实时碳同位素录井技术在琼东南盆地松涛凸起天然气成因及成藏分析中的应用

琼东南盆地松涛凸起A3构造天然气成因及来源存在多解性,加之周边区域钻井稀少,给成藏研究带来了挑战。与传统的井场取样+实验室同位素分析方式相比,实时同位素录井技术具有分析周期短、数据点多且连续的特点,可以追踪天然气运移痕迹、重现天然气成藏过程。利用实时碳同位素录井技术对松涛凸起A3构造A3-1和A3-1Sa井进行了气源对比和天然气成因及来源分析,结果表明:两口井目的层三亚组及A3-1井陵水组气测异常段天然气甲烷碳同位素主要为-50‰~-35‰,为成熟—高成熟热成因气;北侧的松东凹陷烃源岩成熟度低且没有成熟—高成熟天然气运移迹象,南侧的松南凹陷烃源岩成熟度高且成熟—高成熟天然气运移迹象明显,表明A3构造天然气来源于松南凹陷。这一研究结果不仅证实了松南凹陷的生烃能力,而且提升了松南凹陷的勘探价值。     

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。     

杭锦旗区块天然气类型及运聚特征

杭锦旗区块的钻井普遍有天然气产出,通过对烃源岩分布、对比天然气碳同位素以及区内构造特征研究,认为杭锦旗区块上古生界天然气8^13C1值均大于-36‰,是典型的过成熟气,区内浩绕召表现为异地天然气运移成藏的特征;而什股壕代表了原地＋异地天然气混合成藏的特征。结合地质情况及构造特征得出不整合面是天然气聚集成藏的重要运移通道。     

准噶尔盆地陆梁隆起东部滴北凸起天然气成因来源再认识

陆梁隆起东部地区是准噶尔盆地天然气勘探的主战场。目前,在滴南凸起及周缘已经发现了一批大、中型气田(藏)。位于滴南凸起以北的滴北凸起被多个生烃凹陷环绕,发育多套烃源岩层系,天然气成藏条件十分优越。研究基于滴北凸起9个天然气样品分子和稳定碳同位素组成,并与滴南凸起天然气地球化学特征开展对比研究,结合主要烃源岩层系的埋藏史和生烃史,全面系统地梳理了滴北凸起天然气成因来源及遭受的次生改造作用。滴北凸起天然气的成因来源复杂,主要存在3类天然气:第一类是上石炭统巴山组煤系烃源岩生成的高熟煤成气;第二类是下石炭统姜巴斯套组/松喀尔苏组海相烃源岩在高成熟阶段生成的油型气;第三类是原油遭受生物降解后形成的次生生物甲烷。滴北凸起原生热成因气现今处于高成熟阶段,其非烃气体含量、稳定碳同位素组成和热成熟度等特征都与滴南凸起天然气存在显著差别,天然气的成熟度与乌伦古坳陷烃源岩匹配程度更好,推断其来自乌伦古坳陷。     

准噶尔盆地滴北凸起天然气成因及成藏特征

滴南凸起发现储量达千亿立方米的克拉美丽气田,但滴北凸起目前仅发现小规模气藏,尚未获得重大突破。烃源岩综合评价认为,工区石炭系烃源岩分布广泛,有机质丰度高,成熟度较高,具有较强的生烃能力。下石炭统滴水泉组烃源岩有机质类型以Ⅱ2-Ⅲ型为主,上石炭统巴塔玛依内山组有机质类型以Ⅲ型为主。油气对比认为,滴北凸起的天然气应来自石炭系烃源岩,演化程度较高,在运移及成藏过程中混合有原地或油气藏附近侏罗系煤系地层低成熟的天然气,造成侏罗系天然气乙烷碳同位素较重、甲烷碳同位素较轻的现象。滴北凸起石炭系上部烃源岩成熟度较低,油气应来自滴北凸起深部及北面凹陷深部石炭系烃源岩。     

