中深层天然气藏充注途径示踪方法及其设备

摘要

本发明属油气勘探开发领域，主要涉及一种中深层天然气藏充注途径示踪方法及其设备，本发明主要解决目前常规的钢瓶取样无法采集到C8以上的生物标志物成分的问题，方法主要包括：筛选适合高-过成熟状态下的天然气成熟度示踪参数；在井口采集天然气中的三甲基萘即TMN的生物标志物；计算参数值，示踪天然气藏充注途径几步。所述设备包括依次连接联接井口的压力阀、抗高压不锈钢软管、联接不锈钢管、稳压阀、联接橡胶管、四通玻璃管、橡胶软管、天然气进口、抗高压连续U型玻璃管、天然气出口、橡胶软管、不锈钢管、耐腐蚀的塑料桶、碱溶液。本发明可为深层天然气勘探提供依据。

说明书

技术领域

本发明属油气勘探开发领域，涉及一种中深层天然气藏充注途径判别方法及其设备。

背景技术

由于不断攀升的能源需求和日益增大的能源压力，以及相对煤和石油而言，天然气资源的环保性和高效性，让天然气能源受到越来越多的重视。天然气在中国油气勘探中占有重要地位。中国具有经济价值的未探明石油和天然气资源的主体仍位于大型叠合盆地的中深层，它将决定未来石油工业的发展。

以我国四川盆地为例，我国四川盆地深层震旦系-下古生界古油藏中的原油几乎都已裂解为储层固体沥青和天然气，导致四川盆地海相地区形成了众多的天然气藏。如四川盆地乐山—龙女寺古隆起震旦系-下寒武统是国内外典型的高-过成熟原油裂解型天然气田。2013年该区磨溪下寒武统龙王庙发现安岳海相特大型气田，这对推进我国天然气工业的快速发展，保障国家能源安全具有十分重要的意义。相关的天然气成藏规律研究对探索和揭示大型古隆起海相油气田形成与富集规律具有重要理论价值，尤其是天然气充注方向和运移路径能为下一步天然气勘探指明方向。

天然气充注途径示踪等是中深层天然气成藏研究的一项重要内容，通过天然气充注方向和运移路径研究，可以确定一个沉积盆地的天然气藏的烃源岩及天然气运移方向，从而有效地指导天然气勘探实践。然而中深层高-过成熟天然气充注途径示踪研究困难，这是因为盆地中深层天然气混源现象十分普遍。盆地内形成的天然气多为有机气形成的气田，然而从有机质热解或原油裂解形成的这些有机气体，容易受到无机气体混源的干扰。

从理化特征分析,C1-C4为气态烃，戊烷以上(C5-C17)为液态烃，C18烷以上为固态烃。利用目前传统的天然气分析技术基本都限定在C7以内的天然气组分和轻烃组分，研究方法是根据天然气组分特征及其碳同位素地球化学来判定。目前用于天然气充注途径的示踪方法主要有：1)根据天然气物性；2)根据甲烷碳同位素分馏效应。除此之外，还常用天然气C7轻烃成分进行天然气成藏研究，如甲基环己烷指数、庚烷值与异庚烷值、C7烃(nC7、MCC6、DMCC5)相对含量三角图、C5-C7脂肪族烃组分相对含量三角图等,可以反映天然气的成因类型、演化程度,用于气/气、气/源对比，但目前用C7轻烃参数进行天然气充注途径示踪研究很少见。

目前技术中利用C7以下的成分进行天然气充注途径研究无法克服无机气体干扰，而且C7以下的成分具有不稳定性和多解性，容易受到生物降解等地质作用的影响，因此从C7以下成分中提取的充注途径示踪参数具有不稳定和多解性。尤其对于深层过成熟天然气而言，更是如此，因为深层过成熟天然气成分偏干，可提取的信息十分有限。现在很多研究中的天然气缺少C7以上的成分，无法有效进行天然气充注途径示踪的研究，这使得对该区天然气成藏机理缺乏深入的理解，影响到进一步的勘探战略部署。

