年天然氣供需形勢分析

一、國內(nèi)外資源狀況

(一)世界天然氣資源狀況

截至2009年底，世界天然氣剩余探明儲量為187.49萬億立方米(表1)，比上年增長1.0%。按當(dāng)前開采水平，世界天然氣剩余儲量可供開采年限為62.8年。資源主要集中在俄羅斯和中東地區(qū)。按地區(qū)來說，中東是世界上天然氣資源最豐富的地區(qū)，擁有76.2萬億立方米，占世界的40.6%。從國度來看，俄羅斯天然氣探明儲量為44.38萬億立方米，占世界儲量的23.7%，居世界第一位;伊朗天然氣探明儲量為29.61萬億立方米，占世界天然氣儲量的15.8%，居第二位;卡塔爾的天然氣儲量為25.37萬億立方米，占世界儲量的13.5%，排名第三位。以上三國占世界天然氣總儲量的53.0%(圖1)。同時，根據(jù)2009年度各國生產(chǎn)量計算，俄羅斯的剩余可采年限為84.1年，是主要天然氣資源國中剩余可采年限最長的。已有數(shù)據(jù)顯示，目前世界天然氣儲量基本保持增長態(tài)勢，但增幅不大，近10年的平均年增幅不超過3.0%。

圖1 2009年世界天然氣探明可采儲量分布

表1 2009年世界主要國家天然氣資源儲量分布

資料來源:BP Statistical Review of World Energy，2010，7

(二)我國天然氣資源狀況

截至2009年底，我國天然氣剩余技術(shù)可采儲量為3.7萬億立方米(其中，剩余經(jīng)濟(jì)可采儲量為2.8萬億立方米)，比上年增長8.8%。天然氣采出量840.7億立方米，新增探明技術(shù)可采儲量3861.6億立方米。新增探明技術(shù)可采儲量主要來源于中石油長慶蘇里格(1127億立方米)、中石油塔里木塔中Ⅰ號(888億立方米)、中石油西南合川(501億立方米)、中石化西南新場(484億立方米)、中海油深圳荔灣3－1(344億立方米)和中石化華北公司大牛地(111億立方米)。近年來，我國天然氣剩余技術(shù)可采儲量保持較穩(wěn)定的增長態(tài)勢，2009年度比上年增長8.8%。但我國天然氣儲量具有分布不均勻、品質(zhì)不理想的特點(diǎn)，勘探開發(fā)難度較大，生產(chǎn)成本較高(表2;圖2)。

2009年度全國主要礦產(chǎn)品供需形勢分析研究

圖2 2009年我國天然氣剩余經(jīng)濟(jì)可采儲量分布

表2 2009年我國天然氣儲量分布單位:億立方米

圖3 2000～2009年我國天然氣剩余(技術(shù))可采儲量變化

我國天然氣資源開發(fā)在近幾年一直處于發(fā)展壯大的過程中。天然氣資源的勘探投入逐年增加，并不斷發(fā)現(xiàn)新的資源儲量，2009年天然氣剩余技術(shù)可采儲量比上年增長8.8%(圖3)。從現(xiàn)有的情況看，未來一段時期內(nèi)，我國天然氣資源的儲量還會進(jìn)一步增加。一方面，我國天然氣資源的勘查程度低，還有很大的勘查前景;另一方面，我國能源需求的潛力巨大，而且在油氣資源體系內(nèi)部，石油資源缺口大，天然氣在很大程度上可以彌補(bǔ)這個缺口，同時天然氣作為清潔能源，其本身具有很好的開發(fā)潛力。

二、國內(nèi)外生產(chǎn)狀況

(一)世界天然氣生產(chǎn)狀況

受全球金融危機(jī)影響，2009年世界天然氣產(chǎn)量出現(xiàn)下降趨勢，總產(chǎn)量約為2.99萬億立方米，同比減少2.4%。美國和俄羅斯仍然是主要天然氣生產(chǎn)國，2009年兩國的天然氣產(chǎn)量占世界總量的37.5%。但俄羅斯在2009年度的產(chǎn)量出現(xiàn)較大幅度的下降，高達(dá)12.3%，而美國仍有3.3%的上漲幅度。主要原因是俄羅斯是天然氣輸出大戶，境外需求占其總需求的比重較大，因受全球經(jīng)濟(jì)危機(jī)影響，境外需求乏力，導(dǎo)致國內(nèi)產(chǎn)量下滑。而美國的天然氣供應(yīng)部分需要依靠進(jìn)口，所以國內(nèi)天然氣產(chǎn)量受影響較小。另外，在產(chǎn)量排名前十位的國家中，增長幅度較大的國家是伊朗和卡塔爾，分別達(dá)到12.8%和16.0%(表3)。

表3 2004～2009年世界天然氣生產(chǎn)情況

資料來源:BP Statistical Review of World Energy，2010

從區(qū)域上看，中東和亞太地區(qū)仍為主要增長區(qū)域，2009年度中東地區(qū)天然氣產(chǎn)量達(dá)到4072億立方米，比上年增長6.5%;亞太地區(qū)產(chǎn)量為4384億立方米，比上年增長5.2%，增長點(diǎn)主要來源于印度和澳大利亞，兩國分別增長28.9%和11.0%。

(二)我國天然氣生產(chǎn)狀況

我國天然氣產(chǎn)量一直保持增長的勢頭，2009年我國天然氣產(chǎn)量達(dá)到830億立方米(表4;圖4)，同比增長7.7%。從地區(qū)分布看，我國天然氣產(chǎn)量主要集中在西部地區(qū)。數(shù)據(jù)顯示，中國石油集團(tuán)的長慶、塔里木和西南三大氣田(企業(yè))為天然氣主要供應(yīng)地，合計占全國總量的62.7%，而且國內(nèi)天然氣產(chǎn)量80%以上集中在中國石油集團(tuán)，2009年度中國石油集團(tuán)天然氣產(chǎn)量共有683.20億立方米，比上年增長10.7%。另外，中國石化集團(tuán)、中國海洋石油總公司各有83.28億立方米和74.77億立方米的產(chǎn)量。

表4 2004～2009年我國天然氣生產(chǎn)情況

資料來源:中國石油天然氣集團(tuán)公司;中國石油化工集團(tuán)公司;中國海洋石油總公司;中國石油和化學(xué)工業(yè)協(xié)會

注:“全國合計”數(shù)據(jù)來源于國家統(tǒng)計局，統(tǒng)計口徑略有出入。

圖4 2000～2009年我國天然氣生產(chǎn)和消費(fèi)變化

從近幾年天然氣產(chǎn)量增長趨勢看，我國各地區(qū)表現(xiàn)不一。在2009年，三大產(chǎn)地之一的長慶天然氣產(chǎn)量，比上年增長31.8%，連續(xù)幾年保持高增長態(tài)勢;另外塔里木氣田也呈現(xiàn)較好的增長態(tài)勢，但2009年的增長幅度放緩，只有4.1%;排名第三位的西南氣田，近幾年產(chǎn)量基本保持穩(wěn)定，2009年有小幅增長(1.3%)。而其他生產(chǎn)地區(qū)產(chǎn)量相對較小，部分氣田(企業(yè))已呈逐年減產(chǎn)的態(tài)勢。從全國的產(chǎn)量變化趨勢上觀察，近幾年我國天然氣產(chǎn)量增幅在逐年放緩，已從2005年的21.9%下降到2009年的7.71%。

三、國內(nèi)外消費(fèi)狀況

(一)世界天然氣消費(fèi)狀況

2009年，世界天然氣消費(fèi)量達(dá)到29404億立方米，同比下降2.3%。在此前的2001～2008年中，世界天然氣消費(fèi)量保持增長的態(tài)勢，平均增幅2.78%。消費(fèi)量最大的國家仍為美國，2009年消費(fèi)天然氣6466億立方米，比上年略有下降。俄羅斯作為天然氣生產(chǎn)大國，其本國消費(fèi)也有3897億立方米，居世界第二位。排名第三位的國家是伊朗，2009年消費(fèi)量為1317億立方米，增長幅度較大，達(dá)10.4%(表5)。

