威远、资阳震旦系干酪根与油裂解气的鉴别

根据威远、资阳震旦系气藏天然气组成、天然气碳同位素特征、储层包裹体的对比研究认为威远气田震旦系气藏的天然气主要来源于下寒武统泥岩。由于威远、资阳构造形成时间差异,威远为燕山期形成的构造,资阳为印支期形成,燕山消失,因此天然气的捕获时期不同,导致威远天然气主要是干酪根裂解气,次为油裂解气;而资阳主要是油裂解气     

中国高效天然气藏形成的基础理论研究进展与意义

介绍了国家重点基础项目(2001CB209100)关于高效天然气藏形成的研究进展,提出气源灶有效性、成藏过程有效性以及要素组合有效性是高效气藏形成的核心研究内容。在两年多研究中,提出了“有机质接力成气演化模式”、“高效气源灶概念与评价方法”、“高效成藏过程的评价指标”、“叠合盆地深层优质储层形成的机理与模式”以及“高效气藏形成的三大要素组合”等认识上的进展。这些进展,不仅丰富和完善了中国天然气地质理论,而且对指导高效气藏的勘探、拓展天然气勘探领域都有十分重要的意义。     

松辽盆地长岭断陷深层天然气资源潜力分析

松辽盆地长岭断陷深层具有丰富的天然气资源,应用含油气系统模拟方法重新进行了评价,深层天然气地质资源量为1.14×1012~1.71×1012m3,中值为1.42×1012m3。烃类气和CO2气具有分区分布的特点,其中断陷西部为CO2气富集区,断陷中部为CO2气和烃类气混合气区,断陷东部主要为烃类气富集区,局部为CO2气富集区。烃类气的分布主要受烃源岩分布的控制,高含CO2气的分布主要受火山岩和基底大断裂的控制。综合评价认为长岭断陷可划分5个勘探区带,Ⅰ类有利区带1个、Ⅱ类较有利区带3个、Ⅲ类非有利区带1个,其中Ⅰ类和Ⅱ类区带是下一步勘探部署的主要方向。     

塔里木盆地古生界海相油气勘探——访康玉柱院士

<正>1塔里木盆地古生代海相地层的突破编:塔里木盆地是我国重要的油气勘探基地,尤其是古生代海相地层十分发育。塔里木海相地层油气勘探的突破,对我国油气勘探事业具有重要的战略意义。     

济阳坳陷孤西断裂带深层天然气成因类型

针对孤西断裂带深层天然气来源多、成因复杂的问题,以烃源岩特征分析为基础,利用天然气三元地球化学示踪体系,还考虑了伴生油生物标志物特征等,并结合成藏地质条件的分析,深入剖析了该区天然气的地球化学特征和成因类型。认为孤西断裂带深层天然气呈规律性变化,自西往东由油型气逐渐过渡到煤成气:其中渤深6潜山天然气由源自渤南洼陷Es4上高熟油型气和Es3下油型伴生气混合而成;渤古4潜山以Es4上生成的高成熟油型气为主,混有源自C-P的煤成气;孤北潜山第二排山天然气由煤成气和油型气混合而成;第三和第四排山则主要为C-P来源的煤成气。     

塔里木盆地柯克亚地区天然气和凝析油的地球化学特征与成因

柯克亚气田的油气成因复杂,对原油和可能烃源岩的分子标志物特征进行了剖析,在凝析油中检测到3-甲基甾烷,不含4-甲基甾烷,富含重排藿烷和C30-未知萜烷,表明油源主要来自于二叠系源岩。柯克亚的天然气重烃含量高,属湿气,乙烷碳同位素偏重;天然气氩同位素和成熟度特征均指示混源气特征,通过气源判识天然气主要来源于石炭系—二叠系源岩,部分来源于侏罗系源岩。天然气的乙烷δ13C值明显重于凝析油全油δ13C值,揭示柯克亚地区凝析油和天然气分属不同来源。     

塔里木盆地中高氮天然气的成因及其与天然气聚集的关系

塔里木盆地塔北和塔中地区的海相腐泥型天然气,N2含量较高,尤其是湿气,N2含量分布在10.1%～36.2%,而干气的N2含量则低于10%,即湿气的N2含量高于干气的N2含量。同是下古生界寒武-奥陶系来源的海相腐泥型天然气,为什么湿气和干气的氮气含量相差如此之大?根据与氮气相伴生的烃类气体、非烃气体及稀有气体的组份及同位素特征,认为塔里木盆地的中高氮天然气属于有机成因,来源于下古生界海相烃源岩。文章还提出塔北和塔中地区湿气和干气N2含量差异与源岩的演化程度和圈闭的捕获条件有关。     

