Natural Gas Geoscience >

2026 , Vol. 37 >Issue 2: 349 - 362

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2025.08.007

Geochemical characteristics and source of Cambrian natural gas in Longdong area， Ordos Basin

  • Junping HUANG , 1 ,
  • Lei ZHANG 2 ,
  • Yan ZHANG 1 ,
  • Jianwu ZHANG 2 ,
  • Junfeng LIN 3 ,
  • Lingyin KONG 2 ,
  • Jianglong SHI 1 ,
  • Xiangbo LI 1
Expand
  • 1. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development⁃Northwest，Lanzhou 730020，China
  • 2. Research Institute of Exploration and Development，PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi’an 710018，China
  • 3. School of Energy Science and Engineering，Henan Polytechnic University，Jiaozuo 451460，China

Received date: 2025-04-07

  Revised date: 2025-08-22

  Online published: 2025-09-26

Supported by

The Science and Technology Project of Oil and Gas and New Energy Branch of PetroChina Co., Ltd(2023YQX10101)

Fold

Abstract

In recent years， significant progress has been made in Cambrian natural gas exploration in the Longdong area of the Ordos Basin. However， the genetic types and sources of the Cambrian gas remain unclear， severely constraining the exploration and development of deep natural gas in the Ordos Basin. This study provides a detailed analysis of the composition and carbon isotope characteristics of Cambrian natural gas in the Longdong area， comparing it with Upper Paleozoic coal-type gas from the Sulige area and Taiyuan Formation bauxite gas in Longdong area. The study investigates the genetic types， maturity characteristics of Cambrian natural gas， and analyzes its sources in combination with potential source rock features. The results show that the Cambrian natural gas in Longdong area is predominantly oil-type gas. Only Well L20 exhibits higher carbon isotope value in ethane and propane， indicating distinct coal-type gas characteristics， while other Cambrian gas samples show lower ethane and propane isotope value characteristic of typical oil-type gas. Except for Well L20， methane， ethane and propane carbon isotopes along with compositional characteristics further demonstrate that Cambrian natural gas in Longdong area mainly represents secondary cracked oil-type gas. All Cambrian natural gas in Longdong area has reached the over-mature dry gas stage， showing significant carbon isotope reversal features. Based on geochemical characteristics including genetic types and maturity， combined with potential source rock distribution， it is concluded that Cambrian oil-type gas in Longdong area primarily originates from high-abundance marine source rocks in the Cambrian Dongpo Formation of the Fuping–Luochuan Gulf in the southern part of the basin， while the coal-type gas in Well L20 derives from overlying Permian coal source rocks.

Key words： Geochemical characteristics of natural gas; Gas-source comparison; Cambrian; Longdong area; Ordos Basin

Cite this article

Junping HUANG , Lei ZHANG , Yan ZHANG , Jianwu ZHANG , Junfeng LIN , Lingyin KONG , Jianglong SHI , Xiangbo LI . Geochemical characteristics and source of Cambrian natural gas in Longdong area， Ordos Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2026 , 37(2) : 349 -362 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2025.08.007

0 引言

鄂尔多斯盆地是我国最大的天然气生产基地，已发现苏里格、靖边等多个万亿立方米大气区，其产层主要为上古生界石炭系—二叠系致密砂岩和奥陶系顶部岩溶风化壳［1］。近年来随着勘探的深入，鄂尔多斯盆地深层寒武系不断获得天然气新发现，L18井、L51井、L43井在寒武系测试分别获得了10.7×104 m3/d、12.3×104 m3/d和5.3×104 m3/d的高产气流，6口井获得了低产气流。2024年延长油田在鄂尔多斯盆地南部洛川地区寒武系首次试气点火成功、火焰连续，高度为0.5~1 m［2］，上述勘探成果揭示出鄂尔多斯盆地寒武系天然气勘探潜力较大。但是关于寒武系天然气的成因类型和来源尚存在争议。部分学者基于上古生界气源岩与寒武系储层的源储配置关系（或庆阳古隆起区发育上古生界煤系烃源岩供烃窗口）以及甲烷碳同位素的分析，认为陇东地区寒武系天然气主要来源于上古生界煤系烃源岩［3-5］；还有部分学者通过将鄂尔多斯盆地寒武系、奥陶系与上古生界煤型气碳同位素进行了对比认为陇东地区寒武系天然气主要来自盆地南缘发育的东坡组海相烃源岩［6］。值得注意的是，2021年以来在陇东地区太原组铝土岩中发现了4口日产百万立方米的天然气井，其中最高试气获353.4×104 m3/d工业气流［7］，有学者认为太原组铝土岩气为煤型气［8］，但实际上该地区缺失石炭系，5#煤层总体较薄［9］。此外，近年来在鄂尔多斯盆地西南部庆阳古隆起周缘多口钻井岩心、盆地南缘及东南缘露头剖面上寒武系中发现了大量的储层固体沥青［10］，均为热裂解成因，主要来自东坡组海相烃源岩［6］，揭示出陇东地区寒武系天然气与储层沥青之间可能存在着密切关系。因此，厘清盆地陇东地区寒武系天然气地球化学特征与来源将为盆地深部下一步天然气勘探提供重要的理论支撑。
为深入研究寒武系天然气的成因类型和来源，本文详细剖析了陇东地区寒武系天然气的组分和碳同位素分布特征，结合多个天然气成因图版探讨了陇东地区深层寒武系天然气的成因类型、成熟度等有机地球化学特征，综合盆地南部潜在烃源岩的分布特征，深入讨论了寒武系天然气的来源。

