四川盆地中部三叠系须家河组煤成气丁烷和戊烷的异正构比与成熟度关系

以四川盆地中部三叠系须家河组不同地区和不同层位原生气藏为对象,采用常规天然气地球化学研究方法,探讨煤成气组分中iC_4/nC_4和iC_5/nC_5值与成熟度之间关系。通过对8个气田73个天然气样品研究发现,煤成气中iC_4/nC_4和iC_5/nC_5值具有一致的变化规律,即呈良好的正相关关系,复相关系数大于0.8。iC_4/nC_4和iC_5/nC_5值随天然气干燥系数(C_1/C_(1+))变高、甲烷碳同位素组成变重而呈有规律地增大,它们之间具有较高的相关性。该研究揭示了煤系生成重烃异构体变化特性,提出了煤成气成熟度的新指标:iC_4/nC_4及iC_5/nC_5值与计算的Ro值之间的回归方程,为煤成气成熟度的判定、天然气运移、后期改造以及成藏等研究都提供了重要参考依据。图7表1参29     

天然气中丁烷地球化学特征及应用

在分析内因(有机质类型、有机质成熟度)与外因(生物降解、运移)对天然气中丁烷地球化学特征影响的基础上,探讨了丁烷在天然气研究中的应用。首先明确了内因、外因对丁烷地球化学特征的影响:腐殖型有机质生成的煤型气iC_4/nC_4值、δ~(13)C_4值均高于腐泥型有机质生成的油型气;iC_4/nC_4值随成熟度增加而降低,且在成熟阶段快速降低、进入高成熟阶段后缓慢降低;微生物降解会使得天然气中iC_4/nC_4值增大,且降解作用越强iC_4/nC_4值越大。而目前有关运移是否会影响iC_4/nC_4值及如何影响iC_4/nC_4值还存在较大争议。发现丁烷在天然气生物降解、天然气成因、天然气成熟度等研究中都有较好的应用:iC_4/nC_4值能有效判识天然气是否发生生物降解,生物降解气iC_4/nC_4值大于2、普遍大于3,iC_4/nC_4值大于3可以判定天然气发生生物降解,未降解气iC_4/nC_4值小于3、普遍小于2,iC_4/nC_4值小于2可以判定天然气未发生生物降解;iC_4/nC_4值、δ~(13)C_4值均能有效判识受外因影响较小天然气的成因,其判别标准分别为油型气iC_4/nC_4值小于0.8、煤型气iC_4/nC_4值大于0.8与油型气δ~(13)C_4值小于-26‰、煤型气δ~(13)C_4值大于-26‰;iC_4/nC_4值对天然气成熟度判识也有重要作用。iC_4/nC_4值示踪天然气运移存在多解性,其有效性也明显不如其他指标,应慎重选择其示踪天然气运移。     

四川盆地龙岗气田长兴组—飞仙关组天然气地球化学特征及成因

四川盆地龙岗气田长兴组—飞仙关组天然气主要为烃类气体,干燥系数非常高,非烃气体以CO_2为主,H_2S及N_2含量较低,甲烷碳、氢同位素组成偏重,个别样品出现碳同位素倒转(δ~(13)C1~(13)C_2)现象,并且天然气轻烃主体具有高甲基环己烷、低正构烷烃、低芳香烃的特点。气藏经历了较弱的TSR反应,对天然气组分及烷烃碳同位素影响较小,CO_2气体主要来源于酸性流体与碳酸盐岩储层的反应。综合天然气碳、氢同位素及轻烃特征,分析认为天然气以高—过成熟煤成气为主,并存在少量油型气混入。天然气乙烷—储层沥青—烃源岩干酪根碳同位素综合对比表明,龙岗气田天然气主体煤成气来自下二叠统龙潭组煤系气源岩,其中混有少量来自上二叠统泥质烃源岩的原油裂解气。     

