Natural Gas Geoscience >

2022 , Vol. 33 >Issue 6: 992 - 1000

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2021.12.006

Comparison of gas sources in Xiaohelong area of Dehui Depression， Songliao Basin

  • Zhongcheng LI , 1, 2 ,
  • Zhidong BAO 1 ,
  • Zhaosheng WEI 2 ,
  • Guoyi ZHANG 2 ,
  • Junjie LIU 3 ,
  • Bo LIU , 3
Expand
  • 1. College of Geosciences，China University of Petroleum （Beijing），Beijing 102249，China
  • 2. Research Institute of Exploration and Development，Jilin Oilfield Company，PetroChina，Songyuan 138000，China
  • 3. Institute of Unconventional Oil & Gas，Northeast Petroleum University，Daqing 163000，China

Received date: 2021-10-12

  Revised date: 2021-12-15

  Online published: 2022-06-28

Supported by

The National Science and Technology Major Project(2016ZX05047005)

the Prospective Foundation Project of the China National Petroleum Corporation(2021DJ0205)

Fold

Highlights

To further understand the genetic types and gas sources of newfound natural gas in Xiaohelong area of Dehui Depression， Songliao Basin， the source rock evaluation of Yingcheng， Shahezi and Huoshiling formations， as well as the genetic and gas source analysis of Denglouku and Quantou formations are carried out by using source rock organic carbon， pyrolysis data， natural gas composition and carbon isotope data. The results show that the source rocks in Xiaohelong area are medium-good source rocks with TOC content of 0.42%-58.11%， mainly of types II2 and III kerogen， which are in mature-high mature stage. The natural gas in Denglouku-Quantou formations is organic coal gas， and some samples have the characteristics of mixed gas. The equivalent maturity of natural gas is 0.97%， which is similar to the type and maturity of source rocks in Yingcheng Formation. Different from the gas bearing horizons that mainly contributed by the source rocks of Huoshiling and Shahezi formations in previous exploration， the source rocks of Yingcheng Formation are the main source of natural gas of Denglouku and Quantou formations in Xiaohelong area， which are a set of newly discovered exploration strata.

Cite this article

Zhongcheng LI , Zhidong BAO , Zhaosheng WEI , Guoyi ZHANG , Junjie LIU , Bo LIU . Comparison of gas sources in Xiaohelong area of Dehui Depression， Songliao Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2022 , 33(6) : 992 -1000 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2021.12.006

0 引言

德惠断陷的油气勘探已有近50年的历史［1］，是松辽盆地东南隆起区的主要油气产区，已发现多个具有一定规模的油气田。前人关于该区天然气的研究主要集中于德惠断陷火石岭组天然气成因类型及来源，认为火石岭组天然气为油型气和煤成气的混合气，并通过轻烃指纹特征证实其主要来源于火石岭组—沙河子组烃源岩［2-4］。此外，营城组天然气仅在小合隆地区H3井、H4井有发现，样品数量较少，尚未有系统的认识［5-6］。
近年来，随着德惠断陷油气勘探不断进展，陆续发现小合隆地区登娄库组—泉头组天然气资源丰富，勘探潜力巨大。然而，德惠断陷由于受德惠东、西断裂控制，形成了不对称式地堑构造，导致该地区地质条件复杂，各构造带登娄库组—泉头组天然气成因、气源及成藏规律的深入研究不足。
本文研究围绕小合隆地区登娄库组—泉头组的天然气勘探发现，从有机质丰度、类型及成熟度3个方面对火石岭组、沙河子组和营城组3套潜在的烃源岩进行了定性评价。通过新发现天然气组分与碳同位素特征，分析了其成因类型及气源，以指导小合隆地区天然气勘探层系和成藏规律的认识。

1 地质背景

德惠断陷是我国松辽盆地东南隆起区的次级构造单元［图1（a）］，为形成于中生代造山运动的双断型地堑构造［7］。整体呈狭长状，面积约为4 053 km2。其东、西部分别受德惠—长春、农安—万金塔断裂控制，北部为王府断陷—青山口背斜带—榆树断陷，南部为梨树断陷。
图1 松辽盆地德惠断陷构造位置（a）及地层柱状图（b）

Fig. 1 Tectonic position （a） and stratigraphic histogram （b） of Dehui Fault Depression， Songliao Basin

