CN105242026B - 一种气藏来源识别方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种气藏来源识别方法，属油气勘探开发技术领域。本发明充分应用目标区气体地化资料对气藏聚类有效性参数进行筛选，依据筛选的参数对天然气成因类型进行判定，然后依据不同母质天然气类型气体的成熟度及不同类型烃源岩镜质体反射率随深度的变化关系，最后确立生成不同类型气藏中气体的烃源岩埋藏深度，判别高热演化程度下不同母质来源的气藏来源，可有效指导洼陷带的油气勘探。
Description
技术领域
本发明涉及一种气藏来源识别方法，属油气勘探开发技术领域。
背景技术
随着油气勘探程度的深入，埋藏浅的构造隆起带上油气勘探难度越来越大，挖潜的资源潜力越来越小；而埋藏深的洼陷带，已成为二十一世纪油气勘探的重点领域。洼陷带一般具有埋藏深度大，地层温度高，热演化程度高的特征。在高热演化程度盆地中，通常存在多套烃源岩，例如渤海湾盆地，普遍存在古近系的湖相暗色烃源岩及上古生界的煤系烃源岩，两套烃源岩在洼陷带均有分布，且均生成大量的气体。洼陷带气藏中的气体究竟来自哪套烃源岩，对洼陷带油气勘探的选区显得尤为重要。
上述气源判识问题，一直困扰着勘探家对洼陷带中的油气勘探。如果能够确定一个气藏中的气体来源于湖相暗色烃源岩，那么结合油气运移路径的分析，在该气藏和湖相暗色烃源岩之间的一系列圈闭，就可能成藏，油气的勘探成功率会大大提高。如果一个气藏中的气体来源本应该来自湖相暗色烃源岩，由于判识不准确，误判为来自煤系烃源岩，则勘探家们往往会在该气藏与煤系烃源岩之间的一系列圈闭中部井，往往会导致勘探失败，造成大量的资金浪费。因此，如何有效地确定气藏中的气体来源，对洼陷带的油气勘探选区显得尤为重要。
现有技术中，勘探家们主要通过气体的干湿度来大致判别气藏来源，一般认为煤成气的干燥系数大，油型气干燥系数小。但是往往在高热演化程度下的盆地，由于埋藏深度大，热演化程度高的原因，造成煤系烃源岩产生的煤成气及湖相暗色烃源岩产生的油型气，两者的气体干燥系数相近，导致无法通过干燥系数来区分煤成气和油型气。
发明内容
本发明的目的是为解决上述现有技术在判断高热演化程度下气藏的气体来源上存在的确定性差的缺陷，提供一种适合高热演化程度下气藏的气体来源识别方法。
本发明的目的通过以下步骤实现：
1、目标区气体地化资料的获取。气体地化资料包括气体的组分、气体的碳同位素、气体的氢同位素测定，气体的稀有同位素、不同母质烃源岩的成熟度。
1.1气体组分的测定包括：CH4、C2H6、C3H8、iC4H10、nC4H10、iC5H12、nC5H12；
1.2气体碳同位素的测定包括：CH4、C2H6、C3H8、iC4H10、nC4H10、iC5H12、nC5H12的碳位素数值；
1.3气体的氢同位素测定包括：CH4、C2H6、C3H8、iC4H10、nC4H10、iC5H12、nC5H12的氢位素数值；
1.4气体的稀有同位素测定包括：40Ar/36Ar的测定数值；
1.5不同母质烃源岩的成熟度测定包括：分别测试湖相暗色泥岩镜质体反射率Ro(y湖)及煤系烃源岩镜质体反射率Ro(y煤)。
2、气藏聚类有效性参数的筛选：通过聚类分析方法，对步骤1中的各组分气体的碳同位素、氢同位素、稀有气体Ar40/Ar36同位素的数值及组分含量等参数进行显著性分析，筛选出气藏聚类有效性参数。
气藏聚类有效性参数的筛选的原则是：如果该项参数的t统计量都已超过临界值，说明该项参数对气藏的判别有显著性影响，数值越大越显著；如果该项参数的t统计量没有超过临界值，说明该项参数对气藏的判别没有显著性影响，应该舍掉。
3、天然气类型的确定：利用步骤2的气藏聚类有效性参数，采用Bayes判别函数的方法，判定不同母质天然气的类型，煤成气、油型气及混合气的Bayes判别函数分别为Y1、Y2、Y3。
