烃类与非烃综合判识干酪根与原油裂解气

在天然气成因类型研究中,如何有效识别干酪根与原油裂解气一直是一个难题。选取不同类型干酪根、不同性质原油开展半封闭—半开放体系的热压生排烃模拟实验及其产物的地球化学分析研究,并对典型的干酪根、原油裂解气（田）进行了地球化学统计和比对。研究表明,干酪根热解气与原油裂解气中烷烃组分及其碳同位素组成显示相似的演化特征,Ln(C₂/C₃)值均呈早期近似水平和晚期近似垂向变化特征,在高过成熟阶段Ln(C₂/C₃)值与δ¹³C₂-δ¹³C₃差值具有快速增大的趋势,二者趋同性变化特征指示了生气母质的高温裂解过程,但这些指标不是干酪根与原油裂解气的判识标志,提出天然气中烷烃分子及同位素组成的有机组合是判断有机质（干酪根、原油）高温裂解气的可靠指标,却并不能直接识别干酪根热解气或原油裂解气;非烃组分的演化特征具有明显的差异性,干酪根热解气以高含氮气(N₂)为主,原油裂解气往往高含硫化氢(H₂ S), N₂、H₂ S含量作为一项重要指标可以与烷烃气同位素组成相结合有效区别干酪根与原油裂解气,分析结果与四川盆地、塔里木盆地不同油气田的地质实际相吻合。天然气中烃类和非烃组成的综合分析为有效判断干酪根与原油裂解气提供了新的途径。     

腐泥型烃源岩生排烃模拟实验与全过程生烃演化模式

利用半开放体系生排烃模拟实验、封闭体系的黄金管生烃动力学模拟实验与开放体系的高温热解色谱质谱实验数据与实测数据,在经典生烃模式基础上,对烃源岩全过程生烃演化特征、排烃效率与滞留烃量、高过成熟阶段天然气来源及甲烷同系物裂解温度等问题开展了深入探讨。研究认为,腐泥型烃源岩在主生油阶段(R_o值为0.8%~1.3%)的排烃效率为30%~60%,高成熟阶段(R_o值为1.3%~2.0%)的排烃效率在60%~80%;高成熟阶段干酪根降解气与原油裂解气对总生气量的贡献比大致为1∶4,干酪根降解气量占20%,滞留液态烃裂解气量占13.5%,源外原油裂解气(包含聚集型与分散性原油裂解气)量占66.5%。初步确定了天然气的裂解下限,建立了烃源岩全过程生烃演化模式。     

中国南方海相页岩气中氮气成因及其指示意义

中国南方海相页岩气资源丰富,部分页岩气气体组分中氮气（N₂）含量所占比例较大。依据川西南地区、长江三峡地区和贵州省岑巩地区页岩气地质、地球化学特征,结合黄金管热模拟实验,系统研究了页岩气中N₂的成因及其指示意义。结果表明,页岩气中N₂为典型壳源有机成因,高氮页岩气主要来源于干酪根的晚期热解,高氮含量是早期生成的原油裂解气未运聚成藏或成藏后受到破坏的体现。因此,页岩气资源量有限,主要证据有以下3个方面。首先,页岩中的干酪根类型是典型腐泥型,保存条件良好的情况下页岩气应以原油裂解气为主,但页岩气类型的识别表明高N₂含量的页岩气属干酪根热解气或原油裂解气和干酪根热解气的混合气。其次,通过对寒武系来源的原油样品进行黄金管热模拟实验,发现高氮页岩气碳同位素值比热模拟实验测得的原油二次裂解气碳同位素值明显偏重。最后,随着有机质演化程度的升高,N₂含量升高,而且保存条件较好的页岩气井,氮气含量较低,含气性较好,氮气含量对保存条件具有指示意义。     

