塔里木盆地塔中地區(qū)天然氣成因及其差異

王 祥，張 敏，劉玉華

（1.中國(guó)石油大學(xué)盆地與油藏研究中心，北京102249； 2.中國(guó)石油大學(xué)油氣資源與探測(cè)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，

北京102249； 3.長(zhǎng)江大學(xué)地球化學(xué)系，湖北荊州434023；

4.中國(guó)石油化工股份有限公司東北分公司石油勘探開發(fā)研究院，吉林長(zhǎng)春130062）

塔里木盆地塔中地區(qū)天然氣成因及其差異

王 祥1，2，張 敏3，劉玉華4

（1.中國(guó)石油大學(xué)盆地與油藏研究中心，北京102249； 2.中國(guó)石油大學(xué)油氣資源與探測(cè)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，

北京102249； 3.長(zhǎng)江大學(xué)地球化學(xué)系，湖北荊州434023；

4.中國(guó)石油化工股份有限公司東北分公司石油勘探開發(fā)研究院，吉林長(zhǎng)春130062）

通過(guò)對(duì)塔中天然氣組分和碳同位素地球化學(xué)特征的系統(tǒng)分析，發(fā)現(xiàn)塔中天然氣氣態(tài)烴組分基本上呈正碳同位素系列，δ13C1＜-30‰，為有機(jī)成因烷烴氣。通過(guò)ln（C2/C3）-ln（C1/C2）關(guān)系及參數(shù)C2/i C4與C2/C3關(guān)系的研究，認(rèn)為奧陶系天然氣屬原油裂解成因天然氣；石炭系天然氣既有干酪根裂解氣，也有原油裂解氣。塔中東、西部不同的烴源巖和成熟度導(dǎo)致塔中東、西部天然氣組分和碳同位素存在顯著差別，西部天然氣主要來(lái)源于中-上奧陶統(tǒng)烴源巖，東部天然氣可能主要來(lái)自高-過(guò)成熟的寒武系烴源巖。硫酸鹽熱化學(xué)還原作用在區(qū)域上存在強(qiáng)弱之分，偏東部井區(qū)較西部井區(qū)強(qiáng)。

天然氣成因；成熟度；硫酸鹽熱化學(xué)還原作用；塔中地區(qū)；塔里木盆地

油氣勘探實(shí)踐業(yè)已證明塔里木盆地塔中地區(qū)油氣資源十分豐富，目前在塔中Ⅰ號(hào)構(gòu)造坡折帶、塔中10號(hào)構(gòu)造帶以及塔中主壘帶（圖1）發(fā)現(xiàn)了巨大的天然氣資源，主要分布于奧陶系、志留系和石炭系。隨著油氣勘探工作的深入，勘探難度也越來(lái)越大。

圖1 塔里木盆地塔中地區(qū)構(gòu)造單元?jiǎng)澐諪ig.1 Division of structural units in Tazhong area，the Tarim Basin

前人對(duì)于塔中地區(qū)天然氣成因已做了大量的研究，認(rèn)為塔中北斜坡的天然氣主要來(lái)源于中-上奧陶統(tǒng)泥灰?guī)r偏腐殖型的有機(jī)質(zhì)，塔中主壘帶天然氣主要是腐泥型有機(jī)質(zhì)在成熟階段的熱解產(chǎn)物[1，2]；同時(shí)也有學(xué)者認(rèn)為塔中石炭系及部分奧陶系天然氣可能存在原油裂解氣[3]。郭建軍等認(rèn)為塔中Ⅰ號(hào)構(gòu)造帶東段的熱成因天然氣主要來(lái)自不同熱演化階段干酪根的裂解，原油裂解氣的貢獻(xiàn)不顯著[4]。韓劍發(fā)等認(rèn)為塔中Ⅰ號(hào)坡折帶奧陶系天然氣主體為高-過(guò)成熟原油裂解氣[5，6]?？梢姡侥壳盀橹?，對(duì)塔中地區(qū)天然氣成因問(wèn)題仍未有一個(gè)明確的定論。因此，有必要對(duì)塔中地區(qū)天然氣的成因問(wèn)題進(jìn)行更深一步的研究，同時(shí)探討天然氣在區(qū)域上的差異，這對(duì)客觀認(rèn)識(shí)天然氣資源的勘探開發(fā)前景、進(jìn)一步研究其成藏規(guī)律及擴(kuò)大勘探成果具現(xiàn)實(shí)意義。

