2001年6月 PEIROL EUM EXHORATION AND DEVEOPMENT Vol.28N.317 渤中坳陷天然气地球化学特征及部分气源浅析 黄正吉()李秀芬( (1)中海石油研究中心勘探研究院(2)中海石油研究中心渤海研究院 量低,二氧化碳含量亦普遍较低,含量较高者只在少数 前言 井发现。依据甲烷在气体中所占比例(C1C1-),将烃 渤中坳陷位于渤海海域中部,是海上独立的一个类气体分为干气、湿气和高湿气。各地区(构造)各层 级负向构造单元,面积约1980km2。坳陷东界为辽位天然气的组分特征也有比较明显的差别(见表1)。 东一鲁东隆起区,南界以渤南凸起的南侧断裂与济阳 (1)下第三系及其以下储集层中的天然气 坳陷分隔,西与埕宁隆起为斜坡过渡,东北与辽河坳陷 在下第三系东营组和沙河街组、中生界和前寒武 相通。坳陷由3个凹陷(秦南凹陷、渤中凹陷及渤东凹系都发现了天然气,这些天然气均分布在东营组区域 陷)和5个凸起(秦南凸起、石臼坨凸起、渤东低凸起、盖层之下,目前发现的5个气藏无一例外。这类天然 庙西凸起及渤南凸起)组成。 气埋藏深度普遍大于2500m,甲烷含量一般为75%~ 目前,渤中坳陷的油气勘探已取得突破性进展,相9%C+重烃含量较高,多数为湿气。在CD82构 继发现了多个油气田和含油气构造。其中,在渤中凹造东营组储集层中的天然气部分为高湿气,甲烷含量 陷周缘已发现5个天然气藏位于凹陷北缘的QHD31最低者为6218%,重烃含量高达3604%。在渤东低 气藏,凹陷西南部沙东南构造带上的CFD82气藏和凸起的沙河街组储集层和B281构造的古生界也存 BZ131气藏位于渤南凸起上的BZ62气藏和BD1在干气,其储集相对较深。储集在QD3构造的天 气藏(见图1)。此外,其它含油气构造都有一定数量的然气非烃类气体含量低甲烷含量均在90%以上,气体 天然气产出 较干。 在427构造的古生界部分井发现了较高含量的二 南凹八· 氧化碳气,最高可达23.62%。在BZl3-1构造的低断 块钻探的某井发现了较高含量的二氧化碳气,含量高 达32.89%但尚未成藏 (2)储集在上第三系的天然气 在石臼坨凸起、427和428构造的明化镇组和馆陶 Ci好 cD8● 组发现的天然气多为干气,甲烷含量为93.17%~ 99.49%,重烃含量低,非烃类气体含量也低。这类天 B275. 然气储集在明化镇组区域盖层之下,天然气甲烷富集、 埋藏浅是其基本特征。 1一油气田或含油构造;2-圈闭;3-s、Bs4厚度大于1km的分布范围 2天然气的碳同位素特征 本文主要根据渤中坳陷天然气化学组分和碳同位不同特征是识别不同成因天然气的主要依据。° 图1渤中坳陷构造划分与油气勘探成果图 不同成因的烷烃气碳同位素的特征是不同的 据周毅,1997,有修改) (1)碳同位素值的变化特征 素资料对天然气地球化学特征、成因及部分天然气气 渤中坳陷天然气碳同位素值各构造各层位均不相 源作一探讨,期望对本区的天然气勘探能有所裨益 同。石臼坨凸起上的天然气碳同位素值偏轻,甲烷碳 天然气地球化学特征 同位素值的变化范围是-45.9‰-47.3‰BZ31 构造主体部位沙一段储集层中的天然气和427构造上 1天然气的组分特征 的天然气碳同位素值相近,甲烷碳同位素值介于 渤中坳陷发现的天然气主要为烃类气体,氮气含-40.3‰-41.1‰,乙烷碳同位素值介于-26.3‰ 201994-2008ChinaAcademicJournalElectronicPublishingHouse.Allrightsreservedhttp://www.cnki.net
渤中坳陷天然气地球化学特征及部分气源浅析 黄正吉(1) 李秀芬(2) (1) 中海石油研究中心勘探研究院 (2) 中海石油研究中心渤海研究院 前 言 渤中坳陷位于渤海海域中部 ,是海上独立的一个 一级负向构造单元 ,面积约 19 800km2。坳陷东界为辽 东 —鲁东隆起区 ,南界以渤南凸起的南侧断裂与济阳 坳陷分隔 ,西与埕宁隆起为斜坡过渡 ,东北与辽河坳陷 相通。坳陷由 3 个凹陷(秦南凹陷、渤中凹陷及渤东凹 陷) 和 5 个凸起 (秦南凸起、石臼坨凸起、渤东低凸起、 庙西凸起及渤南凸起) 组成[1 ] 。 目前 ,渤中坳陷的油气勘探已取得突破性进展 ,相 继发现了多个油气田和含油气构造。其中 ,在渤中凹 陷周缘已发现 5 个天然气藏 :位于凹陷北缘的 QHD3021 气藏 ,凹陷西南部沙东南构造带上的 CFD1822 气藏和 BZ1321 气藏 ,位于渤南凸起上的 BZ2622 气藏和 BZ2821 气藏(见图 1) 。此外 ,其它含油气构造都有一定数量的 天然气产出。 1 —油气田或含油构造 ;2 —圈闭 ;3 —Es3、Es4 厚度大于 1km 的分布范围 图 1 渤中坳陷构造划分与油气勘探成果图 (据周毅 ,1997 ,有修改) 本文主要根据渤中坳陷天然气化学组分和碳同位 素资料对天然气地球化学特征、成因及部分天然气气 源作一探讨 ,期望对本区的天然气勘探能有所裨益。 天然气地球化学特征 1 天然气的组分特征 渤中坳陷发现的天然气主要为烃类气体 ,氮气含 量低 ,二氧化碳含量亦普遍较低 ,含量较高者只在少数 井发现。依据甲烷在气体中所占比例 (C1/ C1 —5 ) ,将烃 类气体分为干气、湿气和高湿气。各地区 (构造) 各层 位天然气的组分特征也有比较明显的差别(见表 1) 。 (1) 下第三系及其以下储集层中的天然气 在下第三系东营组和沙河街组、中生界和前寒武 系都发现了天然气 ,这些天然气均分布在东营组区域 盖层之下 ,目前发现的 5 个气藏无一例外。这类天然 气埋藏深度普遍大于 2500m , ,甲烷含量一般为 75 %~ 90 % ,C2 +重烃含量较高 ,多数为湿气。在 CFD1822 构 造东营组储集层中的天然气部分为高湿气 ,甲烷含量 最低者为 62. 18 % ,重烃含量高达 36. 04 %。在渤东低 凸起的沙河街组储集层和 BZ2821 构造的古生界也存 在干气 ,其储集相对较深。储集在 QHD3021 构造的天 然气非烃类气体含量低 ,甲烷含量均在 90 %以上 ,气体 较干。 在 427 构造的古生界部分井发现了较高含量的二 氧化碳气 ,最高可达 23. 62 %。在 BZ1321 构造的低断 块钻探的某井发现了较高含量的二氧化碳气 ,含量高 达 32. 89 % ,但尚未成藏。 (2) 储集在上第三系的天然气 在石臼坨凸起、427 和 428 构造的明化镇组和馆陶 组发现的天然气多为干气 , 甲烷含量为 93. 17 % ~ 99. 49 % ,重烃含量低 ,非烃类气体含量也低。这类天 然气储集在明化镇组区域盖层之下 ,天然气甲烷富集、 埋藏浅是其基本特征。 2 天然气的碳同位素特征 不同成因的烷烃气碳同位素的特征是不同的。其 不同特征是识别不同成因天然气的主要依据[2 ] 。 (1) 碳同位素值的变化特征 渤中坳陷天然气碳同位素值各构造各层位均不相 同。石臼坨凸起上的天然气碳同位素值偏轻 ,甲烷碳 同位素值的变化范围是 - 45. 9 ‰~ - 47. 3 ‰。BZ1321 构造主体部位沙一段储集层中的天然气和 427 构造上 的天然气碳同位素值相近 , 甲烷碳同位素值介于 - 40. 3 ‰~ - 41. 1 ‰,乙烷碳同位素值介于 - 26. 3 ‰~ 71 石 油 勘 探 与 开 发 2001 年 6 月 PETROLEUM EXPLORATION AND DEVELOPMENT Vol. 28 No. 3
石油勘探与开发油地质研究 ol.28N0.3 表1渤中坳陷天然气组分特征数据表 地区或构造层位CH(% C2+(%) OO2(% 天然气类型 渤东低凸起 76.48~986223.11~0.06 0.77~1.0 0.69~0.13 湿气一气 92 湿气 NIg 0.98 77.84~87.8220.33~7.790.79~0.920.89~1.730.55~3.38 湿气 80.06~81.4018.52~17.210.81~0.83 l.39~1.43 石臼坨凸起 0.22~1.69 石臼坨凸起 93.17~98.104.68~0.910.95~0.990.28~1.490.63~0.72 NI 75.08 22.82 0.77 湿气 80.26~90.5314.5~7.830.85~0.924.54~1.430.23~0.7 湿气 73.04~86.7422.67~3.140.76~0.9 0.17~23.620.03~965湿气一干气 CFDIS-I 73.07 21.49 0.77 Pre-Camb 6.17 湿气 62.18~75,0936.04~19.10.64~0.8 36~5.50.26~4.06高湿气一湿气 CF182 Pre-Camb BZ131 59.85~84.846.31~8.860.90~0.915.59~32.890.72~0 湿气 渤南缓坡枃造带 0.93 湿气 渤南缓坡枃造带 Ejs- 88.13 湿气 2~4.240.71~0.960.06-4.640.1~3.22湿气一千气 6.5‰,丙烷的碳同位素值为-24.1‰~-25.9‰-18.1‰%-21.1‰,而甲烷碳同位素值又偏轻,其值 (见表2)。