莺歌海盆地天然气气源及运移的地球化学特征

依据收集的莺歌海盆地20多个天然气样(其储层深度分布在1280m～2664m),分析了该盆地天然气组分及同位素组成。指出:天然气中烃类气以甲烷为主,气体偏干,C₁/∑C_(1-5)多数大于0.95;甲烷碳同位素偏重,δ¹³C₁为—37‰～—31‰,δ¹³C₂值均大于—28‰,为Ⅲ型母质形成的天然气特征,δ¹³C₂<δ¹³C₃<δ¹³C₄,且三者相互间差值小,天然气演化程度高。根据莺歌海盆地地层埋深与镜质体反射率(R_o),说明这些气体应从下部运移而来。通过对地层埋深与R_o和Ⅲ型母质有关的δ¹³C₁与R_o的关系,进行天然气垂向运距的计算,追索源岩的可能埋深在3364～3982m或更深部位。其天然气除源于莺歌海盆地莺-黄组外,其下层上第三系梅山组将成为盆地供气的重要来源之一。天然气中氦同位素³He/⁴He值为10^-7～10^-8,主要源于地壳,氩同位素具低比值⁴⁰Ar/³⁶Ar为302～326),呈上第三系特征,表明莺歌海盆地的天然气主要源于上第三系深部层有机母质达到高成熟阶段形成的天然气,并经中-长距运移在浅部储层聚集成藏。     

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对鄂尔多斯盆地上古生界存在幔源成因无机气以及盆地的构造特征有利于幔源气上涌的观点进行置疑。鄂尔多斯盆地构造稳定，断裂主要集中在周缘，而且以挤压性质为主，并不利于幔源气的上涌；通过对天然气地球化学特征的分析，上古生界的天然气主要是上古生界石炭—二叠系煤系为烃源岩的煤成气组成：大部分甲烷的δ13C₁＜－30‰，显示有机成因，而部分δ13C₁＞－30‰是由于高成熟或者过成熟煤成气甲烷较重的结果；烷烃气虽发生单项碳同位素倒转，属于煤系不同源气或同源不同期煤成气的混合结果，烷烃气均为有机成因；部分二氧化碳气藏具有δ13C_CO2≥－8‰，为无机成因，是碳酸盐岩水解或者酸溶作用的结果；对盆地中氦的分析结果表明主要为壳源成因     

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论文探讨了文33块天然气中CO₂气及有机气体的成因。文33-204井CO₂含量高近80%、碳同位素值重δ13C_CO2为－9.0‰，CO₂同位素指示介于有机成因与无机成因之间，与同区块高部位CO₂含量低的其他井天然气同位素差别大，伴生的烃类气体组分与碳同位素表现为油型湿气特征。综合研究认为，文33块含二氧化碳高的文33-204、文269、文269-1的天然气中有机组分与CO₂是不同源，有机组分来源于下第三系泥岩地层，CO₂气体主要来源于石炭—二叠系的煤系地层，同区块而CO₂低的天然气，有机组分与CO₂为同源的，均来源于下第三系泥岩地层。     

CO2-C2H6吞吐提高致密油藏采收率实验研究

注CO₂已经成为致密油藏提高采收率的重要手段之一，相较于纯CO₂，部分烃类气体对原油的降黏及混相能力更强。为此，通过高温高压PVT实验研究了CO₂及复合气体（CO₂-C₂H₆）-原油的饱和压力及黏度的变化特征，并利用高温高压岩心吞吐实验揭示了不同气体介质、吞吐压力及吞吐轮次下原油动用程度。研究结果表明：复合气体中C₂H₆增强了气液两相混相能力，提高了CO₂降黏及溶解能力，原油流动性显著增加。复合气体中随着C₂H₆摩尔分数的增加，原油饱和压力由14.24 MPa 增至18.02 MPa，提高了26.54%；原油黏度由23.68 mPa·s 降至8.76 mPa·s。不同吞吐压力下复合气体（CO₂-C₂H₆）的采收率提高效果均强于纯CO2的，且吞吐压力在最小混相压力附近采收率提高程度高于其他吞吐压力。复合气体（CO₂-C₂H₆）对孔隙半径为0.000 1～0.001 和0.01～1 μm孔隙中的原油动用程度强于纯CO₂的。     

