内蒙古西部额济纳旗地区X井油气显示特征与油气源探讨

根据内蒙古额济纳旗地区X井白垩系额济纳旗组、侏罗系麻木乌苏组、古生界顶面风化壳等不同层段的油气显示特征和钻井泥浆烃类气体组分、甲烷C同位素的分析结果,认为侏罗系和白垩系油气显示特征相同,为油与气显示,气体样品的干燥系数(C1/C总)为0.80~0.87,甲烷C同位素δ13C1为-48.19‰~-50.87‰,表现了低成熟热解气的特征;古生界风化壳为气显示,天然气干燥系数(C1/C总)为0.91~0.92,甲烷C同位素δ13C1为-21.56‰~-30.91‰,表现了高成熟热解气的特征。该井及邻区的中生界、古生界烃源岩干酪根类型及其演化程度具有显著的差别,中生界烃源岩以低成熟混合型干酪根为主,古生界烃源岩为成熟—高成熟(或过成熟)的混合型-腐泥型干酪根。表明该区存在以中生界侏罗系—白垩系低成熟烃源岩为油气源的油气系统和古生界高成熟(或过成熟)烃源岩为气源的油气系统,指示了古生界油气资源前景。     

准噶尔盆地油气源、油气分布与油气系统

准噶尔盆地是中国西部典型的多旋回叠合盆地,发育有石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系和古近系6套烃源岩,同时存在6大类原油和3大类天然气,广泛分布于盆地不同地区。西北缘原油总体相似,碳同位素组成轻(δ~(13)C-29‰),胡萝卜烷、类异戊二烯烷烃、三环萜烷、伽马蜡烷丰富,甾烷以C_(28)、C_(29)为主,基本没有重排甾烷,为第二类原油,来源于二叠系湖相烃源岩。腹部绝大多数原油与西北缘原油相似,但胡萝卜烷、类异戊二烯烷烃、伽马蜡烷等有差异,来源于不同凹陷的二叠系湖相烃源岩;少量原油碳同位素组成重(δ~(13)C-28‰~-26‰),Pr/Ph大于2.5,三环萜烷以C_(19)、C_(20)为主,藿烷丰富而伽马蜡烷极低,以C_(29)规则甾烷及重排甾烷为主,为第四类原油,来源于侏罗系煤系烃源岩。东部存在5种类型原油,第一类原油碳同位素组成特别重(δ~(13)C-26‰),来源于石炭系烃源岩;第二类原油与腹部地区绝大多数原油十分相似,来源于二叠系湖相烃源岩;第三类原油碳同位索组成轻,重排甾烷、Ts、C_(29)Ts及C_(30)重排藿烷异常丰富,来源于中上三叠统湖相烃源岩;第四类原油源于侏罗系煤系烃源岩;混合类原油为二叠系、三叠系、侏罗系原油的混合,各自贡献平均分别为20%、15%和65%。南缘存在4类典型原油,为第二、第四、第五和第六类原油,其中第二、第四类分别源于二叠系和侏罗系;第五类原油碳同位素组成轻(δ~(13)C-29‰)、Pr/Ph1.0、伽马蜡烷丰富且有两个异构体、Ts、C_(29)Ts、C_(30)重排藿烷、C_(27)~C_(29)异胆甾烷及C_(30)甲基甾烷丰富,来源于白垩系湖相烃源岩;第六类原油主要为中低成熟原油,碳同位素组成δ~(13)C~28‰~-26‰,C_(27)、C_(28)、C_(29)甾烷呈"V"型分布,甲藻甾烷异常丰富,来源于古近系湖相烃源岩。准噶尔盆地天然气有油型气、混合气和煤型气,前两类主要来源于二叠系湖相烃源岩和石炭系海相烃源岩,煤型气主要来源于石炭系和侏罗系煤系烃源岩。不同类型油气分布与不同时代烃源灶具有良好对应关系:石炭系油气主要分布于陆东-五彩湾;二叠系油气主要分布于西北缘、腹部与东部;三叠系原油仅分布于东部;侏罗系原油主要分布于东部与南部;白垩系原油仅分布于南缘中部;古近系原油仅分布于南缘西部。按照盆地构造特征及不同时代烃源灶与油气关系,将准噶尔盆地划分为西部、中部、东部、南部及乌伦古5个油气系统及15个子油气系统。     

