天然气地球科学 >

2024 , Vol. 35 >Issue 2: 344 - 356

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2023.07.015

天然气地球化学

柴达木盆地西部和北缘天然气中C5—C7轻烃地球化学特征

  • 张臣 , 1 ,
  • 张道勇 1 ,
  • 周世新 , 2 ,
  • 李靖 2 ,
  • 陈克非 3 ,
  • 周立明 1 ,
  • 谷宇峰 1
展开
  • 1. 自然资源部油气资源战略研究中心，北京 100034
  • 2. 中国科学院西北生态环境资源研究院/甘肃省油气资源研究重点实验室，甘肃 兰州 730000
  • 3. 中国石油勘探开发研究院，北京 100083
周世新（1966-），男，四川简阳人，博士，研究员，主要从事油气地球化学研究. E-mail：.

张臣（1992-），女，河北保定人，博士，助理研究员，主要从事油气储量评审、天然气地球化学特征研究. E-mail：.

收稿日期: 2023-06-01

  修回日期: 2023-07-18

  网络出版日期: 2024-01-26

收起

Geochemical characteristics of C5⁃C7 light hydrocarbons in natural gas from the western part and northern margin of the Qaidam Basin

  • Chen ZHANG , 1 ,
  • Daoyong ZHANG 1 ,
  • Shixin ZHOU , 2 ,
  • Jing LI 2 ,
  • Kefei CHEN 3 ,
  • Liming ZHOU 1 ,
  • Yufeng GU 1
Expand
  • 1. Strategic Research Center of Oil and Gas Resources，Ministry of Natural Resources，Beijing 100034，China
  • 2. Northwest Institute of Eco⁃Environment and Resources，Chinese Academy of Sciences/Key Laboratory of Petroleum Resources Research，Gansu Province，Lanzhou 730000，China
  • 3. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development，Beijing 100083，China

Received date: 2023-06-01

  Revised date: 2023-07-18

  Online published: 2024-01-26

Supported by

The National Natural Science Foundation of China(41872147)

the Open Fund for Gansu Provincial Key Laboratory of Oil and Gas Resources Research(SZDKFJJ2023/002)

Fold

摘要

近些年在柴达木盆地西部和北缘油气勘探获得了新进展，但新勘探区块油气来源仍存在较大争议。C5—C7轻烃可作为很好的补充，为判识天然气来源提供新信息。系统采集了柴西和柴北缘主要油气田的天然气样品，分析其中轻烃的组分和单体烃碳同位素。结果显示：柴西天然气的轻烃具有高含量的正庚烷，柴北缘天然气的轻烃具有高含量的甲基环己烷和甲苯。柴西天然气中轻烃的δ13CMCC5值和δ13CMCC6值分别分布在-23‰~-18‰和-24‰~-20‰之间，柴北缘天然气中轻烃的δ13CMCC5值和δ13CMCC6值分别分布在-28‰~-22‰和-26‰~-23‰之间。这些特征反映出柴西地区天然气中轻烃主要来源于古近系—新近系咸水湖相泥岩，柴北缘地区天然气中轻烃主要来源于侏罗系煤系烃源岩。此外，结合天然气和原油地球化学特征，对南翼山和东坪地区油气来源开展了进一步研究。南翼山地区天然气可能有来自侏罗系和古近系—新近系煤系烃源岩的贡献，原油主要来自古近系—新近系烃源岩。东坪地区天然气主要来源于侏罗系煤系烃源岩，轻烃和凝析油主要来源于侏罗系泥岩。

关键词： 柴达木盆地; 天然气; C5—C7轻烃; 组分; 碳同位素

本文引用格式

张臣 , 张道勇 , 周世新 , 李靖 , 陈克非 , 周立明 , 谷宇峰 . 柴达木盆地西部和北缘天然气中C5—C7轻烃地球化学特征[J]. 天然气地球科学, 2024 , 35(2) : 344 -356 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2023.07.015

Abstract

In recent years， oil and gas exploration have achieved progress in the western part and northern margin of the the Qaidam Basin. But there is still a debate over the source of oil and gas in the new exploration areas. C5-C7 light hydrocarbons can be used to provide new information on the origin of natural gas. Natural gas samples were collected from the western part and northern margin of the Qaidam Basin. The components and individual carbon isotopes of C5-C7 light hydrocarbons in natural gas were analyzed. The results show that the light hydrocarbons from the western Qaidam Basin are characterized by a high content of n-heptane， and high carbon isotopes with δ13CMCC5 and δ13CMCC6 in the range from -23‰ to -18‰ and -24‰ to -20‰， respectively. While light hydrocarbons from the northern margin of the Qaidam Basin are featured by high contents of methylcyclohexane and toluene， and relatively low carbon isotopes with δ13CMCC5 and δ13CMCC6 in the range from -28‰ to -22‰ and -26‰ to -23‰， respectively. These characteristics indicate that the light hydrocarbons in the western Qaidam Basin mainly come from the saline lacustrine mudstones in the Paleogene-Neogene formation， and those in the northern Qaidam Basin are mainly generated from the Jurassic coal-bearing source rock. In addition， combined with the geochemical characteristics of natural gas and crude oil， the sources of oil and gas in the Nanyishan and Dongping fields are further studied. In the Nanyishan oil and gas field， natural gas may come from the Jurassic coal-bearing source rocks and Paleogene-Neogene source rock， and crude oils are mainly produced from Paleogene-Neogene source rock. In the Dongping gas field， natural gas is mainly generated from the Jurassic humic organic matters， while light hydrocarbons and condensate are mainly produced from the Jurassic sapropelic organic matters.

