蘇北盆地天然氣類型及成因分析

羅 義，劉義梅，段宏亮

（中國石化江蘇油田分公司勘探開發(fā)研究院，江蘇 揚州225009）

蘇北盆地是一個富油貧氣的含油氣盆地，已發(fā)現(xiàn)的天然氣田及氣井，平面上主要分布于鹽城凹陷南洋次凹深凹帶、高郵凹陷深凹帶、金湖凹陷外坡帶及吳堡低凸起［1］。迄今在白堊系、古近系和新近系探明了劉莊、永安、肖劉莊、周莊氣藏及朱家墩氣田，且多口井試獲了天然氣流。 另外，蘇北盆地還發(fā)現(xiàn)少量介于烴和非烴之間的富氮過渡型氣（如泰興溪橋氣藏淺層氣中氮氣組分占57.12%）， 西園、南湖、范莊等地區(qū)的油溶氣，以及主要分布在黃橋氣田和真武、許莊一帶斷階帶中的純CO2氣和富CO2烴類氣［2-3］。

蘇北盆地烴類天然氣在地下賦存方式多樣，成因各異，天然氣來源也不盡相同。 本文主要根據(jù)天然氣組成成分、穩(wěn)定碳同位素、輕烴組成特征以及由它們組成的參數(shù)等作為天然氣類型劃分依據(jù)，對蘇北盆地已發(fā)現(xiàn)的天然氣進行類型分類，并進行成因分析。

1 天然氣特征

1.1 組分特征

天然氣組分是天然氣的一項主要指標。 根據(jù)蘇北盆地不同產層有代表性的油氣田及氣井天然氣組成資料（表1），可將烴類氣劃分為干氣和濕氣兩大類［4］。

表1 蘇北盆地天然氣組分分類表

屬于烴氣中干氣的有：朱家墩氣田，甲烷含量最高可達到96.57%，C1/C1-5可以達到0.98；周莊氣藏，甲烷含量高達96.52%，缺失重烴組分；劉莊氣藏，甲烷含量最高可達到96.53%，C1/C1-5可以達到0.99；H5井、B12-1井等，發(fā)現(xiàn)古近系氣層氣或油藏氣頂氣，其中H5井甲烷含量雖然只有93.42%， 但C1/C1-5高達0.97。

屬于烴氣中濕氣的有：永安、肖劉莊氣藏以及金湖、高郵凹陷大量的古近系油伴生氣。 永安、肖劉莊氣藏甲烷含量最高只有80.59%，重烴組分含量較高，C1/C1-5為0.84～0.85。

1.2 碳同位素特征

同位素是天然氣成因分析的重要依據(jù)，包含有C1-4、CO2等的同位素。蘇北盆地大部分地區(qū)的天然氣以有機熱成熟氣為主，如高郵凹陷、海安凹陷、金湖凹陷的氣層氣和油田伴生氣，鹽城凹陷朱家墩氣田也屬于有機熱成因氣。 選取具有代表性的劉莊、永安、肖劉莊和朱家墩地區(qū)的探井天然氣碳同位素進行分析。

根據(jù)碳同位素特征 （表2）， 總體上δ13C1值為-50.30‰～-37.77‰， 大于-55.00‰；δ13C2為-43.20‰～-27.10‰，δ13C3為-31.00‰～-25.20‰，δ13C4為-31.50‰～-24.20‰， 大部分樣品具有δ13C1＜δ13C2＜δ13C3＜δ13C4（甲烷及其同系物的δ13C值隨烷烴氣分子中碳數(shù)增加而增大）特點（圖1）；δ13CCO2為-20.90‰～-8.22‰，CO2碳同位素大部分小于-10.00‰，指示天然氣具有有機腐泥型特征。

