琼东南盆地深水区中央峡谷天然气来源及运聚模式

琼东南盆地深水区中央峡谷发育巨厚的第三系沉积,尤其是SS22-1、SS17-2气田的重要发现使之成为近年来油气勘探关注的热点地区。综合利用钻获天然气及烃源岩地化资料,并结合深水区地质条件,分析了中央峡谷天然气的组成特征与成因类型、来源及运聚机理。结果表明,中央峡谷上中新统黄流组的天然气以烃类气为主且干燥系数高,甲烷、乙烷碳同位素较重,属高成熟煤型气;天然气轻烃参数、甲烷氢同位素组成及烷烃气碳同位素指纹均与YC13-1气田天然气相似,伴生的凝析油检测出在崖城组烃源岩中普遍发现的奥利烷和树脂化合物等特征标志物,指示这些天然气可能主要来自陵水凹陷南斜坡前三角洲背景下的渐新统崖城组煤系及浅海泥岩富含的陆源有机质;进而建立了底辟(裂隙)沟源、浮力及深部高压驱动、晚期成藏的天然气运聚模式,由此预示在深水区除了中央峡谷之外,中央坳陷的北部断坡带、紧靠崖城组烃源灶的南部低凸起也是天然气聚集的有利场所。     

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。     

准噶尔盆地克拉美丽地区石炭系天然气来源

在分析准噶尔盆地克拉美丽地区石炭系2套烃源岩地球化学特征基础上,结合天然气组成及其伴生凝析油单体烃碳同位素特征,探讨了克拉美丽地区石炭系天然气来源问题。准噶尔盆地克拉美丽地区石炭系天然气主要为湿气,其中克拉美丽气田天然气为高成熟的腐殖型气,五彩湾气田天然气主要为成熟—高成熟的腐殖型气。根据烃源岩生烃潜力评价和热模拟实验分析,研究区石炭系松喀尔苏组下段与滴水泉组烃源岩以Ⅲ型腐殖型为主,少量Ⅱ型有机质,成熟度达到成熟—高成熟阶段,具备较好的生气潜力。在高温（440~560 ℃）热解阶段,2套石炭系烃源岩生成的天然气碳同位素值与克拉美丽地区天然气的碳同位素值较为一致,在600 ℃温度时,烃源岩总产气率大于150 kg/t_TOC,具有较强的生气能力。正构烷烃碳同位素组成特征显示克拉美丽地区石炭系气藏天然气及伴生凝析油主要为滴水泉组烃源岩及松喀尔苏组下段烃源岩混源。     

莺歌海盆地天然气乙烷碳同位素异常成因分析

莺歌海盆地L15-1气田天然气具有独特性,其天然气乙烷碳同位素值高于盆地内其他气田。在系统分析天然气组分及同位素组成特征的基础上,结合烃源岩特征及底辟活动特征,综合分析了乙烷碳同位素异常的天然气成因与成藏过程。研究表明：L15-1气田天然气来自梅山组成熟度较高的煤型气,富含CO₂,未遭受明显的生物降解。造成L15-1气田天然气乙烷碳同位素值偏高的根本原因是海侵背景下梅山组烃源岩的干酪根碳同位素值偏高,同时,烃源岩较高的成熟度起到一定的促进作用。L15-1气田天然气主要在烃源岩高成熟阶段生成,经底辟活动形成的断裂运移至浅层莺歌海组和乐东组充注成藏;而源岩早期生成的富烃气保存于中深层黄流组和梅山组。该研究有利于弄清该区天然气的分布规律,进一步指导该区天然气的勘探。     

南海北部琼东南盆地深水区烃源条件及天然气成藏机制

近年来,南海北部琼东南盆地深水西区天然气勘探取得了重大突破,证实深水区具备良好的烃源和油气成藏条件。但由于地质条件的复杂性,琼东南盆地深水区烃源岩规模及生烃潜力、油气成藏机制及分布规律、下一步勘探突破领域依然不是很清楚。针对上述关键问题,本研究综合运用地球化学与地质分析方法,开展琼东南盆地深水区烃源条件与油气成藏机制研究,进而指出琼东南盆地深水区下一步有利的油气勘探突破领域。研究认为：琼东南盆地中央坳陷深水区发育始新统湖相、渐新统崖城组海陆过渡相及半封闭浅海相2套3种类型的烃源岩,其规模大、热演化程度高,生烃潜力巨大,为琼东南盆地深水区天然气勘探提供了坚实的物质基础。琼东南盆地深水区油气成藏条件优越,但深水西区与深水东区油气成藏机制存在一定差异。深水西区乐东_陵水凹陷中央峡谷周缘上中新统轴向水道、海底扇岩性圈闭带和陵水凹陷南部斜坡古近系/潜山圈闭带以及深水东区的宝岛凹陷宝南断阶带、长昌凹陷西部环A洼圈闭带为下一步油气勘探的重要突破领域。上述成果对于解决琼东南盆地深水区天然气勘探瓶颈问题、指明下一步勘探突破方向具有重要的科学和勘探实践意义。     

