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。     

四川盆地水溶气碳同位素组成特征及地质意义

在四川盆地川中、蜀南、川西北矿区天然气开发井产层三叠系须家河组、雷口坡组、嘉陵江组和二叠系茅口组取气层气钢瓶样品和气田水样品各22个,对比研究气层气与水溶气碳同位素组成的差异及其地质意义。气层气样品组分和碳同位素组成呈正常的有机成因气特征,而气田水脱溶气比气层气碳同位素组成明显偏重,说明气田水对天然气碳同位素组成有明显的分馏作用。在天然气成藏过程中,如果有较多的天然气从地层水中释放出来混入到气层气中,可能使气藏中天然气碳同位素组成偏重。水溶气碳同位素组成特征为天然气的成因及成藏机理研究提供了新的思路,地层水脱溶气的混入可能是塔里木盆地库车坳陷、四川盆地九龙山地区和威远气田、松辽盆地火山岩气藏天然气碳同位素异常的原因。     

川西坳陷新场气田须家河组五段流体赋存状态

川西坳陷新场气田上三叠统须家河组五段气藏试采均表现出气水同产,天然气究竟是以水溶气还是游离气为主尚无定论。为此,对该区须五段地层水开展了不同温压条件下的甲烷溶解度实验,并与1 mol/kg NaCl溶液中甲烷的溶解度进行对比,并结合现今产出流体气水比和理想气体状态方程,明确了须五段中流体的赋存状态。研究结果表明,在现今平均埋深和历史最大埋深状态下,新场须五段地层水中甲烷的溶解度分别为2.260 m³/m³和3.194 m³/m³。受白垩纪末以来地层抬升影响,新场须五段水溶气脱溶主要是地层抬升减压降温脱溶。在不同埋深状态下,游离气和地层水在孔隙中所占体积比例分别普遍低于和高于50%,白垩纪末以来地层温压降低使得须五段中游离气体积发生膨胀,所占体积比例略有增大,而地层水被驱替排出,所占体积比例有所降低。地层温压降低导致部分水溶气脱溶出来,在总的天然气中游离气所占比例增大而水溶气所占比例降低,须五段天然气以游离气为主,水溶气所占比例不足5%。在地层抬升过程中,新场须五段有约29.3%的水溶气脱溶成为游离气,地层水共脱溶出了约1.8×10⁹ m³的天然气。     

气田水对甲烷氢同位素分馏作用

水对甲烷碳同位素有明显的分馏作用,但对甲烷氢同位素是否也有分馏作用目前还未见报道。采用自然脱气和真空水浴加热脱气的方法对四川盆地安岳大气田龙王庙组气藏中的气田水进行分步脱气,开展水溶气与游离气中甲烷氢同位素对比研究。发现气田水中脱出的甲烷氢同位素值比游离气的明显偏高。分步脱气研究表明,先后脱出的甲烷氢同位素有依次增高的趋势,说明气田水对甲烷氢同位素组成有明显的分馏作用。由此推断,在气藏形成过程中如果经历了大幅度的构造抬升,就会有较多的天然气从水中释放出来混入到游离气中,会使气藏中的甲烷氢同位素值增高。     

四川盆地龙岗气田长兴组和飞仙关组气藏天然气来源

采用地球化学方法对龙岗气田长兴组和飞仙关组天然气来源进行了详细研究,天然气干燥系数很高,乙烷等重烃含量极低,非烃气体中除了少量的N_2和CO_2以外,普遍含有H_2S气体。气田范围内长兴组和飞仙关组本身不具生烃能力。天然气地球化学特征与来自志留系和寒武系烃源岩天然气差异很大,也不可能来自志留系和寒武系烃源岩。气藏中普遍含有储层沥青,被认为是原油裂解的产物。因储层沥青与甲烷碳同位素之间没有明显分馏关系,甲烷并非直接来自原油裂解气。气藏中甲烷和乙烷碳同位素组成都很重,为高—过成熟的煤型气,天然气主要来自龙潭组煤系。与川西坳陷高—过成熟须家河组煤系烃源岩生成的天然气相比,龙岗气田甲烷碳同位素组成异常偏重,是由于烃源岩高演化程度和水溶气脱气混入这2个因素叠加而成,并不是目前多数研究者认为的是由TSR作用造成,因为甲烷碳同位素值和H_2S含量没有明显的相关性。     