民丰洼陷深层天然气地球化学成因

为了详细了解民丰洼陷深层天然气地球化学成因,指导该区深层天然气勘探,对东营凹陷民丰洼陷深层天然气地质背景、烃源岩有机质性质、成熟度及生物标志化合物等地球化学特征进行了分析,证实东营凹陷民丰洼陷沙四段烃源岩为成熟度较高的烃源岩。结合有机包裹体等、C2及C3同位素含量及相对物质的量比、轻烃指数及碳同位素对比分析该区深层天然气地球化学成因。结果表明,沙四段下亚段暗色泥岩为成熟度较高的气源岩,民丰洼陷深层天然气是高成熟阶段早期生成的油型高成熟气。丰深1井气藏证实了民丰洼陷沙四段源岩可以生烃并形成工业油气藏,且民丰洼陷深层天然气有较大的勘探潜力。     

琼东南盆地深水东区古潜山领域天然气来源及运移表征

琼东南盆地深水东区近年来有较大的天然气勘探突破,但天然气运移表征方面的研究还比较欠缺,制约了进一步勘探成效。通过深水东区气源对比、天然气运移路径及成藏定量表征等分析,明确了深水东区前古近系古潜山天然气运移成藏机理。研究表明,深水东区古近系古潜山天然气主要来源于松南—宝岛凹陷近凹—斜坡带高效生烃灶,在超压和浮力作用下通过大型入洼构造脊连片滨海相砂岩、潜山砂质风化壳和风化裂缝带复合输导体系优势聚集,并基于流体势和输导体系差异定量计算指出往南部松南低凸起是主运移方向,认为深水东区天然气勘探最有利区块为靠近斜坡带的Y1区古潜山。     

柴达木盆地北缘天然气地球化学特征及其石油地质意义

为了明确柴达木盆地北缘地区天然气的成因和天然气分布规律,综合利用天然气组份及碳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,柴北缘天然气以甲烷为主,重烃含量相对较高,不同构造带天然气组分具有明显的差异性。碳同位素分析表明,δ¹³C₁和δ¹³C₂值分别介于-36.4‰~19.3‰和-27.4‰~-19.82‰。天然气成因鉴别表明,该区天然气主体为煤型气,来自侏罗系烃源岩。柴北缘碳同位素分布主体为正序列特征,受不同成熟度、不同类型源岩混合以及过成熟阶段源岩等因素影响,部分地区存在天然气碳同位素倒转现象。柴北缘天然气平面分布具有分带性,烃源岩成熟度控制了油气分布,天然气位于成熟-高成熟区及附近。冷湖六号-冷湖七号、鄂博梁-葫芦山构造带以及阿尔金山前是下一步天然气勘探的重点领域。     

琼东南盆地深水区东区中生界潜山天然气来源及成藏模式

琼东南盆地深水区东区花岗岩潜山已获得重大勘探突破,显示了较好的勘探前景。基于地球化学分析,利用最新的钻井岩心、测井、地震等资料,分析了松南低凸起Y8区块天然气的来源、潜山的关键成藏条件及成藏模式。结果表明,Y8区块天然气的碳同位素、凝析油的碳同位素和生物标志化合物特征与深水区东区松南凹陷中天然气及伴生凝析油的特征类似,与深水区西区陵水凹陷中L17气田和L18气田的油气差异较大,揭示深水区东区烃源岩中陆源有机质的输入相对更占优势,Y8区块天然气主要来源于松南凹陷。松南低凸起的基底为印支期花岗岩,受构造、岩性、风化淋滤作用及热液溶蚀作用控制,形成了“裂缝+风化溶蚀型”潜山储层和“鱼骨刺”式鼻状构造脊。裂缝带和基底深大断裂构成了油气运移的高速通道。断裂与裂缝的大量发育增加了源、储的接触面积。生烃中心与凸起区的源-储压差大,天然气由北向南、由凹陷向凸起区呈长距离侧向接力式运移。松南低凸起上近凹陷方向的Y1区块具有较大潜力。松南低凸起的中生界花岗岩潜山有望成为琼东南盆地下一个千亿立方米级天然气聚集区。     

