琼东南盆地崖 13-1气田气源区圈定与成藏运聚模式

琼东南盆地崖 13 -1气田成藏运聚模式一直存在不同的认识.应用生烃动力学、碳同位素动力学及流体包裹体方法对该气田有效气源区、气藏充注时间和运聚效率等进行了研究.结果表明, 崖 13 -1气藏成藏时间较晚,天然气主成藏期出现在 2 Ma以后;有效气源区是崖南凹陷斜坡带崖城组,现埋深范围 4 000～ 5 500 m; 天然气为累积聚集气,目前天然气仍在有效的充注阶段.在此基础上,提出了崖 13 1气田天然气成藏运聚模式.此研究方法及建立起的成藏模式对于莺-琼盆地天然气勘探具有重要指导意义.     

天然气甲烷碳同位素动力学研究及其应用:以塔里木盆地库车坳陷克拉2气田为例

通过有压力的黄金管封闭体系生烃模拟实验和GC-IRMS测定,结合GOR-Isotope Kinetics专用软件,求取了塔里木盆地库车坳陷三叠系-侏罗系烃源岩生成甲烷的碳同位素动力学参数。结合地质背景,探讨了克拉2气田天然气的成因。克拉2气田天然气主要来源于早中侏罗世煤系烃源岩,属阶段捕获气,为-5Ma以来的天然气聚集,对应成熟度范围Ro为1．3％-2．5％。在此基础上,建立了克拉2气田天然气运聚成藏动力学模式,从而为天然气定量评价和动态研究提供了新思路。     

川西坳陷南段天然气来源与碳同位素地球化学研究

川西坳陷南段是四川盆地主要的天然气产区之一。前人对该区天然气的来源有多种见解。为了更清楚地认识此地区天然气的来源与运移，本文分析了平落坝、大兴西和白马庙气田16件天然气样品的C1-C4烃及CO2组份的碳同位素组成。所获得的同位素数据结合化学成份和地质资料表明，3个气田的烃类完全是热解成因的，都来源于气田下面的上三叠统烃源岩。这些气田的甲、乙烷碳同位素组成随深度呈不同规律的变化，这些变化归因于烃源岩生烃的热解过程和烃类运移的动力学过程。平落坝气田中侏罗统气藏的烃类大部份形成于烃源岩低成熟和成熟的早期阶段并受到晚期成熟气体的不断补给。平落坝和大兴西气田多数气藏的烃类被认为是从源区垂直向上运移通过上伏地层而进入气藏的，白马庙气田的烃类被认为是沿断裂通道向上侏罗统气藏聚集的。平落坝和大兴西气田的δ^13Cco2值有很宽的分布范围(-10.7‰～-0.7‰)，这表明气田的CO2由来自基底的海洋碳酸盐岩无机碳成份和沉积地层的有机碳成份混合而成。这些气田的[He／CH4]-[N2／CH4]值之间和δ^13Cco2-δ^13Cc1值之间的相关性表明，非烃气体在进入气藏前已同烃类很好地混合，并被CH4为主流相的气流携带着向气藏运移。     

塔里木盆地迪那2大型凝析气田的地质特征及其成藏机制

塔里木盆地库车坳陷迪那2凝析气田是中国目前发现的储量规模最大的凝析气田,含气层位为古近系苏维依组与库姆格列木群;储集岩以粉砂岩、细砂岩为主,属于低孔低渗储层,近似于致密砂岩气.气藏储量丰度大于15亿方/km2,气油比为8100～12948m3/m3,凝析油含量60～80g/m3;储层温度129 ～ 138℃,地温梯度为2.224℃/1OOm;地层压力为105 ～106MPa,压力梯度为0.39MPa/1OOm,压力系数为2.06～2.29,属于常温超高压凝析气藏.天然气以湿气为主,碳同位素较重,属于典型的煤成气;原油碳同位素较重,生物标志化合物体显出陆相油特征.研究认为,油气主要来自阳霞凹陷侏罗系煤系烃源岩;圈闭形成时间较晚,根据热史、埋藏史、烃源岩热演化史、流体包裹体等资料以及天然气碳同位素动力学拟合的油气充注成藏时间都表明,迪那2凝析气田的成藏时间是在2.5Ma以来,是一个典型的晚期快速充注成藏的大型凝析气田.晚期前陆逆冲挤压作用在形成超压的同时,发生了储层的致密化和烃类的充注,储层致密化过程与烃类充注同步.     

