塔里木盆地哈拉哈塘凹陷天然氣地球化學特征

吳小奇, 劉全有, 陶小晚, 胡國藝

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塔里木盆地哈拉哈塘凹陷天然氣地球化學特征

吳小奇1*, 劉全有2, 陶小晚3, 胡國藝3

(1. 中國石化 石油勘探開發(fā)研究院 無錫石油地質(zhì)研究所, 江蘇 無錫?214126; 2. 中國石化 石油勘探開發(fā)研究院, 北京?100083; 3. 中國石油 勘探開發(fā)研究院, 北京?100083)

哈拉哈塘凹陷位于塔里木盆地塔北隆起中部, 具有良好的石油地質(zhì)條件, 是近期油氣勘探的重點區(qū)帶。天然氣地球化學特征研究表明, 該區(qū)天然氣干燥系數(shù)較低, 表現(xiàn)出典型濕氣的特征, 普遍含有微量的H2S; 烷烴氣13C1和13C2值分別為–50.5‰ ~ –42.6‰和–40.2‰ ~ –35.5‰,D1值介于–262‰ ~ –156‰之間, 碳氫同位素系列表現(xiàn)出典型正序特征; C7輕烴組成具有正庚烷優(yōu)勢分布, C5~7輕烴組成以正構(gòu)和異構(gòu)烷烴為主。哈拉哈塘凹陷及周緣奧陶系天然氣均為海相油型氣, 既有干酪根裂解氣, 也有原油裂解氣, 其中哈拉哈塘天然氣中混入了相當比例的原油裂解初期形成的濕氣, 主要來自于南部阿滿過渡帶地區(qū)的中上奧陶統(tǒng)烴源巖, 天然氣中具有高13C值特征的CO2主要來自碳酸鹽巖儲層在酸性地層水作用下發(fā)生的溶蝕, H2S主要源自含硫化合物的熱裂解。其中天然氣發(fā)生的同位素部分倒轉(zhuǎn)主要源自原油伴生氣與原油裂解氣的混合。

天然氣; 地球化學特征; 哈拉哈塘凹陷; 塔里木盆地

0?引?言

塔里木盆地是我國最大的內(nèi)陸含油氣盆地, 隨著油氣勘探程度的不斷提高, 發(fā)現(xiàn)了一批大中型氣田, 為西氣東輸工程提供了充足的氣源, 為國民經(jīng)濟和社會的發(fā)展做出了重要貢獻。塔里木盆地天然氣可以分為煤型氣和油型氣兩類, 其中煤型氣是塔里木盆地天然氣的主體, 主要分布在前陸區(qū), 主力烴源巖為陸相三疊系—侏羅系煤系[1]; 油型氣是塔里木盆地天然氣的重要構(gòu)成, 主要分布在臺盆區(qū), 主體來自海相寒武系—下奧陶統(tǒng)或中上奧陶統(tǒng)烴源巖, 塔里木盆地油型氣可細分為干酪根裂解氣和原油裂解氣兩種[2–3]。

位于塔里木盆地塔北隆起中部的哈拉哈塘凹陷具有良好的石油地質(zhì)條件, 烴源條件、儲蓋組合、運移及配套條件較為有利, 是塔里木盆地塔北地區(qū)近期油氣勘探的重點區(qū)帶。近年來的勘探在該區(qū)獲得了重要突破, 在奧陶系發(fā)現(xiàn)了超億噸級大油田[4]。前人對哈拉哈塘地區(qū)構(gòu)造演化特征[5]、烴源巖發(fā)育情況[6]、奧陶系碳酸鹽巖儲層的特點和發(fā)育模式[4]等進行了較為深入的研究, 然而在油氣地球化學特征和來源方面, 前人的工作主要集中于對凹陷周緣的英買力、東河塘、雅克拉、塔河和輪南等地區(qū)油氣的分析, 而缺乏對于凹陷內(nèi)部油氣的直接研究, 僅在原油地球化學特征及油源對比方面有初步認識[4]。

天然氣地球化學特征是研究天然氣成因、氣源對比和氣藏形成規(guī)律的基礎, 在揭示天然氣來源、有機質(zhì)熱演化程度、沉積環(huán)境、運移成藏等信息方面得到了廣泛而有效的應用[7–10]。本文擬從天然氣組分、碳氫同位素和輕烴化合物組成等方面, 分析塔里木盆地哈拉哈塘凹陷天然氣地球化學特征, 并通過與凹陷周緣氣藏天然氣特征的對比, 來探討該區(qū)天然氣的成因和來源, 為深化對該區(qū)油氣來源的認識和后續(xù)勘探領域的拓展提供有益的信息。

