聚集和分散型液态烃裂解气，N2、CO2有机和无机成因，惰性气体壳源和幔源成因，He、N2、CO2、天然气汞含量判识煤成气和油型气等多元天然气成因判识新指标及图版。通过在主要含气盆地的应用，明确了四川、塔里木和松辽盆地复杂气藏天然气成因和来源，有效支持四川盆地震旦系—寒武系古老碳酸盐岩、塔里木盆地库车坳陷深层、松辽盆地深层火山岩等领域的天然气勘探。图9表2参45

多元天然气；成因判识；裂解气；N2；CO2；惰性气体；汞含量

0 引言

天然气通常由甲烷、乙烷、丙烷、丁烷、C5—8轻烃、氮气、二氧化碳以及稀有气体等组分组成。由于组成简单，可利用信息及指标相对较少，因此开展天然气成因及来源研究是一项十分困难的工作。Galimov、Stahl、Welhan、戴金星、徐永昌、刘文汇等学者较早地开展了天然气的有机和无机成因鉴别研究工作[1-6]，推动了天然气成因鉴别的不断发展。特别是“六五”以来，戴金星院士及其研究团队在煤成气和油型气成因鉴别方面形成了天然气组分、碳同位素组成、轻烃、生物标志物等4大类多项判识指标及图版[4,7-11]，对指导天然气成因鉴别和中国煤成气勘探发挥了重要的支撑作用。

近年来，随着天然气勘探向深层—超深层、非常规领域的拓展，以及勘探难度的不断增大、多种类型复杂气藏如原油裂解气（包括聚集和分散型液态烃裂解气）及高含氮、高含二氧化碳气藏的发现，现有的天然气成因判识方法已无法解决腐泥型有机质干酪根降解气和原油裂解气、聚集型液态烃裂解气和分散型液态烃裂解气、有机和无机成因气判识等高演化、多元天然气成因及来源等关键性技术难题。鉴于天然气中可利用信息有限，因此将烃类气体及其以外的He、N2、CO2、汞等组分信息充分利用显得尤为重要。本文借助地球化学测试手段和新技术研发，建立了腐泥型有机质不同演化阶段干酪根降解气和原油裂解气、聚集和分散型液态烃裂解气，N2、CO2有机和无机成因，惰性气体壳源和幔源成因，He、N2、CO2、天然气汞含量判识煤成气和油型气等多元天然气成因判识新指标及图版，探讨了重点含气盆地深层高演化、复杂气藏天然气成因判识和来源问题，并用于指导天然气勘探。

1 原油裂解气判识

1.1 腐泥型有机质干酪根降解气与原油裂解气判识

深层、高演化、古老碳酸盐岩大气田天然气来源比较复杂，既可能来源于干酪根的初次降解，也可能来源于原油的二次裂解。Prinzhofer等[12]、Behar等[13]基于Ⅱ型和Ⅲ型干酪根热模拟实验建立了干酪根初次降解气和原油二次裂解气的判识图版，但实验模拟的演化程度较低，不同升温速率对参数的影响考虑不够，不能有效判识高演化阶段干酪根降解气与原油裂解气。为此，选取张家口地区新元古界青白口系下马岭组低成熟腐泥型页岩（TOC=2.79%，Ro=0.52%），采用高温高压黄金管体系及高压釜热模拟实验装置，对源于该页岩的原始干酪根、原油（原始干酪根在常规高压釜模拟体系中加热至生油高峰生成的液态烃）和残余干酪根（去除液态烃后的残余样品）开展了生气模拟实验和模拟产物相关分析，在此基础上新建了腐泥型有机质不同演化阶段干酪根降解气和原油裂解气ln(C1/C2)-ln(C2/C3)判识图版（见图1）。

图1 腐泥型有机质不同演化阶段干酪根降解气与原油裂解气判识图版

图版中红线代表原油裂解气ln(C1/C2)与 ln(C2/C3)值随成熟度演化的轨迹，蓝线代表干酪根降解气ln(C1/C2)与 ln(C2/C3)值随成熟度演化的轨迹。原油裂解气与干酪根降解气的演化特征具有明显差异：原油裂解气的 ln(C2/C3)值早期快速增大、晚期基本稳定；而干酪根降解气的 ln(C2/C3)值总体呈现出近水平—快速增大—再次近于水平—再次增大的特征。上述差异可能与原油和干酪根的结构、裂解或降解所需活化能及烃类气体产率不同有关。

