天然气中丁烷地球化学特征及应用

在分析内因(有机质类型、有机质成熟度)与外因(生物降解、运移)对天然气中丁烷地球化学特征影响的基础上,探讨了丁烷在天然气研究中的应用。首先明确了内因、外因对丁烷地球化学特征的影响:腐殖型有机质生成的煤型气iC_4/nC_4值、δ~(13)C_4值均高于腐泥型有机质生成的油型气;iC_4/nC_4值随成熟度增加而降低,且在成熟阶段快速降低、进入高成熟阶段后缓慢降低;微生物降解会使得天然气中iC_4/nC_4值增大,且降解作用越强iC_4/nC_4值越大。而目前有关运移是否会影响iC_4/nC_4值及如何影响iC_4/nC_4值还存在较大争议。发现丁烷在天然气生物降解、天然气成因、天然气成熟度等研究中都有较好的应用:iC_4/nC_4值能有效判识天然气是否发生生物降解,生物降解气iC_4/nC_4值大于2、普遍大于3,iC_4/nC_4值大于3可以判定天然气发生生物降解,未降解气iC_4/nC_4值小于3、普遍小于2,iC_4/nC_4值小于2可以判定天然气未发生生物降解;iC_4/nC_4值、δ~(13)C_4值均能有效判识受外因影响较小天然气的成因,其判别标准分别为油型气iC_4/nC_4值小于0.8、煤型气iC_4/nC_4值大于0.8与油型气δ~(13)C_4值小于-26‰、煤型气δ~(13)C_4值大于-26‰;iC_4/nC_4值对天然气成熟度判识也有重要作用。iC_4/nC_4值示踪天然气运移存在多解性,其有效性也明显不如其他指标,应慎重选择其示踪天然气运移。     

茂名油页岩裂解气轻烃组成和热演化特征

本文通过对茂名油页岩模拟实验裂解气轻烃的研究,发现裂解气中的轻烃和沉积物中的轻烃较为相似。随热演化程度的增加,C_1含量逐渐减少。相对于正构烷烃的含量,异构烷烃的含量逐渐减少。在较高的成熟度阶段,正构烷烃表现为nC_7>nC_6>nC_5≈nC_4。这代表了一种富氢母源形成轻烃的特征。此外,本文对iC_4/nC_4,iC_5/nC_5指标也进行了讨论。     

四川盆地龙岗与元坝气田陆相油气系统差异

四川盆地龙岗气田与元坝气田地理位置毗邻,但其陆相层系气源存在差异。根据天然气组分、烷烃气的稳定碳、氢同位素组成特征,将中、上三叠统划分为T_2l—T_3x~(1-2)和T_3x~(3-6) 2个油气系统,前者具有煤成气与油型气混合成因的特点,后者属于单一煤成气;中、下侏罗统也可分为2个油气系统,中侏罗统在2个地区均为自生油型气气藏;下侏罗统在元坝地区是以T_3x~(3-6)为气源的次生煤成气气藏,在龙岗地区属于自生油型气气藏。另外,天然气组分iC_4/nC_4值等于1可作为判识天然气类型的指标,随着干燥系数的增加,iC_4/nC_4值有下降的趋势,在成熟阶段减小速度缓慢,在高、过成熟阶段,快速降低;须家河组甲烷氢同位素值异常偏高,不同于下伏海相和上覆内陆淡水湖相所代表的甲烷氢同位素特征,可为半咸水环境下发育的沉积有机质所形成甲烷的氢同位素提供借鉴。     

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天然气分析仪天然气分析仪是测试分析天然气组分的一种自动化分析仪器。由辽宁省海城石油化工仪器厂、四川石油地质勘探开发研究院联合研制,该仪器符合BG/T.13610-92国家标准,能分析H_e、H_2、O_2、N_2、H_2S、CO_2、CH_4、C_2H_6、C_3H_8、iC_4H_(10)、nC_4H_(10)、iC_5H_(12)、nC_5H_(12)、C_6~+等十四种气体组分,是当前天然气分析的必备仪器。该仪器采用色谱技术分析系统,控温接口,超温报警与计算机组成,自动控制分析程序并自动打印出测试结果。     

