天然气地球科学 >

2024 , Vol. 35 >Issue 6: 1061 - 1069

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2023.08.006

天然气地球化学

琼东南盆地崖城13⁃1气田油气地球化学特征及来源新认识

  • 汪紫菱 ,
  • 何小胡 ,
  • 邓孝亮 ,
  • 梁刚 ,
  • 郭潇潇
展开
  • 中海石油（中国）有限公司海南分公司研究院，海南 海口 570100

汪紫菱（1989-），女，湖北天门人，硕士，工程师，主要从事石油天然气地质勘探研究. E-mail：.

收稿日期: 2023-06-07

  修回日期: 2023-08-18

  网络出版日期: 2023-10-26

收起

New understanding of oil and gas geochemical characteristics and origin of Yacheng 13-1 Gas Field in Qiongdongnan Basin

  • Ziling WANG ,
  • Xiaohu HE ,
  • Xiaoliang DENG ,
  • Gang LIANG ,
  • Xiaoxiao GUO
Expand
  • Research Institution，Hainan Branch of CNOOC Ltd. ，Haikou 570100，China

Received date: 2023-06-07

  Revised date: 2023-08-18

  Online published: 2023-10-26

Supported by

The Major Science and Technology Project of the 14th Five Year Plan of CNOOC(KJGG2022-0404)

Fold

摘要

近期，在琼东南盆地崖城13⁃1气田首次钻探了潜山领域自营井，并获得了商业性发现，使得该气田焕发出新的生机。为进一步挖潜崖城13⁃1构造区的勘探价值，需要明确其油气的来源，以供落实该区的资源潜力。利用新老钻井样品的分析化验资料，从油气的地球化学特征入手，精细分析了崖城13⁃1气田油气的成因类型和分布规律，明确了油气的来源。结果表明：崖城13⁃1气田天然气均为煤型气，南、北2块的天然气和凝析油特征存在明显差异。天然气干燥系数“北干南湿”，烃类气碳同位素组成“北重南轻”，成熟度“北高南低”；北块凝析油密度、黏度、凝点及含蜡量均比南块高，北块凝析油中芳烃含量及姥植比也明显比南块高。这种差异主要与油气的母质构成及成熟度有关，北块生烃母质中陆源输入更多，南块低等水生生物贡献增多。进一步油源对比发现，崖城13⁃1气田北块油气具有“双源”特征，既有来自北块本地崖城组煤系烃源岩的贡献，又有来自临近莺歌海凹陷渐新统烃源岩的贡献；南块油气则主要来自崖南凹陷崖城组陆源海相偏腐泥型的源岩贡献。

关键词： 天然气; 凝析油; 地球化学特征; 成因类型; 油源对比

本文引用格式

汪紫菱 , 何小胡 , 邓孝亮 , 梁刚 , 郭潇潇 . 琼东南盆地崖城13⁃1气田油气地球化学特征及来源新认识[J]. 天然气地球科学, 2024 , 35(6) : 1061 -1069 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2023.08.006

Abstract

Recently， the first self-operated well in the buried hill field was drilled around Yacheng 13-1 Gas Field， and the commercial discovery made the gas field glow with new vitality. In order to further explore the exploration value of Yacheng 13-1 structure， it is necessary to clarify its source of oil and gas for realizing the resource potential of the area. Based on the analysis and test data of new and old drilling samples， starting from the geochemical characteristics of oil and gas， this paper carefully analyzes the genetic types and distribution rules of oil and gas in Yacheng 13-1 Gas Field， and defines the source of oil and gas. The analysis shows that the natural gas in Yacheng 13-1 Gas Field is coal type gas， and the natural gas and condensate in the south and north blocks are obviously different. The dryness coefficient of natural gas is “dry in the north and wet in the south”， the carbon isotope of hydrocarbon gas is “heavy in the north and light in the south”， and the maturity is “high in the north and low in the south”. The density， viscosity， freezing point and wax content of the condensate in the north block are higher than those in the south block， and the aromatics content and planting ratio of the condensate in the north block are also significantly higher than those in the south block. This difference is mainly related to the composition and maturity of oil and gas parent materials. In the north block， the input of terrigenous hydrocarbon source materials is more， and the contribution of lower aquatic organisms in the south block is increased. Further oil source correlation shows that the oil and gas in the north block of Yacheng 13-1 Gas Field has the characteristics of “double sources”， with contributions from both the local coal measures source rocks of Yacheng Formation in the north block and the Oligocene source rocks of Yinggehai Sag. The oil and gas in the south block mainly comes from the terrigenous marine facies sapropelic source rocks of the Yacheng Formation in the Yanan Depression.

