Natural Gas Geoscience >

2024 , Vol. 35 >Issue 11: 1923 - 1934

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2024.04.026

Geochemical characteristics and sources of natural gas in the Weixi’nan Sag，Beibuwan Basin

  • Gang ZHOU ,
  • Desheng HU ,
  • Junjun YOU ,
  • Jitian ZHU ,
  • Xiang YANG ,
  • Xing LI
Expand
  • Zhanjiang Branch，CNOOC China Limited，Zhanjiang 524057，China

Received date: 2024-01-15

  Revised date: 2024-04-23

  Online published: 2024-08-15

Supported by

The National Key Research and Development Program Project(2019YFA07085 04)

the China National Offshore Oil Corporation Limited Science and Technology Project(QGYQZYPJ2022-3)

the China National Offshore Oil Corporation Limited Prospective and Basic Research Project(KJQZ-2024-2003)

Fold

Abstract

In the past，crude oil was the main petroleum exploration target in the Weixi’nan Sag of Beibuwan Basin. However， it’s difficult to find oil over time. Now natural gas is dominant in increasing reserve and production of petroleum in this area. The degree of exploration and research of natural gas is very low. Especially， the geochemical characteristics and source of natural gas still remain unknown， which constrains the following exploration progress. Based on the natural gas components， light hydrocarbon compositions and stable carbon isotope data， this research investigates the geochemical characteristics， genetic types and sources of natural gas in the Weixi’nan Sag of Beibuwan Basin. Results show that： （1） Natural gas is mainly composed by hydrocarbons. Methane is dominated in the natural gas. The molar proportion of methane is between 53.73% and 95.80% （averages 74.80%）. The content of heavy hydrocarbons （C2-5） is relatively high， with an average molar proportion of 19.80%. The natural gas dryness coefficient is generally less than 0.95， implying that it’s a typical wet gas. The non-hydrocarbon gases are mainly N2 and CO2， and their contents are relatively low. （2） Among the C7 light hydrocarbon compounds， n-heptane content is relatively high， and averages at 37.18% （ranges from 21.74% to 51.02%）. The second is methylcyclohexane， with an average content of 34.46%. The dimethylcyclopentane content is 28.36%. These indicate that the source materials are complex. The source materials are mainly sapropelic kerogen， and part of them are mixed kerogen. Only a few of the source materials are humic kerogen. （3）The δ13C1 and δ13C2 values of natural gas are from -54.8‰ to -34.4‰ and -35.2‰ to -25.6‰， respectively. The carbon isotope of the gaseous hydrocarbons is generally positive sequence distribution. Only some gas samples display partial reversal of the carbon isotope， which is probably related to the mixed gases that originates from the same source rock at different thermal evolution stages， or the same type of gases originating from different source rocks. （4） The natural gas is mainly oil-type gas， and originates from the same source rock with crude oil. They were produced by the decomposition of sapropelic kerogen during the matured-highly matured evolution stages. It is inferred that the natural gas is mainly contributed by the oil shales of the lower sequence of the second member of Liushagang Formation. The upper sequence of the third member of Liushagang Formation contributes partly to the formation of natural gas. The research results reveal the geochemical characteristics and sources of natural gas in the Weixi’nan Sag of Beibuwan Basin， and provide important guidance for the following exploration and development of natural gas in this area.

Key words： Beibuwan Basin; Weixi’nan Sag; Natural gas; Geochemical characteristics; Gas sources comparison

Cite this article

Gang ZHOU , Desheng HU , Junjun YOU , Jitian ZHU , Xiang YANG , Xing LI . Geochemical characteristics and sources of natural gas in the Weixi’nan Sag，Beibuwan Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2024 , 35(11) : 1923 -1934 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2024.04.026

0 引言

涠西南凹陷是北部湾盆地最大的富烃凹陷，也是南海西部主要的产油基地，自20世纪70年代以来相继发现了涠洲10-3、涠洲11-4/4N、涠洲12-1/2等多个大中型油田和一批含油气构造［1-3］。随着勘探不断深入，原油发现难度逐渐增大，油田稳产形势严峻，迫切需要寻找新的接替领域［4-5］；天然气是一种重要的化石能源，是油气增储上产的重要驱动力。与原油勘探相比，涠西南凹陷天然气勘探程度非常低，目前仅零星发现1个气田和几个含气构造，且规模也较小，因而一直未引起重视。最新研究表明，涠西南凹陷中心烃源岩有机质丰度高、类型好、埋藏深度大，热演化程度高，已经进入大量生气阶段，具备天然气规模成藏的物质基础。近年来，随着中海油湛江分公司“油气资源保障中心”方案实施和2027年实现“重上1 000×104 m3油气产量”目标提上日程，天然气逐渐进入勘探家的视野。然而，由于涠西南凹陷油气勘探活动长期以来集中在原油领域［6-8］，对天然气关注度非常低，截至目前仅有极少数学者在天然气成藏条件及勘探潜力方面研究有所涉及［9-10］，天然气的成因类型及来源尚不清楚，制约了下一步勘探进程。为此，本文研究拟依托天然气组成、轻烃组成和稳定碳同位素等数据，对典型气藏进行解剖，以明确北部湾盆地涠西南凹陷天然气的地球化学特征、成因类型及来源，进而为天然气下步勘探部署决策提供依据。

