曾母盆地中部地区天然气与凝析油地球化学特征及成因

在广泛收集和总结前人资料的基础上,依据曾母盆地中部地区10个天然气样品的地球化学组成及碳同位素组成特征,系统分析了天然气地球化学特征及成因;同时对与天然气相伴生的凝析油的生物标志化合物特征进行分析,探讨了其油源。研究表明,曾母盆地中部地区天然气中烃类气体以甲烷为主,干燥系数(C₁/C _1-5)值介于0.68~0.97之间,既有干气也有湿气,天然气碳同位素具有正序列排列特征,其中δ¹³C₁值介于-45.6‰~-31.5‰之间,δ¹³C₂值介于-32.7‰~-24‰之间,δ¹³C₃值介于-30.1‰~-23.4‰之间,为干酪根初次裂解的有机成因气,既有油型气,又有煤型气;而非烃类气体以CO₂和N₂为主,含量介于11.44%~80.18%之间,且CO₂碳同位素值较高,介于-10.8‰~-2.4‰之间,为无机成因;与天然气伴生的凝析油具有较高的姥植比,高含量的奥利烷和双杜松烷,与盆地内发育的煤系泥质烃源岩地球化学特征具有较好的可比性,表明凝析油油源为煤系烃源岩。     

川西北低成熟沥青产气特征及生烃动力学应用

选择川西北矿山梁地区低成熟沥青,采用封闭金管-高压釜体系,以20℃/h和2℃/h的升温速率进行生烃热模拟实验,分析了气体产物组分、产率和烃类气体碳同位素组成及变化特征。结果表明,沥青具有较强的产气潜力,是一种重要的生气有机母质;甲烷、乙烷和丙烷气体的碳同位素值分别为-50.85‰~-37.53‰、-37.93‰~-13.75‰和-37.10‰~-6.45‰。低演化阶段出现δ¹³C₂>δ¹³C₃,之后,不同碳数烃类气体碳同位素组成关系为δ¹³C₁ <δ¹³C₂ <δ¹³C₃。沥青热模拟甲烷最终碳同位素值为-37.53‰,轻于川中威远地区震旦系-寒武系常规天然气(-32.3‰~-34.7‰)和页岩气(-35.1‰~-37.3‰)的甲烷碳同位素值。川中威远地区常规天然气可能为具较重甲烷碳同位素的干酪根裂解气与具较轻甲烷碳同位素的原油裂解气的混合气。而页岩气中则可能富含更多的原油裂解气,干酪根裂解气相对较少。将生烃动力学结果应用到川中高科1井可见,早-中侏罗世,寒武系烃源岩进入主生油期,生成原油排出,部分进入到震旦系继续生气,侏罗纪进入主生气期及其在早白垩世后期进入生气末期,气态烃转化率达94%,比残留在寒武系中的沥青多约20%。     

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。     

三水盆地气态烃的地球化学特征和成因

本文根据三水盆地天然气的组分和碳、氢同位素特征,探讨了气态烃的成因。下第三系(土布)心组含500多米的生油岩,干酪根以Ⅱ型为主。富烃天然气含不等量的 N₂、He、CO₂,不含 H₂S;干湿指数变化范围为2.1-196;iC₄/nC₄值为0.42-0.87;δ¹³C₁和δD₁值分别为-61.0至-44.6‰和-237至-174‰,δ¹³C₂值在-33.4‰到-30.2‰之间。烃类气体属热解成因的油型气与次生生物成因气。     