内蒙古西部额济纳旗及邻区石炭系-二叠系烃源岩干酪根C同位素的特征和影响因素

许多研究者认为,烃源岩干酪根C同位素组成主要受干酪根类型的影响,可以作为评价烃源岩类型、沉积环境和进行油气源对比的重要指标,并得到广泛应用.对额济纳旗及邻区典型剖面石炭系-二叠系烃源岩有机碳(TOC)的丰度、地球化学特征、热演化特征和干酪根C同位素分布的研究表明.研究区石炭系-二叠系烃源岩为浅海陆棚相沉积环境形成的泥质岩,TOC含量中等,以Ⅱ类干酪根为主,烃源岩演化进入成熟-过成熟阶段,干酪根C同位素县有显著偏重的特点.并且干酪根C同位素组成明显与热演化程度和有机碳丰度有关,随着烃源岩演化程度的不断提高,重碳同位素不断富集,在成熟-过成熟阶段,对C同位素的影响可达4‰～6‰随着TOC含量的增加,干酪根C同位素显著偏轻,影响值可达4‰以上.由于研究区烃源岩已进入成熟-过成熟阶段,干酪根C同位素的分布在演化过程中已经发生较大变化,干酪根类型的影响相对降低或已不显著,不能再作为评价烃源岩干酪根类型的指标.     

准噶尔盆地烃源岩与原油地球化学特征

准噶尔盆地是中国西部典型的多旋回叠合盆地,发育石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系和古近系6套烃源岩,广泛分布于盆地不同地区。石炭系海陆交互相烃源岩分布于盆地大部分地区,泥岩有机质丰度中等,以Ⅱ型有机质为主,碳质泥岩和煤有机质丰度高、类型差。二叠系湖相烃源岩分布广、厚度大,有机质丰度高、类型好,干酪根碳同位素组成轻,是盆地中最主要的烃源岩。三叠系湖相烃源岩在盆地东部有机质丰度较高、以Ⅱ型有机质为主。侏罗系为煤系烃源岩,有机质丰度高,但以Ⅱ_2型和Ⅲ型有机质为主,干酪根碳同位素组成重。白垩系和古近系湖相烃源岩主要分布于盆地南部,有机质丰度中等,但以Ⅰ、Ⅱ型有机质为主。石炭系烃源岩目前主要处于高—过成熟阶段,二叠系、三叠系烃源岩主要处于成熟—高成熟阶段,侏罗系烃源岩在大部分地区未成熟—低成熟,只在南部与东部坳陷达到成熟—高成熟,白垩系和古近系烃源岩目前也只在南部坳陷处于低成熟—成熟演化阶段。准噶尔盆地目前发现了6大类典型原油,其地球化学特征存在很大差异。第一类原油碳同位素组成特别重(δ~(13)C-26‰);第二类原油碳同位素组成轻(δ~(13)C-29‰)、含有丰富的胡萝卜烷、类异戊二烯烷烃、三环萜烷和伽马蜡烷,甾烷以C_(28)、C_(29)为主,基本没有重排甾烷;第三类原油碳同位素轻(δ~(13)C-29‰)、重排甾烷、Ts、C_(29)Ts及C_(30)重排藿烷异常丰富;第四类原油碳同位素组成重(δ~(13)C-28‰~-26‰),Pr/Ph大于2.5,三环萜烷含量低且以C_(19)、C_(20)为主,藿烷系列丰富,伽马蜡烷极低,甾烷以C_(29)规则甾烷及重排甾烷为主;第五类原油碳同位素组成轻(δ~(13)C-29‰)、Pr/Ph1.0、伽马蜡烷丰富且有两个异构体、Ts、C_(29)Ts、C_(30)重排藿烷、C_(27)~C_(29)异胆甾烷及C_(30)甲基甾烷十分丰富;第六类原油主要为中低成熟油,碳同位素组成重(δ~(13)C-28‰~-26‰),C_(27)、C_(28)、C_(29)甾烷呈Ⅴ型分布,甲藻甾烷异常丰富。第二类原油广泛分布于盆地不同区域,其他类型原油均只分布于盆地局部地区。西北缘地区以第二类原油为主,可分为3个亚类;腹部地区以第二类原油为主,可分为4个亚类,还有少量第四类原油;东部地区有前4类典型原油,此外还有混合原油;南缘地区目前发现有第二、第四、第五及第六类4种典型原油,也有少量混合原油。     

