松辽盆地基底石英脉中无机成因气的地球化学特征及指示意义

松辽盆地深层存在着地球内部来源的无机成因气体,但一直缺少直接的地质证据,而分析该盆地基底岩石则有望成为解决这一问题的突破口。为此,通过基底岩心样品采集、石英脉体分离、包裹体岩相学、流体地球化学分析等技术手段,研究该盆地基底岩石中的石英脉体及脉体中流体包裹体的岩相学特征、碳氢氧同位素特征,探讨石英脉及其包裹体内流体的成因,寻找深部气体向浅部运移的流体记录,并分析基底石英脉包裹体内流体的指示意义。研究结果表明:①石英脉体的氧同位素值介于8.1‰～9.5‰,为岩浆期后热液结晶形成;②石英脉中存在H_2O、H_2O—CO_2和H_2O—CO_2—CH_4共3种原生流体包裹体,完全均一温度介于320～360℃,成分以CO_2、H_2O为主,含有少量CH_4、C_2H_6、N_2、O_2、Ar;③脉体中流体包裹体内水的δ~(18)O介于2.0‰～3.8‰,δD介于-91.6‰～-75.7‰,表现为岩浆脱气后残余水特征;④CO_2的δ~(13)C变化范围较大(介于-13.8‰～-9.7‰),其中烷烃的δ~(13)C_1介于-30.6‰～-24.1‰,δ~(13)C_2介于-33.2‰～-25.7‰,且δ~(13)C_1δ~(13)C_2,呈负碳同位素系列,CO_2和烷烃均显示无机成因气特征。结论认为:①石英脉内烷烃的δ~(13)C_1和δ~(13)C_2与该盆地深层碳同位素完全倒转的烷烃气特征一致,两者可能具有一定的亲缘性;②松辽盆地基底之下岩浆活动产生的热液流体在盆地基底缝隙中结晶形成石英脉体,并且捕获热液流体中的无机成因气,其余无机成因气则沿深大断裂向上运移至盆地内部,为深层天然气藏的形成做出了贡献。     

长岭断陷无机成因天然气的判别与分布特征

通过对松辽盆地长岭断陷烷烃气和CO2碳同位素资料的分析,认为该地区存在无机成因天然气。烃类气体中具有重碳同位素异常(δ13 C1>-30‰)和负碳同位素系序(δ13 C1>δ13 C2>δ13 C3>δ13 C4)的同位素分布特征,CO2碳同位素分布在-4.63‰～-16.7‰,部分天然气表现出无机成因烃类气体的特点。3 He/4 He值为0.88Ra,指示有幔源氦的存在,说明该区天然气可能是壳幔混源。长岭断陷天然气藏中不仅无机成因烷烃气由北向南逐渐减少,且幔源CO2也表现出从西北向东南含量明显减少,与区域构造、断裂走向和火山岩密切相关等与无机成因烷烃气相似的分布特征。     

徐家围子断陷沙河子组致密气地球化学特征及成因

随着松辽盆地非常规天然气勘探的深入,徐家围子断陷沙河子组致密气成为盆地深层天然气勘探新的热点并不断取得突破。为明确沙河子组致密气成因和分布规律,综合天然气组分、稳定碳同位素、包裹体测温等多种手段,对沙河子组致密气地球化学特征和成藏期次进行分析。结果表明:沙河子组天然气以甲烷为主,重烃含量低,普遍含有少量N_2和CO_2,其中δ~(13)C_1分布范围较大,为-33.24‰～-18.00‰,δ~(13)C_2偏重且分布相对集中,为-26.90‰～-15.26‰;碳同位素分布总体呈正序列,部分样品出现δ~(13)C_2大于δ~(13)C_3的倒转现象;沙河子组烃类气为煤型气,存在青山口组末期、嫩江组时期2次成藏过程,嫩江组期生成的高成熟度煤型气与青山口组末期相对低成熟度煤型气的混合是造成烃类气中δ~(13)C_2大于δ~(13)C_3的主要原因;CO_2为无机成因气,分布在基底断裂附近,是营城期火山活动时岩浆脱气作用的产物。     

