准噶尔盆地滴南凸起中段南支天然气混源比例研究

张焕旭，倪帅，王力，唐海平，袁波

（1.西南石油大学资源与环境学院，四川 成都610500；2.中国石油新疆油田公司，新疆 克拉玛依834000）

1 区域概况

滴南凸起位于准噶尔盆地东部，北邻滴水泉凹陷，南接东道海子凹陷，西靠莫北凸起，东壤克拉美丽山，是一个受东西向断裂控制、向西倾没的大型鼻状构造（见图1）。滴水泉凸起形成于石炭系末期，其主要动力为华力西运动时期，西伯利亚板块和哈萨克斯坦板块相对准噶尔地体顺时针运动产生的右行压扭性应力场［1］，该应力场也使区域内形成了一系列东西向展布的逆断层。其中滴水泉西断裂位于滴南凸起中段，并将滴水泉凸起分为南、北2 个分支：北分支发现储量达千亿方的克拉美丽气田，产层为石炭系；南分支发现滴西9 井区呼图壁河组气藏、滴西13 井区头屯河组和呼图壁河组气藏及滴西15 井区白垩系油藏等多个油气藏，但油气规模相对北分支较小。

2 天然气来源

区域内存在偏腐殖型石炭系和偏腐泥型二叠系烃源岩，普遍认为，整个滴南凸起天然气主要为石炭系烃源岩的产物［2-6］；但是滴南凸起中段南分支天然气地球化学数据（见表1）表明，其与北分支克拉美丽气田天然气存在区别，并不完全符合石炭系烃源岩产物特征。

从天然气组分来看：北分支干燥系数相对集中，主要分布在0.90～0.95； 而南分支干燥系数要分散一些，从0.90～0.98 都有分布，部分干燥系数大于0.95，已属干气范畴。

图1 滴南凸起工区勘探成果

表1 滴南凸起天然气组分与碳同位素对比

从天然气甲烷碳同位素来看，北分支组成较为集中，主要分布在-30.70‰～-29.40‰，南分支-33.70‰～-30.20‰，个别数据达到-41.79‰，-35.30‰，普遍比北支要轻一些。出现这种现象，一方面可能是北支天然气成熟度高于南支，另一方面南支天然气可能存在偏腐泥型气的混源。通过分析构造史可以发现，两凹夹一隆，中间的滴南凸起是石炭末期才开始隆起的［7］，在石炭系烃源岩沉积时，两边凹陷并没有明显的区分。且以目前的构造形态来看，靠近南分支的东道海子凹陷石炭系地层的埋深要大于北面的滴水泉凹陷，如果说存在因烃源岩发育程度不同导致的天然气成熟度差异，也只可能南支成熟度高于北支。因此，南支天然气存在混源的可能性。

戴金星曾经指出，对于乙烷碳同位素，煤成气的一般重于-28.0‰，油型气的一般轻于-28.5‰，-28.5‰～-28.0‰为2 类气的共存区，并且以煤成气为主［8-9］。研究区内，北分支天然气的乙烷碳同位素值集中分布在-27.8‰～-26.1‰，属煤成气；而南分支乙烷碳同位素值相对比较分散，从-31.0‰～-23.0‰皆有分布，部分数值轻于-28.5‰，属油型气范畴。

综合以上证据，可以断定，滴南凸起中段南分支天然气在石炭系煤成气的基础上，存在二叠系油型气的混源。

3 端元值的选取与混源模板的建立

天然气混合是一个物理过程，不同来源的天然气在组成和碳同位素上都存在差别，当它们发生混合后，混合气的气体组成和碳同位素也相应发生变化［10］。假设存在A，B 两种天然气的混合，混合后的混源天然气碳同位素应当遵循以下公式：

式中：δ13C1mix，δ13C2mix分别为混合天然气甲、乙烷碳同位素值，‰；a 为天然气A 的混入比；PC1A，PC2A分别为天然气A 的甲、乙烷体积分数，%；PC1B，PC2B分别为天然气B 的甲、乙烷体积分数，%；δ13C1A，δ13C2A分别为天然气A 的甲、乙烷碳同位素值，‰；δ13C1B，δ13C2B分别为天然气B 的甲、乙烷碳同位素值，‰。

