生物气中轻烃分布特征及其成因

在对柴达木盆地涩北1号气田、保山盆地保山气田和松辽盆地阿拉新气田、葡浅气藏和敖南气藏生物气组分及碳、氢同位素分析基础上,应用轻烃分析技术对这些气田(藏)生物气轻烃进行了研究.天然气轻烃中异构烷烃含量与δ13C1值之间具有良好的负相关性,在涩北1号和葡浅气藏生物气δ13C1值小于-60‰,轻烃中的异构烷烃含量很高,大于40%,并且在异构烷烃中主要由细菌来源的2,2-二甲基丁烷和2-甲基戊烷具有优势分布,认为这些气田(藏)生物气中轻烃成因以微生物作用为主;而生物气轻烃中环烷烃含量与δ13C1值呈正相关性,在生物气δ13C1值大于-60‰的阿拉新气田和敖南气藏,环烷烃平均含量大于44%,认为这两个气田生物气轻烃成因以催化作用为主;保山气田生物气轻烃中异构烷烃和环烷烃含量均较高,可能这两种成因都存在.生物气轻烃成因研究对完善有机质地质演化过程中轻烃生成的演化序列和生物气及低熟气的鉴别提供了重要的依据.     

中国主要含油气盆地天然气中汞的来源与分布

基于我国4个主要含油气盆地146口钻井天然气中汞含量分析,并结合气体地球化学分析,识别了我国主要含油气盆地天然气中汞的来源与分布特征.研究表明,我国含油气盆地天然气中汞的含量差异较大,分布在0.01~4050μg/m3,其中汞含量最高的气井位于松辽盆地徐深气田.克拉通盆地中汞含量相对较低,其中塔里木盆地次生气藏中汞含量最低;在裂谷盆地中由于存在深切基底的大断裂,存在深部流体混入的地质条件,天然气中的汞含量可能异常高,例如松辽盆地徐深气田.在深大断裂不发育的相对稳定盆地,天然气中汞主要是有机成因;在有深部流体混入的裂谷盆地气藏中,天然气中的汞可能主要来自深部,并且以汞含量和R/Ra值异常高为主要特征.     

鄂尔多斯盆地米脂气田天然气逸散: 流体包裹体证据

鄂尔多斯盆地米脂气田南侧断裂带充填的方解石脉富含天然气包裹体.应用流体包裹体测试、稳定同位素分析和热释光年龄测定等手段,研究了方解石脉和天然气包裹体成因特征及其形成时间.分析表明,天然气包裹体形成温度在130～140℃之间,盐度为5.5(质量百分比)NaCl～6.0(质量百分比)NaCl,表明天然气包裹体属于盆地内热成因烃类流体.热爆法分析方解石脉包裹体烃类气体含量最高达2.4219m3/t,C1/ΣCi比值最高为91%.激光拉曼光谱分析的单个包裹体中烃类气体最高含量为91.6%.方解石脉δ13CPDB为-5.75‰～-15.23‰,δ18OSMOW为21.33‰～21.67‰,表明断裂带中含天然气包裹体方解石脉属于淡水成因方解石.天然气包裹体δ13C1PDB为-21.36‰～-29.06‰,δDSMOW为-70.89‰～-111.03‰,其与米脂气田同属于煤成天然气.含天然气包裹体的方解石脉热释光年龄为32.4±34.2万年.综合研究认为,晚期断裂构造活动对天然气成藏具有重要影响,米脂气田南侧断裂带方解石脉天然气包裹体是米脂气藏受喜马拉雅构造活动影响,天然气沿断裂发生逸散的证据.     

低熟气及我国典型低熟气田

从经典的油气形成理论而言,在有机质的低演化阶段,即令已进入石油的成烃门限,但仍然达不到工业性天然气形成和积聚所需的温度,也就是说,低演化阶段是不会形成具有工业价值的天然气藏的．20世纪80年代基于生产实际的进展,提出了生物-热催化过渡带气和早期热成因气的观点,把工业性天然气的形成聚集的下限延伸到了Ro=0．3％～0．4％,基于腐殖质天然气形成碳同位素分馏的二阶模式将其上限定在了Ro=0．8％～1．0％．根据目前低熟气田的和我国主要煤型气田的实际地质情况将低熟气的上限值定在Ro=0．8％是基本可行的,恰当的．乌连戈依等超大型气田应属低熟气田,它们占全球探明天然气储量的20％以上,充分说明了这种资源类型的重要意义．我国的吐哈盆地天然气探明资源已近1000×10^8m^3,该区主要源岩为侏罗系西山窑组,为一套煤系地层,相应热演化标尺主体Ro≈0．4％～0．8％,甲烷碳同位素主峰群δ^13C1为-44‰-39‰（相应Ro=0．6％-0．8％）,乙烷的主峰群分布在-29‰- -26%之间,应当属于煤型的低熟气,天然气轻烃热演化指数也都落在低演化区,而且轻烃的母质类型也显示为煤型,即地质背景,碳同位素和轻烃指数都有力的证明吐哈盆地探明的天然气为低熟气,按我国300×10^8m^3为大型气田的界定,吐哈盆地低熟气已具有3个大气田的规模,它的存在对我国低熟气的研究和勘探具有重大的意义．     