1?地質(zhì)背景

塔北隆起位于塔里木盆地北部, 面積約3.6×104km2, 是一個走向近東西向、呈微向北突出弧形展布的前侏羅紀古隆起, 該區(qū)構(gòu)造格局總體表現(xiàn)為古生界和中新生界兩大構(gòu)造層, 其中古生界為長期繼承性發(fā)育、并逐層遭受剝蝕的殘余古隆起; 而中新生界整體上表現(xiàn)為南高北低的北傾斜坡形態(tài)[5]。根據(jù)古生界頂面地質(zhì)特征和形態(tài)可以將塔北隆起劃分為6個次級構(gòu)造單元: 輪臺凸起、英買力低凸起、哈拉哈塘凹陷、輪南低凸起、草湖凹陷和庫爾勒鼻狀凸起(圖1), 其中哈拉哈塘凹陷位于塔北隆起中部, 面積約4000 km2, 發(fā)育震旦系至泥盆系海相沉積地層、石炭系至二疊系海陸交互相沉積地層和中新生界陸相沉積地層, 其中北部缺失上白堊統(tǒng)、中上侏羅統(tǒng)等層位。

塔北地區(qū)古生界殘余古隆起海西早期形成, 長期穩(wěn)定存在, 決定了古隆起成為油氣的長期聚集方向, 該區(qū)具有兩套油氣系統(tǒng): 北部庫車坳陷的三疊系—侏羅系陸相油氣系統(tǒng)和南部滿加爾坳陷的寒武—奧陶系油氣系統(tǒng)。塔北隆起的陸相油氣主要分布在與庫車坳陷毗鄰的輪臺低凸起以及英買力低凸起的北緣, 主要包括玉東2、羊塔克、英買7、牙哈、提爾根等油氣田; 而海相油氣則主要聚集在輪南低凸起和哈拉哈塘凹陷及其周緣, 主要包括英買2、東河塘、雅克拉、塔河、輪南等油氣田。

圖1?塔北隆起構(gòu)造單元和油氣田分布圖

哈拉哈塘地區(qū)曾被認為是一個生烴凹陷, 其周緣的原油主要來自凹陷內(nèi)奧陶系烴源巖, 導致奧陶系油氣勘探停滯不前。根據(jù)近年來地質(zhì)結(jié)構(gòu)的重新解釋和石油地質(zhì)條件的評價, 哈拉哈塘地區(qū)不是生烴凹陷, 而是屬于輪南低凸起奧陶系潛山背斜的西部圍斜帶, 具有大面積含油氣的地質(zhì)條件; 目前該區(qū)奧陶系儲層與含油氣層段集中分布在一間房組與鷹山組上部, 巖石類型主要為亮晶顆?；?guī)r, 巖溶縫洞體是主要儲集空間; 上奧陶統(tǒng)吐木休克組泥灰?guī)r厚度穩(wěn)定、分布廣泛, 是一套區(qū)域性蓋層[4]。

2?分析方法

本次工作利用雙閥門高壓鋼瓶采集了塔北隆起哈拉哈塘凹陷和英買2油田共11個天然氣樣品, 天然氣組分、碳氫同位素和輕烴化合物組成的分析測試均在中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院進行。

天然氣組分分析用HP 7890A型氣相色譜儀; 碳同位素分析采用Delta plus GC/C/IRMS同位素質(zhì)譜儀, 每個樣品分析3次, 分析精度為±0.5‰, 標準為VPDB; 氫同位素分析用MAT253同位素質(zhì)譜儀, 采用GC/TC/IRMS法, 該實驗室氫同位素分析測試參與了國際氫同位素對比測試[11], 分析精度達±3‰, 標準為VSMOW。上述測試的具體流程詳見文獻[11], 組分和同位素測試結(jié)果分別見表1和表2。天然氣中輕烴化合物(C5–C8)組成分析用HP 5890Ⅱ型氣相色譜儀, 具體流程與胡國藝等[14]的方法一致。

3?天然氣地球化學特征

3.1?組分特征

哈拉哈塘凹陷天然氣以烴類氣體為主, 甲烷含量為52.74%~78.59%, 重烴氣(C2–C5)含量介于13.08%~32.38%之間, 干燥系數(shù)(C1/∑C1~n)普遍較低, 為0.635~0.847, 表現(xiàn)出典型濕氣的特征(表1); 位于哈拉哈塘凹陷西側(cè)的英買2油田天然氣中甲烷含量(41.66%~51.83%)普遍更低, 干燥系數(shù)也僅為0.514~0.693; 而位于東側(cè)的雅克拉、塔河和輪南地區(qū)天然氣則甲烷含量和干燥系數(shù)普遍略高于哈拉哈塘天然氣的值(圖2)。

