中国南方海相页岩气中氮气成因及其指示意义

苏 越,王伟明,2,李吉君,龚大建,舒 芳

[1.中国石油大学(华东) 地球科学与技术学院，山东 青岛 266580； 2.山东省沉积成矿作用与沉积矿产重点实验室，山东 青岛 266590； 3.中国国储能源化工集团股份公司，北京 100107]

中国南方广泛发育古生界海相富有机质页岩，其中下寒武统牛蹄塘组(筇竹寺组、水井沱组)页岩分布面积广、有机质丰度高[有机碳含量(TOC)>2%]、厚度大、成熟度高[镜质体反射率(Ro)=2%～4%]、有机质类型好，是一套非常具有远景的页岩层系，拥有丰富的页岩气资源。原国土资源部在2012年首轮全国页岩气资源评价中认为，南方寒武系页岩气资源量占南方全部页岩气总量的近29%[1]。但在实际页岩气的勘探过程中，部分地区出现了大批高含氮页岩气钻井，尤其是在南方下寒武统页岩地层中，高氮气含量是制约该层系页岩气勘探开发进程的主要不利因素之一[2]。

本次研究中，选取贵州岑巩地区、长江三峡秭归地区和四川盆地威远地区的页岩气为研究对象。贵州岑巩区块地处贵州省铜仁市的西南部，主体位于贵州省岑巩县内，区块构造上主体位于扬子地块，北部紧邻四川盆地南缘，东南部濒临华南造山带。岑巩地区的构造演化过程经历了雪峰运动时期、早-中加里东时期、晚加里东时期、海西期、印支期、燕山期和喜马拉雅期。多期构造运动的叠加，造成了扬子地台整体上褶皱、断裂构造非常发育，工区周边地层破碎，但中部地层较为稳定。研究表明，研究区下寒武统牛蹄塘组富有机质海相页岩具有良好的页岩气资源潜力。四川盆地是位于扬子地台西部的大型海相含油气盆地，其中威远构造区位于加里东期乐山-龙女寺古隆起，该区气田气源均来自下寒武统筇竹寺组(牛蹄塘组)黑色泥页岩[3-4]。威远地区不仅发育大型常规气田，也有丰富的页岩气资源。秭归地区位于中扬子地区，其中秭地1井页岩气源于下寒武统水井沱组(牛蹄塘组)页岩[2]。以上研究区均位于中国南方地区(图1)，泥页岩属于海相页岩。

本文对这3个地区的页岩气组分进行分析，发现其氮气(N2)含量存在明显的差异。岑巩地区天星1井页岩气中N2含量平均为33.79%，天马1井页岩气中N2含量达到90%以上；秭归地区秭地1井页岩气中N2含量平均为47.51%[2]；威远地区页岩气中N2含量小于2%[5]。通常，将N2含量≥15%的天然气称为富氮天然气，将N2含量>60%的天然气称为高氮天然气[6]。所以，天星1井和秭地1井页岩气属于富氮页岩气，天马1井页岩气属于高氮页岩气。

图1 研究区块位置示意图Fig.1 A schematic diagram showing the location of the study area

N2在天然气中的存在一方面给油气勘探带来高含量非烃的投资风险，另一方面给资源评价和开发工作造成一系列技术性难题[7-8]，使经济效益降低。因此，研究天然气中N2的成因对了解地下天然气组分、降低勘探风险具有重大的经济和科学意义。迄今为止，人们都是根据天然气各组分含量以及同位素组成等特征结合地质资料对比研究天然气中的N2成因[9-11]，而且大多集中在壳源有机成因、壳源无机成因和幔源成因的识别[7,12-15]，缺乏对有机质裂解成因N2的具体成因类型(干酪根裂解气还是原油裂解气)的判别及其指示意义的深入研究。本文依据川西南地区、长江三峡地区和贵州省岑巩地区页岩气的地质、地球化学特征，结合黄金管热模拟实验，系统研究了页岩气中N2的成因及其指示意义。

1 海相页岩气中氮气的有机、无机成因判别

1.1 天然气中氮气来源分类及特征

天然气中N2的来源非常复杂，主要有大气来源的N2、有机质成岩过程产生的N2、地壳含氮岩石高温变质作用产生的N2以及地幔物质脱气产生的N2等[16-20]。简单概括，天然气中N2的来源分为4类：大气来源、壳源有机成因(有机质成岩过程产生)、壳源无机成因(地壳含氮岩石高温变质作用产生)和地幔物质脱气来源。在有机质成岩过程中，随着演化程度的不同，N2的壳源有机成因又分为：微生物氨化成因、热氨化成因和有机质裂解成因。