黄金管体系中Ⅰ型有机质2种模拟方法生烃特征对比

对2个Ⅰ型有机质干酪根样品在黄金管体系中采用常规连续加热和分步阶段加热的方法进行了生烃模拟实验。通过对2种实验条件下生成原油和气体的分析对比、实验结果的地质推演,得到如下结论:1黄金管体系中进行分步加热模拟方法,不但可以确定不同演化阶段有机质的生油量,同时也可以确定在不同演化阶段的生气量;2源岩生油和其中未排出的残留油的裂解不是2个截然分开的过程,在生油窗的后期,源岩在生油的同时会有一部分在生油窗早期生成的原油发生裂解,至生油窗结束时,已裂解的原油占总生油量的8%~10%;3Ⅰ型有机质热解生成气体较少,一般不超过130mL/gTOC,其生气结束的成熟度界限为RO=3.8%;4在干酪根热解气与原油裂解气共存的成熟度范围(RO=1.5%~2.5%),干酪根热解甲烷碳同位素值高于原油裂解甲烷碳同位素值,干酪根热解生气要比原油裂解气碳同位素值至少高0‰~5‰。且在此范围内成熟度越高,2种不同来源甲烷的碳同位素值差值越大。     

干酪根裂解气和原油裂解气的成因判识方法

天然气既可来源于干酪根的裂解气,也可来源于原油的裂解气。对于腐泥型有机质,绝大部分天然气是来自源岩生成的原油裂解气,只有部分来自干酪根的裂解气,因此天然气气源研究不仅要指出来自哪套源岩,还需指出它的成因,尤其是高演化地区天然气气源研究。该文以塔里木盆地海相腐泥型天然气为例,根据天然气组成ln(C₂/C₃)与(δ13C₂-δ13C₃)以及甲烷碳同位素特征判识其成因。塔北地区的干气主要为干酪根晚期裂解气,塔北英买力奥陶系及塔中石炭系的天然气主要为原油裂解气。      

济阳坳陷深层裂解气成因鉴别及其成藏差异性

济阳坳陷深层裂解气藏成因较为复杂,影响了深层天然气的认识和勘探。利用天然气组分和碳同位素等鉴别了原油裂解气和干酪根裂解气,进一步分析了2类成因的成藏差异性。原油裂解气表现为Ln(C₂/C₃)值随Ln(C₁/C₂)值增大而增大;干酪根裂解气随Ln(C₁/C₂)值的增大,Ln(C₂/C₃)值基本不变。在有机质类型和热演化程度大致相当的情况下,原油裂解气δ¹³C₁值、δ¹³C₂值、δ¹³C₃值与相应的干酪根裂解气的最大差值分别为-12.4‰、-8.8‰和7.5‰;随着δ¹³C₁值或(δ¹³C₁-δ¹³C₂)值的增大,干酪根裂解气(δ¹³C₂-δ¹³C₃)值快速减小,而裂解气(δ¹³C₂-δ¹³C₃)值变化微弱。干酪根裂解气藏表现为早期油气扩散、断裂活动停止和后期天然气充注,原油裂解气藏体现为早期油气充注、岩性侧向封堵和后期古油藏裂解的成藏规律。2种裂解气成因开启了深层天然气勘探的新思路,并指出了其勘探方向,对深层勘探具有重要的指导意义。     

