天然气地球科学 >

2019 , Vol. 30 >Issue 10: 1496 - 1507

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2019.06.003

天然气地球化学

柴达木盆地冷湖构造带天然气地球化学特征及成藏主控因素

  • 周飞 , 1 ,
  • 王波 1 ,
  • 李哲翔 1 ,
  • 隋国杰 2 ,
  • 祁文珍 1 ,
  • 崔守凯 1 ,
  • 马进业 1 ,
  • 成定树 1
展开
  • 1. 中国石油青海油田公司勘探开发研究院，甘肃 敦煌 736202
  • 2. 中国石油青海油田公司诚信服务公司，甘肃 敦煌 736202

周飞（1984-），男，山东金乡人，工程师，主要从事油气地质及油气成藏地球化学研究.E⁃mail:

收稿日期: 2019-03-09

  修回日期: 2019-06-12

  网络出版日期: 2019-11-06

基金资助

关键勘探技术与新领域目标优选”(2016ZX05003006)

中国石油重大科技专项“柴达木盆地建设高原大油气田勘探开发关键技术研究与应用”(2016E-0102)

收起

Geochemical characteristics and accumulation elements controlling the natural gas in Lenghu tectonic belts of Qaidam Basin

  • Fei Zhou , 1 ,
  • Bo Wang 1 ,
  • Zhe-xiang Li 1 ,
  • Sui Guo-jie 2 ,
  • Wen-zhen Qi 1 ,
  • Shou-kai Cui 1 ,
  • Jin-ye Ma 1 ,
  • Ding-shu Cheng 1
Expand
  • 1. Research Istitute of Exploration and Development, Qinghai Oilfield Company, PetroChina, Dunhuang 736202, China
  • 2. Chengxin Services Company, Qinghai Oilfield Company, PetroChina, Dunhuang 736202, China

Received date: 2019-03-09

  Revised date: 2019-06-12

  Online published: 2019-11-06

Fold

本文亮点

柴达木盆地冷湖地区不同构造带天然气的地球化学特征及成藏控制要素研究比较薄弱。依据天然气组分和碳同位素手段对冷湖各构造带的天然气进行地球化学分析，并结合储层、构造及成烃演化等，探讨不同构造带天然气成因差异及成藏的控制要素。研究表明，冷湖地区天然气组分以烃类为主（66%~97%），重烃含量相对较高（2%~11%）。冷湖三号至冷湖五号构造带甲烷碳同位素值（δ13C1）介于-46.4‰~-25.4‰之间，冷湖五号至冷湖七号的δ13C1值介于-25.4‰~ -42.7‰之间，显示其成熟度存在差异。冷湖构造带侏罗系天然气乙烷碳同位素（δ13C2）值介于 -27.18‰~-30.3‰之间（平均为-28.54‰），古近系—新近系δ13C2值均大于-28‰，指示其主要来源于腐殖型有机质，以煤型气为主，可能混入了少量油型气。不同的供烃凹陷和深浅层阶段性聚集是导致天然气差异分布的主要因素。古近系—新近系圈闭的发育与天然气形成和充注同步，具有晚期动态成藏特点。浅层滑脱逆断裂导致天然气大量快速逸散，储层聚集成藏能力较弱；深层侏罗系源内及基岩不整合面附近发育构造圈闭，且形成时间早，完整性好，有利于早期原生油气藏的形成，指示深层可能是下一步天然气勘探的方向。

本文引用格式

周飞 , 王波 , 李哲翔 , 隋国杰 , 祁文珍 , 崔守凯 , 马进业 , 成定树 . 柴达木盆地冷湖构造带天然气地球化学特征及成藏主控因素[J]. 天然气地球科学, 2019 , 30(10) : 1496 -1507 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2019.06.003

Highlights

The studies on geochemical characteristics and accumulation controlling elements for natural gas in various structural belts of Lenghu area of Qaidam Basin are quite weak. Here in this paper, the geochemical characteristics of the natural gas were analyzed with natural gas compositions and carbon isotope. The genetic difference and controlling factors to the natural gas and reservoir were discussed combined with the reservoir conditions, technical history and hydrocarbon generation evolution. The results show that the natural gas is dominated by methane (66%-97%）while the heavy hydrocarbons is relatively high (2%-11%). The carbon isotope values (δ13C1) of No.3 to No.5 belts and No.5 to No.7 belts range from -46.4‰--25.4‰ and -25.4‰--42.7‰ respectively, suggesting the maturity differences for various technical belts. The ethane carbon isotope values (δ13C2) from Jurassic range from -27.18‰--30.3‰（with an average of -28.54‰）and the values for Palaogene and Neogene are usually over 28‰, indicating the humic organic matter contribution and coal-generated gas which probably mixed with some oil-typed gas. The different source kitchens and various hydrocarbon generate periods should be responsible for the differences of the natural gas composition. The reservoir in Palaogene and Neogene is characterized with late dynamic accumulation as the reservoir trap of Palaogene and Neogene evolves along with the hydrocarbon generation and charging. Overturn slip faults in shallow layers provide a highway for the natural gas loss with relatively weak hydrocarbon accumulation. The structural trap in deep Jurassic and bedrock unconformities developed early and well, which is good for the early hydrocarbon generation and accumulation. The results also indicate that the deep layers were likely the prospecting exploration areas.

