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济阳和临清坳陷深层天然气成因鉴别与生成模式研究

王力  
【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Es4上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凸起区-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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