吐哈盆地丘东洼陷致密砂岩气地球化学特征

郭小波，王海富，黄志龙，金 颖，吕昕鹏

(1.西安石油大学，陕西 西安 710065；2.中国石油大学(北京)，北京 102249；3.中国石油吐哈油田分公司，新疆 哈密 839000；4.中国石油大庆油田有限责任公司，黑龙江 大庆 163000)



吐哈盆地丘东洼陷致密砂岩气地球化学特征

郭小波1，2，王海富1，黄志龙2，金 颖3，吕昕鹏4

(1.西安石油大学，陕西 西安 710065；2.中国石油大学(北京)，北京 102249；3.中国石油吐哈油田分公司，新疆 哈密 839000；4.中国石油大庆油田有限责任公司，黑龙江 大庆 163000)

丘东洼陷是吐哈盆地致密砂岩气勘探开发的重点地区。通过致密砂岩气、煤系烃源岩的地球化学实验等分析，研究了丘东洼陷中下侏罗统致密砂岩气地球化学特征、成因类型、主力气源类型与分布等。结果表明：丘东洼陷致密砂岩气以烃类气体为主，含量为56.8%～97.2%，非烃气体主要为N2；天然气干燥系数(C1/C1-5)为0.79～0.89，全部为湿气；天然气均为热成因气，温吉桑地区致密砂岩气为煤型气，照壁山—红旗坎地区为混合成因气，鄯勒地区为混合气和油型气，柯柯亚地区为混合气和煤型气；丘东洼陷北部地区致密砂岩气成烃母质中含有一定量的腐泥组分，南部温吉桑地区生气母质以偏腐殖型有机质为主；依据烃源岩有机质生物来源构成与沉积环境等指标参数，将研究区中下侏罗统泥岩分为A、B、C、D 4种类型。精细气源对比表明，致密砂岩气烃源岩以煤系泥岩为主，煤岩不是主要的气源岩。有效泥质烃源岩发育区是寻找致密砂岩气“甜点”的重要方向。

致密砂岩气；煤系烃源岩；气源对比；丘东洼陷；台北凹陷；吐哈盆地

0 引 言

致密砂岩气是重要的非常规天然气资源类型之一，资源潜力巨大，广泛分布于国内外众多的含油气盆地[1-3]。目前，致密砂岩储层物性界限尚无统一的划分标准，一般指孔隙度小于10%，空气渗透率低于1.0×10-3μm2或覆压渗透率低于0.1×10-3μm2的砂岩储层[4-5]。台北凹陷丘东洼陷水西沟群砂体发育，储层具有低孔、低渗特征，煤系烃源岩与致密储层连续叠置分布，呈指状交叉或互层状分布，源储配置关系良好[6-7]。但不同的源储配置条件下，致密储层的含气性与录井气测显示存在明显差异。可见，不同类型的煤系烃源岩——煤、炭质泥岩或泥岩，其生气、供气能力存在差异，是导致致密储层含气高低的关键因素之一。通过致密储层天然气地球化学特征、烃源岩地球化学特征分析，研究台北凹陷不同地区致密砂岩气成因类型与主力气源类型，以期为台北凹陷致密砂岩储层含气性评价提供科学依据。

1 地质概况

吐哈盆地位于新疆维吾尔自治区，台北凹陷位于吐哈盆地的中北部，是吐哈盆地油气勘探开发主体区，自西向东划分为胜北洼陷、丘东洼陷和小草湖洼陷，丘东洼陷是台北凹陷致密砂岩气勘探开发的主体区域；丘东洼陷各个构造带均获得了一定的致密砂岩气产能，如北部山前带的柯柯亚构造带、鄯勒构造带，南部的温吉桑构造带等[8-10](图1)。台北凹陷中下侏罗统水西沟群发育煤系烃源岩，主要分布在下侏罗统八道湾组和中侏罗统西山窑组，目前，丘东洼陷致密砂岩气主力产层位于三工河组上部和西山窑组底部。

2 天然气地球化学特征

水西沟群致密砂岩气分析样品主要来自丘东洼陷的温吉桑、柯柯亚、鄯勒、照壁山—红旗坎等构造带。

2.1 天然气组分特征与成因

2.1.1 天然气组分特征

台北凹陷丘东洼陷水西沟群致密砂岩气以烃类气体为主，但含量变化较大，变化范围为56.8%～97.2%；烃类气体以甲烷为主，乙烷以上的重烃组分随碳数增加，组分含量降低；非烃气体以N2为主；甲烷气体含量为49.1%～83.7%，平均为75.7%，甲烷相对含量较低，主要是由于N2含量增加所致；天然气干燥系数(C1/C1-5)为0.79～0.89，全部为湿气，高值多位于柯柯亚地区。

图1 吐哈盆地台北凹陷构造分区(据吐哈油田研究院，2012)