内蒙古西部额济纳旗及邻区石炭系—二叠系烃源岩干酪根C同位素的特征和影响因素

许多研究者认为,烃源岩干酪根C同位素组成主要受干酪根类型的影响,可以作为评价烃源岩类型、沉积环境和进行油气源对比的重要指标,并得到广泛应用。对额济纳旗及邻区典型剖面石炭系—二叠系烃源岩有机碳(TOC)的丰度、地球化学特征、热演化特征和干酪根C同位素分布的研究表明,研究区石炭系—二叠系烃源岩为浅海陆棚相沉积环境形成的泥质岩,TOC含量中等,以Ⅱ类干酪根为主,烃源岩演化进入成熟-过成熟阶段,干酪根C同位素具有显著偏重的特点。并且干酪根C同位素组成明显与热演化程度和有机碳丰度有关,随着烃源岩演化程度的不断提高,重碳同位素不断富集,在成熟—过成熟阶段,对C同位素的影响可达4‰~6‰。随着TOC含量的增加,干酪根C同位素显著偏轻,影响值可达4‰以上。由于研究区烃源岩已进入成熟—过成熟阶段,干酪根C同位素的分布在演化过程中已经发生较大变化,干酪根类型的影响相对降低或已不显著,不能再作为评价烃源岩干酪根类型的指标。     

北黄海盆地LV井侏罗系烃源岩特征及油源对比

对北黄海盆地LV井中、上侏罗统烃源岩及上侏罗统原油（油砂抽提物）进行常规有机地球化学分析和碳同位素测试,分析研究烃源岩和原油的地球化学特征并探讨原油的来源问题。测试结果显示,侏罗系烃源岩达成熟-高熟阶段,有机质类型以Ⅲ型为主。中侏罗统烃源岩有机碳含量较高,但生烃潜能、氯仿沥青“A”及总烃含量低值,属于差的烃源岩。干酪根碳同位素总体偏重（-24.4‰～-23.5‰）,与原油碳同位素特征（-29‰左右）差异显著,排除与原油的母岩关系。上侏罗统烃源岩有机碳含量较中侏罗统低,但生烃潜能、氯仿沥青“A”及总烃含量高值。上侏罗统烃源岩抽提氯仿沥青“A”碳同位素（-26‰～-21.5‰）特征、单体烃碳同位素分布模式及甾萜烷生物标志物特征都与原油相似,综合分析认为原油应该来源于上侏罗统中干酪根类型较好、母质为混源的成熟烃源岩。     