各地區(qū)天然氣有不同的特點： ①劉莊氣藏甲烷、乙烷碳同位素值偏負（圖2），丙烷碳同位素值偏正，與菌解有關；②朱家墩氣田總體上也具有δ13C1＜δ13C2＜δ13C3＜δ13C4特點，但個別出現(xiàn)倒轉，可能是存在成熟度偏低的天然氣混入；③朱家墩氣田甲烷同位素偏正，反映有機質類型偏腐殖，且與熱演化程度較高有關［5-7］。

表2 蘇北盆地天然氣碳同位素特征

圖1 天然氣碳同位素系列特征

圖2 天然氣δ13C1與δ13C2關系

1.3 輕烴組成指紋特征

源于腐泥型母質的輕烴組分中富含正構烷烴，而源于腐殖型母質的輕烴富含異構烷烴和芳烴，富含環(huán)烷烴的凝析物也是陸源母質的重要特征。 高郵凹陷原油的母質類型為腐泥型。 從永安地區(qū) （6口井）戴南組一段（E2d1）、三垛組一段（E2s1）原油輕烴分析看出（圖3），輕烴組分中富含正構烷烴，而異構烷烴和芳烴相對含量低。

蘇北盆地C7輕烴系列組成中（圖4），永安地區(qū)正庚烷的相對百分含量達到50%以上， 表明永安地區(qū)輕烴主要源于腐泥型母質，屬于油型氣，而朱家墩氣田正庚烷的相對百分含量較低，表明具有偏腐殖型母質的特征。

圖3 Y7-27井E2s1原油輕烴色譜

圖4 蘇北盆地C7輕烴組成三角圖

輕烴異庚烷值可以反映天然氣的成熟度［8］，即利用“2-甲基已烷與3-甲基已烷”之和與“1順3-，1反3-，1反2-二甲基環(huán)戊烷”之和的比值，推算天然氣成熟度，當比值小于3時，指示低熟-成熟；3～8為高成熟；大于8為過熟。

根據(jù)蘇北盆地劉莊、永安、肖劉莊和朱家墩等地區(qū)的輕烴異庚烷值（無量綱）分析，按照以異庚烷值為主劃分油氣成熟度的原則，指示蘇北盆地天然氣基本達到低成熟至較高成熟階段（圖5）。 劉莊、黃玨等地區(qū)淺層氣輕烴異庚烷值小于3， 為低成熟階段；富民、永安、肖劉莊等地區(qū)氣藏氣的輕烴異庚烷值在3左右，指示為成熟氣；鹽城凹陷朱家墩氣田天然氣輕烴異庚烷值主要分布在3～8， 指示為高成熟氣。

圖5 異庚烷值判別蘇北盆地天然氣成熟度

2 天然氣類型劃分

根據(jù)蘇北盆地天然氣組分參數(shù)C1/（C2+C3） 與甲烷碳同位素（δ13C1）特征（圖6），將其劃分為原油生物降解氣、 熱解凝析氣和裂解氣等三種成因類型，其中，熱解凝析氣和裂解氣都屬于熱成因氣。

圖6 蘇北盆地天然氣組分參數(shù)C1/（C2+C3）與甲烷碳同位素特征

①原油生物降解氣。 劉莊氣藏、W5、H5井等樣品， 其碳同位素值與其它古近系氣樣存在明顯差異，主要表現(xiàn)為甲烷、乙烷碳同位素偏負，丙烷碳同位素偏正。 這些氣藏的埋深偏淺，一般在1 000 m左右，比如劉莊氣藏、周莊氣藏，其原油樣品存在明顯的生物降解現(xiàn)象，表現(xiàn)出稠油特征。

②熱解凝析氣。 來自高郵、 金湖凹陷E2d、E2s、E1f， 以及少部分K2t天然氣，δ13C2‰基本小于-29‰，δ13C3‰基本小于-27‰， 它們主要顯示腐泥氣特征，比如永安、肖劉莊氣藏等。 該類天然氣氣組分以濕氣為主，多伴生有凝析油。