0 引言

柴达木盆地北部断块带近年来油气勘探陆续取得重大突破，已发现东坪、牛东、冷湖和南八仙等多个油气藏[1,2,3]。冷湖构造带是柴达木盆地北部重要的天然气勘探区，主要包括冷湖三号、冷湖四号、冷湖五号、冷湖六号、冷湖七号和南八仙地区，整个构造带呈现出“北油南气”的格局。由于地下地质条件复杂，经过多年的勘探，通过重新认识老区，构造带勘探取得重要进展，先后发现了冷湖五号构造冷90区块N1气藏、冷湖五号构造垣1区块E3 2气藏和冷湖七号构造仙西1区块E3 2、N2 1气藏。因此，开展整个冷湖构造带的天然气地球化学研究和成藏控制要素分析对于该区天然气勘探具有重要意义。前人对柴北缘冷湖构造带典型天然气藏的地球化学特征及成因有不同程度的探讨,赵寒森等[4]通过对构造分布规律及演化与油气成藏的关系研究，认为构造控制了侏罗系烃源岩的分布，断裂是油气运移的重要通道，油气运移早期以侧向运移为主，晚期垂向运移显著；马立协等[5]研究认为，古近纪晚期和新近纪中期是柴北缘地区油气运聚的关键时刻，燕山期发育的古隆起和古近纪发育的构造带是控制油气运聚的重要构造因素。门相勇等[6]、李宏义等[7]认为，冷湖构造深、浅断层发育, 油气主要分布在大断裂的下盘, 并指出应加强对油气运移通道上的古近系—新近系圈闭进行勘探。前人研究相对比较宏观，重点开展了构造、断裂等单一因素的研究，且以油藏勘探和解剖为主，对整个冷湖地区不同构造带天然气的地球化学特征及成藏控制要素研究较少，亟待开展系统的分析。
为了明确柴达木盆地冷湖构造带天然气的成因和分布规律，利用天然气组分和碳同位素等对冷湖构造带不同次级构造中的天然气地球化学特征进行分析，并结合储层、构造及烃源灶等地质特征，分析控制冷湖构造带不同区块天然气差异及成藏的主要因素。

1 地质概况

冷湖构造带属于柴达木盆地北部断块带赛昆断陷的一个二级背斜构造，西接小赛什腾山，东临南八仙油气田，呈北西—南东反“S”型，为典型晚期挤压隆起型构造带，主要发育冷湖三号、冷湖四号、冷湖五号、冷湖六号和冷湖七号5个三级构造单元（图1）。自下而上主要发育J、E1+2、E3 1、E3 2、N1、N2 1和N2 2共7套地层，同时在侏罗系顶底发育TR、T6层2个区域角度不整合面（图2）。构造带由南东向北西方向地层逐渐抬升，出露地层由新变老，如E1+2地层在冷湖七号构造埋藏深度为5 000m，在冷湖三号构造带则出露地面。
图1 冷湖构造带地理位置及勘探区块划分

Fig.1 The geographical position and exploration blocks in Lenghu tectonic belts

图2 柴达木盆地冷湖—马仙构造带油气藏剖面

Fig.2 Reservoir profile of Lenghu-Maxian tectonic belts in Qaidam Basin

1.1　烃源岩特征

冷湖构造带烃源岩为下侏罗统煤系烃源岩，分布面积为2.05×104km2（图3），最大厚度超过2 000m，最大埋深近10 000m。烃源岩岩性为湖相暗色泥岩、湖沼相炭质泥岩和煤层。其中湖相暗色泥岩有机碳含量普遍大于0.5%，最高为8.0%，平均为2.3%，生烃潜量（PG）介于5~40mg/g之间，整体为一套好―优质的烃源岩；炭质泥岩和煤层有机碳含量普遍大于10%，但生烃潜力整体处在20~80mg/g之间，按照煤系烃源岩评价标准[8,9]，为差—中等烃源岩，干酪根类型以Ⅱ2―Ⅲ型为主，沉积有机质以高等植物输入为主。有机质成熟度R O值介于0.5%~1.4%之间，整体处于低熟—成熟阶段，部分达到高成熟。由于钻井主要分布在构造高部位，盆地腹部侏罗系凹陷内没有钻井取样，但根据埋深达到10 000m的地质条件，可推测认为侏罗系最大埋深处R O值达到3%~4%，完全进入了高—过成熟生干气阶段。
图3 柴达木盆地侏罗系残余厚度等值线

