英买力地区天然气地球化学特征

前人对塔里木盆地以及英买力地区个别井区的油气地球化学特征已经进行过研究,但对于整个英买力地区天然气的地球化学特征却还未作系统研究。英买力地区位于塔北隆起西部,该区天然气组分以烃类气体为主,烃类气体中甲烷含量占绝对优势,非烃气体主要为N₂和CO₂;天然气干燥系数整体较低,属于典型的湿气。对其天然气成因、来源进行分析表明,该区天然气大部分为来自库车坳陷的煤型气,部分为典型油型气与煤型气的混合气。该区大部分天然气烃类碳同位素特征为正序分布,部分天然气甲烷系列同位素组成存在“倒转”现象。造成这种“倒转”的主要原因有：①天然气逸散造成的同位素分馏效应;②不同类型天然气混合。此外,根据δ¹³C₁值计算的镜质体反射率结果得出,该区天然气为烃源岩处于成熟-高成熟演化阶段的产物。     

塔里木盆地天然气同位素地球化学特征及气源对比

正> 塔里木盆地是我国内陆最大的沉积盆地,面积56万平方公里,盆地内沉积岩厚度大,各时代的沉积岩发育较齐全,从震旦系至第三系沉积岩达9000-15000m。具有多层油、气源岩和储集层,有广阔的天然气资源前景。到目前在盆地内已发现柯克亚、塔北沙雅、依奇克里克三个具有工业价值的油气藏。根据盆地中天然气的碳、氢同位素、稀有气体(Ar、He)同位素组成特征及与天然气伴生的凝析油,轻质油的同位素组成特征,进行综合气源对比,证实该盆地是一个多气源地区。     

川中公山庙地区侏罗系天然气地球化学特征

根据天然气中基本组分、碳同位素和轻烃特征,对川中公山庙地区天然气地球化学特征进行了分析。天然气组分特征分析表明,研究区天然气甲烷含量低,重烃含量高,主要为湿气;研究区天然气各主要烷烃气含量变化较大,气源关系复杂,天然气主要来自中、下侏罗统烃源岩,部分来自上三叠统烃源岩。研究区天然气表现出正碳同位素分布特征,体现了天然气的有机成因;天然气甲烷、乙烷碳同位素值的差异,表明研究区天然气主要为油型气,部分为煤型气;碳同位素计算研究区天然气成熟度值为0．6％～1．0％。对天然气轻烃进行分析,结果也表明研究区天然气主要为油型气。     

塔里木盆地天然气碳、氢同位素地球化学特征

库车坳陷天然气甲皖的氢同位素组成分布为-185‰- -156‰，除DW105-25井为-156‰外，其余9个样品相对较轻，基本轻于-170‰，而Dw105-25井的δ^12C-值为-28．5‰，也相对较重；库车坳陷天然气乙皖氢同位素组成分布为-139‰～-113‰。塔中地区和塔东地区天然气甲烷氢同位素组成分布为-168‰～-151‰，范围相对较小。轮南地区天然气甲炕氢同位素分布为-190‰～-140‰．分布范围较广，乙炕氢同位素组成分布为-187‰～-145‰，与甲炕的分布范围相近．大多数样品同时出现甲烷、乙烷的碳、氢同位素组成序列倒转的现象。塔西南地区的阿克1井天然气甲皖的碳同位素组成为-23．0‰。氢同位素组成为-131‰，均较重，这可能与深部物质的参与有关。     

塔里木盆地石炭系碳酸盐岩同位素地球化学特征

从塔里木盆地石炭系碳酸盐岩的δ13C(‰PDB)为-4.68‰～+6.7‰,δ18O(‰PDB)为-9.72‰～-1.8‰来看,基本上属海相环境,从塔北经满西至巴楚地区,石炭系碳酸盐岩沉积时受淡水和陆源有机碳影响逐渐减少。经计算,石炭系碳酸盐岩沉积时的平均古水温为25℃,说明海水较温暖。碳酸盐岩87Sr/86Sr平均值为0.70860,纵向上生屑灰岩段87Sr/86Sr平均值为0.70854,标准灰岩段为0.70821,小海子灰岩段为0.70794,说明石炭纪海侵规模不断增大,海水深度不断增加。平面上由西向东北方向87Sr/86Sr比值增大,说明石炭纪海侵是由西向东侵入的。     

