柴达木盆地北缘天然气成因类型及气源判识

测试并分析了柴达木盆地北缘9个油气田(圈闭构造)第三系和白垩系35个天然气样品的组分和碳同位素组成,建立了柴北缘天然气成因类型的判识指标,划分其热演化阶段,并进行了气源判识。研究结果表明:1)柴北缘天然气可划分为煤型气、油型气和混合气3种成因类型。伊克雅乌汝、南八仙、冷湖五号、鄂博梁以及马北的部分样品具有煤型气特征;冷湖三号、冷湖四号及冷湖五号和马北个别样品具有油型气特征;葫芦山和马北部分样品属于混合气。2)伊克雅乌汝、南八仙、冷湖五号和鄂博梁等煤型气样品大多数处于高成熟演化阶段;冷湖三号和冷湖四号部分油型气样品的成熟度较煤型气的偏低,大多数处于成熟演化阶段;葫芦山的天然气为接近过成熟阶段的高熟气;马北天然气样品的成熟度变化范围较大。3)冷湖三号、冷湖四号、冷湖五号、鄂博梁、葫芦山的天然气主要来自于昆特依凹陷,其中冷湖三号的天然气应源于昆特依凹陷偏腐泥型母质,而冷湖四号、冷湖五号、鄂博梁、葫芦山的天然气应源于昆特依凹陷偏腐殖型母质;南八仙的天然气主要来自于下侏罗统(J1)伊北凹陷偏腐殖型母质;马北的天然气来源比较复杂,可能来自于伊北、赛什腾、尕西等多个生烃凹陷。     

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系统采集了柴达木盆地不同构造分区16个油气田的30个天然气样品，测试了其组分和碳同位素值。运用前人建立的判识模式并结合天然气地球化学判识指标，区分出了柴达木盆地干酪根初次裂解气和烃类的二次裂解气。柴达木盆地西部各油气田天然气、北部冷湖油气田天然气为干酪根初次裂解的产物，而分布于南八仙气田的部分气井和伊深1井1500m以下产层的天然气则属于烃类的二次裂解气。文章的研究结果对柴达木盆地天然气成因研究与天然气勘探具有重要的参考价值。     

柴达木盆地第三系生物气的地质地球化学证据

柴达木盆地中广泛分布的第三系能否生成生物气并构成商业气田的问题一直悬而未决。2001年6月20日，在柴达木盆地伊深1井1319．0－1322．5m第三系首次发现了天然气商业气藏。经分析，该井天然气烃类气体中以甲烷占绝对优势，为98．01％；重烃含量极低，仅为0．17％；C1／C1－5高达0．998；δ^13C1非常轻，为－67．3％，是典型生物气的特征。天然气^40Ar/^36Ar为318．0。说明春气源岩年代较新，可能为第三纪或第四纪。结合天然气地质条件认为，该井天然气应为第三系自生自生自储的生物气。这一认识对进一步深入探讨柴达木盆地生物气形成机制和成藏规律，扩大天然气资源量，拓展天然气勘探新领域具有重要意义。     

吐哈盆地台北凹陷中侏罗统三间房组孢粉组合

台北凹陷是吐哈盆地的主要含油气区，而三间房组的大套砂岩是本地区的主要储集层。对采自葡１井和草南１井三间房组样品的分析，发现孢粉化石３３属６９种，依据属种含量分布及地史意义，孢粉植物群可确立为Ｃｙａｔｈｉｄｉｔｅｓ－Ｃｌａｓｏｐｏｌｉｓ－Ｐｉｃｅｉｔｅｓ组合。组合中裸子植物花粉占优势，含量为６０４％，蕨类植物孢子含量为３９６％通过主要类型和重要属种地史分布的讨论、对比，结合地层的上下关系，认为三间房组孢粉组合与辽宁西部蓝旗组等地层所产的组合较相似，地质时代为中侏罗世中期，大致相当Ｂａｊｏｃｉａｎ－Ｂａｔｈｏｎｉａｎ期。     

温压共控生烃模拟实验烃类产率演化特征及地质意义

为探究深层环境“煤系”烃源岩生排烃潜力及生烃机理,利用WYMN?3型高温高压（HTHP）模拟仪对柴达木盆地北缘DMG1井中侏罗统烃源岩（Ⅲ型有机质,炭质泥岩和煤的R_O值分别为0.67%和0.64%）进行了半开放体系温压共控条件下的生排烃模拟实验。结果显示：①炭质泥岩和煤的最大总油产率分别为79.38 mg/g_TOC和37.30 mg/g_TOC,且总油产率整体呈“双峰”型演化规律;②较低演化阶段（T≤300 ℃,P≤42.0 MPa）,2类源岩的排出油产率均小于残留油产率,排烃效率较低,但在400 ℃（51.0 MPa）排油/烃率大幅增加,分别达到了76.84%和83.72%;③排出油族组分主要为非烃和沥青质,其族组分产率演化特征也与液态烃产率演化规律总体相似,炭质泥岩排出油族组分产率整体较煤的族组分产率高;④模拟气主要由烃类气和非烃气（CO₂、N₂）组成,气态烃产率随着热演化程度的增加而升高,2类源岩最大烃类气产率分别为116.46 mL/g_TOC和36.85 mL/g_TOC;⑤镜质体反射率（R_O）均随温压条件的升高而增加,与温度呈良好的一致性变化规律。此次温压共控模拟实验结果表明,温度仍然是有机质热演化的主要因素,流体压力对Ⅲ型有机质烃产物的形成具有“双重”控制作用,“煤系”烃源岩在高过演化阶段仍具有较强生烃潜力。该研究为进一步认识柴达木盆地北缘侏罗系深层“煤系”烃源岩生排烃规律提供了一定的数据参考。     