1 研究区概况

北部湾盆地是南海北部大陆架西部发育的以新生代沉积为主的拉张裂谷盆地，由北部坳陷带、南部坳陷带和企西隆起3个一级构造单元组成，具体又可细分为涠西南凹陷、乌石凹陷、海中凹陷和涠西南低凸起、流沙凸起等20个次一级构造单元，总面积约2.2×104 km2。涠西南凹陷位于北部坳陷带，发育A、B、C 3个次洼，为典型的“北断南超”箕状断陷。自古新世以来其主要经历了古近纪裂陷和新近纪拗陷两大构造演化阶段，在纵向上形成了河流—湖泊—开阔滨浅海三大沉积层序叠置［11］：地层由老到新依次为古近系长流组、流沙港组、涠洲组，新近系下洋组、角尾组、灯楼角组、望楼港组及第四系［12-13］（图1）。始新世裂陷Ⅱ幕以NNW—SSE向的拉张伸展应力为主，形成了NEE—SWW向控凹的涠西南一号断裂，该断裂的强裂陷作用使湖盆大范围增加，水体也急剧加深，在盆地范围内沉积了流沙港组河流三角洲、滨浅湖—中深湖相沉积，特别是流沙港组二段沉积时期古气候温暖湿润，季节性降雨量增加，湖盆发育处于鼎盛阶段，藻类勃发且水体还原性强，有机质古生产力大大提高，发育了盆地内最主要的烃源岩——厚层的湖相暗色泥页岩及油页岩，为涠西南凹陷油气田的形成奠定了良好的物质基础［14-17］。
图1 北部湾盆地涠西南凹陷及周缘构造区划分（a）及地层综合柱状图（b）

Fig.1 The tectonic units（a） and stratigraphic column（b） in the Weixi’nan Sag and its adjacent area，Beibuwan Basin

2 样品与分析方法

目前北部湾盆地涠西南凹陷已发现的天然气主要为原油溶解气，少数为凝析气和气顶气，本文研究共采集了21个天然气样品，平面上主要分布在一、二号断裂带、涠西南低凸起倾末端、东南斜坡带、斜阳构造脊等区带，纵向上主要集中在流沙港组，少数分布在角尾组、涠洲组二段、三段及石炭系等层系（表1—表3），并对其组成、轻烃和碳同位素等进行了相关分析测试，这些分析测试均由中国海油能源发展股份有限公司工程技术分公司湛江实验中心完成。天然气组成分析采用Agilent 6890N天然气组成分析仪，一个TCD检测器和一个FID检测器。色谱柱箱初始温度为40 ℃（保持3 min），然后以5 ℃/min的速率升温至120 ℃，再以5 ℃/min的速率升温至250 ℃（保持19 min）。色谱柱1：填充柱，型号：Chromtec多孔聚合物，恒流模式，初始流量：27.8 mL/min；色谱柱2：毛细柱，型号：HP-1 Methyl Siloxane 50.0 m×0.2 mm×0.5 μm，恒压模式，压力：214.7 kPa，初始流量：1.1 mL/min。天然气轻烃分析采用Agilent 6890N气相色谱仪，一个FID检测器（温度250 ℃，氢气流量：40.0 mL/min，空气流量：400.0 mL/min），柱箱初始温度40 ℃（保持5 min），然后以5 ℃/min的速率升温至100 ℃，再以5 ℃/min的速率升温至200 ℃（保持18 min）。天然气组分碳同位素分析仪器采用Isoprime 100型同位素质谱仪，外部设备为Agilent7890A气相色谱仪和GC5型高温氧化炉，色谱柱：HP PLOT/Q 30 m×0.32 mm×20.0 min，氦气作载气，柱流量2 mL/min，恒流模式，进样口温度：200 ℃；分流比依据组分浓度选择，参比气二氧化碳，升温程序：40 ℃平衡3 min，以15 ℃/min升至160 ℃，平衡15 min，氧化炉温度960 ℃。
表1 北部湾盆地涠西南凹陷天然气组成特征

Table 1 Characteristics of natural gas in the Weixi’nan Sag, Beibuwan Basin

区带 井名 顶深/m 底深/m 层位 样品类型 摩尔百分含量/% 干燥系数
CH4 C2H6 C3H8 C4H10 C5H12 N2 CO2
一号断裂带 W1 700 736 N1 j 原油溶解气 92.27 2.74 1.41 0.39 — 2.86 0.14 0.95
W3 1 796.9 2 000 E2 l 2 气顶气 76.08 12.15 4.96 2.18 0.82 2.54 0.46 0.79
W4 3 125.8 3 179.7 E2 l 3 原油溶解气 62.74 10.34 10.27 4.87 1.66 1.09 8.00 0.70
W4 3 031 3 049 E2 l 2 原油溶解气 70.46 9.49 8.31 2.81 0.66 1.30 6.59 0.77
W23 2 143.5 2 154.5 E2 l 3 原油溶解气 53.73 19.50 12.43 4.14 0.90 6.31 0.77 0.59
二号断裂带 W7 3 127 3 169.5 E2 l 3 原油溶解气 79.88 8.11 6.91 2.27 0.37 0.86 1.56 0.82
W9 2 073 2 091 E3 w 3 原油溶解气 75.06 3.02 7.71 7.08 3.12 0.49 1.12 0.78
W10 2 459 2 473.5 E3 w 3 原油溶解气 73.46 5.65 9.56 4.44 1.18 0.74 4.45 0.78
W11 2 766 2 783 E3 w 3 原油溶解气 72.12 11.57 9.76 2.54 0.44 0.41 2.98 0.75
W12 2 678 2 720 E2 l 3 原油溶解气 71.49 13.44 6.27 2.26 0.52 1.08 4.58 0.76
涠西南低凸起倾末端 W13 2 875 2 888 E2 l 3 凝析气 77.07 8.64 3.26 1.2 0.43 1.32 7.66 0.85
W14 2 592 2 629.5 E2 l 3 原油溶解气 71.73 10.42 5.81 2.51 0.83 4.81 3.22 0.78
W15 1 786 1 786 E2 l 3 凝析气 72.45 10.20 4.44 1.61 0.60 1.89 8.36 0.81
W16 3 165 3 165 E2 l 3 凝析气 62.13 16.91 10.1 6.03 2.84 — — 0.63
东南斜坡带 W17 2 803.2 2 835.4 E2 l 1 原油溶解气 61.51 12.71 11.44 3.37 0.65 2.24 7.38 0.69
W18 2 678 2 712 E3 w 3 原油溶解气 67.80 14.27 9.93 3.71 1.01 0.15 2.14 0.70
W19 2 634 2 643 E3 w 2 原油溶解气 72.80 12.17 8.53 2.63 0.48 0.66 2.19 0.75
W20 974 955 N1 j 原油溶解气 86.09 2.12 3.66 2.54 1.03 2.66 1.14 0.90
斜阳构造脊 W22 741.5 750.5 N1 j 原油溶解气 95.80 0.20 — — — 3.8 0.1 0.99
W21 1 406 1 406 E2 l 3 原油溶解气 87.65 8.06 3.00 0.74 0.09 — 0.36 0.88
W21 1 406 1 406 E2 l 3 原油溶解气 88.38 7.89 2.74 0.63 0.06 — 0.28 0.89

