漠河盆地多年冻土带生物气的发现及对陆域天然气水合物勘查的重要意义

东北漠河盆地多年冻土带不仅具有生物气形成的温度、地下水盐度、地下水Eh值和pH值等环境条件,而且具有生物气形成所需的丰富有机质。漠河盆地MK-2井的数据显示,井深870 m内的烃类气体干燥系数C₁/C_1-5> 98 %,70 % 以上的甲烷碳同位素δ¹³C₁< -55 ‰,几乎所有的甲烷氢同位素δD< -250 ‰,表现出明显的生物成因特征。区域和井下样品的生物标志物分析表明,几乎所有样品都含有25-降藿烷系列化合物,展示了漠河盆地多年冻土带微生物活动的普遍性。这一系列直接和间接标志,充分证实了漠河盆地生物气的存在,大大拓展了该区域天然气水合物的成藏气源,扩大了东北地区水合物的成藏潜力和勘查前景。这对东北地区乃至中国陆域多年冻土带的天然气水合物勘查都具有重要指导意义。     

漠河盆地浅部气体特征及对天然气水合物形成的意义

烃类气源是天然气水合物形成的关键因素之一,气源问题长期困扰着中国东北冻土带的天然气水合物勘探。通过对中国东北漠河盆地4口地质浅井数百个岩心气体样品测试数据的研究可以得出：漠河盆地浅部（地表以下约1 200 m以浅的范围）的烃类气体含量多为10~100 mL/L,个别超过100 mL/L。通常泥质类岩石、破碎带和盆地深部的含气量较高,含碳或碳质泥岩的含气量更高。漠河盆地冻土带浅部主要为生物气;中深部（深度为1 200~2 300 m）可能主要是混合气;深部（深度>2 300 m）应该有热解成因的常规天然气。浅部生物气为漠河冻土带天然气水合物形成的主要气源,这对中国东北地区乃至中国陆域天然气水合物的勘探具有重要意义。     

漠河盆地漠河组天然气水合物潜在气源岩评价

通过对钻井及露头剖面样品的分析,基于烃源岩的分布及有机质的丰度、类型、成熟度等指标,对漠河盆地漠河组天然气水合物潜在气源岩进行了深入剖析与有效评价,以期为该区天然气水合物的勘探提供理论依据。结果表明：漠河组分布稳定且连续,暗色泥岩沉积厚度大,由西至东逐渐减薄;总有机碳含量平均为1.85%,其中71.38%的样品被评价为中等及以上烃源岩;有机质类型以Ⅱ₁、Ⅱ₂型为主,少量为Ⅰ型;有机质热演化程度均已达到高成熟-成熟阶段。结合烃源岩厚度、丰度、类型及演化程度等特征将天然气水合物有利区划分为3类,龙河林场一带烃源岩沉积厚度大、丰度高、类型好、热演化程度高,可作为下一步勘探的首选目标区。     

基于运移输导体系的天然气水合物成藏类型——以琼东南盆地H区为例

琼东南盆地是南海天然气水合物富集区和重点勘查地区,但天然气水合物地质研究薄弱。通过三维地震资料解释、地球化学资料分析和大量调研统计,对琼东南盆地H区开展了以水合物成藏系统为主线、运移输导体系为重点的研究。累计48组地球化学数据分析表明,H区水合物分解气的甲烷碳同位素特征(δC₁=-48.2‰)和较高的乙烷、丙烷含量(C₂₊含量为21%),指示该区气源具有“热成因气为主、含混合成因气”的特征。地震解释发现,H区第四纪构造活动程度弱,NNE走向发育的气烟囱构造群、多边形断裂—粉砂复合体、海底滑塌扇构成了主要运移输导体系和优质储层。基于H区天然气水合物的气源特征和运移输导体系,预测并分析了“富含热成因气的气烟囱型水合物、富含热成因气的多边形断裂—粉砂复合型水合物、富含热成因气和混合成因气的海底滑塌扇水合物”成藏类型。      

