应用生烃动力学法定量评价碳酸盐岩的二次生烃:以朱家墩气藏为例

针对碳酸盐岩发育区烃源岩普遍存在二次生烃的问题,以苏北盐城凹陷朱家墩气藏源岩二叠系栖霞组灰岩为目标,应用化学动力学方法定量研究该源岩的二次生烃(气).在模拟实验基础上,选取动力学模型,求取动力学参数,再结合朱家墩地区的埋藏史和热史,最终求取了源岩生气史曲线.得出在距今240-190 Ma(三叠纪-早侏罗世)时二叠系灰岩第一次生气,随后地层抬升,生气过程中止;在距今54 Ma(始新世)时该烃源岩埋藏条件达到了第一次生气终止时的条件,开始第二次生气,生气过程一直持续到现今,第一次生气量(10%)远无法与第二次生气量(80%)相比.并通过储层包裹体的均一化温度判断朱家墩气藏流体注入期次,结果显示,二次生气的生气高峰与流体注入期相匹配,验证了用动力学方法评价二次生烃、多次生烃的合理性,同时也佐证了二叠系灰岩对朱家墩气藏的贡献.     

库车坳陷西段阿瓦特构造转换带盐构造演化特征及影响因素

为厘定库车坳陷西段盐岩沉积边界盐构造演化特征及影响因素,利用野外地质调查、工业地震剖面解析和三维沙箱物理模拟实验对阿瓦特构造带进行了综合分析.结果表明：（1）阿瓦特构造带是库车坳陷西段典型挤压构造转换带,由乌什凹陷至阿瓦特凹陷,形成了由叠瓦逆冲断层向盐相关褶皱过渡的构造转换特征;（2）塔拉克走滑断层发育于乌什凹陷和阿瓦特凹陷交界处,是一条发育于盐上覆层的滑脱形成调节性横断层.受该断层影响,在盐上覆地层中形成塔拉克向斜、塔拉克背斜等拖曳式盐相关构造.越靠近塔拉克走滑断层,褶皱拖曳揉皱作用越强,甚至容易发育褶皱相关断层,促使盐岩出露地表;（3）阿瓦特构造转换带新生代变形主要受区域挤压作用、盐层分布及基底断裂活动共同控制.     

试论梁山段和栖霞灰岩的关系

我国南方下二叠统下部普遍发育一套灰岩,即栖霞灰岩。灰岩之下至二叠系底部,常见一套碎屑岩,有的含煤,有的不含煤,一般称梁山组,也称梁山段或梁山煤系。栖霞灰岩和梁山组（段）同为早二叠世早期沉积。它们之间是什么关系,历来说法不一。有的认为,梁山组（段）是栖霞灰岩下部Stylido phyllum volzi带或Misellina clau-diae带的陆相代表,就是说彼此为相变关系。另有人则认为,梁山组(段)位于栖霞灰岩Misellina claudiae带之下,彼此为上下关系。笔者曾在陕南西乡县高川一带作过煤田地质调查,谨以这里的资料为依据,谈谈对栖霞 岩和梁山段关系的看法。      

江西萍乐坳陷早二叠世的藻类组合及其环境意义

<正> 江西早二叠世地层组段的划分仍沿用栖霞组、茅口组二分方案,不过界线有上、下之别。朱正刚等将安福县小江边村的小江边组置于茅口组下部与栖霞组为界,上覆狮子形组,提出了相应的Urushtenia chaoi-Chusenella tieni组合带。我们根据在整个坳陷内系统的地表地质工作,和大量的镜鉴成果,按岩性、岩相、沉积特征等,将下二叠统分为3个岩性段:即下部灰岩段,相当栖霞组;中部泥质岩(页岩)夹瘤状灰岩段,相当小江边组;上部     

塔里木盆地西南坳陷周缘的滑脱构造

西南坳陷主要发育两套滑脱层序,一套是中寒武统和田河组膏盐岩,另一套是古近系底部阿尔塔什组和齐姆根组的夹灰岩、白云岩的膏泥岩;前者厚度500 m左右,后者厚度在100 ～700 m左右.和田河组膏盐岩主要影响中生代及中新世末的构造变形,古近系底部的膏泥岩主要影响上新世末及第四纪的构造变形,构造变形样式均以顺层滑脱构造为主...     