1 地质概况

鄂尔多斯盆地位于华北克拉通的西部，是在太古宙—古元古代结晶基底之上发育起来的一个多旋回叠合盆地，具有下部为海相、上部为陆相沉积的双层结构［11］。中央古隆起是鄂尔多斯盆地早古生代最为显著的正向构造单元，古隆起以东为华北陆表海碳酸盐岩沉积，古隆起以西和以南为秦祁广海海槽沉积［4］。寒武纪，受华北陆表海与秦祁海域的影响，鄂尔多斯盆地形成了“三隆三洼”的古地貌格局，即盆地南缘发育富平—洛川深水海湾、盆地西缘发育银川—中卫海湾、盆地东北部发育神木东台洼、盆地北部发育伊盟古陆、盆地中部发育乌审旗古隆起和盆地西南部发育庆阳古隆起［图1（a）］。
图1 鄂尔多斯盆地寒武系沉积期古地貌（a）（叠加寒武系油气显示分布）与地层综合柱状图（b）

Fig.1 The paleogeomorphology of Cambrian sedimentary period in Ordos Basin（a） （overlaid with Cambrian oil and gas display distribution） and comprehensive stratigraphic column chart（b）

受寒武纪岩相古地理格局影响，鄂尔多斯盆地不同地区寒武系沉积地层有显著差异。盆地南缘、西缘比盆地中东部地区沉积早，下寒武统地层发育全。盆地南缘自下而上依次发育有下寒武统东坡组、辛集组、朱砂洞组和馒头组，中寒武统毛庄组、徐庄组、张夏组及上寒武统三山子组。而盆地中东部地区缺失下寒武统，自下而上发育中寒武统毛庄组、徐庄组、张夏组及上寒武统三山子组［图1（b）］。
早古生代，鄂尔多斯盆地处于稳定的克拉通盆地演化阶段，受区域延伸和挤压作用控制，盆地西南部发育中央古隆起、核部位于镇原—庆阳地区。受怀远运动和加里东运动影响，中央古隆起地区前石炭纪地层遭受了强烈剥蚀，在古隆起周缘寒武纪—奥陶纪地层层层剥露（图2）。石炭纪，中央古隆起附近大部分地区处于岩溶高地未接受本溪组沉积。二叠纪，受北边亚洲洋和南边秦岭洋相向俯冲影响，中央古隆起消失，沉积了太原组—山西组煤系地层［4］。这样的沉积背景使得庆阳古隆起周缘及以南地区上古生界煤系烃源岩发育程度一般，其中煤层厚度薄，累计厚度为4~8 m，泥岩累计厚度为30~50 m［12］，但烃源岩经历了较高的热演化过程，镜质体反射率R O值为2.2%~3.0% ，总体处于过成熟阶段［13］。
图2 陇东地区前石炭系古地质图与寒武系天然气样品分布

Fig.2 The paleogeological map of pre Carboniferous in Longdong region and Cambrian natural gas sample distribution

