松辽盆地北部涝洲气田远景评价

运用多种方法综合研究了涝洲气田的气源、储层、保存及含气特征,指出了本区具有较好的气源条件、储层条件、盖层条件及保存条件,确定了本区的含气面积及含气饱和度,证实了本区是一个具有丰富天然气储量和良好勘探前景的有利含气区带。     

对海上找气的思考

对中国近海近年来的天然气勘探实践进行了总结，并与陆上天然气勘探实践作了比较，指出“油气并举，向气倾斜”的勘探方针是正确的，但需要加大天然气成藏研究和勘探实践的力度。含气盆地(凹陷)成气条件的比较性评价是寻找天然气勘探方向和进行天然气勘探决策的地质依据。在中国近海5个含气盆地(凹陷)中，珠江口盆地白云凹陷和琼东南盆地天然气远景最好，其次是莺歌海盆地和东海盆地西湖凹陷，再次是东海盆地丽水凹陷。尽管琼东南盆地天然气勘探在4个方向上的探索均未取得大的突破，但却从失利中明确了下一步找气的方向。由崖城凸起、陵水低凸起和松涛凸起及其周围组成的北部隆起带以及位于南部深水区的南部隆起带是找气的有利地带。     

中国近海天然气资源

中国近海已证实有 5个含气区 ,发现天然气储量 5 711亿 m3,天然气总资源量为 13830 0亿 m3,经济资源量为 4842 0亿 m3。中国近海沉积盆地可划分为“内带”和“外带”两部分 :内带发育裂谷型盆地 ,以生油为主 ;外带裂后期具有快速沉降特征的 4个盆地 (坳陷 )以生气为主 ,天然气资源量为 114942亿 m3,占近海天然气总资源量的83.1% ,其中莺歌海盆地和琼东南盆地占 6 2 .3% ,是中国近海最重要的气区。 3类主要气源岩为气区的形成提供了丰富的物质基础 ,良好的区域盖层为气区提供了良好的保存条件。目前 5个含气区已发现了一批具有一定规模的圈闭 ,尤其是莺 -琼气区 ,未风险圈闭资源量超过 30 0 0 0亿 m3,是近期中国近海天然气勘探的重点     

对海上找气的思考

对中国近海近年来的天然气勘探实践进行了总结 ,并与陆上天然气勘探实践作了比较 ,指出“油气并举 ,向气倾斜”的勘探方针是正确的 ,但需要加大天然气成藏研究和勘探实践的力度。含气盆地 (凹陷 )成气条件的比较性评价是寻找天然气勘探方向和进行天然气勘探决策的地质依据。在中国近海 5个含气盆地(凹陷 )中 ,珠江口盆地白云凹陷和琼东南盆地天然气远景最好 ,其次是莺歌海盆地和东海盆地西湖凹陷 ,再次是东海盆地丽水凹陷。尽管琼东南盆地天然气勘探在 4个方向上的探索均未取得大的突破 ,但却从失利中明确了下一步找气的方向。由崖城凸起、陵水低凸起和松涛凸起及其周围组成的北部隆起带以及位于南部深水区的南部隆起带是找气的有利地带。     

准噶尔盆地控气地质因素及勘探前景

近年来, 准噶尔盆地天然气勘探取得了重大突破, 连续在南缘、东部、西北缘发现较大规模的气藏, 预示着天然气勘探的巨大潜力。在回顾和总结这些勘探成果的基础上, 研究和探讨了盆地天然气分布和富集的宏观地质规律:(1)大中型气田在平面分布上有特定的地域;(2)天然气分布明显受含气体系的控制(盆地具三大含气体系:北天山山前坳陷侏罗系控制下的以原生气藏为主的含气体系,五彩湾凹陷下石炭统滴水泉组气源控制下的以石炭系火山岩原生气藏为主的含气体系及西北缘环中拐隆起下二叠统佳木河组气源控制下的以二叠系原生气藏为主的含气体系);(3)腐殖型母质和高演化区是天然气形成和富集的主要因素;(4)有效的气源层与优良区域盖层的良好配置是形成大中型气田的重要条件;(5)盆地深层是孕育大中型气田的主要场所。在此认识基础上,展望了盆地天然气的勘探前景,提出了主要钻探区域,并就今后天然气勘探提出几点建议。     