李剑等利用天然气及其伴生的惰性气体的地球化学特征绘制出气体成因判别图版[21]。根据He和Ar等多种惰性气体同位素的综合特征新建气体成因判别图版，得到惰性气体壳源和幔源成因的判别标准(图2a)，可以间接判断N2的壳源和幔源成因。选取R/Ra(R和Ra分别表示天然气样品和大气中的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(图2b)。天然气中不同来源的N2及其伴生的甲烷和惰性气体具有不同的地球化学特征[12,14,22-26]，可以根据这些参数特征指标间接或直接地来判别N2的来源(表1)。

图2 气体有机、无机成因判别图版[21]Fig.2 The productivity discrimination plot of gas of organic or inorganic origin[21]a. 40Ar/36Ar-3He/4He图版； b. δ15N-R/Ra图版

指标大气来源有机质成岩过程产生未成熟阶段:微生物氨化作用成熟-高成熟阶段:热氨化作用过成熟阶段:裂解作用地壳含氮岩石高温变质作用产生地幔来源δ13C1/‰—<-55-55～-30-30～-20——δ15N/‰≈0<-10-10～-1>4(5～20)1～3.5-2～1N2/Ar≤84—>84>84≥84—40Ar/36Ar295.5295.5～300>300>800300～2 000>2 0003He/4He1.4×10-6—<0.5×10-6<0.5×10-6(0.1～1)×10-6>1.4×10-6

表2 南方地区采出气氮同位素及其伴生气地球化学特征Table 2 Geochemical characteristics of N2 isotope in gas and associated gas recovered in Southern China

1.2 南方地区海相页岩气各组分同位素特征及来源判别

南方地区寒武系牛蹄塘组海相页岩气的氮同位素及其伴生气体的地球化学特征显示(表2)：岑巩地区页岩气的3He/4He值在1.15×10-8～1.72×10-8，R/Ra值在0.010～0.012；秭归地区页岩气的3He/4He值在1.86×10-8～3.36×10-8，R/Ra值在0.01～0.02。通过惰性气体3He/4He-40Ar/36Ar成因判别图版和N2有机、无机成因R/Ra-δ15N判别图版对以上地区页岩气中的N2进行判识应用，岑巩地区天星1井和秭归地区的采出气都落在典型的壳源有机成因区(图2)。威远地区页岩气的3He/4He值为4.35×10-8，小于1.4×10-6，R/Ra值为0.03，小于0.1，也属于壳源有机成因。

岑巩地区页岩气的δ13C1值为-36.4‰～-35.8‰，且Ro都大于2.0%，处于过成熟阶段，δ15N在-2.4‰～1.7‰，40Ar/36Ar分布在724～898，根据N2来源特征指标(表1)，稀有气体表现出过成熟阶段有机质裂解来源的特点。秭归地区页岩气的δ13C1值在-31.7‰～-28.8‰，威远地区页岩气的δ13C1值为-35.4‰，都属于过成熟页岩气；且秭归地区N2同位素相对较重，分布在3.2‰～6.8‰，所以N2来源属于过成熟阶段有机质的裂解。综合判断，以上地区页岩气中的N2属于典型的壳源有机成因，并且是过成熟阶段的有机质裂解成因。

2 海相页岩气中氮气干酪根热解和原油二次裂解成因识别

2.1 干酪根类型判别

根据干酪根中各显微组分的相对含量对干酪根类型进行划分，主要采用两种方法：一是相对含量法，即统计腐泥组和壳质组之和与镜质组的比例；另一种是采用类型指数(TI值)[28]来划分。不同类型干酪根其来源不同，可根据干酪根碳同位素组成来判别干酪根类型。

