川中地区侏罗系天然气成因类型及气源

针对川中地区侏罗系天然气成因类型及气源的认识存在不同的观点,作者综合天然气组分特征、碳同位素特征、轻烃特征对该问题进行了探讨。组分分析结果表明,侏罗系天然气主要为干酪根裂解气;碳同位素分析结果表明,侏罗系天然气主要为油型气,部分为煤型气;轻烃分析结果表明,侏罗系天然气以油型气为主。综合上述成因类型分析结果认为:川中地区侏罗系天然气以干酪根裂解成因油型气为主,同时存在少量的煤型气。川中地区侏罗系油型气来自侏罗系烃源岩,煤型气来自上三叠统烃源岩。     

英台断陷深层天然气成因分析及气源对比

松辽盆地南部深层天然气资源丰富,但其烃类气既存在有机成因气(包括油型气和煤型气),亦存在无机成因,还存在混合成因,在同位素序列上常表现为部分倒转和完全倒转。为了明确英台断陷天然气的成因及来源,根据烃源岩的地化指标、天然气组分、碳同位素以及轻烃指纹对研究区的天然气成因类型加以分析,并进行气源对比。研究表明,英台断陷烃类气为凝析油伴生气和煤型气的混合,其中南部洼槽天然气主要来自于沙河子组,而北部则来自于营城组。通过判定天然气成因的类型和识别气源方向,有利于加深对英台断陷深层天然气成藏条件和成藏模式的认识,从而为研究天然气藏的分布规律,以及下一步的天然气勘探指引方向。     

渤海湾盆地渤中19-6气田凝析气成因研究

为了研究渤中19-6凝析气藏的成因类型，利用同位素、轻烃参数、金刚烷参数等方法，系统分析渤中19-6凝析气藏，深入研究其形成机理，认为：渤中19-6气田天然气干燥系数较低，碳同位素偏重，成熟度分布在1.50 %左右，综合判断属于偏腐殖型高熟气；渤中19-6气田凝析油双金刚烷含量较高，生物标志化合物含量较低，指示渤中19-6气田凝析油为高成熟原油，且计算原油裂解程度低于20 %，对天然气的贡献量有限，渤中19-6气田天然气主要为干酪根裂解形成。     

松辽盆地双坨子气田天然气汞含量特征

 为探讨松辽盆地双坨子气田天然气汞含量分布特征及其成因, 选取该气田7 口气井作为研究对象, 在对采集的天然气进行汞含量检测的同时, 开展天然气组分和烷烃碳同位素分析。检测结果显示, 双坨子气田天然气汞含量介于11~29200 ng/m³之间, 平均为17600 ng/m³, 属于中、低含汞天然气。双坨子气田天然气汞含量随产层深度的增加而增大, 深层天然气要远高于中、浅层天然气, 天然气汞含量的分布特征明显受该盆地双层地质结构的控制。研究表明, 双坨子气田汞含量分布特征既与天然气类型有关, 也与气源岩热演化程度有关。双坨子气田深层天然气为煤型气, 中、浅层气则为油型气或油型气-煤型气的混合气。气源岩热演化程度的不同, 是造成双坨子气田与其邻近的长深气田天然气汞含量差异较大的根本原因。     

塔里木盆地库车坳陷东部天然气地球化学特征及成因类型

库车坳陷是塔里木盆地重要气源地之一,富含油气资源。但是,对于该区油气成藏认识还存在较大争议。通过统计库车坳陷东部600余个天然气样品地球化学特征,对该地区天然气组成、碳同位素、轻烃及成因类型进行了详细剖析。研究发现,库车坳陷东部天然气烃类气体以甲烷为主,重烃含量较低;非烃类气体主要以N2为主,含有少量的CO2。天然气碳同位素特征显示,库车坳陷东部天然气主要处于高成熟—过成熟阶段,且为有机成因烷烃气;并具有一定的同源性。天然气主要为正碳同位素系列,部分碳同位素表现出局部倒转现象。通过对库车坳陷东部天然气地球化学特征综合分析可知,该地区天然气为偏煤成气;且存在少量煤成气与油型气混合气,或者为"同型不同源"气或"同源不同期"的混合气。     

