渤海湾盆地渤中19-6凝析气田天然气成因及油气成因关系判识

胡安文，王德英，于海波，江 涛，孙 哲

[中海石油(中国)有限公司 天津分公司 渤海石油研究院，天津 300459]

渤中19-6凝析气田位于渤海湾盆地渤中坳陷渤中凹陷内，具有千亿方储量规模，是迄今为止渤海湾盆地内探明最大的天然气田[1-8]。在构造上，渤中19-6构造带被渤中主洼、渤中南洼和渤中西南洼所围限，主体表现为南高北低的长轴背斜构造带，属于典型的“洼中隆”构造(图1)。在地层上，渤中19-6凝析气田内从上至下依次发育第四系平原组、新近系明化镇组和馆陶组、古近系东营组、沙河街组和孔店组以及太古宇潜山，其中古近系孔店组和太古宇潜山是主力产气层。已钻井揭示渤中19-6凝析气田周缘三大次洼均发育沙河街组三段、沙河街组一段和东营组三段3套烃源岩。有机地球化学资料显示[8-11]，沙河街组三段烃源岩有机质类型以Ⅱ2型为主，绝大多数镜质组反射率(Ro)大于1.3%，已达到了高-过成熟阶段；沙河街组一段和东营组三段烃源岩有机质类型分别属于Ⅱ1和Ⅱ1-Ⅱ2型，目前分别处于成熟-高成熟阶段和成熟阶段。

渤中19-6凝析气田内天然气和凝析油同产，天然气均为湿气，伴生产出的凝析油呈亮褐、浅黄或深黄色，具有低密、低粘、低胶质+沥青质、高蜡和高凝固点的特征。前人针对渤中19-6凝析气田凝析油地球化学特征、油源和成熟度等，开展了大量的研究工作并达成了较统一的认识[2-8]。多数学者认同渤中19-6凝析气田内凝析油为沙河街组三段烃源岩成熟阶段的产物[8]。但有关渤中19-6凝析气田天然气地球化学特征及气源的研究则少有涉及，天然气成因至今未形成共识。如徐长贵等[5]认为渤中19-6气田的天然气成因类型为腐殖-腐泥型干酪根降解气。而李慧勇等[8]认为渤中凹陷深层太古宇潜山及上覆古近系孔店组天然气为典型的油型气，具有不同成熟度天然气混合特征。渤中19-6凝析气田天然气属于何种成因及其与凝析油又具有何种成因联系？这对于认清渤中19-6凝析气田周边乃至整个渤中凹陷深层油与气勘探前景至关重要。

本次研究综合利用天然气各项地球化学参数，对渤中19-6凝析气田天然气地球化学特征进行精细刻画，在此基础上厘清天然气成因与来源；结合凝析油成熟度判定和储层流体包裹体特征，对渤中19-6凝析气田天然气和凝析油成因关系进行判识。

1 样品与实验分析

本次研究共采集分析渤中19-6凝析气田4口井6件天然气样品(图1；表1)。此外，本文选取了39件代表性的沙河街组三段、沙河街组一段和东营组三段烃源岩样品，与渤中19-6凝析气田进行气-源对比，并开展气源分析。为了判识天然气与凝析油成因关系，本次研究还分析了渤中19-6凝析气田5口井8件凝析油样品物性和成熟度与46件储层岩心样品的流体包裹体显微岩相学特征和均一温度。

图1 渤海湾盆地渤中19-6凝析气田构造位置Fig.1 Sketch map showing the location of the Bozhong 19-6 gas condensate field in the Bohai Bay Basin

表1 渤海湾盆地渤中19-6凝析气田天然气组分特征Table 1 Composition characteristics of natural gas from the Bozhong 19-6 gas condensate field,Bohai Bay Basin

本次研究中天然气、凝析油和烃源岩样品的所有测试分析均在中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海实验中心完成，储层流体包裹体的相关分析在核工业北京地质研究院分析测试研究中心完成。

