2007年以来，中国地质调查局西安地质调查中心开展的银额盆地及邻区石炭系—二叠系油气基础地质调查，在石炭纪—二叠纪盆地形成演化、沉积充填研究等方面取得了一系列新认识^[1-3]，发现了石炭系—二叠系多套厚度大、有机质丰度中等-高、类型好、演化成熟的良好烃源岩，认为银额盆地石炭系—二叠系具有良好的油气地质条件与资源前景。2013年，国土资源部将银额盆地6个油气勘查区的油气探矿权竞争性出让，获得油气勘查区块的企业加大勘探投入，哈日凹陷施钻的首口参数钻井（Y井）于二叠系获得高产工业气流^[4]，实现了银额盆地自1955年以来油气勘探的重大发现与突破。

由于Y井揭示二叠系厚度有限，并未钻达主要烃源岩层段，未能获得烃源岩的直接证据。因此，不同研究者对该井天然气及凝析油的油气源存在不同的认识，影响了油气勘探的部署。本文拟通过对银额盆地哈日凹陷Y井的天然气及凝析油地球化学特征的分析，明确天然气及凝析油成因类型，并利用凝析油生物标志化合物特征与烃源岩进行对比，明确油气源及区内主要勘探目标层，为进一步评价油气地质条件与资源前景提供依据，并指导下一步的勘探部署。

1.   地质概况

银额盆地是一个晚古生代与中生代的叠合盆地，哈日凹陷位于银额盆地中北部，中生代所属构造单元为苏宏图坳陷的一个次级构造单元（凹陷），呈北东—南西向展布^[5]；晚古生代石炭纪—二叠纪跨马鬃山-切刀中间隆起带、红柳园-巴丹吉林坳陷等构造单元。

Y井位于内蒙古自治区西部阿拉善右旗塔木素布拉格镇北部的恩格尔乌苏嘎扎马拉盖哈达北，中生代构造位置位于哈日凹陷中部，接受了下白垩统巴音戈壁组、苏红图组、银根组和上白垩统乌兰苏海组的沉积，为一套河湖相碎屑岩组合，烃源岩主要发育在下白垩统上部银根组；石炭系—二叠系位于红柳园-巴丹吉林坳陷，以浅海陆棚相-海陆交互相沉积为主（图 1），发育碎屑岩与火山岩组合，暗色泥岩（烃源岩）发育^[6]，其周缘发育下二叠统埋汗哈达组、上二叠统哈尔苏海组等多套烃源岩。

图  1  银额盆地及周缘早二叠世沉积相及钻井位置

Figure  1.  Early Permian sedimentary facies and well location of Yingen-Ejin basin and peripheral areas

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20世纪90年代，中石油新区事业部曾在哈日凹陷以中生界白垩系为目的层进行过油气勘探，施钻的2口探井不同程度地见油气显示，但总体对中生界油气地质条件不看好，再未开展油气勘探。

近年来，银额盆地石炭系—二叠系油气地质条件研究不断取得新的认识，引起业内的高度重视，企业加大了哈日凹陷勘探力度，在实施了大量地球物理勘探的基础上，施钻的第一口参数井（Y井）于二叠系钻遇良好气层3层，累计厚度达90m，对2946.0~2951.0m井段射孔后进行压裂测试，获无阻流量9.15×10⁴m³/d工业气流，产少量凝析油，指示了二叠系良好的油气资源前景。

2.   天然气地球化学特征及成因

2.1   天然气组分特征

天然气组分与母质类型、烃源岩成熟度、运移与聚集过程等因素有关，母质类型好的烃源岩生成的天然气重烃含量相对高，并随着演化程度的提高，重烃含量降低^[7]。

在Y井采集了6件气体样品进行天然气组分分析，其组分均以烃类气体为主（表 1），总烷含量为93.90%~94.51%，其中，甲烷含量为75.70%~76.22%，C₁/（C₁-C₅）值为0.81。非烃类组分主要为N₂，含量为4.52% ~4.94%；其次为CO₂和H₂，含量分别为0.54%~0.67%和0.37%~0.57%；并含0.04%~0.05%的He；不含H₂S、SO₂等有害气体。

