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煤层气的生成
2.3.1 煤层气生成机制
从总体上讲，煤层气的生成包括3个阶段：①原生生物气生成阶段；②热成因气生成（含热降解和热裂解作用）阶段；③次生生物气生成阶段。Scott（1994）依据镜质组反射率值和产烃量，将煤层气生成过程分为3个阶段，此方案反映了煤成烃量的变化过程。戴金星等（1992）根据有机质成熟度，将煤成气（包括煤层气）的生成过程划分为3个阶段。本书根据煤有机质热演化程度（Rmax）及后生变化、烃组分产量和性质，将煤层气生成过程划分为4个阶段，此类划分基本反映了煤层气生成的全过程。具体划分意见如表2.2所示。
表2.2 不同研究者对煤层气生成阶段的划分和依据
（据张新民等，2002）
在讨论煤层气生成的不同阶段之前，有必要简单阐述一下煤层形成的沉积环境。当有机质处在中位或高位沼泽时，以氧化环境（Eh＞0）为主，喜氧细菌作用占优势，在其分解作用下，有机质开始腐烂分解为水分和二氧化碳等物质。在这种环境中，即使有机质十分丰富，也难以保存，也就不可能形成具有工业意义的煤层。而当有机质进入到厌氧层后，厌氧细菌作用占优势，形成还原或强还原环境（Eh＜0）。此时大量有机质被保存下来，并堆积形成泥炭层。这一阶段虽然也存在生物化学和菌解作用，并生成少量气体，但由于上覆地层很薄或为松散的沉积物，不能起到保护封闭作用，这些少量甲烷也多逸散到空气中。因此，目前国内尚没有发现在泥炭层中具有较高的甲烷含量的实例，故本书未将泥炭化阶段的作用列入生气期。
2.3.1.1 原生生物气生成阶段
在泥炭至褐煤阶段煤中有机质由微生物降解作用生成的气体称原生生物气（或称生物化学气、细菌气）。即有机质在未成熟阶段，其 Rmax≤0.50%（有人认为 ＜0.30%），此时煤层已经具备了一定厚度的盖层（＜1500 m），其温度约为50℃，经过甲烷菌群的分解，发生生物化学降解作用，生成以甲烷为主的气态产物（CH4，NH3，H2S，H2O，CO2等），仅含有极少量重烃气，含量一般 ＜0.50%（或 ＜0.20%），为干气，干燥系数（C1/C2＋3）在数百以上。但由于褐煤中具有吸附能力的空隙为多核水分子所占据，故煤层对甲烷的吸附性差。在煤层顶底板有厚层泥岩或致密的岩层（如油页岩）存在，并对煤层气起良好的封闭作用时，煤层中才有可能保存并储集一定数量的煤层气。如我国抚新盆地，在煤层沉积之后，紧接着沉积了一层近百米的油页岩层，将煤层覆盖起来，使煤层中的甲烷得以封存。该区煤层的Rmax为0.50%～0.75%，其含气量为5.55～15.23 m3/t，平均为9.23 m3/t，比同煤级高出近1倍，说明本区甲烷有一部分可能是在褐煤阶段生成的气，并被保存在煤层中。又如美国鲍德河盆地，煤层Rmax＝0.30%～0.40%，煤层气含量仅为0.03～2.30 m3/t，然而由于煤层总厚达118m，盖层条件较好，已成为具商业意义的气田，并得到开发利用（Pratt et al.，1999）。我国目前对褐煤层煤层气缺乏研究和了解，但从内蒙古大雁煤矿（2000年）发生瓦斯爆炸事故分析，说明褐煤层中含有一定量的甲烷，亦可形成煤层气藏。
由泥炭到褐煤主要为细菌分解和发酵作用，减少CO2，生成甲烷，其生成机制为
煤成（型）气地质学
随着煤层上覆地层厚度的不断加大，其温度场和压力条件随之逐渐增加，煤变质程度也不断加深。当进入长焰煤阶段，煤及其生成物在不同的热催化作用下，开始了热解生气作用；一直到无烟煤Ⅱ、Ⅲ号（即Rmax为0.50%～6.00%），煤的累计生气量不断增加。在肥煤、焦煤和贫煤阶段为生气的高峰期；随着煤级的加深，出现了重烃和液态烃的生成过程，各种有机化合物和物理化学性质随之变化，呈现δ13C1值从低变质到高变质、由轻变重的特点（图2.1）。热解生气作用又可分为热降解和热裂解两个生气阶段。
2.3.1.2 热降解气生成阶段
本阶段为长焰煤到瘦煤阶段，即Rmax为0.5%～1.9%。此期由于腐殖型或腐殖泥型母质（干酪根为Ⅲ、Ⅱ2）温度小于250℃，生成大量烃类物质，并以生气为主，生油为辅，产出大量重烃气，含量常大于3%。在气、肥煤、焦煤阶段，油、重烃和甲烷各自均有一次产出的高峰期。
图2.1 煤的成烃模式和有关演化特征
（据张新民等，1991，有修改）
2.3.1.3 热裂解气生成阶段
本阶段为贫煤和无烟煤阶段即Rmax＞1.9%，或＞2.0%，在高温（250℃）条件下，残余干酪根、液态烃和部分重烃裂解形成甲烷，为重烃气含量极低的干气。由于在正烷烃中甲烷自由能最小，化学性质最稳定，而芳香烃在高温（250～300℃）条件下，自由能低于环烷烃及正烷烃，故在过成熟或超过成熟阶段，最终裂解产物主要是甲烷；重烃含量很低，一般＜2%。
热模拟试验结果证明，不同煤级的煤气发生率和煤在不同热演化阶段的气、液态烃产率是不同的（表2.3，2.4），产烃率随着煤级增加和温度的升高而逐渐增高。根据热模拟试验数据，寻找最佳煤级进行勘探是一个重要的地质因素。由于不同煤级的孔隙、裂隙、吸附性和渗透性不同，因此，选择最佳煤级（即肥煤、焦煤、瘦煤）是开发利用所必须考虑的重要问题。
在煤化作用的各个阶段中，煤具有不同的化学结构分子式。从褐煤到无烟煤，煤的芳香核环数量在逐渐增加，其纵向堆砌加厚，排列有序化。侧链基（主要为烷基）和含氧官能团、含氮、含硫等官能团，在不同压力和温度作用下，不断分解、断裂，伴随有烃类和非烃类气体的产出。其生成机制为：
表2.3 我国部分煤的热模拟试验煤气发生率数据 m3/t煤
*为综合数据；**为引用国外文献数据。 （据张新民等，1991）
表2.4 煤在不同热演化阶段的气、液态烃产量及气液比率
（据戴金星等，1992，经改编）
煤成（型）气地质学
煤成（型）气地质学
上述演变过程都是在热力学条件下进行的，并不断有CH4生成。由于煤本身具有很大的内表面积，有很强的吸附能力，可以将生成的部分气体吸附在煤微小颗粒的表面，形成自产自储的煤层气藏；其余部分以游离态和溶解态运移出煤层，成为常规天然气的重要气源。
2.3.1.4 次生生物气生成阶段
Rice（1981）认为，次生生物成因气可以发生在任何煤级中，即褐煤或更高的煤级。次生生物成因气是一种后期细菌分解有机质生成的、以甲烷为主的气体。在地壳变动中，深埋的煤层被抬升到地表浅部，温度降低到小于50℃，由于带有富足的单细胞杆菌群的地表水，沿裂隙向煤层渗透，在缺乏硫酸盐的半咸水或淡水（低pH值）的还原水介质环境中，将煤分解为简单的有机质，再经厌氧细菌的分解作用形成CO2和H2，而CO2和H2在甲烷菌的合成作用后生成富12C的甲烷。Scott等认为，煤层中所发现的大部分生物成因气体，都是次生成因的生物气，它代表一种重要的煤层气资源。自20世纪60年代以来，在俄罗斯西西伯利亚北部的中生代地层中发现了一系列次生生物气大气田；之后相继在美国、加拿大等国家也发现了次生生物成因的大气田。我国在“九五”期间，据陶明信等2000）研究认为，淮南新集矿区的煤层气中有53%以上为次生生物气。
2.3.2 煤层气的组分及含量
表2.5 淮南煤田XS-02井煤心解吸气组分测试结果
（据陶明信等，2000）
煤层气是多种气体的混合物。表2.5是淮南煤田XS-02煤层气井不同煤层中煤层气组分的分析结果，该结果用气体质谱方法在MAT-271微量气体计上分析采自煤心解吸试验的煤层气样品而得到的，其组分数据均为扣除采样过程中混入的大气成分后的自然组分。从28组分析数据看，该井煤心解吸气的烃类组分以甲烷为主，其含量介于55.11%～95.75%之间；重烃含量很少；乙烷含量变化于0.03%～0.42%之间；丙烷含量在0.04%～0.18%之间，且大多数样品在仪器测试范围内检测不到丙烷。烃类组分的干湿指数（C1/C1～5）在0.997～1.0之间，说明为干气。该井煤心解吸气的非烃类组分主要为氮气，其次为少量二氧化碳，以及微量氨气和一氧化碳；一氧化碳属有害气体，但含量很低，只有0.02%～0.14%。表2.6是我国不同种类的煤层气样品用气相色谱仪测定的气体成分结果。其中的抽放煤层气样是指从井下瓦斯抽放钻孔口或从抽放泵站出口采集的气体样品，解吸煤层气样是指从密封解吸罐中采集的气体样品，开采煤层气样是指从地面垂直开发井中采集的气体样品。所有气成分分析结果都是无空气基的。为了对比，表中也列举了常规天然气的成分。可以看出，各类煤层气的成分中，除甲烷和重烃（如乙烷、丙烷、丁烷、戊烷）外，还有二氧化碳和氮气。
表2.6 中国部分矿区煤层气组分含量统计
续表
（据张新民等，2002）
为了进一步研究煤层气的组分和含量，本书统计了所收集的煤田地质勘探、煤层气开发井和矿井瓦斯抽放中测定的358个井田（矿）的煤层气样品，共涉及我国不同地质时代、不同煤级和不同矿区煤层气样品约6000余组数据。统计结果表明，煤层气（煤矿井中又称瓦斯）组分中以甲烷含量最高，含量为66.55%～99.98%，一般为85%～93%；二氧化碳含量为0～35.58%，一般＜2%；氮气含量变化极大，但一般＜10%。重烃气含量随煤级不同而变化，褐煤几乎为零，气煤、肥煤和焦煤含量最高，可达33.99%（云南恩洪矿区老书桌、大坪、硐山井田），平均为1.0%～14.10%；在云贵川地区龙潭组煤层中的含量较高，最大的为云南恩洪矿区，其次是黔西和重庆地区，其他地区极微。总体看煤层气中重烃气含量不及常规天然气中丰富。
据Scott对产自美国1380 多口煤层气井的985个气样的分析，煤层气的平均气成分为：甲烷占93.2%，重烃占2.6%，二氧化碳占3.1%，氮气占1.1%；平均发热量为3.7×107J/m3（Scott，1995）。