另外现有的供实验室检测分析的天然气采样技术是在井口用天然气钢瓶快速取样，对于深层高-过成熟天然气而言，无法采集到C8以上的生物标志物成分，因此无法获得甾烷等常规的与烃源岩进行直接对比的指标参数，也无法获得C8以上的天然气运移示踪参数，无法解决天然气成藏机理中的诸多问题，对深层天然气勘探提供的有效信息十分有限。

再者现有的天然气充注途径示踪参数采用原油物性、甲烷碳同位素和C7轻烃参数,以甲烷碳同位素参数分析为主，这些参数受无机气体影响较大，同时在高温热演化状态下具有不稳定性，在地层抬升过程中也容易受生物降解等地质因素的影响，使得这些参数示踪充注途径的潜能十分不稳定和不可靠。

发明内容

为了解决目前的天然气充注途径失踪方法主要依赖于天然气物性、甲烷碳同位素等信息，常规的钢瓶取样无法采集到C8以上的生物标志物成分的问题，提供一种采集C8以上生物标志化合物的方法即中深层天然气藏充注途径示踪方法及其设备，从而直接实现中深层天然气藏充注途径示踪，为中深层天然气成因与成藏机理提供可靠的信息，为中深层天然气勘探提供依据。

为了达到上述目的，本发明包括以下步骤，

第一步，筛选适合高-过成熟状态下的天然气成熟度示踪参数；

第二步，在井口采集天然气中的三甲基萘即TMN的生物标志物；

第三步，计算参数值，示踪天然气藏充注途径。

进一步地，步骤一包括以下小步，

(1)对低成熟原油样品在高压釜中进行原油裂解成气模拟实验；

(2)对步骤(1)中的实验产物进行GC-MS检测分析；

(3)计算生物标志物比值参数，检测其随温度的演化特征。

进一步地，步骤二包括以下小步，

(1)设计分子筛采集装置，并进行分子筛的预热、检查、连接井口；

(2)调控井口气流，开始天然气样品采集；

(3)对分子筛中吸附的生物标志物进行解析。

进一步地，步骤三包括以下小步，

(1)解析的混合物进行抽提和成分分离；

(2)对分离出的饱和烃、芳烃进行GC-MS检测；

(3)积分生物标志物质谱峰面积，获取生物标志物相对丰度定量数据；

(4)计算失踪生物标志物参数值，示踪充注途径。

进一步地，步骤一(1)-(3)详细包括：

实验设计2种不同的实验压力条件即0.1和20MPa：

1)进行即时在线取样模拟实验，以高压釜为主体，进行高温高压下的模拟实验，整套摸拟装置由至少7个釜组成，总体为一体分室结构，本实验中共有7个加热室，每个加热室可单独加温控温，每个高压釜可以通过注入流体的方式单独控制压力，该压力由跟踪泵控制，在实验中压力可调；

2)高压釜样品室100mL，称取油样装入不锈钢样品槽中，体积为360L，把样品槽装入高压釜加压密封，实验过程的流体导向与压力维持依靠阀门控制，在常压开放体系0.1MPa和20MPa封闭体系下，开始均升温到初始温度300℃，再以30℃/h的升温速率升温到650℃，其中400到500℃属初次原油裂解成气阶段，500到650℃属二次原油裂解阶段，对预定目标温度400、450、500、550、600和650℃时的实验产物进行收集、计量、测试和GC-MS分析；

3)用二氯甲烷作为溶剂对实验产物原油以及油水混合物进行抽提，抽提利用索氏抽提器，在稳定的70℃时连续抽提72小时，抽提后将溶剂蒸发，加入100mL石油醚来溶解抽提剂，当重复清洗后，将他们放入到以烧瓶，静置24小时，然后过滤，不溶部分即为沥青质，可溶部分为饱和烃、芳香烃和非烃的混合物；

