中国煤层气地球化学特征及成因

煤层气地球化学特征及其成因对于煤层气藏形成和分布规律的认识及煤层气资源评价具有重要意义,煤生烃及后期改造是煤层气化学组分和碳同位素等地球化学特征的重要影响因素,根据地球化学特征可判识其成因。通过大量的煤层气组分及其碳同位素数据分析了中国煤层气地球化学特征;结合成煤演化过程,分析了原生煤层气地球化学特征的变化规律;根据煤后期改造作用的类型分析了次生作用对煤层气地球化学特征的影响。提出煤层气地球化学特征受后期改造影响较大,主要包括解吸作用、次生生物作用和水溶解作用。     

煤层气解吸过程中甲烷碳同位素特征

煤层气地球化学的研究对象以甲烷为主.为了研究煤岩解吸的煤层气在解吸过程中发生碳同位素分馏作用,测试利用绳索取心煤岩样品在自主研发的煤层气/页岩气密封容器中连续解吸,每250 mL收集一次煤层气样品并进行碳同位素分析.实验结果表明:煤层气解吸前期,δ13CPDB值基本上呈缓慢增加的趋势;当解吸气量增加到一定体积后,δ13...     

鄂尔多斯盆地东缘煤层气成藏地质模型

鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发有20余年历史,近年来在保德、柳林等区块规模化开发迅速发展,但总体上全区产业化发展并不均衡。除工程因素外,对煤层气地质条件的认识仍然存在分歧,煤层气成藏地质模型可以为勘探选区提供借鉴。通过对鄂尔多斯盆地东缘构造格架、地层层序、水动力条件及气体成因的研究,构建了研究区北段单斜式低煤级煤层气成藏地质模型、中段基底上拱式中煤级煤层气成藏地质模型、南段边缘推覆式高煤级煤层气成藏地质模型,典型代表区域分别在府谷、吴堡—柳林和韩城。其中,单斜式低煤级煤层气成藏地质模型中,煤层气相对富集于地下水滞留区上部;在基底上拱式中煤级煤层气成藏地质模型中,煤层气高渗富集区位于拉张型鼻状隆起带;在边缘推覆式高煤级煤层气成藏地质模型中,气体富集于挤压型构造转折端。研究结果表明:吴堡—柳林基底上拱式中煤级煤层气成藏地质模型各成藏要素匹配良好,气体储集和渗流条件最好,建议作为优先开发区域;府谷单斜式低煤级的含气性相对差,渗透率高;韩城地区尽管气体保存条件好,但边浅部受边缘逆冲推覆构造的影响,煤体结构破坏严重,煤层气可采性差。     

鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发前景

鄂尔多斯盆地东缘蕴藏着丰富的煤层气资源,预测1500m以浅煤层气地质资源量约9×1012m3,是中国石油天然气股份有限公司近期勘探开发的重点区域。为弄清该区煤层气的勘探开发前景,在综合分析鄂尔多斯盆地东缘煤系地层,主力煤层的构造、分布,煤储层的物性、饱和度等煤层气基本地质条件及煤层气资源情况的基础上,认为该区的煤层具有较好的含煤性、含气性和可采性;结合煤层气勘探开发实践,对鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发有利区进行了整体评价,提出了渭北区块的韩城—合阳井区、临汾区块的午城—窑渠井区、吕梁区块的柳林—三交井区、吕梁区块的保德—神府井区是4大煤层气富集区。结论认为:鄂尔多斯盆地东缘资源探明率和资源转化率、勘探程度均较低,煤层气勘探开发前景广阔,具有商业化产气能力和形成大型煤层气田的条件,必将成为全国煤层气规模化、产业化、商业化运作的"甜点"区。     

鄂尔多斯盆地石油中沥青的地球化学特征

对鄂尔多斯盆地石油中沥青的微量元素和稀土元素地球化学特征研究表明,鄂尔多斯盆地石油中沥青富集铁族元素、亲硫元素和碱金属元素,相对贫含稀有稀土元素和放射性元素,稀土元素比值接近上地壳及中国沉积岩的稀土元素特征,反映其并非全是.上地壳沉积岩中的有机质的聚集,还应有部分深部物质的加入。     

