鄂尔多斯盆地奥陶系盐下马四段高含硫天然气地球化学特征及成因

鄂尔多斯盆地盐下天然气勘探取得重大突破,在马四段多次钻获高含硫化氢天然气,地质和地球化学特征表明其成因和来源尚不明确。通过系统采集马四段天然气、乌拉力克组页岩气和上古生界致密砂岩气样品,测定天然气的组分和碳、氢同位素组成,结合盆地中东部地质实际开展天然气成因和气源研究。结果显示,马四段天然气是以甲烷为主的干气,干燥系数平均值为0.97,乙烷平均含量为1.07%,丙烷平均含量为0.32%,其余重烃气平均含量0.38%;硫化氢平均浓度为124774×10-6,是TSR作用的产物,明显区别于上古生界致密砂岩气和乌拉力克组页岩气,研究区内由西向东硫化氢含量逐渐降低;马四段天然气中甲烷碳同位素组成介于-44.8‰~-36.4‰,平均值为-40.3‰;乙烷碳同位素组成介于-27.7‰~-19.1‰,平均值为-24.3‰;甲烷氢同位素组成介于-172‰~-140‰,平均值为-162‰;乙烷氢同位素组成介于-140‰~-112‰,平均值为-119‰;马四段天然气具有较轻的甲烷碳同位素组成和较重的甲烷氢同位素组成,指示马四段天然气具有与上古生界煤成气不同的气源。以甲烷碳、氢同位素组成及组分作为高含硫天然气的主要判识参数,识别出马四段天然气具有“自生自储”的特征,气源岩为马家沟组含膏层系发育的海相烃源岩;TSR促进了烃类向非烃的转化,重烃气向甲烷的转化,也会导致烃类碳同位素组成的变化;部分气藏乙烷碳同位素组成已经明显重于干酪根碳同位素组成,超出了热演化的影响范围,凸显TSR作用对乙烷碳同位素影响较大。基于马家沟组盐下天然气的形成演化地质背景,初步估算TSR能导致乙烷碳同位素组成变重5‰~10‰。

西湖凹陷中南部花港组下段储层成岩孔隙演化

西湖凹陷中南部花港组下段储层具有丰富的致密气资源,是该区油气勘探开发的热点。基于岩石薄片、扫描电镜、物性测试和X衍射等资料,对西湖凹陷中南部花港组下段储层特征、成岩作用及孔隙演化等进行了研究。结果表明,储层孔隙度主要在7%∼10%,渗透率主要在0.10∼0.50 mD,裂缝不发育,属于致密储层。储层先后经历了早成岩A期、早成岩B期和中成岩A期,目前处于中成岩B期,压实作用、溶蚀作用和胶结作用较强。孔隙定量演化结果显示,压实作用使储层孔隙度降低了29.67%,是储层原生孔不发育的主要原因;溶蚀作用使储层孔隙度增加了15.14%,是深部储层发育的关键因素;胶结作用使储层孔隙度降低了13.55%,是储层孔隙结构变差的重要原因。综合孔隙演化结果和油气充注时间关系,该区花港组下段储层属于“先致密后成藏”的致密储层。

碳酸盐岩地层超压预测模型研究及应用

碳酸盐岩地层超压预测是目前国内外尚未解决的基础性难题。以川东北地区超压碳酸盐岩地层为研究对象,通过物理模拟实验研究碳酸盐岩弹性参数随围压和孔压的变化规律,提出了基于岩石孔隙压缩系数的碳酸盐岩地层超压预测模型。实验结果显示,碳酸盐岩孔隙度的增大和岩样弹性参数变化与孔隙压力增量之间存在一定的相关性,据此建立岩石孔隙压缩系数与孔隙压力、孔隙体积的理论关系,并推导出超压预测模型,模型考虑了区域构造应力的影响,参数可以通过实验和测井资料获得;利用密度、声波和中子测井资料开展典型钻井超压预测,预测结果与实测压力吻合良好。新提出的超压预测模型为碳酸盐岩地层超压预测提供了新思路。

