奥陶系风化壳产层天然气的来源分析

尔多斯是内蒙古的首富，这得利于几大企业和能源的优势，最主要的是土地开发，政府爆炒地价，得利颇大，想不富都难

鄂尔多斯，物华天宝，资源富集。主要以煤炭、化工、天然气、畜产品、建材、药材、旅游等资源为主。有世界级的大型现代化露天煤矿—东胜煤田、准格尔煤田，以煤为能源的电厂在鄂尔多斯星罗棋布。据说，北京五个灯泡中，就有一个是鄂尔多斯点亮的。有世界级的整装天然气田—苏里格气田，有世界最大的羊绒制品加工基地。一句“鄂尔多斯羊绒衫温暖全世界”的广告语，使鄂尔多斯闻名全国，走向世界。鄂尔多斯市是正在建设的国家重要能源基地，是我国西煤东运、西气东输、西电东送的重要基地。乘西部大开发的东风，鄂尔多斯市的经济迅速崛起，以煤炭、羊绒、化工、电力、天然气、建材等为主的新兴产业成为地区经济的支柱，是自治区经济发展最快的盟市之一，与呼市、包头并驾齐驱，成为带动自治区经济发展的三个火车头之一，也是我国中西部地区最具发展活力的城市之一。2005年1-9月份，全市GDP达316.9亿元，财政收入达66.3亿元。

神华集团”煤制油”直接液化工业化装置巳正式于2004年8月底在内蒙古自治区鄂尔多斯市开工。这种把煤直接液化的”煤制油”工业化装置在世界范围内是首次建造。神华煤直接液化项目总建设规模为年产油品500万吨，分二期建设，其中一期工程建设规模为年产油品320万吨，由三条主生产线组成，包括煤液化、煤制氢、溶剂加氢、加氢改质、催化剂制备等14套主要生产装置。一期工程主厂区占地面积186公顷，厂外工程占地177公顷，总投资245亿元，建成投产后，每年用煤量970万吨，可生产各种油品320万吨，其中汽油50万吨，柴油215万吨，液化气31万吨，苯、混合二甲苯等24万吨。为了有效地规避和降低风险，工程采取分步实施的方案，先建设一条生产线，装置运转平稳后，再建设其它生产线。2007年7月建成第一条生产线，2010年左右建成后两条生产线。神华集团有限责任公司2003年煤炭产销量超过1亿吨，成为我国最大的煤炭生产经营企业。据称，如果石油价格高于每桶22美元，煤液化技术将具有竞争力。

——经济发展迅速。鄂尔多斯自然资源富集，主要有煤炭、化工、建材、羊绒等自然资源，是全区乃至全国正在发展的能源重化工和纺织基地。拥有各类矿藏50多种，其中煤炭探明储量1244亿吨，约占全国的六分之一，2005年煤炭产量1.5亿吨，是中国产煤第一地级市。天然气探明储量约占全国的三分之一，其中苏里格气田探明储量为7504亿立方米，为国内最大的整装气田。此外，天然碱、食盐、芒硝、石膏、石灰石、高岭土的储量也相当可观，且品位很高。这里是内蒙古自治区经济最为活跃的地区，“温暖全世界”的鄂尔多斯品牌服饰从这里走向世界，羊绒制品产量约占全国的三分之一，世界的四分之一，已经成为中国绒城，世界羊绒产业中心。目前，鄂尔多斯已经构筑起了能源、化工、纺织、高载能、高新材料、生物制药、农畜林沙产品加工、建材、商贸物流、汽车制造等优势产业。2005年，全市GDP突破550亿元，人均GDP达到4600美元，全市财政收入达到93.4亿元，城镇居民人均可支配收入和农民人均纯收入分别突破了不11000元和4600元，各项经济指标全面进入了内蒙古自治区前三位，在中国西部145个地级市中，经济总量进入了前15位，在国家统计局发布的2004年度地级以上百强城市中，我市综合实力跻身第53位，东胜区位列全国百强县第56位。鄂尔多斯已经完成了原始资本积累，正在步入跨越式发展的轨道。