渭河盆地地热水水溶烃类天然气成因与来源研究

渭河盆地地热水富含烃类天然气,甲烷含量一般在10％左右,最高可达82.44％。碳同位素分析结果表明,烃类天然气具有正碳同位素系列特征,其中位于户县-西安新生代沉积凹陷的地热水伴生天然气δ_¹³C₁值小于-55‰,具有生物成因气的特征,而其他地区地热水伴生烃类天然气δ_¹³C₁值在-38.7‰ ～ -27.2‰之间,为热解成因天然气。天然气源岩分析显示,渭河盆地古近系张家坡组深水湖相沉积岩系,是渭河盆地生物气的重要源岩。分布于渭河断裂之北、构成渭河盆地基底的古生界,与出露于鄂尔多斯盆地南缘铜川-韩城（即渭北隆起）一带的古生界相当,是渭河盆地热解天然气的主要气源岩。     

酸性天然气生成水合物条件实验测定与应用

针对酸性天然气藏开发易生成水合物,堵塞井筒及生产管线的问题,运用定温搜索压力法,对中国西部地区2个高含CO₂的天然气藏气样进行水合物生成条件实验测定。研究表明:天然气中高CO₂含量提高了地层水中HCO^-₃的离子含量,从而增加了地层水的矿化度;与纯CH₄气体相比,相同温度条件下,CO₂的存在显著降低了天然气水合物生成所需的地层压力。对于目标天然气流体,在低矿化度地层水中,生成水合物条件与在纯水中没有明显差别;在较高矿化度(16 970.7 mg/L)地层水中生成天然气水合物压力显著高于纯水体系。进一步基于Clausius-Clapeyron方程计算所合成水合物的分解焓为62 kJ/mol,生成的天然气水合物为Ⅰ型结构。最后结合实验数据和生产动态数据,对目标气藏开发过程水合物生成特征进行分析,预测井筒内是否生成水合物以及出现水合物的井筒位置,该研究为现场生产预防水合物生成具有借鉴意义。     

中国冻土区天然气水合物的找矿选区及其资源潜力

中国是世界第三冻土大国,多年冻土面积达2.15×10⁶ km²（主要分布于青藏高原和东北大兴安岭地区）,蕴含丰富的天然气水合物资源。前人对中国冻土区天然气水合物的研究多局限在青藏高原,且在找矿预测特别是找矿选区方面的研究较少。为此,对中国冻土区天然气水合物成矿条件及找矿选区进行了深入讨论,并初步评价其资源潜力。根据形成天然气水合物的气源条件、温压条件,结合目前所发现的异常标志,认为中国冻土区具备良好的天然气水合物形成条件和找矿前景,羌塘盆地是形成条件和找矿前景最好的地区,其次是祁连山地区、风火山-乌丽地区和漠河盆地,接下来还有青藏高原的昆仑山垭口盆地、唐古拉山-土门地区、喀喇昆仑地区、西昆仑-可可西里盆地以及东北的根河盆地、拉布达林盆地、海拉尔盆地和新疆北部的阿尔泰地区等。采用体积法和蒙特卡罗法初步估算出中国冻土区天然气水合物资源量约为38×10¹²m³,相当于380×10⁸ t 油当量,与中国常规天然气资源量基本相当,显示出巨大的资源潜力。     

利用CO2 开采海底天然气水合物影响因素分析

通过介绍气体水合物的晶体结构,从热力学方面论证了利用CO₂开采海底天然气水合物的可行 性,并分析了铠甲效应、温度、压力、晶体结构、晶穴充满度、多孔介质、盐度、添加剂及乳化等多种因素对CO₂与CH₄ 水合物置换反应的影响,最后指出今后研究的重点应为采取各种措施强化反应过程。该研究 成果为CO₂封存和海底天然气开采研究提供了一种新思路。     