川西北地区中泥盆统腐泥型烃源岩晚期生气特征实验研究

中国南方古生界烃源岩的原始干酪根类型以腐泥型-偏腐泥型(Ⅰ-Ⅱ型)为主，目前主体处于过成熟阶段(镜质体反射率R_o>2.0%)，准确评价Ⅰ-Ⅱ型干酪根在生-排油之后的生气潜力(或晚期生气)及生气特征对中国南方古生界深层-超深层天然气勘探至关重要。鉴于此，以川西北地区中泥盆统观雾山组样品(R_o≈1.1%)为例，通过黄金管生烃模拟实验，结合已有文献资料，探讨了Ⅰ-Ⅱ型干酪根在高-过成熟阶段的生气潜力及气体地球化学特征。结果表明，研究样品残留油含量(按单位有机碳质量计算，以下同)为140 mg/g，现今生气潜力为220 mL/g，显示仍具有较好的生气潜力。其中，干酪根裂解气的贡献至少为140 mL/g，残留油裂解气最多为80 mL/g，表明腐泥型烃源岩在排油效率较高时，其晚期生气以干酪根裂解气为主。同时，排油之后的腐泥型烃源岩晚期生成的天然气干燥系数较高，随着甲烷产率的增加甲烷碳同位素快速变重，在成熟度达到R_o≈3.5%时，其甲烷碳同位素值与母质干酪根碳同位素值接近(碳同位素分馏程度约为0.5‰)。上述结果可为中国南方古生...     

川东北地区飞仙关组气藏两种气源生气史及相对贡献

中国西部发现的大量天然气多具有干酪根降解和原油裂解两种裂解气特征,选择有机质丰度高、成熟度低的新疆三塘湖盆地二叠系灰岩样品和川东北地区飞仙关组灰岩抽提油样,设计并完成了有机质成油、成气和油成气模拟实验,以考察这两种裂解气气源生气史和其对气藏的贡献。根据热模拟实验结果建立并标定了干酪根生油、生气及油成气的化学动力学模型,并运用该模型评价了川东北地区二叠系烃源岩生油史、生气史及三叠系飞仙关组古油藏裂解成气史。研究结果表明,川东北地区二叠系烃源岩主要生油时期为距今210~190 Ma,主要生气期为距今205~185 Ma(印支晚期),三叠系飞仙关组油裂解生气主要时期为距今165~150 Ma。根据两种裂解气的生气史,初步估算了两种裂解气的相对贡献,其中干酪根生气和油裂解生气相对比例分别为17%和83%。图3表1参40     

建南气田志留系天然气地球化学特征及气源探讨

根据建南气田及邻区的天然气组分、烷烃碳同位素等资料,结合区域烃源岩研究资料,研究了该区志留系天然气的地球化学特征及其气源特征。结果表明,建南气田志留系天然气为干气,非烃气体总含量低且无H2S气体;烷烃气碳同位素均小于-40‰,属于油型气成因,其母源为腐泥型干酪根。ln(C1/C2)-ln(C2/C3)相关性表明现今的志留系气藏以原油二次裂解贡献为主。结合该气藏地质特征综合分析认为,建南气田志留系天然气来源于志留系龙马溪组碳质页岩,烷烃气碳同位素局部倒转为同源不同期的天然气混合所致,即晚期原油裂解气与早期干酪根降解气混合。中上扬子区广泛分布且已成熟的志留系龙马溪组页岩预示志留系和石炭系的天然气勘探前景良好。     

湖相烃源岩热演化生烃研究——基于冀中坳陷烃源岩加水热模拟实验

基于烃源岩热演化生烃原理,利用实验室加水热模拟生烃实验,结合GC分析,通过对来自渤海湾盆地冀中坳陷的8个不同有机质类型的未熟烃源岩样品的生烃热演化定量分析,得到湖相烃源岩的热演化生烃定量模型。湖相Ⅰ型、Ⅱ_1型与Ⅱ_2型有机质生油窗对应R_O值介于0.6%~1.3%之间,并且R_O值均在0.9%左右达到生油最大值,分别为580mg/g_(TOC)、350mg/g_(TOC)和260mg/g_(TOC)左右,但是3类有机质生油耗尽时对应R_O值依次减小;以R_O=1.3%为界,分为初次裂解气与二次裂解气2个阶段,其中Ⅰ型有机质初次裂解气量显著高于Ⅱ_1型和Ⅱ_2型,超过100mL/g_(TOC),而Ⅱ_1型和Ⅱ_2型有机质初次裂解气量相近,约为70~80mL/g_(TOC),二次裂解生气量受控于烃源岩的排油效率;湖相Ⅰ型有机质生油与生气潜力均远高于Ⅱ_1型与Ⅱ_2型,在具备良好的成藏保存条件下,分别以3类有机质为主的湖相烃源岩初次裂解生气量均具有形成工业性气藏的能力。     

