四川盆地元坝-通南巴地区须家河组天然气地球化学特征和成因

为了探讨四川盆地元坝-通南巴地区上三叠统须家河组天然气的成因,明确天然气的来源,综合利用了天然气组分和稳定碳、氢同位素等手段对天然气地球化学特征进行了分析。研究表明,四川盆地元坝-通南巴地区须家河组天然气以甲烷为主,主体表现出干气特征,干燥系数普遍高于0.97,δ¹³C₁和δ¹³C₂值分别介于-34.5‰~-29.3‰和-35.4‰~-21.5‰,δ¹³C_CO2值多数高于-8‰,δD_CH4值介于-181‰~-144‰,且与δ¹³C₁值之间没有明显的相关性。天然气成因鉴别和气-源对比研究表明,该区须家河组天然气主体为煤成气,来自须家河组煤系烃源岩,其中元坝地区须一、须二段和通南巴地区须家河组天然气中混入了一定量的原油二次裂解气,它主要为吴家坪组烃源岩生成的原油在裂解程度相对较低时的产物。研究区须家河组烷烃气碳同位素系列普遍发生了部分倒转,其中元坝地区须三、须四段天然气的部分倒转主要源自须家河组烃源岩在高成熟阶段的产物,而元坝地区须一、须二段和通南巴地区须家河组天然气发生的部分倒转主要源自少量的原油裂解气与大量的高成熟煤型干气的混合。     

川西坳陷新场气田上三叠统须五段天然气来源及启示

新场气田是川西坳陷目前发现的规模最大的陆相气田,须五段是该区天然气勘探的重点层系之一,但有关须五段天然气成因和来源的认识存在分歧。在对新场气田不同层位天然气进行组分、稳定碳氢同位素和轻烃化合物组成进行测试分析的基础上,开展天然气成因鉴别和气源对比。地球化学特征研究表明,新场气田须五段天然气主体为湿气,δ¹³C₁值介于-40.2‰~-33.5‰之间,δ¹³C₂值介于-27.3‰~-23.6‰之间,δD₁值介于-215‰~-179‰之间,烷烃气碳氢同位素组成均为正序系列;C₇组成具有明显的甲基环己烷优势分布,C_5-7组成则以异构烷烃和环烷烃为主。新场气田须五段天然气为煤成气,与雷口坡组和须二段分别表现为油型气和混合气的特征明显不同,而侏罗系和须四段天然气尽管同样表现出煤成气特征,但其成熟度普遍高于须五段天然气。受须家河组不同层段烃源岩母质类型相似等因素影响,气—岩轻烃指纹对比不具有排他性,不适用于新场气田陆相天然气的气源精细对比。新场须五段天然气主要来自须五段自身,而侏罗系天然气则主要来自须三段、须四段烃源岩。     

准噶尔盆地东部侏罗系烃源岩和天然气地球化学特征及低熟气勘探前景

对准噶尔盆地东部侏罗系烃源岩有机地球化学特征进行了研究,结果显示准噶尔盆地东部侏罗系烃源岩有机碳含量分布范围广泛,TOC为0.13%~81.06%,烃源岩评价为差—中等生油潜力,但生气潜力较大;镜质体反射率Ro分布和与热演化程度相关的生物标志化合物参数(OEP值、CPI值、甾烷和藿烷异构化参数、甲基菲指数等)表明大多数烃源岩处于未成熟—低成熟热演化阶段;有机质类型以III型为主,部分八道湾组和西山窑组烃源岩为II2型。此外,对准噶尔盆地东部侏罗系天然气组分和碳同位素组成分析结果表明,侏罗系天然气以烃类气体为主,甲烷含量为65%~98%,C1/C1-5为0.62~0.98,以湿气为主,碳同位素组成分布范围较广,其中甲烷同位素组成δ13 C1值为-50.7‰~-28.2‰,乙烷δ13 C2为-32.5‰~-23.7‰,丙烷δ13 C3值为-30.6‰~-21.6‰,以煤型气为主,仅三台—北三台地区天然气显示为油型气-煤型气混合的特征。在对准噶尔盆地东部地区侏罗系煤系烃源岩和天然气样品分析的基础上,通过与吐哈盆地典型低熟气区烃源岩和天然气地球化学特征对比认为准噶尔盆地东部阜东和三台—北三台地区已形成一定规模的低熟气聚集,具有巨大的勘探潜力,是准噶尔盆地低熟气有望取得突破的重点地区。     

