東濮凹陷橋口-白廟地區(qū)天然氣分布與成因探討

王淑玉 劉海燕 董 虎 劉建云 朱 麗 許寶杰

（1.中原油田分公司勘探開發(fā)科學(xué)研究院，河南 濮陽 457001；2.中原油田分公司采油四廠，河南 濮陽 457001；3.中原石油勘探局培訓(xùn)中心，河南 濮陽 457001；4.中原油田分公司采油五廠，河南 濮陽 457001）

東濮凹陷橋口-白廟地區(qū)天然氣分布與成因探討

王淑玉1劉海燕1董 虎2劉建云3朱 麗1許寶杰4

（1.中原油田分公司勘探開發(fā)科學(xué)研究院，河南 濮陽 457001；2.中原油田分公司采油四廠，河南 濮陽 457001；3.中原石油勘探局培訓(xùn)中心，河南 濮陽 457001；4.中原油田分公司采油五廠，河南 濮陽 457001）

通過對橋口-白廟地區(qū)天然氣地球化學(xué)及分布特征的分析研究，認(rèn)為該區(qū)天然氣主要有油型氣、煤型氣、混合氣及深成氣4種類型，各種類型的天然氣分別具有不同的成因及成藏類型。橋口構(gòu)造東翼深層天然氣主要與葛崗集洼陷下第三系烴源巖有關(guān)，與煤系地層關(guān)系不大；白廟地區(qū)天然氣與葛崗集洼陷及前梨園洼陷的烴源巖均有關(guān)，既有早期煤型氣的充注，也有晚期油型氣的充注，具有多源、多階、多次充注復(fù)合成藏的特點。

天然氣；地球化學(xué)特征；烴源巖；成因分析；橋口-白廟地區(qū)；東濮凹陷

橋口-白廟地區(qū)是東濮凹陷重要的產(chǎn)氣區(qū)之一，北與前梨園洼陷相鄰，南與葛崗集洼陷相接,是油氣富集的主要區(qū)帶。前梨園洼陷與葛崗集洼陷的沉積特征與生油條件顯著不同，前者水體沉積環(huán)境為咸水—超咸水鹽度性質(zhì)，洼陷內(nèi)沉積有3套膏鹽層，烴源巖有機質(zhì)豐度高、類型好、厚度大，生、儲、蓋組合配置關(guān)系良好，烴源巖生烴潛力大，且多以生油為主；后者的沉積環(huán)境為淡水—半咸水沉積特征，區(qū)內(nèi)沒有膏鹽層沉積，烴源巖有機質(zhì)豐度相對較低、類型較差，有上古生界石炭—二疊系的煤巖與下第三系湖相碎屑巖2套烴源巖層，多以生氣為主［1］。兩洼陷烴源巖地球化學(xué)性質(zhì)的不同，使得該區(qū)所生成的油氣也具有多樣性，且形成了不同性質(zhì)與類型的油氣藏。

1 天然氣分布特征

橋口-白廟地區(qū)天然氣十分富集，主要有油型氣、煤型氣、混合氣及深成氣等4種類型［2］。橋口地區(qū)天然氣主要分布在橋口構(gòu)造東翼，東翼北部受西傾斷階帶控制，天然氣富集在Es2下—Es3下地層中，為含氣油層；東翼南部受東傾斷階帶控制，天然氣富集在Es3中—Es3下深層，并伴隨含有凝析油。另外，橋口構(gòu)造地壘帶翼部深層也分布有主要來源于前梨園洼陷的凝析氣。白廟地區(qū)天然氣普遍富集，具上氣下油分布特征，杜寨斷層上升盤Es2下、Es31、Es32層位及蘭聊斷層構(gòu)造高部位為純氣藏［3］，凝析氣藏主要分布在構(gòu)造中部，油層氣主要分布在杜寨斷層下降盤及近洼深層Es33—Es34中。

2 天然氣地球化學(xué)特征

2.1 天然氣組分特征

橋口地區(qū)，天然氣成分以甲烷為主，甲烷體積分?jǐn)?shù)一般在75%以上，重?zé)N體積分?jǐn)?shù)6%～20%，無機氣體組分二氧化碳、氮、氧體積分?jǐn)?shù)一般小于5%。

橋口構(gòu)造地壘帶深層翼部橋58井為凝析氣藏，天然氣中甲烷體積分?jǐn)?shù)高，天然氣的成熟度較高，輕重比C1/（C1—C5）高達(dá)0.92；橋14、橋20等井為油型氣藏，油層中含有天然氣，重?zé)N體積分?jǐn)?shù)較高，C1/（C1—C5）比值較小，為0.78～0.80（見表1）；橋口東翼近洼天然氣甲烷體積分?jǐn)?shù)隨著埋藏深度的增加，有增大趨勢，表明天然氣的成熟度在逐漸變大及形成過程中有次序充注成藏的過程。

