琼东南盆地天然气水合物与浅层气共生体系成藏特征

继我国在神狐海域两次天然气水合物试采成功之后,近几年来在琼东南盆地的勘探证实了天然气水合物的存在,而且钻探表明其与浅层气具有复杂的共生关系.为揭示琼东南盆地深水区天然气水合物与浅层气共生体系成藏特征,结合岩心、测井及三维地震数据,阐明了天然气水合物与浅层气的空间分布特征,研究结果表明,天然气水合物主要赋存在海底以下200 m范围内的沙质沉积物中,且其形成过程与浅层气的垂向运移有关.对天然气水合物与浅层气共生体系成藏特征的深入分析表明,深部热成因气和浅部生物成因气是其重要的气体来源,第四系未固结沙层是良好的储层,且天然气水合物和浅层气共生体系的分布主要受深部气烟囱和断层的控制.浅层气藏为天然气水合物提供稳定的气源条件;第四系块体流沉积与含天然气水合物地层能有效地封堵浅层气的纵向运移,进一步促进浅层气的成藏.因此,天然气水合物的形成与浅层气的发育具有正反馈的相互作用关系,有利于形成更大规模的天然气水合物矿体和浅层气藏,具有良好的商业开发潜力.      

琼东南盆地天然气水合物成矿远景

琼东南盆地最新的水合物调查研究发现了大量疑似BSR（bottom simulating reflector）特征的地震反射界面,但BSR特征并不典型。为了解决在BSR特征不甚明显的地区进行天然气水合物识别和成矿远景研究的问题,本文首先通过对调查所取得的第一手资料的综合分析,指出了琼东南盆地海域天然气水合物地球物理标识——BSR识别的局限性;然后从天然气水合物成藏所必须具备的气源、运移通道、有利沉积条件等几个方面出发,探讨了琼东南盆地天然气水合物成藏必须具备的气源、气体运通道和储层等特征,对琼东南盆地天然气水合物地球物理识别标志——BSR判识提供了良好佐证。综合分析认为：琼东南盆地海域的中央坳陷带内发育了大量气烟囱的位置及其附近海底浅层应是天然气水合物发育的重点目标区。     

琼东南盆地深水区浅表层水合物稀有气体地球化学特征及意义

琼东南盆地深水区具备形成天然气水合物藏的地质条件,是我国海洋天然气水合物两个勘探开发先导示范区之一。本文选取深水区浅表层水合物为研究对象,基于天然气地球化学、稀有气体地球化学分析,开展了其与深部常规天然气藏的对比研究。结果表明:本次研究的浅表层气体碳同位素与深部常规天然气碳同位素的特征类似,气源主要为深部热成因气,生物气的贡献不明显,气体的成因类型为煤型气,推测气源岩为崖城组煤系烃源岩。轻稀有气体Ar同位素组成显示,气源岩和第三系相关;样品中³He/⁴He值偏高,指示了部分幔源气的贡献。因此,在富生烃凹陷背景下,讨论深部热成因气对水合物成藏具有重要意义,深部热成因气藏与浅层水合物藏在垂向上可以形成立体的天然气藏,为未来的“多气可采”提供理论支持,也有助于提高深水区天然气水合物矿藏开发的经济性。     

南海北部珠江口盆地深水区天然气水合物成因类型及成矿成藏模式

南海北部大陆边缘珠江口盆地油气资源丰富,迄今为止不仅在北部浅水区勘探发现了大量油田,建成了超千万立方米的石油年产能区,而且在南部深水区亦 获得了深水油气勘探的重大突破;在深水海底浅层还发现了大量生物气/亚生物气显示,钻探获得了天然气水合物。根据近年来油气勘探及海洋地质勘查所获大量天然气资料,结合油气成藏地 质条件,深入分析了珠江口盆地生物气/亚生物气地质地球化学特征及其气源岩展布特点,初步预测和估算了其生物气生成量与资源量。通过珠江口盆地南部深水区白云凹陷(神狐调查区)天然 气水合物形成的地质地球化学条件分析,进一步证实了该区勘查发现的天然气水合物,主要属生物气成因类型,其气源供给主要来自原地近源以生物气为主的混合气,天然气水合物成矿成藏 模式则主要属于生物气源供给“自生自储型”近源富集成矿成藏类型,且资源潜力颇大。     

水力输送法开采海底浅层天然气水合物技术研究

海洋天然气水合物占全球水合物总储量的99%,海洋天然气水合物大部分沉积在海底浅层没有良好的覆盖层,无法采用开采传统油气资源的方法进行开采.为了开采海底浅层天然气水合物,分析了海洋天然气水合物的存在类型及地质特征,探讨了目前开采海洋天然气水合物的理论方法及局限性.根据海底天然气水合物成矿的地质特点及水合物的物理特性,提出了以水力输送技术为主要理论的海洋浅层天然气水合物开采方法.该方法克服了其他方法开采海底天然气水合物面临的技术困难,为海洋天然气水合物的开采提供了技术基础及理论支撑.     