——发展前景美好。改革开放以来，鄂尔多斯市的开发建设受到党中央、国务院的高度重视和关注，在内蒙古自治区党委、政府的正确领导下，抓住国家西部大开发和国家能源发展战略西移的机遇，充分发挥资源优势，实施资源转换战略，经济发展步入了“快车道”。“战胜自我、推进文明、实现跨越”是新时期鄂尔多斯精神，是伟大的民族精神在我们地区的时代体现，不仅是我们创业、迎接挑战、再创辉煌的强大动力，也是全市140万人民群众奋力开拓、不断前进、率先全面建设小康社会的希望所在，在产业政策的确立上，鄂尔多斯提出了“绿色大市、畜牧业强市”的发展思路，工业经济方面重点发展“大煤田、大煤电、大化工、大循环”四大产业，三产方面在内蒙古自治区“建设民族文化大区”政策的指引下，鄂尔多斯将集中发展“大旅游、大文化、大运输”，将2006年确立为文化建设年，把发展文化产业作为重要的产业方向，随着全区两个文明建设经验交流会、中国?内蒙第三届国际草原文化节和首届鄂尔多斯国际文化节的举办，鄂尔多斯在世人眼中将更加瞩目。勤劳勇敢的鄂尔多斯人民在全面协调可持续的科学发展观的指引下，一定能够坚定信心，勇往直前，大胆实践，完成时代交给我们的神圣而光荣的使命，实现新的，更大的跨越，鄂尔多斯的明天会更加美好。

对鄂尔多斯盆地上古生界石炭—二叠系和下古生界奥陶系天然气轻烃组成的对比研究（蒋助生等，1999；李剑等，2001）表明，上古生界天然气轻烃C6-C7组成以甲基环己烷、环己烷、苯和甲苯占优势，并且苯含量明显高于甲苯含量（苯/甲苯比值为1.0～5.2）；而下古生界天然气轻烃C6-C7分布相对复杂，主要呈两种分布类型：一种类型是以甲苯和苯为主（甲苯含量明显高于苯含量），其次是环己烷和甲基环己烷；另一种类型是以甲基环己烷和环己烷为主，苯和甲苯含量相对较低。笔者对采自鄂尔多斯盆地中部气田奥陶系风化壳的29个天然气样轻烃C6-C7组成资料的分析也得出同样的认识；分析还表明，下古生界天然气轻烃C6-C7组成中甲苯/甲基环己烷比值变化范围较大，分布在0.05～1.8之间，说明下古生界风化壳的天然气来源比较复杂。

图5-1　鄂尔多斯盆地中部气田奥陶系风化壳天然气中重烃含量的平面分布图

图5-2　鄂尔多斯盆地中部气田奥陶系风化壳天然气中N2含量的平面分布图

图5-3　鄂尔多斯盆地中部气田下古生界天然气轻烃甲苯/甲基环己烷比值的平面分布图

在平面分布上，鄂尔多斯盆地中部气田奥陶系风化壳天然气的轻烃C6-C7组成变化表现出非均质性。如图5-3所示，在中部气田的东部，甲苯/甲基环己烷含量较高，一般超过0.5，有的甚至超过1.0；而在中部气田的北部、西部和南部，甲苯/甲基环己烷含量相对较低，一般都低于0.5。对于苯/甲基环戊烷比值在平面上的分布情况类似于甲苯/甲基环己烷。

水溶气的化学组成主要以甲烷系列、甲烷—重烃系列及甲烷—重烃—不饱和烃系列存在，三种系列特征参见表4-8。总体上来讲，可溶气态烃具有良好的性能，在水中赋存比较稳定，可提供比较可靠的油气信息（刘崇禧等，1984；李贤庆等，2002）。如甲烷系列在地表水中常为背景值，如果其组分碳同位素具有深部热成因，则可能为深部运移形成。在地层水中，出现甲烷—重烃系列分散晕，而且重烃含量增加时，是油气存在的信息。

表4-8　地下水中可溶气态烃的分布特征

（据刘崇禧等，1984）

鄂尔多斯盆地中部气田奥陶系马家沟组水溶气主要是烃类成分，非烃含量较少。如表4-9所示，鄂尔多斯盆地中部气田马家沟组水溶气中烃类气体以甲烷含量高为特征（一般超过90%），并含有一定数量的重烃，如乙烷、丙烷、丁烷、戊烷等。绝大多数水溶气样品显示出干气组成特征，C1/C1-5在0.95以上，说明其成熟度很高，为高—过成熟阶段产物。非烃含量一般不足10%，主要是CO2、N2（分别占2.3%～7.0%和1.3%～4.2%），少量H2（一般不足1.0%）和微量H2S等。