2 寒武系油气显示与样品分布

从平面分布来看，寒武系油气显示在盆地南部最为丰富、3口工业气流井和6口低产气流井分布在盆地西南部庆阳古隆起东侧，其次是乌审旗古隆起东侧。此外，在乌审旗古隆起西侧的T59井中也见到了油气显示［图1（a）］。从纵向分布来看，寒武系油气显示集中分布在徐庄组、张夏组和三山子组［图1（b）］。
为深入研究鄂尔多斯盆地陇东地区寒武系天然气的成因和来源，对研究区寒武系9口井的11个天然气样品进行了组分和碳同位素分析（图2），从平面分布来看，样品主要分布在庆阳古隆起的东侧，从纵向分布层系来看，样品主要分布在徐庄组、张夏组和三山子组。此外，为了对比研究，本文还整理了鄂尔多斯盆地上古生界苏里格气田典型煤型气的碳同位素数据［14］，以及陇东地区庆阳古隆起东侧太原组铝土岩气的组分和同位素数据（图2），寒武系天然气与太原组铝土岩气的天然气组分和碳同位素测试均在低渗透油气田勘探开发国家工程实验室完成，数据均来自中国石油长庆油田分公司。

3 天然气地球化学特征

3.1　天然气组成

鄂尔多斯盆地陇东地区寒武系天然气的组分包括甲烷、乙烷、丙烷、正丁烷、异丁烷等烃类气体以及二氧化碳和氮气等非烃气体。甲烷为烃类气体的主要成分，其相对含量占总组分的22.70%~96.97%，平均值为77.89%。研究区天然气干燥系数（C1/ΣC1-5）分布范围为0.944~0.996，平均值为0.978，除CT3井为0.944，属于湿气范畴外，其余天然气样品的干燥系数均大于0.95，整体上呈现出干气的特征［15］。在纵向上，三山子组除CT3井外均表现出随深度变浅干燥系数增加的趋势，张夏组天然气的干燥系数也表现出相似的规律（图3）。在平面上，距古隆起核部越近天然气的干燥系数越高，即由东南至西北方向干燥系数逐渐增大（图4）；此外，还检测到二氧化碳、氮气等非烃类气体，其中二氧化碳含量为0~7.53%，平均值为3.82%，氮气含量为0~69.67%，平均值为18.58%（表1）。而鄂尔多斯盆地上古生界煤型气中二氧化碳含量为0~4.62%，平均值为1.27%；氮气含量为0.06~6.76%，平均值为1.75%［8］，明显低于陇东地区寒武系天然气中N2、CO2含量的分布范围。
图3 鄂尔多斯盆地陇东地区寒武系天然气干燥系数随深度变化特征

Fig.3 Characteristics of drying coefficient variation of Cambrian natural gas with depth in Longdong area of Ordos Basin

图4 鄂尔多斯盆地陇东地区寒武系天然气干燥系数分布特征［图1（a）中黑色方框处放大］

Fig.4 Distribution characteristics of drying coefficient of Cambrian natural gas in Longdong area of Ordos Basin（in Fig.1 （ a ）， the black box is enlarged）

表1 陇东地区寒武系天然气、二叠系致密气和太原组铝土岩气组分与同位素组成

Table 1 Composition and isotope composition of Cambrian natural gas，Permian tight sandstone gas and Taiyuan Formation bauxite rock gasin Longdong area

井号 井深/m 层位 天然气组分/%

干燥

系数

 δ13C/‰ 备注
C1 C2 C3 iC4 nC4 CO2 N2 C1 C2 C3 iC4 nC4
L20 4 016~4 020 徐庄组 69.72 0.46 0.03 0.01 0.01 5.25 24.53 0.993 -29.9 -22.9 -23.4 / /

寒

武

系

天

然

气

L18 3 938~3 942 三山子组 81.39 2.28 0.25 0.02 0.03 2.20 13.83 0.969 -32.3 -37.7 -37.3 / /
L18 3 918~3 920 三山子组 87.96 2.32 0.26 0.02 0.03 1.83 7.57 0.971 -32.8 -37.6 -37.3 / /
CT3 3 825~3 835 三山子组 92.98 4.44 0.96 0.12 / 0.57 0.69 0.944 -31.1 -36.9 -37.6 -40.3 -38.0
L51 3 954 三山子组 89.44 3.44 0.44 0.04 0.04 5.20 1.38 0.958 -31.2 -38.2 -38.1 / /
L30 3 879~3 882 三山子组 67.98 0.57 0.17 0.01 0.02 0.69 30.56 0.989 -32.1 -41.3 / / /
L17 4 180~4 184 张夏组 / / / / / / / / -31.6 -37.2 / / /
L17 4 169~4 174 张夏组 / / / / / / / / -31.4 -37.3 / / /
L52 4 206~4 213 张夏组 91.92 0.36 0.05 / / 7.33 0.28 0.996 -32.9 -37.8 -34.0 / /
L31 4 087~4 113 张夏组 22.70 0.08 0.01 / 0.00 7.53 69.67 0.996 -35.3 -37.6 -31.3 / /
L43 4 241~4 260 张夏组 97.0 0.7 0.2 / 0.15 / / 0.990 -33.2 -37.5 -32.7 / /
L47 4 103~4 115 太原组 93.10 1.58 0.60 0.11 0.04 0.85 3.04 0.974 -33.2 -40.8 -39.1

