断陷湖盆天然气成藏生——运—聚动态模拟——以渤海湾盆地辽河坳陷为例

有效判识天然气来源和生—运—聚特征对天然气资源潜力评价,以及天然气勘探方向具有重要指导意义。为了解决断陷湖盆烃源岩非均质性强、天然气成因类型多样导致的气源判识和资源评价具有多解性的问题,以渤海湾盆地辽河坳陷欢喜岭地区为例,根据典型断陷湖盆有效烃源岩分类和天然气成因类型判识方法,开展了气源研究,并基于典型剖面烃源岩生气、运聚动态模拟,总结了天然气动态成藏模式,并指明下步天然气勘探方向。研究结果表明：(1)古近系沙河街组三段中—下亚段和沙河街组四段是主要烃源岩层,不同构造位置形成的烃源岩类型不同,包括腐殖型、腐泥型烃源岩,分别生成了油型气、煤型气;(2)形成的各类天然气在复杂断裂、砂体和不整合面构成的输导体系中运移、汇聚,形成混合成因天然气气藏;(3)欢喜岭地区具有2个运聚系统,系统Ⅰ为西部斜坡带—双台子构造带上的砂四上亚段运聚系统,为油型气近源成藏,其余区域为系统Ⅱ,为油型气和煤型气远距离运移成藏;(4)欢喜岭地区天然气藏为单凹陷、多源晚期成藏,气源岩空间差异分布和复杂的断裂系统共同控制了该区气藏成因类型多样性和分布复杂性。结论认为,断陷湖盆天然气成藏生—运—聚动态模拟明确了辽欢喜岭地区...     

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.     

渤海湾盆地杜寨气田深层致密砂岩气成藏机理

截至目前,我国发现并成功开采的致密砂岩气藏主要分布于中西部地区,气源岩有机质类型为偏腐殖型;而天然气成因类型为油型气的致密砂岩气藏则较为少见,尚缺乏系统的研究。为此,以渤海湾盆地东濮凹陷杜寨气田古近系始新统沙河街组三段(以下简称沙三段)气藏为例,应用地质、地球化学、测井等资料,对沙三段中—下亚段致密砂岩气的成藏地质背景进行了系统研究,并在依据储集成岩演化、充注动/阻力演化及烃源岩热演化等成藏要素对天然气成藏阶段进行划分的基础上,根据储层成岩演化序列与油气成藏期次间的耦合关系分析其成藏过程。研究结果表明:(1)沙三段气藏成因类型为油型气的致密砂岩气,具备有机质丰度及成熟度较高的优质烃源岩、累计厚度较大且分布范围较广的储集层、与烃源岩互层的良好的源储配置关系、充足的成藏动力及良好的封盖保存条件等有利的成藏条件;(2)沙三中—下亚段储集层致密,浮力作用下天然气很难发生有效充注,欠压实作用、生烃作用等引起的异常高压是天然气充注的主要动力;(3)沙三中—下亚段经历了两期致密化过程和两期油气充注,致密砂岩气整体具有"先致密、后成藏"的特征,其成藏过程可分为4个演化阶段。     

辽河盆地东部凹陷南部地区天然气的同位素特征及成因

为了确定辽河盆地东部凹陷南部地区天然气的气源、类型、成熟度及沉积环境特征,对该区天然气中氨、氩、碳和氢同位素测定数据进行了系统的分析。结果表明,该区为构造活动区,区内的天然气主要为有机成因,偶有无机气混入;该区天然气存在多个气源,既有“自生自储”的原生气藏,又有运移而来的次生气藏;区内发育生物气、低成熟-成熟油型气、高成熟油型气、过成熟油型气及煤型气5种类型的天然气,且以低成熟-成熟的油型气和高成熟油型气为主;该区天然气源岩主要形成于淡水-半成水的河流及湖泊环境。     