表  1  Y井天然气组分特征

Table  1.  The element characteristics of natural gas in Well Y

组分/%	Y1-1	Y1-2	Y1-3	Y1-4	Y1-5	Y1-6
H2	0.45	0.39	0.57	0.38	0.37	0.39
He	0.04	0.04	0.04	0.04	0.05	0.04
N2	4.66	4.65	4.87	4.94	4.52	4.89
H2S	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
Ar	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
CO2	0.67	0.58	0.63	0.59	0.55	0.54
SO2	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
C1	76.02	75.95	76.09	76.22	76.14	75.70
C2	11.75	11.77	11.65	11.67	11.75	11.85
C3	3.36	3.49	3.40	3.41	3.48	3.47
iC4	0.61	0.64	0.61	0.61	0.64	0.64
nC4	1.23	1.27	1.19	1.19	1.27	1.27
neo-C5	0.01	0.01	0.01	0.01	0.01	0.01
iC5	0.31	0.31	0.27	0.27	0.31	0.31
nC5	0.57	0.58	0.47	0.47	0.58	0.57
C6	0.31	0.32	0.21	0.20	0.34	0.32
总烃	94.18	94.34	93.90	94.05	94.51	94.13
C1 /（C1-C5）	0.81	0.81	0.81	0.81	0.81	0.81

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天然气组分特征指示烃源岩母质类型较好，以水生生物为主，烃源岩演化进入高成熟阶段，为高热演化的凝析气。

2.2   天然气同位素特征

有机成因天然气同位素具有甲烷＜乙烷＜丙烷的特点，且同位素特征受母质类型和演化程度的控制。同位素越轻代表生油母质类型越好，且随着演化程度的提高，天然气同位素向重的方向演化^[8]。

通过对采集的5件样品进行天然气碳同位素分析，均具有甲烷＜乙烷＜丙烷的特点，由于丁烷含量低，未取得其同位素分析数据。甲烷碳同位素δ¹³C_PDB分布在-38.73‰~-38.76‰之间，乙烷碳同位素δ¹³C_PDB分布在-26.90‰~-27.12‰之间，丙烷碳同位素δ¹³C_PDB分布在-25.09‰~-25.92‰之间，反映了高热演化凝析气的特点（表 2），并代表其烃源岩类型较好，具有较高含量的水生生物，与组分分析结果一致。

表  2  天然气碳同位素

Table  2.  Natural gas carbon isotope data

样号	δ13CPDB/‰
	CH4	C2H6	C3H8	CO2
Y1-1	-38.75	-27.12	-25.92	-9.57
Y1-2	-38.76	-27.07	-25.80	-10.09
Y1-3	-38.73	-27.01	-25.09	-10.33
Y1-4	-38.73	-27.08	-25.60	-10.45
Y1-5	-38.76	-26.90	-25.53	-10.16

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CO₂碳同位素δ¹³C_PDB介于-9.57‰~-10.45‰之间，指示为有机成因的CO₂气，与烃类气体成因吻合。

2.3   天然气成因分类

戴金星等^[9]根据生烃母质类型及烃源岩演化程度，将天然气分成若干类型。按照生烃母质类型分为油型气（腐泥型）和煤型气；根据烃源岩演化程度分为生物气、热解气和裂解气。其中腐泥型烃源岩热解成因气根据演化程度的不同，又分为原油伴生气和凝析油伴生气。

油型气组分以烃类为主，一般含量达90%以上。甲烷分布范围较广，具有重烃含量相对高的特点，且随着演化程度的提高，重烃含量降低，多数C₁/（C₁-C₅）值分布在0.7~0.95之间，其中，原油伴生气C₁/（C₁-C₅）值的分布范围为0.4~0.90，凝析油伴生气C₁/（C₁-C₅）值通常大于等于0.8，高温裂解气C₁/（C₁-C₅）值通常大于等于0.9。煤型气组分中除烃类气体外，通常含较多的非烃类气体，与油型气相比，煤型气甲烷含量高，且随着演化程度的提高，重烃含量降低。煤型气C₁/（C₁-C₅）值通常大于等于0.95。生物成因气以甲烷为主，C₁/（C₁-C₅）值通常大于等于0.98。

