Natural Gas Geoscience >

2024 , Vol. 35 >Issue 10: 1847 - 1861

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2024.01.002

Geochemical characteristics of light hydrocarbons associated with deep natural gas in the Paleozoic of the eastern Junggar Basin

  • Yu ZHANG , 1, 2, 3 ,
  • Erting LI 1, 2, 3 ,
  • Julei MI 1, 2, 3 ,
  • Wanyun MA 1, 2, 3 ,
  • Haijing WANG 1, 2, 3 ,
  • Dongzheng MA 4 ,
  • Zaibo XIE 4 ,
  • Huifei TAO , 4
Expand
  • 1. Xinjiang Conglomerate Reservoir Laboratory，Karamay 834000，China
  • 2. Xinjiang Key Laboratory of Shale Oil，Karamay 834000，China
  • 3. Experimental Testing Research Institute，Xinjiang Oilfield Company，PetroChina，Karamay 834000，China
  • 4. Northwest Institute of Eco⁃Environment and Resources，Chinese Academy of Sciences，Lanzhou 730000，China

Received date: 2023-11-22

  Revised date: 2023-12-29

  Online published: 2024-02-01

Supported by

The Major Science and Technology Project of CNPC(2017E-0401)

the Basic Research Innovation Group of Gansu Province, China(22JR5RA045)

Fold

Abstract

Since 2020， when the Kangtan 1 risk well in the east slope area of the Fukang Depression in the eastern part of the Junggar Basin obtained successive high oil and gas production in the Permian reservoir，PetroChina has strengthened its exploration of deep Paleozoic hydrocarbons in the area，and in order to further explore the potential of deep natural gas exploration in the eastern Junggar Basin with a burial depth of more than 4 500 m， the C1-C7 series hydrocarbons in nine Paleozoic deep natural gas samples from the Fukang Depression， the Beisantai Bulge and the Dongdaohaizi Depression in the Junggar Basin were analyzed for gas and light hydrocarbon composition and stable carbon isotope composition of the individual hydrocarbons. The type of genesis， maturity， and possible secondary modification were investigated. The results show that the natural gas in the study area can be categorized into three types： the first type is oil-type gas generated from the saline lake-phase hydrocarbon source rocks of the Permian Lucaogou Formation； the second type is coal-type gas generated from the Carboniferous coal-phase hydrocarbon source rocks； and the third type is the mixed source of natural gas from the above two sources. The natural gas in the study area is in the mature to high maturity stage， with heptane and isoheptane values of 16.74%-32.59% and 1.46-2.60 respectively， and equivalent vitrinite reflectance of 1.12%-1.57%. The natural gas in the study area has not suffered from secondary modification effects such as water washing， evaporation fractionation， and biodegradation， and has been in a good preservation condition， indicating that since the significant breakthrough of Well Kangtan 1， the deeper layers of the Paleozoic in this area are expected to become an important successor area for natural gas exploration in the eastern Junggar Basin.

Key words： Deep natural gas; Permian; Light hydrocarbon; Carbon isotopic composition of individual light hydrocarbons; Junggar Basin

Cite this article

Yu ZHANG , Erting LI , Julei MI , Wanyun MA , Haijing WANG , Dongzheng MA , Zaibo XIE , Huifei TAO . Geochemical characteristics of light hydrocarbons associated with deep natural gas in the Paleozoic of the eastern Junggar Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2024 , 35(10) : 1847 -1861 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2024.01.002

0 引言

准噶尔盆地是我国四大油气资源量超过100×108 t的盆地之一，“十三五”全国油气资源评价研究成果显示，准噶尔盆地拥有天然气资源量约为3.2×1012 m3。目前，准噶尔盆地天然气的探明率约为10%，预示着准噶尔盆地天然气勘探仍处于早、中期阶段，其天然气剩余资源具有极大的勘探潜力［1-2］。经过几十年的勘探，陆续发现了西北缘中拐—五八区二叠系佳木河组气藏、车排子白垩系吐谷鲁群气藏，腹部莫索湾侏罗系气藏，东部陆东—五彩湾石炭系气藏以及南缘玛纳斯和呼图壁古近系紫泥泉子组气藏等。2008年，首次在准噶尔盆地发现了探明储量达到1 000×108 m3的克拉美丽大气田。2019年1月6日，高探1井在南缘下组合勘探获得重大突破，日产原油1 213 m3、天然气32.17×104 m3，创造了准噶尔盆地单井日产量最高纪录［3］。2020年9月，康探1井在东部阜康凹陷斜坡区二叠系试产成功，日产原油158 m3、天然气1.12×104 m3，开启了对准噶尔盆地东部二叠系储层规模勘探的新篇章［4］。
准噶尔盆地天然气成藏特征非常复杂，天然气藏的形成与分布主要受烃源岩和区域盖层的发育分布控制。准噶尔盆地主要发育石炭系，二叠系佳木河组、风城组、下乌尔禾组（芦草沟组或平地泉组）和侏罗系5套烃源岩，这些烃源岩层系在盆地内的分布和演化特征差异明显［5］。野外露头和有限的钻井资料显示，石炭系烃源岩在全盆地广泛发育，并且普遍处于高熟—过成熟生气演化阶段［6-7］；二叠系佳木河组烃源岩主要分布在盆地西北缘玛湖凹陷、盆1井西凹陷和沙湾凹陷，处于成熟—高熟演化阶段［8］；而二叠系风城组、下乌尔禾组（芦草沟组或平地泉组）主要为偏腐泥型有机质类型，目前主要处于生油高峰阶段，以生油为主［2， 9］。侏罗系八道湾组、三工河组和西山窑组烃源岩在盆地南缘处于高熟演化阶段，而在盆地其他地区普遍处于低成熟的演化阶段，比如，准东地区发育低熟的天然气，其气源岩为侏罗系西山窑组煤系烃源岩［10-13］。这些烃源岩层系的厚度在盆地内横向上变化较大，部分地区厚度大于200 m，形成区域上良好的盖层。从烃源岩发育和演化特征来看，来源于南缘侏罗系烃源岩，盆地西北缘、腹部和东部的石炭系和二叠系佳木河组烃源岩的深层天然气将是准噶尔盆地天然气勘探的主要目标［14-15］。开展准噶尔盆地深层天然气的成因研究，明确其气源岩和成藏主控因素，在准噶尔盆地深层天然气勘探方面具有重要的意义。
准噶尔盆地复杂的构造演化历史，多种类型烃源岩层系叠置发育的特点，导致其天然气普遍存在混源的现象，常表现出天然气的碳同位素之间发生部分倒转，这些复杂的变化常造成了不同的学者对其成因有不同的解释［2， 12， 16］。因此，除了应用常规天然气组分和同位素参数之外，补充其他的一些地球化学参数来进行研究，比如，轻烃组分和同位素，将有助于进一步明确天然气的成因。轻烃（C1—C13）是天然气的重要组成部分［17］，其虽然在天然气中含量较低，但是其化学组成和同位素组成对于鉴别天然气的成因类型、热成熟度、气—气对比、气—源对比等方面有重要作用［18］。
本文研究基于盆地东部阜康凹陷主要产气井的天然气组成、同位素、轻烃组成、轻烃同位素以及钻井资料等地质和地球化学参数，系统研究了该地区深部上古生界（石炭系—二叠系）天然气的成因来源，在此基础上，探讨了研究区深部天然气的勘探潜力。本文研究将为准噶尔盆地东部深层天然气勘探提供重要的理论依据。

1 地质背景

准噶尔盆地位于新疆维吾尔自治区北部，初始形成于晚古生代末期，随着哈萨克斯坦板块、塔里木板块和西伯利亚板块的碰撞，古亚洲洋的闭合而形成，整体呈三角形，面积约为13×104 km2。阜康凹陷为准噶尔盆地东部一个二级构造单元，其形成与石炭纪以来区域构造运动密切相关。前人研究认为准噶尔盆地先后经历了石炭纪断陷—拗陷、早二叠世断陷、中二叠世—三叠纪前陆盆地、侏罗纪伸展断陷—压扭盆地、白垩纪—古近纪陆内拗陷与新近纪—第四纪陆内前陆盆地等 6 个演化阶段［19］。
阜康凹陷从下往上发育石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系、古近系及新近系，由于多次构造运动导致古近系及新近系遭受不同程度的剥蚀［20］。康探1、康探2和博达1等井资料显示，阜康凹陷东部及其斜坡带古生界主要发育石炭系，中二叠统芦草沟组和上乌尔禾组，石炭系以火山岩、砂岩、泥岩、凝灰质砂岩和凝灰质泥岩为主，二叠系芦草沟主要以砂砾岩、黑色泥岩和砂岩为主，上乌尔禾组主要发育砂砾岩、灰色泥岩和砂岩。从准东石炭系露头来看，阜康凹陷石炭系可能也发育下石炭统滴水泉组和上石炭统巴塔玛依内山组2套烃源岩，其生成的天然气对该地区天然气藏的形成具有重要贡献［21］。

