Origin and source of natural gas in the Upper Paleozoic in Linxing area, Ordos Basin

Wei-qiang HU; Yang-bing LI; Xin CHEN; Li-tao MA; Cheng LIU; Ying HUANG; Fang QIAO; Duo WANG; Zai-zhen LIU

doi:10.11764/j.issn.1672-1926.2019.08.009

Natural Gas Geoscience >

2020 , Vol. 31 >Issue 1: 26 - 36

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2019.08.009

Origin and source of natural gas in the Upper Paleozoic in Linxing area, Ordos Basin

Wei-qiang HU ,
Yang-bing LI ,
Xin CHEN ,
Li-tao MA ,
Cheng LIU ,
Ying HUANG ,
Fang QIAO ,
Duo WANG ,
Zai-zhen LIU

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CNOOC EnerTech⁃Drilling & Production Co. , Tianjin 300452, China

Received date: 2019-07-22

Revised date: 2019-08-29

Online published: 2020-01-09

Supported by

the National Natural Science Foundation of China(41502132)

The Research Project of China National Offshore Oil Corporation(CNOOC-KJPTGCJS2016-01)

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Highlights

Study of the origin and source of natural gas plays an important role in exploration and development, which can provide a theoretical basis for natural gas migration and accumulation. Based on the comprehensive analysis of the characteristics of the natural gas composition, carbon isotope, light hydrocarbons and source rocks in the Upper Paleozoic in Linxing area of Ordos Basin, the origin and source of Upper Paleozoic natural gas in this area are discussed. The study shows that methane is the main component of natural gas, with low contents of heavy hydrocarbons and non-hydrocarbons, mainly belonging to dry gas in the Upper Paleozoic in Linxing area. The values of δ¹³C₁, δ¹³C₂ and δ¹³C₃ of natural gas are in the ranges from -45.6‰ to -32.9‰, -28.9‰ to -22.3‰ and -26.2‰ to -19.1‰, respectively. The carbon isotopic values of alkane gas show a general trend of positive carbon sequence. δ¹³C₁ value is less than -30‰, with typical characteristics of organic origin. There is a certain similarity in the composition characteristics of light hydrocarbons. The C₇ series shows an advantage of methyl hexane, while the C_5-7 series mainly shows an advantage of isoalkane. The Upper Paleozoic natural gas in this area is mainly composed of mature coal-derived gas, containing a small amount of coal-derived gas and oil-type gas mixture; the natural gas reservoirs of Shihezi Formation are mainly transported by pressurized diffusion of hydrocarbon generation from Shanxi Formation source rock hydrocarbons to filling and accumulation in near-source reservoir or far-source reservoir. The natural gas reservoirs of Taiyuan Formation mainly come from the source rocks of Taiyuan Formation itself, and are generated and stored in the source rocks, in which it is self-generation and self-preservation.

Cite this article

Wei-qiang HU , Yang-bing LI , Xin CHEN , Li-tao MA , Cheng LIU , Ying HUANG , Fang QIAO , Duo WANG , Zai-zhen LIU . Origin and source of natural gas in the Upper Paleozoic in Linxing area, Ordos Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2020 , 31(1) : 26 -36 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2019.08.009

0 引言

随着勘探开发技术的不断突破与发展，非常规油气已成为中国原油产量稳定和天然气产量飞速增长的接替能源^[1,2,3,4,5]。从国家能源发展战略来看，进军非常规油气领域是“十三五”的一个重要发展战略。中石油、中石化和中海油均致力于快速发展非常规油气产业，先后建立了致密气、页岩气和煤层气国家示范工程项目。鄂尔多斯盆地是中国陆上第二大含油气盆地，总体为西翼陡窄，东翼宽缓的南北向不对称大型叠合克拉通盆地^[6,7,8]，蕴含非常丰富的非常规油气资源^{[9,10,11,12,13]}。经过50余年的勘探开发研究，陆续在盆地内发现了苏里格、大牛地、榆林、子洲、米脂、神木、乌审旗及东胜等致密砂岩大气田，是我国目前发现千亿立方米级以上大气田最多的盆地，显示该区具有巨大的天然气勘探潜力^{[14,15,16,17]}。