莺歌海盆地D1-1底辟区天然气成藏过程与分布差异

通过对莺歌海盆地D1-1底辟区中深层高温超压带与浅层正常压力带、压力过渡带天然气的组成、碳同位素特征差异的对比分析,结合底辟活动特征,研究了天然气藏的形成过程和天然气组分的分布规律。研究结果表明：(1)D1-1底辟核部区和底辟波及区中深层天然气成藏过程有差异,主要受底辟活动影响程度的控制。底辟核部区中深层气藏的形成过程为早期成藏、后期破坏并再次充注;底辟波及区中深层气藏的形成则为早期成藏,后期改造较弱,成熟煤型原生气藏保存较好。(2)D1-1底辟核部区和底辟波及区中深层天然气组分、碳同位素分布有明显规律;随距底辟核部距离的增大,其甲烷含量升高,二氧化碳含量降低,甲烷碳同位素变轻(成熟度降低),二氧化碳碳同位素也变轻,底辟核部区富集无机成因CO₂,至底辟波及区则以有机成因CO₂为主。     

准噶尔盆地呼图壁气田油气成因及成藏分析

应用原油、天然气及烃源岩样品有机地球化学资料,对准噶尔盆地呼图壁气田油气地球化学特征及成藏时间进行分析.研究表明,呼图壁气田原油来源于白垩系烃源岩,天然气来源于侏罗系煤系烃源岩干酪根裂解气,源岩大量生气始于12 Ma左右,天然气成藏时间约在5 Ma.     

溱潼凹陷红庄油田凝析油的油源及成藏期

根据原油和烃源岩中三芳甾烷及甲基三芳甾烷组成特征,结合稳定碳同位素值,分析了苏北盆地溱潼凹陷红庄油田古近系凝析油的油源特征。结果表明,红庄油田凝析油主要来源于溱潼凹陷深部烃源岩,而并非来自于古近系烃源岩。应用储层岩石流体包裹体测试技术,根据油气包裹体特征及盐水包裹体均一化温度,结合地层埋藏史,分析了红庄油田S245井戴一段砂岩储层流体成藏期次。研究表明,与烃类包裹体共生的盐水包裹体均一化温度分布范围主要介于80～110℃,油气充注时期为新近纪中新世晚期,开始充注的时间大约为6 Ma。     

莺歌海盆地天然气成藏动力学

采用地质与地球化学、宏观与微观相结合的研究方法, 探讨莺歌海盆地的成藏动力学过程, 具体表现在: 通过成藏流体非均质性剖析揭示了底辟浅层气田多源混合-幕式充注的成藏特点, 流体活动的地球物理特征和地球化学资料显示底辟断裂为深成天然气向上运移提供了良好的通道, 而异常高压是流体压裂运移的关键动力, 并驱使梅山-三亚组烃源岩生成的天然气向上运移、聚集和散失.由于中央坳陷带气源丰富, 存在供大于散的物质基础, 尤其是“幕式”集中运移具有高的排烃效率, 因此, 莺歌海盆地底辟带浅层构造在距今1.2~ 0.1Ma如此短暂的时间里天然气依然能够聚集成藏.      

鄂尔多斯盆地苏里格大气田天然气成藏地球化学研究

苏里格大气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北部,属于典型的低渗砂岩气田。对天然气组分和同位素组成研究表明,苏里格大气田上古生界天然气以干气为主、湿气为辅,甲烷含量为82.729%~98.407%,干燥系数为84.7%~98.8%,δ¹³C₁值为-36‰~-30‰,δ¹³C₂值为-26‰~-21‰,属于高成熟度的煤成气;气田范围内各井区天然气组分和碳同位素组成变化较小,暗示其来源和成藏过程的一致性。根据储层流体包裹体镜下观察、包裹体均一温度、含烃包裹体丰度、颗粒荧光定量(QGF)、包裹体激光拉曼分析,苏里格大气田上古生界储层发育盐水包裹体、气体包裹体、液态烃包裹体、CO₂包裹体等不同类型流体包裹体,主要产于石英次生加大边、微裂隙及胶结物中;包裹体均一温度分布呈连续的单峰态,分布范围为80~180℃,主峰温度为100~145℃;上古生界砂岩储层样品的含烃包裹体丰度不高(多为1%~5%),QGF强度较低(1~10pc)。研究认为,苏里格大气田天然气充注可能是一个连续的过程,主要经历了一期成藏,其主要成藏期为晚侏罗世-早白垩世。通过生气动力学与碳同位素动力学的研究表明,苏里格大气田天然气主要来源于苏里格地区及周缘的石炭-二叠系煤系烃源岩,为近源充注、累积聚气成藏。     