神狐海域天然气水合物成藏系统数值模拟与试采矿体优选

为了进一步了解南海北部陆坡神狐海域勘探区天然气水合物成藏系统特征,优选天然气水合物优势矿体,基于经过矿体的地震剖面资料,结合区域成藏地质条件,分别构建了勘探区W17和W18两个矿体的二维地质模型,从天然气水合物成藏的稳定域、气源形成、运移输导及储集成藏进行了系统数值模拟.结果表明:①神狐勘探区成矿气源丰富,来自浅层的生...     

西沙海域南部天然气水合物发育特征及成藏模式

根据新的三维地震资料,在西沙海域南部发现的天然气水合物具有三个主要地震识别标志:(1)似海底反射现象明显,表现为强振幅强连续反射、与海底反射极性相反、与海底近平行及有穿层现象等四个特征;(2)具有空白反射带,且与似海底反射伴生;(3)随偏移距增加,振幅明显增强。研究区天然气水合物平面上具有分块展布的特点,单块内水合物中部富集、向周缘丰度减小。估算水合物稳定带厚度约为120m。通过地质类比研究认为,西沙海域南部天然气水合物成藏主要受气源条件、温度-压力条件和构造-沉积条件三个因素共同控制。据此建立了研究区天然气水合物的成藏模式。     

西藏羌塘盆地鸭湖地区天然气水合物成藏条件

近年来中国陆域冻土区天然气水合物调查研究结果表明,气源条件是制约羌塘盆地天然气水合物找矿突破的关键因素。为明确鸭湖地区天然气水合物成藏潜力,基于近年来的钻探调查成果,从陆域冻土区天然气水合物成藏系统理论出发,系统分析了影响天然气水合物成藏的冻土、气源、储集、构造等地质因素。分析结果显示,鸭湖地区局部具有较好的冻土、地温、气源、储集、构造及水源条件,具备一定的天然气水合物成藏潜力,继续寻找充足的烃类气源是下一步天然气水合物调查的主要方向。同时,选取钻探调查获取的地温梯度、气体组分等参数,结合音频大地电磁测深(AMT)冻土厚度调查成果,对鸭湖地区天然气水合物稳定带的厚度和底界深度进行了预测。结果显示,当甲烷为85%、乙烷为9%、丙烷为6%时,天然气水合物稳定带厚度与冻土厚度分布变化基本一致,稳定带厚度400~630m,底界深度400~680m。当甲烷为98%、乙烷为2%时,天然气水合物稳定带厚度急剧减薄,大部分地区仅有0~30m,最厚仅有150m,局部地区稳定带底界最深仅为240m。结合气测录井结果,认为渐新世唢呐湖组比上三叠统土门格拉组更具备天然气水合物成藏潜力,土门格拉组自身具备较强的生排烃能力,可作为寻找常规油气或页岩气的一个重要层位。     

海底天然气渗漏系统水合物成藏动力学及其资源评价方法

根据海底天然气渗漏系统沉淀水合物的动力学模型,计算了海底渗漏系统中渗漏天然气沉淀为水合物的比例。如果BushHill渗漏系统海底水合物或喷溢天然气的化学组成是渗漏系统气源天然气通过沉淀水合物转变而成,则需要约3. 3% ~21. 7% (平均12. 9% )的渗漏天然气在海底沉淀为水合物。结合渗漏系统的活动时间(1万年)和天然气流量(800t/a),沉淀在墨西哥湾GC185区BushHill渗漏系统中的水合物天然气资源为0. 37×109 ~2. 43×109 m3,平均为1. 45×109 m3,与体积和含量评价方法获得的结果基本一致。     

漠河盆地多年冻土区天然气水合物地球化学调查及远景评价

漠河盆地是我国冻土发育的主要地区之一,发育良好的天然气水合物成藏系统,具有天然气水合物形成的良好条件。为了圈定天然气水合物远景区,识别油气聚集体,判别天然气水合物成因,在漠河盆地冻土较发育地区开展了1∶5万天然气水合物地球化学资源调查。结果表明：(1)在森林沼泽景观区,顶空气和荧光光谱指标是天然气水合物勘查的主要指标,借鉴青海木里冻土区天然气水合物地球化学勘查成功的经验,结合AMT、地质等资料分析,元宝山凹陷是天然气水合物较为有利的远景区;(2)岩心样品甲烷碳同位素分析显示,烃类气体分异明显,浅层烃类气体基本为生物气,深部烃类气源主要为混合成因气,个别解吸气为微生物气和热解气;(3)试验性应用了分形-GIS技术,可以细致可靠地进行异常区范围划定,消除干扰因素,有效地圈定水合物远景区。     