4、不同母质天然气类型气体的成熟度的确定。
4.1测定步骤3所确立的煤成气Y1、油型气Y2的甲烷碳同位素值；
4.2根据煤成气Y1、油型气Y2的甲烷碳同位素与热演化程度之间的关系，依照式1确定煤成气Y1的气体成熟度Ro(q煤)；依照式2确定油型气Y2的气体成熟度Ro(q油)：
δ13C1(‰)≈cLn Ro(q煤)-d (式1)
δ13C1(‰)≈aLg Ro(q油)-b (式2)
式中：δ13C1(‰)为甲烷碳同位素，a、b、c、d为常数。
5、利用上述步骤4.2确定的煤成气Y1气体成熟度Ro(q煤)及油型气Y2气体成熟度Ro(q油)，确定生成不同类型气藏中气体的烃源岩埋藏深度。
5.1依据泥岩镜质体反射率与地层深度之间的关系，建立式3所示的湖相暗色泥岩镜质体反射率Ro(y湖)随深度的变化关系及式4所示的煤系烃源岩镜质体反射率Ro(y煤)随深度的变化关系：
Ro(y湖)＝exp[(H1-A)/B (式3)
Ro(y煤)＝exp[(H2-C)/D] (式4)
式中，H1为湖相暗色泥岩埋藏深度，H2为煤系烃源岩埋藏深度，A、B、C、D均为常数。
5.2依据步骤4确定的煤成气Y1的气体成熟度Ro(q煤)、油型气Y2的气体成熟度Ro(q油)与步骤5.1中式3、式4所确定煤系烃源岩镜质体反射率、湖相暗色泥岩镜质体反射率与地层深度之间的关系，依据同源气体，其烃源岩与气体成熟度一致的原理，由5确定的煤成气Y1的气源深度，由式6确定所示的油型气Y2的气源深度：
Ro(q煤)＝Ro(y煤)＝exp[(H3-C)/D] (式5)
Ro(q油)＝Ro(y湖)＝exp[(H4-A)/B] (式6)
式中，H3为煤成气气源的埋藏深度，H4为油型气气源的埋藏深度。
5.3依据5.2所确定的煤成气Y1及油型气Y2的气源深度，由此确立不同成因的气藏来源深度。
本发明的效果：本发明充分利用气体的组分、同位素特征，通过对气藏聚类有效性参数的筛选，采用Bayes判别函数的方法，判别出油型气及煤成气，然后依据煤成气Y1甲烷碳同位素、油型气Y2甲烷碳同位素与热演化程度之间的关系，确定出煤成藏Y1及油型气藏Y2中的气体成熟度Ro(q煤)及Ro(q油)，通过煤成气Y1及油型气Y2的气体成熟度Ro(q油)及Ro(q煤)与湖相暗色泥岩镜质体反射率Ro(y湖)及煤系烃源岩镜质体反射率Ro(y煤)之间的同源气、烃源岩成熟度一致的原理，由此确定煤成气Y1及油型气Y2气藏的烃源岩埋藏深度。该发明可判别高热演化程度下不同母质来源的气藏来源，有效指导洼陷带的油气勘探。
附图说明
图1为本发明的技术流程图；
图2为判别参数显著性分析图；
图3为东濮凹陷典型判别函数分类散布图。
具体实施方式
下面结合中国渤海湾盆地东濮凹陷实例和附图，对本发明实施方式做进一步详细说明。东濮凹陷存在两套烃源岩，纵向上，自上而下依次为古近系湖相暗色烃源岩及上古生界煤系烃源岩，两套烃源岩在洼陷带分布广泛，具埋藏深度大，热演化程度高的特征，且两套烃源岩均大量生气。下面结合附图、表对洼陷带的气源进行识别，识别方法描述如下：
1、目标区气体地化资料的获取。
通过对东濮凹陷不同地区的气体进行取样测试，测试的结果如下：
1.1气体的组分及气体的碳同位素，见表1；
表1 东濮凹陷不同井气体组分及碳同位素的测定
1.2气体的氢同位素测定，见表2；
表2 东濮凹陷不同井气体氢同位素的测定
1.3气体的稀有同位素，见表3；
表3 东濮凹陷不同井气体氩同位素的测定
1.4不同母质烃源岩的成熟度：湖相暗色泥岩镜质体反射率Ro(y湖)，见表4；煤系泥岩镜质体反射率Ro(y煤)，见表5。
表4 东濮凹陷湖相暗色泥岩镜质体反射率Ro(y湖)的测定
| 井号 | 井深 | Ro(％) |