鄂尔多斯盆地奥陶系原生天然气地球化学特征及其对靖边气田气源的意义

通过对鄂尔多斯盆地余探1井奥陶系天然气气源分析,来重新认识靖边气田风化壳气藏气源。余探1井奥陶系烃源岩地球化学特征及天然气碳同位素对比分析发现,中奥陶统乌拉力克组有机碳含量(TOC)在0.30%~1.16%,平均为0.51%,暗色泥岩厚度52.59 m,可以成为有效烃源岩;天然气甲烷的碳同位素组成明显偏轻,δ¹³C₁值在-39.11‰~-38.92‰,乙烷的碳同位素较偏重,δ¹³C₂在-27.26‰~-27.17‰,如果根据乙烷碳同位素来判别,应具有煤成气特征。然而,烃源岩热模拟实验计算的天然气成熟度(R_o=1.86%~1.89%)与烃源岩实测的热成熟度(R_o=1.83%~1.92%)基本一致,都具高热演化特征。从气藏储、盖配置关系上看,气藏上覆奥陶系泥岩厚度大,上古生界煤成气难以混入;天然气偏轻的甲烷碳同位素特征与碳酸盐岩生油岩的甲烷热解气碳同位素组成相似。这些证据表明,余探1井奥陶系天然气应具有油型气的特征。以余探1井奥陶系天然气作为鄂尔多斯盆地油型气端元,对靖边气田中-北部及南部地区天然气碳同位素组成对比分析,结果表明:(1)甲烷碳同位素应作为判识鄂尔多斯盆地奥陶系天然气气源的主要指标,δ¹³C₁小于-38‰是靖边气田风化壳气藏油型气的判别标志;(2)靖边气田整体仍以高成熟混合型煤成气为主,但油型气混入比例南部地区大于中部及北部地区;(3)乙烷次生裂解作用可能是造成奥陶系油型气乙烷碳同位素偏重的主要原因。     

徐家围子断陷深层天然气的成因类型研究

松辽盆地深层砾岩和火山岩储层中的天然气地球化学分析表明，气组分以烃类为主，甲烷含量一般大于84.9%,最高达98.63%，表现为高-过成熟干气特征；天然气烷烃碳同位素值变化大，其中甲烷δ¹³C₁为-15.49‰～-54.57‰，一般为-25‰～-28‰，乙烷δ¹³C₂分布在-10.88‰～-4.17‰，一般为-24‰～-27‰，反映深层天然气成因类型复杂、但以煤型气为主的特征。天然气组分碳同位素系列除少部分为正常系列外，大部分具有反转或倒转特征，可能是多套源岩在不同成熟阶段生成的天然气的混合结果。根据天然气重烃分析和源岩吸附气重烃分析，讨论了松辽盆地深层几套烃源岩对天然气成藏的贡献比例。     

“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。     

海相地层无机参数与烃源岩发育环境的相关研究——以鄂尔多斯盆地为例

运用无机与有机参数组合对鄂尔多斯盆地海相烃源岩发育环境的研究表明,有机碳含量大于0.2%层段其V/(V+Ni)>0.5,Zr/Rb<2,Rb/K>30×10⁴,古盐度大于122,Zn,Mo,Ba等富集,δ¹⁸O,δ¹³C_碳酸盐正向偏移,指示低能、缺氧环境,具良好的有机质保存条件,有较高的生物生产力和有机质埋藏量,其δ¹³C_有机质<-28‰,有机质类型好(vi- 型),生烃潜力高,可视为潜在有效烃源岩;有机质碳含量大于等于0.2%层段的有机、无机地化特征均反映高能、氧化环境,有机质保存条件差,埋藏量低,δ¹³C_有机质值为-28‰～-24‰,多属 型母质,生烃潜力差,属非有效烃源岩。微量元素及碳氧同位素对烃源岩发育的主控因素具良好的表征意义,可作为烃源岩发育环境的判识指标,结合必要的有机参数可以进一步识别有效烃源岩。     

鄂尔多斯盆地东缘韩城地区煤层气地球化学特征及其成因

鄂尔多斯盆地东缘韩城地区虽是我国第二个大规模投入商业开发的煤层气区,但对其煤层气的地化特征和成因还未形成系统认识。为此,采集了该区井口排采气、煤样、钻井煤心解吸气样和井口排采水共78件样品,并对样品进行了组分、稳定碳同位素等系列分析。实验数据表明,该区煤层气具有以下特征：石炭-二叠系煤层气组成以CH₄为主,重烃和CO₂含量很低,气体湿度（C₂⁺）介于0.014%~2.880%;甲烷碳同位素值（δ¹³C₁）分布范围小,介于-42.978‰~-32.200‰,随深度的增加而变大,与R_o呈正相关关系;乙烷碳同位素值（δ¹³C₂）介于-21.619‰~-9.751‰。δ¹³C₁偏轻、δ¹³C₂偏重：可能是受解吸-扩散过程中同位素分馏作用的影响而造成δ¹³C₁变轻的。最后,根据该区煤层气的演化过程,结合Whiticar图版,综合分析认为该区煤层气成因类型以热降解气为主,且系经过解吸-扩散同位素分馏效应改造的次生热成因气。     

