川西坳陷中三叠统雷口坡组天然气气源对比

川西坳陷中三叠统雷口坡组是近年来四川盆地海相天然气勘探和研究的热点层系,目前对其碳酸盐岩生烃潜力的认识存在一定分歧,由此导致该地区雷口坡组气藏的主力气源存在较大争议。通过对川西坳陷潜在海相烃源岩开展较为系统的地球化学分析,揭示了雷口坡组碳酸盐岩和筇竹寺组、龙潭组、马鞍塘组-小塘子组泥质烃源岩的有机质丰度、类型、成熟度和生烃潜量等特征。其中,雷口坡组碳酸盐岩的原始有机质丰度和生烃潜量整体偏低,有机质丰度相对高的层段发育规模十分有限,不足以形成规模性油气聚集,且雷口坡组高产井与其碳酸盐岩烃源岩的发育程度明显不匹配。气源对比研究表明,雷口坡组天然气主要来自下伏上二叠统龙潭组烃源岩,与下寒武统筇竹寺组或上三叠统马鞍塘组-小塘子组烃源岩不具有亲缘性。雷口坡组储层未经历大规模古油藏聚集,其气藏为龙潭组烃源岩所生成的原油在高演化阶段热裂解生成原油裂解气并直接充注到雷口坡组而形成。     

长庆气田奥陶系风化壳气藏中油型气成分的来源

鄂尔多斯盆地石炭系海相烃源岩与下奥陶统碳酸盐岩的对比结果表明,石炭系海相烃源岩虽然不如下奥陶统碳酸盐岩厚,但其生烃能力远高于后者,与奥陶系风化壳储集层的配置情况也好于后者,并且产物也具油型特征,表明奥陶系风化壳气藏的油型气成分来自石炭系海相烃源岩;奥陶系风化壳气藏的天然气是以上古生界煤成气为主、上古生界石炭系油型气为辅的混合气。这一观点既能够很好地解释鄂尔多斯盆地中部古生界自上而下气藏序列天然气成分及碳同位素组成的差异,还可以更好地说明为何风化壳气藏天然气以煤成气为主。     

中国海相碳酸盐岩层系有机质生烃理论新解

以塔里木盆地海相碳酸盐岩层系为重点,研究烃源岩发育与油气藏之间的关系,探讨中国高热演化程度、低TOC值(小于0.5%)海相碳酸盐岩层系作为烃源岩的可能性及其生烃机理。通过对塔里木盆地烃源岩分布与塔河油田油气藏的匹配关系、烃源岩成烃生物组合及其与油气藏的地球化学特征对比分析,建立海相碳酸盐岩烃源岩成烃物质评价方法。研究得出塔里木盆地塔河油田原油并非来自泥质烃源岩,而具有来源于碳酸盐岩烃源岩的明显特征,进一步揭示高热演化碳酸盐岩中被低估的生烃物质(有机酸盐)及碳酸盐岩中优质成烃生物组合是高热演化碳酸盐岩可以作为烃源岩的关键,有机酸盐具有高温裂解成烃、主体成气和成烃转化率高的生烃特征。塔里木盆地寒武系—中下奥陶统有效碳酸盐岩烃源岩的发育模式以陆棚模式为主。     

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。     

建南气田天然气地球化学特征及成因

中扬子西部地区经历了多旋回沉积-构造演化,纵向上发育多套生储盖组合,烃源岩为碳质页岩、碳酸盐岩及煤等多种岩性,多数达到了过成熟阶段,深部震旦系-寒武系烃源岩均处于过成熟晚期,具有多阶段生烃、晚期原油裂解供气特征。在多旋回构造演化中,中扬子西部海相天然气呈现多源多期或同源多期混合聚集、多期调整及晚期次生变化的复杂成藏过程。基于对中扬子西部地质演化背景分析和前人研究成果,分析了区域有效主力烃源岩,从天然气组分含量、组分参数相关性、烷烃气碳同位素等资料剖析了建南气田各层系天然气地球化学特征,结合区域油气成藏地质及川东气区资料,厘清了建南气田海相天然气成因及气源。研究认为,建南气田海相天然气均为干气,烷烃气碳同位素呈部分倒转,发生过原油裂解供气;二叠系长兴组及下三叠统飞仙关组、嘉陵江组气藏气源来自二叠系烃源岩,基本没有志留系甚至更深部气源供给,由原油裂解气和多类型干酪根降解气混合聚集而成,原油裂解气占主体;志留系韩家店组气藏和石炭系黄龙组气藏属于同源不同阶段天然气混合成因,原油裂解气占主体,气源母质为上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组碳质页岩,几乎没有受到来自震旦系-寒武系烃源岩的天然气充注。因此,中扬子西部地区海相天然气勘探潜力大,尤其以保存条件较好的鄂西渝东区为主,震旦系、寒武系及志留系天然气勘探前景甚好。     