CHDl81构造储集于前寒武系的天然气碳范围是-47.1‰37.1%表现出不同成熟度与不同母 同位素值略轻。渤南缓坡构造带天然气的碳同位素值质类型天然气的混合特征 比沙东南构造带上天然气的碳同位素值重,反映了二 (2)烷烃气体的组分碳同位素系列的变化特征 者在气源和成熟度上均存在差别。QHD31构造的天 有机成因的原生烷烃气体的碳同位素系列为正碳 然气碳同位素值十分特别,乙烷丙烷和丁烷碳同位素系列,即C1 碳同位素值为-21.1‰0--21.3‰丁烷碳同位素值为8C2>83C。渤中坳陷各构造天然气组分碳同位 表2渤中坳陷天然气甲烷及其同系物碳同位素组成数据表素系列的变化除了部分气样的某些组分呈现倒转之 外,总体呈现正碳系列的变化特征(见图2),说明各构 地区或构造 层位 CI C2 C3 C4 造天然气均为有机成因的烷烃气。部分气样的63C2 47.1-24.2-21.1-21.1 >8C3是不同源的天然气或不同成熟度的天然气混合 QHD30-I 371.2.5.21.3.18,的结果。渤南缓坡构造带上的天然气和CFD81构造 40.8-26.3-24.1-23.3 上的部分天然气属于这种类型。有些天然气虽呈现正 40.3-26.5-25.9-25.6 碳同位素系列,但重烃组分的碳同位素值明显偏重,甲 Ed2- Pre-Camb-41.1-27.7-28.2 烷碳同位素值又明显偏轻,这类天然气也是两种不同 CFDI8-1 Pre-Camb 41.2-28.8-27.4 成熟度天然气混合的结果,QHD30-1构造馆陶组储集 41.1-26.5-24.9 层中的天然气就属此类。 此外,为了更直观地类比渤中坳陷天然气的成因 渤南缓坡构造带E31-M 类型,本文引用了戴金星的研究成果2,将陕甘宁盆地 37.3-25.1-25.5-23.9 和准噶尔盆地的部分已知成熟度的煤成气和油型气资 201994-2008ChinaAcademicJournalElectronicPublishingHouse.Allrightsreservedhttp://www.cnki.net
表 1 渤中坳陷天然气组分特征数据表 地区或构造 层位 CH4 ( %) C2 + ( %) C1/ C1 - 5 CO2 ( %) N2 ( %) 天然气类型 渤东低凸起 Es 76. 48~98. 62 23. 11~0. 06 0. 77~1. 0 0. 69~0. 13 0~1. 19 湿气 —干气 QHD3021 N1g 94. 56 3 0. 97 0. 24 2. 21 干气 QHD3021 Es 90. 60 8. 19 0. 92 0. 27 0. 93 湿气 428 N1g 96. 45 2. 05 0. 98 0. 74 干气 428 E3d 77. 84~87. 82 20. 33~7. 79 0. 79~0. 92 0. 89~1. 73 0. 55~3. 38 湿气 428 Mz 80. 06~81. 40 18. 52~17. 21 0. 81~0. 83 1. 39~1. 43 湿气 石臼坨凸起 N1m 97. 07~99. 49 0~1. 32 0. 99~1. 0 0. 22~1. 69 0. 51~2. 25 干气 石臼坨凸起 N1g 93. 17~98. 10 4. 68~0. 91 0. 95~0. 99 0. 28~1. 49 0. 63~0. 72 干气 427 N1m 98. 18 0. 13 1. 00 干气 427 N1g 75. 08 22. 82 0. 77 0. 77 1. 34 湿气 427 E3d 80. 26~90. 53 14. 5~7. 83 0. 85~0. 92 4. 54~1. 43 0. 23~0. 7 湿气 427 Pz 73. 04~86. 74 22. 67~3. 14 0. 76~0. 96 0. 17~23. 62 0. 03~9. 65 湿气 —干气 CFD1821 E3d 73. 07 21. 49 0. 77 1. 36 4. 06 湿气 CFD1821 Pre2Camb 88. 98 6. 17 0. 94 1. 14 3. 44 湿气 CFD1822 E3d 62. 18~75. 09 36. 04~19. 1 0. 64~0. 8 1. 36~5. 5 0. 26~4. 06 高湿气 —湿气 CFD1822 Pre2Camb 76. 62 19. 76 0. 8 3. 18 0. 42 湿气 BZ1321 E3s1 59. 85~84. 84 6. 31~8. 86 0. 90~0. 91 5. 59~32. 89 0. 72~0. 95 湿气 渤南缓坡构造带 Es 88. 86 7. 53 0. 93 2. 87 0. 74 湿气 渤南缓坡构造带 E3s1 —Mz 88. 13 11. 09 0. 89 0. 77 湿气 BZ2821 Pz 68. 11~93. 90 30. 2~4. 24 0. 71~0. 96 0. 06~4. 64 0. 1~3. 22 湿气 —干气 - 26. 5 ‰,丙烷的碳同位素值为 - 24. 1 ‰~ - 25. 9 ‰ (见表 2) 。CFD1821 构造储集于前寒武系的天然气碳 同位素值略轻。渤南缓坡构造带天然气的碳同位素值 比沙东南构造带上天然气的碳同位素值重 ,反映了二 者在气源和成熟度上均存在差别。QHD3021 构造的天 然气碳同位素值十分特别 ,乙烷、丙烷和丁烷碳同位素 值都很重 ,乙烷碳同位素值为 - 23. 5 ‰~24. 2 ‰,丙烷 碳同位素值为 - 21. 1 ‰~ - 21. 3 ‰,丁烷碳同位素值为 表 2 渤中坳陷天然气甲烷及其同系物碳同位素组成数据表 地区或构造 层位 δ13C ( ‰,PDB) C1 C2 C3 C4 QHD3021 N1g - 47. 1 - 24. 2 - 21. 1 - 21. 1 QHD3021 E3s1 - 37. 1 - 23. 5 - 21. 3 - 18. 1 427 Pz - 40. 8 - 26. 3 - 24. 1 - 23. 3 427 E3d2 - 40. 3 - 26. 5 - 25. 9 - 25. 6 CFD1821 E3d2 —Pre2Camb - 41. 1 - 27. 7 - 28. 2 CFD1821 Pre2Camb - 41. 2 - 28. 8 - 27. 4 BZ1321 E3s1 - 41. 1 - 26. 5 - 24. 9 BZ1321 E3s1 - 44. 58 - 32. 36 - 30. 01 - 29. 34 渤南缓坡构造带 E3s1 —Mz - 37. 3 - 25. 1 - 25. 5 - 23. 9 - 18. 1 ‰~ - 21. 1 ‰,而甲烷碳同位素值又偏轻 ,其值 范围是 - 47. 1 ‰~37. 1 ‰,表现出不同成熟度与不同母 质类型天然气的混合特征。 (2) 烷烃气体的组分碳同位素系列的变化特征 有机成因的原生烷烃气体的碳同位素系列为正碳 系列 ,即δ13C1 δ13C2 >δ13C3 [3 ] 。渤中坳陷各构造天然气组分碳同位 素系列的变化除了部分气样的某些组分呈现倒转之 外 ,总体呈现正碳系列的变化特征 (见图 2) ,说明各构 造天然气均为有机成因的烷烃气。部分气样的δ13C2 >δ13C3是不同源的天然气或不同成熟度的天然气混合 的结果。渤南缓坡构造带上的天然气和 CFD1821 构造 上的部分天然气属于这种类型。有些天然气虽呈现正 碳同位素系列 ,但重烃组分的碳同位素值明显偏重 ,甲 烷碳同位素值又明显偏轻 ,这类天然气也是两种不同 成熟度天然气混合的结果 ,QHD3021 构造馆陶组储集 层中的天然气就属此类。 此外 ,为了更直观地类比渤中坳陷天然气的成因 类型 ,本文引用了戴金星的研究成果[2 ] ,将陕甘宁盆地 和准噶尔盆地的部分已知成熟度的煤成气和油型气资 81 石油勘探与开发·石油地质研究 Vol. 28 No. 3