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以克拉2气田为例，讨论了天然气在地层水中溶解—释放作用对气藏形成的影响，估算了因地层抬升所导致的水溶气释放为游离气的量，分析了影响水溶气与气藏中游离气组分分馏的主要因素。研究表明，天然气在地层水中的溶解—释放作用对克拉2气田天然气组分分馏起重要的作用，主要表现为：①在地层沉降和抬升过程中，由于地层温度、压力的变化，地层水选择性溶解和释放天然气组分；②在大规模水平挤压过程中，C₂+烃类气体随着边底水的迁移而流失；③地层异常高压导致大量C₂+烃类溶解于地层水中，致使气藏中甲烷相对富集。此外，水溶气释放对克拉2气田异常高压的形成也有一定的贡献作用。文章还通过天然气在水中溶解—释放模拟试验，分析了甲烷气体在地层水中因压力变化而释放的过程中碳同位素分馏状况。总结了克拉2气藏水溶气成藏过程及其成藏模式。     

水溶气的类型特征及成藏的主控因素探讨

水溶气是一种重要的天然气资源。根据其赋存状态可以分为游离相和水溶相2种气藏类型。与常规天然气相比,水溶气的组分具有甲烷含量高、干燥系数大的特点,水溶气中含有一定量的CO2和N2等非烃气体。水溶气的同位素特征表现在与早期的气源相比,地层水中的水溶气甲烷碳同位素相对较轻,且脱溶形成的游离气的同位素又比水溶相天然气的轻。水溶气溶解度主要受温度、压力、水矿化度的控制。充足的气源和丰富的地层水资源是水溶气富集的基础,异常地层压力与构造抬升是水溶气脱溶成藏的重要条件。川中须家河组地层具有生气强度大、地层压力高、含水饱和度大以及晚期构造抬升强度大的特点,其水溶气资源非常丰富。     

四川盆地五指山构造天然气成藏条件新认识

五指山构造为四川盆地尚未勘探的区域，开展含油气性评价研究对于选择有利勘探区带、拓宽勘探领域和降低新区勘探风险具有十分重要的意义。综合应用构造史恢复和磷灰石裂变径迹分析、卫星遥感解译与野外地质考察、储层对比等方法和手段，深入研究了该区的气藏成藏条件。结果表明：五指山构造形成于喜山期，寒武系洗象池群储层物性与资阳、威远地区大致相似，但震旦系灯影组储层物性则比后两者差；五指山地区下寒武统平均生烃强度为63×10⁸ m³/km²，具备形成大中型气田的物质基础，但烃源岩生气高峰期在晚二叠世早期至白垩纪，圈闭形成期与生气期不相匹配。据威远气田天然气具有明显的水溶气特征而推测五指山构造的成藏模式也是以水溶气为主。根据地层水中天然气溶解度的回归方程，计算出五指山构造因地层抬升从震旦系灯影组地层水中可解析出的游离气为217.7×10⁸ m³，而该区油气地球化学勘探也证实了有较强的油气活动。因此，该区具有良好的勘探前景。     

渤海海域蓬莱19-3油田原油生物降解气地球化学特征与成因

渤海海域已有天然气地球化学特征显示稠油降解气普遍与稠油油藏相伴生，其探明储量约占天然气总探明储量的12 % 。渤海湾盆地复杂的构造演化使生物气藏背景多样化，也使渤海海域生物气成因类型不清，其地球化学特征和成藏条件不甚明确。与非稠油降解气相比，稠油降解气中甲烷含量高、干燥系数大，以干气为主，并含有一定量的二氧化碳和氮气，甲烷碳同位素值偏轻，δ¹³C₁介于-35 ‰~-55 ‰，丙烷碳同位素值偏重，具有同位素倒转现象，二氧化碳碳同位素值重，δ¹³C_co2介于-10 ‰ ~20 ‰ 。原油降解气的生成是喜氧微生物和厌氧微生物共同作用的结果，有效的石油生物降解作用通常发生在温度低于80℃的储层中，因此地层温度控制了微生物降解原油生成原油降解气的发生范围，此外，含油气系统内的地层水也是重要的地质影响因素，中—低矿化度的NaHCO₃型或CaCl₂型地层水有利于微生物的繁殖进而对原油降解生成甲烷。生物降解气是微生物代谢活动的产物，所以降解气的规模是由油藏规模决定的。在渤海海域，储层温度与地层水类型适宜、油藏规模巨大的蓬莱19-3油田最具备大规模生成稠油降解气的条件。渤海目前已发现原油地质储量约36.4×10⁸t，其中埋藏深度在2 000 m以内的原油地质储量约为27.7×10⁸t，根据原油的生物降解模拟实验，1 m³原油每天可产生0.14~0.62 m³甲烷气体，每年可产生52.01~255.5 m³甲烷气体，若深度2 000 m为原油降解界限，据此估算渤海海域每年最多可产原油降解气0.66×10¹²m³，具有非常大的勘探潜力。     