临兴地区位于鄂尔多斯盆地东缘，油气资源丰富。该区钻井气测显示，从石千峰组5段（千5段）—太原组普遍含气，单井钻遇气层厚度主要分布于20~80 m之间，平均厚度为34.6 m；气层主要集中发育在千5段、上石盒子组（盒4段）—下石盒子组（盒8段）、太原组。通过压裂试验显示，部分勘探井获得工业气流或低产气流，表明研究区具有良好勘探前景^[18,19,20]。由于临兴地区上古生界天然气勘探开发程度相对较低，对该区上古生界天然气成因及来源缺乏系统认识。特别是早白垩世，东中部紫金山岩体的侵入，形成紫金山隆起区^[21,22]，隆起区的形成对天然气运移成藏过程的控制作用尚不清楚，制约了研究和认识的深入。因此，有必要加强对临兴地区上古生界天然气成因及来源的分析研究，为该区上古生界天然气藏聚集成藏提供依据。

1 地质背景

鄂尔多斯盆地属于大型克拉通盆地，构造总体形态为东翼宽缓、西翼陡窄的南北向不对称矩形盆地，主要经历了4个沉积阶段：中晚元古代发育坳拉谷盆地阶段、古生代发育大型稳定克拉通盆地阶段、中生代发育前陆盆地阶段、新生代发育周缘断陷盆地阶段^[9]。盆地划分为6个二级构造单元：天环坳陷、西缘冲断带、晋西挠褶带、伊陕斜坡、渭北隆起和伊盟隆起（图1）。

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图1 研究区沉积构造综合示意

Fig.1 Comprehensive schematic diagram of sedimentary and structures in the study area

临兴地区主要位于鄂尔多斯盆地东缘的临县和兴县境内，主要位于晋西挠褶带，总体为简单的单斜构造，仅在局部有差异，整体呈东高西低之势^[23,24,25]。根据野外露头对比观察和钻探测井等资料显示^[26,27]，研究区石炭系—二叠系自下而上发育有本溪组(C₂ b)—太原组（P₁ t）—山西组（P₁ s）—石盒子组（P₂ sh）—石千峰组（P₃ sq）。其中，C₂ b—P₁ t—P₁ s发育泥岩和煤为主，常作为气源岩；P₂ sh—石千峰组5段主要发育砂泥岩互层。同时，石千峰组厚层泥岩可作为气藏的区域盖层，封堵天然气向上运移，并与下伏的储集层形成多套储盖组合关系。笔者在岩心观察的基础上，利用临兴地区20口井的气体组分、碳同位素、轻烃和30余口井的烃源岩有机碳、岩石热解、镜质体反射率等大量地球化学测试资料，对研究区上古生界天然气地球化学特征、成因类型、气源及烃源岩生烃潜力等进行综合分析研究，确定天然气成因及来源，为后续勘探领域的拓展提供方向性指导。

2 实验分析及方法

本文采集临兴地区20口井的20个气样进行天然气组分、碳同位素以及轻烃分析；30口井的200余样次的泥岩和煤进行岩石热解分析、有机碳含量测定、镜质体反射率测定，以上测试均由中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司非常规实验中心完成。其中，天然气组分分析采用Agilent 7890B气相色谱仪，碳同位素分析采用Elementar isoprime vision同位素测定仪，轻烃采用Agilent 6890A气相色谱仪，岩石热解分析采用Rock-Eval 6热解分析仪，有机碳含量测定采用CS-744碳硫分析仪，镜质体反射率测定采用CRAIC 508PV镜质体反射率仪。天然气组分、碳同位素、轻烃测试结果见表1、表2；泥岩和煤的岩石热解、有机碳测定、镜质体反射率测定统计结果详见表3。

表1 鄂尔多斯盆地临兴地区上古生界天然气组分和碳同位素

Table 1 The natural gas composition and carbon isotope in Upper Paleozoic in Linxing area, Ordos Basin

