天然气地球科学 >

2021 , Vol. 32 >Issue 7: 1047 - 1060

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2021.03.012

天然气地球化学

塔里木盆地顺北地区奥陶系超深层天然气地球化学特征及成因

  • 马安来 , 1 ,
  • 何治亮 2 ,
  • 云露 , 3 ,
  • 吴鲜 3 ,
  • 李慧莉 1 ,
  • 邱楠生 4 ,
  • 常健 4 ,
  • 林会喜 1 ,
  • 曹自成 3 ,
  • 朱秀香 3 ,
  • 尤东华 1
展开
  • 1. 中国石化石油勘探开发研究院，北京 102260
  • 2. 中国石油化工股份有限公司科技部，北京 100728
  • 3. 中国石化西北油田分公司，新疆 乌鲁木齐 830011
  • 4. 中国石油大学（北京）地球科学学院，北京 102249
云露（1972-），男，新疆奎屯人，教授级高级工程师，博士，主要从事石油地质勘探综合研究.E-mail： .

马安来（1969-），男，安徽淮南人，副教授， 博士，主要从事油气地球化学与成藏机理研究.E-mail： .

收稿日期: 2021-01-06

  修回日期: 2021-03-16

  网络出版日期: 2021-07-22

收起

The geochemical characteristics and origin of Ordovician ultra-deep natural gas in the North Shuntuoguole area， Tarim Basin， NW China

  • An-lai MA , 1 ,
  • Zhi-liang HE 2 ,
  • Lu YUN , 3 ,
  • Xian WU 3 ,
  • Hui-li LI 1 ,
  • Nan-sheng QIU 4 ,
  • Jian CHANG 4 ,
  • Hui-xi LIN 1 ,
  • Zi-cheng CAO 3 ,
  • Xiu-xiang ZHU 3 ,
  • Dong-hua YOU 1
Expand
  • 1. Petroleum Exploration & Production Research Institute，SINOPEC，Beijing 102260，China
  • 2. Ministry of Science & Technology，SINOPEC，Beijing 100728，China
  • 3. Northwest Oilfield Company，SINOPEC，Urumqi 830011，China
  • 4. School of Earth Science，China University of Petroleum （Beijing），Beijing 102249，China

Received date: 2021-01-06

  Revised date: 2021-03-16

  Online published: 2021-07-22

Supported by

The National Science Foundation of China(U19B6003)

the Project of Science and Technology Department of SINOPEC(P19024)

Fold

本文亮点

塔里木盆地顺托果勒地区奥陶系超深层油气藏相态分布复杂， 轻质油藏、挥发油藏、凝析油气藏和干气藏并存。根据天然气组分、组分碳氢同位素以及天然气轻烃等分析数据，研究了顺北地区奥陶系超深层天然气的地球化学特征及成因， 并与顺托、顺南、古隆、古城地区奥陶系天然气成因进行了对比。顺北地区奥陶系超深层天然气干燥系数低， 绝大多数天然气干燥系数分布范围在0.52~0.88之间， 天然气为湿气。天然气普遍含有微量的H2S， 天然气甲烷碳同位素值偏低，分布范围为-49.6‰~-44.7‰， 乙烷碳同位素值分布范围为-39.3‰~-32.5‰。天然气碳、氢同位素均具有正序系列。天然气轻烃甲基环己烷指数小于35%， C5-C7轻烃组成以正构烷烃和异构烷烃为主。顺托果勒地区奥陶系天然气均为油型气， 顺北地区奥陶系天然气以干酪根裂解气为主， 混有原油裂解早期阶段形成的湿气； 而顺托、顺南、古隆、古城地区奥陶系天然气为原油裂解气。2种不同成因的裂解气具有相同的气源岩——寒武系， 不同类型天然气的分布与不同地区奥陶系经历的最高古地温和（或）现今地温密不可分， 顺北地区奥陶系T7 4界面经历的最高古地温、现今地温分布范围分别在170~180 ℃、150~160 ℃之间， 低于顺托和顺南地区奥陶系T7 4界面经历的最高古地温和现今地温， 未达到原油大量裂解温度， 因而顺北地区奥陶系保存有轻质油藏和挥发油藏， 天然气以干酪根裂解气为主，而由顺托、顺南、古隆、古城地区，现今地温和（或）古地温高， 导致原油大规模裂解， 使得奥陶系油气藏由凝析油气藏至干气藏变化，天然气为原油裂解气。

本文引用格式

马安来 , 何治亮 , 云露 , 吴鲜 , 李慧莉 , 邱楠生 , 常健 , 林会喜 , 曹自成 , 朱秀香 , 尤东华 . 塔里木盆地顺北地区奥陶系超深层天然气地球化学特征及成因[J]. 天然气地球科学, 2021 , 32(7) : 1047 -1060 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2021.03.012