普光气田天然气地球化学特征及气源探讨

依据10余口探井60多个气样的化学成分和碳同位素组成数据,并结合烃源岩和储层沥青资料,研究了四川盆地东北部宣汉-达县地区普光气田的天然气地球化学特征、成因及来源,结果表明：普光气田飞仙关组、长兴组天然气为高含硫化氢的干气,其化学成分表现出古油藏原油裂解气的特点;普光气田的烃类气以甲烷为主,干燥系数基本上都在0.99以上,富含非烃气体（CO₂和H₂S平均含量分别达5.32%和11.95%）;普光气田天然气甲烷碳同位素较重,在－29‰~－34‰之间（表征其高热演化性质）,乙烷δ¹³C值主要在－28‰~－33‰之间（表征其属油型气）;普光气田天然气与邻近的川东北其他气田的同层位天然气具有同源性,而与石炭系气藏天然气在化学成分、碳同位素组成上有所不同,意味着各有不同的气源;普光气田储层沥青在生物标志化合物组合和碳同位素组成上反映出其与上二叠统龙潭组泥质烃源岩具有良好的生源关系;天然气乙烷碳同位素与各层系烃源岩干酪根碳同位素值对比结果揭示普光气田天然气主要来自二叠系烃源层。     

川东卧新双地区天然气特征及上三叠统须家河组天然气来源

天然气来源分析是一个重要的石油地质问题,直接关系到勘探决策。四川盆地川东地区须家河组勘探和开发相对滞后,基础地质研究的欠缺导致卧新双地区须家河组天然气的来源一直存在争议。天然气组分及碳同位素分析结果表明：卧新双地区须家河组天然气具有甲烷含量较低、重烃含量较高、干燥系数较低等特点;天然气中甲烷碳同位素值δ¹³C₁<-40‰,具有δ¹³C₃ > δ¹³C₂ > δ¹³C₁的特征;须家河组天然气为干酪根初次裂解的陆相油型气和混合气;须家河组天然气目前主要处于成熟-高成熟的湿气阶段。卧新双地区须家河组暗色泥岩较为发育,有机地球化学分析结果表明：须家河组泥岩主要以Ⅱ₁和Ⅱ₂型干酪根为主,具有较高的有机碳含量和氯仿沥青“A”含量,总体具有较好的生烃能力,泥岩中有机质处于成熟-高成熟的湿气阶段。卧新双地区须家河组天然气成熟度与烃源岩成熟度相当,结合须家河组天然气组分特征、同位素特征及成因类型等与下伏石炭系、茅口组、龙潭组、长兴组、飞仙关组、嘉陵江组及雷口坡组天然气存在明显区别,推测该区须家河组天然气主要为自生气。     

高石梯—磨溪地区灯影组、龙王庙组天然气气源分析

为弄清四川盆地高石梯—磨溪地区震旦系灯影组、下寒武统龙王庙组天然气的成因,在地质背景研究的基础上,通过对51个天然气样品的地球化学分析,认为该区灯影组和龙王庙组的天然气组分较之威远、资阳构造,具有甲烷含量略高、普遍含微量乙烷、非烃含量略低的特点,属于过成熟油和沥青裂解干气;灯影组天然气的甲烷碳同位素值(δ13 C1)介于-32.43‰~-34.59‰,乙烷碳同位素值(δ13 C2)介于-24.86‰~-28.02‰,龙王庙组天然气的δ13 C1介于-33.36‰~-36.72‰,δ13 C2介于-30.27‰~-32.51‰,二者天然气中的δ13 C1基本一致,但灯影组天然气的δ13 C2明显重于龙王庙组,这是过成熟原油裂解气与沥青裂解气混合所造成的结果。结合26块岩心样品的地球化学分析结果,确定了天然气的气源和成因:灯影组和龙王庙组天然气均为有机成因,其中龙王庙组天然气气源来自下伏下寒武统筇竹寺组页岩;灯影组天然气为混源气,其气源既来自筇竹寺组烃源岩和灯三段黑色泥岩,也有灯四段孔洞、裂缝中沥青裂解气的贡献。     