祁连山冻土区天然气水合物地球化学迁移机理探讨

陆域冻土区天然气水合物成矿机制较为复杂,水合物横向难以对比,形成机理不清楚,急需对天然气水合物迁移机理进行研究。文章根据祁连山冻土区天然气水合物发现区钻井揭示的地质和地球化学资料以及岩芯样品分析测试结果进行了综合分析。结果显示,研究区中侏罗统和上三叠统均为较好烃源岩,天然水合物气源以热解气为主,主要由上三叠烃源岩迁移和中侏罗统木里组烃源岩扩散提供,显示了多源多期次的特点。根据地质和地球化学分析,祁连山天然气水合物的形成经历了晚侏罗世—早白垩世的气体运移与聚集、中新世中晚期—上新世整体抬升、第四纪游离气体转化成天然气水合物矿藏3个阶段,经历了"先聚集-再抬升-后成藏"等过程,是构造-气候耦合作用的结果,初步建立了祁连山冻土区天然气水合物迁移机理。     

青海木里三露天井田煤系天然气水合物成藏模式与勘查开发建议

天然气水合物因其能量密度巨大、使用方便、燃烧值高、清洁无污染等特点,被誉为21世纪最有希望的战略资源,是常规油气资源的潜力巨大的一种替代能源.青海木里地区三露天井田天然气水合物的发育是该区含煤岩系的充足气源和高寒山区适宜的水合物稳定带耦合作用的结果.将赋存在煤系中的天然气水合物定义为煤系天然气水合物,并将其纳入煤系非常...     

Natural gas hydrates in the Qinghai-Tibet Plateau: Characteristics,formation, and evolution

The Qinghai-Tibet Plateau (also referred to as the Plateau) is the largest area bearing alpine permafrost region in the world and thus is endowed with great formation conditions and prospecting potential of natural gas hydrates (NGH). Up to now, one NGH accumulation, two inferred NGH accumulations, and a series of NGH-related anomalous indicators have been discovered in the Plateau, with NGH resources predicted to be up to 8.88×10¹² m³. The NGH in the Qinghai-Tibet Plateau have complex gas components and are dominated by deep thermogenic gas. They occur in the Permian-Jurassic strata and are subject to thin permafrost and sensitive to environment. Furthermore, they are distinctly different from the NGH in the high-latitude permafrost in the arctic regions and are more different from marine NGH. The formation of the NGH in the Plateau obviously couples with the uplift and permafrost evolution of the Plateau in spatial-temporal terms. The permafrost and NGH in the Qilian Mountains and the main body of the Qinghai-Tibet Plateau possibly formed during 2.0–1.28 Ma BP and about 0.8 Ma BP, respectively. Under the context of global warming, the permafrost in the Qinghai-Tibet Plateau is continually degrading, which will lead to the changes in the stability of NGH. Therefore, The NGH of the Qinghai-Tibet Plateau can not be ignored in the study of the global climate change and ecological environment.©2021 China Geology Editorial Office.     

鄂尔多斯盆地南部延长组油气成藏期次研究

为了研究鄂尔多斯盆地南部延长组油气成藏期次和成藏模式,采取镜下观察、激光拉曼、显微测温等方法对盆地南部地区延长组储层成岩作用和包裹体的特征进行了研究,并结合烃源岩生烃史、盆地热演化史,综合分析研究区延长组成藏期次。研究结果表明:鄂尔多斯盆地南部地区延长组存在两期油气包裹体:第一期油气包裹体在荧光显微镜下呈蓝绿色或深绿色的液烃包裹体,丰度较低,伴生的盐水包裹体均一温度主峰为100~110 ℃;第二期油气包裹体以气液烃包裹体为主,包裹体在单偏光下为无色或淡黄色,荧光显微镜下为亮蓝色,丰度较高,伴生的盐水包裹体均一温度主峰为130~140 ℃。通过对油气包裹体的均一温度、盐度、密度研究明确了研究区为“一期两幕”成藏,结合盆地热演化史认为鄂尔多斯盆地南部地区延长组存在两次油气充注:第一次油气充注在早白垩世中期(距今115~125 Ma),第二次油气充注主要在早白垩世晚期(距今97~105 Ma)。两次油气充注表明鄂尔多斯盆地南部地区延长组油气成藏时期为早白垩世(距今97~125 Ma)。     

