四川盆地超深层天然气地球化学特征

对四川盆地38口井超深层(埋深大于6 000 m)天然气组分及其地球化学特征进行分析,以判明超深层天然气成因。四川盆地超深层天然气组分具如下特征:甲烷占绝对优势,含量最高达99.56%,平均86.67%;乙烷含量低,平均为0.13%;几乎没有丙、丁烷,为干气,属过成熟度气。硫化氢含量最高为25.21%,平均为5.45%;烷烃气碳同位素组成为:δ~(13)C_1值从-33.6‰变化至-26.7‰,δ~(13)C_2值从-32.9‰变化至-22.1‰,绝大部分没有倒转而主要为正碳同位素组成系列。烷烃气氢同位素组成为:δD_1值从-156‰变化至-113‰,少量井δD_2值从-103‰变化至-89‰。二氧化碳碳同位素组成为:δ~(13)C_(CO_2)值从-17.2‰变化至1.9‰,绝大部分在0±3‰范围。根据δ~(13)C_1-δ~(13)C_2-δ~(13)C_3鉴别图版,盆地超深层烷烃气除个别井外绝大部分为煤成气。根据二氧化碳成因鉴别图和δ~(13)C_(CO_2)值,判定除个别井外,超深层二氧化碳绝大部分为碳酸盐岩变质成因。龙岗气田和元坝气田超深层硫化氢为非生物还原型(热化学硫酸盐还原成因),双探号井的超深层硫化氢可能为裂解型(硫酸盐热裂解成因)。     

川中地区须家河组天然气氢同位素特征及其对水体咸化的指示意义

通过对四川盆地川中地区须家河组天然气的组分和碳氢同位素分析,结合前人对川西和川南地区须家河组及四川盆地其他层系天然气研究成果和区域地质背景,开展天然气成因和来源、氢同位素特征与指示意义等研究。结果表明,川中地区须家河组天然气以烃类气体为主,甲烷含量为67.89%～98.05%,重烃气(C_(2~+))含量为0.42%～16.62%,非烃气体(CO_2、N_2)含量较低,除岳121井N_2和CO_2含量较高外,N_2含量平均值为0.82%,CO_2含量平均值为0.26%。元坝须家河组天然气干燥系数平均高达0.991,为干气;川中其他地区须家河组天然气干燥系数皆小于0.95,为湿气。天然气δ~(13)C_1值介于-43.8‰～-29.2‰之间,δ~(13 )C_2值介于-33.5‰～-20.7‰之间,δ~(13 )C_3值介于-33.6‰～-19.3‰之间,δ~(13 )C_4值介于为-27.2‰～-22.2‰之间;天然气δD_1值介于-191‰～-148‰之间,δD_2值介于-165‰～-115‰之间,δD_3值介于-153‰～-107‰之间。甲烷及其同系物(C_(2-4))基本上为碳氢同位素正序排列(δ~(13 )C_1δ~(13 )C_2δ~(13 )C_3δ~(13 )C_4、δD_1δD_2δD_3),与典型的有机成因烷烃气碳氢同位素特征一致。元坝须家河组天然气成熟度R_O值为1.09%～1.78%,川中其他地区须家河组天然气成熟度R_O值为0.64%～0.92%。川中须家河组天然气主要为来自须家河组煤系源岩的煤成气,元坝须二段天然气为来自须家河组煤系源岩的高成熟煤成气混入下寒武统(及下志留统)原油裂解气的混合气。四川盆地须家河组天然气甲烷δD值偏高,都大于-200‰。与来自淡水湖沼相烃源岩的吐哈盆地台北凹陷的煤成气相比,尽管两者成熟度相近,但甲烷δD值差异高达90‰,说明须家河组煤系源岩形成于水体咸化的沉积环境。     