鄂尔多斯盆地东部上古生界不同含气组合天然气地球化学特征

通过对鄂尔多斯盆地东部上古生界110个天然气样品组分及碳同位素的分析,认为下部含气组合本溪组、太原组及山西组气藏以干气为主,具有甲烷含量高、重烃低、干燥系数大、非烃略高的特点;中部含气组合盒8气藏以湿气为主,干气为辅,干燥系数具有2个主峰(0.93～0.94,0.98～0.99),重烃含量较高,非烃含量低;上部含气组合千5气藏天然气甲烷含量最高,重烃含量略低,干燥系数为0.96～0.99,非烃含量最低。不同含气组合中甲烷碳同位素值比较重,乙烷、丙烷碳同位素具有典型的煤成气的特点。烃源岩干酪根碳同位素、烃源岩及盖层中脱附烃组分均表明,气源岩具有典型的煤系烃源岩的特征,不同含气组合中的天然气来自下伏煤系气源岩。      

鄂尔多斯盆地中东部下古生界天然气地球化学特征差异性机理

鄂尔多斯盆地的天然气勘探进程与油气地球化学研究进展关系密切,通过对鄂尔多斯盆地中东部地区一批古生界天然气样品的地球化学系统分析,结合前人有关地球化学数据的搜集整理,对古生界天然气进行了地质—地球化学相关分析,着重对产于下古生界奥陶系的天然气组分、碳氢同位素组成等进行分层、分区对比,进一步明确奥陶系各层位天然气的主要来源。结果显示不同层系天然气地球化学特征与成因存在明显差异,奥陶系上组合天然气甲、乙烷碳同位素组成相对略重,且存在部分δ¹³C_CH4> δ¹³C_C2H6的倒转,δD_CH4值大多低于-180‰;中—下组合天然气碳同位素组成相对偏轻,δD_CH4值主体高于-180‰;综合认为上组合是上古生界石炭系—二叠系煤型气与下古生界油型气复合,油型气有很大贡献,中—下组合天然气来自奥陶系海相烃源岩自生自储或更深更古老烃源。天然气地球化学特征证明了下古...     

石炭系—二叠系煤成气地球化学特征——以鄂尔多斯盆地和渤海湾盆地为例

通过分析、对比鄂尔多斯盆地和渤海湾盆地67个来源于石炭系—二叠系煤系天然气的组分、稳定碳同位素组成,并结合实际地质背景分析,取得以下认识:鄂尔多斯盆地和渤海湾盆地来源于石炭系—二叠系烃源岩的天然气绝大部分是煤成气,靖边气田少量油型气来源于二叠系太原组灰岩。鄂尔多斯盆地天然气主要为干气,而渤海湾盆地天然气主要为湿气。鄂尔多斯盆地20%天然气样品发生倒转,主要倒转形式为δ13C2δ13 C3,渤海湾盆地27%天然气样品发生倒转,主要表现为δ13C3δ13C4倒转,倒转均是由同源不同期煤成气的混合造成。鄂尔多斯盆地天然气主要是烃源岩在成熟—高成熟阶段生成;渤海湾盆地石炭系—二叠系煤成气主要是成熟阶段的产物,少量天然气为烃源岩在高—过成熟阶段所生成,这部分天然气主要分布在东濮坳陷。成熟度和母质组成的差异使得2个盆地甲烷碳同位素组成存在差别,随着成熟度的增加,2个盆地重烃气与甲烷碳同位素差值逐渐减小。     

鄂尔多斯盆地上古生界凝析油成因研究

鄂尔多斯盆地古生界凝析油具有低密度、低凝固点、低初馏点的特征;Pr/Ph值均大于2.0,具有姥鲛烷优势;轻烃中甲基环己烷相对含量高于60％;碳同位素值主要分布在-21‰～-26‰之间,正构烷烃单体分子碳同位素值主要分布在-20‰～-29‰之间,且碳同位素值随碳数的增大逐渐变轻,呈分段式分布。将凝析油地球化学特征与上古生界暗色泥岩、煤及下古生界碳酸盐岩进行比较,结果表明鄂尔多斯盆地古生界凝析油与煤的地球化学特征一致,是煤在高成熟阶段的产物。对古生界凝析油成因的探讨为认识鄂尔多斯盆地古生界天然气成因提供一定的依据,一般有凝析油伴生的天然气烃类碳同位素组成相对较重,主要为煤的产物;而烷烃碳同位素组成相对较轻的天然气与泥岩厚度分布特征有一定的关系,可能以上古生界暗色泥岩生成物为主。     

