Numerical simulation of gas hydrate migration-accumulation system and trial mining optimization of orebodies in the Shenhu area
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摘要:
为了进一步了解南海北部陆坡神狐海域勘探区天然气水合物成藏系统特征，优选天然气水合物优势矿体，基于经过矿体的地震剖面资料，结合区域成藏地质条件，分别构建了勘探区W17和W18两个矿体的二维地质模型，从天然气水合物成藏的稳定域、气源形成、运移输导及储集成藏进行了系统数值模拟。结果表明：①神狐勘探区成矿气源丰富，来自浅层的生物成因气和深层的热成因气都可作为天然气水合物成藏的气源；②神狐勘探区流体输导条件良好，深部大断裂可以作为油源断裂沟通深部源岩，是连接深部热成因气的主要通道，浅部调节性断裂和渗透性砂岩一起作为横向+垂向复合输导；③在神狐勘探区稳定域内，区域构造部位相对高、断块封闭性相对好、渗透率相对大的区域为天然气水合物成藏的有利储集层；④综合分析认为，W17矿体比W18矿体在气源、运移及储层特性上更具优势，应作为优先考虑的试采矿体。
Abstract:Based on seismic profile data of natural gas hydrate exploration in Shenhu area in the north of South China Sea, combined with geological conditions of regional accumulation, the 2D geological models for the W17 and W18 orebodies in the exploration area were constructed respectively to further understand the gas hydrate accumulation system in Shenhu exploration area of the northern continental slope of South China Sea.A systematic simulation was carried out to test gas hydrate stability zone, gas source formation, migration and accumulation.The results show that: a.the Shenhu exploration area is rich in gas sources, and both the shallow biogenic gas and the deep thermogenic gas can be used as gas sources for hydrate accumulation; b.the Shenhu exploration area has excellent transport system where the deep fault can be used as source fault to connect the deep source rocks and serves as the main channel connecting the deep thermal gas, and the shallow regulatory fracture and permeable sandstone serve as transverse and vertical transportation; c.the areas with relatively good sealing property of fault blocks and relatively high permeability are favorable reservoirs for gas hydrate accumulation.According to the comprehensive analysis, the orebody W17 has more advantages than the orebody W18 in gas source, migration and reservoir characteristics, so it should be considered as a priority for trial mining.