烃类气体碳同位素也是判别气体类型的重要指标，生物成因气甲烷δ ¹³C_PDB通常轻于-55‰，原油伴生气甲烷δ ¹³C_PDB分布在-48‰~-40‰之间，凝析油伴生气甲烷δ ¹³C_PDB分布在-40‰~-36‰之间，高温热解气甲烷δ ¹³C_PDB分布在-36‰~-30‰之间。在相同演化程度条件下，煤型气甲烷碳同位素显著较油型气重。

依据天然气组分及同位素特征，Y井的天然气为油型（腐泥型）凝析油伴生气。

3.   伴生凝析油物理化学特征及其成因

3.1   凝析油物理性质与族组分特征

原油及凝析油物性及族组分特征主要受母质类型、演化程度等因素的影响，通常生烃母质类型较好的烃源岩生成的原油（包括凝析油）饱和烃含量较高，芳烃含量较低，相应地原油密度和粘度及凝固点也低。随着烃源岩成熟度的提高，生成的原油沥青质和非烃减少，原油密度、粘度及凝固点降低。对Y井采集的凝析油样品进行物性分析，结果显示，密度为0.72g/cm³，粘度为3.81×10^-3Pa.S（25℃条件），初馏点为81℃，凝固点小于-20℃。

凝析油组分具有饱和烃含量高，芳烃、非烃及沥青质含量低的特点，饱和烃为83.12%，芳烃为6.49%，非烃为5.19%，沥青质5.19%，饱芳比为12.80（表 3），表明其烃源岩母质类型好，以低等水生生物为主，且演化程度高。

表  3  Y井凝析油族组分及同位素特征

Table  3.  The group separation and isotope characteristics of condensate oil in well Y

族组分	全油	饱和烃	芳烃	非烃	沥青质	饱/芳
含量/%		83.12	6.49	5.19	5.19	12.80
δ13CPDB/‰	-26.8	-26.7	-26.6	-28.5	-27.3

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3.2   凝析油碳同位素特征

原油（凝析油）碳同位素（δ¹³C_PDB）与烃源岩母质类型和演化阶段密切相关，碳同位素越轻代表生油母质类型越好，并随着烃源岩演化程度的提高，其烃类产物（原油）碳同位素越轻。

Y井凝析油全油同位素（δ¹³C_PDB）为-26.8‰，全油饱和烃同位素（δ¹³C_PDB）为-26.7‰，芳烃同位素（δ¹³C_PDB）为-26.6‰，非烃同位素（δ¹³C_PDB）为-28.5‰，沥青质同位素（δ¹³C_PDB）为-27.3‰。结合凝析油地球化学特征，凝析油生烃母质类型好，以低等水生生物为主，凝析油同位素偏重主要是受高热演化的影响所致。

3.3   凝析油生物标志化合物特征

3.3.1   饱和烃特征

饱和烃包括了正构烷烃、异构烷烃和环烷烃，其含量及组成主要受母质类型与热演化程度的影响。

由于Y井的凝析油为高热演化的凝析油，受高热演化的影响，许多高分子的烃类已不存在，获得的信息有限。饱和烃碳数分布范围为C₁₀~C₂₅，主峰碳数低（为C₁₃），轻烃/重烃（∑nC₂₁^-/∑nC₂₂⁺）值为77.86，OEP为1.01（接近1于）。有限的信息仍较好地反映了生烃母质类型好，以水生生物为主的特征，而且反映了烃源岩演化程度较高，为高热演化的凝析油。

3.3.2   生物标志化合物相对含量

藿烷系列化合物指示主要为细菌生源，母质类型较好的烃源岩具有30藿烷的显著优势，甾烷相对含量常作为烃源岩类型的重要指标，水生生物标志化合物具有C₂₇甾烷优势，高等植物生源的生物标志化合物具有C₂₉甾烷优势。伽马蜡烷的存在指示生烃母质沉积时具强还原环境和水体含盐度较高^[10]，三降新藿烷（Ts）对三降藿烷（Tm）的优势指示具有较高的演化程度。

