“威远气田的气源以有机成因气为主”——与张虎权等同志再商榷

有机成因烷烃气具有以下规律：碳同位素值δ¹³C₁＜δ¹³C₂＜δ¹³C₃＜δ¹³C₄，一般δ¹³C₁＜－30‰；CH₄/³He为10⁹～10¹²。有机成因二氧化碳的δ¹³C_CO2＜－10‰。威远气田天然气的δ¹³C₁值从－31.96‰～－35.7‰，均小于－30‰，δ¹³C₁＜δ¹³C₂，CH₄/³He为1.1734×10¹⁰～2.8811×10¹⁰。其δ¹³C_CO2值从－11.16‰～－15.81‰，均小于－10‰。加之，威远气田烷烃气和二氧化碳占气体组成的主要区间为89.84%～97.16%。因此，威远气田的天然气以有机成因为主。     

四川盆地须家河组煤系烷烃气碳同位素特征及气源对比意义

四川盆地上三叠统须家河组煤系是套陆相含煤地层。须家河组一、三、五段以暗色泥岩和煤为主,是气源岩。泥岩干酪根以Ⅱ型和Ⅲ型为主,有机碳含量平均为1.96%,在川中处于成熟阶段,在川西处于高成熟阶段。由于源岩以腐殖型为主,故以形成气为主,气中仅有少量轻质油或凝析油。须家河组二、四、六段以砂岩为主,故有3套生储盖组合,形成许多自生自储煤成气田。在四川盆地须家河组发现的天然气储量仅次于下三叠统飞仙关组,并有该盆地第二大气田(广安气田)。须家河组煤成气碳同位素特征:一是绝大部分具有正碳同位素系列,即δ¹³C₁<δ¹³C₂<δ¹³C₃<δ¹³C₄;二是δ¹³C₂值是全盆地9个产气层系中最重的,为-20.7‰～-28.3‰;三是川中地区有一批轻的δ¹³C₁值,最轻为-43.0‰。在川东和川南须家河组变薄的地区还发现少量油型气藏,这些气藏碳同位素特征是δ¹³C₂值轻,一般轻于-30‰,最轻为-36.3‰,易与煤成气区分。     

鄂尔多斯盆地奥陶系原生天然气地球化学特征及其对靖边气田气源的意义

通过对鄂尔多斯盆地余探1井奥陶系天然气气源分析,来重新认识靖边气田风化壳气藏气源。余探1井奥陶系烃源岩地球化学特征及天然气碳同位素对比分析发现,中奥陶统乌拉力克组有机碳含量(TOC)在0.30%~1.16%,平均为0.51%,暗色泥岩厚度52.59 m,可以成为有效烃源岩;天然气甲烷的碳同位素组成明显偏轻,δ¹³C₁值在-39.11‰~-38.92‰,乙烷的碳同位素较偏重,δ¹³C₂在-27.26‰~-27.17‰,如果根据乙烷碳同位素来判别,应具有煤成气特征。然而,烃源岩热模拟实验计算的天然气成熟度(R_o=1.86%~1.89%)与烃源岩实测的热成熟度(R_o=1.83%~1.92%)基本一致,都具高热演化特征。从气藏储、盖配置关系上看,气藏上覆奥陶系泥岩厚度大,上古生界煤成气难以混入;天然气偏轻的甲烷碳同位素特征与碳酸盐岩生油岩的甲烷热解气碳同位素组成相似。这些证据表明,余探1井奥陶系天然气应具有油型气的特征。以余探1井奥陶系天然气作为鄂尔多斯盆地油型气端元,对靖边气田中-北部及南部地区天然气碳同位素组成对比分析,结果表明:(1)甲烷碳同位素应作为判识鄂尔多斯盆地奥陶系天然气气源的主要指标,δ¹³C₁小于-38‰是靖边气田风化壳气藏油型气的判别标志;(2)靖边气田整体仍以高成熟混合型煤成气为主,但油型气混入比例南部地区大于中部及北部地区;(3)乙烷次生裂解作用可能是造成奥陶系油型气乙烷碳同位素偏重的主要原因。     

