天然气地球科学 >

2023 , Vol. 34 >Issue 1: 83 - 95

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2022.08.017

天然气地球化学

准噶尔盆地东部白家海凸起天然气轻烃地球化学特征

  • 卞保力 , 1 ,
  • 赵龙 1 ,
  • 蒋文龙 1 ,
  • 彭妙 2 ,
  • 龚德瑜 , 3 ,
  • 王瑞菊 3 ,
  • 吴卫安 3
展开
  • 1. 中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院，新疆 克拉玛依 834000
  • 2. 中国石油新疆油田分公司科技信息处，新疆 克拉玛依 834000
  • 3. 中国石油勘探开发研究院，北京 100083
龚德瑜（1983-），男，江苏苏州人，高级工程师，博士，主要从事油气地质与地球化学研究. E-mail：.

卞保力（1983-），男，山东临沂人，高级工程师，硕士，主要从事油气地质勘探研究.E-mail：.

收稿日期: 2022-07-06

  修回日期: 2022-08-29

  网络出版日期: 2023-02-07

收起

Geochemical characteristics of light hydrocarbons associated with natural gas in the Baijiahai Bulge， eastern Junggar Basin

  • Baoli BIAN , 1 ,
  • Long ZHAO 1 ,
  • Wenlong JIANG 1 ,
  • Miao PENG 2 ,
  • Deyu GONG , 3 ,
  • Ruiju WANG 3 ,
  • Wei′an WU 3
Expand
  • 1. Research Institute of Petroleum Exploration and Development，Xinjiang Oilfield Company，PetroChina，Karamay 834000，China
  • 2. Technology Information Service，Xinjiang Oilfield Company，PetroChina，Karamay 834000，China
  • 3. Research Institute of Petroleum Exploration and Development，PetroChina，Beijing 100083，China

Received date: 2022-07-06

  Revised date: 2022-08-29

  Online published: 2023-02-07

Supported by

The National Natural Science Foundation of China(41802177)

the PetroChina Forward-looking Basic Technology Project(2021DJ0206)

the Fund project of Research Institutes Directly under PetroChina(2020D-5008-04)

Fold

本文亮点

准噶尔盆地东部白家海凸起天然气成藏条件优越，但目前勘探程度较低。由于研究区气样少，加之天然气成分简单，可用的判别参数有限，天然气的成因来源判别难度较大，制约了该区的天然气勘探。基于轻烃色谱分析，利用与白家海凸起天然气伴生的C5-7轻烃化合物，系统探讨了天然气的成熟度、成因来源和可能的次生改造。结果表明：研究区天然气整体进入成熟阶段，等效镜质体反射率为1.12%~1.48%，平均为1.33%。在研究区识别了2类天然气：第一类为煤成气，来自下石炭统松喀尔苏组腐殖型烃源岩，构成了该区天然气的主体；第二类为油型气，来自下二叠统平地泉组咸水湖相烃源岩。研究区天然气基本未遭受生物降解、水洗和蒸发分馏等常见次生改造作用的影响，说明白家海凸起具备较好的天然气保存条件，是准噶尔盆地今后值得持续关注的天然气勘探重要接替领域。

本文引用格式

卞保力 , 赵龙 , 蒋文龙 , 彭妙 , 龚德瑜 , 王瑞菊 , 吴卫安 . 准噶尔盆地东部白家海凸起天然气轻烃地球化学特征[J]. 天然气地球科学, 2023 , 34(1) : 83 -95 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2022.08.017

Highlights

The natural gas formation conditions in the Baijiahai Bulge in the eastern Junggar Basin are superior， but the current exploration level is low. Due to the small number of gas samples in the study area， coupled with the simple gas composition and limited available discriminatory parameters， it is not easy to discern the genetic types and origins of the gas， which restricts gas exploration in this area. Based on light hydrocarbon chromatography analysis， this study systematically explores the gas maturity， genetic origin， and possible secondary alterations using C5-7 light hydrocarbon compounds associated with gas from the Baijiahai Bulge. The natural gas in the study area is generally mature， with equivalent vitrinite reflectance ranging from 1.12% to 1.48%， with an average of 1.33%. Two types of gas were identified in the study area. The first type is coal-formed gas from the humic source rocks of the Lower Carboniferous Songkharsoo Formation， which constitutes the main body of natural gas in the study area； the second type is oil-type gas from the saline lacustrine source rocks of the Lower Permian Pingdiquan Formation. The natural gas in the study area is largely unaffected by common secondary alterations such as biodegradation， water washing， and evaporative fractionation， indicating that the Baijiahai Bulge has better natural gas preservation conditions and is a critical succession area for future natural gas exploration in the Junggar Basin that deserves continued attention.

