辽河坳陷东部凹陷天然气特征及成因类型

　　(本文作者：李军1，2 侯读杰3 李敬含2 张金川3 刘鑫2 徐波3 1.中国石油勘探开发研究院;2.中国石油辽河油田公司勘探开发研究院;3.中国地质大学(北京)能源学院海相储层演化与油气富集机理教育部重点实验室)

　　摘要：辽河坳陷东部凹陷是辽河油田重要的天然气生产区，随着勘探程度的不断深入，亟待从整体格局上对天然气成因、成藏与分布规律进行系统研究，确定下一步勘探方向与勘探潜力。为此，依据该区天然气的地球化学特征(含氮特征、干燥系数、碳同位素特征、甲烷氢同位素特征、轻烃特征等)，对其成因类型和分布规律进行了分析。结果认为：该区天然气具有较明显的混源特征，既表现为不同热演化程度天然气的混合，也表现为不同成因类型天然气的混合;不同层系、不同地区天然气混合比例有着较大区别，总体上以生物-油型混合气和油型-煤型混合气为主;按照成熟阶段来划分则以热解气为主，裂解气和过渡带气各占3%和6%。

　　关键词：辽河坳陷;东部凹陷;天然气;成因类型;混源气;碳同位素;有机质类型;热演化;混合比例

　　1 区域地质概况及前期研究情况

　　辽河坳陷东部凹陷为一个北东走向的狭长状凹陷，勘探面积3300km2。目前已建成青龙台、欧利坨子、于楼、黄金带、桃园、红星、大平房等油气田(图1)。截至2008年底，探明天然气地质储量超过500×108m3，探明程度为58%，剩余天然气远景资源量约为404×108m3。

　　天然气生成理论由生物气、热降解气、裂解气三阶段发展到多阶连续，由油型气一元论发展到油型气、煤成气、无机气三元论，勘探方法也为多学科综合勘探方法[1]。而前人研究认为，东部凹陷天然气主要为富烃、贫H2S、低N2和C02的天然气，含有微量的汞及He、Ar等稀有气体组分，多为伴生气，不但有油型气，还有生物-热催化过渡带气、生物气、煤型气以及无机气和混合气[2～4]。孟卫工[5]认为该区存在深源气的混入，造成天然气中重烃碳同位素异常，开拓了天然气的勘探领域。笔者从天然气成因类型分析入手，对该区天然气分布规律进行重新认识，为下一步深化天然气的勘探开发提供参考。

　　2 天然气地球化学特征

　　东部凹陷天然气的密度一般变化于0.56～0.75，受重烃(C2+)含量、非烃含量两类组分的控制。天然气的地球化学特征是天然气成因类型分析的基础M。

　　2.1 天然气含氮特征

　　富氮天然气往往沿深大断裂呈带状分布，与新生代岩浆活动有密切关系。大多数天然气中的氮含量低于10%，伴生的烃类气体为有机质分解产物。有机质在分解的过程中能产生百分之几的氮气，天然气中低含量氮主要源于沉积有机质[6]。

　　东部凹陷绝大多数天然气属于低氮气藏，但也有个别井的天然气含氮量超过15%，如龙26井、龙48井[4]和界3井[2]。这种特征说明以有机质热演化成因的天然气为主体，岩浆活动对天然气藏性质有一定的干扰作用，但不构成气藏类型的主体。

　　2.2 天然气干燥系数

　　生物成因气多为干气，原油伴生气多为湿气，随着天然气的成熟度增加，天然气的干燥系数升高。因而，一般来说，浅层天然气的干燥系数较高，在成熟阶段，干燥系数较低，随深度增加，天然气的干燥系数升高。

　　对样品较多的重点地区分析认为，荣兴屯地区天然气的干燥系数最高，其次是牛居地区，而黄金带地区天然气的干燥系数相对较低。这可能与其天然气的成因类型、成熟度以及保存条件等多种因素有关。

　　2.3 天然气碳同位素特征

　　该区天然气的碳同位素以-42‰占优势，甲烷碳同位素分布的主要范围为-35‰～-55‰。按不同的地区对甲烷同位素值进行统计，可知各个地区天然气的甲烷碳同位素值主要处于热解气阶段(图2)。在于楼、热河台和青龙台地区碳同位素值相对较轻，可能混有生物-热催化过渡带气。而在欧利坨子、黄沙坨地区发现了较重甲烷碳同位素值的天然气，可能是裂解成因或混有煤型天然气有关。

　　该区乙烷碳同位素值分布低于-28‰，为典型的油型气，重于-25‰则为典型的煤成气。从天然气的乙烷碳同位素值分布来看，绝大多数样品的乙烷碳同位素值分布在-28‰～-25‰，指示该区天然气多为陆源有机质输入较高母质生成的天然气，而典型的煤成气则可能主要分布在黄金带、新开地区[7]。