乌连戈伊气田形成机制及其启迪

西西伯利亚盆地是世界上最大的含油气盆地，其中乌连戈伊气田储量达10.2×10¹²m³。对于该气田的形成机制，迄今仍众说纷纭。该盆地北部地区95%的天然气都储集于白垩系波库尔组中，而当中的2/3又储于波库尔组顶部的赛诺曼阶。这些天然气的δ¹³C₁分布在－54‰~－46‰，其中在乌连戈伊气田δ¹³C₁集中在－49‰左右，它不应当属于纯生物气的范畴。基于该气田天然气的组成和碳同位素特征认为，该气田的天然气也不可能是生物气与下部热成因天然气混合的产物。塞诺曼阶天然气的分布与成熟度处于低演化阶段的波库尔组源岩在时空分布上有着极好的对应关系，前者的δ¹³C₁分布特征和波库尔组热演化指标R_o之间的关系与煤型气碳同位素二阶模式的低演化回归曲线吻合极好。因此，可以用腐殖型有机质在低演化阶段能规模性成气的机理合理解释该气田的成因。最后认为，乌连戈伊气田塞诺曼阶天然气属于低熟气的范畴。     

松辽盆地北部生物降解成因气及其成藏特征

松辽盆地具有与北美盛产生物气的白垩纪诸盆地最为接近的地质条件,无论维度上还是源岩质量均可以进行类比。目前,松辽盆地已探明17个具生物气特征的气藏:干燥系数大(C₁/ΣC₁₊大于0.95);甲烷稳定碳同位素较轻(δ¹³C₁分布在-60‰~-50‰)。因此,对这个地区的生物气潜力一直给与了极大的期望,这些气藏的赋存条件研究也成了找寻该区生物气聚集的主要立足点。然而综合分析认为,该区目前探明的"生物气藏"以次生型生物改造气藏为主,是热成因油气遭受生物降解产生的次生生物气与残留热成因甲烷混合而成。主要证据如下:①生物降解导致异构烷烃含量增加、丙烷含量明显减少;②湿气组分的稳定碳同位素特征具有生物降解痕迹;③天然气中氮气含量越高,反映生物活动有关的特征越明显;④生物气藏伴生液态烃均发生过明显的生物降解作用。微生物降解程度、保存条件以及后期热成因天然气有否补充是造成生物降解气特征复杂的重要原因。而目前尚未探明原生型生物气的赋存,主要原因是松辽盆地自晚白垩纪-古近纪以来长期处于抬升降温状态,不利于原生生物气的持续形成,更加不利于构造部位原生生物气的保存;只有在稳定性相对较好的区块发育的岩性圈闭中,才可能有原生生物气藏的赋存。最后,总结了次生生物气藏的判别方法和标志,以为同类地区浅层生物气勘探提供参考。     

南海北部琼东南盆地天然气水合物成藏数值模拟

为查明南海北部琼东南盆地生物成因和热成因天然气的资源潜力及其对天然气水合物成藏的贡献,根据琼东南海域天然气水合物调查区典型二维地震剖面,构建了该区的地质模型,并结合区域内岩性、地热和地球化学等参数对其进行了天然气水合物成藏的数值模拟。结果表明：琼东南盆地具备天然气水合物成藏的稳定域范围,稳定域厚度介于220～340m之间;生物气和热解气的资源潜力巨大,满足天然气水合物形成的气源条件;运移条件优越,有利于天然气水合物的聚集成藏。最后根据气体来源及其运移特征讨论了该区域天然气水合物成藏的地质模式。     

关于生物气研究中几个理论及方法问题的研究

本文主要对国内外生物气研究中存在的几个理论及方法问题进行讨论,作者认为,自然界生物气的形成途径(CO₂还原作用或乙酸作用形成甲烷)主要取决于沉积环境、埋藏深度、气候及地质年龄等多种因素的综合作用,生物气的鉴别δ13C<-55%和C₂+<0.5%是很有代表性的指标,对于生物气源岩的有机质类型的分析、划分和评价,作者认为不能完全沿用油气地质研究中的传统概念和方法。      

