水溶烃提供的鄂尔多斯盆地天然气成因的新证据

应用油田水中的水溶烃对有争议的鄂尔多斯盆地天然气的成因进行研究，从而为天然气的成因提供了新的证据；中部气田奥陶系马家沟组水溶烃样品的水溶烃组成中轻组分含量高，重质成分含量低，陕12井和陕78井地层水水溶烃中具有相对较高丰度的三环萜烷，三环萜烷／藿烷的比值分别达到1．48和0．36，孕甾烷和升孕甾烷丰富，藿烷／甾烷低，Pr/Ph低于2．0，反映出以海相碳酸盐有机质生源为主要特征，陕81井样品，三环萜烷和孕甾烷和升孕甾烷缺失，藿烷／甾烷高，Pr/Ph为3．27，主要反映出陆相源岩有机质的贡献，陕37井和陕34井具有微量的三环萜烷，则可能为碳酸盐和陆源有机质混源特征，成熟度参数也同样支持上述推论，以海相碳酸盐有机质生源为主要特征的陕12井和陕78井具有较高的成熟度，而以陆相源岩有机质的贡献为主的陕81井则成熟度最低，具有混源贡献的陕37和陕34井样品的成熟度则介于二者之间。     

利用流体包裹体信息恢复鄂尔多斯盆地晚古生代天然气气藏气水界面的迁移过程

鄂尔多斯盆地晚古生代气藏在成藏过程中一个独特的特点是气水过渡带发生过迁移. 应用储层中流体包裹体捕获温度, 结合该盆地沉积-构造史及古地温史, 推算出该气藏在不同时期气水过渡带中包裹体的形成时间, 并在此基础上, 绘制出气水界面迁移的等时线图. 结果表明: 该气藏最早于165 Ma左右(晚侏罗世) 在延安一带聚集成藏, 并由南向北逐渐扩大与推移, 在129 Ma左右基本成型. 在晚白垩世由于盆地整体抬升, 气源补给不足, 气藏气水过渡带向南退缩至现今气水过渡带位置.     

喀什凹陷侏罗系煤系烃源岩的生烃史研究

根据黄金管—高压釜封闭体系热模拟实验结果,结合古热史资料,研究了喀什凹陷侏罗系煤系烃源岩(煤和泥岩)的产气性与生烃史。研究表明,侏罗系煤和泥岩均具有较好的产气性,在中—高热演化阶段可生成较大量的天然气,且以产甲烷气为主。无论是煤,还是泥岩,喀什凹陷侏罗系烃源岩生气时问发生得晚,生气门限出现在5Ma,主生气期出现在3．5～1Ma。这种晚期生气特征为喀什凹陷天然气的晚期聚集成藏提供了较为有利的气源条件。     

原油裂解成气动力学模拟及其意义

应用封闭金管高压釜体系, 对塔里木盆地轮南14井三叠系原油进行了热解生气模拟实验. 通过对C₁～C₅气态烃及热解原油残余可溶烃组分的分析, 发现原油裂解成气的过程可明显分为气体初次生成与二次裂解两个阶段. 前者以液态烃裂解为湿气为主, 后者则以C_2~5组分继续裂解为甲烷和碳沥青, 气体组分逐渐变干为特征. 根据实验结果与化学动力学原理, 建立了原油裂解气初次生成与二次裂解的动力学模型, 获取了相应的动力学参数. 在此基础上, 进一步研究了原油在地质条件下的稳定性及其评价方法, 探讨了原油裂解气初次生成与二次裂解过程对原油裂解气成藏的控制作用, 发现凝析油/湿气热演化阶段是原油裂解气藏形成的关键时刻之一.     

