天然气地球科学 >

2025 , Vol. 36 >Issue 2: 367 - 380

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2024.07.005

天然气地球化学

准噶尔盆地白家海凸起侏罗系煤岩气地球化学特征与成因

  • 项威 ,
  • 蒋文龙 ,
  • 刘超威 ,
  • 韩杨 ,
  • 郭文建 ,
  • 王韬
展开
  • 中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院
蒋文龙（1987-），男，江苏宜兴人，博士，二级工程师，主要从事地球化学研究. E-mail：.

项威（1998-），男，江西吉安人，硕士，助理工程师，主要从事地球化学研究. E-mail：.

收稿日期: 2024-03-20

  修回日期: 2024-07-11

  网络出版日期: 2025-01-24

收起

Geochemical characteristics and genesis of Jurassic coal measure gas in Baijiahai Uplift， Junggar Basin

  • Wei XIANG ,
  • Wenlong JIANG ,
  • Chaowei LIU ,
  • Yang HAN ,
  • Wenjian GUO ,
  • Tao WANG
Expand
  • PetroChina Xinjiang Oilfield Company Research institute of Exploration，Karamay 834000，China

Received date: 2024-03-20

  Revised date: 2024-07-11

  Online published: 2025-01-24

Supported by

The Major Science and Technology Projects of China National Petroleum Corporation(QGYQZYPJ2022-1)

the China National Major Science and Technology Project(2024ZD1406000)

Fold

摘要

准噶尔盆地蕴含丰富的煤岩气资源，其中白家海凸起勘探过程中在侏罗系西山窑组煤层中发现大量的煤岩气，展现出巨大的开发潜力。为进一步厘清准噶尔盆地白家海凸起侏罗系煤层天然气的成因及分布规律，基于白家海凸起CAI61H井以及CT1H井所钻遇的侏罗系西山窑组煤岩气的组成特征以及碳同位素的分布特征，同周缘凹陷和凸起钻遇的不同层系的天然气进行对比分析。结果表明：白家海凸起侏罗系西山窑组煤岩气与常规自生自储型煤岩气相异，其主要来源为白家海凸起及其周缘凹陷或凸起下伏的石炭系，属于他源型煤岩气。其气体来自于石炭系烃源岩干酪根的热裂解作用，且其裂解所产生的天然气与白家海凸起侏罗系西山窑组煤层成熟度有所差异，表现出多期次成藏的特征。

关键词： 煤岩气; 他源型煤岩气; 多期次成藏; 碳同位素; 轻烃

本文引用格式

项威 , 蒋文龙 , 刘超威 , 韩杨 , 郭文建 , 王韬 . 准噶尔盆地白家海凸起侏罗系煤岩气地球化学特征与成因[J]. 天然气地球科学, 2025 , 36(2) : 367 -380 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2024.07.005

Abstract

The Junggar Basin possesses abundant coal measure gas resources and significant coal measure gas deposits have been found in the coal bed of Xishanyao Formation of Baijiahai Uplift. In order to further clarify the genesis and distribution of natural gas contained in Jurassic coal bed in the Baijiahai Uplift of Junggar Basin， this study examines the molecular and carbon isotopic compositions of coal measure gas from the Jurassic Xishanyao Formation coal bed drilled in wells CAI61H and CT1H of Baijiahai Uplift. Additionally， the natural gas found in different strata encountered in peripheral sags and uplifts is compared and analyzed. The research shows that the natural gas in the Jurassic Xishanyao Formation coal bed in Baijiahai Uplift is coal measure gas， but differs from the conventional self-generating and self-storing coal measure gas. The primary source of the gas is the Carboniferous， where thermal cracking of source rock kerogen generates the natural gas. The natural gas produced by this cracking process exhibits variations in maturity across the Jurassic Xishanyao Formation coal bed in the Baijiahai Uplift， showing distinctive characteristics of multi-stage accumulation.

Key words： Coal measure gas; Alien-sourced coal measure gas; Multi-stage accumulation; Carbon isotope; Light hydrocarbon

0 引言

准噶尔盆地蕴含有丰富的天然气资源，但是目前盆地内天然气的探明程度依然较低，依旧处于勘探早期阶段。准噶尔盆地目前已经发现的气田大部分均属于常规气藏，主要蕴藏在砂岩以及石炭系火山岩储层中。准噶尔盆地主要发育有3套气源岩，盆地西部以二叠系烃源岩为主，南缘冲断带以侏罗系烃源岩为主，盆地东部地区以石炭系烃源岩为主［1-4］。石炭系烃源岩是准噶尔盆地极为重要的天然气勘探目标。
在对常规气藏探索期间，中国石油新疆油田公司也将目光转向在侏罗系八道湾组与西山窑组广泛分布的煤系地层中，并在煤型气的领域不断深耕［5］，基于准噶尔盆地侏罗系八道湾组和西山窑组煤岩储层、天然气地球化学特征以及煤层气井的试气结果的分析，提出在侏罗系煤层中存在一种既不同于常规气，又与煤层气相异的一种新聚集类型气，并将其命名为煤岩气。煤岩气是一种独特的天然气资源，与常规气以及煤层气相异的是，其具有常规与非常规储层共存、游离气与吸附气共生以及自源与他源互补聚集、有序分布的特征［6］。 CT1H井在白家海凸起钻遇侏罗系西山窑组煤层时获得一定量的低产气流，其与常规煤层气之间存在一定的差异性，表现为无需长期的排水降压即可获得气流且孔隙度发育程度相对较高，其赋存状态为游离气与吸附气共存且深部煤岩为天然气有效储层，这种天然气的分布模式与煤岩气特征一致。在煤系地层中这是一种新的天然气分布模式，但是有关这类天然气的研究却极少。本文研究聚焦于白家海凸起侏罗系西山窑组的煤岩气，通过与周缘的东道海子凹陷、五彩湾凹陷及滴南凸起所开发的不同层系的天然气样品进行对比研究，系统地分析了侏罗系煤岩气的轻烃化合物组成与碳同位素分布特征，明确白家海凸起煤岩气的地球化学特征、成因以及相对应的成藏方式，为准噶尔盆地的天然气勘探打开新的局面。

