0 引言
随着中、浅层油气探明程度的提高和资源潜力下降，探明程度低、资源潜力巨大的盆地深层气正成为油气勘探重要的接替领域［1］。松辽盆地深层天然气在近十余年的勘探中也不断取得突破，前人对盆地深层天然气地球化学特征和成因进行了广泛研究，如杨春等［2］通过热模拟实验和烷烃气碳同位素组成分析指出庆深气田部分甲烷为无机成因，而重烃气则主要为有机成因；张居和等［3］认为徐家围子断陷深层天然气存在腐殖型气、腐泥型气和有机深源气等3种成因类型，不同地区天然气是3种有机成因气混合作用的产物；罗霞等［4］提出松辽盆地深层天然气具有多种来源，徐家围子断陷深层天然气具有煤型气的特征或煤型气的混入；宋振响等［5］认为梨树断陷深层气主要为有机成因，存在单源型油型气和油型气、煤型气混源型2种类型；但长期以来勘探和研究重点一直聚焦于营城组火山岩气藏［6］。近年来随着盆地深层非常规油气勘探的不断突破［7］，火石岭组和登娄库组致密砂岩气正成为盆地深层勘探潜力精细挖潜的主要对象。因此，系统分析深层不同层位非常规天然气成因及富集规律就成为扩大深层天然气勘探规模的重要内容。本文研究通过杏山凹陷214个样品天然气组分和碳同位素测试，系统分析火石岭组、营城组和登娄库组天然气地球化学特征差异及成因类型，为深化该区天然气成藏规律认识提供地质依据。
1 区域地质概况
徐家围子断陷是松辽盆地深层发现天然气最早、探明储量最大的深部断陷，丰乐、升平低凸起将其分割为安达、杏山和肇州凹陷等3个次级凹陷，构成“两隆三凹”的构造格局（图1），天然气勘探开发集中于杏山凹陷。凹陷深层烃源岩为强烈伸展断陷期沉积的沙河子组煤、炭质泥岩和暗色泥岩［8］，下部沙一段烃源岩主要为浅湖—半深湖相暗色泥岩，呈南北向条带状展布，具有东西两翼薄、中部厚度大的特点，最大厚度达600~800 m；上部沙二段发育的冲积平原沼泽、滨浅湖相煤和炭质泥岩集中于凹陷东部斜坡和北部凸起，最大厚度为102 m；2套烃源岩TOC值平均为1.41%和2.43%，有机质类型分别为II2型和III型，部分为II1型，R O值分别在2.16%~3.51%之间和2.07%~2.84%之间，平均为2.63%和2.58%，均处于过成熟阶段。
2 深层天然气的组分特征
杏山凹陷深层天然气总体以烃类气为主，但不同层位天然气组成略有差异。火石岭组甲烷含量分布在50.87%~98.39%之间，平均为88.21%，明显低于营城组和登娄库组，重烃含量分布在0~19.26%之间，平均为3.39%，干燥系数平均为96.63%，随埋深增加，重烃含量增加、干燥系数减小［图2（a），图2（b）］；营城组甲烷含量为44.93%~98.43%，平均为90.32%，重烃含量为0~15.82%，平均为2.53%，干燥系数平均为97.56%；登娄库组甲烷含量分布在57.13%~98.78%之间，平均为90.45%，重烃含量最低，平均仅有1.81%，干燥系数普遍超过95%，平均为98.03%。
深层天然气中非烃气含量较低，不同层位非烃气组成差异较大。火石岭组和营城组非烃气以CO2为主，分别为0.13%~84.92%和0~95.87%，平均为14.20%和12.63%，N2含量次之，分别在0~4.22%和0~44.49%之间，平均为1.68%和3.49%；登娄库组非烃气则以N2为主，分布在1.13%~64.91%之间，平均为13.41%，CO2含量较少，分布在0~5.38%之间，平均为0.59%。
3 深层天然气碳同位素组成
3.1 烷烃气碳同位素组成
深层天然气大部分样品发生组分碳同位素部分倒转，其中火石岭组主要为δ13C1、δ13C2倒转（δ13C1>δ13C2<δ13C3），部分为反序分布（δ13C1>δ13C2>δ13C3）；营城组既有δ13C1、δ13C2倒转，如Xs5井、Xs6井、Zs16样品，又有δ13C2、δ13C3倒转（δ13C1<δ13C2>δ13C3），如Xs232井、Xs213井、Xs18井样品；登娄库组大部分样品为δ13C2、δ13C3倒转或反序分布（图4），表明深层天然气可能经历了散失、分馏或混合等作用的改造。仅Fs8井、Ss101井、Ss6井火石岭组和Ss10井、Fs10井、Ws5井登娄库组样品为正序分布，指示其为原生的天然气，未经历次生改造。
