Geochemical characteristics and genesis of different types of natural gas in the Benxi Formation coal measure of the Ordos Basin

Xiaoxiong YAN; Hui ZHANG; Yanqing WANG; Xueyuan JIN; Yunhe SHI; Jianling HU; Pengshuai JIAO; Bo PAN

doi:10.11764/j.issn.1672-1926.2025.06.005

2025 , Vol. 36 >Issue 9: 1718 - 1727

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2025.06.005

Geochemical characteristics and genesis of different types of natural gas in the Benxi Formation coal measure of the Ordos Basin

Xiaoxiong YAN ^,¹^,² ,
Hui ZHANG ^,¹^,² ,
Yanqing WANG ¹^,² ,
Xueyuan JIN ¹^,² ,
Yunhe SHI ¹^,² ,
Jianling HU ¹^,² ,
Pengshuai JIAO ¹^,² ,
Bo PAN ¹^,²

Expand

^1. National Engineering Laboratory for Exploration and Development of Low⁃Permeability Oil & Gas Fields，Xi’an 710018，China
^2. Research Institute of Exploration and Development，PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi’an 710018，China

Received date: 2025-02-28

Revised date: 2025-06-10

Online published: 2025-07-30

Supported by

The CNPC's Key Applied Science and Technology Project(2023ZZ18YJ03)

Fold

Abstract

Multiple sets of thick coal rock are developed in the deep strata of Ordos Basin， which is a favorable target layer for coal-rock gas exploration breakthrough. Several well areas of Benxi Formation in the basin have obtained high-yield industrial gas flow， showing great development potential. In order to further clarify the genesis of coal-rock gas in Benxi Formation of Ordos Basin， based on the characteristics of molecular composition and stable carbon isotopes of coal-rock gas in Benxi Formation of Ordos Basin and， a comparative analysis was carried out with the tight gas of Benxi Formation and the shallow coalbed methane in the eastern margin of the basin. The research shows that the methane content of coal-rock gas， coalbed methane and tight sandstone gas is high， all of which are dry gas. The content of hydrocarbon components in coal gas is high， with an average of 94.14%， and the content of N₂ is low， with an average of 0.63%. The methane content of coalbed methane in the eastern margin varies greatly， and the content of N₂ is high， with an average of 7.66%. The carbon isotope values of methane in the coal-rock gas of the Benxi Formation are mainly distributed between -37.6‰ and -28.7‰， with an average of -32.7‰， and the carbon isotope values of ethane are mainly distributed between -27.0‰ and -19.9‰. The carbon isotope composition of methane in the coal-rock gas is similar to that of tight sandstone gas， but it is generally heavier than that of coalbed methane in the eastern margin. Desorption fractionation and hydrodynamic fractionation are the main factors causing the lighter carbon isotope of coalbed methane in the eastern margin of the basin. The carbon isotope composition of ethane in coal-rock gas is similar to that of coalbed methane in the eastern margin of the basin， but different from that of tight sandstone gas. Both coal-rock gas and coalbed methane in Hancheng in the eastern margin of the basin are coal-derived gas accumulated within the source. The tight sandstone gas mainly comes from the coal rocks of Benxi Formation， with some being affected by Type I and Type II₁ mud shale source rocks of Benxi Formation.

Key words： Coal-rock gas; Shallow coalbed methane; Coal-bearing tight sandstone gas; Carbon isotope; Ordos Basin

Cite this article

Xiaoxiong YAN , Hui ZHANG , Yanqing WANG , Xueyuan JIN , Yunhe SHI , Jianling HU , Pengshuai JIAO , Bo PAN . Geochemical characteristics and genesis of different types of natural gas in the Benxi Formation coal measure of the Ordos Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2025 , 36(9) : 1718 -1727 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2025.06.005

0 引言

鄂尔多斯盆地蕴藏多种类型天然气资源。多年来通过转变勘探思路、创新地质认识，在本溪组煤层气、致密气和煤岩气勘探均取得突破。已在盆地东缘形成柳林、韩城、保德等浅层煤层气勘探实践基地；盆地内部本溪组致密砂岩气已有探明储量超千亿方^［1］。2020年以来，中国石油长庆油田分公司、冀东油田分公司、煤层气公司、华北油气分公司等分别在本溪组8^#煤层部署的NL*H、JN*H、LX-**-CH1及YM*HF等水平井，压裂测试获日产气（5~10）×10⁴ m³，本溪组8^#煤层已累计提交煤岩气三级储量达1.36×10¹² m³，实现了整体连片开发，为煤岩气革命奠定了基础。