1 地质背景

准噶尔盆地是我国重要的含油气盆地，其面积约为13.6×104 km2，位于我国西北部地区。其经历了泥盆纪—早石炭世洋盆俯冲消减、晚石炭世—中二叠世伸展裂陷、晚二叠世—三叠纪前陆盆地、侏罗纪伸展—局部前陆、白垩纪—古近纪稳定大陆陆内坳陷以及古近纪之后的前陆盆地等六大阶段［7-9］。基于石炭系褶皱基底顶面与中二叠世的隆坳格局，将盆地划分成6个一级构造单元以及44个二级构造单元［10］。白家海凸起位于准噶尔盆地的东部坳陷（图1），其主要形成于海西中晚期，期间，长时间的地层隆起作用导致该区域地层遭受强烈剥蚀作用的影响，部分上石炭统与二叠系有所缺失。中、下侏罗统沉积时期，盆地构造逐渐趋于稳定，侏罗系因此大范围沉积。此后，在侏罗纪末期，由于燕山运动的影响，盆地整体向北东方向大幅度抬升的同时，侏罗系内部也受到构造应力的影响，导致大量不整合以及裂缝产生，提供了良好的储集条件。准噶尔盆地沉积演化过程中，侏罗纪早期主要发育湖相沉积并受到湖泛作用影响，湖平面抬升的同时导致盆地内大部分地区被湖水浸没，高等植物生长与沉积受到影响，煤层发育迟滞。进入中侏罗世早期，盆地东北部的克拉美丽山隆升速度变慢，山前地形也逐渐放缓，南北部地区发育大量三角洲平原沼泽相沉积，有利于煤层的形成。中、晚侏罗世，由于克拉美丽山的隆升，湖平面下降，水体深度变浅，盆地内部逐渐由半深湖相过渡为浅湖相。加之此时的气候条件适宜，高等植物大量生长，盆地内部逐渐广泛转变为沼泽相沉积，为煤层的发育提供了极为有利的条件［11-13］。因此在侏罗纪，准噶尔盆地主要发育一套以河流相、湖泊相以及沼泽相为主的含煤碎屑岩建造，主要分布在下侏罗统八道湾组、三工河组及中侏罗统西山窑组，纵向煤层厚度大，类型上可分为泥质烃源岩与煤岩2个大类。
图1 准噶尔盆地白家海凸起构造位置与地层柱状图

Fig.1 Structural location and stratigraphic histogram of Baijiahai Uplift in Junggar Basin

2 样品与方法

本文研究主要采集了白家海凸起以及周缘的东道海子凹陷、滴南凸起及五彩湾凹陷不同地层的多个天然气样品进行了组分与稳定碳同位素分析。样品在平面以及纵向层位上的覆盖范围较广，白家海凸起及其周缘主要产气区块及层系均有囊括，纵向上主要包括石炭系、二叠系及侏罗系。
天然气样品分子组成的测定主要使用安捷伦 6890N气体气相色谱仪，该气相色谱仪配有FID和TCD。甲烷—戊烷气体组分的分离主要利用毛细管柱（Plot Al2O3 50 m×0.53 mm）完成。气相色谱仪的初始炉温设定为30 ℃并保持该温度10 min，之后以阶梯温度10 ℃/min的速率逐渐升高到目标温度180 ℃，保持恒温并持续30 min左右。天然气不同碳数组分的稳定碳同位素比值是通过Finnigan Mat Delta S同位素比率质谱仪与惠普5890Ⅱ气相色谱仪联用进行测定的。利用氦气在气相色谱仪中完成对气体组分的分离，通过燃烧将其转化成为CO2，并将其导入质谱仪中。利用SiO2毛细管柱（Plot Quartz 30 m×0.32 mm）完成甲烷—戊烷化合物气体组分的分离。之后调整色谱仪的起始炉温，将其设定为35 ℃，并以阶梯温度8 ℃/min 程序升温至80 ℃后，阶梯温度更改为5 ℃/min 并逐渐升温至260 ℃后进行恒温，保持在该温度10 min。本文研究所涉及天然气稳定碳同位素值均采用VPDB标准，分析精度为±0.3‰，实验由中国石油新疆油田分公司实验检测研究院完成。

3 天然气地球化学特征

3.1　天然气组分特征

白家海凸起CT1H井与CAI61H井均钻遇侏罗系西山窑组的煤层且在煤层中发现丰富的天然气资源，天然气组分以烷烃气为主，含量在90.83%~97.37%之间（平均为95.07%）。烷烃气中，甲烷气体占绝对优势，主要分布在86.39%~91.19%之间。研究区内天然气的重烃含量（∑C2-4）相对较低，分布在2.02%~4.34%之间，平均值为2.83%。白家海凸起CT1H井与CAI61H井煤层气的干燥系数均较高，在0.95~0.98之间，属于典型的干气。CAI61H井与CT1H井所采集的天然气轻重烃的比值存在较大的差异性，CT1H井煤岩气相较于CAI61H井而言轻重烃比值明显更高，在47.16~50.42之间，平均值为48.79，CAI61H井则仅为21.7。鉴于天然气的轻重烃比值可用于表征成熟度的高低，相对高值的轻重烃比值往往来自于成熟度更高的母质。因此白家海凸起侏罗系西山窑组煤层中不同深度的天然气可能存在多期成藏。
此外，白家海凸起钻遇的侏罗系、二叠系及石炭系的天然气组分中甲烷均为优势组分，其含量均值为90.84%；除石炭系外，其余地层中天然气干燥系数均小于0.95，为湿气。五彩湾凹陷石炭系天然气组分中重烃的含量相对较高，均值为19.72%；滴南凸起石炭系天然气的组分与白家海凸起相似，均值为90.85%，干燥系数分布不均一，干气与湿气并举。东道海子凹陷主要钻遇气层为二叠系平地泉组及上乌尔禾组，其干燥系数分布在0.65~0.82之间，具备典型的湿气特征，天然气组分虽然依旧以烷烃气为主，但是其甲烷含量相对于煤岩气而言相对较低，分布在55.35%~76.19%之间，平均值为64.61%（表1）。
表1 研究区天然气碳同位素与组分特征