井号	层位	组分含量/%							干燥系数	δ¹³C/‰(VPDB)			R _O/%^①
井号	层位	CH₄	C₂H₆	C₃H₈	iC₄H₁₀	nC₄H₁₀	CO₂	N₂	干燥系数	C₁	C₂	C₃
X-1	P₂ sq	99.32	0.21	0.00	0.00	0.00	0.40	0.00	0.998	/	/	/	/
X-2	P₂ sh	93.06	0.98	0.21	0.04	0.05	0.04	5.54	0.986	-37.7	-25.5	-23.5	0.58
X-3	P₂ sh	97.96	1.56	0.28	0.05	0.05	0	0.11	0.981	-36	-26.1	-23.5	0.77
X-4	P₂ sh	96.82	1.35	0.36	0.06	0.07	0.02	1.2	0.981	-37.3	-27.2	-24.8	0.62
X-5	P₂ sh	97.14	1.17	0.2	0.04	0.03	0.03	1.32	0.985	-37.5	-27.1	-24.0	0.6
X-6	P₂ sh	99.11	0.15	0	0	0	0.57	0	0.990	/	/	/	1.95
X-7	P₂ sh	91.16	4.69	1.33	0.19	0.26	0.02	1.94	0.934	-34.8	-27.5	-25.3	0.94
X-8	P₂ sh	93.93	2.73	0.76	0.13	0.19	0.04	1.76	0.961	-36.4	-26.6	-24.7	0.72
X-9	P₂ sh	93.82	1.15	0.32	0.06	0.09	0.01	3.78	0.983	-36.5	-28.9	-26.0	0.71
X-10	P₂ sh	98.92	0.84	0.13	0	0	0.11	0	0.990	-32.9	-23.9	-21.6	1.28
X-11	P₂ sh	98	1.44	0.28	0.05	0.05	0.06	0.11	0.982	-37.2	-26.1	-24.1	0.63
X-12	P₂ sh	94.56	3.6	0.9	0.14	0.15	0.08	0.49	0.952	-34.6	-25.9	-24.5	0.97
X-13	P₁ s	90.74	5.2	1.68	0.23	0.32	0.05	1.45	0.924	-33.2	-28.1	-26.2	1.21
X-14	P₁ t	96.04	0.75	0.08	0.02	0.02	2.1	0.97	0.991	-39.8	-24.1	-20.3	0.41
X-15	P₁ t	92.68	6.31	0.28	0.13	0.12	0.15	0.45	0.931	-41.3	-22.3	/	0.32
X-16	P₁ t	93.33	0.12	0	0	0	0.02	6.47	0.990	-40.4	-26.5	-19.1	0.38
X-17	P₁ t	96.53	1.14	0.17	0.03	0.03	1.8	0.25	0.986	-41.1	-24.8	-22.8	0.33
X-18	P₁ t	95.93	1.48	0.23	0.04	0.04	1.58	0.62	0.982	-39.6	-24.6	-22.7	0.43
X-19	P₁ t	95.92	0.27	0	0	0	2.2	1.6	0.990	-40.3	/	/	0.38
X-20	P₁ t	93.37	0.17	0.00	0.00	0	5.50	0.96	0.990	-46.5	/	/	/

注：①天然气R _O值计算公式来自于戴金星^[28]：δ¹³C₁=14.12LgR _O-34.39

表2 鄂尔多斯盆地临兴地区上古生界天然气轻烃参数

Table 2 The light hydrocarbon parameters of natural gas in Upper Paleozoic in Linxing area， Ordos Basin