001年6月 黄正吉等:渤中坳陷天然气地球化学特征及部分气源浅析 料与渤中坳陷的天然气资料编绘于同一图上进行类比 (见图2)。结果是渤中坳陷全部气样的甲烷碳同位素 的数据点均分布在鄂尔多斯盆地华11-32井油型气(R0 值平均1.038%)与牛1井油型气(R值为1.90%士之 间。重烃碳同位素值的分布情况是CFDl81构造和 荷湿气 BZ31构造上的4个气样有2个样的数据点分布在上 述2口井油型气之间,另2个样分布在牛1井油型气和 鄂尔多斯盆地色1井煤成气(R值为1.04%之间。渤 南缓坡构造带上的天然气和427构造上的天然气重烃 组分碳同位素值分布在牛1井油型气和色1井煤成气 3·4*5■6+7 之间。唯独QHD301构造上的天然气,重烃组分的碳 QHD30-1;2-渤东低凸起;3-4284—石臼坨凸起 同位素比色1井煤成气还重,乙烷的碳同位素值接近 5-427;6一沙东南构造带;7-渤南缓坡构造带 3渤中坳陷天然气C1/C1-与储集深度关系 于准噶尔盆地彩参1井煤成气(R。值为1.90%士)。因 此,渤中坳陷的天然气除QHD301构造的天然气之外 石臼坨凸起上发现的干气就属于此种类型。以 全为油型气其中的多数成气物质中偏腐殖型的混合QHD3H1井为例,该井于14m以上的3套储集层中 型成分多一些,因此称其为偏腐殖型天然气。QHD)9-1分布的天然气全是干气,对相同储集层中的原油作了 构造天然气主要为煤成气 总离子流图(见图4)可以看出,正构烷烃被细菌所消 ◆1*5V9 耗,保留下来的多是高碳数部分的环状化合物。可见 2●6口10 在3套储集层中存在生物降解作用。因此,3层天然气 4☆8。 变干也是生物降解的结果。浅部储集层中的生物降 解作用在渤海海域普遍存在。渤中凹陷周缘分布在 1075~1078m 甲烷及其同系物 人 I-CFDI8-1, Ar 2-CFDI8-1, E d-Ar; 3-BZ13l, E,St: 4-BZ13-1, Eisp 5-渤南缓坡构造带,ES1-M;6-427,Pz,7-427,Esd2;8-OHD31Ng; 9-HD301,E2s1;10-鄂尔多斯盆地华11-32井油型气;11-鄂尔多斯 1210~1217m 盆地色1井煤成气;12一鄂尔多斯盆地牛1井油型气;13-谁噶尔盆地 彩参1井煤成气(鄂尔多斯盆地和准噶尔盆地资料据戴金星,1993) 图2天然气甲烷及其同系物碳同位素组成系列对比图 3干气和CO2气的成因 (1)干气的成因 本区发现的干气多数储集于较浅层位,少数储集 于较深层位(见图3)。浅部储集层分布的干气主要为 346~136lm 次生烃类气,其成因与微生物降解作用有关。深部储 集层中分布的干气与热演化成因有关 在浅部储集层由于微生物降解作用,烃类中的重 烃组分受到细菌降解,导致残留物富集甲烷,同时细菌 的代谢产物贡献了大量的甲烷,使天然气中甲烷富集。 图4QHD3-1井原油重建总离子流(RO图 201994-2008cHinaAcademicJournalElectronicPublishingHouse.ALlrightsreservedhttp://www.cnki.net
料与渤中坳陷的天然气资料编绘于同一图上进行类比 (见图 2) 。结果是渤中坳陷全部气样的甲烷碳同位素 的数据点均分布在鄂尔多斯盆地华 11232 井油型气( Ro 值平均 1. 038 %) 与牛 1 井油型气( Ro值为 1. 90 % ±) 之 间。重烃碳同位素值的分布情况是 CFD1821 构造和 BZ1321 构造上的 4 个气样有 2 个样的数据点分布在上 述 2 口井油型气之间 ,另 2 个样分布在牛 1 井油型气和 鄂尔多斯盆地色 1 井煤成气( Ro值为 1. 04 %) 之间。渤 南缓坡构造带上的天然气和 427 构造上的天然气重烃 组分碳同位素值分布在牛 1 井油型气和色 1 井煤成气 之间。唯独 QHD3021 构造上的天然气 ,重烃组分的碳 同位素比色 1 井煤成气还重 ,乙烷的碳同位素值接近 于准噶尔盆地彩参 1 井煤成气( Ro值为 1. 90 % ±) 。因 此 ,渤中坳陷的天然气除 QHD3021 构造的天然气之外 , 全为油型气 ,其中的多数成气物质中偏腐殖型的混合 型成分多一些 ,因此称其为偏腐殖型天然气。QHD3021 构造天然气主要为煤成气。 1 —CFD1821 ,Ar ;2 —CFD1821 ,E3d2 —Ar ;3 —BZ1321 ,E3s1 ;4 —BZ1321 ,E3s1 ; 5 —渤南缓坡构造带 ,E3s1 —Mz ;6 —427 ,Pz ;7 —427 ,E3d2 ;8 —QHD3021 ,N1g ; 9 —QHD3021 ,E3s1 ;10 —鄂尔多斯盆地华 11232 井油型气 ;11 —鄂尔多斯 盆地色 1 井煤成气 ;12 —鄂尔多斯盆地牛 1 井油型气 ;13 —准噶尔盆地 彩参 1 井煤成气 (鄂尔多斯盆地和准噶尔盆地资料据戴金星 ,1993) 图 2 天然气甲烷及其同系物碳同位素组成系列对比图 3 干气和 CO2气的成因 (1) 干气的成因 本区发现的干气多数储集于较浅层位 ,少数储集 于较深层位(见图 3) 。浅部储集层分布的干气主要为 次生烃类气 ,其成因与微生物降解作用有关。深部储 集层中分布的干气与热演化成因有关。 在浅部储集层由于微生物降解作用 ,烃类中的重 烃组分受到细菌降解 ,导致残留物富集甲烷 ,同时细菌 的代谢产物贡献了大量的甲烷 ,使天然气中甲烷富集。 1 —QHD3021 ;2 —渤东低凸起 ;3 —428 ;4 —石臼坨凸起 ; 5 —427 ;6 —沙东南构造带 ;7 —渤南缓坡构造带 图 3 渤中坳陷天然气 C1/ C1 —5与储集深度关系图 石臼 坨 凸 起 上 发 现 的 干 气 就 属 于 此 种 类 型。以 QHD332121 井为例 ,该井于 1400m 以上的 3 套储集层中 分布的天然气全是干气 ,对相同储集层中的原油作了 生物标志化合物分析 ,由 3 层原油的 GC/ MS 分析重建 总离子流图 (见图 4) 可以看出 ,正构烷烃被细菌所消 耗 ,保留下来的多是高碳数部分的环状化合物。可见 在 3 套储集层中存在生物降解作用。因此 ,3 层天然气 变干也是生物降解的结果。浅部储集层中的生物降 解作用在渤海海域普遍存在 。渤中凹陷周缘分布在 图 4 QHD332121 井原油重建总离子流( RIC)图 2001 年 6 月 黄正吉 等 :渤中坳陷天然气地球化学特征及部分气源浅析 91
石油勘探与开发油地质研究 ol.28N0.3 l800m以上的干气主要为生物降解成因。辽东湾地区图5),与同储集层中的天然气成熟度相当。油源对比 的干气也主要储集在1800m以上的储集层中,其成因证实原油主要源自渤中凹陷东营组下段烃源岩 亦与生物降解作用有关4。渤南凸起和黄河口凹陷生 物降解成因形成的干气存在界线也在1800m以上。可 问成熟 见,180m左右是生物降解作用消失的一个界线,此界 BZ13-1 ES, 线在渤海海域具普遍意义。 (2)二氧化碳气的成因 1渤内线城构造带 钻于沙东南构造带上的某井未获商业性油气,但 低成熱 E:S-M 取到的天然气样经测试二氧化碳含量达32.89%,碳同 水 位素测定83Co值为-4.18‰据研究,我国无机成 未成 因的二氧化碳同位素分布的主频率段为-3‰~ 8‰,有机成因二氧化碳碳同位素值一般小于 10‰可见,沙东南构造带上存在的未成藏的二氧 Cy烷a0-20(20S+20R) 图5渤中坳陷部分原油成熟度特征图 化碳气应属无机成因 图6是渤中坳陷天然气乙烷与烃源岩干酪根碳同 部分天然气气源分析 位素组成分布特征对比图。可以看出,BZ131气藏的 天然气乙烷碳同位素值与沙东南构造带和渤南缓坡构 许多学者认为,乙烷等重烃气的碳同位素值比甲造带钻遇的东营组二段和三段烃源岩干酪根的碳同位 烷碳同位素值具有较强的稳定性和母质类型继承性 素值极为接近,说明二者具亲缘关系。 虽然也受热演化程度影响,但更主要的是反映了成烃 综合分析,BZ31气藏的天然气与同时产出的原 母质类型6;]。本文选取天然气乙烷碳同位素测定与油同源,主要源自渤中凹陷的东营组烃源岩 烃源岩干酪根碳同位素测定资料作对比,判识气、岩的 亲缘关系。同时,对比同一储集层中原油与天然气的 大然气 成熟程度,结合油源对比资料,确定天然气的源岩层 T格根 1BZl3-1构造天然气 BZ13-1气藏的天然气储集在沙一段,该储集层油 气均属高产。天然气为油型气,参照戴金星拟合的我 国油型气8C-R关系回归方程12测算出相应烃源岩 R值为1.17%,属烃源岩成熟阶段生成的天然气。对 同储集层中的原油作生物标志化合物分析,选取C29甾 烷的5a(H,14(H,17(H)-20S/(20S+20R)和5a (H-(+a)两个异构化参数作为衡量原油成熟 2345678910111131415 度的标尺。采用陈建渝、何炳骏(1989)使用该参数研1—沙东南构造带d2干酪根2—沙东南构造带园干酪根;3—渤南缓 究辽东湾海域原油成熟度特征后提出的该区原油成熟坡构造带B干酪根;4一渤南缓坡构造带干酪根5+B231,E 度分类标准(见表3)181,测算出该原油为成熟原油(见 天然气;6—沙东南构造带干酪根;7-渤南缓坡构造带F+ 干酪根;8HDl81,Hd2-Ar天然气;9-(TD181,A天然气;10-BZ81 表3不同原油成熟度的甾烷参数表 P天然气;11-BZ51,Bs3干酪根;12-渤南缓坡构造带ES-M天然气 13-QHD301Ng天然气;14D31,Es1天然气;15-C干酪根 图6天然气乙烷与烃源岩干酪根碳同位素分布特征图 未成熟 低成熟 2CFDl81构造和BZ281构造天然气 CFD8-1构造东营组至前寒武系储集层中的天然 0.38~0.46 0.43~0.50 气乙烷碳同位素值与沙东南构造带和渤南缓坡构造带 高成熟 >0.50 上钻遇的沙一段、沙二段烃源岩干酪根碳同位素值相 ①黄正吉,李友川渤中凹陷烃源研究.1997 201994-2008ChinaAcademicjOurnalElectronicPublishingHouse.Allrightsreservedhttp://www.cnki.net