松辽盆地北部昌德东气藏CO2成因的地球化学判据

CO2气藏中CO2的百分含量、CO2伴生的烃类气体含量、稀有气体的含量及同位素、CO2产出的地质背景、δ13CCO2以及伴生甲烷同系物的碳同位素系列等特征都可以用来对CO2成因进行判别。昌德东气藏天然气中的CO2含量最高(89%~90%),CO2的碳同位素值为-4.06‰~-6.61‰,落在无机成因区,3He/4He值为3.9×10-6和4.5×10-6,介于幔源与壳源之间,伴生甲烷同系物的碳同位素都呈倒序排列,具有无机成因气负碳同位素系列的特征。对其更具体的母源区的判别有赖于对松辽盆地北部深部地质结构的研究及CO2/3He等新的CO2成因判据的探索。     

中国东部无机成因的二氧化碳气藏及其特征

有机成因δ^13Cco2值小于－10‰，无机成因δ^13Cco2值则大于－8‰；天然气中CO2含量大于60％是无机成因的，小于此值有机的、无的和混合的成因均有。CO2含量90％以上称CO2气藏、90％－60％叫亚CO2气藏、60％－15％为高含CO2气藏、15％以下为含CO2气藏。我国东部已发现万金塔气田、花沟气藏、黄桥气田和平方王气顶气藏等一批无机成因的CO2气藏。其中黄桥和万金塔气田已开发。最后，研究了无机成因CO2气藏的特征。     

中国东部无机成因的二氧化碳气藏及其特征

有机成因σ_(13)Cco_2值小于—10‰,无机成因σ_(13)Cco_2值则大于—8‰;天然气中CO_2含量大于60％是无机成因的,小于此值有机的、无机的和混合的成因均有。CO_2含量90％以上称C0_2气藏、90％～60％叫亚CO_2气藏、60％～15％为高含CO_2气藏、15％以下为含CO_2气藏。我国东部已发现万金塔气田、花沟气藏、黄桥气田和平方王气顶气藏等一批无机成因的CO_2气藏。其中黄桥和万金塔气田已开发。最后,研究了无机成因CO_2气藏的特征。     

松辽盆地无机成因气碳同位素判识指标探讨

国内外典型无机气δ13C1变化范围大(-3.2‰～-29.99‰),因而不同学者在无机气的δ13C判识指标上分歧也较大,直接影响了对天然气成因的判识。对松辽盆地大量不同类型不同层位的岩石样品进行了模拟实验,分析了岩石模拟产物δ13C1和δ13C2随温度的变化关系以及产物δ13C系列关系。模拟实验结果表明:松辽盆地岩石模拟产物δ13C1和δ13C2随模拟温度增加而变重,δ13C1最重可达-18.5‰,而盆地典型无机气δ13C1最重为-16.7‰。因此,根据模拟实验、盆地典型无机气特征等初步确定了松辽盆地无机气与有机气的判识界限值:δ13C1大于-19‰一般为无机气;同时根据盆地实际地质特征指出,对于δ13C1在-20‰～-30‰的天然气来说,单体碳同位素系列是否完全倒转是判识其成因的最有效的指标。无机气与有机气的δ13C判识指标,应围绕特定的盆地进行,这样才能更有效地识别无机成因气。     

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。     

松辽盆地无机成因烃类气藏的幔源贡献

幔源氦对氦含量的贡献值不能完全代表其它组分的幔源贡献。依据松辽盆地的地质条件和勘探成果并通过筛选该盆地实际气藏组分的混合模拟结果，得到了松辽盆地昌德、肇州西和升深2井等3个气藏无机成因的贡献大于80％的结论，说明松辽盆地无机成因的气源是非常巨大的，同时指出，松辽盆地有机成因与无机成因甲烷同位素的判别界限定为－30‰比较合适，天然气样品中单独的^3He/^4He指标得到的幔源拟的贡献值不能化表气藏中无机成因烃类气体的幔源贡献。     