四川盆地广安地区中二叠统栖霞组岩石特征与沉积环境

四川盆地中二叠统栖霞组勘探发现系列油气,资源潜力巨大。但广安地区中二叠统栖霞组的岩石学特征及沉积环境研究薄弱。在野外地质调查的基础上,结合室内岩石学、岩相学等综合分析,对广安地区栖霞组碳酸盐岩岩石特征、沉积相类型及其古地理展布特征进行了系统研究。结果表明：广安地区栖霞组主要发育亮晶颗粒灰岩、亮晶生物碎屑灰岩、微晶生物碎屑灰岩、微晶颗粒灰岩、生物碎屑微晶灰岩、含生物碎屑微晶灰岩和泥晶灰岩7种岩石类型;碳酸盐岩颗粒主要以生物碎屑为主,部分层位发育球粒;古生物化石以三叶虫、腕足和有孔虫为主,同时可见棘皮类和藻类;栖霞组沉积期主要为碳酸盐岩台地沉积环境,其中栖霞组晚期（栖二段）台缘滩和台内滩较为发育,为该区油气成藏提供了有利条件。     

东濮凹陷潜山构造油气藏特征研究

构造、储层和烃源条件研究表明,东濮凹陷潜山主要为断裂控制的后成潜山,储层条件以下古生界峰峰组风化壳和上马家沟组相对较好,油气源为下第三系源岩和上古生界煤系地层,通过原油生标物对比发现,下第三系源岩对潜山油气藏有一定的贡献     

苏北盐城油气藏流体历史分析及成藏机理

本文利用流体包裹体分析技术,详细剖析了盐城凹陷油气储层中烃类包裹体的地球化学特征,结果表明盐城油气原始母源输入兼有水生藻类和高等植物,沉积环境以还原性占优势,水体有较高盐度,而且油气进入储层前业已成熟。油气注入史研究表明盐城油气注入至少有两期,注入时间分别约为32～34 Ma、5.5～12 Ma,且以第二期注入为主。盐城凹陷油气主要来源于古生界海相腐泥型源岩,并有少许上白垩统泰州组或浦口组的贡献。以张性为主的大断层,是油气向上注入的有效通道,属典型的下生上储成藏模式。     

鄂尔多斯盆地古生界气源对比新探索

利用热模拟／在线同位素质谱和热模型／报相色谱分析技术对鄂尔多斯盆地古生界气源岩和天然气烃且分组成和苯、甲苯碳同位素比值（＆＾１３Ｃ）进行了测定。分析结果表明下古生界灰岩中的Ⅰ型和Ⅱ型有机质在高演化阶段生成的轻烃产物中同样具有芳烃含量高的特征,轻烃中苯与甲七δ＾１３Ｃ值变化主要有机质类型有关,鄂尔多斯盆地下古生界气源岩糖烃中苯与甲苯δ＾１３Ｃ值约－２７‰,上古生界约－２２‰,上、下古生界气源岩中苯与     

从苏北盆地黄桥和朱家墩气田成藏特征看江汉盆地勘探前景

苏北盆地发育了“黄桥型”和“朱家墩型”两类气藏。黄桥型气藏为断裂—裂缝型复合圈闭,不受层位控制,其气源为具有晚期生烃潜力的海相烃源岩重新深埋后再次生成的烃类气和经多期次火成岩侵入和喷发产生的大量CO2。朱家墩型气藏主要是海相烃源岩深埋后二次生烃形成晚期烃源充注、向上运移到白垩系成藏,属“古生新储”型。江汉盆地的成藏条件与苏北盆地具有可对比性,其中的江陵凹陷具备形成黄桥型气藏的条件,而沔阳凹陷则具备形成朱家墩型气藏的条件。江陵凹陷与苏北黄桥气田在构造演化、储盖条件、烃源、岩浆活动等方面均具有相似性,且前者的成藏条件更显优越。沔阳凹陷与苏北盐城坳陷东南部的烃源岩基础数据具有可比性,古生界均具备多套烃源岩层,且均表现为高演化特点,晚期生烃潜力也相似,其烃源为晚期生烃的古生界和上三叠统—侏罗系。     

