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。      

建南气田天然气成因、保存与成藏

结合四川盆地地质与构造演化特征,利用天然气组分、稳定碳氢同位素组成和气田地层水地球化学指标,探讨了建南气田天然气成因类型、母质来源、油气保存条件以及不同类型气藏的成藏方式。建南气田天然气以烃类气体为主,CH4含量占87.26%~98.63%,平均为95.31%,干燥系数均大于95%,属于典型的干气。非烃气体除含有一定量的CO2和N2外,天然气中普遍含有H2S,含量占0~4.34%,平均为0.75%,属于低含H2S天然气。天然气δ13 C1值介于-37.4‰~-30.8‰之间,δ13C2值介于-41.8‰~-33.7‰之间,δ13 C3值介于-27.6‰~-40.8‰之间。石炭系天然气主要来自志留系烃源岩,而上二叠统天然气主要来自二叠系烃源岩,下三叠统飞仙关组和嘉陵江组天然气为后期气藏调整过程中上二叠统天然气调整运移形成。建南气田烷烃气碳同位素普遍存在δ13C1≥δ13C2δ13C3的特征,可能与TSR改造有关,不存在志留系与二叠系生成天然气的混合。建南气田地下水化学特征表明飞三段、长兴组、石炭系储层中,地层水矿化度普遍大于35g/L,且以CaCl2型为主,指示油气藏保存条件良好,可能与嘉陵江组膏岩有效地阻止了地表水向下交替有关。嘉陵江组因局部地区受断层影响,膏岩遭受地表的淡水淋滤,水型以Na2SO4为主,矿化度低,油气封存能力变差。     

渤海湾盆地东濮凹陷文留地区现今地层水化学与油气运聚

东濮凹陷文留地区断裂及盐岩发育,油气运聚过程及油、气、水分布关系复杂。在分析文留地区古近系现今地层水化学纵向及平面分布特征的基础上,利用地层水氘、氧同位素测试资料确定地层水来源。结合文留地区构造以及水动力特征,深入研究文留地区古近系地下水化学特征与油气富集、分布之间的关系。同时,通过解剖文218-文245井典型剖面,进一步分析水化学特征与油气运移、聚集、成藏之间的耦合关系。地层水氢、氧同位素分析表明,文留地区地层水以原生沉积水为主,局部曾经受到古大气水下渗影响,反映其地层封闭性较好,有利于油气成藏、保存。纵向上,文留地区水化学可以分为（古）大气水下渗淡化带、越流泄水浓缩带、泥岩压实排水淡化带、断层越流淡化带和末端越流浓缩带等5个水化学垂向分带;平面上,文东滚动背斜带和文东地堑带为两侧凹陷离心流的共同指向区,地层水在越流过程中不断浓缩,矿化度、氯离子浓度增加,矿化度、氯离子浓度高值区与油气富集区有一致性。文留地区断裂连通性好,油气以垂向运移为主,侧向运移为辅。     

鄂尔多斯盆地杭锦旗地区上古生界原油成因及勘探前景

鄂尔多斯盆地杭锦旗地区上古生界海陆过渡相有一套良好的生储盖组合，目前已发现了东胜大气田。该区二叠系下石盒子组产出少量中质原油，但原油的成因及其勘探前景尚不明确。基于对该区原油的物性、饱和烃色谱、生物标志物及碳同位素等地化特征的研究，试图揭示原油的成因和勘探前景。杭锦旗地区上古生界原油具有低硫、高蜡、中等成熟度特征，其甾烷分布显示以陆生植物为主，少量水生生物；Pr/Ph值为2.16~2.26，重排甾烷和重排藿烷含量高，伽马蜡烷含量低，原油碳同位素值为-27.7‰～-26.8‰，正构烷烃单体烃碳同位素前重后轻，这些特征均指示该原油是由沉积环境为弱氧化的陆相煤系地层中的暗色泥岩生成。二叠系山西组烃源岩有机岩石学、生烃热模拟实验及岩石热解等综合分析表明，该区山西组暗色泥岩具有一定生油潜力。结合原油产出井的位置和烃源岩的空间展布，山西组暗色泥岩可能是潜在的烃源岩。杭锦旗地区上古生界良好的生储盖组合条件暗示着该区的原油勘探值得重视，泊尔江海子断裂两侧邻区是原油聚集的潜在有利区。      

