东濮凹陷濮卫地区天然气成因与来源

张国强，欧光习，陈践发，徐田武，吴 迪，马 剑，张 磊

（1.核工业北京地质研究院，北京 100029；2.油气资源与探测国家重点实验室中国石油大学（北京），北京 102249；3.中国石化中原油田分公司勘探开发研究院，河南 濮阳 457001）

东濮凹陷濮卫地区天然气资源丰富，相关学者对个别区块的类型、成因等做过系列研究，濮卫地区沙三下-沙四段砂体中埋藏着大量的煤型气，有少量油型气存在，其来源为下伏煤系的煤型气和同时代生油岩生成的油型气，在个别构造二者混合形成混合气［1-4］。对于濮卫地区整体的天然气成因、类型与天然气藏的成藏机理并未做深入探讨，针对上述存在的问题，笔者在前人研究基础上，对研究区天然气组分、碳氢同位素、稀有气体同位素特征及气源对比开展了系统研究，探讨了东濮凹陷濮卫地区天然气成因、来源及成藏机制，以期能为研究区下步油气勘探和工作部署提供有力的地质-地球化学依据。

1 区域地质背景

东濮凹陷位于渤海湾盆地临清坳陷东南部，发育在东濮凹陷北部的濮卫地区则是其最重要的产油区块，近些年的油气产量所占比重逐步增加。经过近半个世纪的勘查工作，目前已在东濮凹陷发现近十个油气田，显示油气资源潜力较大。濮卫地区的构造格架自东向西发育有3个次级构造，东侧为濮城次洼，西侧为卫城次洼，濮卫洼陷位于卫城次洼与濮城次洼之间（图1）。

东濮凹陷主要发育在新生代时期。据钻井和地震资料证实，东濮凹陷自下而上依次发育中奥陶统峰峰组（O2f）海相碳酸盐岩与碎屑岩；上石炭统太原组（C3t）浅海、潟湖相碎屑岩；下二叠统下石盒子组（P1s）、山西组（P1x）三角洲相、障壁岛相碎屑岩，上二叠统石千峰组（P2sh）、上石盒子组（P2s）河流相、三角洲相碎屑岩；下三叠统河流相碎屑岩；始新统沙河街组三段（Es3）、四段（Es4）河流相、深湖相及三角洲相含盐碎屑岩，渐新统沙河街组一段（Es1）、二段（Es2）、东营组（Ed）河流-泛滥平原相、浅湖-半深湖相、三角洲相等碎屑岩；中新统馆陶组（Ng）、上新统明化镇组（Nm）河流相红色碎屑岩（图2）。研究区烃源岩资源较为丰富，纵向上发育有多套烃源岩，其中深部的石炭-二叠系的煤系源岩（Ⅲ型干酪根）是极为重要的烃源岩资源；另一部分则是较浅部的古近系沙河街组的泥岩、页岩、泥页岩（Ⅰ、Ⅱ1型干酪根）。平面上，濮卫地区存在两个生烃洼陷，分别位于卫城次洼北部与濮城次洼。东营组烃源岩达到低熟阶段，并随着深度增加，成熟度逐渐增大。储集层总体较好，主要的储集层位于沙三段、沙四段与上古生界二叠系。沙河街组储层主要以粉砂岩为主，存在较为发育的泥岩与粉砂岩的互层。濮卫地区的盖层主要为沙二段、沙三段的膏岩层以及局部厚达300～400 m泥岩层，具有较好的封闭条件，对油气藏起到了有效的保存作用。

图2 东濮凹陷地层柱状图［5］Fig.2 Stratigrphic column of Puwei area［5］

2 天然气特征

2.1 分布特征

濮卫地区天然气在平面上主要分布于三个气田，即户部寨、卫城和濮城气田（图1）。天然气产层集中分布在古近系沙河街组沙一至沙四段储层中，不同地段天然气产层有所不同。户部寨气田天然气主要存在于沙四段，沙二、沙三段有极少天然气富集；卫城气田天然气主要富集于沙三下亚段；濮城气田天然气在沙二段、沙三下亚段、沙四段均富集。

图1 濮卫地区构造图（据中原油田，2014）Fig.1 Structure map of Puwei area（After Zhongyuan oilfield，2014）