塔里木盆地哈拉哈塘凹陷天然气地球化学特征

哈拉哈塘凹陷位于塔里木盆地塔北隆起中部,具有良好的石油地质条件,是近期油气勘探的重点区带。天然气地球化学特征研究表明,该区天然气干燥系数较低,表现出典型湿气的特征,普遍含有微量的H2S;烷烃气δ13C1和δ13C2值分别为-50.5‰~-42.6‰和-40.2‰~-35.5‰,δD1值介于-262‰~-156‰之间,碳氢同位素系列表现出典型正序特征; C7轻烃组成具有正庚烷优势分布, C5~7轻烃组成以正构和异构烷烃为主。哈拉哈塘凹陷及周缘奥陶系天然气均为海相油型气,既有干酪根裂解气,也有原油裂解气,其中哈拉哈塘天然气中混入了相当比例的原油裂解初期形成的湿气,主要来自于南部阿满过渡带地区的中上奥陶统烃源岩,天然气中具有高δ13C值特征的CO2主要来自碳酸盐岩储层在酸性地层水作用下发生的溶蚀, H2S主要源自含硫化合物的热裂解。其中天然气发生的同位素部分倒转主要源自原油伴生气与原油裂解气的混合。     

松辽盆地庆深气田异常氢同位素组成成因研究

对松辽盆地徐家围子断陷庆深气田天然气组分、碳氢同位素和稀有气体同位素的分析表明,天然气以烷烃气为主,烷烃气碳同位素组成随着碳数增加呈变轻趋势,且δ13C1＆gt;-30‰, R/Ra一般大于1.0,δ13CCO2值介于-16.5‰~-5.1‰之间;氢同位素组成δD1=-205‰~-197‰,平均值为-203‰,δD2=-247‰~-160‰,平均值为-195‰,δD3=-237‰~-126‰,平均值为-163‰,且存在氢同位素组成倒转现象,即δD1＆gt;δD2＆lt;δD3。根据对庆深气田天然气不同地球化学特征分析,认为该气田烷烃气中重烃主要为有机成因,而 CH4有相当无机成因混入。庆深气田烷烃气氢同位素组成具有 CH4变化小,而重烃（δD2,δD3）变化大的特点。根据与朝阳沟地区天然气烷烃气氢同位素组成对比分析,认为 CH4主要表现为无机成因,而重烃气（δD2,δD3）主要为有机成因,且无机成因CH4氢同位素组成重于有机成因CH4。     

祁连山冻土区天然气水合物分解气碳氢同位素组成特征

开展祁连山冻土区天然气水合物气体同位素研究,是解决其气体成因、来源等科学问题的一个重要手段。本研究采集祁连山南麓多年冻土区水合物科学钻探DK2和DK3孔共8个含水合物的岩芯样品,采用真空顶空法收集样品中水合物的分解气,分别用气相色谱(GC)、气相色谱同位素比值质谱(GC-IRMS)测定其气体成分和同位素组成,测试结果表明:祁连山冻土区天然气水合物样品的气体碳氢同位素变化较大,甲烷、乙烷和丙烷的碳同位素(δ13C)变化范围分别为-52.6‰～-48.1‰、-38.6‰～-30.7‰和-34.7‰～-21.2‰,而二氧化碳的碳同位素(δ13C)最低为-27.9‰,最高为16.7‰;甲烷、乙烷和丙烷的氢同位素(δD)变化范围分别为-285‰～-227‰、-276‰～-236‰和-247‰～-198‰。通过对这些碳氢同位素进行综合研究,包括气体分子组成与同位素的关系分析、甲烷的碳氢同位素之间的关系判断等,结果表明研究区天然气水合物的气体主要来源于热解气,而且是在淡水环境中形成的有机成因气。     