川西坳陷新场构造须五段地层水地球化学特征及其成因

四川盆地川西坳陷中段新场构造上三叠统须家河组五段气藏的气水关系复杂,对其地层水成因和来源认识的不足限制了天然气勘探的拓展和深入。为此,对该区须五段地层水的矿化度、地球化学特征参数、微量元素和氢氧同位素等进行了分析,进而与该区其他层位地层水的上述特征进行比对,最终明确了须五段地层水的成因和来源。研究结果表明:①须五段水气比较为稳定,气水分异不明显,试采初期受压裂液和凝析水的影响,产出水矿化度较低,主要为压裂液和地层水的混合物,而后期随着返排率升高,产出水主要为地层水;②该层段的地层水均为CaCl_2型,矿化度介于50.806~96.319 g/L,整体表现出自北向南逐渐升高的特征;③地层水在埋藏过程中经历了浓缩变质作用,地层封闭性好,有利于天然气的保存;④须五段地层水的来源既有下伏的海相地层水,也有其自身陆相泥页岩的压释水,白云岩化作用是须五段最主要的水岩相互作用方式;⑤须五段地层水的δD值介于-67‰~-65‰、δ~(18)O值介于-3.1‰~-1.0‰,与该区其他层位地层水具有明显的区别,表明其经历了强烈的水岩反应,自成独立体系。     

渤海湾盆地东濮凹陷胡古2井天然气地球化学特征与成因

东濮凹陷是中国东部地区典型的富含油气盆地,经过数十年的勘探已相继发现了一批油气田,近期在胡状集潜山钻探的胡古2井于二叠系上石盒子组、石千峰组试获工业气流。通过对胡古2井二叠系天然气地球化学特征的系统研究,同时结合区域地质背景资料,综合分析了其成因类型及来源。研究表明,该天然气烃类气体组成以甲烷为主,重烃气含量较低,干燥系数为0.977~0.985,属于干气;甲烷、乙烷、丙烷碳同位素值分别为-28.70‰~-28.40‰,-16.00‰~-14.50‰,-19.00‰~-15.70‰,且乙烷、丙烷碳同位素发生倒转,主要是由同源不同期的天然气混合所导致。胡古2井二叠系天然气属于煤成气,来自于石炭—二叠系煤系烃源岩,且喜马拉雅期高演化阶段生成的干酪根裂解气占主体。     

柴达木盆地三湖地区生物气地球化学特征及重烃组分成因分析

柴达木盆地三湖地区的天然气区是目前我国发现的最大生物气区.系统采集了该区涩北一号气田、涩北二号气田和台南气田不同气层组的35个天然气样和11个地层水样,进行了天然气组分和碳、氢同位素分析,同时对地层水的氢、氧同位素也进行了分析.结果表明:天然气组分以甲烷为主,CH4>99%,C2 <0.15%,干燥系数为0.999;气体同位素组成特征为-68.6‰<δ13C1<-63.9‰,-50.6‰<δ13C2<-40.7‰,-36.2‰<δ13C3<-31.9>‰,-234.7‰<δD1<-214‰;δ13C1与δD1关系图和δDH2o>与δD1关系式都显示出三湖地区生物甲烷形成途径以CO2还原为主.认为三湖地区生物气中重烃与该盆地热成因重烃地球化学特征明显不同,其重烃成因复杂,可能为生物成因和低温热成因共同作用的结果.     

川东北陆相储层天然气地球化学特征及来源分析

通过分析川东北地区陆相储层天然气组分、碳同位素特征,并结合海相天然气数据进行天然气类型划分。对比海相和陆相天然气甲烷氢同位素组成δDCH4、稀有气体同位素40 Ar/36 Ar,分析陆相天然气的来源。不同区域陆相储层天然气的地球化学特征、成因类型及来源差别较大。通南巴地区的陆相储层天然气δ13C2值较低(-29‰),δDCH4值分布范围较大(-186‰~-127‰)且跨越海、陆相分界线(-160‰),为海相来源油型气和陆相来源煤型气、油型气的不均匀混合,海相来源天然气贡献显著;元坝地区陆相储层天然气δ13C2值分布范围较大且跨越煤、油型气分界线(-29‰~-26‰),以煤型气为主,伴有少油型气,δDCH4值较低,为陆相地层自生自储型油型气;阆中地区陆相储层天然气δ13C2和δDCH4特征显示其为陆相来源的油型气。     