表5 近年世界天然氣消費(fèi)情況

續(xù)表

資料來源:BP Statistical Review of World Energy，2010

從區(qū)域上看，歐亞大陸和北美是全球兩個主要天然氣消費(fèi)地區(qū)，2009年各占全球消費(fèi)總量的35.9%和27.8%。但因全球金融危機(jī)影響，比上年度都有不同程度的下降(分別下降6.8%和1.2%)。而亞太和中東地區(qū)仍保持增長勢頭，比上年分別增長了3.4%和4.4%。

(二)我國天然氣消費(fèi)狀況

2009年，我國天然氣表觀消費(fèi)量為874億立方米，增長8.3%。加上國內(nèi)經(jīng)濟(jì)繼續(xù)保持穩(wěn)健的步伐，能源消費(fèi)需求也將不斷攀升，作為能源發(fā)展的一個重要組成部分，天然氣消費(fèi)量也將進(jìn)一步增加?！熬盼濉逼陂g，天然氣的消費(fèi)增長量是101.7億立方米，年均增長率為9.57%;“十五”期間消費(fèi)增長量已高達(dá)246.4億立方米，年均增長率高達(dá)12.91%。統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，2008年我國天然氣消費(fèi)主要集中在工業(yè)領(lǐng)域，占全部消費(fèi)量的65.4%，這個巨大的消費(fèi)量主要由其下的制造行業(yè)產(chǎn)生，達(dá)到337.92億立方米。其次是采掘業(yè)，達(dá)到109.67億立方米，但從發(fā)展趨勢看，采掘業(yè)在消費(fèi)中所占比重已在減少。除工業(yè)部門外，生活消費(fèi)領(lǐng)域也有170.12億立方米的消費(fèi)量，同比出現(xiàn)很大幅度增長(27.54%)(表6)。從天然氣消費(fèi)領(lǐng)域的比重上分析得出，除建筑業(yè)消費(fèi)比重在降低，其他領(lǐng)域的消費(fèi)量都在增長。從消費(fèi)地區(qū)結(jié)構(gòu)上看，我國天然氣消費(fèi)以產(chǎn)地消費(fèi)為主，主要集中在西南、東北、西北地區(qū)，即四川、黑龍江、遼寧、新疆，占全國消費(fèi)量的80%以上。目前，隨著管道建設(shè)的開展，北京、天津、重慶、成都、沈陽、鄭州和西安等許多大中城市都用上了管道天然氣。

表6 2003～2008年我國天然氣消費(fèi)結(jié)構(gòu)單位:億立方米

資料來源:中國統(tǒng)計年鑒，2003～2008

人均消費(fèi)量穩(wěn)步提高，但消費(fèi)量依然很少，2008年，人均消費(fèi)量為12.8立方米(中國統(tǒng)計年鑒)，比上年增長17.43%。同時，我國天然氣總消費(fèi)量在世界上所占份額也很少，與我國眾多的人口極不相稱。2009年，我國天然氣消費(fèi)量占世界天然氣總消費(fèi)量的3.0%(BP數(shù)據(jù))，有進(jìn)一步上升的空間。

四、國內(nèi)外貿(mào)易狀況

(一)國際天然氣貿(mào)易狀況

2009年，全球天然氣貿(mào)易創(chuàng)歷史新高，貿(mào)易總量高達(dá)8765.4億立方米，管道天然氣和LNG(液化天然氣)貿(mào)易量分別為6337.7億立方米和2427.7億立方米。LNG貿(mào)易量創(chuàng)歷史新高，其中亞洲增長潛力最大，貿(mào)易量達(dá)1522.7億立方米。管道天然氣貿(mào)易依然以歐洲地區(qū)為主，2009年其貿(mào)易量為4443.8億立方米，占管道天然氣貿(mào)易總量的70.1%。

2009年，受世界經(jīng)濟(jì)不景氣影響，排名世界前三位的LNG進(jìn)口國日本、韓國和西班牙，貿(mào)易量都有6.0%左右的下降幅度，但其合計進(jìn)口量仍超過全球進(jìn)口總量的60%。美國經(jīng)過2008年的低谷后，LNG進(jìn)口量開始回升。增長勢頭較好的國家是印度、中國和英國，中國和印度作為新興經(jīng)濟(jì)體，近年對外能源的依賴程度越來越高，未來還有增長的勢頭;英國作為西歐大經(jīng)濟(jì)體，國內(nèi)能源供應(yīng)不足，能源進(jìn)口的壓力長期存在，發(fā)展LNG進(jìn)口可能是其一個重要選擇(表7)。

表7 2004～2009年世界LNG主要進(jìn)口/入境國家和地區(qū)

資料來源:BP Statistical Review of World Energy，2005～2010

在管道天然氣貿(mào)易進(jìn)口方面，2009年進(jìn)口量最多的是美國、德國和意大利，分別達(dá)到930.3億立方米、888.2億立方米和664.1億立方米，三個國家合計占全球管道天然氣進(jìn)口量的39%。另外，法國、俄羅斯和英國都有300億立方米以上的進(jìn)口量。年度增幅最大的國家是加拿大和阿聯(lián)酋，分別達(dá)到24.8%和12.0%。在2009年，管道天然氣進(jìn)口量出現(xiàn)較大幅度下降的國家是美國、意大利、英國、土耳其和比利時，降幅都在10%以上，其中，比利時下降幅度高達(dá)17.8%(表8)。

表8 2004～2009年世界管道天然氣主要進(jìn)口國家

資料來源:BP Statistical Review of World Energy，2005～2010

管道天然氣出口方面，俄羅斯依然是最大的出口國，在2009年達(dá)到1764.8億立方米，比上年增長14.3%，占管道天然氣出口總量的27.8%。其次是挪威和加拿大，分別有957.2億立方米和922.4億立方米的管道天然氣出口量，加拿大近年來出口量一直在1000億立方米左右，2009年比上年下降10.6%。而挪威的出口量一直保持增長態(tài)勢。另外，2009年荷蘭、阿爾及利亞和美國分別有496.7億立方米、317.7億立方米和294.6億立方米的管道天然氣出口量，分別排在世界的第五、第六、第七位。土庫曼斯坦正在實(shí)施天然氣出口多元化戰(zhàn)略，出口勢頭發(fā)展較好，在2009年度管道天然氣出口已達(dá)到167.3億立方米，增幅較大(表9)。

在LNG出口方面，2009年全球出口總量是2427.7億立方米，與管道天然氣出口趨勢一樣，LNG的全球出口量一直保持增長的態(tài)勢，年度增幅達(dá)7.2%。在2009年世界LNG出口中，卡塔爾的出口量最大，達(dá)到494.4億立方米，增幅也最大，高達(dá)24.6%。其次是馬來西亞和印度尼西亞，LNG出口量分別達(dá)到295.3億立方米和260.0億立方米，分別居二、三位，但是從出口發(fā)展趨勢看，兩國未來增長空間較小，印度尼西亞基本上呈現(xiàn)逐年下降的趨勢。另外，受全球金融危機(jī)的影響，部分LNG出口國受到較大的影響，其中表現(xiàn)較為明顯的是尼日利亞，降幅高達(dá)22.2%(表10)。