井号	层位	nC₇/%	MCH/%	∑DMCP/%	C_5-7正构烷烃/%	C_5-7异构烷烃/%	C_5-7环烷烷烃/%
X-2	P₂ sh	12.4	65.8	21.9	18.5	55.4	26.1
X-4	P₂ sh	24.5	58.2	17.3	30.9	56.5	12.6
X-5-1	P₂ sh	14.9	66.7	18.5	15.3	47.0	37.7
X-5-2	P₂ sh	14.5	65.7	19.8	25.6	52.0	22.4
X-8	P₂ sh	26.8	53.5	19.7	30.6	46.5	22.9
X-9	P₂ sh	26.6	52.7	20.8	14.4	26.8	58.8
X-7	P₂ sh	29.1	57.0	13.9	35.9	43.9	20.2
X-13	P₁ s	22.6	60.6	16.8	33.0	52.3	14.7
X-14-1	P₁ t	14.4	63.7	21.9	13.2	34.2	52.5
X-14-2	P₁ t	12.1	69.6	18.3	20.2	44.8	35.0
X-17	P₁ t	15.2	67.8	17.0	18.2	39.7	42.1

表3 鄂尔多斯盆地临兴地区上古生界烃源岩地球化学参数

Table 3 The geochemical parameters of source rocks in Upper Paleozoic in Linxing area, Ordos Basin

类别		有机碳/%	(S ₁+S ₂)/(mg/g)	R _O/%	T _max/℃
P₁ s	煤	$58.50 ~ 74.00 63.82 5$	$51.57 ~ 167.84 102.91 (5)$	$0.98 ~ 1.13 1.07 (5)$	$458.0 ~ 463.0 461.0 (7)$
P₁ s	暗色泥岩	$0.75 ~ 21.80 3.28 (49)$	$0.54 ~ 71.10 5.03 (37)$	$0.78 ~ 1.38 0.98 (31)$	$426.0 ~ 480.0 461.0 (35)$
P₁ t	煤	$45.60 ~ 76.10 63.28 (16)$	$45.33 ~ 309.37 158.53 (13)$	$0.87 ~ 1.45 1.18 (9)$	$447.0 ~ 501.0 463.2 (23)$
P₁ t	暗色泥岩	$0.82 ~ 19.20 4.16 (22)$	$0.53 ~ 8.81 2.80 (17)$	$0.81 ~ 1.42 1.07 (24)$	$442.0 ~ 510.0 470.3 (20)$
C₂ b	煤	$39.60 ~ 84.60 64.03 (14)$	$38.67 ~ 250.00 118.18 (10)$	$0.93 ~ 1.48 1.21 (8)$	$454.0 ~ 517.0 485.3 (15)$
C₂ b	暗色泥岩	$0.78 ~ 12.00 3.66 (30)$	$0.58 ~ 17.93 3.12 (25)$	$0.89 ~ 1.39 1.12 (29)$	$450.0 ~ 508.0 482.7 (30)$

注： $58.50 ~ 74.00 63.82 5$ = $最小值 — 最大值平均值样品数$

3 天然气地球化学特征

3.1　组分特征

临兴地区上古生界天然气组分（表1）测试结果表明：CH₄含量分布于90.74%~99.32%之间，平均值为95.42%； C₂H₆含量分布于0.12%~6.31%之间，平均值为1.77%；C₃H₈含量分布于0~1.68%之间，平均值为0.36%；干燥系数介于0.924~0.998之间，平均值为0.975，20个气样中仅有3个为湿气，其余气样均为干气。非烃气体主要是CO₂和N₂，其中，CO₂含量分布于0~5.5%之间，平均值为0.74%；N₂含量分布于0~6.47%之间，平均值为1.45%。

3.2　碳同位素特征

临兴地区上古生界天然气碳同位素测试结果（表1）表明：δ¹³C₁值分布于

-

46.5‰~

-

32.9‰之间，平均值为

-

38.0‰；δ¹³C₂值分布于

-

28.9‰~

-

22.3‰之间，平均值为

-

25.9‰；δ¹³C₃值分布于

-

26.2‰~

-

19.1‰之间，平均值为

-

23.5‰，总体呈现δ¹³C₁值偏低，δ¹³C₂和δ¹³C₃值偏高的分布特点。研究区天然气碳同位素值总体表现出正碳序列变化（δ¹³C₁<δ¹³C₂<δ¹³C₃） (表1，图2)，并且δ¹³C₁值均小于

