同源常规-非常规天然气组分与同位素分馏差异及控制因素——以四川盆地石炭系黄龙组与志留系龙马溪组为例

黄士鹏，冯子齐，姜华，唐友军，江青春，吴伟，戴金星

1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083

2.中国石油大学(华东)地球科学与技术学院，山东 青岛 266580

3.油气资源与勘探技术教育部重点实验室(长江大学)，湖北 武汉 430100

4.中国石油西南油气田公司页岩气研究院，四川 成都 610051

当前中国已经进入常规-非常规油气并举勘探时代。四川盆地作为我国最重要的天然气产区之一，纵向上发育多套含油气系统，常规-非常规油气资源有序聚集［1］。上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组(以下简称龙马溪组)是我国目前最重要的海相页岩气产层［2-3］，盆地及周缘已探明涪陵、长宁、威远、威荣、昭通、太阳等7个千亿立方米的海相页岩气大气田［4-9］。石炭系黄龙组是四川盆地20世纪80年代至21世纪初主力储层和产层，在四川盆地累计发现了数十个中小气田。前人研究表明，四川盆地石炭系天然气来源于龙马溪组页岩［10-11］。前人针对黄龙组常规天然气(以下简称黄龙组天然气)、龙马溪组非常规页岩气(以下简称龙马溪组页岩气)的组分、碳氢同位素地球化学特征、同位素“倒转”或“反转”、同位素分馏机理等开展了大量卓有成效的工作，取得了重要认识［2,11-21］。但是对于两套相同气源来源的常规气和非常规之间的组分、同位素分馏差异对比的研究较薄弱，特别是过成熟条件下常规、非常规气中烷烃气同位素分馏规律的探讨比较少见。为此，笔者在大量天然气地球化学数据分析的基础上，结合实际地质条件，对比四川盆地黄龙组天然气与龙马溪组页岩气组分及同位素组成特征，通过同源常规和非常规气地化特征详细对比，明确高-过成熟条件下常规、非常规气组分及同位素分馏演化规律及差异性。相关研究对于探索烃源岩生烃机理及组分、同位素演化规律，以及常规和非常规天然气成藏差异特征均具有重要的理论和实践意义。

1 地质条件

四川盆地位于扬子准地台偏西北一侧，为大型叠合含油气盆地，经历了震旦纪-中三叠世的海相克拉通盆地与晚三叠世-新生代陆相前陆-陆内坳陷型盆地两大阶段，呈北东向延展，外形似菱形，面积约180 000 km2，盆地四周皆为高山环绕。发育多套优质烃源岩，并且产油气层位众多，纵向上构成多套含油气系统，是一个典型的超级盆地［22］。根据构造特征差异，将四川盆地划分为川北坳陷、川东高陡构造带、川中平缓构造带、川南低陡构造带以及川西坳陷5个构造分区(见图1(a))。

图1 四川盆地构造分区图及综合地层柱状图

早志留统全球海平面快速上升，四川盆地龙马溪组沉积于低能、欠补偿、缺氧的深水陆棚相环境［23-26］，受乐山-龙女寺古隆起影响，黑色页岩主要分布于川北、川东和蜀南地区。五峰组-龙马溪组与下伏临湘组呈整合接触(见图1(b))，下部由深灰-黑色砂质页岩、炭质页岩、笔石页岩夹生物碎屑灰岩组成，上部为灰绿、黄绿色页岩及砂质页岩。页岩厚度50～600 m，靠近乐山龙女寺古隆起地层逐渐减薄尖灭。平面上发育两个沉积中心，分别位于川东和蜀南地区，烃源岩累计厚度可达600 m［25］。烃源岩TOC(总有机碳)含量为0.5%～18.4%，平均为2.59%，下部黑色页岩的TOC含量明显高于上部，龙马溪组页岩气主要产出于底部30～50 m的优质页岩内［2-3］。龙马溪组烃源岩干酪根碳同位素分布区间为-28‰～-31‰［27］，有机质呈无定型状，母质来源于低等水生生物，为典型的腐泥型有机质，干酪根类型主要为Ⅰ型，部分为Ⅱ1型，已经达到过成熟。Ro(镜质体反射率)分布范围为2.5%～4.0%，其中威远地区成熟度相对较低，Ro为2.5%～3.0%左右，长宁、昭通地区Ro达到3.4%～3.7%，涪陵地区Ro达到3.5%～3.7%［21,28］。