煤矿井下水力压裂技术抽采煤层瓦斯应用及前景

目前,在我国煤矿开采作业中,煤矿井下水力压裂技术是一种较为先进的瓦斯抽采技术,但由于该技术在我国的起步较晚,在应用过程中因经验不足,以及诸多因素的影响,都对该技术的应用效果造成了影响。为了保证对煤层瓦斯气体的有效抽采,保证煤矿井下作业的施工安全,必须做好对煤矿井下水力压裂技术的应用研究。本文主要阐述了煤矿井下水力压裂技术的研究现状,对应用过程中的技术问题加以综合分析,并针对这些现存问题提出相应的解决对策,最后对该技术的未来发展前景加以展望,以供参考。     

煤层气井排采水源分析及出水量预测——以鄂尔多斯盆地东缘韩城矿区为例

煤层排水降压是加速煤层气解吸的关键,查明排采出水水源并对出水量进行有效预测将有助于煤层气开发方案的合理制定。为此,利用排采、测录井等资料,基于动态刻度静态、静态预测动态的思想,通过对煤层气井排采水源和出水量的综合分析,选取煤层气井与断层之间的距离、相对构造幅度、煤层及其顶底板的含水级别这4个评价指标作为煤层气井排采出水量的主要影响因素,得出煤层气井排采出水量的预测模型,并以预测结果划分出研究区煤层出水量平面分布特征。综合评价结果认为:煤层气井排采水源来自于近断裂带、构造低幅度区、顶底板砂岩及煤层自身,出水量大的井多靠近断裂带、构造低幅度区,或存在顶底板厚层砂岩含水层,而煤层自身含水量较小;研究区5号煤层南部和北部及中部韩3-2-025井区出水量较大,呈现沿断裂带、构造低幅度区及顶底板厚层砂岩区出水量增大的趋势,与实际排采产水量吻合较好。     

煤矿瓦斯的抽放简介

重庆中梁山煤矿采取瓦斯抽放措施,使矿井的瓦斯涌出量降低40％以上,采区瓦斯涌出量降低60～70％,不仅保证了煤矿的安全生产,而且抽放出来的瓦斯,经井下、井上的管网集输到地面,还用来生产甲醛和炭黑,代替了数千户职工家庭的生活用煤。煤矿瓦斯的主要来源,一般是开采层、邻近开采层、夹层和围岩。在多煤层矿井中,由于开采其中某一煤层而造成的地压活动,使其上下邻近的煤层因卸压产生裂隙,瓦斯便顺裂隙大量泄入开采层。因此,抽放瓦斯所钻的井眼,多选择于开采的邻近层。也有在回采层本身抽放瓦斯的。     

西部凹陷沙四段F油层致密储层特征评价研究

致密油是指在致密储层中,未经过大规模长距离运移而形成的石油聚集,主要赋存空间为紧邻源岩的致密层中。储集层岩性主要包括致密砂岩、致密灰岩和碳酸盐岩。本文从致密储层岩石学、储集空间、物性、含油性测井评价四个方面对西部凹陷沙四段F油层进行了致密储层特征评价研究。     

南华北盆地谭庄凹陷下白垩统储集体成因类型及特征

依据岩心及钻测井、分析化验等资料,对南华北盆地周口坳陷谭庄凹陷下白垩统储集体成因类型及物性特征进行了研究。谭庄凹陷在早白垩世存在南、北两大物源,南部以发育来自南部物源的扇三角洲为主,北部以发育来自北部及西北部物源的三角洲为主,盆地中心主要为湖相和滑塌浊积扇沉积。储集体主要由砂砾岩和砂岩组成,其中细砂岩发育最多,其次为砂砾岩及砾岩;岩石的结构和成分成熟度都较低。本区碎屑岩储集物性普遍较差,这与岩石较低的成熟度、较强的压实作用和胶结作用及较弱的溶蚀作用有关。不同成因类型储集体其物性存在一定差别。其中2 200 m以上的三角洲平原砂体储集物性较好,但随着埋深的增加,物性迅速降低。在相同的深度,从扇三角洲前缘、扇三角洲平原、滨浅湖储集物性依次降低。     