四川盆地高石梯—磨溪地区（简称高—磨地区）震旦系—寒武系天然气的 ln(C1/C2)值为 6.35～7.85、ln(C2/C3)值为3.11～4.69，基本落入图版中原油裂解气Ro值大于2.5%的范围，表明震旦系—寒武系天然气主要为原油裂解气（见图 1、表 1）。这一认识与现今气藏储集层中发育丰富的古油藏原油裂解气残留的炭沥青以及震旦系—寒武系天然气轻烃组成表现为原油裂解气特征的认识吻合[14-16]。川中三叠系须家河组天然气样品总体落入图版中干酪根降解气 Ro值为 1.0%～1.5%的范围，表明川中须家河组天然气为干酪根降解气。此外，川东石炭系、塔里木盆地中深 1井寒武系以及和田河气田和轮南气田奥陶系天然气样品点总体均落入原油裂解气Ro值为1.5%～2.5%的范围，主要为原油裂解气。

1.2 聚集和分散型液态烃裂解气判识

原油裂解气是含油气盆地中重要的天然气类型，既包括古油藏裂解形成的聚集型液态烃裂解气，也包括滞留在烃源岩和运移通道中的分散液态烃裂解气[17]。前人建立了甲基环己烷/正庚烷判识聚集和分散型液态烃裂解气的指标[17]，但该指标以单一介质（蒙脱石）条件下原油裂解实验为基础，尚需要进一步深化、完善。本文利用黄金管限定体系模拟实验装置，选取塔里木盆地轮南32井奥陶系海相原油样品，开展了不同介质（碳酸钙、蒙脱石）、不同原油配比（80%原油+20%介质、50%原油+50%介质、30%原油+70%介质、15%原油+85%介质、5%原油+95%介质、2%原油+98%介质、1%原油+ 99%介质）、不同温度系列（370、385、400、415、430、445、460、475、490 ℃）的裂解模拟实验，详细研究了不同状态、不同裂解程度下原油裂解气的C6—7轻烃组成特征及差异（见图 2）。不同介质、不同混合比例的原油裂解模拟实验表明，聚集状态的原油（以原油比例大于等于 30%的样品点为代表）裂解气体产物轻烃组成中∑C6—7环烷烃/(nC6+nC7)和甲基环己烷/nC7两项参数随原油裂解程度增大（温度增加）而增大（见图 2a）；分散液态烃（以原油比例小于等于5%的样品点为代表）裂解气体产物中轻烃组成参数随裂解程度增大（温度增加）而减小（见图2b）。当裂解温度在 450 ℃（相当于Ro=1.5%）左右轻烃组成上述两项参数发生突变：碳酸钙介质下，聚集状态的原油裂解气体产物中轻烃组成参数由小于1变为大于1，并随裂解温度增加进一步增大；蒙脱石介质下，分散液态烃裂解气体产物中轻烃组成参数由大于 1变为小于1，并随裂解温度增加进一步减小。

表1 四川盆地高石梯—磨溪地区部分天然气组分、轻烃地球化学参数数据表

造成突变的原因可能为：①聚集状态的原油在热解温度小于450 ℃（Ro＜1.5%）时，高相对分子质量的重烃开始裂解生成大量的 C6—14、C2—5、C1烃和沥青[18]，在此阶段生成的C6—7轻烃中正构烷烃的产率相对大于环烷烃，导致两项参数小于1；当温度大于450 ℃时，原油继续在更高温度作用下进行大量裂解[19]，C6—14烃大量裂解为更短链的烃类气体，正构烷烃裂解速率相对快于环烷烃，因而导致两项参数随裂解温度增加进一步增大。②分散液态烃在热解温度小于 450 ℃（Ro＜1.5%）时，黏土矿物的催化作用降低了烃类裂解反应的活化能[20]，烃源岩中分散液态烃裂解形成的C6—14烃提前裂解，且正构烷烃裂解速率大于环烷烃，造成参数大于 1；随着裂解温度增加，受黏土矿物催化作用，环烷烃开环作用不断增强，导致环烷烃相对含量低于正构烷烃，造成参数小于 1。综合上述模拟实验研究结果，利用两个参数建立了聚集和分散型液态烃裂解气的轻烃判识指标和图版（见图3、表2）。