图4-13　鄂尔多斯盆地中部气田马家沟组水溶气中苯和甲苯含量的平面分布图

值得一提的是，鄂尔多斯盆地中部气田马家沟组水溶气样中还有少量的苯和甲苯（表4-9）。从平面分布（图4-13）来看，水溶气样中苯和甲苯含量分布不均一，陕37、陕34、陕61、陕12、陕58、陕78、陕33、陕81、陕84井等中东部水溶气样品具有相对较高的苯和甲苯含量，而陕181、陕52、陕6井等中西部水溶气样品的苯和甲苯含量很低，甚至缺乏，这种差别与本区油气藏的成因类型分布不无关系。

表4-9　鄂尔多斯盆地中部气田马家沟组水溶气样的分析结果

注：Tr—痕量；/—未检测出或在检测限以下。

鄂尔多斯盆地中部气田马家沟组水溶气的色谱分析表明， 重烃含量一般可占烃类有机组分的1%～8%，尤其是东部样品 含量较高，最高可达36%，并且C1—C4呈连续递减分布，即C1＞C2＞C3＞C4，这在色谱图（图4-14）上清楚可见。鄂尔多斯盆地中部气田马家沟组水溶气的C1—C4呈递减分布的模式与刘崇禧等（1984）所报道的相一致。

从平面分布（图4-14）来看，鄂尔多斯盆地中部气田马家沟组水溶气色谱面貌分布不均匀，总的来说“东、西差异”较明显。东区样品，水溶气色谱分布较完整，C2-C5重烃丰度高；而西区样品，水溶气色谱分布较单一，主要是CH4,C2-C5重烃很少。这种分布情况与本区油气藏的分布有关，如陕37、陕81、陕34、陕78等东区水溶气样品普遍含有较高的溶解烃，而陕5、陕6、陕181、陕184等西区水溶气样品普遍为较纯的干气，基本不含有溶解烃。由此可见，溶解烃的多少与水溶气的分布有某种内在联系。

图4-14　鄂尔多斯盆地中部气田马家沟组水溶气色谱面貌的平面分布图

从水溶气的 重烃含量平面分布（图4-15）可进一步看出，就鄂尔多斯盆地中部气田而言， 重烃含量出现“东高西低”的变化趋向。在鄂尔多斯盆地中部气田主体带上，东区块的陕37、陕34、陕61、陕81等井水溶气样品中乙烷、丙烷、丁烷及 重烃含量普遍较高，主体带西区块的陕6、陕181、陕184等井水溶气样品中乙烷、丙烷、丁烷及 重烃含量极少，甚至缺乏，这与苯和甲苯含量平面分布规律是一致的。笔者认为，鄂尔多斯盆地中部气田马家沟组水溶气化学组成上的这种“东、西差异”可能是与本区东、西部的天然气藏分布及成因类型的差别（见第五章）不无关系。

鄂尔多斯盆地中部气田地层流体特征与天然气成藏

(一)天然气的成因类型

天然气可分为烃类气和非烃类气两大类，在石油和天然气地质领域，天然气一般专指以含甲烷为主的可燃烃类气。烃类气又可分为两类:有机成因的和无机成因的，无机成因烃类泛指由无机质所形成的烃类气，如深源气等有机成因烃类气是指那些由有机质通过细菌分解(生物成因气)、热分解(热解成因气)或煤化(煤系成因气)作用而形成的烃类气。M.Schoell(1980)将其作了更明确的界定:生物成因的天然气，C2+含量少于0.05%，成熟度小于0.6，它包括陆相(Bt)和海相(Bm)两种不同环境中形成的天然气。热成因的天然气包括与原油共生的潮湿型气体(T)，这种天然气C2+含量高于5，成熟度在0.6～1.2之间。另一种热成因的天然气为干燥型气体(TT)，C2+含量不会超过5%，多数小于1%，成熟度变化范围大，从0.8到3。按照Tissot等(1974)的意见，这类天然气可根据干酪根类型细分为:海相腐泥质(TTm)型和陆相腐殖质型(TTh)两类。除生物成因和热成因两大类外，还有一类介于两者之间的混合型(M)天然气(图14－5)。由陆相沉积环境腐殖型有机质形成的天然气，往往比由海相沉积环境腐泥型有机质形成的天然气更富含13C(两者的δ13C值相差12左右)，而且随着有机质成熟度的增加，不管是由腐殖型有机质还是由腐泥型有机质形成的天然气，它们的δ13C值都趋向增加(图14－6，图14－7)。