鄂尔多斯盆地大牛地气田上古生界致密气轻烃地球化学特征

大牛地气田是鄂尔多斯盆地典型致密砂岩大气田之一。为了更深入了解该区天然气的成因和来源,揭示天然气运移相态,对大牛地气田上古生界致密气开展了轻烃地球化学特征分析。研究表明,该区上古生界致密气C5-7轻烃组成具有异构烷烃优势分布,C6-7轻烃组成中芳烃含量整体偏低(<10%),甚至未检出芳烃,C7轻烃组成具有甲基环己烷优势分布特征,甲基环己烷相对含量均超过50%。上二叠统下石盒子组天然气K_(1)值、K_(2)值均与二叠系山西组和石炭系太原组天然气一致,而δ^(13)C_(1)值则与山西组天然气一致,与太原组天然气有明显不同。与山西组天然气相比,下石盒子组天然气整体具有偏低的苯/正己烷、苯/环己烷和甲苯/正庚烷比值,以及明显偏高的正庚烷/甲基环己烷比值。轻烃地球化学特征及烷烃气碳氢同位素组成综合表明,大牛地气田上古生界天然气为典型煤成气,其中山西组和太原组天然气均为原地自生自储,而下石盒子组天然气为下伏山西组烃源岩生成的天然气经历了游离相垂向运移聚集形成,太原组烃源岩不具有显著贡献。受天然气运移和水溶等作用影响,庚烷值、异庚烷值、苯/正己烷比值等轻烃指标直接用于判识大牛地气田致密气成熟度会存在偏差。

松辽盆地天然气中稀有气体地球化学特征及其地质意义

稀有气体地球化学已运用于地球深部物质及天体陨石研究,随着测量技术的进步,在天然气研究中也开始得到越来越多的应用。使用目前最先进的稀有气体质谱仪,对中国东部松辽盆地中深部天然气的稀有气体全组分丰度及同位素进行了系统的分析,明确了断陷盆地稀有气体的组成特征。研究表明,天然气中稀有气体的丰度从轻稀有气体到重稀有气体具有逐渐减小的反“厂”字形趋势。稀有气体的同位素比值^(3)He/^(4)He为2.64×10^(-6)、^(20)Ne/^(22)Ne为9.94、21Ne/^(22)Ne为0.02922、^(40)Ar/^(36)Ar为743.7,均高于大气值,^(80)Kr、^(84)Kr、^(86)Kr、^(131-136)Xe均表现出相对大气过剩的特征,显示天然气中有幔源气体的混入。综合稀有气体的组成特征,说明松辽盆地中深部天然气均为壳幔混源的无机成因,而且不同构造区块、不同类别天然气的幔源组分贡献存在一定差异。对比稀有气体组成与天然气类型发现,轻稀有气体可以较好地区分天然气的类型,而重稀有气体的组成在各种天然气中没有明显差别。稀有气体同位素除了可以示踪天然气来源外,还可以应用在判别天然气成因、区分天然气类型、表征大地构造等方面。

鄂尔多斯盆地靖边地区马家沟组气田水地球化学特征及锂来源

鄂尔多斯盆地靖边地区马家沟组气田水中Li+浓度较高,部分井区达到工业品位,勘探开发潜力巨大,但锂来源尚不明确。以靖边地区马家沟组气田水为研究对象,采用薄片鉴定、X射线衍射分析、微量元素分析及Sr、Li同位素分析等方法,对马家沟组气田水地球化学特征进行了研究,并讨论了水体中锂来源。结果表明:①气田水中离子浓度变化极大,矿化度为0.12~228.19 g·L^(-1),平均值为39.87 g·L^(-1),部分水体达到卤水范畴,气田水pH值为4.82~8.44,以弱酸性为主,水化学类型以CaCl_(2)型为主,部分井区为MgCl_(2)型或NaHCO_(3)型;②气田水钠氯系数普遍大于0.87,脱硫系数普遍小于1,变质系数普遍大于0,氯镁系数主要为20~90,储层整体封闭性好,水体还原性强,变质程度高,属于高变质、高浓缩的水体,部分井区储层封闭条件被破坏,受大气水影响明显;③气田水Li同位素具有早奥陶世海水的特征,Sr同位素受到凝灰质组分及大气水岩溶的影响,^(87)Sr/^(86)Sr值高于马家沟组沉积时期正常海水;④马家沟组含凝灰质组分的岩石和岩溶角砾岩填隙物普遍具有较高的Li^(+)浓度,Li同位素特征指示气田水中锂主要来自马家沟组地层,马家沟组富锂气田水是加里东期马家沟组地下岩溶水埋藏和演化的结果。