南海北部天然气水合物潜在区973-3岩心古菌多样性

海底微生物产甲烷和甲烷厌氧氧化作用对全球甲烷循环有着重要影响。在全球升温的背景下,海底天然气水合物作为地球上的一个巨大甲烷库,具有重要的环境效应。利用基于16S rDNA的分子生物学技术,对南海北部台西南盆地天然气水合物潜在区沉积物中古菌多样性进行了分析,探讨了成岩环境因素对古菌种群分布的影响。结果显示：在973-3岩心20～450 cm深度段,Methanosaeta为优势菌群,所占比例为32.9%;Methanosarcinales在542～870 cm深度段所占比例最高,达到28.3%;Methanomicrobiales在1 075～1 162 cm深度段所占比例高达20.7%。973-3岩心古菌种群分布与甲烷产生、氧化密切相关,预示其下部赋存天然气水合物。973-3岩心成岩环境参数垂向变异与天然气水合物成藏有着明显响应关系：pH值随岩心深度增加而变大,E_h（氧化还原电位）值、盐度和沉积物粒径的变化趋势则相反。973-3岩心与日本海、南海神狐海域等天然气水合物赋存区、非赋存区古菌群落结构明显不同,这是由于pH值、E_h值和沉积物粒径等成岩环境参数对973-3岩心古菌种群分布有着显著影响,故必须深入研究微生物代谢甲烷活动的生态位,以提高古菌群落结构对天然气水合物的指示性。     

次生生物甲烷与生物降解作用的判识——以准噶尔盆地腹部陆梁油气田为例

“次生生物气”是指原油遭受生物降解后生成的天然气,由于其成分几乎全部为甲烷,因此又称为“次生生物甲烷”。以准噶尔盆地陆梁油气田为例,基于天然气组分和稳定碳同位素组成,结合伴生原油的轻烃地球化学特征,系统研究了次生生物甲烷和生物降解作用的判识方法。研究表明：当热成因天然气与次生生物甲烷混合时,甲烷碳同位素组成变轻,天然气组分变干。同时,此类天然气通常与埋深(地温)和生物降解油藏密切相关。通过原油的轻烃化合物特征可以有效判别油藏是否遭受生物降解。次生生物甲烷的生成常常还伴随着原生热成因气中重烃气组分的选择性降解,造成天然气干燥系数变大,重烃气碳同位素组成富集¹³C,甚至发生倒转。目前使用的各类天然气成因判识图版只适用于原生热成因气,使用时必须充分考虑是否存在各类次生改造作用的影响。     

天然气水合物生成的影响因素及敏感性分析

天然气水合物是由某些气体或它们的混合物与水在一定温度、压力条件下生成的一种冰状笼型化合物。进行水合物生成条件的敏感性研究对预防天然气水合物的生成有着重要意义。分析了温度、压力两个主导因素的影响,提出了临界温度的概念;验证了盐类对水合物生成的抑制作用;剖析了天然气各组分对水合物生成的敏感程度。得出:水合物生成温度随着压力的增加而升高,但是存在一个临界温度,当环境温度达到该值时,压力对水合物生成的影响很小;甲烷虽然是生成水合物的主要组分,但当其含量趋近100%时,却不易形成水合物;乙烷不是敏感组分;丙烷对水合物生成的影响较乙烷大;异丁烷这类重烃组分,由于其分子大小和Ⅱ型结构中的大洞穴尺寸相匹配,所以对Ⅱ型结构的稳定能力远大于其它分子,当其含量较小时,就易生成Ⅱ型结构水合物;CO2和HS这类酸性气体,易溶水从而能促进水合物的生成。     

含次生生物成因煤层气的碳同位素组成特征——以淮南煤田为例

淮南煤田煤层气属于热成因和次生生物成因气的混合气。不同矿区和不同煤层中煤层气的δ13C₁值有明显的不同,这主要是由于现今淮南煤田的煤层气藏中后期生成的次生生物气与残留在煤层中的热解气混合比例不同造成的。研究显示,淮南煤田煤层气的δ13C₁值明显轻于我国热成因煤型气和世界主要地区煤层气的δ13C₁值,表现出了含次生生物成因煤层气的δ13C₁值的变化特征;而δ13C₂值明显与我国热成因煤型气和世界主要地区煤层气的δ13C₂值处于同一分布范围,表现出了热成因气δ13C₂值的特征。淮南煤田煤层气的δ13C_CO2值反映出煤层气中的CO₂主要为煤热解而来,部分是次生生物气生成过程中,经过了微生物的还原作用而残留的CO₂。      