从上述可见，虽然各地区煤层气的成分都是以甲烷为主，但在不同的含煤盆地，同一盆地的不同部位、不同煤级，以及不同煤层气井之间，煤层气的组成往往出现较大的差异。据Scott的研究发现，控制煤层气成分的主要因素有：①煤的显微组分，特别是富氢组分的丰度；②储层压力，主要影响煤的吸附能力；③煤的热成熟度，即煤阶；④水文地质条件，主要通过输送细菌及生成生物成因的气体而影响煤层气的成分（Scott，1995）。
2.3.3 煤层气地球化学特征及意义
煤层气（煤型气）是煤经过生物和热力学作用后生成的气体，因此煤层气的性质与煤层的形成母质类型和不同的沉积环境关系密切。同时煤层在经历了煤化作用和变质过程后，使煤层气的组分和物理化学性质与碳同位素地球化学等特征亦具有较大的差别。不同成因的煤层气具有不同的性质，因此对各种甲烷气的区别是十分必要的，它对煤层气的勘探开发具有重要的实际意义和理论意义。
2.3.3.1 煤层气的物理化学性质
煤层气中除甲烷之外，还有乙烷、丙烷、丁烷等及一些非烃类气体（CO2，CO，H2S，NH3，Ar等）。其主要物理化学性质见表2.7，从表中可见，甲烷与重烃气在分子量、热值、沸点、临界温度及分子直径等参数上具有明显的差别，但均为气态、无毒、无色。烷烃气与非烃类气体的性质亦具明显区别。
表2.7 煤层气中常见组分的主要物理化学性质参数
①1 atm＝1.01325×105Pa。 （据戴金星等，1992，经改编）
2.3.3.2 煤层气碳同位素特征
碳是组成煤、石油和煤层气的两个主要元素之一。碳同位素有两个稳定同位素，即12C和13C，其丰度分别为98.87%～98.98%和1.02%～1.13%。δ13C是煤层气的主要识别标志。
δ13C值由于在不同的成煤环境中由不同的母质类型形成，在后期又常受热力学、物理化学和生物作用产生的同位素效应和分馏作用，使其发生变化。下面分别进行讨论。
1）不同环境中各种生物碳同位素值：不同植物在淡水中生长和在咸水、半咸水中生长的δ13C值不同。淡水植物的δ13C值为－34‰～－8‰，跨度最大；而海生植物则偏重，δ13C值为－17‰～－8‰；海生动物、高山植物、热带和温带植物的δ13C 值较轻；藻类δ13C值为－24‰～－12‰。
2）各种烷烃碳同位素值：图2.2 反映出烷烃的δ13C值是不同的。δ13C1跨度大，为－91‰～－14‰，但主要分布在－54‰～－30‰之间；δ13C2为－44‰～－19.9‰，主要分布在－38‰～－24‰之间；δ13C3为－38.7‰～－11.8‰，主要分布在－36‰～－22‰之间；δ13C4为－33‰～－20.8‰，主要分布范围为－30‰～－24‰；生物气 δ13C 为－91‰～－51‰；油型气δ13C为－58‰～－30‰；煤型气δ13C为－63‰～－13.3‰；混合气δ13C为－36‰～－13‰。
图2.2 中国天然气烷烃和CO2的δ13C1值分布
（据于津生等，1997，有修改）
3）煤层气δ13C与Rmax的关系：油型气和煤型气均随母质成熟度的加深其δ13C值随之变重，但油型气比煤型气δ13C轻。图2.3中煤型气的δ13C1，δ13C2和δ13C3值亦随Rmax值增大而变重，其中δ13C1的变化幅度稍大，同时可以看出δ13C1＜δ13C2＜δ13C3。
图2.3 中国煤层气δ13C1、δ13C2、δ13C3与Rmax相关分布图
（据于津生等，1997）
上述例子说明煤层气δ13C值变化与成煤环境、原始成煤质料和有机质热演化程度密切相关。
4）油型气和煤型气同位素的区别：由于两种气的母质均为有机成因，但油型气的干酪根类型为Ⅰ和Ⅱ2型（Ⅱ2型干酪根是以Ⅰ型为主，混有Ⅲ型的母质），煤型气干酪根为Ⅲ和Ⅱ1型（Ⅱ1型是以Ⅲ型为主，为混有型干酪根）。其δ13C值分布见表2.8，油型气的δ13C1较煤型气轻约－10‰，较δ13C2、δ13C3轻－3‰，同时较δD1轻约－70‰；混合气则介于二者之间。傅家谟等认为，当Rmax为0.5%～4%时，同一成熟度煤成层（煤层气）的δ13C比油型气重2.5‰±；当Rmax为0.5%～2.5%时，δ13C1＞－30‰是煤型气，δ13C1≤－55‰～－43‰是油型气；δ13C2＞－25.1‰、δ13C3＞－23.2‰是煤型气；δ13C2＜-28.8‰，δ13C3＜－25.5‰为油型气。于津生等认为油型气δ13C1分布范围为－58‰～-30‰，陆相沉积区δ13C1确认值为－50‰～－40‰，海相沉积区δ13C1确认值为－50‰～－30‰。根据成熟度，油型气可分为低成熟-成熟气、高成熟气和过成熟气3种类型：低成熟气的特点是与油伴生，重烃含量一般＞10‰，δ13C1为－55‰～－40‰；高成熟油型气与凝析油伴生，重烃含量一般为5‰～10‰，δ13C1为－40‰～－35‰；过成熟油型气为干气，重烃含量 ＜5‰，δ13C1为－35‰～－30‰。煤型气中矿井瓦斯 δ13C1＜－45‰，＞－20‰的情况很少；当δ13C1为－45‰～－20‰时有两种情况，其一是当δ13C1＞－30‰时可确认为煤型气，其二是当Rmax＜1.5‰时，若δ13C1＞－37‰也可确认为煤型气。
表2.8 东濮坳陷天然气同位素组成对比与鉴别
（据于津生等，1997）
5）原生与次生生物气的主要区别：生物气系指在还原环境中，由于细菌的降解作用生成的以甲烷为主的干气。生物气δ13C1≤－58‰，也有人认为≤－55‰或＜－60‰，本书根据所测结果，认为δ13C1＜－58‰为宜；重烃气含量＜0.5‰或＜0.2‰，C1/C2＋3为170～250，缺丁烷。原生成因生物气多发生在白垩纪—新生代地层中Rmax＜0.5%的褐煤阶段。次生成因生物气一般指Rmax为0.55%～6.0%的煤层中，由于后期生物的降解作用生成的气体。其特点是煤层经过了不同程度的热解生气的作用，生成过热成因气。后来被抬升，使部分热成因煤层气散失。但对淮南新集矿的研究表明，该区煤层气中既有次生生物气，亦存在热成因气。陶明信等（2000）对新集矿区的8 层煤、18个样品进行了分析研究，其Rmax为0.85%～0.97%，δ13C1为 61.3‰～50.7‰，平均为 56.6‰；δ13C2为25.3‰～10.8‰，平均为 19.7‰；δ13CCO2为 29.2‰～6.0‰，平均为 17.84‰；C1/C2＋3为99.5～99.9。根据δ13C1＝40.49 lgRmax34.0的关系计算，生物气占53.8%～56.5%，热成因气占46.2%～43.5%。生物成因气中的原生和次生生物气的区别目前利用δ13C1值还难以区分，需应用综合的手段，如地质背景、煤级和产状等加以分析。
6）浅层气、瓦斯和深层煤成气碳同位素的区别：浅层气指埋深小于1500 m的煤层气，瓦斯即为煤矿井抽放出来的煤层甲烷，深层气为埋深大于3500 m的煤层气。由于埋深不同，其所处的地热场也不一样，煤级亦有区别，故导致了煤层气的δ13C1值的变化。瓦斯（抽放气）的δ13C1值由于采煤活动，可使外界的其他气体（如CO2）混入，使δ13C1值为-63.4‰～-32.8‰，平均为-48.2‰。但不同煤级的瓦斯δ13C1值是不同的，从褐煤到焦煤阶段的瓦斯，其δ13C1值为-63.4‰～-39.1‰；无烟煤瓦斯的δ13C1为-41.1‰～-24.9‰；浅层煤层气的δ13C1值为-66.30‰～-40.3‰，平均为-56.7‰；深层气δ13C1值为 -37.3‰～-28.5‰，平均为 33.5‰（表2.9）。也就是说浅层煤层气的δ13C1＜瓦斯δ13C1＜深层煤层气δ13C1，即为-56.7‰＜-48.2‰＜-33.5‰。从表中还可以了解到，同等煤级也同样是浅层 δ13C1（-65.54‰）＜瓦斯 δ13C1（-56.2‰）＜深层气 δ13C1（-36.05‰），且气煤煤层气δ13C1大于焦煤煤层气δ13C1。
表2.9 中国煤层气碳同位素值统计
*为原石油部资料，其他为煤炭科学研究总院西安分院资料，2002。 （据张新民等，2002）
2.3.3.3 煤层气地球化学特征的研究意义
1）通过对煤层气的生成过程、生成成因、组成成分的研究，已认识到煤层气生成是一个复杂的过程，受诸多因素制约；且煤层气的成分相当复杂，类型多种多样。因此，研究其生成的机制，区别出不同甲烷的成因类型，对了解煤层气的生、储、运具有重要的勘探和理论意义。
2）对煤层气物理化学性质的研究，对指导煤层气的地质勘探、选择有利区块和确定靶区具有实际意义，同时对不同气源的开发利用和经济评价也是十分必要的。
天然气的化学组成
气(油)藏中天然气的主要成分是烃类。通常以甲烷占优势，并有数量不等的重烃气(C+2)。在某些石油伴生气(气顶气和油溶气)中，重烃气含量可以超过甲烷。非烃气在绝大多数气藏气中为次要成分，常见的非烃气有N2、CO2、H2S、CO、SO2、H2、Hg等的蒸气，以及痕量到微量的惰性气体如氦(He)、氖(Ne)、氩(Ar)、氪(Kr)、氙(Xe)、氡(Rn)等。在某些气藏中非烃气体也可以成为主要成分，如N2气藏、CO2气藏、H2S气藏等。
世界上若干有代表性的地区的油气田中的天然气成分如表1－6所示。
(一)天然气的烃类组成
天然气的烃类组成一般以甲烷为主，重烃气次之。重烃气以C2H6和C3H8最为常见;丁烷及更重的烃类较少见。在多数情况下，随碳数增加相对应的烃类含量减少;但在有的气藏中也可见C3H8和C4H10异常高的现象。重烃气中C4—C7除正构烷烃外，有时还有少到微量环烷烃和芳烃。一般根据重烃气的含量将天然气划分为湿气和干气。但不同学者所用的参数、量值及具体的划分方案不尽相同。在天然气地质学上常用重烃气含量5%作为划分干气和湿气的界线，C+2≥5%称为湿气，C+2＜5%称为干气。
表1－6 世界上若干地区的油气田中天然气成分简表
(二)天然气的非烃组成