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。     

准噶尔盆地南缘天然气地球化学特征及来源

准噶尔盆地南缘天然气分布较为广泛,在3排背斜带均有分布。该区天然气在组分上以烃类为主,其中甲烷占主导;普遍含有氮气和二氧化碳。准噶尔盆地南缘天然气均为典型热成因气,主要为源自中、下侏罗统成熟-过成熟煤系烃源岩的煤成气,其中第一排背斜带和第二排背斜带天然气均为典型高-过成熟阶段煤成气,第三排背斜带独山子背斜下古近统和呼图壁背斜所有气样也是该类型,第三排背斜带其余煤成气样为典型成熟阶段煤成气。准噶尔盆地南缘煤成气普遍具有碳同位素部分倒转的特征,其主要由于同型不同源（侏罗系不同层位）气的混合,也有部分由于细菌氧化作用（古牧地背斜）或油型气和煤成气的混合（齐古和安集海）。该区油型气样品较少,目前发现的2个油型气样品位于卡因迪克油田白垩系和独山子油气田古近系,分别为成熟和高-过成熟阶段油型气,来自白垩系和二叠系腐泥型烃源岩。齐古背斜二叠系和三叠系中煤成气主要是由断裂下盘埋深较大的下侏罗统八道湾组煤系烃源岩所生成,而侏罗系中煤成气则主要来自中侏罗统西山窑组和下侏罗统三工河组烃源岩,其埋深相对较浅,成熟度相对较低,因此生成的天然气碳同位素值和甲烷含量均相对较小。     

也谈致密砂岩气藏的气源——与戴金星院士商榷

致密砂岩气属于非常规天然气,目前关于致密砂岩气气源的认识尚未统一。四川盆地元坝气田和通南巴气田须家河组气藏同为致密砂岩气,元坝气田须家河组9口井14个天然气样的碳、氦同位素等地球化学数据分析表明,元坝气田须家河组致密砂岩气主要由自源型的煤成气和他源型的油型气组成,同时伴有少量的无机成因气,为混合改造型;通南巴气田须家河组5口井5个天然气样的碳、氦同位素等地球化学数据分析表明,通南巴气田须家河组致密砂岩气主要由他源型的油型气组成,也伴有少量的无机成因气,为混合成因型。因此元坝气田和通南巴气田须家河组致密砂岩气并非单一的煤成气来源,故非常规致密砂岩气具有多种来源,而非"中国致密砂岩气藏的气源均为煤成气",主要为有机成因的煤成气或油型气,或二者的混合气。     

四川盆地川西坳陷成都大气田致密砂岩气地球化学特征

川西坳陷是中国石化在四川盆地的重要探区之一,该区陆相致密砂岩气勘探近年来取得重要突破,发现了以上侏罗统致密砂岩为主力储层的成都大气田,但对其天然气来源及与邻区天然气特征差异的认识缺乏地球化学证据。天然气地球化学特征研究表明,成都大气田侏罗系致密砂岩气干燥系数（C₁/C_1?5）介于0.939~0.982之间,δ¹³C₁、δ¹³C₂和δD₁值分别介于-33.7‰~-30.7‰之间、-25.4‰~-22.3‰之间和-162‰~-153‰之间,烷烃气碳、氢同位素系列均表现出正序特征。碳氢同位素组成揭示了侏罗系致密气为典型煤成气。根据煤成气二阶段分馏模式计算所得R_O值与成都气田须家河组五段烃源岩实测R_O值一致,反映了侏罗系致密砂岩气主体来自须五段烃源岩。研究区下侏罗统白田坝组基本不发育有效烃源岩,对侏罗系气藏没有显著贡献。受气源及成藏过程的差异影响,川西坳陷不同气田侏罗系天然气具有不同的地球化学特征。     