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鄂尔多斯盆地定北地区上古生界天然气来源

定北地区是中国石化在鄂尔多斯盆地的重要探区之一,近年来该区上古生界天然气勘探取得了重要突破,但对该区天然气成因和来源的研究程度偏低,前人对盆地内上古生界天然气是否发生了大规模侧向运移也存在争议。天然气地球化学特征研究表明,定北地区上古生界天然气为典型干气,干燥系数(C_1/C_(1-5))介于0.977～0.986之间,δ~(13)C_1值、δ~(13)C_2值和δD_1值分别为-30.6‰～-28.6‰、-25.9‰～-24.1‰和-191‰～-177‰,CH_4、C_2H_6碳、氢同位素组成均为正序特征。烷烃气碳、氢同位素组成等综合表明,定北地区上古生界天然气为典型煤成气。根据煤成气二阶段分馏模式计算所得R_O值与定北地区上古生界烃源岩样品实测R_O值一致,表明定北地区上古生界天然气主要来自原地的太原组—山西组烃源岩。位于鄂尔多斯盆地东北部的大牛地气田与定北地区相比,其天然气具有较低的δ~(13) C_1值、C_1/C值_(1-5)和C_1/C_(2+3)值及更高的C_2/C_1值,表现出来自相对较低成熟度的烃源岩的特征而不是运移效应,这表明鄂尔多斯盆地上古生界天然气未发生大规模的侧向运移。     

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塔里木盆地塔中地区天然气成因及其差异

通过对塔中天然气组分和碳同位素地球化学特征的系统分析,发现塔中天然气气态烃组分基本上呈正碳同位素系列,δ~(13)C_1-30‰,为有机成因烷烃气。通过ln(C_2/C_3)-ln(C_1/C_2)关系及参数C_2/iC_4与C_2/C_3关系的研究,认为奥陶系天然气属原油裂解成因天然气;石炭系天然气既有干酪根裂解气,也有原油裂解气。塔中东、西部不同的烃源岩和成熟度导致塔中东、西部天然气组分和碳同位素存在显著差别,西部天然气主要来源于中-上奥陶统烃源岩,东部天然气可能主要来自高-过成熟的寒武系烃源岩。硫酸盐热化学还原作用在区域上存在强弱之分,偏东部井区较西部井区强。     

新型合成固定相对天然气和模拟气组分的分析

对天然气和模拟气组分的分析,目前一般是采用3～4根色谱柱才可全部完成。为使天然气中惰性气体及模拟气中特殊气体有较好的分离,提高某些组分定量的准确性。减少繁琐的操作程序,我们实验对比了几种合成固定相,认为Chron osorb-102这种固定相较好。它的分离效能可代替以往的邻苯二甲酸二丁酯+β,β'-氧二丙腈和GDX-104柱。这样我们只采用两根柱子,两次进样,就可分析天然气和模拟气中的Ar、O_2、N_2、CH_4、CO、CO_2、C_2H_4、C|2H_6、H_2S、H_2O、C_3H_6、C_3H_8、iC_4H_(10)、丁烯-1+异丁烯、1,3-丁二烯、nC_4H_(10)、顺丁烯、iC_5H_(12)、nC_5H_(12)、C_6~+20个组分。若要分析He、H_2则需换载气另加一次进样。这样不但提高了工效,同时也由于Ar和O_2的分离,提高了氮含量定量的精度。     