松辽盆地三站气田天然气地球化学特征与烃源岩产气贡献

根据天然气组成、轻烃指纹和组分碳同位素分析资料,对松辽盆地三站气田天然气成因类型及演化程度研究后认为,该气田天然气是腐殖型和腐泥型的混合成因气,具有过成熟演化特征。根据三站气田烃源岩空间分布及天然气地球化学特征,选择青山口组、登娄库组、营城组、沙河子组和火石岭组的烃源岩样品,利用烃源岩吸附气轻烃指纹特征参数表征了这5套烃源岩,并通过数学模拟训练方法建立了计算模板,模拟计算了这5套烃源岩对每口井天然气的贡献,结果表明,每套烃源岩对不同井天然气贡献有差别,深层沙河子组烃源岩平均贡献60．5％,中浅层青山口组烃源岩平均贡献9．9％。     

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。     

鄂尔多斯盆地大牛地下古生界天然气地球化学特征及其来源综合判识

近年来,鄂尔多斯盆地大牛地古生界天然气勘探取得重要进展,尤其是下古生界奥陶系风化壳连续高产工业气流的发现,展示了良好的勘探前景,但大牛地下古生界天然气成因及气源研究相对薄弱,直接制约了下一步勘探部署,为此系统开展了大牛地古生界天然气组分、碳氢同位素、稀有气体组分和同位素等地球化学分析。大牛地古生界天然气中甲烷占绝对优势,含有一定量的重烃,非烃气CO₂和N₂含量相对较高,既有典型的成熟阶段生成的湿气,也有高过成熟阶段生成的干气。大牛地上古生界天然气为典型煤型气,而下古生界天然气既有煤型气,也有油型气。古生界天然气中CO₂主要为有机成因,少数为无机成因,无机成因CO₂赋存于下古生界储层,可能主要由下古生界烃源岩中碳酸盐岩热解产生。综合运用烃源岩岩石脱附气碳同位素—天然气碳同位素—干酪根碳同位素、天然气甲烷氢同位素、稀有气体Ar同位素定年及混源模拟实验等综合地球化学手段,明确了大牛地上、下古生界煤型气均来源于上古生界煤系烃源岩,而下古生界油型气中混有0~45%的煤型气,主要来源于下古生界马家沟组烃源岩。     

西湖凹陷北部气田天然气地球化学特征及气源探讨

东海盆地西湖凹陷具有丰富的天然气资源,但对于其天然气的来源却一直都存在着较大的争议,已有的研究成果多采用烃源岩成熟度进行气源对比,没有给出直接证据。为此,以近年来在该凹陷北部发现的大中型气田为研究对象,在分析区内天然气组分、碳同位素值、天然气轻烃组成的基础上,系统研究了该区天然气的地球化学特征及其成因类型,并结合烃源岩的热演化程度及干酪根碳同位素值,分析了天然气的来源、探讨了天然气的运移方式及通道。研究结果表明:①西湖凹陷北部渐新统花港组天然气主要为煤型气,由腐殖型干酪根初次裂解形成,其中中央反转构造带气田主要为干气,西次凹气田为湿气;②凹陷区烃源岩成熟度从南到北逐渐增加导致中央反转构造带天然气成熟度较高,西次凹相对较低;③西湖凹陷北部天然气主要来源于始新统平湖组煤系烃源岩,同时花港组烃源岩及平湖组下部烃源岩也有不同程度的贡献,其中中央反转构造带北部花港组煤系烃源岩成熟度较高,对该区天然气成藏的贡献较大;④凹陷区天然气具有垂向运移分馏的特征,龙井运动之后断裂再次活化,为平湖组及其下部天然气向上运移提供了有利的通道。     

崖南凹陷烃源岩生烃及碳同位素动力学应用

针对目前琼东南盆地崖南凹陷天然气系统勘探存在的地球化学问题，采用近几年发展起来的生烃动力学及碳同位素动力学研究方法，以崖城组烃源岩干酪根热解生烃实验获得的气体产率和碳同位素数据为基础，建立了生烃动力学和碳同位素动力学模型，初步圈定崖13-1气田天然气主要来自崖南凹陷斜坡带崖城组含煤地层，烃源岩埋深在4300～6000 m之间，目前正处在主生气阶段；崖城组热解气碳同位素动力学研究表明，崖13-1气田天然气成藏时间较晚，属于“累积”集气成藏，成熟度在1.5%~2.3%之间，显然为烃源岩气窗阶段充注，因此有利于气藏形成与保存。     