　　2.4 天然气的甲烷氢同位素值特征

　　天然气中甲烷的氢同位素特征可以从侧面反映出天然气的母源和成熟度。生物成因气的甲烷氢同位素值一般为-255‰～-150‰，热解气的甲烷氢同位素值为-300‰～-200‰，高温裂解气大于-200‰。该区天然气的甲烷氢同位素值为-260‰～-200‰，可以判定以热解气为主。从甲烷的碳和氢同位素关系来看，二者具有较好的关系。总体来说，天然气的碳氢同位素值均位于热解气的范围。

　　2.5 天然气轻烃特征

　　目前分析的轻烃多是C4—C7的化合物。它们的形成和演化与天然气息息相关，而轻烃异构体非常丰富，信息量远大于气态烃类，因此许多学者利用轻烃对天然气进行了成因判识、气源对比等研究[8～11]。

　　2.5.1 C5—C7轻烃正构烷、支链烃和环烷烃组成

　　源于腐泥型母质的轻烃组分中富含正构烷烃，源于腐殖型母质的轻烃组分中则富含异构烷烃和芳烃，而富含环烷烃的凝析油也是陆源母质的重要特征。利用不同母质所生成轻烃不同的这些特征，可以鉴别与之同生的油型气和煤型气。通过前人的研究和分析，可以将C5—C7轻烃相对含量大于30%的区域划为油型气，而C5—C7轻烃正构烷烃相对含量都小于30%的区域划为煤型气。从C5—C7正构烷、支链烃和环烷烃组成三角图分析(图略)，热气3井、于2-05井、荣181-19、龙17-021C井、茨53-79、51-93井均可能与煤型气有关。

　　2.5.2 C7轻烃正庚烷、甲基环己烷、二甲基环戊烷

　　C7轻烃系统是非常有效的天然气母质类型判识指标，包括3类化合物：正庚烷(nC7)、甲基环己烷(MCC6)和各种结构的二甲基环戊烷(∑DMCC5)。在C7轻烃化合物(nC7，MCH和∑DMCP)相对组成中，由于nC7和MCH受影响因素少，能够较好地反映天然气的成因类型。因此，提出nC7相对含量大于30%，MCH相对含量小于70%，为油型气;nC7相对含量小于35%，MCH相对含量大于50%，为煤型气。从该区轻烃化合物相对组成图知，绝大多数样品为油型气。同样利用C6化合物中的环己烷、甲基环戊烷、苯与己烷的比值做三角图，结论与此相同。

　　3 东部凹陷天然气成因类型与分布

　　3.1 按天然气的来源分类

　　3.1.1 综合轻烃指标判断母源

　　根据国内一些常用的判断生烃母源的参数和指标[12]，对该区天然气轻烃参数进行计算(表1)。总体看，天然气以油型气为主，腐泥～混合型有机质占全部样品总数的50%;混合型来源的天然气占35.7%;腐殖型有机质来源的天然气占14.3%。同时，利用甲基环己烷指数和环己烷指数进行天然气的母质类型划分。结果证实该区绝大多数为油型气，也有部分天然气可能来自于煤或腐殖型有机质。

　　天然气母源比例与烃源岩生气能力腐泥型>偏腐泥混合型>偏腐殖混合型>腐殖型的研究结果相吻合，揭示了位于凹陷中心的腐泥型、偏腐泥混合型烃源岩发育中心对该区天然气成藏的重要意义。

　　3.1.2 碳同位素成分确定成因

　　根据戴金星院士统计资料结果，应用甲烷、乙烷、丙烷的碳同位素进行天然气的成因分析(图3)。图版显示，东部凹陷天然气主要分布于煤成气和油型气的混合区域(Ⅳ区和Ⅴ区)，或分布于接近于混合区域的油型气区域(Ⅱ区)。

　　在平面上，在黄金带地区发现有典型的油型气，于楼、荣兴屯、热河台地区也有油型气的产出。而煤型气则在葵花岛、太阳岛、大平房、牛居、荣兴屯等地区。因此，根据天然气的碳同位素特征，认为该区天然气除了混合来源外，也可能是混合型有机质的贡献。

　　此外，根据天然气的不同组分含量及其碳同位素特征，进行天然气的成因综合分析[13]，东部凹陷的天然气与陆源有机质的母质来源有关，但黄金带地区可能存在油型气。

　　3.2 按天然气的热演化程度分类

　　3.2.1 天然气的成熟度

　　在探索与应用过程中，国内外一些学者常用正庚烷指数和异庚烷指数判别天然气与凝析油的成熟度，从而划分出未成熟、成熟和高成熟3个阶段。随着成熟度的增加，庚烷值和异庚烷值(又称为石蜡指数)均逐渐增大。

　　将据该区异庚烷值和庚烷值判断的天然气成熟度(图4)同据苯与甲苯含量确定的天然气成熟度进行比较，二者非常一致，说明该区天然气以低熟-成熟为主，在牛14-24井及大40、热气3井天然气的成熟度较高，均达到了过熟阶段。

　　烃源岩成熟度研究结果显示，东部凹陷天然气源岩热演化程度以低熟成熟为主，但也揭示该区存在过熟阶段源岩，从另外一个方面说明该区存在着尚未认识到的有利生气区，具有较高的勘探潜力。

