長嶺斷陷龍鳳山—東嶺地區下白堊統天然氣地球化學特征及成因

潘 珂，蔣有錄，李瑞磊，范 婕

(1.中國石油大學(華東)，山東 青島 266580；2.中國石化東北油氣分公司，吉林 長春 130062；3.中國石化勝利油田分公司，山東 東營 257015)

0 引 言

解決天然氣的成因及來源問題是研究氣藏形成和分布的基礎，對其展開綜合研究不僅具有理論意義，對于指導油氣勘探有重要的現實意義[1]。龍鳳山—東嶺地區屬于勘探新區，氣樣數據較少，前人對天然氣特征研究程度較低。李浩等對龍鳳山—東嶺地區天然氣類型進行初步判識，認為天然氣類型以腐殖型氣為主，部分為腐泥型氣[2]。然而龍鳳山—東嶺地區主力烴源巖層為沙河子組和營城組，干酪根類型為Ⅲ—Ⅱ1型，烴源巖有機質類型的差異導致天然氣來源具有多樣性[3-4]，成因類型較為復雜，目前尚不清楚。此外，龍鳳山和東嶺地區分別位于生烴洼陷的兩側，其天然氣富集層位存在明顯差異，龍鳳山地區天然氣主要富集于營城組[5]，東嶺地區天然氣自沙河子組至泉頭組均可富集成藏，不同層系間天然氣類型及差異暫未明確。文中基于天然氣地球化學指標，對龍鳳山—東嶺地區天然氣進行判識和對比，明確不同層系天然氣類型的差異，通過分析原油裂解氣的形成條件解釋其分布特征，為明確該區天然氣成因及來源提供可靠依據，并為龍鳳山—東嶺地區下一步的油氣勘探提供參考。

1 區域地質概況

長嶺斷陷位于松遼盆地中央斷陷區中南部，總體呈NNE向展布，面積約為7 240 km2，為北西斷、南東超的大型斷箕構造[6]。自白堊紀以來，盆地構造演化經歷了斷陷期、斷—坳轉換期及坳陷期多期過程，斷陷期自下而上發育下白堊統火石嶺組(K1h)，沙河子組(K1sh)、營城組(K1yc)，斷—坳轉換期發育登婁庫組(K1d)，坳陷期發育下白堊統泉頭組(K1q)[7-8]。

龍鳳山—東嶺地區位于長嶺斷陷南部，自西向東可劃分為3個構造單元，分別是龍鳳山地區、洼陷帶和東嶺地區。其中沙河子組(K1sh)和營城組(K1yc)發育大套泥巖層，為龍鳳山地區和東嶺地區的主要烴源巖層系。但2個地區主力儲層存在差異，勘探結果表明，龍鳳山地區天然氣主要富集在營城組(K1yc)，東嶺地區自沙河子組(K1sh)至泉頭組(K1q)天然氣多層系富集成藏[9]。

2 天然氣地球化學特征

2.1 天然氣組分

統計結果表明，研究區天然氣總烴含量為89.00%～96.00%，烴類氣體主要為甲烷，含量為79.64%～87.37%，重烴(C2+)含量較低，為5.00%～10.00%，干燥系數為0.80～0.95，表現為濕氣。2個地區天然氣組分存在一定差異，東嶺地區甲烷含量為85.00%～88.00%，明顯高于龍鳳山地區，非烴類氣體含量小于5.00%，明顯低于龍鳳山地區，并且東嶺地區不同層位間天然氣組分差異較小(表1)[2]。

2.2 天然氣碳同位素

研究區天然氣碳同位素分布特征具有相似性，表現為甲烷、乙烷、丙烷和丁烷按照δ13C1<δ13C2<δ13C3<δ13C4正序排列。其中，龍鳳山地區天然氣碳同位素較重，δ13C1值為-38.80‰～-32.40‰，δ13C2值為-27.80‰～-21.40‰，δ13C3值為-24.20‰～-21.02‰，δ13C4值為-23.80‰～-19.80‰，2個層系天然氣的碳同位素差異較大，反映其成因存在差異。而東嶺地區天然氣碳同位素明顯輕于龍鳳山地區，不同層系減碳同位素差異較小，δ13C1值為-36.78‰～-33.18‰，δ13C2值為-26.15‰～-28.21‰，δ13C3值為-27.22‰～-25.41‰，δ13C4值為-24.88‰～-26.95‰(表1)。依據戴金星、胡國藝等學者提出的天然氣類型劃分標準[10-12]，并結合研究區洼陷帶主要由Ⅱ1型烴源巖供烴的地質背景[2-3]，認為龍鳳山地區為煤型氣，東嶺地區為混合氣。

前人研究結果表明，龍鳳山天然氣主要來自于沙河子組烴源巖，埋深較大，達到高成熟—過成熟階段[4]，天然氣演化程度較高，表現為甲烷含量低、氮氣含量高、碳同位素值較大。而東嶺地區天然氣來自于沙河子組與營城組烴源巖，埋深較小，達到成熟—高成熟階段[2]，天然氣演化程度稍低，表現為甲烷含量高、氮氣含量低、碳同位素值較小。因此，龍鳳山地區與東嶺地區天然氣演化階段不同，導致其地球化學特征存在差異。

3 天然氣成因類型及分布

3.1 原油裂解氣與干酪根裂解氣

在明確天然氣地球化學特征及母質來源的基礎上可進一步判別其成因類型。干酪根裂解氣在生成時甲烷與乙烷的比值C1/C2變化較大，乙烷與丙烷的比值C2/C3變化較小，而原油裂解氣在裂解時C2/C3變化較大、C1/C2變化較小，利用這一原理對研究區天然氣類型進行判識[13-15](圖1)。