威远和资阳震旦系天然气地球化学特征与含气系统研究

详细阐述了威远气田和资阳地区震旦系气藏天然气的地球化学特征,包括天然气的组成、碳同位素和储层沥青抽提物的生物标志化合物的分布特征,认为下寒武统的筇竹寺组泥岩是威远、资阳震旦系气藏的主要烃源岩,同时对寒武系―震旦系含气系统的基本特征和形成过程进行了论述。     

准噶尔盆地南缘异常天然气地球化学特征及其成因

利用天然气成因判别Whiticar图版研究准噶尔盆地南缘独87井、南安1井和齐34井天然气成因类型,结论与乙烷和丙烷碳同位素判识结果相矛盾。在分析研究区南安1井八道湾组、齐34井中、下侏罗统和独87井中新统储层天然气组分和碳同位素组成特征的基础上,对异常天然气成因进行分析。南安1井甲烷含量为84.58%,齐34井甲烷含量为97.38%,两者均为干气;独87井甲烷含量仅为77.09%,为湿气。独87井碳同位素变化比较复杂,出现δ13C1δ13C2,δ13C2δ13C3且δ13C3δ13C4局部碳同位素倒转现象;齐34井天然气为δ13C2δ13C3δ13C4的局部碳同位素倒转;南安1井没有出现碳同位素倒转,为正碳同位素特征。南安1井和齐34井天然气因受到细菌降解作用,其组分含量和碳同位素发生变化;独87井天然气δ13C1变重是上覆盖层封盖能力较差、甲烷发生漏失所致。据此对Whiticar图版进行了必要的补充修正,可以对细菌降解和甲烷漏失次生作用进行有效识别,避免对天然气母质类型认识上的误差。     

徐家围子断陷深层天然气地球化学特征及成因

以试气井段为单位对徐家围子断陷深层天然气进行分析,探索各气藏天然气组成及碳同位素的分布规律。研究表明:乙烷碳同位素在平面上存在明显差异,断陷边部乙烷碳同位素较重,具有煤型气特征,断陷中部乙烷碳同位素较轻,达到油型气标准;天然气C_5以上的重烃碳同位素异常轻,可能来源于原油裂解;碳同位素反序的天然气不一定是无机成因,复杂的碳同位素序列可能是油型气和煤型气混合造成;无机成因烃气数量甚微,不可能单独成藏。     

莺歌海盆地天然气气源及运移的地球化学特征

依据收集的莺歌海盆地20多个天然气样(其储层深度分布在1280m～2664m),分析了该盆地天然气组分及同位素组成。指出:天然气中烃类气以甲烷为主,气体偏干,C₁/∑C_(1-5)多数大于0.95;甲烷碳同位素偏重,δ¹³C₁为—37‰～—31‰,δ¹³C₂值均大于—28‰,为Ⅲ型母质形成的天然气特征,δ¹³C₂<δ¹³C₃<δ¹³C₄,且三者相互间差值小,天然气演化程度高。根据莺歌海盆地地层埋深与镜质体反射率(R_o),说明这些气体应从下部运移而来。通过对地层埋深与R_o和Ⅲ型母质有关的δ¹³C₁与R_o的关系,进行天然气垂向运距的计算,追索源岩的可能埋深在3364～3982m或更深部位。其天然气除源于莺歌海盆地莺-黄组外,其下层上第三系梅山组将成为盆地供气的重要来源之一。天然气中氦同位素³He/⁴He值为10^-7～10^-8,主要源于地壳,氩同位素具低比值⁴⁰Ar/³⁶Ar为302～326),呈上第三系特征,表明莺歌海盆地的天然气主要源于上第三系深部层有机母质达到高成熟阶段形成的天然气,并经中-长距运移在浅部储层聚集成藏。     