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南黄海盆地是下扬子的主体，而崂山隆起区是盆地内海相中—古生界的主要沉积区，同时也可能是海相中—古生界油气的主要富集区，发育多套海相油气生、储、盖组合，油气潜力巨大，具有形成大规模油气田的物质基础[1-5]。长期以来，由于缺少钻井资料，对崂山隆起海相中—古生界油气成藏的认识多限于依据地球物理资料的间接推断，缺少实物样品和相关地球化学研究的支持。CSDP-2井是南黄海崂山隆起区(面积近3.0×104 km2)的首钻和最深钻，取心平均收获率达97.7%，在海相地层中首次钻遇油气显示[6]，并在石炭系灰岩、二叠系砂泥岩和下三叠统青龙组碳酸盐岩中发现多层油气显示，首次证实了南黄海盆地存在巨厚的中生代—古生代海相沉积层，并揭示了多套烃源岩层的存在[7-9]。本文以南黄海盆地崂山隆起CSDP-2井钻遇的中—古生界海相地层为研究对象，通过对钻孔中不同时期地层岩心样品采集和吸附烃类气体及其碳、氢同位素组成的分析测试，分析不同时代地层吸附烃类气体分子和同位素组成特征，探讨吸附烃类气体的成因类型和源区特征，为南黄海盆地崂山隆起区中—古生界油气勘探提供地球化学依据。
1. 地质背景
南黄海盆地由3个二级构造单元组成，由北向南分别是烟台坳陷、崂山隆起和青岛坳陷，构成了“两坳一隆”的构造格局[10](图 1)。CSDP-2井位于南黄海盆地崂山隆起中西部，井位坐标为：东经121°15′41″、北纬34°33′18.09″(图 1)，为全取心钻井，总进尺深度达2843.18 m(海底起算)，其中钻遇的中—古生界海相地层厚度范围为602.2~2843.18 m，由上至下依次为中生界三叠系青龙组，上古生界二叠系大隆组、龙潭组、孤峰组和栖霞组，上古生界石炭系船山组、黄龙组、和州组和高骊山组，上古生界泥盆系五通组，下古生界志留系茅山组、坟头组和高家边组。
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图 1 南黄海盆地构造单元及CSDP-2井位置图(据参考文献[1]修改)Figure 1. Tectonic units of South Yellow Sea and location of well CSDP-2据现有CSDP-2钻孔岩性资料综合分析[8-9]，该钻井揭示中—古生界海相地层及其岩性描述如下(图 2)。下三叠统青龙组(T1q)：岩性以灰色、深灰色泥晶灰岩、含泥泥晶灰岩与灰质泥岩互层为主，底界埋深860 m。上二叠统大隆组(P2d)：岩性主要由灰色泥岩、浅灰色细砂岩、灰色含灰泥岩、含灰砂岩组成，底界埋深915 m。上二叠统龙潭组(P2l)：岩性主要为大段灰色、深灰色泥岩与灰色、灰白色中-细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩的互层沉积，泥岩、砂岩厚度均较大，底界埋深1643 m。下二叠统孤峰组(P1g)：岩性主要为硅质岩、泥岩和灰质泥岩，厚度仅13 m，底界埋深1652 m。下二叠统栖霞组(P1q)：岩性主要为生屑泥晶灰岩、生屑灰岩及泥岩、粉－细砂岩、泥晶灰岩、微晶白云岩，底界埋深1724 m。上石炭统船山组(C3ch)：岩性以灰色-深灰色含生物碎屑灰岩、生屑泥晶灰岩互层沉积为主，厚度较大，底界埋深1819 m。中石炭统黄龙组(C2h)：岩性以紫红色、肉红色泥质杂基或砂质杂基支撑的鲕粒灰岩、含灰砂岩、石英砂岩交互沉积为主，底界埋深1913 m。下石炭统和州组(C1h)：岩性以灰质泥岩至灰质砂岩为主，底界埋深1981 m。下石炭统高骊山组(C1g)：岩性以灰色泥岩、粉砂岩、细砂岩、紫红色粉砂质泥岩、灰绿色含沥青质泥岩互层沉积为主, 底界埋深2024 m。下泥盆统五通组(D1w)：岩性以灰色－深灰色石英砂岩、粉砂岩、中细砂岩为主，底界埋深2200 m。上志留统茅山组(S3m)：岩性以紫色-灰绿色粉砂质泥岩和泥质粉砂岩互层为主，局部夹细砂层，底界埋深2280 m。中志留统坟头组(S2f)：岩性以灰色-灰绿色泥质粉砂岩为主，局部夹泥层和细砂层，底界埋深2320 m。下志留统高家边组(S1g)：岩性以灰色-暗灰色泥质粉砂岩和粉砂质泥岩为主，向下颜色变深，粒度变细，钻孔钻遇最大深度为2843 m。
2. 样品采集与分析测试
CSDP-2井岩心样品采集的原则是按照地层由新到老的顺序依次取样，每个样品的采集既考虑地层时代，又兼顾岩性差异，对于岩性变化频繁的层段加密取样，而对于岩性变化不大的层段适当加大取样间距，以保证样品的代表性。按照这一原则共采集样品100个，其中青龙组9个、大隆组1个、龙潭组39个、孤峰组1个、栖霞组3个、船山组4个、黄龙组4个、和州组3个、高骊山组2个、五通组7个、茅山组4个、坟头组2个、高家边组20个(图 2)。吸附烃类气体是吸附在岩石内颗粒表面和碳酸盐包裹体内的烃类气体组分，对吸附烃类气体及其碳、氢同位素特征进行研究，能够反映不同时期地层烃类气体浓度、成因类型、源区特征，结合地层岩性特征，有助于判别不同时期地层的烃源岩和储层属性。吸附烃类气体指标的分析测试由具有国家级计量认证资质的中国石化石油勘探开发研究院勘查地球化学实验室(合肥)承担。