Key words： The Qaidam Basin; Natural gas; C5-C7 light hydrocarbon; Component; Carbon isotope

0 引言

天然气中的烃类化合物以甲烷、乙烷和丙烷为主，并辅以少量的C5—C7轻烃化合物［1］。目前对天然气来源的判识研究主要借助天然气中C1—C3的组分和同位素特征，使用C5—C7轻烃组分和单体烃碳同位素的研究少。由于C5—C7轻烃包含直链烷烃、支链烷烃、环烷烃和芳香烃，其较C1—C3化合物能保留更多的母源信息［2-3］。通过分析C5—C7轻烃组分和单体碳同位素可帮助判断生烃母质类型、烃源岩沉积环境和气—气关系等，为判断天然气来源提供更多依据［4-7］。此外，使用C1—C3组分和碳同位素识别天然气成因类型时存在参数单一的问题，C5—C7轻烃可以作为很好的补充，为天然气成因类型判识提供新信息［8-9］。
轻烃参数的建立始于淡水湖沼相和咸水海相环境的油气［4-5］，后续有研究将轻烃应用于咸水湖泊环境，并取得了较好的效果。柴达木盆地西部地区油气主要来自古近系—新近系咸水湖泊沉积，该环境下烃源岩有机质来源及生烃过程有其特殊性［10-11］。王培荣等［6］研究发现咸水湖相较淡水—微咸水环境形成的C7轻烃化合物，具有异构烷烃含量高的特征。陈克非等［7］对柴达木盆地西部南区天然气的轻烃研究发现，利用轻烃得到的天然气成因类型、次生改造结果与天然气、生物标志物结果一致；同时存在成熟度偏高的现象，这主要与咸水环境中轻烃的异构烷烃含量高，导致异庚烷值偏高有关［7］。综合来看，轻烃地球化学能较好地应用于咸水环境天然气成因类型研究［7-8］。
柴达木盆地是中国西部的一个重要含油气盆地，盆地内包含3套含油气系统：柴北缘侏罗系、柴西古近系—新近系和柴东第四系含油气系统［10］［图1（b）］。近些年，在柴西的英东、扎哈泉和狮子沟深层的油气勘探获得新进展，天然气显示丰富［12］。在柴北缘的尖北、东坪和牛东地区天然气勘探取得重大突破［13-14］。
图1 柴达木盆地构造背景与油气田分布

（a）柴达木盆地；（b）柴达木盆地内的3个构造单元；（c）古近纪—新近纪和侏罗纪的生油凹陷和主要的油气田分布（修改自付锁堂等［17］）

Fig.1 Tectonic setting and oil and gas field distribution in the Qaidam Basin

对这些新勘探区块的油气开展了较多的天然气组分和碳同位素分析，但尚未系统地开展过轻烃组分和单体烃碳同位素分析，这对帮助判断油气来源和油气成藏具有重要作用。此外，南翼山油气田和东坪气田位于侏罗系和古近系—新近系烃源岩叠合区之上［图1（c）］，油气来源存在争议［12， 14-16］。通过开展柴西和柴北缘轻烃特征对比研究，可为判识研究区油气来源提供新依据。
通过系统采集柴西古近系—新近系和柴北缘侏罗系天然气样品，对不同沉积环境、不同母质类型和不同成熟度的天然气样品进行了天然气和轻烃的组分和碳同位素分析。依据柴西和柴北缘地区的轻烃组分和单体烃碳同位素特征，建立判识古近系—新近系和侏罗系油气的轻烃依据。综合天然气、轻烃和原油地球化学特征，对南翼山和东坪地区油气来源进行研究。

1 地质概况和基础地球化学特征

柴达木盆地地处青藏高原东北部［图1（a）］，海拔2 600~3 000 m。盆地三面环山，西北部为阿尔金山，东北部为祁连山，南部为昆仑山［17］。盆地发育古生界、中生界和新生界3套地层。柴达木盆地经历了多期构造演化，主要形成了3套相对独立的烃源岩。柴北缘的侏罗系淡水湖相泥岩和煤系烃源岩，柴西的古近系—新近系咸水湖相泥岩，柴东的第四系湖相泥岩［18］。
在柴达木盆地西部，下干柴沟组（E3）和上干柴沟组（N1）是2个主要生烃层段（图2）。主力烃源岩层段的总有机碳含量（TOC）分布在0.1%~2.7%之间，平均值为0.4%；有机质类型主要为II型干酪根，少量为III型干酪根［19-20］；烃源岩镜质体反射率R O值主要分布范围为0.4%~1.3%［22-23］。柴西地区烃源岩碳同位素值主要分布在-26‰~-24‰之间［24］。
图2 柴达木盆地西部和北缘地层综合柱状图（修改自陈琰等［21］）

Fig.2 Generalized stratigraphic column for the western part and northern margin of the Qaidam Basin （modified from CHEN et al.［21］）

