川东北地区富含H2S天然气烃类与CO2碳同位素特征及其成因

虽然近年来对川东北地区富含H₂S天然气的地球化学特征、成因及来源开展了广泛研究并积累了丰富的地质、地球化学资料,但由于该地区特殊的地质环境和复杂的天然气形成演化条件,天然气成因与来源问题一直备受关注并存有争议。川东北地区天然气中H₂S含量与烃类组分组成、甲烷、乙烷和CO₂碳同位素组成之间的关系表明,飞仙关组—长兴组富含H₂S的天然气主要是原油在硫酸盐催化下裂解的产物,可能主要来源于下志留统烃源岩;高含H₂S天然气中富集重碳同位素CO₂的生成,与天然气中H₂S含量的降低有关,是H₂S溶蚀储层碳酸盐岩的结果。     

四川盆地含硫化氢气藏分布特征及硫化氢成因探讨

目前,四川盆地是我国发现含硫化氢气藏数目最多、储量最大的含油气盆地。该盆地产硫化氢的层位众多,从老到新分别有震旦系、石炭系、二叠系及三叠系等。平面上,川东气区硫化氢含量最高,其次为川西气区和川中油气区,川南气区硫化氢含量最低。纵向上,不同层位的含硫化氢气藏内硫化氢的含量存在较大差异。三叠系飞仙关组硫化氢含量最高,其次为二叠系长兴组和三叠系雷口坡组,二叠系茅口组气藏中硫化氢的含量最低。震旦系灯影组和石炭系黄龙组硫化氢含量比较稳定。嘉陵江组气藏中不同层段的硫化氢含量差别较大,其中嘉五段和嘉四段硫化氢含量最高。通过沉积相、埋藏史、热史、包裹体均一温度、硫同位素以及天然气组分等的分析,认为川东气区飞仙关组和长兴组高硫化氢型气藏、川东气区和川南气区的嘉陵江组气藏(除了嘉一段)、川南气区威远震旦系灯影组气藏、川西气区中坝气田雷口坡组气藏以及川中油气区磨溪气田雷口坡组气藏中的硫化氢为硫酸盐热还原反应(TSR)成因;川东气区石炭系黄龙组气藏和川南气区二叠系茅口组气藏硫化氢为含硫有机质热解成因。     

川西北地区中坝气田雷口坡组天然气地球化学特征及气源探讨

中坝气田位于川西气区北部,主要产层为上三叠统须家河组二段和中三叠统雷口坡组三段,但其雷口坡组三段气藏的气源目前还没有定论。基于此,全面分析了中坝气田雷口坡组天然气组分和碳、氢同位素组成,并选取中坝气田须家河组煤成气、河湾场气田二叠系茅口组和长兴组以及三叠系飞仙关组油型气、川东北飞仙关组油型气与之进行对比。中坝气田雷口坡组天然气总体显示干气特征,干燥系数大都在0.97附近,H2S和CO2含量较高。中坝气田雷口坡组天然气中烷烃气碳、氢同位素组成与中坝须家河组、河湾场气田及川东北飞仙关组天然气的同位素组成都有明显差异,乙烷碳同位素组成较河湾场气田、川东北飞仙关组天然气重,而甲烷碳同位素组成较川东北飞仙关组天然气轻。甲烷氢同位素值在-140‰左右,比川东北飞仙关组油型气普遍低约20‰,而高于中坝须家河组煤成气约30‰。综合天然气组分,碳、氢同位素及轻烃和汞的特征分析认为中坝气田雷口坡组天然气以二叠系油型气为主,混有部分须家河组煤成气,且受TSR作用改造。     

四川盆地中部地区海相储层煤成气来源

四川盆地中部地区(川中地区)海相的三叠系雷口坡组、嘉陵江组、飞仙关组及二叠系长兴组都发育有气藏,多年来对于这些气藏中天然气的来源仍有较大分歧,特别是雷口坡组气藏,气源具体来自哪一套烃源岩仍不明朗。采用天然气地球化学研究方法,结合地质背景对川中地区二叠系和三叠系气藏天然气进行组分和同位素对比研究,认为雷口坡组四段天然气有不少样品为煤成气,天然气来自上覆须家河组烃源岩,还有部分天然气来自下伏雷口坡组烃源岩;雷口坡组一段和嘉陵江组天然气与长兴组、飞仙关组天然气同源。在龙岗地区,长兴组、飞仙关组天然气主要来自下伏龙潭组煤系烃源岩。在磨溪气田龙潭组在一些地区可能相变为吴家坪组,以腐泥型有机质为主,生成的天然气为油型气,相应的上覆长兴组、飞仙关组、嘉陵江组和雷一段储集层中的天然气为油型气。     