注：“—”表示无数据

表2 北部湾盆地涠西南凹陷天然气轻烃组成特征

Table 2 Characteristics of light hydrocarbons in natural gas in the Weixi’nan sag, Beibuwan Basin

区带 井名 顶深/m 底深/m 层位 样品类型 质量百分含量/%
正庚烷值 异庚烷值 MCyC6 nC7 ∑DMCC5
一号断裂带 W1 700 736 N1 j 原油溶解气 26.32 1.17 25.94 36.47 37.59
W2 1 796.9 2 000 E2 l 2 气顶气 30.12 2.63 30.61 51.02 18.37
W4 3 125.8 3 179.7 E2 l 3 原油溶解气 21.68 0.96 36.36 35.23 28.41
W4 3 031 3 049 E2 l 2 原油溶解气 18.92 0.86 31.82 31.82 36.36
W6 2 214 2 214 E2 l 3 原油溶解气 22.22 1.71 28.57 42.86 28.57
二号断裂带 W8 2 884 2 917 E2 l 3 原油溶解气 21.74 0.92 34.78 32.61 32.61
W9 2 073 2 091 E3 w 2 原油溶解气 22 0.85 28.04 34.92 37.04
W10 2 459 2 473.5 E3 w 3 原油溶解气 18 1.25 35.71 32.14 32.14
W11 2 766 2 783 E3 w 3 原油溶解气 13.51 1 47.83 21.74 30.43
W12 2 678 2 720 E2 l 3 原油溶解气 26.67 1.86 31.43 45.71 22.86
涠西南低凸起倾末端 W13 2 875 2 888 E2 l 3 凝析气 25 2.14 38.10 42.86 19.05
W14 2 592 2 629.5 E2 l 3 原油溶解气 25.42 1.71 32.35 44.12 23.53
W15 1 786 1 786 E2 l 3 凝析气 25.42 2.33 31.25 46.88 21.88
W16 3 165 3 165 E2 l 3 凝析气 24.53 2 33.33 43.33 23.33
东南斜坡带 W17 2 803.2 2 835.4 E2 l 1 原油溶解气 20 1.22 40.54 32.43 27.03
W18 2 678 2 712 E3 w 3 原油溶解气 20.78 1.36 36.96 34.78 28.26
W19 2 634 2 643 E3 w 2 原油溶解气 15.63 1.2 40.00 25.00 35.00
W20 974 955 N1 j 原油溶解气 13.08 1.09 44.16 22.08 33.77
斜阳构造脊 W21 1 406 1 406 E2 l 3 原油溶解气 27.27 1.50 29.63 44.44 25.93
W21 1 406 1 406 E2 l 3 原油溶解气 27.14 1.40 31.82 43.18 25.00
表3 北部湾盆地涠西南凹陷天然气稳定碳同位素组成

Table 3 Stable carbon isotopic compositions of natural gas in the Weixi’nan Sag, Beibuwan Basin

区带 井名 顶深/m 底深/m 层位 样品类型 δ13C/‰（PDB）
C1 C2 C3 C4 C5 CO2
一号断裂带 W1 700 736 N1 j 原油溶解气 -43.2 -29.2 -24.0 -28.0 — —
W2 1 930 1 963 C 气顶气 -43.0 -27.5 -24.6 — — —
W3 1 796.9 2 000 E2 l 2 气顶气 -43.4 -28.0 -25.4 -25.6 — —
W4 3 125.8 3 179.7 E2 l 3 原油溶解气 -51.3 -35.2 -31.4 — — —
W4 3 031 3 049 E2 l 2 原油溶解气 -48.9 -34.7 -29.9 — — —
W5 2 104.5 2 104.5 E2 l 3 原油溶解气 -46.6 -28.6 -26.5 -28.6 -26.7 -18.2
二号断裂带 W7 3 127 3 169.5 E2 l 3 原油溶解气 -54.0 -33.9 -31.2 -30.4 -28.1 —
W8 2 351 2 357 E3 w 3 原油溶解气 -54.8 -32.4 -30.3 -30.4 -27.8 —
W8 2 884 2 917 E2 l 1 原油溶解气 -48.5 -34.4 -34.3 -33.3 -29.6 —
W9 2 986 3 008 E3 w 2 原油溶解气 -50.9 -31.5 -28.5 -27.5 — —
W12 2 678 2 720 E2 l 3 原油溶解气 -39.3 -27.0 -24.5 -24.3 — —
涠西南低凸起倾末端 W13 2 875 2 888 E2 l 3 凝析气 -37.3 -25.6 -23.0 -23.5 — 6.0
W14 2 592 2 629.5 E2 l 3 原油溶解气 -43.1 — — — — —
W15 1 786 1 786 E2 l 3 凝析气 -38.5 -27.6 -25.8 -26.8 -25.9 —
W16 2 222.5 2 235 E2 l 3 凝析气 -34.4 -27.3 -24.1 — — —
东南斜坡带 W17 2 803.2 2 835.4 E2 l 1 原油溶解气 -47.4 -31.2 -30.2 -29.7 — —
W18 2 678 2 712 E3 w 3 原油溶解气 -44.0 -29.2 -28.1 -28.2 — —
W19 2 357 2 378 E3 w 2 原油溶解气 -44.2 -29.3 -28.0 -27.8 — —
W20 974 955 N1 j 原油溶解气 -47.0 -27.6 -27.9 — — —
斜阳构造脊 W21 1 406 1 406 E2 l 3 原油溶解气 -47.2 -30.8 -25.7 — — —
W21 1 406 1 406 E2 l 3 原油溶解气 -46.8 -29.8 -26.6 — — —