-

30‰，具有典型的有机成因气特征。

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图2 临兴地区上古生界天然气单体碳同位素分布特征

Fig.2 The characteristics of carbon isotopic distribution of natural gas monomers in Upper Paleozoic in Linxing area

3.3　轻烃特征

临兴地区上古生界天然气轻烃参数（表2）表明，C₇系列中甲基环己烷指数(MCH)分布于52.7%~69.6%之间，均大于50%，平均值为61.9%；各种构型的二甲基环戊烷(ΣDMCP)分布于13.9%~21.9%之间，平均值为18.7%；正庚烷(nC₇)分布于12.1%~29.1%之间，均小于35%，平均值为19.4%；C_5-7系列中正构烷烃主要分布于13.2%~35.7%之间，平均值为23.2%；各种构型的C_5-7异构烷烃主要分布于26.8%~56.5%之间，平均值为45.4%；C_5-7环烷烷烃主要分布于12.6%~58.8%之间，平均值为31.3%。综合研究认为，研究区天然气轻烃组成相似，C₇系列表现出甲基环己烷优势，C_5-7系列主体表现出异构烷烃优势。

4 天然气成因分析

4.1　碳同位素判识成因

甲烷和乙烷碳同位素及其同系物碳同位素序列是判定天然气成因的重要指标，通常被用来判识天然气成因^{[28,29,30,31,32]}。有机成因气的烷烃气碳同位素组成具有正碳序列（δ¹³C₁<δ¹³C₂<δ¹³C₃<δ¹³C₄），甲烷碳同位素值一般小于

-

30‰，而无机成因气则与之相反^[33,34,35]。不同学者利用δ¹³C₂判别煤成气和油型气划分界限不同，但整体差别不大。参考前人利用δ¹³C₂对煤成气和油型气的划分，本文采用δ¹³C₂值大于

-

28‰和δ¹³C₃值大于

-

25‰，判识天然气为煤成气；δ¹³C₂值介于

-

30‰~

-

28‰之间则判识为煤成气与油型气的混合气；δ¹³C₂值小于

-

30‰则判识为油型气。临兴地区天然气碳同位素值表现出正碳序列（δ¹³C₁<δ¹³C₂<δ¹³C₃） (表1，图 2)，并且δ¹³C₁值均小于

-

30‰，属于有机成因；研究区天然气母质类型为腐殖型，以生气为主，与国外典型盆地Ⅲ型干酪根生成的天然气特征一致，与国内鄂尔多斯盆地大牛地地区煤成气特征基本一致（图3）；δ¹³C₂值分布于

-

28.9‰~

-

22.3‰之间，δ¹³C₃值分布于

-

26.2‰~

-

19.1‰之间，16个样品中仅有2个样品δ¹³C₂值小于

-

28‰和δ¹³C₃值小于

-

25‰，样品点主要分布于煤成气区间内，属于煤成气，仅有少数样品点散落于混合气区间内，属于煤成气与油型气的混合气（图4,图5）。

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图3 天然气δ¹³C₁—δ¹³C₂成因类型鉴别图版（图版来自于文献[43]；大牛地数据来自于文献[33]）

Fig. 3 The identification of genetic types of natural gas δ¹³C₁-δ¹³C₂（Plate from Ref.[43]；Date of gases from Daniudi are from Ref.[33]）

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图4 天然气δ¹³C₁—δ¹³C₂成因类型鉴别图版(图版来自于文献[44])

Fig.4 The identification of genetic types of natural gas δ¹³C₂-δ¹³C₁ (Plate from Ref.[44])

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图5 天然气δ¹³C₁—δ¹³C₂—δ¹³C₃成因类型鉴别图版（图版来自文献[1]）

Fig.5 The identification of genetic types of natural gas δ¹³C₁ -δ¹³C₂ -δ¹³C₃ (Plate from Ref.[1])