煤系烃源岩生气热模拟实验研究

为了客观评价煤系烃源岩的生气特征和生气量,采用限定体系黄金管热模拟实验技术,对采自鄂尔多斯盆地的不同地质时代煤系烃源岩(煤岩和煤系泥岩)样品进行了生气热模拟实验研究,详细讨论了煤系烃源岩热解生气特征与气体碳同位素变化。结果表明,煤系烃源岩具有较好的生气性能,煤岩与煤系泥岩热解生成气态烃产率相差不大,两者具有相似的生气演化特征,即随热模拟温度升高,煤岩和煤系泥岩热解生成甲烷的产率逐渐增加,甲烷最大产率分别达211.69 m3/t和184.47 m3/t,而C2-5产率是先增加后降低,在热模拟温度430℃~470℃达到最大值,分别为19.14 m3/t和6.87 m3/t;煤岩和煤系泥岩热解气组分碳同位素值总体上随热模拟温度升高而变重,且相同热模拟温度时具有δ13C1δ13C2δ13C3的特征,其中煤系泥岩热解气甲烷、乙烷碳同位素值较煤岩分别偏轻0.3‰~2.1‰和1.4‰~3.7‰。在此基础上,建立了煤系烃源岩(煤岩和煤系泥岩)的生气模式。     

松辽盆地北部宾参1井白垩系烃源岩的认识和评价及其意义

宾参1井是松辽盆地北部宾县断陷中的第一口参数井,钻遇白垩系地层,自下至上依次为沙河子组、营城组、登娄库组、泉头组和青山口组。在对宾参1井白垩系暗色泥岩进行一系列有机地球化学样品分析测试的基础上,从有机碳(TOC)、氯仿沥青"A"、有效碳(PC)、生烃潜量Pg(S1+S2)、热解峰温Tmax值、镜质体反射率(Ro)、烃源岩气相色谱特征、干酪根碳同位素特征、干酪根元素特征和源岩甾萜烷特征等方面着手,从有机质丰度、有机质类型和有机质成熟度三个角度认识该井白垩系烃源岩,并进行烃源岩的初步评价,认为:(1)青一段干酪根主要为Ⅱ1和Ⅱ2型,其中、下部已进入生油门限,属于非—差烃源岩,个别深度段为较好烃源岩,其上部及青二、三段处于未成熟阶段;(2)泉头组和登娄库组干酪根主要为Ⅲ型,已进入成熟生油阶段,前者属于非—差烃源岩,后者属于差烃源岩;(3)营城组和沙河子组干酪根主要为Ⅲ型,有些层段为Ⅱ2型,处于高成熟—过成熟阶段,以生气为主。对该井白垩系烃源岩的认识和初步评价为勘探程度极低的宾县凹陷含油气前景的评价预测和石油地质研究奠定了基础,具有现实意义和重要的理论意义。     

库车南斜坡中—新生界油气运移地球化学示踪

库车南部斜坡中—新生界属于库车陆相油气系统,油气主要来源于库车坳陷的三叠系和侏罗系烃源岩。本文利用色谱、色谱- 质谱及碳同位素分析手段, 对库车南部斜坡带已发现的白垩系和古近系油气地球化学组成特征进行了详细研究,在明确油气来源基础上,根据典型油气藏解剖,分析油气运移输导路径,优选油气地球化学运移参数示踪油气运移充注路径。研究表明：库车南斜坡中—新生界原油呈现低密度、低黏度、低凝固点、低含硫及高含蜡的陆相原油特征。原油总体以藻类和水生浮游生物母源为主,反映生烃母质弱还原- 弱氧化的沉积环境,体现混合型干酪根母源特征,其中白垩系原油母源以湖相水生生物为主,主要来自三叠系湖相烃源岩;古近系原油除了三叠系湖相烃源岩的贡献外,伴随有以陆生高等植物输入为主的侏罗系煤系烃源岩。天然气具有中等甲烷含量、重烃含量高、氮气含量高和无硫化氢的特点,白垩系天然气主要是三叠系湖相原油伴生油型气;古近系天然气主体属于煤成气,主要来源于中下侏罗统煤系烃源岩,部分混有早期三叠系湖相烃源岩的原油伴生油型气。区内中—新生界发育由砂体、不整合、断裂构成的复杂油气输导体系,三叠系烃源岩生成的大量原油主要是沿白垩系底部不整合或下伏连接砂体运移到白垩系下部的圈闭中,侏罗系烃源岩生成天然气主要是沿古近系底部不整合面及下伏巨厚砂体运移到古近系底砂岩段圈闭中。综合油气藿烷参数Tm/(Ts+Tm)、重排藿烷参数C30DH/C30H、甲基二苯并噻吩(MDBT)参数4- /1- 甲基二苯并噻吩、C1/C2值、iC4/nC4值、天然气烷烃碳同位素组成,认为库车南部斜坡带存在却勒到玉东构造带由北向南和英买力、红旗构造带由北东向南西方向的2个主运移充注路径和却勒到羊塔克构造带由西向东的1个次级充注运移路径,下一步油气勘探应针对不同的油气运移路径方向,优先选择主运移通道上的岩性尖灭砂体实施部署。     