伊朗南部天然气的来源及其地球化学特征

对世界上天然气最富区之一的伊朗南部天然气和凝析油的同位素地球化学特征进行了探讨,并分析了甲烷及其同系物的同位素组成,CO_2的碳同位素组成,天然气的化学组成和凝析油的同位素组成及其凝析油的轻烃组成。分析结果表明石膏层之上气藏具有相当一致的天然气化学组成和甲烷及其同系物同位素组成。例如,在该气藏剖面(上二叠统Dalan组D段和下三叠统Kangan组)的气样中甲烷的δ~(13)C值分布在―39.95‰～-41.28‰范围。证明Kangan组和Dalan组(D段)碳酸盐岩储层中气体代表同一天然气藏。而Dalan组(G段)的下部(石膏层之下)的天然气的特性具有很大的差异,这些天然气的~(12)C明显亏损,例如Homa油田深度为3 600～3 655 m的甲烷δ~(13)C 为―26.22‰。它们也表现出许多其它显著特征:氮的异常富集、轻CO_2碳同位素(δ~(13)C =21.87‰)以及乙烷和丙烷同位素反序列。这些特性显示了这个地区的天然气组成由于石膏层的热化学还原反应而变化。石膏层下气藏中的凝析油碳同位素组成几乎没有差别。天然气来源于Dalan组源岩或者奥陶系―志留系页岩。当奥陶系―志留系源岩进入成岩阶段,即相应...     

四川盆地元坝气田长兴组—飞仙关组天然气地球化学特征及成因类型

元坝气田是迄今为止我国埋藏最深的大型海相气田,有关其海相层系礁滩相储层特征与成藏主控因素的研究取得了重要进展,但对其及邻区长兴组—飞仙关组天然气成因的认识仍存在分歧。地球化学特征研究表明,元坝气田长兴组—飞仙关组天然气以烃类气体为主,其中甲烷占主导,干燥系数均高于0.995,非烃气体CO_2和H_2S平均含量分别高达8.55%和6.47%;δ~(13)C_1值和δ~(13)C_2值分别介于-31.2‰~-27.9‰和-29.9‰~-25.0‰之间,且普遍具有正序特征;δ~(13)C_(CO_2)值普遍高于-8‰,δD_1值介于-156‰~-107‰之间。元坝气田长兴组—飞仙关组天然气普遍经历了硫酸盐热化学还原作用的改造,其主体为原油裂解气,主要为龙潭组烃源岩生成的原油后期发生裂解所形成。气藏中的CO_2主体为无机成因,来自酸性流体与碳酸盐岩储层的相互作用。     

吐哈盆地台北凹陷天然气碳氢同位素组成特征

吐哈盆地为中国重要的富油气盆地,目前该盆地的天然气勘探主要集中在台北凹陷,有关台北凹陷的天然气成因和来源一直存在诸多争议。通过分析台北凹陷巴喀、丘陵、鄯善和温米等4个油气田23个天然气样品的组分和碳氢同位素组成,结合前期红台和丘东气田天然气地球化学资料以及前人研究成果和区域地质背景,开展天然气成因和来源研究。结果表明:台北凹陷巴喀、丘陵、鄯善和温米等地区天然气以烃类气体为主。甲烷含量为65.84%～97.94%,重烃(C_(2—5))含量高达34.98%,非烃气体(CO_2、N_2)含量非常低,为湿气。天然气δ~(13)C_1值为–44.9‰～–40.4‰,δ~(13)C2值为–28.2‰～–24.9‰,δ~(13)C_3值为–27.1‰～–18.0‰,δ~(13)C_4值为–26.7‰～–22.1‰;天然气δD1值变化不大,为–272‰～–252‰,δD_2为–236‰～–200‰,δD_3为–222‰～–174‰。甲烷及其同系物(C_(2—5))基本上为碳氢同位素组成正序排列(δ~(13)C1δ~(13)C_2δ~(13)C_3δ~(13)C_4δ~(13)C_5、δD_1δD_2δD_3),与典型的有机成因烷烃气碳氢同位素组成特征一致。研究区天然气为成熟度较低的煤成气(Ro均值为0.7%),主要来自中下侏罗统煤系源岩。天然气氢同位素组成受到烃源岩热演化程度和形成环境水介质的影响,数据表明研究区天然气烃源岩为陆相淡水湖沼沉积。巴喀油田巴23井和柯19井天然气后期发生次生改造,为生物改造气。图9表2参58     