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阿克1井气藏是塔里木盆地西南坳陷新近发现的气藏。其天然气甲烷碳同位素值为－23.0‰，干燥系数超过0.999，说明气藏是烃源岩在高－过成熟期阶段聚气的产物。研究结果表明；喀什凹陷白垩系－第三系和二叠系烃源岩不发育，不会是该气藏的烃源岩；侏罗系在晚第三纪强烈构造运动之前仅达到成熟阶段，难以满足晚期聚气的条件，并且阿克1井气藏所在地区中侏罗统湖相烃源岩干酪根碳同位素值较轻、下侏罗统煤系烃源岩以薄层状分散于厚层砂岩中，也不大可能是该气藏的主要烃源岩；而石炭系干酪根碳同位素值、成熟度、生烃史等均与阿克1井天然气对比良好，应是阿克1井的主要气源岩。     

准噶尔盆地南缘中下侏罗统煤系烃源岩生气史

利用化学动力学方法,以西山窑组煤成气为例,模拟计算了准噶尔盆地南缘地区中下侏罗统煤系烃源岩的生气过程。结果表明,该区中下侏罗统煤系地层主要生气期为燕山运动期,约占最终生气量的80%,并以白垩纪为主。因此,对应绝大部分天然气的生成,燕山运动形成第一排背斜圈闭对该中下侏罗统煤成气成藏意义重大。而喜马拉雅运动则最终决定该区天然气的成藏条件:一方面对第一排背斜圈闭的构造调整(包括油气在原生油气藏中的继续保存和向次生油气藏的转移)在很大程度上决定了该区天然气的资源前景;另一方面所形成的第二、第三排背斜圈闭可聚集烃源岩晚期热解及原油二次裂解所生天然气。     

气田水对甲烷氢同位素分馏作用

水对甲烷碳同位素有明显的分馏作用,但对甲烷氢同位素是否也有分馏作用目前还未见报道。采用自然脱气和真空水浴加热脱气的方法对四川盆地安岳大气田龙王庙组气藏中的气田水进行分步脱气,开展水溶气与游离气中甲烷氢同位素对比研究。发现气田水中脱出的甲烷氢同位素值比游离气的明显偏高。分步脱气研究表明,先后脱出的甲烷氢同位素有依次增高的趋势,说明气田水对甲烷氢同位素组成有明显的分馏作用。由此推断,在气藏形成过程中如果经历了大幅度的构造抬升,就会有较多的天然气从水中释放出来混入到游离气中,会使气藏中的甲烷氢同位素值增高。     

川中地区须家河组天然气地球化学特征

为探明川中地区须家河组天然气特征、成因及来源,对该区须家河组天然气组分及碳、氢同位素特征进行了分析。结果表明:川中地区须家河组天然气以甲烷为主,除元坝、通南巴等地区外,主体表现为湿气特征,干燥系数小于0.95,天然气干燥系数主要受烃源岩成熟度的控制。δ~(13)C_1值介于-43.8‰~-29.3‰之间,δ~(13)C_2值介于-35.4‰~-24.3‰之间,δD_(CH_4)值介于-179‰~-152‰之间。天然气成因鉴别及气源对比结果表明:川中地区大部分气田须家河组天然气为煤成气,来源于须家河组煤系烃源岩。川中地区大部分区域仅少数天然气样品发生丙烷、丁烷的碳同位素部分倒转,主要由同源不同期气的混合所致。     

川东北地区元坝气田与普光气田长兴组气藏特征对比分析

通过天然气地球化学特征、地层水地球化学特征对比分析表明,元坝气田和普光气田长兴组气藏天然气中烃类气体均以甲烷为主,非烃气体H2S含量普光气田高于元坝气田;元坝气田天然气甲、乙烷碳同位素明显重于普光气田;普光气田长兴组气藏水型为重碳酸钠型与氯化钙型,元坝长兴组气藏水型为氯化钙型,显示元坝气田长兴组在油气聚集和赋存方面可能...     