浅谈塔里木盆地台盆区天然气勘探前景

塔里木盆地是一个由古生代克拉通盆地与中、新生代前陆盆地叠合而成的大型叠合盆地。克拉通盆地天然气成藏的主要控制因素为:巨厚的烃源岩、长期的低地温背景是长期生烃、多期成藏的重要条件;古隆起、古斜坡控制了古生界海相油气的运移、聚集与成藏;古岩溶储集体为古生界碳酸盐岩大型油气田的形成提供储集空间;古生界非构造圈闭是大型油气田的主要圈闭类型;油气成藏封闭系统的演化控制了盆地古生界油气资源及勘探方向。塔河油田9区凝析气藏和和田河气田是克拉通盆地天然气成藏的两个实例。主力烃源岩的生烃期特征决定着克拉通周缘的隆起带具有较好的天然气聚集成藏条件,下古生界烃源岩相邻的层位和地区是天然气勘探的重要目标。应加强对巴楚-麦盖提地区、满加尔坳陷周边地区高成熟-过成熟海相天然气的勘探研究工作。     

塔西南胜利探区和参1井天然气来源

通过对和参1井天然气进行轻烃分析，并与前人研究成果进行对比，得出和参1井天然气为成熟阶段产物。该气体具有海相和陆相煤成气的过渡性特征，将其归之为海相偏腐植型天然气，主要来源于石炭—二叠系烃源岩，即上古生界石炭—二叠系海相泥质碳酸盐岩是本区的一套重要气源岩。研究结果表明，和田南带确实存在油气的生成运移和聚集过程，具有良好的勘探前景。     

四川盆地龙岗气田长兴组—飞仙关组天然气地球化学特征及成因

四川盆地龙岗气田长兴组—飞仙关组天然气主要为烃类气体,干燥系数非常高,非烃气体以CO_2为主,H_2S及N_2含量较低,甲烷碳、氢同位素组成偏重,个别样品出现碳同位素倒转(δ~(13)C1~(13)C_2)现象,并且天然气轻烃主体具有高甲基环己烷、低正构烷烃、低芳香烃的特点。气藏经历了较弱的TSR反应,对天然气组分及烷烃碳同位素影响较小,CO_2气体主要来源于酸性流体与碳酸盐岩储层的反应。综合天然气碳、氢同位素及轻烃特征,分析认为天然气以高—过成熟煤成气为主,并存在少量油型气混入。天然气乙烷—储层沥青—烃源岩干酪根碳同位素综合对比表明,龙岗气田天然气主体煤成气来自下二叠统龙潭组煤系气源岩,其中混有少量来自上二叠统泥质烃源岩的原油裂解气。     

川西地区中三叠统雷口坡组气藏气源分析

为进一步落实四川盆地西部（以下简称川西地区）中三叠统雷口坡组天然气来源,基于有机地化、地球物理等资料,对该地区雷口坡组气源进行了综合分析。研究结果表明：①川西地区海相二、三叠系发育多套烃源岩,包括雷口坡组碳酸盐岩,上、中二叠统泥岩和碳酸盐岩,雷口坡组烃源岩发育蒸发环境中,主要分布在崇州-德阳一线的雷四段膏湖中心,生烃强度介于2×108～10×108 m3/km2,上二叠统泥质烃源岩和中二叠统碳酸盐岩烃源岩在川西地区均有分布,主要集中于大邑-绵竹一带,生烃强度分别介于8×108～22×108 m3/km2和30×108～60×108 m3/km2;②川西地区发育多条断至二叠系的深大断裂,可以沟通下伏烃源岩至雷四段储层,与川西坳陷中央发育呈北东向展布的雷口坡组顶部网状裂缝带共同形成了良好的运移输导体系;③川西地区雷口坡组天然气乙烷碳同位素值介于－34.8‰～－29.6‰,为典型的海相油型气,野外露头雷口坡组沥青与二叠系烃源岩的具有相似生物标志化合物特征,钻井储层的沥青则与雷口坡组烃源岩具有相似特征,天然气成熟度介于雷口坡组和二叠系烃源岩成熟度之间。结论认为,川西地区雷口坡组气藏的天然气来自雷口坡组和二叠系。     