2 样品与实验

本文研究共采集了准噶尔盆地东部近3年来的6口探井的不同深度的9个古生界天然气样品，上述样品总体分布在3个区域，其中7个深层气样品（阜47、阜51、阜53和阜54井）位于阜康凹陷东部的腹中凹槽，1个中深层气（滴南141井）位于东道海子凹陷东斜坡，其余1个浅层气样品（沙丘5井）位于阜康凹陷东邻的北三台凸起的沙南油田，具体平面分布位置如图1（b）所示。以上样品的地层分布及深度信息见表1或表2，它们产自C（石炭系）、P2 l（中二叠统芦草沟组）和P3 w（上二叠统乌尔禾组）。
图1 准噶尔盆地东部区域地质概况与采样位置

Fig.1 Reginal geology and sampling locations of the eastern Junggar Basin

表1 准噶尔盆地东部天然气气体组分和稳定碳同位素组成

Table 1 Molecular compositions and stable carbon isotopes of natural gas in eastern Junggar Basin

序号 井号 层位 深度/m 天然气气体组分/% 干燥系数 δ13C/‰（VPDB） 等效镜质体反射率/%

天然气

成因类型

C1 C2 C3 i-C4 n-C4 N2 CO2 CH4 C2H6 C3H8 腐泥型 腐殖型
1 SQ5 P3 w 2 512~2 519 67.03 18.49 8.45 1.05 1.45 2.88 0.08 0.69 -39.2 -29.5 -28.3 1.16

第Ⅰ类

油型气

2 F54 5 650~5 676 69.82 12.43 7.76 1.58 2.85 3.32 0.30 0.73 -39.5 -30.1 -28.4 1.12
3 F51 5 452~5 460 67.84 12.19 8.14 1.45 3.25 4.36 0.06 0.72 -38.4 -30.9 -30.6 1.23
4 F51 P3 w 5 476~5 494 69.98 12.34 6.80 1.85 2.54 3.98 0.08 0.74 -35.8 -27.9 -27.0 1.57 1.17

第Ⅱ类

混合气

5 DN141 3 943~4 021 72.55 8.20 5.48 1.41 2.13 8.14 0.29 0.80 -30.6 -27.8 -26.5 1.80 1.50
6 F47 P3 w 5 081~5 107 73.66 10.12 5.74 1.71 2.10 4.04 0.38 0.78 -33.3 -26.5 -24.6 1.47

第Ⅲ类

煤型气

7 F53 5 524~5 568 83.10 6.18 2.82 0.73 1.27 3.93 0.40 0.87 -32.7 -26.0 -26.8 1.56
8 F54 P2 l 5 914~5 921 71.51 13.08 6.13 1.76 1.69 3.46 0.40 0.75 -35.0 -25.9 -22.5 1.26
9 F53 C 5 736~5 756 78.83 10.00 5.32 1.21 1.61 1.26 0.06 0.81 -32.9 -25.7 -23.4 1.52

注：天然气的干燥系数（C1/ΣC1⁃4）指天然气中甲烷气体组分占所有烷烃气体的比例；天然气的等效镜质体反射率（VR eq1和VR eq2）为通过经验公式估算：（1）δ13C1=17*LgVR eq1-42（腐泥型干酪根，据文献［24⁃25］）；（2）δ13C1=22.42*LgVR eq2-34.80（腐殖型干酪根，据文献［26］）

表2 准噶尔盆地东部天然气轻烃单体烃碳同位素组成

Table 2 Carbon isotopic composition of individual light hydrocarbons of natural gas in eastern Junggar Basin

井号 层位 深度 δ13C/‰（VPDB） 天然气成因类型
/m 3-MC5 n-C6 Benz. CC6 3-MC6 n-C7 MCC6 Tol.
沙丘5 P3 w 2 512~2 519 -28.9 -28.7 -24.4 -25.5 -26.9 -31.3 -26.3 -25.4 第Ⅰ类油型气
阜54 5 650~5 676 -28.5 -29.6 -24.3 -25.4 -27.1 -28.5 -26.9 -24.3
阜51 5 452~5 460 -29.3 -31.7 -23.4 -25.8 -28.5 -28.4 -26.1 -24.4
阜51 P3 w 5 476~5 494 -26.9 -28.8 -23.0 -24.2 -27.3 -28.8 -23.9 -22.8 第Ⅱ类混合气
滴南141 3 943~4 021 -26.4 -29.1 -23.4 -24.4 -28.8 -28.0 -24.2 -22.2
阜47 P3 w 5 081~5 107 -25.0 -25.8 -22.4 -24.4 -25.0 -26.7 -24.1 -23.6 第Ⅲ类煤型气
阜53 5 524~5 568 -27.8 -28.8 -23.7 -24.6 -28.1 -26.4 -24.7 -23.9
阜54 P2 l 5 914~5 921 -22.0 -22.1 -19.8 -21.7 -22.9 -22.5 -20.7 -19.7
阜53 C 5 736~5 756 -24.2 -23.5 -20.5 -22.8 -23.7 -23.6 -22.0 -20.5

注：英文缩写所对应的化合物见表3，例如n⁃C7 表示正庚烷

2.1　组分分析

天然气组分分析采用配备火焰离子化检测器和热导率检测器（FID & TCD）的 Hewlett-Packard GC5890N气相色谱仪。单个烃类气体组分由PIOT Al2O3石英毛细管色谱柱（50 m×0.53 mm×0.25 μm）分离，以氦气为载气，分流比为60∶1，流速为1 mL/min，程序升温条件：40 ℃保持 10 min后，以10 ℃/min速率升温至 180 ℃后，保持 30 min。
轻烃色谱分析采用Agilent 7890GC气相色谱仪。实验条件：HP-PONA 柱（50 m×0.20 mm×0.50 µm）；载气为高纯氦气，FID检测器温度为320 ℃。天然气直接进样，采用分流模式（分流比为20∶1），进样口温度为150 ℃。气相色谱仪初始温度为40 ℃，恒温15 min，程序升温以2 ℃/min速率升至100 ℃，恒温20 min，后以12 ℃/min速率升至290 ℃，恒温20 min。轻烃化合物定性采用美国Agilent公司生产的PONA色谱分析标样，包含从异丁烷到正辛烷共计53个化合物，采用单个化合物的峰面积进行相对定量。在每批样品分析前进行轻烃标样分析，以确保分析的准确性和可对比性。获得的C5—C7系列轻烃化合物有良好的分离效果（图2），各化合物的鉴定结果见表3。
图2 3种类型天然气伴生轻烃化合物色谱（与数字对应的化合物名称见表3）

Fig.2 Chromatographic diagram of light hydrocarbon compounds associated with three different types of natural gas （ the name of the compounds corresponding to the numbers are shown in Table 3 ）

表3 C5-7主要轻烃化合物名称及简写

Table 3 C5-7 names and abbreviations of main light hydrocarbon compounds

色谱峰 化合物 简写 色谱峰 化合物 简写
1 异戊烷 i-C5 13 3， 3-二甲基戊烷 3，3-DMC5
2 正戊烷 n-C5 14 环己烷 CC6
3 2， 2-二甲基丁烷 2，2-DMC4 15 2-甲基己烷 2-MC6
4 环戊烷 CC5 16 2， 3-二甲基戊烷 2，3-DMC5
5 2-甲烷戊烷 2-MC5 17 1， 1-二甲基环戊烷 1，1-DMCC5
6 3-甲基戊烷 3-MC5 18 3-甲基己烷 3-MC6
7 正己烷 n-C6 19 1， 顺 3-二甲基环戊烷 1，c3-DMCC5
8 2， 2-二甲基戊烷 2，2-DMC5 20 1， 反 3-二甲基环戊烷 1，t3-DMCC5
9 甲基环戊烷 MCC5 21 1， 反 2-二甲基环戊烷 1，t2-DMCC5
10 2， 4-二甲基戊烷 2，4-DMC5 22 正庚烷 n-C7
11 2， 2， 3-三甲基丁烷 2，2，3-TMC4 23 甲基环己烷 MCC6
12 苯 Benz. 24 甲苯 Tol.