裂解气成因特征及成藏模式探讨

中国现阶段干酪根高演化阶段裂解气和原油裂解气探明储量占总储量26%以上,有必要系统研究该类天然气的形成、分布特征及下一步勘探方向。在大量源岩高演化生烃模拟和原油裂解模拟实验基础上,结合国内外裂解气研究成果,进一步分析了原油、海相—湖相泥岩及湖相煤系源岩裂解气的成因特征,并提出了5种成藏模式。原油裂解一般认为地温大于150℃以上时发生,实验证实一些地区在高于190℃才开始形成裂解气;烃源岩裂解气主要是干酪根芳甲基和终端甲基断裂,海相泥岩在RO值接近3%时裂解生气潜力接近枯竭,湖相煤系源岩在RO值为2.5%～5%时仍有较大的生成甲烷潜力,该阶段生气量占总生气量20%以上,而湖相泥岩裂解潜力介于二者之间,相对而言煤系源岩裂解气最具有潜力。裂解气主要具有古隆起原油裂解气、古风化—岩溶斜坡源岩裂解气、致密砂岩煤系源岩裂解气、特殊储集体裂解气、煤层—页岩源内裂解气5种成藏模式,古老海盆古隆起和斜坡、海陆过渡相盆地致密砂岩、中新生代湖相盆地特殊储集体是重要的勘探方向。     

原油裂解气的地球化学特征、形成条件与资源评价——以塔里木盆地台盆区为例

根据模拟实验所揭示的原油裂解气和干酪根裂解气化学组成地球化学特征,结合塔里木盆地实际气藏天然气化学组成的剖析,证明塔里木盆地台盆区确实存在两种C_2/C_3与C_1/C_2、C_2/C_3与C_1/C_3、C_2/C_3与100×C_1/(C_1-C_5)分布关系不同的天然气,认为C_2/C_3与C_1/C_2、C_2/C_3与C_1/C_3、C_2/C_3与100×C_1/(C_1-C_5)关系图版可作为区分原油裂解气和干酪根裂解气的有效图版;原油裂解气藏所在地区的石油地质条件的分析表明,原油裂解气的分布大多与深大断裂或断距较大的断层有关,且古油藏埋深较大;利用正演法和反演估算法对原油裂解气资源量进行计算,得出C_2/C_3与C_1/C_2、C_2/C_3与C_1/C_3、C_2/C_3与100×C_1/(C_1-C_5)可以用来判定原油裂解气和干酪根裂解气在天然气中所占的比例,并以此确定了台盆区主要气藏天然气混合比例.     

渤海海域渤中凹陷渤中19-6大型凝析气田天然气来源探讨

渤海海域渤中19-6大型凝析气田的发现为渤中凹陷寻找大气田带来了希望和信心,深入研究其天然气的来源和成因对今后渤海天然气勘探具有重要指导意义。通过对开放和密闭体系热模拟实验结果分析,综合地球化学和数值模拟研究表明,渤海优质腐泥型湖相烃源岩[ω(TOC)=3.93%,I_H=727 mg/g(每克有机碳中干酪根热解烃量,下同)]干酪根热解累积生气的比例仅为10%,以排油为主;偏腐殖型湖相烃源岩热解生气比例也不大,I_H=100 mg/g时干酪根热解累积生气比例仅为30%,但由于干酪根的吸附作用,其中的残留烃在烃源岩中裂解成气,最后以排气为主。渤中19-6天然气为沙三段Ⅱ₁、Ⅱ₂和Ⅲ型混合烃源岩成熟到高成熟阶段的产物,是干酪根热解气与残留烃裂解气的混合物,且其供烃区为渤中凹陷西南的局部区域,供烃区古近系沙河街组沙三段烃源岩早期以排油为主,晚期(15 Ma以后)以排气为主,晚期排气量占总排气量的82%。下一步在渤中凹陷寻找大气田要选择供烃区烃源岩排烃气油比大、以排气为主的目标进行钻探。      