Table 1 Carbon isotope and composition characteristics of natural gas in research area

地区 井号 层位 δ13C/‰ 主要组分/%

干燥系数

（C1/C1-5）

 气源
CH4 C2H6 C3H8 CH4 C 2 + N2
白家海凸起 CT1H J2 x -30.1 -26.1 -25.5 95.3 1.89 2.1 0.98 C2 b
CT1H J2 x -30.2 -25.9 -25.5 94.8 2.01 2.36 0.98 C2 b
CAI61H J2 x -32.0 -27.3 -26.7 86.39 3.98 8.26 0.95 C2 b
Bj1 J1s -29.9 -27.0 -27.6 92.35 4.41 1.31 0.95 混源
Bj8 J1s -32.0 -28.7 -28.2 83.03 7.31 4.73 0.9 混源
C34 J2 x -39.0 -28.0 -26.0 / / / / P2 p
C47 J2 x -31.1 -26.5 -26.2 / / / / C2 b
Jt1 C1 s b -30.3 -27.7 -25.7 93.7 1.8 3.81 0.98 C1 s b
C1 s a -30.2 -27.4 -25.0 94.5 1.27 4.01 0.99 C1 s a
五彩湾凹陷 C55 C2 b -28.4 -25.5 -22.8 75.95 13.91 4.69 0.83 C2 b
C54 C2 b -30.9 -25.2 -25.2 / / / / C2 b
Cs1 C1 d -34.5 -25.60 -23.0 72.71 18.73 0.77 C1 d
C1 d -35.0 -26.0 -23.8 74.61 18.67 0.78 C1 d
东道海子凹陷 Dn141 P3 w -30.6 -27.2 -25.8 74.19 13.51 5.87 0.82 混源
Dn8 P3 w -31.1 -29.5 -28.4 57.72 21.08 4.63 0.67 混源
Dn21 P2 p -39.1 -29.8 -26.3 71.21 17.96 4 0.78 P2 p
Dn15 P3 w -31.5 -28.1 -27.1 55.35 25.58 9.87 0.65 混源
Dx33 C2 b -29.4 -27.5 -26.8 88.27 5.64 4.31 0.93 C2 b
Dx5 P3 w -38.2 -29.5 -25.2 / / / / P2 p
滴南凸起 Dx4 P3 w -29.9 -27.3 -25.8 / / / / 混源
M8 P3 w -31.3 -27.8 -25.3 93.56 4.53 1.1 0.95 混源

注：“/”表示无数据

研究区所采集天然气样品中非烃气体以氮气为主，二氧化碳的含量极低，CT1H井中煤岩气样品未检测到二氧化碳气体且氮气的含量较低，然而在CAI61H井侏罗系西山窑组中氮气含量明显偏高，这种高含量氮气的情况同样普遍见于石炭系中（表1）。此外，东道海子凹陷钻遇的二叠系天然气组分中氮气的含量同样偏高，分布在4%~11.78%之间，平均值达到7.42%，二氧化碳含量极低，几乎不可见。从氮气及二氧化碳的含量上来看，二叠系天然气与石炭系天然气来源具有一定的相似性。

3.2　天然气稳定碳同位素特征

白家海凸起CT1H井与CAI61H井煤岩气样品甲烷碳同位素（δ13C1）值介于-32.0‰~-30.1‰之间（平均为-30.8‰），总体上δ13C1值普遍偏低；乙烷碳同位素（δ13C2）值介于-27.3‰~-25.9‰之间（平均为-26.4‰），丙烷的碳同位素（δ13C3）值介于-26.7‰~-25.5‰之间（平均为-25.9‰）。此外CT1H井与CAI61H井所采集的侏罗系西山窑组煤层中的天然气同位素系列均为正碳同位素分布，随着烷烃气分组碳数的递增，δ13C值依次递增（δ13C1<δ13C2<δ13C3），表明其均为同期同源气。
研究区内所采集的天然气样品来自多个层系以及多个构造部位，其碳同位素特征较为复杂（表1），根据天然气主要分布的构造单元以及层位，将其分为东道海子凹陷二叠系、五彩湾凹陷石炭系、滴南凸起石炭系、滴南凸起二叠系、白家海凸起侏罗系及白家海凸起石炭系进行对比研究。研究区内不同构造单元及不同层系天然气甲烷碳同位素分布特征较为相似，值大都分布在-33.5‰~-28.3‰区间内，五彩湾凹陷部分石炭系天然气甲烷碳同位素值相对偏小。
除此之外，东道海子凹陷二叠系平地泉组、滴南凸起二叠系上乌尔禾组及白家海凸起侏罗系八道湾组天然气同位素值分布在-39.0‰~-38.0‰之间，显著较低［图2（a）］。相较于甲烷碳同位素而言，研究区天然气乙烷碳同位素值的分布区间则更为集中，大部分样品乙烷碳同位素值分布在-30.0‰~-26.0‰区间内，五彩湾凹陷石炭系天然气乙烷碳同位素值则相对较大，其值分布在-26.0‰~-23.0‰之间，均值为-24.9‰［图2（b）］。总体而言，石炭系主要为腐殖型有机质，其来源的天然气偏干（干燥系数较高），甲烷含量高，乙烷、丙烷含量低，因此混源气甲烷碳同位素受到影响相对较低，乙烷与丙烷碳同位素受气体混合作用影响，其值偏低（表1）。
图2 准噶尔盆地研究区天然气甲烷与乙烷碳同位素分布区间