受海西早期强烈构造隆升和侵蚀作用影响，黄龙组不整合超覆于中志留统韩家店组泥岩之上，其顶部与梁山组亦呈不整合接触(见图1(b))。黄龙组沉积体系主要为潮坪-浅海陆棚［29］。黄龙组岩性底部为灰岩，局部为石膏岩，中上部主要为白云岩，残余厚度一般为0～90 m。白云岩主要为粉晶-细晶白云岩和残余颗粒白云岩，主要形成于准同生期［30-31］，且是黄龙组最主要的储集岩类。石炭纪中晚期，云南运动导致四川盆地区域隆升，黄龙组遭受岩溶剥蚀［32］。储集空间主要为晶间孔、晶间溶孔，部分孔隙被淡水方解石或沥青充填，总体上具有较好的储集物性［10］。黄龙组白云岩储层通过深大断裂与龙马溪组优质烃源岩形成优质源-储成藏组合。

2 样品及实验方法

2.1 样品采集

本次分析的四川盆地龙马溪组页岩气样取自国家级页岩气示范地区：长宁、昭通、威远和涪陵。当页岩气井合采之后，各个单井不同产层范围的气混合，会对分析结果产生影响，因此本次采样选取各个产区水平井台还处于单井生产阶段的井。在采集过程中，用天然气流对管线和高压钢瓶(承压15 MPa)进行多次冲洗，冲净钢瓶内空气，最终获取4～5 MPa页岩气。盆地东部的黄龙组天然气来自卧龙寺、相国寺、五百梯和龙门等十余个气田。

2.2 实验方法

天然气的组分和稳定碳、氢同位素组成分析均在中国石油勘探开发研究院油气地球化学重点实验室完成。页岩气组分采用HP7890A型气相色谱仪测定，单个烃类气体组分通过毛细管柱分离，执行GB/T 13610-2014检测标准，采用HP/AL-S色谱柱分析，进样口温度250 ℃，载气为氦气，流速为1 mL/min，分流比为50∶1，气相色谱仪炉温首先设定在30 ℃保持10 min，然后以10 ℃/min的速率升高到180 ℃，样品在180 ℃下放置20～30 min。

根据LIU等［20］描述的方法，计算了相对于3种国际上开发的参考气体的稳定碳和氢同位素测量值。页岩气稳定碳同位素组成测定在Thermo Delta V Advantage同位素质谱仪上进行，采用GC-IRMS在线稳定碳同位素测定方法进行测定，进样口温度为200 ℃，氦气为载气并保持流速1.1 mL/min，升温程序设定初始温度为33 ℃，以8 ℃/min的升温速率从35 ℃升到80 ℃，然后以5 ℃/min的升温速率升温到250 ℃，在此最终温度下保持炉温10 min；δ13C值用δ符号表示，单位为mil(‰)，归一化为Pee Dee Belemnite (V-PDB)，测量精度为±0.3‰。与此同时，本次研究整理了四川盆地东部黄龙组天然气［11］和典型龙马溪组页岩气地球化学数据［2,13,21］。

3 常规-非常规气地球化学组成

3.1 组分

四川盆地东部黄龙组天然气分布广泛，来自15个气田(藏)的黄龙组烷烃气中CH4占绝对优势，含量介于94.36%～99.63%(平均含量为96.71%)(见图2(a))。重烃气(C2-4)中随着碳数减小，烷烃气含量逐渐降低，常缺丁烷。乙烷含量0.19%～2.17%(平均0.65%)。非烃气体中，N2、CO2为主要成分，前者分布范围为0.30%～3.26%(平均1.05%)，后者分布范围为0.20%～2.68%(平均1.40%)(见图2(b))。值得注意的是，尽管是碳酸盐岩储集层，黄龙组天然气中 H2S 含量较低，介于0.12%～0.78%(平均0.27%)，明显低于盆地内二叠系-三叠系海相碳酸盐岩。