莺歌海凹陷东斜坡L气田天然气成因及运移模式

基于天然气组成、轻烃和同位素数据以及相关地质资料,对莺歌海凹陷东斜坡L岩性圈闭气田天然气的成因类型、来源以及运移进行研究。结果显示,L气田天然气组成变化较大,烃类含量为33.6%～91.5%,CO_2含量为0.5%～62.2%,干燥系数达0.94～0.99;烷烃气的δ~(13)C1值为-40.71‰～-27.40‰、δ~(13)C2值为-27.27‰～-20.26‰,C5—C7轻烃内组成的异构烷烃含量为55%～73%,属于煤型气,主要来自中新统陆源富有机质烃源岩;当CO_2在天然气中的含量大于10%时,其δ~(13)CCO_2值为-9.04‰～-0.95‰,与之伴生的氦气~3He/~4He值为7.78×10~(-8),属壳源无机成因,深部地层钙质泥岩及碳酸盐岩等热分解生成的CO_2是其主要来源。天然气存在3种运移方式:储集层邻近的中新统烃源岩接触式供烃、中新统梅山组—三亚组烃源岩生成高成熟气通过隐伏断裂垂向充注、沿砂体侧向运移;较大的"源-储"压差是重要的运移驱动力,短距离运移及有效的"源-储"配置控制天然气分布。图12表1参30     

中国储量千亿立方米以上气田天然气地球化学特征

至2003年底,中国发现6个千亿立方米以上储量规模的大气田,其中5个在鄂尔多斯盆地(苏里格、乌审旗、榆林、大牛地、靖边),1个在塔里木盆地(克拉2)。根据150个气样的组分、143个气样烷烃碳同位素和21个气样氦同位素的分析数据,这些大气田天然气具有以下地球化学特征①高含烷烃气,低含二氧化碳。烷烃气含量均在90%以上,多数在95%以上,二氧化碳含量基本低于3%,主要在1.5%之下。②烷烃碳同位素组成重,具有煤成气特征。δ13C1值为-38.5‰～-26.2‰,主峰值为-35‰～-32‰;δ13C2值为-35.3‰～-17.8‰,一般为-28‰～-24‰;δ13C3值为-29.9‰～-19.1‰,一般为-27‰～-23‰;δ13C4值为-25.6‰～-20.3‰,一般为-23.5‰～-22‰;δ13CiC4>δ13CnC4。大气田气源岩是石炭系-二叠系和中、下侏罗统煤系。③3He/4He值为n×10-7～n×10-8,具壳源氦特征。CH4/3He为n×1010～n×1011,说明CH4为有机成因。图5表6参41     

伊朗南部天然气的来源及其地球化学特征

对世界上天然气最富区之一的伊朗南部天然气和凝析油的同位素地球化学特征进行了探讨,并分析了甲烷及其同系物的同位素组成,CO_2的碳同位素组成,天然气的化学组成和凝析油的同位素组成及其凝析油的轻烃组成。分析结果表明石膏层之上气藏具有相当一致的天然气化学组成和甲烷及其同系物同位素组成。例如,在该气藏剖面(上二叠统Dalan组D段和下三叠统Kangan组)的气样中甲烷的δ~(13)C值分布在—39.95‰～-41.28‰范围。证明Kangan组和Dalan组(D段)碳酸盐岩储层中气体代表同一天然气藏。而Dalan组(G段)的下部(石膏层之下)的天然气的特性具有很大的差异,这些天然气的~(12)C明显亏损,例如Homa油田深度为3 600～3 655 m的甲烷δ~(13)C 为—26.22‰。它们也表现出许多其它显著特征:氮的异常富集、轻CO_2碳同位素(δ~(13)C =21.87‰)以及乙烷和丙烷同位素反序列。这些特性显示了这个地区的天然气组成由于石膏层的热化学还原反应而变化。石膏层下气藏中的凝析油碳同位素组成几乎没有差别。天然气来源于Dalan组源岩或者奥陶系—志留系页岩。当奥陶系—志留系源岩进入成岩阶段,即相应的R_o=1.0％～1.2％,可能发生在侏罗系晚期和白垩系初期,天然气随着凝析油的产生而形成。这些气体的形成同时伴随着沉积层的连续埋藏。     