Highlights

Ultra-deep Ordovician strata in Shuntuoguole area， Tarim Basin have complex oil & gas phases， in which light oil， volatile oil， condensate and dry gas phases coexist. The study focused on the geochemical characteristics and origin of Ordovician ultra-deep natural gases in the North Shuntuoguole area and compared with that of the gases in Shuntuo， South Shuntuoguole， Gulong and Gucheng area using natural gas composition， carbon and hydrogen isotopes and light hydrocarbon data. The Ordovician ultra-deep natural gas in the North Shuntuoguole area is wet gas， with dryness indexes ranging from 0.52 to 0.88， containing trace content of H2S. The carbon isotopes of natural gas are relatively low， with δ13C1 and δ13C2 values ranging from -49.6‰ to -44.7‰， from -39.3‰ to -32.7‰， respectively. All the natural gas showed positive carbon and hydrogen isotope series. The C5-C7 light hydrocarbon is dominated by n-alkane and iso-alkane with methyl cyclohexane index of light hydrocarbon lower than 35%. All the Ordovician natural gases in Shuntuogule area are oil-type gases. The Ordovician natural gases in the North Shuntuoguole area are dominated with kerogen cracking gases， mixed with small amount of wet gases from the early stage of oil cracking. Whereas all the gases in Shuntuo， South Shuntuoguole， Gulong and Gucheng areas are oil cracking gas. Both types of cracking gases were originated from the Cambrian source rocks. The distribution of two types of cracking gases in Shuntuogule area is correlated with the maximum paleo-temperature and （or） present strata temperature of Ordovician. The maximum paleo-temperature and present strata temperature of Ordovician in North Shuntuoguole area are 170-180 ℃ and 150-160 ℃， respectively， lower than that in Shuntuo and South Shuntuoguole area， unreached the temperature of large amount oil cracking. Thus the light oil and volatile oil phrase were preserved in the North Shuntuoguole area with kerogen cracking gas dominated. Whereas from Shuntuo to South Shuntuoguole to Gulong to Gucheng area， due to large scale of oil cracking resulted of high present strata temperature and （or） paleo-temperature of Ordovician， the reservoir phases varied from condensate to dry gas phase and natural gases are oil-cracking gas.

0 引言

塔里木盆地顺托果勒地区奥陶系油气勘探始于2011年部署的SN1井一间房组获得的油气发现， 2013年SN4井、SN5井在鹰山组获得高产天然气流，2015年向西北部署的ST1井在一间房组—鹰山组顶部获得高产凝析油气［1］，2013年钻探SB1井获得低产油气流，2015年SB1-1H井侧钻获得高产，2016年部署6口评价井获得高产，宣布顺北油气田发现［2］。2020年3月中国石油塔里木油田分公司在顺北4号断裂带北部部署的满深1井获得重大油气突破，10 mm油嘴折日产油624 m3，日产气37.13×104 m3［3］。
顺托果勒地区奥陶系油气藏相态复杂，轻质油藏、挥发油藏、凝析油气藏、干气藏并存［4］。研究表明台盆区海相地层存在2类气源的天然气，一类是来自奥陶系气源的成熟—高成熟湿气，另一类是寒武系气源的过成熟干气［5-13］，高过成熟干气又进一步划分为干酪根裂解气和原油裂解气［14-15］。王铁冠等［13］依据顺南—古城地区奥陶系天然气为干气， 组分碳同位素值均大于-42.5‰，认为顺南—古城地区天然气来自寒武系烃源岩，为喜马拉雅晚期充注成藏；云露等［16］提出顺南地区天然气以干酪根裂解气为主，而ZHOU等［17］、曹颖辉等［18］认为顺南—古城地区奥陶系天然气为原油裂解气。顺北地区奥陶系超深层天然气为湿气， 马安来等［19］、WANG 等［20］认为天然气主要为干酪根裂解气，部分样品混有原油裂解早期阶段的天然气。
尽管中国石化西北油田分公司、中国石油塔里木油田分公司认为下寒武统玉尔吐斯组烃源岩为盆地主力烃源岩， 但对于顺北地区油气藏形成时间存在不同的认识， 顾忆等［4］、漆立新［2］提出长期处于低地温背景， 下寒武统烃源岩在喜马拉雅期仍处于凝析油生成阶段， 杨海军等［3］依据满深1井奥陶系一间房组油气藏测试气油比为567~620 m3/m3、原油密度为0.793 6 g/cm3、天然气干燥系数为0.89， 推测满深1井为海西晚期寒武系烃源岩生成的较高成熟度油气。
本文在系统整理分析顺北地区奥陶系天然气组分、同位素、轻烃数据的基础上，收集了近年来顺托果勒地区及邻区中国石油区块的富源油田、古城地区天然气的地球化学数据，对比分析顺托果勒地区奥陶系天然气地球化学特征的差异及形成差异的原因。

1 地质概况

塔里木盆地顺托果勒地区位于塔里木盆地中部，紧邻卡塔克隆起（塔中隆起，中国石油构造命名）、古城墟隆起、阿瓦提坳陷和满加尔坳陷（图1），是相对稳定的古构造单元，包括顺北、顺西、顺托和顺南等工区。顺北地区构造特征表现为北高南低、东高西低，构造平缓。
图1 塔里木盆地构造单元（a）和顺托果勒地区构造位置（b）

Fig.1 The tectonic units（a） of Tarim Basin and structure location（b） of Shuntuougole area

顺托果勒低隆经历了多期的构造演化。加里东早期（寒武纪—中奥陶世），顺托果勒地区处于克拉通内弱伸展背景阶段，经历了区域性稳定的构造沉降，加里东中期（奥陶纪），该区处于克拉通隆起形成与整体挤压阶段，加里东中期III幕（晚奥陶世末），顺托果勒低隆南北两侧的塔中隆起和塔北隆起形态全面形成，整体挤压状态一直延续至加里东晚期—海西早期（志留纪—泥盆纪）。海西中晚期（石炭纪—二叠纪），随着沙雅隆起的持续抬升，顺托果勒低隆进一步抬升。印支期—燕山期（三叠纪—白垩纪），顺托果勒地区持续深埋，至喜马拉雅期，形成现今的构造格局并最终定型［1，2，21-22］。
顺托果勒地区除侏罗系沉积缺失， 白垩系、二叠系、石炭系、泥盆系、志留系存在不同程度缺失外， 其余显生宙地层发育齐全。奥陶系自下而上分别是下奥陶统蓬莱坝组（O1 p），中—下奥陶统鹰山组（O1-2 y），中奥陶统一间房组（O2 yj），上奥陶统恰尔巴克组（O3 q）、良里塔格组（O3 l）、桑塔木组（O3 s）。目前顺托果勒地区勘探开发层系主要为奥陶系一间房组和鹰山组鹰上段碳酸盐岩， 储层类型为与走滑断裂相关的洞穴、构造缝及沿缝溶蚀孔洞。
顺北地区奥陶系油气藏主要为轻质油藏—挥发油藏， 油藏受走滑断裂带控制， 平面上沿走滑断裂分布， 纵向上主要分布在断裂面和断裂破碎带。目前顺北地区已刻画出18条通源断裂， 顺北1号、顺北5号、顺北7号断裂带滚动开发程度较高， 初步建成了年产100×104 t原油的产能阵地。