吐─哈盆地天然气成因类型探讨

吐哈盆地的天然气依据成因可划分为油型气、煤型气、混源气和生物改造气4种类型。油型气主要产于托克逊凹陷及哈密凹陷,具有δ¹³C₃-δ¹³C₂值高、δ¹³C₂<-2.88%和演化程度较高等特征；煤型气主要富集于台北凹陷(鄯善油田、巴喀油田例外),具δ¹³C₁低、重烃气碳同位素重、δ¹³C₂>-2.88%等特征；混源气仅分布于鄯善油田及丘陵油田东块,具δ¹³C₁<δ¹³C₂<δ¹³C₃>δ¹³C₄的碳同位素“倒转”分布特征；生物改造气仅见于巴喀油田及丘陵油田陵4井区,具有密度小、干燥系数大、iC₄/nC₄及C₂/C₃值高、δ¹³C₂>δ¹³C₃等特点。     

鄂尔多斯盆地东部奥陶系盐下天然气地球化学特征及其对靖边气田气源再认识

在鄂尔多斯盆地东部龙探1井盐下马五₇储层获得了低产天然气。测试资料显示,其甲烷含量为96.871％,C₂⁺重烃组分含量仅为2.396％,具高演化干气特征;非烃组分含量很低,应属储层中的正常天然气;甲烷的碳同位素组成偏轻,δ¹³C₁值为-39.26‰,代表了奥陶系原生过成熟油型气的特征;C₂⁺重烃组分的单体烃碳同位素显著偏重,分布于-19.27‰～-23.78‰之间,与高演化的煤成气相似。仅从空间配置关系判断,上古生界煤成气混入的可能性很小,因而,次生因素——TSR反应等是造成重烃组分碳同位素偏重的主要原因。以龙探1井马五₇天然气为油型气端元,甲烷碳同位素组成作为主要指标,进行靖边气田奥陶系天然气主要气源的判识,得出了靖边气田奥陶系风化壳天然气的主要气源应是上古生界煤系的认识。     

由C4～C8轻烃制取三苯

This article describes the aromatization with Ga／Zn／ZSM－5 of light hydrocarbons （C₄～C₈ alkanes）．Catalyst stability test results are obtained by running the test in a 100 ml unit（cat．volume），for 1 000 h at 550 ℃ and WHSV 0.5 h^－1．The conversion is 96％，and aromatics yield is 55.51％（m）．The process and design of an industrial BTX pilot plant with a capacity of 3×10⁴ t／a is discussed．     

乌连戈伊气田形成机制及其启迪

西西伯利亚盆地是世界上最大的含油气盆地，其中乌连戈伊气田储量达10.2×10¹²m³。对于该气田的形成机制，迄今仍众说纷纭。该盆地北部地区95%的天然气都储集于白垩系波库尔组中，而当中的2/3又储于波库尔组顶部的赛诺曼阶。这些天然气的δ¹³C₁分布在－54‰~－46‰，其中在乌连戈伊气田δ¹³C₁集中在－49‰左右，它不应当属于纯生物气的范畴。基于该气田天然气的组成和碳同位素特征认为，该气田的天然气也不可能是生物气与下部热成因天然气混合的产物。塞诺曼阶天然气的分布与成熟度处于低演化阶段的波库尔组源岩在时空分布上有着极好的对应关系，前者的δ¹³C₁分布特征和波库尔组热演化指标R_o之间的关系与煤型气碳同位素二阶模式的低演化回归曲线吻合极好。因此，可以用腐殖型有机质在低演化阶段能规模性成气的机理合理解释该气田的成因。最后认为，乌连戈伊气田塞诺曼阶天然气属于低熟气的范畴。     

火山-幔源与有机成因CO2气混合模型探讨——以南海北部边缘盆地为例

以南海北部边缘盆地为例，选取典型火山-幔源型CO₂气和不同有机成因CO₂气的碳同位素值作为端元，模拟计算了2种成因CO₂气按不同比例混合后碳同位素值变化规律。结果表明，无论有机成因CO₂的同位素值（-10‰～-25‰）和初始有机成因CO₂气含量（0.5%～2.0%）如何变化，当CO₂气含量小于10%（摩尔分数）时，混合后的δ¹³C_CO2值随总的CO₂气含量增加而迅速增大；而当CO₂含量超过约10%（摩尔分数）时，δ¹³C_CO2值增加缓慢，最后都迅速趋近火山-幔源型CO₂的端元碳同位素值（约-4‰）。该模拟结果合理地解释了为什么世界上所发现的火山-幔源型CO₂气为主天然气藏，其CO₂含量多高于10%（摩尔分数）或15%（重量分数），其碳同位素值大都介于-4‰~-7‰之间。模拟结果与北部湾盆地福山凹陷和珠江口盆地实测CO₂气的碳同位素值变化趋势吻合很好。     