中国天然气水合物气的成因类型

基于中国祁连山冻土带、南海北部珠江口盆地、台西南盆地的陆坡等天然气水合物样品资料,进行了天然气水合物气的成因类型分析。研究结果表明,祁连山木里地区中侏罗统江仓组发现的天然气水合物气主要是油型气,为自生自储型,δ~(13)C_1值为-52.7‰~-35.8‰,δ~(13)C_2值为-42.3‰~-29.4‰;还发现了少量煤成气,气源岩可能主要为中侏罗统木里组含煤地层,δ~(13)C_1值为-35.7‰~-31.3‰,δ~(13)C_2值为-27.5‰~-25.7‰。南海珠江口盆地与台西南盆地天然气水合物气主要是CO_2还原型生物气,δ~(13)C_1值为-74.3‰~-56.7‰,δD1值为-226‰~-180‰;还发现热成因气遗迹,δ~(13)C_1值为-54.1‰~-46.2‰。综合国内外20个地区(盆地)相关天然气水合物气地球化学资料,提出世界天然气水合物热成因气既有油型气也有煤成气,以油型气为主,在中国祁连山和加拿大温哥华岛附近识别出了少量煤成气,煤成气δ~(13)C_1值重即大于等于-45‰,δ~(13)C_2值大于-28‰;油型气δ~(13)C_1值为-53‰~-35‰,δ~(13)C_2值小于-28.5‰。世界天然气水合物气主要是生物成因气,并以CO_2还原型生物气为主,仅在俄罗斯贝加尔湖盆地发现乙酸发酵型生物气。CO_2还原型生物气δD1值重即大于等于-226‰,乙酸发酵型生物气δD1值轻即小于-294‰。世界天然气水合物的生物气δ~(13)C_1值最重的为-56.7‰,最轻的为-95.5‰,其中-75‰~-60‰是高频段。世界天然气水合物气δ~(13)C_1值最重为-31.3‰,最轻的为-95.5‰;δD_1值最重的为-115‰,最轻的为-305‰。     

塔里木盆地海相天然气乙烷碳同位素分类与变化的成因探讨

分析塔里木盆地海相天然气碳同位素组成 ,发现天然气的乙烷碳同位素值域分布范围较大 ( - 43‰～- 2 9‰ ) ,并且具有很强的母质继承性。据此并结合天然气甲烷碳同位素组成变化特征 ,将该盆地海相天然气分成 4类。第一类 :δ13 C1值小于 - 40‰ ,δ13 C2 值小于 - 3 7‰ ,主要来源于寒武系—下奥陶统腐泥型母质 ,分布于塔中主垒带、英买力和东河塘地区 ;第二类 :δ13C1值小于 - 40‰ ,δ13 C2 值大于 - 3 4‰ ,主要来源于中、上奥陶统偏腐殖型母质 ,分布于塔中北斜坡、巴楚、东河塘及雅克拉等地区 ;第三类 :δ13 C1值大于 - 40‰ ,δ13 C2 值为 - 3 9‰～ - 3 5‰ ,主要来源于寒武系—下奥陶统腐泥型母质 ,并受热成熟作用影响 ,主要分布在轮南—吉拉克地区 ;第四类 :δ13 C1值大于 - 40‰ ,δ13 C2值大于 - 3 5‰ ,主要来源于寒武系—下奥陶统腐泥型母质 ,同时混入有中、上奥陶统或石炭系偏腐殖型母质生成的气 ,主要分布于桑塔木断垒带及解放渠东—吉拉克地区。图 1表 3参 4(梁大新摘 )     

川东北陆相储层天然气地球化学特征及来源分析

通过分析川东北地区陆相储层天然气组分、碳同位素特征,并结合海相天然气数据进行天然气类型划分。对比海相和陆相天然气甲烷氢同位素组成δDCH4、稀有气体同位素40 Ar/36 Ar,分析陆相天然气的来源。不同区域陆相储层天然气的地球化学特征、成因类型及来源差别较大。通南巴地区的陆相储层天然气δ13C2值较低(-29‰),δDCH4值分布范围较大(-186‰~-127‰)且跨越海、陆相分界线(-160‰),为海相来源油型气和陆相来源煤型气、油型气的不均匀混合,海相来源天然气贡献显著;元坝地区陆相储层天然气δ13C2值分布范围较大且跨越煤、油型气分界线(-29‰~-26‰),以煤型气为主,伴有少油型气,δDCH4值较低,为陆相地层自生自储型油型气;阆中地区陆相储层天然气δ13C2和δDCH4特征显示其为陆相来源的油型气。     