页岩残留气定量方法及其地质意义

本研究设计并制造了一套可在真空条件下粉碎页岩样品并释放其中残留气的装置,该装置的粉碎系统与富集模块和气相色谱联用后,可实现残留气的有机、无机气体化学成分定量分析;同时,封存在玻璃管内的另一部分残留气可进一步开展稳定碳同位素分析,从而获得页岩残留气完整的化学成分和碳同位素组成特征。利用混合标准气体标定该装置,烃类和无机气体浓度与气相色谱响应相关系数达0.999,表明仪器状态稳定,残留气定量数据准确可信。使用不同露头页岩样品（贵州习水县下志留统龙马溪组、南京幕府山下寒武统牛蹄塘组和延安上三叠统延长组）检测该装置,页岩残留气量和碳同位素测试结果平行性良好,表明该装置系统可用于分析页岩残留气。对川南钻井龙马溪组样品残留气的测试结果表明：龙马溪组页岩残留气化学成分主要为CO₂和N₂等无机气体,烃类组分以CH₄为主,C₂H₆及更高碳数烃类含量极少;其甲烷碳同位素值为-38.1‰~-33.9‰,均值为-35.8‰,该甲烷碳同位素值与已发表的同地区页岩生产气非常接近,表明了二者的同源性,川南页岩气田中的页岩气来源于龙马溪组,符合页岩气的严格定义。此外,本研究还对宜昌地区浅钻五峰组和龙马溪组页岩开展了残留气分析,结果表明：残留烃气量与总有机碳质量分数、碳酸盐岩质量分数成呈弱正相关关系,与DFT（密度泛函理论）比表面积和BJH（Barrett-Joyner-Halenda）孔体积呈负相关关系,分析认为残留气并不是简单地以吸附或游离形式存在,而是封存于封闭孔中的极少量烃类和无机气体。     

银额盆地哈日凹陷Y井油气地球化学特征与油气源对比

Y井是银额盆地哈日凹陷施钻的第一口揭示二叠系厚度较大的参数钻井,于二叠系试获天然气9.15×104m3/d(无阻流量),并产少量凝析油。在对Y井天然气及凝析油组分、同位素,以及凝析油生物标志化合物等分析的基础上,探讨了天然气和凝析油成因类型。结果表明,天然气为油型(腐泥型)凝析油伴生气,凝析油为高成熟腐泥型,生烃母质以水生生物为主,烃源岩演化进入高成熟阶段。将Y井凝析油与哈日凹陷周缘杭乌拉剖面出露的下二叠统埋汗哈达组烃源岩生物标志化合物特征进行对比,二者具有良好的亲缘关系,Y井凝析油及天然气源于二叠系,进一步证实了银额盆地石炭系—二叠系良好的油气资源前景。     

Geochemical Characteristics of the Upper Triassic Xujiahe Formation in Sichuan Basin, China and its Significance for Hydrocarbon Accumulation