东海平湖气田天然气运移地球化学特征

油气的物性和低分子正构、异构皖烃、芳烃、非烃及碳同位素资料均是较好的天然气运移地球化学指标，它们的垂向变化规律显示天然气垂向运移的特征。根据这些指标的垂向变化规律，东海盆地西湖凹陷平湖气田八角亭构造天然气运移方向为从PHB井指向PHF井；放鹤亭构造天然气运移方向为从PHA井到PHD井、从PHD井再到PHE井。平湖断裂是天然气垂向运移的主要通道。     

鄂博梁构造带油气成藏条件分析及勘探启示

鄂博梁构造带各构造均钻有以古近系—新近系为目的层的探井,但含气丰度很低,一直未能实现勘探的实际突破,同时限于侏罗系烃源岩层埋深较大,成藏富集规律认识不清。近年来随着勘探程度的不断提高,多口探井钻达侏罗系地层,为进一步深入研究奠定了基础。通过对鄂博梁构造带烃源岩、天然气地球化学特征以及运聚条件的详细分析,开展了成藏条件的综合研究。结果表明:处于边缘地区的牛东鼻隆—鄂博梁Ⅰ号构造有机质丰度不高、成熟度很低,不具备大规模形成天然气的烃源岩条件。目前已发现的天然气为高成熟、过成熟的煤型气,来自凹陷中心形成的高成熟烃源岩,侏罗系顶面广泛分布的不整合与沟通源岩的断层是主要的输导途径。鄂博梁构造带进一步的勘探工作应选择凹陷中心烃源岩成熟度高的地区,目的层应尽可能贴近源岩。该研究成果为鄂博梁构造带进一步勘探指出了有利勘探地区。     

琼东南盆地深水区中央峡谷天然气来源及运聚模式

琼东南盆地深水区中央峡谷发育巨厚的第三系沉积,尤其是SS22-1、SS17-2气田的重要发现使之成为近年来油气勘探关注的热点地区。综合利用钻获天然气及烃源岩地化资料,并结合深水区地质条件,分析了中央峡谷天然气的组成特征与成因类型、来源及运聚机理。结果表明,中央峡谷上中新统黄流组的天然气以烃类气为主且干燥系数高,甲烷、乙烷碳同位素较重,属高成熟煤型气;天然气轻烃参数、甲烷氢同位素组成及烷烃气碳同位素指纹均与YC13-1气田天然气相似,伴生的凝析油检测出在崖城组烃源岩中普遍发现的奥利烷和树脂化合物等特征标志物,指示这些天然气可能主要来自陵水凹陷南斜坡前三角洲背景下的渐新统崖城组煤系及浅海泥岩富含的陆源有机质;进而建立了底辟(裂隙)沟源、浮力及深部高压驱动、晚期成藏的天然气运聚模式,由此预示在深水区除了中央峡谷之外,中央坳陷的北部断坡带、紧靠崖城组烃源灶的南部低凸起也是天然气聚集的有利场所。     

柴达木盆地东坪—牛东地区天然气地球化学特征及来源探讨

以柴达木盆地东坪—牛东地区天然气组分及碳同位素数据为基础,分析了天然气地球化学特征及成因和来源。研究区烃类气体以甲烷为主,重烃(C₂₊)含量低,介于0.5%~6.5%之间。东坪地区天然气干燥系数>97%,为干气;牛东地区天然气干燥系数介于90.3%~98.1%之间,具有干气、湿气共存的特点。天然气δ¹³C₁值介于-17.58‰~-36.4‰之间,δ¹³C₂平均>-29‰,其中东坪3区块烷烃碳同位素倒转,呈现无机成因气的特征,结合CO₂含量与δ¹³C_CO2值的关系,以及研究区发育高成熟侏罗系煤系源岩的地质背景,综合研究认为天然气为有机成因的煤型气。通过天然气成熟度和流体包裹体研究,结合阿尔金山前东段的成藏模式,认为牛东地区天然气来源于昆特依凹陷下侏罗统煤系源岩,存在2期充注:第一期以油为主;第二期以高成熟天然气为主。东坪地区天然气来源于坪东—一里坪凹陷下侏罗统煤系源岩,存在4期高成熟和过成熟天然气的充注,并导致了烷烃碳同位素的倒转。     