随着近年来对煤岩气的勘探开发，发现煤岩气作为赋存于煤岩中的一种新型非常规天然气类型，其既不同于以吸附气为主的浅层煤层气，又不同于致密砂岩气。在地质上，煤岩气具有吸附气超饱和、游离气与吸附气并存、游离气高占比、煤岩割理裂缝发育等地质特征；在开发上，与致密气特征相似，储层压裂改造连通后，无需排水降压，可依靠地层自然能量开采，生产初期以游离气为主，游离气与吸附气接力长周期产气^［2-3］。据估算鄂尔多斯盆地煤岩气原地资源量超20×10¹²m³，已成为重要的战略接替资源。加强煤岩气的勘探开发，对确保我国能源安全、社会稳定以及推动天然气工业发展将产生积极而深远的影响。

因此，本文研究聚焦于鄂尔多斯盆地本溪组8^#煤层煤岩气，通过与盆地东缘浅层煤层气、盆地内部本溪组晋祠砂岩致密气地球化学特征的对比，系统分析煤岩气的气体组成与稳定碳同位素特征，明确本溪组8^#煤层煤岩气的地球化学特征及成因，为鄂尔多斯盆地煤岩气大规模勘探开发提供理论基础。

1 地质背景

鄂尔多斯盆地是一个整体沉降、坳陷迁移、构造简单的大型多旋回克拉通叠合盆地，横跨陕、甘、宁、蒙及晋五省（区），构造区划分为西缘逆冲带、天环坳陷、伊陕斜坡、晋西挠褶带、伊盟隆起和渭北隆起6个单元（图1）。晚石炭世，鄂尔多斯盆地属于大华北盆地的西北沉积区，气候温暖湿润，植被发育，平缓的地形发生区域性海平面变化，在鄂尔多斯盆地形成广泛分布的海陆过渡相煤系，自上而下发育10层煤层（图2），其中，本溪组8^#煤层为主力煤层，位于太原组庙沟灰岩和本溪组吴家峪灰岩2套标志层之间，厚度一般为4~15 m，最厚可达25 m，在全盆地分布稳定，是盆地深层煤岩气的主要勘探领域。

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图1 鄂尔多斯盆地区域构造格架

Fig.1 Regional tectonic framework of Ordos Basin

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图2 鄂尔多斯盆地地层综合柱状图

Fig.2 Integrated stratigraphic column of Ordos Basin

2 样品与方法

在鄂尔多斯盆地中东部采集本溪组煤岩气气样32个。天然气样品的采集采用双阀门高压钢瓶，天然气组分和碳氢同位素测试均由中国石油勘探开发研究院完成。天然气组分分析采用Agilent7890型气体气相色谱仪，该气相色谱仪配备五阀六柱系统，2 个TCD 检测器和一个FID 检测器。气相色谱仪炉温最初设置为40 ℃，持续2 min，然后以10 ℃/min 的速率升温至90 ℃，再以5 ℃/min 的速率升温至最高温度200 ℃，并保持5 min。天然气碳同位素组成分析则采用气相色谱—同位素质谱联用仪（GC-IRMS），该装置由一台Thermo Delta V 质谱仪和一台Thermo Trace GC Ultra 色谱仪连接组成，色谱柱为PLOT Q（27.5 m×0.32 mm×10 μm）。每个样品至少重复测试2 次，碳同位素组成分析精度为±0.3‰，标准为VPDB。另外，分别在长庆油田分公司地球化学数据库收集了12个致密砂岩气（储层为8^#煤层之下晋祠段底部晋祠砂岩）、在公开发表文献中收集了盆地东缘70个（柳林地区25个和韩城地区45个）煤层气组分和稳定碳同位素数据进行对比研究。

3 煤岩气、煤层气、致密砂岩气地球化学特征对比

3.1　天然气组分特征

3.1.1 烃类组分

天然气中烃类组分是最主要的成分，本溪组煤岩气烃类组分含量介于80.40%~98.70%之间，平均为94.14%，其中甲烷含量介于80.30%~98.57%之间，平均为92.53%，重烃含量介于0.10%~6.71%之间，平均为1.61%，干燥系数大多大于95%，平均为98%，为干气。