2 样品与实验条件

2.1　天然气组成分析

分析仪器为SCION-456-GC气相色谱仪。烃类气体检测器为FID，色谱柱为Al2O3 PLOT柱（50 m×0.53 mm），升温程序为：初始32 ℃， 以15 ℃/min速率升温至180 ℃，载气为N2，进样器温度140 ℃，检测器温度240 ℃。非烃气体检测器为TCD，进样器温度140 ℃，检测器温度300 ℃，载气为氦气。其中CO2检测色谱柱为PorparKQ柱（2 m×3 mm），升温程序：以20 ℃/min速率， 从40 ℃升温至100 ℃；其他非烃气体检测色谱柱为TDX柱（2 m×3 mm），升温程序：以20 ℃/min速率，从32 ℃升温至120 ℃。

2.2　天然气轻烃组成分析

分析仪器为HP Agilent 6890N气相色谱仪， 色谱柱为HP PONA柱（50 m×0.20 mm×0.32 μm）， 色谱升温条件：35 ℃保持15 min， 以1.5 ℃/min速率升温至70 ℃，以2.5 ℃/min速率升温至130 ℃，以5 ℃/min速率升温至310 ℃，保持25 min。FID模式，载气为N2，进样器温度为200 ℃，检测器温度为320 ℃。

2.3　天然气组分碳同位素

分析仪器为MAT 253同位素质谱仪，色谱柱为PoraparaK Q柱，色谱升温程序为：32 ℃保持5 min，以5 ℃/min速率升至135 ℃，以15 ℃/min速率升至190 ℃，以20 ℃/min速率升至230 ℃，保持5 min。流量为1.8 mL/min，进样器温度为150 ℃。标样为国际标准PDB碳同位素，碳同位素分析精度为±0.5‰。

2.4　天然气组分氢同位素

分析仪器为DELTA v advantage稳定同位素质谱仪，色谱柱为HP5 MS色谱柱（30 m×0.20 mm×0.32 μm），色谱升温程序：35 ℃保持4 min，以5 ℃/min速率升温至90 ℃，保持2 min，以10 ℃/min速率升温至150 ℃，以20 ℃/min速率，升温至230 ℃，保持3 min。分流比1∶20，柱流量1.0 mL/min。裂解炉炉温1 400 ℃。分析精度达到3‰， 标准为VSMOW。

3 天然气组分及同位素特征

3.1　天然气组分

顺北地区奥陶系超深层天然气以烃类气体为主，甲烷含量分布范围为46.89%~84.18%，重烃气体（C2—C5）含量分布范围为2.93%~43.59%，除顺北1井直井初始测试的天然气干燥系数（C1/∑C1-5）为0.97，属于干气范畴外，其他天然气干燥系数分布范围为0.52~0.88之间，天然气干燥系数均小于0.95，表现出湿气的特征（表1，图2）。顺北地区不同断裂带天然气干燥系数存在一定的差异，7号断裂带天然气干燥系数最低，平均值为0.59；5号断裂带由北向南天然气干燥系数逐渐增加，北段天然气干燥系数平均值为0.67（3个样品），中段天然气干燥系数平均值为0.84（4个样品），南段天然气干燥系数均值为0.86（2个样品）；1号断裂、1号分支断裂天然气干燥系数分布相对较为均一，平均值为0.85（8个样品）。而邻区中国石油区块富源油田天然气重烃分布范围为9.20%~24.20%，天然气干燥系数平均值为0.80（5个样品）［23］，从天然气干燥系数来看，顺北地区1号及分支断裂、5号断裂中段及南段天然气成熟度高于富源油田奥陶系天然气。而顺托、顺南、古隆、古城奥陶系天然气重烃含量相对较低，含量多小于2%，天然气干燥系数均大于0.95，古城地区天然气干燥系数高达0.998以上，天然气均为干气［13，16-18］。
表1 顺北地区奥陶系深层天然气组分组成

Table 1 Compositional characteristics of ultra-deep Ordovician natural gases in the North Shuntuoguole area

断裂带 井号 深度/m 层位 含量/% C1/C1-5
CH4 C2H6 C3H8 iC4 nC4 iC5 nC5 H2 N2 CO2 C2-5

1号

断裂

 SB1-3CH 7 274.00~7 357.98 O2 yj 83.73 6.99 3.25 0.71 1.04 0.27 0.24 0.01 1.16 2.59 12.50 0.87
SB1 7 269.54~7 320.00 O2 yj+O1-2 y 84.18 2.43 0.41 0.03 0.06 0.32 1.55 11.01 2.93 0.97
SB1CX 7 268.24~7 318.70 O2 yj+O1-2 y 77.37 8.15 3.55 0.65 0.97 0.22 0.22 0.17 1.82 6.87 13.76 0.85
SB1-23 7 495.00~8 070.39 O2 yj+O1-2 y 67.76 7.45 2.54 0.38 0.90 0.18 0.33 1.58 2.53 16.36 11.78 0.85
SB1-4 7 459.00~7 561.96 O2 yj 80.35 9.05 3.98 0.70 1.01 0.21 0.19 0.0 2.20 2.32 15.13 0.84
SB1-11 7 572.00~7 732.17 O2 yj 78.12 8.32 3.16 0.42 0.91 0.12 0.18 0.02 1.99 6.75 13.11 0.86
SB1-14 7 589.00~7 710.00 O2 yj 77.36 10.11 3.61 0.39 0.81 0.08 0.12 0.05 3.05 4.43 15.12 0.84

