南海北部天然气水合物钻探区烃类气体成因类型研究

南海北部天然气水合物钻探区水合物气、顶空气样品和沉积物样品烃类气体组分和甲烷同位素特征测试结果表明,气体样品中烃类气体以甲烷为主,含微量乙烷和丙烷,C1/(C2+C3)值均大于或接近1 000。甲烷的碳同位素值为-54.1‰~-62.2‰,氢同位素值为-180‰~-255‰,属于微生物气或是以微生物气为主的混合气,甲烷由CO2还原生成,由原地提供或侧向运移而来。沉积物样品酸解烃分析显示多数样品甲烷丰度大于90%,含一定量的乙烷、丙烷及少量的丁烷,C1/(C2+C3)值均小于50。甲烷的碳同位素值为-29.8‰~-48.2‰,呈现典型的热解气特征,显示由深部运移而来。     

从南海北部浅层气的成因看水合物潜在的气源

应用天然气浓缩轻烃分析技术、天然气碳同位素分析技术,结合现有地质资料和水合物分析资料,对南海北部浅层气的成因特征、运移特征及南海已发现的水合物成因特征进行了详细分析。研究结果表明,南海北部盆地浅层气藏普遍具有混合成因的特征,并主要以生物气-热成因气(生物降解气)混合气为主。浅层气的这种混合成因特征揭示了水合物的气源不仅与生物气有关,也与热成因气生物降解气有关,而混合气中的热成因气(生物降解气)的气源来自深部油气藏,表明水合物的气源与常规深部油气藏有密切的关系。南海北部大陆边缘神狐陆坡深水区天然气水合物主要为生物成因和混合成因二种类型,生物成因的水合物δ¹³C1值分布在-57‰～-74.3‰之间, 混合成因的水合物δ¹³C1值分布在-46.2‰～-63‰之间。珠江口盆地白云凹陷深水区为南海北部水合物最具潜力的勘探区。     

南海北部神狐区域 SH2 站位甲烷水合物成藏动力学模拟研究

南海北部神狐区域海底的高丰度水合物储层与生物成因为主的甲烷气源表明该区域很可能是一种特殊的复合型海洋水合物系统,其成藏动力学机制有待进一步的研究和澄清。建立了一个耦合沉积层地质属性-流体流动过程-水合物反应动力学的传输-反应模型,区别了两种不同类型的水合物形成(分解)动力学过程:(1)在通常情况下溶解甲烷和游离气共同形成水合物,(2)特殊情况下游离气直接生成水合物,结果表明在神狐海域热力学环境下游离气形成水合物速度比溶解甲烷快约4倍,气体含量和动力学常数比值越大生成水合物越快,而对比水合物分布的模拟结果与实测数据表明该区域水合物储层聚集和产状很可能受到了其他地质活动的影响。     

南海北部陆坡天然气水合物及其赋存沉积物特征

南海北部陆坡的天然气水合物样品各具特色,神狐海域天然气水合物样品肉眼不可见,是典型的分散型水合物;珠江口盆地东部海域天然气水合物样品具有块状、脉状、结核状及分散状等多种赋存形式。在实验室内,采用现代分析仪器对这些水合物及其赋存的沉积物样品进行了系统的分析测试,研究了南海北部陆坡神狐、珠江口盆地东部海域天然气水合物的微观结构、水合指数、气体组成等基本特征,探讨了沉积物对天然气水合物赋存形式及微观分布的影响。结果表明,神狐海域沉积物中富含钙质微化石和有孔虫有利于水合物生成,且水合物主要分布在其腔体内;珠江口盆地沉积物颗粒更细,且不含微化石与有孔虫,故难以生成分散状水合物。研究区天然气水合物是典型的Ⅰ型结构,主要组成气体是甲烷,占99.4%以上;神狐海域与珠江口盆地水合物中甲烷分子在大笼的占有率99.3%以上,在小笼中分别为85.7%和91.4%,相应的水合指数分别为5.99和5.90。碳、氢同位素的综合研究表明,研究区天然气水合物的甲烷主要来源于微生物作用下的CO_2还原。     

天然气水合物——21世纪的新能源

天然气水合物是一种在地球上自然产出的、以甲烷为主的烃气与水分子组成的白色冰雪状晶体化合物,俗称可燃冰.它是一种属于笼状包合物的特殊化合物,由水分子组成的多面体晶腔包笼着气体分子.水合物中的气体99％以上是甲烷,因此,天然气水合物有时又称作甲烷水合物或水合物.天然气水合物中的“天然”有两重意义,一是指它是天然生成的,二是指组成它的气体是以甲烷为主的烃类气体,成分接近天然气.水合物中的甲烷主要是生物成因的,少部分是热解生成的.     