哈拉哈塘凹陷天然氣中非烴氣體主要為CO2和N2, 含量分別為1.21%~10.74%和2.34%~9.78%(表1); 凹陷周緣天然氣中CO2和N2含量與凹陷內(nèi)天然氣特征較為接近, 僅英買2天然氣中N2含量明顯較高(14.32%~26.08%)(圖2)。哈拉哈塘凹陷天然氣樣品中普遍含有微量的H2S, 在采集氣樣時能聞到輕微的臭雞蛋氣味, 但其含量普遍較低, 介于9~2038 μg/g之間(表1)。

3.2?碳同位素特征

在烷烴氣碳同位素組成方面, 哈拉哈塘凹陷和英買2天然氣特征較為接近,13C1值分別為–50.5‰ ~ –42.6‰和–48.4‰ ~ –42.4‰(表2), 普遍低于塔北隆起中東部的雅克拉、塔河和輪南等地區(qū)天然氣的值; 哈拉哈塘凹陷天然氣13C2值為–40.2‰ ~ –35.5‰(表2), 塔河和輪南地區(qū)天然氣的值與之接近, 雅克拉氣田天然氣13C2值普遍較高, 而英買2天然氣13C2值普遍較低, 介于–41.1‰ ~ –38.2‰之間(圖3)。

圖2?哈拉哈塘凹陷及周緣奧陶系天然氣組分特征(數(shù)據(jù)來源: 本次工作及文獻[15–18])

哈拉哈塘凹陷及周緣的天然氣主體表現(xiàn)出碳同位素正序特征(13C1<13C2<13C3<13C4), 與典型有機成因氣特征一致, 僅輪南地區(qū)部分天然氣發(fā)生了甲烷和乙烷碳同位素的部分倒轉(zhuǎn)(13C1>13C2)(圖3)。

在CO2碳同位素特征方面, 哈拉哈塘凹陷和英買2天然氣13CCO2值介于–4.8‰ ~ –2.5‰之間(表2), 塔河油田天然氣13CCO2值與之類似, 介于–4.3‰ ~ –0.7‰之間[23], 而輪南地區(qū)天然氣13CCO2值則明顯偏低, 介于–14.7‰ ~ –12.9‰之間[20]。

3.3?氫同位素特征

哈拉哈塘天然氣D1值較為分散, 介于–262‰ ~ –156‰之間; 英買2天然氣D1值為–185‰ ~ –182‰(表2); 塔河和輪南天然氣D1值分別介于–179‰ ~ –129‰和–190‰ ~ –134‰之間(圖4)。在烷烴氣氫同位素系列特征(圖4)上, 哈拉哈塘天然氣均表現(xiàn)出典型正序特征(D1D2); 輪南的天然氣多數(shù)表現(xiàn)出甲烷和乙烷氫同位素部分倒轉(zhuǎn), 這也與該區(qū)碳同位素系列特征較為一致(圖3)。

圖4?哈拉哈塘凹陷及周緣奧陶系天然氣氫同位素系列(數(shù)據(jù)來源: 本次工作及文獻[17, 22, 23])

3.4?輕烴化合物組成

Thompson[24]根據(jù)原油隨著成熟度增高烷基化程度也增高的事實, 提出了反映成熟度的兩個參數(shù): 異庚烷值和庚烷值。從輕烴組成參數(shù)特征可以看出, 哈拉哈塘凹陷和英買2天然氣輕烴組成較為一致, 異庚烷值為2.77~5.00, 庚烷值較高, 介于29.39~ 50.01之間(表3)。

Mango[25–26]分別提出了1和2這兩個參數(shù), 發(fā)現(xiàn)同源母質(zhì)的原油(氣)具有基本一致的1和2值, 而不同類型原油(氣)1和2值有差別。哈拉哈塘凹陷和英買2天然氣1和2值較為一致, 分別介于1.04~1.17和0.19~0.28之間(表3), 反映出同源的特征。

在C7輕烴組成方面, 哈拉哈塘凹陷和英買2天然氣具有正庚烷優(yōu)勢分布, 甲基環(huán)己烷和各類二甲基環(huán)戊烷含量偏低(圖5a), 甲基環(huán)己烷指數(shù)僅為21.66~30.33(表3); 在C5~7輕烴組成方面, 該區(qū)天然氣以正構(gòu)和異構(gòu)烷烴為主, 環(huán)烷烴含量較低(圖5b)。此外, 研究區(qū)天然氣正庚烷/甲基環(huán)己烷值較高, 介于1.84~3.25之間, 甲苯/正庚烷值較低, 僅為0.10~0.27(表3)。

表3?哈拉哈塘凹陷和英買2天然氣中輕烴組成參數(shù)