鄂尔多斯盆地杭锦旗地区上古生界天然气成因及来源

鄂尔多斯盆地杭锦旗地区上古生界天然气化学组成、稳定碳氢同位素等综合分析结果表明,该区天然气以烃类气体为主,干燥系数介于0.80~0.94,表现为湿气特征;δ13C₁和δ13C₂值分别为-36.2‰~-31.7‰和-27.8‰~-23.3‰,δD_CH4值为-199‰~-172‰,烷烃气碳、氢同位素总体呈现正序特征,属于有机成因气。天然气成因鉴别和气-源对比表明,该区上古生界天然气主体属于煤成气,来自太原组-山西组煤系烃源岩,但泊尔江海子断裂南北两侧天然气的来源存在差异性,南侧十里加汗区带天然气来自原地的太原组-山西组高成熟烃源岩;而北侧什股壕区带天然气则主要由断裂以南十里加汗等地区运移而来,且后期遭受一定程度的破坏而发生逸散。      

川南地区须家河组天然气地球化学特征及成藏过程

为探究川南地区须家河组天然气地球化学特征及成藏机理,以天然气地球化学分析数据为基础,对该区天然气地球化学特征、成因、成藏期次及成藏过程进行了分析。结果表明:研究区天然气以烷烃气为主,甲烷体积分数大于80%,重烃体积分数低,天然气干燥系数大于0.85;部分天然气含H2S,这是研究区与四川盆地其他地区须家河组天然气组分特征的最大差异;天然气δ~(13)C_1为-43.17‰~-30.80‰,δ~(13)C_2为-33.81‰~-24.90‰,δ~(13)C_3为-28.65‰~-22.70‰,总体具有正碳同位素系列特征。碳同位素与轻烃分析均证实,研究区须家河组天然气以煤型气为主,同时存在部分油型气;煤型气主要来自须家河组煤系烃源岩,油型气主要来自下伏海相层系。成藏年代分析表明,研究区须家河组天然气主要有3期成藏:晚侏罗世中期—早白垩世,须家河组煤系烃源岩生成的少量煤型气进入须家河组成藏;晚白垩世,须家河组煤系烃源岩大量生成煤型气并进入须家河组成藏,该时期是须家河组天然气的主要成藏期;喜山期,部分下伏油型气经断裂进入须家河组成藏,该阶段的流体充注是研究区出现异常高温包裹体与天然气含H_2S的主要原因。     

鄂尔多斯盆地临兴地区上古生界天然气成因及来源

天然气成因及来源研究对天然气勘探开发具有重要作用,可以为天然气的运移成藏提供理论依据。通过对鄂尔多斯盆地临兴地区上古生界天然气组分、碳同位素、轻烃及烃源岩等特征进行综合分析研究,探讨该区上古生界天然气成因及来源。结果表明:临兴地区上古生界天然气组分含量以甲烷为主,重烃和非烃含量较低,主要属于干气;天然气δ^13C1值、δ^13C2值和δ^13C3值分别介于-45.6‰^-32.9‰、-28.9‰^-22.3‰和-26.2‰^-19.1‰之间,总体表现出正碳序列变化趋势,并且δ^13C1值均小于-30‰,具有典型的有机成因气特征。轻烃组成特征上具有一定的相似性,C7系列表现出甲基环己烷优势;C5-7系列主要表现出异构烷烃优势。该区上古生界天然气主要属于成熟煤成气,含有少量煤成气与油型气的混合气;石盒子组天然气藏主要是由山西组烃源岩生烃增压扩散运移至近源或远源储层内充注成藏;太原组天然气藏主要来自于太原组自身的烃源岩,在源岩内自生自储成藏。     

川中地区须家河组天然气地球化学特征

为探明川中地区须家河组天然气特征、成因及来源,对该区须家河组天然气组分及碳、氢同位素特征进行了分析。结果表明:川中地区须家河组天然气以甲烷为主,除元坝、通南巴等地区外,主体表现为湿气特征,干燥系数小于0.95,天然气干燥系数主要受烃源岩成熟度的控制。δ~(13)C_1值介于-43.8‰~-29.3‰之间,δ~(13)C_2值介于-35.4‰~-24.3‰之间,δD_(CH_4)值介于-179‰~-152‰之间。天然气成因鉴别及气源对比结果表明:川中地区大部分气田须家河组天然气为煤成气,来源于须家河组煤系烃源岩。川中地区大部分区域仅少数天然气样品发生丙烷、丁烷的碳同位素部分倒转,主要由同源不同期气的混合所致。     

