典型碳酸盐岩大气田规模聚集差异性及其主控因素——以四川盆地安岳气田和鄂尔多斯盆地靖边气田为例

四川盆地安岳气田和鄂尔多斯盆地靖边气田分别是中国迄今为止发现的总体规模最大和单层规模最大的两个海相碳酸盐岩特大型气田。基于对成藏体系理论中的气藏源-位结构、油气成藏过程及关键要素时-空配置等的解剖,认为安岳气田和靖边气田发育多种源-位结构,烃源体-圈闭体高效配置,但安岳气田为继承性古隆起上的古油藏裂解气“原位”聚集成藏,而靖边气田为斜坡背景构造转换枢纽带调整成藏。三大关键因素控制安岳和靖边两类大气田的规模富集:(1)烃源体均经历异常热事件,热流值超过70 mW/m^(2)的热事件持续时间约70 Myr,不同类型烃源体已充分裂解并形成以甲烷为主的气体,气源充足;(2)发育有利岩相叠加岩溶作用的多层叠置规模优质储集体,有良好的储集空间;(3)发育构造、构造-岩性、地层-岩性、岩性等多类型规模圈闭体,具备规模有效聚集场所。古油藏范围内或邻近烃源体的高能滩体与岩性致密带匹配区是下一步寻找规模天然气聚集的有利勘探领域。

四川盆地威远—资阳地区震旦系储层沥青特征及意义

四川盆地威远—资阳地区震旦系灯影组储层中存在大量固体沥青。该区沥青产状以溶孔充填和裂隙充填为主,晶间充填次之,微粒浸染最少。根据生物标志化合物特征,可将该区沥青分为2类:一类以威117井为代表,另一类以威118井、资1井和资6井为代表。沥青产状和沥青含量的分布与储层的储集性能呈正相关关系。沥青反射率值呈2段分布,各层段演化程度相似。结合地质条件,认为该区沥青多为后生—储层沥青,属原油热裂解成因。储层沥青的含量和分布指示了原油裂解气的气源灶。沥青的产状、等效镜质体反射率值分布和生物标志化合物特征表明该区存在2期沥青,且以第2期为主,第1期较少。在此基础上,结合构造演化史,恢复了该区天然气成藏史。

多元天然气成因判识新指标及图版

为解决深层—超深层和非常规领域天然气勘探中面临的高演化、多元天然气成因和来源判识等关键性技术难题,通过实验新技术以及地质资料综合分析,完善了多元天然气成因判识方法体系。建立了腐泥型有机质不同演化阶段干酪根降解气和原油裂解气、聚集和分散型液态烃裂解气,N_2、CO_2有机和无机成因,惰性气体壳源和幔源成因,He、N_2、CO_2、天然气汞含量判识煤成气和油型气等多元天然气成因判识新指标及图版。通过在主要含气盆地的应用,明确了四川、塔里木和松辽盆地复杂气藏天然气成因和来源,有效支持四川盆地震旦系—寒武系古老碳酸盐岩、塔里木盆地库车坳陷深层、松辽盆地深层火山岩等领域的天然气勘探。

渝东北地区巫溪2井页岩气富集模式及勘探意义

以钻井资料为基础,依据笔石生物地层、地球化学特征、岩石矿物组成、储集层微观特征、构造条件等数据,研究渝东北地区巫溪2井页岩气富集模式。巫溪2井上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组富有机质页岩厚达89.8 m,笔石带发育齐全,富有机质页岩段从奥陶系凯迪阶上部上延到下志留统特列奇阶下部,沉积厚度及时间远超四川盆地其他区域。页岩最高实测含气量超8 m3/t,含气性主要受TOC大小控制,有机质纳米孔为主要储集空间,无机矿物对储集空间的贡献较小;其中孔径大于50 nm的有机质孔隙较常见,小于10 nm的有机质孔为吸附气的主要赋存场所。巫溪2井目的层段处于挤压型背斜(田坝背斜)核部中性面以下,在脆性较强层段形成了2个垂向裂缝(劈理)发育带,利于页岩气的储集及后期压裂改造形成复杂缝网;田坝背斜两翼断层属挤压性断层,断层两侧为非渗透性的页岩,且预测断层面有泥岩涂抹现象,具有良好的封堵性,有利于页岩气的保存。上述诸多有利条件的良好匹配最终形成了研究区"构造型甜点"。