岑巩地区牛蹄塘组干酪根显微组分(表3)显示腐泥组和壳质组含量的和都大于90%，镜质组没有检测到。通过TI值方法的公式得到TI值都大于90%(表3)，判断岑巩地区牛蹄塘组干酪根类型为Ⅰ型(腐泥型)，其Ro平均值为2.38%，表明干酪根的成熟度很高。前人的研究资料表明，威远地区下寒武统筇竹寺组干酪根组成绝大部分为腐泥组(平均值>85%)，扫描电镜观察为无定形的絮状体，证明了干酪根类型为海相 Ⅰ 型，低等海洋生物是有机质的主要组成成分。威远地区筇竹寺组干酪根δ13C值在-38.3‰～-32.0‰，小于-30‰，属于 Ⅰ 型干酪根，其Ro平均值为3.4%，处于过成熟阶段[29-30]。秭归地区水井沱组干酪根类型以腐泥型 Ⅰ 型或 Ⅱ 型为主，Ro平均值为2.6%，也处于过成熟阶段[2]。

表3 岑巩地区牛蹄塘组页岩干酪根显微组分含量Table 3 The organic maceral content of kerogen in the Niutitang shale in Cengong area

2.2 基于气体组分和同位素特征的判别

如表4所示，已知威远地区、秭归地区和岑巩地区页岩气的lg[C1/(C2+C3)]和δ13C1，岑巩地区页岩气的iC4/nC4和iC5/nC5值。为确定页岩气的类型，我们利用鉴别无机甲烷和各类有机甲烷δ13C1-lg[C1/(C2+C3)]图版[31](图3)和海相不同母质来源天然气iC4/nC4-iC5/nC5图版[32](图4)来判别岑巩地区、威远地区和秭归地区牛蹄塘组页岩气的类型。图3显示，威远地区页岩气是油型裂解气，秭归地区页岩气主要分布在煤型气区域内，岑巩地区页岩气分布在油型气和煤型气之间。图4显示，岑巩地区页岩气分布在干酪根热解气和原油二次裂解气之间。对于高-过成熟的腐泥型有机质，在保存条件良好的情况下，天然气绝大部分来自干酪根早期生成的原油裂解气，只有少部分天然气来自干酪根的热解[33]。秭归、岑巩地区的页岩气呈现煤型气或混合气特征，说明原油早期裂解气散失。

表4 南方各地区页岩气组分和碳同位素对比Table 4 The comparison of shale gas composition and carbon isotope in various regions of Southern China

图3 鉴别各类甲烷δ13C1-lg[C1/(C2+C3)]图版[31]Fig.3 The identification plot of all kinds of methane δ13C1-lg[C1/(C2+C3)] [31]

图4 海相不同母质来源天然气iC4/nC4-iC5/nC5图版[32]Fig.4 The identification plot of natural gas iC4/nC4-iC5/nC5from various marine parent materials[32]

有机烷烃气的δ13C值为正碳同位素序列，即δ13C1<δ13C2<δ13C3<δ13C4；而无机成因气为负碳同位素序列，即δ13C1>δ13C2>δ13C3>δ13C4。当烷烃气的δ13C值不按正、负碳同位素序列排列时，为碳同位素序列发生局部倒转[34]。岑巩地区天星1井牛蹄塘组δ13C1值介于-36.40‰～-35.80‰，δ13C2值介于-41.80‰～-41.00‰，同位素序列发生倒转。前人的研究指出，造成烷烃气碳同位素序列发生倒转的原因有多种[35-36]。对于岑巩地区而言，演化程度处于过成熟阶段，碳同位素序列发生倒转应是早期生成天然气(主要为原油裂解气)散失情况下干酪根晚期热解气和原油晚期裂解气的混合造成的。

如表5所示，威远地区N2含量在6.02%～8.33%，平均为7.09%，δ13C1值在-32.42‰～-31.96‰；资阳地区N2含量较低，在1%左右，但资6井N2含量异常高，为9.67%，δ13C1值在-38.00‰～-35.50‰；高石梯-磨溪地区N2含量在0.10%～2.12%，δ13C1值在-34.60‰～-33.22‰。从这3个地区天然气成藏史研究来看[38]，资阳构造圈闭受燕山期构造运动影响逐渐演化成威远构造的斜坡，构造运动调整过程中剩余未裂解原油运移至新的构造高部位——威远构造继续裂解，所以资阳地区只能捕捉早期生成的油裂解气，威远地区聚集后期生成的干酪根裂解气。高石梯-磨溪含气构造为继承性隆起，一直处于构造稳定部位，有利于天然气的高效聚集。N2含量与δ13C1值的正相关性也进一步表明，N2主要是后期干酪根的热解生成。资6井是无产能井，位于资阳-威远过渡带[39]，保存条件差是其N2含量异常高的原因。