西湖凹陷平北地区天然气地球化学特征、成因类型及来源分析

基于天然气的组分、稳定碳同位素和轻烃组成特征及实际地质背景,对东海盆地西湖凹陷平北地区天然气的地球化学特征、成因类型及来源进行了分析和探讨。平北地区天然气体以甲烷为主,重烃含量相对较高,主要表现为湿气特征,非烃类气体主要是N_2和CO_2;天然气δ~(13)C_1和δ~(13)C_2值分别介于-33.7‰～-42.5‰和-22.7‰～-30.9‰,不同油气田之间δ~(13)C_1具有差异性;在C_7轻烃化合物中,甲基环己烷占据明显优势,其质量分数介于47.8%～66.3%,表明天然气具有煤型气特征。成因分析和气源对比表明,该区天然气主体为煤型气,主要处于成熟—高成熟阶段,推测部分浅层天然气主要来源于研究区东侧西次凹成熟度更高的平湖组烃源岩,而大部分天然气仍主要来自于本区成熟度较低的平湖组烃源岩。本文成果可以为西湖凹陷下一步油气勘探提供理论依据。     

琼东南盆地低熟煤型气地球化学特征及勘探前景

琼东南盆地近年来发现的Y8等气田的天然气碳同位素值异常偏低,与以往发现的成熟—高成熟煤型气大不相同。在深入理解低熟气概念及进行详细地球化学分析后,认为研究区δ¹³C₁值分布在-47‰~-42‰之间,δ¹³C₂值分布在-28‰~-25‰之间的天然气是与吐哈盆地类似的低熟煤型气,天然气成熟度R_O值介于0.5%~0.8%之间,主要来自凹陷斜坡、凸起区低成熟演化阶段的崖城组烃源岩及盆地内大范围发育的中新统烃源岩。低熟煤型气的发现极大拓展了琼东南盆地烃源岩的研究范围,为盆地下一步勘探提供了新的思路。     

四川盆地陆相天然气成因类型划分与对比

对四川盆地天然气轻烃指纹、碳氢同位素、稀有气体同位素等进行了系统研究。天然气碳同位素δ13C1—δ13C2关系的分区和分层对比研究显示天然气受母质类型、成熟度及运移等多种因素影响。轻烃指纹表明川西坳陷天然气以腐殖型来源为主,川中、川南及川东地区天然气既有腐殖型也有腐泥型来源,天然气明显具有油型气特征。川西坳陷中段须二段天然气碳同位素δ13C1较高,而部分碳同位素δ13C2位于-28‰以下显示了其油型气和高成熟度特征,研究区其它样品分布区间相对集中,均表现为典型的煤型气特征。四川盆地海、陆相天然气可以利用δ13C2—δD1很好区分,氢同位素δD1=-140‰和碳同位素δ13C2=-28‰可将四川盆地海相和陆相天然气进行区分。稀有气体同位素表明天然气基本上为壳源成因,无幔源稀有气体的加入。     

川西坳陷中三叠统雷口坡组四段气藏气源分析

川西地区海相层系除发育二叠系等烃源岩之外,中三叠统雷口坡组内部还发育一套潟湖相黑灰色泥微晶白云岩、灰岩烃源岩,其生烃强度为(10~40)×108m3/km2,具备形成大中型气田的气源条件。通过对川西坳陷不同构造带雷口坡组四段气藏天然气组分、烷烃气碳氢同位素特征、储层沥青、天然气运移条件分析认为,不同构造带具有不同的主力气源。龙门山前构造带PZ1井天然气高含H2S、δ13C2偏重(-26.4‰)、烷烃气碳同位素呈正序分布、δD1偏轻(-140‰),总体具混源气特征,天然气组分及碳同位素反映的母质演化程度介于二叠系和雷口坡组源岩之间,反映可能为二者的混源气,龙门山前通源断裂的发育为混源成藏提供了条件;新场构造带CK1井天然气微—中含量H2S、δ13C2偏轻(-33.2‰)、烷烃气碳同位素局部倒转、δD1偏轻(-147‰),具油型气特征,其与雷口坡组烃源岩大致相当,反映主要来源于雷口坡组内部自身的烃源岩。     