1 地質(zhì)背景

塔中地區(qū)位于塔里木盆地中央隆起部位，包括塔中低凸起、滿加爾凹陷南部和塘古孜巴斯凹陷北部，面積達(dá)11.08×104km2（圖1）。塔中地區(qū)主要是指塔中低凸起，其在構(gòu)造上屬于中央隆起帶。塔中低凸起是塔里木古生代克拉通內(nèi)長(zhǎng)期繼承性發(fā)展的巨型穩(wěn)定古隆起，形成于奧陶紀(jì)，發(fā)展于志留-泥盆紀(jì)，構(gòu)造定型于泥盆紀(jì)末，晚古生代以后基本穩(wěn)定發(fā)展[7]。塔中地區(qū)在前震旦系結(jié)晶變質(zhì)基底沉積之后普遍缺失侏羅系。同時(shí)受多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)影響，其圈閉類型也多種多樣，在隆起較高部位以各種背斜型、潛山風(fēng)化殼型圈閉為特征，斜坡部位則發(fā)育了低幅度背斜和地層等圈閉類型。

2 天然氣地球化學(xué)特征及成因

2.1 天然氣組分特征

2.1.1 奧陶系天然氣

塔中地區(qū)奧陶系天然氣分布較為廣泛，主要集中在塔中Ⅰ號(hào)斷裂帶附近。天然氣組分以烴類氣體為主，占?xì)怏w總體積的74.61%～94.75%，平均為85.94%。烴類氣體中CH4占絕對(duì)優(yōu)勢(shì)，含量為66.62%～89.87%，平均為79.40%（圖2）；重?zé)N氣體含量最小值為2.11%，最大值為18.5%，且東部重?zé)N氣體含量明顯高于西部。干燥系數(shù)[C1/（C1—C5）]介于0.79～0.98之間，平均為0.93，半數(shù)以上樣品干燥系數(shù)大于0.90，并且塔中東部地區(qū)天然氣干燥系數(shù)幾乎均在0.95以上，顯示出干氣特征，而西部天然氣干燥系數(shù)則基本上小于0.9，屬于典型的濕氣（圖2a）。

圖2 塔中地區(qū)天然氣干燥系數(shù)和CH4含量的關(guān)系Fig.2 RelationshiPbetween drying coefficient of natural gas and CH4content in Tazhong area a.奧陶系；b.石炭系

非烴組分以N2和CO2為主，其中N2含量整體上具有中-高特征，最大值為18.31%（塔中26井），最小值為3.49%（塔中45井），主體分布在5%～10%之間（圖3a）。塔中地區(qū)奧陶系天然氣中CO2含量變化范圍也較大，介于0.17%～15.35%之間，平均值為6.66%，主體介于4%～8%之間。除塔中26井、塔中54井外，多數(shù)樣品的CO2含量間差值不大，表明其成因可能具有一定的相似性。

2.1.2 石炭系天然氣

塔中地區(qū)石炭系天然氣主要分布于塔中Ⅰ號(hào)斷裂帶、塔中北斜坡和塔中4井區(qū)附近。天然氣組分以烴類氣體為主，占?xì)怏w總體積的45.87%～98.10%。烴類氣體中CH4含量最高，占烴類氣體體積的39.99%～94.63%，多數(shù)集中在60%～80%之間，且塔中Ⅰ號(hào)斷裂帶樣品CH4含量明顯高于塔中4井區(qū)（圖2b）；重?zé)N氣體含量最小值為1.63%，最大值為51.54%，塔中4井區(qū)和塔中Ⅰ號(hào)斷裂帶天然氣重?zé)N含量普遍較高。干燥系數(shù)[C1/（C1—C5）]介于0.61～0.98之間，塔中4井區(qū)、塔中Ⅰ號(hào)斷裂帶、北斜坡各區(qū)塊僅有少數(shù)樣品干燥系數(shù)在0.95以上，其多數(shù)樣品的干燥系數(shù)均未超過(guò)0.95，說(shuō)明塔中地區(qū)石炭系天然氣具有以濕氣為主，干氣為輔的特征（圖2b）。

圖3 塔中地區(qū)天然氣中N2和CO2含量的關(guān)系Fig.3 RelationshiPbetween N2and CH4content in natural gas from Tazhong area a.奧陶系；b.石炭系