3.2 二氧化碳同位素组成
火石岭组 值分布在-5.5‰~-1.8‰之间，平均为-3.6‰。营城组 值分布范围较宽， 值从-33.2‰到-0.1‰均有分布，平均为-8.2‰， 值与δ13C1、w（CO2）间相关性差，表明二氧化碳气来源复杂。
4 深层天然气的成因
4.1 烃类气成因
烷烃气根据原始物质来源可分为有机成因和无机成因2种类型，通常无机成因气δ13C1>-30‰，组分碳同位素表现为碳同位素反序的特征［11］。Fs801井、Fs701井和Fs9井营城组δ13C1值分布在-24.54‰~-29.35‰之间，碳同位素呈反序分布，且w（CH4）<10%，几乎不含乙烷、丙烷等重烃，而w（CO2）高达89.02%~96.51%，为典型无机成因甲烷。
火石岭组、营城组和登娄库组间天然气成因类型不完全一致，不同层位天然气δ13C2值存在较大差异，但同一层段内天然气δ13C2与埋深相关性较好，表明同一层位天然气具有相同或相似的成因。火石岭组在更大埋深条件下仍保留较多的重烃组分，δ13C2组成偏轻且分布范围较宽，38.67%的样品为δ13C2<-29‰的油型气，营城组也有20.56%的样品δ13C2<-29‰，为典型油型气，而登娄库组重烃含量较低，所取样品δ13C2值均大于-29‰，指示其全部为煤型气。δ13C2与δ13C1和δ13C2与δ13C3关系也表明，火石岭组和营城组以煤型气为主，同时存在部分油型气［图5（b），图5（c）］，登娄库组则全部为煤型气或混合气。在δ13C1与C1/（C2+3）交会图中，火石岭组大部分样品落在IV区，而Xs33井样品落在II1区，表明其主要为煤型气，同时存在部分油型气，营城组样品大部分落在IV区，凹陷中部Xs9井、Xs12井样品落在III1、II2区，表明其为煤型气和油型气的混合气，登娄库组则全部落在IV区，指示其为煤型气［图5（d）］。δ13C2－δ13C1和δ13C2关系也表明，火石岭组天然气气源岩既有晚期腐殖型，又有腐泥型［图5（e）］，营城组为晚期腐殖型和晚期腐泥型，登娄库组全部为晚期腐殖型，进一步表明火石岭组、营城组为混源气，登娄库组为高—过成熟煤型气［图5（f）］。
4.2 非烃类气成因
5 深层天然气来源及富集规律
5.1 深层天然气气源
深层气中δ13C1与δ13C2、δ13C3、δ13C4相关性差，而δ13C2与δ13C3、δ13C2与δ13C4、δ13C4与δ13C3相关性好，指示深层气中重烃组分来源单一，与甲烷来源不同。火石岭组、营城组和登娄库组不同成因类型天然气的分布具有明显规律，火石岭组δ13C2值在凹陷中部最小，δ13C2<-29‰的油型气也集中于凹陷中部Xs33井、Zs6井区，升平凸起和徐东斜坡处δ13C2组成较重［图7（a）］；营城组δ13C2也具有类似的分布特征，凹陷中部Xs14井、Xs7井和Xs9井区以δ13C2<-29‰的油型气为主，从凹陷中部向徐东斜坡δ13C2组成变重，δ13C2>-29‰的煤型气主要分布在徐东斜坡Xs21、Xs11井区和升平凸起Ss11井区［图7（b）］。通常腐泥型气比腐殖型气具有更低的δ13C1值和δ13C2值，凹陷中部湖相烃源岩更为发育，腐泥型组分含量高，C2以上重烃大部分来自腐泥型有机质，加之深层天然气横向运移距离不大，造成具有较轻δ13C2的油型气集中在断陷中部过成熟泥质烃源岩发育区［图7（c）］。登娄库组具有较高δ13C2值的煤型气全部集中于凹陷北部升平凸起Ws5井、Ss10井和Fs10井等过成熟的煤系烃源岩发育区［图7（d）］。
5.2 深层天然气碳同位素倒转原因
甲烷及其同系物碳同位素倒转主要存在有机成因和无机成因烷烃气混合、天然气某些组分遭受细菌氧化导致剩余组分碳同位素组成变重、煤型气与油型气混合、同型不同源或同源不同期天然气混合等4种成因［14］。Fs9井、Fs701井、Fs801井、Zs8井营城组为无机成因的高含CO2气，气藏中见典型无机成因甲烷，邻近的Fs7井、Zs16井和Xs17等井营城组样品中均发生碳同位素反序，表明无机与有机成因烃类气混合可能是造成Fs7、Zs16和Xs17井营城组烃类气碳同位素反序的重要原因。但研究区无机成因甲烷含量低，集中在徐西断裂附近，而凹陷中部和北部凸起、东部斜坡区火石岭组、营城组和登娄库组仍以有机成因为主，未发现无机成因甲烷及微生物氧化破坏现象，且凹陷中部和东部斜坡区样品普遍发生组分碳同位素部分倒转，甚至反序分布。因此，煤型气与油型气的混合或同源不同期天然气混合是导致深层天然气碳同位素普遍发生倒转的主要原因。