表5 四川盆地各地区常规天然气组分和碳同位素对比[37]Table 5 The comparison of conventional natural gas composition and carbon isotope in various areas of the Sichuan Basin[37]

2.3 基于黄金管热模拟实验研究

2.3.1 样品和实验

针对页岩气中高含量N2的成因，设计开展了封闭体系下原油裂解成气的热模拟实验，代表了原油二次裂解成气的过程。选取的样品是塔里木盆地塔中62井寒武系原油。塔中62井志留系油藏是被泥岩包围的砂岩透镜体油藏，这一圈闭条件在使油藏保存较好的同时，也使后期中、上奥陶统生成的烃类难以充注进入油藏；而且，塔中62井原油生标组合特征与寒武系烃源岩相似而没有发生变化，所以原油来自寒武系烃源岩，从而使其成为难得的典型寒武系来源的油藏。其生油母质是以藻类为主的海相有机质，具有典型的海相原油特征[40]。岑巩地区、威远地区和秭归地区页岩气源于下寒武统海相烃源岩，其有机质以藻类等低等海洋生物为主，属于典型的海相Ⅰ型，相似于塔中62井生油母质[2,29-30]。3个地区烃源岩都具有较高的热演化程度(Ro>2.0%)，主要以产气为主。所以，选取塔中62井原油作为寒武系来源的海相原油进行裂解成气热模拟实验很具有代表性。

原油裂解气成气实验采用最大容积为1 cm3、外径宽度为4 mm、管壁厚度为0.2 mm的金管实验装置进行实验[41-42]。本次实验在压力50 MPa、升温速率2 ℃/h和20 ℃/h条件下，将系统从200 ℃升温至600 ℃上。在某一目标温度点(温度间隔约为25 ℃)关闭某一个高压釜连接的截止阀，把该高压釜从恒温箱中取出，待冷却后取出金管。将金管置于特制的气体收集装置中刺破，用HP6890气相色谱仪进行气体组分的精确计量。

2.3.2 碳同位素对比研究

干酪根热解气和原油二次裂解气的碳同位素是有差别的。由于从干酪根到原油的转化过程中已经存在1%～3%的碳同位素分馏[43]，所以原油再裂解生成裂解气的甲烷碳同位素值轻于干酪根裂解气的甲烷碳同位素值。为进一步确定岑巩地区页岩气类型，要对在不同条件下黄金管模拟实验测得的塔中62井原油裂解气甲烷碳同位素值与岑巩地区天星1井页岩气甲烷碳同位素值进行对比。

如图5所示，塔中62井原油在不同条件下热模拟实验所测得的甲烷碳同位素值在升温速率2 ℃/h和20 ℃/h条件下变化趋势是一致的，具有先变轻后变重的演化特征。天星1井Ro值平均为2.61%。对天星1井页岩气甲烷碳同位素值和塔中62井原油裂解气甲烷碳同位素值进行比较，当Ro为2.61%时，塔中62井原油裂解气甲烷碳同位素值大约为-47.2‰，天星1井甲烷碳同位素值在-39.3‰～-34.3‰。很明显，岑巩地区天星1井页岩气的碳同位素重于黄金管热模拟实验测得的原油裂解气碳同位素。

马安来(2015)对塔里木盆地塔河油田稠油、正常原油和高蜡原油3种不同类型海相原油进行了黄金管热模拟实验，3种不同原油为同源的产物，均源于寒武系[44]。3种不同海相原油裂解产生甲烷的碳同位素与岑巩地区天星1井甲烷碳同位素对比如图6所示，不同类型的原油产生的甲烷碳同位素都轻于天星1井甲烷碳同位素。这进一步证明了岑巩地区牛蹄塘组页岩气以干酪根热解气为主。

王国林(2005)对塔东2井寒武系的原油和烃源岩进行热模拟实验，发现在原油裂解过程中N2/CH4值非常低，大部分都低于0.1，而且热解过程中比值没有变化。烃源岩热模拟过程中产生的N2相对含量较高，N2/CH4值分布在1.05～3.20，表现出高—低—高的特征。在成熟阶段，N2相对含量较高；在高成熟阶段，N2相对含量降低；在过成熟阶段，生成的N2相对含量增加，且超过成熟阶段[45]。这表明干酪根热解产生的N2含量远高于原油裂解产生的N2含量，高-过成熟阶段干酪根具备生成高氮页岩气的潜力。

