Natural Gas Geoscience >

2019 , Vol. 30 >Issue 9: 1362 - 1369

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2019.05.008

Geochemical characteristics and genesis of natural gas in Jiamuhe Formation in Xinguang area, Junggar Basin

  • Er-ting Li , 1, 2 ,
  • Jun Jin 1, 2 ,
  • Jian Cao 3 ,
  • Wan-yun Ma 1, 2 ,
  • Ju-lei Mi 1, 2 ,
  • Jiang-ling Ren 1, 2
Expand
  • 1. Xinjiang Laboratory of Petroleum Reserve in Conglomerate, Karamay 834000, China
  • 2. Research Institute of Experiment and Testing, Xinjiang Oilfield Company, PetroChina, Karamay 834000, China
  • 3. Nanjing University, Nanjing 210003, China

Received date: 2019-03-02

  Revised date: 2019-05-21

  Online published: 2019-10-14

Fold

Highlights

In this paper, the hydrocarbon generation potential and characteristics of the three sets of source rocks of the Jiamuhe, the Fengcheng and the Lower Wuerhe Formations in the Junggar Basin are identified by the hydrocarbon generation potential evaluation and the formation porosity thermocompression simulation experiment. Furthermore, based on the study of natural gas geochemical characteristics, combined with the carbon isotope analysis of natural gas associated condensate normal alkanes, the source of natural gas in the Jiamuhe Formation tight sandstone reservoir in the Xinguang area of the Zhongguai Uplift in the Junggar Basin was determined. The result shows, hydrocarbon generation potential of the three sets of source rocks in the Permian: Fengcheng Formation > Lower Wuerhe Formation > Jiamuhe Formation. Fengcheng Formation source rocks are the best, but mainly generate oil, the Lower Wuerhe Formation source rocks generate oil and gas, Jiamuhe Formation source rocks only generate gas. The C7 light hydrocarbon compositions of the natural sandstone reservoir of the Jiamuhe Formation in Xinguang area is dominated by n-heptane, with content more than 40%, the methylcyclohexane content less than 40%, and the carbon isotope distribution of ethane between -29.0‰ and -27.0‰, which shows the gas are from sapropelic source rock. The carbon isotope composition distribution of n-alkanes in the condensate oil associated with the tight sandstone natural gas of the Jiamuhe Formation demonstrates “V” type, which is consistent with the source rocks of the Lower Wuerhe Formation, indicating that the Jiamuhe Formation condensate from the Xinguang area is derived from the Lower Wuerhe Formation source rock. According to the comprehensive analysis, the tight sandstone natural gas of the Jiamuhe Formation in the Xinguang area of the Junggar Basin is mainly derived from the high-mature Lower Wuerhe Formation source rocks.

Cite this article

Er-ting Li , Jun Jin , Jian Cao , Wan-yun Ma , Ju-lei Mi , Jiang-ling Ren . Geochemical characteristics and genesis of natural gas in Jiamuhe Formation in Xinguang area, Junggar Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2019 , 30(9) : 1362 -1369 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2019.05.008