浅谈吸附烃找油气方法中的干扰因素

吸附烃是油气化探的主要指标之一，它直接反映从油气藏运移出来的烃类气体。应用吸附烃法找地下油气藏应排除地层、地形、地貌景观的干扰异常。不同地层上方土壤中吸附烃含量变化可能与地层沉积时间、沉积环境有关；不同地形、地貌景观下土壤中吸附烃含量异则是由于地化环境（ｐＨ值等）所致。消除这些干扰因素的最简单方法是分区统计背景值，或者用不同异常下限或用衬度值圈定异常。经校正后的异常能更真实可靠地反映油气藏，已在四     

Economic Critical Resources for the Industrial Exploitation of Natural Gas Hydrate

Since the implementation of several pilot production tests were in natural gas hydrate (NGH) reservoirs in terrestrial and marine settings, the study of NGH has entered a new stage of technological development for industrial exploitation. Prior to the industrial exploitation of any given NGH reservoir, the economic feasibility should be examined. The first step of economic evaluation of a NGH reservoir is to know whether its resource amount meets the requirement for industrial exploitation. Unfortunately, few relevant studies have been conducted in this regard. In this study, the net present value (NPV) method is employed to estimate the economic critical resources required for the industrial exploitation of NGHs under different production scenarios. Sensitivity analysis is also performed in order to specify the effects of key factors, such as the number of production wells, gas price, technological improvement and tax incentive, on the economic critical resources. The results indicate that China requires the lowest economic critical resource for a NGH reservoir to be industrially exploited, ranging from 3.62 to 24.02 billion m3 methane. Changes in gas price and tax incentives also play significant roles in affecting the threshold and timeline for the industrial exploitation of NGH.     

储层烃类包裹体类型识别与PVT模拟方法

正确判识烃类包裹体的类型与准确的PVT模拟结果对于含油气盆地储层包裹体研究和应用有着重要的意义。目前有关烃类包裹体类型的分析方法有显微冷冻测温分析、荧光光谱分析、显微激光拉曼光谱分析及傅里叶变换红外光谱分析等方法。显微测温分析是研究包裹体相变特征的基本方法,也是判断烃类包裹体含油类型的简单而有力的工具。根据烃类包裹体的相变特征结合光谱分析结果可以识别不同类型的油气,如重质油、轻质油、湿气、干气和凝析气等。根据其临界点的高低也可以判断其含油类型。在对烃类包裹体判识的基础上,对包裹体进行PVT模拟是准确获取油气成藏温压条件的重要手段,但PVT模拟的难点是难以获取单个烃类包裹体的成分,这将是未来烃类包裹体研究的重要内容之一。     

天然气水合物勘探开发研究新进展及发展趋势

天然气水合物是继煤、石油和天然气等能源之后的一种潜在新型能源,本文简要介绍了天然气水合物的由来、性质和特征,根据目前国内外研究现状,概述了天然气水合物勘探开发方面的国际研究新进展,以及我国在这方面取得的研究成果,归纳了目前存在的问题并展望了发展的方向和趋势。     

天然气水合物与传统油气资源共生成藏模式初探

天然气水合物与常规油气资源的成藏在时空上存在密切联系,在一定条件下可以共生成藏。存在泄漏共生、封盖共生和遮盖侧储三种基本的共生成藏模式。泄漏共生模式是先期形成了传统油气藏,而后由于发生油气泄漏并在其上方形成天然气水合物,其特征是在水合物的下方生、储、盖齐备;封盖共生模式则是先在上部形成天然气水合物,同时作为下部传统油气藏的盖层,其特征是水合物之下的传统油气藏具备生、储成藏条件,但缺乏盖层成藏要素;遮盖侧储模式是由于水合物矿藏的遮盖作用,迫使在下部形成的烃类物质向上运移时改道,在旁侧具成藏条件的邻区成藏。实际的地质成藏可能会出现这些基本模式的组合形式。     

排油气门限的基本概念、研究意义与应用

排油气门限是源岩在埋深演化过程中，生油气量饱和了自身吸附、水溶、油溶和毛细管封堵等多种形式的存留需要并开始以游离相大量排出的临界地质条件。研究表明，源岩的排油气门限主要随源岩的有机母质丰度（Ｃ／％）、干酪根类型指数（ＫＴＩ）和转化程度（Ｒｏ／％）三者的不同而改变。应用排烃临界地质条件可以建立源岩概念和差别标准；计算源岩排油气量并确定源岩等级评价标准；研究源岩排油、气相态并分析油气运聚成藏机理；划分源岩排油气阶段并建立源岩排油气地质模式。实际应用表明，用排油气门限、排油气量、排油气阶段、排油气地质模式和排油、气窗等替代生烃研究中的相应概念和术语指导油气田勘探更合理，效果更好。