0 引言

准噶尔盆地位于中国西北部新疆维吾尔自治区，油气资源十分丰富，历经百年勘探，发现了多个亿吨级乃至十亿吨级的大型和特大型油田，探明石油地质储量32×108 t，已成为我国最重要的原油生产基地［图1（a）］［1-2］。然而，该盆地的天然气勘探进展缓慢，累计探明天然气地质储量仅为2 092×108 m3，探明率不足9.0%［3］。
图1 准噶尔盆地白家海凸起及周缘地质概况

（a）准噶尔盆地构造单元划分；（b）白家海凸起及周缘石油地质概况；（c）研究区地层简况

Fig.1 The geological background of Baijiahai Bulge and its neighbouring area in the Junggar Basin

2006年发现的克拉美丽大气田位于准噶尔盆地东部滴南凸起［图1（a）］，2018年探明地质储量822.86×108 m3，是盆地唯一一个探明储量超过300×108 m3的大气田［4］。近年来，滴南凸起南带又获重大发现，美8井在二叠系上乌尔禾组和石炭系合计日产天然气达18.06×104 m3［图1（a）］。2017年9月，在盆地东南部阜康凹陷东斜坡阜26井再次钻遇高产工业气流［图1（a）］，首次在该地区石炭系火山岩储层中发现规模气藏［5-6］。由此可见，准噶尔盆地东部地区已成为天然气勘探最重要和最现实的领域。
白家海凸起位于克拉美丽气田以南，北邻五彩湾凹陷和东道海子凹陷，南临阜康凹陷［图1（a），图1（b）］。这些凹陷在石炭系、二叠系和侏罗系发育多套烃源岩［图1（c）］，厚度大，分布广，为白家海凸起提供了十分优越的烃源条件［7-8］。白家海凸起的油气勘探始于20世纪50年代。早期以重磁普查和地震勘探工作为主，此后针对浅部目的层开展钻探。1991年在彩南背斜上钻探彩参2井［图2（b）］，从而发现了我国陆上第一个沙漠整装油田——彩南油田。2016年后，研究区勘探以石炭系为主要目的层，钻遇了活跃的油气显示，但未获得重大发现。白家海凸起地处沙漠，地震信号吸收衰减严重，加之受侏罗系煤层引起的多次波影响，导致地震资料品质差，目标刻画难度大。此外，研究区成藏条件复杂，源储配置关系不清，导致油气勘探长期未获重大突破。
图2 彩31井石炭系天然气伴生轻烃化合物色谱（与数字对应的化合物名称见表2）

Fig. 2 Chromatographic diagram of light hydrocarbon compounds associated with Carboniferous-reservoired natural gas in Well Cai 31 （the names of the compounds corresponding to the numbers are shown in Table 2）

前人针对该区地质结构［9-10］、层序地层格架与沉积充填［11-12］、优质储层形成条件［13-14］、原油成因来源［15-16］、煤层气成藏条件［17-18］开展了一系列研究，但对天然气的成因来源尚未开展系统分析。这很大程度上是由于天然气成分简单，可用的判别指标少，加之研究区气样较少，为气源对比造成了较大困难。
轻烃组分中碳元素占石油中碳元素的50%以上，蕴藏了丰富的反映油气成因来源和后期遭受次生改造的信息［19］。轻烃化合物种类较之于气态烃组分要丰富得多，同时分析简便，费用低廉［19］。本文研究基于白家海凸起上与天然气伴生的C5-7轻烃化合物的地球化学特征，系统讨论了天然气的成熟度、成因来源和可能的次生改造。研究结果提供了一个独立使用轻烃化合物评价天然气地球化学性质的实例，同时对东部地区乃至全盆地的天然气勘探补充了气源信息。

