引用本文
Kong Qingfen,Zhang Wenzheng,Li Jianfeng,et al.Origin of natural gas in Ordovician in the west of Jingbian Gasfield,Ordos Basin[J].Natural Gas Geoscience,2016,27(1):71-80.[孔庆芬,张文正,李剑锋,等.鄂尔多斯盆地靖西地区下古生界奥陶系天然气成因研究[J].天然气地球科学,2016,27(1):71-80.]
doi:10.11764/j.issn.1672-1926.2016.01.0071
鄂尔多斯盆地靖西地区下古生界奥陶系天然气成因研究
关键词: 碳同位素 天然气成因类型 奥陶系 靖西地区 鄂尔多斯盆地
中图分类号:TE122.2+3 文献标志码:A 文章编号:1672-1926(2016)01-0071-10
Origin of natural gas in Ordovician in the west of Jingbian Gasfield,Ordos Basin
Key words: Carbon isotope; Genetic type of natural gas; Ordovician; The area to the west of Jingbian Gasfield; Ordos Basin;
引言
自20世纪末靖边气田发现以来,鄂尔多斯盆地下古生界的天然气勘探长期以奥陶系顶部的碳酸盐岩古风化壳储层为目标层系。进入21世纪,随着围绕靖边古潜台东延、西扩精细勘探的不断深入,靖西地区奥陶系中组合(马五5段—马五10段)的天然气勘探取得重大突破,研究区内苏203井、苏345井等奥陶系马五5段白云岩晶间孔储层段试获高产工业气流,从而发现了不同于靖边气田奥陶系顶部风化壳溶孔型储层的白云岩岩性圈闭成藏带。 靖西地区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西缘(图1),西临天环坳陷,东接靖边气田,西南濒中央古隆起,由北向南依次可划分为乌审旗、靖边气田西侧和吴起—华池3个区带,是近年来鄂尔多斯盆地下古生界天然气勘探的重点与热点区域。 随着靖西地区奥陶系中组合天然气勘探的突破,判识天然气成因类型、分析其主要来源成为有效指引勘探方向、探讨下古生界天然气勘探潜力的关键问题。以往,国内许多学者[1-7]曾就靖边气田下古生界奥陶系天然气的成因问题开展研究,并得出2种不同认识:一种观点认为气源主要来自上古生界石炭系—二叠系煤系地层;另一种观点则认为气源主要为奥陶系低有机质丰度、高热演化程度的海相碳酸盐岩[8-11]。究其原因,下述几项因素的存在可能增加了高演化天然气成因判识的难度,使判识结果易现多解性:①高演化天然气组分单一,甲烷含量很高而重烃含量低,可供获取的地球化学信息量有限;②高演化天然气组分的碳同位素动力学分馏效应强烈,使煤成气与油型气之间的碳同位素组成差异缩小;③乙烷等重烃组分含量较低,较易受次生变化的影响。 本文主要以天然气地球化学特征分析为基础,通过气—气、气—源对比、源—储—盖空间组合分析等方法,进一步深化高—过成熟天然气成因判别认知的同时,探讨靖西地区奥陶系天然气的成因及来源,以期对天然气勘探生产发挥积极有效的作用。
图1 鄂尔多斯盆地奥陶系天然气勘探成果
Fig.1 Exploration achievements of the Ordovician natural gas in Ordos Basin
1 天然气地球化学特征
1.1 天然气组分特征
根据200个气样分析结果,靖西地区奥陶系天然气以烃类组分为主,非烃气体含量低,总烃含量平均为98.34%。烃类气体中甲烷含量分布于93%~99%之间,96.3%的气样甲烷含量大于95%、C2+重烃组分含量低于5%,总体呈现高甲烷、低重烃的“干气”特征;非烃气体主要由二氧化碳和氮气组成,氢气、氦气等组分的含量极低,一般小于0.1%,硫化氢基本未检出,仅局部区域(如桃38井)含量较高。
1.2 烷烃气组分稳定碳同位素特征
1.2.1 甲烷碳同位素特征
靖西地区奥陶系天然气的δ13C1值主要分布于-35‰~-30‰ 之间(图2),以高于-38‰为主,显示煤成气特征,仅乌审旗桃37井周边区域的奥陶 系盐下或远离奥陶系顶部(至少135m)的白云岩岩性圈闭中天然气的δ13C1值显著偏负,δ13C1<-38 ‰,呈现油型气特征。
图2 靖西地区古生界天然气δ13C1频率分布
Fig.2 Frequency histogram of δ13C1 of Paleozoic natural gas to the west of Jingbian Gasfield
