天然气地球科学 >

2020 , Vol. 31 >Issue 7: 895 - 903

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2020.02.006

天然气地球化学

琼东南盆地低熟煤型气地球化学特征及勘探前景

  • 梁刚 ,
  • 甘军 ,
  • 游君君 ,
  • 李兴 ,
  • 雷明珠
展开
  • 中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东 湛江 524057

梁刚(1983-)，男，河北涿州人，高级工程师，主要从事油气地球化学和成藏研究.E-mail:.

收稿日期: 2019-12-26

  修回日期: 2020-02-28

  网络出版日期: 2020-07-02

收起

Geochemical characteristics and exploration prospect of low mature coal-derived gas in Qiongdongnan Basin

  • Gang LIANG ,
  • Jun GAN ,
  • Jun-jun YOU ,
  • Xing LI ,
  • Ming-zhu LEI
Expand
  • Zhanjiang Branch of CNOOC Ltd. , Zhanjiang 524057, China

Received date: 2019-12-26

  Revised date: 2020-02-28

  Online published: 2020-07-02

Supported by

The China National Science & Technology Major Project(2016ZX05026-002)

Fold

本文亮点

琼东南盆地近年来发现的Y8等气田的天然气碳同位素值异常偏低，与以往发现的成熟—高成熟煤型气大不相同。在深入理解低熟气概念及进行详细地球化学分析后，认为研究区δ13C1值分布在-47‰~-42‰之间，δ13C2值分布在-28‰~-25‰之间的天然气是与吐哈盆地类似的低熟煤型气，天然气成熟度R O值介于0.5%~0.8%之间，主要来自凹陷斜坡、凸起区低成熟演化阶段的崖城组烃源岩及盆地内大范围发育的中新统烃源岩。低熟煤型气的发现极大拓展了琼东南盆地烃源岩的研究范围，为盆地下一步勘探提供了新的思路。

本文引用格式

梁刚 , 甘军 , 游君君 , 李兴 , 雷明珠 . 琼东南盆地低熟煤型气地球化学特征及勘探前景[J]. 天然气地球科学, 2020 , 31(7) : 895 -903 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2020.02.006

Highlights

In recent years, the carbon isotope of natural gas from Y8 and other gas fields in Qiongdongnan Basin is relatively low, which is quite different from the mature & high mature coal-derived gas discovered in the past. After in-depth investigation of the concept of low mature gas and detailed geochemical analysis, it is considered that δ13C1 is distributed between -47‰ and -42‰, δ13C2 is distributed between -28‰ and -25‰, which is similar to the low mature coal-derived gas in Turpan-Hami Basin, and the maturity of natural gas R O is between 0.5% and 0.8%, which mainly comes from the source rocks with low maturity of the Yacheng Formation distributing in the depression slope and the uplift, and the Miocene source rocks developed in the basin with large-scale. The discovery of low mature coal-derived gas has greatly expanded the research scope of source rock in Qiongdongnan Basin and provided a new research idea for future exploration in the basin.

0 引言

很多学者对琼东南盆地的天然气成因类型和成熟度进行了系统的研究，主要依据天然气甲烷碳同位素（δ13C1）值（主要分布在-42‰~-35‰之间）、乙烷碳同位素（δ13C2）值（主要分布在-26‰~-23‰之间），并结合天然气轻烃及伴生凝析油生物标志物特征，认为琼东南盆地天然气主要为成熟—高成熟煤型气[1,2,3,4,5]。但近年来勘探发现的大量天然气的碳同位素组成异常偏轻，δ13C1值分布在-47‰~-42‰之间，δ13C2值分布在-28‰~-25‰之间。这些气田的天然气储量规模较大，储量合计达到大气田（按我国300×108 m3为大型气田的界定）规模。鉴于此，本文将从天然气地球化学特征入手系统分析天然气的成因类型、成熟度及可能的气源岩，在此基础上进一步讨论此类天然气在琼东南盆地的勘探前景。