③裂解氣。 鹽城凹陷朱家墩氣田氣樣，從天然氣的組分來看，C1/C1-5為0.95～0.98，為干氣；其δ13C1為-41‰～-36.7‰，δ13C2為-27.1‰～-26.5‰，δ13C3為-25.6‰～-24.9‰，δ13C4為-25.6‰～-24.4‰，系列同位素組成面貌與古近系油伴生氣存在較大的差異，總的傾向偏腐殖和腐泥型混合氣特征。

3 成因分析

3.1 劉莊降解氣成因

從劉莊氣藏的伴生油藏來看， 原油性質差，色譜分析證實有水洗氧化、菌解現(xiàn)象。 原油地面比重0.91～0.93，地面黏度4.91～85.7 mPa·s，地下黏度24.5 mPa·s，凝固點＜8℃～17℃，說明原油性質較差。 引起原油性質變差的原因一般有兩個，一是成熟度低并來自半咸-鹽水環(huán)境的腐泥型干酪根降解； 二是原油遭受水洗氧化、細菌降解。 經(jīng)分析，成熟度低的原因可基本排除， 色-質分析原油飽和烴中甾烷化合物成熟度參數(shù)αααC29S/（S+R）為0.34～0.41，屬成熟油。 色譜分析證實劉莊氣藏原油曾遭受水洗氧化、細菌降解（圖7），正烷烴已基本喪失，原油氧化嚴重。 原油遭受氧化菌解的輔助特征，如密度、黏度增加，凝固點反而降低的現(xiàn)象也有所表現(xiàn)。 丙烷、丁烷碳同位素偏正指示天然氣可能屬原油厭氧微生物降解成因。

圖7 劉莊氣藏原油色譜

已證實［1］原油降解氣與伴生稠油同源，根據(jù)油的色譜、色-質分析資料對比，劉莊氣藏原油應來自阜二段（E1f2）烴源巖。 劉莊氣藏油層底部存在水洗氧化、細菌降解次生蝕變作用［9］，而氣頂保存條件仍十分良好，細菌作用下，一部分原油轉變成了生物降解氣。 因而，劉莊氣藏天然氣應屬成熟的腐泥型油伴生氣，由運移分異脫出油溶氣和原油生物降解氣兩部分氣組成。

3.2 永安熱解凝析氣成因

永安天然氣甲烷碳同位素介于-46.8‰～-45.94‰，乙烷碳同位素-30.75‰～-29.3‰；CH4含量為80.34%～90.34%， 重烴含量7.3%～15.76%，C1/C1～5為0.836～0.925，C2/C3為2.12～2.51，iC4/nC4為0.31～0.53（表3），根據(jù)天然氣碳同位素組成、天然氣組分特征等，建立的不同母質在不同演化階段生成的天然氣類型劃分圖（圖6），表明永安地區(qū)天然氣屬于熱成因氣中的熱解凝析氣。

表3 Y7斷塊氣層氣及油伴生氣烴類組成分析表

表4 Y7斷塊氣層氣及油伴生氣烴類組成分析表

據(jù)戴金星等研究認為［10-12］，油型熱解氣是由熱催化作用形成的，氣體中甲烷含量大于50%，重烴含量大于5%， 最高可達40%～50%，C1/C1～5為0.5～0.90，C2/C3為0.9～3.5，iC4/nC4小于1，δ13C1為-50‰～-40‰，δ13C2為-29‰～-28‰， 甲烷系列碳同位素具正分布特征。 永安地區(qū)天然氣組分、碳同位素特征均與之一致，表明永安地區(qū)熱解凝析氣屬于熱催化作用形成的原油伴生氣和凝析油伴生氣的混合氣，大致相當于R0為0.6%～1.3%演化階段的產物。

已經(jīng)證實，永安地區(qū)天然氣的氣源主要來自深凹帶E1f4烴源巖。目前，高郵凹陷已發(fā)現(xiàn)的凝析氣藏（伴生氣）平面上主要環(huán)邵伯和樊川次凹分布，南部肖劉莊和真武地區(qū)氣藏基本緊貼真2斷層分布，真2大斷層起到主要輸導作用， 縱向上含氣層位多；北部永-聯(lián)地區(qū)含氣層位主要在戴一段二、 三亞段（E2d12、E2d13），可能斷層和底部砂體共同起到輸導作用。

