原油裂解气在天然气勘探中的意义

从油气生成理论和古油藏演化过程的讨论中引申出原油裂解气的问题。一般所说的原油裂解气主要是指古油藏演化中的原油裂解气 ,油藏中的原油由于后期深埋 ,必然发生裂解而形成天然气和沥青。这种原油裂解气只有在特定的地质条件下才能形成 ,如塔里木盆地巴楚隆起的和田河气田的天然气 ,主要是由于构造运动使早期形成的油藏埋藏很深导致原油裂解的产物。塔北隆起东部桑塔木断垒带的天然气与和田河气田的天然气同是源自寒武系烃源岩 ,但桑塔木天然气主要为干酪根裂解气 ,而和田河天然气主要为原油裂解气 ,因此二者在天然气组成和天然气组分碳同位素特征上存在差异 ,如虽然二者成熟度一致 ,但和田河气田天然气的非烃气体含量高于桑塔木天然气 ,其甲烷碳同位素值则比桑塔木天然气的轻。对于古油藏而言 ,原油裂解既对油藏起破坏作用 ,同时又可形成天然气藏的特殊气源。图 6参 1 2     

塔里木盆地海相天然气乙烷碳同位素分类与变化的成因探讨

分析塔里木盆地海相天然气碳同位素组成 ,发现天然气的乙烷碳同位素值域分布范围较大 ( - 43‰～- 2 9‰ ) ,并且具有很强的母质继承性。据此并结合天然气甲烷碳同位素组成变化特征 ,将该盆地海相天然气分成 4类。第一类 :δ13 C1值小于 - 40‰ ,δ13 C2 值小于 - 3 7‰ ,主要来源于寒武系—下奥陶统腐泥型母质 ,分布于塔中主垒带、英买力和东河塘地区 ;第二类 :δ13C1值小于 - 40‰ ,δ13 C2 值大于 - 3 4‰ ,主要来源于中、上奥陶统偏腐殖型母质 ,分布于塔中北斜坡、巴楚、东河塘及雅克拉等地区 ;第三类 :δ13 C1值大于 - 40‰ ,δ13 C2 值为 - 3 9‰～ - 3 5‰ ,主要来源于寒武系—下奥陶统腐泥型母质 ,并受热成熟作用影响 ,主要分布在轮南—吉拉克地区 ;第四类 :δ13 C1值大于 - 40‰ ,δ13 C2值大于 - 3 5‰ ,主要来源于寒武系—下奥陶统腐泥型母质 ,同时混入有中、上奥陶统或石炭系偏腐殖型母质生成的气 ,主要分布于桑塔木断垒带及解放渠东—吉拉克地区。图 1表 3参 4(梁大新摘 )     

塔里木盆地轮南低凸起天然气分布规律与成藏期次

系统分析了塔里木盆地轮南低凸起天然气地球化学特征和有机包裹体均一化温度等资料,对天然气成因、分布规律和成藏期次进行了研究。结果表明:该区烃类气体主要为海相高成熟-过成熟腐泥型干气,可分为原油裂解气、干酪根裂解气和混合气3种成因类型;轮古东斜坡带产出特征明显的原油裂解气,轮古西斜坡带和中部斜坡带主体为干酪根裂解气,其他地区为混合气;烃类气体碳同位素序列倒转是由不同成熟度天然气混合与扩散分馏机制双重作用所致;氮气主要来源于高成熟－过成熟海相烃源岩热解,CO₂有壳源无机成因和有机成因两种来源;稀有气体同位素特征表明,轮南断垒带有少量幔源气混入,其他地区为典型的壳源气。奥陶系油气存在3期充注,分别为加里东晚期-海西早期、海西晚期和喜马拉雅中晚期,石炭系油气主要在喜马拉雅中晚期富集成藏。     