渤海湾盆地渤中凹陷太古界潜山气藏BZ19-6的气源条件与成藏模式

传统上认为渤海湾盆地是受湖相泥岩生油母质烃源岩控制的富油型盆地,新构造断裂发育等因素不利于天然气聚集和保存。在认识渤海海域渤中凹陷发育的构造成因、演化与沉积充填特征基础上,开展了烃源岩热演化及生气产率热模拟研究,重新认识了富油型盆地在快速生烃的背景下,初次裂解气发育阶段的油气藏在深埋过程中也具备形成大型天然气藏的生烃强度。区域性分布的巨厚古近系超压泥岩,不仅防止了天然气的散失,也为天然气运移充注提供了超压动力。流体包裹体研究显示渤中凹陷普遍经历了早期油藏、晚期气藏的成藏过程。BZ19-6潜山构造由于多源高强度生气、靠近烃源的快速强充注、厚层泥岩超压封盖,形成大型高丰度凝析气藏。BZ19-6凝析气田的成藏认识和成功发现,突破了富油型盆地难以寻找大气田的认识,拓展了天然气勘探领域,对深埋古老变质岩潜山和活动断裂带天然气勘探具有重要的理论价值。      

准噶尔盆地陆南地区油气成因

陆南地区侏罗系和白垩系油气勘探获得重大突破,但其油气成因及来源存在争议。采用全烃地球化学方法,对天然气、原油轻烃和生物标志物特征进行分析,并与周缘构造油气特征进行对比,明确了陆南地区油气成因及来源。该区原油碳同位素较轻,轻烃庚烷值和异庚烷值较小,甲基环己烷含量较高,C₂₈甾烷丰度较低,与莫北凸起原油明显不同,与滴南凸起南分支原油和东道3井白垩系储层抽提物特征基本一致;天然气组分和甲、乙烷碳同位素特征与莫北凸起天然气以及典型的石炭系来源天然气均不同。结合区域构造和烃源岩分布特征,指出陆南地区浅层原油和天然气源区均为东道海子凹陷,原油主要为二叠系平地泉组成熟阶段产物,并存在侏罗系源岩成熟阶段产物的混合;天然气主要为石炭系高-过成熟阶段产物,存在二叠系来源的成熟阶段产物的混合。该区下步勘探应往东道海子凹陷延伸,凹陷北斜坡迎烃面大量发育的岩性圈闭和构造-岩性圈闭具有巨大勘探潜力。     

塔里木盆地东南地区若参1井天然气成因初探

露头资料显示,塔里木盆地东南地区东部瓦石峡凹陷发育有良好的侏罗系烃源岩。通过对若参1井岩石和气体样品进行有机地球化学分析,研究了天然气的成因和烃源岩发育情况,发现该区天然气主要来自于侏罗系煤系烃源岩,其甲烷含量非常高,属典型干气,乙烷碳同位素较重,指示其为陆相成因。指出该区烃源岩成熟度普遍较低,而甲烷碳同位素反映出来的天然气成熟度却很高,认为造成这种现象的主要原因一方面是天然气可能来源于凹陷中心成熟度相对较高的烃源岩,另一方面可能存在局部热事件。     

西湖凹陷天然气成因及来源分析

东海盆地西湖凹陷天然气资源丰富,但其成因与来源一直存在较大争议。综合分析天然气组分、碳同位素组成、轻烃指纹以及天然气伴生凝析油地球化学特征,对西湖凹陷天然气的成因、热演化程度与族群划分进行了探讨,在此基础上利用不同烃源岩热模拟产物碳同位素特征与伴生凝析油特征进行了气源分析。西湖凹陷天然气为煤型气,形成于中等成熟—高成熟热演化阶段,对应的R_o值约为1.16%～1.87%。西胡凹陷天然气可以划分为4个族群,其中A、B与C类天然气分别分布于平湖斜坡、黄岩构造带和宁波构造带,D类天然气零星分布于平湖斜坡。西湖凹陷A类天然气主要来源于平湖组煤,B类天然气主要来源于平湖组泥岩,C类天然气主要来源于高热演化阶段的平湖组煤,D类天然气中有3个样品来源于平湖组炭质泥岩,1个气样可能有中下始新统烃源岩贡献。本文研究结果可为西湖凹陷的天然气勘探提供理论依据和技术支持。     