The alternative development of coal-bearing hydrocarbon source rocks and low-porosity and low-permeability tight sandstone reservoirs of the Triassic Xujiahe Formation in the Sichuan Basin is favorable for near-source hydrocarbon accumulation. The natural gas composition of the Xujiahe Formation in the Sichuan Basin is dominated by hydrocarbon gases, of which the methane content is80.16%-98.67%. Typically, the C_2~+ content is larger than 5% in main wet gas. The dry gas is mainly distributed in the western and northern regions of the basin. The non-hydrocarbon gases mainly contain nitrogen, carbon dioxide, hydrogen, and helium, with a total content of 2%. The carbon isotope ranges of methane and its homologues in natural gas are: δ~(13)C_1 of-43.8‰ to-29.6‰, δ~(13)C_2 of-35.4‰ to-21.5‰, δ~(13)C_3 of-27.6‰ to-19.8‰,and δ~(13)C_4 of-27.7‰ to-18.8‰. δ~(13)C_3δ~(13)C_4 occurs in some natural gas with a low evolution degree; such gas is mainly coal-related gas from humic-type source rocks of the Xujiahe Formation. As for the natural gas, δ~2 H_(CH4) values ranged from-195‰ to-161‰,δ~2 H_(C2H6) values ranged from-154‰ to-120‰, and δ~2 H_(C3H8) values ranged from-151‰ to-108‰. The dry coefficient,δ~(13)C and δ~2 H_(CH4) are all positively correlated with the maturity of source rocks. The higher the maturity of source rocks is, the larger the natural gas dry coefficient is and the larger the δ~(13)C and δ~2 H_(CH_4) values are, indicative of the characteristic of near-source accumulation. The δ~2 H_(C2H6) value of natural gas is influenced by paleosalinity to a relatively large extent; the higher the paleosalinity is, the larger the δ~2 H_(C2H6) value is. The Pr/Ph value of the condensate oil ranged from 1.60 to 3.43, illustrating light oxidization-light reduction and partial-oxidization characteristics of the depositional environment of coal-bearing source rocks of the Xujiahe Formation. The natural gas light hydrocarbon(C_5-C_7) from the Xujiahe Formation presented two characteristics: the first was the relatively high aromatic hydrocarbon content(19%-32.1%), which reveals the characteristic of natural gas with humic substances of high-maturity; the second was the low content of aromatic hydrocarbon(0.4%-9.3%),reflecting water-washing during the accumulation of the natural gas. The reported research outcomes indicate a potential mechanism for natural gas accumulation in the Xujiahe Formation, which will further guide natural gas exploration in this region.     

Source Rocks for the Giant Puguang Gas Field,Sichuan Basin:Implication for Petroleum Exploration in Marine Sequences in South China

Detailed geochemistry studies were conducted to investigate the origin of solid bitumens and hydrocarbon gases in the giant Puguang gas field. Two types of solid bitumens were recognized： low sulfur content, low reflectance （LSLR） solid bitumens in sandstone reservoirs in the Xujiahe Formation and high sulfur content, high reflectance （HSHR） solid bitumens in the carbonate reservoirs in the Lower Triassic Feixianguan and Upper Permian Changxing formations. Solid bitumens in the Upper Triassic Xujiahe Formation correlate well with extracts from the Upper Triassic to Jurassic nonmarine source rocks in isotopic composition of the saturated and aromatic fractions and biomarker distribution. Solid bitumens in the Feixianguan and Changxing formations are distinctly different from extracts from the Cambrian and Silurian rocks but display reasonable correlation with extracts from the Upper Permian source rocks both in isotopic composition of the saturated and aromatic fractions and in biomarker distribution, suggesting that the Permian especially the Upper Permian Longtan Formation was the main source of solid bitumens in the carbonate reservoirs in the Feixianguan and Changxing formations in the Puguang gas field. Chemical and isotopic composition of natural gases indicates that the majority of hydrocarbon gases originated from sapropelic organic matter and was the products of thermal cracking of accumulated oils. This study indicates that source rock dominated by sapropelic organic matter existed in the Upper Permian and had made major contribution to the giant Puguang gas field, which has important implication for petroleum exploration in marine sequences in South China.     

Source Rocks for the Giant Puguang Gas Field, Sichuan Basin: Implication for Petroleum Exploration in Marine Sequences in South China