太原

组

铝土

岩气

L47-1C 4 151.6 太原组 96.14 0.84 0.06 0.04 0.00 0.31 0.24 0.990 -32.5 -41.4 -39.2
C3-17-22 3 868.5 太原组 78.12 1.98 0.12 0.00 0.06 2.23 17.33 0.974 -32.9 -38.2 -38.9
L51 3 930~3 938 太原组 86.41 3.56 0.45 0.04 0.86 3.31 6.13 0.955 -30.9 -38.1 -37.6
L68 4 492~4 496 太原组 74.84 8.36 3.05 0.51 0.15 8.95 2.94 0.854 -29.4 -33.8 -34.1
L4 / 山1 / / / / / / / / -28.8 -23 -25.5

二叠系

致密气

L5 / 山1 / / / / / / / / -27.4 -33.4 -31.8
L7 / 盒8、山1 / / / / / / / / -25.9 -33.6 -32.9
QT1 / 山1 / / / / / / / / -29.5 -29.8 -30.7

注：L4井、L5井、L7井、QT1井同位素数据引自文献［3］；“/”无数据

3.2　天然气碳同位素分布

陇东地区寒武系天然气除L20井外，其余样品具有相似的烷烃气碳同位素分布特征。L20井甲烷碳同位素值为-29.9‰（V-PDB标准，余同）、乙烷碳同位素值为-22.9‰、丙烷碳同位素值为-23.4‰。其余天然气样品δ13C1值的分布范围为-35.3‰~-31.1‰，δ13C2值的分布范围为-41.3‰~-36.9‰，δ13C3值的分布范围为-38.1‰~-31.3‰，仅CT3井获得丁烷碳同位素值，为-38.0‰（图5）。陇东地区寒武系天然气乙烷的碳同位素值普遍低于苏里格地区上古生界典型煤型气乙烷的碳同位素值，其分布范围在-25.3‰~-22.1‰之间［14］。陇东地区烷烃气的碳同位素均呈现出部分倒转的特征，L20井为δ13C1<δ13C2>δ13C3，而其余天然气样品均表现出δ13C1>δ13C2<δ13C3的特征（图5）。
图5 陇东地区寒武系天然气不同组分碳同位素折线图

Fig.5 Line chart of carbon isotopes of different components in Cambrian natural gas in Longdong area

4 天然气成因与来源

4.1　天然气成因类型分析

陇东地区寒武系天然气中甲烷碳同位素值基本均小于-30‰，表明研究区天然气为典型的有机成因气［16］。戴金星［17］根据中国油型气和煤型气的乙烷、丙烷的碳同位素分布特征认为，油型气δ13C2值基本小于-28.5‰，煤型气δ13C2值一般大于-28.0‰，介于-28.0‰~-28.5‰之间为两类气共存区，且主要以煤型气为主［16］；油型气丙烷碳同位素值小于-27.0‰，煤型气丙烷碳同位素值基本大于-25.5‰。根据前文可知，陇东地区L20井寒武系徐庄组天然气乙烷碳同位素值大于-28.0‰、丙烷碳同位素值大于-25.5‰，表明其具有明显的煤型气特征；其余寒武系天然气样品乙烷碳同位素值均小于-28.5‰、丙烷碳同位素值均小于-27.0‰，表明其具有典型的油型气特征。
甲烷碳同位素和C1/（C2+C3）的分析表明陇东地区寒武系天然气为晚成熟热成因天然气［18］［图6（a）］；同时表现出甲烷碳同位素值相对稳定（δ13C1=-35.3‰~-29.9‰）而C1/（C2+C3）值快速增加的特征［C1/（C2+C3）=17.2~244.1］，其中张夏组天然气具有明显的油型气特征，而三山子组天然气则偏向煤型气区域［图6（b）］，这种差异可能是由于天然气组分中甲烷散失，C1/（C2+C3）降低，从而使得三山子组表现出扩散运移后残留天然气的特征。
图6 陇东地区寒武系天然气δ13C1与C1/（C2+C3） （a）和δ13C1与C1/（C2+C3）图版（b）

