四川盆地中部三叠系须家河组煤成气丁烷和戊烷的异正构比与成熟度关系

以四川盆地中部三叠系须家河组不同地区和不同层位原生气藏为对象,采用常规天然气地球化学研究方法,探讨煤成气组分中iC_4/nC_4和iC_5/nC_5值与成熟度之间关系。通过对8个气田73个天然气样品研究发现,煤成气中iC_4/nC_4和iC_5/nC_5值具有一致的变化规律,即呈良好的正相关关系,复相关系数大于0.8。iC_4/nC_4和iC_5/nC_5值随天然气干燥系数(C_1/C_(1+))变高、甲烷碳同位素组成变重而呈有规律地增大,它们之间具有较高的相关性。该研究揭示了煤系生成重烃异构体变化特性,提出了煤成气成熟度的新指标:iC_4/nC_4及iC_5/nC_5值与计算的Ro值之间的回归方程,为煤成气成熟度的判定、天然气运移、后期改造以及成藏等研究都提供了重要参考依据。图7表1参29     

甲、乙烷碳同位素用于判识天然气成因类型的讨论

随着天然气勘探不断向深层发现,高—过成熟天然气越来越多,早期基于成熟—高成熟天然气所建立的用甲、乙烷碳同位素判识天然气成因类型的指标或图版不断显示出一系列的问题。为完善甲、乙烷碳同位素判识指标或图版,采集了中国7个含气盆地近200多口井的天然气样品,分别开展了天然气组分和烷烃碳同位素分析,并对部分气井的天然气样品开展了天然气汞含量分析,研究表明对于大多数天然气来说用乙烷碳同位素δ~(13)C_2=-28‰或-29‰作为划分煤型气和油型气的界限是合理的,但对于部分演化程度较高的天然气来说还需要结合甲烷碳同位素进行综合判断。在用甲、乙烷碳同位素判断天然气类型的图版中,煤型气和油型气的划分界限为δ~(13) C_2=-(10.2δ~(13)C_1+1 246)/29.8,当δ~(13)C_2-(10.2δ~(13)C_1+1 246)/29.8时,天然气类型为煤型气;当δ~(13)C_2-(10.2δ~(13)C_1+1 246)/29.8且δ~(13)C_1-55‰时,天然气类型为油型气;当δ~(13)C_1-55‰时为生物气。     

中国天然气水合物气的成因类型

基于中国祁连山冻土带、南海北部珠江口盆地、台西南盆地的陆坡等天然气水合物样品资料,进行了天然气水合物气的成因类型分析。研究结果表明,祁连山木里地区中侏罗统江仓组发现的天然气水合物气主要是油型气,为自生自储型,δ~(13)C_1值为-52.7‰~-35.8‰,δ~(13)C_2值为-42.3‰~-29.4‰;还发现了少量煤成气,气源岩可能主要为中侏罗统木里组含煤地层,δ~(13)C_1值为-35.7‰~-31.3‰,δ~(13)C_2值为-27.5‰~-25.7‰。南海珠江口盆地与台西南盆地天然气水合物气主要是CO_2还原型生物气,δ~(13)C_1值为-74.3‰~-56.7‰,δD1值为-226‰~-180‰;还发现热成因气遗迹,δ~(13)C_1值为-54.1‰~-46.2‰。综合国内外20个地区(盆地)相关天然气水合物气地球化学资料,提出世界天然气水合物热成因气既有油型气也有煤成气,以油型气为主,在中国祁连山和加拿大温哥华岛附近识别出了少量煤成气,煤成气δ~(13)C_1值重即大于等于-45‰,δ~(13)C_2值大于-28‰;油型气δ~(13)C_1值为-53‰~-35‰,δ~(13)C_2值小于-28.5‰。世界天然气水合物气主要是生物成因气,并以CO_2还原型生物气为主,仅在俄罗斯贝加尔湖盆地发现乙酸发酵型生物气。CO_2还原型生物气δD1值重即大于等于-226‰,乙酸发酵型生物气δD1值轻即小于-294‰。世界天然气水合物的生物气δ~(13)C_1值最重的为-56.7‰,最轻的为-95.5‰,其中-75‰~-60‰是高频段。世界天然气水合物气δ~(13)C_1值最重为-31.3‰,最轻的为-95.5‰;δD_1值最重的为-115‰,最轻的为-305‰。     

辽河东部凹陷天然气地球化学特征及深层天然气勘探潜力

对辽河东部凹陷天然气地球化学特征及其判识标志、不同类型烃源岩生成气态烃的地球化学特征、气源岩进行研究,分析认为:目前发现的天然气以低成熟的煤型气为主,局部为成熟煤型气;经气源对比,煤型气源岩以s3为主;除煤型气外,局部存在油型气、原生生物气和原油茵解气等类型.利用δ13C-R.关系,结合东部凹陷成熟度-深度关系进行研究...     

