【文献导读】鄂尔多斯盆地上古生界太原组石灰岩层天然气地球化学特征及来源

文献来源： Wen Zhang, Qian-Ping Wang, Wen-Hui Liu, Ping-Ping Shi, Hou-Yong Luo, Peng Liu, Xiao-Yan Chen, Qian Zhang, Xiao-Feng Wang, Dong-Dong Zhang, Yi-Ran Wang, Fu-Qi Li. Petroleum Science, 2026, 23: 582–595.

推荐语： 近年来，鄂尔多斯盆地中东部地区下二叠统太原组石灰岩储层风险勘探获得重大突破，两口水平井测试日产气量突破百万立方米，展现出良好的资源开发前景。然而，该套石灰岩储层天然气的成因归属与气源供给机制长期存在争议——其究竟属于上古生界煤型气的近源聚集，还是下古生界油型气的垂向调整，抑或是太原组石灰岩自身的自生自储？本文通过天然气组分—同位素多维地球化学分析与丙烷位点特异性碳同位素技术的联合应用，结合太原组石灰岩烃源岩的系统评价，厘清了天然气成因类型与主力气源，为太原组石灰岩气藏的后续勘探部署提供了关键理论支撑。

一、研究背景与科学问题

鄂尔多斯盆地位于华北克拉通西部，是中国第二大含油气盆地，上古生界石炭—二叠系煤系地层广泛发育，已形成典型的煤型气聚集区。长期以来，上古生界碎屑岩储层天然气被认为具有"自生自储"或"近源聚集"特征，主力气源为煤系烃源岩。然而，对于下二叠统太原组石灰岩储层，由于其岩性致密、早期单井产量低，相关地球化学研究较为薄弱。

近年来，中国石油长庆油田重新启动太原组石灰岩风险勘探，部署的YT1H井和ZT1H井分别获得54.86×10⁴ m³/d和12.50×10⁴ m³/d的高产无阻流量，标志着太原组石灰岩成为天然气勘探的新产层。在此背景下，亟需回答以下核心科学问题：（1）太原组石灰岩天然气的地球化学特征如何，其成因类型属于煤型气还是油型气？（2）太原组富含有机质的生物碎屑灰岩是否具备有效气源岩条件，能否作为主力供烃层系？（3）该套气藏与下古生界奥陶系盐下油型气是否存在垂向成因联系？

二、研究方法与技术路线

研究系统采集了鄂尔多斯盆地中东部太原组石灰岩储层32个天然气样品（涵盖J102、J9、YT1H等井），并补充收集了上古生界山西组、石盒子组及下古生界气样进行对比；同时采集山西临县招贤剖面太原组石灰岩露头样品14块，开展烃源岩评价。实验分析在西北大学大陆动力学国家重点实验室稳定同位素地球化学实验室完成，技术路线如下：

1. 天然气组分与稳定同位素分析：采用Agilent 7890B气相色谱测定天然气组分；利用Delta XP Plus IRMS联用HP5890II气相色谱（PLOT-Q毛细管柱）测定甲烷、乙烷、丙烷单体碳同位素（δ¹³C）及甲烷氢同位素（δD），分析精度分别优于±0.3‰。

2. 丙烷位点特异性碳同位素分析：采用GC-pyrolysis-GC-C-IRMS技术，在790°C高温裂解炉中对丙烷分子进行位点裂解，分别获取中心碳（C_central）与端位碳（C_terminal）的δ¹³C值，计算位点差值ΔC-T（= δ¹³C_central − δ¹³C_terminal），用于判别丙烷生成路径与母质类型。

3. 烃源岩地球化学评价：采用LECO CS744碳硫分析仪测定总有机碳（TOC）；Rock-Eval 6热解仪测定生烃潜力（S₁+S₂）；EA IsoLink-IRMS系统测定干酪根碳同位素；Leica DM4500P偏光显微镜测定镜质体反射率（R_o）及干酪根显微组分。

三、天然气地球化学特征与成因判识

3.1 组分与碳氢同位素特征

太原组石灰岩天然气以烃类为主，甲烷平均含量88.48%，干燥系数（C₁/ΣC₁₋₅）介于0.960–0.991，表现为典型干气特征。非烃组分以N₂（平均4.91%）和CO₂（平均3.55%）为主。甲烷—乙烷含量呈显著负相关，反映同源热成因烷烃气的演化规律。

碳同位素组成分布集中：δ¹³C₁为−33.4‰~−31.7‰（平均−32.7‰），δ¹³C₂为−24.0‰~−21.5‰（平均−22.3‰），δ¹³C₃为−23.7‰~−19.7‰（平均−21.2‰），整体呈正碳序列（δ¹³C₁ < δ¹³C₂ < δ¹³C₃）。与上古生界山西组、石盒子组煤系气相比，太原组石灰岩气甲烷、乙烷、丙烷含量分布范围更窄，非烃含量偏高；但与下古生界奥陶系马五5–10亚段油型气（δ¹³C₁ = −44.7‰，δ¹³C₂ = −31.2‰）存在显著差异，排除了两者间的成因联系。