四川盆地须家河组地层水微量元素与氢氧同位素特征

近几年,四川盆地上三叠统须家河组发现了大量天然气,同时也发现其普遍存在高矿化度的地层水。这些地层水不仅具有常量离子发育的特殊性,也具有稳定同位素与微量元素分布的特殊性。利用GV IsoPrime II型稳定同位素质谱仪,对四川盆地二叠系-侏罗系的地层水进行氢氧同位素分析,建立了川中-川西地区二叠系-侏罗系的稳定同位素蒸发分馏趋势线,为该区地层水成因的判别确立了初步标准。受雷口坡组盐膏层的影响,雷口坡组三段-四段及其以上的陆相地层水同位素蒸发分馏演化特征是以δD快速加重为主,而雷口坡组二段及其以下的海相地层水同位素演化特征是以δ¹⁸O 快速加重为主。须家河组地层水是由雷口坡组上部高盐度地层水与须家河组沉积后埋藏压释水混合变质而来;同时,须家河组部分气田水中还存在较多的凝析水,凝析水的存在也指示须家河组有过强烈抬升与水溶气的脱溶成藏事件。     

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...     

四川盆地中泥盆统和中二叠统天然气地球化学特征及成因

中泥盆统和中二叠统是近年四川盆地天然气勘探获得重大突破的领域,但其天然气来源尚不明确,影响下一步勘探部署决策。开展了中泥盆统和中二叠统天然气地球化学、储层沥青及烃源岩生物标志物等特征的综合研究。结果表明:①中泥盆统和中二叠统天然气均属于二次裂解的干气,甲烷含量>86%,含少量乙烷、丙烷等烃类气体及少量的氮气、二氧化碳、硫化氢等非烃气体,不同区域的天然气成熟度存在差别;②天然气的δ13C1值为-35.7‰^-27.3‰、δ13C2值为-38.7‰^-26.6‰、δ13C3值为-37‰^-26.5‰、δ2HCH4值为-141‰^-125‰、δ2HC2H6值为-164‰^-112‰,为腐泥型气和以腐泥型为主的混合型气;③不同区域天然气δ13C1值、δ13C2值和δ2HCH4值的差异,与其来源于不同时代烃源岩贡献比例大小有关。川西北地区双鱼石构造中泥盆统和中二叠统、川西南部地区中二叠统、川中古隆起中二叠统天然气主要源于寒武系筇竹寺组和中下二叠统烃源岩,川西南部中上二叠统火山岩天然气主要源于筇竹寺组烃源岩,川西北地区河湾场构造、川东地区和川南地区中二叠统天然气主要源于志留系龙马溪组烃源岩。研究成果对四川盆地中泥盆统和中二叠统下步天然气勘探部署决策具有重要的指导意义。     

川东北元坝与河坝地区陆相储层天然气成因

在川东北地区石油地质背景特征的基础上,探讨了元坝与河坝地区陆相储层天然气的成因。元坝地区侏罗系储层天然气重烃气体含量较高;多数样品甲烷δ¹³C和δD值分别在-42.2‰ ~-34.4‰ 和-208‰ ~-168‰ ,乙烷δ¹³C值在-31.4‰ ~-21.4‰ ,甲烷δ¹³C和δD值之间相关性好;天然气主要来源于侏罗系自流井组或千佛崖组陆相烃源岩。元坝地区须家河组储层天然气重烃气体含量低;甲烷δ¹³C和δD值分别为-31.7‰ ~-29.2‰ 和-170‰ ~-148‰ ,乙烷δ¹³C值在-27.7‰ ~-26.5‰ ;天然气主要来源于元坝地区上三叠统须家河组高—过成熟的腐殖型烃源岩。元坝地区陆相储层天然气成因的主控因素是陆相烃源岩发育及其成熟度。河坝地区陆相储层天然气重烃气体含量变化大;甲烷δ¹³C值大多重于-32‰ ,甲烷δD值分布范围较大,在-186‰ ~-122‰ ,乙烷δ¹³C值在-33.2‰ ~-29.6‰ ;甲烷δD与δ¹³C值之间相关性很差,部分样品甲烷与乙烷的δ¹³C值倒转,表明河坝地区陆相储层天然气成因复杂,有来源于陆相须家河组的天然气,也有来源于海相烃源岩的天然气,以及海相与陆相来源天然气的混合气。河坝地区陆相储层天然气成因的主控因素是海相与陆相多套烃源岩与不同级别断裂。陆相储层天然气中CO₂的δ¹³C值多轻于-12‰ ,属于有机质热分解成因。稀有气体³He/⁴He比值在0.003 3R_a~0.018 1R_a,分布于地壳来源或放射性成因的范围内,表明天然气中没有幔源稀有气体的贡献。     