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。     

四川盆地龙岗与元坝气田陆相油气系统差异

四川盆地龙岗气田与元坝气田地理位置毗邻,但其陆相层系气源存在差异。根据天然气组分、烷烃气的稳定碳、氢同位素组成特征,将中、上三叠统划分为T_2l—T_3x~(1-2)和T_3x~(3-6) 2个油气系统,前者具有煤成气与油型气混合成因的特点,后者属于单一煤成气;中、下侏罗统也可分为2个油气系统,中侏罗统在2个地区均为自生油型气气藏;下侏罗统在元坝地区是以T_3x~(3-6)为气源的次生煤成气气藏,在龙岗地区属于自生油型气气藏。另外,天然气组分iC_4/nC_4值等于1可作为判识天然气类型的指标,随着干燥系数的增加,iC_4/nC_4值有下降的趋势,在成熟阶段减小速度缓慢,在高、过成熟阶段,快速降低;须家河组甲烷氢同位素值异常偏高,不同于下伏海相和上覆内陆淡水湖相所代表的甲烷氢同位素特征,可为半咸水环境下发育的沉积有机质所形成甲烷的氢同位素提供借鉴。     

川东北陆相储层天然气地球化学特征及来源分析

通过分析川东北地区陆相储层天然气组分、碳同位素特征,并结合海相天然气数据进行天然气类型划分。对比海相和陆相天然气甲烷氢同位素组成δDCH4、稀有气体同位素40 Ar/36 Ar,分析陆相天然气的来源。不同区域陆相储层天然气的地球化学特征、成因类型及来源差别较大。通南巴地区的陆相储层天然气δ13C2值较低(-29‰),δDCH4值分布范围较大(-186‰~-127‰)且跨越海、陆相分界线(-160‰),为海相来源油型气和陆相来源煤型气、油型气的不均匀混合,海相来源天然气贡献显著;元坝地区陆相储层天然气δ13C2值分布范围较大且跨越煤、油型气分界线(-29‰~-26‰),以煤型气为主,伴有少油型气,δDCH4值较低,为陆相地层自生自储型油型气;阆中地区陆相储层天然气δ13C2和δDCH4特征显示其为陆相来源的油型气。     

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。     

莺歌海盆地天然气类型划分与来源分析

莺歌海盆地天然气主要为来自中新统的煤型气,目前对天然气类型是否可以进一步细分以及具体来自中新统哪套烃源岩并无清晰认识,制约了该区天然气的勘探进程。针对以上问题,通过对盆地内天然气地球化学特征的详细剖析,结合烃源岩地球化学及热模拟实验等资料进行分析。研究结果表明:δ~(13)C_2、δ~(13)C_1—δ~(13)C_2和C_2/iC_4等参数可有效将盆内天然气细分为M型和S型;气源分析揭示二者分别来自梅山组与三亚组烃源岩。M型和S型天然气的重烃碳同位素值分别与梅山组和三亚组烃源岩的碳同位素值一致;而M型天然气与梅山组泥岩热解烃地球化学特征相似。该研究为盆地日趋复杂的天然气勘探与成藏研究工作提供理论支撑。     

川南地区须家河组天然气地球化学特征及成藏过程

为探究川南地区须家河组天然气地球化学特征及成藏机理,以天然气地球化学分析数据为基础,对该区天然气地球化学特征、成因、成藏期次及成藏过程进行了分析。结果表明:研究区天然气以烷烃气为主,甲烷体积分数大于80%,重烃体积分数低,天然气干燥系数大于0.85;部分天然气含H2S,这是研究区与四川盆地其他地区须家河组天然气组分特征的最大差异;天然气δ~(13)C_1为-43.17‰~-30.80‰,δ~(13)C_2为-33.81‰~-24.90‰,δ~(13)C_3为-28.65‰~-22.70‰,总体具有正碳同位素系列特征。碳同位素与轻烃分析均证实,研究区须家河组天然气以煤型气为主,同时存在部分油型气;煤型气主要来自须家河组煤系烃源岩,油型气主要来自下伏海相层系。成藏年代分析表明,研究区须家河组天然气主要有3期成藏:晚侏罗世中期—早白垩世,须家河组煤系烃源岩生成的少量煤型气进入须家河组成藏;晚白垩世,须家河组煤系烃源岩大量生成煤型气并进入须家河组成藏,该时期是须家河组天然气的主要成藏期;喜山期,部分下伏油型气经断裂进入须家河组成藏,该阶段的流体充注是研究区出现异常高温包裹体与天然气含H_2S的主要原因。     

