超深层古油藏的定量表征及其对气藏形成的指示意义:以川中古隆起北斜坡灯影组为例

跨越多个构造期的深层、超深层油气成藏定量表征是地学界的一大难题.川中地区上震旦统灯影组天然气藏以典型的原油裂解气为主,油气演化经历了古油藏、古气藏直至现今气藏的复杂演化过程;古油藏的定量刻画是恢复其成藏过程的关键和核心.优选川中古隆起北斜坡上震旦统灯影组气藏为研究对象,以固体沥青为媒介,在岩心观察的基础上,综合“点”(固体沥青图像法定量表征)、“线”(固体沥青多矿物测井反演定量评价)、“面”(固体沥青含量平面分布定量表征)3个维度对固体沥青进行定量刻画,进而定量刻画古油藏并以体积法计算其资源量,以期从成藏角度对斜坡区的天然气勘探潜力评价提供支撑.研究结果表明：(1)灯影组储层固体沥青主要以半充填-充填的状态赋存于孔隙空间中;灯二段固体沥青含量整体要高于灯四段;不论灯二段还是灯四段,上亚段固体沥青含量略高于下亚段;(2)固体沥青纵向和平面分布规律指示,纵向上,油气充注方向多为自上而下;平面上,油气充注主要存在两个方向：自德阳-安岳裂陷槽向台内侧向充注;自北部斜坡区向南、向古隆起高部位侧向充注;(3)北斜坡地区灯影组储层古油藏完成裂解的时间早于大规模区域构造运动,因此可以用现今储层固体沥青...     

准噶尔盆地玛湖凹陷深层油气流体相态研究

准噶尔盆地玛湖凹陷深层(5000m)是我国深层油气勘探当前的一个热点风险领域。为给区域下步油气勘探提供参考,通过对区内烃源岩和油气进行系统的地质地球化学正演、反演对比综合研究,重点分析了油气流体相态。结果表明,研究区深层稳定发育石炭系—二叠系四套烃源岩,有机质丰度高,普遍达到中等—好质量,类型多种多样,既可生油亦可生气,加之所有烃源岩均已基本进入高—过成熟演化,因此深层油气流体相态总体应高熟轻质,可能包括高熟轻质油、干酪根裂解气、油裂解气等。原油地球化学研究表明,原油随埋藏深度增加、层位变老,油质有逐渐变轻的趋势,成熟度有逐渐增大的趋势,保存条件亦逐渐变好,因此预测深层原油油质更轻、成熟度更高、保存条件更好。天然气地球化学研究表明,中浅层天然气可能属于混合来源,包括干酪根裂解气和油裂解气,规模性的高过成熟天然气可能在深层。因此,研究区深层油气资源丰富,相态轻质,成藏有利,值得勘探。这些认识还可供具有相似油气地质背景地区在研究和勘探时类比参考。     

东营凹陷民丰地区天然气生成机理与化学动力学研究

民丰地区天然气存在源岩热解和原油裂解成因的争议。本文采用高压釜封闭体系对该区烃源岩和原油样品分别进行了热模拟实验,从烃类气体生成过程、气态烃与部分单体烃生成动力学特征讨论了二者的生气机理,认为原油裂解比源岩热解生气活化能高30～40 kJ/mol,原油比源岩生气需要更高的热力学条件。模拟实验证实,成熟阶段源岩热解气与原油裂解气相比,以环烷烃和芳烃相对含量低为特征,与民丰地区产出的天然气组成更接近,据此认为该区天然气主要为源岩热解成因。     

四川盆地原油裂解气的有利地温场分布及其演化特征

为了确定四川盆地原油裂解气的有利分布区,利用镜质体反射率古温标重建了四川盆地的热演化史,分析了四川盆地下三叠统飞仙关组原油裂解的有利地温场分布范围及其演化特征。结果表明：四川盆地各构造单元自三叠纪以来的热流演化是不一致的,川东北地区热流在地质历史时期最低,川中地区热流也较低,而川西北和川西地区热流演化最高,这种差异与青藏高原隆升及峨眉山玄武岩地幔柱有关;四川盆地在二叠纪时期热流明显高于其他时期,但高热流持续时间较短,这主要受岩浆侵入的影响;四川盆地飞仙关组原油裂解气的有利地温分布区是不断变化的,侏罗纪末期其几乎遍及整个四川盆地,白垩纪末期其范围缩小,古近纪末期其收缩至川西和川中部分地区,现今范围则最小,主要分布在川西部分地区;控制原油裂解气分布区的主要因素是古地温场,尤其是地温最高时期的地温场,而与现今地温场的关系并不密切。     

原油裂解气和干酪根裂解气的地球化学研究(Ⅱ)—原油裂解气和干酪根裂解气的区分方法

有关原油裂解气和干酪根裂解气的区分问题,以往的研究中主要采用了Behar等和Pinzhofer等的研究成果,即C2/C3比值在干酪根的初次裂解气中基本是一个常数,C1/C2逐渐增加,而在原油裂解生气过程中C2/C3迅速增加,C1/C2保持相对稳定.模拟实验的研究表明,无论是原油还是干酪根,在其裂解生气过程中,随热力条件的增加,C2/C3,C1/C2,C1/C3均会增加;比较而言,C2/C3受天然气来源类型的影响相对较小,主要反映天然气的成熟度特征.当C2/C3约为2,C2/iC4约等于10时,对应的Ro值约为1.5%~1.6%.而C1/C2,C1/C3则明显受来源特征的影响.在C2/C3接近的条件下,原油裂解气的C1/C2,C1/C3值明显低于干酪根裂解气,且其干燥系数也相应较低.这一认识与以往的区分方法在理论上存在较大差异.实例分析表明,运用上述基本观点,可有效解决原油裂解气和干酪根裂解气的区分问题.     