在柴达木盆地北缘，下侏罗统湖相泥岩（J1）和中侏罗统煤系烃源岩（J2）是主要的生烃层段（图2）。烃源岩的TOC值分布在1.5%~3.5%之间；有机质类型主要为III型干酪根，少量II型干酪根［25］；烃源岩R O值主要在1.4%以上，冷湖隆起区R O值分布在0.55%~0.99%之间［26］。柴北缘地区烃源岩碳同位素值主要分布在-31.4‰~-21.5‰之间［26］。
柴西和柴北缘天然气在成因类型和成熟度方面有较大差别。δ13C1和C1/（C2+C3）交会图被广泛应用于识别天然气成因类型［7， 13］。图3显示柴西大多数天然气样品落在热成因范围，并且具有Ⅱ型干酪根的特点，部分样品分布在Ⅲ型干酪根区域内或附近，还有个别落在混合区。这一结果表明，柴达木盆地西部地区的天然气主要来自腐泥型有机质，在扎哈泉、乌南、昆北及南翼山等地区有部分天然气来源于腐殖型有机质。对于柴达木盆地北缘地区天然气，基本上所有天然气样品落在Ⅲ型干酪根范围内或附近，只有一个冷湖3号地区的样品落在热成因区且具有Ⅱ型干酪根的特点（图3）。结果表明，柴北缘天然气主要来自腐殖型干酪根，在冷湖3号地区有腐泥型烃源岩的贡献。
图3 柴达木盆地西部和北缘天然气δ13C1与C1/（C2+C3）分布特征

Fig.3 Distribution characteristics of δ13C1 vs. C1/（C2+C3） of gases in the western part and northern margin of the Qaidam Basin

甲烷碳同位素组成会随着烃源岩热演化程度的增加而变重，因此甲烷碳同位素值常用于研究天然气成熟度。前人研究提出了多个利用δ13C1评价天然气成熟度的公式，柴西天然气包括腐泥型和腐殖型天然气，采用戴金星等［27］和沈平等［28］的经验公式计算得到柴西地区油型气R O值分布在0.6%~0.9%之间，平均为0.8%，与古近系—新近系烃源岩热演化程度相匹配；煤成气R O值分布在0.8%~1.5%之间，平均为1.1%（表1）。天然气成熟度结果表明在柴西地区，油型气主要为成熟阶段产物，煤成气主要为成熟阶段后期产物。此外，成熟度与干燥系数表现出很好的正相关性。柴西地区油型气和煤成气干燥系数均值分别为0.89和0.93（表1），同样指示煤成气来源于热演化程度更高的烃源岩。根据δ13C1与天然气成熟度关系，计算得到柴北缘天然气R O值分布在0.7%~2.3%之间，平均值为1.5%（表1），表明柴北缘天然气主要为高成熟阶段产物。在尖北、东坪和南八仙地区天然气成熟度高，个别样品达到了过成熟，干燥系数均在0.95及以上（图4）；马北和昆特依北地区天然气主要处于高成熟阶段，两地区干燥系数平均值分别为0.92和0.95；牛东、冷湖地区天然气成熟度较低，两地区干燥系数平均值分别为0.91和0.84。
表1 柴达木盆地西部和北缘天然气组分（%）和稳定碳同位素（‰，VPDB）组成

Table 1 Components (%) and stable carbon isotopes (‰, VPDB) of natural gas in the western part and northern margin of the Qaidam Basin

油气田 井号 地层

C1

/%

C2

/%

N2

/%

干燥

系数

δ13C1

/‰

δ13C2

/‰

R O

/%

 油气田 井号

地

层

C1

/%

C2

/%

N2

/%

干燥

系数

δ13C1

/‰

δ13C2

/‰

R O

/%
狮子沟 S205 E3 2 79.5 6.4 3.0 0.84 -40.6 -29.8 0.8 扎哈泉 ZT3 E3 1 73.8 11.1 4.0 0.84 -36.8 -21.8 0.8
S58 E3 2 78.8 6.0 2.7 0.85 -40.0 -27.7 0.9 昆北 Q12-H5 E3 1 58.7 17.4 8.7 0.66 -30.6 -25.9 1.3
花土沟 HN5-43 N1 67.5 6.0 16.9 0.87 -54.6 -35.9 0.6 南翼山 N105 N2 1 86.9 5.6 3.3 0.91 -33.0 -23.8 1.1
游园沟 YP3 N2 1 72.9 11.0 5.4 0.84 -40.6 -27.9 0.8 N14 E3 2 90.3 2.1 1.2 0.98 -32.1 -20.5 1.2
尕斯 Y8-371 E3 2 80.1 5.8 6.6 0.91 -42.1 -28.4 0.8 N2-5 E3 2 90.6 5.6 1.4 0.92 -34.3 -25.9 1.0
跃进 YⅡ5-13 E3 1 91.0 1.8 1.7 0.97 -47.7 -28.2 0.7 尖北 JT2 基岩 81.8 2.3 14.6 0.97 -23.1 -21.6 2.2