圖5?哈拉哈塘凹陷和英買2天然氣C7(a)和C5~7(b)輕烴組成三角圖

煤型氣和油型氣界線據(jù)戴金星等[7]; *據(jù)陳踐發(fā)等[27]

the boundary line between coal-derived and oil-associated gases from Dai.[7]; * from Chen.[27])

4?天然氣成因和來源

通過上述對天然氣地球化學特征的分析, 可以為天然氣成因鑒別和氣源對比提供有益信息。

4.1 烷烴氣成因

塔里木盆地哈拉哈塘凹陷及周緣奧陶系天然氣在烷烴氣碳氫同位素系列上普遍表現(xiàn)出明顯的正序特征(圖3, 圖4), 與有機成因烷烴氣一致, 在甲烷碳氫同位素相關(guān)圖上也均表現(xiàn)出明顯的熱成因氣特征(圖6)。根據(jù)原始有機質(zhì)類型不同, 可以概括性地將有機成因氣劃分為油型(腐泥型)氣和煤型(腐殖型)氣[7]。乙烷碳同位素具有較強的原始母質(zhì)繼承性, 是鑒別煤型氣和油型氣的有效指標, 國內(nèi)學者一般采用–28‰或–29‰作為分界值。不同類型有機質(zhì)生成的天然氣在甲烷和乙烷碳同位素組成相關(guān)圖上也表現(xiàn)出不同的趨勢, 在甲烷碳同位素值相近的情況下, 腐殖型母質(zhì)生成的天然氣相比腐泥型母質(zhì)生成的天然氣具有更高的乙烷碳同位素值[8]。

哈拉哈塘凹陷及周緣天然氣主體13C2值均小于–32‰(圖3, 圖7), 表現(xiàn)出典型油型氣的特征。雅克拉氣田有1個氣樣13C2值為–27‰[15], 表現(xiàn)出煤型氣特征; 由圖7可以看出, 該樣品與Sacramento盆地Ⅲ型干酪根生成的天然氣[28]特征一致, 而其余樣品則與Delaware/Val Verde盆地Ⅱ型干酪根生成的天然氣[8]特征較為接近。

圖6?哈拉哈塘凹陷及周緣奧陶系天然氣中甲烷碳氫同位素相關(guān)圖

底圖據(jù)Whiticar[10]; 數(shù)據(jù)來源: 本次工作及文獻[15,17,20,22,23]

圖7?哈拉哈塘凹陷及周緣奧陶系天然氣甲烷和乙烷碳同位素相關(guān)圖

數(shù)據(jù)來源: 本次工作及文獻[2,15–22]; Sacramento盆地據(jù)Jenden.[28], Niger三角洲和Delaware/Val Verde盆地據(jù)Rooney.[8]

data source: this study and refs [2, 15–22]; Sacramento Basin from Jenden.[28], Niger delta and Delaware/Val Verde Basin from Rooney.[8]

輕烴組成也常被用于判識天然氣的成因類型。原油的庚烷值、異庚烷值與其烴源巖的干酪根類型有關(guān), 在相同熱演化階段時, 腐泥型有機質(zhì)形成的烴類比腐殖型有機質(zhì)生成的烴類具有更高的庚烷值[24]。哈拉哈塘凹陷和英買2天然氣的庚烷值較高(表3), 且庚烷值、異庚烷值均與塔中北斜坡奧陶系原油[29]一致, 表現(xiàn)出腐泥型有機質(zhì)生成天然氣的特征。

塔里木盆地不同地區(qū)原油具有不同的1值[30]。哈拉哈塘凹陷和英買2天然氣的1值(表3)與塔中北斜坡[29]和輪南[30]原油的1值一致, 表現(xiàn)出同源的特征。此外, 塔里木盆地海相原油2值較低(<0.30), 而陸相原油2值較大(>0.30)[30]。研究區(qū)天然氣具有較低的2值(0.19~0.28, 表3), 反映其為海相來源。

C7和C5~7輕烴組成具有重要的生源意義, 是判定天然氣成因的重要指標[7,31]。哈拉哈塘凹陷和英買2天然氣在C7和C5~7輕烴組成三角圖上均表現(xiàn)出典型油型氣的特征(圖5), 與塔里木盆地臺盆區(qū)海相油型氣特征一致, 而與庫車坳陷煤型氣特征明顯不同[31]; 甲基環(huán)己烷指數(shù)介于21.66%~ 30.33%之間(表3), 與油型氣范圍(<(50±2)%)一致, 而與煤型氣明顯不同。

因此, 哈拉哈塘凹陷及英買2天然氣均為油型氣, 來自海相腐泥型烴源巖; 凹陷周緣天然氣主體也來自腐泥型烴源巖, 但位于凹陷北緣的雅克拉氣田有個別氣樣表現(xiàn)出煤型氣的特征, 表明部分地區(qū)受到了來自庫車坳陷和輪臺凸起方向煤型氣混合的影響。

