曾母盆地中部地区天然气与凝析油地球化学特征及成因

在广泛收集和总结前人资料的基础上,依据曾母盆地中部地区10个天然气样品的地球化学组成及碳同位素组成特征,系统分析了天然气地球化学特征及成因;同时对与天然气相伴生的凝析油的生物标志化合物特征进行分析,探讨了其油源。研究表明,曾母盆地中部地区天然气中烃类气体以甲烷为主,干燥系数(C₁/C _1-5)值介于0.68~0.97之间,既有干气也有湿气,天然气碳同位素具有正序列排列特征,其中δ¹³C₁值介于-45.6‰~-31.5‰之间,δ¹³C₂值介于-32.7‰~-24‰之间,δ¹³C₃值介于-30.1‰~-23.4‰之间,为干酪根初次裂解的有机成因气,既有油型气,又有煤型气;而非烃类气体以CO₂和N₂为主,含量介于11.44%~80.18%之间,且CO₂碳同位素值较高,介于-10.8‰~-2.4‰之间,为无机成因;与天然气伴生的凝析油具有较高的姥植比,高含量的奥利烷和双杜松烷,与盆地内发育的煤系泥质烃源岩地球化学特征具有较好的可比性,表明凝析油油源为煤系烃源岩。     

盐城凹陷天然气藏成因研究

盐城凹陷天然气藏的发现是苏北盆地油气勘探的重大突破,但对天然气成因还有不同认识。利用天然气的化学组成、稳定碳同位素、苯及甲苯碳同位素、在线同位素质谱和流体包裹体技术,比较系统研究了盐城凹陷天然气的成因。其天然气的甲烷含量高、重烃含量低、干燥系数高,属高成熟裂解气,稀有气体同位素特征表明未受幔源气侵入影响;天然气碳同位素呈正碳分布,乙烷碳同位素值为-28.31‰～-26.91‰,ln(C1/C2)稳定,ln(C2/C3)分布范围大,结合地质背景判断为混源气,主体为原油裂解气,气源可能与苏北盆地的海相古生界有关;流体包裹体均一化温度主频范围为95～105℃,表明气藏形成时间为晚第三纪,以水溶相和气相方式运移为主。图3表3参7（马安来摘）     

塔里木盆地塔中地区天然气成因及其差异

通过对塔中天然气组分和碳同位素地球化学特征的系统分析,发现塔中天然气气态烃组分基本上呈正碳同位素系列,δ~(13)C_1-30‰,为有机成因烷烃气。通过ln(C_2/C_3)-ln(C_1/C_2)关系及参数C_2/iC_4与C_2/C_3关系的研究,认为奥陶系天然气属原油裂解成因天然气;石炭系天然气既有干酪根裂解气,也有原油裂解气。塔中东、西部不同的烃源岩和成熟度导致塔中东、西部天然气组分和碳同位素存在显著差别,西部天然气主要来源于中-上奥陶统烃源岩,东部天然气可能主要来自高-过成熟的寒武系烃源岩。硫酸盐热化学还原作用在区域上存在强弱之分,偏东部井区较西部井区强。     

南盘江盆地秧1井天然气地球化学特征及成因分析

经测试,南盘江盆地秧1井天然气可分为2类:一类为高含N₂天然气,N₂含量为54.92%~73.89%;另一类为高含CO₂天然气,CO₂含量大于96%。认为高N₂天然气是秧1井乃至南盘江地区具有地质意义的天然气。指出该类天然气甲烷含量一般小于2.5%,几乎不含大于乙烷的烃类组分,CO₂含量2.2 7%~9.5 4%;1δ3C1值为-3 3.1 9‰~-3 3.9‰,CO2的1δ3C值为-2 9.3‰~-30.93‰。认为该类天然气不是原油裂解气,也不是源自上二叠统龙潭组的煤成气,而主要是源自中泥盆统泥质烃源岩的干酪根裂解气;中泥盆统泥质烃源岩的“晚期阶段聚气”是造成该地区天然气高含N₂、烃类组分碳同位素偏重的主要原因。     