从断陷期至坳陷期，该区先后沉积了下白垩统火石岭组、沙河子组、营城组、登娄库组及泉头组［图1（b）］，以及上白垩统青山口组、姚家组、嫩江组。其中，火石岭组、沙河子组、营城组3套地层为该区的潜在烃源岩层。

2 烃源岩评价

本文研究采集了德惠断陷20口井下白垩统火石岭组、沙河子组、营城组以及侏罗系的岩心20块、岩屑25包，对所有样品开展了TOC、岩石热解、干酪根碳同位素、全岩有机显微组分、镜质体反射率等实验分析。

2.1　有机质丰度

本文依据原中国石油天然气总公司于1995年发布的适用于淡水—半咸水湖相沉积生油岩的行业标准《SY/T 5735—1995 陆源烃源岩地球化学评价方法》［8］，针对火石岭组、沙河子组、营城组开展有机质丰度评价。德惠断陷3套烃源岩TOC含量为0.42%~58.11%，平均为9.06%；生烃潜量（S 1+S 2）值为0.35~116.17 mg/g，平均为11.79 mg/g；氯仿沥青“A”含量为0.024%~1.151%，平均为0.195%（表1）。除沙河子组有少部分烃源岩样品属于差—中等水平外，营城组、火石岭组及沙河子组的绝大部分样品均属于好及以上级别，总体是一套中等—好的烃源岩，其中以营城组烃源岩为最优。
表1 松辽盆地德惠断陷不同层位烃源岩有机质丰度

Table 1 Organic matter abundance of source rocks at different levels in Dehui Fault Depression，Songliao Basin

地层 TOC/% 氯仿沥青“A”/% 总烃/10-6 （S 1 +S 2）/（mg/g）
下白垩统 营城组 （1.03~55.13）/14.08（11） （0.072~0.315）/0.156（11） （82.41~625.48）/305.13（11） （1.38~116.17）/28.45（11）
沙河子组 （0.42~58.11）/5.29（21） （0.024~1.151）/0.290（21） （82~6 335.72）/1 225.53（21） （0.35~37.38）/5.08（21）
上侏罗统 火石岭组 （3.34~31.47）/12.05（8） （0.035~0.387）/0.137（8） （108.6~1 956.4）/544.24（8） （1.28~65.62）/13.46（8）

注：（1.03~55.13）/14.08（11）=(最小值—最大值)/平均值(数量)

2.2　有机质类型

根据干酪根碳同位素组成、干酪根显微组分、岩石热解等资料［9］对3套烃源岩的有机质类型进行了综合分析。德惠断陷烃源岩干酪根δ13C值分布在-21.45‰~-24.98‰之间，平均为-22.84‰，各层段数值分布相近，以火石岭组干酪根碳同位素组成最重。干酪根镜下显微组分中，镜质组多为黑色、具菱角的长条状或块状聚集的特征，镜质组和惰质组含量较高，部分营城组样品显示出生油潜力［图2（a）］，沙河子组未见生油母质［图2（b）］，火石岭组未见生油母质且热成熟度较高［图2（c）］。干酪根氢指数为15.38~294.07 mg/g［图3（a）］，其中营城组有机质类型以Ⅱ2—Ⅲ型干酪根为主，沙河子组与火石岭组有机质类型为Ⅲ型干酪根［图3（b）］。该区以Ⅱ2—Ⅲ型干酪根为主的有机质类型为煤成气的形成提供了气源基础［10-12］。
图2 松辽盆地德惠断陷干酪根显微组分

（a） 干酪根显微组分，400倍透射偏光，腐泥无定型，DS39⁃3井，2 076.00 m，营城组； （b） 干酪根显微组分，400倍透射偏光，腐泥无定型，DS17井，3 256 m，沙河子组； （c） 干酪根显微组分，400倍透射偏光，腐泥无定型，H3井，2 810.57 m，火石岭组

Fig. 2 Kerogen maceral diagram of Dehui Fault Depression，Songliao Basin

图3 松辽盆地德惠断陷烃源岩有机质类型判别

Fig.3 Organic matter type chart of Dehui Fault Depression，Songliao Basin

2.3　有机质成熟度

镜质体反射率R O、热解峰温T max是有效的有机质成熟度指标［13］。德惠断陷烃源岩有机质整体处于成熟—高成熟阶段，R O值为0.7%~2.0%，平均值为1.4%，在2 600 m左右进入高成熟阶段（图4）。T max值整体在440 ℃以上，主频大于450 ℃，营城组、沙河子组和火石岭组泥岩的T max平均值分别为441 ℃、450 ℃和487 ℃，表明营城组处于成熟阶段，沙河子组和火石岭组处于成熟—高成熟阶段（图5）。
图4 松辽盆地德惠断陷泥岩样品R O—深度关系