2.1.2 天然气成因类型

甲烷碳同位素组成受烃源岩成熟度影响明显，而乙烷碳同位素组成受烃源岩成熟度影响较弱，主要反应母质类型[11]。鄯勒地区3个气样的乙烷碳同位素组成最轻，代表生烃母质最好；其次是红旗坎—照壁山地区的2个气样；再次是柯柯亚地区14个气样，乙烷碳同位素值在-29‰～-25‰之间较均匀分布；最后是温吉桑地区6个气样，乙烷碳同位素值为-27‰～-26‰，碳同位素组成最重。可见，以柯柯亚、鄯勒、照壁山—红旗坎为代表的北部山前带与以温吉桑为代表的南部斜坡带，致密砂岩气的成烃母质存在差异。应用前人建立的天然气成因类型判识图版，对天然气成因进行分析。

以甲烷碳同位素值小于-30‰为有机成因天然气的判别界限，丘东洼陷致密砂岩气为有机成因气。进一步采用戴金星[11-12]提出的δ13C2—δ13C1有机成因烷烃气鉴别图版分析(图2)，多数样品落在腐殖型、腐泥型与混合型气区(V区)，少数样品落在腐殖型和腐泥型气区(Ⅳ区)。其中，温吉桑地区的气样均落在腐殖型气区，鄯勒地区2个气样落在腐殖型和腐泥型气区(Ⅳ区)，1个落在腐泥型气区(Ⅱ区)。

图2 水西沟群致密砂岩气δ13C2—δ13C1相关图版

参数δ13C2-δ13C1可反映生气烃源岩的热演化程度，且基本不受母质类型的影响，成熟度越高，该值越小。在δ13C2—(δ13C2-δ13C1)图版上，以乙烷碳同位素-27‰和-29‰为界区分煤型气和油型气，二者之间为混合气。分析显示，温吉桑地区天然气均为煤型气，照壁山—红旗坎地区天然气均为混合气，鄯勒地区2个样品为混合气，另1个样品为油型气，柯柯亚地区天然气既有混合气也有煤型气。天然气母质成熟度整体差异不大，但在混合气区，照壁山—红旗坎地区天然气成熟度略高于柯柯亚地区，再次是鄯勒地区(图3)。由δ13C1—(δ13C2-δ13C1)天然气成因类型判别图版分析，天然气均为热成因气(图4)。因此，丘东洼陷致密砂岩气均为有机成因的热成因气，北部地区生气母质腐泥成分含量较高，南部温吉桑地区生气母质以腐殖组分为主。

图3 致密砂岩气δ13C2—δ13C1相关图版

图4 致密砂岩气成因类型判别图版

3 天然气源岩分析

3.1 烃源岩地球化学特征

丘东洼陷煤系烃源岩以Ⅲ型干酪根为主，烃源岩成熟度整体较低，实测镜质体反射率与盆地模拟分析显示，西山窑组底界烃源岩Ro为0.6%～1.1%，八道湾组底界为0.7%～1.3%。为了细化分析，根据反映有机质生源构成与沉积环境的饱和烃生物标志化合物组成特征，将研究区泥岩划分为A、B、C、D 4种类型。A类泥岩规则甾烷C27—C28—C29呈较典型的“V”字型，规则甾烷C27/C29平均为1.92；孕甾烷与升孕甾烷相对含量高；煤系烃源岩三降藿烷(Tm)含量一般较高，在成熟度相近时，主要反映陆源高等植物生物来源[13]，该类泥岩Tm/Ts平均为4.66(图5a)。B类泥岩规则甾烷RC27—RC28—RC29呈反“L”字型，规则甾烷C27/C29平均为0.38；Tm/Ts平均为18.36(图5b)。C类泥岩规则甾烷C27—C28—C29呈反“L”型，规则甾烷C27/C29平均为0.37；孕甾烷与升孕甾烷相对含量较低；Tm/Ts平均为24.76(图5c)。D类泥岩规则甾烷C27—C28—C29呈反“L”型，规则甾烷C27/C29平均为0.15；基本不含孕甾烷和升孕甾烷，Tm/Ts平均为20.07(图5d)。不同类型泥岩的生烃地球化学特征分析发现，由A类泥岩到D类泥岩，TOC和氢指数均呈增高趋势。

3.2 气源岩成熟度

有机质热演化过程中，由于化学热力学、动力学作用等会导致碳同位素分馏，随着热演化程度增强，甲烷中δ13C不断富集，使得甲烷的碳同位素组成与对应母质成熟度存在内在关系。前文分析显示，丘东洼陷致密砂岩气成气母质以混合型有机质为重要特征。沈平[14]将天然气分为油型气、煤型气和混合气进行分析，其中煤型气与混合气不能区分，具有相似的δ13C—Ro变化趋势。通过计算，丘东洼陷致密砂岩气母质成熟度Ro为0.58%～0.87%，平均为0.74%，与烃源岩实际成熟度较为接近。