表9 2004～2009年世界管道天然氣主要出口國家

資料來源:BP Statistical Review of World Energy，2005～2010

表10 近年世界LNG主要出口國家

資料來源:BP Statistical Review of World Energy，2005～2010

(二)國內(nèi)天然氣進(jìn)出口貿(mào)易狀況

2009年，石油氣及其他烴類氣(簡稱液化石油氣，下同)進(jìn)口量達(dá)969萬噸，比2008年增長63.0%;進(jìn)口金額為約34億美元，比上年增長16.4%;減去出口317萬噸，2009年我國液化石油氣凈進(jìn)口652萬噸。我國石油氣主要以進(jìn)口為主，在近十幾年，只有1997年出現(xiàn)了凈進(jìn)負(fù)值，主要是由于1996年經(jīng)濟(jì)泡沫的影響，此后幾年中凈進(jìn)口量總體上保持增長的勢頭(表11)。近幾年我國LNG進(jìn)口方面也有了新的發(fā)展。2006年我國首批進(jìn)口的液化天然氣進(jìn)入廣東省的液化天然氣接收終端;2007年廣東LNG項(xiàng)目正式投入商業(yè)運(yùn)營，該年我國進(jìn)口LNG291萬噸，是2006年進(jìn)口量的3倍多，其中248萬噸為澳大利亞西北大陸架項(xiàng)目的長期合同供貨，約占進(jìn)口總量的85%，平均價格為206.16美元/噸。2009年我國液化天然氣進(jìn)口量達(dá)553萬噸，同比增長65.8%，進(jìn)口金額為12.87億美元，同比增長38.2%。

據(jù)預(yù)測，到2020年，我國天然氣供應(yīng)中有49%來自進(jìn)口，其中39%將來自液化天然氣進(jìn)口，10%來自俄羅斯和中亞國家的管道天然氣進(jìn)口。

出口方面，2009年，我國天然氣出口232.5萬噸，比上年下降1.1%，出口金額近5億美元，同比增長4.3%。

表11 2006～2009年我國石油氣進(jìn)出口情況

資料來源:中國海關(guān)統(tǒng)計年鑒，2006～2009從進(jìn)口國度上看，我國2009年石油氣進(jìn)口的主要來源國是澳大利亞、伊朗、卡塔爾、馬來西亞和阿聯(lián)酋，從以上5個國家進(jìn)口的量占進(jìn)口總量的77.5%(表12);澳大利亞是我國石油氣資源進(jìn)口的主要來源地，進(jìn)口量達(dá)到385萬噸，占總進(jìn)口量的39.7%，比上年增長36.0%;卡塔爾是我國石油氣進(jìn)口增長幅度最大的國家，2009年的進(jìn)口量比上年增長323%;俄羅斯則實(shí)現(xiàn)了零的突破，未來增長潛力較大;科威特則出現(xiàn)逐年下降的態(tài)勢，2009年從其進(jìn)口26萬噸，比上年減少49.0%。

從進(jìn)口的區(qū)域看，除了澳大利亞這個最大進(jìn)口源以外，其他具有重要地位的進(jìn)口源主要集中在中東地區(qū)和非洲的阿爾及利亞等地，亞洲的主要進(jìn)口對象為印度尼西亞。從進(jìn)口的對外依存度上評估，澳大利亞所占比例過重，有必要進(jìn)一步擴(kuò)大其他地區(qū)的進(jìn)口量，以降低對外進(jìn)口集中度，降低資源供應(yīng)風(fēng)險。根據(jù)目前的進(jìn)口區(qū)域分布情況，我國應(yīng)加強(qiáng)與這些地區(qū)的政治外交，擴(kuò)大與中東和中亞國家的油氣資源合作，并結(jié)合國內(nèi)LNG接收站的建設(shè)發(fā)展，逐步分散進(jìn)口區(qū)域，降低風(fēng)險。

表12 2006～2009年我國石油氣進(jìn)口主要來源

資料來源:中國海關(guān)統(tǒng)計年鑒，2006～2009

五、天然氣價格走勢分析

1990～2009年，世界LNG價格總體上呈上升態(tài)勢(圖5)。2008年，國際天然氣價格達(dá)到歷史最高水平。之后，受金融危機(jī)的影響，全球天然氣貿(mào)易受到?jīng)_擊，價格回落，回歸到理性水平。以日本LNG到岸價格為例，2009年為9.06美元/百萬英熱單位。隨著2010年全球經(jīng)濟(jì)回暖，未來LNG進(jìn)口價格將會保持增長勢頭。

圖5 1984～2009年日本LNG到岸價格

2009年，管道天然氣價格也出現(xiàn)較大幅度的回落，全球四大天然氣交易中心統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，其交易價格均出現(xiàn)不同程度的下降，其中，加拿大的亞伯達(dá)和美國的亨利中心價格下降幅度最大，基本回到2003年的水平。相比之下，歐盟的到岸價格下降幅度稍小些，主要是因?yàn)闅W盟地區(qū)是天然氣進(jìn)口大戶，缺口較大，能在一定程度上支撐價格基本面(圖6)。

圖6 1984～2009年世界天然氣價格

我國天然氣行業(yè)現(xiàn)行的定價政策以成本加成法為基礎(chǔ)。隨著天然氣行業(yè)的不斷發(fā)展，根據(jù)天然氣資源供不應(yīng)求的現(xiàn)狀和市場結(jié)構(gòu)的變化，天然氣定價政策幾經(jīng)調(diào)整，基本呈現(xiàn)出在政府監(jiān)管下市場定價的基本特征，從考慮天然氣生產(chǎn)企業(yè)成本水平，又適當(dāng)考慮市場用戶承受能力的角度出發(fā)，我國天然氣行業(yè)現(xiàn)行定價政策被概括表述為:以成本加成法為基礎(chǔ)，適當(dāng)考慮市場需求的定價方法，出廠價為政府定價，天然氣管道輸送價格為政府指導(dǎo)價并采取老線老價、新線新價的定價政策。為了改變現(xiàn)有價格體系，政府已著手開展天然氣定價改革，改革方向是與國際接軌。

六、結(jié)論

(一)世界天然氣供需趨勢

世界天然氣的供應(yīng)，從20世紀(jì)90年代至今，基本保持較為平穩(wěn)的增長趨勢。全球能源需求量的不斷擴(kuò)大、天然氣資源探明儲量的不斷增加，又給天然氣供應(yīng)市場的發(fā)展帶來了新機(jī)遇。1990年，世界天然氣供應(yīng)量只有19918億立方米，到2008年供應(yīng)量已達(dá)到30607億立方米，增長53.7%，雖然2009年受金融危機(jī)影響，供應(yīng)量有所下滑，但未來仍呈增長態(tài)勢。同時，在當(dāng)前石油能源供應(yīng)緊張的形勢下，天然氣的勘探與開發(fā)力度不斷加大，進(jìn)一步促使天然氣在21世紀(jì)充當(dāng)重要能源角色，使其供應(yīng)量持續(xù)增長。

在需求方面，隨著全球能源需求量的不斷擴(kuò)大，天然氣因其具有潔凈、環(huán)保等優(yōu)勢，需求量一直保持穩(wěn)步增長，成為能源消費(fèi)結(jié)構(gòu)中的重要角色。1990年，世界天然氣需求量只有19817億立方米，到2009年已達(dá)到29403億立方米。

在供需平衡上，天然氣一直較為平衡，例如，2009年世界天然氣有466億立方米富余量。預(yù)計未來幾年內(nèi)，天然氣的供需依然能保持平衡。

(二)我國天然氣供需趨勢

近幾年，我國天然氣的供應(yīng)能力有所加強(qiáng)，天然氣的生產(chǎn)量和進(jìn)口量都在不斷增加，2001～2009年，供應(yīng)量年均增長率達(dá)到13.34%，增長勢頭較好。在需求方面，我國天然氣近幾年保持不斷增長的態(tài)勢，2001～2009年的年均增長率達(dá)到15.24%，2009年達(dá)到880億立方米。