Fig.4 R O-depth relation diagram of mudstone samples in Dehui Fault Depression，Songliao Basin

图5 松辽盆地德惠断陷不同层位T max值频率分布直方图

Fig.5 Histogram of frequency distribution of T max values in different layers of Dehui Fault Depression，Songliao Basin

3 天然气地球化学特征

3.1　天然气组分特征

德惠断陷小合隆地区天然气主要产层为下白垩统泉头组和登娄库组，组分以烃类为主，其中甲烷含量为72.53%~89.80%，平均含量为84.45%；重烃气 C 2 +含量为10.2%~27.47%，平均含量为15.56%；非烃气以二氧化碳和氮气为主，平均含量分别为0.21%和6.73%。天然气干燥系数为88.60%~93.40%，具有典型的湿气特征（表2）。
表2 小合隆地区天然气组分含量

Table 2 Natural gas component content in Xiaohelong area

族群 井号 层位 组分体积数/%

干燥系数

/%

CH4 C2H6 C3H8 iC4H10 nC4H10 iC5H12 nC5H12 N2 CO2
A H6 泉三段 89.80 3.19 0.40 0.34 0.15 2.73 0.00 3.25 0.03 92.95
H6 泉三段 89.76 3.20 0.41 0.34 0.15 2.80 0.14 3.05 0.03 92.73
B H6-6 泉四段 85.57 3.10 0.60 0.57 0.79 5.35 0.23 2.90 0.40 88.60
H6-6 泉四段 84.44 3.30 0.70 0.56 0.78 5.35 0.00 4.75 0.02 88.78
H601 泉一段—登娄库组 85.9 5.07 2.50 0.44 0.56 2.54 0.00 3.07 0.27 88.99
H601 泉一段—登娄库组 85.76 5.08 2.03 0.44 0.56 2.71 0.00 3.03 0.28 88.80
H603 泉一段—登娄库组 88.07 3.57 0.90 0.36 0.42 2.71 0.00 3.16 0.13 91.25
H603 泉一段—登娄库组 88.53 3.57 0.75 0.36 0.42 2.73 0.13 2.58 0.11 91.16
H606 泉一段—登娄库组 72.53 3.60 0.87 0.22 0.31 1.56 0.00 21.87 0.01 92.99
H606 泉一段—登娄库组 74.12 2.45 0.55 0.21 0.26 1.38 0.09 19.63 0.86 93.40
支链与直链丁烷和戊烷的浓度比（即，i-C4/n-C4，i-C5/n-C5）可以用于没有明显运移分馏条件下的天然气成因和成熟度研究［14］。一般认为油型气i-C4/n-C4<0.8，煤成气i-C4/n-C4>0.8［15-17］。在低温条件下，天然气的生成主要受产生支链烷烃的碳正离子控制，而在高温条件下，其主要受产生直链烷烃的自由基断裂控制。因此，随着成熟度的升高，干酪根裂解产生的支链丁烷和戊烷比率更高，从而导致支链与直链丁烷和戊烷的浓度比将随着C1/（C2+C3）值的增大而增大［18］。随着成熟度的进一步增加，i-C4/n-C4值和i-C5/n-C5值在C1/（C2+C3）值约为20时达到最大值，之后开始持续减小［19］。除H6井具有典型的煤成气特征外，小合隆地区其他各井登娄库组—泉头组的天然气样品i-C4/n-C4值范围在0.71~0.86之间，处于油型气和煤成气的判断界限附近。所有样品的C1/（C2+C3）值均在20左右，反映了天然气生成于高成熟阶段的特点（图6）。由于H6井泉头组气样表现出与H6-6、H601、H603、H606等井登娄库组—泉头组气样明显不同的天然气组成，将这些气样分别划分为族群A（H6井）和族群B进行后续分析。
图6 小合隆地区天然气i-C4/n-C4（a）、i-C5/n-C5（b）与C1/（C2+C3）关系

Fig.6 The relationship between i-C4/n-C4（a）， i-C5/n-C5（b）and C1/（C2+C3） of natural gas in Xiaohelong area