分析测试采用酸解烃法，所用仪器为美国安捷伦公司Agilent 7890A气相色谱仪，测定指标主要为C1~C5烃类气体组分，包括酸解甲烷、酸解乙烷、酸解丙烷、酸解正丁烷、酸解异丁烷、酸解异戊烷和酸解正戊烷。分析测试流程为：称取粒径为0.419 mm的试样50 g置于磨口烧瓶中，接到脱气系统上。磨口烧瓶置于40℃的水浴锅中，缓慢滴加盐酸溶液，同时摇动烧瓶，至不再产生气泡时，停止加盐酸，平衡20 min。用玻璃注射器抽取脱出气体，记录脱出气体的体积。用微量注射器准确抽取适量气体，迅速注入气相色谱仪，启动程序，采集数据，自动进行定性和定量计算。方法检出限为≥0.05 μL/kg，进行了标样校验和大于5%密码检查，报出率为100%。
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图 2 CSDP-2井地层岩性柱状图及采样位置图(据参考文献[8]修改)Figure 2. Stratigraphic column and sampling locations in well CSDP-2吸附烃类气体碳、氢同位素分析由中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所中心实验室承担。吸附烃类气体由酸解烃法获取，样品由勘查地球化学实验室(合肥)提供。具体测试指标包括有酸解甲烷碳同位素、酸解乙烷碳同位素、酸解丙烷碳同位素和酸解甲烷氢同位素。使用的仪器为美国Thermo Finnigan公司生产的同位素质谱仪Mat253。测试过程是将气相色谱仪分离的烃类气体，转化成二氧化碳和水后进入稳定同位素质谱仪进行酸解甲烷、酸解乙烷和酸解丙烷碳同位素和酸解甲烷氢同位素测定。方法检出限为≥0.2×10-9，进行了标样校验，其中酸解甲烷、酸解乙烷和酸解丙烷碳同位素测试的报出率为100%，酸解甲烷氢同位素测试的报出率为70.37%。
3. 研究结果
3.1 吸附烃类气体含量及分子组成
南黄海崂山隆起CSDP-2井100个岩心样品检测到的吸附烃类气体分子组成包括吸附甲烷、吸附乙烷、吸附丙烷、吸附正丁烷、吸附异丁烷、吸附正戊烷和吸附异戊烷，以及少量烯烃。整个钻孔岩心吸附烃类气体指标含量变化特征如下：吸附甲烷含量变化范围为21.95~13601.70 μL/kg，平均值为2106.29 μL/kg，吸附乙烷含量变化范围为2.14~3279.87 μL/kg，平均值为237.79 μL/kg，吸附丙烷含量变化范围为0.48~1072.52 μL/kg，平均值为75.77 μL/kg，吸附正丁烷含量变化范围为0.20~446.88 μL/kg，平均值为26.19 μL/kg，吸附异丁烷含量变化范围为0.13~367.10 μL/kg，平均值为19.28 μL/kg，吸附正戊烷含量变化范围为0.02~283.96 μL/kg，平均值为14.78 μL/kg，吸附异戊烷含量变化范围为0.01~253.73 μL/kg，平均值为13.91 μL/kg。钻孔岩心样品中吸附烃类气体各指标含量变化范围均较大，反映了不同时期地层吸附烃类气体含量的明显差异。钻孔岩心中代表烃类气体分子组成特征的湿度比也具有明显变化，最小值为1%，最大值为39%，平均值为11%，表明钻孔岩心中吸附烃类气体分子组成也存在明显差异。
CSDP-2井中不同时期地层岩心吸附烃类气体指标含量及其分子组成变化具有明显差异(表 1)。这种差异不仅受岩性的影响，也与烃类气体成因类型和分子活动性有关。根据烃类气体成因类型和活动性质，将烃类气体指标分为2类：一类为吸附甲烷，另一类为吸附重烃气体，包括吸附乙烷、吸附丙烷、吸附异丁烷、吸附正丁烷、吸附异戊烷和吸附正戊烷，常用C2+(乙烷及以上烃类气体含量之和)表示。前者可以是热成因，也可以是生物成因，同时分子半径小，活动性强；后者以热成因为主，分子半径较甲烷大，活动性较弱。
表 1 CSDP-2井不同时期地层吸附烃类气体含量和平均值Table 1. Contents and means of adsorbed hydrocarbon gas of different period's strata in well CSDP-2地层 吸附甲烷/(μL· kg-1) 吸附乙烷/(μL·kg-1) 吸附丙烷/(μL·kg-1) 吸附异丁烷/(μL·kg-1) 吸附正丁烷/(μL·kg-1) 吸附异戊烷/(μL·kg-1) 吸附正戊烷/(μL·kg-1) 湿度比/% 青龙组 506.56~1503.62/ 1063.74 18.64~56.07/ 37.86 4.86~12.89/8.92 0.79~4.58/ 2.10 1.48~3.37/ 2.44 0.47~1.82/ 1.01 0.47~1.39 /0.97 3~6/ 5 大隆组 21.95~4883.00/ 1371.00 2.14~636.50/ 139.06 