利用生烃动力学和碳同位素生烃动力学探索油气田气体来源

利用气体碳同位素探索油气来源的传统方法由于受源岩类型、源岩成熟度等因素的影响,其实际应用受到很大的限制。生烃动力学和碳同位素动力学结合在这方面具有非常明显的优越性。本文利用热模拟实验,通过生烃动力学和碳同位素动力学计算,表明鄂尔多斯盆地上古生界苏里格气田气体的主要是他源阶段累积气,来源于气田南部高成熟区域、西部的天环坳凹陷气体的贡献比例分别为49%、22%,气田区域的源岩累积气体占29%。     

Gas systems in the Kuche Depression of the Tarim Basin: Source rock distributions, generation kinetics and gas accumulation history

Six petroleum source beds have been developed in the Kuche Depression (also known as “Kuqa Depression”) of the Tarim Basin, including three lacustrine source rocks (Middle and Upper Triassic Kelamayi and Huangshanjie formations, and Middle Jurassic Qiakemake Formation) and three coal measures (Upper Triassic Taliqike Formation, Lower Jurassic Yangxia Formation, and Middle Jurassic Kezilenuer Formation). While type I–II organic matter occurs in the Middle Jurassic Qiakemake Formation (J₂q), other source beds contain dominantly type III organic matter. Gas generation rates and stable carbon isotopic kinetics of methane generation from representative source rocks collected in the Kuche Depression were measured and calculated using an on-line dry and open pyrolysis system. Combined with hydrocarbon generation history modelling, the formation and evolution processes of the Jurassic–Triassic highly efficient gas kitchens were established. High sedimentation rate in the Neogene and the fast deposition of the Kuche Formation within the Pliocene (5 Ma) in particular have led to the rapid increase in Mesozoic source rock maturity, resulting in significant dry gas generation. The extremely high gas generation rates from source kitchens have apparently expedited the formation of highly efficient gas accumulations in the Kuche Depression. Because different Mesozoic source rocks occur in different structural belts, the presence of both lacustrine and coaly gas kitchens during the Cenozoic time can be identified in the Kuche Depression. As shown by the chemical and stable carbon isotope compositions of the discovered gases, the formation of the giant gas pools in the Kela 2, Dina 2, Yaha and Wucan 1 have involved very different geological processes due to the difference in their gas source kitchens.     

应用生烃动力学法定量评价碳酸盐岩的二次生烃:以朱家墩气藏为例

针对碳酸盐岩发育区烃源岩普遍存在二次生烃的问题,以苏北盐城凹陷朱家墩气藏源岩二叠系栖霞组灰岩为目标,应用化学动力学方法定量研究该源岩的二次生烃(气).在模拟实验基础上,选取动力学模型,求取动力学参数,再结合朱家墩地区的埋藏史和热史,最终求取了源岩生气史曲线.得出在距今240-190 Ma(三叠纪-早侏罗世)时二叠系灰岩第一次生气,随后地层抬升,生气过程中止;在距今54 Ma(始新世)时该烃源岩埋藏条件达到了第一次生气终止时的条件,开始第二次生气,生气过程一直持续到现今,第一次生气量(10%)远无法与第二次生气量(80%)相比.并通过储层包裹体的均一化温度判断朱家墩气藏流体注入期次,结果显示,二次生气的生气高峰与流体注入期相匹配,验证了用动力学方法评价二次生烃、多次生烃的合理性,同时也佐证了二叠系灰岩对朱家墩气藏的贡献.     