川东涪陵地区二叠系长兴组天然气气源分析

探讨四川盆地东南部涪陵地区上二叠统长兴组天然气的成因及来源。通过天然气地球化学分析手段对涪陵地区长兴组天然气特征进行研究,并且与川东邻区气田进行对比分析。结果表明,涪陵地区长兴组气藏天然气总体为高-过成熟的海相热成因气,生气干酪根类型主要为Ⅱ型。涪陵地区长兴组天然气的气源岩主要为上二叠统吴家坪组,存在部分志留系烃源岩生成的天然气。     

窄河道致密砂岩气藏的断层有效性评价 -以中江气田沙溪庙组为例

中江气田中上侏罗统沙溪庙组是致密砂岩气藏,评价其断层有效性对认识气藏内"断-砂"配置关系、油气充注度意义重大。通过三维地震构造解释方法获得断层的基本性质、断层内部结构、断面形态等,结合断裂构造演化评价断层的有效性。通过分析"断-砂-源"匹配样式及控气作用,研究断层与砂体的配置关系对气藏成藏的富集作用。研究表明,中江气田储层类型为低孔低渗的孔隙型,气藏为"深源浅聚、断砂输导"的"窄"河道致密砂岩次生气藏。通过分析现今"断-砂"配置关系,确定研究区内三类"断-砂"配置模式,并建立相应目标层级的评价标准。研究结果可以为中江气田沙溪庙组等此类窄河道致密砂岩气藏的断层有效性评价提供借鉴。     

以凝析油轻烃和天然气碳同位素特征判断气源

本文首先根据C4～C7轻烃的成分指出四川盆地含油(凝析油)的天然气藏中的油的来源,然后再与天然气的碳同位素特征相互印证,共同判断气源。这一方法特别对混源气的气源判断是很合理的。 四川盆地一些含油(凝析油)的天然气藏以往都认为是自生自储的。然而用本方法判断气源后,我们发现,混源气是非常普遍的。从天然气的运移特征来看,盆地中下三叠统有工业价值的天然气的聚集往往都与断层有关。     

以凝析油轻烃和天然气碳同位素特征判断气源

本文首先根据C4～C7轻烃的成分指出四川盆地含油(凝析油)的天然气藏中的油的来源,然后再与天然气的碳同位素特征相互印证,共同判断气源。这一方法特别对混源气的气源判断是很合理的。 四川盆地一些含油(凝析油)的天然气藏以往都认为是自生自储的。然而用本方法判断气源后,我们发现,混源气是非常普遍的。从天然气的运移特征来看,盆地中下三叠统有工业价值的天然气的聚集往往都与断层有关。     

济阳坳陷孤北潜山天然气地球化学特征及成因分类

运用天然气地球化学分析技术,详细剖析了济阳坳陷孤北潜山带天然气的组成、稳定碳同位素及轻烃色谱特征,从中提取出了反映天然气母源及热演化程度的有效信息,并依据天然气成因类型划分标准对其进行了分类.认为该区天然气皆为有机成因的热解气,其中古近系沙四段和奥陶系储层的天然气为油型气;石炭-二叠系储层的天然气部分为煤型气,部分为煤型气和油型气的混合气.     

沾化凹陷孤北渤南地区深层天然气成因类型及其控制因素

综合运用天然气组分、稳定碳同位素、轻烃组成、稀有气体同位素和伴生油生物标志物等多种指标,对孤北-渤南地区深层天然气的地球化学特征和成因类型进行了研究。结果表明,研究区天然气自西向东由油型气逐渐过渡到煤成气:渤南深洼为渤南洼陷Es4上来源的高成熟油型气;渤深4断阶则为油型伴生气;渤深6潜山和渤古4潜山均以渤南洼陷Es4上生成的高成熟油型气为主,前者混入了部分源自Es3下的伴生气,后者则混有煤成气;孤北潜山第二排山天然气由煤成气和油型气混合而成;第三和第四排山则主要为石炭二叠系来源的煤成气。成藏条件分析表明,多套气源岩、多种储盖组合和良好的运移通道,是研究区形成多种成因类型天然气的主控因素。     