图2 四川盆地黄龙组天然气及龙马溪组页岩气组分含量相关图

过成熟的龙马溪组页岩气的烷烃气同样以CH4占绝对优势，不同地区的龙马溪组页岩气的CH4平均含量均高于98%，其中热演化程度最高(Ro介于2.6%～3.8%)的昭通地区龙马溪组页岩气(以下简称昭通页岩气)CH4含量介于97.66%～99.45%(平均98.84%)，重烃气含量较少，平均仅0.48%，干燥系数(C1/C1-4)达99.52%，为典型干气特征。热演化程度相对较低的威远地区龙马溪组页岩气(以下简称威远页岩气)也已完全进入过成熟阶段(Ro介于2.0%～2.2%)，CH4含量介于95.52%～99.27%(平均98.16%)，重烃气含量少，C2H6含量介于0.31%～0.69%(平均0.54%)，干燥系数平均0.47%，同样是典型干气特征。页岩气中非烃气体，N2和CO2含量普遍较黄龙组天然气低，二者一般低于1%。龙马溪组页岩气以及以其为烃源岩的黄龙组天然气CH4与CO2普遍存在负相关关系(见图3)。

图3 四川盆地黄龙组天然气及龙马溪组页岩气 的CH4-CO2关系图

北美典型页岩气热演化程度整体稍低，如Arkoma盆地东部Fayetteville页岩Ro介于1.2%～4.0%，分布区间较大，但主体处于高成熟阶段(湿度平均1.20%)，CH4含量介于95.93%～98.78%(平均96.87%)，重烃气含量平均1.17%［16］；Fort Worth盆地Barnett页岩Ro介于0.5%～2.0%，涵盖了由低熟到高-过成熟的演化过程，但主体还是处在油裂解及主生气阶段(湿度平均7.89%)，各组分含量跨度较大，CH4含量介于79.36%～97.37%(平均90.37%)，重烃气含量介于0.77%～21.97%(平均7.77%)［16］。

3.2 稳定碳同位素组成

四川盆地黄龙组天然气CH4碳同位素组成δ13C1介于-37.5‰～-31.3‰(平均-32.8‰)；乙烷碳同位素组成δ13C2介于-40.7‰～-33.6‰(平均-36.1‰)；丙烷碳同位素组成δ13C3分布区间为-36.9‰～-27.1‰(平均-33.3‰)。整体上，相对于四川盆地其他海相层系天然气，黄龙组天然气烷烃气的碳同位素组成具有偏负的特征。

龙马溪组页岩气碳同位素组成普遍较重［2,13］。长宁地区龙马溪组页岩气(以下简称长宁页岩气)CH4碳同位素组成δ13C1介于-31.3‰～-26.7‰(平均-28.4‰)；成熟度相对“稍低”(Ro介于2.2%～3.06%)的涪陵地区龙马溪组页岩气(以下简称涪陵页岩气)δ13C1介于-32.2‰～-29.4‰(平均-30.6‰)；成熟度更低(Ro介于2.0%～2.2%)的威远页岩气δ13C1介于-37.3‰～-33.1‰(平均-35.0‰)。

长宁页岩气δ13C2介于-35.3‰～-32.3‰(平均-33.9‰)；涪陵页岩气δ13C2介于-37.3‰～-34.3‰(平均-36.0‰)；威远页岩气δ13C2介于-42.8‰～-37.5‰(平均-39.0‰)。黄龙组天然气以及不同地区的龙马溪组页岩气的δ13C2均轻于-28‰，皆来自于腐泥型干酪根，应属于过成熟油型气。

CHUNG等［33］提出天然气碳同位素模式图来鉴别天然气成因类型及其混合，指出来自同一母源，未经后期次生作用的烷烃气应在碳数倒数1/n与δ13Cn关系图上呈良好的线性关系，连线的斜率变化可用来判识是否有不同类型、不同演化阶段气体的混合［34］，以及生物氧化作用［33］、CH4渗漏作用［35］等作用的影响。由图4可知，四川盆地龙马溪组页岩气皆在δ13Cn-1/n关系图上呈线性特征，但却展现出负碳同位素系列(δ13C1>δ13C2>δ13C3)，且热演化程度最高的长宁地区各组分碳同位素组成整体重于涪陵和威远地区(见图4)，而黄龙组天然气均具有δ13C1>δ13C2<δ13C3的次生烷烃气碳同位素倒转特征(见表1)。

