胜利油田天然气氩同位素特征

对胜利油田21个天然气样进行氩同位素组成分析,结合甲烷碳同位素组成特征和地质背景,阐明了天然气中40Ar/36Ar比值分布规律及其与源岩?储层的关系,进而讨论了天然气中空气氩和放射成因氩的分布规律,指出胜利油田存在着生物-热催化过渡带气?油田伴生气?煤型气和富CO₂气?它们具有各自的氩?碳同位素组成和演化特征?第三系和中生界自生自储天然气的40Ar/36Ar比值分别为335和564?通过数学分析,首次确定古生界和前震旦系新生古储天然气的储层时代效应系数分别为1.25和1.47?并认为前震旦系储层中天然气来自第三系,而储于古生界的天然气是约70%的第三系油型气和约30%的中生界煤型气混合的结果?与岩浆作用有关的无机CO₂和第三系有机成因烃类气混合形成平方王富CO₂气藏?     

天然气气-源对比的地球化学研究

气-源对比是天然气勘探开发和油气理论研究的重要课题,同位素地球化学是气-源对比的重要手段,尤其是碳、氢稳定同位素和稀有气体同位素已经被广泛应用于烃源岩、母质环境、源岩热演化程度、成藏过程和天然气混源判识,系统的介绍了利用碳、氢以及稀有气体同位素判识天然气成因来源,利用甲烷碳同位素与源岩热演化程度数学模式进行气源追索, 利用甲烷氢同位素及其空间分布判识母质环境和成藏过程,利用稀有气体同位素判识是否深部来源气体并利用其年代积累效应进行气-源对比等方法.     

氩同位素气源对比原理及应用条件

稀有气体氩及其同位互素组成在气源对比中越来越引起人们的重视。本文从理论和实践上对天然气中氩的来源，源岩中氩的赋存态和演化，进入天然气中的机制以及对天然气中氩同位素组成的影响进行了系统，根据前人的工作和近年来的研究，讨论了氩同位素在天然气地质学中的应用，指出了天然中氩内位素组成的控制因。强调源岩年齿对天然气氩同位素组成的控制作用以及储层时代效应和其它因素对氩同位素组成的影响，为进一步研究和利用氩同位     

干酪根催化加氢热解技术在白云凹陷油源分析中的应用

针对白云凹陷钻遇文昌组及恩平组泥岩受油基或烃水基泥浆污染严重,无法准确界定源岩生烃潜力与母质类型,导致研究区烃源潜力尚待落实;油藏原油及气藏凝析油成熟度跨度大且遭受次生改造严重,应用生物标志物浓度法在判别该区原油、凝析油成因及主力油源岩可靠性差的问题,本次研究采用干酪根催化加氢热解技术,从催化加氢热解产物及原油和凝析油正构烷烃单体碳同位素组成特征进行分析,获取泥浆污染烃源岩样品原始地球化学信息,判识原油及凝析油成因及来源.研究表明,白云凹陷发育半深湖相、浅湖相及海相或海侵泥岩,文昌组半深湖相源岩为非藻类勃发湖盆型泥岩,正构烷烃单体碳同位素值分布在?33‰ ～ ?30‰之间,文昌组、恩平组浅湖相源岩沉积环境及生源构成整体相似,正构烷烃单体碳同位素值主体分布在?30‰ ～ ?28‰之间,但文昌组与恩平组泥岩在高碳数部分正构烷烃单体同位素组成上具有一定差异性,海相/海侵泥岩分布于恩平组,以具有重的碳同位素组成为特征,正构烷烃单体碳同位素值分布于?28‰ ～ ?25‰之间;白云凹陷不同区带油藏原油及气藏凝析油正构烷烃单体碳同位素组成特征具有高度的一致性,指示为浅湖相成因来源,文昌组浅湖相源岩可能为其主力油源岩,半深湖相及海相或海侵泥岩基本无成藏贡献.     

天然气气-源对比的地球化学研究

气-源对比是天然气勘探开发和油气理论研究的重要课题，同位素地球化学是气-源对比的重要手段，尤其是碳、氢稳定同位素和稀有气体同位素已经被广泛应用于烃源岩、母质环境、源岩热演化程度、成藏过程和天然气混源判识，系统的介绍了利用碳、氢以及稀有气体同位素判识天然气成因来源，利用甲烷碳同位素与源岩热演化程度数学模式进行气源追索，利用甲烷氢同位素及其空间分布判识母质环境和成藏过程，利用稀有气体同位素判识是否深部来源气体并利用其年代积累效应进行气-源对比等方法。     