表1 橋口-白廟地區(qū)天然氣組分

白廟地區(qū)天然氣甲烷體積分?jǐn)?shù)變化范圍較大，為63%～94%，重?zé)N體積分?jǐn)?shù)為5%～35%，無機氣體成分二氧化碳、氮、氧體積分?jǐn)?shù)也一般小于5%。分布在構(gòu)造頂部、中部的白8、白20等井甲烷體積分?jǐn)?shù)大于90%，重?zé)N體積分?jǐn)?shù)低,輕重比C1/（C1—C5）高達(dá)0.92～0.95，表明天然氣的成熟度較高；分布在構(gòu)造翼部的油層氣白13、白16等井甲烷體積分?jǐn)?shù)一般小于82%，重?zé)N體積分?jǐn)?shù)較高，天然氣的成熟度變低，輕重比較小C1/（C1—C5）＜0.86；白11、白17、前8井位于白廟構(gòu)造的北翼，甲烷體積分?jǐn)?shù)分布范圍較小，為85%～89%，輕重比C1/（C1—C5）為0.9左右（見表1）。

2.2 天然氣碳同位素特征

橋口-白廟地區(qū)天然氣甲烷碳同位素分布范圍較寬，為-34‰～-46‰，但大多集中在-37‰～-40‰，乙烷碳同位素-24‰～-31‰，丙烷碳同位素-23‰～-30‰，丁烷碳同位素-25‰～-30‰，這些重?zé)N碳同位素一般-25‰～-28‰（見表2），比甲烷碳同位素值重約10‰，表明甲烷與重?zé)N碳同位素存在分餾效應(yīng)，而重?zé)N分子之間的碳同位素分餾效應(yīng)不大，并且天然氣碳同位素大多數(shù)具有δ13C1＜δ13C2＜δ13C3＞δ13C4的特點（見圖1）。正常單一成因類型的天然氣組分碳同位素變化規(guī)律為δ13C1＜δ13C2＜δ13C3＜δ13C4， 而本區(qū)δ13C4出現(xiàn)異常，說明天然氣成因應(yīng)具有多樣性。東濮凹陷北部中央隆起帶文23區(qū)塊，來源于下伏石炭—二疊系煤系地層的純煤型氣藏甲烷碳同位素平均-28.7‰，濮城地區(qū)與下第三系湖相泥巖有關(guān)的純油型氣藏甲烷碳同位素平均-41.9‰［4］。橋口東翼天然氣甲烷碳同位素-40‰～-45‰，具有與北部地區(qū)相似的純油型氣特征；白廟地區(qū)天然氣甲烷碳同位素為-34‰～-40‰，比凹陷北部地區(qū)純油型氣重，比純煤型氣輕，說明本區(qū)天然氣成因具有混合來源的特征。

另據(jù)梁狄剛1998年提出的煤型氣與油型氣判別標(biāo)準(zhǔn)：煤型氣δ13C2＞-28‰，δ13C3＞-26‰，δ13C4＞-25‰；油型氣δ13C2＜-28‰，δ13C3＜-26‰，δ13C4＜-25‰。

表2 橋口-白廟地區(qū)天然氣碳同位素數(shù)據(jù)

綜合研究認(rèn)為：白52、白55等井為有煤型氣輸入的混合氣，只是油型氣與煤型氣的混合比例略有不同；煤型氣另一個特點是在δ13C1大于-40.0‰前提下，CH4與C2H6的碳同位素差值很大，因而白20等井更具純煤型氣特征；白9、白13、白28等井天然氣為油型氣，是油層含氣，碳同位素不具備煤型氣的特點。

圖1 天然氣碳同位素對比

2.3 天然氣中惰性氣體同位素

天然氣中伴生的惰性氣體氦、氬同位素被廣泛應(yīng)用于天然氣的氣源對比、氣源巖研究中［5］。利用3He/4He比值大小可判斷天然氣中稀有氣體是來源于殼源還是幔源［6］；利用40Ar/36Ar比值大小可判別氣源巖形成的時代，40Ar/36Ar的比值不受天然氣成熟度的影響，只與氣源巖形成的年代有關(guān)，隨著源巖埋藏加深、時代變老，表現(xiàn)出40Ar/36Ar比值有變大的趨勢［7］。

據(jù)中科院蘭州地質(zhì)所對環(huán)渤海灣盆地含油氣區(qū)的研究發(fā)現(xiàn)，下第三系沙河街組烴源巖形成的天然氣40Ar/36Ar值大多為350～450，而古生界石炭—二疊系煤系地層生成的天然氣40Ar/36Ar值較高多在950～1 200，表明了隨著時代變老40Ar/36Ar值在增大的特征。