1.1 天然气组分和轻烃分析

组分分析采用Agilent 6890N气相色谱仪，详细操作流程依据中华人民共和国国家标准GB/T13610-2014和GB/T14678-93。天然气轻烃气相色谱分析仪器为HP 5890A 气相色谱仪，色谱柱为PONA柱(50 m×0.15 mm×0.5 μm)，采用99.999%氦气为载气，升温程序为：初温25 ℃，恒温15 min，以1.5 ℃/min升温至70 ℃，以2.5 ℃/min升温至130 ℃，再以3.5 ℃/min升至280 ℃，保持10 min。

1.2 碳同位素分析

天然气同位素分析仪器为Delta S GC/C/IRMS同位素质谱仪，分析方法如下：首先将天然气样品注入气相色谱柱中分离成单体化合物，然后将分离后的单体化合物在高温氧化燃烧炉中转化为纯CO2，最后注入同位素质谱仪测得碳同位素值。烃源岩干酪根碳同位素分析仪器为Delta Plusxl稳定同位素质谱仪，实验方法按照GB/T18340.2-2010进行。

1.3 饱和烃色谱-质谱分析

分析仪器为Thermo-Fisher Trace-DSQⅡ气相色谱质谱联用仪，色谱柱为HP-5MS弹性石英毛细柱(60 m×0.25 mm×0.25 μm)。升温程序为：初温50 ℃，恒温1 min，以15 ℃/min升温至100 ℃，以2 ℃/min升温至200 ℃，再以1 ℃/min升至315 ℃，保持20 min。载气为99.999%氦气，流速为1 mL/min。

1.4 流体包裹体测试

利用MPV-SP显微镜光度计、偏光和荧光显微镜观测流体包裹体显微岩相学特征(大小、分布形状和荧光颜色等)，并搭配LINKAM THMS600型冷热台测定流体包裹体均一温度等。

2 天然气特征、成因及成熟度判识

2.1 天然气组分特征

渤中19-6凝析气田4口井6组天然气样品分析结果表明，天然气组分以烃类气为主，含量介于83.58%～90.85%。其中CH4含量分布于70.85%～78.27%，均值为76.08%，C2H6含量为8.04%～8.83%，C3H8含量为2.59%～3.01%，其他烃类气含量较低，均小于2%，干燥系数(C1/C1+)为0.84～0.86，属于湿气(表1)。

凝析气田内非烃气总含量为9.15%～16.42%，以CO2为主，N2含量较少。CO2含量介于9.15%～16.27%，N2含量为0.11%～0.19%，均值为0.12%。因非烃气占比较少，后文中将不再论述其成因。

2.2 天然气成因类型

不同成因类型的天然气组分和碳同位素值存在一定差异，可利用δ13C1与C1/(C2+C3)图版判识天然气成因[12-14]。从图2可见，渤中19-6凝析气田天然气的δ13C1集中分布于-38.0‰～-39.0‰，C1/(C2+C3)值介于6.4～7.3，明显不同于生物成因气和混合气特征，而全落于热成因气区。

依据原始有机质母质类型的差异，有机热成因气可进一步划分为腐泥型天然气和腐殖型天然气[15]。因乙烷碳同位素具有较好的母质继承性，能反映生气母质类型，故常被应用于有机热成因气分类[16-17]。对于腐泥型和腐殖型天然气划分标准，不同学者间具有一定差异。如刚文哲等将δ13C2=-29.0‰作为腐泥型和腐殖型天然气的划分阈值[17]；戴金星等通过系统统计分析全国各大油气田天然气碳同位素特征，认为δ13C2大于-27.5‰为腐殖型天然气，δ13C2小于-29.0‰为腐泥型天然气，同时建议参考气组分、轻烃和生物标志化合物等综合鉴别腐殖型和腐泥型天然气[18]。依据戴金星等的分类标准，渤中19-6凝析气田天然气δ13C2值介于-25.4‰～-27.0‰，均值为-26.2‰，既非典型腐殖型天然气又非典型腐泥型天然气(图3)。参考前人对渤海海域天然气的研究成果和分类方案[19]，可将其划分为偏腐殖型天然气。