| PS10 | 2540.00 | 0.48 |
| 前1井 | 2562.00 | 0.56 |
| qc2 | 2571 | 0.79 |
| PS10 | 2640.00 | 0.53 |
| 前1井 | 2670.00 | 0.68 |
| PS10 | 3793.50 | 0.88 |
| 前2井 | 3805.93 | 0.68 |
| 前1井 | 3812.50 | 1.16 |
| 前1井 | 3838.50 | 0.75 |
| PS10 | 3849.50 | 1.07 |
| PS12 | 3856.00 | 0.98 |
| qc2 | 3862 | 1.01 |
| 前2井 | 4269.00 | 1.04 |
| qc2 | 4273.83 | 1.27 |
| qc2 | 4285 | 1.44 |
| PS4 | 4307.53 | 1.11 |
| PS4 | 4310.40 | 1.24 |
| qc2 | 4328 | 1.12 |
| PS12 | 4354.50 | 1.23 |
| qc2 | 4521 | 2.07 |
| qc2 | 4522 | 0.80 |
| qc2 | 4523.69 | 1.99 |
| qc2 | 4524.82 | 1.97 |
| qc2 | 4526.8 | 2.08 |
| qc2 | 4527.3 | 2.03 |
表5 东濮凹陷煤系泥岩镜质体反射率Ro(y煤)的测定
| 井号 | 井深 | Ro(％) |
| ds1 | 4791.5 | 1.33 |
| ds1 | 4802.40 | 1.86 |
| ds1 | 4831.00 | 1.52 |
| ds1 | 4921.50 | 2.16 |
| ds1 | 4967 | 1.92 |
| ds1 | 4970 | 2.08 |
| ds1 | 4990.5 | 1.49 |
| ds1 | 4997.50 | 2.37 |
| ds1 | 5001.50 | 1.97 |
| ds1 | 5002.30 | 2.59 |
| ds1 | 5109.00 | 2.34 |
| ds1 | 5193.50 | 2.45 |
| ds1 | 5194.50 | 2.82 |
| ds1 | 5287.00 | 2.42 |
2、利用步骤1气体地化资料测试结果进行气藏聚类有效性参数的筛选。
由表1-3可知，由于C1％、C2％、C3％、LN C1/(C2+C3)、δ13C1‰、δ13C2‰、δ13C3‰、δ13C4‰、δDVsmow‰、40Ar/36Ar、LN(C1/C2)、LN(C1/(C2+C3))、δ13C1*(C2+C3)/C1的13个参数参数量纲不同，而且每个参数的数值大小、变化范围也不相同，因此对这些参数先进行极差正规化处理，并进行二阶聚类分析，依据显著性明显且t变量大于2的原则，筛选出C1％、δ13C1‰、δ13C2‰以及LN(C1/C2)、LN(C1/(C2+C3))和δ13C1*(C2+C3)/C1六个参数作为气藏类型判别指标，见图2。
3、天然气类型的确定。
根据上述6个特征参数变量值和它们所属的类别，建立了东濮凹陷不同类型母质来源的气藏Bayes判别函数：
Y1＝54.804*X1+12.59*X2-4.842*X3+213.407*X4-169.227*X5-129.824*X6-2630.663；
Y2＝54.116*X1+10.478*X2-3.304*X3+202.269*X4-181.049*X5-123.658*X6-2509.612；
Y3＝53.513*X1+9.567*X2-3.743*X3+200.031*X4-179.825*X5-122.799*X6-2496.04。
