鄂尔多斯盆地延安地区下古生界天然气气源分析

王香增，曹红霞，曹 军，高 潮

(陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，西安 710065)

0 引言

鄂尔多斯盆地下古生界发育海相碳酸盐岩沉积地层。20世纪80年代，长庆油田在盆地中部下古生界发现靖边气田，随后下古生界天然气勘探在纵向和横向上不断突破。21世纪初，延长石油集团开始在鄂尔多斯盆地东南部进行天然气勘探，近年来在下古生界获得多口1×106m3高产气流井，累积探明天然气地质储量超过20×1010m3，打开了盆地东南部下古生界天然气勘探新局面。前人从不同角度对盆地不同区域下古生界的天然气气源进行了研究，但在认识上也存在一定的分歧，主要有以下几种观点：陈安定[1]、黄第藩[2]等人对鄂尔多斯盆地中部靖边气田下古生界的天然气成因及运移进行了探讨，认为奥陶系储集气以奥陶系来源的油型气为主；张士亚[3]、夏新宇[4]等人对靖边气田天然气碳同位素组成特征进行分析，认为下古生界气源为上古生界煤成气；杨华[5]等人提出上古生界煤系烃源岩为下古生界提供了丰富的气源；李浩[6]等人提出延安气田马家沟组气源以煤型气为主、油型气为辅；王杰[7]等人对盆地南部富县地区下古生界的天然气成因及气源进行了综合识别，认为富县地区下古生界以油型气为主、煤成气为辅。受勘探程度限制，前人对于延安地区下古生界天然气气源的研究较少。该研究在借鉴前人研究成果的基础上，较为详尽地对延安地区下古生界天然气进行取样测试，确定天然气组分特征及来源，为后期地质研究和储量发现提供重要依据。

1 气源岩特征及分布

根据野外露头和钻井岩心资料综合分析，海相烃源岩发育于低能水体及相对还原的碳酸盐岩与蒸发岩互层沉积中，而研究区的泥质碳酸盐岩以及含藻类碳酸盐岩广泛发育，是下古生界主要的烃源岩。图1所示为延安地区及周缘马家沟组烃源岩分布图，平面上，海相烃源岩主体分布在榆林—靖边—志丹和子洲—子长2个区域，平均TOC>2.50%，烃源岩累计厚度大于70 m。垂向上，受岩相因素影响，研究区马五6亚段厚层膏盐岩之下(简称“盐下”)烃源岩主要分布在马五6～马五10亚段，“盐上”烃源岩主要分布在马五1～5亚段。图2所示为延安地区马家沟组综合柱状剖面图。

图1 延安地区及周缘马家沟组烃源岩分布图Fig.1 Distribution map of source rocks of Majiagou Formation in Yan’an Area and its periphery

图2 延安地区马家沟组综合柱状剖面图Fig.2 Comprehensive columnar profile map of Majiagou Formation in Yan’an Area

2 天然气地球化学特征及成因判别

天然气地球化学特征是天然气成因类型、成熟度和烃源岩识别最直接、最有力的依据，鄂尔多斯盆地延安地区下古生界天然气主力产气层为奥陶系马家沟组。

2.1 天然气组分特征

延安地区下古生界马家沟组天然气以烃类气体为主，其天然气组分直方图如图3所示。甲烷为主要气体，含量为81.255%～98.170%，平均值为91.610%；重烃气含量为0.001%～2.421%，平均值为0.203%。天然气可分为干气和湿气，一般认为重烃含量≥5%的为湿气，重烃含量<5%的为干气，延安地区下古生界天然气以“干气”为主。

图3 延安地区下古生界天然气组分直方图Fig.3 Histogram of Lower Paleozoic natural gas composition in Yan’an Area

研究区天然气干燥系数(C1/C1～5)为96.94%～99.80%，平均值为99.12%，具有过成熟干气的特征。通过对比分析可知，研究区天然气干燥系数与气层深度之间没有直接相关性。