Key words： Natural gas; Condensate; Geochemical characteristics; Genetic type; Oil source correlation

0 引言

崖城13-1气田是琼东南盆地主要的大气田之一，自1996年合作投产，勘探开发已20多年。2022年，崖城13-1气田由合作区转为自营区。近期，在该区相继新钻了2口探井（YC13-1-C井、YC13-1-G井），在中生界潜山发现近70 m气层，取得了商业性突破，这一发现无疑给该区带来了曙光，使该区焕发出新的生机。为进一步挖潜崖城13-1构造区的勘探价值，就需明确其油气的来源，以供落实该区的资源潜力。作为一个勘探成熟区，前人对崖城13-1气田天然气的来源已有相关研究，但观点不统一。邓鸣放等［1］、黄正吉等［2］认为崖城13-1气田天然气和凝析油主要来自琼东南盆地崖南凹陷崖城组煤系地层；孙嘉陵［3］ 认为琼东南盆地崖南凹陷始新统、渐新统成熟—高熟烃源岩和莺歌海盆地深部的成熟烃源均可为崖城13-1气田供气；陈红汉等［4］ 指出崖13-1气田天然气主要来自琼东南盆地崖南凹陷和莺歌海盆地埋深分别大于4 450 m和4 700 m的渐新统烃源岩；安作相［5］虽然也主张莺—琼双源说，但他认为莺歌海盆地应该是梅山组作为主力烃源岩为崖城13-1气田供气；傅宁等 ［6］和潘贤庄等［7］ 研究提出琼东南盆地崖南凹陷渐新统存在2种不同生源构成的“烃源灶”，崖城13-1气田是来自该区不同有机质类型和不同热演化程度的烃类混合作用的结果。本文在前人研究的基础上，利用新老钻井样品的分析化验资料，从油气的地球化学特征入手，精细分析了崖城13-1气田油气的成因类型和分布规律，明确了油气的来源，以期为崖城13区下一步勘探提供指导，也对整个琼东南盆地油气勘探研究工作起到借鉴作用。

1 区域地质概况

琼东南盆地是我国南海北部重要的含油气盆地，南接永乐隆起，北临海南隆起，东、西分别与珠江口盆地和莺歌海盆地相连，整体呈NE—SW走向［8-9］。崖城13-1气田位于琼东南盆地中央坳陷带西缘，西侧以1号断层为界与莺歌海盆地相接，东侧为崖南凹陷（图1）。钻井揭示，研究区自下向上发育多套地层，包括基底的中生界三叠系，断陷期发育的古近系始新统（岭头组）和渐新统（崖城组、陵水组），坳陷期发育的新近系中新统（三亚组、梅山组、黄流组）和上新统（莺歌海组）及第四系（乐东组）［10-11］。其中，崖城组主要为海陆过渡相—浅海相沉积体系，是研究区的主力烃源岩层，烃源岩岩性主要为煤、炭质泥岩和泥岩［12-13］。有机质类型为Ⅲ—Ⅱ2型，以生气为主；有机质丰度较高，泥岩有机碳含量平均为0.92%，煤系泥岩有机碳含量平均值为19.84%。研究区内目前发现的天然气主要分布在基底潜山、陵水组和三亚组等多套储层中。
图1 琼东南盆地构造图

Fig.1 Structural map of Qiongdongnan Basin

2 油气地球化学特征

2.1　天然气地球化学特征

崖城13-1气田作为一个商业性气田，天然气主要为烃类气，甲烷（CH4）含量达80%以上，重烃（ C 2 +）含量为1.31%~8.58%。干燥系数（C1/C1-5）分布范围为0.91~0.99，其中北块（YC13-1-A井、YC13-1-B井、YC13-1-C井、YC13-1-G井）天然气为干气（干燥系数>0.95），南块（YC13-1-E井、YC13-1-F井）天然气为湿气（干燥系数<0.95），YC13-1-D井干燥系数介于南、北两块之间。非烃类气主要为二氧化碳（CO2）和氮气（N2），含量较低，CO2含量介于2.36%~16.9%之间，N2含量介于0.01%~1.76%之间（表1）。
表1 崖城13-1气田天然气地球化学特征