英东

1号

 Y1-2-B1 N2 2 73.3 9.9 4.3 0.85 -37.9 -27.2 0.9 东坪 DP171 基岩 92.4 2.5 3.4 0.97 -31.0 -20.8 1.3
Y1-2-B4 N2 2 87.9 4.3 2.9 0.94 -36.6 -26.8 0.9 DP1 基岩 88.5 2.0 7.6 0.97 -25.0 -20.8 1.9
Y27-1 N2 2 86.3 5.0 3.2 0.93 -37.7 -26.7 0.9 P1-2-7 基岩 88.2 2.0 7.6 0.97 -25.3 -21.4 1.9
Y38-3 N2 2 88.0 5.0 2.1 0.93 -39.5 -27.6 0.9 P1-2-8 基岩 88.1 2.0 7.5 0.97 -24.9 -21.0 2.0
Y29-1 N2 1 81.7 6.3 4.1 0.91 -40.5 -30.9 0.9 牛东 N105 J 78.0 6.8 7.0 0.90 -35.5 -25.0 0.9
Y4-2 N2 1 79.5 6.7 4.1 0.90 -39.6 -27.8 0.9 N1 J 88.8 3.9 4.1 0.95 -34.7 -23.5 1.0
Y9-4 N2 1 81.6 3.6 7.2 0.94 -40.0 -28.7 0.9 N1-2-1 J 76.7 8.2 6.1 0.88 -37.8 -25.3 0.8

英东

3号

 YD301 N2 1 80.4 6.1 3.9 0.90 -39.5 -27.0 0.9 昆特依北 K2 基岩 90.7 4.1 3.5 0.95 -30.0 -22.1 1.4
YD3-3 N2 1 80.0 6.6 4.4 0.90 -40.5 -26.8 0.9 冷湖3 LHZ14 J 74.9 9.0 5.4 0.87 -46.8 -30.5 0.7
乌南 L4-5 N2 1 80.8 7.1 3.6 0.90 -39.5 -27.0 0.9 冷湖4 LQ4 N1 56.3 13.1 13.5 0.78 -38.7 -27.5 0.7
W8-11 N2 1 87.3 6.2 2.2 0.90 -28.6 -24.3 1.5 平台 P302 E1+2 82.4 4.2 11.2 0.93 -31.3 -24.8 1.2
WB6-19 N2 1 86.3 6.3 1.4 0.91 -42.1 -26.1 0.8 南八仙 X1-1 N2 1 89.6 3.7 4.5 0.94 -24.2 -21.3 2.1
扎哈泉 Z11-33 N2 1 88.1 5.2 2.5 0.90 -34.8 -26.1 1.0 X17 E3 1 91.2 2.9 4.7 0.96 -22.7 -20.2 2.3
Z11-4 N2 1 86.6 6.2 2.5 0.89 -33.5 -25.1 1.1 X18 E3 1 89.7 3.5 5.5 0.95 -29.0 -23.4 1.5
Z11-8-5 N2 1 95.7 0.2 2.8 0.99 -39.1 -26.0 0.9 马北 MB2-9 基岩 91.3 2.4 7.6 0.97 -25.3 -19.7 1.9
Z218 N2 1 68.0 14.2 3.6 0.73 -42.8 -29.4 0.8 MB1-1 基岩 75.8 7.5 7.8 0.84 -30.5 -24.7 1.3
Z7-1-5 N1 74.0 9.5 6.2 0.86 -42.0 -26.8 0.8 MB2-1 基岩 78.6 7.3 8.2 0.87 -27.8 -24.7 1.6
Z7-2-3 N1 80.9 9.6 3.5 0.85 -41.0 -27.2 0.8 MX106 E3 1 87.8 3.1 8.0 0.96 -28.0 -22.4 1.6
Z9-2-1 N2 1 82.1 6.3 4.3 0.91 -39.2 -25.3 0.9 MX1-3 E3 1 89.2 2.9 7.3 0.96 -26.1 -21.7 1.8
ZP1 N2 1 71.5 12.4 5.7 0.77 -39.4 -26.5 0.9
图4 柴达木盆地西部和北缘天然气δ13C1和干燥系数交会图

Fig.4 Crossplot of dryness coefficient of natural gas versus δ13C1 values in the western part and northern margin of the Qaidam Basin

2 样品和分析方法

2.1　样品

在柴达木盆地主要油气田共采集天然气样品51个，其中31个来自柴西地区，20个来自柴北缘地区。采样过程中，连接不锈钢瓶和井口，先用天然气冲洗钢瓶3次以上，然后进行天然气采集。对收集到的天然气开展C5—C7组分和单体烃碳同位素分析，所有化学分析测试均在甘肃省油气资源研究重点实验室完成。

2.2　轻烃组分和单体烃碳同位素分析

轻烃组分分析采用安捷伦6890N气相色谱仪（GC）联合5973N质谱仪（MS）。色谱柱选用了HP-1柱，载气为高纯氦气，进样方式为直接进样。色谱升温程序等参照文献［7］。轻烃单体碳同位素分析采用固相微萃取技术（SPME）联合气相色谱/同位素质谱仪（GC-IRMS）。本文研究采用碳分子/二乙烯基苯/聚二甲基硅氧烷固相微萃取头（CAR/DVB/PDMS），萃取温度为室温（25 ℃），萃取时间为20 min。通过SPME将富集好的样品直接进样获得轻烃单体碳同位素数据。色谱柱和升温程序与轻烃组分分析条件一致。