4)准备硅胶氧化铝充填柱，氧化铝在450℃恒温下连续活化5h，硅胶在150℃恒温下连续活化8h，硅胶和氧化铝以3:1的比例填入色层柱中(硅胶在上，氧化铝在下)，用石油醚润湿柱子后，倒入样品滤液，加石油醚冲洗得到饱和烃，二氯甲烷冲洗得到芳烃，乙醚冲洗得到非烃；

5)将得到的饱和烃和芳烃送入GC-MS分析仪进行生物标志物检测，生物标志物的鉴定是通过获得的质谱图与标准样品进行比较获得，相关生物标志物的定量数据通过不同质荷比质谱图上的峰面积获得，检验参数在高温下演化的稳定性，筛选的参数为：不受压力影响，同时随温度升高而增大；

6)经过筛选(1,3,7+2,3,6)-TMN/(1,3,5+1,4,6+1,3,6)-TMN，参数具备步骤(5)所述特性。

进一步地，步骤二(1)-(3)具体包括以下步骤：

1)设计采集设备并在井口调试运行良好；

2)选择分子筛，实验前将分子筛放入马弗炉500度4小时，活化后，用真空干燥器保存，冷却后填进U型玻璃管；

3)布置好实验模型后，检查各仪表、部件、流程管路，确保实验装置设置无误；

4)先将井口放喷2分钟，降低井口压力，关闭井口出气阀门，将装置与井口联接，再打开出气阀门，放慢天然气出口速度；

5)进一步调控采集装置中的稳压阀，以保证气流的安全性和稳定性；

6)当采集四小时后，关掉出气阀门，采集过程结束；

7)将吸附到不同生物标志物混合物的U型玻璃管放到实验室里加热套上烘烤，通过加热后，分子筛上的吸附物质被解析出来，从两侧端接口将解析出来的物质采集。

进一步地，步骤三(1)-(4)具体包括以下步骤：

1)将采集后的混合物通过氯仿抽提；

2)将抽提后的混合物进行脱沥青质色谱分离，可以得到饱和烃和芳烃；

3)将饱和烃和芳烃分别送入色谱-色质(GC-MS)联用仪，进行GC-MS检测；

4)对质荷比m/z170的质谱图进行分析，对不同三甲基萘对应峰面积进行积分，获取三甲基萘系列相对丰度定量分析数据；

5)通过比值计算获取所求参数(1,3,7+2,3,6)-TMN/(1,3,5+1,4,6+1,3,6)-TMN的数值；

6)按(1,3,7+2,3,6)-TMN/(1,3,5+1,4,6+1,3,6)-TMN的数值分布，根据数值从高到低，示踪天然气藏充注途径。

一种适用于中深层天然气藏充注途径示踪方法的采集设备，自油气井开始，依次连接联接井口的压力阀、抗高压不锈钢软管、联接不锈钢管、稳压阀、联接橡胶管、四通玻璃管、橡胶软管、天然气进口、抗高压连续U型玻璃管、天然气出口、橡胶软管、不锈钢管15、耐腐蚀的塑料桶、碱溶液组成，抗高压连续U型玻璃管内部设有3A分子筛，3A分子筛是一种具有立方晶格的硅铝酸盐化合物，其化学式为：2/3K₂O·1/3Na₂O·Al₂O₃·2SiO₂·9/2H₂O，抗高压连续U型玻璃管的两个端口设有带活塞的密封盖，带活塞的密封盖可拆卸，把密封盖打开，将分子筛灌入其中，密封盖上的活塞具有推进功能，将活塞向前推进，使抗高压连续U型玻璃管的3A分子筛形成一定的机械压实。

抗高压连续U型玻璃管为多弯道的S型、M型、或者更多弯道的连续U型管组成。

四通玻璃管的四个通道分别连接1个抗高压连续U型玻璃管。

本发明与现有技术相比所取得的有益效果有：

(1)本方法发明示踪参数(1,3,7+2,3,6)-TMN/(1,3,5+1,4,6+1,3,6)-TMN，能对高-过成熟热演化状态下的天然气藏充注途径进行示踪；