表1 四川盆地黄龙组天然气地球化学数据表

注：灰色矩形代表龙马溪组页岩δ13C干酪根值的分布范围。

3.3 稀有气体同位素

稀有气体在大气、地壳和地幔中具有不同的同位素组成［36］，可用于区分天然气的有机和无机来源［37-38］，以追踪碳氢化合物的运移过程，并指示与大气水或地壳源流体或深部高温地幔流体相关的交换反应［39］。一些地壳成因的稀有气体与富有机质页岩相关联，其含量和同位素记录了烃源岩的热历史信息，可用于天然气成因和次生作用的识别［40］。四川盆地黄龙组天然气的3He/4He和R/Ra分别介于(0.88～2.50)×10-8和0.006～0.2(见表1、图5)，呈典型壳源特征；龙马溪组页岩气的R/Ra介于0.001～0.069，表现为由放射性U和Th衰变引起的壳源特征［13, 20］。

注：Hotspring为幔源氦的加入［41］；EPR为东太平洋隆起的地热流体［42］；ZO为来自菲律宾Zambales蛇绿岩的气体渗漏［43］。

4 讨论

4.1 成熟度差异

4.1.1 湿度系数

CH4及其同系物随着碳数的增加，C-C键能会逐渐降低，即热稳定性逐渐降低，导致热演化程度增高的情况下，重烃气组分会逐渐裂解，CH4的相对含量会逐渐增高，进而导致干燥系数逐渐增加，对应的湿度系数(C2-4/C1-4)则逐渐降低［37,44］。前人利用湿度系数，对龙马溪组页岩气组分及烷烃气同位素的演化规律开展了大量工作，并取得重要认识［2,21］。虽然黄龙组天然气和龙马溪组页岩气均为干气，但是前者天然气湿度系数分布区间较宽，且部分天然气的湿度系数明显高于龙马溪组页岩气(见图6)，表明黄龙组天然气的成熟度要稍低于龙马溪组页岩气。

图6 四川盆地黄龙组天然气和龙马溪组页岩气碳同位素与湿度系数关系图

4.1.2 天然气成熟度

在烷烃气组分中，CH4碳同位素对于成熟度最为敏感，随成熟度的增高而逐渐变重，由此不同学者提出了基于不同干酪根类型的δ13C1-Ro关系式［45-51］。四川盆地黄龙组天然气和龙马溪组页岩气均为成熟度较高的油型气(见图7)，因此，本次研究利用刘文汇等［52］提出的油型气δ13C1-Ro关系式对黄龙组天然气和龙马溪组页岩气的Ro进行计算。计算结果表明，黄龙组天然气Ro介于1.34%～2.35%(平均2.07%)，绝大部分为过成熟天然气。涪陵页岩气Ro为2.16%～2.78%(平均2.50%)；长宁页岩气Ro为2.68%～3.68%(平均3.07%)；昭通页岩气Ro分布区间为2.91%～3.55%(平均3.22%)；威远页岩气Ro最低，其分布范围为1.37%～1.99%(平均1.69%)。龙马溪组页岩气的成熟度由高到低顺序为昭通页岩气、长宁页岩气、涪陵页岩气、威远页岩气。黄龙组天然气成熟度低于涪陵页岩气，而高于威远页岩气。

注：不同阴影区分别代表CO2还原(CR)、甲基型发酵(F)、微生物来源(SM)、早成熟生热气(EMT)、油伴生热气(OA)和晚成熟热成因气(LMT)。这些趋势线代表了影响气体分子和同位素组成的不同过程，如生物降解(biod.)和热化学硫酸盐还原(TSR)。

4.2 天然气组分差异

4.2.1 非烃气体含量

H2S具有生物成因、有机质中硫化物热降解以及热硫酸盐热还原反应等3种成因来源［2,16,19］。黄龙组天然气中含有H2S，而页岩气中普遍不含该类非烃化合物。黄龙组天然气酸性指数GSI(H2S/(H2S+CnH2n+2))数值均低于0.008，按照LIU等［55］的划分标准，黄龙组油气藏应该未发生热硫酸盐还原反应(TSR)，这些少量的H2S应该是来源于干酪根或者原油中硫化物的裂解。川东二叠系长兴组-三叠系飞仙关组礁滩型白云岩油气藏，如普光、罗家寨等普遍经历了强烈的TSR反应［16,19］，导致烷烃气同位素明显偏重。黄龙组储层主要为白云岩，可以提供反应物Mg2+，也达到了TSR反应的温度，为什么未发生TSR反应需要下一步进行更深入细致的分析研究。