在以烃类为主的天然气聚集中，一般将非烃气体成分视为杂质。但有的非烃气体含量达到一定的品位时也具有很高的经济价值，应予以足够的重视。同时，研究非烃气体，对了解天然气的形成、运移等也有重要意义。因此有必要对天然气中的非烃气体有所认识。
天然气(主要是气藏气)中常见的非烃气有N2、CO2、H2S、H2、CO、SO2、Hg蒸气及惰性气体，有时还有少量含硫、氮、氧的有机化合物。非烃气的含量一般小于10%，但亦有少量气藏非烃气体含量可超过10%，极少数是以非烃气体为主的气藏，如N2气藏，CO2气藏，H2S气藏。
晚期(古近纪—新近纪)生烃成藏型
中国有三类构造发展历史不同的含煤-含气(油)盆地属于此类气田：其一为海域含气区的陆缘断陷型盆地，因快速升温形成的气藏，如东海陆架盆地西湖凹陷的煤成气田；其二为西部的部分类前陆型盆地，在古近纪-新近纪急剧沉降、升温形成的气田，如准噶尔盆地南缘、吐哈盆地的煤成气(油)田；其三为东部以古生代含煤岩系“二次生烃”形成的气藏，如文留、朱家墩煤成气田。
1)东海陆架盆地西湖凹陷，古新世以来总沉降量为7000～11000m，沉降速率高达240～560m/Ma。由于始新统平湖组含煤岩系沉积后快速沉降、快速增温，在经历了约7 Ma(渐新世)，就进入生油门限，生油高峰期只有3 Ma，即进入主生气阶段。据生烃量模拟，主生气期从35.4Ma以来持续至今仍有17.3%的气量生成，为平湖油气田群的形成创造了有利的地质条件(图11-17)。
2)准噶尔盆地南缘以侏罗纪含煤岩系为主要源岩，是一套以生气为主的烃源岩，液态烃的主要生成时期为古近纪，天然气的主要生成期为新近纪，区内成藏的主要关键时期为古近纪和新近纪(图11-18)。
3)朱家墩气田位于苏北盆地盐城凹陷，据天然气碳同位素等资料：
图11-17 东海西湖凹陷不同地质时期生、排烃速率示意图
生气量百分比(5.88%)；排气量百分比：0.35%
图11-18 准噶尔盆地南缘侏罗系煤成气成藏事件示意图
A)区内有阜二段、泰州组及海相地层多套源岩，但阜二段及泰州组均不可能是主力气源岩。
B)天然气组分偏干，属“干气”，伴有少量凝析油。
C)甲、乙、丙烷碳同位素表明天然气来源于腐殖型为主的源岩(表11-12)，轻烃也具有高含苯及碳同位素偏重等腐殖型特征，并显示有较高的成熟度。
表11-12 朱家墩气田天然气碳同位素组成表
*一般值，据马安来资料修改。
D)油显示出低成熟—成熟特征。因此，区内油气可能是高成熟天然气与低成熟油源的混合，天然气主要来源于海相古生界，并以上古生界含煤岩系为主；油主要来源于上构造层的泰州组或阜宁组。
E)据气层的包裹体均一化温度和沉积埋藏史研究，气藏烃类的充注时间为13～4.5Ma(新近纪)。因此，朱家墩气田的形成与东濮凹陷文留气田相似，由晚二叠世含煤岩系在新生代“二次生气”，通过断裂、裂隙运移至上部地层形成气田。
上述三类不同构造地质特征和不同成藏历程的气田，由于生烃成藏于新生代，都具有成藏期晚、成藏期较短和成藏速度较快特点，而划为同一生烃成藏类型。它与超晚期(新近纪上新世—全新世)生烃成藏型一样都受制于喜马拉雅构造运动的影响，但不同点是与喜马拉雅早、中期(古近纪—新近纪中新世)构造运动发展演化特点相关，主要成藏期为喜马拉雅早、中期(古近纪—新近纪中新世)，其生烃成藏速度相对稍慢和持续的时间相对较长。
塔河油田奥陶系与TS1井天然气地球化学特征、成因类型研究
王杰 顾忆
（中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所，无锡214151）
摘要 塔河油田奥陶系与TS1井天然气主要以烃类气体为主，甲烷占绝对优势，塔河油田东部奥陶系天然气为干气，其余区块天然气为典型湿气，而TS1井天然气则为典型干气。塔河油田奥陶系与TS1井天然气具有相同母质来源，都为典型油型气，奥陶系天然气为不同成熟度油型气的复合，是干酪根降解气，而TS1井天然气为原油裂解气，塔河油田奥陶系与TS1井二氧化碳气体都为碳酸盐岩热变质作用产生。该油田奥陶系天然气的生成具有多阶连续的特征，既有反映成熟阶段的正常原油伴生气和较高成熟阶段的凝析油伴生气，还有反映高过成熟阶段的高温裂解气。TS1井天然气成熟度总体上高于塔河油田主体区天然气成熟度，而低于塔河油田东部评价1区和阿克库勒S14井和S18井天然气成熟度。
关键词 塔河油田 TS1井 同位素倒转 碳氢同位素 稀有气体同位素 成因类型
Geochemistry and Genetic Type of Natural Gas in TS1 Well and Ordovician System in Tahe Oilfield，Tarim Basin，Northwest China
WANG Jie，GU Yi
（Wuxi Research Institute of Petroleum Geology，SINOPEC，Wuxi 214151）
Abstract In TS1 well and Ordovician system of Tahe oilfield，the hydrocarbon gases in natural gas occupy a great majority in volume，and methane occurs absolutely dominant.The natural gases belong to typical dry gas in the eastern of Tahe oilfield，and belong to wet gas in the others areas.The natural gas of TS1 well is typically dry gas.The natural gases of Ordovician system in Tahe oilfield and TS1 well originate from the same source rocks，which belonging to typical oil type gas.The Ordovician system natural gases in Tahe oilfield are the complex of the different maturity stage gas，which contains kerogen cracking gas.But the natural gases in TS1 well remain with oil cracking gas.Carbon dioxide is produced by the thermal metamorphose of carbonate rocks in Tahe oilfield and TS1 well.In Tahe oilfield，the generating natural gas of different stages takes on continuous character，which contain petroleum associated gas of the maturity stage and condensate associated gas of the relatively high maturity stage，as well as cracking gas of high-over maturity stage.The natural gas maturity of TS1 well is bigger than that of main areas in Tahe oilfield and lower than the east part of Tahe oilfield.
Key words Tahe oilfield TS1 well isotope reverse carbon and hydrogen isotope rare gas isotopegenetic feature
对于天然气成因判别，前人已做了大量卓有成效的工作，形成了比较可行的方法和指标［1～4］。天然气藏的天然气成因类型取决于气中占绝对优势组分的成因，天然气成因研究和气源探讨为天然气资源评价和勘探奠定了基础。前人对塔里木盆地宏观油气地球化学和塔河油田及其外围地区原油的地球化学特征进行了大量的研究，取得了一系列的研究成果［5～8］，限于篇幅，不在文中赘述。但到目前为止，却未见塔河油田天然气的地球化学特征及其成因类型的系统研究成果见诸于报道。本文对塔河油田及其外围以及塔河深层TS1井天然气组分、碳氢同位素、稀有气体同位素和轻烃指纹特征进行了综合分析，首次在塔河地区应用了天然气的CO2碳同位素与稀有气体同位素分析，对该区奥陶系和深层天然气地球化学特征及其成因类型进行了系统研究，为深层天然气的研究和勘探提供理论依据。
1 地质背景
塔河油田位于塔里木盆地沙雅隆起阿克库勒凸起西南部斜坡，西为哈拉哈塘凹陷，东邻草湖凹陷，北为雅克拉断凸，南接顺托果勒隆起和满加尔坳陷，面积约750km2。阿克库勒凸起为前震旦系变质基底上发育起来的一个长期发展、经历了多期构造运动、变形叠加的古凸起，先后经历了加里东期、海西期、印支-燕山期及喜马拉雅期等多次构造运动，由于长期的抬升暴露风化剥蚀，使凸起大部分地区缺失中、上奥陶统及志留系—中、下泥盆统等，下奥陶统也遭受不同程度的剥蚀，上述地层主要分布在凸起南部、东部围斜地区［9］。塔河油田是我国迄今为止最大的海相烃源大型油田，勘探表明，塔河油田含油气层位有三叠系、石炭系与奥陶系，主要集中在奥陶系，特别在中、下奥陶统碳酸盐岩中岩溶缝洞型储层最为发育，为该油田的最主要产层。
