川东北及川东区天然气成因类型探讨

通过对川东北、川东区11口钻井天然气组分及其烷烃碳同位素的研究表明,两区天然气成因类型明显有别,川东北天然气为过成熟裂解混源气,其中,Ⅱ—Ⅲ₁类型母质烃源岩的贡献可能大于Ⅰ₁—Ⅰ₂类型母质烃源岩的贡献;川东区建南气田长兴、飞三、嘉一产层天然气多属Ⅰ₁—Ⅰ₂类型母质烃源岩过成熟裂解混源气;个别天然气表现为煤型气与油型气的混源气,腐泥型有机质的贡献可能大于腐殖型有机质的贡献;石炭系产层天然气可能为志留系所生原油的二次裂解气。      

渤海湾盆地南堡凹陷烃源岩地球化学特征与地质意义

通过对渤海湾盆地南堡凹陷烃源岩地球化学特征的多参数精细描述和对比研究认为,沙三段有效烃源岩厚度大,有机碳含量高达2.5%～8%,以Ⅱ₁和Ⅰ型有机质为主,处于成熟—高成熟阶段,为好的有效烃源岩;沙一段有机碳含量1.2%～2.3%,有机质类型以Ⅱ₂和Ⅲ型为主,为好的有效烃源岩。东三段有机碳含量0.2%～2.6%,以Ⅱ₂型有机质为主,处于成熟演化阶段,为较好的有效烃源岩。因此,预测南堡凹陷勘探有利方向:第一类为紧邻以Ⅱ₁和Ⅰ型有机质烃源岩为主的生烃凹陷分布的南堡1-2号构造和南堡3-4号构造;第二类为紧邻以Ⅱ₂和Ⅰ型有机质烃源岩为主的生烃凹陷分布的高尚堡构造—柳赞构造;第三类是紧邻以Ⅱ₂和Ⅲ型有机质烃源岩为主的生烃凹陷分布的老爷庙构造—北堡构造和南堡5号构造。      

四川盆地西部致密砂岩气来源及运移地球化学示踪

通过典型钻井天然气组分、轻烃、碳同位素以及烃源岩抽提轻烃的系统测试,研究了四川盆地西部致密砂岩气的成因类型和来源。研究表明,研究区致密砂岩气以煤型气为主,须二段（T₃x²）存在部分混合气。天然气来源具有下生上储的特征,其中须二段（T₃x²）天然气主要来源于须二段（T₃x²）自身的烃源岩以及下伏小塘子-马鞍塘组（T₃m+t）烃源岩,须四段（T₃x⁴）天然气主要来源于须三段（T₃x³）烃源岩,天然气运移距离短;而侏罗系天然气则主要来源于下伏须五段（T₃x⁵）烃源岩以及须家河组早期气藏的贡献,天然气运移距离长。在此基础上,优选了3组9类天然气运移地球化学指标,分别为：①天然气运移方向和距离指标为甲烷含量［W（CH₄）］、乙烷含量［W（C₂H₆）］、非烃含量［W（CO₂）］,［W（N₂）］、甲烷碳同位素（δ¹³C₁）;②天然气运移相态指标为苯/正己烷、苯/环己烷;③天然气运移通道指标为iC₄/nC₄和iC₅/nC₅。对研究区陆相天然气的运移进行了示踪,明确了研究区致密砂岩气的运移方向、运移相态以及运移通道。结果表明：研究区上侏罗统天然气主要由下部须家河组天然气沿高速优势通道窜层渗流运移而来,断裂是其最重要的运移通道;中侏罗统部分天然气由须家河组气源沿高速运移通道运移而来,而部分天然气为下部气源以水溶相的方式运移聚集成藏;须四段（T₃x⁴）天然气成藏时,储层相对致密,运移通道发育不佳,天然气以扩散相短距离运移为主;须二段（T₃x²）天然气主要通过断裂及其伴生裂缝以游离相和水溶相短距离运移为主。     

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。     

羌塘盆地中侏罗统布曲组烃源岩评价

迄今为止羌塘盆地已发现200多处油气显示点,其中5处为液态油苗,多处为油页岩,表明盆地已具备生烃基础。中侏罗统布曲组烃源岩在羌塘盆地广泛分布,岩性以碳酸盐岩为主,厚度从几十米到几百米不等,有机碳含量平均为0.117%～0.68%,以中等—好烃源岩为主,少数为较差烃源岩;泥质烃源岩有机碳含量平均为0.44%～4.64%,各剖面差别较大,较差—好烃源岩均有。干酪根显微组分分析结果表明,布曲组烃源岩干酪根显微组分以腐泥组为主,各剖面腐泥组平均含量为62%～88%。布曲组碳酸盐岩烃源岩有机质类型以Ⅱ₁型为主,部分Ⅰ型和少量Ⅱ₂型;泥质烃源岩以Ⅱ₂型为主,少量Ⅱ₁型。布曲组烃源岩镜质组反射率平均为0.98%～3.12%,有机质处于成熟一过成熟阶段。综合评价结果表明,布曲组为盆地最有利生烃层位,主要分布于北羌塘坳陷的中西部地区。     