4.2　轻烃判识成因

根据前人研究成果^[36,37,38]，轻烃中C₇系列的各种结构的二甲基环戊烷(ΣDMCP)、正庚烷(nC₇)和甲基环己烷(MCH)的相对含量，以及C_5-7系列中环烷烃、正构烷烃和异构烷烃的相对含量来区分有机质类型。根据胡国艺等^{[39,40,41,42]}的C₇和C_5-7轻烃系列判识标准：油型气的正庚烷(nC₇)相对含量大于30%，甲基环己烷(MCH)相对含量小于70%；煤成气的正庚烷(nC₇)相对含量小于35%，甲基环己烷(MCH)相对含量大于50%，C_5-7正构烷烃相对含量小于30%。根据气样轻烃测试结果（表2）和轻烃分布三角图版（图6,图7）分析表明，研究区天然气轻烃C₇系列中正庚烷(nC₇)相对含量介于12.1%~29.1%之间，均小于35%；甲基环己烷(MCH)相对含量介于52.7%~69.6%之间，均大于50%，并且样品都落在煤成气区间范围内，属于煤成气。而C_5-7系列中C_5-7正构烷烃相对含量介于13.2%~35.7%之间，在11个轻烃样品中有7个样品的C_5-7正构烷烃相对含量值小于30%，并且大部分样品点落在煤成气范围内，仅有少部分样品落在油型气区间内，即研究区上古生界天然气主要属于煤成气，含有少量油型混合气，这与前文碳同位素分析研究结果一致。

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图6 天然气中C₇轻烃系列分布三角图

Fig.6 The ternary diagram of C₇ light hydrocarbon series distribution of natural gas

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图7 天然气中C_5-7轻烃系列分布三角图

Fig.7 The ternary diagram of C_5-7 light hydrocarbon series distribution of natural gas

5 天然气来源分析

临兴地区上古生界源岩主要是煤，其次是暗色泥岩。其中，煤厚度主要介于12~22 m之间，均值为16 m；暗色泥岩厚度主要介于95~115 m之间，均值为103 m^[45]。研究区煤和暗色泥岩测试结果（表3）表明，有机质丰度较高，属于中等—好烃源岩；有机质类型属于Ⅲ型，以生气为主；R _O值主要介于0.8%~1.5%之间，处于成熟—高过成熟阶段，进入大量生气阶段。由于研究区东中部有紫金山岩体的侵入，导致紫金山周边地区的镜质体反射率值大于2.0%，甚至达到4.2%，处于过成熟阶段；生气强度主要介于（18~32）×10⁸ m³/km²之间，为后期天然气的聚集成藏奠定了丰富的物质基础。

天然气δ¹³C₁与R _O值具有良好的线性关系可作为气源对比有效手段。根据戴金星^[28]建立的煤成气经验公式：δ¹³C₁=14.12LgR _O－34.39对研究区天然气成熟度进行计算。计算结果（表1）表明：研究区P₁ t天然气R _O值主要介于0.32%~0.43%之间，平均值为0.38%，明显低于实测的煤和暗色泥岩R _O值；P₂ sh天然气R _O值主要介于0.58%~1.28%之间，平均值为0.82%，与实测的P₁ t、P₁ s烃源岩成熟度R _O值相比偏低。由于研究区P₁ t—P₁ s属于海陆过渡相煤系地层，P₁ s—P₁ t主要处于微咸水—咸水沉积环境，水介质是影响天然气δ¹³C₁的关键因素。水介质越咸，天然气的δ¹³C₁值越低^[33]，导致计算的P₁ s、P₁ t天然气成熟度比实测R _O值偏低。整体反映，P₁ t天然气来自于自身的太原组烃源岩，P₂ sh天然气除了来自P₁ t烃源岩之外，主要来自于P₁ s烃源岩。