從近10年的進(jìn)出口情況看，我國的天然氣凈進(jìn)口量在不斷擴(kuò)大，進(jìn)口方式有了擴(kuò)充，特別是LNG進(jìn)口有了較快的發(fā)展，2006年，LNG進(jìn)口進(jìn)入了一個新的紀(jì)元，與境外合作進(jìn)入新的階段，2009年度我國LNG進(jìn)口553萬噸，同比增長65.8%。管道天然氣進(jìn)口也取得了突破，2009年12月14日，我國首條跨國天然氣管道———中亞天然氣管道投產(chǎn)，引自土庫曼斯坦等國的天然氣將達(dá)300億立方米/年。

天然氣消費(fèi)區(qū)域繼續(xù)擴(kuò)大。截至2009年底，我國已建成的天然氣管道長度達(dá)3.8萬千米，初步形成了以西氣東輸、川氣東送、西氣東輸二線(西段)以及陜京線、忠武線等管道為骨干，蘭銀線、淮武線、冀寧線為聯(lián)絡(luò)線的國家級基干輸氣管網(wǎng);同時，江蘇LNG和大連LNG項(xiàng)目進(jìn)展順利，浙江LNG項(xiàng)目獲國家核準(zhǔn)，進(jìn)口LNG資源不斷落實(shí)，形成了天然氣資源供應(yīng)的新格局，天然氣消費(fèi)市場擴(kuò)展到全國30個省(自治區(qū)、直轄市)、200多個地級及以上城市。

從未來的能源消費(fèi)結(jié)構(gòu)及發(fā)展趨勢看，我國天然氣依靠本國生產(chǎn)供應(yīng)的壓力較大，必須結(jié)合進(jìn)口及境外開采等方式，來保障我國天然氣的供應(yīng)平衡與市場穩(wěn)定。從進(jìn)口的源頭與方式上看，我國在近幾年有了新的突破，管道進(jìn)口方面，與俄羅斯和中亞等國有了新的協(xié)議與合作，LNG進(jìn)口方面，沿海地區(qū)接收站點(diǎn)建設(shè)步伐較快，發(fā)展勢頭良好，相信在未來的能源供應(yīng)格局上可以起到促進(jìn)全局合理化的作用，一方面拓寬沿海城市的資源供應(yīng)方式，另一方面緩解遠(yuǎn)途管道供應(yīng)的壓力。

(余良暉)

天然氣源分析

排2－80井試油證實(shí)為天然氣，經(jīng)氣樣分析表明：甲烷含量為 87.56％，為濕氣，δC113為－42.18‰，δC213為－25.78‰，與排2輕質(zhì)油親緣關(guān)系較為密切，區(qū)別是天然氣成熟度稍高，根據(jù)碳同位素－Ro擬合公式，對應(yīng)Ro為0.93％ （排2井區(qū)的輕質(zhì)油甾萜推測的Ro為0.82）。該井天然氣與沙灣組二段輕質(zhì)油為同源、同期成藏。

圖6－56 準(zhǔn)噶爾盆地白堊系烴源灶現(xiàn)今供烴強(qiáng)度分布圖

圖6－57 準(zhǔn)噶爾盆地古近系烴源巖現(xiàn)今烴源灶的分布圖

天然氣組成分析(氣相色譜法)

方法提要

將天然氣混合物試樣用氣相色譜分離成各個單體化合物，用火焰離子化檢測器檢測烴類物質(zhì)，用熱導(dǎo)檢測器檢測非烴類氣體。采用內(nèi)標(biāo)法、外標(biāo)法或色質(zhì)鑒定法結(jié)合保留指數(shù)法進(jìn)行組分定性，用外標(biāo)法進(jìn)行定量，以質(zhì)量歸一化法計算出試樣中各組分的質(zhì)量分?jǐn)?shù)。

儀器和裝置

氣相色譜儀。具有分流(無分流)進(jìn)樣系統(tǒng)、程序升溫系統(tǒng)、火焰離子化檢測器和熱導(dǎo)檢測器，并配備帶有儀器控制功能的色譜工作站或色譜數(shù)據(jù)采集與處理系統(tǒng)的計算機(jī)。

色譜柱。柱材料必須對氣樣中的組分呈化學(xué)惰性且無吸附性，填充物應(yīng)對被檢測的組分達(dá)到滿意的分離效果。通常需要使用兩根色譜柱，一根吸附柱用來實(shí)現(xiàn)氧、氮和甲烷的完全分離，另一根分配柱用來有效分離二氧化碳和乙烷到戊烷之間的各組分，并對丙烷和隨后各組分分離完全。

試樣罐。

定量注射器1～10mL，50～100μL。

試劑和材料

標(biāo)準(zhǔn)氣含相關(guān)待測組分的系列混合標(biāo)準(zhǔn)氣，可采用國家二級標(biāo)準(zhǔn)物質(zhì)。對于試樣中摩爾分?jǐn)?shù)不大于5%的組分，標(biāo)準(zhǔn)氣中相應(yīng)組分的摩爾分?jǐn)?shù)應(yīng)不大于10%，也不低于試樣中相應(yīng)組分濃度的50%。對于試樣中摩爾分?jǐn)?shù)大于5%的組分，標(biāo)準(zhǔn)氣中相應(yīng)組分的摩爾分?jǐn)?shù)應(yīng)在試樣中相應(yīng)組分濃度的50%～200%。

氮?dú)饣驓鍤饧兌炔坏陀?9.99%。

氦氣或氫氣純度不低于99.99%。

凈化空氣。

試樣準(zhǔn)備

待分析的試樣必須在比取樣時的氣源溫度高10～15℃的溫度下達(dá)到平衡。如果有必要，還需要進(jìn)行脫硫化氫處理?？稍谌訒r在吸樣瓶前連接一根裝有氫氧化鈉吸收劑(堿石棉)的管子，以脫除硫化氫。

分析步驟

1)按照儀器操作規(guī)程打開氣相色譜儀的氣路和電路系統(tǒng)，啟動儀器，點(diǎn)燃?xì)浠鹧骐x子化檢測器。分離氧、氮和甲烷時用氦氣或氫氣作載氣;分離氦氣和氫氣時用氮?dú)饣驓鍤庾鬏d氣;分離乙烷和更重組分、二氧化碳時用氦氣或氫氣作載氣。在分析的全過程中，載氣流量應(yīng)保持恒定，其變化應(yīng)在1%以內(nèi)。

2)根據(jù)所分析對象的性質(zhì)和所用色譜柱的性能設(shè)置各項(xiàng)儀器工作條件。用空白分析方式檢查程序升溫過程中色譜基線的穩(wěn)定性。

3)用混合標(biāo)樣檢查儀器及色譜柱的性能，以保證儀器處于正常工作狀態(tài)，控制平行分析的相對誤差在5%以內(nèi)。

4)用定量注射器量取50～500μL試樣，視試樣濃度情況，選擇分流或無分流進(jìn)樣方式注入色譜儀氣化室，同時啟動計算機(jī)色譜工作站(或色譜數(shù)據(jù)處理系統(tǒng))進(jìn)行柱箱程序升溫(或恒溫)和數(shù)據(jù)采集與處理操作。

5)測定和計算各組分的峰高和峰面積。

6)氣樣和標(biāo)氣的測定中，相應(yīng)組分的檢測信號響應(yīng)必須處于同一衰減水平。

化合物含量計算

1)戊烷和更輕組分。測量每個組分的峰高，按下式計算氣樣中i組分的濃度Yi(%):

巖石礦物分析第四分冊資源與環(huán)境調(diào)查分析技術(shù)

式中:Ysi為標(biāo)氣中i組分的摩爾分?jǐn)?shù)，%;Hi為氣樣中i組分的峰高，mm;Hsi為標(biāo)氣中i組分的峰高，mm。

如果是在負(fù)壓下導(dǎo)入空氣作氧或氮的標(biāo)氣，則按下式進(jìn)行壓力修正:

巖石礦物分析第四分冊資源與環(huán)境調(diào)查分析技術(shù)