Fig.3 Contour map of Jurassic residual thickness in Qaidam Basin

1.2　储层特征

冷湖构造带自下而上发育J、E1+2、E3 2、N1、N2 1共5套有效储层，储层岩石类型为长石碎屑砂岩和岩屑长石砂岩。冷湖三号和冷湖四号构造带主要发育侏罗系（J）和古近系路乐河组（E1+2）、下干柴沟组上段（E3 2）储层，以含油为主，目前已发现冷湖三号侏罗系油田和冷湖四号E1+2、J、E3 2油藏，含少量伴生气；冷湖五号、冷湖六号、冷湖七号构造发育E3 2、N1、N2 1储层，以含气为主，是天然气重点勘探层系。其中E3 2储层普遍发育，冷湖五号构造储层岩性以粉砂岩和细砂岩为主，埋深为2 000~3 000m，孔隙度平均值为12.2%，渗透率平均值为0.5×10-3μm2，排驱压力0.1~10MPa；冷湖七号构造E3 2储层岩性以含砾粗砂岩、细砂岩为主，孔隙度最大为12.8%，平均为10.0%，渗透率<0.5×10-3μm2，排驱压力为0.2~20MPa；N1储层主要发育在冷湖五号冷90区块，埋深为1 600~2 700m，岩性为粉砂岩和泥质粉砂岩，孔隙度为9.3%，渗透率为0.86×10-3μm2，排驱压力为0.2~20MPa；N2 1储层则主要发育在冷湖七号，岩性为粉砂岩、细砂岩和泥质粉砂岩，埋深为2 000~2 700m，孔隙度介于5.6%~20.7%之间，平均为16.4%，渗透率为（0.1~42.7）×10-3μm2，平均为6.15×10-3μm2，排驱压力为0.1~1.0MPa（表1）。同时在路乐河组（E1+2）顶部、下干柴沟组（E3）中上部和上干柴沟组（N1）顶部发育相对稳定的泥岩盖层，与储层形成良好的储盖组合关系，对油气藏的形成具有重要的控制作用。
表1 冷湖构造带重点含气区块储层物性数据

Table 1 Reservoir physical properties data table of key gas-bearing blocks in the Lenghu tectonic belts

构造 层位 岩性 埋深/m 平均孔隙度/% 平均渗透率/(×10-3μm2) 排驱压力/MPa
冷湖五号二高点 E3 2 粉砂岩和细砂岩 1 500~2 700 12.2 0.5 0.1~10
冷湖五号四高点 N1 粉砂岩和泥质粉砂岩 1 600~2 700 9.3 0.86 0.2~20
冷湖七号构造 E3 2 含砾粗砂岩、细砂岩 3 800~4 500 10.0 <0.5 0.2~20
N2 1 粉砂岩、细砂岩 2 000~2 700 16.4 6.15 0.1~1.0
冷湖构造带上油气藏分布层段跨度大，层系多，在侏罗系（J）、古近系（E3、E1+2）和新近系（N1、N2 1）均有发现：冷湖三号构造侏罗系（J），冷湖四号构造E3、E1+2、J，冷湖五号构造E3 2、N1和冷湖七号构造E3 2、N2 1均有一定含油气性。平面上具有“北油南气”的分布特点：构造北段的冷湖三号、冷湖四号和冷湖五号二高点油藏相对富集，构造中段—南段的冷湖五号（冷90区块）—冷湖七号构造天然气藏发育，是天然气勘探的重点区域。

2 天然气地球化学特征

为明确冷湖构造带各区块天然气的成因类型及来源，采集冷湖构造带各次级构造和邻区南八仙油气田各个层系气样，并结合前人研究成果，综合分析冷湖构造带天然气地球化学特征。天然气组分测试采用Agilent 6890N气相色谱仪完成，分析结果为体积百分比，测试结果见表2；碳同位素分析采用HP 6890A-DeltaPlus XP色谱—同位素质谱仪完成，碳同位素对应于PDB的千分比，分析精度为 ±0.5‰，测试结果见表3。
表2 冷湖构造带及邻区天然气组分数据

Table 2 Data table of natural gas composition in Lenghu tectonic belts and adjacent areas

区块 井名 深度/m 层位 烃类/% 非烃/% 干燥系数
C1 C2 C3 iC4 nC4 iC5 nC5 N2
冷湖三号 中14 467.2~789.6 J 41 11.8 5.66 1.35 2.67 0.74 1.24 0.636
冷湖四号 冷96井 2 686.5~2 689.5 E1+2 83.33 8.876 2.952 0.746 0.8011 2.43 0.862
冷96井 2 020.5~2 022.5 E1+2 82.729 9.372 3.143 0.735 0.843 2.34 0.854
深85 600~800 N1 78.66 8.24 3.97 0.71 1.17 0.36 0.57 3.17 0.840
冷东 浅4孔 705~709 E3 2 81.59 7.5 4.07 0.57 0.83 0.21 0.2 4.51 0.859
冷东1 1 464~1 479 E1+2 82.74 5.28 3.82 0.61 0.81 0.17 0.15 6.18 0.884
冷湖五号 垣1 1 793~1 795 E3 2 89.54 0.56 0.03 0.01 0.01 0.01 0.01 9.68 0.993
冷94井 1 777~1 780 N1 92.4 1.38 0.13 0.018 0.035 0.011 0.017 5.81 0.983
冷902 1 585~1 590 N1 93.31 0.93 0.27 0.05 0.09 0.03 0.04 5.15 0.985
冷新1 3 492~3 496 J 83.2 4.45 3.09 0.51 0.36 0.11 0.07 7.45 0.906
冷90 2 100~2 104 N1 92.29 0.71 0.12 0.09 0.12 0.10 0.13 6.132 0.986
93.51 0.70 0.11 0.08 0.10 0.07 0.08 5.272 0.988
93.56 0.70 0.11 0.08 0.10 0.06 0.06 5.288 0.988
冷湖七号 仙西101 2 222.5~2 225.5 N2 1 80.45 4.07 1.52 0.46 0.65 0.27 0.31 11.80 0.917
82.50 6.05 2.02 0.55 0.66 0.23 0.26 7.27 0.894
仙西1 5 332~5 340 J 79.12 12.75 3.12 0.45 0.57 0.13 0.13 1.39 0.82
3 854~3 858 E3 2 81.18 6.14 1.79 0.35 0.79 0.23 0.37 6.89 0.89
南八仙 仙9 1 000.1~1 001.3 N2 1 89.06 4.49 1.02 0.23 0.29 0.12 0.12 4.67 0.934
89.19 4.47 0.98 0.21 0.27 0.1 0.1 4.68 0.936
仙试7 1 584 N1 91.03 3.47 0.74 0.13 0.18 0.07 0.07 4.31 0.951
仙试7 1 690 N1 90.51 3.52 0.71 0.11 0.18 0.08 0.10 4.78 0.951
仙12 3 025.6~3 031.1 E3 1 92.85 3.36 0.84 0.13 0.21 0.05 0.07 2.47 0.952
表3 冷湖构造带及邻区天然气烷烃碳同位素数据