图5 不同升温条件下塔中62井原油裂解气与天星1井页岩气甲烷碳同位素对比Fig.5 The comparison of crude oil cracking gas in Well Tazhong 62 and methane carbon isotope of shale gas in Well Tianxing 1 under different heating conditions

对于在过成熟阶段干酪根热解产生N2的问题，许多学者研究表明，无论腐殖型干酪根还是腐泥型干酪根在热解过程中都有一定量的N2生成[6-8,14]，而且腐泥型干酪根热解生成的N2含量要高于腐殖型干酪根[6]。有机质热解过程中N2的生成过程也被许多学者通过热解实验证明，并且产生N2的高峰期是在产甲烷的高峰过后，N2主要产于有机质热解后期[8,46-47]。

2.4 氮气含量随有机质演化程度变化的研究

岑巩地区的有机质成熟度很高(Ro>2.0%)，有机质演化程度处于过成熟阶段。该区N2含量变化和Ro关系如图7所示，页岩中有机质的演化程度越高，N2含量越高。二者较好的正相关关系说明了岑巩地区N2具有明显的有机成因特征，也表明高含量的N2生成于干酪根热解晚期。

岑巩地区天星1井牛蹄塘组页岩气CH4含量在42.29%～71.66%，平均61.69%，N2含量在26.06%～48.51%，平均33.79%，δ13C1值在-36.40‰～-35.80‰；威远地区CH4含量在90%以上，N2含量很低，δ13C1值在-35.60‰～-35.40‰；秭归地区CH4含量在9.58%～86.30%，平均47.85%，N2含量在10.87%～86.43%，平均为48.91%，δ13C1值在-34.80‰～-28.60‰，平均为-30.65‰(表4)。通过对各地区气体组分和碳同位素的对比发现，N2含量和δ13C1值有一定的正相关性，CH4含量和δ13C1值呈负相关性。这表明在过成熟阶段，随着成熟度的增加，有机质热解CH4的产率降低，热解产生N2的速率增加，导致在有机质热解晚期有大量的N2生成。而天马1井CH4含量均小于5%；N2含量极高，达到95%以上。岑巩地区不同井的天然气组分含量差距悬殊，需要进一步探讨。

图6 塔河油田3种不同类型原油裂解气与天星1井页岩气甲烷碳同位素对比Fig.6 The comparison of crude oil cracking gas of three different types and methane carbon isotopes in Well Tianxing 1 in Tahe oilfield

图7 岑巩地区页岩气中N2含量与页岩Ro的关系Fig.7 The relationship between N2 content of shale gas and Ro of shale in Cengong areaa.天星1井； b.岑地1井和天马1井

3 页岩气中氮气含量的主控因素

由以上研究基本确定，研究区内页岩气中高含量N2主要源于有机质后期热解，但是各地区N2含量差距甚远。岑巩地区天星1井页岩含气量集中在0.50～2.00 m3/t，天马1井含气量集中在0.02～0.10 m3/t；天星1井页岩的含气量较高，页岩气组分以CH4为主，N2含量平均为33.79%；天马1井页岩不仅含气性差，而且页岩气组分以N2为主，含量达到90%以上。秭归地区页岩含气量小于0.5 m3/t，N2含量平均为47.51%。威远地区页岩含气量多在2m3/t左右，N2

图8 岑巩地区页岩气中N2含量与页岩解吸气量的关系Fig.8 The relationship between N2 content and desorption gas volume of shale gas in Cengong area

含量小于2%。很明显，N2含量和页岩含气量有一定的负相关关系。针对页岩含气量差异和高含量N2问题，对其主控因素进行讨论。

从岑巩地区N2含量和解吸气含量的关系(图8)可以看出，N2含量越高，解吸气含量越低，反之N2含量越低，解吸气含量越高；而且，N2含量高的样品，其渗透率较高，N2含量低的样品，渗透率较低。秭归地区页岩气中N2含量与渗透率也具有较好的正相关关系(图9)，说明渗透性好的页岩保存条件差、总含气量低、N2比例高。