塔河油田天然气特征对比与成因分析

塔河油田东西部奥陶系天然气地球化学特征存在明显的差异.依靠多年勘探开发及研究积累的大量天然气分析测试数据,结合塔河油田油气成藏地质条件与主要油气成藏期次,从天然气组分特征及碳、氢同位素特征等方面进行研究,认为塔河油田西部地区奥陶系储层天然气以溶解气或伴生气为主,以甲烷碳同位素较轻为特征,其成因主要为原油初期裂解.塔河中部主体区奥陶系储层天然气主要以伴生气为主,部分是凝析气,为与原油同期次充注的成熟-高成熟天然气.塔河东部地区奥陶系储层天然气具有高干燥系数和甲烷碳、氢同位素较重的特征,成熟度高于塔河中、西部地区,部分天然气出现甲烷、乙烷碳同位素倒转,表明天然气具两期充注成藏特征.第一期天然气充注成藏时间与塔河中部主体区油气成藏时间一致;第二期充注以过成熟裂解气为主,为原油裂解气与干酪根裂解气的混合气,充注成藏期为喜马拉雅期晚期.不同成因的天然气及不同期次天然气的混合叠加,是形成塔河油田不同地区天然气特征差异的主要因素.     

轮古39井获工业油气流

塔里木油田的轮古39井经酸化压裂后,采用φ7.94mm油嘴测试,日产天然气58×104m3,日产油48m3。 轮古39井是继桑塔木断垒上的轮南14井获得油气发现14年后,首次在轮古东地区获得重大突破。该井奥     

塔里木油气勘探喜获丰收

本报讯（记者李强）岁末将临，塔里木石油天然气探区传来喜讯：经过4年多的努力，该探区基本探明和控制石油地质储量3亿吨，天然气储量］000亿立方米，在去年建成轮南、桑塔木、解放渠东三个油田后，今年又建成年生产能力为75万吨原油的车河塘油田，从而使塔里木探区的原油年生     

南加蓬次盆深水区天然气成因类型及气源探讨

南加蓬次盆深水区L气田天然气具有异常重的碳同位素组成,甲烷和乙烷碳同位素值分别为-32.8‰~-28.4‰和-25.8‰~-23.4‰,以天然气乙烷碳同位素判别标准,L气田天然气应为煤型气。区域上的烃源岩和油气研究发现,该区白垩系盐下主要发育腐泥型油源岩,腐殖型气源岩不太发育,不具备形成大型煤型气田的地质条件。碳同位素分析表明,加蓬盆地及邻区白垩系巴雷姆阶,尤其是Melania组湖相优质烃源岩具有异常重的碳同位素组成,与L气田天然气异常重的乙烷碳同位素特征相似。天然气气源分析表明,L气田天然气来源于白垩系盐下湖相烃源岩生成的高—过成熟原油裂解气,其中巴雷姆阶Melania组湖相烃源岩为主要烃源岩。     

东非海岸坦桑尼亚盆地烃源岩特征与油气来源

近年来,东非海岸坦桑尼亚盆地深水区陆续有大的气田发现,展示了巨大的勘探前景。但有关坦桑尼亚盆地烃源岩发育层位、沉积环境、生烃潜力及油气来源的研究报道较少。根据研究区钻井地球化学资料,结合沉积及构造演化特征,对坦桑尼亚盆地烃源岩特征和油气来源进行了分析,结果表明:该盆地发育3套烃源岩,其中二叠系湖沼相烃源岩以倾气型为主;三叠系湖相烃源岩有机质丰度高,以倾油型为主;下—中侏罗统泻湖相、局限海相烃源岩有机质丰度高,以倾油型为主。该盆地深水区天然气乙烷碳同位素组成变化大(为-30.8‰~-21.0‰),甲烷氢同位素组成重(大于-120‰),且热演化程度高,为原油裂解气,天然气主要来自下—中侏罗统局限海相腐泥型烃源岩,下三叠统湖相烃源岩也可能有部分贡献;推测下—中侏罗统倾油型烃源岩主要分布在该盆地海域,油气勘探潜力大。     

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。     

川西新场地区须二段天然气成因类型和来源

须二段是四川盆地陆相天然气勘探的重要层系之一。天然气地球化学特征研究表明,新场地区须二段天然气干燥系数普遍高于0.95,为典型干气;δ¹³C₁和δ¹³C₂值分别为-34.5‰~-30.3‰和-29.1‰~-23.4‰,δD₁值介于-168‰~-157‰之间,烷烃气碳、氢同位素系列主体表现出典型正序特征,部分样品发生了乙、丙烷碳同位素的部分倒转。新场须二段天然气为混合成因,重烃气表现出以原油裂解气为主并混有部分煤型气的特征,而甲烷则主要表现出煤型气的特点。气源对比研究表明,新场须二段天然气主要来自马鞍塘组—小塘子组烃源岩,须二段自身烃源岩也有一定的贡献。     