1800m 以上的干气主要为生物降解成因。辽东湾地区 的干气也主要储集在 1800m 以上的储集层中 ,其成因 亦与生物降解作用有关[4 ] 。渤南凸起和黄河口凹陷生 物降解成因形成的干气存在界线也在 1800m 以上。可 见 ,1800m 左右是生物降解作用消失的一个界线 ,此界 线在渤海海域具普遍意义。 (2) 二氧化碳气的成因 钻于沙东南构造带上的某井未获商业性油气 ,但 取到的天然气样经测试二氧化碳含量达32. 89 % ,碳同 位素测定δ13CCO2值为 - 4. 18 ‰,据研究[5 ] ,我国无机成 因的二氧化碳同位素分布的主频率段为 - 3 ‰~ - 8 ‰,有 机 成 因 二 氧 化 碳 碳 同 位 素 值 一 般 小 于 - 10 ‰。可见 ,沙东南构造带上存在的未成藏的二氧 化碳气应属无机成因。 部分天然气气源分析 许多学者认为 ,乙烷等重烃气的碳同位素值比甲 烷碳同位素值具有较强的稳定性和母质类型继承性 , 虽然也受热演化程度影响 ,但更主要的是反映了成烃 母质类型[6 ,7 ] 。本文选取天然气乙烷碳同位素测定与 烃源岩干酪根碳同位素测定资料作对比 ,判识气、岩的 亲缘关系。同时 ,对比同一储集层中原油与天然气的 成熟程度 ,结合油源对比资料 ,确定天然气的源岩层。 1 BZ1321 构造天然气 BZ1321 气藏的天然气储集在沙一段 ,该储集层油、 气均属高产。天然气为油型气 ,参照戴金星拟合的我 国油型气δ13C12Ro关系回归方程[2 ]测算出相应烃源岩 Ro值为 1. 17 % ,属烃源岩成熟阶段生成的天然气。对 同储集层中的原油作生物标志化合物分析 ,选取 C29甾 烷的 5α(H) ,14α(H) ,17α( H) - 20S/ (20S + 20R) 和 5α (H) - ββ/ (ββ+αα) 两个异构化参数作为衡量原油成熟 度的标尺。采用陈建渝、何炳骏 (1989) 使用该参数研 究辽东湾海域原油成熟度特征后提出的该区原油成熟 度分类标准(见表3) [8 ] ,测算出该原油为成熟原油 (见 表 3 不同原油成熟度的甾烷参数表 类型 C29ααS/ (S + R) C29ββ/ (αα+ββ) 未成熟 0. 46 > 0. 50 图 5) ,与同储集层中的天然气成熟度相当。油源对比 证实 ① ,原油主要源自渤中凹陷东营组下段烃源岩。 图 5 渤中坳陷部分原油成熟度特征图 图 6 是渤中坳陷天然气乙烷与烃源岩干酪根碳同 位素组成分布特征对比图。可以看出 ,BZ1321 气藏的 天然气乙烷碳同位素值与沙东南构造带和渤南缓坡构 造带钻遇的东营组二段和三段烃源岩干酪根的碳同位 素值极为接近 ,说明二者具亲缘关系。 综合分析 ,BZ1321 气藏的天然气与同时产出的原 油同源 ,主要源自渤中凹陷的东营组烃源岩。 1 —沙东南构造带 Ed2干酪根 ;2 —沙东南构造带 Ed3干酪根 ;3 —渤南缓 坡构造带 Ed2干酪根 ;4 —渤南缓坡构造带 Ed3干酪根 ;5 —BZ1321 ,Es1 天然气 ;6 —沙东南构造带 Es1干酪根 ;7 —渤南缓坡构造带 Es1 + 2 干酪根 ;8 —CFD1821 ,Ed2 —Ar 天然气 ;9 —CFD1821 ,Ar 天然气 ;10 —BZ2821 , Pz 天然气 ;11 —BZ2521 ,Es3干酪根 ;12 —渤南缓坡构造带 Es1 —Mz 天然气 ; 13 —QHD3021 ,N1g 天然气 ;14 —QHD3021 ,Es1天然气 ;15 —C 干酪根 图 6 天然气乙烷与烃源岩干酪根碳同位素分布特征图 2 CFD1821 构造和 BZ2821 构造天然气 CFD1821 构造东营组至前寒武系储集层中的天然 气乙烷碳同位素值与沙东南构造带和渤南缓坡构造带 上钻遇的沙一段、沙二段烃源岩干酪根碳同位素值相 ①黄正吉 ,李友川. 渤中凹陷烃源研究. 1997. 02 石油勘探与开发·石油地质研究 Vol. 28 No. 3
001年6月 黄正吉等:渤中坳陷天然气地球化学特征及部分气源浅析 近(见图6),说明天然气源自凹陷中的沙一段、沙二段而言,既存在东营组气源层,也存在沙一沙二、沙三段 烃源岩。位于渤南低凸起上的BZ8-1构造古生界储集气源层还存在前第三系气源层。因此,渤中坳陷天然 层中的天然气乙烷碳同位素值与渤南缓坡构造带上钻气的形成具有多源复合,多期成气连续成气的特征 遇的沙一段、沙二段烃源岩干酪根碳同位素值极为接 近,说明B28-1构造的天然气源自渤中凹陷沙一段沙 结论 二段烃源岩。 3渤南缓坡构造带天然气 1,渤中坳陷发现的天然气,就成因而论,大多数为 沙一段至中生界储集层中的天然气乙烷碳同位素油型气,其中偏腐殖型者居多。煤成气已有发现。 值与沙三段烃源岩干酪根碳同位素值相近(见图6),说 2,渤中坳陷发现的天然气多数为湿气,少数为干 明渤南缓坡构造带上储集的天然气与凹陷中的沙三段气。180m以浅储集层中的干气多为生物降解成因 烃源岩具亲缘关系。 深部储集层中的干气属热裂解成因,这类天然气被发 相同储集层中的原油据生物标志化合物分析资料现的还不多,应加大勘探力度寻找此类资源。 测算属高成熟原油(见图5)。该储集层中的天然气为 3,沙东南构造带的二氧化碳气属无机成因 油型气,经成熟度测算其烃源岩R值为2.04%,属过 4,渤中坳陷发现的天然气,有源自东营组烃源岩 成熟气。天然气的成熟度高于原油的成熟度。据油源的天然气,有源自沙一、沙二、沙三段烃源岩的天然气 对比研究①,该原油主要源自渤中凹陷的沙一段烃源还有源自前第三系烃源岩的煤成气 岩。由油气成熟度的差异推断,天然气应该源自比沙 5,渤中坳陷天然气的形成具有多源复合及多期成 段烃源岩成熟度更高的烃源岩层系。这一推断支持气连续成气的特征,具有良好的勘探远景 了上述同位素资料的对比结果。可见,渤南缓坡构造 6,渤中坳陷发现的天然气藏均分布在东营组区域 带上储集的天然气源自凹陷中的沙三段烃源岩 盖层之下,因此东营组盖层发育区是天然气富集的主 4OHD301构造天然气 要地区,也是勘探天然气的主要地区 该构造沙一段储集层中的天然气为凝析气,天然 气乙烷碳同位素值比沙三段烃源岩干酪根碳同位素值 笔者在样品采集和研究过程中,得到渤海石油研 重,而比前第三系烃源岩干酪根碳同位素值轻,因此,究院武文来院长的大力支持和帮助,在此深表谢意。 该天然气与这两个层系烃源岩都有成因联系,但考虑 参考文献 到该天然气的重烃碳同位素比鄂尔多斯盆地色1井煤1沿海大陆架及毗邻海域油气区石油地质志编写组中国石油地质志 成气的重,与准噶尔盆地彩参1井煤成气的接近(见图 (卷十六).北京:石油工业出版社,1990.100~103 2),推断其成因与前第三系烃源岩的关系更密切。 2戴金星宋岩等中国含油气盆地有机烷烃气碳同位素特征.石油学 在同一储集层中的原油经生物标志化合物分析 报,1993,14(2) 3戴金星.概论有机烷烃气碳同位素系列倒转的成因问题.天然气工 规则甾烷系列中以C27、C28和C29甾烷的20R构型为主 峰经测算为低成熟原油(见图5)。前已述及,该构造4孙晓红辽东湾地区天然气类型及气源初步研究中国海上油气(地 天然气主要为煤成气。依据戴金星拟合的我国煤成乙5戴金星戴春森等中国一些地区温泉中天然气的地球化学特征及 烷回归方程和煤成丙烷回归方程2测算,该凝析气层碳、氦同位素组成中国科学(B辑),194,24(4) 天然气相应源岩的R值分别为1.87%和2.42%。可6戴金星,李先奇等中亚煤成气聚集域东部煤成气的地球化学特征 见该天然气为高成熟一过成熟气,与相同储集层中的7黄第藩熊传斌等鄂尔多斯盆地中部气田气源判识和天然气成因类 原油成熟度截然不同。说明同一储集层中的油与气是 型.天然气工业,1996,16(6) 不同源的。如此结果佐证了同位素资料对比的可信8陈建渝,何炳骏辽东湾北部原油的类型及成因武汉中国地质大学 度,即前第三系烃源岩是QH31构造天然气的主要 源岩层 第一作者简介黄正吉,男,50岁,大学学历,高级工程师,从事石 油地质与油气地球化学综合研究工作。地址:河北省高碑店市中海石油 由上述对比分析可见,渤中坳陷既存在源自东营研究中心勘探研究院邮政编码0740 组烃源岩的天然气,也存在源自沙河街组烃源岩的天 收稿日期2000905 然气,还有源自前第三系烃源岩的天然气。就气源层 (编辑、绘图梁大新) o1994-2008ChinaAcademicJournalElectronicPublishingHouse.Allrightsreservedhttp://www.cnki.net