Y井凝析油生物标志化合物相对含量具有藿烷>三环萜烷>甾烷的特点（表 4），藿烷系列分布范围为C₂₉~C₃₁，C₃₀藿烷明显偏高（图 2），其次为C₂₉降藿烷，指示生烃母质类型好，且烃源岩沉积环境为强还原环境。无C₃₄四升藿烷和C₃₅五升藿烷，可能与烃源岩受高热演化的影响有关；凝析油具有显著的C₂₇甾烷优势，以及较高的三环萜烷，表明烃源岩以水生生物为主。

表  4  Y井凝析油及杭乌拉剖面二叠系烃源岩生物标志化合物特征

Table  4.  The biomarker characteristics of Well Y condensate oil and Permian hydrocarbon source rock along Hangwula section

样品号	来源	样品类型	地层	Ts/ Tm	伽马蜡烷/ C30藿烷	Ts/(Ts+ Tm)	甾烷相对含量			三环萜烷含量/%	伽马蜡烷相对含量/%	生物标志化合物相对含量/%			C29甾烷S/R	20R-C29甾烷ββββC	重排甾烷/规则甾烷
							C27/(C27+C28)	C28/(C28+C29)	C29/(C27+C29)			霍烷	三环萜烷	甾烷
YHC-Y-1	Y井	凝析油	P2a	1.032	0.248	0.508	0.37	0.32	0.31	17.62	3.78	43.20	33.30	23.60	0.29	0.84	0.32
HWL-S0	杭乌拉剖面	烃源岩		0.791	0.205	0.442	0.38	0.31	0.31	23.06	2.61	42.56	36.53	20.91	0.25	1.76	0.35
HWL-S8				0.824	0.195	0.452	0.37	0.32	0.31	22.62	2.53	44.79	36.56	18.65	0.53	1.74	0.37
HWL-S12			P1m	0.807	0.176	0.446	0.39	0.33	0.28	22.70	2.19	42.63	36.76	20.61	0.61	1.72	0.30
HWL-S22				0.760	0.185	0.432	0.35	0.31	0.34	25.21	2.35	42.77	40.17	17.06	0.40	1.74	0.37
HWL-S33				0.803	0.229	0.445	0.36	0.32	0.32	26.28	2.70	41.48	42.67	15.85	0.37	1.76	0.32

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图  2  Y井凝析油与杭乌拉剖面二叠系烃源岩饱和烃色谱对比

Figure  2.  Saturated hydrocarbon chromatogram contrast diagram of Well Y condensate oil and Permian hydrocarbon source rock along Hangwula section

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含较高的伽马蜡烷（相对含量为3.78%），伽马蜡烷/C₃₀藿烷值为0.248，代表烃源值岩沉积为强还原环境和水体含盐度较高。

凝析油中具有较高的Ts和Tm，且Ts/Tm值较高，为1.032，指示烃源岩演化程度高。

3.4   凝析油成因类型

陈践发等^[11-12]按照生烃母质类型将凝析油分为腐泥型凝析油、煤型凝析油和混合型凝析油。3种不同类型凝析油地球化学特征具有较大差异，且不同成因类型的凝析油形成于不同演化程度阶段。腐泥型凝析油富含饱和烃，芳烃含量较低，饱/芳值一般为11.8~18.2，形成于高成熟阶段，R_o为1.3%~ 2.0%；煤型凝析油富含芳烃，饱和烃含量较低，饱/芳值一般为3.2~5.2，煤型凝析油因显微组分不同其凝析油成熟度不同，富含树脂组的烃源岩形成的凝析油多在低成熟阶段（R_o为0.4%~0.8%）；混合型凝析油组分介于腐泥型凝析油和煤型凝析油之间，且组分随演化程度的不同而变化。

不同母质类型的凝析油同位素有较大差异，腐泥型凝析油富集轻碳同位素，其δ¹³C_PDB一般分布在-33‰~-27‰之间，煤系地层腐殖型凝析油富集重碳同位素，其δ¹³C_PDB一般分布在-27‰~-24‰之间，混合型凝析油介于二者之间。随着演化程度的提高，同位素逐渐变重。