图14－5 天然气的成因类型分类(据Schoell，1980)

图14－6 天然气中含碳气体的碳同位素组成(据Deines，1980)

根据多源、多阶段成气理论，天然气成因分类的主要依据是生气有机质的类型、成气作用和有机质演化阶段。张士亚等(1994)把有机成因烃类气分为四大类(表14－1)，同时指出δ13C=－29‰是识别天然气源岩有机质母质类型的良好标志，而δ13C=－55‰则是识别天然气成气作用和有机质演化阶段的良好标志。张义纲等(1994)研究了天然气成因，他们根据δ13C值把天然气分为5种成因和12种气:①原生微生物成因(生物气)②原生热解成因(低熟、成熟、高熟的腐殖气和腐泥气)③表生菌解成因(油层、煤层菌解气)④后生半无机成因(热液烃气)⑤无机成因(深源气、高纯二氧化碳气)。

图14－7 海相腐泥质(TTm)和陆相腐殖质(TTh)母岩热成因甲烷的δD－δ13C关系图(据Schoell，1980)

表14－1 有机成因烃类气的分类

(据张士亚，1994)

(二)天然气成因类型的碳同位素界定

烷烃的碳同位素组成的一般特征(戴金星，1993)如下:

1.有机烷烃的碳同位素组成

1)有机烷烃气的δ13C值随成熟度(Ro)的增大而增高

2)有机的同源同期甲烷及其同系物的δ13C值随烷烃分子中碳数的增大而增高

3)由相同或相近成熟度源岩形成的煤成气甲烷，其δ13C值比油型气对应组分高

4)甲烷及其同系物中的某些组分被细菌氧化后，会使其剩余组分的碳同位素组成变重。

母质相同但成熟条件不同或成熟度相同而母质不同的条件下形成的天然气，其碳同位素组成有着明显的区别。

2.无机烷烃类碳同位素组成

1)无机甲烷碳同位素的δ13C值大多比有机甲烷高

2)无机甲烷及其同系物的δ13C值随烷烃气分子中碳数的增加而降低。

图14－8 天然气成因判别图

3.δ13C1特征

生物成因气的δ13C1均值小于－54‰，油田伴生气δ13C1均值介于－54‰～－40‰之间，过成熟气或煤型气的δ13C1均大于－40‰。同时，还可以利用轻烃气体中甲烷及其同系物的比值与δ13C1值划分天然气的成因类型(图14－8)。

4.天然气分类

在天然气的分类判识上存在很多划分标准，现在普遍接受的观点是将天然气按来源分为有机成因气和无机成因气，按有机成因中母质的不同分为油型气和煤型气，按其生成演化阶段分为生物气、生物－热催化过渡带气、热解气、裂解气。戴金星(1993)提出用甲烷、乙烷、丙烷碳同位素来鉴别天然气是否是煤型气和判别有机烷烃气的成因，并提出了区分不同成因天然气的方法和碳同位素界定范围(表14－2)。

表14－2 天然气碳同位素鉴定表

注:δ13C1为甲烷的δ13C值δ13C2为乙烷的δ13C值δ13C3为丙烷的δ13C值。 (据戴金星，1993)

5.天然气中δ13CCO2特征

天然气中δ13CCO2的特征是鉴别CO2成因类型及来源的重要指标。δ13CCO2重于－8是无机成因气，轻于－10是有机成因气，当δ13CCO2在两者之间时，可以是有机成因与无机成因的共存区或混合区(Daieta1.，2000)。

天然气甲烷的碳同位素组成随成熟度的增加而增加，乙烷碳同位素组成也随成熟度的增加而增加，只是增加的幅度不如甲烷大(戴金星，1999戴金星，2005)。因此，除去混源情况外，天然气的乙烷碳同位素组成主要反映天然气的母质来源。而且由于甲烷成因的多源性及其易受到各种成藏次生作用的影响，人们更相信利用乙烷碳同位素组成判识天然气成因的可靠性，一般以C2在－28‰～－30‰作为腐殖型与腐泥型成因天然气的界限。而处于这一区间内则属混源气。