油气叠合区气田废水回注油层配伍性研究

以鄂尔多斯某油气田叠合区气田和油田废水各代表性站点水质检测分析结果为基础,进行了气田与油田废水结垢趋势预测、静态配伍性研究,结果表明:在25℃与60℃下,QT-1与YT-1的不同比例混配下,结垢趋势均小于QT-2与YT-1、QT-3与YT-1、YL-2与YT-1和YL-1与YT-1。QT-1与YT-1在1∶9混配,QT-2与YT-1在5∶5混配,QT-3与YT-1在1∶9混配,YL-1与YT-1在5∶5混配,YL-2与YT-1在1∶9混配时失钙当量最低,结垢趋势最小。根据油气田废水配伍性实验结果,确定配伍性最优的QT-1与YT-1,研究其按比例混合后回注地层的配伍性实验,其结果为单注对地层伤害率为14%,合注对地层伤害率为46.2%。

中拐凸起南斜坡八道湾组油层低阻成因及识别

准噶尔盆地中拐凸起南斜坡下侏罗统八道湾组低阻油层与一般低阻油层对比,储集层具有形成时期早、埋藏深度大、岩石粒度较大、泥质含量低等特点,低阻成因具有较强特殊性。在对国内外典型低阻油层成因机理综合研究的基础上,利用该区钻井、录井、测井、试井、岩心化验分析等资料,从构造、沉积、成岩作用、储集层特征、成藏条件等多角度,开展八道湾组油藏低阻主控因素研究。该区油藏低阻的形成受宏观因素和微观因素共同控制,低构造幅度、弱水动力沉积等宏观背景下,低油水分异程度、高地层水矿化度及低凝灰岩岩屑含量,是油藏低阻的主控因素;束缚水饱和度偏低,是油藏低阻的次要控制因素。在此基础上,建立地层电阻率与油气指示系数关系图版,与该区试油和试采资料对比,符合率92.9%,为中拐凸起南斜坡八道湾组低阻油层的识别提供了依据。

川中简阳须家河组地层水化学特征和成因——来自水化学和锶同位素的证据

近年来,四川盆地须家河组致密气勘探开发成果显著,其中川中简阳区块为增储上产新重点关注区域。然而,在开发过程中钻遇了大量地层水,使得储层气相渗透率降低,导致气产量下降,阻碍了下一步的勘探开发,因此,研究区地层水来源和成因亟待研究。文中利用地层水化学参数及锶同位素^(87)Sr/^(86)Sr值对川中天府气田简阳区块须家河组9口钻井的地层水进行系统分析,结果显示:1)川中简阳地区须家河组地层水为CaCl_(2)型,平均矿化度为85969.70 mg/L,平均钠氯系数为0.77,平均变质系数为7.72,脱硫系数多为0,平均阳离子交换系数为0.252,指示须家河组地层水处于封闭环境;2)地层水Sr^(2+),Br^(-),Li^(+)质量浓度分别为146.00~1980.00,207.00~1510.00,2.47~22.60 mg/L,远大于海水,可以作为须家河组地层水特征参数;3)地层水具有Ca^(2+)富集,Na^(+),Mg^(2+)亏损的特征,该现象与储层中含钙矿物的溶解、钙长石的钠长石化、方解石的白云石化及绿泥石的形成有关;4)地层水的^(87)Sr/^(86)Sr值在0.715697~0.718454,表明地层水中的Sr主要来自砂岩储层。研究区钠氯系数和^(87)Sr/^(86)Sr的分布规律高度相似,该参数可以为地层水来源研究提供数据支持。

氨水强化超临界二氧化碳地质埋存方法

为提高二氧化碳捕集、利用与封存(CO_(2) capture,utilization and storage,CCUS)末期CO_(2)地质埋存能力,提出氨水强化CO_(2)埋存方法,向储层注入氨水,利用氨水与CO_(2)发生化学反应提高CO_(2)埋存量。通过高温高压物理模拟装置和岩心驱替装置,选定实验参数范围为20 MPa、40~80℃、氨水浓度6%~26%,选取高渗岩心进行实验,明确了氨水与CO_(2)的反应规律和岩心中氨水强化CO_(2)埋存效果。结果表明,氨水吸收CO_(2)的量与氨水浓度呈正比,与温度呈反比,但低温会析出碳酸氢铵晶体,减少氨水吸收CO_(2)的量;氨的吸收能力与氨水浓度呈负相关,与温度没有明显的线性相关性;在60℃条件下,6%浓度的氨水表现出最佳的CO_(2)吸收效果;与饱和地层水相比,饱和6%浓度氨水可使岩心的CO_(2)埋存量提高7.5倍;岩心迂曲度每增加0.5,氨水强化埋存的单位岩石孔隙体积CO_(2)埋存量可以增加200 mL,而地层水埋存的单位岩石孔隙体积CO_(2)埋存量仅增加11 mL。该研究首次提出了一种新的二氧化碳埋存模式并开展实验研究,为CCUS项目强化二氧化碳地质埋存提供了一种新思路和新途径。