Table 3 Data table of carbon isotopes of natural gas in Lenghu tectonic belts and adjacent areas

区块 井名 深度/m 层位 碳同位素值
δ13C1/‰ δ13C2/‰ δ13C3/‰ δ13C4/‰
冷湖三号 中14 467.2~789.6 J -44.1 -27.18 -26.3 -25.4
中14 J2 -46.4 -30.3 -29.3 -29.6
冷东—冷湖四号 深85 N1 -32.3 -23.36
冷96 2 686.5~2 689.5 E1+2 -37.24 -26.64
浅4孔 705~709 E3 2 -38.9 -27.9 -26.4
冷东1 1 464~1 479 E1+2 -33.8 -27.6 -26.0
冷湖五号 冷90 2 100~2 104 N1 -26 -23.75
垣1 1 201~1 205 E3 -25.4 -22.7 -29.3 -28.6
冷94 1 777~1 780 N1 -28.9 -22.8
冷902 1 585~1 590 -24.8 -22.5 -21.1
冷新1 3 492~3 496 J -31.8 -27.9 -25.8
冷湖七号 仙西1 5 332~5 340 J -42.7 -28.8 -25.1 -24.8
3 854~3 858 E3 2 -29.5 -24.2 -21.3
南八仙 仙6 E3 1 -29 -23.2 -21.9 -21.3
仙11 E -27.77 -21.97 -20.82
仙试1 N2 1 -25.3 -20.9 -18.7 -16.6
仙中3 1 809.0~1 812.6 N1 -27.9 -20.1 -21.9 -21.2
冷湖构造带天然气组分以烃类为主，占66%~97%，非烃类气中氮气含量较高，介于2%~11%之间，其他非烃组分含量普遍小于0.1%（表2）。不同构造烃类气体的组成具有明显差异，从冷湖三号构造到冷湖五号构造，甲烷含量逐渐升高，冷湖五号到冷湖七号逐渐降低。冷湖三号构造甲烷含量为41%， C 2 + 含量高（C2含量为11.8%，C3含量为5.66%），干燥系数为0.636，为典型的湿气；冷湖四号构造和冷东地区甲烷含量为78%~83%，C2含量为5%~9%，干燥系数为0.85；冷湖五号构造的甲烷含量达到83%~93%，C2含量小于1.0%，干燥系数大于0.95，为典型的干气；冷湖七号构造和南八仙地区甲烷含量比冷湖五号构造有所降低，介于80%~92%之间，C2含量有所增加，达到3%~6%，干燥系数介于0.9~0.95之间（表2），呈现干气和湿气并存的特点。
天然气烷烃碳同位素分布规律与组分分布类似。冷湖三号至冷湖五号构造甲烷碳同位素（δ13C1）值逐渐增高，至冷湖七号又逐渐降低的特征（表2）。冷湖三号构造δ13C1值在-45‰左右，冷湖四号构造和冷东地区δ13C1值介于-32‰~-39‰之间，冷湖五号构造N1、E3 2天然气δ13C1值介于-24.8‰~-28.9‰之间，冷湖七号—仙西地区E3 2天然气δ13C1值为-29.5‰（表2），指示天然气成熟度由北西三号构造向南东七号构造逐渐升高。乙烷碳同位素（δ13C2）通常指示烃源岩的母质类型[9]，冷湖三号构造、冷湖五号构造侏罗系（冷新1井3 492~3 496m）和冷湖七号侏罗系（仙西1井5 332~5 340m）天然气δ13C2值介于-27.18‰~-30.3‰之间（表2），表明其母质为腐殖、腐泥型的混合有机质；重点含气区块冷湖五号构造、冷湖七号构造和南八仙气田的古近系—新近系天然气δ13C2值均大于-28‰，指示来源于侏罗系腐殖型有机质。
平面上，从冷湖三号—冷湖七号天然气类型由低成熟的油型气逐渐过渡到高—过成熟的煤型气（图4）；纵向上侏罗系内幕以低成熟—成熟油型气为主，上覆古近系—新近系发育高—过成熟度的煤型气（表2）。随着气藏埋藏深度的增加，天然气甲烷碳同位素值逐渐变低，指示源岩成熟度越低。导致这种现象存在2种原因：一是供烃凹陷的不同导致了天然气类型上的差异，如冷湖三号—冷湖四号构造的主力生烃凹陷为冷西次凹，烃源岩在古近纪持续沉降，到古近纪末期进入生油门限（R O值为0.5%~0.7%），新近纪中后期构造抬升，现今埋藏深度为3 000~5 000m，因此一直处在低熟—成熟演化阶段，以生油为主，含少量伴生气；冷湖五号构造—南八仙构造的主力气源灶为冷湖凹陷和盆地腹部的伊北凹陷（图3），炭质泥岩、泥岩和煤层均有发育，并且埋藏深度近10 000m，热演化程度高，形成了高—过成熟度的煤型气。二是深浅层阶段性成藏,即同一构造不同层系捕获了不同演化时期的天然气，导致了深度与成熟度的负相关性。目前已经进入高—过成熟生烃阶段的伊北凹陷，必然经历了未熟—低熟—成熟演化阶段，而该阶段必然生成大量的原油和天然气，如南八仙古近系—新近系的原油[10]及冷新1井侏罗系油型气和仙西1井侏罗系油型气；随后生烃凹陷进入生干气阶段，造就了南八仙气田和冷湖五号—冷湖七号构造浅层E3 2―N2 1高—过成熟的煤型气。
图4 冷湖―南八仙构造带天然气类型识别

