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 ‰。     

四川盆地中侏罗统沙溪庙组天然气地球化学特征及成因

四川盆地中侏罗统沙溪庙组是低油价形势下四川盆地天然气勘探的重要领域,但盆地内不同地区天然气来源尚不明确,影响下一步勘探部署决策,为此开展侏罗系沙溪庙组天然气地球化学特征及成因研究。结果表明：①沙溪庙组天然气属于干酪根降解气,甲烷含量>84%,含少量乙烷、丙烷等烃类气体及少量的氮气、二氧化碳等非烃气体,不含硫化氢,不同区域的天然气成熟度存在差别;②天然气δ¹³C₁值为-39.2‰~-31.2‰、δ¹³C₂值为-32.8‰~-22.3‰、δ¹³C₃值为 -28.7‰~-19.5‰,天然气碳同位素未发生倒转,川西地区为煤成气,川中地区为油型气,川东地区为煤成气和油型气混合气,以油型气为主;③不同区域天然气δ¹³C₁值、δ¹³C₂值的差异,与其来源于不同类型烃源岩贡献比例大小有关。川西、川西南地区主力烃源岩为须五段煤系烃源岩,川中地区为下侏罗统湖相烃源岩,川东地区天然气来源于须五段和下侏罗统烃源岩。研究结果对四川盆地侏罗系沙溪庙组下一步天然气勘探部署决策具有重要的指导意义。     

四川盆地川西坳陷成都大气田致密砂岩气地球化学特征

川西坳陷是中国石化在四川盆地的重要探区之一,该区陆相致密砂岩气勘探近年来取得重要突破,发现了以上侏罗统致密砂岩为主力储层的成都大气田,但对其天然气来源及与邻区天然气特征差异的认识缺乏地球化学证据。天然气地球化学特征研究表明,成都大气田侏罗系致密砂岩气干燥系数（C₁/C_1?5）介于0.939~0.982之间,δ¹³C₁、δ¹³C₂和δD₁值分别介于-33.7‰~-30.7‰之间、-25.4‰~-22.3‰之间和-162‰~-153‰之间,烷烃气碳、氢同位素系列均表现出正序特征。碳氢同位素组成揭示了侏罗系致密气为典型煤成气。根据煤成气二阶段分馏模式计算所得R_O值与成都气田须家河组五段烃源岩实测R_O值一致,反映了侏罗系致密砂岩气主体来自须五段烃源岩。研究区下侏罗统白田坝组基本不发育有效烃源岩,对侏罗系气藏没有显著贡献。受气源及成藏过程的差异影响,川西坳陷不同气田侏罗系天然气具有不同的地球化学特征。     

准噶尔盆地烷烃气碳同位素组成及来源

通过对全盆地烷烃气碳同位素组成进行分析,明确了准噶尔盆地烷烃气成因类型、来源及分布。准噶尔盆地天然气主要包括成熟—过成熟油型气、成熟—过成熟煤型气、过渡气和生物气等。准噶尔盆地烷烃气碳同位素倒转普遍,碳同位素倒转原因包括细菌氧化作用、油型气和煤型气混合、不同源煤型气混合以及同源不同阶煤型气混合。准噶尔盆地煤型气包括3类：①煤型气重烃气碳同位素组成较重(δ¹³C₂＞-26.0‰),主要为成熟—高成熟,来源于侏罗系烃源岩;②煤型气重烃气碳同位素组成相对较轻(δ¹³C₂＜-26.0‰),成熟度范围广,来源于侏罗系、二叠系乌尔禾组和佳木河组烃源岩中的一套或多套;③煤型气重烃气碳同位素组成分布范围广,主要为高—过成熟,来源于石炭系烃源岩。     