油田采出水稳定性研究进展

石油被称为工业的血液,在现代工业体系中占有非常重要的地位。在石油的开采过程中会产生大量采出水,一般为稳定的油水乳液,这种乳液极难处理的特性给石油开采带来严重的环境负担。为提高油水乳液的处理效果,多种研究方法被用于油水乳液稳定性研究,通过大量研究,确定了油水乳液中的原油组分及化学药剂对乳液稳定性的影响路径,乳液的稳定机理研究取得了一定进展。

鄂尔多斯盆地油田水化学特征及地质意义

鄂尔多斯盆地三叠系延长组和侏罗系延安组油层水与油藏保存条件关系复杂,通过成藏过程和不同层系地层水化学特征研究和对比分析,得出如下几点认识:①延长组和延安组油层水矿化度总体较高,属于盐水-卤水地层水类型,Na+,K+和Cl-高度富集是高矿化度的原因;②沉积期古盐度特征对延长组现今地层水矿化度有明显控制作用,油层的水文地质条件稳定,封闭性能较好,有利于油藏后期保存;③印支期末剥蚀暴露期的大气水淋滤作用影响,是造成延长组顶部长1油层和长2油层水矿化度变低的主要因素,油藏保存条件明显降低;④侏罗系开放的水文地质环境及煤系地层自身释放的CO2是造成侏罗系油层水具备NaHCO3水性质和水文地质环境活跃的主要原因,油藏保存条件相对较差。

富有机质页岩高温高压重量法等温吸附实验

借助重量法开展了下志留统龙马溪组富有机质页岩干燥样品在高温高压下的等温吸附实验,实验最高压力25 MPa,最高温度为80℃,观察到高温高压下由于吸附相密度和游离相密度不断变化所导致的过剩吸附量显著下降,并出现高温反转现象。二元Langmuir模型需要通过吸附相密度将过剩吸附量校正为绝对吸附量后才可使用。将吸附相密度作为变量,采用Langmuir三元模型直接对不同温度下的过剩吸附量进行非线性拟合来获取Langmuir参数。研究表明,随着温度升高,Langmuir体积逐渐降低,而Langmuir压力逐渐升高,基于不同温度下的拟合结果建立了温度与Langmuir参数间的关系,可进一步推算埋藏条件下吸附气的变化规律。

柴达木盆地西部第三系油田水水文地球化学特征

柴达木盆地西部第三系油田水具有高矿化度特征，钾、硼、锂等离子达到工业开采品位，氢同位素值分布在-75.61‰～13.35‰，氧同位素值分布在-7.68‰～10.58‰。综合分析油田水化学成分、水化学参数组合以及氢氧同位素特征推断：柴达木盆地西部第三系油田水起源于大气降水，为典型陆相成因，为大气降水沿深大断裂下渗并经历了“深循环”作用形成，同时有深源岩浆流体的参与。油田水高矿化度特征与盐类矿物溶解和蒸发浓缩有关，钾、硼、锂等元素受深源流体控制，Ca2＋和HCO3-主要来源于碳酸盐矿物溶解，油田水高Ca2＋、低Mg2＋的特征与演化过程中白云石交代方解石以及方解石溶解有关，充分的水-岩反应与深源流体的加入导致柴达木盆地西部第三系深成CaCl 2型油田水的形成。同时，初步推断南翼山地区第三系可能具有找钾意义。

严重生物降解稠油成熟度判识——以准噶尔盆地三台—北三台地区为例

严重生物降解作用形成的稠油轻重组分均遭损失,其演化阶段性判识是油气成因研究的一个难题。该文以准噶尔盆地三台—北三台地区为例,在前人研究的基础上,进一步对Ts/Tm对成熟度的敏感性进行了分析,认为在同源条件下,Ts/Tm能有效的随成熟度增大而增大,且抗生物降解能力强,可以用来对严重生物降解原油成熟度进行判识。文章以此为指标指出三台—北三台地区重质稠油和储层沥青主要是低—未成熟阶段的原油并遭严重生物降解所致,中质稠油主要是成熟阶段原油遭中等生物降解或散失所致。

