西湖凹陷中央背斜带北部花港组天然气特征及气源分析

陈琳琳，孙伯强，王乐闻，李 昆

（中国石油化工股份有限公司上海海洋油气分公司研究院，上海 200120）

西湖凹陷中央背斜带北部花港组天然气特征及气源分析

陈琳琳，孙伯强，王乐闻，李 昆

（中国石油化工股份有限公司上海海洋油气分公司研究院，上海 200120）

西湖凹陷中央背斜带北部油气突破已经引发渐新统花港组深层成藏模式新思考，而气源分析是成藏模式的一个重要环节，此文将中央背斜带北部新探钻井的天然气样品与三潭深凹及保俶斜坡北部天然气样品对比分析，从组分、轻烃指纹两方面探讨了母质类型，并用多种指标论证天然气成熟度问题，认为中央背斜带北部花港组天然气来自构造西侧三潭深凹同期地层，其成熟度明显低于三潭深凹南部花港组及保俶斜坡北部平湖组天然气，但分馏蒸发作用所造成的重烃含量异常低的假象容易误判为高成熟裂解气。气源判别的新认识为该地区花港组成藏提出了新的思路。

天然气特征；气源；中央背斜带；西湖凹陷

前人研究中，已经确认西湖凹陷天然气中烃类气体主要为煤型气，并混有部分油型气[1]。既有热降解成因，也有热降解、运移分异以及微生物降解综合成因[2]。主力烃源岩确定在平湖组（中上始新统）及以下地层，也有一部分来自花港组[3]。前人工作中，已经普遍注意到部分天然气的成熟度与源岩的热演化程度不一致，因此，关于天然气成熟度及成因类型也是探讨较多的部分。

近两年，西湖凹陷中央背斜带北部G构造、HG构造花港组（渐新统）的勘探成果，从油气层位到储量规模，启发了该地区深部油气成藏新思路。而对天然气成因类型及气源的判识问题必然制约成藏分析，影响下一步勘探方向的判断。

1 地质背景

东海陆架盆地西湖凹陷是一个新生代大陆边缘叠加盆地，烃源岩层系自下而上为：中下始新统宝石组、中上始新统平湖组，渐新统花港组。始新统主要发育在三角洲-潮坪-泻湖环境，渐新统则为湿地扇、三角洲-湖泊环境。西湖凹陷从西往东可分成5个二级构造单元，即保俶斜坡、三潭深凹、浙东中央背斜带、白堤深凹和天屏断裂带，而G构造、HG构造位于西湖凹陷中央背斜带北部（图1）。

目前，西湖凹陷勘探已经稳步发展在深层（3 200~4 000 m）、超深层（>4 000 m）阶段。西湖凹陷深层圈闭发育，未钻圈闭面积大，具备形成大型原生油气藏的资源基础。根据论证需要，选择中央背斜带北部G构造、HG构造，与三潭深凹（以下简称深凹）地区的Q构造、H构造、J构造，以及保俶斜坡北部的K构造的大致深度相当（深层-超深层）的天然气样品建立类比分析关系，以达到深化认识中央背斜带北部天然气成因之目的。

图1 西湖凹陷区域构造及研究区位置

表1 西湖凹陷天然气样品组分对比表

2 天然气组分

以中央背斜带北部G构造、HG构造的天然气样品与深凹构造H、J，以及保俶斜坡北部的K构造天然气样品对比研究（表1），可以看出组分差异具有5个特点。

（1）C1-C4为气态烃丰度指标，只有HG-4井一个样品明显偏低。C5-C7为重烃含量，也是有机质成熟度指标，中央背斜带北部重烃含量平均0.28，而深凹与保俶斜坡北部比较接近平均0.93~1，可见，中央背斜带北部天然气与深凹及保俶斜坡北部天然气不是一个类型。

（2）C2-C4/C1表明C1-C4气态烃中，乙烷以上气体与甲烷的比值。比值低偏向干气为主，比值高则偏向湿气。以平均值而言，中央背斜带北部平均0.04，而深凹平均0.12，保俶斜坡平均0.15，从这个比值看，深凹以及保俶斜坡比较接近，而中央背斜带北部明显偏低。

（3）干燥系数为成熟度参考指标，中央背斜带北部平均0.96，深凹平均0.89，保俶斜坡平均0.86，中央背斜带北部天然气成熟度略高。

（4）iC4/nC4为异丁烷/正丁烷比值，局限于检验有机质低熟阶段的生物气，表中比值接近，平均1.45，可见有机质成熟度已经跨过低熟阶段。

（5）非烃类气体N2含量差异明显，中央背斜带北部平均1.68（不计入HG-4井一异常样品），深凹平均1.06，保俶斜坡平均0.45。从这些比值看，均属于痕量，但中央背斜带北部明显高于区域平均值，值得思考。