四川盆地东北地区下寒武统海相页岩气成因: 来自气体组分和碳同位素组成的启示

通过对四川盆地东北地区下寒武统海相页岩的现场解吸,获取气样并进行了组分和稳定碳同位素分析。结果表明,页岩气的甲烷含量介于96.39 % ~98.83 % ,其他组分含量较少;各组分相对含量随着解吸时间和累积解吸气量呈现规律性变化,该变化规律可能为泥页岩对不同气体吸附能力的差异所致。页岩气甲烷稳定碳同位素组成(δ¹³C₁)在-32.20 ‰ ~-29.50 ‰ 之间,乙烷稳定碳同位素组成(δ¹³C₂)介于-37.70 ‰ ~-36.60 ‰ ,所有气样均有δ¹³C₁>δ¹³C₂的"逆序"特点,这可能是在高成熟阶段,液态烃裂解气与早期生成的干酪根裂解气混合作用所致。随解吸时间增加,δ¹³C₁约有2.3 ‰ 的分馏,这可能与气体在解吸过程中的扩散作用有关。     

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。     

川东北元坝—通南巴地区二叠系—三叠系天然气地球化学特征及成因

依据天然气组分、碳同位素和稀有气体等资料对川东北元坝—通南巴地区二叠系—三叠系天然气地球化学特征及成因进行了系统研究。结果表明,(H_2S+CO_2)与(H_2S+CO_2+∑C_n)比值可以作为表征热化学硫酸盐还原作用(TSR)程度的参数。元坝地区长兴组至须家河组二段、通南巴地区飞仙关组至须家河组四段天然气δ~(13)C_2变化幅度大于δ~(13)C_1,且δ~(13)C_2值介于-24.4%。~-36.7‰,表明存在油型气和煤型气混合,理论上各层系天然气碳同位素均应呈倒序分布,但元坝地区长兴组、飞仙关组和通南巴地区嘉陵江组天然气受TSR影响,仍表现为δ~(13)C_1δ~(13)C_2或δ~(13)C_1δ~(13)C_2δ~(13)C_3的正序分布。元坝地区须家河组三段、四段天然气δ~(13)C_2值大多重于-28%。,以煤型气为主,表现为δ~(13)C_1δ~(13)C_2δ~(13)C_3的正序分布。天然气稀有气体氦同位素R/R_a值分布于0.00881~0.02510,表现出典型的壳源特征,源于TSR的酸性气体和源于烃源岩热演化的有机酸对碳酸盐岩的溶蚀是该地区二氧化碳形成以及δ~(13)C_(CO_2)变重的主要原因。气-气及气-源综合对比表明,元坝—通南巴地区天然气成因类型可以划分为龙潭型(A1型)、混合型(A2型)和须家河型(B型),龙潭型和混合型主要来源于上二叠统龙潭组烃源岩,其中混合型混有少量须家河组来源气,须家河型主要来源于其自身层系的烃源岩。     

高石梯—磨溪地区灯影组、龙王庙组天然气气源分析

为弄清四川盆地高石梯—磨溪地区震旦系灯影组、下寒武统龙王庙组天然气的成因,在地质背景研究的基础上,通过对51个天然气样品的地球化学分析,认为该区灯影组和龙王庙组的天然气组分较之威远、资阳构造,具有甲烷含量略高、普遍含微量乙烷、非烃含量略低的特点,属于过成熟油和沥青裂解干气;灯影组天然气的甲烷碳同位素值(δ13 C1)介于-32.43‰~-34.59‰,乙烷碳同位素值(δ13 C2)介于-24.86‰~-28.02‰,龙王庙组天然气的δ13 C1介于-33.36‰~-36.72‰,δ13 C2介于-30.27‰~-32.51‰,二者天然气中的δ13 C1基本一致,但灯影组天然气的δ13 C2明显重于龙王庙组,这是过成熟原油裂解气与沥青裂解气混合所造成的结果。结合26块岩心样品的地球化学分析结果,确定了天然气的气源和成因:灯影组和龙王庙组天然气均为有机成因,其中龙王庙组天然气气源来自下伏下寒武统筇竹寺组页岩;灯影组天然气为混源气,其气源既来自筇竹寺组烃源岩和灯三段黑色泥岩,也有灯四段孔洞、裂缝中沥青裂解气的贡献。     