湖相与海相碳酸盐岩烃源岩生烃条件对比

根据分布特征、沉积环境、岩石类型、有机地球化学特征和生烃模式等方面的对比,讨论了湖相碳酸盐岩和海相碳酸盐岩两种相同岩性、不同沉积环境烃源岩生烃条件的异同。海相与湖相碳酸盐岩烃源岩,基本上都含有不同量的泥质成分;它们的干酪根类型一般以Ⅰ型或Ⅱ型为主;有机质赋存形式无太大差别,湖相碳酸盐岩烃源岩中可能存在更多的无形态有机质;海相碳酸盐岩有机碳含量普遍较低,而湖相中有机质含量则变化很大;湖相碳酸盐岩烃源岩的生烃模式相比海相研究薄弱,但其二次成烃作用不容忽视。湖相碳酸盐岩烃源岩的形成条件受到较多因素的控制,针对高有机质丰度湖相碳酸盐岩烃源岩形成的生物地球化学及沉积学等方面的研究尤其关键。另外,其晚期生烃可否为湖相深层油气勘探提供充足的烃源仍是未来工作的重要方向之一。     

川东北地区普光气田长兴—飞仙关气藏成藏模式与成藏过程

四川盆地川东北地区随着普光1井、2井在二叠系长兴组和三叠系飞仙关组储层中喷出高产工业天然气流,发现了四川盆地有史以来储量最大的天然气田——普光气田。研究表明,普光气田主要以二叠系长兴组台地边缘形成的礁滩和白云岩组合以及三叠系飞仙关组浅海开阔台地相沉积的粒屑滩、鲕粒滩为储层,后期埋藏溶蚀孔为主要储集空间。天然气主要来自中下寒武统、下二叠统、上二叠统烃源岩。印支、燕山及喜马拉雅运动都对普光古圈闭及油气藏的形成有重大影响。普光气藏属于构造—岩性复合孔隙型气藏,其成藏模式与成藏过程经历了原生油藏阶段、气藏阶段和改造定型阶段。普光气田的成藏模式与成藏过程对广大川东北地区勘探类似天然气藏具有借鉴与指导意义。      

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苏北盆地面积３．８×１０４ｋｍ２,天然气资源丰富,发育了海相下、中、上古生界三套巨厚烃源岩系和陆相早第三系及局部地区中、下侏罗统两套富含有机质的暗色泥岩。海相地层中由于裂隙、晶间孔、溶孔、溶缝及晶洞发育,弥补了原生孔隙储集能力的不足,使其变为有效的储集岩。陆相早第三系储层平均孔隙度大于２５％,渗透率大于１×１０－３μｍ２。盆地内纵向上发育四套区域盖层,自上而下为上第三系盐城组厚层泥岩、白垩系浦口组泥岩与膏盐层、二叠系龙潭组泥岩与煤层系、志留系高家边组泥岩,这些盖层分别封隔了新生界、中生界、上古生界及下古生界储层中的天然气,配置成四套有利的储盖组合。该盆地天然气类型主要有三种：生物气———低温热解气,如刘庄气田;油田伴生气———凝析气,如周庄、永安气田;多源混合气（含幔源气）,如黄桥气田。该盆地成藏控制因素有四：多气源、高生气强度;有利构造带;晚期断裂活动;地质背景不同,圈闭类型不同。综上所述提出苏北盆地今后天然气勘探的方向有三：小海—海安区块、淮阴区块和泰兴—如皋区块。     

混源天然气定量计算方法――以川西地区白马庙气田为例

在天然气的生成、运移和聚集过程中,不同来源或同一来源不同阶段天然气的混合是十分普遍的现象。利用天然气中甲烷和乙烷的组成及碳同位素值,建立了不同来源天然气混合的定量计算方法。以川西地区白马庙气田侏罗系气藏为例,评价了须一段、须三段和须五段烃源岩生成的天然气对侏罗系气藏贡献的大小。     