3 结果与讨论

3.1　天然气成因类型

根据C5—C7轻烃的正构烷烃、异构烷烃和芳香烃相对含量可帮助判断天然气成因类型。油型气通常具有高含量的正构烷烃，而煤成气常具有高含量的异构烷烃和芳香烃。柴西地区天然气样品主要表现出正构烷烃含量高、芳香烃含量低的特征，柴北缘地区天然气样品主要表现出正构烷烃含量相对较低，异构烷烃和芳香烃含量较高的特征（图5，表2）。柴西天然气的C5—C7中正构烷烃相对含量为26.6%~48.4%，平均为41.4%；异构烷烃含量为32.6%~56.8%，平均为44.7%。柴北缘天然气的C5—C7中正构烷烃含量变化范围为16.5%~46.9%，平均为38.9%；异构烷烃含量为27.4%~51.7%，平均为41.6%。以正构烷烃相对含量30%为划分依据［2］，可得到柴西天然气主要为油型气，柴北缘天然气包含油型气和煤成气。
图5 柴达木盆地西部和北缘天然气中C5 - 7轻烃的典型气相色谱

（a）柴西S205井；（b）柴北缘K2井注：2，2-DMC4=2，2-二甲基丁烷；2-MC5=2-甲基戊烷；2，2-DMC5=2，2-二甲基戊烷；MCC5=甲基环戊烷；2-MC6=2-甲基己烷；CC6=环己烷；1，1-DMCC5=1，1-二甲基环戊烷；1，c3-DMCC5=1，c3-二甲基环戊烷； 1，t3-DMCC5=1，t3-二甲基环戊烷； MCC6=甲基环己烷

Fig.5 Representative gas chromatograms of C5 - 7 light hydrocarbons of natural gas in the western part and northern margin of the Qaidam Basin

表2 柴达木盆地西部和北缘C5—C7轻烃组分（%）和单体碳同位素（‰，VPDB）组成

Table 2 Components (%) and individual carbon isotopes (‰, VPDB) of C5-C7 light hydrocarbons in the western part and northern margin of the Qaidam Basin

井号

ΣDMCC5

/%

n-C7

/%

MCC6

/%

 3RP/% 5RP/% 6RP/% K1

δ13CMCC5

/‰

δ13CMCC6

/‰

 井号

ΣDMCC5

/%

n-C7

/%

MCC6

/%

 3RP/% 5RP/% 6RP/% K1

δ13CMCC5

/‰

δ13CMCC6

/‰
S205 18.0 51.5 30.5 37.8 16.2 45.9 1.07 -21.7 -21.9 ZT3 5.7 84.6 9.6 67.0 4.7 28.2 1.05 -18.1 -21.4
S58 20.2 44.0 35.7 35.2 14.8 50.0 1.07 -20.5 -23.1 Q12-H5 47.8 33.5 18.8 58.5 28.9 12.6 1.45
HN5-43 30.4 44.1 25.5 60.9 19.7 19.4 1.18 N105 19.4 34.6 46.0 29.1 13.5 57.4 1.24 -18.2 -21.6
YP3 13.9 63.0 23.1 48.4 14.6 37.0 1.32 -22.7 -23.7 N14 13.3 49.4 37.4 21.0 7.7 71.4 1.28
Y8-371 15.9 59.5 24.7 47.7 15.3 37.0 1.13 -20.7 -21.9 N2-5 19.5 50.4 30.1 47.7 15.6 36.7 1.29
YⅡ5-13 40.3 31.7 28.0 56.6 20.8 22.5 1.20 JT2 15.5 21.6 62.8 18.6 10.9 70.5 1.06 -23.5
Y1-2-B1 19.3 51.7 29.1 40.9 14.5 44.6 1.43 DP171 14.5 51.2 34.2 36.7 11.6 51.7 1.17 -23.2 -25.1
Y1-2-B4 17.8 59.7 22.5 43.1 15.7 41.2 1.33 DP1 9.0 58.7 32.3 40.2 6.9 52.9 1.13
Y27-1 15.7 62.2 22.2 48.5 13.4 38.1 1.53 P1-2-7 7.6 65.3 27.1 41.8 6.4 51.9 1.11
Y38-3 20.5 57.4 22.1 42.1 16.2 41.7 1.42 P1-2-8 13.3 55.6 31.0 43.0 11.7 45.3 1.17
Y29-1 20.7 54.1 25.1 43.8 14.6 41.5 1.27 N105 10.5 54.8 34.7 36.2 8.6 55.2 1.13
Y4-2 16.9 58.0 25.0 45.5 14.6 39.9 1.27 -19.6 -20.5 N1 17.9 26.4 55.8 23.1 12.3 64.6 1.16 -21.9 -24.2
Y9-4 21.0 57.5 21.5 51.8 15.6 32.6 1.47 N1-2-1 18.0 27.9 54.1 31.5 13.0 55.5 1.26
YD301 20.5 54.2 25.3 41.3 15.8 42.9 1.44 K2 16.3 27.3 56.4 25.6 11.8 62.6 1.21 -24.6
YD3-3 20.7 54.6 24.7 43.6 16.1 40.3 1.27 -19.5 -21.0 LHZ14 15.8 47.2 37.0 39.4 13.0 47.5 1.16 -24.8 -25.6
L4-5 16.3 54.7 28.9 17.8 7.1 75.2 1.42 LQ4 17.4 32.7 50.0 28.6 13.4 58.1 1.18
W8-11 10.1 55.3 34.5 31.9 7.9 60.2 1.13 -22.1 P302 12.2 45.4 42.4 40.1 12.6 47.3 1.22
WB6-19 18.0 47.4 34.6 37.7 14.8 47.5 1.16 -18.8 -22.1 X1-1 12.9 37.5 49.7 33.2 12.8 54.1 1.10
Z11-33 20.1 57.8 22.2 51.4 17.8 30.8 1.38 -20.2 -22.4 X17 8.1 66.7 25.2 35.4 11.5 53.1 1.12
Z11-4 20.6 56.7 22.6 52.3 17.9 29.8 1.37 X18 13.2 37.8 49.0 37.1 11.7 51.3 1.11 -22.9 -22.4
Z11-8-5 19.7 53.9 26.4 38.4 15.7 45.8 1.25 MB2-9 18.3 38.5 43.3 33.3 9.0 57.6 1.18
Z218 46.9 38.8 14.3 60.0 24.6 15.4 1.17 MB1-1 14.9 44.9 40.2 20.4 8.6 71.0 1.18
Z7-1-5 14.7 59.3 26.0 42.7 14.6 42.7 1.20 MB2-1 14.3 50.0 35.7 27.4 9.9 62.7 1.17
Z7-2-3 15.1 59.0 25.8 45.8 12.9 41.3 1.29 MX106 11.5 52.8 35.7 47.7 6.9 45.5 1.09 -27.1 -24.9
Z9-2-1 19.6 52.2 28.2 39.3 16.0 44.6 1.30 MX1-3 13.4 35.8 50.8 25.8 9.6 64.6 1.13
ZP1 22.6 51.0 26.5 46.4 17.8 35.8 1.17 -20.9 -22.5
C7轻烃中的正庚烷（n⁃C7）、甲基环己烷（MCC6）和二甲基环戊烷（DMCC5）的相对含量被广泛应用于判断天然气成因类型［29-31］。研究表明n⁃C7主要来源于藻类和细菌，MCC6主要来源于高等植物，DMCC5主要来源于水生生物［32］。图6显示柴西地区大多数天然气样品位于腐泥型范围，个别南翼山样品靠近腐殖型区域。柴北缘天然气样品分布较为分散，尖北、牛东、昆特依北、冷湖4号和南八仙气田的样品主要分布在腐殖型区域，而东坪、冷湖3号、平台和马北气田的气体则主要分布在腐泥型区域。因此，根据C7组分得到柴西天然气主要为油型气，柴北缘天然气包括油型气和煤成气。
图6 柴达木盆地西部和北缘天然气C7轻烃三角图