1 低熟气概念

低熟气的概念是顺应天然气的勘探实践提出来的，经典的油气有机成因理论认为，与原油相比有工业价值的规模天然气一般在烃源岩成熟度较高的状态下生成，即在原油生成高峰期之后，这一理论主要针对有机质热降解生烃，不包括浅层生物化学形成的生物气[6]。
GALIMOV[7]在1988年提出了西西伯利亚盆地乌连戈依等巨型气田是早期热成因天然气，徐永昌等[6,8]在1988年基于辽河、苏北等盆地研究，同样认为埋深小于2 500 m的浅层有工业价值的规模天然气，并用生物—热催化过渡带气来命名。相对于常规成熟天然气，有机质在低热演化生成的天然气称为低熟气，其对应烃源岩的热演化成熟度（R O）的界定问题不同学者提出了不同的看法。GALIMOV[7]在研究乌连戈依等巨型气田芳环化合物的基础上，认为低熟气的R O值分布范围在0.4%~0.7%之间。刘文汇等[9]在腐殖型有机质热演化及我国大型煤型气田的大数据统计基础上，认为低熟气的R O值分布范围为0.4%~0.8%。王晓峰等[10,11]研究认为西西伯利亚盆地储量达十万亿方的乌连戈依巨型气田大部分天然气δ13C1值分布在-54‰~-46‰之间，天然气成因为低熟煤型气，主要来自波库尔组砂岩储层中，波库尔组平均厚度为800 m，含有丰富煤层，有机碳含量大于3%，有机质热演化成熟度R O值为0.4%~0.6%。徐永昌等[6,8]研究认为吐哈盆地近千亿立方米大型气田天然气主峰群δ13C1值分布在-44‰~-39‰之间，对应R O值为0.6‰~0.8%，天然气为低熟煤型气，来自中侏罗统的西山窑组煤系及八道湾组烃源岩，该套烃源岩最大厚度超过1 000 m，暗色泥岩有机碳含量分布在0.5%~1.0%之间，炭质泥岩有机碳含量分布在6.0%~8.0%之间，煤的有机碳含量可达到50%以上[12]。刘丹等[13]研究也认为渤海湾盆地黄骅凹陷、辽河凹陷古近系天然气为低熟煤型气，其δ13C1值低于-39‰，来自沙河街组，烃源岩R O值介于0.5%~0.9%之间。上述地质实例表明，低熟气可能形成规模性的气藏，是一种潜在的天然气资源。

2 琼东南盆地低熟气天然气成因及来源

2.1　地质概况

琼东南盆地由北部坳陷、中部隆起、中央坳陷、南部隆起等多个一级构造单元组成，其中每个一级构造单元由若干个二级构造单元构成（图1）。该盆地自下而上发育了多套地层，包括成盆基底的中生界三叠系，断陷期的始新统、崖城组、陵水组，坳陷期的三亚组、梅山组、黄流组、莺歌海组及乐东组。潜在烃源岩主要有3套，始新统湖相泥岩、渐新统崖城组和陵水组海相泥岩及中新统三亚组和梅山组海相泥岩。其中，始新统烃源岩没有钻遇，推测有机质类型为Ⅱ2—Ⅱ1型，以生油为主，渐新统及中新统烃源岩，有机质类型为Ⅲ—Ⅱ2型，陆源有机质占主导，以生气为主，梅山组、三亚组、陵水组和崖城组泥岩有机碳平均值分别为0.65%、0.63%、0.73%和0.77%，崖城组含煤较丰富，其有机碳平均值达到47.62%，几套烃源岩厚度均较大，主要分布在800~1 200 m之间[4,14,15,16,17,18]。盆地内发现的天然气分布在前古近系、崖城组、陵水组、三亚组、梅山组、黄流组及莺歌海组等多套储层中，平面上分布在崖南凹陷、乐东凹陷、陵水凹陷等多个二级构造单元（图1）。
图1 琼东南盆地构造纲要