白云凹陷天然气生成与大中型气田形成关系

通过对白云凹陷源、热、生烃机理、油气成因、资源规模及大中型气田分布特征等进行研究,认为白云凹陷存在文昌组和恩平组2套有效气源岩,其中恩平组浅湖相—沼泽相烃源岩是目前已发现油气的主力烃源岩。白云凹陷烃源灶处于变热流密度地质背景下,烃源岩熟化率早低晚高,主生气期相对较晚,介于23.8～0Ma之间。烃源岩热模拟生气实验表明,文昌组湖相烃源岩以生油为主,高成熟阶段生成的天然气主要为原油裂解气(约80%);恩平组浅湖相—沼泽相烃源岩油气兼生,以生气为主,主要为干酪根裂解气(约80%)。白云凹陷已发现的油气主要来自恩平组浅湖相—沼泽相烃源岩,天然气以来源于恩平组烃源岩干酪根裂解气为主,以原油裂解气和文昌组烃源岩晚期干酪根裂解气为辅。白云凹陷总生烃量为985.442 5×108t,以生气为主(81.5%),生油为辅(18.5%),主生气强度介于(500～3 500)×104t/km2之间。研究认为研究区高生气强度的白云凹陷烃源灶为大中型气田的形成提供了物质基础,近源晚期成藏提高了天然气田聚集的效率,运聚单元的资源规模控制着大中型气田的宏观分布。     

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。     

川东北地区大中型气藏天然气特征及气源

四川盆地东北部下三叠统飞仙关组、上二叠统长兴组内发现了丰富的天然气资源,展现了良好的潜力。结合川东北地区烃源岩特征,对比分析长兴-飞仙关组天然气组分、同位素待征与石炭系气藏的异同,从而确定其主力烃源岩层;对长兴-飞仙关组储层进行密集采样,分析其有机碳值,进而定量评价储层沥青的含量;同时根据物质守恒原理,计算出普光古油藏裂解生成的天然气总量。研究发现,龙潭组烃源岩是长兴-飞仙关组气藏的主力烃源岩,干酪根裂解气超过原油二次裂解气的贡献,是气藏的首要气源类型;普光气藏的古油藏裂解生成天然气总量为3 610×10⁸ m³,其贡献不能满足普光大型气藏的形成,进一步验证了关于长兴-飞仙组气藏首要气源为干酪根裂解气的结论。     

四川盆地上二叠统天然气地化特征分析

应用天然气地球化学基本理论,对四川盆地上二叠统天然气的地球化学特征进行了分析.天然气地化特征显示,其烃类组分约占天然气的90%～99%,相对密度大都分布在0.56～0.64之间,干燥系数的对数值log(C1/C2+)一般介于1.56～3.98之间,甲烷碳同位素值介于-29.44‰～-32.88‰之间,乙烷碳同位素值介于-22.68‰～-36.12‰之间,二叠系储层沥青规则甾烷组成与下三叠统飞仙关组落在同一区域,表明其储层有机质有着相似的母质来源,储层沥青和干酪根碳同位素组成基本上展示了干酪根＞沥青质＞非烃＞芳烃＞饱和烃的分布特征.可见四川盆地上二叠统长兴组天然气来源复杂,具有多种成因类型,从高熟到过熟、从油型气到煤系气都有分布,各个气藏之间,甚至同构造不同层段之间,都可能存在不同成因类型的天然气.总体上,四川盆地上二叠统长兴组天然气以高-过成熟的腐殖来源的煤型气为主,部分气藏具有混合气特征,部分具有油型气特征,与下二叠统的天然气组分特征和同位素特征较相似,可能有下二叠统的贡献.反映出上二叠统天然气主要源于二叠系本层烃源岩,属近源型.     