图2. 鄂尔多斯盆地上古生界不同层系天然气组分特征。（a）CH₄–C₂H₆交会图；（b）C₂H₆–C₃H₈交会图。

图3. 鄂尔多斯盆地上古生界不同层系天然气碳同位素特征。（a）δ¹³C_CH₄–δ¹³C_C₂H₆交会图；（b）δ¹³C_C₂H₆–δ¹³C_C₃H₈交会图。

图4. 鄂尔多斯盆地上古生界天然气烃类组分碳同位素分布箱线图。

3.2 丙烷位点特异性同位素与生成路径

太原组石灰岩天然气丙烷ΔC-T值为2.6‰~5.9‰（平均4.4‰），均为正值，且分布范围窄。根据Rayleigh分馏模型与裂解动力学原理，丙烷分子中心碳与端位碳的裂解路径存在差异：i-C₃H₇自由基途径生成的丙烷具有δ¹³C_central < δ¹³C_terminal（ΔC-T < 0）特征，而n-C₃H₇自由基途径则表现为δ¹³C_central > δ¹³C_terminal（ΔC-T > 0）。研究区天然气ΔC-T > 0且R_o最低值达0.76%，表明热演化已越过i-C₃H₇向n-C₃H₇路径转化的成熟度门槛，丙烷主要通过n-C₃H₇自由基途径生成。

在δ¹³C_central–δ¹³C_terminal交会图中，太原组石灰岩气与上古生界煤系气均分布于Ⅲ型干酪根裂解趋势线附近，明确指示其母质类型为腐殖型（Ⅲ型），与下古生界海相腐泥型母质存在本质区别。

图5. 鄂尔多斯盆地上古生界天然气丙烷ΔC-T与δ¹³C_C₃H₈关系图。

图6. 鄂尔多斯盆地上古生界天然气丙烷δ¹³C_terminal与δ¹³C_CH₄（a）、δ¹³C_C₂H₆（b）、δ¹³C_C₃H₈（c）关系图。

图7. 鄂尔多斯盆地上古生界天然气δ¹³C_CH₄–δ¹³C_C₂H₆–δ¹³C_C₃H₈成因判识图版（据Dai, 1992, 2011修编）。

图8. 鄂尔多斯盆地上古生界天然气δ¹³C_CH₄–δ¹³C_C₂H₆成因判识图版（据Milkov, 2021修编）。

图10. 鄂尔多斯盆地古生界天然气甲烷碳—氢同位素（a）与乙烷碳—氢同位素（b）判识图版。

图11. 基于Rayleigh分馏模型的干酪根裂解丙烷δ¹³C_central–δ¹³C_terminal关系图与天然气实测数据对比。

图12. 鄂尔多斯盆地古生界天然气丙烷δ¹³C_central（a）与δ¹³C_terminal（b）与成熟度R_o关系图。

图13. 不同干酪根类型烃类气δ¹³C_CH₄–δ¹³C_C₂H₆分布趋势对比图。

四、烃源岩地球化学评价与气源对比

4.1 太原组石灰岩有机质丰度与类型

招贤剖面太原组石灰岩TOC含量为0.03%–6.11%（平均0.73%），S₁+S₂为0.01–2.53 mg/g（平均0.33 mg/g）。按照海相碳酸盐岩烃源岩评价标准，可评定为一般—好级别，但与石炭—二叠系煤岩（TOC平均65.15%）和泥岩（TOC平均2.15%）相比，有机质丰度明显偏低。

干酪根δ¹³C值为−27.8‰~−24.1‰（平均−25.6‰），略轻于典型煤系腐殖型干酪根（−27.6‰~−22.9‰）。显微组分以藻质体和镜质组为主，壳质组含量较低，类型指数TI介于−40.3–82.3，主体归为Ⅱ₂–Ⅲ型，表现出低等水生生物与陆源高等植物混源输入特征。

4.2 成熟度与生气潜力

R_o介于0.6%–1.4%（平均1.1%），其中6个样品R_o约1.4%，3个样品约1.0%，表明太原组石灰岩处于晚成熟—高成熟演化阶段，具备一定生烃潜力。但由于有机质丰度整体偏低，且热解T_max普遍高于460°C（高过成熟导致S₂降低），其大规模生气能力远逊于邻近煤系源岩，难以作为主力气源岩独立供气。

图9. 鄂尔多斯盆地上古生界天然气烷烃碳同位素序列图。

五、成藏模式与气源归属讨论

综合天然气地球化学与烃源岩评价结果，研究认为太原组石灰岩储层天然气具有以下成藏特征：