MANGO^[46,47,48]提出轻烃成因理论，对于同一种源岩生成的所有轻烃具有一样的K ₁和K ₂值，该值只与油气的母质有关，与成熟度无关。

K ₁=A ₁/A ₂ （1）

式中：A ₁=2-甲基己烷+2，3-二甲基戊烷；A ₂=3-甲基己烷+2，4-二甲基戊烷。

K ₂=P ₃/（P ₂+N ₂）（2）

式中： P ₂= 2-甲基己烷+3-甲基己烷;P ₃=2，2-二甲基戊烷+2，4-二甲基戊烷+2，3-二甲基戊烷+3，3-二甲基戊烷+3-乙基戊烷;N ₂=1，顺-3-二甲基环戊烷+1，反-3-二甲基环戊烷+1，1-二甲基环戊烷。

临兴地区上古生界天然气的K ₁值整体差异较小，主要分布于0.97~1.27之间，平均值为1.12（表3）；K ₂值主要分布于0.34~0.75之间，平均值为0.56（表4）。研究区上古生界天然气的K ₁值、K ₂值变化趋势（图8）基本一致，这说明其上古生界天然气来自于同一含油气系统。

表4 临兴地区上古生界天然气K ₁值和K ₂值分布

Table 4 The distribution of K ₁ and K ₂ values of natural gas in Upper Paleozoic in Linxing area

井号	层位	A ₁/%	A ₂/%	P ₂/%	P ₃/%	N ₂/%	K ₁/%	K ₂/%
X-4	P₂ h	2.22	2.08	2.99	2.53	1.06	1.06	0.63
X-5-1	P₂ h	4.52	3.99	5.02	4.50	2.78	1.13	0.58
X-5-2	P₂ h	2.19	1.87	2.42	2.84	1.55	1.17	0.71
X-8	P₂ h	3.06	2.70	4.32	2.00	1.48	1.13	0.34
X-9	P₂ h	9.97	7.83	14.04	10.02	4.95	1.27	0.53
X-7	P₂ h	3.32	2.66	4.69	2.08	1.63	1.25	0.33
X-13	P₁ s	1.88	1.68	2.64	1.64	1.15	1.12	0.43
X-14-1	P₁ t	3.35	3.21	4.01	4.56	3.32	1.04	0.62
X-14-2	P₁ t	2.07	2.03	2.72	3.04	2.30	1.02	0.61
X-17	P₁ t	3.19	3.29	4.41	4.00	2.42	0.97	0.59

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图8 临兴地区上古生界天然气K ₁值和K ₂值斜率分布

Fig.8 The distribution of the Slope of K ₁ and K ₂ values of natural gas in Upper Paleozoic in Linxing area

PRINZHOFER等^[49,50]研究表明，天然气Ln(C₁/C₂)－（δ¹³C₁－δ¹³C₂）和δ¹³C₁－（C₂/C₁）的分布规律可以综合反映天然气所经历的热演化和次生改造过程（主要是运移成藏过程）。天然气未经次生改造过程或次生改造过程较弱时，组分和碳同位素组成的差异主要受烃源岩成熟度控制，Ln(C₁/C₂)和δ¹³C₁－δ¹³C₂参数均随着烃源岩成熟度的增加而升高，δ¹³C₁和C₂/C₁参数均随着烃源岩成熟度的增加而降低。天然气遭受扩散运移散失作用时，表现为Ln(C₁/C₂)降低，δ¹³C₁－δ¹³C₂差值则逐渐增大；δ¹³C₁减小，C₂/C₁比值逐渐减小。临兴地区P₁ t天然气的δ¹³C₁－δ¹³C₂差值与Ln(C₁/C₂)同步增大，δ¹³C₁与C₂/C₁值同步减小，反映了P₁ t天然气随成熟度的变化趋势；P₂ sh气藏中天然气的δ¹³C₁－δ¹³C₂差值逐渐增大，Ln(C₁/C₂)则逐渐减小，δ¹³C₁与C₂/C₁值同步增大，表明P₂ sh天然气具有明显的扩散运移特征(图9，图10)。综合分析认为，研究区P₂ sh天然气藏主要是由P₁ s烃源岩生烃增压扩散运移至近源或远源储层内充注成藏；P₁ t天然气藏主要来自于P₁ t自身的烃源岩，在源岩内自生自储成藏。