天然气成藏与保存

天然气成藏是一个天然气聚 集与逸散的动态平衡过程.气藏的充注和保存是成藏的两个主要要素。含 气盆地的保存因素主要取决于盖层、后期构造运动、气藏形成时间、供气面积和供气强度,大型天然气田的生轻强度一般在20x10⁸ m³/km²以上。从整体到局部、采用多方法、多参数全面系统的分析是正确把握和认识该地区油气勘探潜力的基础。特别强调了压力封闭对天然气成藏与保存的重要作用同时认为压力体系可作为判断含气盆地是否具有整体封存保存条件的一类重要指标。     

天然气成藏与保存

天然气成藏是一个天然气聚 集与逸散的动态平衡过程.气藏的充注和保存是成藏的两个主要要素。含 气盆地的保存因素主要取决于盖层、后期构造运动、气藏形成时间、供气面积和供气强度,大型天然气田的生轻强度一般在20x10⁸ m³/km²以上。从整体到局部、采用多方法、多参数全面系统的分析是正确把握和认识该地区油气勘探潜力的基础。特别强调了压力封闭对天然气成藏与保存的重要作用同时认为压力体系可作为判断含气盆地是否具有整体封存保存条件的一类重要指标。     

中国近海天然气资源

中国近海已证实有5个含气区,发现天然气储量5711亿m^3,天然气总资源量为138300亿m3,经济资源量为48420亿立方米,中国近海沉积盆地可划分为“内带”和“外带”两部分,内带发育裂谷型盆地,以生油为主;外带裂后期具有快速沉降特征的4个盆地（坳陷）以生气为主,天然气资源量为114942亿m^3,占近海天然气总资源量的83．1％,其中莺歌海盆地和琼东南盆地占62．3％,是中国近海最重要的气区,3类主要气源岩为气区的形成提供了丰富的物质基础,良好的区域盖层为气区提供了良好的保存条件,目前5个含气区已发现了一批具有一定规模的圈闭,尤其是莺－琼气区,未风险圈闭资源量超过30000亿m^3,是近期中国近海天然气勘探的重点。     

准噶尔盆地小渠子地区天然气远景评价

本文在介绍了准噶尔盆地小渠子地区构造、地层的基础上,对三套气源岩进行热演化研究后认为:芦草沟组在工区北部生成凝析油和湿气,对天然气资源有一定的贡献;小泉沟群仅北部地区成熟,贡献很小;山前凹陷中下侏罗统煤系地层白垩纪末期已大量生成干气,又有推举带前缘断裂作运移通道,可成为工区主要的气源岩,因此,工区北部气源充足,构造形成时间与天然气生成时间配置得当,含气远景好。喀拉扎背斜和推举带前缘断裂下盘是含气远景最好的构造。     

中国气田天然气中汞的成因模式

汞是天然气中一种常见的有害元素,中国含气盆地构造背景复杂,天然气类型多样,不同气田汞含量差异很大。为搞清中国气田汞含量分布特征及天然气中汞的成因模式,对中国陆上八大含气盆地近500多口气井开展了汞含量检测和分析。研究表明天然气汞含量差异很大,不仅表现在不同含气盆地之间和同一含气盆地的不同构造部位之间,而且表现在不同产气层埋藏深度之间及不同天然气类型之间。中国高含汞天然气主要分布在构造活动相对较强的拉张断陷盆地及前陆盆地的深层。松辽盆地高含二氧化碳井汞含量数据表明天然气中的汞不可能为幔源成因\.通过对煤的汞含量和产气率分析认为,作为生气母质的煤可以为高含汞天然气的形成提供充足的汞源。富含汞的气源岩、充足的热力和必要的保存温度是高含汞天然气形成的3个必要条件。结合汞的物理、化学特征和煤的沉积、埋藏和演化过程,可将天然气中汞的形成划分为5个演化阶段,即搬运、沉积、埋藏、释放和保存。     