图2 渤海湾盆地渤中19-6凝析气田天然气δ13C1与C1/(C2+C3)关系Fig.2 Relationship between δ13C1 and C1/(C2+C3) of gas samples from the Bozhong 19-6 gas condensate field,Bohai Bay Basin

图3 渤海湾盆地渤中19-6凝析气田天然气δ13C1与δ13C2关系Fig.3 Relationship between δ13C1 and δ13C2 of gas samples from the Bozhong 19-6 gas condensate field,Bohai Bay Basin

在此基础上，根据有机质热演化阶段及生气母质的转化，偏腐殖型天然气可进一步分为干酪根热解气和原油裂解气[15]。Guo等[20]通过模拟实验分析认为原油裂解气的乙烷与丙烷碳同位素差值明显低于干酪根热解气，并据此创立了δ13C1-(δ13C2-δ13C3)的天然气成因类型鉴别图版(图4)。由图4可见，渤中19-6凝析气田天然气以干酪根热解气为主，可能混有少量原油裂解气。综上所述，区内天然气主要为偏腐殖型干酪根热解气。这与王奇等[19]利用黄金管生烃模拟实验分析渤海海域烃源岩生气潜力与天然气成因时认为渤海海域现今已发现天然气绝大多数为偏腐殖型干酪根裂解气不谋而和。

2.3 天然气成熟度判识

烃类气中甲烷碳同位素组成受生气母质类型和母质热演化程度控制[21]，随热演化程度增大，甲烷13C值变大。基于国内不同沉积盆地天然气地球化学资料，戴金星和沈平等分别总结了煤型(成)气和油型气的δ13C1值与Ro关系式。但渤中19-6凝析气田天然气主要为偏腐殖型气，直接套用上述煤型(成)气或油型气的经验公式显然不妥。因此，本次研究采用Berner等[22]通过模拟实验建立的基于Ⅱ型干酪根δ13C1-δ13C2图版识别偏腐殖型气成熟度。由图5可见，渤中19-6凝析气田天然气成熟度分布于Ro=1.0%～1.3%区间，处于成熟阶段。

图4 渤海湾盆地渤中19-6凝析气田天然气δ13C1与δ13C2-δ13C3关系Fig.4 Relationship between δ13C1 and δ13C2-δ13C3 of gas samples from the Bozhong 19-6 gas condensate field,Bohai Bay Basin

天然气轻烃参数中异庚烷指数与庚烷指数是2个重要的成熟度指标[23-27]。针对国内沉积盆地油气地质条件，程克明[27]等建立了基于异庚烷值和庚烷值的油气成熟度划分标准，详见参考文献[27]。渤中19-6凝析气田天然气异庚烷值为0.63～2.14，庚烷值为21.93～37.39。依据程克明等建立的标准[27]，区内天然气处于成熟-高成熟阶段(图6)。此外，由Mango提出的稳态催化轻烃成因理论[28-29]可知天然气轻烃中2，4-二甲基戊烷/2，3-二甲基戊烷(2,4-DMC5/2,3-DMC5)的对数值与生气母质经历的温度(T)正相关，具体计算公式为T=140+15ln(2，4-DMC5/2，3-DMC5)。由此换算的区内生气母质经历的温度为124.8～131.6 ℃，处于成熟阶段温度范围。

由上述3种方法厘定的天然气成熟度高度一致，渤中19-6凝析气田天然气应主要处于成熟阶段，可能个别达到了高成熟度阶段，但尚未达到液态烃和重气烃大规模裂解的过成熟度阶段。

3 天然气气源判识

因天然气成分简单，蕴含的地球化学信息少，天然气与源岩干酪根碳同位素对比成为了重要的气源岩判识方法[30-32]。天然气中乙烷碳同位素母质继承性最强，故常被用于气-源对比。