塔里木盆地和田河气田天然气裂解类型

和田河气田天然气来自寒武系高-过成熟烃源岩,气田大体上呈长条状东西向展布。和田河气田天然气组分具有随C₁/C₂增加C₂/C₃变小、碳同位素δ¹³C₂-δ¹³C₃值变化较大、ln(C₂/C₃)值变化较小的特点。根据目前惯用的干酪根裂解气和原油二次裂解气判识标准,和田河气田的天然气应属于干酪根裂解气。和田河气田东、西部井区天然气干燥系数、甲烷碳同位素值及二氧化碳含量存在明显的差异。伴随晚喜山期和田河圈闭的形成,干酪根裂解生成的天然气以水溶方式自东部高压区向西部低压区运移,由于甲烷在水中的溶解度大于重烃、δ¹³CH₄溶解度大于δ¹²CH₄、CO₂在天然气组分中溶解度最大,造成天然气组分和甲烷碳同位素的分馏,使西部井区天然气具有干燥系数偏高、甲烷碳同位素值偏重、二氧化碳含量明显偏高等特点。     

川西北低成熟沥青产气特征及生烃动力学应用

选择川西北矿山梁地区低成熟沥青,采用封闭金管-高压釜体系,以20℃/h和2℃/h的升温速率进行生烃热模拟实验,分析了气体产物组分、产率和烃类气体碳同位素组成及变化特征。结果表明,沥青具有较强的产气潜力,是一种重要的生气有机母质;甲烷、乙烷和丙烷气体的碳同位素值分别为-50.85‰~-37.53‰、-37.93‰~-13.75‰和-37.10‰~-6.45‰。低演化阶段出现δ¹³C₂>δ¹³C₃,之后,不同碳数烃类气体碳同位素组成关系为δ¹³C₁ <δ¹³C₂ <δ¹³C₃。沥青热模拟甲烷最终碳同位素值为-37.53‰,轻于川中威远地区震旦系-寒武系常规天然气(-32.3‰~-34.7‰)和页岩气(-35.1‰~-37.3‰)的甲烷碳同位素值。川中威远地区常规天然气可能为具较重甲烷碳同位素的干酪根裂解气与具较轻甲烷碳同位素的原油裂解气的混合气。而页岩气中则可能富含更多的原油裂解气,干酪根裂解气相对较少。将生烃动力学结果应用到川中高科1井可见,早-中侏罗世,寒武系烃源岩进入主生油期,生成原油排出,部分进入到震旦系继续生气,侏罗纪进入主生气期及其在早白垩世后期进入生气末期,气态烃转化率达94%,比残留在寒武系中的沥青多约20%。     

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。     

塔里木盆地台盆区天然气地球化学特征

通过对塔里木盆地天然气样品的分析，系统总结了台盆区的天然气地球化学特征：塔里木盆地台盆区天然气烃类组成以湿气为主，部分地区为干气，湿气分布在塔中、满东—英吉苏、英买力—东河塘、哈得逊和解放渠东—吉拉克等地区，在巴楚、轮南—桑塔木等地区既有干气又有湿气；在非烃气体中以N₂和CO₂为主，巴楚、塔中、满东—英吉苏、东河塘—英买力、哈得逊等地区以中、高N₂含量为特征，在和田河和东河塘地区天然气具高CO₂含量特征；天然气碳同位素具有中部轻、周边重的分布特征，塔中、东河塘—英买力、哈得逊等地区的天然气δ¹³C₁值小于-40‰，和田河、满东—英吉苏、轮南—吉拉克等地区的天然气δ¹³C₁值大于-40‰，δ¹³C₂值一般大于-30‰。     