东沙海域SMI与甲烷通量的关系及对水合物的指示

硫酸根甲烷界面(SMI)是识别海洋沉积物中天然气水合物赋存(甲烷通量)的一个重要生物地球化学标志.通过对南海北部陆坡东沙海域37个站位浅表层沉积物中孔隙水的SO42-和H2S含量变化和沉积物顶空气甲烷含量的变化等地球化学特性进行分析,研究南海北部东沙海域硫酸根甲烷界面(SMI)的分布情况,通过硫酸根变化梯度估算甲烷通量.研究结果显示,东沙海域存在南部深水区"海洋四号"沉积体和北部浅水区九龙甲烷礁两个水合物有利区域,SMI埋深普遍较浅,指示较高的甲烷通量(3.8×10-3~5.9×10-3 mmol/(cm2·a)),与国际上已发现天然气水合物区的地球化学特征相类似.这种高甲烷通量很可能是由下伏的天然气水合物所引起的,暗示着该区海底之下可能有天然气水合物层赋存.     

南海东北部岩芯沉积物磁性特征及对甲烷事件的指示

在甲烷渗漏海域,沉积物磁化率通常表现出异常的低值特征,这与硫酸盐-甲烷转换带（SMTZ）内甲烷厌氧氧化反应（AOM）的发育而导致的自生矿物的形成作用有关。通过测定南海东北部Site DH-CL11、Site 973-2、Site 973-4三个站位400个岩芯沉积物样品的磁化率,并结合三个站位自生黄铁矿丰度和硫同位素等数据探讨了南海北部天然气水合物潜在区沉积物磁化率的变化特征及其对甲烷渗漏事件的指示意义。结果表明:在甲烷异常渗漏海域,上涌甲烷与下渗硫酸盐在SMTZ内发生AOM反应生成了大量的HS-,造成亚铁磁性矿物大量溶解,同时生成大量顺磁性自生黄铁矿,导致沉积物磁化率的异常降低;但是,在HS-不足时,铁硫化物黄铁矿化不充分,会优先生成胶黄铁矿,进而出现二次磁信号。在天然气水合物潜在海域,沉积物磁化率的异常特征可以反映下部甲烷通量的变化,从而指示下伏天然气水合物藏演化,因此能够成为探测天然气水合物藏的一种间接有效的手段,将有助于我国南海北部海域天然气水合物的勘探。     

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。     

南海北部陆坡沉积物中硫酸盐浓度变化模型与硫酸盐甲烷界面(SMI)的计算

硫酸盐作为电子受体,在有机质早期成岩作用中扮演着十分重要的角色,且较浅的硫酸盐甲烷作用带往往预示着下部有较大的甲烷逸散,或下部暗含天然气水合物藏(或天然气藏)。南海北部作为天然气水合物赋存区,了解赋存区沉积物中硫酸盐浓度变化对我们研究沉积物早期成岩作用和水合物的赋存是有重要帮助的。本文在分析了南海北部陆坡多个站位的沉积物柱状剖面中硫酸盐浓度变化特征之后,提出了南海北部硫酸盐变化模型及SMI界面深度计算方法。根据南海北部硫酸盐变化特征由浅至深可依次划分为有机质氧化驱动硫酸盐还原带、中层过渡带及下部甲烷厌氧氧化还原硫酸盐带。其中部分站位下部甲烷厌氧氧化硫酸盐还原带可分为上、下两层,两者硫酸盐还原速率以及硫酸盐梯度具有明显差异。有机质氧化带与甲烷厌氧氧化还原硫酸盐带在区内各处广泛发育,中层过渡带的存在与否取决于下部甲烷通量,在通量较大的地区中层过渡带消失。表层硫酸盐浓度增大是由有机硫氧化产生硫酸盐引起的。还应该注意的是,在计算SMI界面深度时,应剔除上部有机质氧化消耗硫酸盐的相关数据后进行计算,若下部甲烷厌氧氧化层根据硫酸盐还原速率可以划分成不同的两层,则应该使用下层数据进行拟合,计算SMI界面深度。     