近(见图 6) ,说明天然气源自凹陷中的沙一段、沙二段 烃源岩。位于渤南低凸起上的 BZ2821 构造古生界储集 层中的天然气乙烷碳同位素值与渤南缓坡构造带上钻 遇的沙一段、沙二段烃源岩干酪根碳同位素值极为接 近 ,说明 BZ2821 构造的天然气源自渤中凹陷沙一段、沙 二段烃源岩。 3 渤南缓坡构造带天然气 沙一段至中生界储集层中的天然气乙烷碳同位素 值与沙三段烃源岩干酪根碳同位素值相近(见图 6) ,说 明渤南缓坡构造带上储集的天然气与凹陷中的沙三段 烃源岩具亲缘关系。 相同储集层中的原油据生物标志化合物分析资料 测算属高成熟原油 (见图 5) 。该储集层中的天然气为 油型气 ,经成熟度测算其烃源岩 Ro值为 2. 04 % ,属过 成熟气。天然气的成熟度高于原油的成熟度。据油源 对比研究 ① ,该原油主要源自渤中凹陷的沙一段烃源 岩。由油气成熟度的差异推断 ,天然气应该源自比沙 一段烃源岩成熟度更高的烃源岩层系。这一推断支持 了上述同位素资料的对比结果。可见 ,渤南缓坡构造 带上储集的天然气源自凹陷中的沙三段烃源岩。 4 QHD3021 构造天然气 该构造沙一段储集层中的天然气为凝析气 ,天然 气乙烷碳同位素值比沙三段烃源岩干酪根碳同位素值 重 ,而比前第三系烃源岩干酪根碳同位素值轻 ,因此 , 该天然气与这两个层系烃源岩都有成因联系 ,但考虑 到该天然气的重烃碳同位素比鄂尔多斯盆地色 1 井煤 成气的重 ,与准噶尔盆地彩参 1 井煤成气的接近 (见图 2) ,推断其成因与前第三系烃源岩的关系更密切。 在同一储集层中的原油经生物标志化合物分析 , 规则甾烷系列中以 C27、C28和 C29甾烷的 20R 构型为主 峰 ,经测算为低成熟原油 (见图 5) 。前已述及 ,该构造 天然气主要为煤成气。依据戴金星拟合的我国煤成乙 烷回归方程和煤成丙烷回归方程[2 ]测算 ,该凝析气层 天然气相应源岩的 Ro值分别为 1. 87 %和 2. 42 %。可 见该天然气为高成熟 —过成熟气 ,与相同储集层中的 原油成熟度截然不同。说明同一储集层中的油与气是 不同源的。如此结果佐证了同位素资料对比的可信 度 ,即前第三系烃源岩是 QHD3021 构造天然气的主要 源岩层。 由上述对比分析可见 ,渤中坳陷既存在源自东营 组烃源岩的天然气 ,也存在源自沙河街组烃源岩的天 然气 ,还有源自前第三系烃源岩的天然气。就气源层 而言 ,既存在东营组气源层 ,也存在沙一、沙二、沙三段 气源层 ,还存在前第三系气源层。因此 ,渤中坳陷天然 气的形成具有多源复合 ,多期成气、连续成气的特征。 结 论 1 ,渤中坳陷发现的天然气 ,就成因而论 ,大多数为 油型气 ,其中偏腐殖型者居多。煤成气已有发现。 2 ,渤中坳陷发现的天然气多数为湿气 ,少数为干 气。1800m 以浅储集层中的干气多为生物降解成因。 深部储集层中的干气属热裂解成因 ,这类天然气被发 现的还不多 ,应加大勘探力度寻找此类资源。 3 ,沙东南构造带的二氧化碳气属无机成因。 4 ,渤中坳陷发现的天然气 ,有源自东营组烃源岩 的天然气 ,有源自沙一、沙二、沙三段烃源岩的天然气 , 还有源自前第三系烃源岩的煤成气。 5 ,渤中坳陷天然气的形成具有多源复合及多期成 气、连续成气的特征 ,具有良好的勘探远景。 6 ,渤中坳陷发现的天然气藏均分布在东营组区域 盖层之下 ,因此东营组盖层发育区是天然气富集的主 要地区 ,也是勘探天然气的主要地区。 笔者在样品采集和研究过程中 ,得到渤海石油研 究院武文来院长的大力支持和帮助 ,在此深表谢意。 参 考 文 献 1 沿海大陆架及毗邻海域油气区石油地质志编写组. 中国石油地质志 (卷十六) . 北京 :石油工业出版社 ,1990. 100~103. 2 戴金星 ,宋岩等. 中国含油气盆地有机烷烃气碳同位素特征. 石油学 报 , 1993 ,14(2) . 3 戴金星. 概论有机烷烃气碳同位素系列倒转的成因问题. 天然气工 业 , 1990 ,10(6) . 4 孙晓红. 辽东湾地区天然气类型及气源初步研究. 中国海上油气(地 质) ,1989 ,3(5) . 5 戴金星 ,戴春森等. 中国一些地区温泉中天然气的地球化学特征及 碳、氦同位素组成. 中国科学(B 辑) ,1944 ,24(4) . 6 戴金星 ,李先奇等. 中亚煤成气聚集域东部煤成气的地球化学特征. 石油勘探与开发 ,1995 ,22(4) . 7 黄第藩 ,熊传斌等. 鄂尔多斯盆地中部气田气源判识和天然气成因类 型. 天然气工业 ,1996 ,16(6) . 8 陈建渝 ,何炳骏. 辽东湾北部原油的类型及成因. 武汉 :中国地质大学 出版社 ,1990. 第一作者简介 黄正吉 ,男 ,50 岁 ,大学学历 ,高级工程师 ,从事石 油地质与油气地球化学综合研究工作。地址 :河北省高碑店市中海石油 研究中心勘探研究院 ,邮政编码 074010。 收稿日期 2000209205 (编辑、绘图 梁大新) 2001 年 6 月 黄正吉 等 :渤中坳陷天然气地球化学特征及部分气源浅析 12
2 石油勘探与开发中文摘要 Vol.28No3 第四纪,圈闭形成期与油气生成运移期相匹配。喜马拉雅运动主要分布在盆地中心部位,深度范围较窄,仅几百米,超压幅度 期的断裂活动提供了油气运移的通道,促进了油气的运移,油气不高,压力系数相对较低,一般为1.3~1.4。下超压带分布在整 可以在多种类型圈闭聚集成藏。油气资源潜力再评价的结果表个凹陷范围内,起始深度为2000~300m,在凹陷中心较深,边缘 明青西坳陷总油气聚集量可达2.5×103~4.0×10t,仍然有2较浅;下超压带超压值高压力系数大,可达1.5~1.6。在层位 ×103~3×10°t剩余油气资源,具有很大的勘探潜力。青西低凸上,沙一中、上亚段地层压力系数最大,沙一下亚段次之,沙二段 起位于很有生油潜力的青南凹陷和红南凹陷之间,构造位置非和沙三段压力系数较低,各层位的压力系数平面分布趋势基本 常有利,是油气运移的主要指向目标区,油源供给很充足,且储致,均表现为从凹陷中心(海岸线位置)向西南方向压力系数 集层、盖层发育,可能有多种类型的圈闭,是一个具有良好勘探逐渐降低,最后变为正常的静水压力。异常压力的分布主要受 前景的复合油气聚集区带,应是酒西盆地今后油气勘探的主要深度和层位的控制,并与成岩作用有密切关系。图3参10(柳 方向和目标区域。图5表1参15(陈建平摘) 广弟摘) 主题词酒西盆地油气运移油气藏形成含油气系统 主题词黄骅坳陷歧口凹陷油气运移异常压力分布 油气勘探方向 埋臧深度成岩作用 IK12.1 200103G5 IE2.3 20010307 渤中坳陷天然气地球化学特征及部分气源浅析[刊]黄正吉,李廊固凹陷河西务潜山带永清刘其营潜山油气成藏时间与成藏 秀芬∥石油勘探与开发-2001,28(3).-17~21 模式[刊]/邹华耀,张春华∥石油勘探与开发.-2001,28(3)-25 渤中坳陷已发现的天然气主要为烃类气体,非烃气体含量~28 低。在东营组区域盖层之下发现的天然气多数为湿气,少数为 通过烃源岩生排烃史模拟、流体包裹体均一温度以及潜山 干气,此类干气为热裂解成因。在上第三系储集层中发现的天形成时间和潜山流体压力场与化学场特征等综合分析,确定廊 然气少数为湿气,多数为干气,此类干气多为生物降解成因,生固凹陷永清—刘其营潜山为两期成藏。第一期:自沙二段沉积 物降解作用存在的下限深度为180m左右。坳陷中发现的天然早期至馆陶组沉积中期,以石油聚集为主;第二期:自馆陶组沉 气大多数为油型气,其源岩有沙河街组一、二、三段烃源岩,也有积中期至今,以凝析油气聚集为主。烃源区油气通过不整合面 东营组烃源岩。QHD301气藏的天然气属多源混合气,主气源运移至潜山,潜山中早期聚集的石油被晚期充注的天然气所驱 为前第三系的煤成气。渤中坳陷天然气的形成具有多源复合 替,并沿断层运移至上覆下第三系断层圈闭中聚集成藏。河西 多期成气连续成气的特征,具有良好的勘探远景。东营组盖层务潜山带潜山以形成凝析油气藏为主。图5表3参21(邹华耀 发育区是天然气富集的主要地区,也是勘探天然气的主要地区 摘) 图6表3参8(黄正吉摘) 主题词古潜山油气藏油气藏形成模式廊固凹陷 主题词渤中坳陷天然气组分碳同位素成因气源 岩勘探远景 TEl2. 2 20010308 南盘江地区二叠纪生物礁成因类型及潜伏礁预测[刊]沈安江 TEIlL. 3 200306陈子∥石油勘探与开发200128(3)-29~32 黄骅坳陷歧口凹陷深层异常压力特征[刊]柳广弟,王德强石 南盘江地区二叠系有着丰富的生物礁,但如何准确地预测 油勘探与开发-2001,28(3).-22~24 潜伏礁一直是该区对礁油气藏勘探能否取得突破的关键因素之 对歧口凹陷单井压实曲线的分析表明,歧口凹陷的压力体 从相对海平面升降对礁生长发育控制的角度建立新的生物 系在纵向上可以划分为3个压力系统,即静水压力带、上超压带礁成因分类(进积礁、并进礁和退积礁),提出南盘江地区(含十 和下超压带。静水压力带的底界深度为20m左右。上超压带万大山盆地)茅口期礁为由西向东进积的进积礁,长兴期礁为并 201994-2008ChinaAcademicJournalElectronicPublishingHouse.Allrightsreservedhttp://www.cnki.net