1 地质背景

准噶尔盆地是一个具有前寒武系和下古生界双重基底的含油气叠合盆地［7，20］。该盆地经历了晚石炭世—早二叠世海相前陆残余盆地、中二叠世内前陆盆地、三叠世—古近纪内克拉通盆地和新近纪—第四纪再生碰撞前陆盆地等4个演化阶段［21-22］。现今盆地可划分为两大坳陷、三大隆起和一个山前冲断带等6个一级构造单元［图1（a）］［6，23］。这6个一级构造单元又可以进一步划分为44个二级构造单元［图1（a）］［6，23］。
本文研究区——白家海凸起，位于盆地东部，是隶属于中央坳陷的一个二级构造单元［图1（a）， 图1（b）］。它北邻东道海子凹陷和五彩湾凹陷，南邻阜康凹陷［图1（a）， 图1（b）］，成藏条件极为优越。该凸起形成于海西中晚期，由于隆起时间长，加之强烈的剥蚀作用，造成凸起高部位的上石炭统及二叠系缺失［9.24］。与此同时，位于其东部的五彩湾凹陷、北部的东道海子凹陷、南部的阜康凹陷均已形成，奠定了白家海地区凹凸相间的基本构造格局［图1（b）］［9.24］。晚二叠世末期，全区持续沉降，但仍基本继承了前期的构造格局［9.24］。三叠纪，盆地整体沉降，进入泛盆沉积时期，为全盆地的填平补齐阶段［25-26］。此时，白家海凸起虽与周边凹陷连成一体，但隆起特征依然存在［21-22］。三叠纪末，印支运动在研究区的表现总体不甚强烈。中下侏罗统沉积期，该区构造相对稳定，侏罗系广泛沉积。侏罗纪末期的燕山运动造成全区北—东方向大幅度抬升，侏罗系内部发育不整合及张性断裂［12，18，27］。自古近纪开始，盆地北升南降的整体掀斜更趋强烈，但白家海凸起受其影响较小，研究区构造格局基本稳定［25，28］。
钻探成果表明，白家海凸起地层较全，自下而上发育石炭系—第四系［图1（c）］。石炭系为构成本区基底的最上层岩系，与上覆地层呈角度不整合接触［9］。本区石炭系主要为海西中期沉积的一套浅变质火山碎屑岩建造和局部岩浆侵入岩建造，此外还发现一部分海陆过渡相和陆相沉积的碎屑岩建造［图1（c）］［6-7］。根据中国石油新疆油田分公司最新的地层划分方案，研究区石炭系自下而上依次划分为塔木岗组（C1 t）、滴水泉组（C1 d）、松喀尔苏组（C1 s）和巴山组（C2 b）。上二叠统上乌尔禾组在全区分布广泛，厚度一般为100~200 m；中二叠统将军庙组和平地泉组（P2 p）分布均相对局限［9，24］。前者以泥岩和砂质泥岩为主，夹泥质粉砂岩、灰质粉砂岩和细砂岩，与下伏地层呈不整合接触，厚度一般为100 m左右［图1（c）］［29-30］。后者以泥岩为主，夹粉砂岩、灰质粉砂岩、白云质粉砂岩和灰质细砂岩，与下伏地层呈整合接触，厚度一般为200~300 m［30-31］。根据三叠系地震反射特征可以确定其顶底均为区域性不整合面，其内部为连续沉积，无大的沉积间断［5，32］。该套地层厚度一般为400 m左右，与下伏地层呈角度不整合接触［图1（c）］［5，32］。侏罗系沉积厚度大、分布稳定，主要发育八道湾组、三工河组、西山窑组和石树沟群［图1（c）］。该套地层以煤系和湖相沉积为主，与下伏地层呈不整合接触［图1（c）］［33-35］。白垩系广布于研究区内，仅在滴南凸起的东部靠近克拉美丽山前一带被剥蚀殆尽，另在五彩湾凹陷东部地面已大量出露，具有南厚北薄、西厚东薄的总体特征［36-37］。

2 样品与实验方法

本文研究共采集了准东地区21口井52个天然气样品，其在平面上的分布位置如图1（b）所示。这些样品中有46个来自侏罗系储层，4个来自白垩系储层，2个来自石炭系储层。采集样品的天然气轻烃色谱分析在中国石油新疆油田分公司实验检测研究院和中国石油勘探开发研究院进行。分析采用Agilent 6890GC色谱分析仪器，分析条件如下：色谱柱为DB-1MS石英毛细柱（60 m×0.20 mm×0.25 μm），直接进样，载气为氦气，FID检测器温度为320 ℃。色谱升温程序如下：初始温度设置为35 ℃，恒温5 min；然后以3.5 ℃/min速率程序升温至310 ℃，恒温20 min。进样采用分流模式，分流比为100∶1。轻烃化合物定性采用美国Agilent公司生产的PONA色谱分析标样，混合标样从异丁烷到正辛烷共计53个化合物，采用单个化合物的峰面积进行相对定量。在每批样品分析前进行轻烃标样分析，确保样品的分析质量和不同批次样品分析的可对比性。本文研究涉及的轻烃分析结果和相关地球化学参数见图2和表1。
表1 白家海凸起天然气伴生轻烃主要地球化学参数