塔里木盆地中高氮天然气的成因及其与天然气聚集的关系

塔里木盆地塔北和塔中地区的海相腐泥型天然气,N2含量较高,尤其是湿气,N2含量分布在10.1％～36.2％,而干气的N2含量则低于10％,即湿气的N2含量高于干气的N2含量。同是下古生界寒武－奥陶系来源的海相腐泥型天然气,为什么湿气和干气的氮气含量相差如此之大?根据与氮气相伴生的烃类气体、非烃气体及稀有气体的组份及同位素特征,认为塔里木盆地的中高氮天然气属于有机成因,来源于下古生界海相烃源岩。文章还提出塔北和塔中地区湿气和干气N2含量差异与源岩的演化程度和圈闭的捕获条件有关。     

东营凹陷民丰地区深层裂解气藏成因类型与成藏模式

根据东营凹陷民丰地区烃源岩生烃史、储层受热史及储层沥青分布特点,综合天然气成藏地质背景,分析了该区中深层天然气藏的成因类型及特征,建立了天然气成藏模式。研究表明:民丰地区已发现的深层天然气主要为来源于沙四下亚段烃源岩的油型裂解气,存在干酪根裂解气直接进入圈闭形成气藏、干酪根裂解气充注古油藏形成气侵富化型气藏、古油藏裂解形成气藏3种成因类型的天然气藏。受烃源岩生烃演化的控制,3种成因类型的气藏在空间上具有一定的展布规律,即:埋藏较深的洼陷中心区形成以干酪根裂解气为主的纯气藏,有部分古油藏裂解气;斜坡带地区聚集以气侵效应为主的气侵富化型气藏;埋藏较浅的斜坡边缘地区仅存在晚期充注的油藏;从洼陷区到斜坡高部位,形成了纯气藏、油气混相、油藏的分布模式。     

塔里木东部满东1井志留系天然气成因与成藏期初步分析

满东1气藏的发现是塔里木盆地东部地区油气勘探获得新突破的重要标志。本文充分利用目前所获得的大量地质和地球化学资料,从天然气的组份特征、成因类型、成熟度和气源对比等方面对该井天然气的成因进行了分析,认为满东1井天然气属于海相腐泥型天然气,来源于寒武系-下奥陶统海相过成熟烃源岩,烃类气体组成具有油裂解气的特征。海相泥质烃源岩中氨基粘土矿物在过成熟阶段分解并氧化,形成大量的氮气,导致满东1气藏高含氮气。包裹体和埋藏史研究结果表明满东1气藏成藏过程复杂,主要成藏期为燕山喜马拉雅期。     

莺琼盆地中新统海相烃源岩地球化学特征及生烃潜力评价

通过有机碳测定、岩石热解分析、显微组分定量分析、饱和烃色谱、色谱-质谱等实验分析,对莺琼盆地中新统海相烃源岩的地球化学特征进行了研究,探讨了不同层位烃源岩的生烃潜力。结果表明：莺琼盆地中新统海相烃源岩有机质丰度总体较低,大部分烃源岩为中等烃源岩,有机质类型以Ⅱ2型和Ⅲ型为主,有机质热演化主要处于成熟阶段。烃源岩显微组分组成具有富含镜质组、壳质组+腐泥组次之、贫含惰性组的特征。烃源岩沉积环境主要为弱氧化-弱还原环境,具有陆生高等植物和低等水生生物生源混合输入的特征。莺歌海盆地梅山组烃源岩综合评价为中等烃源岩,生烃潜力相对较好,三亚组烃源岩综合评价为较差—中等烃源岩,具有一定的生烃潜力。琼东南盆地梅山组和三亚组烃源岩综合评价为中等烃源岩,具有相当的生烃潜力。     