岑巩地区牛蹄塘组天然气组分含量与深度关系如图10所示，天星1井页岩的埋藏深度较深，天马1井和岑地1井页岩的埋深较浅；埋藏较深地层CH4富集，埋藏较浅地层N2富集。而且，天马1井位于距走滑断层断裂带较近区域，高角度断裂发育，气藏遭到破坏；天星1井位于构造稳定部位，距断裂较远(图11)，充分表明天星1井的保存条件良好。根据刘飏的研究，秭归地区经历了多期次的抬升和构造变动，在晚侏罗世—早白垩世时期的构造运动正处于地层生气高峰期，所以构造抬升对寒武系页岩气的形成有极大的破坏作用，早期生烃产物散失，后期即使经历了埋藏，也是处于生烃晚期，生烃能力有限，有机质热解N2的产率达到最高，CH4的产率达到最低，导致高含量的N2滞留在页岩地层中[48]。

图9 秭归地区页岩气中N2含量与页岩渗透率的关系Fig.9 The relationship between N2 content in shale gas and shale permeability in Zigui area

相比于以上两地区下寒武统页岩气中的高氮现象，威远地区N2含量很低，且页岩气含量高。从埋藏热演化史来看，具有早期长期浅埋、中期二次深埋及晚期快速抬升的特点。中期深埋期，正处于生烃高峰期，快速埋藏后直至生烃结束构造活动都相对稳定，页岩生烃产物快速地积累，并得到良好的保存[48]。而且，威远地区远离断裂发育区，储层上部发育的膏岩层又对页岩气起到重要的保护作用[30]。

页岩气的的保存还与其吸附能力有关。Li等研究发现，N2在与CH4的竞争性吸附过程中占据优势[49]。在四川盆地龙马溪组页岩气解吸过程中也可以看出(图12)，N2相对CH4具有滞后解吸的特点；而且N2的扩散力较差，因此N2容易在页岩中保存。

4 结论

1) 通过研究南方海相页岩气中N2及其伴生惰性气体的地球化学特征，利用无机、有机成因图版和排除了N2的幔源成因，初步判断了N2是典型的壳源有机成因，而且是有机质的裂解作用产生。

2) 岑巩地区、秭归地区和威远地区的干酪根类型是典型腐泥型，在保存条件良好的情况下，页岩气应以原油裂解气为主。通过页岩气类型识别，发现N2含量与气体类型和δ13C1值之间存在一定的相关性，N2含量高的页岩气属于干酪根热解气，且δ13C1值越高，N2含量越高。再结合四川盆地天然气中的N2成因，认为异常高的N2是由于页岩气早期生成的原油裂解气未运聚成藏或成藏后受到破坏的体现。

3) 通过对寒武系来源原油在不同条件下进行黄金管热模拟试验，发现高氮含量页岩气的甲烷碳同位素要比黄金管热模拟实验测得的原油二次裂解气碳同位素要重。即使原油裂解过程中会产生N2，但其含量很少。干酪根热解产生的N2含量远高于原油裂解产生的N2，而且N2主要产于有机质热解后期。

4) N2含量和Ro值、δ13C1值有较好的正相关性，表明在过成熟阶段，随着成熟度的增加，有机质热解甲烷速率降低，热解N2产率增加，导致在有机质热解晚期产生大量N2。

图10 岑巩地区牛蹄塘组页岩气中N2(a)和CH4(b)含量与深度的关系Fig.10 The relationship between N2 of shale gas (a),CH4 (b) and burial depth in the Niutitang Formation in Cengong area

图12 四川盆地龙马溪组页岩气解吸过程中N2(a)和 CH4(b)组分含量随解吸时间的变化Fig.12 The N2(a)和 CH4(b)content during the shale gas desorption process vs.desorption time in the Longmaxi Formation in the Sichuan Basin

5) 通过岑巩地区天马1井和天星1井的保存条件对比、秭归地区高N2含量的成因模式以及威远地区埋藏热演化史特点研究，认为海相页岩气中异常高的N2是由于早期生成的原油裂解气成藏后受到破坏，生烃晚期有机质热解N2的产率增加，高N2比例的干酪根热解气滞留在页岩层中。渗透率和N2含量较好的正相关性说明渗透性好的页岩保存条件差，又由于页岩中的N2相对甲烷具有较强的吸附能力，使甲烷易扩散，N2易滞留。最后造成高比例N2在页岩层中富集。这也表明了页岩气中的N2含量对页岩气层的保存条件具有重要的指示意义。