這類氣藏形成的關鍵因素有二：一是有持續(xù)充足的油氣源， 且有長期活動垂向溝通氣源的斷層；二是圈閉要具有良好的封閉性。

3.3 朱家墩高成熟裂解干氣成因

朱家墩天然氣中， 烴類氣體含量CH4＞95%（表1），干燥系數(shù)＞20；δ13C1＞-38‰，且大部分天然氣樣δ13C1<δ13C2<δ13C3<δ14C4，天然氣為有機成因氣；天然氣C7輕烴系列的正構-異構-環(huán)烷烴相對百分含量三角圖顯示為油型氣特征，且輕烴異庚烷值主要分布在3～8，指示為高成熟氣。

將源巖熱模擬試驗與在線同位素兩項技術結合起來進行氣/巖對比， 是目前國內外氣源對比方面較先進的一項技術。 通過對泰州組（K2t）、阜二段（E1f2） 源巖熱模擬產出的氣和輕烴在線同位素檢測，發(fā)現(xiàn)YCA1井天然氣輕烴與YCH1井泰州組源巖熱模擬實驗輕烴單體同位素可比性較差 （圖8），試驗產出的輕烴比天然氣輕烴總體偏負1‰～2‰，反映朱家墩天然氣與K2t、E1f2源巖兩者親緣關系不密切。

圖8 YCH1天然氣輕烴與泰州組源巖熱模擬實驗輕烴單體碳同位素對比

依據(jù)區(qū)域地質分析［13-14］，鹽城凹陷深凹主體帶缺失三疊系（T）-上古生界烴源巖，僅存在下古生界烴源巖（凹陷內鉆遇老地層的SC1井、Z1井和YC3井均缺失石炭系（C）-T地層）。而區(qū)域海相上古生界烴源巖主要以生油為主，下古生界以生氣為主，故此推測氣源應主要來自下古生界的高成熟裂解氣。

4 結論

（1）蘇北盆地烴類氣劃分為干氣和濕氣兩大類。干氣油氣田（藏）有朱家墩氣田、周莊氣藏、劉莊氣藏，及H5井等氣井；濕氣油氣田（藏）有永安、肖劉莊氣藏，以及金湖、高郵凹陷大量的古近系油伴生氣。

（2）蘇北盆地天然氣總體上具有有機腐泥型特征，但各油氣田（藏）又有不同的特點：①劉莊氣藏甲烷、乙烷碳同位素值偏負，丙烷碳同位素值偏正，與菌解有關； ②朱家墩氣田總體上也具有δ13C1＜δ13C2＜δ13C3＜δ13C4特點，但個別出現(xiàn)倒轉，可能是存在成熟度偏低的天然氣混入；③朱家墩氣田甲烷同位素偏正，反映有機質類型偏腐殖，且與熱演化程度較高有關。

（3）永安地區(qū)輕烴主要源于腐泥型母質，屬油型氣； 朱家墩氣田輕烴具有偏腐殖型母質的特征；劉莊、黃玨等地區(qū)淺層氣為低成熟氣；富民、永安、肖劉莊等地區(qū)氣藏氣為成熟氣；鹽城凹陷朱家墩氣田天然氣為高成熟氣。

（4）蘇北盆地天然氣為三種成因類型：原油生物降解氣、熱解凝析氣及裂解氣。

（5）劉莊氣藏天然氣屬于成熟的腐泥型油伴生氣，由運移分異脫出油溶氣和原油生物降解氣兩部分氣組成；永安地區(qū)天然氣屬于熱催化作用形成的原油伴生氣和凝析油伴生氣的混合氣，大致相當于R0為0.6%～1.3%演化階段的產物； 朱家墩天然氣為氣源主要來自下古生界的高成熟裂解干氣。