Fig.1 Structural sketch of Qiongdongnan Basin

2.2　天然气地球化学特征

2.2.1　天然气组分

琼东南盆地已发现规模气田（商业性或潜在商业性气田）天然气以烃类气为主，烃类气中以甲烷为主，甲烷（CH4）含量介于65.26%~95.79%之间，重烃（C2+）含量介于1.77%~19.37%之间。干燥系数（C1/C1-5）介于0.77~0.98之间（表1），其中L25、L13、L17气田天然气为湿气（C1/C1-5<0.95），Y8、S34气田天然气为干气（C1/C1-5>0.95），Y13、L18气田天然气湿气、干气都有。非烃气以二氧化碳（CO2）和氮气（N2）为主，含量均较低，CO2含量分布在0.04%~9.6%之间，N2含量分布在0.02%~8.32%之间（表1）。
表1 琼东南盆地天然气地球化学特征

Table 1 Geochemical characteristics of natural gas in Qiongdongnan Basin

气田 井号 海底以下埋深 /m 层位 烃类气/% 非烃气/% 干燥系数 δ13C/‰ R O/%
C1 C2 C3 iC4 nC4 iC5 nC5 CO2 N2 C1/C1-5 δ13C1 δ13C2 δ13C2－δ13C1
Y13 Y13-1 3 484.5~3 496.8 陵水组 85.03 1.27 1.33 0.40 0.40 0.20 0.14 9.60 0.72 0.96 -35.73 -25.20 10.53 1.68
Y13-2 3 619.8~3 636.6 陵水组 88.95 2.01 0.55 0.13 0.13 0.06 0.04 8.00 1.37 0.97 -35.02 -24.37 10.65 1.77
Y13-4 3 751.17~3 780.17 陵水组 84.58 3.08 0.91 0.25 0.25 0.10 0.06 8.73 1.76 0.95 -37.09 -26.29 10.80 1.50
Y13-3 3 725.3~3 696.7 陵水组 83.22 3.94 1.81 0.47 0.46 0.18 0.12 8.54 1.04 0.92 -39.36 -26.47 12.89 1.21
Y13-6 3 682.9~3 725.2 陵水组 85.50 4.81 2.12 0.57 0.52 0.21 0.11 4.99 0.93 0.91 -39.90 -26.80 13.10 1.14
L25 L25-1 2 785.4 黄流组 85.17 4.77 1.58 0.43 0.36 0.19 0.11 2.38 1.58 0.92 -39.50 -25.60 13.90 1.19
L25-1 2 939.6 黄流组 84.60 84.60 4.60 1.58 0.41 0.39 0.21 4.16 3.34 0.92 -36.11 -24.05 12.06 1.63
L25-1 2 914.6~2 944.6 黄流组 85.25 85.17 4.77 1.58 0.43 0.36 0.19 6.09 0.96 0.92 -38.20 -25.10 13.10 1.36
L25-2 3 134.3 黄流组 81.64 4.97 1.47 0.36 0.37 0.21 0.13 9.26 1.05 0.92 -35.60 -25.60 10.00 1.69
L25-5 3 010.1 黄流组 87.84 4.98 1.82 0.46 0.46 0.25 0.15 3.91 0.02 0.92 -36.70 -25.10 11.60 1.55
L25-5 2 864.1 黄流组 85.52 5.76 1.70 0.34 0.34 0.18 0.25 2.86 0.03 0.91 -41.40 -26.20 15.20 0.83
L25-6 2 908.55~2 915.05 黄流组 88.68 5.37 1.76 0.40 0.40 0.22 0.20 1.36 0.63 0.91 -46.80 -26.20 20.60 0.55
LS13 L13-1 3 444.8 梅山组 65.26 9.98 5.78 1.24 1.42 0.65 0.30 3.84 8.32 0.77 -43.94 -25.61 18.33 0.63
L13-2 3 603.5 梅山组 77.23 7.74 3.87 0.79 0.88 0.33 0.19 3.88 4.18 0.85 -44.89 -25.81 19.08 0.60
L13-2 3 600.4~3 690.5 梅山组 76.46 8.27 4.26 0.92 1.07 0.39 0.24 3.70 3.50 0.83 -45.40 -26.30 19.10 0.59
L17 L17-1 1 873.8~1 903.8 黄流组 93.00 4.33 1.04 0.26 0.20 0.09 0.05 0.62 0.26 0.94 -37.30 -24.10 13.20 1.47
L17-1 1 858.8 黄流组 90.07 4.28 1.08 0.22 0.21 0.09 0.06 0.91 2.94 0.94 -36.81 -23.51 13.30 1.54
L17-1 1 919.2 黄流组 91.04 4.18 1.02 0.20 0.19 0.09 0.05 0.67 2.35 0.94 -37.25 -23.77 13.49 1.48
L17-1 2 021.3 黄流组 91.68 4.27 1.05 0.21 0.19 0.09 0.05 0.70 1.66 0.94 -36.83 -24.09 12.74 1.54