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图9 临兴地区上古生界天然气Ln(C₁/C₂)—（δ¹³C₁－δ¹³C₂）关系

Fig.9 The relationship diagram of natural gas Ln(C₁/C₂)vs.（δ¹³C₁⁃δ¹³C₂）in Upper Paleozoic in Linxing area

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图10 临兴地区上古生界天然气δ¹³C₁—(C₂/C₁)

Fig.10 The relationship diagram of natural gas δ¹³C₁vs.(C₂/C₁) in Upper Paleozoic in Linxing area

6 结论

（1）研究区上古生界天然气甲烷含量较高，重烃和非烃含量较低；干燥系数介于0.924~0.998之间，主要属于干气；碳同位素值总体表现出正碳序列变化趋势，并且δ¹³C₁值均小于-30‰，具有典型的有机成因气特征；轻烃中C₇系列表现出甲基环己烷优势，C_5-7系列主要表现出异构烷烃优势。

（2）研究区上古生界天然气δ¹³C₂值分布大部分都大于-28‰；甲基环己烷指数大于50%，正庚烷相对含量小于 35%，C_5-7正构烷烃相对含量大部分均小于30%，主要属于煤成气，含有少量煤成气与油型气的混合气。

（3）研究区上古生界天然气主要处于成熟阶段，P₁ t天然气随成熟度变化, 主要来自于P₁ t自身的烃源岩，P₂ sh天然气具有明显的扩散运移特征，除了来自P₁ t烃源岩之外，主要来自于P₁ s烃源岩。

References

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0 引言

1 地质背景

图1 研究区沉积构造综合示意

2 实验分析及方法

表1 鄂尔多斯盆地临兴地区上古生界天然气组分和碳同位素

表2 鄂尔多斯盆地临兴地区上古生界天然气轻烃参数

表3 鄂尔多斯盆地临兴地区上古生界烃源岩地球化学参数

3 天然气地球化学特征

3.1 组分特征

3.2 碳同位素特征

图2 临兴地区上古生界天然气单体碳同位素分布特征

3.3 轻烃特征

4 天然气成因分析

4.1 碳同位素判识成因

图3 天然气δ13C1—δ13C2成因类型鉴别图版（图版来自于文献[43]；大牛地数据来自于文献[33]）

图4 天然气δ13C1—δ13C2成因类型鉴别图版(图版来自于文献[44])

图5 天然气δ13C1—δ13C2—δ13C3成因类型鉴别图版（图版来自文献[1]）

4.2 轻烃判识成因

图6 天然气中C7轻烃系列分布三角图

图7 天然气中C5-7轻烃系列分布三角图

5 天然气来源分析

表4 临兴地区上古生界天然气K 1值和K 2值分布

图8 临兴地区上古生界天然气K 1值和K 2值斜率分布

图9 临兴地区上古生界天然气Ln(C1/C2)—（δ13C1－δ13C2）关系

图10 临兴地区上古生界天然气δ13C1—(C2/C1)

6 结论

References

3.1　组分特征

3.2　碳同位素特征

3.3　轻烃特征

4.1　碳同位素判识成因

图3 天然气δ¹³C₁—δ¹³C₂成因类型鉴别图版（图版来自于文献[43]；大牛地数据来自于文献[33]）

图4 天然气δ¹³C₁—δ¹³C₂成因类型鉴别图版(图版来自于文献[44])

图5 天然气δ¹³C₁—δ¹³C₂—δ¹³C₃成因类型鉴别图版（图版来自文献[1]）

4.2　轻烃判识成因

图6 天然气中C₇轻烃系列分布三角图

图7 天然气中C_5-7轻烃系列分布三角图

表4 临兴地区上古生界天然气K ₁值和K ₂值分布

图8 临兴地区上古生界天然气K ₁值和K ₂值斜率分布

图9 临兴地区上古生界天然气Ln(C₁/C₂)—（δ¹³C₁－δ¹³C₂）关系

图10 临兴地区上古生界天然气δ¹³C₁—(C₂/C₁)