中国油型盆地油型气成藏条件与勘探潜力

中国天然气主要分布在鄂尔多斯盆地、四川盆地、塔里木盆地和柴达木盆地,以煤型气为主,含有部分油型气和少量生物气。中国主要油型盆地具有油多气少的特点,与鄂尔多斯等以产气为主的盆地相比,天然气探明储量和产量也远远不足。全球天然气以油型气为主,且大型油型盆地表现出油气资源俱丰的特征,这与中国天然气类型与勘探现状有明显差异。通过国内外油气勘探成果与认识的调研,在总结油型气勘探领域认识的基础上,对比国内外含油气盆地的成藏条件,对中国油型盆地油型气的生气潜力进行分析,认为中国油型盆地具有巨大的油型气勘探潜力,发展前景广阔,是中国未来天然气勘探的重要方向之一。     

Potential recoverable natural gas resources in China

Natural gas resources in China are abundant. The undiscovered recoverable natural gas resources in China are estimated to be 19.27×1012 m3. Natural gas is mainly distributed in the middle and west China and offshore areas of China. The Tarim Basin, Sichuan Basin, Ordos Basin, East China Sea Basin, Tsaidam Basin, Yinggehai Basin, and Qiongdongnan Basin are the main gas-beating basins. The natural gas resources are not distributed evenly and are under-explored in China. The deeper horizons in east China, foreland basins and craton paleo-uplifts in the middle and west China, and the offshore basins are the main exploration areas in the future.     

准噶尔盆地西北缘天然气成因来源及勘探潜力

准噶尔盆地是中国陆上四大含油气盆地之一,但天然气勘探进展缓慢,已有发现主要集中在盆地的东部和南部。基于天然气的组分和稳定碳同位素组成,在准噶尔盆地西北缘发现了4种类型的天然气。第Ⅰ类天然气主要来自下二叠统风城组湖相烃源岩,可进一步细分为Ⅰ_A（主要来自沙湾凹陷）和Ⅰ_B（主要来自玛湖凹陷）两个亚类。第Ⅱ类天然气为沙湾凹陷深部石炭系和下二叠统佳木河组高-过成熟腐殖型烃源岩生成的煤型气。第Ⅲ类天然气为第Ⅰ和第Ⅱ类天然气的混合气。第Ⅳ类天然气为油藏破坏后发生生物降解作用而形成的次生生物成因气。白垩纪,沙湾凹陷风城组、佳木河组和石炭系烃源岩生成的大量高成熟煤型气和油型气沿断裂和不整合面组成的输导体系运移至构造高部位成藏,而玛湖凹陷风城组烃源岩主体仍处在生油高峰,生成少量低熟油型气在凹陷内及边缘聚集。上述发现证实了准噶尔盆地西部上古生界发育石炭系（含佳木河组）和风城组两套规模有效气源岩,揭示了新的天然气勘探领域。研究成果提供了一个复杂地质条件下开展气-源对比和成藏过程恢复的典型案例,同时也深化了对准噶尔盆地天然气勘探潜力的认识。     

南海海域新生界沉积盆地天然气成藏条件及资源前景

000年以来,南海油气勘探开发快速发展,特别是深水区获得了重大天然气发现,但对该区的天然气资源认识程度较低,出现了勘探实践与南海资源评价结果不符的情况。因此,需要系统开展南海海域天然气资源评价,科学地认识南海海域天然气资源潜力。在归纳南海油气勘探新进展及油气地质新认识的基础上,总结了构造型、生物礁地层型、深水沉积岩性型及基岩潜山型4类天然气成藏模式,将台西南、北部湾、珠江口、琼东南、莺歌海、中建南、双峰、万安、南薇西、北康、曾母、文莱沙巴、南薇东、礼乐及西北巴拉望等15个主要沉积盆地作为资源评价对象;选择“以多参数类比法为主、以成因法和统计法为辅”的资源评价方法,建立了万安、文莱沙巴和珠江口等3个类比刻度区,代表断陷、走滑和前陆3类不同类型的沉积盆地,通过刻度区精细解剖,系统获得了南海天然气资源面积丰度等关键参数,最终利用特尔斐法综合,预测15个主要沉积盆地的天然气地质资源量为31.85×10¹²m³,明确了南海常规天然气勘探潜力及未来勘探方向。     