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。     

鄂尔多斯韩城地区石炭—二叠系含煤沉积体系及其控气作用

鄂尔多斯韩城地区煤层气地质条件复杂,含煤沉积体系特征是影响煤层气富集的重要因素之一。通过对韩城地区石炭—二叠系含煤沉积特征的研究,发现太原组主要为潟湖—潮坪—障壁岛沉积和陆表海碳酸盐岩台地沉积,山西组主要为河控三角洲沉积。从主要可采煤层的沉积相变、煤层厚度变化、煤岩物性变化及煤层顶底板封盖特征方面分析了沉积作用对煤层气富集的影响。研究表明：3号煤厚度较小,甚至出现变薄尖灭的现象;5号煤在全区发育且厚度较大,横向连续性好。煤层顶底板主要以泥岩、砂岩、粉砂岩为主,其中以厚层泥岩为顶底板的结构稳定的煤层更有利于煤层气的富集成藏。白马滩镇以东地区为2套煤层的有利开发区块。     

鄂尔多斯盆地地球化学特征与受控因素

通过对鄂尔多斯盆地地球化学背景特征的系统研究,并与我国主要含油气盆地的地球化学特征进行比较,认为该盆地整体上具中高背景、较均匀地化场特征。综合研究表明:鄂尔多斯盆地地球化学背景和异常的形成是各种地质作用和近地表沉积物性质、地形地貌景观条件综合作用的结果,其中油气源是地表化探指标浓度变化和异常形成的物质基础,是地表油气化探异常形成的主控因素,但不同的来源具有不同的组分特征和异常组合特征;构造运动是烃类离开油气源区,向储集层运移和纵向运移的主要动力,不同的圈闭类型对地表化探异常的组合形式或异常模式起着控制作用;而近地表沉积物性质和地形地貌景观条件是影响油气化探异常分布规律和油气化探应用效果的重要因素。     

准噶尔盆地南缘齐古地区煤层气地质特征

依据准噶尔盆地南缘齐古地区现有的煤炭勘察资料、油气探井资料、地震资料和煤岩分析化验资料,研究了中下侏罗统西山窑组(J2x)和八道湾组(J1b)煤层分布特征、煤质特征、储层物性及含气性、成藏条件等.结果表明:准噶尔盆地南缘齐古地区侏罗系煤层层数多(6～12层)、厚度大(10～60 m)、分布稳定,煤质较好(镜质组含量>5...     

鄂尔多斯盆地大牛地下古生界天然气地球化学特征及其来源综合判识

近年来,鄂尔多斯盆地大牛地古生界天然气勘探取得重要进展,尤其是下古生界奥陶系风化壳连续高产工业气流的发现,展示了良好的勘探前景,但大牛地下古生界天然气成因及气源研究相对薄弱,直接制约了下一步勘探部署,为此系统开展了大牛地古生界天然气组分、碳氢同位素、稀有气体组分和同位素等地球化学分析。大牛地古生界天然气中甲烷占绝对优势,含有一定量的重烃,非烃气CO₂和N₂含量相对较高,既有典型的成熟阶段生成的湿气,也有高过成熟阶段生成的干气。大牛地上古生界天然气为典型煤型气,而下古生界天然气既有煤型气,也有油型气。古生界天然气中CO₂主要为有机成因,少数为无机成因,无机成因CO₂赋存于下古生界储层,可能主要由下古生界烃源岩中碳酸盐岩热解产生。综合运用烃源岩岩石脱附气碳同位素—天然气碳同位素—干酪根碳同位素、天然气甲烷氢同位素、稀有气体Ar同位素定年及混源模拟实验等综合地球化学手段,明确了大牛地上、下古生界煤型气均来源于上古生界煤系烃源岩,而下古生界油型气中混有0~45%的煤型气,主要来源于下古生界马家沟组烃源岩。     