塔里木盆地下寒武统底部高熟海相烃源岩中有机质的赋存状态

近年来的研究证明,中新生代未熟—低熟海相富有机质泥质烃源岩中有机质是通过溶解在水中的分子规模的碳有机质以化学吸附的形式被吸附到矿物表面上和蒙脱石结构层内。然而,对于高熟海相泥质烃源岩中有机质的赋存状态却少有报道。通过对塔里木盆地下寒统底部高熟海相泥质烃源岩的有机碳含量、矿物表面积、扫描电镜和透射电镜的综合分析,得到了其有机质以细小的颗粒状保存于沉积物颗粒之间的结论。同时,通过高熟海相烃源岩与现代未熟海相烃源岩有机质赋存状态的对比,提出了值得进一步研究的有关科学问题。     

Characteristics and Natural Gas Origin of Middle−Late Triassic Marine Source Rocks of the Western Sichuan Depression, SW China

A scientific exploration well(CK1) was drilled to expand the oil/gas production in the western Sichuan depression, SW, China. Seventy-three core samples and four natural gas samples from the Middle–Late Triassic strata were analyzed to determine the paleo-depositional setting and the abundance of organic matter(OM) and to evaluate the hydrocarbon-generation process and potential. This information was then used to identify the origin of the natural gas. The OM is characterized by medium n-alkanes(n C_(15)–n C_(19)), low pristane/phytane and terrigenous aquatic ratios(TAR), a carbon preference index(CPI) of ～1, regular steranes with C_(29) C_(27) C_(28), gammacerane/C_(30) hopane ratios of 0.15–0.32, and δD_(org) of-132‰ to-58‰, suggesting a marine algal/phytoplankton source with terrestrial input deposited in a reducing–transitional saline/marine sedimentary environment. Based on the TOC, HI index, and chloroform bitumen "A" the algalrich dolomites of the Leikoupo Formation are fair–good source rocks; the grey limestones of the Maantang Formation are fair source rocks; and the shales of the Xiaotangzi Formation are moderately good source rocks. In addition, maceral and carbon isotopes indicate that the kerogen of the Leikoupo and Maantang formations is type Ⅱ and that of the Xiaotangzi Formation is type Ⅱ–Ⅲ. The maturity parameters and the hopane and sterane isomerization suggest that the OM was advanced mature and produced wet–dry gases. One-dimensional modeling of the thermal-burial history suggests that hydrocarbon-generation occurred at 220–60 Ma. The gas components and C–H–He–Ar–Ne isotopes indicate that the oilassociated gases were generated in the Leikoupo and Maantang formations, and then, they mixed with gases from the Xiaotangzi Formation, which were probably contributed by the underlying Permian marine source rocks. Therefore, the deeply-buried Middle–Late Triassic marine source rocks in the western Sichuan depression and in similar basins have a great significant hydrocarbon potential.     

Sedimentary Environments of Cambrian–Ordovician Source Rocks and Ultra-deep Petroleum Accumulation in the Tarim Basin

The Tarim Basin is the only petroliferous basin enriched with marine oil and gas in China. It is presently also the deepest basin for petroleum exploration and development in the world. There are two main sets of marine Source Rocks (SRs) in the Tarim Basin, namely the high over-mature Cambrian–Lower Ordovician (∈–O1) and the moderately mature Middle–Upper Ordovician (O2–3). The characteristic biomarkers of SRs and oils indicate that the main origin of the marine petroleum is a mixed source of ∈–O1 and O2–3 SRs. With increasing burial, the hydrocarbon contribution of the ∈–O1 SRs gradually increases. Accompanied by the superposition of multi-stage hydrocarbon-generation of the SRs and various secondary alteration processes, the emergence and abnormal enrichment of terpenoids, thiophene and trimethylaryl isoprenoid in deep reservoirs indicate a complex genesis of various deep oils and gases. Through the analysis of the biofacies and sedimentary environments of the ∈–O1 and O2–3 SRs, it is shown that the lower Paleozoic high-quality SRs in the Tarim Basin were mainly deposited in a passive continental margin and the gentle slope of the platform, deep-water shelf and slope facies, which has exhibited a good response to the local tectonic-sedimentary environment. The slope of the paleo-uplift is the mutual area for the development of carbonate reservoirs and the deposition of marine SRs, which would be favorable for the accumulation of petroleum. Due to the characteristics of low ground temperature, the latest rapid and deep burial does not cause massive oil-cracking in the paleo-uplift and slope area. Therefore, it is speculated that the marine reservoirs in the slope of the Tabei Uplift are likely to be a favorable area for deep petroleum exploration, while the oil-cracking gas would be a potential reserve around the west margin of the Manjiaer Depression. Hydrocarbons were generated from various unit SRs, mainly migrating along the lateral unconformities or reservoirs and the vertical faults. They eventually brought up three major types of exploration fields: middle and lower Cambrian salt-related assemblages, dolomite inner reservoirs and Middle and Lower Ordovician oil-bearing karst, which would become the most favorable target of marine ultra-deep exploration in the Tarim Basin.     