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气藏评价结束之前，开发的早期介入使井网部署论证成为一件比较困难的工作。文章从洛带气田蓬莱镇组气藏的地质特征出发，结合国内外气田开发经验，采用油藏工程的多种方法，从储量丰度、导压能力和单井控制储量等多个方面，论证了该气藏的布井方式、合理井距、增布新井原则与井数等井网部署的优化问题。其结论是：建议布井方式采用不规则正方形基础井网，Jp₁+Jp₂层系的井距选择700~800 m，单井平均控制储量为（0.7084~0.9246）×108m3，Jp₃+Jp₄层系的井距选择500~600 m，单井平均控制储量为（0.973~1.401）×108m3，建议气藏采气规模定为60×104m3/d，新增井数38口，总井数为78口。实施一年多的情况表明，研究成果不但有效兼顾了纵向的4个层系，而且实现了勘探与开发的有机结合与滚动。对类似气藏具有参考作用。     

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中国不少盆地或地区具备深盆气形成的基本地质条件，鄂尔多斯盆地石炭—二叠系勘探已发现大型深盆气气田。6个盆地（凹陷）深盆气的远景资源量初步估算可达100×1012m3。国外研究及勘探经验表明，在目前技术条件下可勘探开发的有效资源量只占远景资源量的10%～20%，随着勘探开发技术的提高，可利用的有效资源量占远景资源量的比例会不断有所提高。欲有效勘探开发国内深盆气资源，需采取的主要对策是：①深化深盆气成藏地质条件和成藏机制的研究；②建立和完善针对薄层致密砂岩气层的横向预测技术；③钻探中采用保护气层的欠平衡钻井和防污染措施，开发上重点发展分层压裂、多层合采和低成本的开发技术。     

“威远气田的气源以有机成因气为主”——与张虎权等同志再商榷

有机成因烷烃气具有以下规律：碳同位素值δ¹³C₁＜δ¹³C₂＜δ¹³C₃＜δ¹³C₄，一般δ¹³C₁＜－30‰；CH₄/³He为10⁹～10¹²。有机成因二氧化碳的δ¹³C_CO2＜－10‰。威远气田天然气的δ¹³C₁值从－31.96‰～－35.7‰，均小于－30‰，δ¹³C₁＜δ¹³C₂，CH₄/³He为1.1734×10¹⁰～2.8811×10¹⁰。其δ¹³C_CO2值从－11.16‰～－15.81‰，均小于－10‰。加之，威远气田烷烃气和二氧化碳占气体组成的主要区间为89.84%～97.16%。因此，威远气田的天然气以有机成因为主。     

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百色盆地是一个典型的陆相第三系残留型盆地。浅层气的分布，在盆地东部坳陷围绕生烃中心呈环带状分布，区带上沿主干断裂呈珠状出现；在盆地西部主要分布在南斜坡的江泽地区并沿断层呈带状分布。含气层位主要是始新统百岗组和渐新统伏平组，次为始新统那读组，埋深一般小于1500 m，大部分气层埋深在300~700 m之间。浅层气在地球化学特征上大多数呈现为甲烷含量高（超过95%，干气）、甲烷碳同位素组成轻（-55‰~-70‰）典型的生物气特征,其成因类型可划分为生物气、生物气—热解气及油层菌解气三类。其成藏机制与烃源岩的早、晚两期生物气的形成作用有关（成岩作用早期和构造运动抬升后的晚期），并以晚期复合成藏为主。     

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??This basin belongs in a fault??depression overlapping basin developed during Mesozoic??Changling sag had experienced the uplift??rift??depression and shrinkage stages??On the basis of geohistory simulation of the basin and through selecting proper geothermal history parameters??a geothermal history model was set up to simulate the geothermal history of the basin and the geothermal history parameters had been corrected by the measured results of these parameters, such as formation temperature??R_o??inclusion homogenization temperature??sporopollen colour and apatite fission track??etc??Through simulating??it is shown that the high geothermal field of the main hydrocarbon rocks??Qingshankou formation?? lasted a long time but its geothermal gradient Descended unceasingly??this formation experienced an utmost paleogeotherm at 65 Ma ago??and its geotherms changed from 110 ~ 120?棬the utmost being 150?檱Currently??its geothermal gradients are mainly 3??/100 m and it geotherms rang from 40 ~ 120??.The Qingshankou formation gave first place to oil??generation and at the same time it generated a little associated gas??Its major hydrocarbon??generation time occurred after 65 Ma ago.     