L17-2 1 681.4 黄流组 91.68 4.30 1.13 0.21 0.21 0.09 0.05 0.70 1.66 0.94 -38.20 -23.80 14.40 1.36
L17-2 1 784.2 黄流组 91.51 4.27 1.14 0.22 0.22 0.09 0.05 0.07 2.15 0.94 -37.40 -24.16 13.24 1.46
L17-3 1 876.5 黄流组 89.45 4.71 1.54 0.34 0.36 0.16 0.10 0.53 2.56 0.93 -37.76 -25.30 12.46 1.42
L17-4 1 804.8 黄流组 86.89 4.79 1.60 0.37 0.40 0.20 0.14 0.18 4.05 0.92 -39.07 -25.37 13.69 1.25
L17-4 1 998.8 黄流组 88.86 4.73 1.62 0.34 0.40 0.19 0.13 0.59 2.16 0.92 -38.36 -25.77 12.59 1.34
L17-5 2 003.2 黄流组 91.16 5.04 1.49 0.34 0.34 0.16 0.11 0.31 0.55 0.92 -39.20 -26.20 13.00 1.23
L17-5 2 016.7 黄流组 91.37 4.94 1.44 0.33 0.33 0.15 0.10 0.32 0.57 0.93 -38.80 -26.00 12.80 1.28
L17-5 2 055.2 黄流组 91.53 4.95 1.39 0.32 0.31 0.14 0.10 0.32 0.55 0.93 -39.20 -26.00 13.20 1.23
L17-8 1 940.2 黄流组 85.18 4.63 1.82 0.43 0.47 0.23 0.16 0.22 5.09 0.92 -40.15 -25.94 14.22 0.93
L17-8 2 041.5 黄流组 88.79 4.50 1.62 0.37 0.41 0.19 0.13 0.36 2.63 0.92 -38.89 -25.95 12.94 1.27
L17-7 2 225 黄流组 83.38 4.75 2.11 0.54 0.56 0.29 0.19 0.30 5.87 0.91 -46.50 -26.10 20.40 0.56
L17-9 2 499.2 黄流组 83.93 4.84 2.17 0.54 0.59 0.27 0.19 0.70 4.95 0.91 -45.12 -26.00 19.12 0.59
L18 L18-1 1 131.2~1 158 莺歌海组 92.89 4.57 1.04 0.28 0.21 0.09 0.05 0.04 0.64 0.94 -40.20 -25.30 14.90 0.92
L18-1 1 054.3 莺歌海组 84.17 4.44 1.54 0.58 0.71 0.58 0.42 0.11 4.82 0.91 -40.30 -26.45 13.85 0.92
L18-1 1 146.8 莺歌海组 84.52 4.31 0.97 0.20 0.20 0.10 0.06 0.07 7.66 0.94 -41.61 -26.15 15.46 0.81
L18-2 1 413.9 黄流组 95.79 3.01 0.61 0.05 0.05 0.01 0.00 0.08 0.37 0.96 -42.80 -26.20 16.60 0.71
L18-2 1 374.6 黄流组 93.88 2.87 0.59 0.05 0.05 0.01 0.00 0.09 2.01 0.96 -43.18 -26.68 16.50 0.65
S34 S34-2 2 407.1~2 485.3 三亚组 93.60 1.82 0.61 0.21 0.16 0.10 0.05 1.58 1.52 0.97 -38.30 -23.90 14.40 1.35
S34-1 2 142.8 三亚组 94.03 2.10 1.08 0.41 0.38 0.26 0.16 0.65 0.44 0.96 -46.60 -27.60 19.00 0.55
S34-1 2 152.6 三亚组 92.80 2.25 1.28 0.55 0.54 0.42 0.27 0.72 0.39 0.95 -46.72 -25.60 21.12 0.55
Y8 Y8-1 984.5 崖城组 92.02 2.29 0.43 0.05 0.05 0.03 0.02 0.60 3.49 0.97 -45.20 -28.00 17.20 0.59
Y8-1 999.6 三叠系 92.79 2.23 0.47 0.06 0.05 0.04 0.02 0.70 3.65 0.97 -45.40 -27.60 17.80 0.59
Y8-2 1 098 崖城组 88.55 1.53 0.19 0.02 0.02 0.01 0.00 1.67 6.46 0.98 -45.73 -27.70 18.03 0.58
Y8-2 1 154.8 崖城组 88.06 1.61 0.20 0.02 0.02 0.01 0.00 3.58 5.22 0.98 -44.03 -27.13 16.91 0.63
Y8-3 997.8~1 106 三叠系 95.65 2.58 0.46 0.06 0.06 0.02 0.01 0.83 0.19 0.97 -43.73 -26.70 17.03 0.63