2.2 组分特征

天然气的组分是划分天然气成因类型、研究天然气气藏分布规律的重要依据之一。通常分为烃类组分和非烃组分，烃类组分主要为甲烷、乙烷及乙烷以上的重烃组分；常见的非烃气主要有N2、CO2、H2S、H2、及He、Ar等稀有气体。濮卫地区天然气以烃类气为主，烃类气中甲烷含量为63.74%～94.63%（表1），重烃气含量为2.43%～32.37%（图3），天然气干燥系数介于0.66～0.97（图4），非烃气体含量分布于0.7%～2.35%，主要为CO2、N2。总的来说，濮卫地区天然气组分特征表明天然气为有机成因特征，处于低熟-成熟阶段，未见无机成因气混入特征。

图3 濮卫地区不同重烃含量天然气频数直方图Fig.3 Histogram of natural gas frequency with different heavy hydrocarbon contents in Puwei area

图4 濮卫地区天然气井干燥系数柱状图Fig.4 Histogram of dryness coefficient of natural gas wells in Puwei area

表1 濮卫地区天然气组分Table 1 Natural gas components in Puwei area

2.3 碳同位素特征

天然气的碳同位素特征可以有效的反映天然气成因、来源、成熟度等特征，研究区天然气的碳同位素组成见表2。

表2 濮卫地区天然气碳同位素组成Table 2 Carbon isotope composition of natural gas in Puwei area

通过讨论天然气碳同位素特征来判识其成因，是气源对比的有效手段之一［12-13］。研究区天然气δ13C1值分布于-41.9‰～-28.4‰，δ13C2值分布于-29.3‰～-23.1‰，δ13C3值分布于-28.3‰～-21.3‰，δ13C4值分布于-27.6‰～-23.4‰。濮卫地区天然气碳同位素组成为正序分布（图5），属典型的有机成因特征，个别样品可见局部的天然气碳同位素倒转可能是由于非同源或同源不同期的混源导致。CO2碳同位素组成同样是判断有机/无机成因气的重要指标，研究区户部寨气田天然气δ13CO2分布于-14.4‰～-9.4‰，为典型的有机成因特征。

图5 濮卫地区天然气碳同位素折线图Fig.5 Broken line chart of carbon isotope of natural gas in Puwei area

根据天然气烃类同位素判识成因识别图版（图6、7），可以看出研究区内濮城气田沙三段天然气在原油伴生气及成熟的煤成气区域均有分布，其中户部寨、卫城气田天然气主要来源于腐殖型有机质形成的煤成气，存在有混合气特征的天然气。

图6 濮卫地区天然气δ13C1-δ13C2交会图Fig.6 Theδ13C1-δ13C2 cross plot of natural gas in Puwei area

2.4 氢同位素特征

甲烷中的氢元素，大部分均来自于有机质和水。氢同位素对沉积环境的指示意义，相关学者早有研究，并提出划分标准［14-19］。

根据相关学者的研究成果，在源自海相烃源岩的油型气中，甲烷的δD值相对较低，贫氘是其主要特征；而源自陆相烃源岩的油型气中，其甲烷表现为富氘的特征，δD值在-190‰～-180‰附近；δD值最重的甲烷源自于海陆交互相的煤型气，比较常见的分布为-133‰～-155‰［20］。

图7 濮卫地区天然气δ13C1-δ13C2-δ13C3/‰交会图Fig.7 Theδ13C1-δ13C2-δ13C3/‰ cross plot of natural gas in Puwei area

根据中原石油局天然气甲烷氢同位素数据可知，研究区户部寨气田中部6井、部17-2井、部1-7井、部1-2井等井中沙三下亚段的天然气甲烷δ13D分布较为集中，其值为-165‰～-162‰，反映该区气源母质主要形成于陆相淡水沉积环境。而以濮2-3井为代表的濮城气田沙二上亚段的天然气甲烷δ13D为-215‰（表3），具有油型气的特征［21］。

表3 濮卫地区天然气甲烷氢同位素组成Table 3 Hydrogen isotopic composition of methane of natural gas in Puwei area

2.5 稀有气体同位素特征

天然气中Ar元素的同位素组成有多种来源：一部分是来自于岩石中含钾矿物，该部分Ar元素为40Ar，其来源过程为以伊利石为代表的一系列含钾矿物中40K衰变所产生，在某特殊的地质背景条件下，40Ar即可进入天然气中；另一部分来自是空气中的氩气，对于这部分氩气，相关学者测量的同位素组成40Ar/36Ar约为295.5，因此，通常业内也将这个氩同位素组成特征作为来源于空气中氩气的识别指标；第三部分的氩气来源为来自地幔，在特定的地质背景下这部分氩气方可混入天然气中，特定的地质背景包括有深大断裂的存在或发生了火山喷发等地质事件等［22-26］。