从碳、氢同位素组成特征剖析柯克亚油气田的油气成因

柯克亚油气田是塔里木盆地目前发现的最大油气田。根据5口井资料,天然气的δ~(13)C_1值为-36.94‰至-38.36‰,δ~(13)C_2值为-25.68‰至-26.28‰,δ~(13)C_3值为-24.44‰至-25.33‰;δD_1值为-144.14‰至-155.34‰,δD_2值-120.85‰至-132.52‰,δD_3值为-111.36‰至-118.68‰。用这些数据,分别以天然气成因分类 V型鉴别图和δ~(13)C_1-δD_1天然气分类图等4种方法识别为混合气。柯克亚油气田4口井凝析油的δ~(13)C 值在-28.718‰至-30.64‰,其在我国油型凝析油δ~(13)C 值-27.2‰至-34.2‰区间内,故属油型凝析油,不是煤型凝析油。因此,柯克亚油气田的油气具有多源混合的特征。柯克亚油气田实际上为带油环的凝析气田(在此简称油气田)。油气来源尚未完全搞清,研究它,对在塔里木盆地发现更大的油气田无疑是有益的。     

松辽盆地基底石英脉中无机成因气的地球化学特征及指示意义

松辽盆地深层存在着地球内部来源的无机成因气体,但一直缺少直接的地质证据,而分析该盆地基底岩石则有望成为解决这一问题的突破口。为此,通过基底岩心样品采集、石英脉体分离、包裹体岩相学、流体地球化学分析等技术手段,研究该盆地基底岩石中的石英脉体及脉体中流体包裹体的岩相学特征、碳氢氧同位素特征,探讨石英脉及其包裹体内流体的成因,寻找深部气体向浅部运移的流体记录,并分析基底石英脉包裹体内流体的指示意义。研究结果表明:①石英脉体的氧同位素值介于8.1‰～9.5‰,为岩浆期后热液结晶形成;②石英脉中存在H_2O、H_2O—CO_2和H_2O—CO_2—CH_4共3种原生流体包裹体,完全均一温度介于320～360℃,成分以CO_2、H_2O为主,含有少量CH_4、C_2H_6、N_2、O_2、Ar;③脉体中流体包裹体内水的δ~(18)O介于2.0‰～3.8‰,δD介于-91.6‰～-75.7‰,表现为岩浆脱气后残余水特征;④CO_2的δ~(13)C变化范围较大(介于-13.8‰～-9.7‰),其中烷烃的δ~(13)C_1介于-30.6‰～-24.1‰,δ~(13)C_2介于-33.2‰～-25.7‰,且δ~(13)C_1δ~(13)C_2,呈负碳同位素系列,CO_2和烷烃均显示无机成因气特征。结论认为:①石英脉内烷烃的δ~(13)C_1和δ~(13)C_2与该盆地深层碳同位素完全倒转的烷烃气特征一致,两者可能具有一定的亲缘性;②松辽盆地基底之下岩浆活动产生的热液流体在盆地基底缝隙中结晶形成石英脉体,并且捕获热液流体中的无机成因气,其余无机成因气则沿深大断裂向上运移至盆地内部,为深层天然气藏的形成做出了贡献。     

天然气初期裂解过程的同位素分馏模型:反应动力学探讨

已有一些模型把~(13)CH_4和~(12)CH_4的生成当作初期裂解的一系列平行初级反应来计算天然气(甲烷)稳定碳同位素组成的变化。本项研究的目的是把同位素分馏的类型和已建立的天然气生成的动力学模型结合起来。沉积有机物形成的甲烷稳定碳同位素比值取决于有机质中甲烷母质的初始碳同位素比值和来自相应母质中~(12)C和~(13)C甲烷之间活化能的内在差异。在开放体系的裂解实验中,新模型对于δ~(13)C观察值的变化能给予理论解释和数学描述,能模拟出任何地温下热成因气中甲烷的碳同位素值。对西伯利亚西北部的Pokur组中的2个含煤岩样进行模拟实验,得到了与Pokur组气藏天然气接近的甲烷碳同位素值(δ~(13)C_1=-42‰～-54‰)。这一发现支持了在成熟阶段早期的天然气热解成因。     