珠江口盆地白云凹陷烃源岩及北部油气成因

目前在珠江口盆地白云凹陷发现的最为重要的烃源岩分布于始新统和渐新统.其中始新统主要为Ⅰ-Ⅱ₁型文昌组湖相烃源岩,渐新统则以Ⅱ-Ⅲ型生气为主的恩平组泥岩为主,含煤及碳质泥岩夹层.油气源对比表明,白云凹陷北坡主要聚集了白云主洼恩平组Ⅱ₂型烃源岩在Ro值为1.2%~1.8%时生成的天然气.白云凹陷文昌组烃源岩厚度大,有机质丰度高,类型好,以早期生油为主,现今成熟生烃范围主要集中在凹陷的南部,是下一步勘探的重点方向.     

南祁连盆地木里坳陷石炭系-侏罗系天然气水合物气源岩有机地球化学特征

通过开展南祁连盆地木里坳陷天然气水合物基础地质剖面调查工作,对石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系共四套层系5条剖面的炭质泥岩、泥岩等样品进行了系统采样与分析,在此基础上深入研究四套层系的有机质丰度、有机质类型和有机质成熟度等地球化学特征,分析及对比各层系的有机地球化学指标,以探讨不同层系烃（气）源岩为天然气水合物提供的气源条件。结果表明：石炭系-二叠系有机质丰度偏低,TOC（总有机碳含量）普遍小于0.4%,为非和差烃源岩,有机质类型主要为Ⅱ型和Ⅲ型,有机质成熟度为过成熟,生烃能力较差,难以成为天然气水合物潜在气源岩。三叠系样品TOC值普遍大于1%,氯仿沥青“A”平均为0.89‰,以很好和好烃源岩为主,并含少量差和非烃源岩,有机质类型以Ⅲ型为主,含少量Ⅱ₂型,镜质体反射率R_o值为0.74%~0.98%,整体上处于成熟阶段,生气能力较强,可作为天然气水合物主要潜在气源岩。侏罗系以很好、好和中等烃源岩为主,并含部分差烃源岩,有机质类型主要为Ⅱ型和Ⅲ型,R_o值为0.62%~0.97%,整体上处于成熟阶段,可作为天然气水合物次要潜在气源岩。     

柴达木盆地一里坪地区天然气成藏条件与勘探潜力

在柴达木盆地一里坪地区新近系中,近期发现较好的天然气显示。从天然气源岩评价入手,开展了有机质丰度、生烃史分析、气源对比研究,在此基础上建立了天然气成藏模式,估算了新近系天然气资源潜力,分析了有利勘探区带。认为新近系天然气为热成因气,其源岩丰度中等偏差,有机质类型以Ⅲ型和Ⅱ₂型为主,初步估算一里坪新近系含气系统天然气资源量约为1.5×10¹²m³,一里坪凹陷西缘构造带埋藏较浅、构造形成相对较早,是下一步勘探的有利区带。     

鄂尔多斯盆地陇东地区上古生界天然气成藏模式

主要基于鄂尔多斯盆地陇东地区上古生界天然气成藏地球化学特征、流体包裹体特征、生烃增压数值模拟等研究对天然气运移动力、运移方式和成藏过程进行了分析,建立了天然气成藏模式。研究表明,鄂尔多斯盆地陇东地区上古生界山西组山1段(P₁s₁)、石盒子组盒8段(P₂h₈)天然气除了生烃增压驱动运移外,还具有明显的扩散运移特征,且盒8段相对更加明显。石炭系-二叠系烃源岩生烃增压驱动的天然气运移距离纵向上主要到达山1段底部,扩散作用对于天然气从山1段至盒8段的运移具有重要贡献。天然气在烃源岩生烃超压和浓度梯度驱动下通过基质孔隙和裂缝运移进入山1段储层,在山1段直接盖层之下聚集形成山1段气藏,若山1段直接盖层不发育,则进一步以垂向扩散运移为主进入盒8段有利部位聚集形成盒8段气藏。     