Y井的凝析油具有饱和烃含量高，芳烃含量低的特点，包/芳值为12.08，为高热演化腐泥型凝析油，δ¹³C_PDB稍偏重（为-26.8‰）应与烃源岩演化程度有关，与天然气组分、同位素及凝析油生物标志化合物反映的烃源岩类型及演化程度一致。

4.   油（气）-源对比

4.1   烃源岩发育情况

Y井揭示的中生界烃源岩主要为白垩系银根组，具有厚度大、有机质丰度高、干酪根类型为Ⅰ~ Ⅱ型的特点，具有良好的生烃条件。但由于银根组烃源岩埋藏浅，演化程度处于低成熟-未成熟阶段，以产生物气为主，Y井于白垩系银根组钻遇了良好的生物气显示层。

由于钻井揭示的二叠系有限，未钻遇良好烃源岩，地表剖面二叠系发育上二叠统哈尔苏海组、下二叠统埋汗哈达组等多套烃源岩。从Y井埋藏史分析看，剥蚀厚度达到2291m^[4]，认为上二叠统哈尔苏海组应全部剥蚀，中二叠统阿其德组也被部分剥蚀，区内主要烃源岩应为下二叠统埋汗哈达组。

杭乌拉剖面二叠系埋汗哈达组暗色泥岩厚度为160.1m，平均有机碳含量为0.75%，平均有机碳含量大于1.0%的暗色泥岩厚度45.7m，干酪根类型为Ⅱ型，烃源岩演化进入成熟-高成熟阶段，指示了良好的生烃条件^[13]。

4.2   油-源对比

由于Y井所获得的天然气为高热演化天然气，显然与中生界白垩系银根组烃源岩无关。因此，本文主要将Y井所获得的天然气与下二叠统埋汗哈达组烃源岩进行对比。

“十一五”期间，笔者所在的团队对哈日凹陷周缘杭乌拉剖面出露的二叠系埋汗哈达组进行了系统的烃源岩样品采集与分析，并选择了代表性样品进行了色质谱分析，获得了生物标志化合物的相关数据。

生物标志化合物是油源对比中最常用的对比指标^[14-15]。Y井二叠系的凝析油与杭乌拉剖面二叠系烃源岩生物标志化合物，均具有藿烷相对含量占绝对优势的特点，藿烷系列分布范围为C₂₉~C₃₁，C₃₀藿烷显著偏高（图 2），其次为C₂₉降藿烷。杭乌拉剖面中二叠统阿奇德组和下二叠统埋汗哈达组烃源岩藿烷系列分布特征与Y井的凝析油的藿烷系列分布特征基本一致，其差异只是烃源岩样品中含少量C₃₄四升藿烷，与烃源岩受高热演化的影响有关。

凝析油伽马蜡烷相对含量较高的特征与杭乌拉剖面下二叠统埋汗哈达组烃源岩一致。

凝析油饱和烃色谱M/Z217与杭乌拉剖面下二叠统烃源岩具有良好的一致性，均具有C₂₇甾烷含量高的特点，表明烃源岩有机质以水生生物为主，与二叠纪浅海陆棚相沉积环境吻合。

综合分析，Y井二叠系所获得的凝析油及天然气与二叠系阿其德组和埋汗哈达组烃源岩具有良好的亲缘关系，油气源于二叠系。

5.   结论

（1）银额盆地哈日凹陷Y井所产天然气及凝析油地球化学特征显示，其生烃母质以低等水生生物为主，干酪根类型为腐泥型。烃源岩演化进入高成熟阶段，天然气类型为油型（腐泥型）凝析油伴生气，获得的凝析油为高热演化腐泥型凝析油。

（2）利用凝析油生物标志化合物与哈日凹陷周缘露头二叠系烃源岩进行对比，Y井所获得的凝析油与杭乌拉剖面二叠系埋汗哈达组烃源岩具有良好的亲缘关系，表明Y井油气源于二叠系烃源岩。

（3）Y井是哈日凹陷首次揭示二叠系厚度较大的参数钻井，二叠系获得工业气流，并产少量凝析油，为银额盆地石炭系—二叠系具有良好的天然气勘探前景提供了佐证。