吐哈盆地北部山前带下侏罗统天然气气源与成藏模式

为了明确山前带柯柯亚下侏罗统气藏,对于这套位于中上侏罗统油气藏之下的天然气性质、来源及成藏模式,运用地球化学分析和天然气气藏解剖方法进行研究.研究结果表明:本区天然气甲烷碳同位素分布在-44.0‰～－38.7‰,乙烷碳同位分布在-29.0‰～－27.5‰,属于偏腐泥型的腐殖气,伴生原油的物理性质和生物标志物呈现出典型的成熟煤系油特征,并与中上侏罗统油气来源不同,即地质条件和地球化学数据都证明天然气母质处于成熟演化阶段,垂向运移距离短,来自八道湾组煤系泥岩;天然气大量充注前大面积致密储层的形成、下侏罗统异常超压的发育以及源储的紧密叠置,都是形成致密砂岩气藏的地质条件.     

渤深6潜山天然气成因及成藏条件

孤西断裂带深层天然气来源多,成因复杂,混源现象普遍.针对这一问题,运用天然气组分、稳定碳同位素、轻烃组成、稀有气体同位素和伴生原油生物标志物等多种指标,与邻区天然气进行对比,认为该区带中渤深6潜山下古生界天然气主要为高成熟油型气,混有部分伴生气;天然气与原油同源,主要源自渤南洼陷Es4上烃源岩,也存在Es3下烃源岩的贡献.成藏条件分析表明:气源条件充足,储盖组合良好,沟通油气源的断层和不整合面发育,生烃期晚,天然气保存有利,是该区油气富集的关键.     

长岭断陷南部地区断陷层油气成藏机制及勘探潜力

利用天然气组成、轻烃指纹、碳同位素和生物标志化合物以及储层流体包裹体等地球化学特征,结合地质条件以及生烃史-热史模拟研究长岭断陷南部的龙凤山地区油气成因及成藏过程,揭示其油气成藏机制。结果表明:龙凤山地区断陷层天然气属于腐殖型和腐泥型的混合气,且为裂解气和干酪根热降解气组成的混合气,油气源主要为本地的沙河子组烃源岩,原油成熟度低于天然气,为同一油源不同热演化阶段的产物,属于次生凝析气藏,成藏表现为"近源多向供烃,复合输导,早期干酪根热降解成气与晚期原油裂解成气"的多期成藏模式;长岭南部地区发育优质烃源岩、营城组末期形成的反转构造提供了圈闭条件,具备较好油气输导条件、存在多期油气充注,油气勘探潜力大。     

东濮凹陷西南部晚古生代-早新生代烃源研究

东濮凹陷西南部有石炭系-二叠系和沙三段两套主力烃源岩,其生烃能力及对油气成藏的贡献影响着该区勘探层系和目标的评价,尤其是沙三段能否生气、气藏是否混源等存在不同的观点。应用碳同位素、稀有气体同位素、天然气组分、色谱-质谱等多种地球化学方法,进行了油、气源对比及烃源岩地球化学特征研究。研究认为,沙三段烃源岩有机质以Ⅱ₂型~Ⅲ型干酪根为主,丰度较高,为差-中等烃源岩;石炭系-二叠系烃源岩有机质以Ⅲ型干酪根为主、丰度高,为好-优质烃源岩。工区原油来自沙三段;沙三段烃源岩具有先生原油,再进入高成熟阶段生成具有重碳同位素特征的煤型气的特点,石炭系-二叠系烃源岩主要生成煤成气,两种气混合成为工区重要的天然气来源;两套烃源岩共同供烃的区带是该区最有利的勘探方向。     