式中:pa為導(dǎo)入空氣的壓力，kPa;pb為環(huán)境大氣的壓力，kPa。

2)己烷和更重部分。測量反吹的己烷、庚烷及更重組分部分的峰面積，并在同一色譜圖上測量正、異戊烷的峰面積。

計算反吹峰修正峰面積

己烷的修正峰面積Ac(C6)的計算:

巖石礦物分析第四分冊資源與環(huán)境調(diào)查分析技術(shù)

庚烷及更重組分的修正峰面積Ac(C7+)的計算:

巖石礦物分析第四分冊資源與環(huán)境調(diào)查分析技術(shù)

式中:Am為測量峰面積;(C6)為己烷;(C7+)為庚烷及更重部分;M(C7+)為庚烷及更重部分的平均相對分子質(zhì)量。

反吹峰濃度的計算

按下式計算己烷的濃度Y(C6):

巖石礦物分析第四分冊資源與環(huán)境調(diào)查分析技術(shù)

按下式計算庚烷及更重給分的濃度Y(C7+):

巖石礦物分析第四分冊資源與環(huán)境調(diào)查分析技術(shù)

式中:Y(iC5+nC5)為氣樣中異戊烷和正戊烷的濃度之和，%;A(iC5+nC5)為氣樣中異戊烷和正戊烷的測量峰面積之和。

如果異戊烷和正戊烷的濃度已通過較小的進(jìn)樣量單獨(dú)進(jìn)行了測定，則不需再重新測定。

3)歸一化。將某組分的原始物質(zhì)的量除以所有組分原始物質(zhì)的量的總和，即為該組分的歸一化摩爾分?jǐn)?shù)。所有組分原始含量值的總和與100%的差值不超過1.0%。

天然氣成因類型劃分及氣源分析

（一）無機(jī)與有機(jī)天然氣類型劃分

天然氣成因類型的判識主要依賴于天然氣的組分和碳、氫同位素組成，并以天然氣伴生的輕質(zhì)油、凝析油、原油的輕烴地球化學(xué)特征以及稀有氣體同位素組成為輔。腰英臺地區(qū)的甲烷碳同位素明顯偏重，其δ13C1＞30‰。據(jù)戴金星（1992），除高成熟和過成熟的煤型氣外，δ13C1＞-30%。的均為無機(jī)成因的甲烷，因此利用CH4（%）與δ13C1（‰）圖可知（圖3-33），腰英臺構(gòu)造帶主要分布煤型氣區(qū)內(nèi)，ChaS1井與YS1井（3466m）登婁庫組可能為無機(jī)成因甲烷氣或者少量的無機(jī)氣混入的有機(jī)氣，另外ChaSl井區(qū)的個別樣品介于無機(jī)氣與有機(jī)氣之間，從而表明此研究區(qū)有深部的無機(jī)氣混入，達(dá)爾罕構(gòu)造帶以及雙坨子地區(qū)主要分布有機(jī)成因煤成氣，煤型氣與油型氣需要進(jìn)一步的判識（張枝煥、童亨茂等，2008）。

圖3-33 無機(jī)與有機(jī)天然氣類型劃分

1—YS1（K1d）；2—YS1（K1yc）；3—YP1（K1yc）；4—YP7（K1yc）；5—YS2（K1yc）；6—DB11（K1yc）；7—D2（K1yc）；8—DB33井區(qū)；9—ChaS1井區(qū)；10—雙—坨子地區(qū)

（二）有機(jī)烷烴氣體進(jìn)一步鑒別

在有機(jī)成因的烷烴氣中，生物氣和裂解氣均具有高甲烷含量、低重?zé)N含量的特點(diǎn)，它們的區(qū)別之一是生物氣甲烷碳同位素較低，而裂解氣的甲烷碳同位素值偏重，根據(jù)生物氣的一個良好鑒別標(biāo)志δ13C1＜-55%來看，長嶺斷陷天然氣均屬于裂解氣。從δ13C1—1gC1/C2+3關(guān)系圖來看（圖3-34），腰英臺構(gòu)造帶與ChaS1井區(qū)的天然氣均屬于煤型氣，ChaS1井個別樣品明顯有無機(jī)氣的混入，為煤成氣與無機(jī)氣的混合氣。雙坨子地區(qū)與腰英臺地區(qū)的天然氣組成特征明顯存在差別，主要為原油伴生氣以及凝析油與原油伴生氣的混合氣，由此表明兩研究區(qū)的天然氣的氣源是不一致的，腰英臺與達(dá)爾罕構(gòu)造帶的天然氣主要為腐殖型干酪根裂解氣，而非原油裂解氣（張枝煥、童亨茂等，2008）。

蘇聯(lián)學(xué)者Гуцадо（1981）從CH4與CO2共生體系碳同位素?zé)崞胶庠沓霭l(fā)，以世界上已有CH4與CO2共生體系中測得的δ13C.和δ13Cco2為依據(jù)，將自然界不同成因類型的CH4與CO2共生體系劃分為三個區(qū)，即Ⅰ區(qū)為無機(jī)成因區(qū)，Ⅱ區(qū)為生物化學(xué)氣區(qū)，Ⅲ區(qū)為有機(jī)質(zhì)熱裂解氣區(qū)。根據(jù)圖3-35不難看出，研究區(qū)腰英臺構(gòu)造帶主要分布有機(jī)質(zhì)熱裂解氣，YS1井與YS2井營城組天然氣個別樣品分布在無機(jī)氣的成因區(qū)域，大部分樣品介于有機(jī)質(zhì)熱裂解氣區(qū)與無機(jī)成因氣區(qū)，達(dá)爾罕構(gòu)造帶的天然氣主要為有機(jī)質(zhì)裂解氣，因此腰英臺構(gòu)造區(qū)塊的天然氣極有可能存在混源特征，可能有無機(jī)氣的混入，其混源單元還需要進(jìn)一步的鑒別。

圖3-34 天然氣δ13C1—lg（C2+（C3）關(guān)系圖

1—ChaS1井區(qū)；2—雙坨子地區(qū)；3—YS1（K1yc）；4—YS1（K1d）；5—YP1（K1yc）；6—YP1（K1yc）；7—YS2（K1yc）；8—DB11（K1yc）；9—DB33井區(qū)

圖3-35 CH4與CO2共生體系碳同位素分布圖

1—YS1（K1d）；2—YS1（K1yc）；3—YP1（K1yc）；4—YP7（K1yc）；5—YS2（K1yc）；6—DB11（K1yc）；7—D2（K1yc）；8—DB33井區(qū)

（三）無機(jī)成因甲烷氣及識別標(biāo)志

自然界烴類的大規(guī)模形成是有機(jī)－無機(jī)物質(zhì)相互作用的結(jié)果，而現(xiàn)今油氣勘探都是在有機(jī)烴源發(fā)育的盆地中進(jìn)行，有機(jī)和無機(jī)烷烴氣混合成藏使無機(jī)烷烴氣不如非烴氣易于識別。盡管如此，目前在許多裂谷盆地中發(fā)現(xiàn)了一系列可能的無機(jī)成因天然氣的聚集，說明無機(jī)成因油氣仍有一定的發(fā)展前景。

到目前為止，對無機(jī)成因烴類氣體的判斷主要依據(jù)有烴類氣體的組分、碳同位素、烷烴碳同位素系列、與烴類氣體伴生的非烴氣體、稀有氣體的含量及同位素以及地質(zhì)背景綜合分析等方法。松遼盆地有無機(jī)成因CH4的一些重要判別依據(jù)：

1.該區(qū)與無機(jī)CO2氣藏等伴生的CH4氣藏，有特高甲烷碳同位素及負(fù)碳同位素系列

在松遼盆地采送的與無機(jī)CO2氣藏等伴生的甲烷碳同位素分析樣品，碳同位素值出現(xiàn)了大量的δ13C1值大于－30‰，其中還有大量大于－20‰的樣品，并出現(xiàn)了大量負(fù)碳同位素系列樣品，且上述兩種特征還同時出現(xiàn)在同一氣田（藏），顯示了無機(jī)成因烴氣的存在。

