0] 5)进一步调控采集装置中的稳压阀，W保证气流的安全性和稳定性；
[00川 6)当采集四小时后，关掉出气阀n，采集过程结束；
[0042] 7)将吸附到不同生物标志物混合物的U型玻璃管放到实验室里加热套上烘烤，通 过加热后，分子筛上的吸附物质被解析出来，从两侧端接口将解析出来的物质采集。
[0043] 进一步地，步骤H(1)-(4)具体包括W下步骤：
[0044] 1)将采集后的混合物通过氯仿抽提；
[0045] 2)将抽提后的混合物进行脱渐青质色谱分离，可W得到饱和姪和芳姪；
[004引如将饱和姪和芳姪分别送入色谱-色质（GC-M巧联用化进行GC-MS检测；
[0047] 4)对质荷比m/zl70的质谱图进行分析，对不同H甲基蔡对应峰面积进行积分，获 取H甲基蔡系列相对丰度定量分析数据；
[0048] 5)通过比值计算获取所求参数（1，3,7巧，3,6)-TMN/(l，3,5+l，4,6+l，3,6)-TMN 的数值；
[0049] 6)按（1，3, 7巧，3, 6) -TMN/ (1，3, 5+1，4, 6+1，3, 6)-TMN的数值分布，根据数值从高 到低，示踪天然气藏充注途径。
[0050] -种适用于中深层天然气藏充注途径示踪方法的采集设备，自油气井开始，依次 连接联接井口的压力阀、抗高压不镑钢软管、联接不镑钢管、稳压阀、联接橡胶管、四通玻璃 管、橡胶软管、天然气进口、抗高压连续U型玻璃管、天然气出口、橡胶软管、不镑钢管15、耐 腐蚀的塑料桶、碱溶液组成，抗高压连续U型玻璃管内部设有3A分子筛，3A分子筛是一种 具有立方晶格的娃铅酸盐化合物，其化学式为；2/3K20 ?l/3Na2〇 ?Al2〇3 ? 2Si〇2 ? 9/2&0,抗 高压连续U型玻璃管的两个端口设有带活塞的密封盖，带活塞的密封盖可拆卸，把密封盖 打开，将分子筛灌入其中，密封盖上的活塞具有推进功能，将活塞向前推进，使抗高压连续 U型玻璃管的3A分子筛形成一定的机械压实。
[0051] 抗高压连续U型玻璃管为多弯道的S型、M型、或者更多弯道的连续U型管组成。
[0052] 四通玻璃管的四个通道分别连接1个抗高压连续U型玻璃管。
[0053] 本发明与现有技术相比所取得的有益效果有：
[0054] (1)本方法发明示踪参数（1，3,7巧，3,6)-TMN/a，3,5+l，4,6+l，3,6)-TMN，能对 高-过成熟热演化状态下的天然气藏充注途径进行示踪；
[0055] 似本方法中确定了成熟度参数和镜质体反射率Ro和发明的示踪参数 (1，3, 7巧，3, 6)-TMN/(1，3, 5+1，4, 6+1，3, 6)-TMN之间的定量关系，实现了对该示踪参数的 定量标定；
[0056] (3)本发明利用3A分子筛U型管装置井口采集天然气样品的方法，实现了对天然 气中吸附的少量的生物标志物的采集；
[0057] (4)本方法充分利用弯曲U型管弯道的设计，在有限的采样时间里大大增加了天 然气与吸附剂接触时间，增大了对天然气吸附重姪的吸附效果；
[0058] (5)本方法采集到的生物标志化合物，可W满足示踪天然气藏充注途径的需要；
[0059] (6)本方法采集到的生物标志化合物，可W进一步直接与源岩中的生标进行比对， 从而直接实现气源对比，为深层天然气成因与成藏机理提供可靠的信息，为深层天然气勘 探提供依据。
【附图说明】
[0060] 图1本发明方法整体流程示意图；
[0061] 图2本发明原油裂解模拟实验中TMN系列在质谱图（m/z= 170)上的变化图；
[0062] 图3高温高压原油裂解成气模拟实验中成熟度参数（1，3, 7巧，3, 6)-TMN/ (1，3, 5+1，4, 6+1，3, 6)-TMN演化特征图；
[0063]图 3a成熟度参数（1，3, 7巧，3, 6) -TMN/ (1，3, 5+1，4, 6+1，3, 6)-TMN随实验温度演 化关系图
[0064]图 3b成熟度参数（1，3, 7巧，3, 6) -TMN/ (1，3, 5+1，4, 6+1，3, 6)-TMN与镜质体反射 率Ro定量关系