图14－9 塔里木盆地塔河油田原油碳同位素类型曲线

6.天然气的同位素异常

天然气的生成具有阶段性，烃源岩在不同演化阶段生成的天然气以及不同类型的天然气具有不同的地球化学特征。由于在地质条件下成气营力较为复杂，常可看到天然气的甲烷及同系物的碳同位素组成分布倒转或非线性变化的现象，这种气的成因可能与生物降解、异常高温或多源、多阶段复合有关。A.T.James等(1991)认为，来自木质－煤型生气烃源岩的天然气，其受源岩控制的程度大，木质－煤型有机质的天然气，其高分子量的湿气组分的碳同位素组成出现倒转，即正丁烷的碳同位素组成比丙烷轻。戴金星(1989)则认为，甲烷同系物的碳同位素组成轻重的全部倒转是混源(混合)气的特征，这种混合气包括不同类型母质的生成气的混合或同一母质的不同成熟阶段的生成气的混合。高波等(2006)在对塔河油田原油和天然气地球化学特征进行详细研究的基础上，根据油气蕴藏中得到的成藏信息，对塔河油田的油气充注期次进行了探讨。通过对原油不同族组分碳同位素的研究，得出塔河油田原油两期充注的地球化学证据(图14－9)。一般来说，正常原油碳同位素类型曲线符合δ13C饱和烃<δ13C芳烃<δ13C非烃<δ13C沥青质的顺序，而本区原油的沥青质碳同位素普遍变轻，部分原油的非烃碳同位素也比较轻，出现了碳同位素顺序的倒转，这说明本区原油至少经历了两期充注与成藏过程。早期充注的原油成熟度较低，原油及其族组成的碳同位素较轻，在成藏后因遭受生物降解作用，主要残留了非烃和沥青质等重组分与后期充注的正常原油相混合后，原油饱和烃和芳香烃碳同位素主要表现为后期充注原油的特征，碳同位素相对较重，非烃和沥青质则表现为两者的混源特征而相对较轻。

(三)天然气成因类型的鉴别

1.有机甲烷和无机甲烷的鉴别

(1)有机成因甲烷的鉴别

关于一些有机成因甲烷的鉴别，目前较为统一的认识(戴金星，1992)是:①生物气δ13C1<－55热解气δ13C1>－55‰，大部分大于－53‰②生物气甲烷许多不与重烃气共生，有的仅有微量或痕量乙烷和丙烷与之共生，总重烃气常小于0.5%(柴达木盆地生物气甲烷与之共生重烃气小于0.2%)，C1/C2+3>170，大部分在200以上，是干气相反，热解气甲烷和乙烷、丙烷及丁烷共生，C1/C2+3大部分小于15‰，绝大部分小于10‰，为湿气③生物气甲烷与油不共生，热解气甲烷与油共生④图解法，用δ13C－C1/C2+3鉴别图版(图14－10)，可区分生物气甲烷和热解气甲烷，前者在I1和I2区，后者在II1区。

图14－10 δ13C－C1/C2+3鉴别图版

(2)原油伴生(热解)气甲烷和油型裂解气甲烷鉴别

①原油伴生气δ13C1值大于－55‰至－40‰油型裂解气δ13C1值大于－37‰至小于－30‰。②原油伴生气甲烷与之共存的重烃气含量大于5%，通常大于8%，C1/C2+3绝大部分小于10‰，是湿气油型裂解气甲烷与之共存的重烃气含量小于5%，常常在3%下，往往没有丁烷。③原油伴生气甲烷通常为原油的附属物，溶解在原油中，油型裂解气甲烷往往在游离气(气层气)中。④图解法，用δ13C－C1/C2+3鉴别图版(图14－10)，可区分原油伴生气甲烷和油型裂解气甲烷，前者在II1区，后者在Ⅱ2和Ⅲ1区。

戴金星在根据我国松辽、渤海湾、四川、柴达木、鄂尔多斯、塔里木、准噶尔、琼东南和东海等17个盆地、14个煤矿、5个温(热)泉点1007个气样的碳、氢同位素、轻烃、气组分等许多项目，总计10854个分析数据，同时参考国外许多有关资料的基础上，总结出有机和无机烷烃气识别的一般规律:除高成熟和过成熟的极少量煤型气甲烷外，凡甲烷碳同位素(δ13C1)大于－30‰的是无机甲烷，绝大部分有机甲烷δ13C1值小于－30‰。表14－3为国内外大量无机甲烷δ13C1值均大于－30的实例。