0.48~108.90/ 25.39 0.13~19.39/ 5.15 0.20~14.61/ 4.08 0.01~5.95/ 1.60 0.07~2.10/0.91 5~14/ 10 龙潭组 127.67~6528.00/ 2341.41 8.56~884.40/ 151.31 0.95~185.60/ 35.69 0.17~23.35/ 6.19 0.20~41.41/ 8.29 0.13~14.05/ 3.33 0.02~13.66/2.66 1~15/ 7 孤峰组 7573.65 3279.87 1005.71 126.85 230.01 62.34 70.45 39 栖霞组 352.37~4635.07/ 2580.44 43.62~2101.92/ 892.20 4.86~388.19/ 172.09 1.26~33.20/ 17.77 1.94~44.27/ 23.74 0.61~16.40/ 9.34 0.70~17.89/ 8.62 10~36/ 21 船山组 6318.49~13601.70/8920.04 404.51~848.40/648.76 78.79~205.52/ 146.00 16.16~47.66 /32.52 26.03~74.86/50.41 10.88~32.07/20.40 12.04~43.47/27.17 7~15/ 11 黄龙组 457.38~7367.87/3842.09 12.85~1053.13/464.79 4.06~273.66/ 141.91 1.01~70.29 /34.58 1.46~116.94/55.69 1.25~60.47/27.11 2.60~91.32/39.69 5~20/ 12 和州组 286.43~5411.05/3144.01 8.48~346.68/204.34 3.77~181.55/ 105.75 3.69~53.93 /31.41 1.60~87.64/51.41 0.66~52.27/28.22 2.65~74.72/41.82 7~16/11 高骊山组 739.42~3090.81/1915.11 16.94~104.84/ 60.89 5.32 ~36.05 / 20.69 1.91~8.75 / 5.33 2.15 ~14.02/ 8.08 0.73 ~14.33/ 7.53 3.54~7.98/ 5.76 4~6/5 五通组 80.57~1789.00/ 630.68 6.54 ~84.43/ 36.90 3.49 ~29.73/ 13.73 0.49 ~4.76/ 2.19 1.56~10.99 / 4.98 0.46~10.11/ 3.17 0.47~5.32/ 2.33 8~23/ 14 茅山组 277.62~673.83/ 464.59 29.29~108.84/ 60.14 10.62~56.61 28.61 2.14~11.63/ 5.76 3.36~23.29/ 11.08 1.44~9.15/ 4.86 1.81~12.43/ 5.97 12~25/ 18 坟头组 6276.34~7330.82/ 6803.58 1072.63~2238.36/ 1655.50 662.06~1072.52/ 867.29 308.83~367.10/ 337.97 334.81~446.88/ 390.85 217.80~253.73/ 235.77 221.33~283.96/ 252.65 32~38/ 35 高家边组 307.02~3526.59/ 947.45 20.64~275.73/ 66.52 7.51~69.47/ 23.64 0.86~11.08/ 4.11 1.60~29.66/ 8.50 0.46~86.50/ 10.61 0.61~14.07/ 4.13 5~25/ 12 3.2 吸附烃类气体碳、氢同位素组成
(1) 吸附烃类气体碳同位素组成
在南黄海崂山隆起CSDP-2井各时期地层中获取了27个样品的吸附甲烷、乙烷和丙烷碳同位素组成数据(表 2)。大隆组岩心δ13C1值为-37.6‰，δ13C2值为-34.0‰，δ13C3值为-30.9‰。龙潭组岩心的δ13C1值范围为-38.8‰~-45.8‰，δ13C2值范围为在-30.3‰~-41.9‰，δ13C3值范围为-26.9‰~-38.2‰。栖霞组岩心的δ13C1值为-36.4‰，δ13C2值为-37.6‰，δ13C3值为-34.8‰。船山组岩心δ13C1值范围为-37.4‰~-38.4‰，δ13C2值范围为-27.3‰~-33.1‰，δ13C3值范围为-27.4‰~-31.1‰。黄龙组岩心δ13C1值范围为-39.5‰~-40.7‰，δ13C2值范围为-31.1‰~-31.6‰，δ13C3值范围为-28.5‰~-31.1‰。和州组岩心δ13C1值范围为-38.7‰~-42.7‰，δ13C2值范围为-33.1‰~-33.6‰，δ13C3值范围为-33.0‰~-31.1‰。高骊山组岩心的δ13C1值为-38.6‰，δ13C2值为-30.0‰，δ13C3值为-27.6‰。坟头组岩心的δ13C1值为-40.0‰，δ13C2值为-33.5‰，δ13C3值为-32.7‰。高家边组岩心δ13C1值范围为-35.0‰~-42.4‰，δ13C2值范围为-29.5‰~-37.7‰，δ13C3值范围为-27.7‰~-35.6‰。