其中Y1、Y2、Y3分别表示煤成气、混合气、油型气类别。
X1＝C1％
X2＝δ13C1
X3＝δ13C2
X4＝Ln(C1/C2)
X5＝Ln(C1/(C2+C3))
X6＝δ13C1*(C2+C3)/C1
判别方法：将要判别的相应数值分别带入以上三个判别函数，得到三个值，哪个数值最大，该点就属于相应的那一类，结果见表6和图3，图3中1类区为煤成气区；2类区为混合气区，3类区为油型气区。
表6 东濮凹陷气源判别参数及聚类判别分析
4、不同母质天然气类型气体的成熟度的确定。
依据步骤3所判别的煤成气Y1、油型气Y2的甲烷碳同位素值，见表6，依据东濮凹陷煤成气、油型气甲烷碳同位素与热演化程度之间的关系，其中煤成气Y1甲烷碳同位素与热演化程度之间的关系，如式1所示δ13C1(‰)≈7.3395Ln Ro(q煤)-34.988；油型气Y2甲烷碳同位素与热演化程度之间的关系，如式所示δ13C1(‰)≈16.80Lg Ro(q油)-42，；根据上述公式分别求取煤成气Y1及油型气Y2的气体成熟度Ro(q油)及Ro(q煤)，见表7、表8。
表7 东濮凹陷油型气甲烷碳同位素与气体成熟度Ro(q油)关系表
| 井号 | δ<sup>13</sup>C<sub>1</sub>(‰) | 成因 | Ro(q)(％) |
| 文13 | -46.50 | 油型气 | 0.54 |
| 文13-353 | -45.90 | 油型气 | 0.59 |
| 桥76 | -45.00 | 油型气 | 0.66 |
| 桥73 | -44.70 | 油型气 | 0.69 |
| 桥69-5 | -44.30 | 油型气 | 0.73 |
| 桥69-2 | -43.10 | 油型气 | 0.86 |
| 文72-462 | -43.10 | 油型气 | 0.86 |
| 文72-490 | -43.00 | 油型气 | 0.87 |
| 文203-58 | -42.40 | 油型气 | 0.95 |
| 濮35 | -41.89 | 油型气 | 1.02 |
| 文203-62 | -41.50 | 油型气 | 1.07 |
| 文88-59 | -41.30 | 油型气 | 1.10 |
| 文242 | -40.09 | 油型气 | 1.30 |
| 桥20 | -40.03 | 油型气 | 1.31 |
| 白9 | -39.90 | 油型气 | 1.33 |
| 桥58 | -39.90 | 油型气 | 1.33 |
| 白11 | -39.40 | 油型气 | 1.43 |
| 白11 | -39.20 | 油型气 | 1.47 |
| 文203-59 | -39.20 | 油型气 | 1.47 |
| 白55 | -38.20 | 油型气 | 1.68 |
| 白平1 | -38.10 | 油型气 | 1.71 |
| 徐14-33 | -37.80 | 油型气 | 1.78 |
| 白13 | -36.10 | 油型气 | 2.24 |
| 白58 | -36.10 | 油型气 | 2.24 |
表8 东濮凹陷煤成气甲烷碳同位素与气体成熟度Ro(q煤)关系表
| 井号 | δ<sup>13</sup>C<sub>1</sub>(‰) | 成因 | Ro(q)(％) |
| 开33 | -31.57 | 煤成气 | 1.59 |
| 开33 | -31.10 | 煤成气 | 1.70 |
| 卫353侧 | -30.20 | 煤成气 | 1.92 |
| 文199 | -30.18 | 煤成气 | 1.93 |
| 文古2 | -29.60 | 煤成气 | 2.08 |
| 部1-2 | -29.30 | 煤成气 | 2.17 |
| 部1-7 | -29.10 | 煤成气 | 2.23 |