四川盆地元坝气田长兴组—飞仙关组天然气地球化学特征及成因类型

元坝气田是迄今为止我国埋藏最深的大型海相气田,有关其海相层系礁滩相储层特征与成藏主控因素的研究取得了重要进展,但对其及邻区长兴组—飞仙关组天然气成因的认识仍存在分歧。地球化学特征研究表明,元坝气田长兴组—飞仙关组天然气以烃类气体为主,其中甲烷占主导,干燥系数均高于0.995,非烃气体CO_2和H_2S平均含量分别高达8.55%和6.47%;δ~(13)C_1值和δ~(13)C_2值分别介于-31.2‰~-27.9‰和-29.9‰~-25.0‰之间,且普遍具有正序特征;δ~(13)C_(CO_2)值普遍高于-8‰,δD_1值介于-156‰~-107‰之间。元坝气田长兴组—飞仙关组天然气普遍经历了硫酸盐热化学还原作用的改造,其主体为原油裂解气,主要为龙潭组烃源岩生成的原油后期发生裂解所形成。气藏中的CO_2主体为无机成因,来自酸性流体与碳酸盐岩储层的相互作用。     

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。     

济阳坳陷二氧化碳气藏的成因判别

CO₂气藏成因的判别依据主要有气藏CO₂的体积百分含量、CO₂碳同位素(δ¹³C) 、氦同位素的R/Ra、CO₂/³He等。将济阳坳陷已发现的6个CO₂气藏的CO₂的体积分数、CO₂碳同位素(δ¹³C) 、氦同位素的R/Ra、CO₂/³He等数据进行系统的判别,得出这6个气藏均为无机成因的,其中平方王气藏幔源和壳源的CO₂所占比例相近; 平南气藏壳源成因的CO₂所占比例较大; 花沟、高青、阳25井等气藏幔源成因的CO₂所占比例较大。     

松辽盆地幔源CO2分布规律与运聚成藏机制

对CO₂碳同位素组成和³He/⁴He值分析表明,松辽盆地高含CO₂天然气藏中的CO₂皆为幔源成因.在对已发现含CO₂天然气分析的基础上,研究了松辽盆地CO₂在含量、层系和平面上的分布规律.研究结果表明,松辽盆地CO₂在含量上具有"两端元"的分布特征;受区域盖层和储层性质的控制,在层位上,CO₂主要富集于营城组和泉四段;在平面上,CO₂呈多个点状或狭长带状局限分布,其平面分布明显受控于深大断裂,与基底大断裂和火山岩体具有较好的伴生关系.幔源CO₂运聚成藏机制可概括为:深部热流底辟体的顶部是CO₂的储集库,基底大断裂向下收敛于拆离带并沟通CO₂气源,CO₂通过基底大断裂和古火山通道向上输导,并在适当圈闭中聚集成藏.运聚通道组合类型决定了气藏中CO₂的含量及含CO₂天然气的赋存层位,幔源CO₂的运聚通道可划分为3种组合类型.建立了松辽盆地含CO₂天然气藏的"三阶段"成藏模式.     

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。     

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近年在我国陆相地层中相继发现了一些含凝析油的天然气气藏,其成因为生物和低温热解作用形成。气源岩主要为腐殖型,埋深在3000m以内。位于低成熟带.气的成分以甲烷为主,δ～(13)C_1=-45‰～-55‰,δD_(CH)_4=-200‰～-263‰。我国中新生代地层发育,变质程度较低,具备生物一低温热解气成藏的有利条件。     