Fig.6 The corssplot of δ13C1 vs C1/（C2+C3） （a）and δ13C1 vs C1/（C2+C3） of （b）Cambrian natural gas in Longdong area

在天然气δ13C1—δ13C2关系图［19］（图7）中可见，陇东地区寒武系天然气中仅L20井为典型成熟煤型气（表2），其余天然气样品整体呈现出典型油型高温裂解气的特征，反映其生气母质主要为腐泥型有机质。从图8中可以看出，L20井与鄂尔多斯盆地上古生界典型煤型气的甲烷、乙烷和丙烷的碳同位素分布特征相似，其余寒武系天然气则与上古生界典型煤型气存在明显差异，即陇东地区寒武系天然气的乙烷和丙烷碳同位素组成明显偏轻，具有明显的油型气特征，进一步说明了陇东地区寒武系天然气以油型气为主。
图7 鄂尔多斯盆地陇东地区寒武系天然气成因δ13C1—δ13C2判识图

Fig.7 The δ13C1 vs δ13C2 diagram of Cambrian natural gas in Longdong area of Ordos Basin

表2 鄂尔多斯盆地陇东地区寒武系天然气成熟度统计

Table 2 The maturity of Cambrian natural gas in Longdong area of Ordos Basin

井号 井深/m 层位 δ13C1/‰ R O1/% R O2/% R O3/% R O4/% R O5/% R O6/% R O7/% R O8/%
L20 4 016~4 020 徐庄组 -29.9 2.01 0.73 0.60 2.08 1.61 0.49 0.32 1.41
L18 3 938~3 942 三山子组 -32.3 2.56 3.72 3.87 4.23 1.55 0.46 0.28 1.30
L18 3 918~3 920 三山子组 -32.8 2.45 3.50 3.60 3.96 1.80 0.60 0.44 1.71
CT3 3 825~3 835 三山子组 -31.1 2.86 4.38 4.67 5.04 1.78 0.59 0.42 1.68
L51 3 954 三山子组 -31.2 2.83 4.31 4.58 4.95 1.64 0.51 0.33 1.45
L30 3 879~3 882 三山子组 -32.1 2.60 3.82 3.99 4.35 1.72 0.55 0.38 1.58
L17 4 180~4 184 张夏组 -31.6 2.73 4.09 4.32 4.69 1.75 0.57 0.40 1.62
L17 4 169~4 174 张夏组 -31.4 2.77 4.18 4.43 4.80 1.53 0.45 0.27 1.28
L52 4 206~4 213 张夏组 -32.9 2.43 3.44 3.54 3.89 1.23 0.30 0.14 0.86
L31 4 087~4 113 张夏组 -35.3 1.94 2.48 2.43 2.74 1.49 0.43 0.25 1.21
L43 4 241~4 260 张夏组 -33.2 2.36 3.29 3.37 3.71 1.61 0.49 0.32 1.41

注： R O1为陈建平等[26]提出的油型气计算公式：δ13C1=25LgR O-42.5；R O2为STAHL[23] 提出的油型气计算公式：δ13C1=17LgR O-42；R O3为SCHOELL[24]提出的油型气计算公式：δ13C1=14.8LgR O-41；R O4为戴金星等[25]提出的油型气计算公式：δ13C1=15.8LgR O-42.2； R O5为陈建平等[26]提出的煤型气计算公式：δ13C1=25LgR O-37.5；R O6为Stahl[23]提出的煤型气计算公式：δ13C1=14LgR O-28；R O7为Schoell[24]提出的煤型气计算公式：δ13C1=8.6LgR O-28；R O8为戴金星等[28]提出的煤型气计算公式：δ13C1=14.12LgR O-34.39

图8 陇东地区寒武系天然气δ13C1—δ13C2（a）与δ13C2—δ13C3（b）图版

Fig.8 The crossplot of δ13C1 vs. δ13C2（a） and δ13C2 vs. δ13C3（b） of Cambrian natural gas in Longdong area