四川盆地高石梯—磨溪地区震旦系—寒武系大型气藏特征与聚集模式

四川盆地震旦系—寒武系具有良好的油气成藏条件,但由于地层时代早、经历构造运动次数多,大型气田勘探难度增大。自1964年发现威远震旦系大型气田后,历经49年的艰苦探索,于2013年在磨溪地区寒武系龙王庙组发现了中国迄今为止单个规模最大的整装特大型气田——安岳气田,探明天然气地质储量4 404×108 m3,且高石梯—磨溪地区震旦系灯影组和寒武系龙王庙组气藏的三级储量之和超过万亿立方米。天然气组分、轻烃、储层沥青丰度等证据均表明这些天然气主要为原油裂解型干气,甲烷含量为82.65%~97.35%,乙烷含量为0.01%~0.29%;低氮(0.44%~6.13%)、低氦(0.01%~0.06%),中—低含硫化氢为主(0.62~61.11g/m3)。气藏压力由震旦系的常压(压力系数为1.07~1.13)逐渐增高至寒武系龙王庙组的高压(压力系数为1.53~1.70),气藏温度137.5~163.0℃;气藏圈闭类型包括构造型、构造-地层和构造-岩性复合型。桐湾期大型继承性稳定古隆起、大面积分布的古老烃源岩、大面积孔洞型优质储层、大型古油藏裂解及良好保存条件的有效配置造就了震旦系—寒武系天然气的规模富集。根据古油藏原油裂解之前的古构造格局、沥青丰度及现今气藏分布特点,将裂解气藏聚集类型划分为聚集型、半聚半散型和分散型3类。上述认识对四川盆地震旦系—寒武系天然气勘探领域的拓展具有重要指导意义。     

四川盆地震旦系—下古生界天然气地球化学特征及成因判识

四川盆地震旦系灯影组,寒武系筇竹寺组、龙王庙组、洗象池组的天然气组成、同位素值在不同构造位置上表现出不同的特征,造成了对其天然气成因及来源等认识上的差异。基于前人的研究成果,结合大量新钻探井资料,开展了该区天然气地球化学特征对比研究。结果表明:①天然气总体上表现为典型的干气,以烃类气体为主,甲烷含量为74.85%~97.35%,以83.0%~96.0%为主;非烃气体含量的差别主要表现在N2和He,威远—资阳地区相对高N2、高He,高石梯—磨溪地区相对低N2、低He,这种差异与烃源岩中的泥质含量有关。②不同地区天然气δ13 C1值、δ13 C2值差异大:资阳震旦系天然气δ13 C1值最轻(-38.0‰~-35.5‰),其他地区则介于-33.9‰~-32.0‰,反映了捕获阶段的不同,早期捕获的天然气同位素值较轻;威远震旦系—寒武系天然气δ13 C2为-36.5‰~-32.7‰,高石梯—磨溪龙王庙组天然气δ13 C2为-33.6‰~-31.8‰,高石梯—磨溪灯影组天然气δ13 C2则与上述天然气有较大差别,为-29.1‰~-26.8‰,主要反映了母质类型的差异。③天然气C6~C7轻烃组成均以环烷烃和异构烷烃为主,主要表现为原油裂解气特征。     

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。     

再论四川盆地川中古隆起震旦系天然气成因

川中古隆起震旦系气源的问题存在争议。重新梳理了震旦系天然气气源对比的主要地球化学证据,发现：川中寒武系和震旦系的天然气乙烷碳同位素与乙烷含量符合同一个瑞利分馏模型,乙烷碳同位素的差异并非是母质类型造成的;震旦系内部甲烷氢同位素值随碳同位素值增加而异常降低,是因过成熟阶段地层水参与了氢交换反应而非水介质盐度的差异;灯影组储层沥青4-甲基二苯并噻吩/1-甲基二苯并噻吩值西南高,东北低,反映油气主要从裂陷槽筇竹寺组侧向运移而来;C7轻烃富甲基环己烷而贫甲苯,天然气主要来自油裂解而非碳酸盐岩。目前没有充足的地球化学证据证明震旦系烃源岩对灯影组天然气有明显贡献,贡献最大的烃源岩是安岳_德阳裂陷槽内筇竹寺组泥岩。     