第四纪 ,圈闭形成期与油气生成运移期相匹配。喜马拉雅运动 期的断裂活动提供了油气运移的通道 ,促进了油气的运移 ,油气 可以在多种类型圈闭聚集成藏。油气资源潜力再评价的结果表 明 ,青西坳陷总油气聚集量可达 2. 5 ×108~4. 0 ×108 t ,仍然有 2 ×108~3 ×108 t 剩余油气资源 ,具有很大的勘探潜力。青西低凸 起位于很有生油潜力的青南凹陷和红南凹陷之间 ,构造位置非 常有利 ,是油气运移的主要指向目标区 ,油源供给很充足 ,且储 集层、盖层发育 ,可能有多种类型的圈闭 ,是一个具有良好勘探 前景的复合油气聚集区带 ,应是酒西盆地今后油气勘探的主要 方向和目标区域。图 5 表 1 参 15 (陈建平摘) 主题词 酒西盆地 油气运移 油气藏形成 含油气系统 油气勘探 方向 TE512. 1 20010305 渤中坳陷天然气地球化学特征及部分气源浅析[刊]/ 黄正吉 ,李 秀芬 ∥石油勘探与开发.22001 ,28 (3) .217~21 渤中坳陷已发现的天然气主要为烃类气体 ,非烃气体含量 低。在东营组区域盖层之下发现的天然气多数为湿气 ,少数为 干气 ,此类干气为热裂解成因。在上第三系储集层中发现的天 然气少数为湿气 ,多数为干气 ,此类干气多为生物降解成因 ,生 物降解作用存在的下限深度为 1800m 左右。坳陷中发现的天然 气大多数为油型气 ,其源岩有沙河街组一、二、三段烃源岩 ,也有 东营组烃源岩。QHD3021 气藏的天然气属多源混合气 ,主气源 为前第三系的煤成气。渤中坳陷天然气的形成具有多源复合、 多期成气、连续成气的特征 ,具有良好的勘探远景。东营组盖层 发育区是天然气富集的主要地区 ,也是勘探天然气的主要地区。 图 6 表 3 参 8 (黄正吉摘) 主题词 渤中坳陷 天然气组分 碳同位素 成因 气源 岩 勘探远景 TE111. 3 20010306 黄骅坳陷歧口凹陷深层异常压力特征[刊]/ 柳广弟 ,王德强 ∥石 油勘探与开发.22001 ,28(3) .222~24 对歧口凹陷单井压实曲线的分析表明 ,歧口凹陷的压力体 系在纵向上可以划分为 3 个压力系统 ,即静水压力带、上超压带 和下超压带。静水压力带的底界深度为 2000m 左右。上超压带 主要分布在盆地中心部位 ,深度范围较窄 ,仅几百米 ,超压幅度 不高 ,压力系数相对较低 ,一般为 1. 3~1. 4。下超压带分布在整 个凹陷范围内 ,起始深度为 2000~3000m ,在凹陷中心较深 ,边缘 较浅 ;下超压带超压值高 ,压力系数大 ,可达 1. 5~1. 6。在层位 上 ,沙一中、上亚段地层压力系数最大 ,沙一下亚段次之 ,沙二段 和沙三段压力系数较低 ,各层位的压力系数平面分布趋势基本 一致 ,均表现为从凹陷中心 (海岸线位置) 向西南方向压力系数 逐渐降低 ,最后变为正常的静水压力。异常压力的分布主要受 深度和层位的控制 ,并与成岩作用有密切关系。图 3 参 10 (柳 广弟摘) 主题词 黄骅坳陷 歧口凹陷 油气运移 异常压力分布 埋藏深度 成岩作用 TE112. 3 20010307 廊固凹陷河西务潜山带永清 —刘其营潜山油气成藏时间与成藏 模式[刊]/ 邹华耀 ,张春华 ∥石油勘探与开发.22001 ,28 (3) .225 ~28 通过烃源岩生排烃史模拟、流体包裹体均一温度以及潜山 形成时间和潜山流体压力场与化学场特征等综合分析 ,确定廊 固凹陷永清 —刘其营潜山为两期成藏。第一期 :自沙二段沉积 早期至馆陶组沉积中期 ,以石油聚集为主 ;第二期 :自馆陶组沉 积中期至今 ,以凝析油气聚集为主。烃源区油气通过不整合面 运移至潜山 ,潜山中早期聚集的石油被晚期充注的天然气所驱 替 ,并沿断层运移至上覆下第三系断层圈闭中聚集成藏。河西 务潜山带潜山以形成凝析油气藏为主。图 5 表 3 参 21 (邹华耀 摘) 主题词 古潜山油气藏 油气藏形成 模式 廊固凹陷 TE112. 24 20010308 南盘江地区二叠纪生物礁成因类型及潜伏礁预测[刊]/ 沈安江 , 陈子 ∥石油勘探与开发. 2001 ,28(3) .229~32 南盘江地区二叠系有着丰富的生物礁 ,但如何准确地预测 潜伏礁一直是该区对礁油气藏勘探能否取得突破的关键因素之 一。从相对海平面升降对礁生长发育控制的角度建立新的生物 礁成因分类(进积礁、并进礁和退积礁) ,提出南盘江地区 (含十 万大山盆地) 茅口期礁为由西向东进积的进积礁 ,长兴期礁为并 [ 2 ] 石油勘探与开发·中文摘要 Vol. 28 No. 3
PEIROL EUM EXHORATION AND DEVEOPMENT Jun.2001 on and ex ploration in Jiuxi Geochemical characteristics and natural gas sources of bozhong basin( I-Oil and gas migration, pool formation and exploration depression, Bohai By basin. HUANG Zheng ji; et al.(Petroleum target. CHEN Jiarrping; et al.( Research Institute of Petroleum Research Center, CNOOC, Hebei 074010, P. R. China). Shiyou Exploration and Development, PetroChina, Beijing 100083, P. R. Kantan Yu Kaifa 2001, 28(3), 1721. Among the natural gases China). Shiyou Kantan Yu Kaif a 2001, 28(3), 12-16. An integrated discovered in Bozhong depression, hydrocarbon gas is dominant and petroleum system is formed by the Cretaceous and the Tertiary in the morrhydrocarbon gas is small. Of the gases found below the dongying Jiuxi basin, in which the Cretaceous developed as source, reservoir and cap rocks, most are wet gas and a few are dry gas. This dry gas was cap rocks and the Tertiary mainly developed as reservoir and cap rocks among the gases found beneath the The contents of alkanes oils from Liugpuzhuang, Yaerxia, Laojunmiao Minghuazhen cap ocks are dry gas and a few are wet gas. This and Shiyougou oil fields increase gradually; on the contrary, the dry gas was formed by biodgradiation. The gases from Shahejie and contents of aromatic hydrocarbon, or hydrocarbon, resin and asphalt Dongying source rocks are mostly oiHtype gas. The gas of QHD30-l is in the oils decrease gradually. The contents of isocmlestanes, Ts and mixed gas and mainly from the coal derived gas from pre- Tertiary source CaTs increase slightly, and the density, wax content and solidification rocks The formation of natural gas in the Bozhong depression is point of the oils decrease. All of those features of the oils reflect the characterized by multiple sources, multrpeniods and continuous geological chromatogram efficient and direction of migration of the generation and expulsion. So its exploration potential is good in Bozhong suggesting that the oils migrated from west to east in an depression. The regions where the Dongying cap rocks