東濮凹陷的研究資料表明，該區(qū)天然氣40Ar/36Ar變化規(guī)律有3種：第一種是40Ar/36Ar比值為570～626，平均590，為油型氣，其源巖為下第三系湖相碎屑巖地層；第二種是40Ar/36Ar比值為958～1 239，平均1 125，為煤型氣，氣源巖為下伏石炭—二疊系的煤系地層；第三種是介于兩者之間，40Ar/36Ar比值為780～868，平均830，為混合氣，氣源巖為下第三系的湖相碎屑巖與下伏石炭—二疊系煤巖。

在前人研究工作的基礎(chǔ)上，對部分井采取了補充取樣，進(jìn)行了天然氣樣品的氦、氬同位素測試 （見表3），以對橋口-白廟地區(qū)天然氣來源問題進(jìn)行更詳盡的討論。從表3中數(shù)據(jù)可以看出，橋口地區(qū)2口井40Ar/36Ar比值均小于626，認(rèn)為這應(yīng)該與下第三系源巖有關(guān)。白廟地區(qū)近蘭聊斷裂帶白3、白8、白20等井的淺層Es2下—Es32氣層40Ar/36Ar比值較高，均大于1 125，為煤型氣；處于構(gòu)造高點的白10、白14等井40Ar/36Ar比值均大于700，為混合氣；遠(yuǎn)離蘭聊斷裂帶，且處于構(gòu)造低部位的白6、白9、白12、白28、白11等井40Ar/36Ar比值較低，小于570，呈現(xiàn)油型氣的特征。40Ar/36Ar比值表現(xiàn)出的低、中、高3組特征，說明了研究區(qū)天然氣既有單一的煤型氣與油型氣，也有油型氣與煤型氣混合形成的混合氣（見圖2）。

一般情況下，來源于大氣中氦的同位素3He/4He比值約為1.4×10-6，來源于殼源氦的同位素3He/4He比值小于9×10-8，來源于幔源氦的同位素3He/4He比值大于1.1×10-5［8］。

橋口地區(qū)橋55-1井及白廟地區(qū)白13、白11、白17等井天然氣中氦同位素3He/4He比值為10-8量級，R/Ra值小于0.1，說明天然氣性質(zhì)應(yīng)來源于殼源；白廟地區(qū)蘭聊斷層附近的白3、白8、白10、白20等井天然氣3He/4He比值較大，處于10-6～10-7量級內(nèi),說明來源于殼源與幔源的揮發(fā)組分之間產(chǎn)生了物物交換與復(fù)合?？梢岳脷?、幔端元成分值按二元復(fù)合模式計算出各自所占的比例，計算結(jié)果表明白3井Es2段天然氣幔源氦的比例為8.2%，白10井Es31天然氣幔源氦所占的比例為7.3%。因此，白廟地區(qū)部分井中天然氣的氦氣中有幔源氦的混入，但混入的比例不大，大多小于10%。

表3 橋口-白廟地區(qū)天然氣惰性氣體同位素

圖2 天然氣中惰性氣體同位素關(guān)系

3 天然氣成因探討

通過上述研究，表明橋口東翼近葛崗集洼陷的橋14、橋20、橋58等井天然氣組分、天然氣同位素、惰性氣體同位素與白廟地區(qū)天然氣具有較大差別，橋口東翼天然氣應(yīng)是由葛崗集洼陷有機質(zhì)輸入的成熟度較高的天然氣。位于橋口構(gòu)造地壘帶翼部的橋58井深層為來源于前梨園洼陷的凝析氣藏。

白廟地區(qū)以產(chǎn)氣為主，含凝析油，天然氣甲烷碳同位素多數(shù)具有比油型氣偏重5.0‰～8.0‰，比煤型氣偏輕4.0‰～7.0‰的特征，表明白廟地區(qū)天然氣多以混合成因為主。蘭聊斷層附近的高部位有純煤型天然氣產(chǎn)出，煤型氣是其下伏石炭—二疊系煤系地層有機質(zhì)生成的。白廟構(gòu)造翼部的低部位也產(chǎn)有純油型天然氣，油型天然氣主要為前梨園洼陷及葛崗集洼陷的下第三系有機質(zhì)晚期生成的成熟度較高的油氣。根據(jù)該區(qū)烴源巖熱演化特征，埋藏較深的石炭—二疊系煤巖成熟較早，形成的煤型氣較早的注入圈閉，主要富集在構(gòu)造的高部位和淺層，而生成較晚的油型氣則在構(gòu)造低部位和近洼深層中富集，中間地帶形成了一個由油型氣與煤型氣混合的過渡帶。