川西北地区九龙山气田天然气成因与来源探讨

九龙山气田产层主要为下侏罗统珍珠冲组及上三叠统须家河组须二段,目前对二者气藏的气源还未定论。通过对九龙山气田珍珠冲组和须家河组天然气组分和碳同位素组成的详细分析,结合源岩和储层沥青生物标志化合物开展气源对比,以明确天然气来源。九龙山气田存在浅层须家河组须三段泥页岩和深层的茅口组灰岩、下寒武统泥岩2套优质烃源岩,天然气总体为干气,珍珠冲组与须三段天然气组成特征相似,须二段天然气组成具有须家河组和深层气共同特征。珍珠冲组天然气δ₁₃C₂平均为-26.73‰,与周边文兴场和中坝气田须家河组煤系烃源相似,须二段天然气δ₁₃C₂值在-29.5‰～-30.49‰之间,介于浅层煤成气和深层油型气特征。珍珠冲组气层沥青甾萜烷生物标志化合物也与须三段烃源特征相似,具有高的三环萜烷值和重排甾烷/规则甾烷值,C₂₇/C₂₉值分布在0.93～1.00之间,呈“V”字型特征;须二段气层C₂₇/C₂₉值介于须三段和茅口组、寒武系源岩之间,具有与茅口组相似的三环萜烷低值和重排甾烷/规则甾烷低值特征。综合天然气组分、碳同位素和储层沥青生物标志化合物气源对比分析认为,九龙山气田珍珠冲组天然气主要由浅层须三段腐殖型烃源生烃贡献,须家河组须二段天然气由浅层须三段腐殖型和深层茅口组、下寒武统偏腐泥型烃源混合贡献。
     

南黄海盆地碳酸盐岩碳氧同位素特征及意义

对南黄海盆地碳酸盐岩烃源岩(P₁q-T₁q)进行了碳氧同位素测定及孢粉相等分析,研究海相碳酸盐岩有效烃源岩的形成和控制因素.通过对样品δ13C与δ18O相关性等的分析,发现碳氧同位素组成基本保留了原始海洋的同位素组成.栖霞组δ13C相对青龙组偏重,预示着较高的生物生产力,更有利于烃源岩的发育.栖霞组δ13C以均值为基准可以划分为3个演化阶段,并与孢粉相的变化相对应,表明不同层段烃源岩发育具有差异性.WX5-ST1井青龙组δ13C_PDB(均值3.83‰)明显比CZ24-1-1井(均值-1.34‰)的偏重,并与高无定形孢粉相相对应,表明同一层段不同区域烃源岩形成也具有差异性.对比碳氧同位素和孢粉相资料,发现生物生产力与保存条件有效的匹配是烃源岩发育的有利层段.      

渤海湾盆地渤中19-6凝析气田天然气成因及油气成因关系判识

综合运用油气地球化学分析方法,分析了渤海湾盆地渤中19-6凝析气田天然气成因,并对凝析油与天然气的成因关系进行了判识。研究结果表明,渤中19-6凝析气田天然气为以烃类气为主的湿气,C₁/（C₂+C₃）值偏低,介于6.4~7.3,甲烷碳同位素值集中分布于-38.0‰~-39.0‰,乙烷碳同位素偏重,介于-25.4‰~-27.0‰,为偏腐殖型干酪根裂解气,与沙河街组三段烃源岩具有可比性,源自沙河街组三段烃源岩。多项凝析油和天然气成熟度判别参数表明,渤中19-6凝析气田凝析油和天然气主要处于成熟阶段,但天然气成熟度略高于凝析油。多项地质证据表明,渤中19-6凝析气田经历了“早油晚气”的油气成藏过程,凝析油主成藏期（12 Ma以来）早于天然气（5 Ma以来）。     

准噶尔盆地烷烃气碳同位素组成及来源

通过对全盆地烷烃气碳同位素组成进行分析,明确了准噶尔盆地烷烃气成因类型、来源及分布。准噶尔盆地天然气主要包括成熟—过成熟油型气、成熟—过成熟煤型气、过渡气和生物气等。准噶尔盆地烷烃气碳同位素倒转普遍,碳同位素倒转原因包括细菌氧化作用、油型气和煤型气混合、不同源煤型气混合以及同源不同阶煤型气混合。准噶尔盆地煤型气包括3类：①煤型气重烃气碳同位素组成较重(δ¹³C₂＞-26.0‰),主要为成熟—高成熟,来源于侏罗系烃源岩;②煤型气重烃气碳同位素组成相对较轻(δ¹³C₂＜-26.0‰),成熟度范围广,来源于侏罗系、二叠系乌尔禾组和佳木河组烃源岩中的一套或多套;③煤型气重烃气碳同位素组成分布范围广,主要为高—过成熟,来源于石炭系烃源岩。     