表 2 CSDP-2井不同时期地层吸附烃类气体碳同位素及甲烷氢同位素组成Table 2. Carbon and hydrogen isotopic composition of adsorbed hydrocarbon gases of different period's strata in well CSDP-2‰ 样号 深度/m 层位 δ13C1 δ13C2 δ13C3 δDC1 DP11 907.4 大隆组 -37.6 -34.0 -30.9 DP15 997.3 龙潭组 -39.7 -30.5 -26.9 -151 DP16 1015.9 龙潭组 -42.9 -30.3 -27.8 -133 DP27 1201.95 龙潭组 -45.6 -36.9 -34.4 -135 DP31 1282.9 龙潭组 -42.4 -33.5 -30.5 -140 DP33 1317.28 龙潭组 -41.2 -38.7 -37.2 -132 DP36 1373.58 龙潭组 -42.6 -38.3 -34.8 -133 DP40 1442.28 龙潭组 -39.6 -34.4 -31.6 -140 DP42 1473.7 龙潭组 -38.8 -34.8 -29.1 -166 DP46 1547.99 龙潭组 -41.5 -31.9 -27.4 DP50 1632.8 龙潭组 -41.9 -41.9 -38.2 -161 DP51 1651.78 孤峰组 -45.8 -37.1 -33.0 -167 DP52 1672.8 栖霞组 -36.4 -37.6 -34.8 -154 DP55 1746.08 船山组 -38.4 -27.3 -27.4 -149 DP56 1767.08 船山组 -37.4 -33.1 -31.1 -129 DP57 1789.78 船山组 -37.5 -31.7 -28.7 -140 DP58 1810.68 船山组 -38.4 -30.3 -28.3 -130 DP59 1833.18 黄龙组 -40.7 -31.0 -31.1 DP60 1856.88 黄龙组 -39.5 -31.6 -28.5 -139 DP63 1920.28 和州组 -42.7 -33.1 -33.1 DP64 1945.58 和州组 -38.7 -33.6 -33.0 -91 DP67 2015.48 高骊山组 -38.6 -30.0 -27.6 DP78 2320.68 坟头组 -40.0 -33.5 -32.7 -125 DP79 2351.5 高家边组 -38.8 -32.1 -29.8 -122 DP87 2587.98 高家边组 -35.0 -29.5 -27.7 DP90 2653.18 高家边组 -42.4 -34.9 -30.3 DP100 2843.18 高家边组 -40.0 -37.7 -35.6 (2) 吸附甲烷氢同位素组成
在南黄海崂山隆起CSDP-2井各时代地层岩心中获取了19个吸附甲烷氢同位素组成数据，其中，龙潭组岩心的δDC1值范围在-132‰~-166‰之间，孤峰组岩心的δDC1值为-167‰，栖霞组岩心的δDC1值为-154‰，船山组岩心δDC1值范围在-129‰~-149‰之间，黄龙组岩心的δDC1值为-139‰，和州组岩心的δDC1值为-91‰，坟头组岩心δDC1值为-125‰，高家边组岩心δDC1值为-122‰(表 2)。不同时代地层，甚至相同时代地层的甲烷氢同位素组成均具有一定的差异。龙潭组上部岩心δDC1值变化范围为-132‰~-151‰，而下部岩心δDC1值变化范围为-161‰~-166‰，下部岩心的δDC1值与孤峰组δDC1值(-167‰)更接近。
4. 讨论
4.1 吸附烃类气体主要富集层位
CSDP-2井不同时期地层吸附烃类气体含量和组成特征存在明显差异，而且同一地层中吸附甲烷和吸附重烃气体的表现也不同(表 1)。为了确定吸附烃类气体的主要富集层位，选取吸附甲烷(C1)、吸附重烃气体(C2+)和吸附烃类气体总量(C1-5)3个指标，以各时期地层中的含量平均值与全部样品含量平均值的比值(衬度)为判别参数，以衬度值高于2为富集层位标准。按照标准给出CSDP-2井吸附烃类气体主要富集层位依次是孤峰组、坟头组、船山组、栖霞组和黄龙组(图 3)。