3.2　碳同位素特征

根据我国天然气藏实际资料，煤成气δ13C1值主要分布区间为-38‰~-32‰（VPDB，下同），δ13C2>-28‰，δ13C3>-25‰；而油型气δ13C1值主要分布区间为-45‰~-35‰，δ13C2<-28.5‰，δ13C3<-27‰。登娄库组—泉头组天然气甲烷碳同位素值为-41.27‰~-32.87‰，乙烷碳同位素值为-24.45‰~-21.47‰，丙烷碳同位素值为-27.14‰~-20.97‰（表3）。族群A（即H6井）的δ13C1值与δ13C3值表现为油型气特征，族群B碳同位素特征都显示为煤成气。
表3 小合隆地区天然气碳同位素特征

Table 3 Carbon isotope characteristic of natural gas in Xiaohelong area

族群 井号 层位 δ13C/‰
δ13C1 δ13C2 δ13C3 δ13C4
A H6 泉三段 -41.27 -23.29 -26.85 —
H6 泉三段 -40.74 -23.11 -27.14 —
B H6-6 泉四段 -32.87 -21.47 -20.94 -26.03
H6-6 泉四段 -34.01 -22.33 -21.08 -25.58
H601 泉一段—登娄库组 -33.54 -24.34 -22.08 -26.43
H601 泉一段—登娄库组 -32.93 -23.90 -21.78 -25.72
H603 泉一段—登娄库组 -35.69 -24.45 -22.65 -26.81
H603 泉一段—登娄库组 -36.03 -24.39 -22.96 -25.09
H606 泉一段—登娄库组 -36.61 -24.33 -24.12 -28.68
H606 泉一段—登娄库组 -35.04 -23.66 -23.56 -27.60
族群A天然气碳同位素值发生了倒转（δ13C1<δ13C2>δ13C3）（图7）。通常导致同位素值倒转的主要原因有：有机成因和无机成因烷烃气混合、煤成气与油型气混合、同型不同源或同源不同期天然气混合、天然气全部或某一组分被细菌氧化等4种［20］。结合族群A i-C4/n-C4值和i-C5/n-C5值具有煤成气特征，而甲烷和丙烷碳同位素表现为油型气特征可知，族群A为煤成气与油型气的混合。
图7 小合隆地区天然气碳同位素折线图

Fig. 7 Broken line diagram of natural gas carbon isotope in Xiaohelong area

有机成因同源同期甲烷及其同系物的δ13C值随烷烃气分子中碳数增加而增大，成正序分布（δ13C1<δ13C2<δ13C3）（图7）。族群B整体具有正碳同位素序列，即为δ13C1<δ13C2<δ13C3正常系列分布特征［21］，表明天然气为有机成因气。天然气组成及碳同位素特征揭示族群B天然气以煤成气为主。

4 天然气成因类型及气源分析

4.1　天然气成因类型鉴别

国内一般以δ13C2=-28‰或-29‰作为煤成气和油型气的界限［22］，而小合隆地区天然气的δ13C2值均远大于-28‰（表3），且重烃含量较低，指示其主要为煤成气。采用戴金星等［23］、侯读杰等［24］提出的中国天然气成因类型鉴别标准（即油型气，δ13C2值小于-29‰；煤成气，δ13C2值大于-27.5‰；混合气，δ13C2值为-29‰~-27.5‰）对研究区天然气成因类型进行判别，亦指示小合隆地区天然气族群A为煤成气和混合气，族群B以煤成气为主（图8，图9）。此外，δ13C2－δ13C1和δ13C2关系也表明小合隆地区登娄库组—泉头组天然气气源岩为腐殖型干酪根。其中，族群A为中期腐殖型气，族群B为中期—晚期腐殖型气（图10）。
图8 小合隆地区不同有机成因烷烃气鉴别

Fig.8 Identification of alkane gas of different organic origin in Xiaohelong area

图9 小合隆地区天然气δ13C2—δ13C3关系图

Fig.9 δ13C2-δ13C3 diagram of natural gas in Xiaohelong area

图10 小合隆地区天然气δ13C2—（δ13C2 -δ13C1）关系图

Fig.10 δ13C2 -（δ13C2 -δ13C1）diagram of natural gas in Xiaohelong area

综上所述，小合隆地区天然气样品的组分和同位素特征，综合反映了族群A为Ⅱ—Ⅲ型干酪根在中等成熟阶段生成的煤成气为主的混合气，族群B为Ⅲ型干酪根在中—高成熟阶段生成的煤成气（图11）。且族群A和B热成熟演化趋势具有一致性，初步判断其为同一套烃源岩在不同热演化阶段的产物（图12）。
图11 小合隆地区干酪根类型划分