2.2.2　天然气成熟度

天然气成熟度主要依据天然气碳同位素、轻烃等指标，其中δ13C1是研究最深入、最有效的指标之一[19,20,21]。大量实验研究表明，天然气δ13C1随烃源岩成熟度增加而变重，并且在一定范围内存在线性关系。1975年STAH[22]发表了德国北部气烃源岩成熟度（R O）与天然气δ13C1之间的定量模型，国内的戴金星等[23]、沈平等[24]也提出了类似的改进模型。这些模型对于判断天然气成熟度、气源对比研究起到了重要作用，有效指导了天然气勘探实践。但这些模型主要根据成熟—高成熟天然气δ13C1与对应烃源岩R O数据回归计算而来，存在地区适用性问题。由于各含气盆地的地质条件极其复杂，有机质类型和热演化程度不尽一致，目前还没有一种模型可以代表所有含气盆地的天然气δ13C1值与R O值的定量关系。碳同位素动力学考虑了不同盆地不同烃源岩有机质类型的差异，特别是烃源岩有机质碳同位素的差异，可以计算盆地内不同构造位置烃源岩的瞬时、累计碳同位素演化特征，与天然气成藏期相结合可以确定天然气成熟度[25,26,27,28,29]。
碳同位素动力学计算天然气成熟度需要建立在精确的气源对比基础上，即对天然气来自哪套烃源岩有明确的认识，琼东南盆地崖城13-1气田的气源明确来自崖城组煤系烃源岩，利用该套烃源岩进行碳同位素动力学模拟计算的天然气成熟度与烃源岩热演化有很好的对应关系[30]。但琼东南盆地其他地区发现的气田没有直接钻遇烃源岩，这些气田分布在不同的凹陷，天然气的组分、碳同位素组成差别很大，气源还存在很大不确定性，尽管凸起区钻遇了部分烃源岩，但能否代表凹陷内部气田区的烃源岩特征还存在很大疑问，因此本文主要利用天然气δ13C1值与烃源岩R O值的定量关系来确定天然气的成熟度。
鉴于琼东南盆地特殊的地质条件和成藏方式，张国华等①根据琼东南盆地若干口井崖城组、陵水组泥岩和煤进行了热模拟实验，建立了天然气δ13C1值与烃源岩R O值的定量关系，即δ13C1=7.727 5 R O－48.698（式1），热模拟实验用的烃源岩样品R O值在0.8%~2.4%之间，因此适合天然气δ13C1值在-42‰~-30‰之间样品的R O值计算。在判断低熟气成熟度研究方面，刘文汇等[10]基于我国10个煤型气盆地100多个煤型气田δ13C1与其对应烃源岩R O分析资料建立了δ13C1计算天然气成熟度模型，该模型最大的特点是从低成熟、成熟、高成熟都有样品覆盖，因此能够用于低成熟天然气成熟度判别。该模型分为二阶模型，其中低熟气对应模型为，δ13C1=48.77 Lg R O－34.1（式2），R O=0.4%~0.8%时，δ13C1值分布在-54‰~-39‰之间，这一范围与生物气δ13C1值低于-55‰的区间有很好的衔接。
琼东南盆地规模气田天然气δ13C1分布区间很广，频率图上有2个主要区间（图2），分别为-47‰~-42‰及-42‰~-35‰，其中δ13C1值为-47‰~-42‰部分与吐哈盆地低熟煤型气十分相似。δ13C1值分布在-40‰~-35‰之间的成熟—高成熟天然气利用式1计算成熟度，δ13C1值分布在-47‰~-42‰之间的低成熟天然气利用式2计算，δ13C1值分布在-42‰~-40‰之间的过渡型天然气用式1和式2的平均值计算，计算结果表明，成熟—高成熟气（R O>0.8%）主要分布在Y13气田，L25、L17气田大部分，L18、S34气田近一半；低熟气（R O<0.8%）主要分布在L13气田、Y8气田，L25、L17气田小部分，L18、S34气田近一半（表1）。
图2 琼东南盆地天然气甲烷碳同位素分布频率