低熟气地球化学特征与判识指标

从目前的研究来看,低熟气的源岩母质类型主要以有机质丰度较高的Ⅲ型煤系为主。低熟气热演化程度（R_O）值在0.4％～0.8％之间,根据煤型气CH₄碳同位素组成与热演化程度R_O之间的“二阶模式”关系,煤型气CH4碳同位素组成应该分布在-54‰～-39‰之间,目前发现的低熟气CH₄碳同位素组成主要集中在-49‰～-39‰之间。一般认为煤型气的C₂H₆碳同位素组成重于-28‰,但是,当考虑低熟气时,将这一指标定为-29‰更为合适。根据煤型气CH₄碳、氢同位素关系,低熟煤型气的CH4氢同位素组成分布在-300‰~-216‰之间. 天然气轻烃参数中,低熟煤型气的庚烷值分布在16％～22%之间,异庚烷值分布在2.2～5.0之间。生物气不仅在CH₄、C₂H₆碳同位素组成上与低熟气存在明显的差别,同时在轻烃含量的参数上也存在明显的差别。     

四川盆地陆相天然气成因类型划分与对比

对四川盆地天然气轻烃指纹、碳氢同位素、稀有气体同位素等进行了系统研究。天然气碳同位素δ13C1—δ13C2关系的分区和分层对比研究显示天然气受母质类型、成熟度及运移等多种因素影响。轻烃指纹表明川西坳陷天然气以腐殖型来源为主,川中、川南及川东地区天然气既有腐殖型也有腐泥型来源,天然气明显具有油型气特征。川西坳陷中段须二段天然气碳同位素δ13C1较高,而部分碳同位素δ13C2位于-28‰以下显示了其油型气和高成熟度特征,研究区其它样品分布区间相对集中,均表现为典型的煤型气特征。四川盆地海、陆相天然气可以利用δ13C2—δD1很好区分,氢同位素δD1=-140‰和碳同位素δ13C2=-28‰可将四川盆地海相和陆相天然气进行区分。稀有气体同位素表明天然气基本上为壳源成因,无幔源稀有气体的加入。     

鄂尔多斯盆地临兴地区上古生界天然气成因及来源

天然气成因及来源研究对天然气勘探开发具有重要作用,可以为天然气的运移成藏提供理论依据。通过对鄂尔多斯盆地临兴地区上古生界天然气组分、碳同位素、轻烃及烃源岩等特征进行综合分析研究,探讨该区上古生界天然气成因及来源。结果表明:临兴地区上古生界天然气组分含量以甲烷为主,重烃和非烃含量较低,主要属于干气;天然气δ^13C1值、δ^13C2值和δ^13C3值分别介于-45.6‰^-32.9‰、-28.9‰^-22.3‰和-26.2‰^-19.1‰之间,总体表现出正碳序列变化趋势,并且δ^13C1值均小于-30‰,具有典型的有机成因气特征。轻烃组成特征上具有一定的相似性,C7系列表现出甲基环己烷优势;C5-7系列主要表现出异构烷烃优势。该区上古生界天然气主要属于成熟煤成气,含有少量煤成气与油型气的混合气;石盒子组天然气藏主要是由山西组烃源岩生烃增压扩散运移至近源或远源储层内充注成藏;太原组天然气藏主要来自于太原组自身的烃源岩,在源岩内自生自储成藏。     

碳同位素组成异常的天然气成因探讨——以辽河坳陷东部凹陷为例

天然气碳、氢同位素组成特征是判识天然气成因类型、进行气源对比、确定天然气成熟度等的有效地球化学手段.研究认为,甲烷的碳同位素组成主要受源岩母质类型和热演化的影响,乙烷、丙烷等重烃的碳同位素组成主要取决于源岩有机质的碳同位素组成,同时也明显受热演化程度的影响.在辽河坳陷发现一类碳同位素组成异常的天然气,分布于辽河坳陷东部凹陷南部地区,其甲烷的碳同位素δ13C₁值为-44‰～-40‰,乙烷δ13C₂值为-13‰～-6.6‰,丙烷δ13C₃值为-6.1‰～+3.3‰.该类天然气的乙、丙烷异常富集重碳同位素,到目前为止,在天然气藏中还是首次发现.根据地球化学资料和地质背景分析认为,该天然气应该属于无机气和有机气的混合气体.      