盆地东缘煤层气甲烷含量变化大，且具明显的区域性变化特征。中部柳林煤层气甲烷含量为79.13%~98.76%，平均为92.85%，南部韩城煤层气甲烷含量变化幅度大，为68.97%~97.54%，平均为89.16%。盆地东缘浅层煤层气烃类组分中重烃含量总体偏低^［3］，为干气。

本溪组致密砂岩气烃类组分含量介于91.28%~97.84%之间，平均为95.33%，其中甲烷含量介于86.52%~95.09%之间，平均为92.35%，重烃含量介于0.37%~9.79%之间，平均为2.98%，干燥系数大多大于95%，平均为97%，为干气（表1）。

表1 鄂尔多斯盆地本溪组不同类型天然气组分数据

Table 1 Component of different types natural gas in Ordos Basin

类型	地区	深度/m	CH₄/%	$C 2 +$ /%	N₂/%	CO₂/%	He/%	H₂/%	干燥系数/%	δ¹³C₁/‰	R _O ^①/%	样数/个
煤岩气	/	2 257~3 266	$80.30 ~ 98.57 92.53$	$0.10 ~ 6.71 1.61$	$0.00 ~ 6.76 0.63$	$0.00 ~ 18.98 5.00$	$0.00 ~ 0.49 0.05$	$0.00 ~ 1.06 0.18$	$93 ~ 100 98$	$- 37.6 ~ - 28.7 - 32.7$	1.0~2.3	32
致密气	/	2 210~3 556	$86.52 ~ 95.09 92.35$	$0.37 ~ 9.79 2.98$	$0.26 ~ 6.29 2.32$	$0.76 ~ 4.62 2.34$	0	$0.00 ~ 0.10 0.01$	$90 ~ 100 97$	$- 41.4 ~ - 28.9 - 35.1$	0.7~2.2	12
煤层气	柳林^［4］	486~1108	$79.13 ~ 98.76 92.85$	/	$1.00 ~ 16.94 4.83$	$0.00 ~ 5.86 2.22$	/	/	/	$- 62.1 ~ - 42.3 - 52.8$	0.1~0.6	25
煤层气	韩城^［4］	343~1215	$68.97 ~ 97.54 89.16$	/	$0.59 ~ 29.76 9.24$	$0.24 ~ 4.48 0.94$	/	/	/	$- 70.1 ~ - 33.5 - 44.5$	0.1~1.4	45

注： $80.30 ~ 98.57 92.53 = 最小值 — 最大值平均值$ ； “/”无数据； ① δ¹³C₁=25LgR _O－37.5^［5］

3.1.2 非烃类组分

本溪组煤岩气中非烃组分主要为CO₂，其次为N₂，He和H₂含量低，不含H₂S。CO₂含量最高达18.98%，平均为5.00%，N₂含量最高达6.76%，平均为0.63%，He含量最高达0.49%，平均为0.05%，H₂含量最高达1.06%，平均为0.18%。

盆地东缘浅层煤层气中N₂含量为0.59%~29.76%，平均为7.66%其含量明显高于本溪组致密砂岩气和煤岩气（表1，图3），且N₂含量与 CH₄含量具有良好的负相关性（图4），表明盆地东缘浅层煤层气在后期成藏过程中受到大气影响^［6］。盆地东缘煤层形成后，经历多期构造活动改造，地层发生抬升和剥蚀，煤层出露于地表或与地表水沟通，大气N₂随入渗的地表水进入煤层，受地层高温影响N₂从水中逸出后呈游离态赋存于煤层中，而CH₄溶于水逐渐被带走，导致煤层气氮气含量偏高^［7-9］。

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图3 鄂尔多斯盆地本溪组不同类型天然气组分三角图

Fig.3 Component triangle graph of different types natural gas in Ordos Basin

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图4 鄂尔多斯盆地本溪组不同类型天然气中 N₂— CH₄关系

Fig.4 Relationship between N₂ content and CH₄ content of different types natural gas in Ordos Basin

本溪组致密砂岩气中非烃组分主要为CO₂和N₂，但H₂和He组分含量极低，不含H₂S。CO₂含量为0.76%~4.62%，平均为2.25%，N₂含量为0.26%~6.29%，平均为2.32%。盆地东缘浅层煤层气中非烃组分主要为N₂，其次为CO₂，N₂含量介于0.28%~33.59%之间，平均为9.96%，CO₂含量介于0%~7.11%之间，平均为1.78%（表1）。