中扬子宜昌地区下寒武统水井沱组页岩气地球化学特征及其成因

中扬子宜昌地区下寒武统水井沱组页岩钻遇良好的页岩气显示,区内宜页1井水井沱组页岩经水力压裂后获得了高产工业气流,是四川盆地外下寒武统页岩气新的勘探区。采集压裂产气段的9个页岩气样品,测试气体组分、碳和氢同位素组成以及He同位素组成,分析水井沱组页岩气地球化学特征并探讨了页岩气成因。研究表明,页岩气组成中甲烷含量为87.17%~92.75%,乙烷含量为0.83%~0.94%,含微量的丙烷,页岩气干燥系数为0.99,为典型干气;非烃气体中氮气含量稍高,平均为7.73%,二氧化碳平均含量低于1%,不含H₂S。甲烷碳同位素值为-33.8‰~-33.1‰,乙烷碳同位素值为-39.2‰~-36.0‰,丙烷碳同位素值为-39.4‰~-38.5‰,二氧化碳的碳同位素值为-16.8‰~-14.6‰。甲烷氢同位素值为-133.8‰~-128.5‰,乙烷氢同位素值为-168.0‰~-146.1‰。气态烃稳定同位素分布具有δ¹³C₁ > δ¹³C₂ > δ¹³C₃和δD_CH4 > δD_C2H6的倒转特征。He同位素R/R_a为0.04~0.08,表明He为典型的壳源成因。综合页岩气分子组成和比值、碳氢同位素倒转分布以及页岩现今处于过成熟热演化阶段等特征,认为宜昌地区下寒武统页岩气为油型气,具有二次裂解成因的特点,且与四川盆地筇竹寺组页岩气具有相似的特征。     

西湖凹陷平北地区天然气地球化学特征、成因类型及来源分析

基于天然气的组分、稳定碳同位素和轻烃组成特征及实际地质背景,对东海盆地西湖凹陷平北地区天然气的地球化学特征、成因类型及来源进行了分析和探讨。平北地区天然气体以甲烷为主,重烃含量相对较高,主要表现为湿气特征,非烃类气体主要是N_2和CO_2;天然气δ~(13)C_1和δ~(13)C_2值分别介于-33.7‰～-42.5‰和-22.7‰～-30.9‰,不同油气田之间δ~(13)C_1具有差异性;在C_7轻烃化合物中,甲基环己烷占据明显优势,其质量分数介于47.8%～66.3%,表明天然气具有煤型气特征。成因分析和气源对比表明,该区天然气主体为煤型气,主要处于成熟—高成熟阶段,推测部分浅层天然气主要来源于研究区东侧西次凹成熟度更高的平湖组烃源岩,而大部分天然气仍主要来自于本区成熟度较低的平湖组烃源岩。本文成果可以为西湖凹陷下一步油气勘探提供理论依据。     

四川盆地震旦系—下古生界天然气地球化学特征及成因判识

四川盆地震旦系灯影组,寒武系筇竹寺组、龙王庙组、洗象池组的天然气组成、同位素值在不同构造位置上表现出不同的特征,造成了对其天然气成因及来源等认识上的差异。基于前人的研究成果,结合大量新钻探井资料,开展了该区天然气地球化学特征对比研究。结果表明:①天然气总体上表现为典型的干气,以烃类气体为主,甲烷含量为74.85%~97.35%,以83.0%~96.0%为主;非烃气体含量的差别主要表现在N2和He,威远—资阳地区相对高N2、高He,高石梯—磨溪地区相对低N2、低He,这种差异与烃源岩中的泥质含量有关。②不同地区天然气δ13 C1值、δ13 C2值差异大:资阳震旦系天然气δ13 C1值最轻(-38.0‰~-35.5‰),其他地区则介于-33.9‰~-32.0‰,反映了捕获阶段的不同,早期捕获的天然气同位素值较轻;威远震旦系—寒武系天然气δ13 C2为-36.5‰~-32.7‰,高石梯—磨溪龙王庙组天然气δ13 C2为-33.6‰~-31.8‰,高石梯—磨溪灯影组天然气δ13 C2则与上述天然气有较大差别,为-29.1‰~-26.8‰,主要反映了母质类型的差异。③天然气C6~C7轻烃组成均以环烷烃和异构烷烃为主,主要表现为原油裂解气特征。     

