2018年, 第29卷, 第9期　刊出日期：2018-09-10

  

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天然气地球化学
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  金刚烷类化合物与库车坳陷克拉2构造凝析油的形成机理研究

  包建平, 朱翠山, 申旭

  天然气地球科学. 2018, 29(9): 1217-1230. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2018.07.015

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  借助于色谱和色谱—质谱分析技术，对库车坳陷克拉2构造和牙哈构造带原油中轻烃、链烷烃、多环芳烃、甾萜烷生物标志化合物和金刚烷类化合物进行了系统分析。结果表明：克拉2构造凝析油的轻烃和全烃组成中特别富含芳烃化合物，甾烷、萜烷中明显富含低分子量化合物如三环萜烷系列、孕甾烷和升孕甾烷，这一特征明显不同于牙哈构造带来源相似的原油和凝析油，显示其形成机理的特殊性。此外，克拉2构造凝析油和牙哈构造带原油中普遍存在烷基单金刚烷系列和烷基双金刚烷系列，但只有克拉2构造凝析油中检测出烷基三金刚烷系列。定量结果表明克拉2构造凝析油中金刚烷类化合物的浓度较牙哈构造带原油高约一个数量级，这些特征表明克拉2构造凝析油的成熟度明显高于牙哈构造带原油。依据甲基单金刚烷指数MAI和甲基双金刚烷指数MDI与镜质体反射率RO间的对应关系，发现克拉2构造凝析油对应的RO值约为1.9%，热裂解程度大于97%，属于典型的热裂解原油，这与富含芳烃的特征吻合；而牙哈构造带原油对应的RO值约为1.2%～1.4%，且不同构造单元原油的热裂解程度变化较大，介于20%～80%之间，这与后期高成熟油气侵入程度有关。
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  烃类与非烃综合判识干酪根与原油裂解气

  王强, 张大勇, 王杰, 陶成, 腾格尔, 刘文汇

  天然气地球科学. 2018, 29(9): 1231-1239. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2018.07.003

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  在天然气成因类型研究中，如何有效识别干酪根与原油裂解气一直是一个难题。选取不同类型干酪根、不同性质原油开展半封闭—半开放体系的热压生排烃模拟实验及其产物的地球化学分析研究，并对典型的干酪根、原油裂解气（田）进行了地球化学统计和比对。研究表明，干酪根热解气与原油裂解气中烷烃组分及其碳同位素组成显示相似的演化特征，Ln(C₂/C₃)值均呈早期近似水平和晚期近似垂向变化特征，在高过成熟阶段Ln(C₂/C₃)值与δ¹³C₂-δ¹³C₃差值具有快速增大的趋势，二者趋同性变化特征指示了生气母质的高温裂解过程，但这些指标不是干酪根与原油裂解气的判识标志，提出天然气中烷烃分子及同位素组成的有机组合是判断有机质（干酪根、原油）高温裂解气的可靠指标，却并不能直接识别干酪根热解气或原油裂解气；非烃组分的演化特征具有明显的差异性，干酪根热解气以高含氮气(N₂)为主，原油裂解气往往高含硫化氢(H₂ S)， N₂、H₂ S含量作为一项重要指标可以与烷烃气同位素组成相结合有效区别干酪根与原油裂解气，分析结果与四川盆地、塔里木盆地不同油气田的地质实际相吻合。天然气中烃类和非烃组成的综合分析为有效判断干酪根与原油裂解气提供了新的途径。
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  江陵凹陷不同地区原油地球化学特征及油源对比

  李梦茹, 唐友军, 刘岩, 胡辉, 贺其川

  天然气地球科学. 2018, 29(9): 1240-1251. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2018.07.006

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  以江汉盆地江陵凹陷古近系新沟嘴组下段为主要研究对象，通过对不同地区原油生物标志化合物的组成与分布特征的分析，结合油—油、油—源对比发现研究区原油全部显示出成熟原油的特征并且形成于水体较深,还原性相对较强的沉积环境。根据生物标志化合物参数之间的差异，将研究区原油分为2类：Ⅰ类原油来自于万城地区以及南部地区，此类原油升藿烷系列含量极低，成熟度高并且陆源有机质贡献少；Ⅱ类原油全部来自于荆州背斜带，成熟度低于Ⅰ类原油，存在部分陆源有机质贡献，升藿烷系列化合物存在一定丰度，并且位于荆州背斜带西北部原油成熟度要明显大于中部及东南部。油源对比结果显示，2类原油在不同区域可能存在不同层位的烃源岩贡献，万城地区X-Ⅲ层位和X-Ⅱ层位烃源岩为Ⅰ类原油主要的烃源岩，同时荆州背斜带北部X-Ⅱ层位烃源岩对其也存在一定贡献；Ⅱ类原油主要以荆州背斜带北部X-Ⅲ层位为主要的烃源岩，荆州背斜带北部X-Ⅱ层位也存在一定的贡献，并且分布于荆州背斜带的中部及东南部的Ⅱ₂类原油中可能还存在万城地区2个层位烃源岩的些许贡献。
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  热模拟实验研究现状及值得关注的几个问题