常规测井评价复杂砂岩储层孔隙结构的方法与应用——以莺歌海盆地黄流组储层为例

莺歌海盆地中深层储层非均质性强、孔隙结构复杂,气田开发实施阶段一般仅有常规测井资料,基于常规测井资料对储层孔隙结构精细评价一直是该区储层测井精细评价面临的难题,进一步造成测井解释符合率降低,储量参数计算精度变差.为有效解决上述问题,本文以莺歌海盆地黄流组为目的层,首先分析了储层孔隙结构复杂化的地质成因及其测井特征;之后,综合压汞毛管压力曲线和核磁共振等岩心分析资料,针对性开展测井响应特征分析及岩石物理机理分析,对比优选了流动带指数为表征储层孔隙结构的敏感参数;最后,优选反映储层特征变化的测井变量,建立常规测井资料计算储层流动带指数的模型,进而建立储层分类方法与标准,较好地实现了常规测井的储层孔隙结构评价.方法应用于莺歌海盆地东方13气田中,结果表明:储层孔隙结构与分类结果与岩心分析、试油产能数据吻合较好,奠定气田开发实施阶段利用常规测井资料精细表征储层孔隙结构的技术基础.     

四川盆地东部天然气中CO2的成因和来源

四川盆地东部天然气中CO2含量多数小于2%,但H2S含量大于5%时CO2含量普遍较高.川东地区天然气13C1值较高,与H2S含量之间没有明显关系.油型气样品普遍发生了甲、乙烷碳同位素倒转,而煤成气样品则表现出正序特征.天然气中CO2的δ13C1值大致可以分为较低（24‰～12‰）和较高（8‰～4‰）两类.这些天然气具有较低的R/Ra值和分布较广的CO2/3He比值,与幔源气体不同,CO2均为典型壳源成因.高δ13CCO2值的天然气均位于川东北地区,其中低（不）含H2S气藏中的CO2主要来自二叠纪岩浆活动和高热流作用下碳酸盐岩的热分解,而TSR反应程度较高的气藏中的CO2则主要来自碳酸盐岩储层在酸性较强的地层水中发生的去白云岩化作用,TSR成因的CO2基本进入到次生方解石中.川东的中、南部地区天然气则具有低的δ13CCO2值,该区受峨眉山地幔柱活动影响较小,天然气中的CO2均为有机成因,其中卧龙河气田天然气尽管经历了TSR作用,但反应程度相对较低,地层水酸性较弱,储层尚未发生去白云岩化,CO2仍以TSR成因的为主,具有较低的δ13C值.     

莺歌海盆地底辟发育机理与流体幕式充注

莺歌海盆地的底辟作用是在上第三系断裂不发育的构造格架下，盆地快速沉降和细粒沉积物快速充填引起的强超压和边界断层右旋走滑决定的张应力共同作用的结果．底辟活动具有多期间歇性，并引起上覆地层的间歇性双向上超和地层厚度变化．底辟构造带浅层气田具有明显的层间流体多重非均质性，其充注历史分为４期，不同期次充注的天然气的烃类气体、ＣＯ２和Ｎ２等非烃气体的含量以及烃气和ＣＯ２的同位素组成明显不同．底辟的多期间歇性活动、气田的多期不连续充注、流体活动的瞬态热效应及油气组分的强烈运移分异反映了流体的幕式充注和天然气幕式成藏．     