石炭系天然氣中N2含量普遍較高，尤以塔中4井區(qū)天然氣最為突出，最小值為11.28%，最大值為49.51%，平均為21.47%。其中，含量在20%以上的樣品占43%；其次是塔中Ⅰ號(hào)斷裂帶天然氣，N2含量介于1.34%～47.65%之間，平均為15.68%，多數(shù)樣品小于20%（圖3b）；塔中北斜坡天然氣樣品N2含量主要分布在10%～20%之間，整體上明顯低于塔中4井區(qū)和塔中Ⅰ號(hào)斷裂帶。CO2含量則相對(duì)較低，除少數(shù)幾個(gè)樣品在15%以上，絕大多數(shù)分布在5%以下，不同區(qū)塊之間的CO2含量差異較小。

2.2 碳同位素分布特征

從天然氣碳同位素組成中可以看出（表1），塔中地區(qū)天然氣甲烷碳同位素δ13C1普遍較輕，為-54.4‰～-37.7‰，平均為-43.6‰，乙烷碳同位素δ13C2為-42.1‰～-31.2‰，平均為-36.98‰。其中奧陶系天然氣中甲烷碳同位素δ13C1值差異較大，平均為-43.43‰，乙烷碳同位素δ13C2平均為-36.42‰。研究發(fā)現(xiàn)，以西部塔中45井為代表的奧陶系天然氣樣品中甲烷碳同位素δ13C1值（-54.4‰）明顯低于東部以塔中24、塔中26井為代表的樣品，δ13C2-1值則恰恰相反，西部（16.2‰）遠(yuǎn)高于東部（3.2‰和3.9‰）?？傮w來(lái)說(shuō)，沿塔中Ⅰ號(hào)斷裂帶自西向東，甲烷碳同位素δ13C1值具有增大的趨勢(shì)，而δ13C2-δ13C1值則呈逐漸減小的趨勢(shì)（圖4，圖5），表明東、西部天然氣成熟度可能存在著一定差異。

表1 塔中地區(qū)天然氣碳同位素組成Table 1 Composition of carbon isotopes in natural gas in Tazhong area

圖4 塔中地區(qū)奧陶系天然氣δ13C1分布Fig.4 Distribution ofδ13C1of natural gas in the Ordovician of Tazhong area

圖5 塔中地區(qū)奧陶系天然氣δ13C2-δ13C1分布Fig.5 Distribution ofδ13C2-δ13C1of natural gas in the Ordovician of Tazhong area

與奧陶系天然氣相比，石炭系天然氣樣品數(shù)量相對(duì)較少，碳同位素也相對(duì)較輕，且分布較為集中，甲烷碳同位素δ13C1為-46.3‰～-42.25‰，平均為-44.05‰；乙烷碳同位素δ13C2為-41.4‰～-32.7‰，平均為-38.5‰（表1）。其中塔中101井天然氣甲烷碳同位素δ13C1值為-46.3‰，乙烷碳同位素δ13C2值較其他井樣品明顯偏重，為-32.7‰，其δ13C2-δ13C1值高達(dá)13.6‰，這一特征可能與地溫增高有關(guān)，有待于進(jìn)一步研究。

2.3 天然氣成因

自20世紀(jì)70年代以來(lái)，國(guó)內(nèi)外學(xué)者通過(guò)大量的研究，先后提出了基于天然氣碳同位素與其母質(zhì)類型及演化階段的相關(guān)模式，并以此來(lái)進(jìn)行天然氣的成因判識(shí)，在天然氣的成因判識(shí)中得到了很好的應(yīng)用[8～11]。一般來(lái)說(shuō)，無(wú)機(jī)成因烷烴氣具有負(fù)碳同位素系列（δ13C1＞δ13C2＞δ13C3＞δ13C4），而有機(jī)的、同源同期的甲烷及其同系物具有正碳同位素特征（δ13C1＜δ13C2＜δ13C3＜δ13C4）[12～14]。研究表明，塔中地區(qū)奧陶系和石炭系天然氣樣品氣態(tài)烴組分基本上呈正碳同位素系列，δ13C1值均小于-30‰，表明塔中地區(qū)天然氣屬于有機(jī)成因的烷烴氣（表1；圖6）。統(tǒng)計(jì)顯示，油型氣的δ13C2值小于-28‰。根據(jù)這一規(guī)律，塔中地區(qū)奧陶系和石炭系天然氣δ13C2為-42.1‰～-31.2‰，均小于-28‰，屬于油型氣范疇。