川中地区须家河组天然气氢同位素特征及其对水体咸化的指示意义

通过对四川盆地川中地区须家河组天然气的组分和碳氢同位素分析,结合前人对川西和川南地区须家河组及四川盆地其他层系天然气研究成果和区域地质背景,开展天然气成因和来源、氢同位素特征与指示意义等研究。结果表明,川中地区须家河组天然气以烃类气体为主,甲烷含量为67.89%～98.05%,重烃气(C_(2~+))含量为0.42%～16.62%,非烃气体(CO_2、N_2)含量较低,除岳121井N_2和CO_2含量较高外,N_2含量平均值为0.82%,CO_2含量平均值为0.26%。元坝须家河组天然气干燥系数平均高达0.991,为干气;川中其他地区须家河组天然气干燥系数皆小于0.95,为湿气。天然气δ~(13)C_1值介于-43.8‰～-29.2‰之间,δ~(13 )C_2值介于-33.5‰～-20.7‰之间,δ~(13 )C_3值介于-33.6‰～-19.3‰之间,δ~(13 )C_4值介于为-27.2‰～-22.2‰之间;天然气δD_1值介于-191‰～-148‰之间,δD_2值介于-165‰～-115‰之间,δD_3值介于-153‰～-107‰之间。甲烷及其同系物(C_(2-4))基本上为碳氢同位素正序排列(δ~(13 )C_1δ~(13 )C_2δ~(13 )C_3δ~(13 )C_4、δD_1δD_2δD_3),与典型的有机成因烷烃气碳氢同位素特征一致。元坝须家河组天然气成熟度R_O值为1.09%～1.78%,川中其他地区须家河组天然气成熟度R_O值为0.64%～0.92%。川中须家河组天然气主要为来自须家河组煤系源岩的煤成气,元坝须二段天然气为来自须家河组煤系源岩的高成熟煤成气混入下寒武统(及下志留统)原油裂解气的混合气。四川盆地须家河组天然气甲烷δD值偏高,都大于-200‰。与来自淡水湖沼相烃源岩的吐哈盆地台北凹陷的煤成气相比,尽管两者成熟度相近,但甲烷δD值差异高达90‰,说明须家河组煤系源岩形成于水体咸化的沉积环境。     

烷烃气稳定氢同位素组成影响因素及应用

为了研究烷烃气氢同位素组成及其影响因素,探讨其在天然气成因和成熟度鉴别上的应用,对118井次鄂尔多斯盆地石炭系—二叠系、四川盆地三叠系及68井次四川盆地震旦系、寒武系以及塔里木盆地奥陶系和志留系天然气的组分、碳氢同位素组成等地球化学特征进行了综合分析。认识如下:①鄂尔多斯盆地石炭系—二叠系和四川盆地三叠系须家河组天然气均以烷烃气为主,前者的干燥系数和成熟度普遍高于后者,而后者的烷烃气稳定氢同位素组成要明显比前者更重;②建立了δ~2HCH_4-C_1/C_(2+3)天然气成因鉴别图版,并提出重烃气与甲烷氢同位素组成之差和烷烃气氢同位素组成相关图可以用来鉴别天然气成因;③在两个盆地分区域建立了煤成气δ~2HCH_4-Ro关系式,提出了煤成气(δ~2HC_2H_6—δ~2HCH_4)-Ro关系式,为煤成气成熟度判别提供了新的指标;④烷烃气稳定氢同位素组成值受到烃源岩母质、成熟度、天然气混合和烃源岩沉积水体介质等多重因素的影响,其中古水体盐度是其中极为关键、重要的一种影响因素。综上,烷烃气氢同位素组成受到多重因素的影响,其在天然气成因、成熟度鉴别以及指示烃源岩沉积水体环境方面具有重要应用价值。图9表2参81     

大型波纹填料塔浓缩异丁烯

一、概述: 兰州炼油厂聚异丁烯装置,原采用经气体分馏精制的移动床催化裂化富气作为原料,其组成如下: C_3~θ iC_4~θ iC_4~= C~_(4-1)~= nC_4~θ 顺C_4~= 反C_4~= 1.13 69.82 11.82 8.1 5.066 2.7 1.36 生产高分子聚异丁烯时,原料中异丁烯纯度应大于18％,故上述原料必须浓缩。由于C_4各组分的相对挥发度很小(一般低于1.1～1.2),所以必须用高效塔才能分开。波     