吐─哈盆地天然气成因类型探讨

吐哈盆地的天然气依据成因可划分为油型气、煤型气、混源气和生物改造气4种类型。油型气主要产于托克逊凹陷及哈密凹陷,具有δ¹³C₃-δ¹³C₂值高、δ¹³C₂<-2.88%和演化程度较高等特征;煤型气主要富集于台北凹陷(鄯善油田、巴喀油田例外),具δ¹³C₁低、重烃气碳同位素重、δ¹³C₂>-2.88%等特征;混源气仅分布于鄯善油田及丘陵油田东块,具δ¹³C₁<δ¹³C₂<δ¹³C₃>δ¹³C₄的碳同位素“倒转”分布特征;生物改造气仅见于巴喀油田及丘陵油田陵4井区,具有密度小、干燥系数大、iC₄/nC₄及C₂/C₃值高、δ¹³C₂>δ¹³C₃等特点。     

曾母盆地中部地区天然气与凝析油地球化学特征及成因

在广泛收集和总结前人资料的基础上,依据曾母盆地中部地区10个天然气样品的地球化学组成及碳同位素组成特征,系统分析了天然气地球化学特征及成因;同时对与天然气相伴生的凝析油的生物标志化合物特征进行分析,探讨了其油源。研究表明,曾母盆地中部地区天然气中烃类气体以甲烷为主,干燥系数(C₁/C _1-5)值介于0.68~0.97之间,既有干气也有湿气,天然气碳同位素具有正序列排列特征,其中δ¹³C₁值介于-45.6‰~-31.5‰之间,δ¹³C₂值介于-32.7‰~-24‰之间,δ¹³C₃值介于-30.1‰~-23.4‰之间,为干酪根初次裂解的有机成因气,既有油型气,又有煤型气;而非烃类气体以CO₂和N₂为主,含量介于11.44%~80.18%之间,且CO₂碳同位素值较高,介于-10.8‰~-2.4‰之间,为无机成因;与天然气伴生的凝析油具有较高的姥植比,高含量的奥利烷和双杜松烷,与盆地内发育的煤系泥质烃源岩地球化学特征具有较好的可比性,表明凝析油油源为煤系烃源岩。     

济阳坳陷深层裂解气成因鉴别及其成藏差异性

济阳坳陷深层裂解气藏成因较为复杂,影响了深层天然气的认识和勘探。利用天然气组分和碳同位素等鉴别了原油裂解气和干酪根裂解气,进一步分析了2类成因的成藏差异性。原油裂解气表现为Ln(C₂/C₃)值随Ln(C₁/C₂)值增大而增大;干酪根裂解气随Ln(C₁/C₂)值的增大,Ln(C₂/C₃)值基本不变。在有机质类型和热演化程度大致相当的情况下,原油裂解气δ¹³C₁值、δ¹³C₂值、δ¹³C₃值与相应的干酪根裂解气的最大差值分别为-12.4‰、-8.8‰和7.5‰;随着δ¹³C₁值或(δ¹³C₁-δ¹³C₂)值的增大,干酪根裂解气(δ¹³C₂-δ¹³C₃)值快速减小,而裂解气(δ¹³C₂-δ¹³C₃)值变化微弱。干酪根裂解气藏表现为早期油气扩散、断裂活动停止和后期天然气充注,原油裂解气藏体现为早期油气充注、岩性侧向封堵和后期古油藏裂解的成藏规律。2种裂解气成因开启了深层天然气勘探的新思路,并指出了其勘探方向,对深层勘探具有重要的指导意义。     

徐家围子断陷深层天然气的成因类型研究

松辽盆地深层砾岩和火山岩储层中的天然气地球化学分析表明，气组分以烃类为主，甲烷含量一般大于84.9%,最高达98.63%，表现为高-过成熟干气特征；天然气烷烃碳同位素值变化大，其中甲烷δ¹³C₁为-15.49‰～-54.57‰，一般为-25‰～-28‰，乙烷δ¹³C₂分布在-10.88‰～-4.17‰，一般为-24‰～-27‰，反映深层天然气成因类型复杂、但以煤型气为主的特征。天然气组分碳同位素系列除少部分为正常系列外，大部分具有反转或倒转特征，可能是多套源岩在不同成熟阶段生成的天然气的混合结果。根据天然气重烃分析和源岩吸附气重烃分析，讨论了松辽盆地深层几套烃源岩对天然气成藏的贡献比例。     

三水盆地气态烃的地球化学特征和成因

本文根据三水盆地天然气的组分和碳、氢同位素特征,探讨了气态烃的成因。下第三系(土布)心组含500多米的生油岩,干酪根以Ⅱ型为主。富烃天然气含不等量的 N₂、He、CO₂,不含 H₂S;干湿指数变化范围为2.1-196;iC₄/nC₄值为0.42-0.87;δ¹³C₁和δD₁值分别为-61.0至-44.6‰和-237至-174‰,δ¹³C₂值在-33.4‰到-30.2‰之间。烃类气体属热解成因的油型气与次生生物成因气。     