塔里木盆地台盆区天然气地球化学特征

通过对塔里木盆地天然气样品的分析，系统总结了台盆区的天然气地球化学特征：塔里木盆地台盆区天然气烃类组成以湿气为主，部分地区为干气，湿气分布在塔中、满东—英吉苏、英买力—东河塘、哈得逊和解放渠东—吉拉克等地区，在巴楚、轮南—桑塔木等地区既有干气又有湿气；在非烃气体中以N₂和CO₂为主，巴楚、塔中、满东—英吉苏、东河塘—英买力、哈得逊等地区以中、高N₂含量为特征，在和田河和东河塘地区天然气具高CO₂含量特征；天然气碳同位素具有中部轻、周边重的分布特征，塔中、东河塘—英买力、哈得逊等地区的天然气δ¹³C₁值小于-40‰，和田河、满东—英吉苏、轮南—吉拉克等地区的天然气δ¹³C₁值大于-40‰，δ¹³C₂值一般大于-30‰。     

轮南地区天然气分布特征及成因

塔里木盆地轮南地区油气分布非常复杂.轮南地区所有工业油气井、正试井和显示井的天然气组分分析表明,甲烷占绝对优势,整体上属典型的干气.天然气干燥系数和气油比从东到西降低,反映了气侵是从轮古东斜坡开始逐渐向西进行的.结合储层中大量存在的焦沥青,对比塔里木盆地其他地区的天然气特征分析,认为轮南地区天然气主要是来自于高-过成熟的中-下寒武统烃源岩的原油裂解气.     

塔里木盆地中深地区寒武系盐下白云岩油气来源及差异聚集

基于塔里木盆地中深地区储集层样品、原油样品和天然气样品的地球化学特征分析,研究中深地区寒武系盐下白云岩油气来源及油、气差异聚集现象。通过质谱检测发现储集层及原油样品重排甾烷含量低、C_(28)甾烷含量高,伽马蜡烷含量高,原油中存在芳基类异戊二烯烃化合物;通过天然气组成分析发现N_2含量低,为0.24%~4.02%。由此判断油气来源于寒武系—下奥陶统烃源岩。中寒武统天然气δ~(13)C1值为-51.4‰~-44.7‰,干燥系数为0.65~0.78,为原油伴生气;下寒武统天然气δ~(13)C1值为-41.4‰~-40.6‰,干燥系数为0.99,为原油裂解气。塔里木盆地深层存在硫酸盐热化学还原反应生成的高含H_2S裂解气的充注,中寒武统储集层物性差、裂缝网络体系不发育,故充注程度低,天然气中H_2S含量低(0.003 8%~0.200 0%);下寒武统储集层物性好、裂缝网络体系发育,故充注程度高,天然气中H_2S含量也高(3.25%~8.20%)。综上,塔里木盆地中深地区寒武系盐下白云岩油气来源于寒武系—下奥陶统烃源岩,其差异聚集是储集层物性以及裂缝网络体系发育程度的综合影响所致。     

塔里木克拉通盆地油气勘探对策

塔里木克拉通盆地包括整个盆地“三隆四坳”^[1]中的塔北隆起、北部坳陷、塔中隆起、巴楚隆起等主要构造单元（见图1）。经多年勘探,目前已探明和发现了众多油气田（藏）：塔北隆起上的轮南、塔河、东河塘等油田,塔中隆起上的塔中4、塔中16油田,巴楚隆起上的和田河气田、巴什托甫油田,北部坳陷中的哈得逊油田等。这些海相成因的油气主要富集在奥陶系碳酸盐岩与石炭系、三叠系、侏罗系砂岩储集层中,来源于寒武系和中上奥陶统两套烃源岩。     

轮南地区奥陶系油气成藏特征

轮南地区奥陶系的油气资源非常丰富,但油气的分布十分复杂。通过对该区奥陶系石油地质特征、油气成藏特征及油气藏形成机理的研究,认为该区黑油主要来自中－上奥陶统油源岩,天然气则来自寒武系烃源岩的高温裂解。油藏的成藏期是在中新世吉迪克组沉积晚期－康村组沉积早期,气藏的成藏期是在上新世库车组沉积期。原油沿奥陶系顶面的不整合面向北运移,天然气则沿桑塔木和轮南断垒两组背冲式大逆断裂向上运移,在有利的圈闭中成藏。指出油气运移的几条有利路线,是今后油气勘探的方向     