well developed direction. The major source rocks( Chijinpu Formation and lower part of are the major exploration targets of natural gas. Subject heading: agu Formation, Lower Cretaceous) reached a peak of um Bozhong depression, Gas component, Carbon isotopes, Origin, Gas generation during the late Neogene-Quaternary, that were controlled by source rock, Exploration Potential tectonic and buried history in the Qingxi depression, and that are still in a maturity-high maturity stage mow, during which oil is mainly generated The characteristics of abnormal pressure in deep formations in and oil pools are mainly formed. The key stage for this oil system is Qikou sag, Huanghua de pression, Bohai Bay basin. LIU Guangd Neogene to Quaternary, and the trap forming episode corresponds to the et al.( University of Petroleum, Beijing 102200, P. R. Chia) oil generation time. Fractures developed by the Himalayan ectogenetic Shiyou Kantan Yu Kaifa 2001, 28(3), 22-24. Three pressure anes movement form and improve the migrating channels and oil can be were identified by pressure data derived from sonic log in Qikou sag accumulated within varous traps. The review about potential resources Huanghua depression. These three pressure anes were the hydrostatic shows that the totally accumulated amunt of petroleum is up to 2.5x ne, the upper overpressured ne and lower overpressure 105-4.0×10°t, and still2×103-3×10° t remained resources can be bottom depth of the hydrostatic mne is approximately found in this area, so the exploration potential is real high. The low lift is just locate potential of oil-gas generation, that should be a target of oil and thickness of the upper overpressured zone is only several hundred meters rocks well developed and various kinds of trap would be developed. overpressured ane is 2, 000-2, 500m in marginal area and 3, 000m Therefore, that area should be multiple oil and gas accumulation zones the central part. With the value of 1.5-1. 6, the pressure coeficient is with bright future for exploration and would be the major directions and higher in the lower overpressured ane than in the upper targets for oil and gas exploration in the Jiuxi basin ∴s Jiuxi basin, Oil and gas migration, Reservoir formation, Petroleu Formation, as compared with that in the second and the third members stem,Oil and gas exploration, Direction of Shahejie Formation, and is mrimontally higher in the central part of 201994-2008ChinaAcademicJournalElectronicPublishingHouseAllrightsreservedhttp:/www.cnki.net
New opinions on oil and gas generation and exploration in Jiuxi basin( Ⅲ) —Oil and gas migration , pool formation and exploration target. CHEN Jian2ping ; et al. ( Research Institute of Petroleum Exploration and Development , PetroChina , Beijing 100083 , P. R. China) . Shiyou Kantan Yu Kaifa 2001 , 28 (3) ,12216. An integrated petroleum system is formed by the Cretaceous and the Tertiary in the Jiuxi basin , in which the Cretaceous developed as source , reservoir and cap rocks and the Tertiary mainly developed as reservoir and cap rocks. The contents of alkanesin oils from Liugouzhuang , Yaerxia , Laojunmiao and Shiyougou oil fields increase gradually ; on the contrary , the contents of aromatic hydrocarbon , non2hydrocarbon , resin and asphalt in the oils decrease gradually. The contents of isocholestanes , Ts and C29Ts increase slightly , and the density , wax content and solidification point of the oils decrease. All of those features of the oils reflect the geological chromatogram efficient and direction of migration of the oils , suggesting that the oils migrated from west to east in an overall direction. The major source rocks (Chijinpu Formation and lower part of Xiagou Formation , Lower Cretaceous) reached a peak of petroleum generation during the late Neogene2Quaternary , that were controlled by tectonic and buried history in the Qingxi depression , and that are still in a maturity2high maturity stage now , during which oil is mainly generated and oil pools are mainly formed. The key stage for this oil system is Neogene to Quaternary , and the trap forming episode corresponds to the oil generation time. Fractures developed by the Himalayan tectogenetic movement form and improve the migrating channels and oil can be accumulated within various traps. The review about potential resources shows that the totally accumulated amount of petroleum is up to 2. 