注：“—”为无数据

3 天然气地球化学特征

3.1　天然气组成特征

北部湾盆地涠西南凹陷天然气组成包括烃类气体和非烃类气体两大类，其中烃类气体中CH4占绝大多数，其含量介于53.73%~95.80%之间，平均为74.80%，其次为C2H6，其含量介于0.20%~19.50%之间，平均为9.50%，C3H8含量介于1.41%~12.43%之间，平均为7.03%；C4H10含量介于0.39%~7.08%之间，平均为2.90%；C5H12含量介于0.06%~3.12%之间，平均为0.93%。干燥系数除了极少数地区大于0.95外，其余均小于0.95，指示主要为典型湿气的特征。非烃类气体含量较低，以CO2和N2为主，几乎不含He、H2、H2S等气体；其中CO2含量介于0.10%~8.36%之间，平均为3.17%，N2含量介于0.15%~6.31%之间，平均为1.96%。不同区带天然气组成存在一定差异，其中斜阳构造脊天然气中CH4含量整体要高于其他区带，其含量介于87.65%~95.80%之间，平均为90.61%，干燥系数也较高，介于0.88~0.99之间，这可能与气源岩埋藏深度大、热演化程度较高有关（表1）。

3.2　轻烃组成特征

天然气轻烃是指碳数为C6—C7的烃类化合物，是介于天然气与原油之间的中间产物，其烃类异构体十分丰富，轻烃的信息量远大于气态烃［18］。一般认为，C7轻烃化合物中的正庚烷主要来源于藻类和细菌，甲基环己烷主要来源于高等植物木质素、纤维素、糖类等，各种结构的二甲基环戊烷主要来源于水生生物的类脂化合物［19-20］。涠西南凹陷天然气中正庚烷值介于13.08%~30.12%之间，平均为22.27%，异庚烷值介于0.85%~2.63%之间，平均为1.46%。在C7轻烃化合物中，正庚烷（nC7）含量相对较高，平均为37.18%，最高可达51.02%；甲基环己烷（MCyC6）含量次之，介于25.94%~47.83%之间，平均为34.46%；各种结构的二甲基环戊烷（∑DMCC5）含量略低，介于18.37%~37.59%之间，平均为28.36%（表2），反映其母质来源复杂，以偏腐泥型为主，部分为混合型，少量为腐殖型。

3.3　碳同位素特征

甲烷碳同位素（δ13C1）值介于-54.8‰~-34.4‰之间，平均为-45.4‰；乙烷碳同位素（δ13C2）值介于-35.2‰~-25.6‰之间，平均为-30.0‰；丙烷碳同位素（δ13C3）值介于-34.3‰~-23.0‰之间，平均为-27.5‰；丁烷碳同位素（δ13C4）值介于-33.3‰~-23.5‰之间，平均为-28.0‰。除了部分井区天然气发生一定程度碳同位素倒转外（δ13C2>δ13C3或者δ13C3>δ13C4），总体呈正碳同位素序列分布特征，即δ13C1<δ13C2<δ13C3<δ13C4。前人研究表明，烷烃气碳同位素发生倒转主要有以下5种原因：①有机烷烃气和无机烷烃气的混合；②油型气和煤成气的混合；③同源不同期气或同型不同源气的混合；④烷烃气中某些或某一组分被细菌氧化；⑤硫酸盐热还原反应（TSR）［21-22］。截至目前，涠西南凹陷尚未发现有完全反碳同位素序列分布的天然气，因此可以排除有机成因与无机成因烷烃气混合的可能。由于涠西南凹陷主要发育多套倾油型烃源岩［23］，煤层气混入的可能性也很低。虽然发生倒转的天然气藏埋藏比较浅，可能会遭受一定程度生物降解，但多数样品未见有组分的相应倒转，表明没有发生明显的细菌氧化作用。同时，碳同位素发生倒转的天然气中重烃含量较高，且几乎不含H2S，说明并未发生TSR反应。因此推断造成部分井区天然气碳同位素系列倒转的原因可能为多套烃源岩同一时期或同一套烃源岩不同时期的天然气的混合（图2，表3）。
图2 北部湾盆地涠西南凹陷天然气碳同位素组成特征

Fig.2 Carbon isotope characteristics of natural gas in the Weixi’nan Sag， Beibuwan Basin

4 天然气成因及来源探讨

4.1　天然气成因类型

根据烷烃气的原始物质来源，可将其划分为有机成因和无机成因两大类，其中有机成因烷烃气具有正碳同位素序列分布特征，且甲烷碳同位素（δ13C1）值一般小于-30‰，而无机成因烷烃气具有负碳同位素序列分布特征（即：δ13C1>δ13C2>δ13C3>δ13C4），且甲烷碳同位素（δ13C1）值一般大于-30‰［24-25］。涠西南凹陷天然气的甲烷碳同位素（δ13C1）值均小于-30‰，且总体呈正碳同位素序列分布特征，表明该地区烷烃气均为有机成因气。而有机成因气按照其气源岩母质类型又可以划分为油型气和煤型气［26-28］。C7轻烃系列化合物中的正庚烷、甲基环己烷及各种结构的二甲基环戊烷与天然气成因类型密切相关，能有效区分油型气和煤型气。因此，胡国艺等［29］根据C7轻烃系列化合物建立了天然气成因类型判别图版。利用该图版对涠西南凹陷天然气进行研究，发现不同区带的天然气样品点均落在油型气区内（图3），表明研究区的天然气属于油型气范畴。此外，δ13C2具有较强的母质继承性，也是判别天然气成因类型的有效指标；戴金星［30］通过对国内外大量天然气同位素数据进行统计发现，油型气δ13C2值一般小于-28.8‰，煤型气δ13C2值一般大于-25.1‰。涠西南凹陷天然气δ13C2值均小于-25.1‰，且多数小于-28.8‰，显示主要为油型气；只有部分δ13C2值介于-25.1‰~-28.8‰之间，这可能与多源或多期天然气的混合作用有关。
图3 北部湾盆地涠西南凹陷天然气C7轻烃三角图［29］