准噶尔盆地天然气地球化学特征及成因判识新图版

准噶尔盆地是中国西部典型的多烃源叠合盆地,发育石炭系、二叠系佳木河组、二叠系风城组、二叠系下乌尔禾组及侏罗系5套气源岩层系,主要气源岩在盆地内广泛分布,部分地区处于高—过成熟阶段,进入气源岩主生气期,具备勘探大气田的物质基础。准噶尔盆地天然气来源多、混源、成因复杂,常规天然气成因判识指标对部分地区天然气的成因判识不准确。针对这一问题,系统梳理和分析不同层系、不同地区天然气地球化学特征,结合不同烃源岩生烃特征,建立天然气成因判识新图版,据此图版对准噶尔盆地天然气成因进行判识,结果表明：(1)准噶尔盆地高演化阶段的油型气与低演化阶段的煤型气难以用传统方法界定,无法有效划分天然气类型与成熟度将会影响该地区的气源判识和成因研究工作,需要建立新的判识方法;(2)建立准噶尔盆地天然气成因及来源判识新图版,能够有效判识不同地区天然气成因及来源,且对低演化阶段煤型气以及高演化阶段油型气较为适用;(3)西北缘玛湖、沙湾大量存在二叠系风城组及下乌尔禾组油型气,石炭系、二叠系佳木河组、侏罗系烃源岩也有显著贡献;准南以侏罗系煤型气为主,从低成熟气到过成熟气均有分布;准东和腹部以高演化阶段石炭系和侏罗系煤型气为...     

西湖凹陷平北地区天然气地球化学特征、成因类型及来源分析

基于天然气的组分、稳定碳同位素和轻烃组成特征及实际地质背景,对东海盆地西湖凹陷平北地区天然气的地球化学特征、成因类型及来源进行了分析和探讨。平北地区天然气体以甲烷为主,重烃含量相对较高,主要表现为湿气特征,非烃类气体主要是N_2和CO_2;天然气δ~(13)C_1和δ~(13)C_2值分别介于-33.7‰～-42.5‰和-22.7‰～-30.9‰,不同油气田之间δ~(13)C_1具有差异性;在C_7轻烃化合物中,甲基环己烷占据明显优势,其质量分数介于47.8%～66.3%,表明天然气具有煤型气特征。成因分析和气源对比表明,该区天然气主体为煤型气,主要处于成熟—高成熟阶段,推测部分浅层天然气主要来源于研究区东侧西次凹成熟度更高的平湖组烃源岩,而大部分天然气仍主要来自于本区成熟度较低的平湖组烃源岩。本文成果可以为西湖凹陷下一步油气勘探提供理论依据。     

准噶尔盆地中拐地区佳木河组致密砂岩气成因类型及气源

中拐地区是准噶尔盆地天然气勘探的重点领域之一,目前在中拐-新光断块佳木河组取得了致密砂岩气勘探的局部突破。通过对致密气样的天然气组分和碳同位素等资料的详细分析,新光地区致密砂岩气组分以甲烷为主,含量达91.79%,干燥系数均值为0.96,为干酪根裂解气类型,属于较高热演化程度的干气;该区气样δ~(13)C_1值均小于-30‰,δ~(13)C_2分布范围为-32.56‰~-26.79‰;总体具有正碳同位素序列特征,在有机热成因基础之上佳木河组致密砂岩气主要为自源型的煤成气和它源型的油型气混合而成;整体表现为成熟-高成熟的煤成气和偏煤型混合气。根据成熟度推算及源岩发育特征,认为煤成烷烃气来自佳木河组,油型烷烃气来自风城组,其中以佳木河组腐殖型源岩的贡献为主。结合致密砂岩气成藏条件综合分析,研究区可能难以形成天然气富集的大气区,但仍有发育局部富气的"甜点区"潜力。     

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。     

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。     

四川盆地超深层天然气地球化学特征

对四川盆地38口井超深层(埋深大于6 000 m)天然气组分及其地球化学特征进行分析,以判明超深层天然气成因。四川盆地超深层天然气组分具如下特征:甲烷占绝对优势,含量最高达99.56%,平均86.67%;乙烷含量低,平均为0.13%;几乎没有丙、丁烷,为干气,属过成熟度气。硫化氢含量最高为25.21%,平均为5.45%;烷烃气碳同位素组成为:δ~(13)C_1值从-33.6‰变化至-26.7‰,δ~(13)C_2值从-32.9‰变化至-22.1‰,绝大部分没有倒转而主要为正碳同位素组成系列。烷烃气氢同位素组成为:δD_1值从-156‰变化至-113‰,少量井δD_2值从-103‰变化至-89‰。二氧化碳碳同位素组成为:δ~(13)C_(CO_2)值从-17.2‰变化至1.9‰,绝大部分在0±3‰范围。根据δ~(13)C_1-δ~(13)C_2-δ~(13)C_3鉴别图版,盆地超深层烷烃气除个别井外绝大部分为煤成气。根据二氧化碳成因鉴别图和δ~(13)C_(CO_2)值,判定除个别井外,超深层二氧化碳绝大部分为碳酸盐岩变质成因。龙岗气田和元坝气田超深层硫化氢为非生物还原型(热化学硫酸盐还原成因),双探号井的超深层硫化氢可能为裂解型(硫酸盐热裂解成因)。     