0 引言

近年来，随着致密砂岩气藏勘探开发工程技术逐渐成熟，致密砂岩气已成为全球天然气勘探的重要领域[1]。我国的致密砂岩气勘探开发技术发展极快，相关研究也取得了重大进步，在不同盆地相继发现了储量巨大的致密砂岩气藏，如鄂尔多斯盆地、四川盆地和准噶尔盆地等[2,3,4,5,6]，建成了万亿方大气区。依据国家能源局2011年颁布实施的致密砂岩气行业标准[7]，覆压基质渗透率中值≤0.1×10-3μm2的砂岩气层为致密砂岩气藏，准噶尔盆地中拐凸起新光地区二叠系佳木河组气藏的发现，展现了准噶尔盆地致密砂岩天然气勘探的良好前景。其中，新光1井、拐3井和中佳7井单井日产天然气均达到2×104m3，中佳2井日产气达到8.9×104m3，展现出该区天然气的有利勘探前景。该区佳木河组储层普遍致密，平均孔隙度为7%，平均渗透率为 0.05×10-3μm2，属于典型的致密储层[8]。但整体而言，中拐凸起还没有大规模的油气储量发现。中拐地区毗邻玛湖凹陷、盆一井西凹陷及沙湾凹陷三大生烃凹陷，由于钻揭二叠系烃源岩极少，对二叠系烃源岩生烃潜力及特征认识欠缺，对围绕中拐地区及沙湾凹陷周缘的天然气气源认识主要依据地质推断，无确凿的地球化学依据。例如，杨镱婷等[9]认为该区天然气主要来自佳木河组烃源岩，少量气体来自风城组烃源岩，王屿涛等[10]认为该区天然气主要来自高成熟佳木河组烃源岩。
本文通过对准噶尔盆地中拐凸起新光地区二叠系佳木河组天然气的轻烃和碳同位素组成进行精细分析，结合与天然气伴生的凝析油正构烷烃碳同位素分析技术，以及二叠系烃源岩生烃潜力评价分析与生烃模拟实验对新光地区佳木河组致密砂岩天然气的成因进行了探讨，为该区天然气的勘探研究提供一定的启示。

1 研究区概况

准噶尔盆地中拐凸起新光地区佳木河组致密砂岩气藏处于盆地西北缘中拐凸起南翼斜坡带上，位于红3井东侧断裂以南（图1）。该区发育北西向的逆断裂和近东西向的走滑断裂，在断块内发育宽缓的平台和鼻状构造，新光地区佳木河组气藏为受断裂控制的构造气藏[11]。该区毗邻沙湾凹陷、盆1井西凹陷及玛湖凹陷三大富烃凹陷，所发育的二叠系佳木河组（P1 j）、风城组（P1 f）和乌尔禾组（P2 w）3套烃源岩为该区提供充足的烃源。
图1 准噶尔盆地中拐凸起构造位置示意

Fig.1 Structural position of the Zhongguai Uplift in the Junggar Basin

2 结果与讨论

2.1　新光地区佳木河组天然气与典型佳木河组来源天然气地球化学特征对比

克拉玛依油田五八区位于准噶尔盆地西北缘克百断裂带下盘，中拐凸起北翼斜坡带上，位于红3井东侧断裂以北（图1）。与新光地区相似，该区发现了二叠系佳木河组气藏，是准噶尔盆地西北缘重要的天然气勘探区域。前人[12]研究认为该区二叠系佳木河组天然气为典型的佳木河组腐殖型气来源，原油主要来自风城组腐泥型烃源岩。
通过对比新光地区佳木河组天然气和五八区天然气组成，发现2个区域天然气特征有较大差异（图2,表1,图3）。五八区天然气组成整体偏干，干燥系数大于0.95，为干气，甲烷与乙烷碳同位素值整体偏高，乙烷碳同位素值基本大于-26.5‰(PDB标准，余同)，为高成熟的腐殖型气。新光地区佳木河组气藏乙烷碳同位素值明显较五八区气藏要低，分布在-29.0‰~-27.0‰之间，为偏腐泥型的过渡型气。
图2 准噶尔盆地中拐凸起新光地区佳木河组天然气与五八区天然气碳同位素特征

Fig.2 Carbon isotope characteristics of natural gas in Jiamuhe Formation in Xinguang area, Wuba area of Karamay Oil Field, Junggar Basin

表1 准噶尔盆地中拐凸起新光地区及五八区佳木河组天然气碳同位素及轻烃组成特征

Table 1 Carbon isotope and light hydrocarbon composition of natural gas in Jiamuhe Formation, Xinguang area and Wuba area, Zhongguai Uplift, Junggar Basin