四川盆地须家河组煤系烷烃气碳同位素特征及气源对比意义

四川盆地上三叠统须家河组煤系是套陆相含煤地层。须家河组一、三、五段以暗色泥岩和煤为主,是气源岩。泥岩干酪根以Ⅱ型和Ⅲ型为主,有机碳含量平均为1.96%,在川中处于成熟阶段,在川西处于高成熟阶段。由于源岩以腐殖型为主,故以形成气为主,气中仅有少量轻质油或凝析油。须家河组二、四、六段以砂岩为主,故有3套生储盖组合,形成许多自生自储煤成气田。在四川盆地须家河组发现的天然气储量仅次于下三叠统飞仙关组,并有该盆地第二大气田(广安气田)。须家河组煤成气碳同位素特征:一是绝大部分具有正碳同位素系列,即δ¹³C₁<δ¹³C₂<δ¹³C₃<δ¹³C₄;二是δ¹³C₂值是全盆地9个产气层系中最重的,为-20.7‰～-28.3‰;三是川中地区有一批轻的δ¹³C₁值,最轻为-43.0‰。在川东和川南须家河组变薄的地区还发现少量油型气藏,这些气藏碳同位素特征是δ¹³C₂值轻,一般轻于-30‰,最轻为-36.3‰,易与煤成气区分。     

长岭断陷无机成因天然气的判别与分布特征

通过对松辽盆地长岭断陷烷烃气和CO2碳同位素资料的分析,认为该地区存在无机成因天然气。烃类气体中具有重碳同位素异常(δ13 C1>-30‰)和负碳同位素系序(δ13 C1>δ13 C2>δ13 C3>δ13 C4)的同位素分布特征,CO2碳同位素分布在-4.63‰～-16.7‰,部分天然气表现出无机成因烃类气体的特点。3 He/4 He值为0.88Ra,指示有幔源氦的存在,说明该区天然气可能是壳幔混源。长岭断陷天然气藏中不仅无机成因烷烃气由北向南逐渐减少,且幔源CO2也表现出从西北向东南含量明显减少,与区域构造、断裂走向和火山岩密切相关等与无机成因烷烃气相似的分布特征。     

渤中凹陷天然气烷烃碳同位素异常的成因探讨

渤中凹陷天然气为有机成因气，但部分气藏烷烃碳同位素出现异常。通过对碳同位素异常的分析认为：QHD30—1N-1井馆陶组天然气甲烷碳同位素偏负的原因可能是深部高成熟气运移至浅层与低熟气混合和／或天然气的运移、扩散效应造成；而CFD18—1—1井、BZ26—2—1井及BZ22—2—1ST井天然气烷烃系列碳同位素局部倒转的原因则分别是由“既不同型又不同源”气、“同源不同型”气和“同型不同源”气的混合所造成。     

川东石炭系气藏中固体沥青形成机理探讨

针对四川盆地东部石炭系气藏储层中发现的大量固体碳质沥青,通过对其保存产状和碳同位素的分析,表明固体碳质沥青主要充填在碳酸盐岩储层的溶孔(粒间溶孔、粒内溶孔及晶间溶孔)、裂缝及溶洞系统中。固体沥青碳同位素值主要分布在-28.83‰~-23.99‰之间,与气藏中储层沥青抽提物中饱和烃、芳香烃、非烃及沥青质和志留系干酪根碳同位素值相比,其值最重;而甲烷碳同位素值为-37.7‰~-29.2‰,值最轻。固体碳质沥青和甲烷的碳同位素值居于两端,其差值为碳同位素热动力分馏的结果。固体碳质沥青形成机理是原油中芳香烃类富含芳香核的高分子物质缩聚为高碳固体物质的结果。