基于此，本次研究系统对比了渤中19-6凝析气田周边3套烃源岩和天然气碳同位素资料。如图7所示，沙河街组三段烃源岩干酪根碳同位素值明显重于沙河街组一段和东营组三段。沙河街组三段烃源岩干酪根δ13C变化于-24.8‰～-28.6‰，均值为-26.4‰；沙河街组一段和东营组三段烃源岩干酪根δ13C较轻，分别介于-25.9‰～-29.9‰和-26.0‰～-30.2‰。渤中19-6凝析气田天然气乙烷碳同位素值在-25.4‰～-27.0‰范围，平均值为-26.2‰。受碳同位素分馏作用影响，气源岩干酪根碳同位素通常重于天然气乙烷碳同位素[33]。故从碳同位素分布特征可知，渤中19-6凝析气田天然气气源应主要为沙河街组三段烃源岩。

4 凝析油-天然气成因关系判识

4.1 凝析油成熟度判识

关于渤中19-6凝析气田凝析油特征和油源等，前人已开展了系列研究并得到了高度一致的认识[2-8]：渤中19-6凝析气田凝析油具有低密、低粘、低胶质+沥青质、高蜡和高凝固点的物性特征(表2)，为沙河街组三段烃源岩的产物。有关凝析油成熟度问题，虽多数研究人员认同渤中19-6凝析气田的凝析油主要处于成熟阶段[2-8]，但也有部分研究者认为渤中19-6凝析气田的凝析油已达到了高成熟阶段。为了准确判识研究区凝析油成熟度，下文将分别从凝析油正构烷烃特征和甾烷异构化、轻烃与芳烃成熟度参数方面详细论述。

图5 渤海湾盆地渤中19-6凝析气田天然气δ13C2-δ13C1关系与成熟度Fig.5 δ13C2-δ13C1 plot for evaluating the maturities of gas samples from the Bozhong 19-6 gas condensate field,Bohai Bay Basin

图6 渤海湾盆地渤中19-6凝析气田天然气异庚烷值-庚烷值关系与成熟度Fig.6 Plot of isoheptane versus heptane values for evaluating the maturities of gas samples from the Bozhong 19-6 gas condensate field,Bohai Bay Basin

图7 渤海湾盆地渤中19-6凝析气田天然气乙烷与各层系烃源岩干酪根同位素值对比Fig.7 Correlation of δ13C2 values of gas samples with δ13Ckerogen values from various formations in the Bozhong 19-6 gas condensate field,Bohai Bay Basin

表2 渤海湾盆地渤中19-6凝析气田凝析油物性特征及气相色谱参数Table 2 Physical properties and gas chromatography parameters of condensates from the Bozhong 19-6 gas condensate field,Bohai Bay Basin

图8 渤海湾盆地渤中19-6凝析气田凝析油饱和烃气相色谱Fig.8 Gas chromatograms of saturated hydrocarbon fractions in condensate samples from the Bozhong 19-6 gas condensate field,Bohai Bay Basina. J1井，埋深3 566.8～3 634.0 m，古近系孔店组凝析油；b. J2井，埋深3 873.7～3 923.5 m，太古宇凝析油;c. J4井，埋深4 411.0～4 499.8 m，太古宇凝析油;d. J5井，埋深3 500.0～3 566.0 m，太古宇凝析油

从表2可见，渤中19-6凝析气田凝析油正构烷烃以中高碳数为主，主峰碳为nC15—nC19，∑C21-/∑C22+值介于0.99～2.37，均值为1.63。气相色谱图显示，凝析油nC30以上的正构烷烃仍具有一定含量(图8)。例如：J5井凝析油nC30以上的正构烷烃含量约为6%左右，最高碳数可达nC37。众所周知，高成熟度的凝析油以低碳数正构烷烃为主，高碳数正构烷烃含量低。研究区凝析油正构烷烃特征与高成熟度凝析油显然不一致，指示其成熟度偏低，应不是有机质高成熟阶段的产物。另外，研究区凝析油C29甾烷20S/(20S+20R)和C29甾烷ββ/(αα+ββ)分别介于0.38～0.56和0.47～0.69，显示其处于成熟阶段(图9)。