(2)本方法中确定了成熟度参数和镜质体反射率Ro和发明的示踪参数(1,3,7+2,3,6)-TMN/(1,3,5+1,4,6+1,3,6)-TMN之间的定量关系，实现了对该示踪参数的定量标定；

(3)本发明利用3A分子筛U型管装置井口采集天然气样品的方法，实现了对天然气中吸附的少量的生物标志物的采集；

(4)本方法充分利用弯曲U型管弯道的设计，在有限的采样时间里大大增加了天然气与吸附剂接触时间，增大了对天然气吸附重烃的吸附效果；

(5)本方法采集到的生物标志化合物，可以满足示踪天然气藏充注途径的需要；

(6)本方法采集到的生物标志化合物，可以进一步直接与源岩中的生标进行比对，从而直接实现气源对比，为深层天然气成因与成藏机理提供可靠的信息，为深层天然气勘探提供依据。

附图说明

图1本发明方法整体流程示意图；

图2本发明原油裂解模拟实验中TMN系列在质谱图(m/z＝170)上的变化图；

图3高温高压原油裂解成气模拟实验中成熟度参数(1,3,7+2,3,6)-TMN/(1,3,5+1,4,6+1,3,6)-TMN演化特征图；

图3a成熟度参数(1,3,7+2,3,6)-TMN/(1,3,5+1,4,6+1,3,6)-TMN随实验温度演化关系图

图3b成熟度参数(1,3,7+2,3,6)-TMN/(1,3,5+1,4,6+1,3,6)-TMN与镜质体反射率Ro定量关系

图4本发明天然气井口采集C8以上生物标志物装置示意图；

图5本发明实施例准噶尔盆地中拐地区甲烷、乙烷、丙烷碳同位素对天然气成熟度判别图；

图6本发明实施例运用参数(1,3,7+2,3,6)-TMN/(1,3,5+1,4,6+1,3,6)-TMN值对中拐-新光地区天然气藏充注途径示踪结果图；

图7现有技术中部分传统成熟度参数在原油裂解成气实验中随实验温度演化图

图7a成熟度参数Ts/(Ts+Tm)随实验温度演化；

图7b成熟度参数C₃₁22S/(22S+SSR)随实验温度演化；

图7c成熟度参数C₂₉20S/(20S+20R)随实验温度演化；

图7d成熟度参数C₂₉ββ/(ββ+αα)随实验温度演化；

图中：1油气井；2压力阀；3抗高压不锈钢软管；4联接不锈钢管；5稳压阀；6联接橡胶管；7四通玻璃管；8橡胶软管；9天然气进口；10抗高压连续U型玻璃管；11带活塞的密封盖；12(3A)分子筛；13天然气出口；14橡胶软管；15不锈钢管；16耐腐蚀的塑料桶；17碱溶液；18为断裂；19为井位；20为油型气；21为煤型气；22为油型气为主的混源气；23为天然气充注途径；24为示踪参数(1,3,7+2,3,6)-TMN/(1,3,5+1,4,6+1,3,6)-TMN值。

具体实施方式

下面结合附图和实施例对本发明作进一步的描述。

首先通过原油裂解成气模拟实验，确定有效示踪高过成熟状态下的天然气藏充注途径的示踪参数，再通过设计一种天然气井口采集新方法，采集到天然气中吸附的C8以上生物标志物，根据采集到的生物标志化合物计算出示踪成熟度参数，再进行天然气藏充注途径示踪等成藏机理研究，为深层天然气勘探提供依据。方法步骤如图1所示，具体包括以下几步：

a.筛选适合高-过成熟状态下的天然气成熟度示踪参数

为筛选能示踪天然气充注途径的参数，考虑到盆地中深层多为裂解气，甚至为高-过成熟状态下的原油裂解气。因此我们对低成熟原油样品在高压釜中进行原油裂解成气模拟实验，以检测不同生物标志物参数的演化特征，筛选能有效反映高-过成熟状态下的生物标志物参数。