HG、G构造花港组天然气中烃类气体甲烷含量较高，平均91.36%；C2-C4/C1平均值0.04；重烃含量平均0.28；且变化范围不大，这些参数均表明呈干气特征。

HG、G构造花港组天然气中氮气含量略多，也显示出与其他地区天然气的差异。刘全有等人[4]在塔里木盆地的研究认为，油型气中氮气含量明显高于煤成气。HG、G构造天然气是否属于这个原因，还需在干酪根类型上进一步确认。

3 轻烃指纹

3.1 C4-C7烃类构成

C4-C7烃类在高成熟天然气中所占比例极少，并存在多种同分异构体。比较中央背斜带北部与深凹及保俶斜坡北部钻井中天然气C4-C7烃类特征，可以看出：

（1）只有深凹及保俶斜坡北部的样品出现芳烃（表2）。由于芳烃在高温下比链烃、环烃更稳定，即所谓芳构化程度指示成熟度。说明存在两种情况：对于同一母质而言，深凹及保俶斜坡北部的天然气成熟度更高；也可能两种天然气母质不同，因为，来源于腐殖型母质的轻烃往往富含芳烃。

（2）从表2和图2可知，深凹、保俶斜坡北部的数据点比较离散，而中央背斜带北部样品点相对集中。这表明前者呈混源现象，而后者来自相对统一的烃源地层。

3.2 MCH指数及脂烃类构成

胡惕麟等[5]早在1990年即已提出甲基环己烷指数（ MCH指数）可划分有机质类型。后人研究发现：判识天然气成因的轻烃指标中，C7轻烃化合物组成三角图与C5-C7脂肪族组成三角图配合使用效果较好[6]。

六员环烃（甲基环己烷）主要来自高等植物木质素、纤维素和糖类，是腐殖型母质（Ⅲ型干酪根）的主要物质，而五员环烃（各种构型二甲基环戊烷、乙基环戊烷）主要来自水生生物甾类、萜类化合物中的环状类脂体；正庚烷的母源相对复杂，主要是细菌、藻类，也可能是高等植物的链状类脂体。而这些环状、链状类脂体都来源于腐泥型母质（Ⅰ型、Ⅱ型干酪根）。按照这个原理，MCH指数三元图用于区别源岩的母质类型是有依据的。

脂烃族构成用于烃源岩母质分析。理论上讲，不同母质类型烃源岩及其所生成的天然气，具有不同的脂烃族构成特征。前人应用这一方法，认为西湖凹陷天然气成因类型偏煤型气[1]。

而通过中央背斜带北部诸样品与深凹及保俶斜坡北部的比较，天然气类型仍然偏煤型气（图3），而母质类型主要为浅水腐殖Ⅲ型，少量深水腐泥型（图4）。

3.3 天然气K1值

煤型气主要来自富含芳香族结构的Ⅲ、Ⅱ2型干酪根，油型气主要来自富含脂肪族结构的Ⅰ、Ⅱ1型干酪根。所以，煤型气更富含芳香族组成，油型气主要来自富含脂肪族组成[7]。

天然气K1值也适用于区别煤型气和油型气。根据Mango轻烃成因理论（1990）[8]，天然气K1值，即（2-甲基已烷+2，3-二甲基戊烷）/（3-甲基已烷+2，4-二甲基戊烷）（表3），可以区别不同一类型的油（气），也就是说，K1值只与天然气母质有关，而与成熟度无关。

K-2井、K-5井、H-2井、J-1井、J-2井以及Q-2井的K1值平均1.15，变化范围0.75~1.75，显示良好的线性关系，可以确定深凹和保俶斜坡北部的天然气来自同一种母质类型（图5）。而G、HG构造的样品数据点线性关系很差（图5），表明中央背斜带北部烃源存在多类型干酪根类。

表2 西湖凹陷C4-C7烃族组成

图2 轻烃指纹数据离散特征

4 成熟度分析

4.1 环烷参数与二甲基环戊烷参数

早年胡惕麟等人（1990）[5]对天然气轻烃指纹的开发应用曾筛选出若干与干酪根H/C原子比相关度很高的配对参数，环烷指数Ⅰ（CA1=RCPC7/ nC7），环烷指数Ⅱ（CA2=MCH/nC7）， 环烷指数Ⅲ（CA3=CYC7/nC7+∑iC7），以及二甲基环戊烷指数（DMCP）。但这些指标在高成熟度天然气样品通常含量很低而影响判别。

图3 西湖凹陷天然气C7系列化合物三角图

图4 西湖凹陷天然气甲基环己烷（MCH）指数分布图

图5 西湖凹陷天然气K1值分布图

环烷指数（CA1，CA2，CA3）依据热演化过程中的烷基化判别成熟度。热力作用下环烷烃的开环及芳构化，都会使环烷烃浓度降低，但，这一指标对于高成熟样品判识能力减弱。