Fig.2 The distribution interval of natural gas carbon isotope δ13C1 and δ13C2 in the study area of Junggar Basin

3.3　天然气的轻烃组成

常用于天然气研究的轻烃，主要为C5—C10系列化合物，且C6和C7系列化合物异构体种类较为丰富，能为天然气研究提供有效信息。油型气则主要来源于Ⅰ型与Ⅱ1型干酪根，其相对富集脂肪族结构；与油型气相异的是，煤型气主要来源于Ⅲ型与Ⅱ2型干酪根，且相对富集芳香族的结构，因此可以利用二者所含组分的差异回归曲线来确定天然气的成因类型。THOMPSON［14］利用76个油样的正庚烷值与异庚烷值与干酪根类型之间的相关关系建立相关的识别图谱（图3）。王培荣等［15］的研究显示，腐殖型干酪根对于此图版的适用性较强。研究区内天然气正庚烷值与异庚烷值关系图分布结果显示白家海凸起CAI61H井与CT1H井钻遇的侏罗系西山窑组所采集的煤岩气以及周缘凹陷及凸起采集的天然气大都分布在脂肪族曲线下部以及芳香族曲线的周缘，表现出明显的腐殖型生气的特征，与天然气碳同位素分析结果一致。
图3 正庚烷值与异庚烷值关系［14］

Fig.3 The relationship between the value of n -heptane and iso-heptane［14］

此外，轻烃化合物系列中，C7系列化合物中各类异构体，如二甲基环戊烷（DMCC5）、正庚烷（nC7）及甲基环己烷（MCC6）的母质来源存在显著差异。一般认为，高等植物的木质素、纤维素及糖类等物质是MCC6的主要母质来源，并且其具有稳定的热力学性质，可有效指示有机质的来源，当天然气母质来源为腐殖型有机质时，MCC6含量通常较高［15-17］。与MCC6相异的是，DMCC5系列轻烃化合物的母质来源为水生生物的类脂化合物，且丰富的DMCC5系列化合物往往与油型气密切相关。nC7则主要来自于藻类和细菌，但是热作用对其相对含量影响较大［18-20］。因此，正庚烷、甲基环己烷及二甲基环戊烷相对百分含量的变化可用于反映天然气的成因类型［21］。从C7轻烃化合物三角图中天然气样品的分布情况可以看出（图4），包括CAI61H井及CT1H井钻遇的侏罗系西山窑组煤岩气在内的大部分天然气样品中甲基环己烷的含量都占据着明显的优势，这表明白家海凸起侏罗系及石炭系、东道海子凹陷二叠系、五彩湾凹陷石炭系及滴南凸起石炭系等区域所蕴含的天然气来源主要为腐殖型有机质。
图4 C7系列化合物三角图

Fig.4 The triangle diagram of C7 series compounds

4 天然气成因类型与气源分析

4.1　天然气成因类型

天然气组分及其稳定碳同位素的分布特征是用于判定天然气成因类型的一个实用指标。从上文中描述的CAI61H井与CT1H井钻遇的侏罗系西山窑组煤层所采集的天然气的碳同位素特征以及轻烃组分特征来看，CAI61H井与CT1H井煤岩气组分及碳同位素之间存在一定的差异性。研究显示在热演化程度［C1/（C2+C3）值］相近的情况下，若其甲烷碳同位素组成在天然气中相对较轻，则表明其母质具备更好的有机质类型［22-24］。而在白家海凸起所采集的煤岩气甲烷碳同位素组成是相近的（表1），但是C1/（C2+C3）值却大相径庭，这种情况的出现，表明两口井所采集的煤岩气母质来源是相近的（图5），但是其成藏期次有所不同。
图5 研究区天然气δ13C1和C1/（C2+C3）分布特征［22］

Fig.5 Distribution characteristics of natural gas δ13C1 and C1/（C2+C3） in research area［22］

与甲烷碳同位素相异的是，天然气中重烃气（C2-4）碳同位素组成受热作用影响较小，可有效反映其母源碳同位素组成的差异，是区别煤型气和油型气的一个重要指标［25］。鉴于天然气乙烷碳同位素受到烃源岩沉积环境差异以及有机质非均质性等因素的影响较为显著，因此针对油型气与煤型气的划分标准是存在一定的差异性的。但是煤型气与油型气的乙烷碳同位素之间的差异是较为显著的，根据DAI等［26］、戴金星等［27］的研究显示其大致界限分布在-28.0‰左右，煤型气的δ13C2值基本上高于-28.0‰，油型气的δ13C2值基本上低于-28.5‰，而介于-28.5‰~-28.0‰之间属于油型气与煤型气两类气的共存区，且通常由煤型气占据主导地位。CAI61H井与CT1H井钻遇的侏罗系西山窑组煤层中获取的天然气样品δ13C2值分布在-27.3‰~-25.9‰之间，平均值为-26.4‰，均高于-28.0‰，为典型的煤型气特征。利用甲烷、乙烷以及丙烷碳同位素值的分布特征对天然气的成因进行解析［28-29］，发现包括侏罗系西山窑组煤层在内的白家海凸起、五彩湾凹陷、东道海子凹陷及滴南凸起所钻遇的不同层系地层的天然气均属于热成因气［图6（a）］，且主要为煤型气［图6（b）］。
图6 天然气成因类型识别