4.2?烷烴氣來源

腐泥型有機質(zhì)生成油型氣的途徑有兩種: 干酪根直接降解和原油(包括聚集型原油和分散可溶有機質(zhì))裂解, 其中原油裂解大致可分為兩步: (1)原油→輕烴+濕氣; (2)輕烴+濕氣→干氣[32]。早期原油裂解氣甲烷主要來自原油的直接裂解, 但后期主要來自C2~5重烴的裂解, 這與干酪根裂解甲烷主要來自干酪根直接裂解是不一樣的[33]。在相同熱解溫度下, 原油裂解氣甲烷碳同位素值明顯低于同類型干酪根裂解氣甲烷碳同位素值, 主要是由于前者經(jīng)歷了在干酪根裂解成烴基礎上的二次分餾[34]。封閉體系下演化程度較低時形成的原油裂解氣具有干燥系數(shù)低和甲烷碳同位素較輕的特征[35], 因此原油裂解氣可以用于解釋與可能的烴源巖成熟度不匹配的具有較低碳同位素值天然氣的成因。

天然氣的13C1值和烴源巖的o值緊密相關(guān)[8,13,14]。哈拉哈塘凹陷和英買2天然氣13C1值較低, 根據(jù)油型氣13C1-o經(jīng)驗公式[13–14]計算所得o值主體僅為0.5%左右(表2), 明顯偏低, 表明這些天然氣可能受到了原油裂解氣混合的影響。Thompson[24]研究認為隨著成熟度增高, 輕烴異庚烷值和庚烷值逐漸增大。哈拉哈塘凹陷和英買2天然氣輕烴組成較為一致, 庚烷值、異庚烷值分別介于29.39~50.01和2.77~5.00之間(表3), 與Thompson[24]提出的成熟度范圍和庚烷值、異庚烷值相關(guān)關(guān)系進行對比, 這些天然氣主體對應于高成熟階段。

在干酪根裂解和原油裂解過程中, C1/C2和C2/C3值隨演化程度升高表現(xiàn)出不同的變化趨勢, 據(jù)此Prinzhofer.[9]利用ln(C1/C2)和ln(C2/C3)的關(guān)系來鑒別干酪根裂解氣和原油裂解氣。然而王曉梅等[36]研究指出, 天然氣組分演化趨勢法如ln(C2/C3)與ln(C1/C2)相關(guān)圖不宜用于區(qū)分干酪根裂解氣和原油裂解氣。熱演化程度較為接近的天然氣其數(shù)據(jù)點會較為集中而難以用該方法進行判識[3]。Prinzhofer.[9]還提出了(13C2–13C3)-ln(C2/C3)圖用來鑒別干酪根裂解氣和原油裂解氣; Lorant.[37]進而通過不同類型模擬實驗進一步提出了(13C2–13C3)-C2/C3判別圖, 并在后續(xù)研究中得到了廣泛應用。從(13C2–13C3)-C2/C3圖(圖8)上可以看出, 哈拉哈塘凹陷及周緣奧陶系天然氣既有干酪根裂解氣, 也有原油裂解氣, 其中哈拉哈塘凹陷和英買2天然氣中混入了相當比例的原油裂解初期形成的濕氣, 而塔河和輪南地區(qū)天然氣中混入的原油裂解氣則為裂解程度較高時的產(chǎn)物。哈拉哈塘凹陷和英買2油田以產(chǎn)油為主, 天然氣日產(chǎn)量多數(shù)不超過1×104m3, 氣油比明顯低于塔北隆起東部的輪南地區(qū)油氣田, 這一方面是由于來自輪古東地區(qū)氣侵作用的影響未波及到哈拉哈塘凹陷, 另一方面則是由于凹陷內(nèi)原油仍處于裂解初期, 尚未發(fā)生大規(guī)模裂解。

Wang.[38]提出了C5-C4圖解用于判定海相不同母質(zhì)來源的天然氣, 在C4<0.9的情況下,C5<0.6時是分散液態(tài)烴裂解氣及封閉體系干酪根氣, 0.60.85時為干酪根裂解氣。從表1可以看出, 哈拉哈塘凹陷天然氣C4值介于0.46~0.71之間, 均小于0.9, 而C5值介于0.81~1.04, 表明既有干酪根裂解氣, 也有原油裂解氣。

圖8?哈拉哈塘凹陷及周緣奧陶系天然氣(δ13C2–δ13C3)-C2/C3圖

底圖據(jù)Lorant.[37]; 數(shù)據(jù)來源：本次工作及文獻[15–18]