Fig.6 Ternary diagram of C7 light hydrocarbons in the western part and northern margin of the Qaidam Basin

依据天然气C1—C3组分和碳同位素得到柴西主要为油型气，柴北缘主要为煤成气。通过天然气C5—C7轻烃得到的天然气成因类型与C1—C3得到的结果大体一致，但在乌南、扎哈泉、南翼山、东坪和马北油气田存在不一致的现象。已有研究发现当不同来源天然气发生混合时，会造成C1—C3和C7组成表现出不同的成因类型［33-34］。因此推断在乌南、扎哈泉、南翼山、东坪和马北油气田可能存在不同来源天然气的混合。

3.2　烃源岩沉积环境

利用C7轻烃的碳环优势可以识别烃源岩的沉积环境。通常形成于湖相烃源岩的油气具有三元环优势（C7中异构烷烃，代号为3RP），形成于海相烃源岩的油气具有五元环优势（C7中二甲基环戊烷，代号为5RP），形成于陆相煤系烃源岩的油气具有六元环优势（C7中甲基环己烷和甲苯，代号为6RP）［35］。图7显示柴西天然气主体靠近3RP端元，柴北缘天然气主体靠近6RP端元。此外，柴西地区乌南和南翼山油气田的个别样品靠近6RP端元，柴北缘地区东坪、冷湖和马北油气田的个别样品靠近3RP端元。这些现象表明柴西轻烃主要形成于湖相泥岩，个别来自乌南和南翼山的轻烃可能形成于陆相煤系烃源岩；柴北缘轻烃主要形成于陆相煤系烃源岩，东坪、冷湖4号和马北轻烃主要形成于湖相泥岩。
图7 柴达木盆地西部和北缘C7轻烃组成中3RP—5RP—6RP三角图

Fig.7 Ternary diagram of isoalkanes （3RP）， cyclopentanes （5RP）， and cyclohexanes （6RP） of C7 light hydrocarbon in the western part and northern margin of the Qaidam Basin