Fig.3 Ternary diagram of C7 light hydrocarbons in the Weixi’nan Sag， Beibuwan Basin［29］

4.2　天然气热演化程度

正庚烷值和异庚烷值具有随着成熟度的增加均逐渐增大的特征，常被用来判别天然气和凝析油的成熟度，据此可划分出低熟、正常、成熟及高成熟4个热演化区［31-32］。利用该图版可判别出涠西南凹陷天然气具有较高的成熟度，整体处于成熟演化阶段，部分已经进入高成熟演化阶段（图4），且不同构造带天然气成熟度差异较大，这与天然气源自不同层位烃源岩或由同一层位烃源岩在不同演化阶段生成有关。为了进一步判识天然气是干酪根裂解气还是原油裂解气，郭利果等［33］国内外学者通过研究发现随着Ln（C2/C3）值大，原油裂解气的（δ13C2－δ13C3）值迅速减小，而干酪根裂解气的（δ13C2－δ13C3）值却变化不大；利用这一特性，建立了Ln（C2/C3）—（δ13C2－δ13C3）关系图版，根据该图版可判识出涠西南凹陷天然气主要为成熟—高成熟演化阶段干酪根裂解气（图5）。
图4 北部湾盆地涠西南凹陷天然气正庚烷值与异庚烷值关系

Fig.4 Plot of heptane value versus isoheptane value of natural gases in the Weixi’nan Sag， Beibuwan Basin

图5 北部湾盆地涠西南凹陷天然气Ln（C2/C3）—（δ13C2－δ13C3）关系 （原油和干酪根裂解气据郭利果等［33］）

Fig.5 Plot of Ln（C2/C3）versus（δ13C2-δ13C3）of natural gas in the Weixi’nan Sag， Beibuwan Basin（data of oil and kerogen cracking gases cite from GUO， et al. ［33］）

4.3　天然气来源探讨

勘探实践证实，涠西南凹陷主要发育始新统流沙港组二段中—上层序泥页岩、二段下层序油页岩及三段上层序泥页岩共3套烃源岩。从193个流沙港组泥页岩和油页岩样品碳硫、岩石热解分析结果来看，流沙港组二段中—上层序泥页岩有机质丰度较高，总有机碳（TOC）含量主要分布在1.26%~3.80%之间，平均为2.42%；S 1 +S 2值为3.12~25.61 mg/g，平均为11.49 mg/g；I H值为203.97~457.6 mg/gTOC ，平均为339.66 mg/gTOC，有机质类型主要为Ⅱ１—Ⅱ2型，属值好—优质烃源岩；相比较而言，流二段下层序油页岩生烃品质更佳，其总有机碳（TOC）含量普遍大于3.0%，最高可达11%，平均为5.01%；S 1 +S 2值为4.88~75.66 mg/g，平均为30.16 mg/g；I H值为299.39~915.48 mg/gTOC，平均为550.74 mg/gTOC，有机质类型主要为Ⅰ—Ⅱ1型，绝大多数为优质烃源岩。流沙港组三段上层序泥页岩有机质丰度相对较低，总有机碳（TOC）含量主要分布在0.54%~5.30%之间，平均为1.52%；S 1 +S 2值为1.37~24.87 mg/g，平均为7.09 mg/g；I H值为62.13~500.54 mg/gTOC ，平均为291.78 mg/gTOC，有机质类型主要为Ⅱ１—Ⅱ2型，部分为Ⅰ型或Ⅲ型，多数属中等—好烃源岩，部分为优质烃源岩。通过应用Trinity软件对凹陷进行埋藏史和热演化史模拟，结果表明涠西南凹陷流沙港组二段中—上层序泥页岩整体埋藏相对较浅，主要介于2 000~3 500 m之间，热演化程度较低，现今大部分R O值介于0.6%~1.0%之间，以生油为主，生气十分有限；而流沙港组二段下层序油页岩整体埋藏相对较深，主要介于2 500~5 800 m之间，其中A、B洼中心已经进入生气门限，R O值主要介于0.6%~2.0%之间，既大量生油又部分生气；流沙港组三段上层序泥页岩整体埋藏相对更深，主要介于2 700~6 200 m之间，热演化程度高，R O值主要介于0.6%~2.5%之间，尤其A、B洼中心现今已处于大量生气阶段 1。前已述及，涠西南凹陷天然气主要为成熟—高成熟演化阶段干酪根裂解气，而流沙港组二段中—上层序泥页岩成熟度较低，故来自该套烃源岩的可能性不大，推测与成熟度较高的流沙港组二段下层序油页岩及流沙港组三段上层序泥页岩的成因关系较为密切。天然气乙烷碳同位素组成与母质类型密切相关［34］，在母质来源相同的情况下天然气乙烷碳同位素值比烃源岩干酪根碳同位素值要小3‰~7‰，据此国内外学者常用两者的碳同位素组成进行对比来判别天然气来源，且已取得较好的应用效果［35-36］。根据64个流沙港组泥页岩和油页岩样品干酪根碳同位素分析结果显示，流沙港组二段中—上层序泥页岩干酪根碳同位素值偏低，δ13C值主要介于-34.10‰~-26.71‰之间，平均为30.17‰；流沙港组三段上层序泥页岩干酪根碳同位素值也偏低，δ13C值主要介于-33.64‰~-25.39‰之间，平均为-30.09‰。相比较而言，流沙港组二段下层序油页岩干酪根稳定碳同位素值偏高，δ13C值主要介于-32.22‰~-23.81‰之间，平均为-27.68‰；而涠西南凹陷天然气乙烷碳同位素δ13C2值主要介于-35.22‰~-25.56‰之间，对比分析认为其来自流沙港组二段下层序油页岩的可能性较大，但不排除有流沙港组三段上层序泥页岩的贡献。
为了进一步明确涠西南凹陷天然气来源，优选10个反映母质来源的轻烃参数进行指纹对比，即环戊烷/2-甲基戊烷、2-甲基戊烷/3-甲基戊烷、3-甲基戊烷/正己烷、正庚烷/甲基环己烷、3-甲基己烷/正庚烷、2-甲基己烷/2，3-二甲基戊烷、正己烷/甲基环戊烷、3-甲基己烷/1-顺-3-二甲基环戊烷、2，2-二甲基丁烷/环戊烷、苯/正己烷。对比结果显示，总体上涠西南凹陷天然气（包括原油溶解气和凝析气）与同属一个构造的原油轻烃的指纹特征具有良好的一致性①，表明天然气与原油在成因上具有“同源共生”的关系，均为同一套烃源岩热演化的产物；此外，通过对比还发现涠西南低凸起倾末端的W13、W16井区凝析气、原油轻烃指纹与其他区带有所不同（图6），反映两者的母质来源存在一定差异。从原油与烃源岩饱和烃色谱质谱分析结果①来看，与天然气同属一个构造的原油大多数含有高丰度的C30-4-甲基甾烷，且基本不含奥利烷、树脂化合物Ｔ，与流沙港组二段下层序油页岩的甾、萜烷分布特征非常相似，如一号断裂带的W4、W6井区，二号断裂带的W12井区、涠西南低凸起倾末端的W14井区及斜阳构造脊的W21、W22井区；少数原油C30-4-甲基甾烷含量较低，且含有一定量的奥利烷，与流沙港组三段上层序泥页岩具有良好的亲缘关系，如涠西南低凸起倾末端的W13、W16井区（图7）。基于上述油源对比结果，间接说明了天然气主要来自流沙港组二段下层序油页岩，部分有流沙港组三段上层序泥页岩的贡献。
图6 北部湾盆地涠西南凹陷原油及天然气指纹特征对比