塔里木盆地臺盆區(qū)海相油型氣的來源主要包括寒武系—下奧陶統(tǒng)烴源巖和中上奧陶統(tǒng)烴源巖[2–3]。朱光有等[4]研究指出, 哈拉哈塘凹陷不發(fā)育寒武系烴源巖, 也不存在捕獲來自東部地區(qū)寒武系原油裂解氣的條件, 且哈拉哈塘凹陷附近油氣藏具有共同的生物標志物特征, 體現(xiàn)出中上奧陶統(tǒng)烴源巖的特征。Lu.[18]也認為, 哈拉哈塘凹陷周緣天然氣主要來自中上奧陶統(tǒng)海相烴源巖。上文提到, 哈拉哈塘凹陷天然氣在輕烴組成方面與位于滿加爾凹陷南側(cè)塔中北斜坡天然氣特征較為一致, 而后者主體來自中上奧陶統(tǒng)烴源巖[19]。此外, Liu.[17]研究指出,塔里木盆地寒武系—下寒武統(tǒng)烴源巖生成的油型氣具有較重的氫同位素組成(–120‰ >D1> –170‰), 而中上奧陶統(tǒng)烴源巖生成的油型氣則氫同位素組成較輕(D1< –170‰)。哈拉哈塘凹陷奧陶系天然氣甲烷氫同位素組成除新墾7C井樣品較重(D1= –156‰)外, 其余樣品和英買2天然氣一致,D1值均小于–170‰(表2), 與中上奧陶統(tǒng)烴源巖生成的天然氣特征一致。因此, 哈拉哈塘地區(qū)天然氣主要來自中上奧陶統(tǒng)烴源巖。

盡管張朝軍等[6]研究認為哈拉哈塘地區(qū)哈6井下奧陶統(tǒng)發(fā)育工業(yè)性烴源巖, 但朱光有等[4]研究表明, 該井巖屑樣品絕大部分有機碳都很低, 難以達到有效烴源巖的標準(TOC > 0.5%), 僅靠這樣質(zhì)量的烴源巖難以產(chǎn)生哈拉哈塘凹陷及周緣如此豐富的油氣。朱光有等[4]研究指出, 哈拉哈塘南部地區(qū)(滿西地區(qū))發(fā)育奧陶系烴源巖, 是塔北地區(qū)海相油氣的重要來源, 而哈拉哈塘地區(qū)是晚海西期中上奧陶統(tǒng)烴源巖生成的油氣向北運移的必經(jīng)之地, 該區(qū)原油地球化學特征也與英買2、輪古西等地區(qū)來自中上奧陶統(tǒng)烴源巖的原油特征一致, 因此該區(qū)油氣主要來自于哈拉哈塘以南阿滿過渡帶地區(qū)的中上奧陶統(tǒng)烴源巖。

4.3?酸性氣體的成因和來源

酸性氣體CO2和H2S是天然氣的常見組分。根據(jù)原始物質(zhì)來源不同可以將CO2分為有機成因和無機成因兩大類, 其中有機成因CO2具有較低的碳同位素值(一般13CCO2< –10‰), 而無機成因CO2則具有較高的13CCO2值(> –8‰), 其中地幔/巖漿來源CO2其13CCO2值一般為(–6±2)‰, 碳酸鹽巖熱分解成因的CO2其13CCO2值一般為(0±3)‰[39], 碳酸鹽巖在酸性條件下發(fā)生溶解形成的CO2也具有類似的碳同位素組成[40]。

哈拉哈塘凹陷和英買2天然氣中的CO2則具有較高的13CCO2值(表2), 塔河油田天然氣也與之類似[23], 均表現(xiàn)出無機成因特征。然而, He同位素特征表明, 塔河油田天然氣具有較低的3He/4He值(2.26×10–8~5.23×10–8), 相應的R/Ra值僅為0.02~ 0.04[23], 庫車坳陷和塔中地區(qū)天然氣與之類似[41],均表現(xiàn)出典型殼源特征。因此, 哈拉哈塘凹陷及周緣天然氣中的CO2不是地幔/巖漿來源, 它們的13CCO2值最高可達–0.7‰[23], 表明其與儲層碳酸鹽巖有緊密聯(lián)系。

自三疊紀沉積以來, 哈拉哈塘地區(qū)奧陶系油藏一直處于持續(xù)深埋過程, 現(xiàn)今溫度主體介于150~160 ℃之間[4], 但該溫度不足以導致碳酸鹽巖發(fā)生熱分解, 該區(qū)也不發(fā)育巖漿作用等可能導致碳酸鹽巖發(fā)生分解的熱源。四川盆地東北部高含H2S天然氣研究表明, H2S溶于水會使得地層水呈酸性, 從而使得碳酸鹽巖儲層發(fā)生溶蝕并產(chǎn)生具有高13CCO2值特征的CO2[40]。因此, 哈拉哈塘凹陷奧陶系天然氣中的具有高13C值特征的CO2主要來自碳酸鹽巖儲層在酸性地層水作用下發(fā)生的溶蝕。