Table 1 Main geochemical parameters of light hydrocarbons associated with natural gas in Baijiahai Bulge

参数 C1 s来源天然气 P2 p来源天然气
庚烷值 15.75 ~ 32.04 21.05

15.75~32.04

21.05

16.52~21.47

21.37

异庚烷值

1.18~2.26

1.58

1.44~2.03

1.69

2-MH+2，3-DMP

4.04~14.12

8.38

1.68~11.91

9.67

3-MH+2， 4-DMP

4.18~9.94

6.67

14.82~11.32

17.62

K1

0.88~1.74

1.25

0.40~0.72

0.55

K2

0.09~0.29

0.23

0.61~0.90

0.75

N2/P3

0.84~1.69

1.31

0.32~0.47

0.40

P2

6.54~20.37

12.17

11.05~16.12

13.50

P3

9.78~25.60

17.10

16.12~22.86

19.24

N2+P2

1.43~5.69

3.80

11.45~18.22

14.42

2-MP/3-MP

1.27~2.59

1.98

1.92~2.69

2.33

2-MH/3-MH

0.69~1.30

0.98

0.91~1.22

1.00

i-C5/n-C5

0.49~1.38

0.78

0.72~1.21

1.00

3-MP/n-C6

0.01~0.36

0.25

0.24~0.37

0.30

3-MP/Ben

1.89~7.28

3.26

2.70~8.62

5.05

MCH/Tol

1.11~2.65

1.90

1.12~2.11

1.60

n-C7/MCH

0.38~0.90

0.55

0.47~0.89

0.64

Tol/n-C7

0.00~0.39

0.11

0.00~0.04

0.01

注：庚烷值=(100×n⁃C7)/(∑CH⁃MCH⁃cis-1,2-DMCP)；异庚烷值=(2⁃MH+3⁃MH)/(trans⁃1,3⁃DMCP+cis⁃1,3⁃DMCP+trans⁃ 1,2⁃DMCP)；K1=(2⁃MH+2,3⁃DMP)/(3⁃MH+2,4⁃DMP)；K2=P3/(P2+N2)；P2=2⁃MH+3⁃MH；P3=2,2⁃DMP+2,4⁃DMP+2,3⁃ DMP+3,3⁃DMP+3⁃EP；N2=1,1⁃DMCP+cis⁃1,3⁃DMCP+trans⁃1,3⁃DMCP;(0.00~0.39)/0.11为(最小值—最大值)/平均值

本文研究对841个烃源岩样品进行了有机碳和岩石热解（Rock-Eval）分析，其中包括中下侏罗统烃源岩样品59个，平地泉组烃源岩样品559个，石炭系烃源岩样品223个。将样品磨成粉末，取200 mg，在60 ℃下用HCl处理以去除碳酸盐，然后用蒸馏水洗涤以去除HCl。洗涤后的样品在50 ℃下干燥，使用LECO CS-230分析仪测定其碳含量。在岩石热解分析中，取100 g烃源岩粉末放置在OGE-II热解仪中。这些样品在氦气环境下以50 ℃/min的加热速率从300 ℃加热到600 ℃，测量它们的Rock-Eval参数（S 1、S 2和T max等）。

3 天然气成熟度

庚烷值和异庚烷值交会图是用于判断油气成熟度最常用的轻烃参数［38-39］。在该交会图中，油气被描述为正常、成熟、高成熟和生物降解等4种类型（图3）。随着成熟度的增加，轻烃分子含量总体增加，但不同化学结构的轻烃化合物分子，其增加速度有所不同［38，40］。当碳原子数相同时，与环烷烃分子相比，生成链烃分子所需的活化能更少［38，41］。因此，在相同的热演化阶段，链状轻烃化合物的形成速率要高于环状轻烃化合物［38］。此外，异构链状轻烃化合物比环烷烃化合物具有更高的热稳定性［39，41］。根据上述原理，采用正构或异构链烷烃与环烷烃的比值（即庚烷值和异庚烷值，具体计算公式见表1脚注），就可以很好地反映油气的成熟度。
图3 准噶尔盆地白家海凸起天然气伴生轻烃化合物庚烷值与异庚烷值交会图