鄂尔多斯盆地东北部砂岩漂白现象与天然气逸散的关系

漂白砂岩是证明油气是否曾经存在及其逸散规模的重要证据,对其研究具有重要的理论和实际意义.鄂尔多斯盆地东北部漂白现象主要分布在中生代地层中.通过对延安组漂白砂岩的岩石学特征、主量元素、稀土元素及微量元素分析研究以及与邻近砂岩的对比,初步确定该区漂白砂岩形成于酸性还原环境.岩石学特征主要表现为以自生高岭石胶结为主,含铁矿物边部颜色较中心浅;主量分析结果证实漂白砂岩的Al2O3含量较高,Fe3 /Fe2 比值较低,其总铁含量明显低于白色微红砂岩;稀土元素分析结果显示,漂白砂岩ΣREE较其他砂岩低,且显示Eu亏损和Ce相对富集;微量元素结果显示漂白砂岩Co含量相对较高,Sr相对亏损,Zr和Hf相对较富,与绿色蚀变砂岩值接近,略低于砂岩矿石.同时,盆地北部油砂样品地球化学特征表明,油砂是盆地中部气田石炭—二叠系的较高成熟度的煤成气逸散到地表形成的.砂岩中碳酸盐胶结物C,O同位素值较轻,分别为-11.729‰～-10.210‰和-14.104‰～-12.481‰,指示碳酸盐成因与有机质有关.综合研究表明,鄂尔多斯盆地北东部中生界砂岩漂白现象指示了天然气的逸散作用,其为上古生界天然气还原作用的结果.     

莺-琼盆地演化与含油气系统

莺-琼盆地(是莺歌海盆地和琼东南盆地的简称)位于海南岛西南,是我国最近崛起的又一个大气区.莺歌海盆地和琼东南盆地是两个不同成因类型的盆地,但自 5 Ma BP以后盆地的快速沉降与快速沉积,使两个盆地都进入到高地温梯度、超压环境,从而造成与众不同的成烃成藏条件.     

松辽盆地北部基底浅变质岩热模拟实验及其气态产物地球化学特征

松辽盆地北部徐深气田探明储量已超过1000×108m3,是中国潜在的一个大气田区.但是,关于深层天然气的成因和来源仍存在较多争议.盆地北部基底浅变质岩分布广泛,是深层天然气的可能气源岩.主要通过对松辽盆地北部基底浅变质岩的热模拟实验,对其生烃潜力及其气态产物地球化学特征进行研究.将取自盆地基底石炭-二叠系浅变质岩在半封闭体系下从300℃加热到550℃进行生烃模拟,温度间隔为50℃,并对每个温度点气态产物进行定量与地球化学分析.实验结果表明:热模拟生成气体烷烃碳同位素组成δ13C1<20‰,δ13C1<δ13C2<δ13C3或δ13C1<δ13C2>δ13C3,表现为高过成熟煤成气的特征;均不具有无机气反序的特征(即δ13C1>δ13C2>δ13C3),与兴城气藏烷烃气碳同位素特征不符,而与取自盆地基底的天然气样碳同位素相近;模拟气体与高过成熟煤成气或油型气混合均不能使烷烃气碳同位素系列反序.浅变质岩具有一定的生烃潜力,相当于烃源岩Ro在2.0%～3.5%范围内,生烃强度为3.0×108～23.8×108m3/km2.     

东海盆地丽水凹陷天然气类型及其成因探讨

丽水凹陷目前发现的天然气成分差异很大,烃类气体的含量占2%～94%,非烃类气体主要为CO2气体.在烃类气体的组成中,甲烷含量均低于90%,C2 以上重烃气体含量均大于10%,属于湿气.烃类气体碳同位素分析表明,甲烷的碳同位素组成δ13C值小于-44‰、乙烷的δ13C值基本上小于-29‰、丙烷的δ13C值小于-26‰,甲烷与乙烷碳同位素组成差值大,属于有机成因的油型气,是混合型有机质在成熟阶段生成的产物.非烃CO2气体的碳同位素δ13C值均大于-10‰,属于典型无机成因气.黄金管封闭体系下有机质的生烃模拟表明,灵峰组海相陆源有机质生成的天然气甲烷的比例明显高于月桂峰组湖相水生和陆生混合有机质生成的天然气,而重烃的比例明显低于月桂峰组混合有机质生成的天然气.灵峰组海相陆源有机质生成的天然气甲烷碳同位素δ13C值比月桂峰组混合有机质生成的甲烷的碳同位素δ13C值大5‰左右,乙烷和丙烷的碳同位素δ13C值大9‰以上.LS36-1油气藏是丽水凹陷目前唯一的商业性油气藏,烃类天然气各组分的碳同位素组成与灵峰组有机质生成的天然气各组分碳同位素组成差异大,而与月桂峰组有机质生成的天然气各组分碳同位素却很相近,表明其主要源岩是月桂峰组湖相烃源岩,而非灵峰组海相烃源岩和明月峰组煤系烃源岩.     