Fig.6 Comparison of light hydrocarbon parameters of crude oil and natural gases in the Weixi’nan Sag， Beibuwan Basin

图7 北部湾盆地涠西南凹陷原油与烃源岩饱和烃质量色谱特征对比

Fig.7 Mass chromatograms of saturated hydrocarbons in the crude oils and source rocks from the Weixi’nan Sag， Beibuwan Basin

5 结论与认识

（1）北部湾盆地涠西南凹陷天然气以烃类气体为主，其中CH4占绝大多数，其含量介于53.73%~95.80%之间，重烃含量也较高，介于0.20%~36.97%之间，平均为19.80%，干燥系数普遍小于0.95，为典型的湿气；非烃气体含量低，主要为N2和CO2，几乎不含He、H2、H2S等气体。
（2）北部湾盆地涠西南凹陷天然气C7轻烃化合物中正庚烷含量相对较高，平均为37.18%，最高可达51.02%；甲基环己烷含量次之，介于25.94%~47.83%之间，平均为34.46%；各种结构的二甲基环戊烷含量略低，介于18.37%~37.59%之间，平均为28.36%，反映其母质来源复杂，以偏腐泥型为主，部分为混合型，少量为腐殖型。
（3）北部湾盆地涠西南凹陷天然气为热解成因气，δ13C1值和δ13C2值分别为-54.8‰~-34.4‰和-35.2‰~-25.6‰，烷烃气的碳同位素整体呈正序列分布特征，仅部分井区天然气碳同位素序列发生局部倒转，推测主要是由同源不同期气或同型不同源气的混合造成的。
（4）北部湾盆地涠西南凹陷天然气主要为油型气，且与原油同源共生，为偏腐泥型干酪根在成熟—高成熟阶段裂解的产物，主要来源于流沙港组二段下层序油页岩，部分有流沙港组三段上层序泥页岩的贡献。

1 胡德胜.涠西南凹陷天然气勘探概况与潜力分析.中海石油（中国）有限公司湛江分公司.内部报告,2021.

References

Publishing order | Descend order by publishing year | Descend order by cited within
1
谢泰俊，张通彩.北部湾盆地东北部含油气系统及勘探方向［J］.中国海上油气（地质）， 1996，10（5）：297-303.

XIE T J，ZHANG T C. The petroleum system and exploration targets in the northeastern part of Beibuwan Basin［J］.China Of-fshore Oil and Gas（Geology）， 1996，10（5）：297-303.

2
徐新德，王碧维，李旭红，等.北部湾盆地涠西南凹陷流沙港组隐蔽油气藏油源及成藏特征［J］.天然气地球科学，2012，23（1）：92-98.

XU X D，WANG B W，LI X H，et al. Oil sources of concealed reservoirs in Liushagang Formation of the Weixinan Sag and accumulation feature，Beibuwan Basin［J］.Natrual Gas Geoscience，2012，23（1）：92-98.

3
赵顺兰，杨希冰，陈林，等. 南海西部涠西南凹陷碳酸盐岩潜山油气成藏条件及勘探潜力［J］.中国海上油气， 2019，31（2）：51-61.

ZHAO S L，YANG X B，CHEN L，et al. Hydrocarbon accumulation conditions and potential analyses of carbonate buried hills in Weixinan Sag in South China Sea［J］.China Offshore Oil and Gas， 2019，31（2）：51-61.

4
满勇，魏琳，邓勇，等. 涠西南凹陷A洼及周缘含油构造油藏地球化学性质及成藏特征［J］.石油科学通报， 2022， 7（2）： 155-173.

MAN Y， WEI L， DENG Y， et al. Oil geochemical and accumulation characterization in the A Sag and surrounding oil-bearing structures of the Weixinan Depression， Beibuwan Basin［J］.Petroleum Science Bulletin， 2022， 7（2）： 155-173.