卡因迪克油田挥发性油藏流体特征分析

以准噶尔盆地南缘卡因迪克油田挥发性油藏为例,对该油藏的矿场特征和实验室测试特征进行了分析,认为高比例中间烃组分(相对于普通黑油组成)及不同的分离环境条件是形成该油藏独特的矿场和PVT测试特征的根本原因;同时指出目前的挥发性油藏实验检测方法获取的油藏流体参数(体积系数、气油比等)不能准确反映油藏流体在矿场生产过程中的实际性质和特征,需要对实验和检测方法进行改进。

苏里格气田强非均质致密砂岩储层的地质建模

苏里格气田属辫状河沉积,具有特低渗、强非均质性特征,有效砂体呈孤立状分布在致密砂岩中,规模小且连续性、连通性差。气田密井网解剖区的实际建模表明,采用小网格建立井组(或局部)地质模型,有利于有效地表征储层强非均质性的特点;通过辫状河沉积储层的专家研究经验、露头观测和沉积物理模拟实验所形成的地质知识库来确定关键的建模参数,并从多个实现中优选模型储量出现概率最大的作为地质模型的建模思路和方法,可以较好地描述储层的复杂地质特点和强非均质性特征。

页岩容量法和重量法等温吸附实验对比研究

页岩吸附气含量是准确评价页岩含气量和资源潜力的关键参数,目前通常采用等温吸附实验来确定。等温吸附实验方法主要分为容量法和重量法,容量法是目前常用的等温吸附实验方法,重量法的应用还较少。本文通过分析两种方法的实验原理,认为容量法和重量法等温吸附实验测得的吸附量均为过剩吸附量,绝对吸附量并不能通过实验直接测得,并建立了过剩吸附量与绝对吸附量的转换关系。为了对比分析两种实验方法的准确性和稳定性,分别进行了相同样品的容量法和重量法等温吸附实验。测试结果表明,低压时甲烷在页岩中的吸附曲线呈Ⅰ型的吸附曲线特征,但是当压力进一步增大后,等温吸附曲线会出现下降。页岩中超临界甲烷的等温吸附曲线在压力较大时,必然存在下降的趋势,这并非异常现象,而是超临界流体过剩吸附量的本质特征。对比分析认为,在传感器精度和天平精度经过校准的情况下,重量法等温吸附实验对实验参数和环境的敏感程度要低于容量法。特别是对于吸附量较低的泥页岩,容量法测试中引起的误差大于重量法。在现有技术水平条件下,认为重量法更适用于页岩的等温吸附实验研究。

油伴生CO_2气的成因及其石油地质意义

以松辽盆地南部油伴生CO2气为研究对象,通过组分分析及碳、氧及氦同位素分析,结合中国已有伴生CO2气的含量及同位素数据,研究油伴生CO2气的成因及其意义。结果表明:中国油伴生气中CO2的含量为0～99.53%,大部分在5%以下;油伴生CO2气的δ13CCO2值为-15.91‰～+6.49‰,集中分布于-13‰～-4‰,以无机成因气为主;松辽盆地南部油伴生CO2气的含量为1.43%～54.22%,δ13CCO2值为-5.32‰～-6.76‰,为幔源-岩浆成因;幔源-岩浆成因油伴生CO2气与气藏中的CO2气成因一致,注入时间一般晚于油气大规模充注时间,CO2充注驱油普遍存在;在幔源-岩浆CO2与油气混合成藏地区(如松辽盆地南部)寻找幔源-岩浆CO2充注驱油成因的次生油气藏将是一个新的勘探思路。

天然气中高含H_2S的成因及其预测

充足的烃类、发育的硫酸盐(石膏)和储层经历过较高的温度是形成高含H2S天然气所必须的3个基本条件,也是硫酸盐热化学还原作用(TSR)发生的物质基础和热动力保证。TSR是一个十分复杂的有机物—无机物相互作用的地质—地球化学过程,并非具备了这3个条件就会发生TSR或形成高含H2S天然气。目前关于TSR的一些理论问题尚未完全达成共识,对其发生反应的温度条件、反应体系方程、烃类的消耗、同位素分馏、反应产物及其转化等科学问题存在较多争论。本文认为川东北和渤海湾盆地晋县凹陷高含H2S的天然气属TSR成因,并对TSR中的科学问题进行了探讨,为建立H2S的预测模型提供了参考。