二甲基环戊烷指数（DMCP）=（正己烷+2-甲基戊烷+3-甲基戊烷）/（1反3二甲基环戊烷+1顺3二甲基环戊烷+1反2二甲基环戊烷），该指数受母质类型影响较环烷指数要小些。其地化意义为：随着热力学作用增强，演化进程加深，不同构型的二甲基环戊烷相应地发生脱甲基和开环作用而成为正己烷和甲基戊烷。二甲基环戊烷指数正是利用这种此消彼长的关系反映烃类成熟度。DMCP指数高，说明演化更趋成熟。

从表3及图6看，深凹及保俶斜坡北部的样品数据点离散程度很高，验证了高成熟度气样的数据不稳定；而中央背斜带北部天然气数据点相对集中，恰恰说明其成熟度略低，数据具有一定的可靠性。从这个角度看，中央背斜带北部天然气另有来源。

4.2 最大生成温度分析

Mango、Bement、唐友军等[9-11]研究发现，2，4-二甲基戊烷与2，3-二甲基戊烷的比值（2，4-DMP/2，3-DMP）能够有效地反映烃类生成温度，推导烃源层最大生烃温度（Tmax）的计算公式： Tmax=140 + 15×ln（2，4-DMP/2，3-DMP）。该轻烃温度参数受其他因素影响较小，并且Ro= 0.012 3 Tmax-0.676 4，可以将最大生烃温度折算成相应的镜质体反射率（Ro）。这种方法计算的成熟度受蒸发分馏作用影响较小，具有参考价值（表4）。

4.3 组分成熟度分析

甲烷含量与重烃含量关系图也是判别天然气成因类型的常有方法。从西湖凹陷不同地区天然气的甲烷含量与重烃含量关系图（图7）显示，中央背斜带天然气样品明显与保俶斜坡北部及深凹样品基本分成两类。保俶斜坡北部及深凹样品多属于成熟油气区，而中央背斜带天然气属于过成熟裂解气区。

中央背斜带天然气组分成熟度分析与环烷参数、二甲基环戊烷参数分析似乎矛盾，组分中较低的重烃含量也与环烷烃、芳烃资料略有矛盾，这一现象将在气源分析中探讨。

表3 西湖凹陷天然气轻烃参数研究

图6 西湖凹陷环烷指数与二甲基环戊烷参数分析

5 碳同位素分析

从西湖凹陷区域资料看，天然气成因既有热解气、生物气，也有深源气，但热解气为主要天然气类型[12]。

西湖凹陷热解气δ13C1在-27‰~ -48‰，δ13C2-1在2.16‰~18.93‰。虽然中央背斜带北部的G构造，H构造的钻井目前还没有碳同位素资料，但是，附近的YY构造（位置见图1）在花港组已检测两个碳同位素样品，分别是δ13C1在-32.1‰，δ13C2-1在8‰，δ13C1在-31.4‰，δ13C2-1在6.4‰；均在热解气范围之内。

热解气中乙烷碳同位素（δ13C2）在热演化和运移过程中基本保持不变，主要指证母质类型。西湖凹陷区域资料中[12]，以δ13C2=-28‰作为划分腐泥型（Ⅰ、Ⅱ型）与腐殖型（Ⅲ型）的分界，YY构造花港组两个样品的δ13C2分别为-25‰，- 24.1‰，数据归于腐殖型烃源岩。

表4 西湖凹陷油气最大生成温度和成熟度

图7 甲烷含量与重烃含量关系图

6 气源分析

中央背斜带北部（花港组）天然气是否与深凹、保俶斜坡北部天然气属于不同烃源岩，综合上述单项讨论，我们认为：

（1）从组分看，G构造、HG构造重烃含量低（为0.28%），而深凹与保俶斜坡北部天然气重烃含量可以达到1%，可见，中央背斜带北部天然气与深凹及保俶斜坡北部天然气不是一个类型。而重烃含量极低也导致重烃指纹对比中的数据不稳定。而重烃偏低致使从组分出发的成熟度分析中，出现成熟度偏高的结论。

（2）C4-C7烃类构成中，中央背斜带数据相对集中，表明气样成熟度有异于深凹及保俶斜坡北部气样。而2，4-二甲基戊烷与2，3-二甲基戊烷的比值所计算Ro仅达到成熟阶段，与组分分析有异。