非烃气体的组分丰度在一定程度上反映了天然气的演化程度、运移以及来源。延安地区下古生界非烃气体主要有CO2，N2，H2S及He等，其中CO2和N2含量相对较大，平均值分别为4.206 0%和2.863 0%，H2S，He和H2含量较少。延安地区下古生界天然气组分特征见表1。

2.2 天然气碳同位素特征

天然气组分碳同位素分析表明，延安地区下古生界天然气碳同位素δ13C1为-35.6‰～-29.4‰，平均值为-32.9‰；δ13C2为-37.8‰～-29.2‰，平均值为-34.5‰；δ13C3为-33.3‰～-26.2‰，平均值为-29.2‰，碳同位素组成具有油型气特征[8]。原生烷烃气的碳同位素随烷烃气分子的碳数顺序递变,当烷烃气的δ13C值不按分子碳数顺序递增或递减时,即称作碳同位素倒转[9-10]。延安地区部分天然气甲烷和乙烷碳同位素系列倒转,表现出δ13C1>δ13C2<δ13C3的特征，推断天然气可能为不同层段海相烃源岩生成气或同一层段海相烃源岩在不同成熟阶段生成气的混合[9-10]。

表1 延安地区下古生界天然气组分特征Table 1 Composition characteristics of Lower Paleozoic natural gas in Yan’an Area

2.3 天然气成因判别

戴金星根据国内外天然气烷烃气碳同位素的实测结果，编制了天然气成因类型鉴别表，并制定了有机烷烃气中煤型气和油型气的鉴别图版[11-12]。天然气中的甲烷碳同位素值受成熟度和运移影响较大，乙烷碳同位素值受有机质类型影响较大，因此可以结合两者进行气源判别。该文根据文献[11-12]天然气成因划分标准，判断延安地区下古生界天然气为油型气。延安地区天然气成因划分标准及碳同位素特征见表2。

表2 天然气成因划分标准及延安地区碳同位素特征Table 2 Genetic classification criteria of natural gas and carbon isotope characteristics in Yan’an Area

研究区甲烷碳同位素δ13C1为-35.6‰～-29.4‰，乙烷碳同位素δ13C2为-37.8‰～-29.2‰，丙烷碳同位素δ13C3为-33.3‰～-26.2‰。依据戴金星[11-12]煤成气和油型气鉴别图版，延安地区下古生界天然气甲烷-乙烷-丙烷碳同位素数值主要位于Ⅱ区和Ⅲ区，即油型气和碳同位素系列倒转混合气区域，如图4所示。结合区域地质背景和甲烷-乙烷-丙烷碳同位素数值，推断延安地区下古生界天然气混合气可能为不同层段海相烃源岩生成气或同一层段海相烃源岩在不同成熟阶段生成气的混合。

图4 延安地区下古生界天然气碳同位素特征及成因类型Fig.4 Carbon isotopic characteristics and genetic types of Lower Paleozoic natural gas in Yan’an Area

3 结论

1)延安地区下古生界烃源岩主要发育于海相碳酸盐岩-膏盐岩沉积组合中，含藻类或含泥质碳酸盐岩、泥岩可形成有效烃源岩，平均TOC>2.50%，烃源岩累计厚度大于70 m。

2)延安地区下古生界天然气甲烷平均含量为91.61%，含少量重烃、二氧化碳、氮气、硫化氢、氢气及氦气，天然气干燥系数大于95%，为干气气藏。

3)甲烷碳同位素δ13C1为-35.6‰～-29.4‰，乙烷碳同位素δ13C2为-37.8‰～-29.2‰，丙烷碳同位素δ13C3为-33.3‰～-26.2‰，具有油型气特征，表明气源主要来自海相烃源岩。部分天然气甲烷和乙烷碳同位素系列倒转，推断天然气可能为不同层段海相烃源岩生成气或同一层段海相烃源岩在不同成熟阶段生成气的混合。