1.2.2 乙烷碳同位素特征
靖西地区下古生界奥陶系天然气的δ13C2值分布于-23.19‰~-37.89‰之间,频率分布范围广(图3),南北区域差异显著,靖边以北地区以高于-30‰为主,区域热演化程度较高的靖边以南地区(上古生界煤系气源岩RO值大于2.0% )δ13C2值显著偏低,主要分布于-30‰~-35‰之间。位于靖西南端的吴起—华池地区,气源岩热演化程度高(上古生界煤系气源岩RO值大于2.4%),下古生界奥陶系40%以上的气样δ13C2值小于-35‰,局部区域δ13C1>δ13C2,天然气组分碳同位素序列倒转(表1)。
1.2.3 烷烃气组分碳同位素序列特征
靖西地区下古生界奥陶系烷烃气组分以正碳同位素序列为主,即δ13C1<δ13C2<δ13C3<δ13C4,局部可见碳同位素序列部分倒转。靖边以北地区古生界烷烃气组分碳同位素序列倒转形式主要体现为δ13C1<δ13C2>δ13C3<δ13C4;靖边以南尤其是吴起—华池地区,由于乙烷等重烃组分碳同位素组成显著偏轻,奥陶系烷烃气组分碳同位素序列局部出现δ13C1>δ13C2<δ13C3<δ13C4的分布模式(表1)。
图3 靖西地区古生界天然气δ13C2频率分布
Fig.3 Frequency histogram of δ13C2 of Paleozoic natural gas to the west of Jingbian Gasfield
2 天然气成因分析
2.1 高演化天然气成因判识指标选取
目前,国内学者[5-8-10-14]普遍认为,与甲烷碳同位素相比,乙烷、丙烷、丁烷等重烃组分的碳同位素组成相对稳定,受有机质热演化程度、天然气运移及次生变化影响较小,故常作为天然气成因判识的指标。通常,将δ13C2值高于-28‰的天然气归为煤成气,δ13C2值低于-28.5‰的天然气为油型气,δ13C2值介于-28.0‰~-28.5‰之间的天然气为混合成因气,且以煤成气为主[15]。若依此标准,靖西地区靖边以南区域下古生界奥陶系天然气均可判识为油型气,甚至上古生界部分天然气也可划归为油型气(表1),这显然与常规认识不甚吻合,因为鄂尔多斯盆地上古生界天然气被一致认为属于煤成气,其来源为上古生界石炭系—二叠系的煤系地层[1-16,17]。 通过C1/∑Cn、C2+重烃含量与δ13C2的相关性分析不难发现(图4,图5),无论靖西地区还是鄂尔 多斯盆地,当古生界天然气的C1/∑Cn值小于98%、 C2+含量大于2%时,δ13C2随甲烷含量增加、重烃含
区块 | 井号 | 层位 | C1/∑Cn | δ13C/‰ | |||||
C1 | C2 | C3 | iC4 | nC4 | C2-C1 | ||||
乌 审 旗 | T46 | 山2 | 0.943 | -33.81 | -22.99 | -22.58 | -21.37 | -21.44 | 10.82 |
T40 | 盒8 | 0.973 | -30.60 | -26.48 | -28.80 | -34.52 | -29.05 | 4.12 | |
T41 | 山1 | 0.962 | -30.55 | -23.58 | -25.19 | 6.97 | |||
T15 | 盒8 | 0.94 | -30.97 | -24.03 | -24.99 | -22.18 | -23.53 | 6.94 | |
ZH98 | 马五6 | 0.998 | -36.41 | -27.84 | -23.91 | 8.57 | |||
T37 | 马五4 | 0.995 | -35.77 | -27.98 | -25.58 | -20.31 | -22.1 | 7.79 | |
TG51 | 马四 | 0.961 | -42.12 | -26.15 | 15.97 | ||||
T45 | 马五6 | 0.985 | -39.05 | -35.58 | -26.65 | -22.93 | -24.66 | 3.47 | |
T37 | 马五10 | 0.999 | -38.20 | -30.71 | -20.00 | -17.39 | -20.76 | 7.49 | |
T39 | 马五6 | 0.997 | -38.05 | -31.091 | -21.93 | 6.96 | |||
靖 边 气 田 西 侧 | S349 | 山1 | 0.986 | -27.56 | -22.45 | 5.11 | |||
SH398 | 盒8 | 0.98 | -28.08 | -24.05 | -24.98 | 4.03 | |||
S345 | 马五5 | 0.994 | -33.37 | -29.35 | 4.02 | ||||