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图 3 CSDP-2井不同时期地层吸附烃类气体衬度变化图Figure 3. Contrasts of adsorbed hydrocarbon gases from the strata of different periods in well CSDP-2吸附烃类气体富集受地层岩性、有机质含量、外来运移烃的输入等多种因素控制，因此，不同时期地层吸附烃类气体富集代表的地质含义不同。孤峰组岩性主要为硅质岩、泥岩和灰质泥岩，吸附烃类气体含量普遍高，湿度比最大值为39%，显示明显富集，与自身有机质含量高有关。坟头组岩性主要为灰色-灰绿色泥质粉砂岩，局部夹泥层和细砂层，自身有机质含量不高，吸附烃类气体含量高，湿度比最大值为38%，显示明显富集，主要是吸附外来运移烃类气体所致。船山组岩性主要为生物碎屑灰岩和生屑泥晶灰岩，有机质含量不高，湿度比最大值为15%，中等富集，吸附烃类气体主要是外来运移气体被碳酸盐地层吸附所致，并且以吸附甲烷含量高为特征。栖霞组和黄龙组主要为碳酸盐地层，有机质含量中等，湿度比最大值分别为36%和20%，吸附烃类气体也是外来运移气体被碳酸盐地层吸附所致，以吸附重烃气体富集为主。总体看，CSDP-2井吸附烃类气体富集有2种情况，一种以坟头组、船山组、黄龙组和栖霞组为代表，岩性、有机碳等有机地球化学指标显示其不具有烃源岩特征[7-9]，吸附烃类气体主要是吸附外来运移烃类气体，显示储层特征；另一种以孤峰组为代表，吸附烃类气体富集属于烃源岩生烃后的自生自储，显示烃源岩特征，与岩性和有机地球化学指标给出的结果一致[7-9]。
4.2 吸附烃类气体成因类型
在天然系统中，有机成因的烃类气体可进一步划分为生物成因类型和热成因类型[11-13]。生物成因类型的烃类气体主要由甲烷组成，具有非常低的δ13C值，范围为-90‰~-70‰，而热成因类型烃类气体的形成是有机质(干酪根、油或气)在热作用下(温度大于80 ℃)成熟的结果，通常是湿气，即富集重烃气体组分(C2+)，以甲烷高δ13C值为特征，一般在-50‰~-30‰之间。
在Bernard等[11]的C1/(C2+C3)与δ13C1关系图上，CSDP-2井各时期地层岩心的吸附烃类气体均落入热成因范围(图 4-a)，δ13C1值变化范围不大，但C1/(C2+C3)值显示出一定的差异，其中孤峰组、坟头组和栖霞组比值较低，表明其重烃气体组分含量较高。
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在δ13C1与δDC1关系图上[12]，CSDP-2井各时期地层岩心的吸附烃类气体也多数落入热成因范围，少数靠近混合区(图 4-b)。
在C1/C1-5-δ13C1关系图上[13]，CSDP-2井各时期地层岩心的吸附烃类气体也多数落入热成因范围(图 5)，但在吸附烃类气体富集层位孤峰组、栖霞组、坟头组样品由于C1/C1-5值偏低，重烃气体组分含量偏高，这些层位的投点偏离了热成因区范围，可能与吸附烃类气体富集过程导致的同型不同源气或同源不同时期气的混合有关[14]。
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图 5 CSDP-2井不同时期地层吸附烃类气体C1/C1-5-δ13C1关系图(据参考文献[3]修改)Figure 5. C1/C1-5-δ13C1 diagram of adsorbed hydrocarbon gases from the strata of different periods in well CSDP-24.3 吸附烃类气体源区特征
源区特征，包括源岩类型和成熟度影响着产生烃类气体的同位素组成。根据成熟度和甲烷δ13C含量的关系，δ13C能作为定性的成熟度参数[15-20]。尽管微生物氧化、混合等作用过程有限制，但是，通过比较甲烷与乙烷和丙烷的稳定碳同位素组成，可以确定热成因气体源岩类型和成熟度的估计值[21-23]。
Schoell[17]利用特定成因物质(陆源和海洋源)混合方法进行了烃类气体的源区特征研究。在Schoell的甲烷与乙烷碳同位关系图(图 6)中，CSDP-2井不同时期地层样品的投点主要落入海洋或腐泥质有机质的非伴生气TT.(m)区，少量落入伴生气T区和混合气M区。其中，大隆组2个样品均落入TT.(m)区，龙潭组9个样品中有4个落入TT.(m)区，2个落入T区，3个落入M区，孤峰组1个样品落入T区，栖霞组1个样品落入M区，船山组4个样品均落入TT.(m)区，黄龙组2个样品均落入TT.(m)区，和州组2个样品中1个落入TT.(m)区，另1个落入T区，高骊山组1个样品落入TT.(m)区，坟头组1个样品落入TT.(m)区，高家边组4个样品中2个落入TT.(m)区，1个落入T区，1个落入M区。说明一下，TT.(m)是热成因气体形成的次级阶段，这个阶段紧跟成油的主要阶段，导致干气和甲烷含量更高的深干气的生成。