根据腐泥型有机质不同演化阶段干酪根降解气和原油裂解气Ln（C1/C2）－Ln（C2/C3）判识图版［20］，陇东地区寒武系天然气主要为原油裂解气和干酪根降解气组成（图9）。三山子组天然气除L30井分布在原油裂解气区域外，其余天然气样品主要分布在靠近干酪根降解气区域，显示为干酪根在成熟—高成熟阶段降解形成的正常原油伴生气，但其较高的甲烷碳同位素值（-32.8‰~-31.1‰）表明其已处于高—过成熟演化阶段，可能是由于气藏中甲烷逸散，导致Ln（C1/C2）值降低，从而导致其分布在干酪根降解气区域；同时也发现上覆三山子组的甲烷碳同位素值（-32.8‰~-31.1‰）稍高于其下张夏组的甲烷碳同位素值（-35.3‰~-31.4‰）（表1），进而证实了三山子组气藏存在甲烷逸散。
图9 陇东地区寒武系天然气Ln（C1/C2）与Ln（C2/C3）成因类型图版（底图据文献［20］）

Fig.9 The crossplot of Ln（C1/C2） vs. Ln（C2/C3） of Cambrian natural gas in Longdong area（the base image is from Ref.［20］）

前人［3］对陇东地区上古生界天然气成因进行了研究，根据甲烷碳同位素分布与烷烃系列碳同位素的倒转特征认为其为煤成气，未充分考虑乙烷和丙烷的碳同位素特征。实际上，陇东地区上古生界山西组地层中部分天然气的乙烷碳同位素组成明显偏轻，如L5井天然气中乙烷的碳同位素值为-33.4‰、丙烷的碳同位素为-31.8‰L7井天然气中乙烷碳同位素为-33.6‰、丙烷的碳同位素为-32.9‰［3］，具有明显油型气特征。值得注意的是，陇东地区二叠系太原组铝土岩中发现的天然气也具有明显油型气特征（图7），其甲烷、乙烷和丙烷碳同位素组成分布范围均较轻，甲烷碳同位素值为-33.2‰~-29.4‰，乙烷碳同位素值为-41.4‰~-33.8‰，丙烷碳同位素值为-39.2‰~-34.1‰（表1）。本文研究认为，陇东地区位于鄂尔多斯盆地基底断裂发育区［21］，上古生界油型气可能是下古生界—中新元古界海相烃源岩生成的天然气通过深部基底断裂运移而来。此外，陇东地区张夏组天然气主要分布在原油裂解气成熟度（R O值为1.8%~2.5%）分布的区域（图9），表明天然气以原油裂解气为主。而且前人［10］在陇东地区张夏组地层中发现了大量储层固体沥青，表明该地区曾发生了原油裂解作用，其主要产物便是原油裂解气。
LORANT等［22］建立了一个判别干酪根降解气和原油裂解气的δ13C2—δ13C3差值与C2/C3值交会的判识图版（图10）。从图10中可以看出，陇东地区寒武系天然气主要为二次裂解气。其中，三山子组主要为原油二次裂解气，而张夏组主要为油和湿气的二次裂解气，显示出张夏组经历了更高的热演化程度，这也与其干燥系数分布特征相一致，三山子组天然气干燥系数较小，为0.944~0.971，张夏组天然气的干燥系数较大，为0.990~0.996。
图10 陇东地区寒武系天然气δ13C2—δ13C3与C2/C3图版（底图据文献［22］）

Fig.10 The crossplot of δ13C2-δ13C3 vs C2/C3 of Cambrian natural gas in Longdong area（the base image is from Ref.［22］））