阿克库勒凸起在加里东中晚期形成雏形，海西早期受区域性挤压抬升形成向西南倾伏的NE向展布的大型鼻凸，经过海西晚期运动、印支-喜马拉雅运动的进一步改造定型，为油气运移有利指向区。为了加快塔河油田油气勘探步伐，进一步探索下古生界储层发育特征及油气分布规律，实现“塔河油田下面找塔河”的油气勘探目标，选择寒武系碳酸盐岩台地边缘建隆圈闭，部署了TS1井。TS1井位于塔河油田2区，钻深达8408m，揭穿建隆体1后完钻，完钻层位为上寒武统下丘里塔格群（
），通过对TS1井钻探成果的分析，揭示了塔河油田深层生储盖圈保条件以及油气成藏规律。
2 天然气组分特征
塔河油田奥陶系天然气主要以溶解气、伴生气或凝析气的形式出现。天然气组分包括：烃类气体，CO2，N2，H2S。天然气的组分主要以烃类气体为主，占气体总体积的89.2%～98.6%，平均为95.2%；非烃气体以CO2和N2为主，含有少量H2S气体。烃类气体中甲烷占绝对优势，含量为49.8%～93.6%，平均为75.7%；绝大部分天然气重烃含量较高，占3.8%～39.4%，平均为18.6%。塔河油区天然气干燥系数（C1/∑C）介于0.56～0.96之间，平均为0.80，整体上属于典型的湿气，塔河油田外围的阿克库勒地区S14井和S60井天然气干燥系数分别为0.96和0.93，属于热演化程度较高的干气类型；另外塔河油田东部评价1区的天然气，根据其甲烷碳同位素组成来看，也为典型干气。其余天然气的干燥系数介于0.56～0.89之间，属于典型的湿气。在塔河油田奥陶系天然气中，非烃气体为N2，CO2，H2S，非烃气体含量不高，为1.38%～10.83%，其中N2含量为0～8.9%，CO2含量为0.09%～8.39%，硫化氢含量分布范围较宽，从不含硫化氢到高含硫化氢均有分布。油田西部的T740井、T751井和T738井一带硫化氢含量较高，在20.2～108.8g/m3之间，属于中—高含硫气区。在此区域之外只有T804（K）井、S91井一带为含硫化氢天然气，其余地区从中—高含硫区到低含硫区的变化非常快，在紧邻中—高含硫区域的其他井硫化氢含量很快衰减到低于1g/m3，为低含硫化氢天然气。
TS1井在井深7358m处上寒武统丘里塔格群（
）进行地层测试，产出少量天然气。由表1可见，在该层段采集了2个天然气样品，天然气组分主要以烃类气体为主，占总体积的96.9%和97.0%，其中甲烷在天然气组分中占绝对优势，含量分别为94.1%和93.9%；天然气中重烃含量分别为2.79%和3.11%。非烃气体中含有一定量的N2和CO2气体，2个样品中N2含量分别为2.81%和2.86%，CO2含量很低，为0.22%和0.21%。TS1井天然气干燥系数为0.97，属于热演化程度较高的典型干气。
表1 TS1井天然气组分和地球化学特征
由塔河油田奥陶系和TS1井天然气组分特征来看，二者都以烃类气体为主，其中甲烷占绝对优势，TS1井天然气中甲烷含量要高于塔河油田奥陶系所有天然气，重烃含量低于塔河油田奥陶系天然气；另外该油田东部评1区的天然气为典型干气，其余区块天然气为典型湿气，TS1井天然气干燥系数为0.97，说明TS1井天然气成熟度整体上要高于塔河油田奥陶系，二者处于不同演化阶段。
3 天然气碳、氢及稀有气体同位素组成
3.1 甲烷碳同位素组成
对于划分无机成因与有机成因甲烷碳同位素δ13C1的界限值，许多学者认识不一致。本文采用-30‰作为划分无机成因和有机成因甲烷δ13C1的界限值［10］。塔河油田奥陶系天然气中甲烷的碳同位素偏轻，分布在-50.8‰～-30.2‰之间，主要分布在-42.9‰～-38.4‰范围内，平均为-40.5‰。本区天然气δ13C1都小于-30‰，再结合其他指标，综合判断塔河油田奥陶系天然气甲烷为有机成因。
由图1可见，总体上天然气C1/∑C和C1/C2与δ13C1具有明显的正相关关系，即随着干燥系数和C1/C2增加，δ13C1值逐渐变大，说明该区天然气甲烷的碳同位素组成主要是受热演化程度的影响，表明天然气的碳同位素分馏效应主要受成熟作用的控制。
TS1井天然气甲烷碳同位素值分别为-38.6‰和-37.2‰，普遍重于塔河油田奥陶系天然气，这说明TS1井天然气热演化程度高于塔河油田奥陶系天然气。
3.2 重烃气的碳同位素组成
烷烃气碳同位素系列是指依烷烃气分子碳数顺序的碳同位素分布特征。有机成因烷烃气是指碳同位素值随烷烃气分子中碳数增加而增大，被称为正碳同位素系列，即δ13C1＜δ13C2＜δ13C3＜δ13C4。而无机成因烷烃气碳同位素值则随烷烃气分子中碳数增加而减少，被称为负碳同位素系列，即δ13C1＞δ13C2＞δ13C3。不具有上述顺序的碳同位素系列，称同位素倒转或逆转。
图1 塔河油田奥陶系天然气C1/∑C 和C1/C2与δ13C1值相关关系
塔河油田奥陶系天然气总体上具有δ13C1＜δ13C2＜δ13C3＜δ13C4的特征，呈明显正序列，为典型的有机成因。但塔河油田外围S73井和T913井以及塔河4区TK417井天然气具有δ13C1＞δ13C2＜δ13C3＜δ13C4的异常序列（图2），根据烷烃气的碳同位素组成特征和轻烃特征判断该区天然气为油型气，且具有相同来源，因此S73井和T913井以及TK417井天然气碳同位素组成的倒转现象可能为相同母质不同期次生成的气复合造成的，这与塔河区域地质以及周缘烃源热演化史是吻合的。由图2可见，塔河油田奥陶系天然气δ13C2-1值在-3.2‰～8.1‰之间，δ13C3-2值在0.1‰～6.4‰之间，δ13C4-3值在0.7‰～3.7‰之间，显然δ13C2-1，δ13C3-2，δ13C4-3值所处相对范围依次变小，并且范围相互重叠，说明塔河油田奥陶系天然气为不同成熟度油型气的复合，印证了上述的认识。
图2 塔河油田奥陶系与TS1井天然气碳同位素组成指纹分布图
TS1井天然气和塔河油田奥陶系天然气具有δ13C1＜δ13C2＜δ13C3＜δ13C4的特征，呈明显正序列。据图2可见，TS1井天然气碳同位素类型曲线与塔河油田奥陶系天然气的类型曲线具有很好的一致性，说明TS1井天然气与塔河油田奥陶系天然气具有相同或相似的母质来源。
3.3 二氧化碳碳同位素组成
二氧化碳成因分为有机成因和无机成因两类，有机成因的CO2通常相对富集轻碳同位素，无机成因CO2一般相对富集重碳同位素。戴金星等［11，12］认为无机成因二氧化碳的
值大于-8，主要在-8～+3 区间内；在无机成因二氧化碳中，由碳酸盐岩变质成因的CO2其
值接近于碳酸盐岩的δ13C值，为0±3；火山-岩浆成因和幔源CO2其
值大多为-6±2。塔河油田奥陶系8个天然气样品的
值分布在-4.3～-0.7 之间（表2），结合稀有气体同位素R/Ra处于0.016～0.037判断，该区二氧化碳基本上为壳源成因，主要为碳酸盐岩热变质成因产生，笔者认为是由二叠系火山活动引起的热事件造成。目前，塔河油田已有百余口钻井钻遇二叠系火山岩，主要连片分布于阿克库勒凸起西南部，整体上阿克库勒凸起两翼厚、中间薄，由北向南、由东向西特别是向西南方向厚度逐渐增大。塔河地区火山岩确切形成时代限定在晚石炭世以后到早三叠世前，该地区火山活动有利于促进有机质热演化。
表2 塔河油田奥陶系与TS1井天然气地球化学特征
TS1井天然气中二氧化碳
值为-5.3，根据不同类型二氧化碳
值分布范围以及TS1井天然气伴生的He同位素值R/Ra为0.03，远小于1，说明塔深1井二氧化碳为碳酸盐岩变质成因。
3.4 天然气氢同位素组成
天然气氢同位素组成主要受4个方面因素的影响：①受源岩沉积环境和水介质条件影响；②受热演化程度影响，有机质随演化程度增加，天然气的δD1有变重趋势；③受母质特征的影响；④受外来氢源的影响，这种外来氢源有时可能对天然气的氢同位素组成起到关键性作用。天然气中的氢同位素组成虽然受母质特征和热演化程度的影响，但主要受源岩沉积环境和水介质条件的影响。
δD值序列倒转的原因主要有：①烷烃气受到细菌氧化的次生改造；②煤型气和油型气混合［13］。由表2可见，塔河10区TK827井、塔河2区TK235井和塔河8区T702B井等3口井天然气的氢同位素组成具有δD1＜δD2＜δD3＜δD4的特征，其余5口井天然气呈现出δD1＞δD2＜δD3＜δD4的规律。本区甲烷氢同位素的差异主要不是由沉积水介质条件变化引起的，而是由同一烃源岩中同一类型母质不同演化阶段的产物混合造成的（图3）。本文研究认为，造成天然气δD值序列倒转还有其他因素，在该区戴金星等［13］提出的因素不是造成δD值序列倒转的原因，部分天然气的甲烷氢同位素倒转主要是由于本区早期生成的油气遭受强烈的次生改造，再加上后期的高成熟油气充注混合造成的。其中又分两种情况：一是塔河地区部分天然气δ13C1和δ13C2值相近，且δD1和δD2值序列发生倒转，主要是由于不同成熟阶段油气混合造成，这可以从氢同位素类型曲线两阶段分布的特征得到印证，与碳同位素类型分布曲线一致，即主要为天然气的甲烷与乙烷存在不同的来源，显示了天然气具有两期充注、混合的特征；二是塔河地区部分天然气δ13C1和δ13C2值相差较大，且δD1和δD2值序列发生倒转，主要是早期生成的油气受水洗氧化次生改造的因素占主要地位造成。
图3 塔河油田奥陶系天然气组分参数与δD1值的关系
一般情况下，海相（或咸水）沉积有机质形成的天然气
大于-180‰，而陆相淡水沉积则是
小于-180‰［14］。而TS1井天然气δD值具有δD1＜δD2＜δD3＜δD4的特征，为正序列，不具有倒转特征，而且δD1值都大于-180‰，为典型海相沉积环境。由图4可见，TS1井天然气氢同位素组成曲线和塔河油田奥陶系天然气氢同位素类型曲线具有相似的特征，具有相同的母质来源。
3.5 天然气稀有气体同位素组成