1号

分支

 SB1-9 7 372.74~7 630.00 O2 yj+O1-2 y 81.34 7.64 3.46 0.71 1.11 0.27 0.27 0.02 1.32 3.86 13.46 0.86
SB1-8 7 415.50~7 571.64 O2 yj+O1-2 y 74.04 7.83 3.38 0.60 0.92 0.22 0.22 0.54 1.81 10.43 13.17 0.85

5号

北段

 SB5-4 7 393.01~7 480.28 O2 yj 58.67 14.54 6.17 0.51 1.53 0.14 0.28 0.03 11.34 6.79 23.17 0.72
SB5 7 313.92~7 650.53 O2 yj+O1-2 y 54.48 17.97 9.43 1.09 2.15 0.36 0.46 0.18 5.84 8.06 31.46 0.63
SB5-2 7 460.33~7 527.16 O2 yj 62.06 18.00 8.70 1.08 1.90 0.32 0.33 0.19 2.36 5.05 30.33 0.67

5号

中段

 SB51X 7 553.64~7 876.00 O2 yj 70.97 14.56 6.10 0.94 1.39 0.25 0.25 0.06 3.33 2.13 23.49 0.75
SB5-7 7 562.80~7 635.57 O2 yj+O1-2 y 80.14 9.34 3.49 0.47 0.94 0.11 0.12 0.01 3.82 1.65 14.37 0.85
SB5-10 7 639.00~8 038.27 O2 yj+O1-2 y 82.21 8.36 2.41 0.27 0.44 0.06 0.00 0.01 4.18 2.07 11.54 0.88
SB5-15 7 632.00~7 877.63 O2 yj+O1-2 y 83.25 8.15 2.73 0.37 0.62 0.09 0.09 0.02 2.52 2.15 12.05 0.87

5号

南段

 SB53X 7 738.00~7 915.31 O2 yj+O1-2 y 74.51 7.90 3.08 0.68 1.44 0.38 0.50 0.06 4.96 6.49 13.98 0.84
SB53X 7 738.00~7 915.31 O2 yj+O1-2 y 80.15 7.06 2.68 0.57 1.16 0.23 0.32 0.15 0.82 6.86 12.02 0.87

7号

断裂

 SB7 7 568.46~7 863.66 O2 yj+O1-2 y 46.89 20.92 14.78 1.41 4.92 0.59 0.97 0.76 1.85 6.90 43.59 0.52
SB71X 7 674.00~8 024.66 O2 yj+O1-2 y 52.65 16.63 7.62 0.44 1.91 0.14 0.41 0.30 11.69 8.21 27.15 0.66
图2 顺北地区奥陶系天然气干燥系数和甲烷含量之间的关系

Fig.2 Plots of the gas dryness versus methane content of ultra-deep Ordovician natural gases in North Shuntuoguole area

顺北地区奥陶系超深层天然气非烃气体主要是N2和CO2， 含量分别为0.82%~11.69%和1.65%~16.36%（表1）， 邻区中国石油区块富源油田奥陶系天然气N2和CO2含量分布范围分别在0.29%~7.01%和0.64%~1.82%之间［23］， 略低于顺北地区奥陶系天然气N2、CO2的分布范围。由于顺北地区钻井大多进行了酸化压裂，在酸化压裂过程中，会产生一定含量的CO2，因此CO2气体的地球化学意义不做深入研究。
顺北地区奥陶系天然气中含有微量的H2S气体，7号断裂带H2S含量在102~206 mg/m3之间，5号断裂带天然气H2S含量在7~9 259 mg/m3之间，1号断裂带天然气H2S含量在3 000~30 000 mg/m3之间。

3.2　天然气碳同位素

顺北地区奥陶系天然气在烷烃气碳同位素组成上具有相似性，均表现出相对轻碳同位素特征， δ13C1值分布范围为-49.6‰~-44.7‰，δ13C2值分布范围为-39.3‰~-32.5‰，δ13C3值分布范围为-35.6‰~-30.6‰。中国石油区块富源油田奥陶系天然气甲烷碳同位素分布范围在-49.5‰~-46.9‰之间［23］。顺北地区奥陶系天然气甲烷碳同位素值普遍低于顺托、顺南、古隆、古城地区奥陶系天然气甲烷碳同位素值，这些地区天然气甲烷碳同位素值分布在-40.2‰~-30.2‰之间［13，16-18］。
顺北地区不同断裂带奥陶系天然气甲烷碳同位素具有一定的差异。整体上1号断裂、1号分支断裂带天然气甲烷碳同位素值略高，平均值为-46.6‰，5号断裂带天然气由北向南，甲烷碳同位素值逐渐变大，北段天然气甲烷碳同位素平均值为-49.0‰，中段天然气甲烷碳同位素平均值为-48.1‰，南段的SB53X井甲烷碳同位素平均值为-47.5‰（2个样品），7号断裂带的2个天然气甲烷碳同位素平均值为-47.6‰（表2）。
表2 顺北地区奥陶系超深层天然气碳氢同位素组成

Table 2 The carbon and hydrogen isotope compositions of ultra-deep Ordovician natural gases in the North Shuntuoguole area

断裂带 井号 深度/m 层位 δ13C/‰（VPDB） δD/‰（VSMOW） R O1 /% R O2/%
C1 C 2 C 3 iC4 nC4 CO2 δD1 δD2 δD3 δD4