Fig.11 Kerogen type division diagram in Xiaohelong area

图12 小合隆地区天然气Ln（C2/C3）—Ln（C1/C2）关系图

Fig.12 Ln（C2/C3）-Ln（C1/C2） diagram of natural gas in Xiaohelong area

4.2　天然气成熟度及气源对比

δ13C1值是计算天然气成熟度的有效参数，国内外学者根据盆地的构造及沉积特征建立了不同的天然气δ13C1值与R O回归公式。本文分别根据STAHL等［25］、戴金星等［26］、徐永昌等［27］建立的公式进行推算对比认为，δ13C1—R O公式（煤成气：δ13C1= 40.49 L g R O - 34.01；油型气：δ13C1 = 21.71 L g R O - 43.31）计算得到的结果与研究区实际成熟度情况更为贴近（表4）。由于族群A为混合气，分别给出了油型气和煤成气2种计算结果，族群B采用煤成气公式计算。结果表明，小合隆地区天然气生成的成熟度整体处于R O值为0.90%~1.04%的范围，均值为0.97%，其中族群A生成的R O值分布在0.67%~0.97%之间，采用油型气计算结果，等效R O值为0.97%；族群B生成的R O值为0.90%~1.04%，均值为0.97%。
表4 小合隆地区天然气计算成熟度（据徐永昌等[27]公式）

Table 4 Calculation maturity of natural gas in Xiaohelong area（according to the formula of XU et al. [27]）

地区 族群 井号 层位 天然气类型 δ13C1/‰ R O/% 备注
小合隆 A H6 泉三段 混合气 -41.01 0.97 油型气
0.67 煤成气
B H6-6 泉四段 煤成气 -33.44 1.03 煤成气
H606 泉一段—登娄库组 煤成气 -35.83 0.90 煤成气
H603 泉一段—登娄库组 煤成气 -35.86 0.90 煤成气
H601 泉一段—登娄库组 煤成气 -33.24 1.04 煤成气
据前文烃源岩评价可知，营城组烃源岩R O值为0.79%~1.15%，平均值约为0.91%，主频区间对应天然气生成的R O值范围，而沙河子组和火石岭组烃源岩R O值则分布在0.98%~2.29%之间，均远大于营城组烃源岩成熟度，且R O值主频区间在天然气生成的等效R O值范围之外（表5）。此外，3套烃源岩仅有营城组有机质具有一定比例的II型干酪根。因此，综合推断小合隆地区的天然气来自于营城组的烃源岩，与以往该区发现的火石岭组—沙河子组III型干酪根高成熟阶段生成的天然气成藏系统具有明显不同的天然气来源。
表5 德惠断陷不同层位烃源岩R O值

Table 5 Statistics of R O values of mudstone samples from different layers in Dehui Fault Depression

层位 井号 R O最小值/% R O最大值/% R O平均值/%
营城组（11） DS2、DS35、DS39-3、H3、H5 0.79 1.15 0.91
沙河子组（21） DS17、DS2、DS39-3、H3、H5 0.98 1.99 1.41
火石岭组（13） DS17、DS2、DS4、H3、DS1 1.03 2.29 1.87

注：营城组（11）括号内数字为样品数

5 结论

（1）松辽盆地德惠断陷的沙河子组、营城组、火石岭组3套烃源岩有机质丰度较高，TOC含量平均为9.06%，整体为中等—好烃源岩，以营城组为最优；营城组有机质类型以II2—III型干酪根为主，沙河子组与火石岭组有机质以III型干酪根为主，偏腐殖型；3套烃源岩整体处于成熟—高成熟阶段。
（2）小合隆地区登娄库组—泉头组天然气以烃类为主，甲烷含量为72.53%~89.80%，平均含量为84.45%，干燥系数为88.60%~93.40%，为湿气；非烃气以二氧化碳和氮气为主，平均含量分别为0.21%和6.73%。
（3）小合隆地区登娄库组—泉头组天然气主要为煤成气，含部分混合气，等效成熟度R O值为0.97%，为营城组II—III型干酪根在中—高成熟阶段生成，为一套新发现的天然气成藏系统。

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