摘要:

烃源岩中酸解气脱附的是不连通孔隙和碳酸盐矿物晶格中吸附的烃气,吸附气脱附的主要是连通孔隙和表面吸附的烃气.对于究竟是用酸解气还是吸附气来进行气源对比,目前仍存在着争议.为此,利用四川盆地涪陵地区中二叠统茅口组一段(以下简称茅一段)的酸解气、吸附气进行对比,探讨了酸解气和吸附气在组分及碳同位素特征方面的差异,以及其在气源对比方面的适用条件.研究结果表明:①酸解气和吸附气在成分和同位素上存在着较大的差异,其中吸附气的重烃组分相对较高、碳同位素值整体偏重,导致这种差异的原因是甲烷和轻碳同位素更容易从吸附气中扩散散失,造成吸附气中相对富集重烃和重碳同位素;②酸解气是烃源岩在不同时期产出烃气的混合物,吸附气是烃气散失和供给达到平衡的产物,这也会导致二者在碳同位素值分布序列上的差异;③涪陵地区茅一段经过酸化压裂产出的天然气特征类似于烃源岩酸解气,而未进行酸化压裂产出的天然气特征则跟吸附气更加类似;④茅一段天然气藏是一个自生自储的碳酸盐岩气藏.结论 认为,对于经过运移形成的气藏,产层未经酸化处理,产出的天然气应该跟烃源岩吸附气进行对比;而对于自生自储的碳酸盐岩气藏,一般需要经过酸化处理,其产出天然气则应跟烃源岩酸解气进行对比.

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永利探区位于鄂尔多斯盆地西缘逆冲断带的中部,是一个天然气富集区,但目前对该区烃类气体的地球化学特征和主要来源尚不清楚.为此,通过综合剖析天然气样品的组分和碳同位素特征来确定其天然气地球化学特征、成因及气源.研究结果表明:①该区上古生界天然气具有高甲烷含量、低非烃气体含量的特点；②气藏的重烃含量不高,干燥系数较高,气藏总体上偏干,中二叠统下石盒子组天然气曾经经历较明显的分馏作用；③该区天然气接近于腐殖型有机质形成的天然气(煤成气),成熟度较低,为原生型有机成因气；④气源一方面来自于该区下部太原组和羊虎沟组低成熟—成熟阶段的、以腐殖型干酪根为主的母质烃源岩生成的天然气,另一方面也有可能接受东侧天环向斜早期的侧向供烃.

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利用自制的天然气C3～C8烃浓缩器,对天然气中微量C4～C7单体烃进行了浓缩,以此为样品做了试验分析研究,进而阐述了四川盆地不同成因天然气C4～C7烃类指纹的分布特征,并得出以下结论:天然气中C4～C7烃类组成、分布特征不仅与生烃母质密切有关,而且受成熟度的控制,还与天然气的运移作用有关;不同母质来源、不同热演化阶段的天然气,C4～C7轻烃的组成也明显不同;同时,天然气在运移过程中,由于地层水的溶解作用,轻烃的组成也会受到影响.

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为了确定柴达木盆地不同地区的气源岩,在天然气组分、天然气甲烷至戊烷碳同位素、天然气轻烃组分与天然气轻烃碳同位素分析的基础上,挑选合适的气源对比指标,进行了天然气气源对比.分析总结出2套有效的气源对比指标:一套为盆地级气源对比指标,包括:甲烷碳同位素与甲乙烷碳同位素差交汇关系、天然气乙烷碳同位素与C2+交汇关系、天然气轻烃组分与同位素交汇关系和天然气轻烃碳同位素交汇关系,用于鉴别柴东、柴北缘和柴西不同地区的天然气;另一套为精细级气源对比指标,包括:天然气轻烃庚烷值和天然气轻烃指纹特征,主要用于鉴别柴西或柴北缘不同层位的天然气.根据辨识出的天然气性质,结合气源岩的特征和分布,确定出的气岩对比结果为:柴西北部新近系天然气的主要烃源岩为N21,柴西北部古近系烃源岩为N1,柴西南部新近系烃源岩为E32,柴西南部古近系烃源岩为E31,柴北缘天然气主要烃源岩为J1+2,柴东天然气主要烃源岩为Q1+2.

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在以往研究及近期所获新的地质地化资料的基础上,重点对CO2成因及气源进行了较深入系统的研究,进一步剖析和确证了莺歌海盆地浅层气藏富CO2气的壳源型无机成因和极少量的壳幔过渡型混合成因,且这种富CO2气的成因类型完全不同于中国东部及东南亚地区的火山幔源成因的CO2气。富CO2气的气源主要来自沉积巨厚的上新—中新统海相含钙砂泥岩。琼东南盆地天然气中CO2多属壳源型无机成因和壳源型有机—无机混合成因这两种类型。

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松辽盆地深层天然气勘探前景广阔且已获重大突破,但目前有关其天然气成因的认识尚存在较大分歧.为此,以松南盆地长深1区块下自垩统营城组气藏为例,在综合分析天然气化学组分和天然气的稳定碳、氢、氦同位素的基础上,对天然气地球化学特征进行分析,并进一步开展了气源对比研究.从化学组成上来看,营城组天然气属于低N_2、高CO_2含量的干气.从成因类型上来看,烃类气体主要为高成熟的腐殖型气,甲烷碳同位素值偏重的主要原因是受到气体扩散作用的影响,同时也略受无机成因烃类气混入的影响;高含量的CO_2则为岩浆一幔源成因气.最后,依据δ~(13)C_1-R_0相关关系,C_7系列化合物分布特征及实际地质分析,判定下白垩统沙河子组烃源岩是营城组天然气的主要气源岩.