海相烃源岩二次生烃潜力定量评价新方法

烃源岩二次生烃的演化过程是残余干酪根热解演化与残留油热裂解转化两个既相互联系又完全不同的物理化学反应过程的叠加。本文利用自制高压釜热压生烃模拟实验装置,采取分阶段连续递进模拟实验方式,以海相烃源岩样品为例分别评价了残余干酪根的生烃潜力与残留可溶有机质转化油气潜力,建立了一套不同起始与终止成熟度海相烃源岩二次生烃潜力的定量评价方法,并首次明确提出了干酪根生油指数KIo、干酪根生气指数KIg、干酪根生烃指数KIh等评价烃源岩生烃潜力的参数,弥补了ROCK EVAL热解评价方法无法分别评价烃源岩在不同生烃演化阶段所生成的“油”或“烃气”潜力的不足。     

塔东地区构造热事件及其对原油裂解的影响

塔东地区目前共有7口探井钻遇油气勘探潜力较大的寒武系-下奥陶统碳酸盐岩地层。主要对这7口井古生界的有机质成熟度资料做了系统分析,发现其中2口井古生界有机质成熟度剖面呈直线型,属于正常的地热演化剖面;另外5口井古生界有机质成熟度存在非常明显的拐点;7口井古生界与中新生界的有机质成熟度之间不连续,即有明显的“断层”,表明塔东隆起区及斜坡区古生界地层的有机质成熟度增加并不是由于沉积埋藏造成的,而是由于深部的异常热事件造成的。从成熟度变化分析,异常热事件在垂向上主要影响下古生界地层,在平面上异常成熟度现象分布在走滑性深大断裂带附近,远离走滑性深大断裂带的井中有机质成熟度表现为正常的热演化剖面,说明在塔东地区异常热事件与深大断裂有关,称之为构造热事件。构造热事件成为塔东隆起或斜坡区在中新生代时古生界原油裂解的主要热动力。7口探井中多期沥青的存在,进一步说明该地区有过后期原油裂解,同一样品中沥青反射率存在明显的差异,反映沥青是在不同阶段形成的。其中1期沥青分布区域没有受到异常热事件影响,沥青只是早期正常埋藏成因;对2期沥青分析说明有1期后期异常热事件,与该区断裂主要活动时期（J3末）是一致的;对3期沥青分析说明存在2期后期异常热事件,与车尔臣断裂带的2期活动（S₃-D₂、J₃末）一致。     

