生物气CO_2还原途径中碳同位素分馏作用研究及应用

地质历史中,CO2/H2还原产甲烷作用对生物气的形成具有十分重要的意义。中国柴达木盆地第四系生物气主要为CO2/H2还原型生物气。笔者以CO2/H2还原生气理论为指导,进行不同初始碳同位素值和不同赋存状态碳源的生物模拟实验,研究CO2/H2还原产气过程中发生的碳同位素分馏作用。实验结果表明,产物中δ13CH4值与底物的δ13C值呈很好的正相关关系;在反应母质过量的情况下,碳源的赋存状态可以影响产物甲烷的碳同位素组成。以游离形式CO2还原产生的甲烷δ13C值,相对于以HCO3-、CO23-离子形式产生的甲烷δ13C值轻。通过柴达木盆地东部第四系生物气田实例分析,探讨了该区生物气的主要底物CO2的来源及赋存状态,对评价盆地生物气资源和有利勘探区预测有重要的参考价值。     

沁水煤层气田高阶煤解吸气碳同位素分馏特征及其意义

沁水盆地是我国煤层气勘探开发的重要有利区,沁水煤层气田位于盆地东南部。对采自沁水煤层气田两口井的煤开展了罐解吸实验。结果表明,该地区煤层气解吸速率很快,96 h后解吸气量都达到了总解吸气量的60%~85%,720 h后解吸过程基本结束;解吸气量大,平均在18 m3/t以上。煤层气解吸过程中甲烷发生碳同位素分馏,δ13C1值变化与解吸率呈良好的线性关系,参考这种正相关关系曲线,定期监视煤层气降压排采过程中甲烷δ13C1值的变化情况,可以大致推测出该地区煤层气解吸率,从而预测煤层气的采出程度。跟踪测试沁水煤层气田A1和A1-3井在试采过程的甲烷δ13C1变化情况,推测现在采出的煤层气可能主要是煤层裂隙中以游离形式存在的煤层气,表明该区煤层气稳产性较好,资源前景广阔。     

三塘湖盆地中二叠统原油的来源及其分布特征

在对三塘湖盆地中二叠统原油物性、生物标志物特征分析的基础上,开展了油岩生物标志物参数的对比和成藏主控因素的分析。研究认为,中二叠统芦草沟组原油属于自生自储、源内成藏。条湖组原油主要来自芦草沟组烃源岩,属于近源成藏;部分原油(马49井等)来自下二叠统-上石炭统,属于源外成藏。中二叠统的源岩油藏分布主控因素主要体现在源和裂缝两个方面,有效源岩(主要体现在源岩成熟度上)控制了油藏的分布;裂缝(构造裂缝为主)则是控制油藏产能的关键。因此,三塘湖盆地的原油勘探应围绕源和裂缝这两个方面进行,上述认识对油田中二叠统原油的勘探具有积极的指导意义。     

库车坳陷东部吐格尔明地区天然气地球化学特征及油气充注史

库车坳陷东部油气地质条件复杂,天然气成因与油气充注时间存在争议,油气充注史不明,制约其油气勘探进程。利用天然气组分、碳同位素组成、流体包裹体岩相学与均一温度等分析测试数据,结合沉积埋藏史及构造演化史,研究了库车坳陷东部吐格尔明地区天然气地球化学特征、天然气成因类型及油气充注时间,分析了油气充注成藏过程。结果表明:吐格尔明地区天然气组分以甲烷为主,甲烷含量为75.56%~90.11%,干燥系数为0.79~0.93;δ¹³C₁和δ¹³C₂值为-35.73‰~-33.80‰和-26.41‰~-25.30‰,天然气成因类型属于成熟阶段的煤成气。吐格尔明地区侏罗系砂岩储层发育两类流体包裹体,分别为黄色液态烃包裹体和蓝白色荧光的气液烃包裹体、灰色的气烃包裹体,表明该区存在两期油气充注,第一期为13~7 Ma的原油充注,第二期为2.6 Ma以来的天然气充注。康村组早中期,吐格尔明地区烃源岩形成的原油充注至宽缓背斜圈闭中保存;库车组晚期,侏罗系克孜勒努尔组与阳霞组发育良好的源储组合,天然气近距离充注成藏。     

库车坳陷北部山前带中生界烃源岩有机岩石学

应用全岩有机岩石学分析方法,对库车坳陷北部山前带中生界三叠系和侏罗系烃源岩的显微组分、主要富氢组分、有机质类型及热演化程度进行了研究。结果表明：库车坳陷北部山前带侏罗系克孜勒努尔组烃源岩显微组分总含量最高,恰克马克组烃源岩最低。中生界烃源岩显微组分组成具有镜质组含量高、壳质组和惰性组相对发育、腐泥组贫乏的特征。不同层位具有一定差异性,克孜勒努尔组和塔里奇克组中镜质组含量较高,恰克马克组壳质组相对发育。孢子体、壳屑体、角质体和藻类体是其主要的富氢组分,恰克马克组富氢组分相对含量最高。烃源岩有机质类型以Ⅲ型和Ⅱ2型为主,有利于生气,镜质组反射率Ro为056%~187%,热演化程度处于成熟-高成熟阶段。克拉苏—依奇克里克构造带冲断前缘烃源岩显微组分总含量与热演化程度均相对较高,为烃源岩的最大成熟生烃中心。烃源岩高生烃潜力与高的壳质组含量和低的陆源有机质含量有关。     