前人大量的研究成果表明，天然气中的40Ar/36Ar值与气源岩的地层年龄成正比，东濮凹陷煤成气40Ar/36Ar为1 175.5～1 286，油型气40Ar/36Ar为343～626，混合气40Ar/36Ar为780～868［22-26］。

濮卫地区发育有多条断裂带，包括有卫东断层和卫西断层等，但这些断裂主要为沟通石炭-二叠系的断裂，未断穿深部基底，深部幔源氩气向上扩散的可能性较小。因此，笔者认为研究区内的40Ar主要由大气与岩石中的放射性元素衰变形成。

濮卫地区40Ar/36Ar值分布范围较广，最小值的数据源自濮城气田濮35井沙三下亚段的天然气，40Ar/36Ar值为394.4，最大值的数据源自户部寨气田的卫79-9井沙四段天然气，40Ar/36Ar值为1084，平均值为707，其中大部分数据为537～922，以油型气、混合气占主要部分（表4，来自于中原油田）。具体而言，户部寨气田天然气为煤型气，卫城气田天然气大部分为混合气，濮城气田不同层位天然气性质不同，其中较浅层的沙二段天然气为油型气，下部的沙三下亚段天然气为油型气、混合气。

表4 濮卫地区天然气Ar同位素组成Table 4 Ar isotopic composition of natural gas in Puwei area

3 气源对比

天然气甲烷碳同位素可以用于计算单一成因来源天然气的成熟度，根据前人学者提出的成熟度计算公式［27］，濮卫地区不同区块天然气成熟度情况如表5所示。户部寨气田的煤型气成熟度介于1.01%～1.38%，已达到成熟阶段，濮城地区天然气既有煤型气也有油型气，其中油型气计算成熟度Ro为1.16%，煤型气计算成熟度Ro为1.08%，均为成熟阶段。

表5 濮卫地区天然气成熟度Table 5 Maturity of natural gas in Puwei area

结合实际的地质情况分析，根据濮城次洼烃源岩镜质体反射率Ro数据，拟合出深度与Ro的关系公式（图8），在深度3 500 m（沙三段、沙四段深度）附近，其烃源岩镜质体反射率Ro为1%左右，与濮城气田油型气成熟度1.16%相接近，符合自生自储油型气的特征。因此，濮卫地区分布的单一成因来源的天然气（煤型气、油型气）中，煤型气的气源岩为来自于石炭-二叠系已达到成熟阶段的煤系源岩，而濮城气田中的油型气，则来自于始新统沙河街组三段、四段的湖相泥岩、页岩。

图8 濮城次洼烃源岩Ro与深度交会图Fig.8 Cross plot of Ro and depth of source rock in Pucheng subsag

卫城气田及濮城气田存在有大量的混合型天然气，结合濮卫地区地质特征分析，一是沙三、沙四段广泛存在湖相泥岩、泥页岩作为优质的烃源岩，二是沙二段发育有区域性的盐岩层，有效地阻止了烃类物质大量的垂向运移，保证了沙三、沙四段可以储存本层位烃源岩所生的油气，同时下部来自石炭-二叠系的高熟煤型气，沿着断裂向上运移，与本层位的油型气混合成藏，形成了濮卫地区广泛分布的混合气藏。

4 结论

1）濮城气田的天然气成因复杂，在较浅的沙二段存在着典型的油型气，沙三沙四段的地层中既存在典型的煤型气，也存在油型气和混合气；户部寨气田的天然气成因较为单一，该气田天然气集中于沙三下亚段与沙四段，为典型的煤型气；卫城气田的天然气以混合气为主。

2）气源对比表明，濮城气田混合气受到了Es3、Es4的烃源岩与C-P的煤系源岩的共同供给，其油型气来自于Es3、Es4湖相沉积烃源岩；卫城气田混合气受到了Es3、Es4的烃源岩与CP的煤系源岩的共同供给；户部寨气田煤型气的气源岩为C-P的煤系源岩。

3）研究区石炭-二叠系地层的煤系源岩在喜山期进入二次生烃阶段后，生成的煤型气沿着本地区发育的断裂向上运移至沙河街组的沙三段及沙四段，在上覆的沙二段的盐岩层及数百米厚的泥页岩层封盖下，形成了煤型气藏。沙河街组的湖相泥页岩在古近系末期进入生排烃阶段后，生成的油型气在沙二段、沙三段、沙四段以自生自储或下生上储的成藏模式形成了气藏，形成的气藏既有典型的油型气藏，也有与深部石炭-二叠系的煤型气而形成的混合气藏。