东营凹陷北部陡坡带沙四段盐下天然气成因类型分析——以车深1井为例

根据丰深1井天然气组成、碳同位素及可能的气源岩分析,其主要来源于沙四下亚段高一过成熟烃源岩,可能混有孔二段烃源岩主成的油气。利用王古1、渤源6井原油和丰深1、渤深3井烃源岩样品热模拟实验结果,建立了丰深1井天然气成因类型判识指标。天然气组分、碳同位素、轻烃及流体包裹体等多项指标综合分析认为,丰深1井天然气主要为干酪根裂解气,且混有约10%～15%的分散液态烃裂解气。东营凹陷北部陡坡带深层沙四段盐下砂砾岩体阀闭应成为今后以沙四下亚段和孔二段为气源岩的天然气藏重要勘探目标。     

东营凹陷北部陡坡带沙四段盐下天然气成因类型分析——以丰深1井为例

根据车深1井天然气组成、碳同位素及可能的气源岩分析,其主要来源于沙四下亚段高-过成熟烃源岩,可能混有孔二段烃源岩生成的油气.利用王古1、渤深6井原油和丰深1、渤深3井烃源岩样品热模拟实验结果,建立了丰深1井天然气成因类型判识指标.天然气组分、碳同位素、轻烃及流体包裹体等多项指标综合分析认为,丰深1井天然气主要为干酪根裂解气,且混有约10%～15%的分散液态烃裂解气.东营凹陷北部陡坡带深层沙四段盐下砂砾岩体圈闭应成为今后以沙四下亚段和孔二段为气源岩的天然气藏重要勘探目标.     

东营凹陷利津-民丰地区中深层裂解气成藏史

东营凹陷已发现的中深层裂解气主要分布在利津-民丰地区的古近系沙河街组第四段储层中,其来源为洼陷区沙四下亚段烃源岩。以沙四下亚段烃源岩的生烃史恢复为基础,结合成岩矿物流体包裹体和天然气成藏地质背景,对该区中深层裂解气藏的形成时间和充注期次进行了分析。结果表明,利津-民丰地区沙四下亚段烃源岩具有两期生烃过程,第一期以生油为主,第二期生成大量油气;沙四下亚段自下而上3套烃源岩达到生成裂解气的时期分别为东营组沉积初期、东营组沉积末期和馆陶组沉积末期;沙四下亚段储层具有两期油气充注过程：第一期为沙二段-东营组沉积末期,以充注原油为主;第二期从馆陶组沉积末期开始,一直持续至今,该期又可分为两个阶段：馆陶-明化镇组沉积初期以充注原油为主,明化镇组沉积中期至今以充注裂解气为主;构造高部位地区仅存在第二期原油的充注。     

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。     

青东凹陷沙四上亚段烃源岩生烃潜力评价

青东凹陷沙四上亚段烃源岩成烃物质基础、生排烃特征、有效源岩分布及资源潜力评价系统研究表明,青东凹陷沙四上亚段烃源岩成烃物质基础良好,具有与东营凹陷沙四上亚段烃源岩相似的特征,均发育咸化还原环境下优质烃源岩,是青东凹陷最重要的一套烃源岩。烃源岩生烃门限为2250 m左右,排烃门限为2 500 m左右,具有＂早生速排＂的特点,排烃效率较高。沙四上亚段有效烃源岩主要分布于青东凹陷北部、中部洼陷以及南部洼陷的少部分区域。估算青东凹陷沙四上亚段烃源岩总资源量丰富,目前研究区勘探程度较低,勘探潜力较大。     

盖层封闭天然气藏定量评价模型

为了定量评价盖层封闭天然气性能,分别建立了散失过程开始、封闭气柱最大高度、突破时间、逸散速率等指标的数学模型。依据东营凹陷深层泥岩实际地质资料,利用测井资料拟合出经验公式用以求取封盖参数;综合考虑盖层固有封盖性能、盖层阻滞天然气通过的阻力与气藏驱动力之间的差值、天然气突破时间与气藏成藏时间对比等因素,对东营凹陷沙一段和沙三中、下亚段泥岩盖层封闭性能进行了评价,结果表明沙一段盖层封闭天然气最有利地区为民丰洼陷,利津洼陷、博兴洼陷沙一段盖层不利于天然气的保存成藏;沙三中、下亚段泥岩盖层封闭性能较好的区域分布于利津洼陷、民丰洼陷,其次为牛庄洼陷。     