图9 渤海湾盆地渤中19-6凝析气田凝析油C29甾烷ββ/(αα+ββ)- C29甾烷20S/(20S+20R)关系与成熟度Fig.9 C29 sterane ββ/(αα+ββ)-C29 sterane 20S/(20S+20R)plot for evaluating maturity of condensate samples from the Bozhong 19-6 gas condensate field,Bohai Bay Basin

由研究区J1井凝析油轻烃分析结果可见，石蜡指数和烷-芳指数变化范围较小(表3)，最高值分别为1.8和21.1。按照Thompson[34]和沈婷[35]等的划分标准，渤中19-6凝析气田凝析油基本上处于成熟阶段。此外，利用Mango建立的生烃温度计算公式[28-29]，研究区J1井凝析油的2，4-二甲基戊烷/2，3-二甲基戊烷值为0.24～0.38，计算其有机质经历的最高生烃温度为118.8～125.5 ℃。该温度在120 ℃上下，处于生油高峰的温度，低于生气母质经历的温度(124.8～131.6 ℃)。

Radke等[36]提出了评价有机质成熟度的甲基菲指数(MPI1和MPI2)，并建立了由甲基菲指数MPI1计算镜质体反射率(Rc)的关系式。由表3可见，渤中19-6凝析气田凝析油的甲基菲指数MPI1和MPI2分别介于1.2～2.5和1.3～3.1，变化范围较大。其与反映凝析油成熟度的其他参数一致性较差，且无法套用Radke等[36]建立的镜质体反射率(Rc)计算公式。这可能与研究区的有机质类型密切相关，因甲基菲指数(MPI1和MPI2)仅适用于研究Ⅲ型有机质或煤，而不适用于Ⅰ和Ⅱ型有机质[37-38]。罗健等[39]对烷基二苯并噻吩系列化合物系统研究发现，烷基二苯并噻吩参数(4，6-/1，4-DMDBT和2，4-/1，4-DMDBT)可作为良好的成熟度指标，并建立了镜质体反射率(Rc)与烷基二苯并噻吩参数间关系式。研究区凝析油的4，6-/1，4-DMDBT和2，4-/1，4-DMDBT值分别为2.2～3.7和1.6～2.1(表3)。按罗健等[39]建立的Rc1与4，6-/1，4-DMDBT和Rc2与2，4-/1，4-DMDBT关系式来推算，研究区凝析油的Rc主体为1.0%～1.1%，属于成熟油范畴。

综上所述，研究区凝析油成熟度Ro主体应在1.0%～1.1%左右，主要为沙河街组三段烃源岩生油高峰的产物。

4.2 凝析油-天然气成因关系

虽然渤中19-6凝析气田凝析油和天然气均源自沙河街组三段烃源岩成熟阶段，但凝析油和天然气的成熟度及流体包裹体显微岩相学特征、均一温度等表明，渤中19-6凝析气田经历了“早油晚气”的油气成藏过程，凝析油主力成藏期略早于天然气。

表3 渤海湾盆地渤中19-6凝析气田凝析油轻烃和芳烃成熟度参数Table 3 Maturity parameters of the light hydrocarbons and aromatic fraction of condensate samples from the Bozhong 19-6 gas condensate field,Bohai Bay Basin