由于以前的研究显示原油裂解过程主要发生于400到650℃的温度范围，其中400到500℃属初次原油裂解成气阶段，500到650℃属二次原油裂解阶段，因此对预定目标温度400、450、500、550、600和650℃时的实验产物进行收集、计量、测试和GC-MS分析。

油气藏充注途径是根据油气藏地球化学原理，通过成熟度在不同井区的差异，追踪油气充注途径，充注途径从成熟度高的井区指向成熟度低的地区，因为高成熟度的井区靠近源岩。我们对实验结果所获得的甾类、萜类和芳烃类以及金刚烷类的成熟度参数都进行了检测，实验结果表明原油在原油裂解成气阶段(400到650℃)的温度范围，如图7a-f所示，目前常用成熟度参数都显示随温度和压力变化的波动性，而没有呈现出随实验温度升高而线性增加的特征，这表明这些传统上的油藏示踪参数在原油裂解成气的过成熟阶段的示踪能力已很有限。

因此，需要在这些传统成熟度参数之外，寻找新的有效参数。我们优先考察萘类、菲类成熟度参数，因为萘和菲碳数低(如甲基菲和甲基萘都为C14)、分子量小，相对其他高分子生物标志物容易从井口吸附获得。表2即为检测的三甲基萘(TMN)的比值参数在该原油裂解成气模拟实验中的演化规律。

根据检测到的原油裂解模拟实验中TMN系列在质谱图(m/z＝170)上的变化(图2)，10个(图中a到j号峰)三甲基萘化合物(分别为1,3,7-TMN、1,3,6-TMN、1,3,5+1,4,6-TMN、2,3,6-TMN、1,2,7-TMN、1,6,7-TMN、1,2,6-TMN、1,2,4-TMN、1,2,5-TMN、1,2,3-TMN)。通过对他们众多化合物中的两两比值分析，可以发现参数(1,3,7+2,3,6)-TMN/(1,3,5+1,6+1,4,6)-TMN在原油裂解成气温度范围内(400到650℃)在两个压力下均随实验温度升高而增加，表明其具有指示原油裂解成气阶段成熟度的潜力(表2中的A)。并且在500到650℃阶段，20MPa压力下的值低于0.1MP下的值，反映了20MPa压力对该参数演化的抑制作用，符合压力对成熟度参数演化的影响规律。

表2原油裂解成气模拟实验中三甲基萘生物标志物成熟度参数值分布

通过对成熟度参数(1,3,7+2,3,6)-TMN/(1,3,5+1,4,6+1,3,6)-TMN演化特征(图3A)来看，在原油裂解成气阶段随温度升高而线性增加。通过生烃动力学，将实验温度转化为常用成熟度参数的标尺镜质体反射率Ro，即可以获得该参数与Ro的相关性(图3B)，该相关性为：

0.1MPa：y＝0.3933x⁴-3.8166x³+13.091x²-18.507x+9.8433(R²＝0.9809)

20MPa:y＝-0.8518x⁴+6.1363x³-16.427x²+19.705x-8.34(R²＝0.9861)

该相关性进一步扩展了该成熟度参数的应用，即获得该参数后，通过该相关性，即可以获得Ro值，从而确定热演化的程度。因此(1,3,7+2,3,6)-TMN/(1,3,5+1,4,6+1,3,6)-TMN作为重要的高温原油裂解成气阶段的成熟度参数，可以用来示踪天然气藏的充注途径。

b.在井口采集天然气中吸附的三甲基萘生物标志物

确定了(1,3,7+2,3,6)-TMN/(1,3,5+1,4,6+1,3,6)-TMN作为示踪天然气藏充注途径的有效参数后，在井口只需采集到高-过成熟天然气中吸附的三甲基萘类生物标志物(分子式C14H14)。本发明利用现在的分子筛吸附材料制成生物标志物吸附仪器及配套装置(图4)，通过该套装置可以在天然气井口采到三甲基萘类生物标志物样本。

