济阳和临清坳陷深层天然气成因鉴别与生成模式研究

摘要

济阳和临清坳陷深层天然气来源多、成因复杂，包括煤成气、油型气和混源气等。其中煤成气又包括一次生烃和二次生烃形成的，高成熟油型气则存在源岩热解成因和原油裂解成因。不同成因类型天然气的鉴别，不仅是勘探中急需解决的实际问题，也是油气地质及地球化学研究前沿的科学问题。为此，综合利用天然气地质和地球化学理论与方法，剖析了研究区深层天然气的成因类型，提出了煤岩一次与二次及源岩热解与原油裂解生成天然气的鉴别指标，建立了天然气的生成模式。 以烃源岩特征分析为基础，将天然气三元地球化学示踪体系与成藏地质背景分析相结合，阐明了深层天然气的成因类型。结果表明：孤北-渤南地区天然气由西向东从油型气逐渐过渡到煤成气，渤南洼陷发育Es41自生自储的高成熟油型气，孤北潜山第三、四排山主要为C-P来源的煤成气，二者之间由油型气与煤成气按不同比例混合而成；临清坳陷东部深层主要产出煤成气，其中高古4井天然气由C-P煤系源岩于成熟阶段所生成，伴生油具有相似的成因，梁古1井则以无机成因CO2为主；民丰地区Es4产出的天然气主要由该段第一套膏盐层中烃源岩所生成，成熟度(Ro)介于1.0～1.6％之间，还混有深部来源的无机CO2。 通过开展煤岩一次和二次生烃模拟实验，考察生成气态烃的组成与产率特征，结合生烃动力学的分析，查明了两种成因煤成气的差别，提出了二者的鉴别指标，并利用已知成因煤成气进行了验证。研究发现：煤岩一次生成天然气iC4/nC4值大于0.9、n(C6+C7)/i(C6+C7)值小于0.95、nC6/(2-MC6+3-MC6)值小于1.6、nC5/(2-MC5+3-MC5)值小于1.0、甲苯/苯值大于1.25，而煤岩二次生成天然气正好相反。孤北潜山和高古4井煤成气均为二次成因。 通过开展源岩热解和原油裂解生气模拟实验与生烃动力学的分析，并与相同成因天然气进行对比，查明了二者的差别，建立了两种成因天然气的鉴别方法：源岩热解气ln(CC5/nC6)值和ln(CC5/nC5)值分别小于-1和-2，(MCC5+CC6)/nC6值和CC6/nC5值则分别要低于0.8和0.1，(CC5+MCC5+CC6)/(nC5+nC6)值和(MCC5+CC6+MCC6)/(nC6+nC7)值小于0.5和1.0，DMCC5/CC5值和甲苯/苯值高于0.6和1.1；原油裂解气正好相反。民丰地区天然气以源岩热解气为主，原油裂解气为辅。 在系统分析气源岩分布特征、生烃演化历程的基础上，结合生烃动力学的地质应用，将煤成气生成模式划分为5种类型：①隆起区-中晚期不生烃，②凸起匹-晚期不生烃，③低凸起-晚期成熟高熟生烃，④斜坡带-晚期成熟高熟生烃，⑤深洼带-晚期过熟生烃；还建立了源岩热解和原油裂解生气模式。其中，斜坡带-晚期成熟高熟生烃是最为有利的煤成气生成模式，临清坳陷南部和北部洼陷带、惠民南坡、沾化罗家斜坡带、车西东部斜坡带、埕东凸起北斜坡等是最优越的二次生烃区。东营凹陷北带、渤南洼陷以及潍北凹陷陡坡带等地区则是高成熟油型气形成的有利区带。

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文摘

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创新点摘要

第一章 引言

1.1选题的目的和意义

1.2国内外研究现状

1.2.1天然气成因分类

1.2.2天然气成因鉴别研究

1.2.3煤岩二次生烃作用研究

1.2.4源岩热解气与原油裂解气研究

1.2.5研究区深层天然气研究现状与存在问题

1.3主要研究内容及技术路线

1.4创新性成果与认识

第二章 深层天然气地球化学特征与成因类型

2.1 孤北-渤南地区天然气地球化学特征与气源分析

2.1.1地质概况与天然气分布

2.1.2烃源岩特征

2.1.3天然气地球化学特征与成因类型

2.1.4成藏地质基础分析

2.2临清坳陷东部天然气成因分析

2.2.1基本地质特征与天然气勘探概况

2.2.2烃源岩特征

2.2.3临清坳陷东部天然气地球化学特征与成因类型

2.3民丰地区天然气成因分析

2.3.1研究区概况与天然气勘探现状

2.3.2气源岩发育特征

2.3.3天然气地球化学特征

2.3.4气源初探

第三章 一次与二次成因煤成气的鉴别

3.1煤岩生烃热模拟实验及产物分析

3.1.1热模拟实验装置

3.1.2样品与实验

3.1.3实验结果与分析

3.2煤岩一次与二次生烃动力学分析

3.2.1生烃动力学模型及参数计算

3.2.2煤岩一次与二次生烃的化学动力学机制

3.2.3煤岩一次和二次生烃机理的差别

3.3煤岩一次与二次生烃鉴别方法及其应用

3.3.1煤岩一次与二次生气的鉴别指标

3.3.2典型实例验证

3.3.3重点地区石炭-二叠系煤成气的成因判识

第四章 源岩热解和原油裂解成因天然气的鉴别

4.1源岩热解与原油裂解生气模拟实验

4.1.1样品与实验

4.1.2热模拟实验结果

4.2源岩热解与原油裂解生烃动力学分析

4.2.1源岩热解气和原油裂解气生成的动力学特征

4.2.2源岩热解与原油裂解生气机理的差异

4.3源岩热解气与原油裂解气鉴别标志及其应用

4.3.1源岩热解气与原油裂解气的鉴别指标

4.3.2典型实例验证

4.3.3民丰地区天然气成因判识

第五章 煤成气生成模式研究

5.1煤成气生成地质模型

5.1.1孤北地区煤成气生成地质模型

5.1.2临清东部煤成气生成地质模型

5.1.3胜利山东探区煤成气生成地质模型

5.2煤岩生烃动力学参数的地质应用

5.3石炭-二叠系煤成气生成模式

5.4残余石炭-二叠系生烃评价及有利勘探方向分析

5.4.1石炭-二叠系煤系二次生烃作用评价

5.4.2二次成因煤成气有利勘探方向分析

第六章 高成熟油型气生成模式研究

6.1民丰地区沙四段烃源岩和油藏原油演化特征

6.1.1源岩生烃演化特征

6.1.2原油热演化特征

6.2高成熟油型气生成的动力学模型

6.2.1源岩热解生烃动力学模型

6.2.2原油裂解生烃动力学模型

6.3高成熟油型气生成模式

6.3.1源岩热解生气模式

6.3.2原油裂解生气模式

6.4高成熟油型气有利勘探方向分析

第七章 结论

参考文献

攻读博士学位期间取得的研究成果

致谢

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