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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论文探讨了文33块天然气中CO₂气及有机气体的成因。文33-204井CO₂含量高近80%、碳同位素值重δ13C_CO2为－9.0‰，CO₂同位素指示介于有机成因与无机成因之间，与同区块高部位CO₂含量低的其他井天然气同位素差别大，伴生的烃类气体组分与碳同位素表现为油型湿气特征。综合研究认为，文33块含二氧化碳高的文33-204、文269、文269-1的天然气中有机组分与CO₂是不同源，有机组分来源于下第三系泥岩地层，CO₂气体主要来源于石炭—二叠系的煤系地层，同区块而CO₂低的天然气，有机组分与CO₂为同源的，均来源于下第三系泥岩地层。     

不饱和水蒸气条件下氧化天然气反应研究

在高温高压不饱和水蒸气条件下对MgSO₄氧化天然气反应进行了等温实验研究,利用微库仑仪、气相色谱、红外光谱和x射线衍射仪等仪器对反应产物进行了分析,探讨了硫酸盐热化学还原反应(TSR)的反应机理。结果表明,MgSO₄氧化天然气反应主要生成MgO、H₂S、CO₂及焦炭等产物。当反应温度逐渐升高时,C₂以上烷烃含量逐渐减少,甲烷及一些中间产物如乙烯、丙烯、H₂、CO在天然气中的比例逐渐增大。天然气总烃含量随H₂S及CO₂等酸性气体含量的增加而呈递减趋势。反应机理研究表明,温度与烷烃碳链长度是影响TSR进行程度的两个重要因素。     

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。     

鄂西马（鞍）1井储层特征研究

通过对马(鞍)1井三叠系飞仙关组三段(T1f^3广)、二叠系长兴组二段(P2ch^2)和石炭系黄龙组(C2h)三个勘探目的储集空间、储层物性等特征分析研究,在此基础上进行储层评价,指出本井区石炭系黄龙组为好的储集层段,长二段和飞三段为差储集层,并对石炭系黄龙组储层进行横向预测,预测结果表明石炭系黄龙组在整个构造部位均有分布,但构造主体部位分布稳定,连续性好．厚度较大。     

建南气田长兴组—飞仙关组天然气特征及气源分析

建南气田位于开江—梁平海槽和城口—鄂西海槽之间,长兴组在气田北高点发育生物礁,生物骨架发育,岩性为生物礁次生白云岩;飞仙关组南高点气藏发育台内内碎屑——核形石灰岩、鲕粒灰岩、白云岩及细粉晶灰岩。二者储集类型均为裂缝—孔隙型。因此,建南气田为典型的台内礁滩气田。对建南气田的天然气及气源岩特征进行剖析,有助于加强对台内礁滩气藏的认识。通过天然气组分特征及其与碳同位素的关系分析,结合硫化氢含量与白云岩平面分布的关系,认为建南气田长兴组、飞仙关组的干气不受地幔无机成因气影响,主要为油型气及煤型气的混合气,且遭受TSR改造。利用天然气CH4碳同位素与成熟度关系模型,综合分析认为建南气田长兴组、飞仙关组天然气气源主要为二叠系油型烃源岩及煤型烃源岩,而志留系烃源岩只有少量贡献。     

卧龙河气田天然气成因及成藏主要控制因素

对卧龙河气田3套主要产层下三叠统嘉陵江组、中石炭统黄龙组和下二叠统的天然气组分及同位素组成特征进行了分析,结合烃源岩分布规律,确定了各层系天然气成因及主力气源。其中下三叠统嘉陵江组天然气主要以上二叠统龙潭组腐殖型烃源岩生成的煤成气为主,以志留系腐泥型源岩生成的油型气为辅;中石炭统黄龙组天然气主要由志留系烃源岩生成的不同期次的油型气混合而成;下二叠统天然气除了志留系源岩生成的油型气外,还有少量下二叠统碳酸盐岩生成的油型气。另外,卧龙河气田还存在大量原油裂解气。卧龙河气田的形成与该区多套优质烃源岩发育、处于生气中心及其周缘、优质储层发育、古隆起构造背景和晚期成藏等多种因素密切相关。     

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。     

四川盆地开江地区石炭系黄龙组复合圈闭识别与评价

四川盆地开江地区石炭系黄龙组（C₂hl）发育类型多样的复合圈闭,蕴含丰富的天然气资源,识别其圈闭类型,对复合圈闭进行评价,对下一步勘探具有重要意义。分析发现,该区发育的复合圈闭主要为地层-构造复合圈闭,圈闭类型多样,是黄龙组进一步勘探的主要对象。复合圈闭在地层上多分布于沿开江-梁平C₂hl残余厚度介于10～50 m的地区;在沉积相上集中分布在潮间带颗粒滩相、成岩期交代成因的埋藏白云岩发育区;在构造上多分布于构造高部位隆起缺失带附近等。在古隆起构造高部位C₂hl强剥蚀区及靠近剥蚀边界的地层厚度薄带中识别出一批潜在地层-构造复合圈闭。根据圈闭面积、闭合度、厚度、埋藏深度、圈闭可靠程度等指标,利用综合评价方法,将该区复合圈闭分为3类,Ⅰ类圈闭依次为：TLP复合圈闭、WSK复合圈闭、BYSB复合圈闭和BYS复合圈闭;Ⅱ类圈闭依次为：Y’A复合圈闭、SZS复合圈闭和BYSN复合圈闭;Ⅲ类圈闭为NMC复合圈闭。     