（3）MCH指数三元图与C7系列化合物三角图都指证煤型气特征，以及浅水腐殖型烃源。但K1值却说明HG构造、G构造可能混有部分油型气。

（4）环烷参数与二甲基环戊烷参数说明中央背斜带天然气成熟度明显低于保俶斜坡北部及深凹的样品。

（5）附近YY构造花港组气样碳同位素资料确立了热解气成因，来自腐殖型烃源。

深凹和中央背斜带的天然气主要来自深凹中埋深较大的平湖组或花港组源岩[13]，这一认识长期具有代表性，同时强调平湖组为主力烃源岩。但是，从中央背斜带北部天然气样的特质看，关于中央背斜带北部天然气成因有两点思考：

（1）中央背斜带北部天然气样与深凹及保俶斜坡北部气样均属热解气，但中央背斜带北部花港组成藏的是另一类成熟度略低、重烃含量很低、非烃类N2含量稍多的天然气；如果成因上确有区别，将导致成藏思路的变革。该地区花港组可能为主力烃源岩，或混有少量垂直运移的深部天然气。

由于中央背斜带北部斜侧深凹中花港组下段水进域、高位域烃源岩埋深已达五千多米（图8），Ro可达1.8% ~1.9%[14]，从烃源岩热演化看，符合G构造、HG构造天然气特征。

图8 花港组下段顶面T25埋藏深度

表5 西湖凹陷烃源岩分析

（2）平湖组天然气的确存在混源现象，这是因为平湖组张性断裂龙井运动前（中新世末）长期沟通平湖组以下地层。而南部深凹钻井中花港组的气样具有平湖组类似现象则成为平湖组主力气源的重要依据。

由于龙井运动活动时期的确发生过垂向运移，这在前人资料中也有论述[13]。但目前区域上并没有出现大规模垂向运移形成的成藏特征，因此，垂向运移或许仅仅是一个混源因素，而成藏则是侧向运移为之，毕竟，龙井运动后断裂普遍处于挤压性质，垂向运移通道关闭，即便前人广泛认同的以平湖组为主力烃源的南部深凹花港组成藏天然气也呈现侧向运移成藏的分布规律。

中央背斜带北部花港组中气样的重烃含量较低，导致组分成熟度偏高，如何解释？前人曾经提出西湖凹陷油气运移中的“蒸发分馏”机制[15]。

气样组分分析引出的成熟度明显偏高，也远高于同层原油成熟度。G-1井在天然气样同层油样据甲基菲指数MPI判断成熟度Ro为0.9%，据甾类化合物中C2920S/（20S+20R），C29αββ /（αββ + ααα）指标判断为低熟-成熟（Huang D F分类）[16]。天然气同层油样的成熟度与同层烃源岩热演化相当，而天然气K值以及干酪根类型（表5）均说明同期侧向深部烃源岩存在一部分油型气，在长距离侧向运移中，重烃逐步减少，造成组分成熟度偏高假象；而只与母质相关的天然气K值则指示了与烃源岩类型匹配的气源类型。前人资料中，关于垂向运移的推算不过5千多米[13]，而图8显示的深部生烃灶到G构造、HG构造的横向距离达二十多千米，因此，侧向运移对天然气气样分析的影响将关系到天然气成因机制判断。

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Characteristics and Source of Natural Gas from Huagang Formation in North Segment of Central Anticline Belt of Xihu Sag

CHEN Linlin, SUN Boqiang, WANG Lewen, LI Kun
(Institute of Exploration and Development, SINOPEC Shanghai Offshore Oil & Gas Company, Shanghai 200120, China)

The exploration break through from Huagang Formation in the north segment of central anticline belt of Xihu Sag initiates geologists to re-think about the accumulation model in the deep Oligocene Huagang Formation. The analysis of gas source is one of the important aspects in the accumulation. The authors made a comparison among gas samples from the north segment of central anticline belt, Santan subsag and the north segment of Baochu slope, respectively, discussed the types of kerogen from the gas components and light hydrocarbon fngerprints, and demonstrated the gas maturity by a variety of indicators. It is concluded that the gases from Huagang Formation in the north segment of central anticline belt came from the same formation of Santan subsag which is located to the west of the central anticline, their maturity are inferior to those of gases from Huagang Formation in the south segment of Santan subsag and from Pinghu Formation in the north segment of Baochu slope. The false appearance, abnormal low content of heave hydrocarbon caused by fractionation and evaporation, can be easily mistaken for highly matured gas. The new idea about the gas origin put forwards a new method for the study on the accumulation model in Huagang Formation in the study area.

Characteristics of natural gas; gas source; central anticline belt; Xihu Sag

TE122.3

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2017.01.021

1008-2336（2017）01-0021-09

2016-08-05；改回日期：2016-10-20

陈琳琳，男，1964年生，高级工程师，硕士，1998年毕业于成都地质学院石油系，长期从事石油地质方面研究。E-mail：951530704@qq.com。