天然氣既可來(lái)源于干酪根的直接裂解，又可來(lái)源于原油（包括膠質(zhì)和瀝青質(zhì)）裂解氣。對(duì)于干酪根熱降解氣和原油裂解氣的判別，多數(shù)人引用Prinzhofer等提出的ln（C2/C3）-ln（C1/C2）相關(guān)圖來(lái)區(qū)分干酪根初次裂解和原油二次裂解形成的天然氣[15]。研究表明，干酪根裂解氣和原油裂解氣在組分特征上有明顯的區(qū)別，干酪根裂解氣ln（C2/C3）與ln（C1/C2）呈斜率小的反相關(guān)關(guān)系，而原油裂解氣則為斜率大的正相關(guān)關(guān)系。塔中地區(qū)奧陶系天然氣ln（C2/C3）值一般為-0.21～2.23，變化較大，而ln（C1/C2）值變化不大，一般為2.52～4.12，具有原油裂解氣為主的特征（圖7a）。塔中地區(qū)石炭系天然氣成因差異明顯不同，其中塔中4井區(qū)天然氣顯示出明顯的干酪根裂解氣特征，塔中16井區(qū)則顯示出較為明顯的干酪根裂解氣和原油裂解氣混合的特征，其他井區(qū)雖然樣品較少，但從已有的樣品分析來(lái)看，多以原油裂解氣為主（圖7b）。

圖6 塔中地區(qū)天然氣碳同位素組成Fig.6 Carbon isotoPic comPosition of natural gas in Tazhong area a.奧陶系；b.石炭系

Hill等根據(jù)原油裂解實(shí)驗(yàn)結(jié)果提出C2/i C4與C2/C3參數(shù)可能是鑒定天然氣成熟度的新指標(biāo)[16]。張敏①?gòu)埫?，黃光輝，肖中堯，等.臺(tái)盆區(qū)油裂解成氣.長(zhǎng)江大學(xué)，2005等人通過(guò)模擬實(shí)驗(yàn)研究發(fā)現(xiàn)，當(dāng)C2/C3小于2（C2/i C4＜10）時(shí)，天然氣主要形成于鏡質(zhì)體反射率Ro小于1.5%的成熟演化范圍，屬于干酪根熱降解作用形成的天然氣；與此相反，當(dāng)C2/C3大于2（C2/i C4＞10）時(shí)，屬于原油裂解作用形成的天然氣，并在實(shí)際應(yīng)用中達(dá)到了良好的效果。從塔中地區(qū)天然氣的C2/C3與C2/i C4關(guān)系圖中發(fā)現(xiàn)，塔中奧陶系天然氣C2/C3均在2以上，C2/i C4也基本在10以上，反映出該層系天然氣成熟度較高，屬原油裂解成因天然氣；塔中石炭系天然氣成熟度差異較大，大多數(shù)天然氣樣品C2/C3小于2，C2/i C4小于10，以塔中4井區(qū)和塔中16井區(qū)最為明顯，充分顯示出以干酪根裂解氣為主，原油裂解氣為輔的特征（圖8）。

圖7 塔中地區(qū)天然氣ln（C2/C3）與ln（C1/C2）關(guān)系Fig.7 Interrelation between ln（C2/C3）and ln（C1/C2）of natural gas in Tazhong areaa.奧陶系；b.石炭系

圖8 塔中地區(qū)天然氣C2/C3與C2/i C4關(guān)系Fig.8 Interrelation between C2/C3and C2/i C4of natural gas in the Tazhong areaa.奧陶系；b.石炭系

3 東、西部天然氣差異及其原因

3.1 東、西部差異

根據(jù)塔中地區(qū)天然氣組分和碳同位素特征研究表明，奧陶系東西部天然氣存在明顯的差異，主要表現(xiàn)在如下3個(gè)方面：①天然氣干燥系數(shù)東部高于西部，東部塔中24井和塔中26井最高（0.96～0.98），西部塔中45井和塔中451井相對(duì)較低（0.84～0.87）；②西部井區(qū)天然氣中N2含量明顯低于東部，東部塔中26井為18.31%，西部塔中45井為3.49%；③東部井區(qū)天然氣甲烷碳同位素重于西部，東部塔中24井和塔中26井為-40‰～-37.7‰，西部塔中45井為-54.4‰，δ13C2-δ13C1值西部塔中45井（16.2‰）遠(yuǎn)高于東部塔中24井和塔中26井（3.2‰和3.9‰）。