碳同位素现场检测技术分析致密油气充注特征——以渤海湾盆地民丰洼陷北斜坡为例

研究油气充注对于寻找勘探目标和落实井位部署都十分重要。为此,以渤海湾盆地民丰洼陷北斜坡为例,选择盐斜233井、永斜932井及盐22井区开展现场碳同位素检测工作,并基于全新的碳同位素测量仪器在钻井现场获取的大量碳同位素数据,比对该区生产井天然气的碳同位素数据、组分数据,结合烃源岩演化、原油地球化学特征、储层沉积环境与物性特征,分析天然气在单井的充注特征和区域上的充注范围,探讨利用碳同位素现场检测手段来判识油气充注的可行性。研究结果表明:①盐斜233井沙四纯下亚段发生了深层油气的充注,天然气为深层原油裂解气与本地烃源岩热裂解气的混合气;②永斜932井沙三、四段天然气为本地烃源岩的热裂解气,但个别井段存在着深层天然气充注;③盐22井区油藏伴生气碳同位素值在该区中部重两侧轻、南重北轻,与储层物性分布特征一致,反映高成熟天然气的充注受储层物性控制;④盐22井区原油为本地烃源岩成熟阶段产物,而天然气则是在本地原油伴生气基础上存在着深层高成熟产物的充注。结论认为:①民丰洼陷北斜坡西北向存在着一个高成熟油气充注区,是有利的油气勘探目标;②碳同位素现场快速检测技术能够提供大量连续的立体碳同位素数据,可以快速分析油气充注特征、判断油气来源与成因,为油气开发部署提供参考。     

高成熟阶段膏岩等盐类物质在烃源岩热解生烃过程中的催化作用

东营凹陷民丰地区沙四段是典型的盐湖相沉积,也是重要烃源灶和天然气产层。为了查明民丰地区深层天然气成因,采用高压釜封闭体系实验模拟了高成熟盐湖相烃源岩的天然气生成过程。实验结果表明：碳酸盐、硫酸盐、氯化盐对烃源岩热解生成天然气有强烈的催化作用,550℃时气态烃产率分别增加了35％、77％和46％。热模拟气与民丰天然气的C6轻烃组分比较发现,膏盐等盐类物质改变了气态烃产物中各单组分化合物的生成路径,影响了气态烃产物的组成。上述盐类物质参与的烃源岩热解过程所生气态烃的组成与民丰天然气最接近。这一结论对认识高成熟盐湖相天然气的生成过程及民丰地区天然气成因有重要意义。     

东营凹陷南斜坡特高蜡油的成因

东营凹陷南斜坡王古1、新角1奥陶系古潜山原油具有特高含蜡特征(40%～60%),同区下第三系孔店组原油含蜡量也明显偏高(28.85%～31.7%)。不同层系的原油烃类化学成分分析、油源对比结果表明,研究区高蜡油成因不同于上覆第三系沙河街组,前者为深部油源,第三系孔店组为其重要烃源岩之一;后者主要源自正常油窗内沙河街组四段烃源岩。生物标志物定量分析结果表明,区内烃源岩沥青与原油中的蜡质烃含量随成熟度增加而增加,反映热成熟度是控制该区高蜡油形成的重要因素之一。东营凹陷湖沼相成因的孔店组烃源岩含有相对较高的陆源高等植物,是导致该区高蜡油形成的另一重要因素。综合分析认为,东营凹陷南斜坡高蜡油的形成主要与烃源岩相对较高的热成熟度及烃源岩含有丰富的可提供蜡质烃的成烃母质(主要指孔店组二段)有关,气侵与油气运移分馏效应的影响甚微。     

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。