2.2　同位素组成分析

天然气样品的稳定碳同位素组成分析采用Agilent 6890GC-MAT253稳定同位素比质谱联用仪。单个烃类气体组分由HP-Plot-Q（50 m×0.53 mm×40 μm）色谱柱分离后，经过燃烧炉（960 ℃）转化成 CO2后引入质谱仪，载气为高纯氦气（99.999 9%），载气流速：3.0 mL/min，分流比为10∶1，柱箱升温程序：40 ℃保持3 min，之后以15 ℃/min的速率升温至200 ℃并恒温 20 min。标样为高纯甲烷（-28.5‰± 0.5‰，VPDB）。样品测试过程中每个样品以高纯甲烷为内标，以检验仪器的稳定性和精确度，测试误差为0.5‰（VPDB）。
轻烃单体烃稳定碳同位素组成在分析测试前需采用固相微萃取技术（SPME），萃取温度为室温（25 ℃），萃取时间为 30 min。将富集好的样品直接进样，所用仪器同上，色谱柱选择及升温程序等同上文中的轻烃色谱分析，固相微萃取头选取等具体参照文献［22-23］。

3 结果

3.1　气体组分和稳定碳同位素组成特征

准噶尔盆地东部深层古生界天然气的气体组分和烷烃气的稳定碳同位素组成列于表1中，并给出了等效镜质体反射率的计算公式［24-26］。研究区天然气中烷烃气含量占比为91.41%~98.65%，平均为95.76%，所有样品烷烃气含量均大于90%，烷烃气占绝对优势；其中甲烷含量占比为67.03%~83.10%，平均为72.70%；乙烷含量占比为6.18%~18.49%，平均为11.45%；丙烷含量占比为2.82%~8.45%，平均为6.29%；其他烷烃气含量较少，均在3%以下。样品的非烃组分主要是氮气和二氧化碳，其中N2含量占比为1.26%~8.14%，平均为3.93%；CO2含量占比0.06%~0.40%，平均为0.23%，且N2含量显著高于CO2含量，非烃气体组分所表现的特征与前人［12］对准噶尔盆地大量其他气藏的天然气样品的研究结果一致。天然气干燥系数（C1/ΣC1-4）指天然气中甲烷气体组分占所有烷烃气体的比例，一般规定大于0.95的天然气为干气，小于0.95的则为湿气［24］。研究区天然气干燥系数较小，为0.69~0.87，平均为0.76，均为湿气。
研究区样品烷烃气体的甲烷碳同位素值介于-39.5‰~-30.6‰之间，平均为-35.3‰；乙烷和丙烷的碳同位素值分别介于-30.9‰~-25.7‰和-30.6‰~-22.5‰之间，平均分别为-27.8‰和-26.4‰；绝大多数样品均表现出随着碳数增加，烷烃气的稳定碳同位素组成变重的特征（δ13C1 < δ13C2 < δ13C3 ）。

3.2　轻烃组分和单体烃碳同位素组成特征

由于相邻烃类组分的欠分离或同时洗脱作用［27］，及部分种类烃类化合物丰度较低等因素，本文研究从表1的24种C5—C7系列轻烃化合物中选取8种化合物分析同位素比值，研究区样品天然气中伴生轻烃的单体烃稳定碳同位素组成列于表2中。在同一样品内部，链烃（3-甲基戊烷、正己烷、3-甲基己烷和正庚烷）一般表现为更富集12C，碳同位素值分别介于-29.3‰~-22.0‰、-31.7‰~-22.1‰、-28.8‰~-22.9‰和-31.3‰~-22.5‰之间，平均分别为-26.6‰、-27.6‰、-26.5‰和-27.1‰；环烃（环己烷和甲基环己烷）较之更重，碳同位素值分别介于-25.8‰~-21.7‰和-26.9‰~-20.7‰之间，平均都为-24.3‰；芳烃（苯和甲苯）则最富集13C，碳同位素值分别介于-24.4‰~-19.8‰和-25.4‰~-19.7‰之间，平均分别为-22.8‰和-23.0‰。
研究区样品天然气中伴生轻烃组分相关的主要地球化学参数列于表4中。其中C7系列的3个端元的相对含量主要用于鉴别天然气成因类型［28］，庚烷值、异庚烷值以及2，4二甲基戊烷/2，3二甲基戊烷的值用于成熟度的计算［29］，表中其余的轻烃参数主要用于识别天然气的次生改造作用［10，30］，详述见下文。
表4 准噶尔盆地东部天然气轻烃主要地球化学参数

Table 4 Main geochemical parameters of light hydrocarbons associated with natural gas in eastern Junggar Basin

轻烃参数 第Ⅰ类天然气 第Ⅱ类天然气 第Ⅲ类天然气
庚烷值/% 19.32~28.62 20.23~28.07 16.74~32.59
23.95 24.15 25.60
异庚烷值 1.46~1.74 2.02~2.60 1.49~2.37
1.61 2.31 2.10
C7系列/% n-C7 42.92~48.39 41.72~48.62 29.96~40.92
45.97 45.17 36.69
ΣDMCC5 17.07~20.65 18.72~20.17 11.15~16.20
18.60 19.45 13.78
MCC6 34.54~36.43 31.20~39.55 44.10~57.99
35.43 35.38 49.53
n-C7/MCC6 1.22~1.67 1.01~1.18 0.52~0.97
1.43 1.10 0.78
Tol./n-C7 0.17~0.20 0.27~0.29 0.31~0.41
0.18 0.28 0.35
3-MC5/n-C6 0.11~0.19 0.13~0.16 0.15~0.31
0.15 0.15 0.21
i-C5/n-C5 0.58~1.41 0.57~1.37 1.04~1.39
0.96 0.97 1.25
2-MC6/3-MC6 0.76~1.04 0.95~1.11 0.94~1.18
0.93 1.03 1.09
2-MC5/3-MC5 1.79~2.62 1.93~2.64 1.94~2.47
2.22 2.29 2.25

注：庚烷值（%）=n-C7*100%/ΣCC6-MCC6；异庚烷值=(2-MC6+3-MC6)/(1,t2DMCC5+1,c3DMCC5+1,t3DMCC5)；英文缩写所对应的化合物见表3，例如n-C7/MCC6表示正庚烷比甲基环己烷；(1.79~2.62)/2.22表示（最小值—最大值）/平均值