1号

断裂

 SB1-3CH 7 274.00~7 357.98 O2 yj -44.7 -33.3 -30.8 -34.2 -29.0 0.1 -170 -140 -116 -109 0.86 1.10
SB1 7 269.54~7 320.00 O2 yj+O1-2 y -44.7 -33.1 -30.8 -31.8 -29.8 -157 -127 -44.7 0.86 1.10
SB1CX 7 268.24~7 318.70 O2 yj+O1-2 y -46.0 -34.4 -32.1 -32.4 -31.4 -2.8 -161 -111 -105 -96 0.75 0.96
SB1-23 7 495.00~8 070.39 O2 yj+O1-2 y -48.1 -34.8 -32.3 -32.9 -32.0 -178 0.60 0.77
SB1-4 7 459.00~7 561.96 O2 yj -47.0 -33.8 -31.6 -35.2 -29.4 0.5 -180 -148 -116 -100 0.68 0.86
SB1-11 7 572.00~7 732.17 O2 yj -46.6 -34.1 -32.0 -32.4 -31.4 -6.4 -156 -113 -104 0.72 0.92
SB1-14 7 589.00~7 710.00 O2 yj -48.8 -34.7 -32.2 -33 -31.5 -5.9 -162 -110 -101 0.56 0.71

1号

分支

 SB1-9 7 372.74~7 630.00 O2 yj+O1-2 y -46.4 -34.2 -31.9 -31.9 -31.2 -2.1 -156 -113 -104 0.70 0.90
SB1-8 7 415.50~7 571.64 O2 yj+O1-2 y -47.2 -33.8 -31.2 -31.9 -30.7 -1.6 -162 -110 -101 0.66 0.85

5号

北段

 SB5-4 7 393.01~7 480.28 O2 yj -49.2 -39.1 -35.1 -33.9 -33.1 -7.8 -205 -195 -157 0.54 0.68
SB5 7 313.92~7 650.53 O2 yj+O1-2 y -48.9 -39.3 -35.6 -34.6 -33.4 -3.7 -207 -180 -141 -123 0.55 0.71
SB5-2 7 460.33~7 527.16 O2 yj -49.0 -37.7 -34.1 -33.9 -32.2 -2.0 0.55 0.70

5号

中段

 SB51X 7 553.64~7 876.00 O2 yj -49.6 -35.0 -32.5 -33.1 -31.8 -2.0 0.51 0.66
SB5-7 7 562.80~7 635.57 O2 yj+O1-2 y -47.8 -33.6 -30.9 -31.1 -29.7 1.2 0.62 0.79
SB5-10 7 639.00~8 038.27 O2 yj+O1-2 y -47.5 -33.5 -30.7 -31.8 -29.4 -1.1 0.64 0.82
SB5-15 7 632.00~7 877.63 O2 yj+O1-2 y -47.6 -33.3 -30.6 -30.8 -29.5 -0.5 0.63 0.81

5号

南段

 SB53X 7 738.00~7 915.31 O2 yj+O1-2 y -47.7 -33.4 -31.7 -31.4 -30.4 -13.8 -159 0.63 0.80
SB53X 7 738.00~7 915.31 O2 yj+O1-2 y -47.2 -32.5 -30.6 -31.2 -29.6 -3.3 -163 0.66 0.85

7号

断裂

 SB7 7 568.46~7 863.66 O2 yj+O1-2 y -48.4 -39.0 -33.9 -33.6 -32.0 -14 0.58 0.74
SB71X 7 674.00~8 024.66 O2 yj+O1-2 y -46.7 -37.9 -33.3 -32.3 -31.7 -6.7 0.70 0.89

注： R O1根据：δ13C1=21.72LgR O-43.4计算（文献［24］）；R O2根据：δ13C1=21.88LgR O-45.6计算（文献［25］）

顺北地区奥陶系超深层天然气均呈现出正碳同位素特征（δ13C1<δ13C2<δ13C3<δ13C4）， 表现出典型的有机成因气特征（图3）， 富源油田奥陶系天然气也呈现正碳同位素特征。顺托、顺南、古隆、古城地区天然气绝大多数具有正碳同位素特征， 个别样品碳同位素呈现部分倒转［13，16-18］， 如古城6井天然气δ13C1—δ13C3的同位素值分别为-33.3‰、-37.6‰、-34.9‰，古城11井δ13C1—δ13C3同位素值分别为-30.8‰、-30.7‰、-31‰。
图3 顺北地区奥陶系超深层不同断裂天然气组分碳同位素δ13C—1/Cn之间的关系

Fig.3 The plots of δ13C versus 1/Cn of ultra-deep Ordovician gases from different fault belts in the North Shuntuoguole area

3.3　天然气氢同位素

顺北地区奥陶系超深层天然气D1同位素分布较为集中，分布范围为-207‰~-156‰，而哈拉哈塘天然气D1同位素值分布范围为-262‰~-156‰，塔河油田和轮南油田D1同位素值分布范围分别为-179‰~-129‰、-190‰~-134‰［26］。在烷烃气氢同位素系列特征上，顺北地区天然气表现出正序特征，即D1<D2<D3<D4（图4）。
图4 顺北地区奥陶系天然气氢同位素分布曲线

Fig. 4 The hydrogen isotope distribution curves of ultra-deep Ordovician gases in the North Shuntuoguole area

3.4　天然气轻烃组成

MANGO［27-28］提出的轻烃参数比值K 1 、K 2可以用来反映不同类型的原油或天然气，顺北地区奥陶系天然气中K 1 、K 2值较为一致，分布范围分别在1.01~1.11、0.19~0.38之间， 哈拉哈塘凹陷天然气K 1 、K 2值分布范围分别为1.07~1.13、0.19~0.28［26］，顺北地区奥陶系天然气K2比值比哈拉哈塘凹陷天然气略高，整体上顺北地区奥陶系天然气具有同源的特征（表3）。
表3 顺北地区天然气轻烃参数

Table 3 The light hydrocarbon parameters of natural gases in the North Shuntuoguole area