四川盆地高石梯—磨溪大气田稀有气体特征

以四川盆地高石梯—磨溪大气田为例，对震旦系灯影组、寒武系龙王庙组天然气稀有气体进行全组分含量和同位素检测，并判别其成因。高石梯—磨溪大气田天然气中稀有气体He含量高于大气中He含量1～2个数量级，其中灯二段天然气中He平均含量为512×10^-6，达到工业利用标准；而Ne、Ar、Kr、Xe含量相对较低，低于大气含量值。稀有气体全组分含量总体由震旦系灯二段、灯四段至寒武系龙王庙组逐渐降低。高石梯—磨溪大气田天然气中稀有气体^3He／^4He值总体为10^-8量级，^40Ar／^36Ar值总体为1024-9559，^132Xe相对过剩而^129Xe相对亏损，表明He、Ar、Xe均为典型壳源成因，且气田深部没有活动性强的深大断裂和通幔断裂，构造活动较为稳定。

黄骅坳陷大港探区深层天然气成因类型与分布规律

通过综合应用天然气组分、碳同位素、氢同位素、轻烃及岩石热解碳同位素等地球化学参数,结合地质背景分析,对大港探区深层天然气的成因类型、来源及分布规律进行了研究。结果表明,大港探区深层天然气以热成因气为主,主要处于成熟—高成熟阶段;按母质类型及来源可进一步划分为煤成气、非煤成煤型气和油型气。深层天然气的分布严格受源岩的控制,煤成气分布于探区中南部的埕北地区、孔店地区及孔南地区;非煤成煤型气主要分布在中北部地区,包括板桥次凹、歧口主凹中北部及夹于这2个凹陷间的北大港潜山构造带;油型气主要分布在歧口主凹的南部、歧北次凹和歧南次凹及其周缘。煤成气主要来自石炭系—二叠系煤系烃源岩,非煤成煤型气和油型气主要来自古近系沙河街组二、三段烃源岩。大港探区深层天然气勘探前景广阔。

四川盆地含硫化氢气田天然气地球化学特征

以四川盆地内高含硫化氢气藏为研究对象，系统研究了天然气的地球化学特征，并对其成因进行探讨。研究表明，四川盆地含硫化氢天然气干燥系数多接近于1，为干气，天然气中CO2、N2、H2S等非烃含量较高，不同油气区气藏中天然气非烃各组分变化范围大。天然气中硫化氢的硫同位素分布范围为9．3‰～31．0‰，与相同储层中硬石膏的硫同位素具有较好的对应关系，表明天然气中硫化氢的硫元素与同储层硬石膏的硫元素具有相同来源，天然气中的硫化氢为硫酸盐热化学还原反应（TSR）的产物。天然气中硫化氢含量对甲烷氢同位素影响不明显，但随硫化氢含量增加，CO2含量亦逐渐增大，表明气藏中CO2的生成与硫化氢关系密切。此外，硫化氢含量对乙烷碳同位素影响大，这可能是由于储层中的TSR反应优先消耗C2H6以上的重烃，造成乙烷碳同位素变重，再次印证了高含硫化氢储层发生TSR的事实。

歧口凹陷歧深1井气源综合对比

歧深1井是一口位于渤海湾盆地黄骅坳陷歧口凹陷滨海断鼻的深层探井,在4823.0～5088m沙三段地层用10.32mm油嘴日产气54611m3。天然气甲烷、乙烷碳同位素异常重,δ13C1值在-35.7‰～-32.7‰之间,δ13C2值在-19.1‰～-15.2‰之间。通过对该井沙三段烃源岩热解气碳同位素和轻烃的研究,并结合天然气组分、碳同位素和轻烃以及储层包裹体的特征,认为该天然气属于高成熟天然气,主要来自研究区埋深更大的沙三段烃源岩,具有多期充注的特征。证实歧口凹陷存在高成熟,甚至过成熟天然气,进一步明确歧口凹陷深层天然气勘探要以沙二段、沙三段为主要目的层。

湘西北地区牛蹄塘组页岩气储层沉积展布及储集特征

利用露头及岩芯等资料,应用沉积学、矿物学和有机地化分析方法,对该地区牛蹄塘组页岩沉积展布及页岩气储集特征进行了系统研究。划分了牛蹄塘组页岩7个主要岩相,依据沉积构造、岩相特征和有机质含量等建立了页岩储层沉积微相划分依据,并划分出深水陆棚相、半深水陆棚相和浅水陆棚相3种沉积亚相,深水陆棚相页岩有机地化条件良好,为富有机质页岩发育的最有利相带。页岩储集空间主要为基质孔隙,孔隙度平均为3.8%,以低于50 nm的无规则孔为主。页岩中的裂缝多被方解石充填,未提供有效的储集空间,同时对页岩气的保存产生了一定的破坏作用。氮气吸附及SEM分析结果表明,页岩孔隙发育受多因素影响,总孔体积随TOC含量、黏土矿物和黄铁矿含量增高有增大的趋势,但相关系数均较低,值得注意的是黄铁矿与孔隙体积的相关系数相对较高,表明黄铁矿对页岩孔隙发育具有积极作用。富有机质页岩具有较强的吸附能力,其吸附能力的大小主要受TOC含量的控制。