海洋底水原位探测技术与中国南海天然气水合物勘探

在分析研究国内外海洋底水原位探测技术的前提下,详细阐述了自主研发的"海水溶解气甲烷原位探测技术成果"的研发思路、关键技术和与国外技术的区别;结合该技术在我国南海北部水合物赋存区获得海洋底水原位甲烷测试数据以及现有分层海水技术在南海北部表层海水和台西南盆地底层海水中甲烷测试数据,进行了水合物勘探中分层海水甲烷指标地球化学特征和不同海水测量方法技术在天然气水合物勘探中指示作用的研究和评价,旨在为天然气水合物中海水地球化学勘探方法的选择和发展方向提供参考依据。结果表明:(1)表层海水溶解气甲烷异常在区域水合物远景区中具有10~50nmol·L~(-1)的绝对甲烷浓度和面积较大(上千km~2)的区域地球化学特征;(2)底层海水甲烷异常背景值一般具有100nmol·L~(-1)以上的绝对甲烷浓度和面积较确定的局部地球化学异常特征;(3)海洋底水原位甲烷地球化学异常数据在水合物赋存区上的异常具有300~800nmol·L~(-1)的绝对甲烷浓度并具有高衬度异常特征。勘探技术成果显示:(1)常规技术和CTD技术获取的表层海水异常能够筛选水合物勘探远景区;(2)底水原位技术和台湾的岩心钻探技术(core top water)获取的底水地球化学异常与地下烃类聚集体渗漏相关,并有以生物成因气为主的同位素特征,因此该异常能够显示与水合物相关的甲烷渗漏地,为水合物赋存区段的识别提供依据。海水原位地球化学勘探技术在水合物海水地球化学勘探中具有广阔的应用前景。     

徐深气田开展天然气钻井的可行性分析

为了提高大庆地区深层钻井速度,保护和发现储层,依据Mohr-Coulomb准则,引进非线性校正系数,建立了大庆地区深井地层坍塌压力预测模型,并从地质条件、气源井条件、安全性、经济性以及技术条件等几方面分析了徐深气田进行天然气钻井的可行性。优选徐东、徐中、丰乐、升平区块的泉二段至营城组中部（2700～4000 m）为天然气钻井井段。研究结果表明,应用天然气钻井来提高大庆地区深层的钻井速度是完全可行的,并有利于提高深层天然气勘探发现效率。     

中国天然气水合物

天然气水合物是一种规模巨大的新型潜在能源,因其具有分布广、规模大、埋藏浅、能效高、污染低等优点,是后石油时代的最佳接替能源之一。世界各国特别是各能源短缺国家非常重视天然气水合物的调查研究工作,其研发重点已从资源勘查逐渐向开发利用方面转移。中国正在进行第三个阶段天然气水合物工作,已在海陆发现3处天然气水合物产地,并在祁连山成功实施天然气水合物试开采,计划在2017年实施海底天然气水合物试开采。随着勘查试开采技术的不断进步和国家一系列扶持性政策的实施,中国将与世界先进国家同步实现天然气水合物的商业性开发,并最终实现产业化。     

气测录井在南方页岩气黔绥地1井中的应用

南方页岩气黔绥地1井为全井取心钻进,通过加工模拟绞车实现了绞车传感器的安装、安装开关代替了悬重传感器的安装、将泵冲传感器安装到皮带轮保护罩上等解决方法,使得气测录井在黔绥地1井中顺利进行。影响黔绥地1井气测录井结果的主要因素有储集层、钻井液、钻井工程以及脱气器,这些影响因素的存在给黔绥地1井气测录井资料解释带来了很大的困扰。为了减少对气测录井资料解释的困扰,必须加强对现场工作人员的录井培训,使录井人员在工作当中能够有效地消除可控因素对气测录井的影响,在一定程度上提高地质钻探气测录井的准确度,为南方页岩气地层划分提供有力的数据支撑。     

鄂尔多斯盆地下古生界负压气藏及运移

鄂尔多斯盆地中部奥陶系顶风化壳气藏是一负压气藏,气聚集在向东抬起大单斜的相对低部位?负压成因除与早白垩世后地壳抬升?生气速率减漫有关外,还主要由于储层饱含天然气,气藏中无自由水,上覆地层压力得不到有效地传递?流体势不仅与超压?浮力作用有关,还与地面高程密切相关?靖边-横山天然气藏的形成,为流体势所指示的气运移方向?风化壳孔洞发育带分布以及侧向古地貌隔挡诸因素的联合作用造成?     