沁水盆地煤层含气后的 AVO 响应特征

近年来,沁水盆地煤层气勘探开发不断深入,煤层气富集规律是制约其勘探开发成效的关键因素之一,而 AVO 技术对煤层气富集规律的预测至关重要。 煤层的 AVO 响应特征是什么样的？ 煤层含气后的 AVO 响应特征又是什么样的？其与常规砂岩含气后的 AVO 响应特征是否一致？对此,在沁水盆地开展了不同岩性流体替换及其在不同含气饱和度下的 AVO 响应特征研究。 结果表明,煤层的 AVO 响应特征与煤层含气后的 AVO 响应特征不同,煤层为“暗点”反射特征,而煤层含气后为“相对亮点”反射特征。 该研究成果可为煤层气勘探开发提供技术支撑与服务。     

四川盆地震旦系—下古生界天然气地球化学特征及成因判识

四川盆地震旦系灯影组,寒武系筇竹寺组、龙王庙组、洗象池组的天然气组成、同位素值在不同构造位置上表现出不同的特征,造成了对其天然气成因及来源等认识上的差异。基于前人的研究成果,结合大量新钻探井资料,开展了该区天然气地球化学特征对比研究。结果表明:①天然气总体上表现为典型的干气,以烃类气体为主,甲烷含量为74.85%~97.35%,以83.0%~96.0%为主;非烃气体含量的差别主要表现在N2和He,威远—资阳地区相对高N2、高He,高石梯—磨溪地区相对低N2、低He,这种差异与烃源岩中的泥质含量有关。②不同地区天然气δ13 C1值、δ13 C2值差异大:资阳震旦系天然气δ13 C1值最轻(-38.0‰~-35.5‰),其他地区则介于-33.9‰~-32.0‰,反映了捕获阶段的不同,早期捕获的天然气同位素值较轻;威远震旦系—寒武系天然气δ13 C2为-36.5‰~-32.7‰,高石梯—磨溪龙王庙组天然气δ13 C2为-33.6‰~-31.8‰,高石梯—磨溪灯影组天然气δ13 C2则与上述天然气有较大差别,为-29.1‰~-26.8‰,主要反映了母质类型的差异。③天然气C6~C7轻烃组成均以环烷烃和异构烷烃为主,主要表现为原油裂解气特征。     

鄂尔多斯盆地乌审旗地区煤层气富集主控因素及其勘探方向

乌审旗地区是鄂尔多斯盆地的重要含煤区,也是近几年低煤阶煤层气勘探的热点地区。但该区前期煤层气钻探总体效果并不理想,迫切需要认清该区煤层气富集规律,以便有效开展煤层气勘探及开发利用。为此,对该区煤层分布特征、聚煤期沉积环境、煤岩特征及储层物性、煤层含气性等地质条件进行了分析,发现该区煤岩演化程度低,以低煤阶长焰煤为主,煤层厚5~30 m,大部分地区煤层埋深小于1 000 m且分布稳定,具有一定的煤层气勘探潜力。但煤层气钻井揭示该区煤层含气性变化大,煤层含气量介于0.19～6.7 m³/t,部分地区煤层气组成中CH₄含量小于25%,说明煤层早期成岩时生成吸附的甲烷已被破坏逸散。进一步分析影响该区煤层气富集的主控因素后认为：在煤层直接盖层为砂岩、保存条件差的地区,煤层含气性差,反之,则含气性好,如果有后期生物气的补充,则可以富集成藏。最后指出：该区北部的乌审召区块和南部的纳林河区块,煤层气保存条件好、含气量高、勘探潜力大,可作为下一步煤层气勘探的有利目标区。     

鄂尔多斯盆地杭锦旗地区上古生界天然气成因及来源

鄂尔多斯盆地杭锦旗地区上古生界天然气化学组成、稳定碳氢同位素等综合分析结果表明,该区天然气以烃类气体为主,干燥系数介于0.80~0.94,表现为湿气特征;δ¹³C₁和δ¹³C₂值分别为-36.2‰~-31.7‰和-27.8‰~-23.3‰,δD_CH4值为-199‰~-172‰,烷烃气碳、氢同位素总体呈现正序特征,属于有机成因气。天然气成因鉴别和气-源对比表明,该区上古生界天然气主体属于煤成气,来自太原组-山西组煤系烃源岩,但泊尔江海子断裂南北两侧天然气的来源存在差异性,南侧十里加汗区带天然气来自原地的太原组-山西组高成熟烃源岩;而北侧什股壕区带天然气则主要由断裂以南十里加汗等地区运移而来,且后期遭受一定程度的破坏而发生逸散。