天然氣中不同組分的碳同位素具有相對穩(wěn)定的分配系數(shù)［9-10］，即 δ13C1＜δ13C2＜δ13C3＜δ13C4，根據(jù) δ13C1碳同位素與天然氣成熟度的關(guān)系，單一氣源的天然氣應(yīng)符合（δ13C2-δ13C1）=1.33×（δ13C3-δ13C2）+7.76，若是 2種不同成熟度天然氣混合，公式兩側(cè)數(shù)值差異就很大。

通過計算橋口及白廟地區(qū)部分井的數(shù)據(jù)來看，橋14、橋20、白11、白8 Es2下、白20 Es2下天然氣屬單一來源的氣體，其中橋14、橋20、白17井應(yīng)為下第三系生油巖的產(chǎn)物油型氣，且白11井主要為腐泥型母質(zhì)生成的油型氣，橋14、橋20井主要為腐殖型母質(zhì)生成的油型氣；白8井Es2下、白20井Es2下天然氣應(yīng)屬石炭—二疊系的煤成氣，其中甲烷碳同位素值的較大不同主要是由于氣源巖有機質(zhì)母質(zhì)類型不同造成的。白廟地區(qū)還存在著由石炭—二疊系煤系地層形成的煤成氣與下第三系沙河街組源巖形成的油型氣形成的混合氣，如白10、白52等井。橋口地區(qū)橋58井凝析氣藏可能為下第三系不同成熟度油型氣混合形成的混合氣。

4 結(jié)束語

橋口-白廟地區(qū)天然氣成因十分復(fù)雜，具有多源、多階、多次充注復(fù)合成藏的特點。多源是指來源于2個沉積特征有差別的洼陷，存在2套不同類型沉積的氣源巖，橋口東翼深層天然氣主要與葛崗集洼陷下第三系烴源巖有關(guān)，與煤系地層關(guān)系不大，白廟氣田則是與葛崗集洼陷及前梨園洼陷的烴源巖均有關(guān)；多階是指既有下第三系湖相源巖不同成烴階段生成的天然氣，也有石炭—二疊系煤系地層的二次生烴；多次充注是指既有早期煤型氣的充注，也有晚期油型氣的充注，進(jìn)而形成多個復(fù)合油氣藏。

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Distribution and origin of natural gas in Qiaokou-Baimiao Area,Dongpu Depression

Wang Shuyu1Liu Haiyan1Dong Hu2Liu Jianyun3Zhu Li1Xu Baojie4
(1.Research Institute of Exploration&Development,Zhongyuan Oilfield Company,SINOPEC,Puyang 457001,China;2.No.4 Oil Production Plant,Zhongyuan Oilfield Company,SINOPEC,Puyang 457001,China;3.Training Center,Zhongyuan Petroleum Exploration Bureau,SINOPEC,Puyang 457001,China;4.No.5 Oil Production Plant,Zhongyuan Oilfield Company,SINOPEC, Puyang 457001,China)

Through studying the geochemical behavior and the distribution characteristics of natural gas in Qiaokou-Baimiao Area, four types of natural gas are proposed in the area,including oil-type gas,coal-type gas,mixed gas and plutonic gas.The natural gas has different origin types and accumulation types in Qiaokou-Baimiao Aeras.Based on the study,it is considered that the deep natural gas in the eastern flank of Qiaokou structure is related to the hydrocarbon source rock of Paleogene in Gegangji Sag,which has not much connection with coal measure strata.The natural gas is related to the hydrocarbon source rock of not only Gegangji Sag but also Qianliyuan Sag.The hydrocarbon source rocks have been filled with early coal-type gas and late oil-type gas.That is characterized by the features of compound accumulation with multiple sources,multiple stages and multiple filling.

natural gas;geochemical characteristics;source rock;origin analysis;Qiaokou-Baimiao Area;Dongpu Depression

TE121.1+2

：A

1005-8907（2011）02-207-05

2010-07-11；改回日期：2011-01-04。

王淑玉，女，1966年生，工程師，主要從事石油地質(zhì)研究及期刊編輯工作。電話：（0393）4820093，E-mail：471080766@qq.com。

（編輯楊會朋）

王淑玉，劉海燕，董虎，等.東濮凹陷橋口-白廟地區(qū)天然氣分布與成因探討［J］.斷塊油氣田，2011，18（2）：207-211. Wang Shuyu，Liu Haiyan，Dong Hu，et al.Distribution and origin of natural gas in Qiaokou-Baimiao Area，Dongpu Depression［J］.Fault-Block Oil &Gas Field，2011，18（2）：207-211.