Fig.3 Crossplot of heptane and isoheptane values of light hydrocarbon associated with natural gas in Baijiahai Bulge， Junggar Basin

研究区天然气伴生轻烃的庚烷值为15.75~32.04（平均值为21.16），异庚烷值为1.18~2.26（平均值为1.62），整体处在成熟阶段，仅有个别样品达到了高成熟阶段（图3）。Mango提出不同结构二甲基戊烷比值（即2，4-DMP/2，3-DMP）的对数是烃类生成温度的线性函数［42-44］。基于2，4-DMP/2，3-DMP值随着温度的升高而逐渐增大这一原理，MANGO［42-44］提出了计算烃类生成温度（T）的经验公式［T=140+15×Ln（2，4-DMP/2，3-DMP），单位为℃］。在此基础上，为了更加直观地反映烃类的成熟度，人们又利用经验公式，将该温度转化为等效镜质体反射率（R eq=0.012 3×T－0.676 4，单位为%）［45-46］。研究区天然气伴生轻烃的形成温度为145.74~175.33 ℃（平均值为162.78 ℃），R eq值为1.12%~1.48%（平均值为1.33%）。这一结果与庚烷值和异庚烷值反映的情况基本一致（图3）。

4 天然气成因来源

4.1　天然气成因

基于北美主要含油气盆地的2 000余个轻烃样品，MANGO［42-44］发现4种庚烷异构体在不同含油气系统中具有一个相对固定的比例。这4种庚烷异构体分别是2-MH、3-MH、2，3-DMP和2，4-DMP（对应化合物代号见表2）。根据Mango的理论，2-MH和3-MH反映了干酪根中母体化合物的特征，而2，3-DMP和2，4-DMP则是由母体衍生的子体化合物。干酪根只生成母体化合物，子体化合物则是由母体化合物通过过渡金属催化反应生成的［42-44］。不同烃源岩形成环境的差异导致构成烃源岩的干酪根的结构也必然有所不同。因此，在不同的含油气系统中（2-MH+2，3-DMP）/（3-MH+2，4-DMP）值也必然存在差异。该比值被Mango定义为K1值［42-44］，国内外诸多学者将其应用于油气源对比［47-52］。
表2 C4-7主要轻烃化合物名称及缩写

Table 2 C4-7 names and abbreviations of main light hydrocarbon compounds

编号 名称 缩写
1 异丁烷 i-C4
2 正丁烷 n-C4
3 异戊烷 i-C5
4 正戊烷 n-C5
5 环戊烷 CP
6 2，3-二甲基丁烷 2，3-DMB
7 2-甲基戊烷 2-MP
8 3-甲基戊烷 3-MP
9 正己烷 n-C6
10 甲基环戊烷 MCP
11 苯 Ben
12 环己烷 CH
13 2-甲基己烷 2-MH
14 3-甲基己烷 3-MH
15 1，顺，3-二甲基环戊烷 cis-1，3-DMCP
16 1，反，3-二甲基环戊烷 trans-1，3-DMCP
17 1，顺，2-二甲基环戊烷 cis-1，2-DMCP
18 正庚烷 n-C7
19 甲基环己烷 MCH
20 甲苯 Tol
白家海凸起天然气伴生轻烃的K1值可以清楚地分为2类（图4）：第一类天然气的K1值较高，介于0.88~1.74之间（平均值为1.25）［图4（b），表1］，2-MH+2，3-DMP和3-MH+2，4-DMP之间的相关性很好，决定系数（R 2）达0.762 6［图4（a）］；第二类天然气的K1值显著低于第一类，介于0.40~0.72之间（平均值为0.55）。2类天然气K1值与2-MH+2，3-DMP与3-MH+2，4-DMP之间的相关关系存在明显差别（图4），反映其来自2套不同的烃源岩。其中，第二类天然气2-MH+2，3-DMP和3-MH+2，4-DMP之间的相关性较差［图4（a）］，这可能与有机质生源输入的多样性有关，本文4.2节将作详述。
图4 运用(2-MH+2,3-DMP)与(3-MH+2,4-DMP)（a）与K1与K2值交会图（b）识别白家海凸起天然气成因类型

Fig.4 Identification of natural gas genesis types of the Baijiahai Bulge using (a) (2-MH+2,3-DMP) and (3-MH+2,4-DMP) and (b) K1 and K2 value cross-plots