Fig.4 The chart of gas identification in Lenghu-Nanbaxian tectonic belts

3 天然气成藏规律

根据构造带北油南气的特点，优选冷湖五号气藏、冷湖七号气藏与南八仙气田的成藏条件进行对比，认为冷湖构造带天然气成藏存在以下3个方面的特征。

3.1　浅层晚期动态成藏

受喜马拉雅运动影响，冷湖构造带表现为盆地内部的晚期隆起带，具有构造反转和浅层断裂发育的特点[11]。冷湖三号构造于中新世中后期隆起，盆地腹部冷湖四号―冷湖七号构造隆起时间逐渐变晚，冷湖七号构造约在更新世隆起并定型。伊北凹陷是冷湖五号―冷湖七号构造的重要供烃凹陷，在E1+2沉积时期进入生烃门限，E3―N1沉积时期为生油高峰期，N1沉积末期R O值已达到1.3%，进入生气阶段，现今R O值在3.0%以上，为过成熟生干气阶段（图5），并持续生气。冷湖五号浅层圈闭在N2 1沉积末期发育构造雏形，之后持续隆升，在N2 2沉积之后定型[图6(a)]。前人对柴北缘天然气成熟度及成藏时间做过深入研究[12,13,14]，认为成藏时间为N2 2沉积中后期。冷湖五号构造圈闭定型与天然气的生成和充注成藏基本同步（N2 2沉积时期），这种动态运聚成藏模式使冷湖五号浅层气藏具有含气井段长、多气水系统、一层一藏的特征。冷湖七号构造浅层圈闭定型时间更晚（N2 2末期—N2 3）[图6(b)]，表明冷湖构造带主要天然气藏具有晚期动态成藏的特点。
图5 伊北凹陷生烃演化史

Fig.5 Hydrocarbon generation and evolution history of Yibei Sag

图6 冷湖五号和冷湖七号构造演化

Fig.6 Tectonic evolution of Lenghu 5-Lenghu 7

3.2　天然气沿浅层滑脱断裂逸散明显

与南八仙油气田类似，冷湖构造带具有深、浅2种构造样式和断裂组合（图7），深层断裂主要发育在E3―基岩地层，有效沟通侏罗系油源，是油气向浅层运聚的主要通道[15,16]，浅层滑脱逆断层一方面为油气继续向上运移提供通道，为在浅层断裂下盘的古近系―新近系成藏创造了条件；另一方面也为天然气向地面大量逸散提供了条件。能否在浅层滑脱断裂下盘储层形成规模气藏取决于断裂面垂向逸散和侧向运移成藏的能力。当断裂下盘储层条件优越，物性条件好，排驱压力低，孔喉半径大的情况下，天然气更容易向断裂下盘的储层内发生横向运移，并聚集成藏；相反，如果储层条件较差，天然气则更容易继续向上运移，在更浅的储层内聚集或逸散至地面（图8）。
图7 冷湖五号冷90区块构造地震横剖面

Fig.7 Seismic profile of Leng90 block in Lenghu5

图8 滑脱断裂下盘天然气成藏模式

Fig.8 Reservoiring pattern of footwall blocks

研究认为[17,18,19]，天然气在运移过程中存在正构、异构烷烃的分异效应。一是通道过滤分异效应：当储层孔喉半径较小时，由于异构烷烃分子体积大于同碳数的正构烷烃，运移阻力较大，从而发生通道过滤分异效应，表现为随运移距离的增加，iC4/nC4值会逐渐减小[9]；二是扩散分异效应：当孔喉半径较大或存在较大裂缝时，基本不发生通道过滤分异效应，则以扩散效应为主。由于异构烷烃扩散系数大于同碳数的正构烷烃，因此随运移距离的增加，iC4/nC4值逐渐增大[9]。冷湖构造带古近系和新近系天然气藏和南八仙古近系、新近系天然气藏均来源于更深层的侏罗系，是天然气自下而上运移的结果，因此通过异构比与深度的关系，可以间接反映研究区天然气自下而上的运移方式。冷湖五号构造古近系、新近系发育辫状河三角洲前缘―滨浅湖过渡相的薄层粉砂岩和泥质粉砂岩储层，孔隙度为8.5%~12.2%，渗透率为0.86×10-3μm2，孔喉半径小于1μm，排驱压力基本>0.2MPa。在该地质条件下，天然气的通道过滤效应明显，其iC4/nC4值由下至上理论上逐渐减小，但冷湖五号构造38个气样分析数据显示：由深至浅天然气iC4/nC4值先变小后突然增大[图8(b)]，特别是当深度小于2 000m时，iC4/nC4值迅速变大（由0.5增大到0.9），表明在埋深<2 000m的浅层存在较大的裂隙，天然气的扩散分异效应明显。由于冷湖五号浅层（2 000m附近）发育大型滑脱断裂（图7），因此，天然气通过断裂侧向运移的能力较弱，而垂向沿断裂面运移作用强（图8）。主要原因是断裂下盘致密储层的排驱压力大于天然气垂向运移所需的动力。与此类似，仙西地区E3 2、N2 1天然气iC4/nC4值由深至浅逐渐增大[图9(b）]，也反映冷湖七号古近系―新近系天然气垂向运移较快，侧向聚集成藏的能力条件较差。
图9 南八仙地区（a）、冷湖五号—七号（b）天然气 i C4/nC4与深度的关系