5
满晓，胡德胜，吴洁，等.北部湾盆地涠西南凹陷始新统流一段湖底扇发育特征及成藏模式［J］.岩性油气藏，2023，35（4）：137-144.

MAN X，HU D S，WU J，et al.Development characteristics and accumulation model of sublacustrine fans of the first member of Eocene Liushagang Formation in Weixinan Sag，Beibuwan Basin［J］.Lithologic Reservoirs，2023，35（4）：137-144.

6
杨希冰，金秋月，胡林，等.北部湾盆地涠西南凹陷原油成因类型及分布特征［J］.西南石油大学学报（自然科学版），2019，41（3）：51- 60.

YANG X B， JIN Q Y， HU L， et al. Genetic types and distribution of crude oil in Weixinan Depression， Beibuwan Basin［J］. Journal of Southwest Petroleum University （Science & Technology Edition）， 2019， 41（3）： 51-60.

7
金秋月.北部湾盆地涠西南凹陷东南斜坡原油成因类型及成藏特征［J］.岩性油气藏，2020，32（1）：11-18.

JIN Q Y. Genesis types and accumulation characteristics of crude oil in southeast slope of Weixinan Depression，Beibuwan Basin［J］. Lithologic Reservoirs，2020，32（1）：11-18.

8
胡德胜，宫立园，满晓，等. 北部湾盆地涠西南凹陷雁列断层变换带发育特征及其控储作用——以古近系流沙港组一段重力流沉积为例［J］.石油与天然气地质，2022，43（6）：1359-1368.

HU D S，GONG L Y，MAN X，et al. Development pattern of en echelon fault transition zone in Weixinan Sag，Beibuwan Basin and its control on hydrocarbon accumulation：A case study of gravity flow deposits in the Palaeogene Liu 1 Member［J］. Oil & Gas Geology，2022，43（6）：1359-1368.

9
刘明全. 北部湾盆地天然气成藏系统构想［J］.中国海上油气，2004，16（2）：93-97.

LIU M Q. The assumed gas accumulation systems in Beibuwan Basin［J］.China Offshore Oil and Gas，2004，16（2）：93-97.

10
刘云芝，鲁海鸥，宋鹏，等. 涠西南凹陷B洼天然气成藏潜力分析［J］.石化技术，2022（4）：137-138.

LIU Y Z，LU H O，SONG P，et al. Analysis of natural gas accumulation potential in B subsag of Weixinan Sag［J］.Petrochemical Industry Technology，2022（4）：137-138.

11
杨希冰. 南海北部北部湾盆地油气藏形成条件［J］.中国石油勘探，2016，21（4）：85-92.

YANG X B. Hydrocarbon accumulation conditions in Beibu-gulf Basin， northern South China Sea［J］. China Petroleum Exploration，2016，21（4）：85-92.

12
姜平，张建光，姚光庆，等.涠西南凹陷11-7区块流沙港组沉积体系构成及演化特征［J］.地质科技情报，2013，32（2）： 97-104.

JIANG P， ZHANG J G，YAO G Q，et al.Sedimentary sys-tem and evolution of Liushagang Formation，11-7 block of Weixinan Depression［J］. Geological Science and Technology Information，2013，32（2）： 97-104.

13
裴健翔，董贵能，朱其.北部湾盆地涠西南凹陷流一段强制湖退沉积体的特征及其油气地质意义［J］.石油与天然气地质，2016，37（4）：520-527.

PEI J X，DONG G N，ZHU Q. Characteristics and petroleumgeological significance of lacustrine forced regressive deposits in the 1st Member of Liushagang Formation in Weixinan Sag，Beibuwan Basin［J］.Oil & Gas Geology，2016，37（4）：520-527.

14
傅宁，刘建升. 北部湾盆地流二段3类烃源岩的生烃成藏特征［J］.天然气地球科学，2018，29（7）： 932-941．

FU N，LIU J S.Hydrocarbon generation and accumulation characteristics of three type source rocks of Liu Ⅱ segment in Bei-buwan Basin［J］.Natural Gas Geoscience，2018，29（7）：932-941.

15
李友川，兰蕾，王柯，等. 北部湾盆地流沙港组湖相烃源岩的差异［J］.石油学报，2019，40（12）：1451-1459.

LI Y C，LAN L，WANG K，et al.Differences of in lacusturine source rocks of Liushagang Formation in the Beibuwan Basin［J］. Acta Petrolei Sinica，2019，40（12）：1451-1459.

16
于水，邓运华，李宏义，等.北部湾盆地流二段油页岩形成条件与分布控制因素［J］.中国海上油气，2020，32（2）： 24-33.

YU S，DENG Y H，LI H Y，et al. Forming conditions and distri-bution controlling factors of oil shale in Liu 2 member of Beibu-wan Basin［J］.China Offshore Oil and Gas，2020，32（2）：24-33．

17
高岗，徐新德，刘诗局，等.涠西南凹陷流沙港组二段优质烃源岩判别及其控油作用［J］.石油与天然气地质，2020，41（2）： 339-347.

GANG G， XU X D，LIU S J， et al. Organic geochemistry identification of high-quality source rocks in the 2nd member of Liushagang Fm and its controls on petroleum occurrence in the Weixi’nan Sag，Beibuwan Basin［J］.Oil & Gas Geology，2020，41（2）： 339-347.

18
胡惕麟，戈葆雄，张义纲，等.源岩吸附烃和天然气轻烃指纹参数的开发和应用［J］.石油实验地质，1990，12（4）：375-394.

HU T L，GE B X，ZHANG Y G，et al.The development and application of fingerprint parameters for hydrocarbons absorbed by source rocks and light hydrocarbons in natural gas［J］.Petroleum Geology & Experiment，1990，12（4）：375-394.

19
杨春龙，谢增业，李剑，等.四川盆地中侏罗统沙溪庙组天然气地球化学特征及成因［J］. 天然气地球科学，2021，32（8）：1117-1126.