该套装置系统包括联接井口的压力阀、抗高压不锈钢软管、联接不锈钢管、稳压阀、联接橡胶管、四通玻璃管、充填分子筛的弯曲U型玻璃管、装有碱溶液的耐腐蚀的塑料桶。其中充填分子筛的弯曲U型玻璃管作为重烃吸附仪是核心装置。该吸附仪由弯曲的U型玻璃管做成，玻璃管里可填3A分子筛(2/3K₂O·1/3Na₂O·Al₂O₃·2SiO₂·9/2H₂O)。3A分子筛为无机成分，不会影响吸附到的有机生物标志物化学组成。

弯曲U型玻璃管为多弯道U型玻璃管。玻璃管两端由带活塞的密封盖密封，密封盖可拆卸，密封盖上的活塞具有推进功能。靠近弯曲U型玻璃管两端的两侧开有两个孔，分别是天然气的进口和天然气的出口。

装置在靠近天然气进口端，用压力阀联接井口，压力阀两侧的端口大小都能可以调控，在靠近井口一侧压力阀的端口可以调控螺帽大小，以与井口管线匹配；在另一侧与抗高压不锈钢钢管联接。抗高压不锈钢软管较长，1m左右。且直径相对较大，通过直径小的短、直不锈钢管与稳压阀联接。