油氣藏中的H2S主要來源有三種：硫酸鹽細菌還原(BSR)、含硫化合物的熱裂解(TDS)和硫酸鹽熱化學還原(TSR)。哈拉哈塘凹陷天然氣樣品中普遍含有微量的H2S, 含量僅為9 ~ 2038 μg/g (表1)。該區(qū)油氣藏埋深較大, 不具備BSR發(fā)生的條件。TSR優(yōu)先消耗重烴, 產(chǎn)生的天然氣13C1較高、干燥系數(shù)大[42], 這與哈拉哈塘地區(qū)奧陶系天然氣13C1較輕、重烴氣含量較高、干燥系數(shù)較小等特點正好相反。此外, 哈拉哈塘地區(qū)奧陶系膏鹽層不發(fā)育, 以哈6井為例, 奧陶系以發(fā)育純灰?guī)r為主[4]。因此哈拉哈塘地區(qū)天然氣中的H2S不是BSR或TSR成因, 而可能主要源自含硫化合物的熱裂解。

4.4?烷烴氣同位素部分倒轉(zhuǎn)的成因

在烷烴氣碳同位素系列特征研究上, Chung.[43]提出正構(gòu)烷烴13C-1/C(C為碳數(shù))圖解可以用于判別天然氣可能發(fā)生的變化, 未發(fā)生后期變化的天然氣一般13C-1/C連線為直線。Zou.[44]對比分析了干酪根裂解實驗和自然界產(chǎn)出的天然氣特征后指出, 成熟階段的天然氣其13C1-13C2-13C3連線近乎直線, 而高-過成熟油型氣和煤型氣其連線分別具有下凹和上凸的特征。Dai.[45]研究指出, 生物成因烷烴氣碳同位素系列的部分倒轉(zhuǎn)主要有以下四種原因: 生物成因與非生物成因烷烴氣的混合; 煤型氣和油型氣的混合; 同型不同源氣或同源不同期氣混合; 烷烴氣中某一或某些組分被細菌氧化。而氫同位素系列部分倒轉(zhuǎn)也是次生氣或混合氣的一個特征[7]。

哈拉哈塘凹陷及周緣奧陶系中烷烴氣主體表現(xiàn)出碳氫同位素正序特征, 輪南地區(qū)不少樣品發(fā)生了甲、乙烷碳氫同位素的部分倒轉(zhuǎn), 塔河油田與英買2油田有少部分樣品發(fā)生了甲、乙烷氫同位素部分倒轉(zhuǎn), 盡管未發(fā)生碳同位素部分倒轉(zhuǎn), 但塔河油田部分樣品甲、乙烷碳同位素值差異很小, 英買2天然氣樣品甲、乙烷碳同位素值差異也小于哈拉哈塘凹陷天然氣(圖3, 圖4)。塔里木盆地哈拉哈塘凹陷及周緣天然氣中未發(fā)現(xiàn)非生物成因烷烴氣, 氣藏埋深較大, 沒有細菌氧化的跡象。盡管位于哈拉哈塘凹陷北緣的雅克拉氣田有個別氣樣表現(xiàn)出煤型氣的特征(圖7), 表明其受到了來自庫車坳陷和輪臺凸起方向煤型氣混合的影響, 但較低的13C2值和甲、乙烷碳同位素相關(guān)關(guān)系(圖7)均表明, 凹陷及周緣奧陶系天然氣主體為油型氣, 未受到明顯的煤型氣混合。因此, 同型不同源氣或同源不同期氣混合是哈拉哈塘凹陷周緣奧陶系天然氣發(fā)生碳氫同位素部分倒轉(zhuǎn)的主要原因。

輪南和塔河地區(qū)天然氣較低的13C2值、13C1-13C2-13C3連線具有下凹特征(圖3), 反映出高-過成熟油型氣的特點。輪南地區(qū)天然氣干燥系數(shù)和氣油比從東到西降低, 反映了原油裂解氣發(fā)生氣侵是從輪古東斜坡開始逐漸向西進行的[36]; 而輪南西部大部分地區(qū)遭受氣侵作用較微弱[18]; 塔河油田奧陶系天然氣具有早期原油伴生氣和晚期高溫裂解氣這兩期充注和混合的特征[16,23]。此外, 上文提到, 英買2天然氣中混入了相當比例的原油裂解初期形成的濕氣。前人研究表明, 原油伴生氣與原油裂解氣的混合是四川盆地石炭系黃龍組烷烴氣碳氫同位素部分倒轉(zhuǎn)[46]的主要原因。因此, 哈拉哈塘凹陷周緣天然氣發(fā)生的同位素部分倒轉(zhuǎn)主要源自原油伴生氣與原油裂解氣的混合。