四川盆地及周缘五峰组—龙马溪组富有机质页岩沉积演化模式

四川盆地及周缘地区上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组富有机质页岩是我国页岩气勘探开发的主要层位,厚度20~60 m,该套富有机质页岩的时空展布差异明显。通过对重点剖面及钻井的岩芯观察、笔石生物地层划分、地化及矿物分析,明确了四川盆地及周缘不同地区富有机质页岩的时空展布特征,建立了3种富有机质页岩沉积演化模式:1)长宁-威远"三隆夹二洼"沉积演化模式:长宁地区富有机质页岩主要沉积于WF2-LM5,威远地区为LM1-LM8,隆起区域富有机质页岩沉积受到不利影响。2)黔渝地区的"渐进式"沉积演化模式:该区域呈现越靠近盆地内部,富有机质页岩沉积结束的时间越晚的趋势,焦石坝区域是富有机质页岩的沉积中心,其他区域厚度相对较薄。3)川东北地区的"稳定抬升型"沉积演化模式:位于盆地中心的巫溪2井区域的富有机质页岩厚度大,沉积持续时间长(WF2-LM9),盆地边缘区域富有机质页岩厚度明显变薄,区域呈现整体抬升趋势,随时间推移,富有机质页岩沉积范围越来越小。总体而言,富有机质页岩的沉积主要受广西运动的影响,富有机质页岩沉积中心有逐渐向北迁移的趋势,埃隆阶后仅威远和巫溪区域沉积富有机质页岩。研究成果对该地区页岩地层的精细对比具有重要的指导意义。

准噶尔盆地石炭系火山岩天然气成藏特征及勘探潜力

准噶尔盆地油气发现程度差别大,天然气探明率较低。石炭系火山岩是盆地内目前天然气储量最多的层系,勘探证实其天然气成藏特征非常复杂。依据盆地内克拉美丽气田、五彩湾气田、阜康凹陷、滴北凸起等地区井的岩心、薄片鉴定及分析化验数据,在重点研究主力烃源岩松喀尔苏组b段特征的基础上,结合盆地内火山岩储层特征及天然气来源,分析石炭系火山岩天然气的成藏特征及勘探潜力。结果表明:石炭系烃源岩在五彩湾凹陷、滴水泉凹陷及东道海子凹陷等地区广泛分布,其中泥岩有机碳含量平均为1.58%;石炭系烃源岩有机质类型以Ⅲ型为主,大部分达到高成熟阶段,且火山活动增加了有机质的生烃能力。优质储集体以爆发相和溢流相为主,孔隙和裂缝发育,与上覆二叠系或石炭系内部致密层段形成良好的储盖组合,靠近凹陷深部地区具备形成规模气藏的成藏条件,滴南凸起、滴北凸起、北三台凸起和车拐地区具有较大勘探潜力。

生物气CO2还原途径中碳同位素分馏作用研究及应用

地质历史中,CO2/H2还原产甲烷作用对生物气的形成具有十分重要的意义。中国柴达木盆地第四系生物气主要为CO2/H2还原型生物气。笔者以CO2/H2还原生气理论为指导,进行不同初始碳同位素值和不同赋存状态碳源的生物模拟实验,研究CO2/H2还原产气过程中发生的碳同位素分馏作用。实验结果表明,产物中δ13CH4值与底物的δ13C值呈很好的正相关关系;在反应母质过量的情况下,碳源的赋存状态可以影响产物甲烷的碳同位素组成。以游离形式CO2还原产生的甲烷δ13C值,相对于以HCO3-、CO23-离子形式产生的甲烷δ13C值轻。通过柴达木盆地东部第四系生物气田实例分析,探讨了该区生物气的主要底物CO2的来源及赋存状态,对评价盆地生物气资源和有利勘探区预测有重要的参考价值。

风城地区白垩系沉积特征及油砂成矿富集规律

通过岩心观察、孔渗分析、含油率分析、薄片鉴定、组分分析等方法,分析风城地区白垩系沉积相及油砂成矿主控因素,得出风城地区油砂成矿的主控因素(砂体展布、断层和不整合面)和风城地区油砂的成矿模式.结果表明:砂体展布主要受沉积相控制;断层和不整合面是油气向上运移的主要通道;油气在近地表的地层中形成生物降解成因的油砂矿.该结果为准噶尔盆地西北缘的勘探提供了理论依据.