3.3 气源岩分析与意义

3.3.1 气源岩分析

乙烷碳同位素组成是进行气源对比的常用参数，结合烃源岩成熟度情况，分析不同构造带致密砂岩气的主力烃源岩类型。西山窑组烃源岩干酪根碳同位素组成中C类泥岩最重，随后依次是B类、A类、D类泥岩或炭质泥岩，煤岩最轻(表1)。下侏罗统烃源岩钻井取心较少，其D类泥岩碳同位素组成最重，随后依次是B类、A类、炭质泥岩、煤，C类泥岩碳同位素组成最轻(表2)。可以看出，煤的干酪根碳同位素组成整体轻于泥岩。

图5 水西沟群各类泥岩m/z191和m/z217质量色谱图

岩性亚类样品数干酪根碳同位素(δ13CPDB)/‰最小值最大值平均值泥岩A3-24.474-21.922-23.247B7-23.731-22.809-23.145C12-24.459-21.785-22.908D14-24.690-22.418-23.436炭质泥岩—10-24.316-21.560-23.454煤—13-24.422-22.642-23.600

表2 下侏罗统烃源岩干酪根碳同位素数据

温吉桑地区致密砂岩气为典型的煤型气，对应母质成熟度Ro为0.71%～0.87%，平均为0.77%，略高于西山窑组烃源岩的成熟度，应有下侏罗统烃源岩的贡献；其乙烷碳同位素组成较重，由于A类泥岩发育有限，可以推断气源岩应以西山窑组B类、C类泥岩和下侏罗统B类泥岩为主。照壁山—红旗坎天然气母质成熟度较高，平均为0.76%，且为混合型天然气，应为下侏罗统煤系烃源岩所生。鄯勒地区天然气母质成熟度较低，Ro分别为0.58%、0.60%和0.65%，成熟度为0.65%的气样对应的乙烷碳同位素最轻，为-29.818‰，具有明显腐泥型母质成因特征，应主要来源于该区下侏罗统泥岩，其余2个气样的源岩为西山窑组烃源岩。柯柯亚地区天然气既有煤型气也有混合气，其煤型气乙烷碳同位素在所有样品中最重，对应母质成熟度Ro为0.74%～0.86%，平均为0.80%；混合型气区天然气对应母质成熟度为0.66%～0.78%，平均为0.70%。对比分析认为，煤型气主力烃源岩主要为下侏罗统的B类泥岩，也可有少量炭质泥岩贡献；混合型天然气母质成熟度较低，主要来源于西山窑组煤系烃源岩，可有少量下侏罗统煤系烃源岩的贡献。综上所述，台北凹陷丘东洼陷致密砂岩气烃源岩以泥岩为主，不同地区泥岩亚类存在差异。

3.3.2 气源岩分析的意义

致密砂岩油气勘探开发中，寻找有利的源储组合和致密储层“甜点”是核心。有效烃源岩的发育是致密砂岩油气形成、富集的关键地质要素之一。上文分析可见，吐哈盆地丘东洼陷中下侏罗统致密砂岩气的主力烃源岩为各类泥岩，煤岩不是主要的气源岩。因此，煤系泥岩的发育区是致密砂岩气勘探选区的重要前提条件。由于客观原因，吐哈盆地丘东洼陷钻穿下侏罗统的井位少，下侏罗统烃源岩样品明显不足，限制了烃源岩综合分析与分布预测，在今后勘探开发井位部署中需要引起重视。

4 结 论

(1) 台北凹陷丘东洼陷致密砂岩气以烃类气体为主，是在热作用下形成的煤型气和混合气，天然气母质成熟度为0.58%～0.87%，在不同构造带存在一定差异。

(2) 温吉桑地区主要为煤型气，气源岩应以D类、B类泥岩为主，其次是炭质泥岩；柯柯亚地区煤型气主力烃源岩为下侏罗统的C类、B类和A类泥岩，混合型天然气主要来源于西山窑组煤系烃源岩。

(3) 丘东洼陷致密砂岩气以煤系泥岩为主力气源岩，不同地区泥岩亚类存在差异，致密砂岩气有利区预测中，应重点考虑有效泥质烃源岩发育区。

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编辑 林树龙

20160301；改回日期：20160520

西安石油大学科技创新基金项目“台北凹陷典型煤系致密砂岩油气藏形成机制”(2016BS19)

郭小波(1984-)，男，讲师，2009年毕业于大庆石油学院地球化学专业，2014年毕业于中国石油大学(北京)地质资源与地质工程专业，获博士学位，现主要从事非常规油气地质研究工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.04.007

TE122.1

A

1006-6535(2016)04-0033-04