东濮凹陷杜桥白地区天然气气源岩分析

应用多种方法确定了杜桥白地区深层天然气的来源,研究表明白庙地区天然气主要来源于前梨园洼陷第三系烃源岩和石炭-二叠系煤系地层,靠近兰聊断裂带构造高点,浅层Es2₂-Es2₃气层具有较高的40Ar/36Ar比值,为煤型气及混合气,而远离兰聊断裂带,且处于构造低部位的Es13-Es43气层具有较低的40Ar/36Ar比值,为油型气;桥口构造Es3₃、Es4₃。段气层主要为油型气;杜寨地区Es3₃段气层为油型气,来自于Es3₃段气源岩。天然气氦同位素分析表明杜寨、桥口地区深层天然气为壳源气,白庙地区气藏主要为煤型油型复合气藏,并有幔源气的混入。     

应用碳同位素动力学方法探讨阿克 1气藏天然气的来源

阿克 1气藏是塔西南前陆区喀什凹陷油气勘探上获得重大突破的工业性气藏.采用金管封闭体系热模拟实验和 GC-IRMS碳同位素测定,结合运用 GOR-ISOTOPE KINETICS专用软件,推导出了塔西南前陆区烃源岩 (煤和泥岩 )热解生成甲烷的碳同位素动力学参数.该区侏罗系煤、侏罗系泥岩和二叠系泥岩的平均活化能分别为 225.86 kJ/mol、 194.03 kJ/mol和 223.45 kJ/mol,甲烷 (12CH4)的指前因子各为 1.00× 1014 s-1、 1.00× 1013 s-1、 1.00× 1014 s-1.在此基础上,利用碳同位素动力学计算结果,并结合地质背景,进一步探讨了阿克 1气藏天然气的来源,为天然气定量评价提供了新思路.阿克 1气藏天然气为烃源岩过成熟阶段的烃产物,属于混源气,主要捕获了 Ro 为 2.0%～ 3.6%阶段的天然气;其气源区包括喀什凹陷中心和阿克 1井推覆体下盘,主力气源岩是石炭系烃源岩.     

东濮凹陷煤成气氩同位素地球化学特征及气源对比

据天然气中氩同位素Ar40/Ar36比值,将东濮凹陷天然气分为3组:Ⅰ组平均Ar40/Ar36=477;Ⅱ组平均Ar40/Ar36=757;Ⅲ组平均Ar40/Ar36=1097。反映该区有3类天然气。据放射成因氩(Ar40放)的年代积累效应和东濮凹陷地化特征,笔者认为:Ⅰ组为第三系自生自储的油成气;Ⅲ组为石炭一二叠系含煤地层形成、运移富集于第三系地层之煤成气;Ⅱ组为Ⅰ、Ⅲ组的混合型天然气。估算出煤成气源岩年龄约为321Ma。     

柴北缘地区天然气40Ar/36Ar特征及其地质意义

测试并分析了柴北缘各油气田的14个天然气样品的氦、氩稀有气体同位素比值,并进行了气源对比。研究发现,柴北缘天然气40Ar/36Ar值分布在951～1712,平均1098,多数样品40Ar/36Ar较通常认为源于侏罗系的天然气40Ar/36Ar明显偏高,研究认为本区不存在幔源高40Ar/36Ar流体的介入,储层年代效应也不可能造成天然气40Ar/36Ar明显偏高,因此柴北缘天然气40Ar/36Ar明显偏高,主要是由于源岩年代积累效应引起的。据估算,气源岩年龄分布范围为164.7～460.8Ma,平均为345.1Ma,可能多数来源于石炭系。这一认识得到了柴北缘广泛分布有石炭系源岩和已发现源于石炭系原油的支持。柴北缘石炭系天然气的发现预示了柴北缘石炭系是一个新的油气勘探层系,从而拓展了柴北缘天然气勘探领域。     

烃源岩残留沥青中正构烷烃分子的碳同位素研究

对不同类型烃源岩残留沥青中ｎC₁₅正构烷烃分子碳同位素特征的研究表明，古生界海相碳酸盐生油岩和中生界淡水湖相泥质生油岩的ｎC₁₅正构烷烃分子呈富12C的碳同位素组成特征；沼泽相腐殖煤的正构烷烃分子呈富C₁₅的特征。煤系暗色泥岩的正构烷烃分子碳同位素组成介于两者之间。沉积环境和有机母质性质是制约烃源岩正构烷烃分子碳同位素特征的主要因素。ｎC₁₅正构烷烃分子系列碳同位素特征不仅是一个良好的油－岩对比和原油成因判识指标，而且还可用于煤成油的进一步划分对比。     

