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...     

鄂尔多斯盆地东缘韩城地区煤层气地球化学特征及其成因

鄂尔多斯盆地东缘韩城地区虽是我国第二个大规模投入商业开发的煤层气区,但对其煤层气的地化特征和成因还未形成系统认识。为此,采集了该区井口排采气、煤样、钻井煤心解吸气样和井口排采水共78件样品,并对样品进行了组分、稳定碳同位素等系列分析。实验数据表明,该区煤层气具有以下特征：石炭-二叠系煤层气组成以CH₄为主,重烃和CO₂含量很低,气体湿度（C₂⁺）介于0.014%~2.880%;甲烷碳同位素值（δ¹³C₁）分布范围小,介于-42.978‰~-32.200‰,随深度的增加而变大,与R_o呈正相关关系;乙烷碳同位素值（δ¹³C₂）介于-21.619‰~-9.751‰。δ¹³C₁偏轻、δ¹³C₂偏重：可能是受解吸-扩散过程中同位素分馏作用的影响而造成δ¹³C₁变轻的。最后,根据该区煤层气的演化过程,结合Whiticar图版,综合分析认为该区煤层气成因类型以热降解气为主,且系经过解吸-扩散同位素分馏效应改造的次生热成因气。     

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 ‰。     

鉴别煤成气和油型气若干指标的初步探讨

鉴别煤成气和油型气的普遍性标志初步认为有:1.煤成气的甲烷碳同位素(δ¹³C₁)一般比油型气的重:在Ro≤0.5%,煤成气和油型气δ¹³C₁除-55‰至-74‰是重迭数域值外,当δ¹³C₁<-74‰为油型气型生物成因气;在Ro>0.5%至-2.5%时,δ¹³C₁-43‰至-30‰是煤成气与油型气重迭数域值,故δ¹³C₁≤-43‰至-55‰的气是油型气;而δ¹³C₁>-30‰的气是煤成气。2.煤成气中的汞蒸气比油型气的一般含量高。煤成气中平均汞含量一般在700毫微克/米³以上,多数大于1000毫微克/米³,而油型气中平均汞含量在600毫微克/米³以下,多数小于400毫微克/米³;煤成气中最高含汞量一般大于1000毫微克/米³,而油型气中的一般小于700毫微克/米³。3.当Ro为0.4%至1.35%时,一个含油层系形成以气为主以油为辅,这种气是煤成气。4.在与Ro0.4%至1.0%有成因关系的气中,若普遍见到凝析油,这种气是煤成气。     

碳同位素录井技术在古龙青山口组页岩油中的应用——以GY 3井为例

随着勘探开发的不断深入,古龙青山口组页岩油已成为松辽盆地主要勘探对象。通过对GY 3井钻井液气及岩屑罐顶气碳同位素随钻检测,钻井液气碳同位素δ¹³C₁<δ¹³C₂<δ¹³C₃为有机油型气特征,δ¹³C₁-δ¹³C₂-δ¹³C₃有机不同成因烷烃气鉴别图板投点显示古龙页岩油为Ⅱ油型油气;钻井液气不同烷烃碳同位素分馏模拟计算表明,本地烃源岩演化程度介于1.3～1.5之间,属于高成熟阶段;甲烷碳同位素(δ¹³C₁)含量随纵向深度的反向变化说明青二段为外来补给型页岩油,青一上半段为原地生烃滞留型页岩油;根据不同时间岩屑罐顶气(1 d、3 d、7 d)碳同位素分馏特征分析表明,青一下半段含油气压力最高,其次为青一上半段,青三段底部也具有较好的含油气压力。碳同位素录井不仅可用来分析油气...     

准噶尔盆地乌夏地区天然气地球化学特征

准噶尔盆地乌夏地区天然气主要含烃类气体,以甲烷为主,干燥系数平均为0.8801,多为湿气,V(iC₄)/V(nC₄)平均为0.88,V(iC₅)/V(nC₅)平均为0.99,热演化程度较高。非烃气体中氮气含量较高,其次为二氧化碳,氧气含量最少,不含硫化氢。随着深度增加,天然气相对密度、干燥系数、甲烷含量、重烃气含量和非烃气体含量可按规律分为7个变化带。天然气具有δ¹³C₁<δ¹³C₂<δ¹³C₃<δ¹³C₄的正碳同位素系列特征,烷烃气是原生型有机成因气。天然气源岩Ro为0.21%～1.66%,烃源岩主要在低成熟和成熟阶段生气,根据δ¹³C₁与δ¹³C₂-δ¹³C₁关系以及有机成因气δ¹³C₁与V(C₁)/V(C₂₊₃)关系,判断天然气的成因类型主要为石油伴生气,乌32井区可能存在凝析油伴生气。     

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。     

鄂尔多斯盆地伊盟隆起上古生界天然气成因及气源

鄂尔多斯盆地伊盟隆起上古生界天然气的成因及来源一直存在争议。通过天然气碳同位素和轻烃综合分析,δ¹³C₂值普遍大于-25.4‰,烷烃气的碳同位素为正碳同位素系列,甲基环己烷指数（MCH）大于50%,具有煤成气的特征。伊盟隆起上古生界烃源岩以煤为主,什股壕地区煤层厚度较大,厚度为6～10 m,镜质体反射率（R_o）为0.8%～1.2%,烃源岩进入了大量生烃阶段,本区烃源岩对天然气近源成藏具有一定的贡献。伊盟隆起天然气甲烷含量平均为94.5%,高于十里加汗地区平均值91.2%;天然气δ¹³C₁值也明显高于十里加汗地区,平均数值相差3‰。由此认为天然气侧向运移过程中发生了成分色层效应和碳同位素分馏作用,伊盟隆起上古生界部分天然气可能来自泊尔江海子断裂以南地区。     