碳同位素是判識無機(jī)成因天然氣最直接的證據(jù)。我國許多地區(qū)如云南騰沖縣澡塘河、四川甘孜縣拖壩、吉林長白山天池、內(nèi)蒙古克什克騰旗熱水鎮(zhèn)以及國外許多地區(qū)如新西蘭地?zé)釁^(qū)、東太平洋熱液噴出口、俄羅斯希比尼地塊巖漿巖、美國黃石公園等都發(fā)現(xiàn)了無機(jī)CH4。這些地區(qū)的甲烷碳同位素雖然變化較大，但一般都大于30‰。

許多學(xué)者亦提出了鑒定無機(jī)成因CH4的下限值，有的為大于－20‰，有的為－30‰。但必須指出的是不論哪一個值都不是劃分無機(jī)甲烷的絕對值，因?yàn)槟承└撸ㄟ^）成熟的煤型CH4也有顯示重碳同位素特征的特點(diǎn)，因此在確定其成因時還需綜合考慮其他資料，如烷烴氣碳同位素系列、地質(zhì)構(gòu)造背景等。其中碳同位素系列是識別有機(jī)、無機(jī)烷烴氣最有效的手段之一。

有機(jī)成因的天然氣主要源于沉積物中分散有機(jī)質(zhì)的分解。在生烴母質(zhì)干酪根熱降解生成烷烴氣的過程中，由于12C—12C鍵的鍵能低于12C—13C鍵，因此生物成因天然氣中CH4及其同系物的碳同位素組成具有隨碳數(shù)的增大而變重的分布特征，即δ13C1＜δ13C2＜δ13C3＜δ13C4正碳同位素系列。這種分布特征幾乎存在于所有有機(jī)成因的天然氣藏，并被有機(jī)質(zhì)熱解成烴的模擬實(shí)驗(yàn)和理論推導(dǎo)所證實(shí)。而對于無機(jī)成因的烷烴氣來說，重?zé)N氣含量很少，而且主要是由甲烷通過放電作用聚合形成的。在由CH4聚合形成高分子烴類或CO加氫合成烴類的過程中，由于12C—13C鍵的鍵能低于12C—12C鍵，使12C隨分子量的增加而逐漸富集，從而形成甲烷同系物的碳同位素組成與有機(jī)成因的同位素系列正好相反，即形成δ13C1＞δ13C2＞δ13C3負(fù)碳同位素系列。如前面提到的俄羅斯希比尼地塊與巖漿巖有關(guān)的天然氣中δ13C1為3.2‰，δ13C2為9.1‰，δ13C3為16.2‰；美國黃石公園泥火山氣的δ13C1為21.5‰，δ13C2為26.5‰。

徐家圍子斷陷在昌德、汪家屯、肇州以及朝陽溝等地區(qū)及腰英臺氣田均發(fā)現(xiàn)了甲烷碳同位素異常和負(fù)碳同位素系列，表明該區(qū)有無機(jī)烴類氣體存在。汪家屯地區(qū)W a903井甲烷碳同位素最重達(dá)12.22‰，而乙烷的碳同位素為22.99‰；昌德地區(qū)表現(xiàn)的最為明顯，F(xiàn)aS1、FaS2等井多個氣樣顯示負(fù)碳同位素系列，且甲烷碳同位素偏重。從這些氣樣組分來看，干燥系數(shù)

一般都在0.98以上，顯得很干，也與無機(jī)成因烷烴氣的特征相似。

此外，也有學(xué)者提出負(fù)碳同位素系列并不是判斷無機(jī)成因烴類氣體最可靠的標(biāo)志，由兩種不同成因天然氣混合，或由天然氣的擴(kuò)散引起同位素分餾均可造成這種現(xiàn)象的出現(xiàn)。以往的研究認(rèn)為混合作用形成甲烷至丁烷碳同位素的完全反序排列可能性不大，但最近的同位素數(shù)值模擬研究結(jié)果表明，兩種碳同位素正序排列的天然氣，混合后可以得到碳同位素完全反序排列的天然氣，但要求混合的兩個端元的天然氣必須具有不同的成因或來源，或它們是明顯不同演化階段的產(chǎn)物。從徐家圍子地區(qū)的地質(zhì)條件和同位素特征來看，很難用兩種有機(jī)成因的氣混合加以解釋，因?yàn)橐玫紽aS1、FaS2那樣重的甲烷負(fù)碳同位素系列，要求具有有機(jī)成因天然氣甲、乙、丙碳同位素為15‰，－14‰，13‰相當(dāng)?shù)奶烊粴獯嬖冢@種天然氣無法與有機(jī)質(zhì)演化的任一階段相對應(yīng)，在徐家圍子地區(qū)也未發(fā)現(xiàn)具這種特征的天然氣。因此，混合作用不能合理解釋該區(qū)存在的負(fù)碳同位素系列。

2.在該區(qū)火山巖的原生流體包裹體中發(fā)現(xiàn)CH4

地球深部流體的性質(zhì)和成分是當(dāng)前國內(nèi)外學(xué)術(shù)界爭論的熱點(diǎn)課題?；鹕絿姲l(fā)物中含有大量的非烴氣體、少量烴類氣體、稀有氣體以及沿一些深大斷裂帶及地震期前后有烴類氣體、CO2和稀有氣體釋放已是公認(rèn)的事實(shí)。近年來對火山巖及其地幔巖流體包裹體的研究進(jìn)一步揭示其流體相主要為H2O、CO2、CH4、N2、H2、H2S及一些稀有氣體。地幔物質(zhì)及其所含流體在橫向和縱向上分布也是極不均勻的，如河北大麻坪尖晶石二輝橄欖巖幔源巖氣體包裹體中還原性氣體含量高達(dá)68.0%～93.4%，而山東棲霞大方山二輝橄欖巖樣品中還原性氣體為8.5%～39.3%。有學(xué)者研究了我國華北地區(qū)地幔巖的分布，認(rèn)為地球深部由上到下依次為尖晶石二輝橄欖巖、尖晶石－石榴石二輝橄欖巖和石榴石二輝橄欖巖，分別代表巖石圈地幔和軟流圈地幔。其中石榴石二輝橄欖巖中的H2和CH4的含量最高，而尖晶石二輝橄欖巖含H2和CH4相對較低，因而認(rèn)為地球深部不同圈層可能孕育有不同性質(zhì)和類型的天然氣，由淺至深有H2O→CO2→CH4、H2富集的趨勢，其中莫霍面附近可能是CO2的聚集帶，巖石圈與軟流圈界面附近可能是烴氣的富集帶，而H2可能有更深的來源。

在該區(qū)非氣層段火山巖中采集的火山巖流體包裹體，普遍有較高含量的無機(jī)烴氣，證實(shí)無機(jī)成因烴類氣體對該區(qū)氣藏的貢獻(xiàn)不容忽視。從徐家圍子地區(qū)巖漿火山巖流體包裹體氣液相成分來看，巖漿成分由基性變?yōu)樗嵝詴r，CO2有從少變多的趨勢，CH4的變化趨勢正好相反，因此上述研究成果及推斷可能是正確的。在長嶺達(dá)爾罕及腰南構(gòu)造，在DB11 井的4017～4120m井段的基性巖中發(fā)現(xiàn)大量含CH4的氣液相包裹體，其中CH4的最高含量可達(dá)到31.9%，該層測試產(chǎn)純CH4，而在相鄰的DS2井3670～3780m的酸性流紋巖中，產(chǎn)出以CO2為主的氣藏，在該層中發(fā)育大量含CO2的氣液相包裹本。

