潘 珂，蒋有录，李瑞磊，范 婕

(1.中国石油大学(华东)，山东 青岛 266580；2.中国石化东北油气分公司，吉林 长春 130062；3.中国石化胜利油田分公司，山东 东营 257015)

0 引 言

解决天然气的成因及来源问题是研究气藏形成和分布的基础，对其展开综合研究不仅具有理论意义，对于指导油气勘探有重要的现实意义[1]。龙凤山—东岭地区属于勘探新区，气样数据较少，前人对天然气特征研究程度较低。李浩等对龙凤山—东岭地区天然气类型进行初步判识，认为天然气类型以腐殖型气为主，部分为腐泥型气[2]。然而龙凤山—东岭地区主力烃源岩层为沙河子组和营城组，干酪根类型为Ⅲ—Ⅱ1型，烃源岩有机质类型的差异导致天然气来源具有多样性[3-4]，成因类型较为复杂，目前尚不清楚。此外，龙凤山和东岭地区分别位于生烃洼陷的两侧，其天然气富集层位存在明显差异，龙凤山地区天然气主要富集于营城组[5]，东岭地区天然气自沙河子组至泉头组均可富集成藏，不同层系间天然气类型及差异暂未明确。文中基于天然气地球化学指标，对龙凤山—东岭地区天然气进行判识和对比，明确不同层系天然气类型的差异，通过分析原油裂解气的形成条件解释其分布特征，为明确该区天然气成因及来源提供可靠依据，并为龙凤山—东岭地区下一步的油气勘探提供参考。

1 区域地质概况

长岭断陷位于松辽盆地中央断陷区中南部，总体呈NNE向展布，面积约为7 240 km2，为北西断、南东超的大型断箕构造[6]。自白垩纪以来，盆地构造演化经历了断陷期、断—坳转换期及坳陷期多期过程，断陷期自下而上发育下白垩统火石岭组(K1h)，沙河子组(K1sh)、营城组(K1yc)，断—坳转换期发育登娄库组(K1d)，坳陷期发育下白垩统泉头组(K1q)[7-8]。

龙凤山—东岭地区位于长岭断陷南部，自西向东可划分为3个构造单元，分别是龙凤山地区、洼陷带和东岭地区。其中沙河子组(K1sh)和营城组(K1yc)发育大套泥岩层，为龙凤山地区和东岭地区的主要烃源岩层系。但2个地区主力储层存在差异，勘探结果表明，龙凤山地区天然气主要富集在营城组(K1yc)，东岭地区自沙河子组(K1sh)至泉头组(K1q)天然气多层系富集成藏[9]。

2 天然气地球化学特征

2.1 天然气组分

统计结果表明，研究区天然气总烃含量为89.00%～96.00%，烃类气体主要为甲烷，含量为79.64%～87.37%，重烃(C2+)含量较低，为5.00%～10.00%，干燥系数为0.80～0.95，表现为湿气。2个地区天然气组分存在一定差异，东岭地区甲烷含量为85.00%～88.00%，明显高于龙凤山地区，非烃类气体含量小于5.00%，明显低于龙凤山地区，并且东岭地区不同层位间天然气组分差异较小(表1)[2]。

2.2 天然气碳同位素

研究区天然气碳同位素分布特征具有相似性，表现为甲烷、乙烷、丙烷和丁烷按照δ13C1<δ13C2<δ13C3<δ13C4正序排列。其中，龙凤山地区天然气碳同位素较重，δ13C1值为-38.80‰～-32.40‰，δ13C2值为-27.80‰～-21.40‰，δ13C3值为-24.20‰～-21.02‰，δ13C4值为-23.80‰～-19.80‰，2个层系天然气的碳同位素差异较大，反映其成因存在差异。而东岭地区天然气碳同位素明显轻于龙凤山地区，不同层系减碳同位素差异较小，δ13C1值为-36.78‰～-33.18‰，δ13C2值为-26.15‰～-28.21‰，δ13C3值为-27.22‰～-25.41‰，δ13C4值为-24.88‰～-26.95‰(表1)。依据戴金星、胡国艺等学者提出的天然气类型划分标准[10-12]，并结合研究区洼陷带主要由Ⅱ1型烃源岩供烃的地质背景[2-3]，认为龙凤山地区为煤型气，东岭地区为混合气。

前人研究结果表明，龙凤山天然气主要来自于沙河子组烃源岩，埋深较大，达到高成熟—过成熟阶段[4]，天然气演化程度较高，表现为甲烷含量低、氮气含量高、碳同位素值较大。而东岭地区天然气来自于沙河子组与营城组烃源岩，埋深较小，达到成熟—高成熟阶段[2]，天然气演化程度稍低，表现为甲烷含量高、氮气含量低、碳同位素值较小。因此，龙凤山地区与东岭地区天然气演化阶段不同，导致其地球化学特征存在差异。

3 天然气成因类型及分布

3.1 原油裂解气与干酪根裂解气

在明确天然气地球化学特征及母质来源的基础上可进一步判别其成因类型。干酪根裂解气在生成时甲烷与乙烷的比值C1/C2变化较大，乙烷与丙烷的比值C2/C3变化较小，而原油裂解气在裂解时C2/C3变化较大、C1/C2变化较小，利用这一原理对研究区天然气类型进行判识[13-15](图1)。