3.2 原因分析

3.2.1 源巖熱演化史

有關(guān)塔中地區(qū)油氣來(lái)源前人已做了大量研究。目前認(rèn)為存在兩套潛在烴源巖對(duì)塔中油氣成藏有貢獻(xiàn)：中-上奧陶統(tǒng)烴源巖和寒武系-下奧陶統(tǒng)烴源巖[17]。梁狄剛等認(rèn)為目前塔里木盆地保存下來(lái)的海相工業(yè)油氣，絕大多數(shù)來(lái)源于中、上奧陶統(tǒng)中等成熟烴源巖，并且中、上奧陶統(tǒng)烴源巖對(duì)塔中地區(qū)現(xiàn)今早古生代油氣藏的貢獻(xiàn)最大①梁狄剛，金之鈞.塔里木盆地油氣源及成藏研究.石油大學(xué)（北京），2000。王鐵冠通過(guò)實(shí)測(cè)的Ro剖面研究，發(fā)現(xiàn)塔中東、西部的有機(jī)質(zhì)熱演化過(guò)程存在明顯的不同步，東部有機(jī)質(zhì)生油氣的時(shí)間明顯早于西部②王鐵冠，陳踐發(fā).塔中圍斜區(qū)東河砂巖及志留系油氣成因與成藏特征研究.中國(guó)石油大學(xué)（北京），2005。龐雄奇等通過(guò)塔中源巖的熱解資料，認(rèn)為塔中寒武系-下奧陶統(tǒng)源巖排烴門限深度為4 600 m，門限鏡質(zhì)體反射率為1%，現(xiàn)今的等效鏡質(zhì)體反射率都超過(guò)了2%左右，目前處于高-過(guò)成熟階段③龐雄奇，王英明，呂修祥，等.塔里木盆地臺(tái)盆區(qū)非背斜油藏形成條件與勘探方向.中國(guó)石油大學(xué)（北京），2004。張水昌等利用鏡狀體反射率、藻類體熒光參數(shù)、筆石體反射率等參數(shù)對(duì)塔中烴源巖的現(xiàn)今成熟度進(jìn)行了系統(tǒng)分析，認(rèn)為塔中西部等效鏡質(zhì)體反射率范圍介于0.83%～1.20%，基本上處于生油高峰階段[18]。依據(jù)塔中兩套烴源巖的分布，塔中西部天然氣的聚集可能主要來(lái)源于中-上奧陶統(tǒng)烴源巖的貢獻(xiàn)，由于東部緊鄰滿加爾凹陷，天然氣可能主要來(lái)自高-過(guò)成熟的寒武系烴源巖。

此外，塔中天然氣地球化學(xué)特征研究表明，西部井區(qū)天然氣主要以正常的原油伴生氣為主（如塔中45井），東部井區(qū)天然氣則主要為凝析油伴生氣（如塔中26井），東部天然氣成熟度明顯高于西部。因此，塔中東部主要捕獲了寒武系烴源巖生成的天然氣，而塔中西部主要捕獲了奧陶系烴源巖生成的天然氣。

圖9 塔中地區(qū)奧陶系天然氣H2S含量平面分布Fig.9 Plane distribution of H2S content in natural gas in the Ordovician of Tazhong area

3.2.2 硫酸鹽熱化學(xué)還原作用（TSR）

硫酸鹽熱化學(xué)還原作用是指熱動(dòng)力驅(qū)動(dòng)下，烴類與硫酸鹽發(fā)生化學(xué)反應(yīng)，將硫酸鹽礦物還原生成H2S，CO2等酸性氣體的過(guò)程。受TSR作用影響，天然氣組分及碳同位素會(huì)產(chǎn)生顯著變化：①CO2和H2S含量增大，呈正相關(guān)關(guān)系；②TSR反應(yīng)消耗烴類，甲烷相對(duì)富集，使得重?zé)N含量減少，干燥系數(shù)變大；③在TSR反應(yīng)消耗烴類的過(guò)程中，12C—12C鍵優(yōu)先破裂，殘留的烴類中相對(duì)富集13C，使得碳同位素變重；④硫同位素變重。