四川盆地元坝-通南巴地区须家河组天然气地球化学特征和成因

为了探讨四川盆地元坝-通南巴地区上三叠统须家河组天然气的成因,明确天然气的来源,综合利用了天然气组分和稳定碳、氢同位素等手段对天然气地球化学特征进行了分析。研究表明,四川盆地元坝-通南巴地区须家河组天然气以甲烷为主,主体表现出干气特征,干燥系数普遍高于0.97,δ¹³C₁和δ¹³C₂值分别介于-34.5‰~-29.3‰和-35.4‰~-21.5‰,δ¹³C_CO2值多数高于-8‰,δD_CH4值介于-181‰~-144‰,且与δ¹³C₁值之间没有明显的相关性。天然气成因鉴别和气-源对比研究表明,该区须家河组天然气主体为煤成气,来自须家河组煤系烃源岩,其中元坝地区须一、须二段和通南巴地区须家河组天然气中混入了一定量的原油二次裂解气,它主要为吴家坪组烃源岩生成的原油在裂解程度相对较低时的产物。研究区须家河组烷烃气碳同位素系列普遍发生了部分倒转,其中元坝地区须三、须四段天然气的部分倒转主要源自须家河组烃源岩在高成熟阶段的产物,而元坝地区须一、须二段和通南巴地区须家河组天然气发生的部分倒转主要源自少量的原油裂解气与大量的高成熟煤型干气的混合。     

鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组盐下天然气成因类型及来源

鄂尔多斯盆地中东部奥陶系天然气资源丰富,随着深层天然气勘探的进一步深入,在奥陶系盐下地层也相继发现了可观的天然气资源,但盐下天然气的成因类型及来源仍有较大争议。基于天然气的组分、稳定碳同位素等资料,结合实际地质背景,对鄂尔多斯盆地中东部奥陶系马家沟组盐下天然气成因类型及来源进行了系统的分析。研究表明：鄂尔多斯盆地中东部马家沟组盐下天然气以干气为主,非烃含量较低,甲烷碳同位素(δ¹³C₁)值主频分布在-40‰～-32‰之间,乙烷碳同位素(δ¹³C₂)值主频分布在-40‰～-28‰之间,主要表现为腐泥型气特征。综合天然气组分、碳同位素与平面分布特征,将奥陶系盐下天然气细分为油型气、煤型气和混合气,其中油型气分布范围较广,来源于奥陶系马家沟组盐下碳酸盐岩烃源岩,部分天然气发生TSR反应;煤型气和混合气分布范围小,集中在靠近盐下地层尖灭线边缘部位,主要来源于上古生界烃源岩,奥陶系烃源岩也有少量贡献。     

川东北元坝与河坝地区陆相储层天然气成因

在川东北地区石油地质背景特征的基础上,探讨了元坝与河坝地区陆相储层天然气的成因。元坝地区侏罗系储层天然气重烃气体含量较高;多数样品甲烷δ¹³C和δD值分别在-42.2‰ ~-34.4‰ 和-208‰ ~-168‰ ,乙烷δ¹³C值在-31.4‰ ~-21.4‰ ,甲烷δ¹³C和δD值之间相关性好;天然气主要来源于侏罗系自流井组或千佛崖组陆相烃源岩。元坝地区须家河组储层天然气重烃气体含量低;甲烷δ¹³C和δD值分别为-31.7‰ ~-29.2‰ 和-170‰ ~-148‰ ,乙烷δ¹³C值在-27.7‰ ~-26.5‰ ;天然气主要来源于元坝地区上三叠统须家河组高—过成熟的腐殖型烃源岩。元坝地区陆相储层天然气成因的主控因素是陆相烃源岩发育及其成熟度。河坝地区陆相储层天然气重烃气体含量变化大;甲烷δ¹³C值大多重于-32‰ ,甲烷δD值分布范围较大,在-186‰ ~-122‰ ,乙烷δ¹³C值在-33.2‰ ~-29.6‰ ;甲烷δD与δ¹³C值之间相关性很差,部分样品甲烷与乙烷的δ¹³C值倒转,表明河坝地区陆相储层天然气成因复杂,有来源于陆相须家河组的天然气,也有来源于海相烃源岩的天然气,以及海相与陆相来源天然气的混合气。河坝地区陆相储层天然气成因的主控因素是海相与陆相多套烃源岩与不同级别断裂。陆相储层天然气中CO₂的δ¹³C值多轻于-12‰ ,属于有机质热分解成因。稀有气体³He/⁴He比值在0.003 3R_a~0.018 1R_a,分布于地壳来源或放射性成因的范围内,表明天然气中没有幔源稀有气体的贡献。     