　　3.2.2 天然气成因分类

　　依据国内外文献资料[2～4，14～19]，该区天然气的演化阶段划分为生物成因气、热催化过渡带气、热解气、裂解气4个阶段。应用乙烷和甲烷碳同位素分析，看出该区存在着大量的混源气。混源气具有乙烷碳同位素较重，而甲烷碳同位素较轻的特征，例如黄金带、热河台、荣兴屯可能均存在着生物成因气与热解气的混源。

　　根据甲烷碳同位素成分和C1/(C2+C3)也可以确定天然气的成因(图5)。总体看，该区大部分天然气含量有较大差异，说明该区存在明显的运移作用过程。

　　依据天然气甲烷碳同位素值及干燥系数对天然气的成熟度进行估算，该区绝大多数样品处于成熟阶段，主要属于热解气。但在黄沙坨及葵花岛地区，其天然气的成熟度相对比较高，已经达到了裂解气的阶段。因而可依据天然气的甲烷同位素值对各个地区天然气的演化阶段进行划分，主要属于热解气。

　　依据天然气的甲烷与乙烷碳同位素关系，可以明显地看出天然气的成熟度和母质来源。研究显示，在热8井、于8井、黄34井均存在着热成因气与生物成因气混合作用，而葵花18井和荣66井明显存在着煤型气。

　　3.3 天然气混源比例的大致估算

　　准确的估算天然气的混合比例非常困难，该区混源比例计算主要依据的是一种简化模型，尽管计算有一定误差，但对天然气的成因有重要的参考价值。根据戴金星院士的油型气和煤型气的经验公式[20]，甲烷的碳同位素与镜质体反射率之间有如下关系：

　　δ13C1=15.819Ro-42.2(油型气)

　　δ13C1=14.1219Ro-34.39(煤型气)

　　该区天然气的成熟度介于1.2%～2.6%，主体成熟度大概为1.0%～1.6%。当Ro=1%时，根据油型气的计算公式，反推的δ13C1值为-42%。，当Ro=1.6%时，根据煤型气的计算公式，反推的δ13C1值为-32‰。因此，以此为界限，当δ13C1<-55‰时，全部为生物成因气;当δ13C1值为-55‰～-42‰时，认为是生物成因气和油型气的混合;当δ13C1值介于-42‰～-32‰时，认为是油型气和煤型气的混合;当δ13C1>32‰时，笔者认为是煤型气;当δ13C1<-40.3‰，而且δ13C1>26.8‰时，认为是生物成因气和煤型气的混合。

　　东部凹陷油型气和煤型气两种类型的混合气中生物成因气和煤型气所占比例的统计结果显示，在生物偏油型混合气中，生物成因气的含量分布比较分散，含量在0～100%都有一定的比例，但在10%～20%和70%～80%间的分布有所增加。而在偏陆源油型-煤型混合气中，煤型气的含量一般比较低，绝大部分都集中在10%～40%。根据以上分析，用以下公式计算该区的天然气混源情况：

　　δ13C1=-42‰V油+-55‰(1-V油)(生物-油型混合气)

　　δ13C1=-42‰V油+-32‰(1-V油)(油型-煤型混合气)

　　δ13C1=-32‰V煤+-55‰(1-V煤)(生物-煤型混合气)

　　上式中V油、V煤分别代表混合气中偏陆源油型气和煤型气的含量百分数。通过公式可计算得出东部凹陷不同层段的天然气的混合比例(表2)。总体上，以生物-油型混合气和油型-煤型混合气为主，各占43%，煤型气和生物～煤型混合气含量较少，分别占总体的9%和5%。东营组以油型煤型混合气为主，占到东营组的65%，沙一段和沙二段以生物-油型混合气为主体，占沙一段、沙二段样品的69%;沙三段几种类型天然气都占有一定的比例，相对其他的层段，煤型气的含量有所上升，达到21%。

　　4 结论

　　1) 东部凹陷天然气具有明显的混源特征。在热演化程度上，天然气主体属于热解气，但在黄沙坨等局部地区存在裂解气。在母质来源上，以油型气为主，但也存在大量的混源气，黄金带、热河台、荣兴屯地区可能存在着生物成因气与热解气的混源，而在大平房、牛

　　居、荣兴屯地区又有煤型气分布。

　　2) 在不同类型天然气资源量比例上，总体上以生物油型混合气和油型～煤型混合气为主，各占43%，纯煤型气和生物 煤型混合气含量较少，分别占总体的9%和5%;不同层系内天然气类型比例有较大的变化：东营组以油型～煤型混合气为主;沙一、沙二段以生物-油型混合气为主体;沙三段各种类型天然气都占一定比例。受沙三段上段煤层分布的影响，煤型气的含量有所，上升达21%。

　　3) 生物成因气主要分布在凹陷北部的热河台、青龙台地区。煤型气主要分布在欧利坨子、黄沙坨、黄金带、大平房、荣兴屯地区。裂解气主要分布在黄沙坨、欧利坨子、黄金带、荣兴屯地区。该区天然气以热解气为主，裂解气和过渡带气分别占3%、6%。

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