3.在該區(qū)發(fā)現(xiàn)大量示指深部低氧逸度環(huán)境的伴生氣體

在松遼盆地，已發(fā)現(xiàn)部分高含H2及CO、H2S氣的氣藏，反映該區(qū)地殼深部存在低氧逸度環(huán)境，有利于甲烷的生成。無機(jī)成因氣中低氧逸度組分往往構(gòu)成共生組合，如DB11井營城組玄武巖段，H2含量達(dá)6%,H2S含量達(dá)（30～50）×10-6，與CH4共生。其各項(xiàng)同位素指標(biāo)均反映這些組分源自無機(jī)成因，證實(shí)深部存在低氧逸度的大地構(gòu)造環(huán)境。

4.從地質(zhì)背景綜合分析方法證實(shí)應(yīng)當(dāng)存在無機(jī)成因甲烷

一般認(rèn)為，某些高（過）成熟的煤型甲烷也有顯示重碳同位素特征的特點(diǎn)，并經(jīng)不同成因天然氣混合，或由天然氣的擴(kuò)散引起同位素分餾可造成負(fù)碳同位素系列。因此，在一些不含煤系的地區(qū)，如部分烴類氣藏的δ13C1出現(xiàn)明顯偏重，且出現(xiàn)負(fù)碳同位素系列，但周緣未發(fā)現(xiàn)明顯的煤系烴源巖，可以確定存在較大規(guī)模的無機(jī)甲烷供給。

無機(jī)CO2與甲烷的共生，在各類有機(jī)烴類成藏條件差別不大的情況下，在局部地區(qū)出現(xiàn)特高、特大的氣藏，或在有機(jī)烴類氣體供給很少的區(qū)帶，在圈閉中發(fā)現(xiàn)大量甲烷，揭示存在無機(jī)成因甲烷的供給。

以腰英臺—達(dá)爾罕斷凸帶為例，該帶已鉆達(dá)基巖頂面的D2、DBIl井揭示，經(jīng)二維、三維地震資料標(biāo)定，該區(qū)周鄰不存在煤系源巖，其它方向有機(jī)烴源的運(yùn)移供給路線也很長。但在腰英臺深層氣田，發(fā)現(xiàn)富含CO2（含量15%～24%），以CH4為主（76%～85%）的氣藏，也存在甲烷重碳同位素和碳同位素反向序列。在YS1、YS101、YS102、ChaS1、ChaS1-1、ChaS1-2、ChaS1-3井揭示大型腰英臺氣田，探明天然氣地質(zhì)儲量達(dá)（600～700）×108m3的情況下，周圍的ChaS2、D2、YN1井卻僅發(fā)現(xiàn)了CO2氣，未發(fā)現(xiàn)烴類聚集。這些表明腰英臺深層氣田有天然成因甲烷的混人。

由于巖石圈地幔及地殼深處廣泛存在C、H、O、N等元素，無機(jī)成因天然氣的主要組成是CO2，其次是CH4及N2等，無機(jī)成因氣藏也是以CO2為主，含部分CH4、H2、N2、CO2等組分。在無機(jī)成因的甲烷氣苗中，甲烷含量一般在5%～30%，但即使是這種較低含量，無機(jī)成因甲烷供給量也遠(yuǎn)大于有機(jī)成因甲烷供給量。1979年Welham等指出，東太平洋北緯21°處中脊噴出的熱液（400℃）中，含氫氣、甲烷的氦，δ13C1值為17.6‰～－15‰，R/Ra約為8，說明這些氣體是幔源的。該處噴出的H2的體積濃度為10%，每年噴出H2和CH4分別為12×108m3和1.6×108m3，如果以此噴出速度，即使僅按照與火山熱事件的地質(zhì)歷史100萬年來計算，該處噴出的H2和CH4即可達(dá)到1200×1012m3、160×1012m3，也遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于有機(jī)物的生烴量。由此也可見，CO2的供給量是何等驚人。

同時在沉積蓋層的深埋壓實(shí)條件下，CO2易于與地殼中碳酸鹽巖、堿性巖類發(fā)生反應(yīng)，并大量溶解于水中，而產(chǎn)生大量的損耗。而在地殼沉積蓋層的溫度、壓力條件下，CH4則有相對的化學(xué)穩(wěn)定性，在CO2逃逸和散失量很大的條件下，無機(jī)成因CH4?？梢孕纬上鄬Ω患踔列纬蔁o機(jī)成因甲烷為主的天然氣藏。

（四）煤型氣與油型氣的鑒別

確認(rèn)天然氣屬于煤型氣還是屬于油型氣，對于追溯、對比烴源巖起著重要作用，目前最為常用的參數(shù)是乙烷或丙烷碳同位素。YS1井登婁庫組天然氣δ13C2為－24.7‰，為典型的煤型氣，YS1井營城組天然氣δ13C2為－26.4‰～－26.5‰，DBIl-1井與DBl1-2井營城組天然氣δ13C2為－26.1‰～－28.7‰，均為煤型氣和油型氣混合氣區(qū)，DB33-9-3井天然氣的δ13C2為－29.3‰，也接近煤型氣和油型氣混合氣區(qū)，按照δ13C2值－29%。為界限，長嶺斷陷天然氣為高成熟的煤型氣。

1.“V”型鑒別圖（δ13C1-δ13C2-δ13C3）

考慮到甲烷、乙烷與丙烷三者碳同位素的綜合信息，在δ13C1—δ13C2δ13C3相關(guān)圖上（圖3-36），利用烷烴成因天然氣碳同位素系列數(shù)據(jù)，能夠鑒別不同成因的有機(jī)天然氣。其中Ⅰ區(qū)為煤型氣，Ⅱ區(qū)為油型氣，Ⅲ區(qū)為混合型氣，Ⅳ區(qū)為深層混合氣（戴金星，1992；顧憶等，1998）。從圖3-36可以看出，腰英臺構(gòu)造帶與達(dá)爾罕構(gòu)造帶的天然氣主要分布在碳同位素倒轉(zhuǎn)區(qū)以及煤型氣和油型氣或者深層氣的混合氣區(qū)，而且天然氣的成熟度明顯偏高，DBll井的天然氣可能有少量的油型氣混入，雙坨子地區(qū)的天然氣主要為煤型氣與油型氣，由此表明，雙坨子構(gòu)造帶的天然氣的特征明顯不同于上述兩個構(gòu)造帶，腰英臺與達(dá)爾罕構(gòu)造帶的天然氣明顯具有多源的性質(zhì)，而且可能混有深部的無機(jī)氣，造成其甲烷的同位素明顯偏重，導(dǎo)致其烴類組分的同位素發(fā)生倒轉(zhuǎn)。

2.δ13C2-δ13C1圖

通過利用δ13C2值的大小將天然氣劃分為煤型氣、油型氣以及煤型氣與油型氣的混合氣區(qū)，再通過δ13C1受熱演化程度的差異將天然氣劃分為未熟、低熟，成熟、高熟以及過成熟五個階段，可以很好地將天然氣中煤型氣與油型氣類型分開，從圖3-37可以看出，腰英臺與達(dá)爾罕構(gòu)造帶的DB33-9-3、DB33-5-5、DB11井以及ChaS1井的個別樣品可能為高過成熟的煤型氣與油型氣混合氣，而其余樣品天然氣均為高過成熟的煤型氣，雙坨子地區(qū)的天然氣成熟度略低，分布油型氣或煤型氣，不同于腰英臺與達(dá)爾罕構(gòu)造帶的天然氣的特征。

圖3-36 天然氣δ13C2-δ13C1不同成因類型圖

1—ChaS1井區(qū)；2—雙坨子地區(qū)；3—YS1（K1d）;4—YS1（K1yc）；5—YP1（K1yc）；6—YS7（K1yc）;7—YS2（K1yc）;8—D2（K1yc）;9—DB11（K1yc）；10—DB33井區(qū)