4 讨论

4.1　天然气成因类型

根据研究区天然气样品的甲烷、乙烷和丙烷稳定碳同位素组成等指标综合判断，在研究区识别出3种不同类型的天然气。

4.1.1　C1—C4烷烃气系列判别指标

天然气中的C1—C4系列烷烃间稳定碳同位素值的相对大小可判识热成因天然气（有机成因原生烷烃气）和无机成因天然气，热成因气表现为随着碳数增加13C越富集，记作正碳同位素系列（δ13C1 < δ13C2 < δ13C3 < δ13C4），而无机成因气则刚好相反，表现为负碳同位素系列（δ13C1 >δ13C2 >δ13C3 >δ13C4），此外当其排列与上述2个系列均不符合时称作碳同位素倒转［31-34］。研究区样品除阜53井（P3 w）为碳同位素倒转外（δ13C1<δ13C2>δ13C3），其余均为正碳系列（表1）。出现乙烷和丙烷碳同位素轻微倒转的样品可能是由于不同期次油气的混源或其有较高成熟度导致［35-37］，指示研究区天然气均为热成因气体。
通常腐殖质（Ⅱ2型和Ⅲ型干酪根）的碳同位素值大于腐泥质（Ⅰ型和Ⅱ1型干酪根），天然气的乙烷碳同位素（δ13C2）具有很强的母质继承性，且相较于甲烷，其受成熟度等因素影响较小［38-39］。因此，在相似成熟度时，煤型气的δ13C2值大于油型气的值［40-41］，利用乙烷和丙烷较强的亲本遗传特征，前人［38］建立了有效的天然气成因类型识别图版，再结合准噶尔盆地天然气的统计研究，本文选用的标准为：煤型气的δ13C2值>-27.5‰，油型气的δ13C2值<-29.0‰，混合气则介于之间；煤型气的δ13C3值>-25.5‰，油型气的δ13C3值<-27.0‰，混合气则介于之间［41-44］。从图3和图4可见，研究区样品落在成因类型识别图版的3个不同区域，据此将研究区天然气分为3种不同的天然气成因类型：第Ⅰ类（油型气）、第Ⅱ类（煤型油型混合气）和第Ⅲ类（煤型气）。从表1中可见，第Ⅰ类天然气最“湿”，干燥系数介于0.69~0.73之间，平均为0.71，烷烃气碳同位素组成最轻，其δ13C1、δ13C2 和δ13C3值分别介于-38.4‰~-39.5‰、-29.5‰~-30.9‰和-28.3‰~-30.6‰之间，均值分别为-39.0‰、-30.1‰和-29.1‰；第Ⅲ类天然气相较最“干”，干燥系数介于0.75~0.87之间，平均为0.80，烷烃气碳同位素组成最重，其δ13C1、δ13C2 和δ13C3值分别介于-32.7‰~-35.0‰、-25.7‰~-26.5‰和-22.5‰~-26.8‰之间，均值分别为-33.5‰、-26.0‰和-24.3‰；第Ⅱ类天然气则介于上述2类之间，干燥系数介于0.74~0.80之间，平均为0.77，烷烃气碳同位素值居中，其δ13C1、δ13C2 和δ13C3值分别介于-30.6‰~-35.8‰、-27.8‰~-27.9‰和-26.5‰~-27.0‰之间，均值分别为-33.2‰、-27.8‰和-26.7‰。
图3 准噶尔盆地东部天然气甲烷、乙烷和丙烷碳同位素关系（据文献［41］修改）

Fig.3 Carbon isotopic relationship between methane，ethane，and propane carbon-isotopic relationships of natural gas in eastern Junggar Basin（modified from Ref.［41］）

图4 准噶尔盆地东部天然气甲烷、乙烷和丙烷比值与甲烷碳同位素关系（据文献［46］修改）

Fig.4 Methane， ethane and propane ratios and methane carbon isotopic relationship of natural gas in eastern Junggar Basin （modified from Ref.［46］）

天然气的甲烷碳同位素和气体分子组成（C1—C3）常被用来鉴别天然气的成因来源（生物的、有机热成因气及二者的混合气）和其母质干酪根类型［45-46］。从图4可见研究区样品均为热成因气，与上文由正碳系列得出的结论一致。第Ⅰ类油型气由于干燥度较小，其C1/（C2+C3）值也偏低，所以其落在典型的Ⅱ型干酪根下方，但单从此图版无法判识其母质类型，需结合其他数据综合判断；第Ⅲ类煤型气则均落在典型的Ⅲ型干酪根区域；第Ⅱ类混合气落在上述两类之间偏第Ⅲ类气区域。

4.1.2　轻烃系列判别指标

除上述运用天然气中C1—C4系列烷烃组分来判别天然气的成因类型和母质来源外，轻烃中C5—C7系列的相关地球化学参数指标也是常用的有效手段，如图5所示的C7轻烃系列的三角图用于天然气母质类型的判定，以（50±2）%的甲基环己烷含量为边界［38，47-48］。三个端元分别是：正庚烷（n-C7）主要来自藻类和细菌（同时其对成熟作用也很敏感，是良好的成熟度指标）；二甲基环戊烷（DMCC5）主要来自水生生物的类脂化合物；甲基环己烷（MCC6）主要来自高等植物的木质素、纤维素和醇类等且其热力学性质稳定［18，49］。从图5和表4可见，第Ⅰ类油型气正庚烷、二甲基环戊烷和甲基环己烷所占百分比含量（%）分别介于42.92~48.39、17.07~20.65和36.54~36.43之间，均值分别为45.97、18.60和35.43，均落在油型气区域（S区）内；第Ⅲ类煤型气正庚烷、二甲基环戊烷和甲基环己烷所占百分比含量（%）分别介于29.96~40.92、11.15~16.20和44.10~57.99之间，均值分别为36.69、13.78和49.53，均落在煤型气区（H区）内及附近，略微进入S区的样品点可能是因为其具有较高成熟度所致（正庚烷是热敏性化合物）；第Ⅱ类混合气，正庚烷、二甲基环戊烷和甲基环己烷所占百分比含量（%）分别介于41.72~48.62、18.72~20.17和31.20~39.55之间，均值分别为45.17、19.45和35.38，落在上述2类之间偏第Ⅰ类气区域。
图5 准噶尔盆地东部天然气轻烃C7系列三角图（据文献［49］修改）

Fig.5 Triangle diagram of C7 series of natural gas light hydrocarbon in eastern Junggar Basin （modified from Ref.［49］）

轻烃的单体烃碳同位素组成具有显著的亲本遗传效应，与上文中用到的乙烷相似，通常油型气体的δ13C值较于煤型气偏负［32，50-51］，煤型气的正己烷、正庚烷、3-甲基戊烷、3-甲基己烷、环己烷、甲基环己烷、苯和甲苯的单体烃碳同位素值一般分别大于-24‰、-25‰、-25‰、-25‰、-25‰、-25‰、-25‰和-24‰，油型气的上述值则一般分别小于-26‰、-26‰、-27‰、-27‰、-26‰、-24‰、-24‰和-24‰［18］，而混合气则表现为上述C5—C7系列单体烃碳同位素分布范围较广，例如来源于腐殖质和腐泥质2种干酪根混合来源的北海油田侏罗系凝析油的轻烃碳同位素值分布就从-20.4‰至-30.8‰［52］。从表2和图6中可见，第Ⅰ类油型气的轻烃碳同位素组成最轻，其δ13C正己烷、δ13C正庚烷 、δ13C3-甲基戊烷和δ13C3-甲基己烷值分别介于-28.7‰~-31.7‰、-28.4‰~-31.3‰、-28.5‰~-29.3‰和-26.9‰~-28.5‰之间，均值分别为-30.0‰、-29.4‰、-28.9‰和-27.5‰；第Ⅲ类煤型气的轻烃碳同位素组成最重，其δ13C正己烷、δ13C正庚烷 、δ13C3-甲基戊烷和δ13C3-甲基己烷值分别介于-22.1‰~-28.8‰、-22.5‰~-26.7‰、-22.0‰~-27.8‰和-22.9‰~-28.1‰之间，均值分别为-25.1‰、-24.8‰、-24.8‰和-24.9‰，其中阜53井（P3 w）的链烃碳同位素值更接近于混源气，指示该样品可能受到一些腐泥型干酪根的影响；第Ⅱ类混合气的轻烃碳同位素值则在上述2类之间且分布范围更广（包含链烃、烷烃和芳烃），其δ13C正己烷、δ13C正庚烷 、δ13C3-甲基戊烷和δ13C3-甲基己烷值分别介于-28.8‰~-29.1‰、-28.0‰~-28.8‰、-26.4‰~-26.9‰和-27.3‰~-28.8‰之间，均值分别为-29.0‰、-28.4‰、-26.7‰和-28.1‰。总体上，可见第Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ类天然气内部样品间的轻烃单体碳同位素曲线类似，指示每一类天然气内部的样品间的同源性（图6）。
图6 准噶尔盆地东部天然气轻烃单体烃碳同位素分布

Fig.6 Compound specific carbon isotope distribution of natural gas light hydrocarbon in eastern Junggar Basin