四川盆地中坝气田天然气碳、氢同位素特征及气源探讨

天然气碳、氢同位素组成是研究天然气成因和来源最直接、有效的方法。四川盆地中坝气田主要产气层为上三叠统须家河组二段和中三叠统雷口坡组三段,但关于中三叠统雷口坡组三段气藏的气源目前还存在争议。因此,对中坝气田天然气碳、氢同位素组成以及轻烃和凝析油组分碳同位素特征进行了研究,同时分析了四川盆地不同层位天然气氢同位素特征并与之进行对比,结果表明中坝气田须家河组天然气显示出典型的煤成气特征,而雷口坡组天然气则显示油型气特征。结合该区烃源岩条件认为,须家河组天然气属须家河组自生自储,雷口坡组天然气来源于下伏二叠系碳酸盐岩。     

吐哈盆地台北凹陷天然气地球化学特征及成因分析

根据天然气组分组成及碳、氢同位素特征,分析了吐哈盆地台北凹陷天然气的地球化学特征、成因及来源.研究区烃类气体以甲烷为主,主要分布在60％～80％之间,重烃气(C2+)含量较高,集中在20％～40％之间,天然气干燥系数(C1/C1-5)变化较大,集中在60％～80％之间,为典型的湿气;非烃气体总体含量低,主要为N2和CO2,其中雁木西地区较高含量的N2主要来源于大气氮.天然气δ13C1值偏低,集中在－41‰～－39‰之间,δ13C2值大于－29‰,主频率为－28％～－26‰,δ13 C3值、δ13nC4值集中在－26‰～－24‰之间,表明台北凹陷天然气主要为煤成气.天然气δD1值分布在－239.6‰～－111.8‰之间,主频率为－240‰～－230‰,表明研究区气源母质主要形成于陆相淡水沉积环境,且天然气成熟度不高.雁木西油田部分样品天然气湿度较大且碳、氢同位素发生倒转,主要是生物降解作用所致.天然气主要处于未熟 低熟阶段(Ro≤0.8％),气源对比表明,台北凹陷天然气主要来源于中侏罗统西山窑组未熟—低熟烃源岩,其次为下侏罗统八道湾组成熟烃源岩.     

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。     

四川盆地元坝和通南巴地区须家河组致密砂岩气藏气源探讨——兼答印峰等

气藏的气源系指其中主要组分气的成因类型,通常为油型气或煤成气.元坝和通南巴气藏主要组分甲烷平均含量为95.36%,乙烷、丙烷和丁烷平均含量分别为1.60%、0.29%和0.09%,烷烃气总平均含量为97.34%,而 CO2平均含量仅0.63%,为甲烷的6.5‰.印峰等文中仅应用δ13C2值大于?28.0‰为煤成气、小于?28.5‰为油型气指标,鉴定认为元坝气藏是煤成气和油型气的混合改造型气、通南巴气藏主要为油型气.该两气藏主要组分甲烷的碳同位素组成δ13C1平均值为?31.3‰,具有世界高成熟煤成气δ13C1特征,因此认为该两气藏气源主要是煤成气,利用δ13C2值鉴别煤成气或油型气时,只有烷烃气具正碳同位素系列方才适用,在碳同位素发生倒转或异常的负碳同位素系列情况下往往不适用.印峰等文中认为两个气藏无机成因 CO2为深部碳酸盐岩变质或水解成因,作者则认为CO2是须家河组钙屑砂岩经有机酸溶蚀自生自储成因.图1表5参29     