柴西南地区E13构造岩性油气藏形成条件及有利勘探区带

柴西南地区具备E¹₃构造岩性油气藏形成的地质条件。生油岩地球化学特征和油源对比研究表明,柴西南地区下第三系发育扎哈泉和英雄岭2个大的生油凹陷,凹陷内发育E¹₃和E²₃ 2套有效生油岩,为构造岩性油气藏形成提供了油源条件。柴西南地区存在与英雄岭和扎哈泉生油凹陷相接的红柳泉-跃进、铁木里克和昆北断阶带3个古斜坡,为构造岩性油气藏形成创造了大型的古构造斜坡背景。柴西南地区昆北断阶带和尕斯断陷内存在下倾方向与生油凹陷相邻的成排成带发育的断背斜和断鼻等构造,为构造岩性油气藏的形成提供了局部构造斜坡背景。在区域和局部构造斜坡背景上柴西南地区下干柴沟组下段(E¹₃）沉积时期存在辫状河三角洲和湖泊相构成的沉积体系,发育了6个辫状河三角洲。柴西南辫状河三角洲外前缘发育河口坝、远端坝和席状砂,主要分布在尕斯断陷内的构造圈闭的斜坡区,油源和圈闭条件优越,是构造岩性油气藏勘探最有利的地区。柴西南辫状河三角洲前缘发育水下分流河道砂体,分布在昆北断阶带和尕斯断陷部分断鼻或断背斜的斜坡带,油源较充裕,但封堵条件较差,是构造岩性油气藏勘探较有利的区带。     

柴达木盆地东坪氦工业气田发现及氦气来源和勘探前景

为进一步明确柴达木盆地氦气资源分布情况,对东坪等气田天然气地球化学特征进行分析。结果表明：东坪气田东坪1井区、东坪3井区和尖顶山气田尖探1井区等21个天然气样中氦气含量大于0.05%,达到了工业标准,其中最小值为0.075%,最大值为1.069%,平均值为0.386%,据此在柴达木盆地首次发现了东坪氦工业气田。东坪气田及其附近的牛东气田³He/⁴He最小值为1.01×10^-8,最大值为3.62×10^-8,平均值为1.86×10^-8,均位于10^-8量级,应属壳源氦。综合分析认为东坪、尖顶山等气田已发现氦工业气藏的氦主要来源于花岗岩或花岗片麻岩基底。柴达木盆地花岗岩与花岗片麻岩基底分布广泛,具备形成高含氦天然气的条件,氦资源勘探前景十分广阔。     

冶金企业用GKD_（0A）型内燃机车

GKD0A型机车是为了更好地满足冶金企业的运输需求而研制开发的具有专业化特点的新型内燃机车。介绍了GKD0A型机车的性能特点、总体布置和主要部件、系统的设计特点、技术创新点等。     

某铅锌矿尾矿综合回收选矿试验研究

针对某铅锌矿老尾矿有用矿物含量高的情况,对尾矿再选进行相关试验研究,以探索合理可行的选矿工艺流程和药剂条件。试验结果表明,尾矿再选综合回收Pb、Zn、Sn、Ag、In、S均取得了较好的效果,其结果对现场的生产和管理也具有现实的指导意义。     

川东北元坝与河坝地区陆相储层天然气成因

在川东北地区石油地质背景特征的基础上,探讨了元坝与河坝地区陆相储层天然气的成因。元坝地区侏罗系储层天然气重烃气体含量较高;多数样品甲烷δ¹³C和δD值分别在-42.2‰ ~-34.4‰ 和-208‰ ~-168‰ ,乙烷δ¹³C值在-31.4‰ ~-21.4‰ ,甲烷δ¹³C和δD值之间相关性好;天然气主要来源于侏罗系自流井组或千佛崖组陆相烃源岩。元坝地区须家河组储层天然气重烃气体含量低;甲烷δ¹³C和δD值分别为-31.7‰ ~-29.2‰ 和-170‰ ~-148‰ ,乙烷δ¹³C值在-27.7‰ ~-26.5‰ ;天然气主要来源于元坝地区上三叠统须家河组高—过成熟的腐殖型烃源岩。元坝地区陆相储层天然气成因的主控因素是陆相烃源岩发育及其成熟度。河坝地区陆相储层天然气重烃气体含量变化大;甲烷δ¹³C值大多重于-32‰ ,甲烷δD值分布范围较大,在-186‰ ~-122‰ ,乙烷δ¹³C值在-33.2‰ ~-29.6‰ ;甲烷δD与δ¹³C值之间相关性很差,部分样品甲烷与乙烷的δ¹³C值倒转,表明河坝地区陆相储层天然气成因复杂,有来源于陆相须家河组的天然气,也有来源于海相烃源岩的天然气,以及海相与陆相来源天然气的混合气。河坝地区陆相储层天然气成因的主控因素是海相与陆相多套烃源岩与不同级别断裂。陆相储层天然气中CO₂的δ¹³C值多轻于-12‰ ,属于有机质热分解成因。稀有气体³He/⁴He比值在0.003 3R_a~0.018 1R_a,分布于地壳来源或放射性成因的范围内,表明天然气中没有幔源稀有气体的贡献。