井区 井号 层位 天然气碳同位素 /‰

干燥系数

C1/（C1-C5）

 C7轻烃组成 /%
δ13C1 δ13C2 δ13C3 甲基环己烷 正庚烷 二甲基环戊烷
新光地区 中佳2 P1 j -33.24 -27.87 -27.74 0.96 37.11 50.62 12.27
新光1 P1 j -32.51 -27.36 -26.56 0.96 37.89 50.57 11.54
中佳7 P1 j -34.11 -27.88 -28.06 0.97 34.78 43.48 21.74
五八区 金龙4 P1 j -31.08 -24.96 -21.96 0.96 74.16 17.54 8.30
金龙4 P1 j -30.83 -24.74 -21.97 0.96 70.86 18.54 10.60
金龙2 P1 j -31.84 -25.18 -20.80 0.96 58.24 21.30 20.46
克305 P1 j -26.60 -24.70 -20.92 0.97 75.57 12.80 11.62
克305 P1 j -28.37 -24.95 / 0.97 73.75 15.86 10.39
图3 准噶尔盆地中拐凸起新光地区佳木河组天然气与五八区天然气轻烃特征

Fig.3 The light hydrocarbons composition of natural gas in Jiamuhe Formation in Xinguang area, Wuba area of Karamay Oil Field, Junggar Basin

另外，新光地区佳木河组气藏天然气C7轻烃组成以正庚烷含量占优势，代表高等植物来源的甲基环己烷含量不超过40%，反映其母质来源为偏腐泥型特征；五八区典型来自佳木河组烃源岩的天然气C7轻烃组成中，以代表高等植物来源的甲基环己烷为主，含量高于70%以上，反映天然气母质类型为腐殖型特征。
新光地区佳木河组天然气与五八区佳木河组天然气在乙烷碳同位素及轻烃组成上的差异反映出2个区域天然气母质来源不同[13,14]，表明新光地区二叠系佳木河组天然气并非全部来源于佳木河组烃源岩。

2.2　二叠系烃源岩生烃潜力分析

西北缘玛湖凹陷、盆一井西凹陷及沙湾凹陷三大生烃凹陷发育有二叠系3套烃源岩（P2 w、P1 f、P1 j），目前钻揭的井均在凹陷边缘，有机质丰度相对较低。从已钻揭二叠系烃源岩样品的统计结果看（图4，图5），佳木河组烃源岩有机质丰度较低，TOC含量大部分小于0.6%，属于较差烃源岩，氯仿沥青“A”含量低，基本小于0.05%，生烃潜量普遍较低，总体来看为差—中等烃源岩，部分为较好烃源岩；风城组烃源岩有机质丰度相对较高，TOC含量大部分大于1%，属于好烃源岩，氯仿沥青“A”含量高，基本大于0.1%，生烃潜量大，总体为好烃源岩；下乌尔禾组烃源岩井下钻揭极少，从已有的烃源岩分析可看出，有机质丰度较好，主要为一套差—较好生油岩，尤其是中拐凸起金探1井钻遇下乌尔禾组深灰色泥岩，其TOC含量为2.7%~3.4%，生烃潜量大，属于最好生油岩，具有很强生烃能力。
图4 准噶尔盆地西北缘二叠系烃源岩TOC与氯仿沥青“A”相关关系

Fig.4 Correlation diagram of TOC andchloroform asphalt “A” of Permian source rocks in the northwestern margin, Junggar Basin

图5 准噶尔盆地西北缘二叠系烃源岩T max与I H相关关系

Fig.5 Correlation diagram of T max and I H of Permian source rocks in the northwestern margin, Junggar Basin

佳木河组氢指数主要分布在0~150mg/g之间，平均值为54.7mg/g，最高热解峰温的分布范围为400~503℃，平均值为460℃，该层位氢指数、最高热解峰温变化范围均较小，该层位数据多显示Ⅲ型；风城组氢指数分布在150~600mg/g之间，平均值为350mg/g，最高热解峰温分布范围在400~460℃之间，平均值为435℃，整体分析该层位的氢指数与最高热解峰温关系图，该层位数据主要分布在较低值范围内，显示为Ⅱ型为主，少部分为Ⅰ型；下乌尔禾组氢指数的分布范围在10~450mg/g之间，平均值为163.35mg/g，最高热解峰温分布范围为322~510℃，平均值为442℃，该层位数值主要显示为Ⅱ2型，少部分为Ⅲ型。
总体上来看，二叠系3套烃源岩生烃潜力大小顺序为：风城组＞下乌尔禾组＞佳木河组，风城组烃源岩类型最好，主要以生油为主，下乌尔禾组烃源岩倾油倾气，佳木河组烃源岩倾气。