图2 聚集和分散型液态烃裂解气模拟实验轻烃参数分布图

图3 高演化聚集和分散型液态烃裂解气判识图版

表2 聚集型和分散型液态烃裂解气判识指标

通过对四川盆地高石梯—磨溪地区震旦系灯影组、寒武系龙王庙组以及威远地区寒武系、奥陶系、志留系天然气轻烃分析，可以看出∑C6—7环烷烃/(nC6+nC7)和甲基环己烷/nC7两个参数普遍大于 1，最大值达到 4.55，数据全部落入高演化聚集型液态烃裂解气区，证明该地区天然气为聚集型液态烃裂解气（见图 3、表 2）。高石梯—磨溪古隆起高部位储集层沥青含量明显较斜坡部位高，并与现今气藏分布具有较好的一致性，表明了原油裂解气具有就近聚集的特征，实现了高丰度聚集[21]。此外，塔里木盆地古城 6井、中深 1井寒武系天然气样品点落入高演化分散型液态烃裂解气区，表明两井寒武系天然气主要为分散型液态烃裂解气。

2 有机、无机成因气判识

2.1 有机、无机成因氮气判识

氮气（N2）是天然气中一种重要的非烃气体。气藏中氮气的成因和来源具有多样性，许多学者对天然气中氮气开展了大量研究[22-26]。由于不同类型氮的氮同位素（δ15N）分布范围存在重叠，因而仅利用氮气δ15N很难对天然气中氮气的成因和来源进行判识。惰性气体的壳、幔源成因对于N2有机、无机成因具有重要的间接指示作用。国内外也有利用伴生惰性气体确定幔源岩浆成因N2的报道，如美国加利福尼亚大峡谷中部分高氮天然气中的氮属岩浆来源[27]，中国一些温泉气中的氮源于岩浆[28]，广东三水盆地天然气中也有岩浆来源氮[23]。本次在综合前人研究基础上，选取R/Ra（R和Ra分别表示天然气样品和大气的3He/4He值）与δ15N两项关键参数，建立了 N2有机、无机成因的R/Ra-δ15N判识指标及图版（见图4）：①当R/Ra值小于等于 0.1，N2一般为壳源有机成因；②当 R/Ra值大于等于1.0且δ15N值约为-5.0‰～10.0‰时，N2一般为火山-幔源无机成因；③当 0.1＜R/Ra＜1.0 且 1.0‰＜δ15N＜4.0‰时，N2一般为壳源无机成因；④当 0.1＜R/Ra＜1.0且 δ15N值大于等于 4.0‰或 δ15N值小于等于 1.0‰，N2一般为壳源有机-无机混合成因；⑤当 R/Ra≈1且δ15N≈0，N2一般为大气成因。

图4 N2有机、无机成因的R/Ra-δ15N判识图版（三水盆地天然气样品数据引自文献[23]）

利用上述图版对塔里木盆地天然气中N2进行了判识应用：塔里木盆地天然气中 He的 R/Ra值主要分布在0.01～0.10，为典型壳源成因，N2的δ15N值主要为-10.6‰～19.3‰，样品点基本落入壳源有机成因区域（见图4），表明天然气中N2主要为壳源有机成因。此外，三水盆地2个天然气样品R/Ra值分布在3～4，N2的δ15N值分布在-2.6‰～7.5‰，样品点落入火山-幔源无机成因区，表明天然气中N2为火山-幔源无机成因；阿克莫木气田天然气中He的R/Ra值约在0.57～0.60，样品点落入壳源有机-无机混合成因区，表明阿克莫木气田天然气中N2可能为壳源有机-无机混合成因。