西昌盆地上三叠统白果湾组天然气地球化学特征及勘探潜力

西昌盆地位于四川盆地西侧,油气勘探程度低。最近昭地1井油气调查井在上三叠统白果湾组获得较好的油气显示,为研究西昌盆地油气资源潜力提供了难得条件。通过对昭地1井天然气组分、碳同位素组成展开地球化学分析,讨论了气源,再结合邻区油气基本条件对比分析了勘探潜力。结果表明,昭地1井天然气组分以甲烷为主;天然气δ¹³C₁值介于-48.74‰~-41.25‰之间;δ¹³C₂值介于-29.77‰~-28.96‰之间;δ¹³C₃值介于-25.81‰~-21.91‰之间。天然气组分和碳同位素特征显示为典型油型气。气源分析结果显示昭地1井天然气来源于白果湾组,为同源不同成熟度天然气混合气藏。西昌盆地油气基础地质条件与川西坳陷具有诸多相似之处,可对比性好,天然气资源潜力较大。     

鄂尔多斯盆地延安地区下古生界天然气气源分析

通过对鄂尔多斯盆地延安地区下古生界气源层精细识别与地化参数分析,确定烃源岩主要发育于碳酸盐岩-膏盐岩沉积组合中。含藻类或含泥质碳酸盐岩、泥岩可形成有效烃源岩,平均TOC>2.50%,烃源岩累计厚度大于70 m。延安地区下古生界奥陶系马家沟组天然气组分分析表明,甲烷平均含量为91.61%,含少量重烃、二氧化碳、氮气、硫化氢、氢气及氦气,干燥系数大于95%,为干气气藏。δ¹³C₁为-35.6‰～-29.4‰,δ¹³C₂为-37.8‰～-29.2‰,δ¹³C₃为-33.3‰～-26.2‰,具有油型气特征,表明气源主要来自海相烃源岩。部分天然气甲烷和乙烷碳同位素系列倒转,推断天然气可能为不同层段海相烃源岩生成气或同一层段海相烃源岩在不同成熟阶段生成气的混合。     

柴达木盆地冷湖构造带天然气地球化学特征及成藏主控因素

柴达木盆地冷湖地区不同构造带天然气的地球化学特征及成藏控制要素研究比较薄弱。依据天然气组分和碳同位素手段对冷湖各构造带的天然气进行地球化学分析,并结合储层、构造及成烃演化等,探讨不同构造带天然气成因差异及成藏的控制要素。研究表明,冷湖地区天然气组分以烃类为主（66%~97%）,重烃含量相对较高（2%~11%）。冷湖三号至冷湖五号构造带甲烷碳同位素值（δ¹³C₁）介于-46.4‰~-25.4‰之间,冷湖五号至冷湖七号的δ¹³C₁值介于-25.4‰~ -42.7‰之间,显示其成熟度存在差异。冷湖构造带侏罗系天然气乙烷碳同位素（δ¹³C₂）值介于 -27.18‰~-30.3‰之间（平均为-28.54‰）,古近系—新近系δ¹³C₂值均大于-28‰,指示其主要来源于腐殖型有机质,以煤型气为主,可能混入了少量油型气。不同的供烃凹陷和深浅层阶段性聚集是导致天然气差异分布的主要因素。古近系—新近系圈闭的发育与天然气形成和充注同步,具有晚期动态成藏特点。浅层滑脱逆断裂导致天然气大量快速逸散,储层聚集成藏能力较弱;深层侏罗系源内及基岩不整合面附近发育构造圈闭,且形成时间早,完整性好,有利于早期原生油气藏的形成,指示深层可能是下一步天然气勘探的方向。     