轻烃中甲基环戊烷（MCC5）和甲基环己烷（MCC6）的碳同位素组成主要受烃源岩的有机质类型和沉积环境控制［2，36］。腐殖型有机质产生的MCC6通常表现出高的碳同位素值特征，δ13CMCC6值大于-24‰；而腐泥型有机质形成的MCC6常表现出低的碳同位素值特征，δ13CMCC6值小于-24‰［2］。此外，柴西烃源岩沉积环境为咸水湖泊，咸水环境生成的烃类化合物较淡水环境生成的具有更高的碳同位素值特征［23］。图8显示柴西地区天然气中δ13CMCC5值分布在-22.7‰~-18.1‰之间，δ13CMCC6值分布在-23.7‰~-20.5‰之间；柴北缘天然气中δ13CMCC5值分布在-27.1‰~-21.9‰之间，δ13CMCC6值分布在-25.6‰~-22.4‰之间。显然，柴西地区天然气的δ13CMCC5和δ13CMCC6值较柴北缘天然气的明显偏高。首先考虑有机质类型的影响，因为柴西地区古近系—新近系烃源岩的有机质类型主要为腐泥型，柴北缘侏罗系湖沼相烃源岩的有机质类型主要为腐殖型，如果这一差异与有机质类型有关，那么应该出现相反的结果。据此判断有机质类型不是造成两地区δ13CMCC5和δ13CMCC6值差异的主要原因。其次考虑沉积环境的影响，柴西地区古近系—新近系烃源岩形成于咸水环境，柴北缘地区侏罗系烃源岩形成于淡水湖沼环境，烃源岩沉积时水体盐度可能是造成柴西地区天然气中δ13CMCC5和δ13CMCC6值较柴北缘天然气偏高的主要原因，这与柴西天然气和原油的碳同位素均较淡水湖相油气偏高的特征一致［11］。在约55 Ma印度板块与亚欧板块发生碰撞，随之柴达木盆地发生抬升。盆地的隆升使得湖泊中河水的供给量减少，湖水蒸发量增加，湖泊逐渐咸化。湖泊盐度的增加导致CO2从水中逸出，水体逐渐富集δ13C。利用这些碳源繁衍的生物体内逐渐富含δ13C，最终形成了有机质δ13C值偏高的烃源岩［37］，烃源岩生成排出的油气也具有偏高的碳同位素组成。因此，偏重的轻烃碳同位素组成及柴西地区烃源岩形成与咸水环境密切相关。
图8 柴达木盆地西部和北缘地区天然气中轻烃的δ13CMCC5和δ13CMCC6交会图

Fig.8 Cross-plot of δ13CMCC5 and δ13CMCC6 of light hydrocarbons in natural gas from the western part and northern margin of the Qaidam Basin

3.3　气—气关系

MANGO［38］发现石油中存在异庚烷比值的不变性，提出K1参数（K1=（2-MC6+2，3-DMC5）/（3-MC6+2，4-DMC5），K1≈1.0），后续研究陆续发现不同来源的油气具有不同的K1值和分布特征［35］。图9显示两地区天然气的K1值有较大差异，柴西地区天然气的K1值分布范围为1.05~1.53，平均值为1.28；柴北缘地区天然气的K1值分布范围为1.06~1.26，平均值为1.15，柴西样品的K1值较柴北缘的偏高，这与ZHU等［39］的研究具有相似性。前人研究发现咸水环境形成的烃源岩生成的油气具有K1值偏高的特征［35］，结合柴西烃源岩形成于咸水湖相和柴北缘烃源岩形成于淡水湖沼相，造成两地区K1值差异的原因主要与沉积环境有关。此外，图8展示出柴西和柴北缘天然气具有明显的K1分带特点，柴北缘轻烃较柴西轻烃具有低的2-甲基己烷+2，3-二甲基戊烷与3-甲基己烷+2，4二甲基戊烷含量，表明两地区油气来源不同，柴西油气主要来自古近系—新近系烃源岩，柴北缘油气主要来自侏罗系烃源岩。同时，在柴西的乌南和南翼山地区，有个别样品具有偏低的2-甲基己烷、3-甲基己烷、2，3-二甲基戊烷和2，4-二甲基戊烷，可能原因为这几个样品来自古近系—新近系高成熟度腐殖型有机质，或者是侏罗系腐殖型烃源岩。在柴北缘的南八仙、东坪和冷湖地区，有些样品具有偏高的2-甲基己烷、3-甲基己烷、2，3-二甲基戊烷和2，4-二甲基戊烷，可能是因为这几个样品的轻烃主要来自侏罗系腐泥型烃源岩。总的来看，柴西和柴北缘天然气具有较明显的K1分布，这主要与两地区烃源岩母质类型和沉积环境有关。
图9 柴达木盆地西部和北缘轻烃K1分布特征

Fig.9 K1 distribution characteristics of light hydrocarbon in the western part and northern margin of the Qaidam Basin

油气的碳同位素组成反映油气之间的关系，那些由相似或相同烃源岩生成的油气通常具有相近的C5—C7轻烃单体碳同位素组成［40］。图10（a）显示，柴西地区天然气轻烃主体表现出相近的单体碳同位素特征，反映柴西地区天然气主要来源于古近系—新近系烃源岩。此外，个别样品表现出特殊性，跃进二号天然气轻烃碳同位素组成较其他样品的偏重，这主要与其遭受到生物降解有关；乌南和南翼山个别样品较柴西主体具有偏低的碳同位素组成，这可能与侏罗系烃源岩来源气体的混合有关。图10（b）显示，柴北缘不同地区天然气中轻烃碳同位素组成差异较大，反映柴北缘地区烃源岩有机质生源构成的多样性和复杂性。昆特依凹陷北部的K2样品和牛东的N1样品具有偏重的碳同位素组成，东坪的DP171、冷湖的LHZ14和马北的MX106样品具有偏轻的碳同位素组成。由于轻烃中的异构烷烃和环烷烃的碳同位素组成主要受干酪根类型控制［2， 41-42］，说明柴北缘不同构造带可能有不同类型有机质的生烃贡献。东坪、冷湖和马北地区的轻烃碳同位素组成偏轻，反映轻烃可能主要来源于腐泥型有机质；牛东、昆特依北和南八仙地区的轻烃碳同位素组成偏重，反映轻烃可能主要来源于腐殖型有机质。总的来看，柴北缘轻烃中的异构烷烃和环烷烃的碳同位素组成较柴西的偏轻2.0‰以上［图10（b）］，反映两地区油气来源有明显的差异性。
图10 柴达木盆地西部和北缘天然气中轻烃碳同位素组成分布特征