Fig.2 Distribution frequency of natural gas carbon isotope of meathane in Qiongdongnan Basin

ROONEY等[31]通过实验提出使用δ13C2－δ13C1，而不是使用δ13C1或δ13C2绝对值来判断天然气的成熟度，随着烃源岩热演化程度升高，δ13C1变重的幅度很大而δ13C2变重的幅度小，故使δ13C2－δ13C1二者差值趋于减小，因此可以用δ13C2－δ13C1来判断天然气成熟度。用上述天然气δ13C1与烃源岩R O的定量关系计算得到的琼东南盆地天然气成熟度R O与δ13C2－δ13C1有很好的负相关关系，δ13C2－δ13C1>15‰对应天然气R O<0.8%的低熟气，δ13C2－δ13C1 <15‰对应天然气R O>0.8%的成熟—高成熟气。

2.2.3　天然气成因类型

天然气δ13C2值受热演化影响小，主要用作鉴别油型气和煤型气的指标[18,19,20]。不同学者对于划分煤型气和油型气的界限有所不同，主要介于-28‰~-29‰之间。琼东南盆地气田天然气δ13C2值主要分布在-28‰~-23‰之间（图4），由此可知琼东南盆地天然气主要为煤型气（图5），天然气C6、C7轻烃等参数同样表现为典型煤型气特征[1,2,3,4,5]。
图3 琼东南盆地天然气δ13C2－δ13C1与R O关系

Fig.3 Relationship between δ13C2－δ13C1 and R O of natural gas in Qiongdongnan Basin

图4 琼东南盆地天然气乙烷碳同位素分布频率

Fig.4 Distribution frequency of natural gas carbon isotope of ethane in Qiongdongnan Basin

图5 天然气甲烷—乙烷碳同位素判断天然气成因

①张国华，黄保家，潘贤庄．莺—琼盆地天然气成因类型及海相烃源岩研究．国家“九五”攻关课题“中国大中型气田勘探开发研究”成果报告.内部资料，1998．

Fig.5 Identification of the origin of natural gas with methane& ethane carbon isotope