由图1可知，龙凤山地区营城组天然气表现出干酪根裂解气的特征；东岭地区则为原油裂解气与干酪根裂解气并存，但不同层系存在差异，其中营城组天然气干酪根裂解气主要分布在斜坡带，少量原油裂解气存在于洼陷带；泉头组天然气表现出原油裂解气和干酪根裂解气共存的特征(图1)。

图1 利用ln(C1/C2)-ln(C2/C3)图版判断研究区裂解气类型

3.2 原油裂解气的形成条件

研究区存在原油裂解气与干酪根裂解气，但其形成条件存在差异性，需进一步明确。

热解中S1代表排烃后岩石中的残留烃数量，S1/TOC可代表单位有机碳中生成原油的数量，该值随着埋深的增大而增大，当S1/TOC值达到最大后开始下降，代表原油发生裂解生成天然气[16-17]。对比可知，龙凤山地区S1/TOC值在3 600 m处出现明显的下降，对应的干酪根镜质体反射率Ro值为1.5%，地温约为165 ℃，此时原油发生裂解；东岭地区S1/TOC值在2 600 m处出现明显的下降，对应的Ro值为1.3%，地温约为150 ℃(图2)。

在此基础上，结合埋藏史和热演化史确定裂解气的形成时间。以东岭地区S11井为例，利用PetroMod软件对单井古地温进行模拟，沙河子组和营城组分别在距今108、92 Ma时Ro达到1.3%，登娄库组和泉头组地层Ro无法达到1.3%，说明S11井沙河子组原油自108 Ma开始裂解，营城组原油自92 Ma开始裂解，登娄库组和泉头组原油无法达到裂解条件。使用该方法确定工区内不同井的原油开始裂解时间。结果表明，从洼陷带到斜坡带原油裂解时间逐渐变晚，原油裂解范围逐渐变小，洼陷带内沙河子组和营城组原油均可达到裂解条件，而斜坡带仅有沙河子组原油可以达到裂解条件(表2)。

图2 龙凤山—东岭地区S1/TOC与深度的关系

表2 原油开始裂解时间

3.3 天然气分布特征

研究表明，很多富油气凹陷既有干酪根裂解气，又存在原油裂解气，并具有分区分布的特征[18-19]。研究区为干酪根裂解气与原油裂解气并存，但其成藏条件不同导致分布特征存在差异性。

龙凤山地区营城组烃源岩生成原油后，随地层埋深增大，洼陷带附近如B2井等可达到裂解门限生成裂解气，而斜坡带不能达到原油裂解门限，天然气主要为干酪根裂解气(图2)。此时断层停止活动，不具有垂向输导能力，天然气仅在营城组内发生运移(图3a)。由于天然气重烃(C2+)及密度随运移距离的增加逐渐减小[19]，反映营城组天然气具有由生烃洼陷向斜坡带运移的特征。因此，龙凤山地区天然气分布特征表现为从洼陷带到斜坡带，天然气类型由原油裂解气逐渐过渡为干酪根裂解气(图4a)。

东岭地区沙河子组及营城组烃源岩生成原油后，随埋深增大，沙河子组原油达到裂解的条件，生成原油裂解气；营城组仅洼陷带附近如S11、SN109井等达到原油裂解门限，生成原油裂解气，而斜坡带以干酪根裂解气为主，与地球化学指标显示一致(图2)；登娄库组和泉头组原油无法达到裂解条件，但原油裂解时间与成藏期及断层活动时间的匹配结果表明，沙河子组或营城组原油裂解气形成时断层仍处于活动阶段，原油裂解气可通过断层向上运至登娄库组和泉头组地层(图3b)。结合天然气重烃(C2+)及密度等指标可知，东岭地区天然气由洼陷带向斜坡带，由深层向浅部，沿断层-砂体呈阶梯式运移。天然气分布特征表现为沙河子组和泉头组主要为原油裂解气，而营城组为原油裂解气与干酪根裂解气共存，整体具有原油裂解气分布在洼陷带，干酪根裂解气分布在斜坡带的特征(图4b)。

图3 原油裂解时间与成藏期及断层活动时间的匹配

图4 龙凤山—东岭地区天然气成因类型分布模式

4 结 论

(1) 龙凤山地区天然气甲烷含量低、氮气和二氧化碳含量较高、碳同位素较重；而东岭地区天然气甲烷含量较高、氮气和二氧化碳含量较低、碳同位素较轻，两者差异明显，为不同演化阶段的产物。

(2) 研究区天然气为偏油型气的混合气，其中龙凤山地区营城组天然气以干酪根裂解气为主，而东岭地区沙河子组和泉头组主要为原油裂解气，营城组为原油裂解气和干酪根裂解气的混合气。总体来看，原油裂解气主要分布在洼陷带，干酪根裂解气分布在斜坡带。

(3) 研究区原油裂解气的形成条件存在差异，原油开始裂解时间与成藏期及断层活动性的匹配关系控制裂解气的分布差异，龙凤山地区营城组原油自登娄库组沉积末期开始裂解，此时断层已停止活动，裂解气仅在层内运移聚集；东岭地区原油自登娄库组沉积初期开始裂解，与断层活动时间匹配关系良好，裂解气可沿断层-砂体呈阶梯式运移，自沙河子组至泉头组均有分布。