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。     

辽河油区基岩潜山储集层含水录井识别方法

辽河油区太古界基岩潜山油气藏由于受岩性和构造的影响,油气分布不均,储集层非均质性强、流体性质复杂,一些井在试油中出水量高,在含水识别上存在着一定的困难。针对该问题,分别从气测录井和轻烃录井的角度分析了储集层含水特征的主要表现形式。气测录井表现为:正构烷烃nC_4含量减少,而异构烷烃iC_4含量相应增大,当iC_4/nC_4比值大于1、且轻烃C_1远远大于重组分∑C_(3-5)时,可以考虑储集层含水,而随着含水量的增大,特征越来越明显;轻烃录井表现为:首先是随着深度的增加苯和甲苯积分值呈现一定程度的递减趋势,两者相比苯的递减趋势快,甚至会出现苯远远小于甲苯的情况,其次是轻烃谱图反映出出峰个数减少、C_3以后的正构烷烃含量减少、正构与异构相比正构烷烃损失量大,且苯与甲苯的峰值逐渐降低。综合应用气测与轻烃录井识别储集层含水方法,较好地解决了太谷界基岩潜山储集层含水识别的难题,提高了储集层含水解释评价符合率。     

吐哈盆地台北凹陷天然气碳氢同位素组成特征

吐哈盆地为中国重要的富油气盆地,目前该盆地的天然气勘探主要集中在台北凹陷,有关台北凹陷的天然气成因和来源一直存在诸多争议。通过分析台北凹陷巴喀、丘陵、鄯善和温米等4个油气田23个天然气样品的组分和碳氢同位素组成,结合前期红台和丘东气田天然气地球化学资料以及前人研究成果和区域地质背景,开展天然气成因和来源研究。结果表明:台北凹陷巴喀、丘陵、鄯善和温米等地区天然气以烃类气体为主。甲烷含量为65.84%～97.94%,重烃(C_(2—5))含量高达34.98%,非烃气体(CO_2、N_2)含量非常低,为湿气。天然气δ~(13)C_1值为–44.9‰～–40.4‰,δ~(13)C2值为–28.2‰～–24.9‰,δ~(13)C_3值为–27.1‰～–18.0‰,δ~(13)C_4值为–26.7‰～–22.1‰;天然气δD1值变化不大,为–272‰～–252‰,δD_2为–236‰～–200‰,δD_3为–222‰～–174‰。甲烷及其同系物(C_(2—5))基本上为碳氢同位素组成正序排列(δ~(13)C1δ~(13)C_2δ~(13)C_3δ~(13)C_4δ~(13)C_5、δD_1δD_2δD_3),与典型的有机成因烷烃气碳氢同位素组成特征一致。研究区天然气为成熟度较低的煤成气(Ro均值为0.7%),主要来自中下侏罗统煤系源岩。天然气氢同位素组成受到烃源岩热演化程度和形成环境水介质的影响,数据表明研究区天然气烃源岩为陆相淡水湖沼沉积。巴喀油田巴23井和柯19井天然气后期发生次生改造,为生物改造气。图9表2参58     

中国天然气水合物气的成因类型

基于中国祁连山冻土带、南海北部珠江口盆地、台西南盆地的陆坡等天然气水合物样品资料,进行了天然气水合物气的成因类型分析。研究结果表明,祁连山木里地区中侏罗统江仓组发现的天然气水合物气主要是油型气,为自生自储型,δ~(13)C_1值为-52.7‰~-35.8‰,δ~(13)C_2值为-42.3‰~-29.4‰;还发现了少量煤成气,气源岩可能主要为中侏罗统木里组含煤地层,δ~(13)C_1值为-35.7‰~-31.3‰,δ~(13)C_2值为-27.5‰~-25.7‰。南海珠江口盆地与台西南盆地天然气水合物气主要是CO_2还原型生物气,δ~(13)C_1值为-74.3‰~-56.7‰,δD1值为-226‰~-180‰;还发现热成因气遗迹,δ~(13)C_1值为-54.1‰~-46.2‰。综合国内外20个地区(盆地)相关天然气水合物气地球化学资料,提出世界天然气水合物热成因气既有油型气也有煤成气,以油型气为主,在中国祁连山和加拿大温哥华岛附近识别出了少量煤成气,煤成气δ~(13)C_1值重即大于等于-45‰,δ~(13)C_2值大于-28‰;油型气δ~(13)C_1值为-53‰~-35‰,δ~(13)C_2值小于-28.5‰。世界天然气水合物气主要是生物成因气,并以CO_2还原型生物气为主,仅在俄罗斯贝加尔湖盆地发现乙酸发酵型生物气。CO_2还原型生物气δD1值重即大于等于-226‰,乙酸发酵型生物气δD1值轻即小于-294‰。世界天然气水合物的生物气δ~(13)C_1值最重的为-56.7‰,最轻的为-95.5‰,其中-75‰~-60‰是高频段。世界天然气水合物气δ~(13)C_1值最重为-31.3‰,最轻的为-95.5‰;δD_1值最重的为-115‰,最轻的为-305‰。     