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图 6 CSDP-2井不同时期地层岩心吸附烃类气体δ13C1-δ13C2相关图(据参考文献[17]修改)TT.(m)—腐泥型有机质来源的非伴生气；M—混合来源气；TT.(h)—腐殖型有机质来源的非伴生气；T—伴生气Figure 6. δ13C1-δ13C2 diagram of adsorbed hydrocarbon gases from the strate of different periods in well CSDP-2Berner等[22]根据Ⅱ型干酪根(海相源岩)和Ⅲ型干酪根(陆相源岩)乙烷和丙烷碳同位素组成，以及甲烷与乙烷碳同位素组成建立了同位素组成与热成熟模式。该模式预测，海洋或陆地有机质产生的热成因气体的同位素组成取决于它们各自源区干酪根的同位素组成和成熟度。纯的热成因气投点落在海洋或陆地有机质各自线上，而偏离这些线的点可归因于不同成熟度气体或来自不同干酪根气体的混合，或者两者同时存在[23]。
南黄海崂山隆起CSDP-2井不同时期地层吸附乙烷和丙烷碳同位素组成，以及吸附甲烷和乙烷碳同位素组成(图 7)，反映了各时期地层吸附烃类气体源区特征和热成熟度。
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图 7 CSDP-2井不同时期地层吸附烃类气体δ13C3-δ13C2和δ13C2-δ13C1相关图(据参考文献[22]修改)Figure 7. δ13C3-δ13C2 and δ13C2-δ13C1 diagrams of adsorbed hydrocarbon gases from the strata of different periods in well CSDP-2大隆组2个样品吸附烃类气体的源区有机质类型属于Ⅱ型干酪根(海相源岩)，热成熟度Ro在0.9%~1.4%之间，属于成熟-过成熟范围；龙潭组8个样品吸附烃类气体的源区有机质类型属于Ⅱ型干酪根(海相源岩)，热成熟度Ro在0.6%~1.2%之间，属于成熟范围，主要集中在0.6%、0.9%和1.2%三个值附近，其中成熟度低的样品可能有来自Ⅲ型干酪根(陆相源岩)烃类气体的混入；孤峰组1个样品吸附烃类气体的源区有机质类型属于Ⅱ型干酪根(海相源岩)，热成熟度Ro在0.7%左右，属于成熟范围；栖霞组1个样品吸附烃类气体的源区有机质类型属于Ⅱ型干酪根(海相源岩)，热成熟度Ro在0.6%左右，属于成熟范围，但明显有来自Ⅲ型干酪根(陆相源岩)烃类气体的混入；船山组4个样品中吸附烃类气体的源区有机质类型属于Ⅱ型干酪根(海相源岩)，热成熟度Ro在0.9%~1.6%之间，属于成熟到过成熟范围；黄龙组2个样品的吸附烃类气体的源区有机质类型属于Ⅱ型干酪根(海相源岩)，热成熟度Ro为0.9%~1.2%，属于成熟范围；和州组2个样品的吸附烃类气体的源区有机质类型属于Ⅱ型干酪根(海相源岩)，热成熟度Ro均约为0.9%，属于成熟范围；高骊山组1个样品吸附烃类气体的源区有机质类型属于Ⅱ型干酪根(海相源岩)，热成熟度Ro约为1.4%，属于高成熟范围；坟头组1个样品吸附烃类气体的源区有机质类型属于Ⅱ型干酪根(海相源岩)，热成熟度Ro约为0.9%，属于成熟范围；高家边组4个样品吸附烃类气体的源区有机质类型属于Ⅱ型干酪根(海相源岩)，热成熟度Ro为0.7%~1.3%，属于成熟范围，但其中1个热成熟度0.7%的样品可能有来自Ⅲ型干酪根(陆相源岩)烃类气体的混入。
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图 8 CSDP-2井不同时期吸附烃类气体碳同位素组成与1/n关系图(据参考文献[25]修改)Figure 8. Carbon isotopic composition and 1/n diagram of adsorbed hydrocarbon gases from the strata of different periods in well CSDP-2有机成因的烃类气体中，同源同期形成的甲烷及其同系物的δ13C随烷烃分子中的碳数增加而增加，即δ13C1＜δ13C2＜δ13C3。如果烃类气体在单一的外生热解营力作用下生成，则δ13Cn与1/n(n为烃类气体的碳数)之间存在线性关系，但如果不是线性关系，可能是由于不同来源烃类气体混合[25]。在CSDP-2井主要富集层位(孤峰组、船山组、栖霞组和黄龙组)和含量较高层位(龙潭组和高家边组)吸附烃类气体甲烷、乙烷和丙烷碳同位素组成与1/n的关系图(图 8)中，多数层位的吸附烃类气体属于单一来源，包括孤峰组、龙潭组、船山组、黄龙组和高家边组，少数层位的吸附烃类气体可能属于混合来源，包括栖霞组和坟头组，其中栖霞组吸附烃类气体属于2种不同成熟度的热成因气体混合，而坟头组烃类气体中可能有少量生物成因气的混入。
5. 结论