稳压阀通过橡胶软管与四通玻璃管联接。四通玻璃管四通玻璃管右侧通过小脚软管与填满活性炭的U型玻璃管联接，四个管道可以同时联接四个弯曲U型玻璃管。

弯曲U型玻璃管出口右侧通过橡胶软管与不锈钢软管联接，不锈钢软管直接插入装有碱溶液的耐腐蚀的塑料桶。

天然气从玻璃管出口，通过不锈钢软管，进入碱溶液里。天然气进入碱溶液后，可以使天然气中的少量有毒的H₂S气体与碱发生反应，从而防止H₂S进入空气，造成环境污染。

通过井口采样4小时，就可以吸附到足够量的三甲基萘类生物标志物供天然气成藏研究。

具体采集步骤按以下进行：

1)根据实验目的，选择分子筛，实验前将分子筛放入马弗炉500度4小时，活化后，用真空干燥器保存，冷却后填进U型玻璃管；

2)布置好实验模型后，检查各仪表、部件、流程管路，确保实验装置设置无误；

3)先将井口放喷2分钟，降低井口压力，关闭井口出气阀门，将装置与井口联接，再打开出气阀门，放慢天然气出口速度。

4)进一步调控采集装置中的稳压阀，以保证气流的安全性和稳定性

5)当采集四小时后，关掉出气阀门，采集过程结束。

6)将吸附到不同生物标志物混合物的U型玻璃管放到实验室里加热套上烘烤，通过加热后，分子筛上的吸附物质被解析出来，从两侧端接口将解析出来的物质采集。

c.计算参数值，示踪天然气藏充注途径

1)将采集后的混合物通过氯仿抽提；

2)将抽提后的混合物进行脱沥青质色谱分离，可以得到饱和烃和芳烃；

3)将饱和烃和芳烃分别送入色谱-色质(GC-MS)联用仪，进行GC-MS检测；

4)对质荷比m/z170的质谱图进行分析，对不同三甲基萘对应峰面积进行积分，获取三甲基萘系列相对丰度定量分析数据；

5)通过比值计算获取所求参数(1,3,7+2,3,6)-TMN/(1,3,5+1,4,6+1,3,6)-TMN的数值；

6)按(1,3,7+2,3,6)-TMN/(1,3,5+1,4,6+1,3,6)-TMN的数值分布，根据数值从高到低，示踪天然气藏充注途径。

新光地区位于准噶尔盆地西北缘，为下二叠统佳木河组火山岩发育区，有利勘探面积约700km²。佳木河组厚3500-4000m，分上、中、下三个亚组。下亚组岩性主要以火山岩为主，火山碎屑岩和砂砾岩次之；中亚组岩性由下至上呈火山岩－火山碎屑岩－正常沉积的碎屑岩变化趋势；上亚组岩性主要为砂砾岩、砾岩、火山岩、火山角砾岩。火山岩主要为喷发相的凝灰岩、安山质角砾岩、玄武质角砾岩和溢流相的玄武岩、安山岩、流纹岩等。目前在该区二叠系上亚组致密砂岩中发现大量气藏，成为有利油气勘探区。

首先利用传统的钢瓶取样技术对天然气进行取样，获得天然气组分和碳同位素等测试数据。从中拐-新光地区克301、新光1井的佳木河组天然气组分的多次检测结果看(表3)，车排3、拐3、拐5、金龙2、克301、新光1井的佳木河组天然气中均含有少量的氮气和二氧化碳，氮气含量从1.32％-4.05％，二氧化碳含量从0-0.34％，各井之间相差不大，初步显示这些非烃气可能与煤型气成因有关。从干燥系数分布看，拐3、拐5、金龙2井佳木河组天然气的干燥系数相对较高，均在0.96以上，显示为煤型气成因。克301井和新光1井由于检测次数多，每次检测结果会有一些变化：克301井佳木河组天然气干燥系数分布于0.944-0.986，平均值为0.957；新光1井佳木河组天然气干燥系数分布于0.945-0.963，平均值为0.951。由于所测数据基本分布于临界值0.95左右波动，反应这两口井的天然气都可能为煤型气和油型气的混源气，克301井天然气干燥系数相对较高，可能为偏煤型气，而新光1井天然气应该是典型的混源气。与其他井不同的是，中佳1井4860-4950m天然气组分中，甲烷含量低，仅为71.56％，重烃气含量高，显示较低的干燥系数(0.82)，显示可能为热演化程度不高的油型气；同时，天然气组分中显示出异常高的N₂含量(10.99％)，反映出无机成因气的特征，因此该气体可能为以油型气为主的混合气。

表3研究区佳木河组常规天然气取样获得的天然气组分特征

进一步通过常规方法对天然气碳同位素进行了测试，从甲烷、乙烷、丙烷碳同位素图版来看(图5)，其结果总体和上述结论一致，但也有少许差异。从图版确定的成熟度结果看，除少数样品处于成熟状态外，大多数样品基本都显示高成熟状态。图5上显示新光1井、新光2井、拐3井、拐9井天然气处于高成熟状态，拐5井、金龙2井天然气处于成熟状态，而中佳1井天然气处于过成熟状态，为油型气与深层无机气的混源气。图5上亦显示中佳1井天然气碳同位素分布于倒转混合气区，表明有无机成因气的混入，同时可看出，金龙2井天然气处于煤型气区，而新光2、新光1、拐3、拐5、拐9等处于煤型气和油型气的混合气区。

上述检测结果表明，该区二叠系致密砂岩中的气藏为高成熟天然气，以有机成因裂解气为主，其中部分混有少量无机气体。

我们运用本发明中天然气藏充注途径示踪方法，获得天然气吸附的三甲基萘生物标志物数据。

如图6所示，即为本实施例运用参数(1,3,7+2,3,6)-TMN/(1,3,5+1,4,6+1,3,6)-TMN值对中拐-新光地区天然气藏充注途径示踪结果。从该结果可以看出，中拐凸起中间的梁子，即从沙湾凹陷→G3井→XG1井→G13井→XG2井→G106井→G148井是主要的充注途径，除此之外，玛湖凹陷→JL2井→K103井→G26井也是一个天然气藏的充注途径。