天然气中烷烃气碳同位素研究的意义

天然气中烷烃气的碳同位素值蕴含丰富的科学信息,为研究其重要理论及实践意义,分析、总结了国内外学者对烷烃气中单组分（甲烷、乙烷）碳同位素值的研究成果。结果认为：依据δ¹³C₁-R_o回归方程能对勘探目的层天然气的类型或成熟度作出推断;煤成气的δ¹³C₂基本上重于-28.0‰,油型气的δ¹³C₂基本上轻于-28.5‰,而介于-28.0‰~-28.5‰之间是上述两类气的共存区,且以煤成气为主。此外,还重点讨论了烷烃气碳同位素系列所反映的油气地质和地球化学信息,认为具有正碳同位素系列的烷烃气属于有机成因气,负碳同位素系列的烷烃气基本上属于无机成因气;但在沉积盆地中个别出现的负碳同位素系列是由于正碳同位素系列次生改造（扩散分馏、相态转换分馏）所致,其烷烃气不是无机成因的。     

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。     

四川盆地中台山地区须家河组致密砂岩气藏富集高产主控因素

四川盆地须家河组具有典型的致密砂岩气特征。2006年以来四川盆地大川中地区须家河组致密砂岩先后发现安岳须二段气藏、合川须二段气藏等多个大型岩性气藏,累计提交三级地质储量万亿立方米,勘探成果显著,但气藏投入开发后普遍产水,且水产量较高,累计产气量超过5 000×10⁴m³的高产井较少。2012年,在川中—川西过渡带中台山地区钻探了风险探井ZT1井,在须家河组须二段获高产工业气流。投产后该井日产气量高、产微量水,目前已累计产天然气超1×10⁸m³。在区域地质研究基础上,通过大量生产井地质条件分析,开展了中台山地区与川中其他地区须二段气藏高产因素差异性分析,明确了优质烃源岩、优质河道砂岩储层、天然裂缝是中台山地区油气富集高产的主控因素,优质烃源岩发育为致密砂岩提供充足气源;优质河道砂岩储层形成高丰度气藏;天然裂缝是油气高产的关键。     

四川盆地高石梯—磨溪地区震旦系—寒武系大型气藏特征与聚集模式

四川盆地震旦系—寒武系具有良好的油气成藏条件,但由于地层时代早、经历构造运动次数多,大型气田勘探难度增大。自1964年发现威远震旦系大型气田后,历经49年的艰苦探索,于2013年在磨溪地区寒武系龙王庙组发现了中国迄今为止单个规模最大的整装特大型气田——安岳气田,探明天然气地质储量4 404×108 m3,且高石梯—磨溪地区震旦系灯影组和寒武系龙王庙组气藏的三级储量之和超过万亿立方米。天然气组分、轻烃、储层沥青丰度等证据均表明这些天然气主要为原油裂解型干气,甲烷含量为82.65%~97.35%,乙烷含量为0.01%~0.29%;低氮(0.44%~6.13%)、低氦(0.01%~0.06%),中—低含硫化氢为主(0.62~61.11g/m3)。气藏压力由震旦系的常压(压力系数为1.07~1.13)逐渐增高至寒武系龙王庙组的高压(压力系数为1.53~1.70),气藏温度137.5~163.0℃;气藏圈闭类型包括构造型、构造-地层和构造-岩性复合型。桐湾期大型继承性稳定古隆起、大面积分布的古老烃源岩、大面积孔洞型优质储层、大型古油藏裂解及良好保存条件的有效配置造就了震旦系—寒武系天然气的规模富集。根据古油藏原油裂解之前的古构造格局、沥青丰度及现今气藏分布特点,将裂解气藏聚集类型划分为聚集型、半聚半散型和分散型3类。上述认识对四川盆地震旦系—寒武系天然气勘探领域的拓展具有重要指导意义。     

鄂尔多斯盆地天然气勘探形势与发展前景

近年来鄂尔多斯盆地天然气勘探不断取得突破与进展,继下古生界奥陶系发现第一个10¹¹m³级大气田(靖边气田)以来,在上古生界又发现了榆林、苏里格、乌审旗等多个10¹¹m³级大气田和子洲整装含气富集区,天然气勘探态势良好,累计探明储量已达1.3×10¹²m³。勘探实践和综合研究表明,该盆地后备资源充足,勘探潜力较大。其中,盆地东部多层系复合含气区、靖边古潜台周围、盆地南部、盆地西北部以及煤层气和生物气是天然气勘探发展的重要领域,未来10年可望再新增(5~10)×10¹¹m³的天然气探明储量,天然气勘探前景良好。     