Table 1 Geochemical characteristics of natural gas in Yacheng 13-1 Gas Field

井号 埋深/m 层位 烃类气/% 非烃类气/% 干燥系数 碳同位素/‰

R e

/%

C1 C2 C3 iC4 nC4 iC5 nC5 N2 CO2 （C1/C1-5） δ13C1 δ13C2 δ 13 C C O 2
YC13-1-A 3 573.8~3 586.1 陵水组 85.03 1.27 1.33 0.40 0.40 0.20 0.14 0.72 9.60 0.96 -35.80 -25.20 -4.90 1.67
YC13-1-B 3 708.8~3 725.6 陵水组 88.17 1.99 0.55 0.13 0.13 0.06 0.04 1.01 7.92 0.97 -35.02 -24.37 -5.10 1.77
YC13-1-C 3 561~3 608 中生界 81.78 1.04 0.12 0.03 0.02 0.01 0.01 0.01 16.90 0.99 -33.72 -23.41 -4.19 1.94
YC13-1-D 3 842~3 871 陵水组 85.71 3.95 1.25 0.34 0.33 0.14 0.08 1.23 6.70 0.93 -37.38 -25.96 -8.31 1.46
YC13-1-D 3 898.4~3 921.6 陵水组 84.58 3.08 0.91 0.25 0.25 0.10 0.06 1.76 8.73 0.95 -37.09 -26.29 -7.70 1.50
YC13-1-E 3 788.7~3 817.3 陵水组 83.22 3.94 1.81 0.47 0.46 0.18 0.12 1.04 8.54 0.92 -39.36 -26.47 -7.68 1.21
YC13-1-F 3 774.9~3 817.2 陵水组 85.50 4.81 2.12 0.57 0.52 0.21 0.11 0.93 4.99 0.91 -39.88 -26.82 -8.33 1.14
YC13-1-G 3 407~3 434.7 中生界 94.64 1.19 0.60 — 0.60 — 0.60 0.01 2.36 0.98 -34.51 — — 1.84

注：“—”代表未检出

受气组分含量影响，崖城13-1气田天然气仅甲烷、乙烷及二氧化碳的碳同位素分析化验数据较完整。其中，北块天然气δ13C1值分布在-35.8‰~-33.72‰之间，δ13C2值分布在-25.2‰~-23.41‰之间。南块天然气δ13C1<-39‰，δ13C2<-26‰。YC13-1-D井甲烷、乙烷同位素介于南块、北块之间。研究区 δ 13 C C O 2值整体较重，分布在-8.33‰~-4.19‰之间（表1）。
关于天然气的成熟度，本文采用了张国华等①根据琼东南盆地样品热模拟实验结果建立的天然气成熟度计算公式，即：δ13C1=7.727 5R e—48.698。该计算公式是前人根据实际测定结果线性回归得出的，所采用的检测样品主要为研究区YC13-1-A井、YC13-1-E井、YC13-1-F井崖城组泥岩样品。主要是采用全岩热模拟、气相色谱、同位素质谱分析技术，测定相关气源岩在不同热演化阶段产物中气态烃的碳同位素，通过热解温度与R O值换算，绘制甲烷碳同位素与成熟度R e的相关图，从而确定出的估算天然气成熟度关系式。计算分析可知，研究区天然气成熟度较高，均为热成因气。其中，北块天然气计算R O值在1.67%~1.94%之间，南块天然气计算R e值小于1.25%，YC13-1-D井天然气计算R e值介于南、北两块之间（表1）。