Fig.9 The relationship between iC4/nC4 of Nanbaxian(a) and Lenghu5-7(b) natural gas and depth

与储量规模相对大、稳产能力较强的南八仙气田对比，两者构造样式及气源基本一致[20]，但含气性和气藏规模存在明显差异。原因有两点：一是浅层滑脱断裂对油气成藏的作用有差异，南八仙地区古近系—新近系储层条件优越，储层岩性为细砂岩，N2 1、E3 2储层孔隙度平均为17.4%，渗透率平均为56.4×10-3μm2，排驱压力一般小于0.2MPa，物性条件明显优于冷湖构造带古近系和新近系储层。在这种地质条件下，侧向运移所遇到的阻力会普遍小于垂向运移所遇到的阻力，因此天然气沿浅层滑脱断裂运移时，更容易在断裂下盘优质储层内聚集成藏（图8），同时垂向逸散作用弱，表现为iC4/nC4值随深度的变化不明显[图9(a)]；二是南八仙构造具有明显的古隆起背景[20]，构造高点稳定，新生代以来持续隆升，具有长期捕获多期次油气充注的圈闭条件。

3.3　深层具有持续捕获油气并成藏的地质条件

构造演化剖面显示（图5），冷湖五号构造侏罗系—基岩圈闭在E1+2沉积末期已发育背斜雏形，E3沉积末期基本定型，冷湖七号构造侏罗系—基岩圈闭E3沉积末期开始发育，N2 2沉积之后定型。构造雏形的形成时间均早于伊北凹陷生油高峰期（E3—N1），构造定型时间均早于大量生干气阶段，有利于早期、晚期生成油气的持续聚集并成藏。并且深层构造受晚喜马拉雅运动的改造作用相对较弱，圈闭类型和完整性未受到破坏，只是构造幅度有所增加，因此油气藏保存条件较好。冷湖五号地震剖面显示，冷湖五号深层TR和T6层发育相对完整的断背斜圈闭，圈闭面积近30km2，构造幅度300m 。相对浅层T3、T2层的断鼻和断块圈闭，深层圈闭据侏罗系烃源岩更近，圈闭条件更加优越。综合以上，认为深层圈闭具有持续捕获油气的优势，可形成近源整装油气藏。冷湖五号、冷湖七号构造和鄂博梁等晚期构造带勘探实践可证实深层（侏罗系—基岩）具有持续充注天然气的特征。通过对比发现无论是同一圈闭不同埋深（层系）还是同一勘探区域不同埋深的天然气地球化学特征均具有规律性的变化：随着圈闭埋深的增加，天然气成熟度逐渐降低，干燥系数逐渐降低（图10）。比如：冷湖五号构造二高点冷新1井侏罗系天然气甲烷碳同位素（δ13C1）值为-31.8‰，乙烷碳同位素（δ13C2）值为-27.9‰，而同一区块的垣1井E3 2天然气甲烷碳同位素值为-25.4‰，乙烷碳同位素值为-22.7‰，冷湖五号构造四高点冷90区块N1天然气甲烷碳同位素值介于-24.8‰~ -28.9‰之间，乙烷碳同位素值介于-22.5‰~ -23.7‰之间（表3,图10）；冷湖七号仙西地区仙西1井侏罗系5 332~5 340m天然气甲烷碳同位素值为-42.7‰，乙烷碳同位素值为-28.8‰，下干柴沟组上段3 854~3 858m天然气甲烷碳同位素值为 -29.5‰，乙烷碳同位素值为-24.2‰（表3,图10）；鄂探1井和鄂Ⅰ-2井位于鄂博梁Ⅰ号构造，相距1km，鄂探1井4 851m~4 861m侏罗系井段天然气δ13C1值为-41.8‰，δ13C2值为-30.6‰，鄂Ⅰ-2井E3 2地层天然气δ13C1值为-31.4‰，δ13C2值为-25.1‰。天然气组分具有同样的变化规律：深层天然气多为湿气，干燥系数为0.77~0.89，浅层古近系、新近系基本为干气，干燥系数大于0.95（图10）。综合烃源岩演化与圈闭演化的匹配性认为，浅层圈闭形成晚，聚集了烃源岩高―过成熟演化阶段的天然气，其甲烷碳同位素较重，成熟度达到2.5%~4.5%；深层圈闭聚集了烃源岩在低熟、成熟和高—过成熟演化阶段的产物，累计效应导致天然气甲烷碳同位素值低[21,22]，干燥系数偏低，进一步证实深层圈闭可以形成近源整装的油气藏。此外随着圈闭埋深的增加，地层温度不断增加，早期生成的原油可进一步裂解，并形成天然气，进一步增加了深层天然气勘探的潜力。
图10 柴北缘重点探井天然气甲烷碳同位素、干燥系数、成熟度与层位（深度）关系