氦的两个稳定同位素分别为3He和4He，3He主要为元素合成时形成的核素，主要存在于地幔，而4He则主要是地球上自然放射性元素铀、钍α衰变的产物。天然气中氦的来源有3个，即大气氦、壳源氦和幔源氦。大气氦的3He/4He值（Ra）为1.40×10-6，地幔氦3He/4He取1.1×10-5［15］，平均壳源氦的3He/4He值为（2～3）×10-8［16］。氩有3种稳定同位素36Ar和38Ar及40Ar，放射成因40Ar由40K衰变产生，36Ar主要是元素合成时形成的原始核素。大气40Ar/36Ar值为295.5；上地幔40Ar/36Ar值分布范围很广，从接近大气氩值的295.5到高达104；下地幔的40Ar/36Ar值则远低于上地幔，约为400。
图4 塔河奥陶系与TS1井天然气氢同位素类型曲线
塔河油田奥陶系天然气的氦同位素3He/4He值比较低，分布在（2.26～5.23）×10-8范围内，R/Ra的值分布在 0.016～0.037 内，平均值为 0.03（表2）。该区天然气的4 He/20Ne值比大气中的4He/20Ne值（0.326）大2～4个数量级，且40Ar/36Ar值明显地大于大气氩值。因此大气成因氦的份额可忽略，仅需讨论壳、幔两种来源的氦，用壳-幔二元复合模式计算出天然气中氦有0.02%～0.29%幔源氦的贡献，壳源氦在天然气氦中占绝对优势，说明深部来源的幔源挥发分对天然气成分的影响很小，天然气为有机成因。TS1井天然气氦同位素3He/4He 值比较低，分别为4.1×10-8和4.3×10-8，R/Ra值为0.03，说明深部来源的幔源挥发分对TS1井天然气成分的影响很小。
4 天然气成因类型
4.1 天然气的稳定同位素
δ13C2和δ13C3值是区别油型气和煤型气的重要标志之一。国内研究者多以δ13C2=-28‰作为划分油型气和煤型气的标志，一般认为，油型气的δ13C3小于-25.5‰，煤成气的δ13C3大于-23.2‰。塔河油田奥陶系天然气δ13C2值为-42.9‰～-31.9‰，都小于-28‰，δ13C3值分布在-36.6‰～-31.4‰之间，属于典型油型气范畴。TS1井天然气δ13C2值分布在-38.1‰～-36.7‰之间，δ13C3值分布在-34.5‰～-33.3‰之间，属于典型油型气。所以不论从乙烷的碳同位素组成，还是丙烷的碳同位素组成来看，塔河油田奥陶系和TS1井天然气都为典型的油型气。
对于油型气而言，生物热催化过渡带气的δ13C1值为-55‰～-48‰，正常原油伴生气的δ13C1值为-48‰～-40‰，凝析油伴生气的δ13C1值为-40‰～-36‰，高温裂解气的δ13C1值大于-36‰。塔河油田外围S14井、S18井、S60井、S73井和T913井等于或大于-36‰，加之干燥系数大，为高温裂解气，其余气样为正常原油伴生气和凝析油伴生气（T740井气样除外），所以塔河油田奥陶系天然气的生成具有多阶连续特征，成熟度范围为从成熟阶段到过成熟阶段，既有反映成熟阶段的正常原油伴生气和较高成熟阶段的凝析油伴生气，还有反映高过成熟阶段的高温裂解气。
对TS1井天然气而言，若仅根据甲烷碳同位素组成为-38.6‰～-37.2‰判断，其天然气应为凝析油伴生气。根据沈平［17］等的油型气回归方程δ13C1≈21.72lgRo-43.3 计算，TS1井天然气相应源岩Ro为1.65%和1.91%，处于高成熟湿气-凝析油阶段，为凝析油伴生气。塔河油田除10区T740井天然气相应源岩Ro为0.45%外，其余天然气相应源岩Ro为0.7%～4.0%，处于成熟阶段—过成熟阶段。特别是位于塔河油田外围东部地区的T913井、S14井、S18井、S60井和S73井的δ13C1值相对较大，其相应Ro都大于2%，显示已达到过成熟阶段，与其干燥系数较高是一致的。
当母质类型一定时，天然气中甲烷的碳同位素组成主要受成熟度效应的控制，而乙烷的碳同位素组成则受母质继承效应的制约更为明显，因此，利用δ13C1与δ13C2相结合可有效地划分天然气成因类型。图5直观地反映了塔河油田奥陶系和TS1井天然气甲烷、乙烷碳同位素值的差异，塔河油区奥陶系天然气的甲烷碳同位素与乙烷碳同位素具有很好的线性关系，而且都属于典型的油型气范畴。TS1井天然气成熟度总体上高于塔河油田主体区天然气成熟度，而低于塔河油田东部评价1区和阿克库勒S14井和S18井天然气成熟度。
图5 塔河油田奥陶系和TS1井天然气δ13C1与δ13C2相关图
4.2 天然气组分
Behar等［18］在封闭热解系统中的模拟实验表明，油裂解气在ln（C1/C2）变化较小的情况下，ln（C2/C3）变化范围较大；而干酪根降解气在ln（C1/C2）变化较大的情况下，ln（C2/C3）变化较小。塔河地区奥陶系天然气ln（C2/C3）在-0.19～1.16之间，基本上变化不大，而ln（C1/C2）值变化较大，变化范围为1.51～3.82，具有干酪根裂解气的特征。由图6可见，塔河地区奥陶系天然气为典型干酪根降解气，而TS1井天然气则为典型原油裂解气。
图6 塔河油田奥陶系与TS1井天然气ln（C1/C2）与ln（C2/C3）相关图
虚线区为干酪根降解气的变化趋势和范围
4.3 天然气轻烃组成
胡国艺等［19］通过模拟实验对原油裂解气和干酪根降解气轻烃组成的研究表明，在C7轻烃组成中，原油裂解气中甲基环己烷/正庚烷和（2-甲基己烷+3-甲基己烷）/正己烷均明显高于干酪根裂解气，而且原油裂解气中甲基环己烷/正庚烷一般大于1.0，（2-甲基己烷+3-甲基己烷）/正己烷一般大于0.5，而干酪根裂解气则反之。应用上述指标对塔河地区奥陶系天然气成气过程判识，发现甲基环己烷/正庚烷比值在0.39～0.59 之间，均小于1；（2-甲基己烷+3-甲基己烷）/正己烷比值，除8个天然气样外均在0.18～0.5之间，表明塔河地区奥陶系天然气主要为干酪根裂解气。TS1井天然气甲基环己烷/正庚烷比值为0.93和1.93，大于1；（2-甲基己烷+3-甲基己烷）/正己烷比值也均大于0.5，表明TS1井天然气为原油裂解气。
脂族烃组成为某一碳数烃类中直链烃、支链烃和环烃组成的归一百分含量，不同沉积环境和母质类型源岩生成的天然气具有不同的脂族烃族组成特征。将天然气C5—C7轻烃馏分的各类烃类组成标在分别以正构烷烃、异构烷烃和环烷烃的百分含量为端元的三角图上，从图7可以看出，塔河油田奥陶系与TS1井天然气C5—C7轻烃组成的点分布在相同的范围内，具有相同的母质来源。塔河油田奥陶系与TS1井天然气C6—C7轻烃组成三角图上的点分布在相同的范围内（图7），充分显示塔河地区奥陶系天然气与TS1井天然气具有相同的母质来源。
5 结论
（1）塔河油田奥陶系天然气与TS1井天然气主要以烃类气体为主，其中甲烷占绝对优势，非烃气体含量较低。塔河油田东部奥陶系天然气为干气，其余属于典型的湿气；而TS1井天然气属于热演化程度较高的干气。
图7 塔河地区奥陶系天然气与TS1井天然气C5—C7和C6—C7轻烃组成
（2）塔河油田奥陶系天然气与TS1井天然气具有相同的母质来源。塔河油田奥陶系为腐泥型母质不同成熟度油型气复合的面貌，为干酪根降解气，天然气的生成具有多阶段连续的特征，既有反映成熟阶段正常原油伴生气和较高成熟阶段的凝析油伴生气，又有反映过成熟阶段的高温裂解气。TS1井天然气为典型油型气，属于原油裂解气，处于高成熟湿气-凝析油阶段。TS1井天然气成熟度总体上高于塔河油田主体区天然气成熟度，而低于塔河油田东部评价1区和阿克库勒S14井和S18井天然气成熟度。
（3）造成塔河地区奥陶系天然气碳氢同位素倒转的原因，主要是由于不同成熟度油型气的复合，再加上早期生成天然气遭受强烈次生改造形成。
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五百梯气田
6.2.1 气田概况
五百梯气田是川东地区发现的第一个大型整装气田。该气田位于重庆市开县和四川省开江县境内，区域构造位于四川盆地川东高陡构造带中部，是大天池构造带北段东翼断层下盘的潜伏构造，处于开江古隆起东侧斜坡。1979年4月，原四川石油管理局在五百梯潜伏构造首钻邓1井，钻遇断层凹陷区，石炭系产水6.5m3/d。由于没有寻找到有效的构造解释及评价方法，致使勘探停顿了将近10年时间。至1989年1月，在五百梯潜伏构造高点附近钻探天东1井，主探目的层石炭系，同年8月完钻，石炭系测试获高产工业气流。至1993年底，五百梯气田石炭系气藏勘探阶段基本结束，期间共完钻探井16口，其中获工业气井12口、水井2口、干井2口，探井成功率75%，获天然气探明储量539.88×108m3，除获石炭系气藏外，兼探发现了上二叠统长兴组生物礁气藏，获探明储量47.23×108m3。
五百梯气田自1992年12月天东2井投入开发以来，至今共钻开发和滚动井34口，获工业气井31口，截止2008年9月底，五百梯气田累计采出天然气118.02×108m3，目前年稳定产量为12.24×108m3左右，成为川东地区的主力气田之一。气田的基本参数见表6.3。
表6.3 五百梯气田基本参数表
续表
(据沈平，2009)
6.2.2 勘探发现的主要历程
6.2.2.1 川东相18 井石炭系首获工业气流，勘探重点转向孔隙性储层
1977年4月在川东相国寺构造相8井钻遇石炭系白云岩溶孔型储集层，引起了地质学家们的重视。1977年10月加深钻探相18井，在石炭系取心并分析化验，确定溶孔白云岩为石炭系黄龙组，测试产气量为85.05×104m3/d。此后，川东地区全面铺开对石炭系的勘探，对象主要是一批中隆、低潜构造，如相国寺，卧龙河、福成寨、张家场等(图6.3)。由此，勘探重点从裂缝性储层转向孔隙性储层(沈平等，2009)。
6.2.2.2 一批高陡构造勘探相继失利