龙马溪组页岩气中不含H2S的原因是：①盆地内部龙马溪组在侏罗纪-早白垩世普遍经历快速深埋时期，温度高，缺乏生物成因的地质条件；②页岩储层内不含硫酸盐，不具备TSR反应的条件；③烃源岩受热作用性，有机质中含硫化合物热降解形成的少量H2S，会与页岩中的金属元素，如铁和锌等发生反应形成黄铁矿等硫化物［20,56］。

前人研究［57-58］认为，天然气中N2有4种来源：①大气；②岩浆-火山活动；③微生物活动；④有机质成熟作用。黄龙组和龙马溪组埋深均比较大，普遍超过3 000 m，大气来源以及微生物活动的可能性微乎其微，另外气藏形成后区域上并未发生规模的岩浆-火山活动，因此黄龙组和龙马溪组中的天然气应为有机质热降解形成。有机成因来源的N2含量与成熟度成正比［59-60］。前文已经论证龙马溪组页岩气(除威远页岩气外)成熟度普遍高于石炭系，如果单纯用成熟度因素分析，页岩气中的N2含量应高于黄龙组天然气，但是事实正好相反(见图2(b))。N2分子量小，在储层中运移的速度要快于烷烃气。模拟实验结果表明，N2在黏土层中的运移速度要快于烷烃气，并且N2在碳酸盐岩地层的运移速度是在黏土地层中的200多倍［61］，并且天然气中N2的含量随运移距离增加有逐渐富集的现象［62］，因此龙马溪组页岩气中的N2含量低于黄龙组天然气，这是由于碳酸盐岩常规储层中N2运移扩散速率快，随着运移距离增加，在圈闭中逐渐富集所导致。

黄龙组天然气中CO2含量总体上高于龙马溪组页岩气(见图2(b)，图3)，并且CO2含量表现出与成熟度负相关的关系(见图3)。龙马溪组页岩气CO2碳同位素分布区间为-15.84‰～10.42‰，表明既有有机质降解来源，又有部分来源于无机碳酸盐岩矿物受热分解［2,21］。由于缺乏黄龙组天然气CO2碳同位素数据，其成因和来源还不能完全确定。有机质在热力作用下，早期成熟阶段生成的CO2含量要高于成熟晚期［37］，同时随着成熟度的增加，CH4由于在同系物中热稳定性最高而表现出其含量逐渐增加、干燥系数逐渐增大的特征，进而随着成熟度的增加，CH4与CO2含量呈现负相关关系(见图3)。由于黄龙组天然气整体的成熟度要低于龙马溪组页岩气，所以黄龙组天然气中CO2的含量要稍高；同时黄龙组天然气与威远页岩气成熟度相近，它们部分天然气CO2含量相当(见图2(b))。另外，黄龙组储层为碳酸盐岩，在晚侏罗世-早白垩世四川盆地经历快速埋深，储层经历高温，可能发生碳酸盐岩分解形成无机成因的CO2，导致其含量要高于龙马溪组页岩气。

4.2.2 烷烃气组分

高成熟度条件下，CH4热稳定性最高，重烃气体会发生不同程度裂解最终形成CH4和石墨［37］。黄龙组烷烃气中C2H6、C3H8含量要高于龙马溪组页岩气，而CH4的含量要低于后者。前文已经论证除了威远页岩气以外，黄龙组天然气成熟度要低于四川盆地其他示范区的页岩气，成熟度的差异是导致烷烃气组分出现差异的主要因素。

4.3 碳同位素分馏差异

由前文可知，四川盆地黄龙组天然气和龙马溪组页岩气存在碳同位素倒转现象，分别呈δ13C1>δ13C2<δ13C3和δ13C1>δ13C2>δ13C3特征。在天然气成因识别图版上，黄龙组天然气与威远页岩气整体偏向于Ⅱ型干酪根来源，与实际情况相符，而长宁页岩气、昭通页岩气和涪陵页岩气反而偏向Ⅲ型干酪根。热模拟实验表明，随热演化程度增加，天然气烷烃气组分的碳同位素组普遍逐渐变重，过成熟页岩气的C2H6、C3H8经历了两次“反转现象”，先变重后变轻［2, 13, 15, 62］；至过成熟阶段，CH4占烷烃气的绝对优势，且与其碳同位素组成δ13C1不存在明显相关性(见图8(a))，重烃气含量逐渐减少，黄龙组天然气δ13C2随C2H6含量减少呈持续变重的趋势(见图8(b))。