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。      

四川地区晚二叠世沉积环境与生物礁

四川晚二叠世龙潭期和长兴期具有特殊的硅质来源,属于富含硅质的台盆相。本文根据礁体生长的古构造和沉积环境的分析,探讨控制生物礁成群成排分布的机理。指出礁体的形成与成滩有密切关系。     

焉耆盆地侏罗系煤系源岩评价与成烃机理研究

在对焉耆盆地已钻探井暗色泥岩、碳质泥岩等生油岩和部分原油样品地球化学分析的基础上,结合构造,特别是沉积和岩相古地理特征,研究了烃源岩类型及空间展布,煤系源岩有机显微组分组成及生烃机理,有机质丰度、类型及成熟度特征,指出烃源岩类型属典型的腐殖型;侏罗系八道湾组、三工河组和西山窑组煤系泥岩、炭质泥岩及煤均能生烃,但以侏罗系八道湾组煤系泥岩为主要烃源岩;博湖坳陷南、北凹陷都经历过油气形成过程,但北部凹陷存在两个生油阶段,而南部凹陷仅存在一个生油阶段。     

沉积岩钾、氩分布与天然气氩同位素--以渤海湾、四川和鄂尔多斯盆地为例

本文对渤海湾盆地、四川盆地和鄂尔多斯盆地等天然气产区41个不同深度、不同时代和不同岩性的油气源岩和储集岩利用K-Ar年龄测定法进行K、Ar分析、表面年龄测定和粘土矿物分析,探讨了沉积岩中钾、氩的时代和区域分布特征及泥质岩钾含量与粘土矿物中伊利石含量的关系,并对泥质岩和碳酸盐岩的钾氩分布进行对比研究,指出了沉积岩钾丰度的时代演化旋回及其特点.并讨论了岩石中的钾氩来源及赋存状态以及天然气中氩的来源及其进入气藏的运移机理.     

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。     

古生界海陆过渡相黑色泥质岩系显微组分特征及生气潜力评价

本文对华北和下扬子区两种类型的海陆过渡相地层进行详细的有机岩学工作，研究了泥质岩系中有机显微组合的岩石学特征、有机显微组成特征，表明壳质组是重要的生气母质。根据气源岩中有机显微组分组成特征，结合模拟实验结果提出产气指数的计算方法，并根据产气指数判断气源岩的生气潜力，下扬子区泥岩为好的生气源岩，华北地区的泥岩为较好的生气源岩，它们比煤具更大的生气能力。     

中国煤型气区的构造环境、典型气藏及勘探方向Ⅱ--中、新生界煤型气

本篇论述中、新生界煤型气的有关问题。中生界煤型气资源集中分布在北方,气源岩以侏罗纪煤系为主,以西北区资源前景最好。其中吐-哈盆地最具代表性,构造环境反转是本区煤层气形成并富集的特殊构造条件。新生界煤型气资源则集中分布于大陆架裂谷系,第三纪煤系为主力气源岩,裂谷高温构造环境是源岩热演化生烃的有利条件,而背斜-断层圈闭是最有利成藏的构造类型。崖13-1气田为本区典型代表并具自生自储的特点。     

Kinetic Parameters of Methane Generated from Source Rocks in the Kuqa Depression of Tarim Basin and Their Application

In a thermal simulation experiment of gold tubes of closed-system, calculating with the KINETICS and GOR-ISOTOPE KINETICS software, kinetic parameters of gas generation and methane carbon isotopic fractionation from Triassic-Jurassic hydrocarbon source rocks in the Kuqa depression of Tarim Basin are obtained. The activation energies of methane generated from Jurassic coal, Jurassic mudstone and Triassic mudstone in the Kuqa Depression are 197-268 kJ/mol, 180-260 kJ/mol and 214-289 kJ/mol, respectively, and their frequency factors are 5.265×10^13 s^-1, 9.761×10^11 s^-1 and 2.270×10^14 s^-1. This reflects their differences of hydrocarbon generation behaviors. The kinetic parameters of methane carbon isotopic fractionation are also different in Jurassic coal, Jurassic mudstone and Triassic mudstone, whose average activation energies are 228 kJ/mol, 205 kJ/mol and 231 kJ/mol, respectively. Combined with the geological background, the origin of natural gas in the Yinan-2 gas pool is discussed, and an accumulation model of natural gas is thus established. The Yinan- 2 gas is primarily derived from Jurassic coal-bearing source rocks in the Yangxia Sag. Main gas accumulation time is 5-0 Ma and the corresponding Ro is in the range from 1.25 %-1.95 %. The loss rate of natural gas is 25 %-30 %.