四川盆地海相页岩气富集条件及勘探开发有利区

历经十余年探索实践,四川盆地海相页岩气勘探取得了一系列进展,锁定五峰组—龙马溪组为最有利产层,提出了一批页岩气富集高产理论,形成了集地质评价、开发优化、优快钻井、体积压裂、工厂化作业、清洁开发等为一体的勘探开发技术,探明了万亿立方米级储量的页岩气大气田。时值中国页岩气勘探发展的重要节点,回顾四川盆地海相页岩气勘探开发历程、梳理五峰组—龙马溪组页岩气在地质条件与富集规律上的成果认识、展望四川盆地海相页岩气勘探的重点接替领域,对推进盆地海相页岩气的勘探开发有积极意义。(1)四川盆地海相页岩气勘探开发经历了4个阶段：评层选区找目标阶段;浅层至中—深层先导试验阶段;浅层至中—深层示范区建设阶段;浅层至中—深层上产、深层评价、常压页岩气评价、立体开发评价、超深层和新层系探索阶段。(2)四川盆地五峰组—龙马溪组的沉积条件优越,深水陆棚相高有机质含量页岩呈连续稳定分布;页岩气主要赋存在有机孔隙中,页岩储层在纵向上集中发育,连续厚度大;川南地区和川东南涪陵区块的构造相对简单,气源持续补给、远离古/今剥蚀区和大型断裂逸散区是页岩气富集保存的有利区;目前,五峰组—龙马溪组的页岩气资源量为33.19×10<...     

气田水三维荧光特征对天然气运聚的指征——以川中—川西地区二叠系—三叠系气田水为例

依据气田水芳烃荧光光谱的三维形态、激发光强度及指纹图谱特征等,研究四川盆地川中—川西地区二叠系—三叠系天然气的运移路径与聚集规律。川中—川西地区二叠系—三叠系气田水具有(凝析)气藏影响特征,存在基峰、双峰与异峰等3大亚类7种三维荧光特征的气田水,以基峰亚类中的稳定型为主。二叠系—中下三叠统地层水与上三叠统须家河组地层水三维荧光特征有较大差异,前者主要受高—过成熟的下古生界海相泥页岩及上二叠统龙潭组煤系所生烃类的影响;而后者主要受其自身烃源岩成熟度差异与有机质类型差异的影响。气田水三维荧光特征研究表明,磨溪构造上二叠统—中下三叠统气藏以垂向运移聚集为主,雷口坡组以下气藏的天然气主要来自龙潭组煤系,而雷口坡组气藏还存在膏盐岩层段生成的天然气;平落坝构造须家河组气藏的天然气主要通过构造中南部的断裂运移而来,平面上储集层非均质性强烈。     

涪陵页岩气勘探开发重大突破与启示

中国海相页岩气分布领域广,资源丰富,但与北美相比,具有页岩时代老、热演化程度高的特点;同时由于经历多期次的构造改造,具有保存条件和埋深差异大的特殊性。针对这些特点和特殊性,提出了生烃条件、储集条件和保存条件为核心的页岩气“三元富集”理论。以此为指导,中国石化集团公司的页岩气勘探向四川盆地及其近缘聚焦,确定川东南地区下志留统是首选的页岩气勘探突破领域。建立了海相页岩气区带和目标评价方法,优选涪陵焦石坝构造为页岩气突破目标,2012年部署钻探焦页1井,一举发现了中国首个大型页岩气田--焦石坝龙马溪组海相页岩气田。同时,借鉴、集成和研发关键技术,形成了中、浅层海相页岩气钻井技术和大井段分段压裂的海相页岩储层改造技术。在勘探开发一体化的工作思路指导下,通过精细高效的组织管理实现焦石坝大型页岩气田的快速高效开发。     

川西坳陷洛带地区遂宁组气藏成藏模式

岩性油气藏是目前勘探的热点，近期在川西坳陷东坡洛带地区发现的上侏罗统遂宁组气藏就是岩性气藏。通过对洛带气田遂宁组气藏进行成藏综合分析认识到，气源来自下侏罗统和上三叠统，属于次生气藏；储层为致密砂岩储层，平均孔隙度4.74％，渗透率0.417×10^-3μm²；有利的储层微相是三角洲前缘水下分流河道、河口砂坝；大面积叠置分布的砂体是遂宁组规模成藏的储集空间；古斜坡促成了遂宁组天然气的汇聚；高产的关键是有利岩相带。洛带地区遂宁组气藏的发现，改变了川西遂宁组只能作为气藏区域性盖层的传统认识，引起了人们对其自身产能的重视。     