我国常规与非常规天然气资源潜力、重点领域与勘探方向

常规与非常规天然气在新层系、新领域勘探获得一批重大突破,但新增储量品质下降,非常规进入储量序列,亟需明确常规与非常规天然气资源潜力,明确剩余天然气资源的重点勘探领域与有利勘探方向。为此,中石油以近十几年来的油气勘探成果、地质认识成果与资料积累成果为基础,攻关形成常规与非常规油气资源评价方法技术体系,系统开展了第四次油气资源评价,评价结果显示我国常规天然气地质资源量为78×10¹²m³,相比第三次油气资源评价增长8×10¹²m³;非常规天然气资源主要包括致密气、页岩气、煤层气及天然气水合物4类,其中致密气地质资源量为21.86×10¹²m³(致密气评价范围不包括济阳、东濮、南襄、苏北等),页岩气地质资源量为80.21×10¹²m³,煤层气地质资源量为29.82×10¹²m³,天然气水合物地质资源量为153.06×10¹²m³。陆上常规剩余天然气资源主要分布在岩性—地层(碎屑岩)、海相碳酸盐岩、前陆冲断带及复杂构造等四大重点领域,并且以海相碳酸盐岩、前陆冲断带2个领域为主。海域天然气资源主要集中在海域构造、生物礁和深水岩性3个领域。海相碳酸盐岩、前陆、岩性地层、复杂构造和南海天然气资源量合计剩余59.83×10¹²m³,占全国剩余天然气资源量的94%。在此基础上优选出常规现实有利目标区带10个,致密气有利目标区带4个、煤层气4个、页岩气6个。     

煤系天然气与煤层瓦斯甲烷碳同位素的差异及影响因素的初步探讨

一般认为,天然气中甲烷碳同位素组成的差异,其主要影响因素是生气母质的类型和演化程度。即在相同成熟度的条件下,腐殖型母质生成天然气的碳同位素组成相对的比腐泥型母质生成的天然气为重。其δC13值,前者一般为-20— -30‰,后者为-30— -50‰。但是,在实际工作中发现,同一成熟度的煤系气藏的天然气与煤层瓦斯,在化学组份和碳同位素组成上有明显的差别。本文试图通过实际资料的分析,对其差异因素及其在天然气普查勘探中的实际意义做一些初步探讨。      

OCEANIC METHANE HYDRATES: A "FRONTIER" GAS RESOURCE

Methane hydrates are ice-like compounds consisting of natural gas (mainly methane) and water, whose crystal structure effectively compresses the methane: each cubic metre of hydrate can yield over 150 cu.m of methane. Hydrates "cement" sediments and impart considerable mechanical strength; they fill porosity and restrict permeability. Both biogenic and thermogenic methane have been recovered from hydrates.
Hydrates occur in permafrost regions (including continental shelves), and are stable in ocean-floor sediments below water depths of about 400 m in the "Hydrate Stability Zone" (HSZ). This is a surface-parallel zone of thermodynamic equilibrium that extends down from the sediment surface to a depth determined by temperature, pressure and local heat flow. Methane and water are stable below the HSZ.
Although the economic recovery of hydrates has taken place in Arctic regions, oceanic hydrates offer far greater potential as an energy resource. A variety of traps for methane gas can be formed by oceanic hydrates. In addition to the gas within the hydrates themselves, simple gas traps in closures beneath the HSZ in the vicinity of bathymetric highs, and complex traps involving both hydrate and structural/stratigraphic components, have been observed.
It has been estimated that at least twice as much combustible carbon occurs associated with methane hydrates as in all other fossil fuels on Earth. The evaluation of methane in, and associated with, oceanic hydrates therefore constitutes a major energy exploration frontier.