MANGO［42，51］基于稳态催化动力学模型提出，形成不同碳数环状轻烃化合物的反应速率相互独立，而形成相同碳数等环的反应速率是成比例的。对于同一套烃源岩，在整个生油窗内生成的烃类，其轻烃化合物应有总体一致的K2值［K2=P3/（P2+N2）；具体参数定义见表1说明］。白家海凸起天然气伴生轻烃的K2值同样可以清楚地分为2类［图4（b）］：第一类天然气的K2值较低，介于0.09~0.29之间（平均值为0.23）；第二类天然气的K2值显著高于第一类，介于0.61~0.90之间（平均值为0.75）（表1）。2类天然气K2值存在明显差别，反映其来自2套不同的烃源岩［图4（b）］。
基于来自东南亚（印度尼西亚、马来西亚、泰国和越南）、北非和西非（阿尔及利亚、坦桑尼亚和安哥拉）、南美（阿根廷和哥伦比亚）和欧洲（独联体国家和英国）的453个数据，TEN HAVEN进一步拓展了Mango轻烃参数的应用，将其直接与特定类型的烃源岩联系在一起［47］。依据同位素数据和生物标志化合物数据作为约束条件，他确定了陆源有机质和湖相有机质生成的原油在N2/P3—P2和P2+N2—P3交会图的分布区域［47］。在这2类交会图中，白家海凸起第一类天然气样品位于陆相腐殖型烃源岩生成烃类的分布区域，而第二类样品则位于湖相有机质生成烃类的分布区域（图5）
图5 运用（a）N2/P3与P2、（b）P2+N2与P3交会图识别白家海凸起天然气成因类型

Fig.5 Identification of natural gas genesis types of the Baijiahai Bulge using (a) N2/P3 vs. P2; (b) P2+N2 vs. P3 cross-plots

4.2　天然气来源

研究区发育中下侏罗统（J1-2）、P2 p和C1 s 3套潜在烃源岩［图1（c）］［7-8］。J1-2烃源岩为一套湖沼相煤系烃源岩［4，53］，氢指数为20.83~308.88 mg/g，平均为139.57 mg/g，干酪根有机质类型为III型（图6）。实钻样品的镜质体反射率（R O）为0.45%~0.64%，平均为0.56%（基于9口井，33个样品），说明烃源岩的热演化程度很低。根据地震预测的侏罗系底界深度，结合准东地区烃源岩R O与深度的关系［6］，推测研究区侏罗系底界的R O最大值在0.7%左右。目前，白家海凸起周缘发现的少量J1-2来源的低熟煤成油也证实了这一点［54-56］。因此，尽管第一类天然气来自腐殖型烃源岩，但其成熟度较高（R eq=1.12%~1.48%），并非来自J1-2烃源岩（图3）。
图6 运用T max和氢指数交会图判别白家海凸起及周缘烃源岩的有机质类型

Fig.6 The organic matter types of hydrocarbon source rocks in the Baijiahai Bulge and its neighbouring area using T max and hydrogen index cross-plot

C1 s烃源岩是研究区发育的另一套腐殖型烃源岩，氢指数为16.51~270.28 mg/g，平均为124.91 mg/g（图6）。该套烃源岩在准噶尔盆地东部广泛发育，与白家海凸起一凹之隔的克拉美丽大气田［图1（a）］，其天然气即来自这套烃源岩［4，53］。C1 s烃源岩热演化程度较高，实钻样品的R O值为0.79%~2.38%，平均为1.33%（基于29口井，84个样品），推测研究区C1 s烃源岩R O最大值在2.5%以上。因此，第一类天然气应为C1 s烃源岩生成的煤成气，从样品数量上来看，构成了白家海凸起天然气的主体。
P2 p烃源岩是在准噶尔盆地东南部广泛发育的一套咸水湖相烃源岩，著名的吉木萨尔十亿吨级页岩油田以及近期获得重大突破的阜康凹陷东斜坡大型岩性油气藏，其油源即来自P2 p烃源岩［2，57］。该套烃源岩氢指数为5~987 mg/g，平均为331 mg/g，以II型干酪根为主（图6）。近期钻探的位于凹陷区的道探1井［图1（b）］，在5 709 m深度，P2 p烃源岩实测R O值为1.52%，反映其整体已进入成熟—高熟阶段。因此，无论是从母质类型还是成熟度，第二类天然气都与P2 p烃源岩有很好的对应。
需要指出的是，该套烃源岩氢指数分布区间很宽，包含了I型—III型干酪根（图6）。这说明P2 p烃源岩除了菌藻类生源输入外，还有相当部分的陆源高等植物生源输入，与典型的湖相腐泥型烃源岩（I/II1型干酪根）存在一定差别，表现出混合型干酪根的特征。这就很好地解释了第二类天然气K1和K2值变化大，各参数相关性差的原因［图4，图5（b）］。