吐哈盆地丘东洼陷致密砂岩气地球化学特征

丘东洼陷是吐哈盆地致密砂岩气勘探开发的重点地区。通过致密砂岩气、煤系烃源岩的地球化学实验等分析,研究了丘东洼陷中下侏罗统致密砂岩气地球化学特征、成因类型、主力气源类型与分布等。结果表明：丘东洼陷致密砂岩气以烃类气体为主,含量为56.8%～97.2%,非烃气体主要为N₂;天然气干燥系数（C₁/C_1-5）为0.79～0.89,全部为湿气;天然气均为热成因气,温吉桑地区致密砂岩气为煤型气,照壁山-红旗坎地区为混合成因气,鄯勒地区为混合气和油型气,柯柯亚地区为混合气和煤型气;丘东洼陷北部地区致密砂岩气成烃母质中含有一定量的腐泥组分,南部温吉桑地区生气母质以偏腐殖型有机质为主;依据烃源岩有机质生物来源构成与沉积环境等指标参数,将研究区中下侏罗统泥岩分为A、B、C、D  4种类型。精细气源对比表明,致密砂岩气烃源岩以煤系泥岩为主,煤岩不是主要的气源岩。有效泥质烃源岩发育区是寻找致密砂岩气“甜点”的重要方向。     

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。     

济阳坳陷孤北-渤南地区渤古4潜山天然气地球化学特征及气源探讨

济阳坳陷孤北-渤南地区深层天然气来源多，成因复杂，混源现象普遍。针对这一问题，运用天然气组分、稳定碳同位素、轻烃组成和伴生原油生物标志化合物等多种指标，并与邻区天然气进行对比，判识了该区渤古4潜山奥陶系天然气的地球化学特征和成因类型，认为该区天然气主要为高成熟油型气，混有部分煤成气。 依据天然气与气源岩地球化学特征并结合成藏地质条件，明确了天然气的来源，认为渤古4潜山天然气主要源自渤南洼陷Es产气源岩，混有孤北C—P煤成气，伴生油具有相似的来源。     

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。     

论鄂尔多斯盆地下古生界烃源岩的成藏演化特征

鄂尔多斯盆地中东部广布的下奥陶统马家沟组碳酸盐岩形成于动荡、富氧的古地理环境,因而其有机质丰度低,有机质类型差,生烃潜力低,不能成为有效烃源岩。地质和地球化学分析证实,盆地西、南缘台缘深水斜坡相的中奥陶统平凉组存在优质海相烃源岩,其形成的油气最早富集在中央古隆起及其周围;伴随着中央古隆起带轴部的向东迁移和早白垩世末盆地西倾大单斜的定型,平凉组烃源岩在早白垩世生烃高峰期生成的天然气和早期古油藏裂解气,由中央古隆起带向北东方向发生二次运聚,最终在盆地中部奥陶系马家沟组风化壳中聚集成藏,即形成靖边大气田。这一过程包含了油藏、油气共存和气藏3个成藏演化阶段,也证实了盆地西、南缘平凉组烃源岩是靖边气田油型气的主要来源。     

南海北部深水区盆地烃源条件和油气源

南海北部深水区在古近纪经历了多幕裂陷作用,至新近纪开始进入坳陷阶段。裂陷期发育湖相和海陆过渡相烃源岩,坳陷期发育海相烃源岩,其中海陆过渡相烃源岩是南海北部深水区的主要烃源岩。南海北部深水区已发现的油气主要来源于海陆过渡相的崖城组和恩平组,海相的珠海组烃源岩对珠二坳陷深水区原油有重要贡献。琼东南盆地深水区天然气属于典型的煤型气,主要气源岩为崖城组腐殖型烃源岩;而珠二坳陷天然气既非典型的煤型气,也非典型的油型气,而是二者之间过渡类型天然气,气源岩为恩平组腐殖-腐泥混合型烃源岩。     