2.2　凝析油地球化学特征

伴随天然气的产出，崖城13-1气田产生有少量的凝析油。与常规的凝析油（低密度、低凝点、不含蜡等）特征不同，崖城13-1气田的凝析油密度相对较大，凝点相对较高，具一定的蜡含量。其中，北块（YC13-1-A井、YC13-1-B井）凝析油的密度在0.85 g/cm3以上，凝点为20~34 ℃，含蜡量为10.1%~21.07%，黏度为1.61~3.54 mm2/s。南块（YC13-1-E井、YC13-1-F井）凝析油的密度在0.80 g/cm3左右，凝点为-14~8 ℃，含蜡量在3%以下，黏度小于1 mm2/s。YC13-1-D井凝析油密度、黏度和含蜡量介于南、北两块之间。此外，研究区凝析油硫含量均很低，小于0.06%；沥青质和硅胶质含量也很低，基本在1%以下。δ13C全油值分布于-28.1‰~-26.52‰之间（表2）。
表2 崖城13-1气田凝析油地球化学特征

Table 2 Geochemical characteristics of condensate in Yacheng 13-1 Gas Field

井号 埋深/m 层位 密度/（20 ℃，g/cm3）

凝点

/℃

 黏度/（50 ℃，mm2/s）

含硫量

/%

含蜡量

/%

沥青质硅胶质

/%

 δ13C/‰原油 CYC6/MCYC5 MCYC6/DMCYC5 苯/nC6

苯/

甲苯

Pr/

nC17

 Ph/nC18 Pr/Ph
YC13-1-A 3 573.8~3 586.1 陵水组 0.859 24 2.01 0.06 10.68 0.65 -26.83 1.16 2.44 5.52 3.37 1.67 0.23 8.00
YC13-1-A 3 658.8~3 701.9 陵水组 0.853 26 2.64 0.05 12.88 0.74 -28.10 1.23 2.45 6.36 3.14 1.57 0.22 7.15
YC13-1-B 3 708.8~3 725.6 陵水组 0.846 20 3.54 0.04 10.10 0.4 -26.72 1.04 2.08 4.07 3.69 1.41 0.22 6.77
YC13-1-B 3 888.6~3 907.5 陵水组 0.849 34 1.61 0.05 21.07 0.97 -26.52 1.11 2.38 4.13 2.83 1.15 0.16 7.11
YC13-1-D 3 842~3 871 陵水组 0.818 1 1.17 0.04 4.41 0.36 -27.76 0.85 1.65 1.77 3.09 1.56 0.28 8.08
YC13-1-D 3 898.4~3 921.6 陵水组 0.851 19 1.83 0.01 4.73 0.3 -26.74 0.95 2.23 2.25 3.47 1.60 0.24 8.59
YC13-1-E 3 788.7~3 817.3 陵水组 0.797 8 0.94 0.01 3.01 1.1 -27.34 0.79 1.65 1.22 5.62 1.09 0.29 4.00
YC13-1-F 3 774.9~3 817.2 陵水组 0.793 -14 0.86 0.01 1.03 0.11 -27.75 0.80 1.76 1.14 5.99 1.28 0.26 5.00
崖城13-1气田凝析油轻烃色谱特征显示，其芳烃含量高，正构烷烃含量低。特别是北块的凝析油中，苯和甲苯的含量分别占C6和C7烃类的55%和45%以上。其中，北块苯/nC6值分布于4.07~6.36之间，苯/甲苯值分布于2.83~3.69之间。南块凝析油苯/nC6值约为1，苯/甲苯值在5.5以上。此外，研究区凝析油中富含六元环烷烃，北块凝析油CYC6/MCYC5值大于1，MCYC6/DMCYC5值大于2。南块凝析油CYC6/MCYC5值小于1，MCYC6/DMCYC5值小于2。YC13-1-D井凝析油芳烃和六元环含量介于南、北两块之间（表2）。
原油全烃色谱特征显示，崖城13-1气田凝析油正构烷烃分布呈现2种类型：①双峰型，正构烷烃呈双峰分布，且高碳数烷烃含量较高，北块凝析油属于此类；②单峰型，正构烷烃呈单峰分布，但碳数分布范围仍然较宽，高碳数烷烃含量较低，南块凝析油属于此类（图2）。在异戊间二烯烃中，研究区凝析油姥鲛烷优势明显，其中，北块凝析油Pr/Ph值分布于6.77~8之间，南块凝析油Pr/Ph值分布于4~5之间（表2）。
图2 崖城13-1气田凝析油全烃色谱