中江沙溪庙组致密砂岩气藏气水分布及主控因素

为明确中江沙溪庙组深源浅聚型致密砂岩气藏气水分布规律及主控因素，应用岩芯分析、测井、试气、生产、核磁共振和地层水化学分析等资料，对地层水的微观赋存状态、宏观分布规律及主控因素进行了研究。结果表明，中江沙溪庙组地层水矿化度为III$\sim$V类CaCl$_2$型地层水，地层水以束缚水和毛细管水的形式赋存于储层中，宏观上气水分布受断砂配置、局部构造和河道内部非均质性控制。断层既是天然气充注的基础，又是散失的通道，控制着气、水的宏观分布特征；近断层处天然气易散失，以气水同层为主。河道内部非均质性和局部构造共同控制气、水的局部分布特征，其中，河道内部发育的岩性（物性）封堵能阻止天然气向高部位断层处的运移和散失，并使得气水呈“香肠式”分布，构造低部位也可见气层发育。无岩性封堵河道气水呈“上气下水”分布模式，局部构造高部位为气层，构造相对低部位为水层或气水同层。     

致密砂岩气藏反凝析伤害及开采对策研究

针对中江气田沙溪庙组气藏反凝析伤害导致气井产量下降的问题,基于沙溪庙组气藏流体相态变化特征研究,通过长岩芯反凝析伤害实验及数值模拟分析评价反凝析对气藏开发的影响。结果表明,气藏在开发过程中,反凝析将导致储层中气相渗透率大幅降低,储层渗透率伤害率达32%,最大含凝析油饱和度1.8%,压裂改造工艺在一定程度上能降低气藏反凝析伤害,且储层渗透率越高,气藏反凝析对气井产能影响越小。根据中江沙溪庙组气藏生产特征分析,采用衰竭式开发方式更为适合,建议开采初期通过气井合理配产,延长气井露点压力以上生产时间,后期可介入泡排、柱塞气举等工艺排出井筒积液,确保气井稳定,最终达到提高气藏开发效益的目的。     

川西梓潼凹陷中下侏罗统气藏成藏条件

探讨川西梓潼凹陷中下侏罗统气藏的成藏条件,为区域气藏预测提供依据。对中下侏罗统气藏成藏主控因素的分析结果表明:下侏罗统暗色泥质岩生烃能力较弱,上三叠统须家河组第五段泥页岩层是该区侏罗系气藏的气源;侏罗系储层总体属于低孔低渗储层;以构造-岩性圈闭为主,须五地层在绵阳-江油-剑阁地区存在一条NE-SW向的尖灭线,易形成上超尖灭岩性气藏、不整合面相关气藏。研究区中下侏罗统气藏成藏主要控制因素为:储渗条件较好的储层和规模较大、形成较早的古隆起背景上的圈闭。勘探证实该区中下侏罗统具有潜在的前景,其中低幅凹中隆起区为中下侏罗统有利勘探区。     

塔里木盆地库车坳陷依南2气藏类型的判别

依据塔里木盆地库车坳陷依南2气藏的碳同位素、烃源岩热解、储层分析化验、气藏压力、流体包裹体等资料的正、反演综合分析,对该气藏的成因类型进行判别。结果表明:依南2气藏侏罗系阿合组砂岩储层致密化发生在距今约11 Ma,而其烃源岩排烃高峰为距今5 Ma,储层致密化时间早于烃源岩大量排烃时间,为先致密后成藏的深盆气藏;依南2气藏具有气水倒置、相对负压的地质特征,成藏动力机制为气体分子膨胀力作用下的活塞式气驱水充注成藏机制;依南2气藏为早期大规模深盆气藏,晚期遭受调整改造,含气范围受南北断裂带控制。     

川西致密砂岩气藏测井评价技术及其发展展望

川西致密砂岩气藏具有低孔隙度、低渗透率、孔隙结构多样、气水关系复杂的地质特征,使得传统测井评价技术得到的孔隙度、渗透率、含水饱和度等参数精度偏低,测井评价容易产生偏差,因此,亟需开展有针对性测井评价技术研究。以中江沙溪庙组复杂河道致密砂岩气藏为研究对象,结合气藏勘探开发实践,形成了以基于沉积微相约束的测井曲线标准化为基础,以多元回归、BP神经网络、基于流动单元的储层物性评价技术和多因素交会、基于多因素判别的流体识别雷达图、变$m$、$n$参数的饱和度评价模型为核心的致密砂岩气藏测井评价技术体系,为中江沙溪庙组气藏的高效开发提供了有力的支撑。形成的致密砂岩气藏测井评价技术体系为同类型的气藏开展相关研究提供了有效的借鉴。