基于岩石物理统计的亮点预测含气性的应用分析——以莺歌海盆地东方1-1北探区为例

传统亮点技术在莺歌海盆地气田的勘探过程中存在多解性,制约着盆地新区的勘探工作,因此必须针对亮点技术检测目标含气性的精度及规律开展研究.本文在详细讨论莺歌海盆地东方区含气砂岩、不含气砂岩、泥岩的波阻抗随深度变化规律的基础上,分析了气亮点的形成机理,认识到埋深、压力是影响亮点技术预测目标含气性精度的关键因素;同时指出盆地内莺歌海组具有地震振幅与含气信息有效对应的特征,是运用亮点直接检测目标含气性的最有效层段.最后将研究结果作为一项新的判别依据应用于勘探新区,并结合地震属性描述技术、储层反演和烃类检测等地球物理手段,有效地避免了地质情况复杂造成的假亮点,发现并落实了A气田,打开了新区勘探的良好局面.     

莺歌海盆地中央坳陷带海底天然气渗漏系统初探

地球物理资料表明,莺歌海盆地区麻坑众多,浅层气发育,在高分辨率地震剖面上可以识别出到达海底的地震模糊带,在3.5 kHz的浅层剖面上可见穿透到海底的气体聚集带,在声呐图像可以识别出麻坑.莺歌海盆地不仅在其边缘隆起带沉积层较薄的地区存在海底天然气渗漏现象,而且在中央坳陷带沉积层巨厚的地区也存在海底天然气渗漏,海底天然气渗漏在莺歌海盆地是广泛分布的.莺歌海盆地广泛分布的海底天然气渗漏是全球海底天然气渗漏系统的重要组成部分,海底天然气渗漏系统排出的大量甲烷气体的一部分可能穿越水层到达海面.     

中国沉积盆地大中型气田分布与天然气成因

中国沉积盆地丰富的天然气资源是由我国独特的地质环境决定了的.古生界海相高演化程度的烃源岩、广泛分布的煤系地层以及第四系低温盐湖相地层等,都决定了中国境内天然气的资源前景相当广阔.迄今已在东部、中部、西部及海域的大多数含油气盆地,从前寒武系、古生界、中生界至新生界几乎所有的地质时期,都发现了大规模的天然气聚集.这些大中型天然气藏主要以烃类气体为主,干燥系数大,非烃含量少,碳同位素值分布范围宽,成因多种多样,几乎包括了所有成因类型的天然气,如煤成气、油型气、生物气和无机气等.其中煤成气在天然气资源中占主导地位,特别是已探明的几个千亿方的大型气田,如克拉2、苏里格、大牛地等,均属于煤成气或以煤成气为主;油型气在我国海相盆地占有重要地位,如四川盆地海相天然气田,主要是由原油裂解形成的;在柴达木盆地和松辽盆地西斜坡,分别发现了原生型的生物气大气田和稠油降解成因的次生生物气;无机成因气主要分布在中国东部,尤其是近年来在松辽盆地发现的较大规模的CO2和烃类气体的聚集,意味着无机成因气在中国东部将有很大的勘探潜力.     

柴达木盆地西部第三系盐湖相天然气碳同位素特征、成因与分布

柴达木盆地西部坳陷区第三系是典型的内陆盐湖相沉积. 对于系统采集于该区第三系13个油气田的34个天然气样品, 测定了其化学组成的百分含量和碳同位素组成. 根据天然气碳同位素分布, 结合烃源岩和原油地球化学特征, 将天然气划分为腐泥型原油伴生气、混合型原油伴生气、煤成气和混合气. 天然气碳同位素特征、成因类型及分布主要与不同湖水盐度条件下的生源注入类型和分布有关. 根据湖水盐度的区域变化可以预测天然气成因类型与分布. 与中国其他盆地相比较, 柴达木盆地第三系盐湖相天然气重烃碳同位素普遍明显偏重, 因此在该盆地划分天然气成因类型应充分考虑这一因素.     

中国稠油区浅层天然气地球化学特征与成因机制

在我国发育稠油的含油气盆地中,广泛分布着浅层天然气,浅层气资源潜力巨大.研究发现这些浅层天然气与稠油具有密切的成因关系,是厌氧微生物降解原油过程中形成的次生成因的生物气,也称为稠油降解气,它们一般分布在稠油油藏的上倾方向或周围.这种天然气以干气为主,主要成分是甲烷,乙烷以上的重烃类含量较低,非烃中N2含量较高;甲烷的碳同位素值偏轻,一般介于生物气与热解气之间,乙烷的碳同位素偏重,可能混合有热成因气;CO2显示出异常重的碳同位素值,因此,在微生物降解原油过程中碳同位素分馏效应十分明显.稠油降解气的生成是一个十分复杂的地质地球化学和微生物地球化学过程,是在多种微生物群体参与下发生的一系列有机-生物和水-烃反应综合作用的结果,受多种因素控制.     