表14－3 世界上一些无机甲烷碳同位素组成

可以用地质综合分析法区别δ13C1>－30的无机甲烷与煤型气甲烷:煤型气甲烷通常产出在煤系中(澳大利亚Cooper盆地)或在煤系之上(中国文留气藏和汪家屯气田、中欧盆地Rothliegende气藏)或在煤系之下(中国华北油田坝县地区)。无机甲烷产出处，通常没有煤系，往往在火山区、地热区或深大断裂、俯冲带、洋脊附近，如我国腾冲硫磺塘和甘孜拖坝镇以及新西兰地热区。

2.有机烷烃气和无机烷烃气的鉴别

天然气甲烷的碳同位素组成随成熟度的增加而增加，乙烷碳同位素组成也随成熟度的增加而增加，只是增加的幅度不如甲烷大。因此，天然气的乙烷碳同位素组成如果除去混源外，主要反映天然气的母质来源。而且由于甲烷成因的多源性及其易受到各种成藏次生作用的影响，人们更相信利用乙烷碳同位素组成判识成因的可靠性，一般地以δ13C2在－28‰～－30‰作为腐殖型与腐泥型成因天然气的界限，而处于这一区间附近则属混源气。在热演化过程中乙烷碳同位素分馏较弱，因而，δ13C2是划分天然气母质类型的有效指标。乙烷、甲烷碳同位素的差值Δ13C2－1随热演化程度增高而减小，且基本不受母质类型的影响，可用于确定成熟度。因此，应用δ13C2－Δ13C2－1关系图可区分不同成因类型的天然气。

烷烃气的碳同位素系列对比可鉴别有机和无机烷烃气。所谓烷烃气碳同位素系列系指依烷烃气分子碳数顺序递增，δ13C值依次递增或递减。递增者(δ13C1<δ13C2<δ13C3<δ13C4)称为正碳同位素系列递减者(δ13C1>δ13C2>δ13C3)称为负碳同位素系列。有机烷烃气具有正碳同位素系列，我国和国外含油气盆地有大量这样的有机烷烃气。无机烷烃气具有负碳同位素系列，这方面国内外目前研究均较薄弱。在我国松辽盆地北部芳深1井，东海盆地天外天构造新近系中，都发现具有负碳同位素系列特征的无机烷烃气。此外，在美国和苏联也有发现。

图14－11 C7系统三角图版

C7系统三角图版对于湿度较大的有机烷烃气的鉴别，可借助与之共生的同源的C7系统轻烃，能较好确定烷烃气属类。C7系统的化合物包括三类:正庚烷(nC7)、甲基环己烷(MCC6)及各种结构的二甲基环戊烷(ΣDMCC5)。正庚烷主要来自藻类和细菌，对成熟作用十分敏感，是良好的成熟度指标。各种结构二甲基环戊烷主要来自水生生物的类脂化合物。甲基环己烷主要来自高等植物木质素、纤维素、醣类等，是反映陆源母质类型的良好参数，热力学性质相对稳定。因此，以上述三类化合物为顶点编制的三角图，能较好判别有机成因气，从而也就可鉴别有机烷烃气。图14－11是我国C7系统三类化合物资料编制的三角图版:I区为油型气区，即油型烷烃气区II区为煤型气区，即煤成烷烃气区。例如鄂尔多斯盆地塞18井的天然气中C7系统轻烃三类化合物各占比例:nC7为38.4%，MCC6为6.3%，ΣDMCC5为55.3%，以这些数据标在图上得点A落在I区，因此，它为油型烷烃气再如渤海湾盆地苏桥气田苏402井天然气中C系统轻烃三类化合物各占比例:nC7为30.9%，MCC6为48.1%，ΣDM-CC5为21.0%，把这些数据标在图上得点B落在II区，因此，它为煤型烷烃气。

鉴别天然气中某组分的成因类型，不能推断天然气中其他组分也属同一成因。确定天然气的成因，对各组分都进行成因鉴别是最科学的。但这样要花很大人力与财力，一般只鉴别天然气中几个主要组分的成因类型，说明该天然气的主要成因从属。