准噶尔盆地东部侏罗系烃源岩和天然气地球化学特征及低熟气勘探前景

对准噶尔盆地东部侏罗系烃源岩有机地球化学特征进行了研究,结果显示准噶尔盆地东部侏罗系烃源岩有机碳含量分布范围广泛,TOC为0.13%~81.06%,烃源岩评价为差—中等生油潜力,但生气潜力较大;镜质体反射率Ro分布和与热演化程度相关的生物标志化合物参数(OEP值、CPI值、甾烷和藿烷异构化参数、甲基菲指数等)表明大多数烃源岩处于未成熟—低成熟热演化阶段;有机质类型以III型为主,部分八道湾组和西山窑组烃源岩为II2型。此外,对准噶尔盆地东部侏罗系天然气组分和碳同位素组成分析结果表明,侏罗系天然气以烃类气体为主,甲烷含量为65%~98%,C1/C1-5为0.62~0.98,以湿气为主,碳同位素组成分布范围较广,其中甲烷同位素组成δ13 C1值为-50.7‰~-28.2‰,乙烷δ13 C2为-32.5‰~-23.7‰,丙烷δ13 C3值为-30.6‰~-21.6‰,以煤型气为主,仅三台—北三台地区天然气显示为油型气-煤型气混合的特征。在对准噶尔盆地东部地区侏罗系煤系烃源岩和天然气样品分析的基础上,通过与吐哈盆地典型低熟气区烃源岩和天然气地球化学特征对比认为准噶尔盆地东部阜东和三台—北三台地区已形成一定规模的低熟气聚集,具有巨大的勘探潜力,是准噶尔盆地低熟气有望取得突破的重点地区。     

Development Status of Natural Gas Industry in China

China has relatively rich natural gas resources Based on the second resources evaluation nationwide and latest statistical results made by CNPC, Sinopec,CNOOC, the three large oil companies, China presently has rich natural gas resource of 47 trillion cubic meters,the proven natural gas reserve is of 22 trillion cubic meters, and the recoverable reserve is of 14 trillion cubic meters. Of which, the final proven natural gas reserves in Sichuan, Ordos and Tarim Basin exceeds 3 trillion cubic meters, it is around at one trillion cubic meters -three trillion cubic meters in Qaidam, East China Sea and Yingge Sea Basins, close to one trillion cubic meters in Junggar and Southeast Hainan Basins, and exceeds 0.5 trillion cubic meters in Songliao, the Bohai Bay and the Pearl River Mouth Basin.     

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。     

大力发展天然气工业为中国经济快速增长提供优质能源——王涛博士在2008中国油气论坛天然气专题研讨会上的演讲

尊敬的各位嘉宾、女士们、先生们： 大家早上好。由世界石油理事会中国国家委员会和国家科技部联合举办的2008中国油气论坛——天然气专题研讨会今天开幕了。我谨代表论坛组委会向出席本届论坛的各位表示热烈的欢迎和诚挚的感谢。     

松辽盆地无机成因气碳同位素判识指标探讨

国内外典型无机气δ13C1变化范围大(-3.2‰～-29.99‰),因而不同学者在无机气的δ13C判识指标上分歧也较大,直接影响了对天然气成因的判识。对松辽盆地大量不同类型不同层位的岩石样品进行了模拟实验,分析了岩石模拟产物δ13C1和δ13C2随温度的变化关系以及产物δ13C系列关系。模拟实验结果表明:松辽盆地岩石模拟产物δ13C1和δ13C2随模拟温度增加而变重,δ13C1最重可达-18.5‰,而盆地典型无机气δ13C1最重为-16.7‰。因此,根据模拟实验、盆地典型无机气特征等初步确定了松辽盆地无机气与有机气的判识界限值:δ13C1大于-19‰一般为无机气;同时根据盆地实际地质特征指出,对于δ13C1在-20‰～-30‰的天然气来说,单体碳同位素系列是否完全倒转是判识其成因的最有效的指标。无机气与有机气的δ13C判识指标,应围绕特定的盆地进行,这样才能更有效地识别无机成因气。