（a）甲烷、乙烷碳同位素天然气成因类型识别图[28]；（b） 乙烷、丙烷碳同位素关系天然气成因类型识别图[29]

Fig.6 Identification diagram of nature gas genetic types

虽然CAI61H井与CT1H井钻遇的侏罗系西山窑组煤层中的天然气均属于典型的煤型气，但是煤型气的成因具有多样化的特征。当腐殖型有机质成熟度未达到过熟阶段时（0.6%<R O<2.0%），腐殖型有机质主要受到热降解作用的影响形成天然气，这类天然气也常被称为煤型热解气，其烷烃特征表现为CH4质量分数>80%， C 2 +质量分数>5%，甲烷碳同位素值介于-46.0‰~-30.0‰之间，干燥系数分布在0.70~0.95之间，乙烷与丙烷含量比值分布在0.8~3.0之间。与之相异的煤型热裂解气则主要形成于过成熟阶段（R O>2.0%），主要来自于腐殖型有机质中遗留的部分干酪根以及少量液态烃类物质在高温作用下的热裂解作用。其具有CH4质量分数>95%， C 2 +质量分数<5%，甲烷碳同位素值>-30.0‰，干燥系数介于0.95~1.0之间以及乙烷与丙烷含量比值介于1.5~7.0之间的特征［30-31］。上文提及CAI61H井与CT1H井采集的煤岩气甲烷的相对百分含量及碳同位素、轻重烃的比值、干燥系数以及C2/C3值均有所差异，CAI61H井所采集的煤岩气甲烷含量为86.39%；碳同位素值相对CT1H井钻遇的煤岩气偏低，为-32.0‰；干燥系数值为0.95；C2/C3值为2.24。而CT1H井采集的煤岩气甲烷含量在94.8%~95.3%之间；碳同位素值分布在-30.2‰~-30.1‰之间，干燥系数值均为0.98，C2/C3值分布在3.57~3.61之间。从煤型热解气及煤型热裂解气的区分标准来看，CAI61H井及CT1H井所采集的煤岩气从属的类型似乎是相异的，但其干燥系数均大于0.95，且甲烷碳同位素值差异性并不显著，因此其所从属类型无法被简单区分。
然而，从上述煤岩气的特征差异性来看，CAI61H井与CT1H井所采集的煤岩气甲烷碳同位素以及组分含量与成熟度有所关联。而天然气的成熟度是辨别煤型气成因的重要影响因素，鉴于天然气组分中甲烷碳同位素受成熟度影响较大，因此可被用于反映天然气的成熟度。基于有机成因甲烷气碳同位素随着成熟度的增大而增大，许多学者利用甲烷碳同位素与成熟度之间的相关关系建立回归方程。本文研究所涉及的天然气样品均为煤型气［图6（b）］，因此采用戴金星等［32］、沈平等［33］以及CLAYPOOL等［34］提出的δ13C1—R O煤型气经验回归方程对所采集的天然气样品进行成熟度的换算：
戴金星等［32］：δ13C1≈14.12LgR O－34.39（煤型气）；
沈平等［33］： δ13C1≈8.61LgR O－32.8（煤型气）；
CLAYPOOL等［34］：δ13C1≈15LgR O－35（煤型气）。
根据甲烷碳同位素的经验回归方程计算可以得到天然气的成熟度值，计算结果显示CAI61H井钻遇的侏罗系西山窑组煤层天然气的成熟度（R O）值大致分布在1.33%~1.58%之间，平均值为1.47%，属于高成熟度范围；而CT1H井钻遇的西山窑组煤层天然气成熟度值则分布在1.99%~2.11%之间，平均值为2.04%，属于过成熟范围（表2）。
表2 准噶尔盆地天然气成熟度分布特征

Table 2 Distribution characteristics of natural gas maturity in Junggar Basin

地区 井号 层位 R O/% 地区 井号 层位 R O/%
1 2 3 1 2 3

东

道

海

子

凹

陷

 Dn141 P3 w 1.86 1.82 1.97

五

彩

湾

凹

陷

 Cs1 C2 b 1.46 1.21 1.57
Dn19 P3 w 1.55 1.34 1.66 C2 b 1.37 1.09 1.47
Dn8 P3 w 1.70 1.56 1.81 C1 d 0.98 0.63 1.08
Dn21 P2 p 0.46 0.18 0.53 C1 d 0.90 0.55 0.99
Dn15 P3 w 1.61 1.43 1.72

滴

南

凸

起

 Dx12 K1 h 1.65 1.49 1.76
P3 w 1.68 1.53 1.79 K1 h 1.63 1.46 1.74

白

家

海

凸

起

 Bj1 J1 s 2.07 2.16 2.18 Dx128 J2 t 1.51 1.29 1.62
Bj8 J1 s 1.48 1.24 1.58 Dx1 K1 h 1.97 1.99 2.08
C34 J2 x 0.47 0.19 0.54 Dx18 T1 b 1.15 0.82 1.25
C43 K1 2.00 2.03 2.11 C 1.86 1.80 1.96
J2 x 1.74 1.62 1.85 C 2.04 2.10 2.14
J1 s 2 1.35 1.07 1.46 Dx10 K1 h 1.00 0.65 1.10
CAI61H J2 x 1.48 1.24 1.59 C 2.23 2.44 2.34
C16 J1 s 2.01 2.05 2.12 Dx33 C 2.26 2.48 2.36
CT1H J2 x 2.00 2.04 2.11 Dx5 P3 w 0.53 0.23 0.61
J2 x 1.99 2.02 2.10 C 2.15 2.28 2.25
C31 J1 b 0.56 0.25 0.63 Dx4 P3 w 2.07 2.16 2.18
C2 b 2.22 2.41 2.32 Dx15 K1 h 1.95 1.95 2.06
Jt1 P3 w 1.95 1.95 2.06 K1 h 0.86 0.51 0.95
C1 s b 1.95 1.95 2.06 Km1 T1 b 1.84 1.78 1.95
C1 s a 1.99 2.02 2.10 Dx21 C2 b 2.27 2.50 2.37