图8 四川盆地黄龙组天然气及龙马溪组页岩气CH4-δ13C1和C2H6-δ13C2关系图

黄龙组天然气CH4碳同位素总体上重于威远页岩气，而轻于其他示范区的页岩气，并且成熟度越高，碳同位素变重幅度越大，昭通页岩气与黄龙组天然气成熟度差异最大，为1.13%，CH4碳同位素变重幅度达5‰。C2H6碳同位素也有类似特征，但是同位素的变重幅度没有CH4那么明显。

黄龙组天然气和龙马溪组页岩气CH4、C2H6碳同位素均发生了倒转，黄龙组天然气随着湿度系数(C2-4/C1-4)降低(成熟度增加)，CH4与C2H6碳同位素的差异(CH4-C2H6)逐渐降低，倒转程度越来越弱；而龙马溪组页岩气(CH4-C2H6)与(C2-4/C1-4)并未呈现明显相关性(见图9(a))，并且在相同湿度系数下，龙马溪组页岩气比黄龙组天然气的分馏幅度更大，表明龙马溪组页岩气中C2H6的来源要比黄龙组天然气更为多样。黄龙组天然气C2H6和C3H8碳同位素并未发生倒转，C2H6与C3H8碳同位素的差异(C2H4-C3H8)与(C2-4/C1-4)呈现负相关关系，而龙马溪组页岩气中(C2H4-C3H8)与(C2-4/C1-4)则未见明显相关性(见图9(b))。

图9 四川盆地黄龙组天然气以及龙马溪组页岩气烷烃气碳同位素差异与湿度系数关系图

4.4 碳同位素倒转成因差异

戴金星等［37］曾针对天然气出现的碳同位素组成倒转现象提出过5种解释机制：有机和无机成因气的混合、油型气与煤成气的混合、同源不同期或同期不同源气体混合、生物细菌氧化气组分和硫酸盐热化学还原反应(TSR)［20］。前人研究已知，有机与无机烷烃气的混合、煤成气与油型气的混合和细菌氧化均不是导致黄龙组天然气出现倒转的成因，先期形成的伴生气与后期形成的裂解气混合是造成黄龙组天然气倒转的重要原因［11］。

非常规页岩气在生成和聚集过程中往往处于一个相对封闭的体系中，在正常的原油裂解过程中不会出现碳同位素分布异常［63-64］。龙马溪页岩气地球化学异常主要表现为负碳同位素系列(δ13C1>δ13C2>δ13C3)。HAO and ZOU［15］认为在生油高峰期低的排烃效率以及生气高峰期高的排气效率是过成熟页岩气表现出地球化学异常的必要条件。众多研究表明，高演化阶段，封闭体系内不同母质来源(干酪根、滞留油和湿气)裂解生成天然气的混合效应是导致高-过成熟页岩气出现碳同位素倒转的重要成因［2,13,15,34］；在此基础上，无机物质参与的瑞利分馏效应可以为龙马溪组页岩气的异常重CH4提供较为合理的解释［21,65］。值得注意的是，无机物(水和过渡金属)的二次作用在一定程度上改造了生气母质的遗传特征，从而影响了过成熟页岩气的成因鉴别。

5 结论

1)受成熟度、储层岩性、参与裂解物质等因素影响，相同气源的黄龙组天然气和龙马溪组页岩气表现出差异明显的地球化学特征。

2)整体上，黄龙组天然气成熟度低于龙马溪组页岩气，前者CH4含量低于后者，而前者重烃气含量稍高；页岩气中有机质生成的H2S易与金属反应而被消耗掉，导致页岩气中不含H2S，黄龙组天然气中H2S含量较低，可能并未发生TSR反应，主要来源于有机质热降解；黄龙组天然气CO2含量明显高于龙马溪组页岩气，与碳酸盐岩矿物高温分解关系密切；页岩气中的N2含量低，是由于N2快速的运移扩散速率所导致。

3)成熟度越高，同源常规气与非常规气CH4碳同位素变重幅度越大；C2H6碳同位素也有类似特征，但是同位素的变重幅度没有CH4那么明显。

4)高演化阶段，封闭体系内不同母质来源(干酪根、滞留油和湿气)裂解生成天然气的混合效应是导致高-过成熟页岩气出现负碳同位素系列的主要原因，而先期形成的伴生气与后期形成的裂解气混合是造成黄龙组天然气倒转的主要原因。