重庆及其周缘地区下古生界页岩气资源勘探潜力

四川盆地经历了从震旦纪到中三叠世的克拉通和晚三叠世到新生代的前陆盆地2个构造演化过程,在克拉通盆地演化阶段主要发育一套巨厚的海相沉积。晚震旦世和中奥陶世开始的2次大规模海侵作用,在深水环境中沉积了下寒武统筇竹寺组、上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组2套黑色页岩。由于该盆地演化过程中复杂的构造变动,重庆及其周缘地区的区域构造主要以高幅抬升及强烈挤压为特点,下古生界埋藏浅、变形严重、破坏强烈,现今构造形态表现为高陡状褶皱,形成了与美国东部典型页岩气盆地相似的构造演化特点和地质条件。研究表明,该区具有页岩气富集的有利地质条件,是页岩气勘探研究值得关注的重要领域。采用体积法对该区下寒武统筇竹寺组、上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组页岩气资源量做了初步估算。结果表明：重庆及其周缘地区筇竹寺组页岩气资源量约为7.5×10₁₂ m₃,五峰组-龙马溪组页岩气资源量约为11.5×10₁₂ m₃,显示出该区巨大的页岩气资源勘探潜力。     

四川盆地页岩气与煤层气勘探前景分析

页岩气与煤层气是非常规气勘探的重要领域,国外早已进入实质性商业勘探开发。我国从本世纪初对页岩气关注渐增。页岩气以吸附、溶解、游离状态存在,形成于暗色高炭泥质烃源岩中。该文根据四川盆地烃源岩研究成果,论证了上二叠统龙潭组煤系利于煤层气成藏,有利区块位于华蓥山及其东南侧与南端地带。该地带以烟煤为主,瓦斯含量高、埋藏浅。上三叠统须家河组煤系,煤岩瓦斯含量低,有利页岩气成藏。有利区块有二：一是川西南威远背斜周缘及川南之北段区块;二是米仓山前缘,目的层埋藏较浅。 油系泥质烃源岩有利页岩气成藏的层系是下侏罗统,有利区块位于川东北、川北有机质成熟度高的高陡构造翼部及盆地边缘浅埋带。下志留统龙马溪组、下寒武统筇竹寺组暗色泥质烃源岩,在盆地内早期有利页岩气成藏。现今因成熟度剧增,不利页岩气保存,而且目的层埋深大,可在老气田“立体勘探”时关注。但在大巴山靠盆地一侧,江南古陆西北缘,其有机质成熟度有降低的趋势,不失为页岩气成藏的有利地带。     

四川叠合盆地海相碳酸盐岩油气分布特征及其构造主控因素

为了研究四川叠合盆地海相碳酸盐岩油气藏的分布规律和主控因素,预测勘探接替区,从盆地区域构造角度,分析油气沿（或在）拉张槽、古隆起和盆山结构区的分布特征,探讨拉张槽、古隆起和盆山结构对海相油气成藏和分布的控制作用,并据此探讨四川叠合盆地深层-超深层海相油气的勘探前景和有利地区。研究发现,拉张槽控制油气成藏的基础条件,即烃源岩、储集岩和优质源-储组合的发育,为油气成藏打下了坚实的物质基础;古隆起是油气运聚的指向地区,控制古油藏和古气藏的形成与演化,奠定了油气成藏的主要聚集区,属于油气藏的建造过程;盆山结构则进一步改变盆地内的构造格局,再分配和调整古油气藏,形成现今油气藏,属于改造过程。拉张槽是油气早期富集最根本的控制因素,古隆起是油气运聚的指向地区,盆山结构是油气晚期散失最主要的控制因素,从基础到建造再到改造的一系列过程相辅相成,共同控制了四川叠合盆地海相碳酸盐岩油气的分布。在此基础上,推测川西中北段深层-超深层是未来四川叠合盆地海相碳酸盐岩油气勘探最主要的有利地区,具备形成大型气田的基本条件,可能是原生气藏和次生气藏共存的天然气富集区,理由为：①具有以下寒武统优质烃源岩为主的多源供烃系统;②具有多时代优质储集层的叠合层系;③具有以断裂（及不整合面）和优质储层构成的立体输导网络;④具有致密碳酸盐岩、泥质岩和膏盐等构成的多级封盖系统。