圖3-37 天然氣δ13C2—δ13C1不同成因類型圖

1—ChaS1井區(qū)；2—雙坨子地區(qū)；3—YS1（K1d）；4—YS1（K1yc）；5—YP1（K1yc）;6—YP7（K1yc）,7—YS2（K1yc）;8—D2（K1yc）;9—DB11（K1yc）;10—DB33井區(qū)

3.C1/C1-5與δ13C1圖

利用干燥系數(shù)（C1/C1-5）與δ13C1同樣也可以判識天然氣類型.對于煤型氣與油型氣在不同的演化階段過程中，其干燥系數(shù)與δ13C1存在一定的對應(yīng)關(guān)系，對于成熟度高的油型氣與煤型氣，其干燥系數(shù)與δ13C1必然很高，圖3-38中A1、B1、C1、D1、E1為煤型氣演化階段，界限由虛線表示，A2、B2、C2、D2、E2為油型氣演化階段，界限為由實(shí)線表示。通過圖3-38可以看出，腰英臺構(gòu)造帶與達(dá)爾罕構(gòu)造帶的營城組與登婁庫組的天然氣主要分布在高成熟的煤型氣與油型氣區(qū)，雙坨子地區(qū)天然氣具有煤型氣與油型氣的混合特征，明顯不同于兩構(gòu)造帶的天然氣特征。

圖3-38 利用C1/C1-5與δ13C1圖判別不同類型烷烴氣體

1—ChaS1井區(qū)；2—雙坨子地區(qū)；3—YS1（K1d）;4—Ys1（K1cy）；5—D2（K1cy）；6—YP1（K1yc）；7—YP7（K1yc）；8—YS2（K1yc）;9—DB11（K1yc）;10—DB3井區(qū)

（五）天然氣同位素倒轉(zhuǎn)現(xiàn)象分析

長嶺斷陷腰英臺與達(dá)爾罕構(gòu)造帶天然氣碳同位素系列數(shù)據(jù)分析表明，碳同位素倒轉(zhuǎn)系列和負(fù)碳同位素系列是其主體，并且碳同位素明顯偏重。導(dǎo)致碳同位素異常的原因有很多，研究天然氣碳同位素倒轉(zhuǎn)的原因，對天然氣的成因或其經(jīng)受的次生變化作出判斷，可以作為天然氣運(yùn)移途徑和氣源對比的一種間接方法。戴金星（1993）曾對烷烴氣碳同位素系列倒轉(zhuǎn)問題作過詳細(xì)研究，認(rèn)為引起碳同位素系列倒轉(zhuǎn)的主要原因有：1）有機(jī)氣與無機(jī)氣的混合，二者分別屬于正碳同位素系列與負(fù)碳同位素系列的典型，當(dāng)二者混合時，很容易發(fā)生同位素分布的倒轉(zhuǎn)現(xiàn)象；2）煤型氣與油型氣的混合，這是造成碳同位素系列倒轉(zhuǎn)的主要原因；3）同型不同源或同源不同期天然氣的混合，同源的早期形成的低成熟度的天然氣散失一部分后的剩余氣，與晚期較高成熟度形成的天然氣形成混合天然氣，可導(dǎo)致烷烴氣同位素倒轉(zhuǎn)；4）生物降解作用，細(xì)菌選擇降解某些組分致使剩余組分變重；5）地溫增高也可使碳同位素倒轉(zhuǎn)，在碳同位素交換平衡下，若地溫高于100℃，則出現(xiàn)正碳同位素系列；當(dāng)溫度高于200℃時，則正碳同位素系列改變成為負(fù)碳同位素系列（戴金星，1990）；6）源巖性質(zhì)控制，在中國陸相河湖交替發(fā)育的含油氣盆地，烴源巖有機(jī)質(zhì)的分布是不均一的，同一套烴源巖中I型和Ⅲ型有機(jī)質(zhì)可能同時存在，因此其產(chǎn)生的烴類烷烴氣可能發(fā)生倒轉(zhuǎn)，松遼盆地北部深層烴源巖就有混源的特點(diǎn)。

此外，蓋層微滲漏造成的蒸發(fā)分餾作用也是許多天然氣藏同位素出現(xiàn)倒轉(zhuǎn)的重要原因，Prinzhofer等（1995）在對Jenden的資料進(jìn)行重新解釋時，認(rèn)為微滲漏作用更能合理地解釋Appalachian盆地天然氣同位素的倒轉(zhuǎn)現(xiàn)象，他們按Jenden等提出的混合模式計算后發(fā)現(xiàn)有些樣品點(diǎn)并不符合混合模式，提出了一種新的微滲漏模式。黃海平（2000）利用微滲漏模式較好地解釋了徐家圍子斷陷深層天然氣同位素倒轉(zhuǎn)的現(xiàn)象。從圖3-39看出，腰英臺構(gòu)造帶的ChaS1井區(qū)、達(dá)爾罕構(gòu)造帶的DB11-1、DB11-2、DB33-9-3、DB33-5-5等井天然氣樣品同位素發(fā)生倒轉(zhuǎn)，是受到蓋層微滲漏作用的影響。

導(dǎo)致天然氣碳同位素倒轉(zhuǎn)可能是上述因素之一，也可能是兩種或兩種以上的因素引起的。長嶺斷陷深層天然氣普遍被認(rèn)為主要來源于沙河子組和營城組，經(jīng)歷了較復(fù)雜的構(gòu)造變形和較高的成熟演化階段，可能存在多源氣的混合，主力烴源巖發(fā)育于盆地斷陷晚期和坳陷早期，火山活動頻繁，烴源巖除正常的熱演化外，還受到因火山活動引起的異常熱事件，主力烴源巖沙河子組和火石嶺組在盆地分布不均一，有機(jī)質(zhì)具有非均質(zhì)性，因生氣層上下部位和層內(nèi)成熟度及有機(jī)質(zhì)性質(zhì)不一樣，也會使同層同時生成的天然氣同位素發(fā)生混合而倒轉(zhuǎn)。盆地基底發(fā)育深大斷裂，無機(jī)成因的CO2、N2普遍存在，并且豐度較高，在腰英臺地區(qū)CO2含量平均值為20%以上，因此天然氣中可能有無機(jī)成因烷烴氣加入，天然氣藏產(chǎn)層主要在登婁庫組與營城組，成藏模式比較復(fù)雜，天然氣可能以垂直運(yùn)移為主，運(yùn)移路徑較長，因而可以引起多期次的天然氣碳同位素動力分餾效應(yīng)。

圖3-39 天然氣同位素反轉(zhuǎn)解釋模式

1—ChaS1井區(qū)；2－雙坨子地區(qū)；3—YS1（K1d）；4—YS1（K1yc）;5—D2（K1yc）;6—YP1（K1yc）;7—YP7（K1yc）;8—YS2（K1yc）;9—DB11（K1yc）；10—DB33井區(qū)

據(jù)此按照通常的天然氣同位素的劃分，結(jié)合長嶺斷陷腰英臺地區(qū)天然氣各種分析數(shù)據(jù)可知，YS1井登婁庫組以及ChaS1井個別樣品表現(xiàn)出無機(jī)成因氣的特點(diǎn)，而腰英臺構(gòu)造帶大部分井區(qū)的樣品，如YS1、YS2、YP7井以及達(dá)爾罕構(gòu)造帶的DB33井區(qū)、DB1I井主要分布有機(jī)成因的烷烴氣（張枝煥、童亨茂等，2008）。

天然氣成分是什么，怎么分析

天然氣的主要從成分是甲烷，可以用氣相色譜法來分析。氣相色譜法適用于氫氣、氧氣、氮?dú)狻鍤?、氦氣、一氧化碳、二氧化碳等無機(jī)氣體，甲烷、乙烷、丙烯及C3以上的絕大部分有機(jī)氣體的分析。英格爾檢測常用氣相色譜法分析來分析天然氣成分，可獲得準(zhǔn)確可靠的分析結(jié)果。