[0065] 图4本发明天然气井口采集C8W上生物标志物装置示意图；
[0066] 图5本发明实施例准喝尔盆地中拐地区甲焼、己焼、丙焼碳同位素对天然气成熟 度判别图；
[0067]图 6 本发明实施例运用参数（1，3, 7巧，3, 6)-TMN/(1，3, 5+1，4, 6+1，3, 6)-TMN值对 中拐-新光地区天然气藏充注途径示踪结果图；
[0068] 图7现有技术中部分传统成熟度参数在原油裂解成气实验中随实验温度演化图
[0069] 图7a成熟度参数Ts/灯s+Tm)随实验温度演化；
[0070] 图化成熟度参数C3i22S/ (22S+SSR)随实验温度演化；
[0071] 图7c成熟度参数C2920S/ (20S+20R)随实验温度演化；
[007引图7d成熟度参数C29目目八目目+ aa)随实验温度演化；
[0073]图中；1油气井；2压力阀；3抗高压不镑钢软管；4联接不镑钢管；5稳压阀；6联接 橡胶管；7四通玻璃管；8橡胶软管；9天然气进口；10抗高压连续U型玻璃管；11带活塞的 密封盖；12 (3A)分子筛；13天然气出口；14橡胶软管；15不镑钢管；16耐腐蚀的塑料桶；17 碱溶液；18为断裂；19为井位；20为油型气；21为煤型气；22为油型气为主的混源气；23为 天然气充注途径；24为示踪参数（1，3, 7巧，3, 6) -TMN/ (1，3, 5+1，4, 6+1，3, 6) -TMN值。
[0074]
[00 巧]
【具体实施方式】
[0076] 下面结合附图和实施例对本发明作进一步的描述。
[0077] 首先通过原油裂解成气模拟实验，确定有效示踪高过成熟状态下的天然气藏充注 途径的示踪参数，再通过设计一种天然气井口采集新方法，采集到天然气中吸附的C8W上 生物标志物，根据采集到的生物标志化合物计算出示踪成熟度参数，再进行天然气藏充注 途径示踪等成藏机理研究，为深层天然气勘探提供依据。方法步骤如图1所示，具体包括W 下几步：
[0078]a.筛选适合高-过成熟状态下的天然气成熟度示踪参数
[0079] 为筛选能示踪天然气充注途径的参数，考虑到盆地中深层多为裂解气，甚至为 高-过成熟状态下的原油裂解气。因此我们对低成熟原油样品在高压蓋中进行原油裂解成 气模拟实验，W检测不同生物标志物参数的演化特征，筛选能有效反映高-过成熟状态下 的生物标志物参数。
[0080] 由于W前的研究显示原油裂解过程主要发生于400到65(TC的温度范围，其中400 到50(TC属初次原油裂解成气阶段，500到65(TC属二次原油裂解阶段，因此对预定目标温 度400、450、500、550、600和650°C时的实验产物进行收集、计量、测试和GC-MS分析。
[0081] 油气藏充注途径是根据油气藏地球化学原理，通过成熟度在不同井区的差异，追 踪油气充注途径，充注途径从成熟度高的井区指向成熟度低的地区，因为高成熟度的井区 靠近源岩。我们对实验结果所获得的酱类、聰类和芳姪类W及金刚焼类的成熟度参数都进 行了检测，实验结果表明原油在原油裂解成气阶段（400到65(TC)的温度范围，如图7a-f 所示，目前常用成熟度参数都显示随温度和压力变化的波动性，而没有呈现出随实验温度 升高而线性增加的特征，送表明送些传统上的油藏示踪参数在原油裂解成气的过成熟阶段 的示踪能力已很有限。
[0082]因此，需要在送些传统成熟度参数之外，寻找新的有效参数。我们优先考察蔡类、 菲类成熟度参数，因为蔡和菲碳数低（如甲基菲和甲基蔡都为C14)、分子量小，相对其他高 分子生物标志物容易从井口吸附获得。表2即为检测的H甲基蔡（TMN)的比值参数在该原 油裂解成气模拟实验中的演化规律。
[0083] 根据检测到的原油裂解模拟实验中TMN系列在质谱图（m/z= 170)上的变 化（图2)，10个（图中a到j号峰）H甲基蔡化合物（分别为1，3, 7-TMN、1，3, 6-TMN、 1, 3, 5 + 1, 4, 6-TMN.2, 3, 6-TMNU, 2, 7-TMNU, 6, 7-TMNU, 2, 6-