天然气（特别是高—过成熟阶段），往往比烃源岩和原油有更少的生物标志物可供研究，因此通常运用轻烃指标间接比较方法来进行气—气和气—源对比［18］。C5—C7轻烃系列中苯和甲苯一般最富集13C，环己烷和甲基环己烷则较芳烃更富集12C，且上述4种轻烃组分的碳同位素值不太可能受到热成熟度和迁移分馏的影响，因此它们经常被用作气源相关性的有效参数［48， 51］。
从表2和图7中可见，第Ⅰ类油型气的轻烃碳同位素组成最轻，所有样品点均落在油型气区域，其δ13C苯、δ13C环己烷 、δ13C甲基环己烷和δ13C甲苯值分别介于-23.4‰~-24.4‰、-25.4‰~-25.8‰、-26.1‰~-26.9‰和-24.3‰~-25.4‰之间，均值分别为-24.0‰、-25.6‰、-26.4‰和-24.7‰；第Ⅲ类煤型气的轻烃碳同位素组成最重，所有样品点均落在煤型气区域，其δ13C苯、δ13C环己烷 、δ13C甲基环己烷和δ13C甲苯值分别介于-19.8‰~-23.7‰、-21.7‰~-24.6‰、-20.7‰~-24.7‰和-19.7‰~-23.9‰之间，均值分别为-21.6‰、-23.4‰、-22.9‰和-21.9‰；第Ⅱ类混合气的轻烃碳同位素值则在上述2类之间，所有样品点落在第Ⅰ类与第Ⅲ类之间且靠近煤型气区域，其δ13C苯、δ13C环己烷 、δ13C甲基环己烷和δ13C甲苯值分别介于-23.0‰~-23.4‰、-24.2‰~-24.4‰、-23.9‰~-24.2‰和-22.2‰~-22.8‰之间，均值分别为-23.2‰、-24.3‰、-24.1‰和-22.5‰。
图7 准噶尔盆地东部天然气轻烃苯、甲苯、环己烷和甲基环己烷碳同位素关系（据文献［27］修改）

Fig.7 Carbon isotope relationships of natural gas light hydrocarbon benzene， toluene， cyclohexane， and methyl cyclohexane in eastern Junggar Basin （modified from Ref.［27］）

4.2　天然气成熟度

不同结构的轻烃的热稳定性有明显差异，随着热成熟度的增加，部分轻烃化合物的C—C键会先断裂，由此导致轻烃中不同组分的含量有规律地变化［53］。因为链烷烃/环烷烃值随着成熟度的增加而增加［54］，由此常用庚烷值（H）和异庚烷值（I）来鉴别天然气的成熟度［29， 47， 55］。庚烷值（H）和异庚烷值（I）的计算公式参见表4注释部分，庚烷值（%）判别生物气、低熟气、成熟气和高熟气的界限值分别为16、22和30，异庚烷值判别生物气、低熟气、成熟气和高熟气的界限值分别为0.8、1.2和2.2［7］。从图8和表4可见，第Ⅰ类油型气的庚烷值（%）和异庚烷值分别介于19.32~28.62和1.46~1.74之间，均值分别为23.95和1.62，均落在成熟气区域（M区）内；第Ⅲ类煤型气的庚烷值（%）和异庚烷值分别介于16.74~32.59和1.49~2.37之间，均值分别为25.60和2.10，均落在高熟气区域（H区）内；第Ⅱ类混源气的庚烷值（%）和异庚烷值分别介于20.23~28.07和2.04~2.60之间，均值分别为24.15和2.31，落在高熟气区域（H区）和紧邻H区的成熟气区域内。总体上，研究区样品均达到成熟—高成熟阶段，且煤型气的成熟度相对更高。
图8 准噶尔盆地东部天然气轻烃庚烷值和异庚烷值关系

Fig.8 Light hydrocarbon relationship between heptane values and isoheptane values of natural gas in eastern Junggar Basin

受热解引起的同位素分馏效应的影响，有机质母体（干酪根或原油）产生的天然气中甲烷的碳同位素值随着有机质演化的增加而变重，前人［26，56-58］基于此提出了不同天然气δ13C1与成熟度指标R O间的回归方程。本文选用的针对不同成因类型天然气计算等效镜质体反射率（VR eq/%）的计算公式见表1的注释部分，并且还采取最新的准噶尔盆地天然气成熟度甲烷、乙烷碳同位素交会图版来界别不同类型和成熟度的天然气［42］（图9）。从图9和表1可见，第Ⅰ类油型气的等效镜质体反射率（腐泥型）介于1.12%~1.23%之间（均值为1.17%），属于成熟气至高熟气；第Ⅲ类煤型气的等效镜质体反射率（腐殖型）介于1.26~1.56之间（均值为1.45），均属于高熟气；第Ⅱ类混源气的等效镜质体反射率（腐泥型和腐殖型）分别介于1.57%~1.80%和1.17%~1.50%之间（均值分别为1.68%和1.34%），属于成熟气—高熟气。总体上，研究区样品均达到成熟至高成熟阶段，且煤型气和混合气的成熟度相对更高，这与之前轻烃庚烷值和异庚烷值得到的结论一致。
图9 准噶尔盆地东部天然气甲烷与乙烷碳同位素关系（据文献［42］修改）

Fig.9 Carbon isotopic relationship between methane and ethane of natural gas in eastern Junggar Basin （modified from Ref.［42］）

4.3　天然气的次生改造作用

一方面，油气成藏后可能会发生水洗、蒸发分馏和生物降解等次生改造作用，原本的地球化学特征因此相应改变，据此可以有效反映油气成藏过程；另一方面需要注意，经受次生改造作用后，原先可用来判断其成因来源和成熟度等方面的一些地球化学参数被改变，需要慎重使用［54，59-60］。本文应用C5—C7轻烃组分特征，通过对比前人关于澳大利亚巴罗岛油田原油和准噶尔盆地南缘凝析油的研究，分析了水洗、蒸发分馏和生物降解作用对研究区天然气样品的影响［59，61］。
芳烃和环烃在水中的溶解度显著大于链烃（一般相差1~2个数量级），大量研究实例已证实，天然气伴生的轻烃中的芳烃化合物（苯和甲苯等）和环烃化合物（甲基环己烷等）在经历水洗作用后会显著降低，故饱和烃指数（n-C7/MCC6）是反映烃类是否经历水洗作用的有效指标［54， 60， 62］。蒸发分馏作用指深层油藏中由于干气侵入以及油中溶解的轻烃组分进到天然气中，而发生相变和物质交换的过程［63］。碳数相同时，轻烃进入气相的能力为由强到弱依次为正构链烷烃>异构链烷烃>环烷烃>芳烃，故常使用芳烃指数（Tol./n-C7）来帮助鉴别蒸发分馏作用的发生［61， 63-65］。从表4可见，研究区样品的n-C7/MCC6值介于0.52~1.67之间，平均为1.01；Tol./n-C7值介于0.17~0.41之间，平均为0.28，均反映为原生烃类特征，与准噶尔盆地南缘典型受蒸发分馏作用的运移相原油明显不同（图10），说明研究区3种类型的天然气样品均未遭受水洗和蒸发分馏等次生改造作用。
图10 准噶尔盆地东部天然气正庚烷比甲基环己烷和甲苯比正庚烷交会图（准噶尔盆地南缘样品数据来自文献［61］）

Fig.10 Light hydrocarbon n⁃C7/MCH and Tol/n⁃C7 crossplot of natural gas in eastern Junggar Basin （light hydrocarbon data for fractionationed samples from southern Junggar Basin is from Ref.［61］）

对于碳数相同的链烷烃类轻烃化合物，生物降解作用更易消耗正构烷烃和2-甲基链烃，最难被消耗3-甲基链烃，因此异戊烷/正戊烷、3-甲基戊烷/正己烷、2-甲基戊烷/3-甲基戊烷和2-甲基己烷/3-甲基己烷是常使用的指示烃类生物降解程度的指标［10，59］。研究区样品的i-C5/n-C5值介于0.57~1.41之间，平均为1.09；3-MC5/n-C6值介于0.11~0.19之间，平均为0.15；2-MC5/3-MC5值介于1.79~2.64之间，平均为2.25；2-MC6/3-MC6值介于0.76~1.18之间，平均为1.02（表4），所有样品均与澳大利亚巴罗岛油田生物降解原油的轻烃特征有明显差异（图11），反映研究区3种类型的天然气样品均未遭受生物降解作用的次生改造。
图11 准噶尔盆地东部天然气轻烃（a）二甲基戊烷比三甲基戊烷和二甲基己烷比三甲基己烷；（b）异戊烷比正戊烷和三甲基戊烷比正己烷交会图（澳大利亚巴罗岛生物降解原油轻烃数据来自文献［59］）

Fig.11 Light hydrocarbon （a） 2MP/3MP and 2MH/3MH； （b） i⁃C5/n⁃C5 and 3 MP/n⁃C6 crossplots of natural gas in eastern Junggar Basin （light hydrocarbon data for biodegraded samples from Barrow Island， Australia is from Ref.［59］）