风城地区油砂层分布规律及其控制因素

风城油砂矿位于新疆准噶尔盆地西北缘克拉玛依市乌尔禾镇北北东方向12km处,是我国目前发现的最大的油砂矿。通过对该地区地层资料的统计及分析,并对白垩系进行了地层对比,将该区白垩系划分成了4个沉积时期,并对4个时期的油砂层进行了对比;同时还分析了侏罗系砂岩及油砂的分布特征,得出了油气主要沿断层和不整合面运移,并随运移距离的增加,油砂含油率降低的认识。通过研究初步掌握了该区油砂的分布规律及其控制因素。

川中广安地区须家河组煤系烃源岩生气特征

川中广安气田天然气地质储量丰富,而源岩发育有限。为对其形成机理进行探讨,利用MSSV热解实验和化学动力学方法对广安地区须家河组煤系烃源岩的生气特征进行了研究。结果表明：广安地区须家河组煤系烃源岩生气主要集中在晚侏罗世（156.6～140 Ma）,具有短期内大量生气的特点,生气量为（0.89～1.86）×10^12m^3,天然气运聚效率为7.26%以上,生气强度为（3.35～11.83）×10^8m^3/km^2,低于我国大气田通常的生气强度（〉20×108m3/km2）。天然气的高效运聚是广安气田在生气强度较低情况下仍能形成大气田的基础;除前人总结因素外,须家河组煤系烃源岩短期内大量生气的特点是造成该区天然气高效运聚的一个重要原因。在运聚条件优越的情况下,形成大气田所需要的烃源岩条件可适当放宽。

塔里木盆地台盆区天然气地球化学特征

通过对塔里木盆地天然气样品的分析,系统总结了台盆区的天然气地球化学特征:塔里木盆地台盆区天然气烃类组成以湿气为主,部分地区为干气,湿气分布在塔中、满东—英吉苏、英买力—东河塘、哈得逊和解放渠东—吉拉克等地区,在巴楚、轮南—桑塔木等地区既有干气又有湿气;在非烃气体中以N2和CO2为主,巴楚、塔中、满东—英吉苏、东河塘—英买力、哈得逊等地区以中、高N2含量为特征,在和田河和东河塘地区天然气具高CO2含量特征;天然气碳同位素具有中部轻、周边重的分布特征,塔中、东河塘—英买力、哈得逊等地区的天然气δ13C1值小于-40‰,和田河、满东—英吉苏、轮南—吉拉克等地区的天然气δ13C1值大于-40‰,δ13C2值一般大于-30‰。

“MSSV”油气生成模拟实验技术

小体积密闭条件油气生成模拟实验技术属于封闭体系下的热模拟。这项实验技术是石油勘探开发研究院廊坊分院天然气成藏与开发重点实验室的科技攻关人员新引进开发的,MSSV技术在国内的应用尚属首例。这项技术具有效率高、费用低、准确度高的优点,实现了全烃的在线分析。目前,这项技术主要进行生烃动力学和同位素动力学研究,估算某一地区不同地质年代天然气的累积产气率、某一气藏天然气的地质捕获时间等。程序升温技术和密封碎样实验技术的应用,为生烃动力学和天然气同位素动力学的研究提供了支持,使地球化学的地质应用向更深的层次迈进。

准噶尔盆地石炭系火山岩气藏形成条件分析

通过对准噶尔盆地石炭系油气成藏条件的分析,认为火山岩相、基底断裂和生烃中心是石炭系油气成藏的主要控制因素。自生自储是石炭系油气来源的重要特征,火山岩是石炭系主要储层,分布广,厚度大;孔隙和裂缝是主要储集空间类型,且物性不受埋深影响;不同的火山岩性-岩相有不同的储集性能,溢流相的流纹岩、安山岩和爆发相的火山角砾岩是好的火山岩相;火山岩风化壳孔缝发育,是最优质的储集体。断裂是油气运移的主要通道,纵向运移是油气聚集的主要方式,基底断裂控制着油气藏的分布。二叠系和中生界泥质岩类构成了石炭系主要盖层,油气保存条件好。

南祁连盆地石炭系与上三叠统尕勒得寺组烃源岩地球化学特征

南祁连盆地烃源岩的研究程度低,烃源岩分子地球化学方面的研究滞后。利用气相色谱、气相色谱一质谱联用技术研究了南祁连盆地石炭系与上三叠统尕勒得寺组烃源岩的生物标志化合物特征,详细分析了烃源岩有机质的沉积环境、母质来源和成熟度等方面的信息。伽马蜡烷/C30藿烷为0.090.12,伽马蜡烷/0.5C31αβ（22R＋22S）为0.380.57,Pr/Ph为0.651.16,表明烃源岩有机质的沉积环境为微咸的弱还原一弱氧化环境。丰富的三环萜烷和以C29为优势的＂V＂字形分布的规则甾烷说明有机质母质为以陆源高等植物为主的混合来源。大多数成熟度参数均达到平衡值,而C29ααα-20S/（20S＋20R）的值发生＂倒转＂,说明有机质的成熟度处于高成熟—过成熟阶段。