四川盆地震旦系—下古生界天然气地球化学特征及成因判识

四川盆地震旦系灯影组,寒武系筇竹寺组、龙王庙组、洗象池组的天然气组成、同位素值在不同构造位置上表现出不同的特征,造成了对其天然气成因及来源等认识上的差异。基于前人的研究成果,结合大量新钻探井资料,开展了该区天然气地球化学特征对比研究。结果表明:①天然气总体上表现为典型的干气,以烃类气体为主,甲烷含量为74.85%~97.35%,以83.0%~96.0%为主;非烃气体含量的差别主要表现在N2和He,威远—资阳地区相对高N2、高He,高石梯—磨溪地区相对低N2、低He,这种差异与烃源岩中的泥质含量有关。②不同地区天然气δ13 C1值、δ13 C2值差异大:资阳震旦系天然气δ13 C1值最轻(-38.0‰~-35.5‰),其他地区则介于-33.9‰~-32.0‰,反映了捕获阶段的不同,早期捕获的天然气同位素值较轻;威远震旦系—寒武系天然气δ13 C2为-36.5‰~-32.7‰,高石梯—磨溪龙王庙组天然气δ13 C2为-33.6‰~-31.8‰,高石梯—磨溪灯影组天然气δ13 C2则与上述天然气有较大差别,为-29.1‰~-26.8‰,主要反映了母质类型的差异。③天然气C6~C7轻烃组成均以环烷烃和异构烷烃为主,主要表现为原油裂解气特征。     

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。     

南堡凹陷深层火山岩天然气成因与成藏模式

南堡凹陷深层火山岩油气藏具有较大勘探潜力,其天然气以烃类气体为主,甲烷含量主要在70%～90%,重烃含量在4%～27%,为湿气;非烃含量较低。天然气中甲烷碳同位素主要分布在−35‰～−43‰,乙烷碳同位素主要分布在−28‰～−24‰。这些天然气相当于有机质在镜质体反射率 R_o为 1.0%～1.5%阶段形成的天然气,为烃源岩在成熟-高成熟阶段生成的油型气,与凝析油或原油伴生,因此天然气碳同位素偏重。南堡凹陷深层火山岩天然气以凝析气为主,结合单体烃碳同位素,对天然气和伴生凝析油的成因与来源进行了分析,结果表明,南堡凹陷深层火山岩油气同源,沙河街组一段（简称沙一段）以下天然气主力源岩主要为沙河街组三段（简称沙三段）烃源岩,以凝析气为主;沙一段及以浅地层天然气主力源岩主要为沙一段烃源岩,以油为主。沙一段厚层泥岩是一套优质烃源岩,处于生烃高峰,同时形成烃浓度封闭,又是区域优质盖层。这些来自于凹陷深部烃源岩生成的高成熟油气,主要通过继承性发育的深大断裂运移到火山岩复合岩性圈闭中聚集成藏,火山岩油气成藏受火山岩单体和火山岩相双重控制。     

塔中Ⅰ号坡折带顺西区块顺7井油气地球化学特征及来源

在塔中Ⅰ号坡折带顺西区块顺7井的中、下奥陶统鹰山组获得了凝析油与天然气。凝析油具有饱和烃含量高、芳烃含量低、非烃沥青质含量低的特点,饱芳比和非沥比分别为13.51和18.50。凝析油Pr/Ph比为1.16,庚烷值和异庚烷值分别为33%和3.8,为高成熟凝析油。在生物标志物组成上,由于成熟度较高,藿烷系列基本消失,三环萜烷以C₁₉三环萜烷为主峰。凝析油具有较重的碳同位素,全油碳同位素值为-29.6‰,与公认的寒武系生源的塔东2井原油具有相近的碳同位素值,因而凝析油可能来源于寒武系烃源岩。顺7井天然气为湿气,天然气甲烷碳同位素值仅为-51.7‰,与TZ45井奥陶系天然气甲烷碳同位素值相近;天然气组分同位素值分布呈现正碳同位素序列。该天然气的来源可能为上奥陶统烃源岩。