柴达木盆地石炭系烃源岩评价

在野外地质调查基础上,系统分析了柴达木盆地石炭系烃源岩分布以及地球化学特征,并从有机质丰度、类型和成熟度方面对烃源岩进行了综合评价。研究认为:柴达木盆地石炭系烃源岩广泛分布在全盆地大部分地区。柴北缘烃源岩厚度大\,分布广,厚度中心主要位于欧龙布鲁克山一带,最大残余厚度达900 m;柴南缘厚度次之,沿盆地边缘呈带状展布,在格尔木-乌图美仁-甘森一带厚度在400~500 m之间,盆地西北及东南角厚度较小。石炭系主要发育暗色泥岩、碳酸盐岩和煤3种类型烃源岩。暗色泥岩有机质丰度均值为1.28%,有机质类型主要为Ⅲ型与Ⅱ₂型,处于成熟-高成熟阶段,为中等-好的烃源岩;碳酸盐岩有机质丰度较低,平均值为0.37%,有机质类型为Ⅱ₁-Ⅱ₂型,综合评价为差烃源岩;石炭系煤岩则为良好的气源岩。总体而言,柴达木盆地石炭系分布广泛,具有较好的油气勘探远景。      

伊通盆地岔路河断陷始新统地层对比

伊通盆地岔路河断陷属于伸展断陷盆地,由于其复杂的构造作用、独特的几何形态、多物源供应、具多个沉积沉降中心以及侧向相变快的特点,给地层划分和对比带来了很大的困难。利用钻井岩性、地球物理、古生物资料,运用层序地层学研究方法对岔路河断陷始新统地层进行了划分对比。结果显示,岔路河断陷始新统地层由老到新划分为双阳组、奢岭组和永吉组,指出了相应的地层划分和对比依据,并与渤海湾盆地进行了古生物化石地层对比,阐述了二者在成因上可能存在的关系。      

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本文对柴达木盆地东部第四系天然气的源岩和地球化学特征进行了论述,进而划分和确定了气藏类型。结果认为:第四系暗色泥岩及炭质泥岩类为该区的气源岩,其天然气是沉积有机质在低温生化阶段经厌氧微生物作用而生成的生物气。     

珠江口盆地文昌A凹陷低渗凝析气藏天然气成因及成藏模式

利用海上钻井分析测试、地震等资料,运用油气地球化学、成藏综合研究方法,重新研究了珠江口盆地西部文昌A凹陷上渐新统珠海组主要低渗凝析气藏天然气成因与成藏模式。研究认为,文昌A凹陷天然气组分以烃类气为主,为成熟的油型气,有别于邻区莺-琼盆地崖城13-1气田的煤型气。文昌A凹陷天然气源自下渐新统恩平组,且恩平组发育大范围的母质类型较好的浅湖相沉积,提升了该区油气资源潜力。5Ma以来天然气充注珠海组圈闭,目前珠海组储层因埋深大而变得致密。气源充足、源-储紧邻且压差大、油气运移通道畅通,是文昌A凹陷珠海组低渗气藏形成的主控因素与地质条件。      

西藏羌塘盆地烃源岩古油藏带及其油气勘探远景

羌塘盆地是青藏高原北部的大型中生代海相沉积盆地,发育有厚度大、分布广的烃源岩.用有机地球化学方法,分析了羌塘盆地上三叠统的肖茶卡组、中侏罗统布曲组、夏里组和索瓦组烃源岩结果发现,其有机质类型好、丰度高,成熟度从成熟到过成熟均有分布,埋藏条件较好.生烃过程模拟结果表明,羌塘盆地烃源岩有两次生烃、排烃过程,且生烃量巨大.于2000年发现的位于羌塘盆地羌南坳陷比隆错—昂达尔错地区布曲组白云岩中的古油藏带,东西长约100km,南北宽约20km,为一狭长湿状、具有强烈油气味的轻质油苗群.根据油—岩地球化学特征,分析并确定,古油藏带主要来源于下侏罗统烃源岩.古油藏带的发现进一步说明了羌塘盆地曾有大规模的油气运移和成藏,具有良好的油气勘探远景.     

沉积有机质微生物降解与生物气源岩识别——以柴达木盆地三湖坳陷第四系为例

生物气的主要组分甲烷是不同微生物菌群协同降解复杂有机质的终端产物,研究生物气生成过程中微生物对沉积有机质降解的生物标志化合物特征,对柴达木盆地东部生物气气源层识别具有重要意义。柴达木盆地三湖坳陷涩北一号气区第四系沉积物饱和烃生物标志化合物的研究发现,一些泥岩层内饱和烃组分遭受微生物降解,使部分正构烷烃和无环类异戊二烯烷烃消失,色谱不可分辨的复杂有机混合物显著升高。微生物降解作用明显的泥岩,降解参数升高,可溶有机质含量与烃转化率也显著升高,反映第四系部分泥岩层中高的可溶有机质含量与烃含量,是微生物活动和降解原始沉积有机质的产物。在微生物降解作用明显的泥岩中,检测到了丰富的产甲烷菌特殊生物标志化合物2,6,10,15,19-五甲基二十烷等,表明降解程度高的泥岩中,不仅厌氧降解细菌活动强烈,产甲烷菌活动也很强烈,是生物气的优质烃源岩。因此可以得出:可溶有机质含量,特别是其中烃含量以及微生物降解参数,是评价生物气气源岩的重要依据。     