松辽盆地德惠断陷火石岭组天然气成藏机理

火石岭组是德惠断陷深层天然气有利的勘探层位。在分析研究区构造演化史的基础上,对火石岭组典型的气藏进行精细解剖,结合地震、测井、钻井等基础资料,并综合轻烃、烃源岩、流体包裹体等分析测试数据,对德惠断陷深层火石岭组的天然气成藏机理进行了研究。结果表明,火石岭组烃源岩有机碳(TOC)平均含量大于1.0%,生烃潜力(S_1+S_2)的均值范围为0.5～2.0 mg/g,有机质类型多以Ⅱ_1～Ⅱ_2型为主,Ⅲ型为辅,有机质已达到成熟,成熟度(R_o)均值为1.5%,烃源岩具有较大的生烃潜力。火石岭组下部天然气来源于火石岭组烃源岩,而火石岭组上部天然气以火石岭组烃源岩生气为主,但受上覆沙河子组烃源岩混源影响。天然气运移以垂向断裂输导为主,层内砂体横向输导为辅。基于流体包裹体分析,结合火石岭组气藏气源对比与烃源岩生排烃期,认为火石岭组天然气藏存在三期成藏:130 Ma左右,对应营城组沉积初期;115～105 Ma左右,对应泉头组沉积期;95～75 Ma左右,对应青山口组—嫩江组沉积期。     

长岭断陷深层天然气成藏期研究

利用榆深1井营城组未熟样品的热模拟实验、碳同位素分馏实验以及长深1等井的流体包裹体测试结果,在热史恢复的基础上,根据化学动力学和碳同位素分馏动力学理论,从烃源岩生烃史、甲烷碳同位素分馏效应以及包裹体均一温度等方面,对长岭断陷天然气成藏期加以判断。长岭断陷甲烷碳同位素均值为-33.11‰,碳同位素分馏效应显示天然气为116 Ma以来累积聚集成藏;生烃史表明营城组源岩在100～67.7 Ma大量生气,沙河子组在125～74 Ma达到生气高峰;同时包裹体证据表明查干花次洼的烃类气主要在110～78 Ma聚集成藏,伏龙泉次洼主要在110～1 Ma成藏。成藏期的判断结果说明:长岭断陷沙河子组早期生成的天然气未聚集成藏,仅116 Ma以后生成的天然气才具有成藏贡献,损失约14%左右;而营城组烃源岩生烃较晚,有利于成藏,包裹体证据也印证这一观点。     

准噶尔盆地陆东-五彩湾石炭系烃源岩特征及生烃动力学研究

准噶尔盆地陆东-五彩湾地区石炭系具有良好的勘探前景,该地区石炭系烃源岩有机质丰度较高,成熟度范围宽,主要处于成熟-高成熟演化阶段,主要由Ⅲ型有机质组成。在对烃源岩样品进行常规评价的基础上,用开放体系进行了热解实验和动力学模拟,对陆东-五彩湾地区的生烃特征进行了研究,尝试了高成熟烃源岩生烃过程研究及Ⅲ型干酪根液态烃排烃时间的估计,并对石炭系地层产烃率进行了计算。结果显示,陆东-五彩湾地区石炭系最早在二叠纪（距今264 Ma左右）开始生烃,后期由于地层抬升,在古近纪早期（距今61 Ma左右）结束生烃。下石炭统产烃率大,液态烃排出时间估计在距今232~196 Ma之间;上石炭统产烃率较小,液态烃排出时间估计在距今196~178 Ma 之间,但天然气生成相对较晚,有利于天然气的保存。天然气可能主要来源于上石炭统烃源岩。     

生烃动力学、同位素动力学方法在烃源岩研究中的应用

生烃动力学、同位素动力学常用于烃源岩评价、油气源对比研究中。生烃动力学参数结合盆地热史,可恢复烃源岩在任一时代的生烃史,对构造复杂盆地的二次生烃研究具有独特的优势。利用生烃动力学方法可以实现有机质总量的恢复,在此基础上对高—过成熟样品原始有机质丰度是否有必要恢复进行了讨论;而基于生烃动力学的油气源对比综合考虑热史、成藏期次、成藏过程等各种地质参数对烃源岩生烃的影响,是一种动态的研究方法。     

生烃动力学、同位素动力学方法在烃源岩研究中的应用

生烃动力学、同位素动力学常用于烃源岩评价、油气源对比研究中.生烃动力学参数结合盆地热史,可恢复烃源岩在任一时代的生烃史,对构造复杂盆地的二次生烃研究具有独特的优势.利用生烃动力学方法可以实现有机质总量的恢复,在此基础上对高-过成熟样品原始有机质丰度是否有必要恢复进行了讨论;而基于生烃动力学的油气源对比综合考虑热史、成藏期次、成藏过程等各种地质参数对烃源岩生烃的影响,是一种动态的研究方法.     