2.3　二叠系烃源岩生烃模拟实验

为了准确评价二叠系佳木河组、风城组和下乌尔禾组烃源岩生油生气潜力，明确中拐凸起新光地区佳木河组天然气的气源，应用中石化无锡石油地质研究所研发的地层孔隙生烃模拟实验技术[15]进行烃源岩生排烃模拟实验。该技术采用“保留烃源岩原始矿物组成结构和有机质赋存状态”样品，在近孔隙空间（生烃空间V）中完全充满高压液态水（地层流体L）、同时考虑接近地质条件的静岩压力P、地层流体压力P的条件下进行有机质高温短时间热解反应，接近实际地质演化过程，具体的实验方法见文献[15]。本实验温度为250~500℃，温度每间隔50℃对烃源岩模拟生烃量进行分析，实验采用二叠系佳木河组、风城组和下乌尔禾组有机质较高具有代表性的烃源岩样品，样品信息见表2。
表2 准噶尔盆地西北缘二叠系烃源岩热模拟样品信息

Table 2 Thermal simulation sample information of Permian source rocks in the northwestern margin of Junggar Basin

井号 层位 岩性 TOC/% I H/(mg/g) T max/℃
拐16 P1 j 凝灰质泥岩 2.76 71 433
乌351 P1 f 凝灰岩 2.37 608 436
金探1 P2 w 深灰色泥岩 2.36 394 450
二叠系佳木河组、风城组和下乌尔禾组烃源岩的生烃热模拟实验结果见图6。佳木河组烃源岩在400℃时达到产烃率的高峰，峰值为88.80kg/tTOC，375℃时产油率达到最大，生油量为54.88g/tTOC，总产气率一直呈上升趋势，实验温度500℃时总产气率为66.02kg/tTOC；风城组烃源岩在350℃时达到产烃率的高峰，峰值为563.37kg/tTOC，此时也是产油率的高峰，峰值为539.59kg/tTOC，450℃时达到产气率的高峰，峰值为351.20kg/tTOC；下乌尔禾组烃源岩在450℃时达到产烃率的高峰，峰值为371.26kg/tTOC，375℃时产油率达到最大，生油量为280.51kg/tTOC，总产气率一直呈上升趋势，实验最高温度500℃时总产气率为293.35kg/tTOC。
图6 准噶尔盆地二叠系佳木河组（a）、风城组(b)和下乌尔禾组(c)烃源岩生烃热模拟产烃曲线

Fig.6 Hydrocarbon generation curve of the source rocks simulation of the Jiamuhe Formation(a), the Fengcheng Formation(b) and the Lower Wuerhe Formation(c) in the Junggar Basin

从实验结果可以看出，下乌尔禾组烃源岩既可大量生油也可大量生气，总的生气量、生油量温度明显高于佳木河组烃源岩，具有较强的生油、生气能力，佳木河组烃源岩以生气为主，生油量较小，风城组烃源岩虽然生烃能力最强，但主要以生油为主，生气量极小。由烃源岩生排烃模拟实验也证实了下乌尔禾组烃源岩生气能力明显高于佳木河组烃源岩，是该区一套重要的气源岩。

2.4　新光地区佳木河组气藏伴生凝析油正构烷烃碳同位素分布特征

新光地区佳木河组气藏伴生凝析油，原油密度较低，基本在0.78g/cm3左右，表明原油成熟度较高，难以找到相匹配烃源岩进行油源研究，众所周知，常规生物标志化合物用于原油油源分析影响因素众多，如成熟度的影响[16,17]。正构烷烃单体碳同位素可以从分子级别反映单个化合物的来源，正构烷烃碳同位素分布特征受成熟度影响较小，为油―油及油―源对比提供了一个有效方法，已被广泛用于油源研究[18,19,20,21]。
本文选取二叠系烃源岩样品7块，其中，玛湖凹陷风城组烃源岩样品5块，下乌尔禾组烃源岩样品1块和佳木禾组烃源岩样品1块，选取的烃源岩样品有机质相对较高，具有可靠性与代表性，样品基本信息见表3，通过对比不同烃源岩正构烷烃碳同位素组成特征，发现二叠系3套烃源岩正构烷烃碳同位素分布曲线具有明显的差异（图7）。
表3 准噶尔盆地西北缘二叠系烃源岩地球化学特征 of the Junggar Basin