1979～1988年，在大池干井、南门场、大天池、板桥、蒲包山等一批高陡构造的勘探中相继失利，其主要原因是构造与储层方面存在认识上的误区，大多是因钻入构造复杂带而失利，典型的有门1井、门2井、板1井、池3井、邓1井等。1979年4月，原四川石油管理局在天池构造带北段东翼下盘钻探邓1井，该井钻入下盘断凹之中，完钻层位志留系，石炭系厚度为14.5m，主要岩性为角砾溶孔白云岩，储层厚度较薄，测试产水6.5m3/d。邓1井失利揭示大天池构造带构造的复杂性以及地层存在局部缺失、减薄。自此，大天池构造带的勘探停顿了将近8年时间。
6.2.2.3 建立川东高陡构造带构造模式
20世纪80年代末，针对川东一批高陡构造勘探上的失利，勘探工作者首先认识到必须解决地腹中构造形态的正确归位问题。为此，结合当时的钻井地质分析，确定以大池干井构造带为突破点，地震上采用了F-K偏移技术对其进行了成功解剖，即非对称型高陡构造带地腹中存在主体高带、主体断凹、陡翼外侧潜高带、缓翼外侧潜伏高点。这种认识在大池干井的龙头构造——吊钟坝主体高带的池11井、磨盘场-老湾陡翼外侧潜高带的池22井的钻探中得以证实，这两口井均获高产工业气流。针对这一成功实例，对大天池构造带开展地震构造分析研究工作，得出在构造东翼断层下盘也存在类似于磨盘场-老湾潜高带的认识。
图6.3 五百梯气田构造位置与石炭系气藏含气分布图(据沈平，2009)
6.2.2.4 五百梯天东1 井、天东2 井突破
根据地震处理解释成果以及综合地质分析研究，终于在石炭系勘探上停顿了将近8年之后，优选出五百梯潜伏构造作为勘探突破点，于1989年1月在重新解释的五百梯潜伏构造高点附近部署了天东1井和天东2井，在龙门潜伏构造部署了天东4井。1989年9月完成天东1井，石炭系钻厚30.5m，主要岩性为砂屑溶孔白云岩，有效储层厚度为25.46m，平均有效孔隙度为8.02%，该井酸后测试产气量为111.82×104m3/d；天东2井产气量为88.78×104m3/d，均获高产工业气流。此外，同期在龙门潜伏构造完成的天东4井也钻获工业气流。以上的勘探发现正式揭开了大天池构造带石炭系气藏勘探新领域，使川东地区天然气勘探进入新的高速发展时期。
6.2.2.5 高效获取商业储量
五百梯是川东地区发现的首个大型气田，随后确定以迅速高效获取商业储量，并为构造带的整体勘探摸索经验的指导思想去安排早期气藏描述。五百梯构造初步告捷后，面临的主要任务：一是研究大天池构造北段主体与五百梯潜伏构造形态特征，搞清楚圈闭类型及圈闭规模；二是搞清楚石炭系分布，初步了解储层发育情况；再者就是开展气-水关系的早期预测，初步了解含流体分布情况。通过对以上问题的研究，对构造与圈闭、地层分布有了较清楚的认识，根据对川东地区石炭系压力系数分布情况及特征研究，初次确定的气-水界面在-4700m至-4500m之间。第一批评价井围绕在-4500m圈闭范围内进行部署，包括天东7井、天东10井、天东11井、天东15井等，钻探均获工业气流。第二批评价井围绕在-4700m等高线附近进行部署，包括天东16井、天东21井、天东23井。其中，天东21井石炭系顶界海拔为-4652m，测试获气11.63×104m3/d；天东23井石炭系顶界海拔为-4814m，测试产水0.23×104m3/d，最终探明的气-水界面为-4700m。
1993年对五百梯气田开展气藏精细描述。至此，在五百梯潜伏构造及大天池构造北端的义和场高点共完成探井16口，探井成功率为75%，以合适的井网，高效、省时地完成了五百梯气田石炭系气藏的勘探。气藏描述确认，五百梯气田石炭系属于地层-构造复合圈闭气藏，储集岩主要为颗粒砂屑溶孔白云岩和角砾溶孔白云岩，储集类型为裂缝-孔隙型，探明的含气面积为140.45km2，获探明储量为539.88×108m3。
6.2.2.6 发现构造带整体含气
五百梯石炭系气藏的勘探发现，揭示出大天池-明月峡构造带良好的勘探前景。与此同时，油气田勘探工作组织了包括地震、地质、钻井、测井方面技术人员对大天池-明月峡构造带展开整体评价研究，按先大后小、先易后难的原则进行整体勘探部署。1994年勘探龙门-明达潜伏高带，1995年开始重点勘探砂坪场潜伏高带，均取得了重要的勘探发现。期间相继在主体高带的明月北、天池铺、肖家沟，构造带西缓翼的安仁、大树坝、观音桥等发现了一批中小型气田。截至目前，大天池-明月峡构造带共发现含气构造(主要产层)9个，获天然气探明储量为1263.87×108m3，获控制储量为102.33×108m3，获预测储量为26.5×108m3。
需要说明，五百梯石炭系气藏勘探过程中还兼探发现了上二叠统长兴组生物礁气藏。1989年6月，天东2井钻至井深3764～3769m发生井涌，观察岩屑，见粉晶白云岩，决定中测井段3789.79～3843m，产气3.6×104m3/d。1989年6月，天东21井钻至4305～4307m钻时加快；观察岩屑，溶孔白云岩较发育，决定中测井段4312.34～4381.30m，产气23.56×104m3/d。五百梯长兴组生物礁气藏是开江-梁平海槽东北侧首个发现的边缘礁滩气藏，其重要意义体现在为后来的黄龙场、七里北、高峰场等礁、滩气藏的勘探提供了成功的范例。
6.2.3 气藏主要地质特征
6.2.3.1 古隆起斜坡带发育大型地层-构造复合圈闭
五百梯气田位于大天池构造带北倾没端，地腹褶皱强度中等，三叠系以下有断层发育，构造相对简单完整(图6.3，图6.4)。构造背景处于开江古隆起的斜坡带东侧，在沙罐坪东-白岩山-巫山坎南一线存在一个SN向石炭系侵蚀带，并在构造的上倾方向形成了完全遮挡，形成大型的构造-地层复合圈闭。
1993年，对五百梯石炭系开展气藏精细描述，在地层及储层分布、构造与圈闭、地层压力、气-水关系的基础上确认构造断层上盘的义和场高点与断层下盘的五百梯潜伏构造为同一个圈闭系统。
其中，五百梯潜伏构造的圈闭条件是：东南和东北方向以-4700m最低构造等高线形成封闭，西面以大天②号断层控制，西南面则以石炭系缺失带为封闭条件。圈闭要素是：高点海拔为3430m，最低圈闭海拔为-4700m，长轴26km，短轴7km，圈闭面积为135.25km2(图6.3)。
义和场局部高点的圈闭条件是：东北及北面以-4700m最低构造等高线形成封闭；东南面以大天②号断层控制；西南面则以石炭系缺失带为封闭条件。圈闭要素是：高点海拔为-3200m，最低圈闭海拔为-4700m，长轴26km，短轴7km，圈闭面积为40.5km2(图6.3)。
1993年，在对地震、钻井、地层与储层、气-水关系等研究的基础上，确定五百梯石炭系气藏的含气面积为140.45km2，并上报了该含气范围内的探明储量。
图6.4 五百梯气田NW—SE向连井剖面及岩性分布图(据沈平，2009)
6.2.3.2 有利的海湾潟湖浅滩相与潮坪相沉积广泛分布
五百梯气田所在大天池构造带位于川东局限海湾沉积区中部中央隆起带东侧边缘区，具有明显的微地貌优势，主要微相有海湾潟湖浅滩相及潟湖潮坪相，间歇性暴露地表概率大，频繁接触大气淡水淋滤对沉积物的后生改造，对储层发育十分有利，在五百梯潜伏构造形成了一套各类溶蚀孔洞发育的白云岩储集层。其中以海湾浅滩亚相沉积的各类粒屑白云岩为最佳，可形成I、II类储层；角砾白云岩次之，可形成II、III类储层。
6.2.3.3 受长期剥蚀作用影响，地层厚度变化大
受云南运动影响，在局限海湾内部沉积的石炭系经长期剥蚀，现今残存的地层为上石炭统黄龙组，在整个川东地区分布面积约5×104km2。五百梯气田范围内石炭系厚度为0～42m，主要岩性为角砾白云岩、颗粒砂屑白云岩、粉晶白云岩、泥-细晶灰岩、石膏等。通过对岩性、岩相及古生物特征、电性特征的研究，川东地区石炭系黄龙组由下而上可分3个段(图6.5)。
黄龙组一段 岩性为灰岩与含陆源石英砂的砂屑白云岩。上部为褐灰色细-粗晶次生灰岩，灰岩中一般见角砾，下部砂屑白云岩与灰岩互层，白云岩中少见零星针孔。电性特征为深、浅侧向呈块状高阻，自然伽马呈高值，与下伏中志留统泥质岩类的高自然伽马明显分界。该段岩性致密，无储集性，厚度为0～8.5m。
黄龙组二段岩性以虫屑、砂屑细粉晶白云岩，粉-细晶白云岩，角砾白云岩为主。针状溶孔发育，局部密集形成溶孔层。生物以有孔虫、介形虫、棘皮类、蓝藻为主，其次为瓣腮类、腹足类、珊瑚、
类等。白云岩中间夹薄层去白云石化灰岩。电性特征为深、浅侧向电阻比一段的低，呈锯齿状。自然伽马上部有一高值段，中下部齿状低值。该段是主要的储集层段，残厚2.9～33m。
黄龙组三段 因其遭受剥蚀程度不同，残厚变化较大。主要岩性有细粉晶角砾灰岩、细粉晶白云岩、角砾白云岩等。电性方面，深、浅侧向呈明显厚层状高阻，自然伽马呈齿状低值。该亚段孔隙发育较差，在五百梯有零星储层发育，是石炭系的次储层段。该段残厚0～6m。
图6.5 五百梯气田石炭系柱状剖面及储盖组合图(据沈平，2009)
6.2.3.4 储层特征及其分布
(1)具各种孔隙、洞穴、裂缝互相搭配的储集空间
川东石炭系储层的储集空间总体可分为孔隙、洞穴、裂缝三大类。其中，孔隙类型包括粒内粒间溶孔、砾内溶孔、铸模孔及粒间晶间孔等；洞穴由溶蚀扩大的孔隙或裂缝构成，一般洞径2～20mm；裂缝可分为早期成岩干缩缝、构造性裂缝和复合性溶蚀缝。五百梯石炭系储层的一个显著特点是孔洞缝发育，有效孔洞密度一般为50～64个/m；岩心面孔率高，一般为3%～8%；有效裂缝密度一般为10～23条/m，高于其他构造。
(2)具有中等孔隙发育的物性特征，但渗透性较差
统计结果表明，石炭系孔隙度分布范围为0.15%～26.39%，平均有效孔隙度为6.21%。中段的天东1井区、天东2井区、大天2井区一线孔隙发育较好，南北段的天东22井区、天东8井区、天东17井区孔隙发育相对较差。