2.3　低熟煤型气来源

Y13、L17、L25、L18、S34等成熟—高成熟煤型气来源，很多学者[1,2,3,4,5,14,17]进行了深入的研究，认为主要来自崖城组海陆过渡相—海相烃源岩，天然气与烃源岩的成熟度有很好的匹配关系，Y8、L25气田6井区等低熟煤型气来源研究还未见相关报道。崖城组烃源岩整体埋深大，凹陷内部大部分达到成熟—高成熟阶段，但在凹陷斜坡及低凸起等部位埋深浅，处于低成熟状态，可以做低熟气的来源。Y8气田崖城组—前古近系储层埋深在980~1 160 m之间，天然气δ13C1值在-45.73‰~-43.73‰之间，用式2计算R O值在0.58%~0.63%之间，气田附近崖城组烃源岩成熟度在0.2%~0.3%之间与天然气成熟度相比成熟度太低，松南凹陷斜坡处崖城组R O值在0.50%~0.75%之间与天然气成熟度匹配，松南凹陷内部中新统的烃源岩R O值同样可以达到0.50%~0.75%，但距离Y8气田太远，并且没有配套的长距离侧向输导体系，因此分析认为Y8气田天然气来自松南凹陷斜坡处崖城组。Y8气田天然气甲烷含量高，天然气干燥系数在0.98左右，因此分析认为可能混入部分生物气。
L25气田的6井区、L17气田的7井区、9井区黄流组储层埋深在2 210~2 905 m之间，天然气δ13C1值在-46.80‰~-45.12‰之间，用式2计算R O值在0.55%~0.59%之间，气田附近崖城组烃源岩埋深在5 000~8 200 m之间，黄流组圈闭形成最早时间在2.7 Ma时，崖城组烃源岩成熟度在1.3%~2.1%之间，中新统三亚组烃源岩成熟度在0.5%~0.7%之间，因此分析认为L25气田的6井区，L17气田的7井区、9井区低熟天然气来自中新统三亚组烃源岩。Y13气田、L18气田、S34气田1井区等天然气成熟度在0.55%~0.80%之间，这几个气田附近崖城组烃源岩处于成熟—高成熟热演化状态，而中新统的梅山组、三亚组处于低成熟状态，因此分析认为这几个气田的部分低熟气同样来自中新统烃源岩。松南凹陷S-6井浅层（1 300~2 050 m）泥岩中气测异常明显，最大气测值达到2%~5%，录井甲烷碳同位素值分布在-49.6‰~-42.3‰之间（图6），为典型的低熟气，说明中新统烃源岩具备生成低熟气的潜力。
图6 S-6井录井气测剖面特征

Fig.6 Gas logging profile of Well S-6

3 琼东南盆地低熟煤型气勘探前景

低熟煤型气在琼东南盆地勘探中已经取得突破，地球化学特征表明Y8气田、L25气田6井区等是典型的低熟煤型气气田，对琼东南盆地低熟气的研究和勘探具有重大意义。以前的勘探中我们将研究思路局限在成熟—高成熟气上，因此将主力烃源岩定位在凹陷中央部位的崖城组，低熟气的发现极大地拓展了烃源岩的研究范围，临近琼东南盆地的莺歌海盆地中新统烃源岩为主力烃源岩，琼东南盆地中新统烃源岩与莺歌海盆地具有类似的烃源岩特征，长期以来不被视为主力气源岩研究，主要原因是该套烃源岩成熟度低，以前勘探目标主要是寻找成熟—高成熟气，如果转换思路，寻找低熟气，琼东南盆地中新统烃源岩成熟度正好合适，鉴于盆地内发现的规模性低熟气气田，今后勘探实践中可以将中新统烃源岩作为一类重要烃源岩开展评价。

4 结论

（1）琼东南盆地近年来发现若干气田天然气样品碳同位素值整体偏低，δ13C1值分布在-47‰~-42‰之间，其成熟度在0.5%~0.8%之间，为低熟气特征；δ13C2值分布在-28‰~-25‰之间，为煤型气特征，表明琼东南盆地发育与吐哈盆地类似的低熟煤型气气田。
（2）气源分析表明，Y8气田低熟气与凹陷斜坡崖城组成熟度吻合，主要来自崖城组烃源岩；L25气田6井区等低熟气与中新统烃源岩成熟度吻合，主要来自凹陷内部中新统烃源岩。
（3）低熟煤型气的发现拓展了琼东南盆地烃源岩的研究范围，凹陷斜坡、凸起区等处于低成熟演化阶段的崖城组及盆地内大范围发育的中新统烃源岩都可以作为低熟煤型气的重要气源岩进行评价。

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