由圖1可知，龍鳳山地區營城組天然氣表現出干酪根裂解氣的特征；東嶺地區則為原油裂解氣與干酪根裂解氣并存，但不同層系存在差異，其中營城組天然氣干酪根裂解氣主要分布在斜坡帶，少量原油裂解氣存在于洼陷帶；泉頭組天然氣表現出原油裂解氣和干酪根裂解氣共存的特征(圖1)。

圖1 利用ln(C1/C2)-ln(C2/C3)圖版判斷研究區裂解氣類型

3.2 原油裂解氣的形成條件

研究區存在原油裂解氣與干酪根裂解氣，但其形成條件存在差異性，需進一步明確。

熱解中S1代表排烴后巖石中的殘留烴數量，S1/TOC可代表單位有機碳中生成原油的數量，該值隨著埋深的增大而增大，當S1/TOC值達到最大后開始下降，代表原油發生裂解生成天然氣[16-17]。對比可知，龍鳳山地區S1/TOC值在3 600 m處出現明顯的下降，對應的干酪根鏡質體反射率Ro值為1.5%，地溫約為165 ℃，此時原油發生裂解；東嶺地區S1/TOC值在2 600 m處出現明顯的下降，對應的Ro值為1.3%，地溫約為150 ℃(圖2)。

在此基礎上，結合埋藏史和熱演化史確定裂解氣的形成時間。以東嶺地區S11井為例，利用PetroMod軟件對單井古地溫進行模擬，沙河子組和營城組分別在距今108、92 Ma時Ro達到1.3%，登婁庫組和泉頭組地層Ro無法達到1.3%，說明S11井沙河子組原油自108 Ma開始裂解，營城組原油自92 Ma開始裂解，登婁庫組和泉頭組原油無法達到裂解條件。使用該方法確定工區內不同井的原油開始裂解時間。結果表明，從洼陷帶到斜坡帶原油裂解時間逐漸變晚，原油裂解范圍逐漸變小，洼陷帶內沙河子組和營城組原油均可達到裂解條件，而斜坡帶僅有沙河子組原油可以達到裂解條件(表2)。

圖2 龍鳳山—東嶺地區S1/TOC與深度的關系

表2 原油開始裂解時間

3.3 天然氣分布特征

研究表明，很多富油氣凹陷既有干酪根裂解氣，又存在原油裂解氣，并具有分區分布的特征[18-19]。研究區為干酪根裂解氣與原油裂解氣并存，但其成藏條件不同導致分布特征存在差異性。

龍鳳山地區營城組烴源巖生成原油后，隨地層埋深增大，洼陷帶附近如B2井等可達到裂解門限生成裂解氣，而斜坡帶不能達到原油裂解門限，天然氣主要為干酪根裂解氣(圖2)。此時斷層停止活動，不具有垂向輸導能力，天然氣僅在營城組內發生運移(圖3a)。由于天然氣重烴(C2+)及密度隨運移距離的增加逐漸減小[19]，反映營城組天然氣具有由生烴洼陷向斜坡帶運移的特征。因此，龍鳳山地區天然氣分布特征表現為從洼陷帶到斜坡帶，天然氣類型由原油裂解氣逐漸過渡為干酪根裂解氣(圖4a)。

東嶺地區沙河子組及營城組烴源巖生成原油后，隨埋深增大，沙河子組原油達到裂解的條件，生成原油裂解氣；營城組僅洼陷帶附近如S11、SN109井等達到原油裂解門限，生成原油裂解氣，而斜坡帶以干酪根裂解氣為主，與地球化學指標顯示一致(圖2)；登婁庫組和泉頭組原油無法達到裂解條件，但原油裂解時間與成藏期及斷層活動時間的匹配結果表明，沙河子組或營城組原油裂解氣形成時斷層仍處于活動階段，原油裂解氣可通過斷層向上運至登婁庫組和泉頭組地層(圖3b)。結合天然氣重烴(C2+)及密度等指標可知，東嶺地區天然氣由洼陷帶向斜坡帶，由深層向淺部，沿斷層-砂體呈階梯式運移。天然氣分布特征表現為沙河子組和泉頭組主要為原油裂解氣，而營城組為原油裂解氣與干酪根裂解氣共存，整體具有原油裂解氣分布在洼陷帶，干酪根裂解氣分布在斜坡帶的特征(圖4b)。

圖3 原油裂解時間與成藏期及斷層活動時間的匹配

圖4 龍鳳山—東嶺地區天然氣成因類型分布模式

4 結 論

(1) 龍鳳山地區天然氣甲烷含量低、氮氣和二氧化碳含量較高、碳同位素較重；而東嶺地區天然氣甲烷含量較高、氮氣和二氧化碳含量較低、碳同位素較輕，兩者差異明顯，為不同演化階段的產物。

(2) 研究區天然氣為偏油型氣的混合氣，其中龍鳳山地區營城組天然氣以干酪根裂解氣為主，而東嶺地區沙河子組和泉頭組主要為原油裂解氣，營城組為原油裂解氣和干酪根裂解氣的混合氣。總體來看，原油裂解氣主要分布在洼陷帶，干酪根裂解氣分布在斜坡帶。

(3) 研究區原油裂解氣的形成條件存在差異，原油開始裂解時間與成藏期及斷層活動性的匹配關系控制裂解氣的分布差異，龍鳳山地區營城組原油自登婁庫組沉積末期開始裂解，此時斷層已停止活動，裂解氣僅在層內運移聚集；東嶺地區原油自登婁庫組沉積初期開始裂解，與斷層活動時間匹配關系良好，裂解氣可沿斷層-砂體呈階梯式運移，自沙河子組至泉頭組均有分布。