| 胡古2 | -28.60 | 煤成气 | 2.39 |
| 卫351-2 | -29.00 | 煤成气 | 2.26 |
| 文23 | -29.00 | 煤成气 | 2.26 |
| 部17-2 | -28.80 | 煤成气 | 2.32 |
| 卫79-9 | -28.64 | 煤成气 | 2.37 |
| 部1-17 | -28.60 | 煤成气 | 2.39 |
| 部6 | -28.40 | 煤成气 | 2.45 |
| 文109 | -28.10 | 煤成气 | 2.56 |
| 文23-11 | -28.10 | 煤成气 | 2.56 |
| 文23-40 | -28.10 | 煤成气 | 2.56 |
| 文69-9 | -28.10 | 煤成气 | 2.56 |
| 文108-5 | -28.00 | 煤成气 | 2.59 |
| 文108-7 | -28.00 | 煤成气 | 2.59 |
| 文23-25 | -28.00 | 煤成气 | 2.59 |
| 文23-3 | -28.00 | 煤成气 | 2.59 |
| 文31 | -27.98 | 煤成气 | 2.60 |
| 马70 | -27.60 | 煤成气 | 2.74 |
| 文108-4 | -27.60 | 煤成气 | 2.74 |
5、利用煤成气Y1及油型气Y2的气体成熟度Ro(q油)及Ro(q煤)，确定生成不同类型气藏中气体的烃源岩埋藏深度。
5.1依据泥岩镜质体反射率与地层深度之间的关系。建立式3所示的湖相暗色泥岩镜质体反射率Ro(y湖)随深度的变化关系及式4所示的煤系烃源岩镜质体反射率Ro(y煤)随深度的变化关系。
其中，生成油型气的湖相暗色泥岩镜质体反射率Ro(y湖)与深度关系，如式3所示：Ro(y湖)＝exp[(H1-3.875)/2.0558]；生成煤型气的烃源岩镜质体反射率Ro(y煤)与深度关系如式4所示：Ro(y煤)＝exp[(H2-3.4.567)/0.5339，H1为生成油型气的湖相暗色泥岩埋藏深度，H2为生成煤型气的烃源岩埋藏深度。
5.2依据步骤4确定的煤成气Y1的气体成熟度Ro(q煤)、油型气Y2的气体成熟度Ro(q油)与步骤5.1中式3、式4所确定煤系烃源岩镜质体反射率、湖相暗色泥岩镜质体反射率与地层深度之间的关系，依据同源气体，其烃源岩与气体成熟度一致的原理，由5确定煤成气Y1的气源深度，由式6确定所示的油型气Y2的气源深度：
Ro(q煤)＝Ro(y煤)＝exp[(H2-3.4.567)/0.5339 (式5)
Ro(q油)＝Ro(y湖)＝exp[(H1-3.875)/2.0558] (式6)
式中，H3为煤成气气源的埋藏深度，H4为油型气气源的埋藏深度。
5.3依据5.2所确定的煤成气Y1及油型气Y2的气源深度，由此确立不同成因的气藏来源深度，确定产生油型气及煤成气气藏的烃源岩埋藏深度，分别见表9、表10。
表9 东濮凹陷生成油型气的湖相暗色泥岩埋藏深度
| 井号 | δ<sup>13</sup>C<sub>1</sub>(‰) | 成因 | Ro(％) | 气源岩埋深(Km) |
| 文13 | -46.50 | 油型气 | 0.54 | 2.61 |
| 文13-353 | -45.90 | 油型气 | 0.59 | 2.78 |
| 桥76 | -45.00 | 油型气 | 0.66 | 3.03 |
| 桥73 | -44.70 | 油型气 | 0.69 | 3.11 |
| 桥69-5 | -44.30 | 油型气 | 0.73 | 3.23 |
| 桥69-2 | -43.10 | 油型气 | 0.86 | 3.57 |
| 文72-462 | -43.10 | 油型气 | 0.86 | 3.57 |