库车拗陷依南2气藏天然气生成与聚集

应用生烃动力学与碳同位素动力学方法，结合天然气藏形成的地质背景，研究了塔里木盆地库车拗陷依南2气藏天然气生成与聚集．依南2气藏天然气主要来源于库车拗陷阳霞凹陷中心中下侏罗统含煤岩系烃源岩，基本上属长期累积聚集气，主要聚集时间为0～5Ma，对应Ro为1．25％～1．95％；天然气散失率为25％～30％．该研究，不仅弥补了传统的依据生、储、盖及圈闭的匹配关系来研究天然气藏形成模式的不足，而且对其他气藏的研究具有借鉴意义．     

鄂尔多斯盆地中部奥陶系风化壳天然气的运移特征

鄂尔多斯盆地中部奥陶系风化壳天然气运移是迄今研究比较薄弱的重要问题 .在前人工作的基础上 ,依据实际的地质和地球化学资料 ,分析了鄂尔多斯盆地中部奥陶系风化壳天然气的运移特征 .研究认为 ,以靖边为中心的中部气区是天然气运移的有利区 .奥陶系风化壳天然气的运移较为复杂 ,既有奥陶系来源天然气的侧向运移 ,又有上覆石炭—二叠系来源天然气的穿层运移 .这与研究区的构造演化、古流体等研究结果相吻合     

鄂尔多斯盆地中部气田奥陶系风化壳天然气成藏分析

根据地质和地球化学资料,并结合前人研究成果,研究了鄂尔多斯盆地古生界烃源岩生气中心及生气高峰,探讨了中部气田天然气的成藏期次、成藏过程和成藏模式.鄂尔多斯盆地中部气田位于烃源岩生气中心及其附近,可以获得充足的气源;天然气成藏主要有2期,即晚三叠世末和早白垩世末;成藏过程包括4个演化阶段:储集层孕育阶段(O1-C1)、圈闭形成阶段(C2-P)、天然气运聚成藏阶段(T3-K1)和气藏调整/定型阶段(K2-Q);奥陶系风化壳天然气成藏存在上古生界天然气穿层运移至奥陶系顶风化壳聚集和下古生界天然气自生自储型2种成藏模式.     

南华北地区太原组煤中稳定组显微组分的研究

对南华北地区晚石炭世太原组煤中稳定组分作了详细的镜下鉴定和定量测试,发现太原组煤中稳定组分齐全,特征明显,不但含有相当数量的藻类体、沥青质体和渗出沥青体,面且还鉴定出一种新的稳定组分(未定名)。研究结果表明,沥青质体具双重来源;渗出沥青体和荧光质体属次生显微组分,是煤生烃排烃的煤岩学标志,并可能代表了初次运移出的重质和轻质烃类组分。富氢的稳定组显微组分虽然含量不多,但有迹象表明,它们对较强还原型腐殖煤的生烃排烃做出了应有的贡献。     

淮南潘谢矿区石盒子组煤系页岩气储层孔隙结构特征及影响因素

页岩储层孔隙结构对于页岩气富集和开采具有重要影响。应用高压压汞、低温N2和CO2吸附实验结果,对淮南潘谢矿区石盒子组煤系页岩气储层的孔隙结构进行定量表征,并结合有机地球化学特征、矿物组成和成熟度探讨了其影响因素。结果表明:潘谢矿区石盒子组页岩孔隙度为1.21%~11.00%,平均3.58%;孔隙类型主要为平行板状孔、楔状半封闭孔及墨水瓶孔。潘谢矿区石盒子组页岩的总孔容为（12.77~36.66）×10-3 cm3/g,总比表面积为（10.27~26.01） m2/g,平均孔径为9.59 nm,介孔对孔隙结构的贡献最大,其次是微孔和宏孔。孔径为0.5~0.85 nm,2.1~3.5 nm及71~150 nm的孔隙对潘谢矿区石盒子组页岩孔容起主导作用,孔径为0.4~0.85 nm和2.5~5.0 nm 的孔隙提供了主要的比表面积。有机碳含量（TOC）、矿物组分和成熟度均会影响石盒子组页岩孔隙结构的发育。TOC的富集有利于拓展孔隙空间和孔隙结构的发育;黏土矿物含量的增加会抑制孔隙结构的发育,脆性矿物则相反;石盒子组页岩成熟度达成熟-高成熟,处于有机质第一次裂解后孔隙减小阶段。该研究成果为深入认识该区页岩气赋存富集提供基础资料。