从式（1）、式（2）可以看出，选取合适的端元值是计算混源气混合比例的关键，此处所谓端元值具体是指参与混合的天然气甲、乙烷体积分数和碳同位素组成。

依据碳同位素动力学分馏原理，随着热演化程度的增高，烷烃气体的碳同位素组成逐渐变重［11-12］。相关中外专家也研究指出天然气成熟度与甲乙烷碳同位素存在很好的对应关系，这种关系可以通过拟合公式表现出来。

对于Ⅲ型天然气［13］：

对于Ⅰ，Ⅱ型天然气［14］：

研究区域内石炭系天然气资料比较丰富，烃源岩成熟度研究表明，东道海子烃源岩成熟度已达到成熟—过成熟阶段，镜质体反射率Ro为1.07%～2.38%。北分支实测天然气成熟度换算成Ro基本上都在2.00%以上，同时考虑到南分支烃源岩的演化程度要高于北分支，以Ro=2.30%作为南分支石炭系端元气成熟度是比较合适的。将Ro=2.30%代入式（3）、式（4），计算得出δ13C1=-29.07‰，δ13C2=-22.63‰。同样，参照克拉美丽气田天然气样本组分特征，排除干扰因素，选取分布最为集中的中位数89.8%和5.2%，分别作为石炭系端元气的甲、乙烷体积分数。

东道海子凹陷二叠系源岩以生油为主，烃源岩成熟度区间跨度较大，且二叠源天然气缺乏实测样本用以参考。因此，将二叠系天然气的Ro作为变量对待，试图建立其与甲、乙烷体积分数之间的对应关系。由于研究区域内缺乏纯粹的二叠源天然气样本，转而选取同一盆地邻近区块的二叠源天然气作为样本进行研究。烃源岩具有相同或者相近的成烃环境，其成熟演化过程因而应该具有一定的相似性。图2即为邻近区块二叠源天然气甲、乙烷体积分数与成熟度的统计关系，可以发现两者具有一定统计规律性。遵循最小二乘法原理，计算得到二者关系的拟合方程式：

将气体A 理解为二叠源天然气，气体B 理解为石炭源天然气，分别把式（5）和式（7）代入式（1），式（6）和式（8）代入式（2）。因为石炭系端元气各端元值δ13C1B，δ13C2B都为常数，方程式就变成了关于混合气同位素值、二叠源天然气成熟度、二叠源天然气混入量3个变量之间的等式。依次固定二叠源天然气成熟度Ro为某一数值，将二叠源天然气混入量a 设定为一连串均匀变化的离散数据，便可得到相应的混合气甲乙烷碳同位素值，进而建立针对该区域的天然气混源比例判定模板（见图3）。

图2 周边区域二叠系天然气组分与成熟度关系

图3 滴南凸起南分支天然气混源比例判断图版

4 结果分析与讨论

将实测天然气甲乙烷同位素值投影进模板（图3中圆点即为实测值投影点），便可直接读出混入二叠源天然气成熟度和混入量（见表2）。但是可以发现，并不是所有点都投影到模板有效范围之内，个别点无法通过模板直接读出的情况。分析原因为：首先，运移、保存过程中的分馏效应使天然气碳同位素发生一定程度的偏移；其次，由于区域内没有单纯二叠源天然气样本，端元值的选取会直接影响模板的准确性。针对个别投影在图版范围外的样本点，可由模板的变化趋势估读。

表2 滴南凸起南分支二叠源气混入比及成熟度

由表2可以看出，混入二叠源天然气的Ro主要集中在0.50～1.20，表明属于成熟阶段，混入比主要集中在0.08～0.45。滴南凸起中段南分支天然气来源应以石炭系为主，并存在二叠源低成熟阶段天然气的少量混入。从横向上来看，滴西9 井区二叠源天然气混入比要高于其他2 个井区，滴西15 井2 个样本二叠源天然气成熟度明显要高于其他井，已经达到高—过成熟阶段。总体而言，滴南凸起南分支二叠源天然气的混入是大面积的非均匀混入，且以热解气阶段为主，二叠源气不具备生成大气藏的能力，天然气勘探重点应以石炭系来源气为主。

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