四川盆地元坝-通南巴地区须家河组天然气地球化学特征和成因

为了探讨四川盆地元坝-通南巴地区上三叠统须家河组天然气的成因,明确天然气的来源,综合利用了天然气组分和稳定碳、氢同位素等手段对天然气地球化学特征进行了分析。研究表明,四川盆地元坝-通南巴地区须家河组天然气以甲烷为主,主体表现出干气特征,干燥系数普遍高于0.97,δ¹³C₁和δ¹³C₂值分别介于-34.5‰~-29.3‰和-35.4‰~-21.5‰,δ¹³C_CO2值多数高于-8‰,δD_CH4值介于-181‰~-144‰,且与δ¹³C₁值之间没有明显的相关性。天然气成因鉴别和气-源对比研究表明,该区须家河组天然气主体为煤成气,来自须家河组煤系烃源岩,其中元坝地区须一、须二段和通南巴地区须家河组天然气中混入了一定量的原油二次裂解气,它主要为吴家坪组烃源岩生成的原油在裂解程度相对较低时的产物。研究区须家河组烷烃气碳同位素系列普遍发生了部分倒转,其中元坝地区须三、须四段天然气的部分倒转主要源自须家河组烃源岩在高成熟阶段的产物,而元坝地区须一、须二段和通南巴地区须家河组天然气发生的部分倒转主要源自少量的原油裂解气与大量的高成熟煤型干气的混合。     

鄂尔多斯盆地临兴地区上古生界天然气成因及来源

天然气成因及来源研究对天然气勘探开发具有重要作用,可以为天然气的运移成藏提供理论依据。通过对鄂尔多斯盆地临兴地区上古生界天然气组分、碳同位素、轻烃及烃源岩等特征进行综合分析研究,探讨该区上古生界天然气成因及来源。结果表明:临兴地区上古生界天然气组分含量以甲烷为主,重烃和非烃含量较低,主要属于干气;天然气δ^13C1值、δ^13C2值和δ^13C3值分别介于-45.6‰^-32.9‰、-28.9‰^-22.3‰和-26.2‰^-19.1‰之间,总体表现出正碳序列变化趋势,并且δ^13C1值均小于-30‰,具有典型的有机成因气特征。轻烃组成特征上具有一定的相似性,C7系列表现出甲基环己烷优势;C5-7系列主要表现出异构烷烃优势。该区上古生界天然气主要属于成熟煤成气,含有少量煤成气与油型气的混合气;石盒子组天然气藏主要是由山西组烃源岩生烃增压扩散运移至近源或远源储层内充注成藏;太原组天然气藏主要来自于太原组自身的烃源岩,在源岩内自生自储成藏。     

鄂尔多斯盆地中央古隆起区中寒武统鲕粒碳酸盐岩

鄂尔多斯盆地中央古隆起区中寒武统鲕粒碳酸盐岩沉积于碳酸盐斜坡中的小规模浅滩,其主要矿物成分为白云石和方解石。根据全岩样品分析结果,鲕粒碳酸盐岩的δ18O_V-PDB值在-11.3‰~-4.9‰之间,平均-6.5‰;δ13C_V-PDB值在-1.7‰~0.3‰之间,平均-0.8‰。该碳酸盐岩沉积于浅水鲕粒滩,因受到淡水淋滤影响,之后又长期处于深埋环境,δ18O值明显偏低。由于成岩作用过程中受有机质影响很小,δ13C值没有表现出异常。白云岩的δ18O值较石灰岩的高。显微激光采样分析结果表明,鲕粒较胶结物有较低的δ18O和δ13C值。前者形成于动荡的浅水环境,形成后常受淡水的淋滤。胶结物大多形成于埋藏期,孔隙水具有海水性质,盐度较高,胶结物沉淀后,受淡水影响较小。由于经受了强烈的埋藏作用,鲕粒碳酸盐岩表现出的特征为Na和Sr含量低、Fe含量高—特高及Mn含量较高。白云石大多数为埋藏作用阶段高Mg含量卤水条件下交代而成,整体上有较低的有序度,MgCO₃含量高。在强烈的埋藏作用和胶结作用下,鲕粒碳酸盐岩现存孔隙度极低。      