五

彩

湾

凹

陷

 C55 C2 b 2.71 3.36 2.81 C2 b 2.43 2.81 2.54
C2 b 2.63 3.20 2.73 C2 b 2.23 2.44 2.34
C54 C2 b 1.85 1.79 1.96 Dt1 C2 b 2.28 2.53 2.39
C27 C2 b 1.94 1.94 2.05 M8 P3 w 1.66 1.49 1.76
C2 b 1.94 1.94 2.05 C2 b 1.63 1.45 1.74
C25 C2 b 2.03 2.09 2.14 C2 b 1.56 1.36 1.67

注：1：戴金星等［32］天然气成熟度经验公式计算结果；2：沈平等［33］天然气成熟度经验公式计算结果；3：CLAYPOOL等［34］天然气成熟度经验公式计算结果

此外，鉴于烷烃中轻重烃的比例与热演化程度之间关系密切且C1/（C2+C3）值常用于表征天然气的成熟度，因此两者之间的相关关系同样可用于天然气热演化程度的判定。在天然气轻重烃比值与重烃含量相关关系图上，CAI61H井所采集的煤岩气与CT1H井所采集的煤岩气表现出一定的差异性。相较于CT1H井所采集的煤岩气而言，CAI61H井所采集的煤岩气热演化程度是显著偏低的，这一结果与甲烷碳同位素经验回归方程结果一致。但是两者的分布区域是一致的，这也表明二者均为热裂解气，CAI61H井煤岩气与部分滴南凸起石炭系天然气的分布一致。CT1H井所采集的煤岩气热演化程度特征与白家海石炭系以及部分滴南凸起石炭系的天然气特征一致（图7），指示其来源之间的相关性。
图7 研究区天然气常规组成成因类型判别图

Fig.7 Discrimination diagram of genetic types of natural gas in research area

从CAI61H井与CT1H井成熟度之间的差异性可以看出，CAI61H井所采集的煤岩气为煤型热解气，而CT1H井所采集的煤岩气更偏向于煤型热裂解气。这种生气的阶段性差异表明其成藏的时间有所不同，若其气源相同，那么CAI61H井所钻遇的侏罗系西山窑组成藏时间明显早于CT1H井所钻遇的侏罗系西山窑组。此外，白家海地区西山窑组煤层埋深小于3 500 m，其成熟度（R O）大于0.6%，属于低阶煤［6］。这与煤层中采集天然气的成熟度是相异的，这也表明侏罗系西山窑组煤层中所蕴含的天然气并非是来自于煤层的自生自储型煤岩气，属于他源型煤岩气。而从C1—C3轻烃相对含量之间的相关关系可以看出包括CT1H井以及CAI61H井采集的煤岩气在内的众多天然气样品均为干酪根热裂解气（图8）。这也表明CT1H井钻遇的侏罗系西山窑组煤层中所蕴含的煤岩气虽然是煤型热裂解气，但是其主要来自于干酪根的热裂解。
图8 原油裂解气与干酪根裂解气C2/C3与C1/C2区分图

Fig.8 C2 / C3 and C1 / C2 distinction diagram of crude oil and kerogen pyrolysis gas

4.2　天然气气源分析

本文研究区白家海凸起周缘主要分布有彩南油田、滴水泉油田及五彩湾气田等。凹陷区气藏探明程度较低，目前探明气藏集中在滴南及五彩湾地区。本文研究所采集的天然气样品分布区域较为广泛，且包含准噶尔盆地多个含气层系，如石炭系、二叠系及侏罗系。

4.2.1　热成熟度

研究区所采集的天然气样品的热演化程度的差异性较大，上文中根据其甲烷碳同位素的经验公式对天然气的热成熟度进行计算，计算结果显示，CAI61H井所采集的侏罗系西山窑组的煤岩气为高熟煤岩气，而CT1H井所采集的煤岩气其成熟度更接近于过熟（表2）。两井所采集的煤岩气层位虽一致但深度以及采集区域有所不同，相较于CT1H井而言，CAI61H井钻遇的西山窑组埋深相对较浅。此外上文中提及CAI61H井与CT1H井所采集的煤岩气所在煤层的成熟度较低，与其所蕴含的煤岩气的成熟度不符，这表明其内所蕴含的天然气并非西山窑组煤层的自生自储型煤层气。CAI61H井所采集的侏罗系西山窑组煤岩气成熟度的分布特征与五彩湾凹陷CT1H井所钻遇的浅层上石炭统巴塔玛依内山组地层成熟度的分布特征一致。而CT1H井所采集的侏罗系西山窑组煤岩气成熟度的分布特征则与白家海凸起石炭系松喀尔苏组a段与b段以及周缘的五彩湾凹陷与滴南凸起大部分深层石炭系巴塔玛依内山组地层所采集的煤岩气的成熟度的分布特征一致。CT1H井与CAI61H井采集的煤岩气与石炭系烃源岩这种成熟度的相似性表明，CAI61H井与CT1H井所采集的煤岩气与石炭系采集的天然气关系密切（图9）。CAI61H井所钻遇的侏罗系西山窑组含气煤层埋深相对较浅，所含有的煤岩气成熟度相对较低，成藏期次早于CT1H井所钻遇的深层侏罗系西山窑组煤层。
图9 准噶尔盆地研究区天然气成熟度对比