Fig.2 Condensate full hydrocarbon chromatography of Yacheng 13-1 Gas Field

3 油气成因及来源分析

3.1　油气成因类型分析

天然气重烃碳同位素受成熟度影响较小，比δ13C1具有较好的稳定性和母质继承性，是用于鉴别天然气类型的重要指标。戴金星等［14-15］通过研究烃类气系列地球化学指标，建立了利用天然气碳同位素划分油型气和煤型气的图版（图3）。根据该划分标准可知，崖城13-1气田天然气δ13C2值均大于-28‰（表1），表明其为煤型气。
图3 崖城13-1气田天然气δ13C1—δ13C2判断天然气成因

Fig.3 Determination of the origin of natural gas by δ13C1 -δ13C2 in Yacheng 13-1 Gas Field

3.2　油气来源分析

综上分析表明，崖城13-1气田以产出煤型气为主，伴有少量煤型凝析油，且该构造南、北两块油气性质存在明显差异。ENGLAND等［16］认为生源构成和成熟度的差异是造成油气藏内烃类性质不同的主要原因。所以，崖13-1气田南、北两块油气性质的差异指示其母源构成和成熟度有所差别。
通常认为滨浅湖相地层中陆源输入较多，碳同位素组成较重；半深湖—深湖相烃源岩的有机质生源以水生生物为主，碳同位素组成较轻［17］。此外，一般来说天然气成熟度越高，碳同位素组成越重。崖城13-1气田天然气干燥系数表现为“北干南湿”，烃类气碳同位素组成表现为“北重南轻”，天然气成熟度表现为“北高南低”，尤其以新钻YC13-1-C井最为典型。表明北块陆源输入较多，源岩成熟度较高；南块陆源输入相对减小，低等水生生物的贡献一定程度增加，源岩的成熟度相对较低。伴生的凝析油密度、黏度、凝点及含蜡量均表现为“北高南低”，表明北块凝析油中陆源高等植物的角质成分有重要贡献，南块高等植物角质成分贡献明显减小［18］。北块凝析油中芳烃含量明显比南块高，表明高等植物的木质纤维素和糖类物质对北块的贡献较大［19］。此外，轻烃中的环己烷和环戊烷的相对丰度也可反映生油母质的性质。一般认为富含六元环烷烃是陆源成因的，而富含五元环烷烃则与藻类成因有关［20-21］。崖城13-1气田北块凝析油富含六元环，CYC6/MCYC5和MCYC6/DMCYC5值明显较高（表2），表明北块生油母质中陆源输入更多。在异戊间二烯烃中，北块凝析油中的姥植比优势更加明显，反映陆源高等植物对北块凝析油的贡献更大。
结合沉积构造背景，崖城组沉积时期，崖城13区发育滨海沼泽—浅海沉积环境。崖城13区北部蕨类植物较为发育，往南孢粉含量整体减小，表明沉积水体加深。干酪根镜检分析结果显示，崖城13区北块崖城组干酪根显微组分以镜质组和惰质组为主，几乎不含腐泥组；往南腐泥组含量增加，镜质组含量减少，表明低等水生生物贡献增多（图4），由此表明，崖城13区存在2种不同生源构成的烃源岩。
图4 崖城13区崖城组干酪根显微组分分布

Fig.4 Distribution of kerogen macerals of Yacheng Formation，Yacheng 13 block

油源生物标志物特征对比结果显示（图5），崖城13区北块凝析油树脂化合物（W、T）和奥利烷含量高，与北块崖城组烃源岩特征相似，生源构成更偏煤系，以陆源高等植物输入为主。南块凝析油几乎不含树脂化合物（W、T）和奥利烷，与南部崖城组烃源岩特征相似，生源构成更偏腐泥型，具有一定低等水生生物的贡献。由此，可以断定崖城13区北块油气主要来自北部崖城组海陆过渡相偏煤系的烃源岩，南块油气主要来自南部崖南凹陷崖城组陆源海相偏腐泥型的烃源岩。
图5 崖城13-1凝析油与源岩生物标志物对比