(1) CSDP-2井不同时期地层吸附烃类气体含量具有明显差异，主要富集层位依次为坟头组、孤峰组、船山组、栖霞组和黄龙组，其中孤峰组主要显示烃源岩特征，而坟头组、船山组、栖霞组和黄龙组主要显示储层特征。
(2) CSDP-2井不同时期地层吸附烃类气体主要为热成因类型，其中孤峰组、坟头组和栖霞组的吸附烃类气体由于受同型不同源气或同源不同时期气混合的影响，部分偏离了热成因区范围。
(3) CSDP-2井不同时期地层吸附烃类气体属于海洋或腐泥质有机质的非伴生气TT.(m)区，少量属于伴生气T区和混合气M区。吸附烃类气体的源区有机质类型属于Ⅱ型干酪根(海相源岩)，其中，有些层位有Ⅲ型干酪根(陆相源岩)的混入。
(4) CSDP-2井不同时期地层吸附烃类气体热成熟度Ro在0.6%~1.6%之间，处于成熟到过成熟范围，其中孤峰组、栖霞组、和州组和坟头组处于成熟范围，大隆组、龙潭组、高骊山组、黄龙组和高家边组处于成熟-过成熟范围。
致谢: 在课题研究与文章编写过程中，斯伦贝谢油气盆地模拟专家许建华、彭俊及中科院广州地球化学研究所何家雄研究员给予指导，审稿专家也给予本文诸多宝贵意见，在此一并表示感谢。 -
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图 1 南海北部区域构造特征
Figure 1. Regional tectonic characteristics of the northern South China Sea
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图 4 过W17井及W18井连井对比剖面
Figure 4. Comparison of profiles passing W17 and W18 respectively
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图 6 W18井稳定域模拟厚度与实际厚度对比图
(a图为W18井稳定域模拟厚度，蓝色部分为水合物；b图为W18井稳定域实际厚度，图中深度指海底以下深度)
Figure 6. Comparison of simulated thickness with the actual one in the stability zone of the well W18
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图 7 神狐海域W17井镜质体反射率单井柱状图
Figure 7. Histogram of vitrinite reflectance of the single well W17 in the Shenhu area
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图 8 神狐海域W17井镜质体反射率单井剖面
Figure 8. Profile of vitrinite reflectance of the single well W17 in Shenhu area
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图 9 神狐海域W18井镜质体反射率单井柱状图
Figure 9. Histogram of vitrinite reflectance of the single well W18 in the Shenhu area
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图 10 神狐海域W18井镜质体反射率单井剖面图
Figure 10. Profile of vitrinite reflectance of the single well W18 in Shenhu area
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图 11 神狐海域典型骨架剖面烃气运聚成藏图(W17井)
Figure 11. Diagram showing hydrocarbon migration and accumulation of typical skeleton section passing W17 in the Shenhu area
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图 12 神狐海域典型骨架剖面烃气运聚成藏图(W18井)
Figure 12. Diagram showing hydrocarbon migration and accumulation of typical skeleton section passing W18 in the Shenhu area
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