焦石坝地区龙马溪组页岩解吸气地球化学特征及地质意义

通过对焦石坝地区龙马溪组页岩岩心进行解吸以分析其气体组分和碳同位素组成,研究了四川盆地志留系龙马溪组页岩气碳同位素倒转现象。结果表明,解吸气相对井口气组分明显偏湿、碳同位素值明显偏重;各组分碳同位素值随解吸时间变重：不同样品δ¹³C₁值最大变重幅度12.3 ‰ ~23.9 ‰ ,而不同样品δ¹³C₂值最大变重幅度仅0.8 ‰ ~2.3 ‰ ,即甲烷碳同位素值相对重烃变化更明显,与前人页岩岩心解吸实验结果一致。研究结果认为：地层状态下页岩气可能并未发生碳同位素倒转,岩心解吸过程中观察到的δ¹³C₁值比δ¹³C₂值变化更明显,不是不同组分扩散速率差异造成,而主要是由于甲烷与乙烷处于不同解吸阶段导致,即乙烷处于其解吸早期阶段而甲烷处于其解吸较晚阶段;生产过程中吸附作用引起的烷烃气不同组分相态差异与所处解吸阶段差异可能是导致四川盆地龙马溪组页岩气碳同位素完全倒转的主要原因,但不能否认干酪根裂解气与原油裂解气的混合对页岩气碳同位素倒转做出的部分甚至大部分贡献。     

川东北地区石炭系与二叠系-三叠系天然气地球化学特征对比研究

川东北地区石炭系黄龙组与二叠系长兴组—三叠系飞仙关组气藏的天然气地球化学特征对比研究表明，该区天然气总体为高—过成熟的干气，C _2⁺含量普遍较低，其中二叠系长兴组—三叠系飞仙关组气藏的天然气相对石炭系黄龙组的天然气更加偏干。川东北地区二叠系长兴组—三叠系飞仙关组的天然气中非烃气体含量相对明显偏高，分布范围介于0.1%～77.8%之间，以高含H₂S和CO₂为特点，而石炭系黄龙组天然气中非烃气体含量较低，其H2S的含量分布范围在0.01%～4.8%之间,绝大部分天然气的H₂S含量在0.5%以下。川东北地区石炭系黄龙组与二叠系长兴组—三叠系飞仙关组气藏的天然气重烃（C₄—C₁₂）分布特征也具有明显差异。川东北地区二叠系长兴组—三叠系飞仙关组的天然气CH ₄、C₂ H₆的碳同位素组成相对石炭系黄龙组天然气偏重；二叠系长兴组—三叠系飞仙关组的天然气CH₄、C₂H6的碳同位素组成大部分为正序分布，而石炭系黄龙组的天然气CH₄、C₂H₆的碳同位素组成基本为反序分布。     

贵州页岩气源岩特征及页岩气勘探远景分析

贵州在地质历史时期长期处于海洋沉积环境,特别是缺氧沉积环境发育,形成多层位黑色泥页岩。根据黑色泥页岩分布范围及厚度,主要划分出震旦系陡山沱组、下寒武统牛蹄塘组、奥陶系五峰组、下志留统龙马溪组、中泥盆统罐子窑组-火烘组、下石炭统大塘组、二叠系栖霞组-龙潭组。页岩气烃源岩具有层位多\,厚度大\,有机质含量高,成熟度高等特点。同时,根据页岩气烃源岩分布、厚度、有机质含量、成熟度等综合分析,划分出有利的页岩气成藏区,即武陵褶皱、黔中-黔北、南盘江紫云-册亨页岩气有利发育区,并认为南盘江坳陷的册亨-望谟一带是最有利的页岩气勘探远景区。     