准噶尔盆地白垩系烃源岩与原油地球化学特征

准噶尔盆地白垩系含油气系统理论上具备一定的勘探能力,但研究程度较低。为加深对该问题的理解,分析了白垩系的烃源岩和原油地球化学特征,并进一步结合地质背景,探讨了勘探潜力。结果发现,白垩系发育有一定数量和规模的泥质烃源岩,存在有机碳TOC含量大于1.0%的样品,类型以Ⅱ型为主,目前主体处于低成熟—成熟演化阶段,因此可望具有一定的生烃,特别是生油潜力。油源对比发现白垩系的确有过原油生成,典型地球化学特征表现为轻碳同位素(-29.6‰~-27.9‰)、低Pr/Ph值(0.54~1.01)、高伽马蜡烷丰度(伽马蜡烷/C30藿烷=0.29~0.53),反映属于一类还原和盐度环境中有机质所生原油。这类原油主要分布在盆地南缘白垩系烃源岩的沉积中心区,表现出源控特征。这些认识可供国内外其他白垩系油气地质研究时类比考察。     

Characteristics and evaluation of Mesozoic source rocks in the southeastern East China Sea continental shelf

Source rocks are the material basis of oil and gas generation and determine the potential resources of exploration blocks and have important research value. This paper studies the lithology, thickness, and geochemistry of Mesozoic source rocks in the southeastern East China Sea continental shelf. The results show that the Mesozoic source rocks are mainly dark mudstone and coal-bearing strata. The total thickness of Lower–Middle Jurassic source rocks ranges from 100 m to 700 m, and that of Lower Cretaceous source rocks ranges from 50 m to 350 m. The overall thickness of Mesozoic source rocks is distributed in the NE direction and their thickness center is located in the Jilong Depression. The Lower–Middle Jurassic source rocks are mainly developed shallow marine dark mudstone and transitional coal measure strata. Those of the Lower Cretaceous are mainly mudstone of a fan delta front. Lower–Middle Jurassic and Lower Cretaceous hydrocarbon source rocks are dominated by type III kerogen, with Lower–Middle Jurassic hydrocarbon source rocks having high organic matter abundance and being medium–good hydrocarbon source rocks, while Lower Cretaceous hydrocarbon source rocks have relatively poor quality. From northwest to southeast, the vitrinite reflectance Ro of Mesozoic source rocks increases gradually. Source rocks in the study area are divided into three types. The first hydrocarbon-generating area is mainly located in the southeastern region of the study area, and the Jilong Depression is the hydrocarbon-generating center. The results of this study can provide a basis for exploration of Mesozoic oil and gas resources in the southeastern East China Sea continental shelf.© 2019 China Geology Editorial Office.     