石炭系储层非均质性较强，基质渗透率变化较大，最大的大于97.8×10-3μm2，最小小于0.01×10-3μm2，一般为(1.0～2.5)×10-3μm2，平均为0.77×10-3μm2。气井不稳定试井，解释产层渗透率多数小于1×10-3μm2，最大的天东1井为9.78×10-3μm2，最小的天东7井仅0.0016×10-3μm2。压力恢复和压力降落试井研究发现，石炭系气藏各井普遍表现复合地层渗透流特征。
五百梯石炭系储集岩存在I、II、III类储层，以II、III类为主。根据岩石实验、试井和气田生产等方面研究，石炭系气藏以各种孔隙为储集空间，裂缝作为主要渗滤通道，储集类型为裂缝-孔隙型。
(3)纵、横向上具连续性、成层性及大面积储层分布特征
在五百梯区块，黄龙组二段地层厚度分布较稳定，白云石化较彻底，储层发育充分，储层在纵向上连续性好，成层性好，横向上具有大面积分布的特征。对完钻各井资料统计显示，有效储层厚度一般为8.47～27.15m，气藏平均储层厚度达17.71m，厚储层区分布于潜伏构造中段，构造南北段储层发育较薄(图6.4，图6.6)。
图6.6 五百梯气田石炭系储层SW—NE向连井剖面(据沈平，2009)
6.2.3.5 低含硫的优质干气藏
天然气组分析表明，石炭系气藏天然气成分以甲烷(CH4)为主，一般含量为96%～97%，乙烷以上烃类一般含量为0.4%～0.6%，非烃类气体(N2、H2、He)一般含量为0.5%～0.8%，H2S含量为0.4～2g/m3，CO2含量为27～31g/m3，干燥系数为145～152(表6.4)，属于低含硫较低二氧化碳的优质烃类干气气藏。
表6.4 五百梯石炭系气藏天然气组分分析数据表
(据沈平，2009)
6.2.3.6 气-水分异明显，具有统一的气-水界面
五百梯石炭系是一个大型气藏，充满度达100%，最大含气高度为1270m，在气藏范围内气水的高低分异明显，属于边水气藏。勘探早期，根据地层压力系数对气-水界面进行了预测，按4700m的含气范围确定评价勘探方案，评价结束后，根据天东23井、大天3井水井资料进一步确认气水界面为-4700m，气田十多年来的开发也进一步证实了五百梯石炭系是具有统一气水界面的大型整装气田。
油气地球化学特征及其成因
一、原油地球化学特征
（一）原油物性
与柴达木盆地西部第三系原油物性明显不同，冷湖地区原油物性以低密度、低粘度、低含硫量、中等—高含蜡量的轻质原油为特征。从三号到五号构造，原油凝固点、含蜡量降低，而310 ℃前总收率、饱和烃+芳烃含量则逐渐增高，这主要与原油母源类型、原油成熟度及油藏保存条件有关。从三号向五号构造，原油母源类型变差，油藏埋藏深度逐渐加深，原油成熟度变大。鱼卡油田原油物性与冷湖地区原油有较大差异，其原油密度大，粘度高，凝固点低，非烃和沥青质含量高，属于低成熟原油。马海和南八仙地区原油为凝析油（表4-9）。
表4-9 柴北缘原油物性
（二）原油地球化学特征
1.原油轻烃组成和分布
原油轻烃组成与分布与母质类型和成熟度密切相关。母质类型好的原油，轻烃组成以正构烷烃高、支链烷烃相对低、苯和甲苯含量低为特征。冷湖地区原油轻烃组成中，从三号构造到五号构造，正构烷烃含量从45%以上降到 30%以下，环烷烃则从 30%～35%升高至40%以上，芳烃含量从低到高。四号构造处于过渡位置。三号构造原油轻烃组成相对于五号构造富含正构烷烃、贫环烷烃，说明三号原油母源类型优于五号原油，原油成熟度也低于五号原油，这也与原油的物性分析相一致（图4-46）。
鱼卡地区中1井原油轻烃组成中，正构烷烃含量高达80.72%，说明其成油母质类型好，和其中侏罗统J2d6、J2d7混合型母源（部分油页岩属于Ⅰ型）相吻合。
从异丁烷/正丁烷和异戊烷/正戊烷比值看，冷湖三号原油比冷湖五号原油低，说明冷湖三号原油的母源类型好于五号（Leythaeuser，1982）。四号构造接近三号的，其原油轻烃iC4/n C4 和 iC5/n C5 比值与冷湖三号原油接近；四号构造接近五号的，其原油轻烃 iC4/n C4和 iC5/n C5 比值与冷湖五号原油接近。异庚烷/正庚烷比值也与此类似（图4-47）。
图4-46 柴北缘侏罗系原油轻烃组成百分含量三角图
图4-47 柴北缘侏罗系原油轻烃 iC4/n C4 和异庚烷/正庚烷关系
2.生物标志化合物特征
（1）原油饱和烃气相色谱特征。冷湖地区原油正构烃碳数分布在C10—C38，以低碳数烷烃含量高为特征。主峰碳在 n C10—n C17之间，一般在 3～10 之间，OEP 值在1.0～1.2之间，CPI 值为1.1左右，基本无奇偶优势，属于成熟原油；类异戊二烯烷烃丰富，原油姥植比（Pr/Ph）在2.0～5.0之间，具姥鲛烷优势，反映了母源沉积环境的较强氧化作用和成油母源陆源输入占主体的特征。冷湖地区与南八仙、马海原油 Pr/n C17与Ph/n C18比值较低，分别小于0.35和0.2，反映原油已经成熟；而鱼卡原油 Pr/n C17与 Ph/n C18比值稍高，分别在0.55和0.2以上，说明原油成熟度低于冷湖原油（图4-48）。
图4-48 柴北缘侏罗系原油 Pr/n C17与 Ph/n C18关系
（2）甾烷类组成特征。冷湖地区与南八仙地区原油规则甾烷组成以 C29＞C27＞C28甾烷分布为特征，为不对称的 V 字型分布，反映成油母源中陆源有机质输入占重要位置（图4-49至图4-52）。冷湖三号原油的 C27甾烷含量略高于生油岩，冷湖四号原油和荧光砂岩C27甾烷含量高于冷湖四号的生油岩，冷湖五号原油 C27甾烷含量高（30%～40%），说明这些地区的原油可能来自于周围母质类型更好的烃源岩。鱼卡地区原油规则甾烷内分布形式则为 C27＞C29＞C28 （图4-53），反映成油母质中低等水生生物占重要比例，与此相对应，光学显微镜下鱼卡地区中侏罗统混合型烃源岩中藻类及其降解产物在源岩显微组分中含量较高。图4-54 表明柴北缘原油可分成两大类：第Ⅰ类主要为鱼卡地区和马海原油；第Ⅱ类为冷湖构造带、潜伏地区和南八仙原油。第Ⅰ类原油以 C27含量大于 45%为特征，C29含量小于 20%，原油母质中以低等水生生物输入占优势；第Ⅱ类原油 C27含量小于40%，C29含量介于30%～65%之间，C27含量介于20%～40%之间，原油母质中以陆源高等植物输入占优势。
图4-49 冷湖三号原油和烃源岩甾烷组成三角图
图4-50 冷湖四号原油和烃源岩甾烷组成三角图
图4-51 冷湖五号原油和烃源岩甾烷组成百分数三角图
图4-52 南八仙-马海地区原油和烃源岩甾烷组成百分数三角图
（3）藿烷类。柴北缘侏罗系原油中含有一定量的三环萜烷，其三环萜烷/藿烷＞0.05，一般在0.1以上。低碳数三环萜烷分布形式为 C19 ＞ C20 ＞ C21 ＞ C23 ＞，C23三环萜烷 ＜ C24四环萜烷。柴北缘原油三环萜烷和 C24四环萜烷相对丰度关系与吐哈盆地侏罗系煤成油非常相似，反映了成油母源较氧化的煤系有机质特征：含有较高的 Ts和 C29 Ts，Ts/Tm比值一般＞1，C29Ts/C29藿烷介于 0.04～0.65 之间（一般在 0.4～0.55 之间），这与高成熟阶段Tm向 Ts转化有关。除鱼卡地区原油外，柴北缘其他地区原油伽马蜡烷含量很低，伽马蜡烷/C30藿烷在0.02～0.1范围（一般在0.05），反映成油母源形成于淡水环境。鱼卡地区原油伽马蜡烷/C30藿烷达0.26，明显高于冷湖地区原油，说明其母源水体有一定盐度；C30重排藿烷比较发育，C30重排藿烷/C30藿烷一般在 0.1～0.3 之间，反映成油母质为酸性介质环境，鱼卡地区原油 C30重排藿烷/C30藿烷比值很低，为 0.06，说明其成油母质沉积环境为偏碱性。
图4-53 鱼卡断陷原油和烃源岩甾烷组成百分数三角图
图4-54 不同地区原油甾烷组成百分数三角图
（4）碳同位素特征。柴北缘原油碳同位素值为-25‰～-33‰（表4-10）。原油碳同位素与母源干酪根类型、成烃过程中的分馏及原油成熟度密切相关，而母质类型是影响原油碳同位素的主要因素。运移作用导致的同位素分馏效应一般在1‰左右，而成熟度影响也不会超过2‰，因此柴北缘原油碳同位素如此大的差异表明其母质类型有差异。从地区看，原油碳同位素最低值为鱼卡地区，其原油碳同位素值在-31.8‰～-33‰，与中侏罗统J2 d 6 混合型母源（部分油页岩属于Ⅰ型）相一致。冷湖地区原油中，从三号至五号构造，原油碳同位素值由-30‰左右逐渐偏重至-25‰左右，说明三号构造原油母源类型优于五号构造原油，三号原油母源偏Ⅱ型母质，而五号构造原油母源偏Ⅲ型。这与其他地球化学指标所反映的特征一致。南八仙原油碳同位素均较重，为-27.2‰～-24.5‰，反映成油母源以Ⅲ型为主。马海地区原油组分同位素与南八仙原油基本一致，说明二者属于同一成因母源，但马海全油碳同位素相对较轻，为-28.4‰。图 4-55 为柴北缘原油单体烃碳同位素分布类型曲线。图中明显可见：冷湖三号构造原油碳同位素偏轻，冷湖五号原油碳同位素偏重，冷湖四号原油介于两者之间。临近三号油田的，其原油单体烃碳同位素类型分布与三号原油相近；近五号油田的，其原油单体烃碳同位素类型分布曲线与五号原油类似，同样反映了原油母源类型的差异。
表4-10 柴北缘原油碳同位素数据
图4-55 柴北缘原油饱和烃单体烃碳同位素特征