2.2 有机、无机成因二氧化碳判识

二氧化碳（CO2）是天然气中常见的非烃组分之一。利用二氧化碳组分含量和碳同位素指标是目前判识有机成因和无机成因CO2的最常用方法[4,8-9]。CO2含有C、O两种元素，本文在大量的实验研究基础上探索尝试利用两种稳定同位素指标来判识CO2成因。

前人研究表明，地质体中氧同位素受蒸发-凝聚分馏、水-岩同位素交换、矿物晶格的化学键对氧同位素的选择、生物化学作用（如植物光合作用）等影响，呈现出明显的变化规律：大气水的δ18O值变化范围最大，为-55.0‰～10.0‰；大气二氧化碳δ18O值最高，可达41.0‰；陨石中δ18O值主要分布在3.7‰～6.3‰；火成岩中 δ18O 值主要分布在 5.0‰～13.0‰；沉积岩δ18O 值变化范围较大，为 10.0‰～36.0‰（其中砂岩δ18O值最低，为10.0‰～16.0‰；页岩其次，为14.0‰～19.0‰；石灰岩最高，为22.0‰～36.0‰）；变质岩δ18O值变化范围也较大，为6.0‰～25.0‰[29-33]。

利用CO2碳、氧同位素分析技术[34]，在对塔里木、四川、松辽盆地10多个气田（或地区）50个天然气样品分析基础上，发现利用δ18OCO2-δ13CCO2可以很好地划分二氧化碳的有机、无机成因（见图5）：①当δ18OCO2值为 5.0‰～15.0‰且 δ13CCO2值小于-10.0‰时，为有机成因；②当 δ18OCO2值为 0～10.0‰且 δ13CCO2值为-8.0‰～-4.0‰时，为幔源无机成因；③当 δ18OCO2值为 10.0‰～40.0‰且 δ13CCO2值为-4.0‰～4.0‰时，则属来源于碳酸盐岩热解的无机成因。需要指出，碳酸盐岩由于受水-岩同位素交换反应控制，同位素分馏强烈，通常具有较高氧同位素值，明显高于高温下受岩浆结晶分异顺序控制的幔源成因火成岩中氧同位素值，同时也高于沉积岩中有机成因来源的氧同位素值。

图5 CO2有机、无机成因碳氧同位素判识图版（据文献[34]，修改）

利用上述图版对松辽、四川、塔里木盆地天然气中 CO2成因进行了判识应用：松辽盆地长岭、昌德、兴城地区天然气中 CO2主要为幔源无机成因，升平—宋站地区天然气主要为有机成因；四川盆地龙岗、邛西、威远气田以及塔里木盆地轮南油气田天然气中CO2主要为碳酸盐岩热解来源的无机成因。

2.3 壳源、幔源成因惰性气体判识

惰性气体是研究地质历程的重要示踪剂，在天然气成因判识和气源追索研究中具有广泛的应用前景，特别在判断幔源气、无机气方面具有独特的优势[35-43]。目前国内惰性气体全组分含量和全系列同位素分析及应用研究较为薄弱。针对上述问题，开发形成了惰性气体全组分含量及同位素分析技术[41,43]，丰富和发展了现有的天然气成因判识和气源对比技术体系，在此基础上新建了考虑He、Ne、Xe等多种惰性气体同位素的综合判识指标及图版（见图6、图7）：①当惰性气体R/Ra＜1（3He/4He＜1.4×10-6）、20Ne/22Ne＜9.8 、129Xe/130Xe＜6.496，惰性气体为壳源成因；②当惰性气体R/Ra＞1（3He/4He＞1.4×10-6）、20Ne/22Ne＞9.8、129Xe/130Xe＞ 6.496，惰性气体具有显著幔源成因混入，为壳-幔混合成因。