5× 108 - 4. 0 ×108 t , and still 2 ×108 - 3 ×108 t remained resources can be found in this area , so the exploration potential is real high. The Qingxi low lift is just located between the Qingnan and Hongnan sags with high potential of oil2gas generation , that should be a target of oil and gas migration , where existed a plentiful oil2gas supply , reservoir and cap rocks well developed and various kinds of trap would be developed. Therefore , that area should be multiple oil and gas accumulation zones with bright future for exploration and would be the major directions and targets for oil and gas exploration in the Jiuxi basin. Subject heading : Jiuxi basin , Oil and gas migration , Reservoir formation , Petroleum system , Oil and gas exploration , Direction Geochemical characteristics and natural gas sources of Bozhong depression , Bohai Bay basin. HUANG Zheng2ji ; et al. ( Petroleum Research Center , CNOOC , Hebei 074010 , P. R. China) . Shiyou Kantan Yu Kaifa 2001 , 28 ( 3) , 17221. Among the natural gases discovered in Bozhong depression , hydrocarbon gas is dominant and non2hydrocarbon gas is small. Of the gases found below the Dongying cap rocks , most are wet gas and a few are dry gas. This dry gas was formed by pyrolysis. But among the gases found beneath the Minghuazhen cap rocks , most are dry gas and a few are wet gas. This dry gas was formed by biodgradiation. The gases from Shahejie and Dongying source rocks are mostly oil2type gas. The gas of QHD3021 is mixed gas and mainly from the coal2derived gas from pre2Tertiary source rocks. The formation of natural gas in the Bozhong depression is characterized by multiple sources , multi2periods and continuous generation and expulsion. So its exploration potential is good in Bozhong depression. The regions where the Dongying cap rocks well developed are the major exploration targets of natural gas. Subject heading : Bozhong depression , Gas component , Carbon isotopes , Origin , Gas source rock , Exploration Potential The characteristics of abnormal pressure in deep formations in Qikou sag , Huanghua depression , Bohai Bay basin. LIU Guang2di ; et al. (University of Petroleum , Beijing 102200 , P. R. China) . Shiyou Kantan Yu Kaifa 2001 , 28 (3) ,22224. Three pressure zones were identified by pressure data derived from sonic log in Qikou sag , Huanghua depression. These three pressure zones were the hydrostatic zone , the upper overpressured zone and lower overpressured zone. The bottom depth of the hydrostatic zone is approximately 2 , 000m. The upper overpressured zone mainly occurred in the central part of the sag , while the lower overpressured zone developed all over the sag. The thickness of the upper overpressured zone is only several hundred meters and the pressure coefficient is 1. 3 - 1. 4. The top depth of lower overpressured zone is 2 ,000 - 2 ,500m in marginal area and 3 ,000m in the central part. With the value of 1. 5 - 1. 6 , the pressure coefficient is higher in the lower overpressured zone than in the upper one. The pressure coefficient is vertically higher in the first member of Shahejie Formation , as compared with that in the second and the third members of Shahejie Formation , and is horizontally higher in the central part of [ 01 ] PETROLEUM EXPLORATION AND DEVELOPMENT Jun. 2001