四川盆地须家河组煤系烷烃气碳同位素特征及气源对比意义

四川盆地上三叠统须家河组煤系是套陆相含煤地层。须家河组一、三、五段以暗色泥岩和煤为主,是气源岩。泥岩干酪根以Ⅱ型和Ⅲ型为主,有机碳含量平均为1.96%,在川中处于成熟阶段,在川西处于高成熟阶段。由于源岩以腐殖型为主,故以形成气为主,气中仅有少量轻质油或凝析油。须家河组二、四、六段以砂岩为主,故有3套生储盖组合,形成许多自生自储煤成气田。在四川盆地须家河组发现的天然气储量仅次于下三叠统飞仙关组,并有该盆地第二大气田(广安气田)。须家河组煤成气碳同位素特征:一是绝大部分具有正碳同位素系列,即δ¹³C₁<δ¹³C₂<δ¹³C₃<δ¹³C₄;二是δ¹³C₂值是全盆地9个产气层系中最重的,为-20.7‰～-28.3‰;三是川中地区有一批轻的δ¹³C₁值,最轻为-43.0‰。在川东和川南须家河组变薄的地区还发现少量油型气藏,这些气藏碳同位素特征是δ¹³C₂值轻,一般轻于-30‰,最轻为-36.3‰,易与煤成气区分。     

四川盆地东北部马路背地区上三叠统须家河组天然气地球化学特征及气源

依据天然气化学组分及碳、氢同位素等地球化学资料,分析了四川盆地东北部马路背地区上三叠统须家河组天然气地球化学特征、天然气成因及来源。研究表明,马路背地区须家河组天然气组分以甲烷为主,含量介于92.60%~99.04%,平均为97.59%,干燥系数普遍高于0.990 0,平均为0.992 2,热演化程度较高;与邻区须家河组天然气对比,马路背地区须家河组天然气碳同位素明显具有甲烷碳同位素偏重、乙烷碳同位素偏轻的特征,δ¹³C₁值介于-33.70‰~-28.60‰,平均为-30.88‰,δ¹³C₂值介于-36.40‰~-28.90‰,平均为-33.11‰,甲烷和乙烷碳同位素多表现为倒转分布。天然气成因鉴别及气-源对比研究表明,马路背地区须家河组天然气为Ⅲ型和Ⅱ型干酪根生成的煤型气和油型气的混合热成因气,天然气主要来源于上三叠统须家河组煤系烃源岩及上二叠统吴家坪组海相烃源岩,甲烷和乙烷碳同位素倒转正是煤型气及油型气混合所致。马路背地区须家河组天然气高产富集与该区海相、陆相烃源岩双源供烃及深大断裂有效沟通海相、陆相多套优质烃源岩关系密切,沟通海相、陆相烃源岩的通源断裂在该区天然气成藏富集及后期调整改造方面具有重要作用。     

四川盆地中侏罗统沙溪庙组天然气地球化学特征及成因

四川盆地中侏罗统沙溪庙组是低油价形势下四川盆地天然气勘探的重要领域,但盆地内不同地区天然气来源尚不明确,影响下一步勘探部署决策,为此开展侏罗系沙溪庙组天然气地球化学特征及成因研究。结果表明：①沙溪庙组天然气属于干酪根降解气,甲烷含量>84%,含少量乙烷、丙烷等烃类气体及少量的氮气、二氧化碳等非烃气体,不含硫化氢,不同区域的天然气成熟度存在差别;②天然气δ¹³C₁值为-39.2‰~-31.2‰、δ¹³C₂值为-32.8‰~-22.3‰、δ¹³C₃值为 -28.7‰~-19.5‰,天然气碳同位素未发生倒转,川西地区为煤成气,川中地区为油型气,川东地区为煤成气和油型气混合气,以油型气为主;③不同区域天然气δ¹³C₁值、δ¹³C₂值的差异,与其来源于不同类型烃源岩贡献比例大小有关。川西、川西南地区主力烃源岩为须五段煤系烃源岩,川中地区为下侏罗统湖相烃源岩,川东地区天然气来源于须五段和下侏罗统烃源岩。研究结果对四川盆地侏罗系沙溪庙组下一步天然气勘探部署决策具有重要的指导意义。