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。     

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。     

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。     

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。     

四川盆地东北地区下寒武统海相页岩气成因: 来自气体组分和碳同位素组成的启示

通过对四川盆地东北地区下寒武统海相页岩的现场解吸,获取气样并进行了组分和稳定碳同位素分析。结果表明,页岩气的甲烷含量介于96.39 % ~98.83 % ,其他组分含量较少;各组分相对含量随着解吸时间和累积解吸气量呈现规律性变化,该变化规律可能为泥页岩对不同气体吸附能力的差异所致。页岩气甲烷稳定碳同位素组成(δ¹³C₁)在-32.20 ‰ ~-29.50 ‰ 之间,乙烷稳定碳同位素组成(δ¹³C₂)介于-37.70 ‰ ~-36.60 ‰ ,所有气样均有δ¹³C₁>δ¹³C₂的"逆序"特点,这可能是在高成熟阶段,液态烃裂解气与早期生成的干酪根裂解气混合作用所致。随解吸时间增加,δ¹³C₁约有2.3 ‰ 的分馏,这可能与气体在解吸过程中的扩散作用有关。     

中扬子宜昌地区下寒武统水井沱组页岩现场解吸气特征及地质意义

中扬子宜昌地区下寒武统水井沱组页岩具有良好的气体显示，是四川盆地外页岩气新的勘探区。通过对2口页岩气探井共64块水井沱组页岩的含气性现场解吸，测定了解吸气含量、气体组分、解吸气碳和氢稳定同位素组成，分析了解吸气组分变化、解吸过程中气态烃和二氧化碳同位素的变化，同时探讨了页岩气赋存状态、气体稳定同位素倒转特点及其地质意义。研究结果表明：水井沱组页岩现场解吸气含量为0.32~5.48 m³/t，连续含气量大于2 m³/t的地层厚44.05 m，含气性与TOC有很强的正相关性；解吸气甲烷含量为81.90%~95.48%，乙烷含量为0.78%~3.95%，含微量丙烷，为典型的干气；非烃气体中氮气含量稍高，平均约为6.7%，二氧化碳含量低于1%，不含H₂S；吸附气占50%~60%，游离气占40%~50%。解吸早期吸附性弱的CH₄和N₂先脱附出来，吸附性强的C₂H₆和CO₂后脱附出来，至解吸结束仍有相当量的C₂H₆和CO₂未脱附出来。解吸过程中碳、氢同位素均发生变化，δ¹³C_CH4变化范围为-39.92 ‰~-25.86 ‰，δ¹³C_C2H₆为-41.57 ‰~-39.34 ‰，δ¹³C_C3H₈为-40.89 ‰~-35.46 ‰，δ¹³C_CO2为-23.42 ‰~-19.23 ‰；δD_CH4为-136.90 ‰~-128.00 ‰，δD_C2H₆为-160.45 ‰~-155.30 ‰；由于同位素的质量分馏效应，解吸过程中残留的甲烷碳同位素增大了5.15 ‰~13.33 ‰，甲烷氢同位素增大1.64 ‰~8.90 ‰，乙烷碳、氢同位素和二氧化碳的碳同位素基本不变。气体碳同位素分馏还受页岩物性的影响，大的孔隙体积引起更显著的甲烷碳同位素分馏效果，同时还引起乙烷体积含量的差异。利用解吸半量体积所取气样的同位素值代表全部气体的平均值，δ¹³C_CH4平均值为-33.19 ‰，δ¹³C_C2H₆平均值为-40.04 ‰，δ¹³C_C3H₈平均值为-39.07 ‰，页岩气表现出δ¹³C_CH4 > δ¹³C_C2H₆且δ¹³C_C3H₈ > δ¹³C_C2H₆、δD_CH4 > δD_C2H₆的同位素"倒序"特征。与威远地区下寒武统筇竹寺组类似，宜昌地区水井沱组页岩气同样处于气态烃同位素反转阶段的早期，具有多源复合热成因气的特点。     

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。     

琼东南盆地低熟煤型气地球化学特征及勘探前景

琼东南盆地近年来发现的Y8等气田的天然气碳同位素值异常偏低,与以往发现的成熟—高成熟煤型气大不相同。在深入理解低熟气概念及进行详细地球化学分析后,认为研究区δ¹³C₁值分布在-47‰~-42‰之间,δ¹³C₂值分布在-28‰~-25‰之间的天然气是与吐哈盆地类似的低熟煤型气,天然气成熟度R_O值介于0.5%~0.8%之间,主要来自凹陷斜坡、凸起区低成熟演化阶段的崖城组烃源岩及盆地内大范围发育的中新统烃源岩。低熟煤型气的发现极大拓展了琼东南盆地烃源岩的研究范围,为盆地下一步勘探提供了新的思路。