南海北部边缘盆地生物气/亚生物气资源与天然气水合物成矿成藏

南海北部边缘盆地天然气资源丰富,迄今在该区浅层及中深层除发现大量成熟-高熟偏腐殖型气（煤型气）资源外,在浅层还发现了大量生物气与亚生物气显示和单独成藏的生物气与亚生物气气藏。为弄清该区生物气与亚生物气资源前景、天然气水合物成因及成矿成藏模式等关键性地质问题,根据历年来天然气勘探所获得的大量地球化学资料,结合该区油气成藏地质条件,深入分析和阐明了南海西北部莺-琼盆地及东北部珠江口盆地生物气与亚生物气的地质、地球化学特征和新近纪及第四纪生物气与亚生物气烃源岩的展布特点。在此基础上,初步预测和估算了莺-琼盆地和珠江口盆地生物气的生成量与资源量。评价结果表明：该区生物气与亚生物气资源丰富,完全可作为南海北部深水区天然气水合物的主要气源;同时,通过南海北部深水区天然气水合物成因类型的地球化学分析,亦进一步证实该区目前勘查发现的天然气水合物,应属“自源扩散型”生物成因成矿的水合物类型,其气源供给主要来自原地或其附近以生物气为主的混合气,而水合物成矿成藏模式则属于原地及其附近近源运聚的 “自源扩散型”成因模式,具有巨大的资源潜力。     

鄂尔多斯盆地东缘海陆过渡相页岩气成藏条件研究现状与展望

海陆过渡相页岩是页岩气勘探的重要接替领域。与海相页岩相比,海陆过渡相页岩层段岩石类型多样、厚度分布不稳定、有机质丰度较低,页岩气的勘探难度较大。随着鄂尔多斯盆地东缘海陆过渡相页岩气勘探的不断突破,亟需加强页岩气成藏过程、保存条件及时空匹配等方面的精细化研究,以明确不同构造区海陆过渡相—页岩气—富集主控因素与成藏模式。研究以鄂尔多斯盆地东缘北部和南部页岩气潜力区为研究对象,在详细对比页岩基本地质条件和生烃潜力基础上,从能量场—演化、保存条件—有效性及成藏模式特征进行系统总结。综合分析认为：鄂东缘北部太原组页岩层段生烃潜力优越,具备页岩气勘探潜力;南部山西组页岩生烃潜力要优于太原组页岩,但能量场及页岩气保存条件的研究还相对薄弱;海陆过渡相页岩气成藏模式建立的关键参数缺乏校正,有待精细研究。未来需要在精细刻画岩性组合和流体单元的基础上,开展能量场的重建和盖层封闭性的评价,精细描述能量场对页岩气赋存方式的控制,进而准确建立页岩生排烃过程与保存条件的时空匹配关系,从而建立鄂东缘海陆过渡相页岩气的精细成藏模式,以期为该区页岩气高效勘探开发提供重要理论支撑。     

四川盆地二叠系烃源岩及其天然气勘探潜力(二)——烃源岩地球化学特征与天然气资源潜力

四川盆地二叠系发育中二叠统海相碳酸盐岩和上二叠统海陆交互相碎屑岩两套烃源岩,由于其热演化程度高,造成对烃源岩原始生烃潜力及天然气资源潜力认识不清。为此,通过研究该盆地内探井及盆地周缘剖面大量二叠系烃源岩样品的地球化学特征及生烃潜力随成熟度的变化规律,探讨了二叠系烃源岩的原始生烃潜力以及在地质历史时期生排烃量、干酪根与原油裂解生成天然气的资源潜力。研究结果表明:(1)上二叠统龙潭组泥岩和碳质泥岩总有机碳含量高、原始生烃潜力大,是二叠系中最主要的油气烃源岩,龙潭组煤层也是非常重要的气源岩,上二叠统大隆组有机碳含量和生烃潜力也很高,是四川盆地北部重要的油气源岩,中二叠统碳酸盐岩烃源岩总有机碳含量与原始生烃潜力低,是次要的油气源岩;(2)二叠系烃源岩在地质历史时期生成原油3 290×10~8 t,生成天然气420×10~(12) m~3,龙潭组烃源岩对原油和天然气的贡献率分别为80%和85%;(3)二叠系烃源岩形成的古油藏原油资源量为580×10~8 t,原油裂解气资源量为4.45×10~(12) m~3,干酪根直接生成的天然气资源量约为2.10×10~(12) m~3,天然气资源总量可达6.55×10~(12) m~3,其中原油裂解气占70%。结论认为,四川盆地北部和中部—东南部是二叠系的两个生烃中心,也是最有利的二叠系油气成藏和天然气勘探区域,古油藏是最具天然气资源潜力的勘探目标。     