准噶尔盆地沙湾凹陷周缘中、浅层天然气地球化学特征及成因

沙湾凹陷周缘天然气混源现象普遍,前期缺少对地区的整体研究,制约了研究区天然气成藏研究。为此,系统开展了天然气地球化学特征分析,结合烃源岩热模拟技术,明确研究区中、浅层天然气的成因。研究显示,沙湾凹陷周缘中、浅层天然气以甲烷为主,干燥系数分布在0.73～1.00,δ¹³C₁值分布在-56.0 ‰～-31.5 ‰,反映研究区成熟与高-过成熟天然气共存;δ¹³C₂值分布在-30.4 ‰～-22.8 ‰,反映研究区煤型气、油型气和混合型气均有分布。结合烃源岩热解气碳同位素特征,认为研究区天然气具有4种成因类型：Ⅰ类天然气来源于佳木河组烃源岩,主要分布在红车断裂带中段白垩系,具有极重的δ¹³C₂值,大于-25.5 ‰,C₇轻烃中甲基环己烷含量大于50 %;Ⅱ类天然气分布少,主要为原油降解次生生物气,具有异常偏负δ¹³C₁值和极高的干燥系数;Ⅲ类天然气来源于下乌尔禾组烃源岩,主要分布在小拐地区及红车断裂带南段侏罗系,δ¹³C₂值分布在-27.9 ‰～-26.4 ‰,具有混合型烃源岩特征;Ⅳ类天然气为下乌尔禾组烃源岩与风城组烃源岩混源,主要分布在红车断裂带南段、北段及金龙地区,以下乌尔禾组来源为主的天然气δ¹³C₂值大于-29 ‰,以风城组来源为主的天然气δ¹³C₂值小于-29 ‰。     

川西北地区泥盆系天然气沥青地球化学特征及来源示踪

四川盆地西北部地区首次在中泥盆统观雾山组白云岩储层中获得工业气流,天然气来源备受关注。应用地球化学分析技术开展了泥盆系天然气、沥青、油砂及烃源岩地球化学特征综合研究。结果表明：泥盆系天然气是以烃类气体为主的二次裂解型干气,甲烷含量>94%,含痕量乙烷、丙烷及少量的氮气、二氧化碳等非烃气体;天然气δ¹³C₁值为-32.3‰~-31.9‰,δ¹³C₂值为-28.6‰~-28.4‰,δ²H₁值为-141‰~-138‰,为以腐泥型为主的混合型气。泥盆系井下沥青正构烷烃和烷基环己烷均具双主峰特征,生物标志化合物分布正常;野外剖面的沥青、油砂遭受强烈的生物降解作用。沥青、油砂与烃源岩的饱和烃、芳烃生物标志物特征对比表明,泥盆系油气来源于下寒武统筇竹寺组和下二叠统烃源岩,以筇竹寺组为主。研究成果对川西北地区天然气的进一步勘探部署和决策具有重要的指导意义。     

四川盆地页岩气地球化学特征及资源潜力

页岩气是绿色低碳清洁的非常规天然气资源。我国页岩气资源丰富,加快页岩气勘探开发,对于改善中国能源结构、实现中国“2030年碳达峰、2060年碳中和”目标具有重要现实意义。四川盆地奥陶系五峰组—志留系龙马溪组是当前中国页岩气勘探开发的重点层系。通过对四川盆地威远、长宁、昭通、涪陵及威荣等地区五峰组—龙马溪组页岩气实验分析,系统分析了五峰组—龙马溪组页岩气地球化学特征,探讨了页岩气成因、碳氢同位素倒转原因及页岩气来源,展望了盆地页岩气资源勘探前景。结果表明：①五峰组—龙马溪组页岩气为典型干气,碳氢同位素均呈负序列分布,长宁、昭通与涪陵地区烷烃气碳同位素组成相对威远、威荣地区更重、具有更高热演化程度,稀有气体为典型壳源成因。②五峰组—龙马溪组页岩气为高—过成熟阶段热成因油型气,主要为原油裂解气和干酪根裂解气的混合气,烷烃气碳氢同位素倒转主要由高—过成熟阶段原油裂解气与干酪根裂解气的混合、高演化阶段地层水与甲烷交换作用等原因造成。③五峰组—龙马溪组页岩气的甲烷碳同位素值与下志留统龙马溪组泥岩干酪根碳同位素值较为匹配,符合碳同位素分馏规律δ¹³C_干酪根>δ¹³C_油>δ¹³C_烷烃气。④四川盆地海相、海陆过渡相和陆相页岩气资源总量约为41. 5×10¹² m³,资源前景广阔。