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通过对南海莺歌海盆地底辟构造带浅层气田、琼东南盆地崖13-1气田天然气地化特征的详细剖析及对比研究,总结出该区煤型气的重要特征及识别标志:①气/油比高;②天然气干燥系数大,C1/C1～5介于0.91～0.99之间;③甲烷碳、氢同位素偏重(δ 13C1主要介于-27‰～-40‰,δDC1为-119‰～-180‰)且δ13C2均大于-28‰;④天然气单环芳烃含量丰富,苯+甲苯占C 6～C7族组成的15%～50%;⑤与天然气伴生的凝析油具姥鲛烷优势,Pr/Ph高达4～8;⑥源于煤系地层的天然气汞蒸气含量较高, 达43 000～45 000 ng/m3.气源直接对比表明,莺歌海煤型气来自中新统腐殖型干酪根泥岩;崖13-1煤型气主要源于渐新统崖城组煤系地层,同时也可能有部分来源于莺歌海盆地.二者在甲苯、乙烷的碳同位素组成,氮气和汞蒸气含量等方面存在着一定的差异.

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盐城(油)气田是苏北盆地盐阜拗陷的首次发现,将盐城下第三系(油)气田高演化原油(YC1,下同)与区域海相中古生界烃类(HY1等)、陆相中新生界烃类及烃源岩进行有机地化综合分析比较,认为烃源属陆相新生界泰州组及阜一、二段.苏北陆相中生界(除浦口组外)分布局限,烃源岩(包括浦口组)极不发育,有机质丰度低,生烃能力有限,原油有机地化特征显示,陆相中生界烃类(包括苏南)来自海相中古生界,排除了其自身烃源岩构成YC1烃源的可能性;YC1胆甾烷系列中C29含量高,三环萜烷指纹曲线与泰州组、阜宁组烃源岩相同,与海相烃类(HY1等)及陆相中生界含油岩样相反.YC1与HY1演化程度接近,但后者饱和烃中异构烷烃含量高,反映时代更老.YC1全油碳同位素值为-28.59‰,体现陆相原油的特点;气田区域阜二段、泰州组烃源岩发育,有机质丰度高,干酪根类型分别为腐植一腐泥型、腐植型(R.在1%以上),构成油气田主力烃源.盐城凹陷及盐阜坳陷下第三系与东台坳陷相比同样具有生烃、成藏能力,东台坳陷已知各类型气藏(不同演化阶段或演化程度)在盐阜坳陷亦可发育,而盐城气田"凹中隆”式披覆构造圈闭成藏条件极为优越:圈闭形成早、烃源充足、储盖配置,是今后的勘探重点,如溱潼凹陷内的深凹部位.深凹另侧的高带具有形成"周庄式”气藏的前景,如建湖隆起等.

摘要:

位于川西北部的河湾场气田为多烃源、多储层、多产层的复合型气田,由于过去勘探开发的主要对象为浅层陆相天然气,对其深层天然气成因和气源还未做过系统研究.为此,根据河湾场地区以及邻区的天然气组分、天然气碳同位素和天然气浓缩烃资料,结合区域烃源岩和储层沥青分析资料,研究了该气田天然气的地球化学特征及其气源.结果表明:各地质层位的天然气均表现为不含硫化氢的干气特征;其中奥陶系、二叠系天然气的碳同位素特征与川东石炭系天然气特征极为相似,且天然气具有原油二次裂解气的特征,根据该区储层沥青的分布规律,认为奥陶系、二叠系天然气来源于志留系;而下三叠统飞仙关组天然气则源于二叠系碳酸盐岩油型气与上二叠统吴家坪组煤成气的混合气.

摘要:

松辽盆地深层砾岩和火山岩储层中的天然气地球化学分析表明,气组分以烃类为主,甲烷含量一般大于84.9%,最高达98.63%,表现为高-过成熟干气特征;天然气烷烃碳同位素值变化大,其中甲烷δ13C1为-15.49‰～-54.57‰,一般为-25‰～-28‰,乙烷δ13C2分布在-10.88‰～-44.17‰,一般为-24‰～-27‰,反映深层天然气成因类型复杂、但以煤型气为主的特征.天然气组分碳同位素系列除少部分为正常系列外,大部分具有反转或倒转特征,可能是多套源岩在不同成熟阶段生成的天然气的混合结果.根据天然气重烃分析和源岩吸附气重烃分析,讨论了松辽盆地深层几套烃源岩对天然气成藏的贡献比例.