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。     

萨力阔坦东断垒带的地震反射异常及其意义——与轮南桑塔木断垒带已知油气区的类比

塔里木盆地北部的萨力阔坦东断垒带与轮南凸起、草湖凹陷在区域上属于同一含油气系统。钻探结果显示,在这个系统中的一些断垒带上,主要勘探目的层系——三叠系和石炭系内部都有油气发现(如桑塔木断垒)或很好的油气显示(如C2井所钻的小干湖断垒)。萨力阔坦东断垒带目前尚未实施钻探,通过与轮南桑塔木断垒带的诸如构造、埋深、地层和地震反射特征等方面的仔细对比,发现二者具有几乎完全相同的特征。因此认为该断垒带在三叠系和石炭系地层中可能富含油气。     

塔里木盆地轮南油田油源分析及勘探前景

综合研究了轮南地区原油的地球化学特征,结合构造发育史、烃源岩演化史和油气分布特征,认为轮南地区原油主要来源于寒武系–下奥陶统烃源岩,并指出塔里木盆地的油气勘探应该主要集中到以寒武系– 下奥陶统为主要烃源岩的战略目标上来,在轮南地区寄希望于中– 上奥陶统为烃源岩来寻找大油田是不可思议的,必将引起对勘探的误导。     

建南气田天然气地球化学特征及成因

中扬子西部地区经历了多旋回沉积-构造演化,纵向上发育多套生储盖组合,烃源岩为碳质页岩、碳酸盐岩及煤等多种岩性,多数达到了过成熟阶段,深部震旦系-寒武系烃源岩均处于过成熟晚期,具有多阶段生烃、晚期原油裂解供气特征。在多旋回构造演化中,中扬子西部海相天然气呈现多源多期或同源多期混合聚集、多期调整及晚期次生变化的复杂成藏过程。基于对中扬子西部地质演化背景分析和前人研究成果,分析了区域有效主力烃源岩,从天然气组分含量、组分参数相关性、烷烃气碳同位素等资料剖析了建南气田各层系天然气地球化学特征,结合区域油气成藏地质及川东气区资料,厘清了建南气田海相天然气成因及气源。研究认为,建南气田海相天然气均为干气,烷烃气碳同位素呈部分倒转,发生过原油裂解供气;二叠系长兴组及下三叠统飞仙关组、嘉陵江组气藏气源来自二叠系烃源岩,基本没有志留系甚至更深部气源供给,由原油裂解气和多类型干酪根降解气混合聚集而成,原油裂解气占主体;志留系韩家店组气藏和石炭系黄龙组气藏属于同源不同阶段天然气混合成因,原油裂解气占主体,气源母质为上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组碳质页岩,几乎没有受到来自震旦系-寒武系烃源岩的天然气充注。因此,中扬子西部地区海相天然气勘探潜力大,尤其以保存条件较好的鄂西渝东区为主,震旦系、寒武系及志留系天然气勘探前景甚好。     

塔里木盆地轮古东油气相态和饱和度特征及其主控因素分析

轮古东是气侵改造型油气藏,具有"气干油重"的性质,通过PVT相态研究发现,其油气相态和饱和度平面上表现为自东南向西北呈现未饱和气藏—饱和气藏—饱和油藏的趋势,垂向上的相态变化不大,但是部分井出现了上部为未饱和气藏,下部为饱和气藏的特征,这种分布特点主要受到气侵强度差异、复杂的油气运聚过程、断裂以及盖层的控制。通过分析轮古东油气藏的相态及饱和度的分布规律,发现本区距离气源的位置比构造聚集天然气的控制作用更强。认为本区东部的吉拉克地区三叠系在喜马拉雅早期由于盖层条件不佳导致聚集的油气发生散失,在库车组快速沉积时期又由于隔层的出现导致了三叠系气侵不彻底,根据轮古东奥陶系的油气相态和饱和度特征预测吉拉克地区奥陶系和石炭系仍有相当资源量的未饱和凝析气藏,为吉拉克地区海相油气的勘探提供了科学依据。