4.4　天然气来源

4.4.1　源自二叠系烃源岩的油型气

研究区晚古生代主要发育有石炭系（C）和中二叠统（P2 l或P2 p）2套烃源岩。中二叠统咸水湖相腐泥型烃源岩在准东南部均广泛发育，2020年在阜康凹陷东斜坡区取得重大油气突破的康探1井即来自该套烃源岩［4］。阜康凹陷二叠系平地泉组（芦草沟组）烃源岩干酪根的稳定碳同位素组成较轻，分布在-28.7‰~-33.3‰之间（平均值-30.8‰）［66］。该区域中二叠统芦草沟组烃源岩在深层已经进入了成熟—高熟阶段，实测在5 709 m深度的R O值为1.52%［10］。研究区第Ⅰ类天然气的碳同位素值和成熟度与之匹配，推断第Ⅰ类油型气源自二叠系咸水湖相腐泥型烃源岩。

4.4.2　源自石炭系烃源岩的高熟煤型气

石炭系腐殖型烃源岩在准东地区广泛发育，干酪根的稳定碳同位素组成较重，其中滴水泉组（C1 d）干酪根碳同位素值分布在-28.6‰~-24.0‰之间（平均为-26.1‰），巴山组（C2 b）干酪根碳同位素值分布在-26.8‰~-19.6‰之间（平均为-23.8‰）［12］，实钻样品的R O值为0.79%~2.38%（平均为1.33%）［10］，研究区第Ⅲ类天然气的碳同位素值和成熟度与之匹配。另根据钻井资料，阜53井和阜47井的上乌尔禾组直接沉积在石炭系之上，缺失中二叠统的沉积；阜54井的芦草沟组含气层位于芦草沟组最底部，紧挨石炭系。综上所述，推断第Ⅲ类煤型气源自石炭系煤系烃源岩。

4.4.3　源自石炭系煤型气与二叠系油型气的混合气

第Ⅱ类样品都位于上二叠统上乌尔禾组储层，阜53井和阜47井这2口钻井的芦草沟组（P2 l）和石炭系（C）的地层均发育良好，天然气稳定碳同位素组成特征介于上述2种来源之间且成熟度高。综上所述，推断第Ⅱ类天然气源自石炭系煤型气与二叠系油型气的混合气。

5 结论

（1）准噶尔盆地东部古生界天然气有3种成因类型：第Ⅰ类油型气源自二叠系咸水湖相腐泥型烃源岩，其具有相对最轻的碳同位素组成，δ13C2 值为-29.5‰~-30.9‰（均值为-30.1‰），δ13C甲苯值为-24.3‰~-25.4‰（均值为-24.7‰），C7系列中最高的正庚烷百分含量为42.92%~48.39%（均值为45.97%）；第Ⅲ类煤型气源自石炭系煤系烃源岩，其具有相对最重的碳同位素组成，δ13C2值为-25.7‰~-26.5‰（均值为-26.0‰），δ13C甲苯值为-19.7‰~-23.9‰（均值为-21.9‰），C7系列中最高的甲基环己烷百分含量为44.10%~57.99%（均值为49.53%）；第Ⅱ类混合气源自石炭系煤型气与二叠系油型气的混合气，其各组分的碳同位素值及轻烃参数也一般介于第Ⅰ类油型气和第Ⅲ类煤型气之间。
--引用第三方内容--

（2）研究区天然气整体上达到成熟—高成熟阶段，等效镜质体反射率为1.12%~1.57%（均值为1.38%），庚烷值和异庚烷值分别为16.74%~32.59%（均值为24.72%）和1.46~2.60（均值为1.99），且第Ⅱ类混合气和第Ⅲ类煤型气比第Ⅰ类油型气的热演化程度高。

（3）根据反映天然气次生改造作用的轻烃参数，研究区天然气样品未遭受明显的次生改造作用，与准噶尔盆地南缘受蒸发分馏作用的原油及澳大利亚巴罗岛油田遭受水洗和生物降解作用的原油存在显著差异。因此前文使用的判别天然气成因类型和成熟度的地球化学分析指标的应用是可信的，未因次生改造作用失真。同时说明准噶尔盆地东部古生界深部具有较好的天然气保存条件，是准噶尔盆地天然气勘探的有利接替区。

References

Publishing order | Descend order by publishing year | Descend order by cited within
1
胡素云，王小军，曹正林，等. 准噶尔盆地大中型气田（藏）形成条件与勘探方向［J］.石油勘探与开发，2020，47（2）：247-259.

HU S Y， WANG X J， CAO Z L， et al. Formation conditions and exploration direction of large and medium gas reservoirs in the Junggar Basin， NW China［J］. Petroleum Exploration and Development， 2020，47（2）： 247-259.

2
龚德瑜， 赵长永， 何文军， 等. 准噶尔盆地西北缘天然气成因来源及勘探潜力［J］. 石油与天然气地质， 2022， 43（1）： 161-174.

GONG D Y， ZHAO C Y， HE W J， et al. Genetic types and exploration potential of natural gas at northwestern margin of Junggar Basin［J］. Oil & Gas Geology，2022，43（1）：161-174.

3
余琪祥. 新疆探区近年来发现的高产油气井［J］. 石油知识， 2021 （4）： 19-20.

YU Q X. Highly productive oil and gas wells discovered in Xinjiang exploration area in recent years［J］.Petroleum Knowledge，2021 （4）： 19-20.

4
何海清， 支东明， 唐勇， 等. 准噶尔盆地阜康凹陷康探1井重大突破及意义［J］. 中国石油勘探， 2021， 26（2）： 1-11.

HE H Q， ZHI D M， TANG Y， et al. A great discovery of Well Kangtan 1 in Fukang Sag in the Junggar Basin and its significance［J］. China Petroleum Exploration，2021，26（2）：1-11.

5
王绪龙， 支东明， 王屿涛， 等. 准噶尔盆地烃源岩与油气地球化学［M］. 北京： 石油工业出版社， 2013.

WANG X L， ZHI D M， WANG Y T， et al. Hydrocarbon Source Rocks and Hydrocarbon Geochemistry of Junggar Basin［M］. Beijing： Petroleum Industry Press， 2013.

6
龚德瑜， 王绪龙， 周川闽，等. 准噶尔盆地东南部石炭系规模烃源岩的发现及天然气勘探潜力［J］.石油学报，2021，42（7）： 836-52.

GONG D Y， WANG X L， ZHOU C M， et al. Discovery of large-scale Carboniferous source rocks and natural gas exploration potential in the Southeast of Junggar Basin［J］. Acta Petrolei Sinica， 2021， 42（7）： 836-852.

7
LU J， LUO Z， ZOU H， et al. Geochemical characteristics， origin， and mechanism of differential accumulation of natural gas in the Carboniferous Kelameili Gas Field in Junggar Basin， China［J］.Journal of Petroleum Science and Engineering，2021， 203：108658.

8
李二庭，靳军，曹剑，等. 准噶尔盆地新光地区佳木河组天然气地球化学特征及成因［J］. 天然气地球科学， 2019， 30（9）： 1362-1369.

LI E T， JIN J， CAO J， et al. Geochemical characteristics and genesis of natural gas in Jiamuhe Formation in Xinguang area， Junggar Basin［J］.Natural Gas Geoscience，2019，30（9）：1362-1369.

9
刘海磊， 尹鹤， 阿布力米提·依明， 等. 准噶尔盆地西部下组合深层天然气成因与保存［J］.中国矿业大学学报，2022，51（1）： 148-59.

LIU H L， YIN H， YIMING A， et al. Origin and preservation of deep natural gas in the lower assemblage of the western Junggar Basin［J］.Journal of China University of Mining & Te-chnology，2022，51（1）：148-159.

10
卞保力，赵龙，蒋文龙，等. 准噶尔盆地东部白家海凸起天然气轻烃地球化学特征［J］.天然气地球科学，2023，34（1）：83-95.

BIAN B L， ZHAO L， JIANG W L， et al. Geochemical characteristics of light hydrocarbons associated with natural gas in the Baijiahai Bulge，eastern Junggar Basin［J］.Natural Gas Geoscience，2023，34（1）：83-95.