北黄海盆地东部坳陷中生界烃源岩特征及其指示的油气勘探方向

为了量化表征北黄海盆地东部坳陷中生界主力烃源岩生、排烃特征,综合利用镜质体反射率(R_o)、残余有机碳含量(TOC)、岩石热解、干酪根镜检及饱和烃色谱等资料,在总结研究区烃源岩地化特征的基础上,通过油源对比明确主力烃源岩层并依托盆地模拟方法量化其生、排烃贡献.结果表明,北黄海盆地东部坳陷中生界的两类原油均来源于区内中侏罗统和上侏罗统两套主力烃源岩层,其中,中侏罗统烃源岩的有机质丰度整体处于"好-最好"级别,上侏罗统烃源岩的有机质丰度则以"中等-好"为主;二者均存在早白垩世末期和早中新世两次生、排烃高峰,但上侏罗统的排烃速率[q_e(max)=27.3×106 t/Ma]远高于中侏罗统的排烃速率[q_e(max)=4.2×106 t/Ma],对研究区油气成藏的贡献更大.虽然下白垩统暗色泥岩的生烃潜力有限,但其底部砂岩与紧邻上侏罗统主力烃源岩层构成的"下生上储"式的源储配置关系是区内最重要的勘探目的层,其次为中、上侏罗统内部"自生自储"式的有利成藏组合,同时,中侏罗统下部"上生下储"式的成藏组合也应予以重视.      

鄂尔多斯盆地苏里格气田上古生界天然气地球化学及成藏特征

苏里格气田是鄂尔多斯盆地上古生界内发现的大型岩性气藏。天然气中甲烷占绝对优势,干燥系数低,为湿气。灭然气的单体碳同位素具有碳数越高,同位素越审的特点,且正构烷烃碳同位素具有δ^13C1〈δ^13C3〈δ^13C2〈δ^13C4的规律。甲烷碳同位素与甲烷含量旱正相关,与乙烷含量为负相关。根据天然气单体碳同值素及其含垣变化,认为苏里格天然气属煤成气。天然气中含少量CO2气,多为有机成因。苏里格气田二叠系气藏的形成与演化可划分为石炭一二叠纪至中侏罗世气源岩沉积埋藏阶段、晚侏岁世至白垩纪天然气形成阶段和第三纪至现今的保存改造阶段。     

塔里木盆地西部阿克莫木气田形成初探

塔里木盆地西部阿克莫木气田天然气为非烃组份含量较高的干气,干燥系数高达99.7%;天然气δ¹³C₁和δ¹³C₂值明显偏重,δ¹³C₁为- 25.2‰～-21.9,δ¹³C₂为-21.2～-20.2‰,如果按传统的观点该天然气应为过成熟煤成气。但是综合气源对比研究表明阿克莫木气田天然气主要源自石炭系Ⅱ型烃源岩,成藏过程研究表明该气田主要聚集了石炭系烃源岩在Ro为1.5%～1.8%之后生成的天然气,具有晚期阶段聚气的特征,这是造成阿克1井天然气组份很“干”、碳同位素很重的主要原因。     

四川盆地海、陆相烃源岩有机质稳定碳同位素组成变化及其地球化学意义

采用质谱和色谱-同位素质谱技术,测定了500余个干酪根及饱和烃、芳烃组份、正构烷烃的δ13C值,以此揭示了四川盆地海、陆相烃源岩有机碳同位素组成随地质时代的变化特点及其在高成熟阶段的演化特征,并结合其他相关分析资料,应用碳同位素剖析了不同类型海、陆相烃源岩的有机质生源及沉积环境。研究结果表明,该盆地从震旦系灯影组到中三叠统雷口坡组的海相地层中,干酪根的碳同位素组成随层位变新呈逐渐变重的趋势,可能的原因之一是浮游植物的进化作用;而上三叠统须家河组至中侏罗统千佛崖组的陆相有机质碳同位素组成则有反向的年代变化,主要与生源构成和沉积环境性质有关。这些海、陆相烃源岩的有机源难以用干酪根δ13C值进行区分,而可用饱和烃与芳烃组份的δ13C及其CV值来区别。海洋和湖泊不同沉积相带烃源岩的干酪根具有明显不同的δ13C值,结合其他相关资料可识别其有机质来源。煤系地层中煤与泥岩在干酪根碳同位素组成上没有可区分性,而两者有不同的正构烷烃碳同位素分布曲线。从成熟晚期到高-过成熟阶段,海、陆相干酪根的碳同位素均变重1~2‰,煤系泥岩的正构烷烃碳同位素分布曲线由负向线型分布向平直型演变。这些碳同位素的变化特征为油气源对比和烃源识别提供了依据。     