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。     

中国西北地区侏罗系煤成气地球化学特征与勘探潜力

中国西北地区侏罗系煤系地层广泛发育,主要分布于塔里木、准噶尔、柴达木和吐哈等盆地,煤成气资源非常丰富。中国西北地区侏罗系虽然具有相似的构造及沉积背景,但其形成的煤成气地球化学特征既有相似性,又有差别,因此,分析总结不同盆地侏罗系含油气系统的煤成气地球化学特征和勘探潜力,对寻找不同类型的煤成气藏具有重要的借鉴意义。通过综合对比分析认为中国西北地区侏罗系煤成气的干燥系数呈现"湿气单峰型"、"湿气—干气双峰型"和"干气单峰型"3种类型;δ~(13)C_1值分布范围大,对应烃源岩从低熟到过成熟完整的序列;出现的部分C_2和C_3的同位素倒转主要是混源作用和生物作用造成的;烃源岩成熟度是造成不同地区天然气地球化学差异的主要原因。西北地区侏罗系煤成气勘探潜力大,构造气藏的勘探程度相对较高,构造—岩性、岩性气藏是西北地区侏罗系煤成气未来的主要勘探类型;塔里木盆地库车坳陷的侏罗系、准噶尔盆地南缘的白垩系—侏罗系、吐哈盆地侏罗系高成熟煤成气和柴达木盆地侏罗系高—过成熟煤成气勘探潜力大,是未来西北侏罗系煤成气勘探的重要领域。     

莺歌海盆地天然气类型划分与来源分析

莺歌海盆地天然气主要为来自中新统的煤型气,目前对天然气类型是否可以进一步细分以及具体来自中新统哪套烃源岩并无清晰认识,制约了该区天然气的勘探进程。针对以上问题,通过对盆地内天然气地球化学特征的详细剖析,结合烃源岩地球化学及热模拟实验等资料进行分析。研究结果表明:δ~(13)C_2、δ~(13)C_1—δ~(13)C_2和C_2/iC_4等参数可有效将盆内天然气细分为M型和S型;气源分析揭示二者分别来自梅山组与三亚组烃源岩。M型和S型天然气的重烃碳同位素值分别与梅山组和三亚组烃源岩的碳同位素值一致;而M型天然气与梅山组泥岩热解烃地球化学特征相似。该研究为盆地日趋复杂的天然气勘探与成藏研究工作提供理论支撑。     

烃源岩排烃的模拟实验研究

本文对黄县褐煤、茂名油页岩进行了热模拟实验。根据对模拟实验的产物分析,取得了一些认识:①排出烃的nC_(21)~-/nC_22~ 比残留烃要高。甾萜烷,尤其是C_(27)/C_(29)甾及C_(29)萜烷、C_(30)萜烷的βα/αβ值具有较大的差异。相对于其他多环芳烃,低分子量的萘系列、联苯系列、芴系列被优先排出。重质芳烃组分如芘、(艹屈)系列、荧蒽系列则难于运移;②通过对不同温阶残留烃与排出烃的纵向对比研究,发现随排烃量的增加,它们之间的差别变小。