11
龚德瑜，蓝文芳，向辉，等.准噶尔盆地东部地区天然气地化特征与成因来源［J］.中国矿业大学学报，2019，48（1）：142-152.

GONG D Y， LAN W F， XIANG H， et al. Genetic types and origins of natural gases from the eastern Junggar Basin［J］.Journal of China University of Mining & Technology，2019，48（1）：142-152.

12
龚德瑜， 周川闽， 齐雪峰， 等. 准噶尔盆地东部多类型天然气的发现与勘探启示［J］.地质学报，2024，98（4）1263-1278.

GONG D Y，ZHOU C M，QI X F，et al.Discovery of multi-ty-pes of natural gases in the eastern Junggar Basin and its implication for petroleum exploration［J］.Acta Geologica Sinica，2024，98（4）1263-1278.

13
钱宇，王作栋，张婷，等. 准噶尔盆地东部侏罗系烃源岩和天然气地球化学特征及低熟气勘探前景［J］.石油学报，2017， 38（1）：44-54.

QIAN Y， WANG Z D， ZHANG T， et al. Geochemical characteristic of Jurassic source rocks and natural gas in the eastern Jungar Basin and exploration potential of low-mature gas［J］. Acta Petrolei Sinica，2017，38（1）：44-54.

14
赵文智， 胡素云， 郭绪杰， 等. 油气勘探新理念及其在准噶尔盆地的实践成效［J］. 石油勘探与开发，2019，46（5）：811-819.

ZHAO W Z， HU S Y， GUO X J， et al. New concepts for deepening hydrocarbon exploration and their application effects in the Junggar Basin，NW China［J］.Petroleum Exploration and Development，2019，46（5）：811-819.

15
王屿涛， 罗建玲， 高奇， 等. 准噶尔盆地天然气储量增长趋势预测及勘探潜力分析［J］. 新疆石油地质，2012，33（5）：614-616.

WANG Y T， LUO J L， GAO Q， et al. Natural gas reserves growth prediction and exploration potential analysis in Junggar Basin［J］. Xinjiang Petroleum Geology，2012，33（5）：614-616.

16
陈建平， 王绪龙， 倪云燕， 等. 准噶尔盆地南缘天然气成因类型与气源［J］. 石油勘探与开发，2019，46（3）：461-473.

CHEN J P， WANG X L， NI Y Y， et al. Genetic type and source of natural gas in the southern margin of Junggar Basin， NW China［J］.Petroleum Exploration and Development，2019， 46（3）： 461-473.

17
ODDEN W. A study of natural and artificially generated light hydrocarbons（C4-C13） in source rocks and petroleum fluids from offshore Mid-Norway and the southernmost Norwegian and Danish sectors［J］.Marine and Petroleum Geology，1999，16（8）： 747-770.

18
HUANG S， LI J， WANG T， et al. Application of light hydrocarbons in natural gas geochemistry of gas fields in China［J］. Annual Review of Earth and Planetary Sciences，2022（50）： 13-53.

19
何登发， 张磊， 吴松涛， 等. 准噶尔盆地构造演化阶段及其特征［J］.石油与天然气地质， 2018， 39（5）： 845-861.

HE D F， ZHANG L， WU S T， et al. Tectonic evolution stages and features of the Junggar Basin［J］. Oil & Gas Geology， 2018， 39（5）： 845-861.

20
马超， 吴孔友， 裴仰文， 等. 准噶尔盆地东部构造特征及演化定量分析［J］. 地质力学学报， 2019， 25（3）： 313-323.

MA C， WU K Y， PEI Y W， et al. Quantitative analysis of tectonic characteristics and evolution in the eastern Junggar Basin［J］. Journal of Geomechanics， 2019， 25（3）： 313-323.

21
陈军， 陈静， 李娜， 等. 准噶尔盆地东部石炭系天然气勘探潜力［J］. 天然气地球科学， 2020， 31（7）： 952-961.

CHEN J， CHEN J， LI N， et al. The exploration potential of Carboniferous natural gas in the eastern Junggar Basin［J］. Natural Gas Geoscience， 2020， 31（7）： 952-961.

22
LI Z， WANG X， LI L， et al. Development of new method of δ13C measurement for trace hydrocarbons in natural gas using solid phase micro-extraction coupled to gas chromatography isotope ratio mass spectrometry［J］.Journal of Chromatography A， 2014，1372： 228-235.

23
CAO C， LI Z， LI L， et al. Method for analyzing the molecular and carbon isotope composition of volatile hydrocarbons（C1-C9） in natural gas［J］. Journal of Analytical Methods in Chemistry， 2018，2018：4512081.

24
DAI J. Giant Coal-derived Gas Fields and Their Gas Sources in China［M］.Beijing： Science Press， 2016： 266-285.

25
STAHL W J， CAREY JR B D. Source-rock identification by isotope analyses of natural gases from fields in the Val Verde and Delaware Basins，West Texas［J］.Chemical Geology，1975， 16（4）： 257-67.

26
刘文汇， 徐永昌. 煤型气碳同位素演化二阶段分馏模式及机理［J］. 地球化学， 1999，28（4）： 359-366.

LIU W H，XU Y C. A two stage model of carbon isotopic fractionation in coal gas［J］. Geochimica， 1999， 28（4）： 359-366.

27
HU G Y，GAO J H，TIAN L J， et al. The effect of thermochemical sulphate reduction on the carbon isotope ratio of individual light hydrocarbons associated with natural gas［J］. Frontiers in Earth Science， 2022，10： 881762.

28
CHAI Z， CHEN Z， LIU H， et al. Light hydrocarbons and diamondoids of light oils in deep reservoirs of Shuntuoguole Low Uplift， Tarim Basin： Implication for the evaluation on thermal maturity，secondary alteration and source characteristics［J］.Ma-rine and Petroleum Geology， 2020， 117： 104388.

29
王晓锋， 徐永昌， 沈平， 等. 低熟气地球化学特征与判识指标［J］. 天然气地球科学， 2010， 21（1）： 1-6.

WANG X F， XU Y C， SHEN P， et al. Geochemical characteristics and identification indexes of low-mature gases［J］. Natural Gas Geoscience， 2010， 21（1）： 1-6.

30
陈克非， 周世新， 李靖， 等. 柴达木盆地西南地区天然气C5—C7轻烃地球化学特征［J］.新疆石油地质，2018，39（6）：673-681.

CHEN K F， ZHOU S X， LI J， et al. Geochemical characteristics of C5-C7 light hydrocarbons in natural gas of southwestern Qaidam Basin［J］. Xinjiang Petroleum Geology，2018，39（6）： 673-681.

31
TILLEY B， MUEHLENBACHS K. Gas maturity and alteration systematics across the western Canada sedimentary basin from four mud gas isotope depth profiles［J］.Organic Geochemistry， 2006， 37（12）： 1857-1868.

32
CHUNG H， GORMLY J， SQUIRES R. Origin of gaseous hydrocarbons in subsurface environments：Theoretical considerations of carbon isotope distribution［J］.Chemical Geology，1988， 71（1-3）： 97-104.

33
YUEN G， BLAIR N， DES MARAIS D J， et al. Carbon isotope composition of low molecular weight hydrocarbons and mo-nocarboxylic acids from murchison meteorite［J］.Nature，1984， 307（5948）： 252-254.

34
DES MARAIS D J， DONCHIN J H， NEHRING N L， et al. Molecular carbon isotopic evidence for the origin of geothermal hydrocarbons［J］. Nature， 1981， 292（5826）： 826-828.

35
彭威龙， 刘全有， 胡国艺， 等. 一种解释高—过成熟烷烃气碳同位素系列倒转的新观点： 芳香烃脱甲基作用［J］. 地球科学， 2020， 45（4）： 1308-1314.

PENG W L， LIU Q Y， HU G Y， et al. A new interpretation of carbon isotope series reverse of highly-over mature alkane gases： Demethylation of aromatic hydrocarbons［J］.Earth Science，2020， 45（4）： 1308-1314.

36
ZUMBERGE J， FERWORN K， BROWN S. Isotopic reversal （‘rollover’） in shale gases produced from the Mississippian Barnett and Fayetteville formations［J］. Marine and Petroleum Geology， 2012， 31（1）： 43-52.