判识天然气成因的轻烃指标探讨

对我国4个盆地典型煤型气和油型气的209个样品轻烃组成和53个样品轻烃单体碳同位素进行了分析,提出或完善了我国煤型气和油型气的鉴别指标.在天然气轻烃单体碳同位素指标系列中,煤型气具有δ13C苯>-24‰,δ13C甲苯>-23‰,δ13C环己烷>-24‰,δ13C甲基环己烷>-24‰的分布特点,油型气具有δ13C苯<-24‰,δ13C甲苯<-24‰,δ13C环己烷<-24‰和δ13C甲基环己烷<-24‰的分布特点.在正庚烷(nC7)、甲基环己烷(MCH)、二甲基环戊烷(ΣDMCP)等C7轻烃化合物组成中,nC7相对含量和MCH相对含量受影响因素少,能够较好地反映天然气的成因类型.因此,提出nC7相对含量大于30%,MCH相对含量小于70%,为油型气;nC7相对含量小于35%,MCH相对含量大于50%,为煤型气;在C5-7脂肪族组成中,C5-7正构烷烃含量大于30%的区域为油型气,而C5-7正构烷烃含量小于30%的区域为煤型气.这些指标范围具有相对较好的适用性,可作为鉴别煤型气和油型气的重要指标.     

柴达木盆地三湖地区第四系生物气源岩中可溶有机质丰度及地质意义

柴达木盆地东部第四系生物气源岩有机质丰度是控制该区生物气资源的关键因素。通过重新设计实验流程,建立了针对未成熟生物气源岩的有机质丰度评价方法。柴达木盆地第四系生物气源岩可溶有机质含量约是不溶有机质含量的2.6倍,有机质大部分以可溶的形式存在。鉴于未成熟生物气源岩有机质赋存形式的特殊性,提出了柴达木盆地东部第四系生物气源岩的有机质丰度评价标准。大量存在的可溶有机质揭示柴达木盆地东部地区第四系仍处于生物甲烷生成阶段,较高的气源岩有机质丰度为生物气勘探提供了重要的资源保障。     

原油裂解气和干酪根裂解气的地球化学研究(Ⅰ)——模拟实验和产物分析

采用高温模拟技术,对原油、氯仿沥青"A"、原油族组分(饱和烃馏分、芳烃馏分、非烃馏分和沥青质馏分)、烃源岩和干酪根样品进行模拟实验并对其产物进行系统地球化学研究.结果表明不同类型样品模拟实验的气态烃产率特征存在着明显差异,尤其是原油组分中各馏分由于化学结构上的不同,这种差异性更加明显.此外,不同类型样品裂解气体组分中C2/C3值不仅与C2/iC4值而且与模拟温度具有较好的对应关系,模拟温度在500~550℃时,C2/C3值约为2,对应的C2/iC4值约为10.当模拟温度大于500℃以后,烃源岩和干酪根裂解气的C1/C2,C1/C3明显高于原油和氯仿沥青"A"的裂解气.在同样的模拟温度下,烃源岩和干酪根裂解气的干燥系数明显高于原油和氯仿沥青"A"裂解气,当模拟温度在500~800℃范围内,两者的差值总体上在10%以上.这些特征为原油裂解气和干酪根裂解气的区分提供了重要理论依据和地球化学参数.     

塔东地区天然气生成地质模式及其封盖条件评价

针对塔东地区天然气勘探面临的是否具有大量晚期原油裂解气气源供给和气藏封盖条件优劣的两个成藏关键问题,采用原油裂解气生成动力学方法和盖层微观参数评价方法对该区气藏形成条件进行评价研究.原油裂解气生成动力学研究和储层沥青统计结果表明塔东地区原油裂解气生成层位在寒武系顶部至奥陶系底部之间,原油裂解气至少有两种生成地质模式,即满东1井原油裂解气早期快速生成(中奥陶世-志留纪末)、大量裂解(天然气转化率>90%)模式和英南2井原油裂解气两阶段生成模式,英南2井晚期阶段原油裂解成气对塔东地区天然气勘探评价意义重大.盖层评价结果表明下部组合寒武-奥陶系泥岩或灰岩盖层微观参数明显好于上部组合,封闭能力强,相对于上部组合来说,盖层突破压力较大,压力封闭效果较好,天然气散失主要以扩散散失为主.根据上述研究结果,通过综合分析认为塔东地区环满加尔坳陷的孔雀河斜坡、塔东低凸起和英吉苏凹陷下部组合寒武-奥陶系天然气勘探前景广阔.     

天然气水合物发现区沉积物生气量的模拟实验

为了研究天然气水合物发现区沉积物的CH4生成量,对ODP204航次4个站位（1244,1245,1250和1251）58个沉积物样品进行了5个温度点（25,35,45,55和65℃）的生气量模拟．1244站位的模拟结果显示,气体产物主要为CH4和CO2,未检测到C2^＋以上的重烃;CH4生成量与模拟温度之间具有很好的相关性,通常在模拟温度35℃时,样品的cH。生成量最大;样品在低温阶段（25和35℃）,每克沉积物或有机碳的CH4生成量通常达到最大值．其他3个站位沉积物生气量与1244站位相似．根据4个站位的模拟结果,结合该区的地温梯度,推测海底之下1200m以内的沉积物仍在不断生成生物气,是目前生物成因的天然气水合物的重要气源地;而埋深超过1200m以上的沉积地层已经经过了生物作用大量产气阶段,目前所能产生的生物气的产量已微乎其微,但之前产生的大量生物气对该区水合物成藏贡献很大．而且1200m以上埋深的沉积物开始进入热成因气产气阶段,热解成因气的产生继续为该区水合物提供甲烷来源．