断裂带 井号

垂深

/m

 层位 庚烷值/% 异庚 烷值 K 1 K 2 甲基环己烷指数/% 正庚烷/甲基环己烷 甲苯/正庚烷

1号断裂

 SB1-3CH 7 274.00~7 357.98 O2 yj 26.00 3.01 1.09 0.31 27.65 1.91 0.17
SB1CX 7 268.24~7 318.70 O2 yj+O1-2 y 32.91 2.86 1.08 0.27 26.78 2.13 0.18
SB1-4H 7 459.00~7 561.96 O2 yj 24.90 2.57 1.06 0.28 28.26 1.77 0.14
SB1-23H 7 495.00~8 070.39 O2 yj+O1-2 y 28.43 3.04 1.09 0.26 24.78 2.25 0.12
1号次级 SB1-9 7 372.74~7 630.00 O2 yj+O1-2 y 20.15 2.53 1.05 0.38 31.50 1.40 0.05
SB1-8H 7 415.50~7 571.64 O2 yj+O1-2 y 27.31 4.83 1.10 0.34 31.29 1.81 0.00
5号北段 SB5 7 313.92~7 650.53 O2 yj+O1-2 y 26.67 2.35 1.06 0.29 25.96 2.01 0.07
SB5-2 7 460.33~7 527.16 O2 yj 19.28 1.94 1.01 0.39 32.90 1.25 0.10
5号中段 SB51X 7 553.64~7 876.00 O2 yj 26.50 3.01 1.06 0.35 29.37 1.79 0.14
SB5-7 7 562.80~7 635.57 O2 yj+O1-2 y 24.15 3.17 1.03 0.37 30.49 1.63 0.10
SB5-10 7 639.00~8 038.27 O2 yj+O1-2 y 23.33 2.91 1.02 0.37 29.95 1.66 0.10
SB5-15H 7 632.00~7 877.63 O2 yj+O1-2 y 22.90 3.25 1.04 0.39 31.59 1.56 0.10
7号断裂 SB7 7 568.46~7 863.66 O2 yj+O1-2 y 28.15 1.01 1.09 0.21 31.20 1.43 0.05
SB71X 7 674.00~8 024.66 O2 yj+O1-2 y 28.99 1.31 1.11 0.19 30.04 1.60 0.09
庚烷值、异庚烷值可以用来衡量原油和天然气的成熟度［29-31］，顺北地区奥陶系天然气庚烷值分布范围为19.28%~32.91%，异庚烷值分布范围在1.01~3.25之间，相比较而言，7号带天然气异庚烷值较低，分布范围在1.01~1.31之间，1号断裂和5号断裂北端天然气异庚烷值相对较高。从天然气的庚烷值、异庚烷值来看， 天然气处于成熟—高成熟阶段。
甲基环己烷指数可以用来划分天然气成因类型［31］，顺北地区奥陶系不同断裂带天然气甲基环己烷指数分布范围为24.76%~32.90%，均小于35%， 属于腐泥型天然气。nC7、DMCC5、MCH组成三角图中，以正庚烷占优势，含量分布范围在41%~57%之间［图5（a）］。在C5—C7组成三角图中，顺北地区奥陶系天然气以正构和异构烷烃为主，环烷烃含量除7号带天然气在10%~14%之间外，其他天然气环烷烃含量均小于10%［图5（b）］。顺北地区奥陶系天然气甲苯/正庚烷比值较低，分布范围在0~0.18之间，正庚烷/甲基环己烷值相对较高，分布范围在1.43~2.25之间。
图5 顺北地区奥陶系超深层天然气C7和C5-7轻烃组成三角图

Fig.5 Ternary diagrams of C7 and C5-7 light hydrocarbon in ultra-deep Ordovician gases in the North Shuntuogule area

4 天然气成因及来源

4.1　烷烃气成因

顺北地区奥陶系天然气在烷烃气碳、氢同位素组成均具有正序特征，表现为有机成因烷烃气的特征。天然气湿度—甲烷碳同位素BERNARD图版［图6（a）］［32］、MOLIKV模板［图6（b）］［33］均显示顺北地区奥陶系天然气为热成因有机气，甲烷碳、氢同位素图版上［34］，也表明顺北地区奥陶系天然气为有机成因特征（图7）。
图6 使用C1/（C2+C3）、δ13C1同位素划分顺北及邻区天然气成因类型［（a）图版据文献［32］；（b）图版据文献［33］］

Fig.6 Gas genetic classification in the North Shuntuoguole and adjacent areas using C1/（C2+C3） and δ13C value of methane ［（a） after Ref.［32］， （b） after Ref.［33］］

图7 顺北及邻区奥陶系天然气甲烷碳、氢同位素间关系（底图据文献［34］）

Fig.7 Plot of carbon and hydrogen isotope ratios of methane in the Ordovician ultra-deep natural gases in the Shuntuoguole and adjacent areas （based on Ref.［34］）

乙烷碳同位素常用来划分天然气的成因类型， 国内通常将乙烷碳同位素值-29‰或者-28‰作为划分油型气和煤型气的划分界限［35］。顺北地区奥陶系天然气乙烷碳同位素值偏低，均小于-32‰，因而顺北地区奥陶系天然气均为油型气。在天然气甲烷、乙烷碳同位素图版上［36］（图8）， 顺北地区奥陶系天然气与Delware/Val Verde盆地II型干酪根生成的天然气较为接近［37］。
图8 顺北及邻区天然气甲烷和乙烷碳同位素相关（底图据文献［36］）

Fig.8 Plot of carbon isotope ratios of methane and ethane in the Ordovician ultra-deep natural gases in the Shuntuoguole and adjacent areas （based on Ref.［36］）

天然气轻烃内组成和轻烃参数比值也可以用来判识天然气的成因类型［31，37］，顺北地区奥陶系天然气甲基环己烷指数分布范围为24.76%~32.90%，均小于35%，为典型腐泥型有机质生成的天然气，在C7和C5—C7轻烃模板上，顺北地区天然气均落入了油型气的分布范围。