Table 3 Geochemical characteristics of the Permian source rocks in the northwestern margin of the Junggar Basin

烃源岩 层位 岩性 TOC/% I H/(mg/g) T max/°C
金探1 P2 w 深灰色泥岩 3.37 550 450
风南1-1 P1 f 白云质泥岩 1.82 505 440
风南1-2 P1 f 白云质泥岩 1.22 447 437
风南4 P1 f 黑灰色泥岩 1.95 505 447
夏76-1 P1 f 深灰色泥岩 2.77 523 438
夏76-2 P1 f 深灰色泥岩 1.92 524 440
车201 P1 j 凝灰岩 1.64 55 453
图7 准噶尔盆地二叠系佳木河组、风城组和下乌尔禾组烃源岩正构烷烃碳同位素分布

Fig.7 Carbon isotope distribution of n-alkanes in source rocks of the Jiamuhe Formation, Fengcheng Formation and Lower Wuerhe Formation in the Junggar Basin

下乌尔禾组烃源岩正构烷烃碳同位素值整体偏低，分布在-37.0‰~-32.0‰之间，正构烷烃碳同位素值分布曲线呈“山谷”型，具有中间低，两边偏高的特征，在高碳数nC24—nC26时，正构烷烃碳同位素值最低，可达-36.97‰；风城组烃源岩正构烷烃碳同位素值相对乌尔禾组要偏高，分布在-32.5‰~-29.5‰之间，正构烷烃碳同位素分布曲线呈“一”字型，即随碳数增加，碳同位素值没有明显的变化；佳木河组烃源岩正构烷烃碳同位素值整体较高，基本大于-29.0‰，正构烷烃碳同位素分布曲线呈“上升”型，随正构烷烃碳数增加，碳同位素值逐渐增高。
中佳地区新光1井佳木河组（P1 j）和中佳2井佳木河组（P1 j）凝析油正构烷烃碳同位素组成分布见图8。从图中可以看出，2口井原油正构烷烃碳同位素值分布呈“山谷”型，与下乌尔禾组烃源岩相一致，但总体偏高，主要是原油成熟度较高导致的。随着碳数的增加，凝析油正构烷烃碳同位素逐渐降低，在高碳数nC24—nC26时，碳同位素值最低，达到-32.53‰，然后随着碳数的增加，碳同位素值逐渐增高。正构烷烃碳同位素组成特征表明新光地区佳木河组气藏伴生凝析油主要来源于下乌尔禾组烃源岩。
图8 准噶尔盆地新光地区佳木河组凝析油正构烷烃碳同位素分布

Fig.8 Carbon isotope distribution of condensate oil in Jiamuhe Formation, Xinguang area, Junggar Basin

综合新光地区佳木河组天然气与五八区天然气地球化学特征对比结果、烃源岩生烃潜力分析和生排烃热模拟实验结果，以及与天然气伴生凝析油的正构烷烃碳同位素组成特征，认为该区佳木河组致密砂岩气藏凝析油气主要来自沙湾凹陷高成熟的二叠系乌尔禾组烃源岩。

3 结论

本文在分析天然气地球化学特征基础上，以烃源岩的生烃潜力评价结合生烃模拟实验证实了二叠系下乌尔禾组烃源岩为准噶尔盆地西北缘一套重要的生油、生气烃源岩，生烃潜力远高于佳木河组烃源岩，是中拐凸起油气的主要来源。
在天然气地球化学特征分析基础上，结合正构烷烃碳同位素分析技术，确定了新光地区佳木河组气藏天然气及与天然气伴生凝析油主要来源于下乌尔禾组烃源岩。

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