海相页岩烃源岩系中有机质的高温裂解生气潜力

海相页岩烃源层系具备晚期高温裂解生气的能力。以上扬子地区寒武系筇竹寺组、志留系龙马溪组及华北地区长城系—青白口系下马岭组为例,通过封闭系统与开放系统对海相泥页岩烃源岩的晚期生气潜力进行了研究,确定了海相泥页岩具备晚期高温裂解生气潜力,并运用晚期生气能力参数(LGP)和晚期生气类型比(LGT)两项参数对海相泥页岩烃源岩的高温裂解生气能力进行评价。烃源岩的热演化生烃过程是一个非常复杂的过程,在发生热裂解生烃的同时,也通过缩聚反应生成一定量的耐熔大分子——杂原子化合物(NSOs),在高温演化阶段杂原子化合物发生裂解并产生烃气。岩石热解实验显示,筇竹寺组与龙马溪组高演化阶段的烃源岩样品仍然有热解烃类产出,例如样品SP-1在Ro=2.42%以后仍然得到0.092mg/g(HC/TOC),表明了高演化程度下烃源岩仍具有生烃能力,但生烃产率较低。以LGP—LGT为标准评价了海相泥页岩晚期生气能力,所测海相泥页岩LGT1,说明具备晚期生成B型高温裂解气的能力;而LGP分布在0.51到0.55之间,说明具备中等高温裂解生气潜能。所测样品高温裂解平均生气潜力为2.6mg/g(HC/TOC),属于较低的天然气产率,折算下来约0.2m3/t(HC/岩石)。以我国蜀南地区志留系龙马溪组页岩气为例,实测含气量约3m3/t(HC/岩石),则高温裂解产气将占到6.7%。     

烃类气成因类型及其富气区的分布模式

天然气类型的划分是天然气地质学中一个重要的研究课题,不同学者有不同的划分原则。作者根据有机质类型及其热演化程度,将烃类气分为四大类:生物成因气、热降解成因气(又分偏腐泥型热降解气和偏腐殖型热降解气)、高温裂解气和生物降解气等。相应分出五类烃类气富气区分布模武:生物成因气区分布模式、热降解成因气区分布模式(又分偏腐泥型热降解气区分布模式和偏腐殖型热降解气区分布模式)、高温裂解气区分布模式和生物降解气区分布模式等,并对每一类富气区分布模式的形成机制及典型实例进行了解剖。气区的划分有利于不同成因类型天然气的勘探和远景评价。     

利用天然气的碳同位素比值建立热成因气模型

利用同位素模型预测甲烷、乙烷和丙烷的δ~(13)C值(干酪根/油生成气态物的程度指标),并用于指示Ⅱ型干酪根的生气特征。通过把气体的多组份动力学模型与同位素模型相结合,可得到气体组份转化率与生成温度之间的相关性。δ~(13)C_1,δ~(13)C_2和δ~(13)C_3之间的关系式利用天然气的热解模型进行限制。通过西得克萨斯Delaware和Val Verde盆地海相腐泥型页岩(Ⅱ型干酪根)生成的气体数据对同位素模型进行验证与校对。这些气体相对不受运移和生物气的混合影响,所以,气体碳同位素比值的变化能初步反映成熟度的演化程度。因此,这些数据对解释气体生成温度和来源于Ⅱ型干酪根的气体δ~(13)C值是有实际价值的。     