  彭威龙, 胡国艺, 刘全有, 贾楠, 房忱琛, 龚德瑜, 于聪, 吕玥, 王鹏威, 冯子齐

  天然气地球科学. 2018, 29(9): 1252-1263. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2018.07.010

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  系统梳理了热模拟实验研究现状，提出了3个值得关注的问题以及5个重要的发展方向。按照体系封闭性分类是目前最为广泛使用的一类热模拟实验分类方案。不同的热模拟实验体系各具特点，可以根据不同的实验目的来选取合适的热模拟实验体系。封闭实验体系更加适合于腐殖型烃源岩的热模拟实验，开放体系的在线分析产物在研究易挥发组分时具有独特的优势，半开放体系是最为接近实际地质体中烃源岩热演化的热模拟体系。热模拟实验中3个值得关注的问题：一是水对热模拟实验的影响；二是热模拟实验中是否可以得出费托合成以外的有说服力的烷烃气碳同位素倒转；三是在进行热模拟实验研究生烃动力学时一定要结合实际地质背景建立模型。热模拟实验5个重要的发展方向：一是有水参与的相对低温长时间的热模拟实验研究；二是与非常规油气形成相关热模拟实验研究；三是热模拟实验中烃源岩孔隙微裂缝发育以及流体排出相互耦合关系相关的研究；四是碳酸盐岩烃源岩相关热模拟实验研究；五是与异常压力相关的热模拟实验研究。
天然气地质学
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  塔里木盆地库车坳陷克深构造带克深8区块裂缝性低孔砂岩储层地质模型

  张荣虎, 王珂, 王俊鹏, 孙雄伟, 李君, 杨学君, 周露

  天然气地球科学. 2018, 29(9): 1264-1273. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2018.06.020

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  塔里木盆地库车坳陷克拉苏冲断带克深地区是天然气勘探开发的重要阵地，储层埋深为6 000~8 000m，储层基质孔隙度均值为5.5%，基质渗透率均值为0.089×10^-3μm²，裂缝渗透率为（0.5～30）×10^-3μm²，地层储层总渗透率为（1～50）×10^-3μm²，储层性质总体为特低孔、特低渗—低渗。为揭示深层相对优质储层发育规律，以克深8区块深层白垩系巴什基奇克组为例，基于大量实验分析、露头储层模型及测井FMI成像资料，通过基质建模与裂缝建模相融合的方法，建立了裂缝—孔隙型双重介质储层地质模型。研究表明：克深8区块储层构造裂缝开度主要为25~150μm，其中构造核部裂缝开度一般为50~250μm，翼部裂缝开度<100μm；基质粒间孔半径主要为5~160μm，孔隙连通率平均为48%；孔隙喉道半径主要为0.01~1μm，其中产气层有效喉道半径>0.05μm，占比91%。储层基质孔隙度相对高值段主要分布于白垩系巴什基奇克组中部和上部，相对高渗透段主要集中于构造背斜高部位、东西向翼部、南北边界断裂带及内部次级断裂带。该地质模型及技术方法为克深8区块天然气高效勘探开发及克深气田60亿m产能建设提供重要依据。
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  塔里木盆地西北缘中下奥陶统碳酸盐岩沉积微相特征及演化

  王清龙, 林畅松, 李浩, 韩剑发, 孙彦达, 何海全

  天然气地球科学. 2018, 29(9): 1274-1288. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2018.07.004

