鄂尔多斯盆地东胜气田氦气分布规律及特大型富氦气田的发现

近年来,随着鄂尔多斯盆地北缘杭锦旗地区东胜气田勘探开发进程的逐步推进,发现在该地区天然气中普遍伴生具有工业价值的氦气。通过对东胜气田166口井天然气样品分析发现,氦气含量为0.045%~0.487%,达到含氦-富氦气田标准。气田中部独贵加汗区带及北部什股壕区带2个基底断裂发育区氦气含量较高,平均含量大于0.1%,具有较大的氦气勘探开发潜力。纵向上从下(盒1段)到上(盒3段)氦气含量依次降低,盒1段和盒2段氦气含量较高,均大于0.1%,为主要的氦气勘探开发层系。根据氦气同位素组成发现,东胜气田氦气为典型的壳源成因,主要来源于基底的太古宇—元古宇变质岩—花岗岩系,氦气分布受基底岩相和深大断裂双重控制,高值区主要沿泊尔江海子等通基底断裂两侧分布,在二级断裂的通氦源断裂与四级断裂的输导体系交汇处和太古宇—元古宇变质岩—花岗岩系基底发育区富集。通过对东胜气田重点天然气井中短期内氦气含量随气井生产动态的变化特征研究,发现天然气在较长的开发时期内氦气含量保持稳定;按照体积法计算,其氦气探明储量为2.444×10^(8)m^(3),三级储量为8.304×10^(8)m^(3),是目前我国第一大特大型含氦—富氦气田,资源潜力巨大。建议选取东胜气田作为氦气资源开发利用的先导试验区,加快论证建设氦气战略储备基地的可行性;同时加强主要含油气盆地天然气中氦气成藏规律、资源潜力评价以及氦气等伴生资源的综合利用研究,指导氦气资源勘探开发和综合利用。

常规-非常规油气资源一体化评价方法——基于全油气系统理论和TSM盆地模拟技术

目前,资源评价技术已不能满足常规-非常规油气资源一体化评价和立体勘探的需求,而“全油气系统”理论为评价常规、非常规油气及潜力分布提供了理论指导。在常规、非常规油气资源评价方法调研的基础上,结合地质理论研究进展、模拟实验以及盆地模拟技术的进步,提出了基于全油气系统理论和TSM盆地模拟技术的常规-非常规油气资源一体化评价新方法,通过在典型地区的应用实例,分析了新方法的适用性、优势及发展前景。从根源上来说,常规与非常规油气均来自有机质的生烃热降解,是“源-储协同演化、源-藏差异演化”的结果,具备开展一体化评价的基础;在分析烃源岩完整的生烃—排烃—滞留油气演化模式、排出油裂解演化模式和源内气演化过程的基础上,建立了常规-非常规油气资源一体化评价方法和流程,可统一开展源内体系和源外体系油气形成演化全过程的模拟和资源量计算。新方法体现了多类型油气资源有序共生的完整性和油气动态演化过程,其评价过程更科学且在盆地整体资源潜力的宏观把控方面具有独到优势。下一步仍需在烃源岩精细评价和油气运聚模拟技术方面加强研究,使资源评价结果更好地服务于勘探部署。

鄂尔多斯盆地大牛地下古生界天然气地球化学特征及其来源综合判识

近年来,鄂尔多斯盆地大牛地古生界天然气勘探取得重要进展,尤其是下古生界奥陶系风化壳连续高产工业气流的发现,展示了良好的勘探前景,但大牛地下古生界天然气成因及气源研究相对薄弱,直接制约了下一步勘探部署,为此系统开展了大牛地古生界天然气组分、碳氢同位素、稀有气体组分和同位素等地球化学分析。大牛地古生界天然气中甲烷占绝对优势,含有一定量的重烃,非烃气CO_(2)和N_(2)含量相对较高,既有典型的成熟阶段生成的湿气,也有高过成熟阶段生成的干气。大牛地上古生界天然气为典型煤型气,而下古生界天然气既有煤型气,也有油型气。古生界天然气中CO_(2)主要为有机成因,少数为无机成因,无机成因CO_(2)赋存于下古生界储层,可能主要由下古生界烃源岩中碳酸盐岩热解产生。综合运用烃源岩岩石脱附气碳同位素—天然气碳同位素—干酪根碳同位素、天然气甲烷氢同位素、稀有气体Ar同位素定年及混源模拟实验等综合地球化学手段,明确了大牛地上、下古生界煤型气均来源于上古生界煤系烃源岩,而下古生界油型气中混有0~45%的煤型气,主要来源于下古生界马家沟组烃源岩。