图6 塔里木和松辽盆地天然气中惰性气体He-R/Ra、3He/4He-20Ne/22Ne成因判识图版（图版据文献[41,43]）

图7 塔里木和松辽盆地天然气中惰性气体3He/4He-40Ar/36Ar、129Xe/130Xe-132Xe/130Xe成因判识图版（图版据文献[41,43]）

利用上述图版在塔里木和松辽盆地进行了判识应用。塔里木盆地克拉2、大北、迪那2气田天然气样品R/Ra值总体分布在0.01～0.10（见图6a），20Ne /22Ne值主要分布在 9.50～9.74（见图 6b），40Ar/36Ar值主要分布在387～1 323，平均值约为675（见图7a），129Xe/130Xe值主要分布在 6.301～6.452（见图 7b），样品点总体落入典型壳源成因区，因此，克拉2、大北、迪那2气田惰性气体为典型壳源成因。松辽盆地长深、徐深气田天然气样品3He/4He值分布在 1.57×10-6～4.55×10-6、R/Ra＞1（见图 6a），20Ne/22Ne 值分布在 9.88～10.01、20Ne相对大气过剩（见图 6b），40Ar/36Ar值分布在594～2 473、大于白垩系源岩生成天然气的估算值 412～571（见图 7a），129Xe/130Xe值相对大气过剩（见图7b），表明惰性气体具有明显的幔源混入特征。因此，长深、徐深气田惰性气体为具有显著幔源混入的壳-幔混合成因。

3 煤成气、油型气判识新指标

在煤成气、油型气判识方面，已经形成烃类气体、轻烃、生物标志物等多类型判识指标，目前鲜见利用He、N2、CO2判识煤成气、油型气的报道。He、N2、CO2作为天然气的重要组成部分，与烃类之间关系十分密切，因此，优选He、N2、CO2相关指标用以判识煤成气和油型气，对于丰富现有的煤成气、油型气鉴别指标体系具有重要意义。

3.1 He和N2联合判识煤成气、油型气

煤成气中N2含量主要分布在0～31.20%，主频为0～4%；油型气中N2含量主要分布在1.05%～57.10%，主频为2%～20%；煤成气中N2的δ15N值主要分布在-8.0‰～19.3‰，主频为-8‰～12‰；油型气中 N2的δ15N 值主要分布在-10.6‰～4.6‰，主频为-10‰～4‰。煤成气中 N2含量相对低、δ15N值相对较重，而油型气中N2含量相对较高、δ15N值相对较轻，二者的差异主要是由于腐泥型母质富氮、δ15N值偏轻，腐殖型母质贫氮，δ15N值偏重及烃源岩热演化差异造成。此外，烃源岩沉积环境的氧化还原条件和水体盐度差异也是重要影响因素[44]。

利用煤成气、油型气中N2含量和δ15N值差异，结合 He同位素R/Ra值，建立了He和N2联合判识煤成气、油型气的R/Ra-δ15N-N2判识指标及图版（见图4、图8）。具体方法：首先利用R/Ra-δ15N图版对N2进行有机、无机成因判识；确定N2为有机成因后，可以进一步利用 δ15N-N2图版对与 N2伴生的烃类气体进行煤成气和油型气判识。当天然气中 He同位素 R/Ra＜0.1时（确保天然气中与He、N2伴生的烃类气体为壳源有机成因），具体判识指标如下：①由于高等植物来源的腐殖型母质贫氮、δ15N 相对偏重， 因此，当N2含量小于等于9%、δ15N值大于等于 5.0‰，一般多为煤成气；②由于低等浮游动植物来源的腐殖型母质富氮、δ15N 相对偏轻，因此，当N2含量大于等于 9%、δ15N值小于等于 5.0‰，或 N2含量小于 9%、δ15N 值小于等于-5.0‰，一般多为油型气；③N2含量小于等于9%、-5.0‰＜δ15N＜5.0‰，可能为煤成气或油型气或者二者混合气，可根据烷烃δ13C进一步区分。

图8 N2-δ15N判识煤成气、油型气图版

利用该方法对塔里木盆地主要煤成气、油型气田进行了判识应用。塔里木盆地天然气的3He/4He值基本在 10-8量级、R/Ra＜0.1，He为典型壳源成因，利用R/Ra-δ15N图版（见图4）可以将N2判识为壳源有机成因；然后利用δ15N-N2图版（见图8）进一步对与之伴生的烃类气体进行煤成气和油型气判识：①塔中油气田大部分、和田河气田全部落入油型气区，可以判识为油型气；②迪那2、牙哈气田完全落入煤成气区，可以判识为煤成气；③克拉2、大北、柯克亚、东河塘、轮南油气田落入混合区域，进一步结合目前公认的烷烃δ13C的方法可以判断东河塘、轮南油气田天然气为油型气。