| 文72-490 | -43.00 | 油型气 | 0.87 | 3.59 |
| 文203-58 | -42.40 | 油型气 | 0.95 | 3.76 |
| 濮35 | -41.89 | 油型气 | 1.02 | 3.91 |
| 文203-62 | -41.50 | 油型气 | 1.07 | 4.02 |
| 文88-59 | -41.30 | 油型气 | 1.10 | 4.07 |
| 文242 | -40.09 | 油型气 | 1.30 | 4.41 |
| 桥20 | -40.03 | 油型气 | 1.31 | 4.43 |
| 白9 | -39.90 | 油型气 | 1.33 | 4.47 |
| 桥58 | -39.90 | 油型气 | 1.33 | 4.47 |
| 白11 | -39.40 | 油型气 | 1.43 | 4.61 |
| 白11 | -39.20 | 油型气 | 1.47 | 4.66 |
| 文203-59 | -39.20 | 油型气 | 1.47 | 4.66 |
| 白55 | -38.20 | 油型气 | 1.68 | 4.95 |
| 白平1 | -38.10 | 油型气 | 1.71 | 4.97 |
| 徐14-33 | -37.80 | 油型气 | 1.78 | 5.06 |
| 白13 | -36.10 | 油型气 | 2.24 | 5.54 |
| 白58 | -36.10 | 油型气 | 2.24 | 5.54 |
表10 东濮凹陷生成煤型气的烃源岩埋藏深度
| 井号 | δ<sup>13</sup>C<sub>1</sub>(‰) | 成因 | Ro(％) | 气源岩埋深(Km) |
| 开33 | -31.57 | 煤成气 | 1.59 | 4.82 |
| 开33 | -31.10 | 煤成气 | 1.70 | 4.85 |
| 卫353侧 | -30.20 | 煤成气 | 1.92 | 4.92 |
| 文199 | -30.18 | 煤成气 | 1.93 | 4.92 |
| 文古2 | -29.60 | 煤成气 | 2.08 | 4.96 |
| 部1-2 | -29.30 | 煤成气 | 2.17 | 4.98 |
| 部1-7 | -29.10 | 煤成气 | 2.23 | 5.00 |
| 胡古2 | -28.60 | 煤成气 | 2.39 | 5.03 |
| 卫351-2 | -29.00 | 煤成气 | 2.26 | 5.00 |
| 文23 | -29.00 | 煤成气 | 2.26 | 5.00 |
| 部17-2 | -28.80 | 煤成气 | 2.32 | 5.02 |
| 卫79-9 | -28.64 | 煤成气 | 2.37 | 5.03 |
| 部1-17 | -28.60 | 煤成气 | 2.39 | 5.03 |
| 部6 | -28.40 | 煤成气 | 2.45 | 5.05 |
| 文109 | -28.10 | 煤成气 | 2.56 | 5.07 |
| 文23-11 | -28.10 | 煤成气 | 2.56 | 5.07 |
| 文23-40 | -28.10 | 煤成气 | 2.56 | 5.07 |
| 文69-9 | -28.10 | 煤成气 | 2.56 | 5.07 |
| 文108-5 | -28.00 | 煤成气 | 2.59 | 5.08 |
| 文108-7 | -28.00 | 煤成气 | 2.59 | 5.08 |
| 文23-25 | -28.00 | 煤成气 | 2.59 | 5.08 |
| 文23-3 | -28.00 | 煤成气 | 2.59 | 5.08 |
| 文31 | -27.98 | 煤成气 | 2.60 | 5.08 |