准噶尔盆地沙湾凹陷周缘中、浅层天然气地球化学特征及成因

沙湾凹陷周缘天然气混源现象普遍,前期缺少对地区的整体研究,制约了研究区天然气成藏研究。为此,系统开展了天然气地球化学特征分析,结合烃源岩热模拟技术,明确研究区中、浅层天然气的成因。研究显示,沙湾凹陷周缘中、浅层天然气以甲烷为主,干燥系数分布在0.73～1.00,δ¹³C₁值分布在-56.0 ‰～-31.5 ‰,反映研究区成熟与高-过成熟天然气共存;δ¹³C₂值分布在-30.4 ‰～-22.8 ‰,反映研究区煤型气、油型气和混合型气均有分布。结合烃源岩热解气碳同位素特征,认为研究区天然气具有4种成因类型：Ⅰ类天然气来源于佳木河组烃源岩,主要分布在红车断裂带中段白垩系,具有极重的δ¹³C₂值,大于-25.5 ‰,C₇轻烃中甲基环己烷含量大于50 %;Ⅱ类天然气分布少,主要为原油降解次生生物气,具有异常偏负δ¹³C₁值和极高的干燥系数;Ⅲ类天然气来源于下乌尔禾组烃源岩,主要分布在小拐地区及红车断裂带南段侏罗系,δ¹³C₂值分布在-27.9 ‰～-26.4 ‰,具有混合型烃源岩特征;Ⅳ类天然气为下乌尔禾组烃源岩与风城组烃源岩混源,主要分布在红车断裂带南段、北段及金龙地区,以下乌尔禾组来源为主的天然气δ¹³C₂值大于-29 ‰,以风城组来源为主的天然气δ¹³C₂值小于-29 ‰。     

西昌盆地上三叠统白果湾组天然气地球化学特征及勘探潜力

西昌盆地位于四川盆地西侧,油气勘探程度低。最近昭地1井油气调查井在上三叠统白果湾组获得较好的油气显示,为研究西昌盆地油气资源潜力提供了难得条件。通过对昭地1井天然气组分、碳同位素组成展开地球化学分析,讨论了气源,再结合邻区油气基本条件对比分析了勘探潜力。结果表明,昭地1井天然气组分以甲烷为主;天然气δ¹³C₁值介于-48.74‰~-41.25‰之间;δ¹³C₂值介于-29.77‰~-28.96‰之间;δ¹³C₃值介于-25.81‰~-21.91‰之间。天然气组分和碳同位素特征显示为典型油型气。气源分析结果显示昭地1井天然气来源于白果湾组,为同源不同成熟度天然气混合气藏。西昌盆地油气基础地质条件与川西坳陷具有诸多相似之处,可对比性好,天然气资源潜力较大。     

黔北地区安页1井下志留统松坎组天然气成因

黔北安页1井是四川盆地外围获得重大油气突破的页岩气井,该井下志留统松坎组具有较好的油气资源潜力。为了对该区出气地层（松坎组）天然气的成因进行深入研究,我们将该区下志留统松坎组与下志留统石牛栏组以示区分,并对松坎组展开了地球化学、气体组分和气体同位素等一系列实验。实验结果表明：该区松坎组特殊岩性组合条件下的TOC均值为0.16%,R_o分布在2.75%~2.92%,均值为2.95%,干酪根类型以Ⅱ₁型为主;松坎组气体烃类组分主要以甲烷为主（96%以上）,含少量的乙烷、丙烷及其它烃类气体。研究区松坎组天然气干燥系数明显小于五峰-龙马溪组页岩气干燥系数,同时研究区新滩组的CO₂含量明显高于上覆松坎组和下伏五峰-龙马溪组的CO₂含量。松坎组气体同位素δ¹³C₁值在-33.2‰~-33.9‰,均值为-33.5‰;δ¹³C₂值在-36.5‰~-37.0‰,均值为-36.8‰;δD_CH4值在-145.8‰~-156.6‰,均值为-150.0‰;该组干酪根碳同位素值在-32.9‰~-32.6‰,均值为-32.75‰。结合CO₂示踪天然气运移理论、天然气干燥系数以及气源对比特征,说明安页1井松坎组地层中的天然气主要来源于本层泥页岩热裂解生成的页岩气。