4.2　天然气热演化程度

烷烃气中甲烷碳同位素主要受热成熟度影响，因此甲烷碳同位素的分布是研究天然气热成熟度的重要参数，国内外学者［23-27］针对油型气和煤型气成熟度判识建立了多个热成熟度计算的经验公式。
根据前文可知L20井为典型煤型气，基于陈建平等［26］建立的煤型气甲烷碳同位素组成与成熟度之间的关系公式，其成熟度为2.01%；根据戴金星等［28］建立的煤型气甲烷、乙烷碳同位素与成熟度之间的公式，其成熟度分别为2.04%和2.24%。表明L20井天然气已达到过成熟阶段，这也与该地区煤系烃源岩的热成熟度分布趋势基本一致［3，29-30］。
除L20井外，陇东地区寒武系天然气均为油型气，根据不同学者经验公式计算的天然气成熟度见表2。基于STAHL［23］、SCHOELL［24］及戴金星等［25］的计算公式，陇东地区寒武系油型气的成熟度分别为2.48%~4.38%、2.43%~4.67%和2.74%~5.04%，平均值分别为3.72%、3.88%和4.24%（表2）。根据前文可知，寒武系天然气主要为原油、湿气的二次裂解气（图10），其成熟度应与其裂解阶段相一致，因此其成熟度计算结果明显偏高。根据陈建平等［26］提出的油型气δ13C1-R O计算公式（δ13C1=25LgR O-42.5）得到其天然气成熟度为1.94%~2.86%，其平均值为2.55%，分布范围与天然气成因类型较为吻合。
值得注意的是，三山子组天然气成熟度为2.45%~2.86%，平均值为2.66%；张夏组天然气成熟度为1.94%~2.77%，平均值为2.44%，显然三山子组天然气的成熟度高于张夏组成熟度。根据天然气的生烃、排烃和运移作用，随着天然气由深部向浅部运移，其甲烷碳同位素会呈现出逐渐降低的趋势［31-32］。陇东地区寒武系则呈现出浅部成熟度较高（甲烷碳同位素组成较重），深部成熟度较低（甲烷碳同位素组成较轻）的特征，这可能是由于三山子组更靠近怀远运动和加里东运动形成的不整合面导致了天然气逸散。正常情况下，天然气干燥系数与甲烷碳同位素呈正相关关系，陇东地区寒武系天然气的甲烷碳同位素与干燥系数之间却是明显的负相关关系（图11），揭示该地区三山子组天然气存在甲烷的逸散，从而导致其碳同位素组成变重［33］。
图11 鄂尔多斯盆地陇东地区寒武系天然气δ13C1值与C1/C1-5关系图

Fig.11 The crossplot of δ13C1 vs C1/C1-5 of Cambrian natural gas in Longdong area

陇东地区寒武系天然气的碳同位素普遍发生了部分“倒转”（图5）。由前文可知，陇东地区油型气主要为原油的二次裂解气，而原油的裂解可产生轻碳同位素乙烷［34］，从而导致寒武系天然气碳同位素出现“倒转”现象（表2），同时规模性碳同位素“倒转”的出现，也是油气演化进入过成熟阶段的标志［35］。
此外，部分学者［3-4］认为陇东地区寒武系天然气为上古生界煤系烃源岩生成的煤型气，根据陈建平等［26］、STAHL［23］、SCHOELL［24］及戴金星等［28］的煤型气δ13C1—R O经验公式，陇东地区寒武系天然气的成熟度分别为1.23%~1.80%、0.30%~0.60%、0.14%~0.44%和0.86%~1.71%（表2），明显低于陇东地区上古生界煤系烃源岩的成熟度分布范围［3，13］，这也进一步排除了陇东地区寒武系天然气来源于上古生界煤系烃源岩的可能。