（a）柴西地区；（b）柴北缘地区

Fig.10 Carbon isotope values of specific compounds of light hydrocarbons in the western part and northern margin of the Qaidam Basin

3.4　南翼山和东坪油气来源判识

柴达木盆地西部和北缘天然气具有不同的轻烃组成和单体烃碳同位素组成，反映出两地区天然气成因类型、烃源岩沉积环境和有机质生源的差异性。柴西地区天然气轻烃具有nC7含量高，轻烃单体碳同位素组成偏重的特征；柴北缘天然气轻烃具有MCC6和甲苯含量高，轻烃单体碳同位素组成偏轻的特征。根据此判别方法，对油气来源存在争议的南翼山和东坪地区开展进一步研究。
在南翼山油气田，笔者采集了3个天然气样品，以N14和N105为代表开展分析。N14天然气来自埋深4 358~4 357 m的下干柴沟组上段（E3 2），属于深层天然气；N105天然气来自埋深2 342~2 346 m的下油砂山组（N2 1），属于浅层天然气［图11（a）］。N14和N105天然气中C1—C3组分和碳同位素组成相似，均显示该天然气属于煤成气，且具有高的成熟度。而两者的轻烃组成和单体烃碳同位素组成均反映出咸水湖相成因的特征，如N14样品具有较高的n⁃C7含量，且具有与柴西地区样品相近的n⁃C5—n⁃C7碳同位素特征；N105样品具有较高的MCC6含量，且δ13CMCC5和δ13CMCC6含量落在柴西样品范围内，因此南翼山地区天然气中的轻烃来源于古近系—新近系咸水湖相烃源岩。结合前人研究和研究区构造特征，认为在南翼山地区天然气可能有来自侏罗系和古近系—新近系煤系烃源岩的贡献，原油主要来自古近系—新近系烃源岩。
图11 柴达木盆地南翼山油气田（修改自汤国民等［16］）和东坪气田油气充注模式

Fig.11 Oil and gas accumulation model in the Nanyishan （modified from TANG et al. ［16］） and the Dongping oil and gas fields in the Qaidam Basin

在东坪气田，共采集和分析了4个天然气样品，它们具有相近的化学组成，并对DP171开展了轻烃单体碳同位素分析。上述研究表明东坪地区存在不同类型天然气的混合，其中天然气主要来源于煤系烃源岩，轻烃主要源于淡水湖相泥岩。并且东坪地区原油碳同位素组成具有偏轻的特征，与冷湖3号地区相似［9］，可能表明该地区凝析油主要来源于淡水湖相泥岩。综合先前研究和构造演化，认为东坪地区油气来源于侏罗系泥岩和煤系烃源岩，其中天然气主要来源于煤系烃源岩，轻烃和凝析油可能主要来源于泥岩。前人研究认为柴北缘地区中侏罗统烃源岩偏腐泥型，下侏罗统烃源岩偏腐殖型。因此推断在坪东凹陷，除了发育下侏罗统腐殖型烃源岩外，可能还存在中侏罗统腐泥型烃源岩［图11（b）］。

4 结论

本文研究通过分析柴西古近系—新近系和柴北缘地区天然气中轻烃组成和单体烃碳同位素特征，获得以下几点认识：
（1）柴西和柴北缘天然气中轻烃具有不同的组成和单体烃碳同位素特征。柴西地区轻烃具有高n⁃C7含量，柴北缘地区轻烃具有高MCC6和甲苯含量。在K1分布图中，柴西地区较柴北缘地区轻烃具有更高的2-MC6+2，3-DMC5和3-MC6+2，4-DMC5含量和K1值。柴西轻烃的δ13CMCC5和δ13CMCC6值分别分布在-23‰~-18‰和-24‰~-20‰之间，柴北缘轻烃的δ13CMCC5和δ13CMCC6值分别分布在-28‰~-22‰和-26‰~-23‰之间。
（2）综合C1—C3和C7地球化学特征进一步判断了柴西和柴北缘天然气来源。通过分析天然气中C1—C3和C7轻烃的组成、单体烃碳同位素特征，判断柴西地区天然气主要来源于古近系—新近系咸水湖相泥岩，乌南、扎哈泉和南翼山地区可能有侏罗系煤系烃源岩的贡献；柴北缘地区天然气主要来源于侏罗系煤系烃源岩，东坪和马北油气田有侏罗系泥岩的贡献。
（3）南翼山和东坪地区的油气来源可能较为复杂。南翼山地区天然气可能有来自侏罗系和古近系—新近系煤系烃源岩的贡献，原油来自古近系—新近系烃源岩。东坪地区天然气主要来源于侏罗系煤系烃源岩，而轻烃和凝析油主要来源于侏罗系泥岩。

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