3.2 He和CO2联合判识煤成气、油型气

煤成气中CO2的δ13CCO2值总体相对较轻，主要分布在-26.4‰～-2.6‰；油型气中CO2的δ13CCO2值总体相对较重，主要分布在-15.8‰～1.9‰。天然气中CO2主要有有机成因、幔源无机成因、碳酸盐岩热解成因3种类型。煤成气和油型气中有机成因CO2的δ13CCO2值均小于-10.0‰，二者没有太大差异；但由于油型气中存在碳酸盐岩热解成因的无机成因 CO2，因而造成了煤成气中 CO2的 δ13CCO2值总体相对较轻，油型气中 CO2的 δ13CCO2值总体相对较重现象的存在。因此，可以利用二者上述差异开展煤成气、油型气判识。

根据煤成气、油型气中CO2的δ13CCO2值差异，结合He同位素R/Ra值，建立了He和CO2联合判识煤成气、油型气的R/Ra-δ13CCO2判识指标及图版（见图9）。当天然气中 He同位素 R/Ra＜0.1时（确保天然气中与He、CO2伴生的烃类气体为壳源有机成因）：①CO2的 δ13CCO2值小于等于-15.0‰，一般多为煤成气；②δ13CCO2值大于等于-2.5‰，一般多为油型气；③-15.0‰＜δ13CCO2＜-2.5‰，可能为油型气或煤成气或二者混合成因气，可根据烷烃δ13C进一步判识区分。

利用该方法对部分煤成气、油型气气田进行了判识应用：①克拉2气田全部，迪那2和新场气田部分样品落入煤成气区，可直接判识为煤成气；②塔河油田奥陶系、塔中Ⅰ号油气田部分样品落入油型气区域，可直接判识为油型气；③塔中Ⅰ号、迪那2、新场气田部分样品落入中间区域，进一步结合目前公认的烷烃δ13C的方法可以判断迪那 2、新场气田天然气为煤成气。

图9 He和CO2联合判识煤成气、油型气的R/Ra-δ13CCO2判识图

3.3 煤成气、油型气判识的天然气汞含量指标再探究

天然气汞含量是现有煤成气和油型气判识体系中的一项重要指标[4,7-8]。近年来随着研究工作深入，发现天然气汞含量作为煤成气和油型气判识指标的界限还有待进一步探究[45]。通过对中国陆上 8个主要含气盆地近 500口天然气井的煤成气、油型气汞含量检测研究发现：煤成气汞含量总体分布在 0～2 240 000 ng/m3，其中30%的样品汞含量小于5 000 ng/m3，30%的样品汞含量大于30 000 ng/m3，煤成气汞含量算术平均值约 30 000 ng/m3；油型气汞含量总体分布在 0～30 000 ng/m3，约85%样品汞含量小于5 000 ng/m3，油型气汞含量平均值约为3 000 ng/m3。因此：①当天然气汞含量大于30 000 ng/m3时，一般为煤成气；②当天然气汞含量为10 000～30 000 ng/m3时，煤成气的概率约为80%；③当天然气汞含量为5 000～10 000 ng/m3时，煤成气的概率约为67%；④当天然气汞含量在0～5 000 ng/m3，油型气的概率约为74%。

4 结论

完善了腐泥型有机质不同演化阶段干酪根降解气和原油裂解气的 ln(C1/C2)-ln(C2/C3)判识图版，明确了四川盆地高石梯—磨溪地区震旦系—寒武系天然气为原油裂解气；新建了利用∑C6—7环烷烃/(nC6+nC7)和甲基环己烷/nC7判识聚集和分散型液态烃裂解气的轻烃判识指标和图版，进一步明确了高石梯—磨溪及威远地区天然气为聚集型液态烃裂解气。