3.2　天然气碳同位素特征

本溪组煤岩气甲烷碳同位素值主要分布在-37.6‰~-28.7‰之间，平均为-32.7‰，乙烷碳同位素值主要分布在-27.0‰~-19.9‰之间，平均为-23.2‰，丙烷、丁烷碳同位素值未检测出。

东缘煤层气甲烷碳同位素值变化范围大，区域差异明显。柳林煤层气甲烷碳同位素值相对较轻，介于-62.1‰~-42.3‰之间，平均为-52.8‰，韩城煤层气甲烷碳同位素值相对较高且分布范围较宽，介于-70.1‰~-33.5‰之间，平均为-44.5‰^［4］，韩城煤层气乙烷碳同位素值介于-28.5‰~-16.9‰之间，平均为-20.9‰^［10］。

本溪组致密砂岩气甲烷碳同位素值主要分布在-41.4‰~-28.9‰之间，平均值为-35.1‰，乙烷碳同位素值主要分布在-37.4‰~-21.9‰之间，平均为-29.7‰，丙烷碳同位素值主要分布在-36.3‰~-19.5‰之间，平均为-28.6‰，丁烷同位素值主要分布在-30.0‰~-18.9‰之间，平均为-25.5‰（图5，图6）。

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图5 鄂尔多斯盆地本溪组不同类型天然气δ¹³C₁值与δ¹³C₂值分布特征

Fig.5 Distribution characteristics of different types of natural gas δ¹³C₁ and δ¹³C₂in Ordos Basin

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图6 鄂尔多斯盆地本溪组不同类型天然气成因判识图版（煤层气数据引自文献［4，14］）

Fig.6 Chart Board of origin of different types natural gas in Ordos Basin（coalbed methane data cited from Refs.［4，14］）

4 天然气的成因和来源

天然气由于组成简单，其成因鉴别主要依靠组分和同位素数据。δ¹³C₁—C₁/（C₂+C₃）图版被广泛应用于天然气成因鉴别研究中^［11-12］。BERNARD等^［12］研究墨西哥湾西北部天然气时，首次提出利用δ¹³C₁—C₁/（C₂+C₃）图版判识生物气和热成因气。WHITICAR^［13］加入了运移和氧化趋势方向，完善了δ¹³C₁—C₁/（C₂+C₃）图版。

在WHITICAR^［13］图版（图6）中，盆地东缘浅层煤层气虽均以热成因气占主导地位，但存在甲烷碳同位素变轻的现象，疑似有次生生物成因气的混合。根据陈建平等^［5］的δ¹³C₁—R _O 成熟度计算公式，柳林地区煤层气对应的气源岩R _O值为0.1%~0.6%、韩城地区煤层气对应的气源岩R _O值为0.1%~1.4%，均明显低于柳林（R _O值为1.0%~1.4%）和韩城（R _O值为1.6%~2.3%）实际演化程度，这反映柳林和韩城煤层气δ¹³C₁值受次生作用影响，造成煤层气δ¹³C₁值变低。

前人认为造成煤层气甲烷碳同位素组成变轻的原因主要有解吸—扩散成因^［15-16］、CH₄和CO₂碳同位素交换成因^{［15，17］}、水溶解作用成因^［18-19］、次生生物成因^［19-20］。CH₄与CO₂碳同位素交换反应要求具有较高浓度的CH₄与CO₂含量，柳林和韩城地区煤层处于中—高级变质程度，煤层气中CO₂含量大幅减少，平均含量分别为2.22%和0.94%，CH₄与CO₂碳同位素交换反应造成的煤层中甲烷碳同位素组成变低的影响也可以忽略^［4］。