鄂尔多斯盆地致密砂岩气及伴生氦气形成演化特征

鄂尔多斯盆地孕育了中国最大的超大型致密砂岩大气区及目前中国最大的特大型富/含氦气田——东胜气田,也是中国首例特大型致密砂岩富/含氦气田。运用流体包裹体地球化学方法,对比分析流体包裹体气体与现今气藏中天然气组分和同位素差异,揭示了古今天然气地球化学与成藏演化过程及氦气地球化学特征。结果表明,现今气田主要以烃类气体为主,甲烷含量多数为90%～95%;现今气田中天然气δ¹³C₁、δ¹³C₂、δ¹³C₃、δ¹³C₄值分别为-36.5‰～-28.7‰、-25.3‰～-22.1‰、-27.0‰～-21.8‰、-25.6‰～-20.7‰。气层流体包裹体中δ¹³C₁、δ¹³C₂、δ¹³C₃值分布区间分别为-42.6‰～-24.6‰、-32.7‰～-18.0‰、-27.6‰～-15.1‰。流体包裹体中...     

柴达木盆地北缘天然气地球化学特征及其石油地质意义

为了明确柴达木盆地北缘地区天然气的成因和天然气分布规律,综合利用天然气组份及碳同位素等手段对天然气地球化学特征进行了分析。研究表明,柴北缘天然气以甲烷为主,重烃含量相对较高,不同构造带天然气组分具有明显的差异性。碳同位素分析表明,δ¹³C₁和δ¹³C₂值分别介于-36.4‰~19.3‰和-27.4‰~-19.82‰。天然气成因鉴别表明,该区天然气主体为煤型气,来自侏罗系烃源岩。柴北缘碳同位素分布主体为正序列特征,受不同成熟度、不同类型源岩混合以及过成熟阶段源岩等因素影响,部分地区存在天然气碳同位素倒转现象。柴北缘天然气平面分布具有分带性,烃源岩成熟度控制了油气分布,天然气位于成熟-高成熟区及附近。冷湖六号-冷湖七号、鄂博梁-葫芦山构造带以及阿尔金山前是下一步天然气勘探的重点领域。     

埃塞俄比亚欧加登盆地天然气成因及来源

在一个含油气盆地的勘探开发早期阶段,研究天然气的成因及来源非常重要,可以为油气勘探潜力评价和资源评价提供理论依据.欧加登盆地勘探程度低,迄今发现了3个气田,天然气成因及来源一直缺乏系统研究和认识,为此对欧加登盆地气田的天然气组分、同位素特征、轻烃组分及烃源岩等特征进行综合分析研究.结果表明:①欧加登盆地天然气组分含量以...     

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。     

柴达木盆地东坪—牛东地区天然气地球化学特征及来源探讨

以柴达木盆地东坪—牛东地区天然气组分及碳同位素数据为基础,分析了天然气地球化学特征及成因和来源。研究区烃类气体以甲烷为主,重烃(C₂₊)含量低,介于0.5%~6.5%之间。东坪地区天然气干燥系数>97%,为干气;牛东地区天然气干燥系数介于90.3%~98.1%之间,具有干气、湿气共存的特点。天然气δ¹³C₁值介于-17.58‰~-36.4‰之间,δ¹³C₂平均>-29‰,其中东坪3区块烷烃碳同位素倒转,呈现无机成因气的特征,结合CO₂含量与δ¹³C_CO2值的关系,以及研究区发育高成熟侏罗系煤系源岩的地质背景,综合研究认为天然气为有机成因的煤型气。通过天然气成熟度和流体包裹体研究,结合阿尔金山前东段的成藏模式,认为牛东地区天然气来源于昆特依凹陷下侏罗统煤系源岩,存在2期充注:第一期以油为主;第二期以高成熟天然气为主。东坪地区天然气来源于坪东—一里坪凹陷下侏罗统煤系源岩,存在4期高成熟和过成熟天然气的充注,并导致了烷烃碳同位素的倒转。