南祁连盆地木里坳陷石炭系-侏罗系天然气水合物气源岩有机地球化学特征

通过开展南祁连盆地木里坳陷天然气水合物基础地质剖面调查工作,对石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系共四套层系5条剖面的炭质泥岩、泥岩等样品进行了系统采样与分析,在此基础上深入研究四套层系的有机质丰度、有机质类型和有机质成熟度等地球化学特征,分析及对比各层系的有机地球化学指标,以探讨不同层系烃（气）源岩为天然气水合物提供的气源条件。结果表明：石炭系-二叠系有机质丰度偏低,TOC（总有机碳含量）普遍小于0.4%,为非和差烃源岩,有机质类型主要为Ⅱ型和Ⅲ型,有机质成熟度为过成熟,生烃能力较差,难以成为天然气水合物潜在气源岩。三叠系样品TOC值普遍大于1%,氯仿沥青“A”平均为0.89‰,以很好和好烃源岩为主,并含少量差和非烃源岩,有机质类型以Ⅲ型为主,含少量Ⅱ₂型,镜质体反射率R_o值为0.74%~0.98%,整体上处于成熟阶段,生气能力较强,可作为天然气水合物主要潜在气源岩。侏罗系以很好、好和中等烃源岩为主,并含部分差烃源岩,有机质类型主要为Ⅱ型和Ⅲ型,R_o值为0.62%~0.97%,整体上处于成熟阶段,可作为天然气水合物次要潜在气源岩。     

东濮凹陷桥口-白庙地区天然气分布与成因探讨

通过对桥口-白庙地区天然气地球化学及分布特征的分析研究,认为该区天然气主要有油型气、煤型气、混合气及深成气4种类型,各种类型的天然气分别具有不同的成因及成藏类型.桥口构造东翼深层天然气主要与葛岗集洼陷下第三系烃源岩有关,与煤系地层关系不大;白庙地区天然气与葛岗集洼陷及前梨园洼陷的烃源岩均有关,既有早期煤型气的充注,也有...     

四川合川—潼南地区须家河组致密砂岩气成藏模拟

烃源岩生气产生的超压是致密砂岩气藏成藏的主要驱动力,提出烃源层生气增压定量计算模型,建立致密砂岩气藏动力平衡方程,制定致密砂岩气成藏模拟流程,并模拟了四川盆地合川—潼南地区须一段生气量及其引起的烃源岩超压史。模拟结果证实:①烃源层生气强度决定生气增压的大小,储集层物性决定气藏的分布,常规气藏与致密砂岩气藏在平面和纵向上的分布均具有互补的特点,前者主要分布于孔隙度大于7%的局部构造高点;后者主要分布于孔隙度较低的构造相对低部位且靠近生气量大的烃源层;②从最大埋深(距今65 Ma)到现今的抬升过程中,由于地层水压力降低,气水压差增大,致密砂岩气运移更远,聚集量增大,但常规气基本不发生运移,聚集量也未增大;③须二段致密砂岩气量是常规气量的5.9倍,未发现资源主要为致密砂岩气,分布在合川的东北部、潼南北部和潼南的东南部等地区。图12表2参37     

四川盆地东北部马路背地区上三叠统须家河组天然气地球化学特征及气源

依据天然气化学组分及碳、氢同位素等地球化学资料,分析了四川盆地东北部马路背地区上三叠统须家河组天然气地球化学特征、天然气成因及来源。研究表明,马路背地区须家河组天然气组分以甲烷为主,含量介于92.60%~99.04%,平均为97.59%,干燥系数普遍高于0.990 0,平均为0.992 2,热演化程度较高;与邻区须家河组天然气对比,马路背地区须家河组天然气碳同位素明显具有甲烷碳同位素偏重、乙烷碳同位素偏轻的特征,δ¹³C₁值介于-33.70‰~-28.60‰,平均为-30.88‰,δ¹³C₂值介于-36.40‰~-28.90‰,平均为-33.11‰,甲烷和乙烷碳同位素多表现为倒转分布。天然气成因鉴别及气-源对比研究表明,马路背地区须家河组天然气为Ⅲ型和Ⅱ型干酪根生成的煤型气和油型气的混合热成因气,天然气主要来源于上三叠统须家河组煤系烃源岩及上二叠统吴家坪组海相烃源岩,甲烷和乙烷碳同位素倒转正是煤型气及油型气混合所致。马路背地区须家河组天然气高产富集与该区海相、陆相烃源岩双源供烃及深大断裂有效沟通海相、陆相多套优质烃源岩关系密切,沟通海相、陆相烃源岩的通源断裂在该区天然气成藏富集及后期调整改造方面具有重要作用。