5 天然气的次生改造作用

油气从烃源岩中被排出并进入到圈闭后，可能会遭受一系列的次生改造，如生物降解、水洗和蒸发分馏等。这些作用一方面会改变烃类原有的地球化学性质，从而影响对其成因来源的判断：另一方面，这些次生改造作用也是反映油气成藏过程的有效手段［58-59］。因此，研究烃类可能遭受的次生改造作用，是油气地球化学研究的一个重要组成部分，对认识含油气系统的形成过程具有重要意义。GEORGE等［58］通过分析澳大利亚巴罗岛油田原油的分子组成，系统讨论了生物降解、水洗和蒸发分馏作用对原油中C5—C9轻烃组分的影响，并提出了一套较为完整的判别体系。本文以巴罗岛原油样品作为烃类遭受次生改造的一个端元，对白家海凸起天然气进行了系统的对比分析。

5.1　生物降解

GEORGE等［58］研究发现，烷基取代的位置对于轻烃化合物抗生物降解能力具有明显的控制作用。2-甲基链烷烃是对生物降解最敏感的支链烷烃，3-甲基链烷烃抵御生物降解的能力最强，4-甲基链烷烃介于二者之间［58］。换而言之，甲基取代在末端位置比中间位置更易遭受生物降解，而C3碳位被甲基取代的异构体比C2碳位被甲基取代的异构体更易遭受生物降解［58］。在C5和C6轻烃化合物中，2-MP和2-MH比3-MP和3-MH对生物降解作用的敏感性更强。因此，它们的比值可以很好地反映烃类的生物降解程度［图7（a）］。白家海凸起P2 p来源天然气伴生轻烃的2-MP/3-MP和2-MH/3-MH值分别为1.92~2.69（平均值为2.33）和0.91~1.22（平均值为1.00）；C1 s来源天然气伴生轻烃的2-MP/3-MP和2-MH/3-MH值分别为1.27~2.59（平均值为1.98）和0.69~1.30（平均值为0.98）（表1）。这2个比值在2类天然气中变化较小，与澳大利亚巴罗岛油田生物降解原油的轻烃特征［58］表现出明显的差别［图7（a）］。
图7 运用（a）2-MP/3-MP和2-MH/3-MH；（b）i-C5/n-C5与3-MP/n-C6交会图识别白家海凸起天然气生物降解作用（澳大利亚巴罗岛生物降解原油轻烃数据来自文献[58]）

Fig.7 Identification of natural gas biodegradation in the Baijiahai Bulge using (a) 2-MP/3-MP and 2-MH/3-MH; (b) i-C5/n-C5 and 3-MP/n-C6 cross-plots (light hydrocarbon data for biodegraded crude oil from Barrow Island, Australia is from Ref.[58])

通过对原油组成的分析，前人发现了生物降解作用对特定异构体的选择性消耗［60］。比如，生物降解作用所造成的异戊烷组分的分馏程度不如正戊烷大，这是由于该作用更易消耗正构烷烃。此外，轻烃化合物的烷基取代作用越强对生物降解作用的抵御能力也就越强［58］。因此，i-C5/n-C5与3-MP/n-C6的交会图可以很好地反映烃类遭受生物降解的情况［61］。白家海凸起P2 p来源天然气伴生轻烃的i-C5/n-C5与3-MP/n-C6值分别为0.72~1.21（平均值为1.00）和0.24~0.37（平均值为0.30）；C1 s来源天然气伴生轻烃的i-C5/n-C5与3-MP/n-C6值分别为0.49~1.38（平均值为0.78）和0.01~0.36（平均值为0.25）（表1）。这2个比值在2类天然气中同样变化较小，与澳大利亚巴罗岛油田生物降解原油的轻烃特征［58］表现出明显的差别［图7（b）］。