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  经过对塔里木盆地西北缘巴楚大阪塔格、巴楚达吾孜塔格和柯坪水泥厂等3条野外露头剖面实地考察，获得大量手标本及镜下薄片资料，在此基础上，围绕中—下奥陶统鹰山组至一间房组沉积微相特征及演化开展精细研究。结合手标本宏观沉积结构及镜下微观特征描述，分别识别出11种灰岩沉积微相类型和6种白云岩沉积微相类型。不同沉积微相以特定的相序组合成中高能厚层台缘浅水生物礁、潮坪内碎屑滩、开阔台地粒屑浅滩,中—低能局限台地滩后砂屑滩—滩间海薄互层、开阔台地生屑滩,低能薄层台内滩间海及干旱—半干旱局限台地中厚层云坪等7种主要的微相组合，反映出特定的沉积环境和生物建造特征，指示了研究区中—下奥陶统整体由干旱—半干旱局限台地、云坪向开阔台地及台地边缘转化，据此归纳出一间房组台缘高能礁滩相沉积、鹰二段台内内碎屑滩沉积和鹰三段、鹰四段云坪沉积等3套有利储集相带为下步勘探优先攻关方向。
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  利用流体历史分析技术研究库车坳陷大北气田油气充注史

  孙可欣, 李贤庆, 魏强, 梁万乐, 李剑, 张光武

  天然气地球科学. 2018, 29(9): 1289-1300. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2018.07.012

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  运用流体包裹体岩相学、均一温度、含油包裹体丰度及储层颗粒荧光定量等多种流体历史分析方法，对塔里木盆地库车坳陷大北气田储层古流体特征、油气充注期次和时间进行了研究，并结合构造演化及沉积埋藏史恢复了大北气田油气充注史。研究表明，库车坳陷大北气田发育2期油气充注：第一期为6~4Ma的凝析油充注，该期充注被蓝白色荧光液态烃包裹体记录下来，QGF波长峰值也显示凝析油的特征，QGF指数分布在1.7~24之间，表明凝析油在大北古构造内形成有效充注，聚集形成古油层，库车中期凝析油沿穿盐断裂大量散失；第二期为3Ma至今的天然气充注，灰黑色的气态烃包裹体记录了该期充注，QGF-E谱图显示烃类流体整体偏轻，轻质的烃类流体充注与晚期的油气快速充注是该地区含油包裹体丰度偏低的原因。库车组沉积晚期以来天然气持续充注、优良储盖组合与构造演化的时空配置使该时期成为大北气田的主要成藏期，具有晚期成藏的特点。
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   柴达木盆地腹部晚期构造带成藏模拟实验研究

  曾旭, 李剑, 田继先, 王波, 国建英, 沙威

  天然气地球科学. 2018, 29(9): 1301-1309. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2018.07.009

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  柴达木盆地腹部晚期构造带成藏条件优越，但勘探一直未取得突破。为了深入研究该区天然气成藏机理与成藏模式，在以实际模型为基础建立的3种不同封闭体系之下，进行了2个阶段的成藏模拟实验，并根据实验结果提出了有利勘探方向。研究结果表明：①开放体系下，天然气分散运聚，有限的资源难以到达距离最远的高部位；②半开放—半封闭体系下，气藏内势能的变化造成了高部位砂体含气饱和度优于低部位，与物性关系不明显；③封闭体系中，气藏整体充注，含气性普遍较好。在晚期构造带中天然气主要沿断层进行运移，气藏垂向上叠置成串、平面上成带分布，具有高部位含水、薄砂层含气的特殊性。保存条件较好且圈闭较为完整的深层及浅层滑脱断层的下盘是下一步勘探的主要领域。
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  基于正演模拟的水下分流复合河道内单一河道划分

  王俊, 高银山, 王洪君, 王新星, 鲍志东, 张红静

  天然气地球科学. 2018, 29(9): 1310-1322. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2018.07.016

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  水下分流河道是浅水三角洲沉积主要的砂体类型之一，但受砂体规模限制，如何在非密井网区对水下分流复合河道内部单一河道砂体进行表征，是目前开发地质研究中亟待解决的难点之一。以乾安油田高台子油层为例，采用井震结合的手段对目的层水下分流复合河道内单一河道砂体展开划分与识别。研究表明，水下分流复合河道内单一河道砂体侧向叠置关系可划分为切叠式、接触式和孤立式3大类，分别与单边侧向叠加、多边侧向叠加、厚度差异、厚—薄—厚、河间砂沉积型和河间泥沉积型6类测井—地质识别标志相对应；根据密井网区测井资料建立6类识别标志的实际地质模型，并进一步通过正演模拟建立6种单一河道组合正演模型，各种单一河道组合的连接部位的地震响应特征分别为“能量不变、波峰错动、波谷错位”、“能量不变、波形下错”、“能量减弱、波形拉长、上移”、“能量不变、单峰上移”、“能量减弱、视厚度增加、边界错动”、“能量很弱、出现复波”；由密井网区单一河道砂体划分结果拟合得到研究区单一水下分流河道砂体宽/厚比经验公式，在此指导下，通过寻找与已建立正演模型特征相符的井间地震响应，完成了稀疏井网区水下分流复合河道内单一河道砂体的识别。
非常规天然气
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  渤海湾盆地沧东凹陷孔二段页岩油形成条件及富集主控因素