Fig.9 The maturity distribution in the research region of Junggar Basin

4.2.2　轻烃

轻烃指纹参数能有效表征天然气的地球化学特征，因此常被应用于油气源的对比。MANGO［35］曾提出的轻烃成因理论表明同一类型油气中的K 1参数（2-甲基己烷+2，3二甲基戊烷）/（3-甲基己烷+ 2，4二甲基戊烷）几乎都接近于1，即同一类油气的K1值是约等于一个不变的常数值的，该理论已经被广泛接受并应用至今。当油气成因相同时，其K1值主要分布在1左右，油气成因不同时，其K1值的分布也表现出一定的差异性，因此通过对比研究区所采集天然气样品的K1值可以对具有相似来源的天然气进行有效分类。
从研究区所采集天然气样品的K 1值的分布来看，其大致可分为3类，第一类是小于1的天然气；第二类是分布在1左右的天然气；第三类是大于1的天然气样品。本文重点解析的白家海凸起的CAI61H井与CT1H井所采集的侏罗系西山窑组煤层中的煤岩气样品的K 1值均大于1，分布在1.19~1.39之间，平均值为1.28。其周缘区域K1系数与其相似的仅有白家海凸起石炭系松喀尔苏组、五彩湾凹陷石炭系巴塔玛依内山组及滴南凸起石炭系巴塔玛依内山组所采集的天然气样品，其K 1值分布在1.13~1.34之间，平均值为1.21（图10）。这一分布情况表明，侏罗系西山窑组煤层中的煤岩气与其下伏石炭系天然气是密切相关的。
图10 准噶尔盆地研究区天然气K 1值分布特征

Fig.10 The K 1 value distribution characteristics of natural gas in the study area of Junggar Basin

4.2.3　碳同位素

上文提及CT1H井所钻遇的侏罗系西山窑组煤层所采集的甲烷碳同位素值主要分布范围在-30.2‰~-30.1‰之间，CAI61H井甲烷碳同位素值则为-32.0‰，相对较低。与白家海凸起侏罗系西山窑组煤层天然气甲烷碳同位素分布特征一致的有白家海凸起石炭系松喀尔苏组a段与b段、五彩湾凹陷以及滴南凸起的石炭系地层巴塔玛依内山组所采集天然气的甲烷碳同位素，其值分布在-32.5‰~-29.3‰之间。与上述石炭系有所不同的是五彩湾凹陷石炭系滴水泉组所采集的天然气样品，其甲烷碳同位素值分布在-35.1‰~-34.5‰之间，相较于其他石炭系气层而言，滴水泉组所采集的天然气甲烷碳同位素组成明显更轻，表明其具有更好的母质，也表明滴水泉组并非CAI61H井以及CT1H井钻遇侏罗系西山窑组煤层中煤型气的来源。
相较于甲烷碳同位素而言，乙烷碳同位素的稳定性更强且常用于母质来源的判别［36］。研究区内乙烷碳同位素特征与其一致的天然气样品主要分布在滴南凸起上石炭统巴塔玛依内山组，其乙烷碳同位素值分布在-28.8‰~-26.6‰之间，平均值为-27.3‰；五彩湾凹陷的上石炭统巴塔玛依内山组、白家海凸起下石炭统松喀尔苏组a段与b段及白家海凸起上石炭统巴塔玛依内山组。乙烷碳同位素的相似性表明CAI61H井及CT1H井煤岩气与石炭系天然气关联性较强。
综上所述，CAI61H井与CT1H井采集的侏罗系西山窑组煤岩气的轻烃、碳同位素以及热成熟度与石炭系的相似度最高，表明其来源均为石炭系。不同的是，CAI61H井钻遇的煤岩气其来源主要为上石炭统巴塔玛依内山组，而CT1H井钻遇的煤岩气其来源除上石炭统巴塔玛依内山组外，下石炭统松喀尔苏组也是其重要来源。

5 天然气的成因机制

鉴于该区天然气的地球化学特征具有多样性，为有效进行气源对比以及对侏罗系煤层天然气的形成方式做出总结，首先依据天然气的甲烷碳同位素、干燥系数两个重要的参数将东道海子凹陷、白家海凸起、五彩湾凹陷及滴南凸起所采集的天然气分为4种成因类型。第Ⅰ类天然气是来自C2 b（上石炭统巴塔玛依内山组）及C1 s（下石炭统松喀尔苏组）烃源岩生成的煤型气（甲烷轻、干燥系数高）；第Ⅱ类天然气同样是来自C1 d（下石炭统滴水泉组）烃源岩生成的煤型气（甲烷轻、干燥系数低）；第Ⅲ类是来自C2 b煤型气发生渗漏作用（甲烷和干燥系数不匹配）；第Ⅳ类是来自P2 p（中二叠统平地泉组）的油伴生气（碳同位素组成极轻）。白家海凸起CAI61H井及CT1H井采集的侏罗系西山窑组煤岩气属于第Ⅰ类天然气，而第Ⅰ类天然气所涉及的石炭系烃源岩层主要分布在白家海凸起及滴南凸起。此外，上文提及CAI61H井及CT1H井钻遇的侏罗系西山窑组煤层的成熟度相对较低且其内所含的煤岩气碳同位素组成相对煤层气而言偏轻，这也就意味着其内所储藏的煤岩气主要为他源气，且其来源为石炭系。
白家海凸起侏罗系西山窑组煤岩气的发育取决于其绝佳的烃源岩、储层及盖层的发育，白家海凸起自身发育有侏罗系煤系以及下伏的石炭系高—过成熟烃源岩，其周缘的滴南凸起，五彩湾凹陷都是天然气开发的重点区域，其蕴含的气藏极为丰富。加之侏罗纪沼泽相沉积较为发育，具有较好的成煤条件，煤层广泛发育，其煤层累计厚度一般为5~20 m，最大厚度甚至可以达到70 m。而煤岩作为储层而言，其吸附性极强的同时，孔隙类型丰富，孔隙度也极好，发育大量小—中孔。其上覆的泥岩也为其提供了极佳的盖层条件。白家海凸起侏罗系西山窑组煤岩气主要来自于下伏石炭系烃源岩生成的天然气顺裂隙迁移，最终在西山窑组煤层成藏。鉴于CAI61H井及CT1H井之间轻烃、碳同位素组成差异较小但成熟度差异较大的情况，认为西山窑组煤层煤岩气的成藏应当经历了2个周期，石炭系烃源岩在高熟期间，煤层经历了第一次聚集成藏，此后随着演化程度加强，过熟阶段的石炭系烃源岩的干酪根裂解气随裂缝迁移并在相对深层的西山窑组煤层聚集成藏。