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鄂尔多斯盆地北部为气源运移的指向区，具有较好的生储盖条件。下古生界气源岩为下奥陶统马家沟组碳酸盐岩，上古生界气源岩为石炭系太原组和二叠系山西组碎屑岩；下古生界储集层为马家沟组风化壳，上古生界储集层为石炭系本溪组、太原组和二叠系山西组、下石盒子组，前者以碳酸盐岩为主，后者以碎屑岩为主；下古生界风化壳气藏的区域盖层为石炭系底部的泥岩、铝土岩及铝土质泥岩，上古生界气藏的区域盖层为二叠系上石盒子组泥质岩。由于天然气聚集于两个不同的领域，其成藏各具特点，因而天然气富集控制因素就有所不同：下古生界天然气富集主要受气源、区域性岩相变化、盖层及古地貌影响，而控制上古生界天然气富集的决定因素有气源、砂岩体、局部构造的发育程度及源岩生烃期与圈闭形成期的匹配。     

通南巴构造石炭系分布预测

石炭系 (仅存黄龙组)是川东、川东北乃至鄂西地区碳酸盐岩地层中最重要的一套储集层,但分布并不稳定,有些地区呈零星状分布甚至完全缺失。通南巴构造周边露头区二叠系直接与志留系不整合接触,未发现石炭系。但在地震剖面上,T_p1(二叠系底界)反射之下、志留系弱反射之上有呈断续状分布的反射,并与零星分布的波阻抗大于 230×10⁵kg/m²·s高阻抗区域相对应。这些特征说明通南巴构造腹部存在石炭系。     

四川盆地黄龙组烷烃气碳同位素倒转成因的探讨

20世纪80年代后期至21世纪初,黄龙组成为四川盆地勘探开发热点,也是其主力储量层和产层,2008年天然气产量为68.1×10⁸m³,占四川盆地年总产量的45.8%。黄龙组天然气的地球化学特征主要表现为氦同位素是典型的壳源型,R/Ra多数为0.01;硫化氢含量低,平均值为0.27%;属于干气,甲烷平均含量为96.71%,重烃气含量低,平均为0.71%。总的看来,黄龙组天然气是低碳优质能源。该烷烃气碳同位素发生倒转,即δ¹³C₁>δ¹³C₂<δ¹³C₃。通过综合分析有机成因烷烃气碳同位素倒转的4种成因,确定黄龙组烷烃气碳同位素倒转的原因是其志留系烃源岩先期形成的具有轻的δ¹³C₂的伴生气和后期形成的具有重的δ¹³C₂的裂解气混合。     

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。     

川东邻水-渝北地区石炭系有利储集相带预测

四川盆地东部邻水-渝北地区由于受海西早期强烈构造隆升和侵蚀作用影响,仅残存不完整的上石炭统黄龙组,为川东地区天然气藏的主要产层,也是邻区寻找新气源最有利层位之一。根据岩心观察和室内镜下岩石薄片鉴定分析,并结合岩石学、古生物及测井等沉积相标志研究,确定该区黄龙组发育萨勃哈、海湾陆棚和滨岸等沉积体系,进一步划分出若干亚相和微相。应用Vail为代表的经典层序地层学原理及其技术方法将黄龙组划分为1个Ⅰ型三级层序,细分为LST、TST和EHST等体系域。在划分沉积相和层序地层研究的基础上,以体系域为单位进行了层序-岩相古地理编图。综合考虑控制沉积相带的各种因素,结合各个相带的储层特征和实际产油气资料,对研究区黄龙组进行了有利储集相带预测与评价,认为障壁粒屑滩微相为最有利储集相带。     

川西北地区双鱼石气藏中二叠统天然气碳氢同位素特征及气源探讨

天然气碳氢同位素组成、烃源岩和储层沥青生物标志化合物是天然气成因鉴别和气源对比研究最主要、最有效的方法。目前关于川西北双鱼石地区中二叠统天然气成因和来源研究较少。根据最新钻井成果和野外资料,应用天然气组分、组分碳氢同位素数据,结合不同层系烃源岩和储层沥青生物标志化合物对比分析,对川西北地区中二叠统天然气来源进行了判识,结果表明：①川西北地区双鱼石气藏中二叠统天然气均为干气,CH₄含量高,平均为96.28%,C₂H₆含量低,平均为0.11%,C₃H₈、C₄H₁₀几乎没有,H₂S含量低,平均为0.32%;②双鱼石气藏天然气甲烷碳同位素值分布较为集中,介于-30.5‰~-29.5‰之间,乙烷碳同位素值介于-29.9‰~-26.7‰之间,天然气成因为原油二次裂解气;③通过天然气碳氢同位素、储层沥青—烃源岩生物标志化合物对比认为,双鱼石气藏中二叠统栖霞组天然气来源为混源,主要来源于下寒武统筇竹寺组烃源岩,部分来源于中二叠统梁山组。