渤海海域蓬莱19-3油田原油生物降解气地球化学特征与成因

渤海海域已有天然气地球化学特征显示稠油降解气普遍与稠油油藏相伴生，其探明储量约占天然气总探明储量的12 % 。渤海湾盆地复杂的构造演化使生物气藏背景多样化，也使渤海海域生物气成因类型不清，其地球化学特征和成藏条件不甚明确。与非稠油降解气相比，稠油降解气中甲烷含量高、干燥系数大，以干气为主，并含有一定量的二氧化碳和氮气，甲烷碳同位素值偏轻，δ¹³C₁介于-35 ‰~-55 ‰，丙烷碳同位素值偏重，具有同位素倒转现象，二氧化碳碳同位素值重，δ¹³C_co2介于-10 ‰ ~20 ‰ 。原油降解气的生成是喜氧微生物和厌氧微生物共同作用的结果，有效的石油生物降解作用通常发生在温度低于80℃的储层中，因此地层温度控制了微生物降解原油生成原油降解气的发生范围，此外，含油气系统内的地层水也是重要的地质影响因素，中—低矿化度的NaHCO₃型或CaCl₂型地层水有利于微生物的繁殖进而对原油降解生成甲烷。生物降解气是微生物代谢活动的产物，所以降解气的规模是由油藏规模决定的。在渤海海域，储层温度与地层水类型适宜、油藏规模巨大的蓬莱19-3油田最具备大规模生成稠油降解气的条件。渤海目前已发现原油地质储量约36.4×10⁸t，其中埋藏深度在2 000 m以内的原油地质储量约为27.7×10⁸t，根据原油的生物降解模拟实验，1 m³原油每天可产生0.14~0.62 m³甲烷气体，每年可产生52.01~255.5 m³甲烷气体，若深度2 000 m为原油降解界限，据此估算渤海海域每年最多可产原油降解气0.66×10¹²m³，具有非常大的勘探潜力。     

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煤层气成藏的因素比较多，对不同地区成藏主控因素进行分析，才能对煤层气富集区及选区进行合理的预测。分析沁水煤层气田烃源、储层、保存等情况，认为该区煤层热演化程度高，生烃潜力大，煤层含气量高，含气饱和度大；煤层割理发育，孔隙裂隙连通性好，煤层渗透率大于0.50×10-3μm2，能够满足煤层气开采的需要；煤层顶底板岩性致密，突破压力高，气田位于地下水交替滞缓区或滞流区，同时根据δ13C₁分析表明煤层气藏具有原生特点，煤层气保存条件好，有利于煤层气高产富集。     

延长组砂岩中碳酸盐胶结物氧碳同位素组成特征

碳酸盐胶结物中氧碳同位素组成研究有助于阐明成岩过程中流体-岩石相互作用的机理。为此，综合运用岩石学、矿物学和地球化学方法，对鄂尔多斯盆地三叠系延长组砂岩中普遍存在的不同期次碳酸盐胶结物的成因机理和物质来源进行了系统研究。结果表明，研究区早期碳酸盐胶结物主要为方解石，其碳同位素值相对较重，为-0.3‰～-0.1‰，氧同位素值较轻，分布范围为-22.1‰～-19.5‰，与碱性湖水中碳酸钙发生过饱和沉淀有关。铁方解石的碳同位素值相对较轻，为-8.02‰～-3.23‰，氧同位素值也较轻，分布范围为-22.9‰～-19.7‰，它的形成明显与早成岩阶段晚期-晚成岩阶段早期的有机质脱羧基作用有关，属于成岩阶段中晚期产物，可以作为指示烃类在油气储层中正在发生显著运移的标型自生矿物。晚期铁白云石的碳同位素值相对较重，为-1.92‰～-0.84‰，氧同位素值变化较大，分布范围为-20.5‰～-12.6‰，它的形成与晚成岩阶段中晚期形成的碱性成岩环境及古代海相碳酸盐岩岩屑提供的碳有关。