莺歌海盆地天然气乙烷碳同位素异常成因分析

莺歌海盆地L15-1气田天然气具有独特性,其天然气乙烷碳同位素值高于盆地内其他气田。在系统分析天然气组分及同位素组成特征的基础上,结合烃源岩特征及底辟活动特征,综合分析了乙烷碳同位素异常的天然气成因与成藏过程。研究表明：L15-1气田天然气来自梅山组成熟度较高的煤型气,富含CO₂,未遭受明显的生物降解。造成L15-1气田天然气乙烷碳同位素值偏高的根本原因是海侵背景下梅山组烃源岩的干酪根碳同位素值偏高,同时,烃源岩较高的成熟度起到一定的促进作用。L15-1气田天然气主要在烃源岩高成熟阶段生成,经底辟活动形成的断裂运移至浅层莺歌海组和乐东组充注成藏;而源岩早期生成的富烃气保存于中深层黄流组和梅山组。该研究有利于弄清该区天然气的分布规律,进一步指导该区天然气的勘探。     

实时甲烷碳同位素录井在南海西部YC1-1-1井的应用

在石油天然气勘探开发中,甲烷碳同位素资料应用越来越广泛,传统的海上同位素分析采取现场取样送回陆地实验室分析的模式,耗时长且延误了同位素资料在油气勘探中的应用。为解决该问题,斯伦贝谢子公司——法国地质服务公司根据石油勘探技术发展的需要,研究、开发了一种现场连续、实时检测钻井液中甲烷碳同位素含量的录井技术——实时甲烷碳同位素录井,于2014年在南海西部琼东南盆地乐东凹陷YC 1-1-1井现场应用。根据现场甲烷碳同位素的测定分析,可快速提供有关天然气成因、类型、烃源岩成熟度等多方面信息,并为油源对比、多井对比及断层封闭性研究提供重要依据。     

塔里木盆地轮南低凸起奥陶系深层天然气地球化学特征及成藏模式

塔里木盆地轮南低凸起奥陶系油气资源是深层油气勘探的重点领域之一，但目前对其天然气地球化学特征、成因及来源、成藏过程及成藏模式等缺乏系统研究。为此，基于轮南低凸起奥陶系深层天然气组分及碳同位素特征，结合该区构造演化特征、烃源岩生排烃史及油气运移输导条件，探讨了研究区奥陶系深层天然气成因及来源、分布规律及成藏模式。研究结果表明：(1)奥陶系深层天然气为有机成因的油型气，主要为寒武系—下奥陶统海相腐泥型烃源岩在高成熟—过成熟阶段形成的原油裂解气和干酪根降解气，但西部斜坡带及中部斜坡带西侧天然气为奥陶系早期捕获的寒武系—下奥陶统烃源岩在成熟—高成熟阶段的原油伴生气；(2)奥陶系油气藏具有“三期成藏、两期调整改造”和“早期聚油、晚期聚气、多期充注”的成藏特征，油气藏分布受区内不整合面、缝洞体系及断裂构造等因素联合控制，整体呈“东气西油”的分布特征；(3)晚期天然气主要沿轮古东走滑断裂垂向运移进入奥陶系，沿不整合面及岩溶储层自东向西侧向运移、聚集成藏，气侵强度具有自东向西逐渐减弱的特征。结论认为，奥陶系次生凝析气藏是喜马拉雅中—晚期寒武系—下奥陶统深层/超深层来源的高成熟—过成熟天然气气侵作用的结...