中国东南海域中生界油气地质条件与勘探前景

中国东南海域中生代地处欧亚板块东南缘, 夹持于欧亚板块、太平洋板块与印度澳大利亚板块之间。以往对于该区域的油气勘探多集中于新生代。笔者在前人研究的基础之上, 结合新近获得的地震资料, 开展了中国东南海域及周缘油气地质条件研究。结果表明:中国东南海域中生界分布广, 东海南部、台湾岛以及台西南盆地发育中生界深海相硅质岩, 可能与冲绳缝合带和菲律宾巴拉望缝合带形成有关;南海北部及周缘陆区发育上三叠统下侏罗统海相和海陆交互相碎屑岩及上侏罗统白垩系陆相碎屑岩, 可能与印支期缝合带的形成有关。从海域钻井及周缘陆区沉积层序资料推断, 中国东南海域有两套发育良好的烃源岩, 具有较强的生烃潜力:上三叠统下侏罗统海相泥页岩, 有机碳质量分数为0.28%~14.96%, 干酪根类型主要以Ⅱ₂型和Ⅲ型为主;下白垩统海相泥页岩, 有机碳质量分数为0.60%~2.00%, 干酪根类型以偏Ⅱ₂Ⅲ型为主。该海域发育两套生储盖组合:一套以上三叠统下侏罗统泥页岩为烃源岩, 中、上侏罗统砂岩为储层, 下白垩统泥页岩为盖层;另一套以下白垩统泥页岩为烃源岩, 白垩系砂岩为储层, 上白垩统泥页岩为盖层。它们相互可以形成"古生新储"、"自生自储"油气藏组合。因此, 中国东南海域中生界是值得关注的油气勘探新领域。     

塔里木盆地东部地区天然气地球化学特征及成因探讨(之二)

天然气的组分和碳、氢同位素组成特征研究表明塔里木盆地已发现的天然气均为热解气。通过气源对比可知,该盆地东部地区的天然气主要有两种类型 :1)是来自震旦纪到下古生界海相腐泥型母质的油型气,其甲烷、乙烷、丙烷δ13C值,分别为-44.5‰～-33.8‰、- 42‰～-2 8.1‰和-35.4‰～-2 8.4‰,其甲烷的氢同位素组成大于- 2 0 0‰;2 )是产自中生代陆相腐殖型源岩的煤型气,其甲烷、乙烷、丙烷的δ13C值分别为-40.5‰～-33.1‰、- 2 9.7‰～-2 1.3‰和-2 6.3‰～-2 0.3‰,其甲烷的氢同位素组成小于-2 0 0‰。将天然气的地化特征与地质背景相结合判断可知,在塔北隆起地区一些天然气藏是由成熟 (高成熟 )阶段的油型气与过成熟阶段的油型气混合形成,另一些天然气藏是由成熟阶段的油型气和成熟阶段的煤型气混合形成.     

黄陵矿区煤层底板异常涌出气体成因类型

黄陵矿区属于煤油气共生矿区,区内多个工作面发生底板气异常涌出。为探明底板异常涌出气体的成因类型,采集煤层底板气样44个、2号煤层气样12个,进行甲烷碳同位素(δ13C₁)、乙烷碳同位素(δ13C₂)及甲烷氢同位素(δD_CH4)等地球化学参数测试。测试分析结果表明,煤层底板异常涌出气不是来源于2号煤层,其甲烷碳同位素(δ13C₁)测值为-52.20‰~-42.80‰,乙烷碳同位素(δ13C₂)值为-37.20‰~-29.01‰,成因类型属油型气。通过对区域烃源岩分布及地层裂隙系统的分析,认为黄陵矿区底板异常涌出气可能来源于三叠系延长组烃源岩。