Fig.10 The relationship betweenmethane carbon isotope、dry coefficien、maturityof natural gas form key exploratory wells and series of strata (depth)

4 结论

冷湖地区天然气组分以烃类为主（66%~97%），重烃含量相对较高（2%~11%）。甲烷碳同位素（δ13C1）值介于-46.4‰~-25.4‰，指示其成熟度存在差异。侏罗系乙烷碳同位素值（δ13C2）值介于-27.18‰~-30.3‰之间（平均为-28.54‰），古近系—新近系δ13C2值均大于-28‰，指示其主要来源于腐殖型有机质，以煤型气为主，混入了少量油型气。
从山前到盆地腹部（冷湖三号—冷湖七号构造带），从侏罗系至上覆古近系—新近系，天然气的成熟度逐渐增高。不同的供烃凹陷和深浅层阶段性成藏作用是导致天然气组分差异的主要因素。浅层古近系、新近系构造圈闭形成于N2 3及之后，主要聚集了侏罗纪晚期高—过成熟的天然气，具晚期动态成藏特征；深层侏罗系—基岩圈闭形成早，聚集了侏罗系演化早期、中期和晚期的油气。
深、浅层断裂组合与储层物性、排驱压力共同影响天然气成藏，浅层滑脱逆断裂是天然气大量快速逸散的通道，侧向运移并在断裂下盘储层内聚集成藏能力较弱；深层侏罗系、基岩发育的构造圈闭形成时间早，完整性好，具有持续捕获油气的条件，指示深层是下一步天然气勘探的重点领域。

参考文献

原文顺序 | 文献年度倒序 | 文中引用次数倒序
1
Zhou Fei ， Zhang Yongshu , Wang Caixia ,et al .Geochemical characteristics and origin of natural gas in Dongping-Niudong areas,Qaidam Basin,China[J].Natural Gas Geoscience,2016，27(2):1312-1323.

周飞, 张永庶, 王彩霞, 等 . 柴达木盆地东坪—牛东地区天然气地球化学特征及来源探讨[J]. 天然气地球科学, 2016, 27(7)：1312-1323.

2
Xie Zongkui , Liu Renhe , Su Yan ,et al .Accumulation analysis and exploration significance of Lenghu No.7 in Qaidam Basin[J]. Journal of Oil and Gas Technology, 2005，(supplement 3:53-54.

谢宗奎, 刘人和, 苏燕, 等 . 柴达木盆地冷湖七号构造成藏分析及勘探意义[J]. 石油天然气学报, 2005,27(3):451-452,459:53-54.

3
Zhao Lin , Hong Feng , Dai Jinxing ,et al . Gas source and exploration significance of Nanbaxian Gas Field in Qaidam Basin[J]. Petroleum Exploration and Development, 2000, 27(3)：25-27，110-111,119.

赵林, 洪峰, 戴金星, 等 . 柴达木盆地南八仙气田气源及其勘探意义[J]. 石油勘探与开发, 2000, 27(3)：25-27，110-111,119.

4
Zhao Hansen .The Tectonic Characteristics and Its Control on the Oil and Gas Accumulation in the Lenghu Tectoniczone of the North Margin of the Qaidam Basin[D]. Xi’an :Xi’an University of Science and Technology,2010.

赵寒森 . 柴北缘冷湖构造带构造特征及其对油气成藏的控制[D]. 西安：西安科技大学, 2010.

5
Ma Lixie , Chen Xinling , Zhang Min , al et , Analysis of the main controlling factors of Jurassic hydrocarbon accumulation in the thrust zone of the North Qaidam [J].China Petroleum Explorcrtion, 2006,11(6):22-25,129.

马立协, 陈新领, 张敏, 等 .柴北缘逆冲带侏罗系油气成藏主控因素分析[J]. 中国石油勘探, 2006,11(6):22-25,129.

6
Xiangyong Men , Zhao Wenzhi , Yu Huilong .A study on oil and gas accumulation in Lenghu area of the northern margin of Qaidam Basin and some relevant exploration suggestions[J]. Petroleum Exploration and Development, 2001，28(5):4-7.

门相勇, 赵文智, 余辉龙 . 柴达木盆地北缘冷湖地区油气成藏条件研究与勘探意义[J]. 石油勘探与开发, 2001，28(5):4-7.

7
Li Hongyi , Tang Liangjie , Jiang Zhenxue ,et al . Hydrocarbon accumulation process and model of Lenghu No.7 structure in the north margin of Qaidam Basin[J]. Acta Geologica Sinica, 2007, 81(2):267-272.

李宏义, 汤良杰, 姜振学, 等 . 柴达木盆地北缘冷湖七号构造油气成藏过程与模式[J]. 地质学报, 2007, 81(2):267-272.

8
Qin Jianzhong . Chinese Source Rocks[M]. Beijing： Science Press, 2005.

秦建中 . 中国烃源岩[M]. 北京：科学出版社, 2005.

9
Lu Shuangfang , Zhang Min . Hydrocarbon Geochemistry[M]. Beijing：Petroleum Industry Press,2008.

卢双舫,张敏 .油气地球化学[M].北京：石油工业出版社,2008.