| 马70 | -27.60 | 煤成气 | 2.74 | 5.10 |
| 文108-4 | -27.60 | 煤成气 | 2.74 | 5.10 |
Claims (2)
1.一种气藏来源识别方法，其特征在于，采用以下步骤：
（1）目标区气体地化资料的获取：气体地化资料包括气体的组分、气体的碳同位素、气体的氢同位素测定，气体的稀有同位素、不同母质烃源岩的成熟度；
气体的组分测定包括：CH4、C2H6、C3H8、iC4H10、nC4H10、iC5H12、nC5H12；
气体的碳同位素测定包括：CH4、C2H6、C3H8、iC4H10、nC4H10、iC5H12、nC5H12的碳位素数值；
气体的氢同位素测定包括：CH4、C2H6、C3H8、iC4H10、nC4H10、iC5H12、nC5H12的氢位素数值；
气体的稀有同位素测定包括：40Ar/36Ar的测定数值；
不同母质烃源岩的成熟度测定包括：分别测试湖相暗色泥岩镜质体反射率Ro（y湖）及煤系烃源岩镜质体反射率Ro（y煤）；
（2）气藏聚类有效性参数的筛选：通过聚类分析方法，对步骤（1）中的各组分气体的碳同位素、氢同位素、稀有气体Ar40/Ar36同位素的数值及组分含量参数进行显著性分析，筛选出气藏聚类有效性参数；聚类分析前，先对上述参数进行极差正规化处理；
（3）天然气类型的确定：利用步骤（2）的气藏聚类有效性参数，采用Bayes判别函数的方法，判定不同母质天然气的类型，煤成气、油型气及混合气的Bayes判别函数分别为Y1、Y2、Y3；
（4）不同母质天然气类型气体的成熟度的确定，方法为：
1）测定煤成气Y1、油型气Y2的甲烷碳同位素值；
2）根据煤成气Y1、油型气Y2的甲烷碳同位素与热演化程度之间的关系，依照式1确定煤成气Y1的气体成熟度Ro（q煤）；依照式2确定油型气Y2的气体成熟度Ro（q油）：
δ13C1(‰)≈cLn Ro（q煤）-d （式1）
δ13C1(‰)≈aLg Ro（q油）-b （式2）
式中，δ13C1(‰)为甲烷碳同位素，a、b、c、d为常数；
（5）利用上述步骤（4）确定的天然气类型气体的成熟度和不同母质烃源岩的成熟度确定生成不同类型气藏中气体的烃源岩埋藏深度，方法为：
1）依据泥岩镜质体反射率与地层深度之间的关系，建立式3所示的湖相暗色泥岩镜质体反射率Ro（y湖）随深度的变化关系及式4所示的煤系烃源岩镜质体反射率Ro（y煤）随深度的变化关系：
Ro（y湖）=exp[（H1-A）/B] （式3）
Ro（y煤）=exp[（H2-C）/D] （式4）
式中，H1为湖相暗色泥岩埋藏深度，H2为煤系烃源岩埋藏深度，A、B、C、D均为常数；
2）依据煤成气Y1的气体成熟度Ro（q煤）、油型气Y2的气体成熟度Ro（q油）与上述式3、式4所确定的煤系烃源岩镜质体反射率、湖相暗色泥岩镜质体反射率与地层深度之间的关系，按照同源气体，其烃源岩与气体成熟度一致的原理，由式5确定的煤成气Y1的气源深度，由式6确定所示的油型气Y2的气源深度：
Ro（q煤）=Ro（y煤）=exp[（H3-C）/D] （式5）
Ro（q油）=Ro（y湖）=exp[（H4-A）/B] （式6）
式中，H3为煤成气气源的埋藏深度，H4为油型气气源的埋藏深度；
3）依据煤成气Y1及油型气Y2的气源深度，由此确立不同成因的气藏来源深度。
2.根据权利要求1所述的一种气藏来源识别方法，其特征在于：
气藏聚类有效性参数的筛选的方法是：如果该项参数的t统计量都已超过临界值，说明该项参数对气藏的判别有显著性影响，数值越大越显著；如果该项参数的t统计量没有超过临界值，说明该项参数对气藏的判别没有显著性影响，应该舍掉。
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