烃源岩热模拟分子标志物演化特征及分子解析

为了研究地质体中分子标志物随热成熟度的演化规律,开展了烃源岩热模拟实验,并对产物进行了分子标志物定量及分子解析.结果表明,随着模拟温度的增高,三环萜烷和藿烷含量均逐渐降低,但降低幅度有差异,藿烷和高相对分子质量的三环萜烷降低幅度大于低相对分子质量的三环萜烷,导致在热模拟温度升至370℃的情况下,低相对分子质量三环萜烷的峰高高于藿烷;高相对分子质量甾烷含量降低幅度大于低相对分子质量甾烷,相同相对分子质量不同构型化合物甾烷热解速率不一致,同碳数 ααα 甾烷热解速率大于αββ 甾烷,低相对分子质量的甾烷定量结果随热模拟温度升高先降低后升高再降低;低碳数的芳烃含量随热模拟温度升高先降低后升高,高碳数芳烃含量则一直处于降低状态.分子解析认为,C19和C20三环萜烷主要来自于高碳数三环萜烷的裂解,藿烷的贡献极低;17α(H)C27三降藿烷(Tm)来自高碳数藿烷的贡献,18α(H)C27三降藿烷(Ts)没有其他化合物加入;相同质量前提下,C29甾烷裂解速率为:C29ααS>C29ααR>C29ββS>C29ββR;孕甾烷和升孕甾烷含量升高来自高碳数甾烷的裂解;低碳数的芳烃含量随温度升高来源广泛,高碳数芳烃主要起裂解作用.     

原油裂解气和干酪根裂解气的地球化学研究(Ⅱ)—原油裂解气和干酪根裂解气的区分方法

有关原油裂解气和干酪根裂解气的区分问题,以往的研究中主要采用了Behar等和Pinzhofer等的研究成果,即C2/C3比值在干酪根的初次裂解气中基本是一个常数,C1/C2逐渐增加,而在原油裂解生气过程中C2/C3迅速增加,C1/C2保持相对稳定.模拟实验的研究表明,无论是原油还是干酪根,在其裂解生气过程中,随热力条件的增加,C2/C3,C1/C2,C1/C3均会增加;比较而言,C2/C3受天然气来源类型的影响相对较小,主要反映天然气的成熟度特征.当C2/C3约为2,C2/iC4约等于10时,对应的Ro值约为1.5%~1.6%.而C1/C2,C1/C3则明显受来源特征的影响.在C2/C3接近的条件下,原油裂解气的C1/C2,C1/C3值明显低于干酪根裂解气,且其干燥系数也相应较低.这一认识与以往的区分方法在理论上存在较大差异.实例分析表明,运用上述基本观点,可有效解决原油裂解气和干酪根裂解气的区分问题.     

川东北飞仙关组鲕滩气藏天然气运聚效率

设计进行了封闭体系下原油裂解成气的模拟实验, 建立并标定了原油裂解成气及其碳同位素分馏的化学动力学模型, 以罗家寨气田罗家7井为例分别进行了地质应用.生烃动力学研究发现, 飞仙关组古油藏具备“高效气源灶”的特点, 原油在中晚侏罗世172~151Ma约20Ma时期内裂解殆尽, 且原油裂解气的生成与其运聚成藏作用具有良好的时空匹配关系, 由此可促成飞仙关组气藏天然气的高效运聚.碳同位素分馏动力学研究证实甲烷成藏参与率达87%.利用生烃动力学与碳同位素分馏动力学结合的方法对天然气的运聚效率进行探讨是一个新的有效途径.      

伊-陕斜坡山2段包裹体古流体势恢复及天然气聚集条件

恢复自烃类生成以来的各个地史时期的古流体势, 有助于正确认识油气藏的分布规律.通过对鄂尔多斯盆地伊-陕斜坡太原组—山西组砂岩储层流体包裹体样品的系统分析, 将其油气充注划分为6个期次; 结合埋藏史分析, 确定出6期油气充注发生的时间.在此基础上, 运用流体包裹体pVT热动力学模拟的方法, 获得了6期油气充注的古压力数据, 并计算出伊-陕斜坡山2段6期次天然气充注的古气势, 分析了古气势分布及时空演化规律, 认为区域构造和热史演化是其主要控制因素.结合区域地质资料, 探讨了天然气运移与聚集规律: 晚三叠世中期至中侏罗世末期, 山2段储层气势西南高而北部、东北部低, 天然气主要从西南向北、东北向运移; 中侏罗世末期至早白垩世末期, 气势西高东低, 天然气主要由西向东就近运移, 再向北和东北向运移; 早白垩世末至现今, 天然气藏进入聚集与散失的动平衡状态, 形成现今分布特征.榆林及其南部地区是天然气聚集的最有利地带, 其次为神木-米脂地区.      

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。     

鄂尔多斯盆地中部地区下古生界碳酸盐岩生烃潜力探讨

下古生界高成熟－过成熟碳酸盐岩的生烃潜力一直是困扰我国海相地层油气评价和勘探的重要问题，至今尚未得到很好的解决。本采用有机岩石学和有机地球化学方法，系统剖析了鄂尔多斯盆地中部地区下古生界碳酸盐岩的基本特征及其生烃潜力。结果表明，鄂尔多斯盆地中部地区发育下古生界海相碳酸盐岩，烃源岩厚度较大，有机质丰度较低，有机质类型主要为I型和Ⅱ型，有机质热演化已达到过成熟阶段，这套烃源岩是该区重要的有效气源岩，具有较好的生烃潜力，可为中部大气田提供良好的气源条件。     

鄂尔多斯盆地中部气田奥陶系风化壳天然气藏的气源分析

鄂尔多斯盆地中部气田奥陶系风化壳天然气藏的气源迄今尚未得到很好解决.笔者简述了气源对比存在问题及研究思路,并利用多指标综合对比法系统分析了鄂尔多斯盆地中部气田奥陶系风化壳气藏的气源,初算了不同区块气源的混合比.鄂尔多斯盆地中部气田奥陶系风化壳天然气既有石炭-二叠系来源为主的煤成气,又有下古生界自身来源为主的油型气.中部气田东部区块的天然气主要为煤成气(石炭-二叠系来源约占70%),中部气田北部、西部及南部区块的天然气主要为油型气(下古生界自身来源约占60%～70%).     

鄂尔多斯盆地中部奥陶系方解石脉中包裹体流体势研究

结合前人研究成果，归纳出了一种利用盐水包裹体均一温度与盐度确定流体势的方法，并对鄂尔多斯盆地中部气田奥陶系方解石脉中包裹体进行了流体势计算，推算出了古流体运移方向。     

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。     

天然气成藏过程的三元地球化学示踪体系

天然气形成-成藏过程示踪地球化学体系的建立有助于在时间和空间范畴内重塑天然气运聚过程. 为有效反演复杂的成藏过程, 在前人对天然气地球化学研究和气源对比指标研究的基础上, 依据稳定同位素的母质继承效应、同位素热力学分馏效应、稀有气体同位素的放射性年代积累效应、幔源挥发分继承效应和轻烃化合物的有机分子继承效应及其形成过程的热动力分馏效应等基本原理, 建立了天然气稳定同位素、稀有气体同位素和轻烃化合物完整的三元地球化学示踪体系. 多种赋承内涵信息的指标之间存在着相当紧密的有机联系, 可以相互印证、相互衔接, 择需优先, 综合应用能最大限度地有效反映天然气来源, 母质沉积环境、源岩的演化、天然气运移聚集成藏以及改造过程. 体系的建立有助于更好地去探讨高效气藏形成和分布的规律.