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。     

川东北元坝与河坝地区陆相储层天然气成因

在川东北地区石油地质背景特征的基础上,探讨了元坝与河坝地区陆相储层天然气的成因。元坝地区侏罗系储层天然气重烃气体含量较高;多数样品甲烷δ¹³C和δD值分别在-42.2‰ ~-34.4‰ 和-208‰ ~-168‰ ,乙烷δ¹³C值在-31.4‰ ~-21.4‰ ,甲烷δ¹³C和δD值之间相关性好;天然气主要来源于侏罗系自流井组或千佛崖组陆相烃源岩。元坝地区须家河组储层天然气重烃气体含量低;甲烷δ¹³C和δD值分别为-31.7‰ ~-29.2‰ 和-170‰ ~-148‰ ,乙烷δ¹³C值在-27.7‰ ~-26.5‰ ;天然气主要来源于元坝地区上三叠统须家河组高—过成熟的腐殖型烃源岩。元坝地区陆相储层天然气成因的主控因素是陆相烃源岩发育及其成熟度。河坝地区陆相储层天然气重烃气体含量变化大;甲烷δ¹³C值大多重于-32‰ ,甲烷δD值分布范围较大,在-186‰ ~-122‰ ,乙烷δ¹³C值在-33.2‰ ~-29.6‰ ;甲烷δD与δ¹³C值之间相关性很差,部分样品甲烷与乙烷的δ¹³C值倒转,表明河坝地区陆相储层天然气成因复杂,有来源于陆相须家河组的天然气,也有来源于海相烃源岩的天然气,以及海相与陆相来源天然气的混合气。河坝地区陆相储层天然气成因的主控因素是海相与陆相多套烃源岩与不同级别断裂。陆相储层天然气中CO₂的δ¹³C值多轻于-12‰ ,属于有机质热分解成因。稀有气体³He/⁴He比值在0.003 3R_a~0.018 1R_a,分布于地壳来源或放射性成因的范围内,表明天然气中没有幔源稀有气体的贡献。     

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塔里木盆地塔中地区石炭系及部分奥陶系储层内赋存着形式不同的凝析气和油田伴生气,其甲烷碳同位素值很接近.根据腐泥型有机质生烃演化模式和天然气碳同位素的分馏原理,分析认为,凝析油气是在生油高峰之后形成的,因而凝析气的甲烷碳同位素值应比油田伴生气的甲烷碳同位素值重一些.而实际情况则是凝析气和油田伴生气甲烷碳同位素值几乎一致,且甲、乙烷碳同位素值的差值小,显然不符合正常的碳同位素分馏原理.用单一成因的观点难以解释这种现象.对此,根据天然气组分及碳同位素特征,结合天然气组成ln(C2/C3)与(δ13C2-δ13C3)关系图判识其成因,指出这种天然气主要是原油裂解气--深部地层古油藏的原油裂解后以气相运移方式进入石炭系及奥陶系储层.     

四川盆地元坝-通南巴地区须家河组天然气地球化学特征和成因

为了探讨四川盆地元坝-通南巴地区上三叠统须家河组天然气的成因,明确天然气的来源,综合利用了天然气组分和稳定碳、氢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,四川盆地元坝-通南巴地区须家河组天然气以甲烷为主,主体表现出干气特征,干燥系数普遍高于0.97,δ¹³C₁和δ¹³C₂值分别介于-34.5‰~-29.3‰和-35.4‰~-21.5‰,δ¹³C_CO2值多数高于-8‰,δD_CH4值介于-181‰~-144‰,且与δ¹³C₁值之间没有明显的相关性。天然气成因鉴别和气-源对比研究表明,该区须家河组天然气主体为煤成气,来自须家河组煤系烃源岩,其中元坝地区须一、须二段和通南巴地区须家河组天然气中混入了一定量的原油二次裂解气,它主要为吴家坪组烃源岩生成的原油在裂解程度相对较低时的产物。研究区须家河组烷烃气碳同位素系列普遍发生了部分倒转,其中元坝地区须三、须四段天然气的部分倒转主要源自须家河组烃源岩在高成熟阶段的产物,而元坝地区须一、须二段和通南巴地区须家河组天然气发生的部分倒转主要源自少量的原油裂解气与大量的高成熟煤型干气的混合。     

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。