天然气中氦资源研究现状及我国氦资源前景

氦气具有强化学惰性和低沸点等独有特征,在高新技术产业和科研实验中具有不可替代的作用。氦在地球上以微量组分广泛分布,但从含氦、富氦天然气藏中提取氦气仍是工业制氦的唯一途径。目前全球已发现的氦储量主要分布在美国、卡塔尔、阿尔及利亚、俄罗斯和加拿大等国,上述五国氦储量占全球总储量的92%。天然气藏中的氦气有3个主要来源：大气源、壳源和幔源。目前主要根据³He/⁴He值来确定氦的来源,通常大气源的³He/⁴He值为1.4×10^-6、壳源的³He/⁴He值为2×10^-8和幔源的³He/⁴He值为1.1×10^-5。富氦天然气的成藏条件和成藏特征与常规天然气藏既有共性又有明显的差异,一些有利于形成大型油气藏的高生烃强度地区,反而不利于富氦、高氦气藏的形成。而生烃强度相对低的隆起区则有利于富氦、高氦气藏的形成。全球已发现的氦气资源主要分布于晚元古代—古生代地台背景下的沉积盆地,此外在中—新生代构造—岩浆活动强烈且具有古老花岗岩的基底区也是富氦气藏发育的有利区带。现有资料表明,中国四川盆地、塔里木盆地、柴达木盆地、鄂尔多斯盆地和东部中新生界含油气盆地中已发现一些富氦气藏。同时非常规天然气领域亦展现出良好的氦资源勘探前景,如渭河盆地水溶气和四川盆地页岩气。中国富氦天然气具有点多、类型多、资源前景较好的特征,但氦气资源整体研究程度很低。     

中国天然气资源的分布特征及勘探前景

研究中国天然气的分布特征对在各盆地进一步进行天然气勘探具有重要的意义。对四川、鄂尔多斯、塔里 木、柴达木及东部这五大陆上和莺-琼、东海两大海域天然气富集区的地质特征进行了对比分析,并结合近十年天 然气勘探所取得的重大成果,指出中国天然气勘探还具潜力的勘探领域。在未来中国应立足于稳定东、中部,发展 西部的战略,大力发展天然气勘探事业。     

川中古隆起北部蓬莱气区多层系天然气勘探突破与潜力

近3年,四川盆地相继在川中古隆起北斜坡上震旦统灯影组二段和四段、下寒武统沧浪铺组一段、二叠系茅口组二段取得勘探突破,继安岳气区发现之后形成了新的万亿立方米级大气区——蓬莱气区。受大型张性走滑断裂、古裂陷槽、台缘带联合控制,蓬莱气区纵向上发育多层系规模化烃源岩、储集层及断控岩性圈闭;良好的"源-储"配置和垂向输导通道促进了多层系油气高效充注;"古隆今斜"的构造演化保证了油气高效汇聚;多层系直接盖层和区域盖层的发育为油气提供了良好的保存条件。得益于成藏要素在时间和空间上的良好配置,蓬莱气区震旦系—二叠系形成了特有的斜坡区深层—超深层、多层系、海相碳酸盐岩立体成藏模式——"立体供烃、立体成储、立体输导、早油晚气、立体成藏"。蓬莱气区多层系天然气勘探突破不仅大大拓宽了四川盆地深层—超深层天然气勘探领域,也证实了在历经多期构造运动后,古隆起斜坡部位的超深、超老地层仍具有形成规模性天然气聚集的潜力,对进一步深化四川盆地超深层天然气勘探具有重要指导意义。