建立了N2有机无机成因的R/Ra-δ15N，CO2有机无机成因的 δ18OCO2-δ13CCO2，惰性气体壳幔源成因的He-R/Ra、3He/4He-20Ne/22Ne、3He/4He-40Ar/36Ar、129Xe/130Xe-132Xe/130Xe判识指标及图版，明确了塔里盆地天然气中N2主要为有机成因，四川盆地龙岗、邛西、威远气田天然气中 CO2主要为碳酸盐岩热解无机成因，塔里木盆地克拉2、大北、迪那2气田惰性气体为典型壳源成因，松辽盆地长深、徐深气田惰性气体为壳-幔混合成因。

新建了He、N2、CO2联合判识煤成气和油型气的R/Ra-δ15N-N2以及 R/Ra-δ13CCO2判识指标及图版，重新探讨了天然气汞含量作为煤成气、油型气判识指标的界限值，丰富完善了现有的煤成气、油型气成因判识指标体系。

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（编辑 张朝军）

New indexes and charts for genesis identification of multiple natural gases

LI Jian1,2, LI Zhisheng1,2, WANG Xiaobo1,2, WANG Dongliang3, XIE Zengye1,2, LI Jin1,2, WANG Yifeng1,2,HAN Zhongxi1,2, MA Chenghua1,2, WANG Zhihong1,2, CUI Huiying1,2, WANG Rong1,2, HAO Aisheng1,2
(1. Gas Geology Research Center of PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Langfang 065007,China; 2. Key Laboratory of Gas Reservoir Formation and Development, CNPC, Langfang 065007, China; 3. Information Center of PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Beijing 100083, China)

Identification of natural gas genesis and source for high-matured multiple natural gases is a great challenge in the exploration of deep-ultra deep and unconventional natural gases. In this paper, the genesis identification method system of multiple natural gases is enriched through new experimental techniques and comprehensive analysis of geological data. New indexes and charts of genesis identification for multiple natural gases were determined to distinguish the sapropelic kerogen degraded gas and crude oil cracking gas,accumulated and scattered liquid hydrocarbon cracking gas in different evolution stages, nitrogen, carbon dioxide of organic and inorganic origins, inert gases of crustal and mantled origins, coal-formed gas and oil-type gas by helium, nitrogen, carbon dioxide and mercury content in natural gas. These indexes and charts have been successfully applied in the Sichuan, Tarim and Songliao basins to identify the natural gas genesis and source for complicated gas reservoirs. The research results have provided effective support for the natural gas exploration in the Sinian-Cambrian ancient carbonate formations in the Sichuan Basin, deep formations in the Kuqa depression of the Tarim Basin, and deep volcanic formations in the Songliao Basin.

multiple natural gases; genesis identification; cracking gas; nitrogen; carbon dioxide; inert gas; mercury content

国家科技重大专项（2016ZX05007-003, 2011ZX05007-002）；中国石油天然气股份有限公司重大专项（2016B-0601, 2014B-0608）

TE122.1

A

1000-0747(2017)04-0503-10

10.11698/PED.2017.04.03

李剑, 李志生, 王晓波, 等. 多元天然气成因判识新指标及图版[J]. 石油勘探与开发, 2017, 44(4)： 503-512.

LI Jian, LI Zhisheng, WANG Xiaobo, et al. New indexes and charts for genesis identification of multiple natural gases[J].Petroleum Exploration and Development, 2017, 44(4)： 503-512.

李剑（1966-），男，河北怀安人，博士，中国石油勘探开发研究院教授级高级工程师，主要从事天然气地球化学、成藏及资源评价等方面的研究。地址：河北省廊坊市万庄44号信箱，中国石油勘探开发研究院天然气地质研究所，邮政编码：065007。E-mail：lijian69@petrochina.com.cn

联系作者简介：王晓波（1982-），男，安徽舒城人，博士，中国石油勘探开发研究院工程师，从事天然气地球化学、实验技术开发等研究工作。地址：河北省廊坊市万庄44号信箱，中国石油勘探开发研究院天然气地质研究所，邮政编码：065007。E-mail：wangxb69@petrochina.com.cn

2016-07-08

2017-04-25