  周立宏, 蒲秀刚, 肖敦清, 李洪香, 官全胜, 林伶, 曲宁

  天然气地球科学. 2018, 29(9): 1323-1332. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2018.07.011

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  渤海湾盆地沧东凹陷孔二段属于淡水—半咸水封闭型坳陷湖盆沉积，沉积相带沿湖盆区呈环带状展布，外环为三角洲前缘常规砂岩发育带，内环为大面积分布的细粒沉积岩相区，优质烃源岩发育，具备良好的页岩油形成条件，分布面积为750km²，厚度为50~300m。岩性主要为细粒含长石、石英沉积岩、细粒混合沉积岩、碳酸盐岩三大岩类组成，白云岩物性较好，孔隙度平均为5.8%，其次是细粒混合沉积岩,孔隙度平均为3.3%，细粒含长石、石英沉积岩最低，孔隙度平均为3.1%，微裂缝均发育。页岩有机质丰度高，TOC值为1.89%~5.41%，S₁+S₂值为9.03~67mg/g，具有早生早排、生烃周期长等特点。页岩油源储共生、持续充注、优势岩石组构相决定甜点分布区。井震结合，预测甜点体面积为260km²，多口井钻探获得工业油流，展示了页岩油良好的勘探前景。
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  断裂对页岩气保存条件的影响机制——以渝东南地区五峰组—龙马溪组为例

  赵文韬, 荆铁亚, 吴斌, 周游, 熊鑫

  天然气地球科学. 2018, 29(9): 1333-1344. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2018.07.008

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  上扬子地区广泛发育多套烃源岩，其中渝东南地区五峰组—龙马溪组具有有机质页岩厚度大、TOC丰度高、有机质成熟度适中等特点，整体具备页岩气发育的气源条件；但各钻井含气性差异显著，可见区域构造对页岩气的后期保存存在重要影响。以渝东南地区为例，通过野外地质调查、岩心观测、含气性分析等手段，研究区域构造分布对页岩气赋存条件的影响，并认为：渝东南地区主要断裂均为逆断裂，且靠近褶皱核部的断裂盘地层变形更为明显，属于相对受伤盘；濯河坝向斜西翼的主控断裂——王家湾—大河口逆冲断裂两盘差异明显：向斜核部、断裂下盘构造缝高度发育，整体含气性较差，是页岩气保存条件的欠佳区域，不利于页岩气成藏。通过分析发现，区域应力背景控制褶皱体系，褶皱变形程度决定断裂分布和组合样式，断裂形态决定地层变形和裂缝发育，从而进一步控制页岩气的保存和富集。因此，全面分析构造匹配模式，是研究不同地区页岩气保存能力的先决条件。
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  黔北地区牛蹄塘组高—过成熟页岩气富氮特征及机理探讨

  夏鹏, 王甘露, 曾凡桂, 牟雨亮, 张昊天, 刘杰刚

  天然气地球科学. 2018, 29(9): 1345-1355. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2018.07.005

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  黔北是我国页岩气勘探开发试点地区之一，区内页岩气组分及成因尚不清楚。基于黔北地区普遍发育循环型地热系统这一典型地质特征，紧密结合区内牛蹄塘组页岩气富含氮气问题，通过页岩气组分及同位素特征、温泉及其伴生气地球化学特征，讨论了页岩气成因、富氮气机理及富集条件。结果表明：黔北地区牛蹄塘组富氮页岩气中氮气主要来自大气，烃类气体及二氧化碳来自有机质热裂解作用，是有机质过成熟阶段的产物；循环型地热系统是导致页岩气富含氮气的主因，造成页岩气与温泉伴生气发生组分交换，使得储层中剩余页岩气甲烷δ¹³C₁值明显低于有机质热裂解成因甲烷；断层、循环型地热系统、底板岩性是影响黔北地区牛蹄塘组页岩气保存条件的关键因素。通过气体组分、同位素特征，结合地质环境，尝试寻找评价页岩气保存条件的有效方法，有助于完善页岩气成因理论，能为黔北地区牛蹄塘组页岩气勘探方案部署提供理论参考。
天然气开发
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  基于扩展有限元的水力压裂缝间干扰及裂缝形态分析