5.2　水洗

实验模拟和数值模拟均证实水洗作用会快速消耗轻烃中的芳烃化合物［62］。因此，利用Tol和Ben在水中溶解度（分别为1 740×10-6和554×10-6）与3-MP（13×10-6）和MCH（554×10-6）等化合物的巨大差异，可以很好地判断烃类是否遭受水洗作用［58］。白家海凸起天然气伴生轻烃的3-MP/Ben和MCH/Tol值分别为1.89~8.62（平均值为3.88）和1.11~2.65（平均值为1.80）（表1），2类天然气整体变化不大，均与澳大利亚巴罗岛油田遭受水洗原油的轻烃特征［58］表现出明显的差别（图8）。相同碳数下，环烷烃在水中的溶解度要大于正构烷烃，因此，n-C7/MCH值也可以有效反映烃类的水洗作用［38-41］。从该比值来看，同样反映出白家海凸起天然气未遭受水洗作用（图9）。
图8 运用3-MP/Ben和MCH/Tol交会图识别白家海凸起天然气水洗作用（澳大利亚巴罗岛水洗原油轻烃数据来自文献［58］）

Fig.8 Identification for water washing of natural gas in the Baijiahai Bulge using 3-MP/Ben and MCH/Tol cross-plot （light hydrocarbon data for biodegraded crude oil from Barrow Island， Australia is from Ref.［58］）

图9 运用n-C7/MCH和Tol/n-C7交会图识别白家海凸起天然气蒸发分馏和水洗作用

（准噶尔盆地南缘原油轻烃数据来自文献［59］）

Fig.9 Identification of evaporative fractionation and water washing of natural gas from the Baijiahai Bulge using n-C7/MCH and Tol/n-C7 crossplot

（light hydrocarbon data for fractionationed oil from southern Junggar Basin is from Ref.［59］）

5.3　蒸发分馏

THOMPSON［38］和LARTER等［63］通过高温高压实验发现，经气、液两相分离形成的凝析油气在浅层圈闭中饱和烃指数（n-C7/MCH）会增加而芳烃指数（Tol/n-C7）则减小，而深部圈闭中的原油则相反。THOMPSON［38］将这种天然气在浅层从原油中分离出来的现象称之为“蒸发分馏”，并提出了相应的判别图版（图9）。张水昌等［64］和陈建平等［59］在研究中国西北塔里木盆地和准噶尔盆地原油的过程中也发现了类似的现象。白家海凸起2类天然气伴生轻烃的饱和烃指数和芳烃指数变化较小，分别为0.00~0.39（平均为0.08）和0.38~0.90（平均为0.58），反映了原生烃类的特征（图9，表1）。这一特征与准噶尔盆地南缘遭受蒸发分馏的运移相原油［59］表现出显著差别（图9）。蒸发分馏作用导致这些原油的轻烃中正构烷烃组分被消耗，而芳烃组分有较多的残留［38，63］。
综上所述，白家海凸起天然气基本未遭受生物降解、水洗和蒸发分馏等常见次生改造作用的影响。因此，本文中轻烃参数可以真实地反映天然气的成因来源。同时，天然气未遭受次生改造，也说明白家海凸起具备较好的天然气保存条件，是准噶尔盆地今后值得持续关注的天然气勘探重要接替领域。

6 结论

（1） 准噶尔盆地白家海凸起天然气伴生轻烃的庚烷值为15.75~32.04（平均值为21.16），异庚烷值为1.18~2.26（平均值为1.62）。基于2，4⁃DMP/2，3⁃DMP值计算的轻烃形成温度为145.74~175.33 ℃（平均为162.78 ℃），折算等效镜质体反射率为1.12%~1.48%（平均值为1.33%）。
（2） 根据Mango轻烃参数，白家海凸起天然气可以分为2类：第一类K1和K2值分别为0.88~1.74和0.09~0.29；第二类K1和K2值分别为0.40~1.72和0.61~0.90。前者为煤成气，来自下石炭统松喀尔苏组腐殖型烃源岩，构成了研究区天然气的主体；后者为油型气，来自中二叠统平地泉组烃源岩。
（3） 白家海凸起天然气伴生轻烃与澳大利亚巴罗岛油田遭受水洗和生物降解的原油存在显著差别。其地球化学特征同样有别于准噶尔盆地南缘蒸发分馏原油。因此，本文中轻烃参数可以真实地反映天然气的成因来源。同时，天然气未遭受次生改造，也说明白家海凸起具备较好的天然气保存条件，是准噶尔盆地今后值得持续关注的天然气勘探重要接替领域。

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