6 结论

（1）准噶尔盆地白家海凸起CT1H井与CAI61H井钻遇的侏罗系西山窑组煤层天然气地球化学特征差异性主要受到母质来源以及成熟度的影响，CAI61H井钻遇的浅层西山窑组煤层所蕴含天然气等效成熟度为1.50%，母质为混源型，CT1H井钻遇的相对深层西山窑组煤层等效成熟度为2.0%，母质以陆相高等植物为主。
（2）白家海凸起CT1H井与CAI61H井钻遇的侏罗系西山窑组煤层中所蕴含的天然气均为典型煤岩气，但是并非煤层的自生自储型煤岩气，其来源为石炭系，属他源型煤岩气。
（3）白家海凸起CT1H井与CAI61H井所钻遇的侏罗系西山窑组所蕴含的煤岩气成藏期次不同，CAI61H井成藏期次早于CT1H井成藏期次，CT1H井钻遇的西山窑组煤岩气主要来自于石炭系巴塔玛依内山组以及白家海凸起下部石炭系松喀尔苏组，CAI61H井钻遇的西山窑组煤岩气主要来自于石炭系巴塔玛依内山组。

栏目名称:公 告

“第八届全国沉积学大会：陆相细粒沉积及资源效应”专辑征稿启事

“全国沉积学大会”是由中国地质学会沉积地质专业委员会、中国矿物岩石地球化学学会沉积学专业委员会发起的四年一届的全国性学术会议， 是全国沉积学界交流的最高学术平台。第八届全国沉积学大会定于2025年4月22—25日在北京市举行。本次大会共设置7个议题，33个专题。其中专题5-E2“陆相细粒沉积及资源效应”：面向陆相细粒沉积及资源效应基础理论前沿和热点，包括不同类型湖盆细粒沉积发育机理与有机质富集模式，构造—气候等重大地质事件对湖盆细粒沉积发育、有机碳埋藏的影响，有机—无机相互作用与细粒沉积成岩、生烃差异，陆相页岩油储层形成与富集等前沿科学问题和陆相页岩油勘探面临的关键问题。

为集中探讨陆相细粒沉积及资源效应基础理论前沿和热点，加速推动细粒沉积及其油气资源的勘探开发与产业化发展，专题召集人一致同意，在《天然气地球科学》组织“第八届全国沉积学大会：陆相细粒沉积及资源效应”专辑，就陆相细粒沉积及资源效应等相关研究及应用撰文讨论，以期开拓新的研究思路，加强学科交叉与学术创新。专辑拟定于2025年下半年以正刊形式在《天然气地球科学》刊出。

请感兴趣的专家学者积极参会，并投稿。

1. 专辑征稿范围（包括但不限于）

（1）重大地质事件与陆相细粒沉积；

（2）多圈层相互作用与湖泊异常高有机质沉积富集；

（3）陆相细粒沉积岩形成机理与发育模式；

（4）有机—无机相互作用与陆相细粒沉积成岩—生烃演化；

（5）陆相页岩储层形成机理；

（6）陆相页岩油富集机理与勘探开发进展。

2. 征稿要求

（1）稿件类型为综述与评述、研究论文。撰稿规范及要求可到《天然气地球科学》官网主页“下载中心”下载（http：//www.nggs.ac.cn/CN/column/column8.shtml）。

（2）所有稿件均将严格按程序执行，不符合发表要求的稿件将被退回。录用后的稿件会优先在线出版。

（3）论文应为作者具有原创性且尚未发表过的科研成果总结；主题鲜明、观点明确、论证有据、层次清晰、表述专业；稿件基础资料、数据等信息，需符合有关单位/部门的保密要求。

3. 投稿截止日期

2025年4月30日。

4. 会议/专辑召集人

邱 振 高级工程师 中国石油勘探开发研究院 qiuzhen316@163.com

梁 超 教授 中国石油大学（华东） liangchao0318@163.com

刘忠宝 高级工程师 中国石化石油勘探开发研究院 liuzb.syky@sinopec.com

卞从胜 高级工程师 中国石油勘探开发研究院 biancongsheng@126.com

杨伟伟 正高级工程师 中国石油长庆油田分公司 yww1_cq@petrochina.com.cn

李一凡 副教授 中国地质大学（北京） liyifan@cugb.edu.cn

孙平昌 教授 吉林大学 sunpc@jlu.edu.cn

吴 靖 教授 山东科技大学地球科学与工程学院 wujing6524982@163.com

王永超 高级工程师 中国石油大庆油田勘探开发研究院 wyc0168@126.com

5. 投稿方式

登陆《天然气地球科学》官网 http：//www.nggs.ac.cn进行投稿。投稿时请备注“第八届全国沉积学大会：陆相细粒沉积及资源效应”专辑。投稿成功后请将稿件信息告知会议/专辑召集人或联系人。

6. 专辑联系人

李小燕 0931-8277790 lixy@llas.ac.cn

《天然气地球科学》编辑部

2025年1月3日

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