（5）原油的成熟度。生物标志化合物的一个重要应用是确定烃源岩和原油的成熟度。成熟度参数主要有两类：一类与裂解反应有关，另一类与不对称碳原子的异构化有关（Peters等，1993）。在活的生物体中只存在R构型，随成熟度增加 R构型逐渐向 S构型转化，随成熟度的增加甾烷的生物构型向地质构型转化。在石油窗之前的未成熟阶段，该比值一般小于0.25，门限值为0.4，热演化终点即平衡值为0.55，此时相当于镜质体反射率R o 大约为0.9%左右。20 S和20 RC29规则甾烷的 C-14、C-17 位上的异构化作用，使ββ/（ββ+αα）比值以井空值增加到 0.7 左右（0.67～0.71 为平衡状态；Seifert 和 Moldown，1986）。该比值与源岩有机质输入无关，达到平衡状态时比20 S/（20 R+20 S）比值稍晚，因此在高成熟阶段ββ/（αα+ββ）更为有效。应用C29甾烷ββ/（ββ+αα）对20 S/（20 S+20 R）的曲线，在描述源岩或原油成熟度方面特别有效（Seifert 和 Moldowan，1986）。冷湖四号、五号、南八仙、潜伏地区原油成熟度都大于本地区的烃源岩，表明这些地区原油主要来自于邻近埋藏更深、成熟度更高的烃源岩。而冷湖三号原油部分与本区烃源岩成熟度相当，部分原油高于本区烃源岩，表明冷湖三号原油除大部分来源于邻近成熟度高的烃源岩外，少部分是本区烃源岩生成的。鱼卡地区原油和泥岩的成熟度相当，表明鱼卡原油来自于本区的烃源岩（图4-56～图4-61）。图4-62 表明不同地区原油成熟度有差别。柴北缘侏罗系原油以鱼卡地区成熟度最低，ββ-C29/ΣC29比值为 0.3 左右，表明刚达到门限值（0.25）。其次为南八仙油气田和潜伏地区原油。冷湖五号原油成熟度最高，原油ββ-C29/ΣC29比值接近0.7，接近于平衡状态。其他地区原油为成熟原油。冷湖三号和四号原油成熟度相当；马海原油成熟度比南八仙高；冷湖三号原油成熟度分布范围较大，说明其成因可能较复杂。岩样中重排甾烷的含量普遍低于油样。C29的13β（H）17α（H）重排甾烷在油样中明显高于规则甾烷 C2720 R峰，而岩样则一般低于此峰，重排甾烷总量上随成熟度增加而增大，因此根据重排甾烷含量判断原油成熟度高于生油岩样。反映原油成熟度的藿烷异构化参数 C32藿烷S/（S+R）比值均在0.6 以上，只有鱼卡地区原油较低，为 0.55，尚未达到0.6平衡值，说明冷湖地区原油基本为成熟原油，而鱼卡地区原油成熟度较低。
图4-56 冷湖三号原油和烃源岩成熟度比较
图4-57 冷湖四号原油和烃源岩成熟度比较
图4-58 潜伏地区原油和烃源岩成熟度比较
图4-59 冷湖五号原油和烃源岩成熟度比较
图4-60 马海和南八仙原油和烃源岩成熟度比较
图4-61 鱼卡地区原油和烃源岩成熟度比较
图4-62 不同地区原油成熟度比较
二、天然气地球化学特征
1.天然气组分特征
天然气组分含量与源岩母质类型、成熟度及运移、生物降解、油气层温度、压力等有关，但主要由母质类型和成熟度所决定。表4-11 为柴北缘天然气组分含量，可见柴北缘天然气均以烃类气体为主，但各地区天然气组分组成也有一定差异。鄂博梁、马海、冷湖二和三及四号高点天然气甲烷含量相对较高，重烃含量相对较低，干燥系数 C1/C1-5在96.9%～99.09%之间（干燥系数较高），属于干气性质；而南八仙地区天然气甲烷含量相对较低，重烃含量相对较高，C1/C1-5在93%左右（干燥系数也较高），C1/C2+在15左右，接近干气性质（同时天然气中氮气含量较低，在 4%左右）。马海、南八仙天然气组分性质有一定相似性，但比例关系不同。一般地讲，氮气相对甲烷更易运移，甲烷较重烃气更易运移。而天然气中氮气含量较高，说明母源成熟度非常高（已达过成熟阶段），干气或近干气的性质也表明这点。
表4-11 不同地区天然气组分含量平均值
冷湖地区天然气组分含量变化较大。从三号至五号，甲烷含量逐渐增高（从三号的48%增加到五号的90%），重烃含量逐渐降低（从三号的49%降低到五号的1%），与此同时N2（包括H2）从三号的3%增高到五号的11%。冷湖地区天然气组分的差异，主要受断裂系统、与油藏关系、母源的成熟度及天然气保存条件等因素控制。重烃含量高的，天然气往往与油藏伴生；重烃含量低的，则与原油的关系不密切。五号构造天然气母源较三号高，因而导致天然气组分中甲烷含量高。在断裂带及构造高点部位，重烃含量常常较高。因为保存条件好，则天然气中重烃含量相对较低；相反保存条件差的，随着天然气中甲烷的散失天然气中重烃含量相对上升。
2.天然气碳同位素特征
碳同位素是判别煤型气和油型气以及确定气源岩成熟度的很好指标。大量资料表明，油型气甲烷碳同位素分布在-76‰～-30‰范围，主频在-50‰～-32‰。生物成因气δ13C1一般＜55‰（Rice，1981），煤型热解气δ13C1较油型热解气δ13C1重，一般＞-43‰（戴金星，1992）。乙烷碳同位素的δ13C2值具有较强的稳定性和母质继承性，一般煤型气δ13C2＞-27‰，油型气δ13C2＜-28‰。
表4-12为柴北缘天然气碳同位素组成。从表中可以看出，无论马海、南八仙还是鄂博梁，天然气碳同位素均较重（甲烷碳同位素重于-32‰、乙烷碳同位素重于-25‰），三个地区天然气碳同位素相近，应属同源的产物，为典型的煤成气类型。
根据戴金星等提出的煤成气δC1-Ro回归方程计算气源岩Ro值，可见博1井和中3井天然气的成熟度最高，分别为2.97%和2.29%，气源岩处于过成熟阶段；马中1井和仙3井天然气气源岩所对应的Ro值为1.67%～1.91%，气源岩应属高成熟的煤成气。
表4-12 柴北缘天然气碳同位素组成
三、柴北缘油气源
柴北缘第三系烃源岩不发育，原油地球化学特征明显有别于柴达木盆地西部第三系原油，因此可以排除第三系油源岩的可能性。
1.冷湖构造带、南八仙、马海油气来源于下侏罗统Ⅲ1型（部分Ⅱ型）烃源岩
冷湖构造带地球化学特征主要表现为：
（1）原油属于成熟原油。正构烃碳主峰碳在 n C10～n C17之间，一般在3～10之间，OEP 值在1.0～1.2之间，CPI 值为1.1左右，基本无奇偶优势，Pr/n C17与Ph/n C18比值较低，分别小于0.35和0.2；有较高的 Ts和 C29Ts，Ts/Tm比值一般＞1，C29Ts/C29藿烷介于0.04～0.65之间，一般在0.4～0.55之间，说明成油母源为具高成熟度的有机质。反映原油成熟度的甾烷异构化参数 C29甾烷S/（S+R）比值一般在0.4 以上，藿烷异构化参数 C32藿烷S/（S+R）比值均在0.6以上，说明原油为成熟到高熟。
（2）成油母质中陆源有机质输入比例较多。原油类异戊二烯烷烃丰富，原油姥植比Pr/Ph为2.0～5.0之间，具姥鲛烷优势，反映了母源沉积环境的较强氧化作用和成油母源陆源输入占主体的特征。规则甾烷内组成中，以C29＞C27＞C28甾烷分布为特征。含有一定量的三环萜烷，其三环萜烷/藿烷＞0.05，一般在0.1以上。低碳数三环萜烷分布形式为C19＞C20＞C21＞C23、C23三环萜烷＜C24四环萜烷，反映了成油母源为氧化程度较高的煤系有机质特征。伽马蜡烷含量很低，伽马蜡烷/C30藿烷为0.02～0.1（一般在0.05），反映成油母源形成于淡水环境。C30重排藿烷比较发育，C30重排藿烷/C30藿烷一般在0.1～0.3之间，反映成油母质形成于酸性介质环境。
（3）原油经过了一定距离的运移。原油异胆甾烷含量高，C29甾烷20 Rαββ/ααα比值介于1.06～2.5之间，含有一定量的孕甾烷，反映原油经过了一定距离的运移。
总之，冷湖构造带原油地球化学特征反映的是一种以陆源有机质输入占重要比例的、氧化条件较好的沼泽-半深湖-深湖亚相-滨浅湖亚相源岩沉积环境特征，既有煤沼环境有机质沉积，又以半深湖-深湖亚相沉积为主体，与柴北缘下侏罗统烃源岩沉积环境相吻合。
南八仙与马海地区母源主要为伊北次凹的高成熟期侏罗系源岩，其源岩主要发育在滨浅湖相和沼泽相，表现为湖相和沼泽相交替沉积。半深湖亚相分布范围较小，主要发育于凹陷中部。环境为酸性介质，还原性较差，水生生物不甚繁育，陆源有机质占有重要比例。有机质类型较差，以Ⅲ1—Ⅲ2型为主。因此，南八仙和马海地区原油成油母源以Ⅲ1型为主。天然气以典型的煤型气为主。马海有一定的运移效应，比南八仙运移距离大，是否是经南八仙运移过来的有待进一步研究。
2.鱼卡地区原油来源于中侏罗统Ⅱ型有机质
鱼卡地区原油地球化学性质主要表现在：
（1）原油为低成熟原油。原油Pr/nC17与Ph/nC18比值稍高，分别在0.55和0.2以上，表明原油成熟度较低；含有一定量的三环萜烷，其三环萜烷/藿烷为0.05。低碳数三环萜烷分布形式为C23＞C19＞C21＞C20，C23三环萜烷＜C24四环萜烷。含有较高的Ts和C29Ts，Ts/Tm比值0.62，C29Ts/C29藿烷为0.322，说明成油母源成熟度较低。甾烷异构化参数C29甾烷S/（S+R）仅为0.33，尚未达到热演化平衡终点。藿烷异构化参数C32藿烷S/（S+R）比值为0.55，尚未达到0.6平衡值，属于低成熟原油。
（2）成油母质中为Ⅱ型有机质。规则甾烷内分布形式为C27＞C29＞C28，反映成油母质中低等水生生物占重要比例。重排甾烷含量较冷湖地区原油低，重排甾烷/规则甾烷比值为0.33，反映成油母质为较冷湖地区源岩介质更偏碱性的沉积环境；伽马蜡烷有一定含量，伽马蜡烷/C30藿烷为0.26，反映成油母源形成环境有一定盐度。C30重排藿烷不甚发育，C30重排藿烷/C30藿烷为0.066，反映成油母质生成于偏碱性介质环境；原油碳同位素较低，为-31.8‰～-33‰，反映混合型母源（部分油页岩属于Ⅰ型）。
（3）原油经过了一定距离的运移。异胆甾烷含量高，C29甾烷20 R αββ/ααα比值介于1.06～2.5之间，含有一定量的孕甾烷，反映原油经过了一定距离的运移；异胆甾烷含量不高，C29甾烷20 R αββ/ααα比值为0.488，含有一定量的孕甾烷，说明原油运移距离较近。
鱼卡地区原油地球化学特征表明原油来源于中侏罗统Ⅱ型有机质，原油为低成熟原油。
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