南海琼东南盆地天然气水合物稳定域分布特征及资源预测

琼东南盆地油气地质显示盆地内具有生物成因和热成因天然气的巨大生成能力和远景. 地震剖面显示盆地内发育有泥底辟和气烟囱、沟通泥底辟和气烟囱与海底的断裂及可能正在活动的天然气冷泉,这些特征非常有利于天然气水合物的发育. 通过天然气水合物热力学稳定域预测,确定了琼东南盆地天然气水合物的平面和剖面分布特征. 生物成因甲烷水合物分布于水深大于约600m的海底,稳定带最大厚度约314m;热成因天然气水合物分布于水深大于约450m的海区,稳定带最大厚度约410m. 盆地内天然气水合物远景总量约10×109m3,水合物天然气远景为1.6×1012m3.     

鄂尔多斯盆地东缘煤层气成因机制

鄂尔多斯盆地东缘煤层气开发在过去近20年的时间,并没有取得实质性进展,确定气体成因和来源对煤层气勘探选区及开发具有指导意义.本文测试了37组煤层气碳同位素数据,讨论了鄂尔多斯盆地东缘煤层气成因,并从煤的热成熟度和盆地水动力条件方面讨论了煤层气成因的机制.结果表明,鄂尔多斯盆地东缘甲烷碳同位素分布在70.5‰～36.19‰,由北向南明显呈偏重趋势,边浅部为次生生物气与热成因混合气,而中深部为热成因气,这一现象的形成主要受控于盆地的煤阶展布规律和地下水动力场.首先,从全国煤的热成熟度与煤层甲烷成因关系得出,鄂尔多斯盆地东缘以中煤阶煤为主,镜质体反射率Rmax分布在0.5%～2.0%,如果具备适当的水动力条件可形成次生生物气与热成因气混合的煤层气藏;与此同时,鄂尔多斯盆地东缘边浅部煤层埋藏浅,露头发育,大气降水及其他地表水携带细菌补给煤层,使煤中有机化合物发生新陈代谢生成甲烷和二氧化碳,在存在圈闭机制的区域,如柳林和韩城,现今含气量比较高.     

鄂尔多斯盆地上、下古生界和中生界天然气地球化学特征及成因类型对比

鄂尔多斯盆地位于中国中部,是中国第二大沉积盆地,天然气类型多样、分布广泛,在上、下古生界都有找到千亿立方米以上的大气田,中生界也找到一些气藏.通过对上、下古生界和中生界200多个气样的组分及碳同位素的对比分析,对不同层位天然气的类型进行研究,并分析其气源.上古生界天然气烷烃碳同位素值较重,显示煤成气的特征;各气田天然气发生单项性碳同位素倒转,这主要是同源不同期煤成气混合的结果.下古生界天然气δ13C1值重,δ13C2和δ13C3值较轻,属于煤成气为主油型气为辅的混合气;有多项性碳同位素倒转,更有少见的δ13C1>δ13C2,这是由于高(过)成熟阶段的煤成气和油型气混合造成的.中生界天然气碳同位素值较轻,显示油型伴生气的特征;少数气样发生δ13C3>δ13C4倒转是由于细菌氧化作用和不同期次油型气混合所致;丁烷碳同位素出现δ13iC4>δ13nC4,与上古生界相反,这可能是与干酪根类型不同有关.通过δ13C1-Ro的判别以及奥陶系碳酸盐岩有机碳含量低,否定了奥陶系碳酸盐岩是下古生界油型气的主要来源,认为下古生界油型气主要来自上古生界海相石灰岩,可能有少量奥陶系碳酸盐岩的贡献.     

塔里木盆地和田河气田天然气地球化学特征及成藏过程

和田河气田是塔里木盆地在古生界克拉通地区迄今发现的一个最大气田,探明地质储量为616.94×108m3.和田河气田主要产层为石炭系巴楚组的生屑灰岩段、砂砾岩段和奥陶系碳酸盐岩潜山.天然气主要为源自寒武系烃源岩的原油裂解气,经历了晚加里东-早海西期油藏的形成、晚海西期天然气的运聚与散失与喜马拉雅期和田河次生天然气藏形成的3个主要阶段.和田河气田发现的最大意义就是在古生界克拉通地区的新构造运动圈闭中可以形成大气田.