图10 渤海湾盆地渤中19-6凝析气田流体包裹体特征Fig.10 Characteristics of fluid inclusions from the Bozhong 19-6 gas condensate field,Bohai Bay Basina,b. J1井，埋深3 735.0 m，古近系孔店组，环石英颗粒加大边内侧成带分布、呈深褐色的重质油包裹体，包裹体中的油气发生了分异，其中的轻质油显示绿色荧光;c,d. J1井，埋深3 735.0 m，古近系孔店组，沿石英颗粒加大边微裂隙分布、呈淡黄色-灰色的轻质油气包裹体，显示绿色荧光;e,f. J3井，埋深4 051.0 m，古近系孔店组，沿切穿石英颗粒的微裂隙分布、呈透明无色-灰色的凝析油气包裹体，显示蓝绿色荧光;g. J3井，埋深4 051.9 m，古近系孔店组，沿切穿石英颗粒及其加大边的成岩期后微裂隙成带分布、呈深灰色的天然气包裹体;h. J3井，埋深4 347.0 m， 太古宇，沿石英斑晶微裂隙成带分布、呈透明无色或淡褐色的天然气+盐水包裹体

渤中19-6凝析气田46件岩心样品流体包裹体显微岩相学特征和均一温度测试结果表明，区内经历了早期重质油、不同成熟度轻质油-凝析油和晚期天然气的油气充注过程(图10)。且与油或油气两相包裹体伴生的盐水包裹体均一温度主要分布于110～147 ℃，低于与天然气包裹体伴生的盐水包裹体均一温度(150～173 ℃)(图11)。结合单井(以J1井为代表)埋藏史、地热史和生烃演化史等研究成果，可确定原油与天然气成藏期。如图12所示，研究区原油从12.0 Ma左右开始充注，明显早于天然气充注时间(5.0 Ma左右)。

王奇[19]等利用黄金管生烃模拟实验，对渤海海域古近系烃源岩生气潜力的研究成果也与渤中19-6凝析气田凝析油和天然气的成因关系相一致。沙河街组三段偏腐殖型烃源岩干酪根热降解气生成阶段对应Ro为0.6%～1.3%，生气高峰对应Ro为1.2%。当Ro小于1.0%时，烃源岩以生油为主，GOR(气油比)增加缓慢；1.0%

5 结论

1) 渤中19-6凝析气田天然气以烃类气为主，非烃气占比少，C1/(C2+C3)值为6.4～7.3，甲烷碳同位素值集中分布于-38.0‰～-39.0‰，乙烷碳同位素值介于-25.4‰～-27.0‰，乙烷与丙烷碳同位素差值较高，为偏腐殖型干酪根裂解气；天然气乙烷碳同位素与沙河街组三段烃源岩干酪根碳同位素具有可比性，表明渤中19-6凝析气田天然气应源自沙河街组三段烃源岩。

图11 渤海湾盆地渤中19-6凝析气田伴生盐水包裹体均一温度Fig.11 Homogenization temperature of coeval aqueous inclusions from the Bozhong 19-6 gas condensate field,Bohai Bay Basin

2) δ13C1-δ13C2与异庚烷指数-庚烷指数天然气成熟度判识图版和由2，4-二甲基戊烷/2，3-二甲基戊烷换算的生气母质经历的温度均表明渤中19-6凝析气田天然气主要处于成熟阶段。

图12 渤海湾盆地渤中19-6凝析气田J1井热演化史和成藏期Fig.12 Geothermal evolution history and accumulation stages of layers penetrated by Well J1,Bozhong 19-6 gas condensate field,Bohai Bay Basin

3) 渤中19-6凝析气田凝析油正构烷烃以中高碳数为主，∑C21-/∑C22+值偏低，甾烷异构化参数、石蜡指数、烷-芳指数和烷基二苯并噻吩参数等均指示凝析油主体处于成熟阶段，主要为沙河街组三段烃源岩生油高峰的产物。

4) 虽然渤中19-6凝析气田凝析油和天然气均源自沙河街组三段烃源岩成熟阶段，但凝析油和天然气的成熟度及流体包裹体显微岩相学特征、均一温度等表明，渤中19-6凝析气田经历了“早油晚气”的油气成藏过程，凝析油主力成藏期略早于天然气。