37
DAI J， XIA X， QIN S， et al. Origins of partially reversed alkane δ13C values for biogenic gases in China［J］.Organic Geoche-mistry，2004，35（4）：405-411.

38
戴金星. 各类烷烃气的鉴别［J］. 中国科学，1992，22（2）：185-193.

DAI J X. Identification of various alkane gases［J］. Scientia Sinica，1992，22（2）： 185-193.

39
WHITICAR M J. Stable isotope geochemistry of coals， humic kerogens and related natural gases［J］. International Journal of Coal Geology， 1996， 32（1-4）： 191-215.

40
LIU Q，WU X， WANG X， et al. Carbon and hydrogen isoto-pes of methane，ethane，and propane：A review of genetic iden-tification of natural gas［J］. Earth-Science Reviews，2019，190： 247-272.

41
戴金星. 煤成气及鉴别理论研究进展［J］. 科学通报，2018，63（14）： 1291-1305.

DAI J X. Progress of research on coal gas formation and identification theory［J］. Chinese Science Bulletin，2018，63（14）：1291-1305.

42
陈大伟， 李剑， 郝爱胜， 等. 准噶尔盆地天然气地球化学特征及成因判识新图版［J］. 天然气地球科学， 2023， 34（9）： 1666-1680.

CHEN D W， LI J， HAO A S， et al. Geochemical characteristics of natural gas in Junggar Basin and new chart for genetic identification［J］.Natural Gas Geoscience，2023，34（9）：1666-1680.

43
韩中喜，李剑，垢艳侠，等. 甲、乙烷碳同位素用于判识天然气成因类型的讨论［J］. 天然气地球科学，2016，27（4）：665-671.

HAN Z X，LI J，GOU Y X， et al.The application of methane and ethane carbon isotopes as an identification index for gas origin study［J］.Natural Gas Geoscience，2016，27（4）：665-671.

44
戴金星，倪云燕，黄士鹏， 等. 煤成气研究对中国天然气工业发展的重要意义［J］. 天然气地球科学， 2014， 25（1）： 1-22.

DAI J X， NI Y Y， HUANG S P， et al. Significant function of coal-derived gas study for natural gas industry development in China［J］. Natural Gas Geoscience， 2014， 25（1）： 1-22.

45
BERNARD B B， BROOKS J M， SACKETT W M. Light hydrocarbons in recent Texas continental shelf and slope sediments［J］. Journal of Geophysical Research， 1978， 83（C8）： 4053-4061.

46
WHITICAR M J. Carbon and hydrogen isotope systematics of bacterial formation and oxidation of methane［J］. Chemical Geology， 1999， 161（1-3）： 291-314.

47
沈平， 王晓锋， 王志勇， 等. 吐哈盆地天然气轻烃地球化学特征与低熟气判识［J］. 科学通报， 2010， 55（23）： 2307-2311.

SHEN P， WANG X F， WANG Z Y， et al. Geochemical characterization of light hydrocarbons in natural gas from the Tuha Basin and identification of low maturity gas［J］. Chinese Science Bulletin， 2010， 55（23）： 2307-2311.

48
李剑， 张英， 蒋助生， 等. 煤成气气源判别新方法的研究与应用［J］. 天然气地球科学， 1998， 9（6）： 11-19.

LI J，ZHANG Y，JIANG Z S，et al.Research and application of a new method to identify the gas source of coal gas［J］.Natural Gas Geoscience， 1998， 9（6）： 11-19.

49
戴金星. 利用轻烃鉴别煤成气和油型气［J］. 石油勘探与开发， 1993， 20（5）： 26-32.

DAI J X. Identification of coal gas and oil-type gas using light hydrocarbons［J］.Petroleum Exploration and Development，1993，20（5）： 26-32.

50
DAI J X， ZOU C N， LI J， et al. Carbon isotopes of Middle-Lower Jurassic coal-derived alkane gases from the major basins of northwestern China［J］. International Journal of Coal Geology， 2009， 80（2）： 124-34.

51
HU G， LI J， LI J， et al. Preliminary study on the origin identification of natural gas by the parameters of light hydrocarbon［J］. Science China， 2008， 51（1）： 131-139.

52
BJORøY M，HALL P B，MOE R P.Variation in the isotopic com-position of single components in the C4-C20 fraction of oils and condensates［J］.Organic Geochemistry，1994，21（6-7）：761-776.

53
胡国艺， 李剑， 谢增业， 等. 天然气轻烃地球化学［M］. 北京： 石油工业出版社， 2018.

HU G Y，LI J，XIE Z Y， et al. Geochemistry of Natural Gas Light Hydrocarbons［M］. Beijing： Petroleum Industry Press， 2018.

54
THOMPSON K. Light hydrocarbons in subsurface sediments［J］.Geochimica et Cosmochimica Acta，1979，43（5）：657-672.

55
THOMPSON K F. Classification and thermal history of petroleum based on light hydrocarbons［J］. Geochimica et Cosmochimica Acta， 1983， 47（2）： 303-316.

56
戴金星， 戚厚发. 我国煤成烃气的 δ13C—R O 关系［J］. 科学通报，1989，34（9）： 690-692.

DAI J X， QI H F. δ13C-Ro relationship of hydrocarbon gas from coal in China［J］.Chinese Science Bulletin，1989，34（9）：690-692.

57
沈平， 申歧祥， 王先彬， 等. 气态烃同位素组成特征及煤型气判识［J］. 中国科学， 1987，17（6）： 647-656.

SHEN P， SHEN Q X， WANG X B， et al. Isotopic characterization of gaseous hydrocarbons and identification of coal gas［J］. Scientia Sinica， 1987，17（6）： 647-656.

58
STAHL W J. Carbon and nitrogen isotopes in hydrocarbon research and exploration［J］.Chemical Geology，1977，20：121-149.

59
GEORGE S C， BOREHAM C J， MINIFIE S A， et al. The effect of minor to moderate biodegradation on C5 to C9 hydrocarbons in crude oils［J］.Organic Geochemistry，2002，33（12）： 1293-1317.

60
LAFARGUE E， LE THIEZ P. Effect of waterwashing on light ends compositional heterogeneity［J］. Organic Geochemistry， 1996， 24（12）： 1141-1150.

61
陈建平， 邓春萍， 王绪龙， 等. 准噶尔盆地南缘凝析油， 蜡质油与稠油的形成机理［J］. 中国科学， 2017， 47（5）： 567-585.

CHEN J P，DENG C P，WANG X L，et al. Formation mechanism of condensates， waxy and heavy oils in the southern margin of Junggar Basin，NW China［J］.Scientia Sinica，2017，47（5）： 567-585.

62
THOMPSON K F. Aspects of petroleum basin evolution due to gas advection and evaporative fractionation［J］. Organic Geochemistry， 2010， 41（4）： 370-385.

63
THOMPSON K. Fractionated aromatic petroleums and the generation of gas-condensates［J］.Organic Geochemistry，1987，11（6）： 573-590.

64
张水昌. 运移分馏作用： 凝析油和蜡质油形成的一种重要机制［J］. 科学通报， 2000， 45（6）： 667-670.

ZHANG S C. Transport fractionation：An important mechanism for condensate and waxy oil formation［J］. Chinese Science Bulletin， 2000， 45（6）： 667-670.

65
VEREVKIN S P，WANDSCHNEIDER D，HEINTZ A.Deter-mination of vaporization enthalpies of selected linear and bran-ched C7，C8，C9，C11，and C12 monoolefin hydrocarbons from transpiration and correlation gas-chromatography methods［J］. Journal of Chemical & Engineering Data，2000，45（4）：618-625.

66
张瑞. 准噶尔盆地阜康凹陷东部地区石炭系—二叠系油源对比与成藏模式［D］.青岛：中国石油大学（华东）， 2018.

ZHANG R. Comparison of Carboniferous-Permian Oil Sources and Reservoir Formation Pattern in the Eastern Part of Fukang Depression， Junggar Basin［D］.Qingdao：China University of Petroleum （East China）， 2018.

Options
Outlines

/

〈 〉

陇ICP备2021001824号-7　 甘公网安备 62010202000678号
Copyright © Natural Gas Geoscience, All Rights Reserved.
Tel: (0931)8277790　
E-mail：geogas@lzb.ac.cn
Total visitors:　 Visitors of today: 　 Now online:
Powered by Beijing Magtech Co. Ltd,.