松辽盆地徐深1井气藏气源的氢、碳同位素特征

选取松辽盆地内泥岩样品和煤样进行热模拟实验,建屯了两个样品成甲烷的氢、碳同位素分馏动力学模型并标定了动力学参数.分别以徐深1井区、沉降中心地质资料为例进行研究,表明两处源岩均有短期内大量生气的特点,气源岩生气期分别为距今95.5～73 Ma和距今0～73 Ma.计算得到两处源岩沙河子组暗色泥岩和煤、火石岭组暗色泥岩和煤所生天然气单独运聚成藏（自开始生烃到现今累积成藏）所对应的δ_DCH4 和δ¹³C₁,进而定量计算出徐深1井区源岩所生甲烷的δ_DCH4 为-237.3‰,δ¹³C₁为-28.8‰,沉降中心气源岩所生甲烷的δ_DCH4 为-2.5‰,δ¹³C₁为-24.8‰.以各区域天然气混合后的δ_DCH4 作为来源气体的端元同位素值,根据物质平衡原理计算得到：徐深1井区源岩对该区气藏的贡献比例约占72%,沉降中心源岩的贡献比例约为28%.同理以δ¹³C₁.方法得到徐深1井区源岩对该区气藏的贡献比例约占66%,沉降中心源岩的贡献比例约为34%.氢、碳同位素分馏的化学动力学地质应用结果存在的差异与同位素分馏模型标定所用热模拟实验为不加水实验有关.     

应用生烃动力学方法研究库车坳陷烃源岩生烃史

根据烃源岩生烃动力学参数,结合沉积埋藏史和古热史资料,本文应用生烃动力学方法研究了塔里木盆地库车坳陷三叠-侏罗纪烃源岩生烃史。研究表明,无论是煤,还是泥岩,库车坳陷三叠-侏罗纪烃源岩生气时间发生得晚,主生气期出现在10 Ma以来的喜山期晚期,生气高峰期出现在5 Ma之后。中上三叠世烃源岩生气时间和主生气期均早于中下侏罗世烃源岩。烃源岩这种晚期生气特征,为库车坳陷天然气的晚期聚集成藏提供了非常有利的烃源条件。      

Basin modelling of gas migration and accumulation in volcanic reservoirs in the Xujiaweizi Fault-depression,Songliao Basin

The Xujiaweizi Fault-depression of Songliao Basin has developed typical and widespread volcanic gas reservoirs. We studied the formation process of volcanic gas reservoirs by using basin modelling software and evaluated the influence of volcanic porosity, the 3D spatial and temporal field of the thermal history, and the 3D fault patterns on the basin modelling results. The 1D basin modelling results indicate that hydrocarbon generation of deep layer source rocks has a relay characteristic in time (128–0 Ma) and space (sag and slope zone) in the Xujiaweizi Fault-depression. The 2D basin modelling results show that (i) the distribution of volcanic reservoirs was controlled by the volcanic apparatus, (ii) gas source faults facilitated the vertical migration of natural gas, and (iii) the development of volcanic porosity controlled the lateral migration and accumulation of natural gas in the carrier bed. The 3D basin modelling results demonstrate that JHM, JHC, KSHC, and KSHM (source rocks) started hydrocarbon generation during the late deposition of the Denglouku Formation (113 Ma), the main hydrocarbon expulsion period was during the deposition of the late Quantou Formation (100 Ma), when the largest volcanic gas reservoir was formed; and from 84 Ma to the present (0 Ma), the area of the volcanic gas reservoir has decreased gradually. The insight gained from the basin modelling results of the volcanic gas-bearing system of the Xujiaweizi Fault-depression is that volcanic porosity, the 3D spatial and temporal field of the thermal history, and the 3D fault patterns have important influences on gas reservoir formation history and accumulation location. We are the first to establish different patterns for relations between different volcanic lithofacies porosity and burial depth, and we expect to provide a reference for basin model of other volcanic oil- and gas-bearing systems.