川东北飞仙关组鲕滩气藏天然气运聚效率

设计进行了封闭体系下原油裂解成气的模拟实验, 建立并标定了原油裂解成气及其碳同位素分馏的化学动力学模型, 以罗家寨气田罗家7井为例分别进行了地质应用.生烃动力学研究发现, 飞仙关组古油藏具备“高效气源灶”的特点, 原油在中晚侏罗世172~151Ma约20Ma时期内裂解殆尽, 且原油裂解气的生成与其运聚成藏作用具有良好的时空匹配关系, 由此可促成飞仙关组气藏天然气的高效运聚.碳同位素分馏动力学研究证实甲烷成藏参与率达87%.利用生烃动力学与碳同位素分馏动力学结合的方法对天然气的运聚效率进行探讨是一个新的有效途径.      

华北陆块南部下寒武统海相泥质烃源岩的发现对天然气勘探的意义

在华北陆块南部发现的下寒武统海相泥质烃源岩，有机碳含量平均高达11．2％；于酪根碳同位素等多项分析表明，生源为低等生物茵藻类，属I型有机质类型；Ro(2％～3．5％)与tmax(500～600℃)反映的成熟度已进入过成熟早期乃至晚期阶段，但仍处于生气高峰期内。对我国下寒武统烃源岩综合对比表明，华北陆块南缘下寒武统烃源岩同塔里木陆块和扬子陆块相当层位的烃源岩具有显著的相似性。综合分析认为，华北陆块南缘下寒武统烃源岩具有形成深源气、裂解气和保留早期气的现实性。该套烃源岩的发现，为我国油气勘探提出了新观念——注重海相地层、新层位——寒武系、新领域——在华北陆块周缘寻找以石炭系为主储层的和田河式气藏、以震旦系为主储层的威远式气藏。     

塔里木盆地英南2井气藏生烃动力学研究

英南2井是塔里木盆地东部地区一口重要的预探井,该井在侏罗系获得高产工业油气流.天然气组分与碳同位素组成表明该气藏中的天然气属于腐泥型天然气.由于该区存在多套源岩,天然气来自干酪根气还是原油裂解气存在一定争议.通过应用生烃动力学与碳同位素动力学的方法,认为英南2井天然气以原油裂解气为主,约占72%,气源来自寒武-下奥陶统干酪根的二次生气、中上奥陶统油藏的裂解气.英南2井侏罗系气藏主要充注时间在65Ma之后,属晚期成藏,持续充注.     

鄂尔多斯盆地海相碳酸盐岩层系天然气成藏研究

鄂尔多斯盆地两套优质烃源岩,即上奥陶统背锅山组泥灰岩和中奥陶统平凉组中下部页岩,是海相碳酸盐岩层系古油藏原油和现今靖边气田油型气的主要来源。两套优质烃源岩主要分布在盆地的西部和西南部,呈"L"型展布,盆地内部缺失;它们累计厚度约50~350m。平凉泥岩TOC介于0.5%~1.2%,平均0.9%,厚度20~50m,而灰岩TOC主要分布在0.2%~0.4%区间,平均0.3%。背锅山组泥岩有机碳相对较高,TOC介于0.22%~3.3%,平均为0.93%。三叠纪末期,两套优质烃源岩生成的大量液态烃类进入中央古隆起控制的斜坡部位,形成古油藏;侏罗纪-早白垩世,地层持续加深和地温梯度升高,烃源岩热演化程度达到高-过成熟阶段,古油藏温度超过180℃,原油开始热裂解生成天然气。油气的热裂解导致气藏压力不断增大,驱使部分气体进一步扩散运移。晚白垩世燕山运动IV幕,盆地东部大规模持续挤压抬升导致了原有油气藏经历了西高东低转变为东高西低的构造反转,形成构造枢纽。中央隆起带聚集油气的优势被改造,裂解形成的天然气向东或东北方向运移。但是运移过程中,东部盐岩、膏盐、致密碳酸盐岩侧向封堵。在靖边气田中心部位,由于奥陶系顶部缺失石炭系铁铝土岩封盖,使得部分石炭-二叠系生成的天然气沿着不整合面进入风化壳,形成从奥陶系来源的原油裂解气与石炭-二叠系生成的煤型气相混合。     

论川东北地区发现的高密度甲烷包裹体类型与油裂解气和页岩气勘探评价

据甲烷包裹体的产出特征和显微激光拉曼分析研究,近年来在川东北地区先后发现了多种类型的高密度甲烷包裹体,揭示了油气藏和石油包裹体的高温热演化作用的重要信息：普光气田三叠系碳酸盐和碎屑岩储层中含焦沥青的高密度甲烷包裹体分别反映了早期油藏阶段矿物捕获的石油包裹体经后期高温极端裂解的成因;普光5井碳酸盐储层中含H2S而不含焦沥青的高密度甲烷包裹体,反映了古油藏高温裂解阶段新生方解石捕获了储层中富含CH4也有“TSR”成因的H2S流体的信息;五科一井下志留统黑色硅质岩石英中发现的高密度甲烷包裹体和少量含轻烃包裹体,反映了本区富有机质的下志留统高演化程度的黑色页岩在地质历史中存在高压甲烷和轻烃产出的证据。以上各种高密度甲烷包裹体成因机理和形成的高温度高压力条件,为川东北地区古油藏裂解气和志留系“页岩气”的勘探评价提供了科学依据。