用多项指标综合确定组分或天然气的成因，比单一指标鉴别更可靠。一定要把用指标识别气的成因类型与具体地质条件结合起来。戴金星(1992)根据“六五”和“七五”期间科研项目鉴别各类天然气的研究成果，同时参考了国外有关文献，概括出各类成因天然气综合鉴别表(表14－4)。该表可用来鉴别天然气组分，以至天然气的成因属类。

表14－4 不同成因类型天然气的综合鉴别特征

续表

(据戴金星，1993，简化)

天然气气源对比的关键是挑选合适的气源对比指标，如天然气组分、碳同位素、轻烃及轻烃同位素，判断出天然气性质，再结合岩石的性质和分布，确定天然气的烃源岩。

甲烷、乙烷、正构烷、异构烷的碳同位素在识别天然气成因及其母质类型中已发挥了重要作用，但C6以上单体烃碳同位素分布信息在油气/源岩对比研究中还停留在看图识字的水平上，还有很大潜力。正构烷、异构烷的碳同位素分布配合其碳数分布可以更可靠地确认油气生源及其烃源岩，甚至揭示其生烃机制。干酪根热解生烃、可溶有机质生烃、有机质经过微生物改造后生烃等不同的生烃机制，即未熟低熟油生烃机制和成熟油生烃机制的不同，在烃类碳同位素分布上理应有所反映。张林晔等认为，济阳坳陷未熟油主要源自可溶有机质(ZhangLY， et al.，2004)。日本Tho等通过实验说明，木质素经过微生物改造后，成熟门槛从300℃降到200℃(ThoK， et al.，2004)。ZhangYG于1979年在国内、1981年在英国刊物上首先提出未熟、低熟油的概念。

然而，由于油气形成的漫长性和本身的可流动性，在运移、聚集甚至储层对比中会经历一系列的变化。这样就会模糊甚至完全掩盖这些原生的相似性，从而大大增加对比的多解性和复杂性。为此，合理地选用对比参数，并综合各种地质及同位素地球化学资料是十分必要的。

3.轻烃单体苯、甲苯同位素的油(气)源对比

采用天然气中C－C稳定碳同位素组成进行气源对比是目前国内外最常用的方法，但是这种对比的局限性在于这些组成不仅受有机质类型控制，而且在不同程度上还要受到热演化程度、生物降解作用、运移等非成因因素的影响，在某些情况下，使气源对比的可靠性降低。因此，必须寻找到不受上述作用干扰、主要与成因有关的气源对比指标。近年来，天然气中苯和甲苯含量有时也用作对比指标。蒋助生等(2000)利用热模拟与在线同位素分析技术，从天然气及气源岩热解产物中的甲烷、乙烷、苯和甲苯的稳定碳同位素组成入手，结合塔里木盆地、鄂尔多斯盆地和莺－琼盆地的地质实例进行了对比研究，探讨了这些组成作为气源对比参数的可行性。发现热成熟度和运移效应对苯、甲苯碳同位素组成影响较小。研究结果表明，同一类型气源岩热模拟产物中苯、甲苯同位素组成受热成熟度的影响不大。在400～600℃热模拟实验中，除个别点外，变化小于1，说明它们基本上不受热成熟度的影响。同一类型的天然气、源岩的苯和甲苯碳同位素组成没有太大的差异，不同层位气源岩苯、甲苯碳同位素组成有明显区别，大多相差3以上。甲苯脱吸附实验表明，甲苯碳同位素组成在脱吸附过程中基本上不发生变化而热成熟度和运移效应对C1—C2碳同位素组成影响较大，同一样品在不同热成熟度阶段甲烷碳同位素组成的变化可达10左右，乙烷碳同位素组成的变化可达5左右。甲烷的扩散效应可使甲烷碳同位素组成变化达15左右，吸附效应可使甲烷碳同位素组成变化达20左右。苯、甲苯碳同位素组成可作为气源对比的有效指标。甲苯碳同位素值与其他气源对比指标相结合使用，不仅可以有效地判识气源，而且还可以判识天然气成熟度。利用苯、甲苯碳同位素组成指标在我国塔里木等盆地气源对比中取得了较好的效果。杨池银(2003)通过对板桥凹陷深层及奥陶系潜山均钻遇的乙烷以上具异常重碳同位素的天然气研究，使用轻烃族组成、C轻烃组成、环烷指数及苯、甲苯碳同位素证实，气源主要为板桥凹陷古近系偏腐殖型烃源岩。