10
Su Aiguo , Zhu Yangming , Liang Digang ,et al .Source of oils mechanism of reservoir-formation of the Nanbaxian oil and gas field,Qaidam Basin,Qinghai Province,China[J].Geochimica,2003,32(4):393-399.

苏爱国,朱杨明,梁狄纲,等 .青海柴达木盆地南八仙油气田油源与成藏机理[J].地球化学,2003,32（4）:393-399.

11
Chen Zhiyong , Wang Lliqun , Chen Shuping , et al . Tectonic model and its deformation feature of cenozoic in west section of Lenghu structural belt, northern margin of Qaidam Basin[J].XinJiang Petroleum Geology,2005,26(6): 614-617.

陈志勇,汪立群,陈书平,等 . 冷湖构造带西段新生界构造模型及变形特征[J]. 新疆石油地质,2005,26（6）:614-617.

12
Liu Qingming , Chen Yunjuan , Wang Yufen ,et al . Hydrocarbon genesis and accumulation analysis of Lenghu No.3 reservoir[J].Science ＆ Technology Information,2012,17:99.

刘清明,陈芸娟,王玉芬,等 .冷湖三号油气藏油气成因及成藏分析[J].科技资讯,2012,17:99.

13
Bao Jianping , Zhu Cuishan , Zhu Junzhang ,et al . Oil-gas Source Correlation of Mahai-Dahonggou Area in the North Margin of Qaidam Basin[D]. Jingzhou: Yangtze University, 2004.

包建平,朱翠山,朱俊章，等 . 柴北缘地区马海 大红沟隆起区油气源对比[D]. 荆州:长江大学,2004.

14
Tian Guangrong , Yan Cunfeng , Jincai Tuo ,et al .Late hydrocarbon accumulation characteristic of coal related gas in northern Qaidam Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2011， 22(6): 1028-1032.

田光荣,阎存凤,妥进才,等 . 柴达木盆地柴北缘煤成气晚期成藏特征[J]. 天然气地球科学，2011，22(6): 1028-1032.

15
Qu Jiangxiu , Gao Changhai , Zha Ming ,et al .Hydrocarbon migration pathway in Lenghu-Nanbaxian structural belt, the Northern Qaidam Basin[J]. Journal of Southwest Petroleum Unerversity: Science ＆Technology Edition,2008,30(3):24-28.

曲江秀,高长海,查明,等 .柴北缘冷湖―南八仙构造带油气运移通道研究 [J].西南石油大学学报:自然科学版,2008,30(3):24-28.

16
Mu Jian , Wang Liqun . Petroliferous prospect of Lenghu-Nanbaxian structure belt in Qaidam Basin[J]. Acta Petrolei Sinica,1999,20(2):30-34.

穆剑,汪立群 .论柴达木盆地冷湖-南八仙构造带的含油气远景 [J].石油学报,1999,20(2):30-34.

17
Song Yan .Main factors affecting the changes in compositions of natural gas[J]. Petroleum Exploration and Development, 1991,19(4):42-49.

宋岩 . 影响天然气组分变化的主要因素[J]. 石油勘探与开发,1991, 19(4):42-49.

18
Li Guangzhi , Wu Xianghua .The petroleum geological significance of somerization rates φiC4/φnC4 and φiC5/φnC5 [J].Geophysical ＆ Geochemical Exploration,2002, 26（2）:135-138.

李广之,吴向华 .异构比φiC4/φnC4和φiC5/φnC5的石油地质意义[J].物探与化探,2002, 26（2）:135-138.

19
Tang Jianrong .Sealing Capacity of Tertiary Caprock in Lenghu Structural Belt,Northern Margin of Qaidam Basin[D].Wuhan:China University of Geoscience,2016:35-45.

汤建荣 .柴北缘冷湖构造带第三系盖层封闭能力研究 [D].武汉:中国地质大学,2016:35-45.

20
Wang Jiashu , Zhonghai Mou , Xu Jie ,et al .Evolution and forming mechanism of hydrocarbon reservoir of Nanbaxian structure in north edge of Qaidam Basin[J].Petroleum Geology and Engineering,2009, 23（4）:12-15.

王家树,牟中海,徐杰，等 .柴北缘南八仙构造演化及成藏机理[J].石油地质与工程,2009, 23（4）:12-15.

21
Sun Jian , Cheng Peng , Gai Haifeng .Effects of mixing of gas generated from the same source rock with different maturities on its carbon isotopic characteristics[J].Geochimca,2018, 47（4）:354-362.

孙健，程鹏，盖海峰，等 . 同源不同成熟度天然气的混合对天然气碳同位素的影响[J].地球化学,2018, 47（4）:354-362.

22
Tilley B , McLellan S , Hiebert S , et al . Gas isotope reversals in fractured gas reservoirs of the western Canadian Foothills: Mature Shale Gases in Disguise[J]. AAPG Bulletin, 2011, 95(8): 1399-1422.

Options
文章导航

/

〈 〉

陇ICP备2021001824号-7　 甘公网安备 62010202000678号
版权所有 © 《天然气地球科学》编辑部
地址：甘肃省兰州市天水中路8号　
邮编：730000　
电话：(0931)8277790　
E-mail：geogas@lzb.ac.cn
总访问量 　 今日访问 　 在线人数
技术支持：北京玛格泰克科技发展有限公司