煤层气主要由吸附气和少量的游离气组成，其中吸附气赋存于煤层基质中，游离气则赋存于煤层大孔隙和裂隙中。水为弱极性溶剂，¹³CH₄极性大于¹²CH₄，根据相似相溶原理，¹³CH₄在水中溶解性大于¹²CH₄。水溶作用更容易把游离气中¹³CH₄带走，剩下更多的¹²CH₄，使游离气中¹²CH₄相对富集。游离气中¹²CH₄再与煤中吸附气发生交换，部分¹²CH₄ 变成吸附气，吸附气中部分¹³CH₄交换出来变成游离气，交换出来的¹³CH₄再被水溶解带走。这种过程是不停地发生，通过累积效应，导致煤层气¹²CH₄大量富集，煤层甲烷碳同位素组成变轻^［18］。张晓宝等^［21］用热真空脱气法对吐哈盆地台北坳陷水溶气进行研究，发现水溶气甲烷碳同位素值（平均为-33.8‰）比常规天然气（平均为-40.8‰）偏高。秦胜飞等^［18］用蒸馏水在常温下对天然气进行长时间淋滤，发现淋滤72 h后的天然气甲烷碳同位素值会变低7.8‰。柳林地区山西组砂岩裂隙含水层水型以NaHCO₃ 为主，矿化度为370~1 260 mg/L，太原组灰岩岩溶、裂隙含水层水型多为NaHCO₃或NaCl 型，矿化度为1 190~3 210 mg/L^［22］。柳林地区位于晋西挠褶带中部，遭受柳林鼻状构造影响，煤层在东部出露。煤层处在较强的水动力条件下，经过水淋滤后的煤层气CH₄碳同位素产生分馏，从而造成甲烷碳同位素组成偏轻^［18］。而韩城地区煤层地层水类型以CaCl₂型为主^［4］，处于水文滞留区，水动力弱，水溶作用对碳同位素的影响可以忽略。

微生物形成大量生物气的先决条件为：富含有机质、缺氧环境、低硫酸盐浓度、低温、高pH值、足够的孔隙空间^{［17，23］}。白垩纪末期，在燕山运动作用下，鄂尔多斯盆地整体抬升，尤其是韩城地区大幅抬升，导致上覆地层遭受剥蚀，煤层埋藏较浅^［24］。柳林地区煤层地层温度为20~36 ℃^［25］，孔隙度为2.2%~4%，渗透率为（3.5~22.6）×10^-3μm²，地层水呈弱碱性（pH值为6.7~8.2）、少硫酸根^［22］，适合甲烷菌的大量繁殖。大气降水及地表水在边浅部携带细菌沿煤层露头下渗流经煤层，生成次生生物煤层气。韩城地区地层温度为22~26 ℃^［26］，煤层孔隙度为2.60%~4.31%，渗透率平均为1.29×10^-3μm^［27］，东部浅层存在NaHCO₃和Na₂SO₄型地层水^［28］。高硫酸根形成的硫酸盐还原菌抑制产甲烷菌的活性，影响甲烷菌大量繁殖和次生生物煤层气生成。柳林、韩城地区煤层均处于中—高级变质程度，芳香结构进一步缩合，分子结构更加复杂稳定，产生生物甲烷的煤基质相对较少，不利于微生物的降解^［29］。微生物对有机质的降解能力很弱，次生生物气不易形成，对甲烷碳同位素组成变轻的影响有限。

TEICHMULLER^［30］根据埋藏深度将煤层分为原生带和解吸带。构造运动使煤层变浅，埋藏较浅的解吸带煤层气发生解吸—扩散作用，煤层甲烷碳同位素组成变轻；埋藏较深的原生带煤层解吸—扩散作用微弱，煤层气碳同位素不会发生较大变化。白垩纪末期以来，燕山运动和喜马拉雅运动使韩城地区地层抬升并遭受剥蚀，引起煤层埋藏变浅和上覆地层压力降低，导致煤层气发生解吸，在此过程中¹³CH₄优先吸附、滞后解吸，造成δ¹³C₁值明显变低^［4］，形成解吸—扩散作用改造过的次生煤层气。

在WHITICAR^［13］图版中，本溪组煤岩气和致密砂岩气均为热成因气，且母质类型大多处于Ⅱ型干酪根与Ⅲ型干酪根之间。这可能由于本溪组煤岩气和致密砂岩气均为干气，干燥系数较高（分别平均为98%和97%），C₁/（C₂+C₃）值大，造成数据点偏离Ⅲ型干酪根母质类型。同时，盆地内部构造稳定、地层平缓，本溪组煤岩气和致密砂岩气产出地层水均为CaCl₂型，具有高矿化度、较低钠氯系数、脱硫系数、镁钙系数，表明地层水封闭条件较好，水动力弱，水溶作用对碳同位素的影响可以忽略。