  徐加祥, 丁云宏, 杨立峰, 王臻, 刘哲, 高睿

  天然气地球科学. 2018, 29(9): 1356-1363. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2018.07.007

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  为了研究水平井分段多簇压裂裂缝扩展过程中缝间干扰及其对裂缝形态的影响，在考虑裂缝流和压裂液滤失的情况下，利用扩展有限元方法，分别对不同裂缝间距、不同位置组合的裂缝在同时和分时压裂过程中，水平主应力、裂缝长度、加砂前裂缝宽度以及裂缝延伸方向的变化进行数值模拟分析。通过对比发现：在裂缝扩展过程中，由压裂液作用而产生的诱导应力使得裂缝两侧椭圆型区域内的水平主应力发生转向，其单侧作用距离约为1.5倍的缝长，而裂缝尖端应力方向不受影响；2条裂缝同时起裂时，2条对称裂缝延伸方向呈“相斥型”偏转，偏转角度随着裂缝间距增大而减小，2条交错裂缝延伸方向呈“相吸型”偏转，加砂前缝宽较单一裂缝扩展时窄；分时起裂的2条裂缝，后起裂裂缝的延伸方向随着裂缝间距增加先呈现“相吸型”后出现“相斥型”，且后期裂缝的延伸缝长会受到抑制，当2条裂缝间距较近时，后起裂裂缝会严重影响前起裂裂缝的加砂前缝宽甚至会使其闭合，但其缝长会有所增加，交错裂缝两翼会出现严重的非对称扩展的情况。
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  鄂尔多斯盆地苏里格气田西南部地层水特征与气水关系

  崔明明, 王宗秀, 樊爱萍, 高万里

  天然气地球科学. 2018, 29(9): 1364-1375. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2018.07.002

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  对地层水发育、分布和化学特征的认识，是致密砂岩气藏高效开发、建立防早期水窜方案的基础之一。采用大量岩心观察、常规离子浓度测试、生烃条件和试气分析，研究苏里格气田西南部地层水化学特征、存在形态、分布特征，明确区内气水分布规律和控制因素，探讨地层水对天然气成藏的影响。结果表明：①区内地层水以残余水和变质古沉积水为主，具典型低钠氯系数、低镁钙系数特征，有利于天然气聚集成藏和保存；②按赋存状态可将地层水分为气藏边底水、层间致密带束缚水、孤立地层水3种；③地层水多与天然气共存，气水关系复杂，没有统一气水界面，纯气层较少，多为含气水层、气水同层;④河道砂体中部多为气层、差气层，河道边部、底部、河口坝多为水层、气水同层。总结认为：①气水分布受多种因素影响，其中生烃强度、砂体展布从根本上控制了气水分布格局，非均质性影响水体运移，导致产水井在平面分布上差异较大。②开发目标应集中于河道砂体物性较好的构造高部位，避开易产水的河道边部、底部以及河口坝。
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  气藏采收率影响因素研究与启示——以靖边气田A井区为例

  任茜莹, 代金友, 穆中奇

  天然气地球科学. 2018, 29(9): 1376-1382. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2018.06.015

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  以鄂尔多斯盆地靖边气田A井区为例，采用单因素相关分析和数值模拟方法，对比研究了井网控制程度、储层物性及地层废弃压力对气藏采收率影响及其主次关系。结果表明，井网控制程度是影响采收率的首要因素，井网控制程度每增加10%，采收率提高8.5%；渗透率是影响采收率的重要因素，渗透率每增加10%，采收率平均增加6%；废弃压力对采收率亦有较大影响，废弃压力每降低10%，采收率可提高1.6%。三者对采收率影响综合排序为：井网控制程度>储层物性>废弃压力。分析认为，渗透率是储层固有属性，很难从根本改变；而废弃压力受井口外输压力和增压开采成本制约，降低幅度有限。因此，优化井网及增加井网控制程度是提高气藏采收率的有效途径。研究成果具有实践意义，可为改进气田开发方式和提高气藏采收率提供参考。
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  《天然气地球科学》2018-9期封面及目次

  《天然气地球科学》-期封面及目次

  天然气地球科学. 2018, 29(9): 8091-8092.

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  《天然气地球科学》2018-9期封面及目次