1.鄂尔多斯盆地中部气田主体带的东部

包括陕37、陕34、陕33、陕58、陕78、陕12、陕61、陕17、陕81、陕84、陕17—13、陕11—14、陕参1、陕45等井。这些井水溶气样品组成较完整，除甲烷占优势组分外，还含有比较多的乙烷、丙烷、丁烷及 重烃组分，并且具有较高的苯和甲苯含量。

图4-17　鄂尔多斯盆地中部气田东区块马家沟组水溶气的C7烃化合物组成三角图

图4-18　鄂尔多斯盆地中部气田东部马家沟组水溶气的C5-C7轻烃组成三角图

依据C7烃化合物中的正庚烷（nC7）、甲基环己烷（MCyC6）与各种结构的二甲基环戊烷（∑DMCyC5）为端点，编制了鄂尔多斯盆地中部气田东部马家沟组水溶气的C7烃化合物组成三角图（见图4-17）。一般认为，甲基环己烷主要来自高等植物木质素、纤维素、糖类等，其热力学性质稳定，是反映陆源母质类型的良好参数；各种结构的二甲基环戊烷主要来自水生生物的类脂化合物，并受成熟度影响；正庚烷主要来自藻类和细菌，对成熟作用很敏感，是良好的成熟度指标。从图4-17中可见，鄂尔多斯盆地中部气田东部马家沟组水溶气样均具有较高含量的甲基环己烷（＞50%），较低含量的二甲基环戊烷（＜20%），都落入“煤成气”区域。这种特征尽管与不同组分在水中的溶解度有较大的关系，即同碳数烃类，芳烃溶解度最大，环烷烃居中，支链烷烃次之，正构烷烃相对较低，但很可能有上古生界煤成气的混入贡献，两者的共同作用才导致该区马家沟组所有水溶气样都表现出这种倾“煤成气”的C7烃组成特征。

从C5-C7轻烃组成（图4-18）也可看出，鄂尔多斯盆地中部气田马家沟组水溶气样都落入“煤成气区”，且大多数水溶气样具有较高的环烷烃（25%～55%）和异构烷烃（30%～55%），较低的正构烷烃（10%～25%）。这与图4-17反映的规律相似，同样说明是天然气组分在水中的溶解度差别及上古生界煤成气贡献双重叠加的结果。

从马家沟组水溶气的上述化学组成特征，并结合鄂尔多斯盆地中部气田的地质背景分析，笔者认为，东部的水溶气具有上古生界煤成气和下古生界油型气的混合贡献。

2.鄂尔多斯盆地中部气田主体带的西部

包括陕181、陕6、陕52、陕184等井。这些井水溶气样品组成普遍单一，基本上是甲烷，乙烷、丙烷含量极低或低于检测限，丁烷及 重烃组分一般缺失，并且苯和甲苯含量极低，常未被检测出来。这部分水溶气样品明显不同于东区块（图4-14），难以获取反映其来源和成熟度等方面的信息，但从其化学组成和地质背景分析，推测西部水溶气主要来自下古生界油型气的贡献。

2) 留下的游离碱，用稀盐酸溶解，这时得到的盐酸盐溶液比较混浊，可以用甲苯多次提取，将没有反应的1-苄基-3-羟基异吲唑提取到甲苯层中，由于萃余物有溶剂甲苯的关系仍然是混浊的，可以加入少许活性炭，在室温充分搅拌，过滤除去活性炭后得到完全澄清的炎痛净盐酸盐溶液，正因为这里已经得到了澄清水溶液，如果将它重新游离，再在有机溶剂中成盐，就不可能有澄清度不合格的问题；

3) 净化后的盐酸盐溶液碱化后，加甲苯提取，炎痛净游离碱被提入甲苯层，合并甲苯提取液，经水洗（除去无机盐）、干燥、蒸除甲苯后，得到较纯净的炎痛净游离碱。最后加入无水乙醇，再用盐酸-乙醇酸化，调节pH值，析出盐酸炎痛净粗品；粗品在无水乙醇中重结晶得到精品，这样确实得到了澄清度完全合格的精品。我把这种方法称为“预成盐纯化法”。

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第二类

苯乙酸 醋酸酐 三氯甲烷 乙醚 哌啶

第三类

甲苯 丙酮 甲基乙基酮 高锰酸钾 硫酸 盐酸