S346 | 马五4+5 | 0.997 | -33.52 | -32.19 | 1.33 | ||||
S203 | 马五5 | 0.992 | -33.406 | -35.418 | -31.431 | -4.94 | |||
L12 | 马五14 | 0.997 | -32.31 | -32.91 | -0.59 | ||||
L12 | 马五5 | 0.998 | -33.23 | -32.90 | 0.33 | ||||
L12 | 马五7 | 0.993 | -35.057 | -28.676 | 6.38 | ||||
吴 起 │ 华 池 | L31 | 山1 | 0.986 | -28.02 | -27.55 | -28.84 | -33.11 | -28.06 | 0.47 |
L20 | 盒下8 | 0.982 | -28.79 | -28.38 | -30.82 | -33.54 | -30.74 | 0.41 | |
S240 | 盒8 | 0.987 | -28.38 | -29.71 | -28.27 | -34.39 | -27.98 | -1.33 | |
S127 | 山1 | 0.987 | -27.57 | -26.78 | -29.41 | -27.81 | -26.34 | 0.79 | |
SH389 | 山2 | 0.991 | -30.17 | -31.46 | -32.78 | -31.77 | -31.71 | -1.28 | |
SH430 | 马五4 | 0.994 | -31.21 | -32.66 | -26.20 | -1.45 | |||
S430 | 马五5 | 0.996 | -32.16 | -33.84 | -27.41 | -31.69 | -28.41 | -1.68 | |
S222 | 马五4 | 0.997 | -31.80 | -33.62 | -29.57 | -1.82 | |||
S222 | 马五5 | 0.997 | -32.68 | -34.21 | -30.00 | -1.53 | |||
S127 | 马五4 | 0.998 | -32.72 | -35.73 | -30.55 | -3.01 | |||
SH323 | 马五4 | 0.995 | -33.39 | -35.91 | -30.07 | -2.52 | |||
SH323 | 马五5 | 0.997 | -34.41 | -36.31 | -31.27 | -1.90 | |||
L19 | 马五5 | 0.996 | -33.85 | -31.18 | -29.99 | 2.67 | |||
L19 | 马五7 | 0.997 | -32.62 | -30.45 | -30.78 | 2.17 |
图4 靖西地区古生界天然气C2+—δ13C2关系
Fig.4 C2+-δ13C2 diagram of Paleozoic natural gas to the west of Jingbian Gasfield
2.2 天然气成因综合判识
2.2.1 天然气类型划分
以烷烃气组分碳同位素特征为依据,靖西地区下古生界奥陶系天然气可分为A、B、C、D这4种类型。A类天然气:甲烷和乙烷等重烃组分的碳同位素组成均偏重,一般,δ13C1>-35‰、δ13C2>-30‰。B类天然气:甲烷碳同位素组成介于A类天然气与D类天然气之间,δ13C1值主要分布在-38‰~-35‰之间, δ13C2>-30‰或δ13C2<-30‰。C类天然气:甲烷碳同位素组成与A类天然气相近,乙烷等重烃组分的碳同位素组成显著偏轻,一般,δ13C1 >-35‰、δ13C2<-30‰,吴起—华池局部区域δ13C1>δ13C2,天然气组分碳同位素序列部分倒转。D类天然气:甲烷碳同位素组成偏轻,乙烷碳同位素组成与A类天然气相近或偏轻,δ13C1<-38‰,δ13C2值以小于-30‰为主。
图5 鄂尔多斯盆地古生界天然气C1/∑Cn—δ13C2关系
Fig.5 Methanation parameter-δ13C2 diagram of Paleozoic natural gas in Ordos Basin
2.2.2 天然气成因分析