Detailed geochemistry studies were conducted to investigate the origin of solid bitumens and hydrocarbon gases in the giant Puguang gas field. Two types of solid bitumens were recognized: low sulfur content, low reflectance (LSLR) solid bitumens in sandstone reservoirs in the Xujiahe Formation and high sulfur content, high reflectance (HSHR) solid bitumens in the carbonate reservoirs in the Lower Triassic Feixianguan and Upper Permian Changxing formations. Solid bitumens in the Upper Triassic Xujiahe Formation correlate well with extracts from the Upper Triassic to Jurassic nonmarine source rocks in isotopic composition of the saturated and aromatic fractions and biomarker distribution. Solid bitumens in the Feixianguan and Changxing formations are distinctly different from extracts from the Cambrian and Silurian rocks but display reasonable correlation with extracts from the Upper Permian source rocks both in isotopic composition of the saturated and aromatic fractions and in biomarker distribution, suggesting that the Permian especially the Upper Permian Longtan Formation was the main source of solid bitumens in the carbonate reservoirs in the Feixianguan and Changxing formations in the Puguang gas field. Chemical and isotopic composition of natural gases indicates that the majority of hydrocarbon gases originated from sapropelic organic matter and was the products of thermal cracking of accumulated oils. This study indicates that source rock dominated by sapropelic organic matter existed in the Upper Permian and had made major contribution to the giant Puguang gas field, which has important implication for petroleum exploration in marine sequences in South China.     

东海盆地西湖凹陷油岩地球化学特征及原油成因来源

东海盆地西湖凹陷具有大量的原油资源,但对于原油成因讨论较少.采集西湖凹陷多个油样和岩样,利用气相色谱和傅里叶红外光谱等手段,全面分析了该区烃源岩和原油的地球化学特征,综合讨论了原油来源以及凝析油和高蜡轻质油的成因.研究结果表明,平湖组煤系源岩均处于热演化的成熟阶段,其中碳质泥岩和煤岩以陆源生物为主要生源,其干酪根类型为Ⅲ型,暗色泥岩则具有陆源生物和水生生物双重生源贡献,其干酪根类型Ⅱ-Ⅲ型,同时碳质泥岩和煤的生油潜力远高于泥岩.原油主要为凝析油和轻质油,凝析油具有低密度、低蜡等“六低一高”的特点,轻质油具有高蜡特质,而且轻烃组分有明显差异.生标参数显示大部分原油为腐殖型,少部分原油表现出具有腐殖和腐泥母质的特点,同时该区原油均处于中等成熟阶段.油油对比和油岩对比表明大部分油来自平湖组碳质泥岩和煤岩,具有典型Ⅲ型腐殖油的特征;少部分油来自暗色泥岩,具有Ⅱ-Ⅲ型油的特征(总体上仍偏腐殖型).凝析油和轻质油的物性及轻烃组分的差异与源岩母质无关.凝析油是干酪根在成熟演化阶段生成的原油遭受蒸发分馏作用的结果,高蜡轻质油除了是“蒸发分馏作用”的残余油外,还有部分是“混合作用”的结果.      

黄骅坳陷石炭-二叠系凝析油气地球化学特征及来源分析

深层油气勘探是未来油气资源的重要接替领域。渤海湾盆地下伏石炭-二叠系煤系烃源岩自油气勘探取得新突破以来,一直是深层油气领域研究的热点。黄骅坳陷新部署的QG8井奥陶系碳酸盐岩储层和YG1井二叠系砂岩储层获高产凝析油气流,其来源判别问题是深层油气勘探的关键。针对QG8、YG1井凝析油气开展的生物标志化合物、有机碳稳定同位素和原油物性研究表明：两口井的凝析油均为低黏度、低密度的典型轻质原油,具有姥鲛烷优势（Pr/Ph>2.8）,QG8井凝析油饱和烃δ¹³C为-29.1‰、芳烃δ¹³C为-26.8‰;天然气δ¹³C₁偏重,介于-39.7‰~-36.4‰之间,干燥系数大于0.8,重烃可达16.2%,为偏干湿气。QG8与YG1井凝析油特征与黄骅坳陷石炭-二叠系煤系烃源岩（饱和烃δ¹³C为-29.26‰~-26.87‰,芳烃δ¹³C为-26.62‰~-24.15‰）及KG4井原油物性（0.757 1~0.840 2 g/cm³）相近,天然气特征则相似于济阳坳陷GBG1井的煤成气（δ¹³C₁为-43‰~-35‰）,表明高产的凝析油气来自石炭-二叠系煤系烃源岩。证实渤海湾盆地深层石炭-二叠系煤系具有生烃潜力和油气勘探前景。