5?結(jié)?論

塔里木盆地哈拉哈塘凹陷及英買2天然氣以烴類氣體為主, 干燥系數(shù)(C1/∑C1~n)普遍較低, 表現(xiàn)出典型濕氣的特征; 非烴氣體主要為CO2和N2, 且普遍含有微量的H2S。哈拉哈塘凹陷烷烴氣13C1和13C2值分別為–50.5‰ ~ –42.6‰和–40.2‰ ~ –35.5‰,D1值介于–262‰ ~ –156‰之間, 烷烴氣碳氫同位素系列表現(xiàn)出典型正序特征。哈拉哈塘凹陷及英買2天然氣C7輕烴組成具有正庚烷優(yōu)勢分布, 甲基環(huán)己烷指數(shù)僅為21.66~30.33; C5~7輕烴組成以正構(gòu)和異構(gòu)烷烴為主; 正庚烷/甲基環(huán)己烷值介于1.84~3.25之間, 甲苯/正庚烷值僅為0.10~0.27。

哈拉哈塘凹陷及周緣奧陶系天然氣均為海相油型氣, 既有干酪根裂解氣, 也有原油裂解氣, 其中哈拉哈塘和英買2天然氣中混入了相當比例的原油裂解初期形成的濕氣。哈拉哈塘凹陷天然氣地球化學特征與中上奧陶統(tǒng)烴源巖生成的天然氣一致, 天然氣主要來自于哈拉哈塘以南阿滿過渡帶地區(qū)的中上奧陶統(tǒng)烴源巖。

哈拉哈塘凹陷奧陶系天然氣中的具有高13C值特征的CO2主要來自碳酸鹽巖儲層在酸性地層水作用下發(fā)生的溶蝕, H2S主要源自含硫化合物的熱裂解。此外, 哈拉哈塘凹陷周緣天然氣發(fā)生的同位素部分倒轉(zhuǎn)主要源自原油伴生氣與原油裂解氣的混合。

戴金星院士對相關(guān)工作給予了悉心指導; 樣品采集與分析測試工作分別得到了中國石油塔里木油田公司和中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院的大力協(xié)助與支持; 審稿專家提出了寶貴修改意見, 在此一并深表謝意！

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Geochemical characteristics of natural gas from Halahatang Sag in the Tarim Basin

WU Xiao-qi1*, LIU Quan-you2, TAO Xiao-wan3and HU Guo-yi3

1. Wuxi Research Institute of Petroleum Geology, Petroleum Exploration and Production Research Institute, SINOPEC, Wuxi?214126, China; 2.Petroleum Exploration and Production Research Institute, SINOPEC, Beijing?100083, China; 3.Research Institute of Petroleum Exploration and Development, PetroChina, Beijing?100083, China

Halahatang Sag is located at the central part of the Tabei Uplift, Tarim Basin with favorable petroleum geological condition. It is an important exploration area. Geochemical characteristics of natural gas indicate that the natural gas displays low dryness indexes with trace-amount of H2S. The13C1,13C2andD1values of natural gas are in the ranges of –50.5‰―–42.6‰, –40.2‰―–35.5‰ and –262‰―–156‰, respectively, with positive carbon and hydrogen isotopic series. The C7light hydrocarbons are dominated by-heptane with C5~7dominated by normal alkanes and isoalkanes. The Ordovician-reservoired gases in Halahatang Sag and the adjacent area are marine oil-type gas from both kerogen cracking and oil cracking. The gases from Halahatang Sag include a significant proportion of wet gas formed in the early stage of oil cracking. They were mainly derived from the Middle-Upper Ordovician source rocks in the Awati-Manjiaer transitional zone. CO2with high13C values in the Ordovician-reservoired gas was mainly derived from the dissolution of carbonate reservoirs under acidic formation water, with the H2S from thermal decomposition of sulfides. The partial isotopic reversal of gases originated mainly from the mixing of oil-associated gas and oil-cracking gas.

natural gas; geochemical characteristics; Halahatang Sag; Tarim Basin

P597

A

0379-1726(2014)05-0477-12

2013-09-17;

2013-10-23;

2014-04-14

國家自然科學基金(41302118)

吳小奇(1982–), 男, 博士、高級工程師, 地球化學專業(yè)。

WU Xiao-qi, E-mail: xqwu@163.com; Tel: +86-510-68787283