4.3　天然气来源分析

陇东地区大部分寒武系天然气具有明显较低乙烷碳同位素值（-41.3‰~-36.9‰）、较低丙烷碳同位素值（-38.1‰~-31.3‰）分布特征，且甲烷含量较高，普遍为干气。根据其组分和碳同位素分布特征，结合相关天然气成因图版（图6，图10），除L20井外寒武系天然气具有明显油型二次裂解气特征。部分学者基于源储配置认为，陇东地区寒武系天然气主要为上古生界煤系烃源岩生成的煤型气［3-5］，若根据国内外不同学者提出的煤型气δ13C1—R O经验公式［23-24，26，28］，计算出陇东地区寒武系天然气成熟度在未成熟度—高成熟演化阶段（表2），明显低于陇东地区上古生界太原组煤系烃源岩的热成熟度分布范围［3］，这就排除了陇东地区寒武系天然气为煤型气可能，进一步明确了陇东地区寒武系天然气为油型气。
通常油型气主要来源于腐泥型烃源岩，陇东地区上古生界主要为太原组煤系烃源岩，鄂尔多斯盆地中生界延长组虽然发育腐泥型烃源岩，但其成熟度明显偏低［36］，尚未达到原油裂解气演化阶段。因此，寒武系天然气不可能来源于太原组煤系烃源岩和延长组腐泥型烃源岩。研究表明，陇东地区及周缘发育有奥陶系马家沟组、奥陶系平凉组、寒武系和长城系海相腐泥型烃源岩［37］。其中，马家沟组尚未发现规模性高丰度海相烃源岩［38-39］，其生烃能力尚不确定。
此外，鄂尔多斯盆地马家沟组膏岩层普遍发育［41］，膏岩地层常会使天然气发生TSR反应，导致天然气中含有较高含量H2S气体［42］，同时会使残留天然气中乙烷含量与乙烷碳同位素表现出明显的负相关关系［43-44］，显然陇东地区寒武系天然气的乙烷含量和乙烷碳同位素之间无明显负相关关系，不具有TSR改造特征（图12）。马家沟组烃源岩主要分布在陇东地区东北部［37］，根据寒武系天然气干燥系数指示的运移方向，天然气来源于东南方向（图4）。因此陇东地区寒武系天然气不太可能来源于马家沟组烃源岩。盆地南缘平凉组烃源岩有机质丰度普遍较低［45］，平均值为0.27%［46］。长城系崔庄组烃源岩有机质丰度为0.20%~1.21%，平均值为0.51%［47］，可见，盆地南缘平凉组和崔庄组烃源岩有机质丰度总体较低，局部虽个别样品有机质丰度达到1%以上，但总体厚度较薄、生成烃类有限。随着油气勘探的深入和资料的积累，越来越多的研究者倾向于认为，商业性油气藏的主要贡献者通常是坳陷内的高丰度烃源岩（TOC>2.0%）［48］。鄂尔多斯盆地南缘寒武系发育富平—洛川深水海湾，深水海湾内发育东坡组高丰度优质烃源岩，其TOC均值为3.14%，最高达9.19%，有机质类型为腐泥型，具备较好的生气潜力［49-50］。
图12 陇东地区寒武系天然气乙烷含量与δ13C2关系

Fig.12 The crossplot of ethane content and δ13C2 of Cambrian natural gas in Longdong area

前文所述，陇东地区寒武系天然气主要为油型裂解气（图7，图9），而且陇东地区及周缘寒武系地层中发现了大量储层固体沥青，储层固体沥青的等效镜质体反射率为2.32%~2.48%［10］，与寒武系天然气成熟度分布范围基本一致。通过对储层固体沥青进行有机碳同位素、微量元素等综合对比，认为储层固体沥青主要来源于东坡组烃源岩［6］。结合寒武系天然气中干燥系数的平面分布特征，天然气主要来源于东南方向（图4），而该方向寒武系富平—洛川深水海湾恰好发育东坡组高丰度海相烃源岩。综合陇东地区寒武系天然气组分、干燥系数、碳同位素及热演化程度等分析，认为陇东地区寒武系油型裂解气主要来源于盆地南缘富平—洛川深水海湾内发育的东坡组高丰度海相烃源岩。
陇东地区缺失石炭系，二叠系山西组发育2~4 m厚煤岩和20~60 m厚暗色泥岩，其成熟度为2.17%~3.02%，平均值为2.48%［3］，具有一定生气潜力，L20井徐庄组天然气为典型煤型气，来源于上覆二叠系煤系烃源岩。

5 结论

鄂尔多斯盆地陇东地区寒武系天然气主要为油型气，天然气中乙烷、丙烷碳同位素值分别为-41.3‰~-36.9‰、-38.1‰~-31.3‰，表现为明显油型气特征。其中，仅L20井天然气中乙烷、丙烷碳同位素值分别为-22.9‰、-23.4‰，表现为煤型气特征。寒武系天然气中甲烷、乙烷和丙烷组分及碳同位素分布进一步表明寒武系天然气主要为油型二次裂解气。此外，寒武系天然气热演化程度均达到了过成熟干气阶段，其碳同位素分布表现出明显“倒转”特征。基于天然气成因类型及热成熟度特征研究，结合潜在烃源岩生烃潜力分析，认为陇东地区寒武系油型气主要来源于盆地南缘富平—洛川深水海湾内发育的东坡组海相高丰度优质烃源岩，L20井煤型气则来源于上覆二叠系煤系烃源岩。

在研究过程中，得到了中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院包洪平、张才利、刘宝宪、王红伟、井向辉等的指导与帮助，在此一并表示诚挚谢意！参考文献（References）

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