准噶尔盆地油气源、油气分布与油气系统

准噶尔盆地是中国西部典型的多旋回叠合盆地,发育有石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系和古近系6套烃源岩,同时存在6大类原油和3大类天然气,广泛分布于盆地不同地区。西北缘原油总体相似,碳同位素组成轻(δ~(13)C-29‰),胡萝卜烷、类异戊二烯烷烃、三环萜烷、伽马蜡烷丰富,甾烷以C_(28)、C_(29)为主,基本没有重排甾烷,为第二类原油,来源于二叠系湖相烃源岩。腹部绝大多数原油与西北缘原油相似,但胡萝卜烷、类异戊二烯烷烃、伽马蜡烷等有差异,来源于不同凹陷的二叠系湖相烃源岩;少量原油碳同位素组成重(δ~(13)C-28‰~-26‰),Pr/Ph大于2.5,三环萜烷以C_(19)、C_(20)为主,藿烷丰富而伽马蜡烷极低,以C_(29)规则甾烷及重排甾烷为主,为第四类原油,来源于侏罗系煤系烃源岩。东部存在5种类型原油,第一类原油碳同位素组成特别重(δ~(13)C-26‰),来源于石炭系烃源岩;第二类原油与腹部地区绝大多数原油十分相似,来源于二叠系湖相烃源岩;第三类原油碳同位索组成轻,重排甾烷、Ts、C_(29)Ts及C_(30)重排藿烷异常丰富,来源于中上三叠统湖相烃源岩;第四类原油源于侏罗系煤系烃源岩;混合类原油为二叠系、三叠系、侏罗系原油的混合,各自贡献平均分别为20%、15%和65%。南缘存在4类典型原油,为第二、第四、第五和第六类原油,其中第二、第四类分别源于二叠系和侏罗系;第五类原油碳同位素组成轻(δ~(13)C-29‰)、Pr/Ph1.0、伽马蜡烷丰富且有两个异构体、Ts、C_(29)Ts、C_(30)重排藿烷、C_(27)~C_(29)异胆甾烷及C_(30)甲基甾烷丰富,来源于白垩系湖相烃源岩;第六类原油主要为中低成熟原油,碳同位素组成δ~(13)C~28‰~-26‰,C_(27)、C_(28)、C_(29)甾烷呈"V"型分布,甲藻甾烷异常丰富,来源于古近系湖相烃源岩。准噶尔盆地天然气有油型气、混合气和煤型气,前两类主要来源于二叠系湖相烃源岩和石炭系海相烃源岩,煤型气主要来源于石炭系和侏罗系煤系烃源岩。不同类型油气分布与不同时代烃源灶具有良好对应关系:石炭系油气主要分布于陆东-五彩湾;二叠系油气主要分布于西北缘、腹部与东部;三叠系原油仅分布于东部;侏罗系原油主要分布于东部与南部;白垩系原油仅分布于南缘中部;古近系原油仅分布于南缘西部。按照盆地构造特征及不同时代烃源灶与油气关系,将准噶尔盆地划分为西部、中部、东部、南部及乌伦古5个油气系统及15个子油气系统。     

塔里木盆地深层烃源岩可溶有机组分的碳同位素组成特征

塔里木盆地深层烃源岩主要是指埋深大于4000 m的寒武—奥陶系海相碳酸盐岩和三叠—侏罗系陆相泥岩、碳质泥岩和煤。研究表明,塔里木盆地深层烃源岩可溶有机组分的碳同位素组成具有母质继承效应,寒武—奥陶系海相腐泥型烃源岩可溶有机组分的碳同位素组成一般小于-28‰,而三叠—侏罗系陆相腐殖型烃源岩可溶有机组分的碳同位素组成一般大于-28‰。对于高演化的寒武—奥陶系海相深层烃源岩而言,在热力作用下,其可溶有机组分的碳同位素组成普遍发生强烈逆转,并出现饱和烃>芳烃>非烃>沥青质的完全反序分布现象,显示出深层环境下高演化烃源岩可溶有机组分的碳同位素组成特征。      

塔里木盆地原油高压条件下裂解成气的化学动力学模型及其意义

针对塔里木盆地油藏保存深度明显大于其它沉积盆地的实际情况,本文设计进行了可以模拟塔里木盆地高压条件的油裂解成气实验.不同压力条件下的实验产物特征和产率表明,压力的确对油裂解成气过程有明显影响.由带压条件下的实验数据所建立和标定的化学动力学模型显示,轻质油较正常油成气的活化能高.与由非高压条件下油裂解成气实验所得化学动力学参数相比,高压条件下油裂解成气的加权平均活化能明显偏高.从而定量证明了高压对油裂解成气进程的抑制作用及含杂原子较少的轻质油更难裂解成气的实质。     

海相烃源岩的正反演对比分析

海相优质烃源岩有效的评价体系是海相地层油气勘探开发中的关键问题之一.沉积盆地内保存的残余有机质从生物物质到烃源岩的演化过程经历了两个阶段, 即从生物物质到沉积有机质的形成阶段和从沉积有机质到残余有机质的烃源岩形成阶段, 后者包括沉积有机质在未熟阶段经历生物化学作用成为埋藏有机质和在成熟-过成熟阶段经历热解作用成为残余或风化残余有机质两个亚阶段.烃源岩反演分析是利用残余或风化残余有机质的量来推断埋藏有机质的量或者原始生烃潜力.而正演分析则是根据沉积物沉积环境、生物物质及其介质物理化学条件特征运用地球生态学、地球微生物学、分子地球生物学和生物地球化学方法推断沉积有机质的量, 甚至推断埋藏有机质的量, 进而评估烃源岩的原始生烃潜力, 也就是利用生物生产力和保存环境等综合分析沉积有机质的量.正反演对比分析相互验证和相互补充, 更好地揭示了烃源岩基本特征, 为海相优质烃源岩的预测和评价提供了有效的研究方法.