以往的研究表明，塔中地區(qū)寒武-奧陶系烴源巖中確實(shí)發(fā)生了硫酸鹽熱化學(xué)還原作用[19～21]。從塔中地質(zhì)背景來(lái)看，寒武系-下奧陶統(tǒng)存在兩套儲(chǔ)蓋組合，其中中、下寒武統(tǒng)儲(chǔ)蓋組合由膏巖充當(dāng)蓋層，這種膏巖蓋層在高溫條件下與其下部的烴類進(jìn)行反應(yīng)，形成H2S和CO2，使得在天然氣中檢測(cè)到H2S和CO2。塔中奧陶系天然氣中可以檢測(cè)到不同含量的H2S，分布極不平衡。西部井區(qū)幾乎檢測(cè)不到H2S的存在，而偏東部井區(qū)普遍可以檢測(cè)出H2S，且含量相對(duì)較高，尤其塔中82井區(qū)含量可達(dá)20 000×10-6以上（圖9），TSR反應(yīng)是導(dǎo)致高硫化氫含量不可忽略的一個(gè)原因[5]。由此可見，塔中地區(qū)所發(fā)生的硫酸鹽熱化學(xué)還原作用在區(qū)域上存在強(qiáng)弱之分，偏東部井區(qū)較西部井區(qū)強(qiáng)。

4 結(jié)論

1）塔中地區(qū)天然氣組分以烴類氣體為主，非烴氣體含量具有中-高特征。奧陶系天然氣CH4含量高，近半數(shù)樣品干燥系數(shù)在0.95以上，顯示干氣特征，δ13C1為-54.4‰～-37.7‰；石炭系天然氣在塔中4井區(qū)、塔中Ⅰ號(hào)斷裂帶、北斜坡地區(qū)僅少數(shù)樣品干燥系數(shù)在0.95以上，多數(shù)樣品的干燥系數(shù)小于0.95，顯示以濕氣為主，干氣為輔的特征，δ13C1為-46.3‰～-42.25‰。

2）塔中地區(qū)天然氣均為有機(jī)成因氣；奧陶系天然氣具有原油裂解氣的特征，屬于原油裂解成因的天然氣；石炭系天然氣既有干酪根裂解氣，也有原油裂解氣，其中塔中4井區(qū)天然氣顯示出明顯的干酪根裂解氣特征，塔中16井區(qū)則顯示干酪根裂解氣和原油裂解氣混合的特征，其他井區(qū)以原油裂解氣為主。

3）塔中地區(qū)奧陶系東西部天然氣存在明顯的差異。東部天然氣干燥系數(shù)、N2含量、甲烷碳同位素均高于西部。研究表明，不同時(shí)代的源巖及其成熟度和熱化學(xué)硫酸鹽還原作用等是造成天然氣差異的主要原因。

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（編輯 張亞雄）

Origins of natural gas in Tazhong area，the Tarim Basin and their differences

Wang Xiang1，2，Zhang Min3and Liu Yuhua4
（1.Basin and Reservoir Research Center，China University of Petroleum，Beijing 102249，China；2.State Key Laboratory of Petroleum Resource and Prospecting，China University of Petroleum，Beijing 102249，China；3.Department of Geochemistry，Yangtze University，Jingzhou，Hubei434023，China；4.Exploration and Production Research Institute，SINOPECNortheast Oil＆Gas Company，Changchun，Jilin 130062，China）

A systematic analysis is conducted on comPositions and geochemical characteristics of carbon isotoPes of natural gas in the Tazhong area，Tarim Basin.It is found that the gaseous hydrocarbon comPositions of the natural gas from the Tazhong area basically show a Pattern ofδ13C1＜δ13C2＜δ13C3＜δ13C4with their values of δ13C1all below-30‰，indicating their organic origin.According to the relationshiPbetween ln（C2/C3）and ln（C1/C2）and that between C2/i C4and C2/C3，natural gas in the Ordovician is believed to originate from Pyrolysis of crude oil.While natural gas in the Carboniferous ismixed gas originating from Pyrolysis of both kerogen and crude oil.In the eastern and western Parts of the Tazhong area，the source rocks are different in age and thermal history，leading to the significant differences of hydrocarbon comPositions and carbon isotoPes of natural gas in these areas.In the western Part，natural gasmainly originates from the Middle-UPPer Ordovician source rocks.While in the eastern Part，natural gas Probably originates from the high-to over-mature Cambrian source rocks.Thermochemical sulfate reduction in the eastern wellblock is stronger than that in the western wellblock.

origin of natural gas，maturity，thermochemical sulfate reduction，Tazhong area，Tarim Basin

TE133.1

A

0253-9985（2010）03-0335-08

2009-12-02。

王祥（1980—），男，博士研究生，油氣成藏機(jī)理與分布規(guī)律。

國(guó)家自然科學(xué)基金項(xiàng)目（40973041）。