����—��Զҳ�����������ʵ������ʶ

??According to China's shale gas development plan (2016–2020), national shale gas production will exceed 300×108 m3 in 2020. However, China's shale gas resources are mainly distributed in the central and western mountain areas which are characterized by complex surface landforms, intensive population and extremely sensitive development environments. Therefore, the uppermost priority of scale shale gas development is to build a more harmonious development environment and pave an environmentally friendly shale gas development road. In this paper, a technology system of cleaner production with "energy conservation, consumption reduction, pollution abatement and efficiency improvement" as the goal and "minimization, harmlessness and resources" as the focus was summarized based on the practical cleaner production in Changning–Weiyuan national shale gas demonstration area in the Sichuan Basin. When well site is designed and drilling and completion technologies and materials are selected, the production demands and environmental requirements should be considered comprehensively to give the priority to the environmentally friendly technologies and materials and control the total drainage of waste liquid and solid in the process of well drilling and completion from the source. The process control of waste gas, water and solid during well drilling and completion is strengthened to cut down further the total volume of waste. Based on the drilling operation and environmental protection practices for years, the waste central treatment and reuse technology system is developed to improve end treatment level. Field application shows that by performing source prevention, process control and end treatment, the bad effect of shale gas drilling operation on the ecology of surrounding environment is reduced significantly and good environmental and social benefits are realized.     

鄂尔多斯盆地杭锦旗地区油气地球化学特征研究

杭锦旗地区位于鄂尔多斯盆地北部,从早古生代至晚古生代早期一直为隆起区,地层受古地貌的控制,横向变化大,后期受燕山期构造活动的改造,油气藏类型及成因复杂,勘探难度大。从化探烃类指标浓度及其区域变化、轻烃组成、水文地球化学特征等方面进行研究,将杭锦旗地区划分为3个烃类异常带,并结合区域石油地质条件对异常的形成进行了分析,认为该区：气源充足,具备形成大中型天然气藏的物质基础;砂岩储层普遍发育,横向分布广泛,具有良好的天然气储集条件;后期保存条件较好,南部优于北部,有益于油气藏的保存。在综合分析的基础上,进一步提出了十里加汗-伊13井、什股豪和浩绕召-赵家村-蒋家渠等为研究区下步勘探的3个有利区。     

��姰�����������CO2���صػ��������������

论文探讨了文33块天然气中CO₂气及有机气体的成因。文33-204井CO₂含量高近80%、碳同位素值重δ13C_CO2为－9.0‰，CO₂同位素指示介于有机成因与无机成因之间，与同区块高部位CO₂含量低的其他井天然气同位素差别大，伴生的烃类气体组分与碳同位素表现为油型湿气特征。综合研究认为，文33块含二氧化碳高的文33-204、文269、文269-1的天然气中有机组分与CO₂是不同源，有机组分来源于下第三系泥岩地层，CO₂气体主要来源于石炭—二叠系的煤系地层，同区块而CO₂低的天然气，有机组分与CO₂为同源的，均来源于下第三系泥岩地层。     

准噶尔盆地克拉玛依地区天然气地球化学特征与成因探讨

根据碳同位素组成及气组成分析,划分出两种类型气区(A、B区),A区天然气δ13C2在-25.492‰～-26.965‰,δ13C1大多分布在-33.42‰～-37.985‰,来源于佳木河组高--过成熟腐殖型气;B区天然气δ13C2介于-32.942‰～-29.899‰,为风城组腐泥型气,A、B区天然气分别分布受佳木河组、风城组气源岩控制;B区天然气在盆地边缘,远离风城组烃源岩,δ13C1在-44.2‰～-48.922‰之间,靠近风城组生烃中心,δ13C1分布在-35.88‰～-39.789‰,它们是风城组气源岩在不同演化阶段充注的结果.克拉玛依天然气具有多源、多阶段性.在克拉玛依地区,寻找高成熟腐泥型天然气是今后勘探主要目标.     