根据原始有机质类型，热成因气分为煤型气和油型气2种类型。煤型气气源岩干酪根类型为Ⅲ型和Ⅱ₂型，而油型气气源岩干酪根类型为Ⅰ型和Ⅱ₁型。烃源岩干酪根碳同位素具有很强的遗传性，可传递给其生成的天然气。相同或者相近热演化程度情况下，煤型气的甲烷比油型气富集重碳同位素。与δ¹³C₁值相比，δ¹³C₂值具有更强的原始母质继承性，尽管也受烃源岩热演化程度影响，但受影响程度远小于δ¹³C₁值。因此，δ¹³C₂值常被用来判识煤型气和油型气^［31-36］。本文以δ¹³C₂=-28‰为分界点，将天然气划分为煤型气和油型气，δ¹³C₂>-28‰为煤型气，而δ¹³C₂<-28‰为油型气。

本溪组煤岩气δ¹³C₂值为-27.0‰~-19.9‰，平均为-23.2‰，为典型煤型气。盆地东缘韩城煤层气δ¹³C₂值为-28.5‰~-16.9‰，平均为-20.9‰，除一个气样δ¹³C₂值为-28.5‰，其他气样δ¹³C₂值都大于-28‰，表明盆地东缘韩城煤层气主要为煤型气。

本溪组致密砂岩气δ¹³C₂值为-37.4‰~-21.9‰，表明本溪组致密砂岩气以煤型气为主，混有油型气［图5（b）］。本溪组致密砂岩气部分样品δ¹³C₂值明显偏低，出现碳同位素倒转现象（图7）。

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图7 鄂尔多斯盆地本溪组致密砂岩气甲烷及其同系物碳同位素分布特征

Fig.7 Distribution characteristics of carbon isotope of methane and its homologues of tight sandstone gas in Ordos Basin

根据天然气δ¹³C₁—δ¹³C₂—δ¹³C₃成因分类图版（图8），本溪组煤岩气气样都落在煤型气区，表明本溪组煤岩气为煤型气。由于δ¹³C₂值具有更强的原始母质继承性，并且当烃源岩演化程度增加时，δ¹³C₂值则更加接近原始母质的δ¹³C值。本溪组发育2套烃源岩，其中晋祠段顶部的８^#煤层在盆地中东部广泛发育，厚度大（3~10 m），有机质丰度高（TOC含量平均为72.53%；氯仿沥青“Ａ”含量平均为0.710 0%；总烃含量平均为2 157.6×10^-6），处于高—过成熟阶段（R _O值为0.96%~2.96%），煤岩的镜质组和惰质组含量占绝对优势（85%~95%），壳质组和腐泥组的总含量一般小于10%。煤岩干酪根δ¹³C值主要分布在-24.5‰~-23.5‰之间，反映其主要为腐殖型有机质^［1］，为一套很好的煤型气烃源岩。本溪组晋祠段泥页岩厚度主要分布在10~16 ｍ之间，TOC含量整体相对较高（平均为2.49%），处于高—过成熟阶段，泥页岩干酪根类型以Ⅲ型为主，见Ⅰ型和Ⅱ₁型^［1，38］。Ⅰ型和Ⅱ₁型有机质泥页岩主要分布于盆地的南部，其干酪根显微组分以壳质组、无定形和腐泥组占绝对优势（总含量为68%~94%），镜质组含量主要介于4%~15%之间，惰性组含量大多小于7%。本溪组泥页岩干酪根δ¹³C值主要分布在-30.1‰~-24.4‰之间，低于煤岩干酪根δ¹³C值（24.5‰~-23.5‰）。依据干酪根类型与成热度评价标准^［39］，高成熟烃源岩δ¹³C<-27‰为Ⅰ型干酪根，也反映本溪组泥页岩存在腐泥型有机质来源，利于生成油型气。按高成熟煤系烃源岩生烃潜力评价标准，泥页岩属于较好—好的烃源岩。本溪组煤岩气δ¹³C₂值为-27.0‰~-19.9‰，与本溪组煤岩干酪根δ¹³C值（-24.5‰~-23.5‰）相近，反映本溪组煤岩气为自生自储型煤型气（图9）。

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图8 鄂尔多斯盆地本溪组不同类型天然气δ¹³C₁—δ¹³C₂—δ¹³C₃分布特征（底图据文献［37］）