通常相同成熟度的煤型气比油型气的干燥系数高，其δ13C1、δ13C2也重于具有相近成熟度油型气的δ13C1、δ13C2，当相同成熟度烃源岩形成的煤型气和油型气混合时，容易产生碳同位素系列部分倒转，四川南部常见由煤型气和油型气混合导致的δ13C1和δ13C2倒转［15］。火石岭组主要为δ13C1、δ13C2倒转，集中于凹陷中部Xs4井、Xs33井、Zs6井区，营城组发生δ13C1、δ13C2倒转的样品主要位于Xs13井、Xs14井、Xs901井、Xs9井和Xs302井等凹陷中部煤和暗色泥岩混合发育区，推测煤型气和油型气混合可能是造成倒转的主要原因。烷烃组分中δ13C2>δ13C3可能是母源生成的后期较高成熟气体增加所致［16］，深层气中δ13C2、δ13C3倒转主要位于徐东斜坡和升平凸起等煤系烃源岩发育区，如徐东斜坡Xs232井、Xs213井、Xs18井营城组和升平凸起Ss8井、Ss10井登娄库组样品中。营城组和登娄库组气藏形成时均经历了多次充注［17］，过成熟阶段形成的煤型气沿断裂向上运移与早期相对低成熟阶段形成的煤型气混合是造成营城组、登娄库组δ13C2、δ13C3倒转的主要原因。
5.3 深层气富集规律
杏山凹陷深层气δ13C1与深度呈较好的负相关，不同地区天然气δ13C1无明显差异，表明深层气以垂向运移为主。凹陷西部徐西断裂向下断至基底，无机成因CO2气藏也多呈点状集中在徐西断层附近，可能是深部幔源气沿深大断裂和地幔沟通的活动部分上涌聚集而成的。
凹陷东部徐东断裂向下断至沙河子组，使东部斜坡煤系烃源岩生成的煤型气易于沿断裂向上垂直运移，在紧邻生烃中心的登娄库组Ss6-Ss8鼻状凸起、营城组Xs3-Xs44断层—岩性圈闭中就近成藏（图9）。火石岭组气藏则分布在凹陷中部徐中断裂附近，是油型气在生烃期异常压力作用下向下聚集的结果。
优质烃源岩是深层气形成的物质基础，决定了不同成因类型气藏的分布。断陷早期，凹陷中部的暗色泥岩随盆地下陷被埋藏并达到生烃门限，至晚白垩世进入高—过成熟阶段生成大量油型气，在邻近凹陷中部的岩性圈闭中聚集成藏，控制了火石岭组、营城组油型气的分布。随着断裂活动减弱、湖盆水体变浅，徐东斜坡和升平低凸起堆积的煤、碳质泥岩开始生烃，在晚白垩世末达到成烃高峰，煤型气也沿断层向上运移到徐东斜坡的断层圈闭和升平凸起的局部高点聚集成藏，煤系烃源岩分布是限制营城组、登娄库组煤型气分布的重要因素。烃源岩和断层的联合作用控制了深层天然气富集，杏山凹陷高产气井通常分布在生气强度大于200×108 m3/km2范围内（图10），而位于断裂附近的Xs605井、Xs8井、Xs9井、Xs902井和Ss201井虽然生气强度较低，但仍具有较高的试气产能，可能是断层活动使天然气沿断层向上运移，在断裂附近相对优质储层聚集成藏造成的。
6 结论
（1）松辽盆地杏山凹陷深层天然气组分和碳同位素差异明显，火石岭组埋深最大、甲烷含量最低、重烃含量较高、碳同位素值最低；登娄库组埋藏最浅、甲烷含量最高、重烃含量最低、碳同位素最重；营城组天然气介于二者之间。
（2）深层天然气以有机成因烃类气为主，无机成因CO2呈点状集中于徐西断层附近的营城组气藏中；火石岭组为油型气、煤型气的混合气，分布在凹陷中部徐中断裂附近；徐东斜坡营城组主要为煤型气，凹陷中部营城组为深层混合气，油型气的混入导致天然气中δ13C1、δ13C2倒转；登娄库组全部为过成熟煤型气，分布于徐东斜坡和北部凸起煤系烃源岩发育区，不同成熟阶段煤型气混合导致登娄库组天然气中δ13C2、δ13C3倒转。
（3）由断裂构成的输导通道是深层不同类型气聚集、混合的必要条件，升平凸起和徐东斜坡是油气运移的有利指向区；沙河子组优质烃源岩是深层气藏形成的物质基础，决定了不同成因类型气藏和高产气井的分布，烃源岩和断层的联合作用控制了深层天然气富集。
甘公网安备 62010202000678号