天然气藏二元混源比例定量判识探讨及气源岩~(40)Ar年龄模型

对2种不同成因气或同源不同成熟阶段气的模拟实验表明:煤型气、油型气混源气随油型气比例降低,碳同位素组成逐渐变重,氢同位素组成变轻,各组分同位素分馏模式不同,具有三阶段变化模式;同源不同成熟阶段混源气随高熟气比例的增加,烷烃气碳同位素组成逐渐变重。建立了煤型气、油型气混源比例定量判识的地球化学模板,在雅克拉气田得到了很好地应用。雅克拉气田主要为油型气,掺混煤型气比例约为12%~20%。同时,建立了同源不同成熟阶段气混源比例定量判识的地球化学模板,在塔河油田应用效果很好。塔河油田天然气由高成熟气与低成熟气混合形成,塔河东部主要以高成熟天然气为主,西部以低成熟气为主,只是混合的比例不同,低成熟气与高成熟气的混源比例在1∶19~13.3∶1之间,天然气由东南向西北、由东向西运移充注。针对南方海相地层实际情况,对氩同位素积累效应确定气源岩时代模型进行了修正,并对大湾2井天然气来源进行了定量判识。     

天然气汞含量作为煤型气和油型气判识指标的探讨

天然气汞含量作为判识煤型气和油型气的一项重要指标已经被很多学者所接受,但在勘探实践中应用的并不多,究其原因是对该指标的认识还不够深入.探讨该指标的前提是搞清天然气中汞的形成机制,通过对美国和中国不同产煤区煤中汞含量和不同煤阶下煤的产气率进行统计分析,认为煤系有机质具备形成高含汞天然气的物质基础.但很多检测数据显示并不是所有的煤型气均具有较高的汞含量,有的甚至接近于0.为解释这一现象,开展了煤的吸汞和热释汞实验,发现煤在低温下不仅不能够释汞反而会从周围环境中吸收汞,只有当温度升高到一定程度煤中的汞才会在热力的作用下大量释放出来,因此说气源岩类型和地层温度共同决定了天然气汞含量的高低.全国八大盆地500多口气井的汞含量数据统计分析表明,当天然气汞含量大于30 000ng/m3时,可基本判断该天然气类型为煤型气.当天然气汞含量介于10 000～30 000ng/m3之间时,其为煤型气的几率较大,在结合其他地质资料的情况下也可比较容易得出合理的结论.但当天然气汞含量介于5 000～10 000ng/m3之间甚至更低时,天然气汞含量只能作为判识煤型气和油型气的辅助参数.     

四川盆地中二叠统天然气地球化学特征及成因判识

四川盆地中二叠统是继震旦—下古生界之后的又一勘探热点领域,但对其天然气地球化学特征及成因类型尚不清楚。为此,通过剖析最新气样天然气组分、烷烃同位素等地球化学参数,结合前人研究成果,总结四川盆地中二叠统天然气地球化学特征,论证天然气成因类型。研究结果表明:1)四川盆地中二叠统天然气为典型干气。以烃类气体为主,CH_4体积分数高,C_2H_6,C_3H_8体积分数低,干燥系数大;非烃气体体积分数低,含微量N_2、中低量CO_2,中低质量浓度的H2S。2)四川盆地中二叠统天然气甲、乙碳同位素大多发生倒转。δ~(13)C_2分布范围较广,为-36.7‰~-25.2‰,δ~(13)C_1相对较重,介于-35.6‰~-27.7‰;δ2H1主要分布于-141‰~-125‰。3)多数天然气δ~(13)C_2轻于-29.0‰,甲基环己烷/正庚烷和(2-甲基己烷+3-甲基己烷)/正己烷2项比值分别为大于1.0和0.5,ln(C_1/C_2)值介于6.19~7.87,ln(C_2/C_3)值介于3.00~4.76,碳同位素、轻烃、组分特征综合判识中二叠统天然气类型为原油裂解气。     

大型波纹填料塔浓缩异丁烯

一、概述: 兰州炼油厂聚异丁烯装置,原采用经气体分馏精制的移动床催化裂化富气作为原料,其组成如下: C_3~θ iC_4~θ iC_4~= C~_(4-1)~= nC_4~θ 顺C_4~= 反C_4~= 1.13 69.82 11.82 8.1 5.066 2.7 1.36 生产高分子聚异丁烯时,原料中异丁烯纯度应大于18％,故上述原料必须浓缩。由于C_4各组分的相对挥发度很小(一般低于1.1～1.2),所以必须用高效塔才能分开。波