四川盆地元坝气田须家河组致密砂岩气地球化学特征及气源分析

非常规油气藏是指在当前经济技术条件下不能用常规方法和技术手段进行勘探开发的非常规油气储集.四川盆地元坝地区须家河组气藏属于致密砂岩气藏类型.通过对元坝气田14口井须家河组20个气样主要组分、干燥系数等地球化学数据进行分析,元坝地区须家河组致密砂岩气以CH4为主,含量最高达98.39％,干燥系数基本上在0.97以上,为高热演化程度的干气.该区气样δ13C1值均小于－30‰,同时多数样品又具有正碳同位素系列特征,在有机成因基础之上须家河组致密砂岩气主要为自源型的煤成气和它源型的油型气组成,其中油型气受次生改造作用的影响比较大.该区气样R/Ra值一般介于0.01～0.02之间,为壳源型氦,表明该区致密砂岩气田主要分布在构造稳定区.元坝地区须家河组广泛发育暗色泥质岩类以及煤系地层,为煤成烷烃气的主要来源,并且须家河组致密砂岩气部分为油型烷烃气,由此推测其存在来自下伏地层上二叠统龙潭组气源的可能.     

吐哈盆地下侏罗统天然气勘探潜力与方向

通过气油比、地层温度对比等研究,认为柯19井下侏罗统（J1）气藏和丘东气田中侏罗统西山窑组（J2X）凝析气藏、小草湖地区中侏罗统西山窑组（J2X）三间房组（J2S）凝析气藏是相似的,是长期较高地层温度作用下油气裂解的产物。论证了柯柯亚下休罗统八道湾组（J1b）气层属于后期致密型气藏,即早期油气成藏,形成期为晚侏罗-早白垩纪,油气在古油藏中继续演化为凝析气藏。一定气油比的烃体系、较高的地层温度、压力是形成凝析气藏的必要条件,吐哈盆地下侏罗统满足形成凝析气藏的条件。下侏罗统气藏主要受古构造控制,在丘东和小草湖地区有广阔的分布;在圈阅描述的基础上,指出近期勒东和红旗坎地区是下侏罗统天然气勘探的有利地区。     

天然气氢同位素分析及应用

气相色谱—高温裂解—质谱在线分析方法可用于测定天然气氢同位素组成.通过实验优选了质谱仪离子源参数和色谱工作条件,探讨了H₃+因子、色谱柱流速、涂碳等因素对分析结果的影响.参考标准气连续多次测定结果表明天然气氢同位素在线分析具有良好的重现性.应用该方法分析了四川盆地部分天然气样品.依据天然气单体氢同位素组成的差异,结合已知地质文献资料进一步验证了川西侏罗系浅层气藏为高成熟或过成熟陆相煤成气天然气藏,川东地区气藏甲烷氢同位素大于-135‰,明显重于川西地区,反映典型的海相成因天然气特征.      

塔里木盆地轮南地区天然气地球化学特征和成因类型

轮南地区是塔里木盆地重要的油气产区之一,目前已发现了一批大中型油气田。该区含油气层位众多,奥陶系、石炭系和三叠系中均发现了天然气。地球化学特征研究表明,轮南地区天然气以甲烷为主,重烃气含量较低,轮南、塔河、解放渠东等油气田天然气主要为湿气,而轮古东地区、桑塔木地区以干气为主,吉拉克气田三叠系和石炭系天然气主体分别为湿气和干气;甲烷碳、氢同位素值分别为-46.7‰~-32.0‰和-190‰~-127‰,δ13 C2值主体介于-39.6‰~-31.6‰之间,烷烃气碳、氢同位素系列主体表现出正序特征,受同型不同源气混合的影响,部分样品发生了甲烷、乙烷同位素部分倒转。轮南地区天然气为油型气,其中轮南油田、塔河油气田和解放渠东油田天然气主体均为干酪根裂解气,混有部分原油裂解气;而轮古东气田、桑塔木气田天然气则主要为原油裂解气;吉拉克气田三叠系天然气主体为干酪根裂解气,混有部分原油裂解气,而石炭系天然气则为典型原油裂解气。轮南油田和塔河油气田天然气则来源于寒武系—下奥陶统和中上奥陶统烃源岩,而轮古东气田、桑塔木气田、解放渠东油田和吉拉克气田天然气主体来自寒武系—下奥陶统烃源岩。