Fig.8 Plot of δ¹³C₁ -δ¹³C₂ -δ¹³C₃of different types natural gas in Ordos Basin（the base image is form Ref.［37］）

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图9 鄂尔多斯盆地本溪组不同类型天然气成藏模式对比

Fig.9 Comparison of accumulation models of different types natural gas in Ordos Basin

盆地东缘韩城煤层气δ¹³C₂值为-28.5‰~-16.9‰，也与本溪组煤岩干酪根δ¹³C值（-24.5‰~-23.5‰）相近，表明盆地东缘韩城煤层气来自本溪组煤岩。但韩城煤层气气样大多落在煤型气区以外（图8），这是由于韩城地区地层抬升并遭受剥蚀，引起煤层埋藏变浅和上覆地层压力降低，导致煤层气发生解吸，从而造成δ¹³C₁明显变轻，数据点上漂。

本溪组致密砂岩气多数点落在煤型气区，部分点落在混源同位素倒转区（图8），表明本溪组致密砂岩气以煤型气为主，存在油型气，与δ¹³C₂值判识一致。本溪组致密砂岩气δ¹³C₂值为-37.4‰~-21.9‰，与本溪组泥页岩干酪根δ¹³C值（-30.1‰~-24.4‰）、本溪组煤岩干酪根δ¹³C值（-24.5‰~-23.5‰）相近，反映本溪组致密砂岩气主要来自本溪组Ⅲ型煤系烃源岩（煤岩和泥页岩），部分受本溪组Ⅰ型和Ⅱ₁型泥页岩影响（图9）。

5 结论

（1）鄂尔多斯盆地本溪组煤岩气、煤层气、致密砂岩气甲烷含量高，均为干气。煤岩气烃类组分含量高，平均为94.14%，非烃组分N₂含量低，平均为0.63%。盆地东缘煤层气甲烷含量变化大，非烃组分N₂含量高，平均为7.66%。

（2）本溪组煤岩气甲烷碳同位素值主要分布在-37.6‰~-28.7‰之间，平均为-32.7‰，乙烷碳同位素值主要分布在-27.0‰~-19.9‰之间。煤岩气与致密砂岩气甲烷碳同位素组成相似，但整体重于盆地东缘煤层气。解吸分馏和水动力分馏是造成盆地东缘煤层气甲烷碳同位素组成偏轻的主要因素。

（3）煤岩气与盆地东缘煤层气乙烷碳同位素组成相似，异于致密砂岩气。煤岩气与盆地东缘韩城煤层气为源内成藏煤型气。致密砂岩气主要来自本溪组煤岩，部分受本溪组Ⅰ型和Ⅱ₁型泥页岩气源岩影响。

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0 引言

1 地质背景

图1 鄂尔多斯盆地区域构造格架

图2 鄂尔多斯盆地地层综合柱状图

2 样品与方法

3 煤岩气、煤层气、致密砂岩气地球化学特征对比

3.1 天然气组分特征

3.1.1 烃类组分

表1 鄂尔多斯盆地本溪组不同类型天然气组分数据

3.1.2 非烃类组分

图3 鄂尔多斯盆地本溪组不同类型天然气组分三角图

图4 鄂尔多斯盆地本溪组不同类型天然气中 N2— CH4关系

3.2 天然气碳同位素特征

图5 鄂尔多斯盆地本溪组不同类型天然气δ13C1值与δ13C2值分布特征

图6 鄂尔多斯盆地本溪组不同类型天然气成因判识图版（煤层气数据引自文献［4，14］）

4 天然气的成因和来源

图7 鄂尔多斯盆地本溪组致密砂岩气甲烷及其同系物碳同位素分布特征

图8 鄂尔多斯盆地本溪组不同类型天然气δ13C1—δ13C2—δ13C3分布特征（底图据文献［37］）

图9 鄂尔多斯盆地本溪组不同类型天然气成藏模式对比

5 结论

References

3.1　天然气组分特征

图4 鄂尔多斯盆地本溪组不同类型天然气中 N₂— CH₄关系

3.2　天然气碳同位素特征

图5 鄂尔多斯盆地本溪组不同类型天然气δ¹³C₁值与δ¹³C₂值分布特征

图8 鄂尔多斯盆地本溪组不同类型天然气δ¹³C₁—δ¹³C₂—δ¹³C₃分布特征（底图据文献［37］）