4.2　烷烃气来源

对台盆区天然气气源确认多有赖于干燥系数和甲烷碳同位素［5-13］，已有的认识认为湿气及甲烷碳同位素组成偏轻的天然气来源于奥陶系，而干气及甲烷碳同位素值偏高的天然气来源于寒武系—下奥陶统［13］。不论是干酪根裂解气还是原油裂解气，顺托、顺南、古隆和古城地区天然气气源确认相对容易，即来源于寒武系—下奥陶统［13，16］。而顺北地区奥陶系油气藏气油比低，如7号带油气藏气油比仅为60~80 m3/m3，顺北地区天然气成熟度与原油成熟度相近，天然气为原油伴生气，表明天然气与原油具有相同的烃源。顺北地区原油和顺托1井凝析油具有相近的单体碳同位素分布范围，顺托1井原油气油比高达10 000 m3/m3，表明裂解程度高，顺托1井原油单体碳同位素值偏高1‰~2‰， 支持顺北、顺托原油具有相同的烃源，因而顺北地区天然气气源可能为寒武系烃源岩，为海西晚期充注形成。中石油在塔北钻探的轮探1井下寒武统吾松格尔组获取的天然气为湿气，天然气干燥系数仅为0.88，天然气甲烷碳同位素值应偏低，进一步支持湿气同样可以来源于寒武系烃源岩早期演化的产物［38］，因为轮探1井位于构造平缓的位置，不能用断裂沟通邻区坳陷下伏的中上奥陶统烃源岩来解释中深1井中寒武统湿气那样来解释轮探1井寒武系湿气来源［39］。
借鉴BEHAR等［40］提出的Ln（C1/C2）—Ln（C2/C3）图版、PRINZHOFER等［41］提出的δ13C2－δ13C3—Ln（C2/C3）的图版，赵孟军等［14］提出的塔里木盆地存在干酪根裂解气和原油裂解气2种来源成因的天然气， 解放渠、吉拉克天然气多为干酪根裂解气，和田河天然气为原油裂解气。ZHANG等［42］提出轮古东地区的天然气主要为原油裂解气，然而轮古东地区LN631、LG37钻井奥陶系良里塔格组储层中沥青反射率R b值仅在0.84%~0.95%之间，奥陶系并不具备发生原油裂解气的条件，提出原油裂解气主要来自于更靠近凹陷的深部地区古油藏的原油裂解气［43］。李剑等［15］建立了新的腐泥型有机质不同演化阶段的干酪根裂解气和原油裂解气的Ln（C1/C2）—Ln（C2/C3）图版，图9为顺托果勒地区天然气Ln（C1/C2）—Ln（C2/C3）相关图，从图中可以看出顺北地区奥陶系天然气Ln（C1/C2）值分布在0.81~3.55之间，Ln（C2/C3）值分布在0.35~1.65之间，主要落在了干酪根裂解气的演化曲线上，成熟度多在1.0%以下，部分天然气位于干酪根裂解气和原油裂解气曲线中间，表明天然气中混有原油裂解气的贡献。而顺托、顺南、古隆、古城地区天然气Ln（C1/C2）值多大于4，Ln（C2/C3）值变化大，分布在0.55~3.4之间，落在了原油裂解气的演化曲线上。顺托、顺南、古隆天然气成熟度多在1.3%~2.0%之间，而古城地区天然气成熟度多在2.0%以上。
图9 顺托果勒地区奥陶系天然气Ln（C1/C2）、Ln（C2/C3）之间的关系

Fig.9 Plot of Ln（C1/C2） versus Ln（C2/C3） of Ordovician gases in the Shuntuoguole area

LORANT等［37］提出的δ13C2－δ13C3—C2/C3图版划分不同来源的天然气，从图10中可以发现顺北地区奥陶系天然气主要为干酪根裂解气，也含有原油裂解气。由于顺北地区除SB53X井外，油气藏的气油比多小于500 m3/m3，尚未达到凝析油气藏阶段， 因而混入的原油裂解气多是原油裂解早期阶段的湿气。这也与顺北地区原油中甲基金刚烷含量低指示的原油裂解程度低是一致的， 研究表明除SB53X井原油外，顺北地区奥陶系原油甲基金刚烷含量多为9.41~49.83 μg/g，指示原油裂解程度多在0~42%之间［44］。
图10 顺托果勒地区奥陶系天然气（δ13C2—δ13C3）—（C2/C3）之间的关系

Fig.10 Plot of （δ13C2-δ13C3） versus C2/C3 of Ordovician gas in the Shuntuoguole area

从顺北至顺托至顺南地区，原油甲基金刚烷含量呈现增加的趋势，表明原油裂解程度增加，为顺托、顺南地区天然气为原油裂解气提供了地球化学证据。顺托1井油气藏气油比GOR值大于10 000 m3/m3，估算地温为187.5 ℃，原油中生物标志化合物未能检出，（4-+3-）甲基金刚烷含量为641.59 μg/g，硫代金刚烷含量为10.62 μg/g，表明顺托1井油气藏硫酸盐热化学还原作用（TSR）低，原油裂解程度高达96%以上；顺南1井凝析油气藏气油比为8 844 m3/m3［13］，天然气干燥系数为0.95~0.97，原油仅能检测出痕量生物标志化合物，（4-+3-）甲基双金刚烷含量为1 589.08 μg/g，硫代金刚烷含量为79.88 μg/g，表明具有一定的TSR作用，原油裂解程度在98%左右［45］。
顺南、古隆、古城地区奥陶系鹰山组储层中发育的焦沥青为该区天然气为原油裂解气提供了岩石学证据。顺南1井奥陶地层中分布着大量高反射沥青，沥青反射率R b值为2.0%~3.14%，换算的等效镜质体反射率R O，eq值为1.78%~2.34%［45-46］，古隆地区古隆3井鹰山组发育储层沥青，岩石薄片中沥青占面孔的15%~30%，沥青反射率R b值为2.76%~2.85%，换算的等效镜质体反射率R O，eq值为2.19%~2.25%，表明鹰山组发生过原油裂解［47］；而东部的城探1井6 935 m奥陶系储层中焦沥青反射率值为3.28%，等效镜质体反射率值为2.43%［17］，古城4井上寒武统焦沥青R b值高达3.94%~6.62%［18］，表明寒武系古油藏裂解程度更高。ZHOU等［17］认为顺南地区现今奥陶系储层温度为150~180 ℃，而气态包裹体均一温度分布范围为150~170 ℃，天然气主要为喜马拉雅晚期深部原油裂解气向上运移至现今奥陶系储层中。但如果奥陶系储层中的天然气源于深部的原油裂解气，不是原位原油裂解气，那么顺南—古城地区奥陶系储层并不应该广泛分布高反射率的焦沥青。