天然气水合物发现区和潜在区气源成因

为探讨天然气水合物发现区的气源成因,对ODP 204航次4个站位58个沉积物样品进行5个温度点的生气量模拟实验,对各温度点产生的气体进行同位素测定。测试结果显示,在低温阶段（25 ℃、35 ℃、45 ℃）,甲烷的δ¹³C明显偏大,一般大于-40‰,显示出热解成因气的特征;而高温阶段（55 ℃）甲烷的δ¹³C为-75.5‰,显示出明显的生物成因气的特征。结合东沙海域天然气水合物潜在区气源成因的讨论,可以得出如下结论：天然气水合物的气源成因受控因素多,需要综合多种指标进行判别。     

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.      

气藏天然气聚集速率计算方法的改进——以我国41个大中型气田为例

为了更准确地研究气藏天然气聚集的能力和速度,在前人气藏天然气聚集速率计算方法研究的基础上,考虑了气藏形成后的扩散散失量,改进了气藏天然气聚集速率的计算方法。选取我国41个大中型气田为例,利用改进前后气藏天然气聚集速率计算方法对其天然气聚集速率进行了计算,得到两种计算结果差异较大,后者为前者的1.01~3.05倍,平均为1.29倍。表明改进后方法计算得到的气藏天然气聚集速率更接近真值,更能准确地反映地下实际情况。     

水溶气非常规资源及其脱溶成藏

在气源和水体充足的前提下,天然气溶解于水主要受溶解度控制。天然气溶解度明显随压力增大而增大、在温度为80℃左右时取得最小值、随水的矿化度增加而轻微降低;气组分溶解度的顺序大致为:CO2N2C1C2C3C4。估计全球水溶气资源量高达常规气资源量的百余倍,是重要的非常规天然气资源。在含油气盆地的深部以及生烃坳陷附近的异常高压带,天然气溶解度大、水溶气相对富集,有利于形成高压地热型水溶气藏。当遇到后期构造大幅抬升、深断裂输导及异常高压释放时,水溶气发生脱溶,析出游离气并形成常规气藏。这种水溶、脱溶机制有效缓解了高演化盆地烃源形成早与圈闭定型晚之间的矛盾。国内外一些超大型气田(藏)的形成被认为与水溶气脱溶成藏有关。分析油气田水中的溶解气、气藏气以及含烃流体包裹体的化学组成及碳同位素组成,有助于重建地史时期天然气的水溶、脱溶过程。     

平落坝储层有机包裹体特征与气藏形成过程研究

通过储集层成岩作用与有机包裹体的研究认为,研究区储集层有机包裹体主要通过交代和重结晶作用而形成,有各种相态形式,主要分布在石英颗粒内溶蚀缝或孔隙中,构造裂缝中基本未见有机包裹体。上三叠统储集层包裹体丰度明显高于侏罗系沙溪庙组。香二气藏砂岩有机包裹体均一温度主峰在 10 0～ 110℃;沙溪庙气藏砂岩有机包裹体均一温度主峰在 90～ 10 0℃。香二气藏形成时间早,经历了印支期少量注入到印支期末-喜山早期大量注入,再到喜山晚期调整、部分注入的过程。沙溪庙气藏天然气注入则主要发生于喜山运动期。     

鄂尔多斯盆地中部气田奥陶系风化壳天然气藏的气源分析

鄂尔多斯盆地中部气田奥陶系风化壳天然气藏的气源迄今尚未得到很好解决.笔者简述了气源对比存在问题及研究思路,并利用多指标综合对比法系统分析了鄂尔多斯盆地中部气田奥陶系风化壳气藏的气源,初算了不同区块气源的混合比.鄂尔多斯盆地中部气田奥陶系风化壳天然气既有石炭-二叠系来源为主的煤成气,又有下古生界自身来源为主的油型气.中部气田东部区块的天然气主要为煤成气(石炭-二叠系来源约占70%),中部气田北部、西部及南部区块的天然气主要为油型气(下古生界自身来源约占60%～70%).