准噶尔盆地东部侏罗系烃源岩和天然气地球化学特征及低熟气勘探前景

对准噶尔盆地东部侏罗系烃源岩有机地球化学特征进行了研究,结果显示准噶尔盆地东部侏罗系烃源岩有机碳含量分布范围广泛,TOC为0.13%~81.06%,烃源岩评价为差—中等生油潜力,但生气潜力较大;镜质体反射率Ro分布和与热演化程度相关的生物标志化合物参数(OEP值、CPI值、甾烷和藿烷异构化参数、甲基菲指数等)表明大多数烃源岩处于未成熟—低成熟热演化阶段;有机质类型以III型为主,部分八道湾组和西山窑组烃源岩为II2型。此外,对准噶尔盆地东部侏罗系天然气组分和碳同位素组成分析结果表明,侏罗系天然气以烃类气体为主,甲烷含量为65%~98%,C1/C1-5为0.62~0.98,以湿气为主,碳同位素组成分布范围较广,其中甲烷同位素组成δ13 C1值为-50.7‰~-28.2‰,乙烷δ13 C2为-32.5‰~-23.7‰,丙烷δ13 C3值为-30.6‰~-21.6‰,以煤型气为主,仅三台—北三台地区天然气显示为油型气-煤型气混合的特征。在对准噶尔盆地东部地区侏罗系煤系烃源岩和天然气样品分析的基础上,通过与吐哈盆地典型低熟气区烃源岩和天然气地球化学特征对比认为准噶尔盆地东部阜东和三台—北三台地区已形成一定规模的低熟气聚集,具有巨大的勘探潜力,是准噶尔盆地低熟气有望取得突破的重点地区。     

川东北地区大中型气藏天然气特征及气源

四川盆地东北部下三叠统飞仙关组、上二叠统长兴组内发现了丰富的天然气资源,展现了良好的潜力。结合川东北地区烃源岩特征,对比分析长兴-飞仙关组天然气组分、同位素待征与石炭系气藏的异同,从而确定其主力烃源岩层;对长兴-飞仙关组储层进行密集采样,分析其有机碳值,进而定量评价储层沥青的含量;同时根据物质守恒原理,计算出普光古油藏裂解生成的天然气总量。研究发现,龙潭组烃源岩是长兴-飞仙关组气藏的主力烃源岩,干酪根裂解气超过原油二次裂解气的贡献,是气藏的首要气源类型;普光气藏的古油藏裂解生成天然气总量为3 610×10⁸ m³,其贡献不能满足普光大型气藏的形成,进一步验证了关于长兴-飞仙组气藏首要气源为干酪根裂解气的结论。     

鄂尔多斯盆地中央古隆起东侧奥陶系中组合天然气成因与来源

随着鄂尔多斯盆地奥陶系天然气勘探工作的不断深入,中央古隆起东侧奥陶系马家沟组五段5亚段-马家沟组五段10亚段中组合天然气勘探取得了重要进展,但目前有关天然气成因与来源的研究还很薄弱。根据天然气地球化学特征、古油藏发育特征等分析结果,并结合天然气成藏地质背景,厘定了鄂尔多斯盆地中央古隆起东侧奥陶系中组合天然气的成因与来源。研究表明,鄂尔多斯盆地奥陶系中组合天然气为上古生界煤系烃源岩生成的煤型气与下古生界碳酸盐岩烃源岩生成的油型气的混合气,并以上古生界煤型气为主。现今气藏天然气组分中甲烷主要来自上古生界煤系烃源岩,上组合以及中组合少部分天然气的乙烷较多来自下古生界油型气,中组合大部分天然气乙烷及重烃仍来自上古生界煤系烃源岩。     

河套盆地生物气成藏条件及勘探前景

河套盆地呼和坳陷第四系、上新统气源岩厚1200m以上,有机碳平均含量0.59%,有机质类型为混合型及腐殖型,未成熟,处于生物化学生气阶段,具有大规模生气能力。大量水文浅井冒气泡,证实了生物气的存在。储层为浅湖、半深湖相粉细砂岩、泥质粉砂岩,成岩程度低,岩性疏松,孔隙度大于20%,储气能力强。第四系150～300m段发育泥岩及芒硝、腐殖土,具有较强的封盖能力,是比较理想的盖层段。生物气富集的主要控制因素为圈闭。通过类比,河套盆地成藏条件与柴达木盆地相似,资源潜力大,勘探前景好。