准噶尔盆地东南缘油页岩有机地球化学特征及含气潜力

准噶尔盆地页岩气尚属于研究起步阶段,勘探程度低,还未发现页岩气藏。通过对准噶尔盆地东南缘雅玛里克山、水磨沟、三工河等地区上二叠统芦草沟组油页岩样品进行有机地球化学特征系统分析,认为：芦草沟组油页岩有机碳平均含量为9.71%,油页岩氢指数(I_H)平均值为471.56mgHC/g_TOC,有机质类型主要为Ⅱ型,处于低熟—成熟热演化阶段。通过与北美五大页岩气系统地球化学参数和地质参数对比,初步确定准噶尔盆地东南缘存在发育热成因页岩气藏的条件,部分区域可能有生物成因气生成。3个地区中,以三工河地区油页岩有机质丰度最高,有可能成为研究区页岩气勘探开发的有利区域。     

油基钻井液在威远地区页岩气水平井中的应用

威远地区页岩气储层石英含量较高,岩石脆性特征明显,属弱水敏;同时具有较强的层理结构,极易发生层间剥落;页岩强度有显著的各向异性,层理面倾角为40°～60°,岩心易发生沿层理面的剪切滑移破坏,造成定向段和水平段井壁失稳.根据威远地区页岩气储层特性,威201-H3井在定向、水平段应用了油基钻井液体系.该技术重点保证了合理的钻井液密度、强封堵性、低滤失量和良好的携砂能力;同时在实钻中建立了遇仙寺组及以下地层全套岩石流体中水的活度剖面数据库,为钻井液的活度防塌提供了很好的理论支撑.结果表明,该油基钻井液成功应用于威201-H3页岩气水平井钻探,较好地解决了威远地区泥页岩层垮塌的问题.     

页岩气藏纳米孔隙气体渗流特征分析

页岩气藏储层孔隙非常细小,国内外页岩孔隙半径主要集中在几个纳米到20个纳米之间,国内部分页岩孔隙半径小于10个纳米。页岩气藏生产受到纳米孔隙中的游离气和吸附于干酪根中吸附气两大主体气源影响,这2种气源气在生产中表现出4种机理。研究了纳米孔隙中气体分子克努森扩散、气体滑脱、达西渗流及吸附于干酪根中气体扩散4种机理下页岩气体渗透率及孔隙压力的变化情况,并以此建立圆柱管内平面单向稳定渗流数学模型。模型模拟结果表明页岩的表观渗透率远远大于达西渗透率,孔隙半径越小,则两者比值越大,当孔隙半径从20个纳米减小到几个纳米,两者比值将会从十增大到几十;孔隙压力越小,则两者比值越大,而当压力小于5MPa时,表观渗透率与达西渗透率之比明显增加1~2个数量级。随着压力降低,克努森扩散作用不断增强,相应的压力损耗不断增加,使得纳米管柱内平面单向从供给边缘到排液道的稳定渗流压力分布已不再是线性分布。干酪根中气体由于扩散速度慢、扩散量小而对压力影响不明显。
     

四川盆地威远气田水溶气脱气成藏地球化学证据

目前,对于四川盆地威远气田的形成过程和天然气来源在认识上还存在着较大分歧。为此,针对该气田天然气的甲烷碳同位素值异常偏重的现象,首先分析了气藏的地质特征和天然气的地球化学特征:气田主力气层是震旦系灯影组,天然气以甲烷为主,含微量乙烷和痕量丙烷;气藏含水饱和度较高,普遍含有保存很好的原生水。进一步根据天然气中H_2S含量与甲烷碳同位素值的关系,判断该区天然气甲烷碳同位素值偏重并非由硫酸盐热化学还原反应(TSR)造成。最后根据该区天然气的甲烷碳同位素值和邻区的对比结果,结合构造演化背景,判断认为,威远气田的天然气主要来自水溶气,并非过去认为的自邻区经侧向运移而来。结论认为:①由于水中释放出的甲烷碳同位素值较重,水溶气的脱气成藏造成了威远气田天然气甲烷碳同位素值偏重的现象;②伴随喜马拉雅期构造运动,威远地区大幅度抬升,形成构造圈闭,在高温、高压状态下溶解在水中的天然气发生减压脱溶,释放出的气体在圈闭中成藏,进而形成了威远气田;③经计算,威远气田圈闭下的水中释放出的天然气数量与该气田的探明储量相当,印证了该气田水溶气脱气成藏的观点。