A类天然气主要分布于(乌审旗大部、靖边气田西侧部分)奥陶系顶部的风化壳储层或(靖边气田西侧)与上古生界煤系地层直接接触的奥陶系中组合白云岩岩性圈闭。其烷烃气组分偏重的碳同位素组成特征(通常,δ13C1>-35‰、δ13C2>-30‰ )与广覆型分布的上古生界煤系气源岩相吻合,应属典型的煤成气(图6)。 靖西地区上古生界石炭系—二叠系煤系烃源岩分布范围广,沉积厚度大,煤层厚度为3~6m,炭质泥岩及暗色泥岩厚达60~120m。气源岩热演化程度由北向南逐渐增高,整体处于高—过成熟阶段(RO值大于1.8%),生烃、排烃能力较强,具备向下古生界有效供气的物质基础。 D类天然气主要发现于乌审旗桃37井周边的奥陶系盐下或远离风化壳顶部(135m以上)的白云岩岩性圈闭。该类天然气的甲烷碳同位素组成偏轻,乙烷碳同位素组成与A类天然气相近或偏轻,δ13C1<-38‰,δ13C2值以小于-30‰为主。根据天然气组分碳同位素特征以及成藏组合特点,D类天然气属于奥陶系自生自储油型气的可能性大。 以桃37井马五10气层段为例(图7),在厚达百米的优质盖层——膏盐岩直接封盖下,盐下白云岩储层试获低产气流。产出的烷烃气组分甲烷含量高,达99.9%,C2+重烃组分含量低,干燥系数大,属于典型的过成熟干气;烷烃气组分稳定碳同位素组成偏轻,δ13C1值为-38.2‰,δ13C2值为-30.71‰,与盐上天然气组分的碳同位素组成(δ13C1值为-35.77‰, δ13C2值为-27.98‰)差异显著,表明二者来源不同。
根据成藏组合特征,马五10产层与上古生界煤系气源岩垂向距离大,中间还夹有厚逾百米的膏盐岩封盖层,故上古煤成气较难倒灌进入盐下储层,因此,奥陶系盐下天然气属于自生自储油型气的可能性大,其偏轻的甲烷碳同位素特征就是自身属性的客观反映。 将D类天然气的甲烷、乙烷碳同位素组成与奥陶系乌拉力克组低成熟泥灰岩高温(450~500℃)热解气比对发现(表2),二者特征基本一致,表明D类天然气应为高、过成熟油型气。图7 桃37井盐下天然气组分碳同位素特征
Fig.7 Carbon isotopic composition of under-salt gas from well Tao 37
样品来源 | δ13C1/‰ | δ13C2/‰ | |
D类 天然气 | 桃37井马五10 | -38.20 | -30.71 |
桃39井马五6 | -38.05 | -31.09 | |
桃45井马五6 | -39.05 | -35.58 | |
统51井马四 | -42.12 | -26.15 | |
余探1井克里魔里组 | -38.92 | -27.17 | |
泥灰岩 热解气 | 350℃ | -45.26 | -35.08 |
400℃ | -42.62 | -34.16 | |
450℃ | -38.60 | -32.05 | |
500℃ | -38.14 | -28.13 |
井号 | 层位 | δ13C/‰ | 产出位置 | 天然气 类别 | ||
C1 | C2 | C3 | ||||
陕400 | 马五2 | -29.76 | -31.10 | -28.80 | 奥陶系顶部风化壳 | A |
桃41 | 马五4 | -37.65 | -25.90 | -19.85 | 距奥陶系顶部52m | B |
桃45 | 马五6 | -39.05 | -35.58 | -26.65 | 距奥陶系顶部135~162m | D |
图8 天然气组分碳同位素组成分布
Fig.8 Distribution plots of carbon isotopes of natural gas
图9 靖西地区奥陶系天然气C2+—δ13C2图解
Fig.9 C2+-δ13C2 diagram of Ordovician natural gas to the west of Jingbian Gasfield
图10 靖西地区奥陶系天然气C2+—(δ13C2-δ13C1)图解
Fig.10 C2+-(δ13C2-δ13C1) diagram of Ordovician natural gas to the west of Jingbian Gasfield
3 结论
(1)靖西地区下古生界奥陶系天然气以煤成气为主,局部存在自生自储的油型气。 (2)乌审旗地区桃37井周边的奥陶系盐下或远离风化壳顶部(至少135m)的白云岩储层存在高—过成熟油型气,其地球化学指标可作为区域天然气成因判别时高成熟油型气的端元,从而为高演化天然气成因判识提供了比较现实的数据支撑与参考依据。 (3)C类天然气乙烷等重烃组分碳同位素组成偏轻、δ13C1>δ13C2的现象较难以煤成气中少量高演化油型气的混入合理解释,其成因可能与高热演化的烃源岩经历最大埋深之后,在地壳抬升早期,气源岩和储层中残余的少量液态烃继续裂解生成碳同位素组成显著偏轻的乙烷等重烃组分有关。 (4) 对于高演化干气的成因判识适宜选取甲烷碳同位素为主要依据,并结合其他地球化学指标和天然气成藏地质因素进行综合判别。
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