徐家围子断陷沙河子组致密气地球化学特征及成因

随着松辽盆地非常规天然气勘探的深入,徐家围子断陷沙河子组致密气成为盆地深层天然气勘探新的热点并不断取得突破。为明确沙河子组致密气成因和分布规律,综合天然气组分、稳定碳同位素、包裹体测温等多种手段,对沙河子组致密气地球化学特征和成藏期次进行分析。结果表明:沙河子组天然气以甲烷为主,重烃含量低,普遍含有少量N_2和CO_2,其中δ~(13)C_1分布范围较大,为-33.24‰～-18.00‰,δ~(13)C_2偏重且分布相对集中,为-26.90‰～-15.26‰;碳同位素分布总体呈正序列,部分样品出现δ~(13)C_2大于δ~(13)C_3的倒转现象;沙河子组烃类气为煤型气,存在青山口组末期、嫩江组时期2次成藏过程,嫩江组期生成的高成熟度煤型气与青山口组末期相对低成熟度煤型气的混合是造成烃类气中δ~(13)C_2大于δ~(13)C_3的主要原因;CO_2为无机成因气,分布在基底断裂附近,是营城期火山活动时岩浆脱气作用的产物。     

塔里木盆地原油碳硫同位素特征及油源对比

以碳、硫同位素在石油生成演化过程中的分馏作用为基础,对塔里木盆地原油、油源对比进行了探讨。原油的δ13C继承了生物母质的δ13C值,海相原油的δ13C小于-32‰或大于-24‰,陆相原油的δ13C为-32‰~-24‰。原油中有机硫来源于源岩中的硫酸盐,温度高于成熟原油(80~120℃)的δ34S与油源岩中硫酸盐的δ34S接近,但原油δ34S似要比相应的硫酸盐δ34S轻3‰~4‰。根据碳、硫同位素特征和原油其它物理化学特性可以将塔里木盆地原油分为4种。第1种为寒武—奥陶纪原油,其δ34S为21‰~26‰,δ13C小于-32‰,为典型的海相原油,并可细分为寒武纪原油(δ34S在24‰~26‰)和奥陶纪原油(δ34S为21‰~22‰)。第2种为石炭—二叠纪原油,其δ34S为5‰~7‰,δ13C小于-32‰,亦为海相原油,如沙3井原油,但母质类型较差。第3种为三叠—侏罗纪原油,δ34S在10‰~14‰,δ13C在-26‰左右,为典型的陆相原油。第4种则是前3种原油的混合相原油,δ34S介于海相原油与陆相原油之间,-C—O和C—P两种海相原油混合,其物理化学性质仍为海相原油特征,而-C—O与T—J原油混合则具有混合相原油的性质,没有发现C—P原油与T—J原油的混合油。      

鄂尔多斯盆地定北地区上古生界天然气来源

定北地区是中国石化在鄂尔多斯盆地的重要探区之一,近年来该区上古生界天然气勘探取得了重要突破,但对该区天然气成因和来源的研究程度偏低,前人对盆地内上古生界天然气是否发生了大规模侧向运移也存在争议。天然气地球化学特征研究表明,定北地区上古生界天然气为典型干气,干燥系数(C_1/C_(1-5))介于0.977～0.986之间,δ~(13)C_1值、δ~(13)C_2值和δD_1值分别为-30.6‰～-28.6‰、-25.9‰～-24.1‰和-191‰～-177‰,CH_4、C_2H_6碳、氢同位素组成均为正序特征。烷烃气碳、氢同位素组成等综合表明,定北地区上古生界天然气为典型煤成气。根据煤成气二阶段分馏模式计算所得R_O值与定北地区上古生界烃源岩样品实测R_O值一致,表明定北地区上古生界天然气主要来自原地的太原组—山西组烃源岩。位于鄂尔多斯盆地东北部的大牛地气田与定北地区相比,其天然气具有较低的δ~(13) C_1值、C_1/C值_(1-5)和C_1/C_(2+3)值及更高的C_2/C_1值,表现出来自相对较低成熟度的烃源岩的特征而不是运移效应,这表明鄂尔多斯盆地上古生界天然气未发生大规模的侧向运移。