YANG C L，XIE Z Y，LI J，et al.Geochemical characteristics and genesis of natural gas in Shaximiao Formation of Middle Jurassic in Sichuan Basin［J］. Natural Gas Geoscience，2021，32（8）：1117-1126.

20
张臣，张道勇，周世新，等.柴达木盆地西部和北缘天然气中C5—C7轻烃地球化学特征［J］.天然气地球科学，2024，35（2）：344-356.

ZHANG C，ZHANG D Y，ZHOU S X，et al.Geochemical characteristics of C5-C7 light hydrocarbons in natural gas from the western part and northern margin of the Qaidam Basin［J］.Natural Gas Geoscience，2024，35（2）：344-356.

21
戴金星，夏新宇，秦胜飞，等.中国有机烷烃气碳同位素系列倒转的成因［J］.石油与天然气地质，2003，24（1）：1-6.

DAI J X，XIA X Y，QIN S F，et al.Causation of partly reversed orders of δ13C in biogenic alkane gas in China［J］.Oil & Gas Geology，2003，24（1）：1-6.

22
HAO F， GUO T L，ZHU Y M，et al.Evidence for multiple stages of cracking and thermochemical sulfate reduction in the Puguang Gas Field，Sichuan Basin，China［J］.AAPG Bulletin，2008，92：611-637.

23
黄保家，黄合庭，吴国瑄，等.北部湾盆地始新统湖相富有机质页岩特征及成因机制［J］.石油学报，2012，33（1）：25-31.

HUANG B J，HUANG H T，WU G X， et al. Geochemical characteristics and formation mechanism of Eocene lacustrine organic-rich shales in the Beibuwan Basin［J］.Acta Petrolei Sinica， 2012，33（1）：25-31.

24
戴金星，邹才能，张水昌，等.无机成因和有机成因烷烃气的鉴别［J］.中国科学（D辑），2008，38（1）：1329-1341.

DAI J X，ZOU C N，ZHANG S C，et al. Identification of organic alkane gases and inorganic alkane gases［J］.Science in China（Series D），2008，38（1）：1329-1341.

25
王鹏，沈忠民，刘四兵，等.四川盆地陆相天然气地球化学特征及对比［J］.天然气地球科学，2013，24（6）：1186-1195.

WANG P，SHEN Z M，LIU S B，et al.The geochemical characteristics and comparison of the terrestrial natural gas in Sichuan Basin［J］.Natural Gas Geoscience，2013，24（6）：1186-1195.

26
徐永昌.天然气成因理论及应用［M］北京：科学出版社，1994.

XU Y C.Original Theory of Natural Gas and Its Application［M］.Beijing：Science Press，1994.

27
戴金星，戚厚发，宋岩.鉴别煤成气和油型气若干指标的初步探讨［J］.石油学报，1985，6（2）：31-38.

DAI J X，QI H F，SONG Y，et al.On the indicators for identifying gas from oil and gas from coal measure［J］.Acta Petrolei Sinica，1985，6（2）：31-38.

28
戴金星，裴锡古，戚厚发.中国天然气地质学（卷一）［M］.北京：石油工业出版社，1992：1-149.

DAI J X， PEI X G， QI H F.Natural Gas Geology in China（Vol.1）［M］.Beijing：Petroleum Industry Press，1992：1-149.

29
胡国艺，李剑，李谨，等.判识天然气成因的轻烃指标探讨［J］.中国科学（Ｄ辑：地球科学），2007，37（增刊２）：111-117.

HU G Y，LI J，LI J，et al.Preliminary study on the origin identification of natural gas by parameters of light hydrocarbon［J］.Science in China（Series D：Earth Sciences），2007，37（S2）：111-117.

30
戴金星. 天然气碳氢同位素特征和各类天然气鉴别［J］. 天然气地球科学， 1993， 4（2）： 1-40.

DAI J X. Stable carbon and hydrogen isotopic characteristics and identification of various types of natural gas［J］.Natural Gas Geoscience， 1993， 4（2）： 1-40.

31
THOMPSON K F M.Classification and thermal history of petroleum based on light hydrocarbons［J］.Geochimica et Cosmochimica Acta，1983，47（2）：303-316.

32
程克明，金伟明，向忠华，等.陆相原油及凝析油的轻烃单体烃组成特征及地质意义［J］.石油勘探与开发，1987，14（1）：33-34．

CHENG K M，JIN W M，XIANG Z H，et al.omposition characteristics of light hydrocarbon arbons in continental oil and condensate and their geological significance［J］.Petroleum Exploration and Development，1987，14（1）：33-34．

33
郭利果，肖贤明，田辉，等.原油裂解气和干酪根裂解气差异实验研究［J］.石油实验地质，2011，33（4）：428-436.

GUO L G，XIAO X M，TIAN H，et al. Laboratory studies of differences between oil-derived and kerogen matuiation gases ［J］.Petroleum Geology & Experiment，2011，33（4）：428-436.

34
DAI J X，GONG D Y，NI Y Y，et al.Stable carbon isotopes of coal-derived gases sourced from the Mesozoic coal measures in China［J］.Organic Geochemistry，2014，74（2）：123-142.

35
刘文汇，王杰，腾格尔，等.中国南方海相层系天然气烃源新认识及其示踪体系［J］.石油与天然气地质，2010，31（6）：819-825.

LIU W H，WANG J，TENGER，et al.New knowledge of gas source rocks in the marine sequences of South China and relevant index system for tracing［J］.Oil & Gas Geology，2010，31（6）：819-825.

36
王杰，贾会冲，孙晓，等.鄂尔多斯盆地富县古生界天然气成因及气源综合识别［J］.天然气地球科学，2022，33（9）：1476-1484.

WANG J，JIA H C，SUN X，et al.Comprehensive evaluation on origin and source of natural gas in the Paleozoic in Fuxian area，Ordos Basin［J］.Natural Gas Geoscience，2022，33（9）：1476-1484.

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,.