利用天然气的碳同位素比值建立热成因气模型

利用同位素模型预测甲烷、乙烷和丙烷的δ~(13)C值(干酪根/油生成气态物的程度指标),并用于指示Ⅱ型干酪根的生气特征。通过把气体的多组份动力学模型与同位素模型相结合,可得到气体组份转化率与生成温度之间的相关性。δ~(13)C_1,δ~(13)C_2和δ~(13)C_3之间的关系式利用天然气的热解模型进行限制。通过西得克萨斯Delaware和Val Verde盆地海相腐泥型页岩(Ⅱ型干酪根)生成的气体数据对同位素模型进行验证与校对。这些气体相对不受运移和生物气的混合影响,所以,气体碳同位素比值的变化能初步反映成熟度的演化程度。因此,这些数据对解释气体生成温度和来源于Ⅱ型干酪根的气体δ~(13)C值是有实际价值的。     

伊朗卡山地区侏罗系Shemshak组烃源岩特征研究

该文通过对伊朗卡山地区侏罗系Shemshak组烃源岩有机质丰度、干酪根镜鉴结果、干酪根碳同位素特征、生物标志化合物特征等的分析,提出Shemshak组烃源岩干酪根类型主要为腐泥-腐殖型(Ⅱ2)和腐殖(Ⅲ)型.有机质演化大部分样品已达到过成熟阶段.Shemshak组烃源岩除了极少部分属好烃源岩以外,大部分为中等烃源岩.      

涪陵页岩气田焦石坝地区页岩气地球化学特征及成因

以涪陵页岩气田焦石坝地区五峰组—龙马溪组海相天然气为研究对象,通过对页岩气样品组分和碳同位素等方面的分析发现,涪陵页岩气田焦石坝地区天然气为优质烃类气体,甲烷含量介于97.22%~98.41%之间,含有少量的乙烷、丙烷,湿度平均为0.74%,非烃气体中含有少量的CO_2、N_2和H_2等,不含H2S;甲烷、乙烷与丙烷的碳同位素值分布具有δ~13 C_1δ~13 C_2δ~13 C_3的完全"倒转"特征。涪陵页岩气田五峰组—龙马溪组产出的天然气来自于五峰组—龙马溪组烃源岩自身,为典型的页岩气。同时天然气成因类型判别标志和图版表明,涪陵页岩气田焦石坝地区天然气属于有机高温裂解的油型气,为干酪根裂解气和原油二次裂解气的混合气,具有明显的原油二次裂解气的特征。δ~13 C_1δ~13 C_2δ~13 C_3完全"倒转"的主要因素为原油二次裂解气和干酪根裂解气混合造成的,燕山晚期以来页岩气的散失作用也有一定的影响。     

深层—超深层古老烃源岩滞留烃及其裂解气资源评价

我国高-过成熟海相天然气主要成因类型为原油裂解气,滞留烃是原油裂解气的重要来源,对其进行定量研究意义重大。为此,结合正演(实验模拟)和反演(地质剖面解剖)两种方法,求取了我国重点盆地不同类型、不同丰度、不同演化阶段的滞留烃量,建立了5种类型烃源岩(腐泥型、偏腐泥混合型、偏腐殖混合型、腐殖型、煤型)的滞留烃演化模型。结果表明:腐泥型、偏腐泥混合型优质烃源岩在低成熟阶段的排烃效率低于20%,在主生油阶段的排烃效率介于20%~50%,在高成熟阶段的排烃效率介于50%~80%,而相应阶段偏腐殖混合型和腐殖型烃源岩的排烃效率则要低约10%。基于该演化模型,初步计算了四川盆地海相烃源岩中高成熟阶段-现今滞留烃资源分布和裂解排气量:该盆地下寒武统筇竹寺组滞留烃在高演化阶段裂解排出的气态烃总量达230.4×10~(12)m~3,震旦系陡山沱组烃源岩滞留烃裂解气的排出量为12.3×10~(12)m~3,均显示出很好的天然气成藏潜力;进而指出,四川盆地筇竹寺组烃源岩滞留烃裂解气的有利区主要包括高石梯-磨溪、资阳、威远地区,有利分布面积达4.3×10~4 km~2。