4.3　H2S气体来源

H2S气体是天然气组分中的酸性气体。从顺北地区奥陶系天然气的H2S含量来看， 绝大多数天然气H2S含量换算成体积分数，小于1%， 由于顺北地区奥陶系超深层一间房组与鹰山组上段埋深接近7 500 m， 可以排除H2S的BSR成因。从不同断裂带H2S气体含量来看， 1号断裂带H2S含量高于5号断裂和7号断裂。顺北地区原油中硫代金刚烷含量较低，因而可以忽略油气藏原位TSR作用［19］，全油及二苯并噻吩硫同位素较低进一步支持顺北地区油气藏TSR作用很弱［4］。结合1号断裂带原油中相对富含二苯并噻吩化合物， 推测H2S来自于含硫化合物的热降解。

5 天然气成因与奥陶系地层温度关系

5.1　顺北地区奥陶系超深层现今地层温度低

利用系统稳态测温数据、试油温度数据，使用热传导方程，计算了顺托果勒地区统一深度的平均地温梯度［48］，顺托果勒地区地温梯度介于1.94~2.85 ℃/100 m之间，从区域上看，顺托果勒地区自西北向东南地温梯度逐渐增加，顺北地区平均地温梯度为1.98 ℃/100 m，顺南地区为2.6 ℃/100 m，古城墟隆起地温梯度增加至2.85 ℃/100 m。
根据地温梯度和平均调和热导率可以计算大地热流值， 顺北地区在38~40 mW/m2之间，顺托—顺南地区大地热流值在40~46 mW/m2之间，而古城墟地区大地热流值增值48 mW/m2以上。由此可见顺托果勒地区大地热流值具有自西北向东南增加的趋势。
依据一维热传导方程，建立了顺托果勒地区T7 4界面的现今温度分布，从图11中可以看出，顺北地区T7 4现今温度分布范围在150~160 ℃之间，顺托地区介于170~180 ℃之间，顺南、古隆地区T7 4温度介于160~180 ℃之间，顺南地区部分钻井T7 4温度高与热液作用密不可分，这也得到岩石学和地球化学的证据支持［49］。
图11 顺托果勒地区T7 4界面现今温度分布特征

Fig.11 The present temperature distribution of T7 4 in Shuntuoguole area

5.2　顺北地区奥陶系超深层经历的最高古地温低

团簇同位素研究表明［50］，顺北地区顺北5井二叠纪经历的最高古地温在170~180 ℃之间，顺托地区顺托1井在二叠纪经历的最高古地温在180~190 ℃之间，顺南地区顺南3井在二叠纪经历的最高古地温在170~190 ℃之间，而顺南4井和顺南501井的T ∆47值分别为178 ℃和194 ℃，高于逐渐升温的热历史正演计算的T ∆47，表明地质历史时期存在更高的古地温。由此可见地质历史时期，顺北地区经历的最高古地温低于顺托、顺南、古隆和古城地区，顺南和古城地区奥陶系经历的最高古地温可能与二叠纪岩浆活动及热液作用有关。

5.3　顺北地区奥陶系经历的古地温、现今地温低于原油裂解温度

原油裂解动力学可以预测油藏保存的地质温度，WAPLES［51］、田辉等［52］、MA等［53］根据原油裂解动力学参数，计算了独立油相保存的地质温度，WAPLES［51］认为在2 ℃/Ma加热速率条件下，独立油相可以保持在179~182 ℃之间，在20 ℃/Ma加热速率条件下，原油可在194 ℃保持稳定。MA等［53］认为塔里木盆地塔河油田海相原油至少可在178 ℃保持独立油相。
顺北地区奥陶系深层古地温、现今地温均未超过180 ℃， 因而现今仍可以保持轻质油藏—挥发油藏，对应的天然气仍主要为干酪根裂解气，混有少量原油裂解早期阶段的天然气；顺托、顺南、古隆、古城地区地质时期古地温高于180 ℃，现今地温甚至超过190 ℃，因而仅可见凝析油气藏、干气藏，对应的天然气为原油裂解气。

6 结论

（1） 顺北地区奥陶系超深层天然气以烃类气体为主，天然气干燥系数为0.47~0.88，天然气为典型的湿气，非烃气体主要是CO2和N2，含有微量的H2S。天然气烷烃组分碳同位素、氢同位素均呈现正序分布。顺北地区奥陶系超深层天然气均为油型气，主要为干酪根裂解气，混入了一部分原油裂解早期阶段的湿气，顺北、顺托、顺南、古隆、古城天然气应具有相同的气源岩——寒武系。
（2） 顺北地区奥陶系天然气中的H2S含量较低，表明TSR作用较弱，H2S多来自于含硫化合物的热裂解。
（3） 顺托果勒地区奥陶系超深层2类天然气的分布与奥陶系经历的地层温度密不可分，顺北地区奥陶系T7 4界面地质历史时期经历的最高古地温为170~180 ℃， 现今地层温度为150~160 ℃， 未达到独立油藏破坏温度， 因而顺北地区仍保存有挥发油藏—轻质油藏， 天然气主要为干酪根裂解气。而顺托、顺南、古隆、古城地区奥陶系地质历史时期经历的古地温在180 ℃以上， 现今地层温度高达近200 ℃， 原油大量裂解， 因而仅能保存有凝析油气藏、干气藏。

参考文献

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