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。     

川东北及川东区天然气成因类型探讨

通过对川东北、川东区11口钻井天然气组分及其烷烃碳同位素的研究表明,两区天然气成因类型明显有别,川东北天然气为过成熟裂解混源气,其中,Ⅱ—Ⅲ₁类型母质烃源岩的贡献可能大于Ⅰ₁—Ⅰ₂类型母质烃源岩的贡献;川东区建南气田长兴、飞三、嘉一产层天然气多属Ⅰ₁—Ⅰ₂类型母质烃源岩过成熟裂解混源气;个别天然气表现为煤型气与油型气的混源气,腐泥型有机质的贡献可能大于腐殖型有机质的贡献;石炭系产层天然气可能为志留系所生原油的二次裂解气。     

沉积过程对莺歌海盆地烃源岩生气的控制作用

东方区与乐东区是莺歌海盆地2个主要天然气探区,2 个区中新统烃源岩有机质成熟度存在较大差异,表现为相同埋深时东方区有机质演化程度比乐东区高。在莺歌海盆地构造演化、温压场与烃源岩地球化学特征研究的基础上,通过沉积过程分析与盆地模拟相结合探讨有机质热演化差异的成因。研究认为：新近纪至第四纪盆地沉积沉降中心由东方区向乐东区迁移,导致二者在不同时期的沉积速率不同。尽管盆地的高温高压场对有机质热演化产生一定影响,但造成东方区与乐东区有机质热演化差异的主要原因是2个区不同的沉积速率。而有机质热演化差异造成了生气过程的差别：东方区生气时间早、持续时间长,而乐东区表现为晚期快速生气的特点,更有利于天然气的聚集成藏。乐东区中新统烃源岩生烃过程中有机酸的形成时间也较晚,有助于该储层次生孔隙的发育,因此乐东区成藏条件更优越,勘探前景良好。该成果不仅对莺歌海盆地天然气勘探具有重要的指导作用,同时对其他区域也具有较为广泛的借鉴作用。     

四川盆地东北部马路背地区上三叠统须家河组天然气地球化学特征及气源

依据天然气化学组分及碳、氢同位素等地球化学资料,分析了四川盆地东北部马路背地区上三叠统须家河组天然气地球化学特征、天然气成因及来源。研究表明,马路背地区须家河组天然气组分以甲烷为主,含量介于92.60%~99.04%,平均为97.59%,干燥系数普遍高于0.990 0,平均为0.992 2,热演化程度较高;与邻区须家河组天然气对比,马路背地区须家河组天然气碳同位素明显具有甲烷碳同位素偏重、乙烷碳同位素偏轻的特征,δ¹³C₁值介于-33.70‰~-28.60‰,平均为-30.88‰,δ¹³C₂值介于-36.40‰~-28.90‰,平均为-33.11‰,甲烷和乙烷碳同位素多表现为倒转分布。天然气成因鉴别及气-源对比研究表明,马路背地区须家河组天然气为Ⅲ型和Ⅱ型干酪根生成的煤型气和油型气的混合热成因气,天然气主要来源于上三叠统须家河组煤系烃源岩及上二叠统吴家坪组海相烃源岩,甲烷和乙烷碳同位素倒转正是煤型气及油型气混合所致。马路背地区须家河组天然气高产富集与该区海相、陆相烃源岩双源供烃及深大断裂有效沟通海相、陆相多套优质烃源岩关系密切,沟通海相、陆相烃源岩的通源断裂在该区天然气成藏富集及后期调整改造方面具有重要作用。     

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。     

鄂尔多斯盆地富县古生界天然气成因及气源综合识别

近年来,鄂尔多斯盆地南部（简称鄂南）古生界天然气勘探取得重要进展,展示了良好的勘探前景,但鄂南古生界天然气成因及气源研究相对薄弱,直接制约了下一步的勘探部署。为此通过系统开展富县古生界天然气组分、烷烃气碳氢同位素、稀有气体组分和同位素等地球化学分析,查明了鄂南富县古生界天然气中甲烷占绝对优势,含有一定量的重烃,非烃气CO₂、N₂含量相对较高,显示其为过成熟阶段生成的干气。鄂南富县古生界天然气以典型油型气为主,煤型气为辅,甲烷和乙烷的碳同位素组成存在倒转现象可能为油型气与煤型气的混合造成,上古生界天然气烷烃气碳同位素组成普遍比下古生界天然气偏重,可能混有相对较多的煤型气。综合运用烃源岩干酪根碳同位素—岩石脱附气碳同位素—天然气乙烷碳同位素、天然气甲烷氢同位素、稀有气体Ar同位素定年等综合地球化学手段,推断出鄂南富县古生界天然气可能主要来源于下古生界马家沟组烃源岩。     