Fig.5 Comparison of biomarkers between Yacheng 13-1 condensate and source rocks

值得注意的是，北块烃类气碳同位素组成比南块重，成熟度比南块高。依照渐新世之前海源有机质碳同位素组成比陆源碳轻，渐新世及之后海相有机质碳同位素组成比陆源碳重的规律［22-23］，对比了研究区崖城组干酪根同位素值，发现滨海—沼泽相的崖城组（YC13-1-B井）干酪根碳同位素值为-27.89‰~-27.16%，浅海相的崖城组（YC26-1-A井）干酪根碳同位素值为-26.7‰，表明研究区崖城组确实存在陆源有机质碳同位素组成偏轻而海相水生生物有机质碳同位素组成偏重的特征。据此，若按上述油气源分析结果，北块为陆源有机质贡献，南块有浅海相低等水生生物的贡献，应是南块烃类气的同位素组成比北块重。此外，北块崖城组埋深较浅，烃源岩成熟度相对较低，其生成的烃类气成熟度应较低。因此，对于北块天然气来源还需进一步分析。根据地质背景，北块天然气除北块本地烃源岩贡献外，只可能有另外2种来源：一种是来自南块的混源；另外一种就是来自西边莺歌海凹陷的贡献。盆地模拟结果显示，崖南凹陷崖城组烃源岩从莺歌海组沉积期（5 Ma）开始大量生排烃，一直持续到现今。成藏时间分析表明，崖城13-1天然气也是晚期充注（4 Ma以后）。根据油气差异聚集原理，在一定范围内，烃源早期生成的成熟度相对较低的油气会聚集在离烃源岩灶相对较远的圈闭中，晚期生成的成熟度相对较高的油气会聚集在离烃源灶相对更近的圈闭中［16］。从构造位置上看，北块距离源区相对较远，若是来自南块的混源，北块天然气成熟度应该比南块低，这与实际特征相悖。那么，北块天然气极有可能具有来自莺歌海凹陷的贡献。统计发现，靠近琼东南盆地的莺歌海盆地东南斜坡LD11-1-A井、LD5-1-A井天然气干燥系数为0.96~0.99，甲烷碳同位素值分布在-36.51‰~-33.26‰之间，乙烷碳同位素值分布在-25.68‰~-24.63‰之间，这与莺歌海盆地来自于中新统源岩的天然气特征（甲烷碳同位素值主要分布在-34.5‰~-33.5‰之间，乙烷碳同位素值主要分布在-23.5‰~-22.5‰之间）差异较大，目前认为莺歌海盆地东斜坡天然气主要来自莺歌海凹陷渐新统烃源岩［24-25］。对比分析显示，崖城13-1气田北块天然气特征（烃类气碳同位素及成熟度）与该地区极为相似，即表明崖城13区北块天然气有来自莺歌海凹陷渐新统烃源岩的贡献。
此外，从地震剖面可以看出，1号边界大断层沟通莺歌海凹陷渐新统烃源岩，且油气向北块运移路径顺畅，往南块则存在反向倒灌（图6），表明莺歌海凹陷渐新统烃源岩生成的油气可沿沟源断层运移至崖城13区北块成藏，南块运移受阻。更进一步证实了崖城13区北块天然气有来自莺歌海凹陷渐新统烃源岩的贡献。
图6 崖城13区油气运移剖面（位置见图1）

Fig.6 Seismic profile of oil and gas migration in Yacheng 13 block（see Fig.1 for location）

综上分析认为，崖城13-1气田北块油气具有“双源”特征，既有来自北块本地崖城组煤系烃源的贡献，又有来自临近莺歌海凹陷渐新统烃源岩的贡献；崖城13-1气田南块油气主要来自崖南凹陷崖城组陆源海相偏腐泥型的源岩贡献。

4 结论

（1）琼东南盆地崖城13⁃1气田天然气主要为烃类气，且均为煤型气。南、北两块的天然气和凝析油特征存在明显差异。干燥系数“北干南湿”，烃类气碳同位素组成“北重南轻”，天然气成熟度“北高南低”；北块凝析油密度、黏度、凝点及含蜡量均比南块高，北块凝析油中芳烃含量及姥植比也明显比南块高。
（2）崖13⁃1气田南、北两块油气性质的差异主要与其母质生源构成和成熟度有关。北块生油母质中陆源输入更多，南块低等水生生物贡献增多。
（3）油源对比分析表明，崖城13-1气田北块油气具有“双源”特征，既有来自北块本地崖城组煤系烃源的贡献，又有来自临近莺歌海凹陷渐新统崖城组烃源岩的贡献；南块油气主要来自崖南凹陷崖城组陆源海相偏腐泥型的源岩贡献。

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