用乙烷碳同位素判别天然气成因类型存在问题探讨

乙烷碳同位素是天然气成因类型判别的重要指标,在天然气成因类型判别和气源岩研究中发挥了重要作用,其主要依据是:1腐殖型有机质比腐泥型有机质富集13C,腐殖型烃源岩比腐泥型烃源岩有机质的碳同位素值更高;2乙烷碳同位素受成熟度的影响很小,很好地继承了天然气母源有机质的碳同位素组成特征。但是,国内外一些地区天然气的研究表明:1部分腐泥型有机质具有异常高的碳同位素值,其形成的天然气会表现出煤成气的碳同位素组成特征;2成熟度对天然气的乙烷碳同位素值存在较明显影响,低成熟天然气通常具有很低的乙烷碳同位素值,无论其来源于腐泥型烃源岩还是腐殖型烃源岩,通常表现出油型气的乙烷碳同位素组成特征。因此,在应用乙烷碳同位素判断天然气成因类型时,需要考虑烃源岩形成的沉积环境、烃源岩原始有机质的碳同位素组成及天然气的成熟度等因素,才能够正确、合理地判断天然气成因类型。     

南海西部深水区大气田凝析油成因与油气成藏机制——以琼东南盆地陵水17-2气田为例

基于凝析油及天然气地球化学特征,结合区域地质背景,对南海西部琼东南盆地深水区陵水17-2大气田凝析油的来源与成因进行剖析,并探讨油气成藏机制。陵水17-2气田凝析油具有密度低、含蜡量低和Pr/Ph值高等特征,凝析油为烃源岩成熟阶段所生,共生天然气以高成熟的煤型气为主。油气均来自渐新统崖城组富陆源有机质烃源岩,凝析油的形成既与源岩性质有关,又与后期"气洗"改造密不可分。油窗阶段生成的轻质油气聚集于储集层中后被晚期大规模注入的高成熟天然气"气洗"发生强烈的蒸发分馏。崖城组具备丰富的气源,底辟断裂构成有利的油气运移通道,油气两期充注成藏。中央峡谷发育的中新统黄流组浊积砂岩岩性圈闭及更靠近烃源灶的古近系构造圈闭是下步油气勘探的有利区域。     

珠江口盆地白云凹陷北坡—番禺低隆起天然气成因类型及其烃源探讨

珠江口盆地白云凹陷北坡—番禺低隆起天然气的成因及其烃源问题,近年来引起了石油地质专家们的广泛关注。在前人工作基础上,根据天然气的组成、碳同位素及其甾萜类生物标志化合物特征,重点对天然气的成因类型及其烃源构成进行了深入分析。依据天然气甲烷碳同位素和乙烷碳同位素分布特征,将天然气成因类型划分为生物气、亚生物气、成熟偏煤型混合气、成熟—高熟偏油型混合气及成熟—高熟煤型气5类。天然气伴生凝析油的甾萜类生物标志物具有富集型煤系有机质和分散型Ⅲ型有机质两种明显不同的特征,由此认为油气主要来自成熟—高熟的渐新统恩平组煤系烃源岩、滨浅湖相烃源岩及始新统文昌组滨浅湖相烃源岩。通过油气地质及油气地球化学综合剖析,指出该区不仅具有巨大的天然气勘探潜力,而且具有石油资源勘探前景。     

松辽盆地深层煤型气与气源岩地球化学特征

对松辽盆地深层天然气组分和碳同位素组成等地球化学特征进行了系统的分析,认为深层天然气具有多种来源,煤型气在盆地中广泛存在,多个气田具有煤型气的特征或有煤型气的混入,如盆地北部升平气田、盆地南部小合隆及小城子气田等.这些气田天然气的乙烷碳同位素组成均大于-28‰,甲基环己烷碳同位素组成大于-22‰.深层主要烃源岩层系有机质类型主要为Ⅲ型,只有极少部分为Ⅱ型.主力烃源岩层沙河子组有机碳含量平均为1.99%,有机质丰度较高,是良好的气源岩.对钻遇沙河子组煤的井进行的单井沉积相系统研究表明,松辽盆地深层煤主要形成环境为三角洲平原的泥炭沼泽、扇三角洲扇间洼地、滨浅湖、湖泊间湾、湖泊后期淤浅及泛滥盆地环境,构造部位主要分布于断陷边部尤其是箕状断陷的斜坡部位,在湖泊中心区也偶见分布.