东濮凹陷濮城地区沙一段原油地球化学特征及油源对比

东濮凹陷濮城地区发育了沙河街组沙三～沙四上段、沙一段二套烃源岩,其中沙三段烃源岩成熟度较高,沙一段烃源岩为低成熟度.沙一段原油其饱和烃含量在47.39%～65.33%,有较强的植烷优势,微弱的偶碳优势,饱和烃同位素在-28.0‰左右.原油甾烷和萜烷成熟指标表现为低熟原油特征,但其生源特征与沙三～沙四段烃源岩存在着相似性.经综合分析认为,濮城地区沙一段原油总体上是由沙一段泥岩与沙三段泥岩早期生成的原油混合而成的,局部有沙一段泥岩单独提供的油源.     

利用地震相识别优质烃源岩--以辽中凹陷沙三段为例

利用地震资料,在沙三段精细层位标定的基础上,进行辽中凹陷沙三段地震地层的追踪解释。根据优质烃源岩的定义及判识标准,即主要为一套富含有机质的中深湖相暗色泥岩沉积,识别出优质烃源岩地震相主要呈低频、连续、强反射特征。在地震相和沉积相分析的基础上,建立了辽中凹陷三个次洼优质烃源岩地震相-沉积相模式,并对辽中凹陷沙三段优质烃源岩进行了分布预测,研究表明辽中凹陷沙三段优质烃源岩在北洼分布范围较大,中洼次之,南洼分布最小;在辽中北洼,整个沙三段均有分布;在辽中凹陷中洼,优质烃源岩发育于沙三中亚段;在辽中凹陷南洼,主要发育于沙三段下部。     

渤海海域辽西凹陷中央反转带原油成因类型及成藏特征

辽西凹陷中央反转带是辽东湾探区优质轻质原油的富集区,但关于该地区原油成因类型、分布规律及成藏特征尚未开展系统研究。文章通过系统的生物标志化合物分析及对比,识别出辽西凹陷沙河街组发育沙一段、沙三段、沙四段3套有效烃源岩,但有机质来源及沉积环境差异明显。研究证实3套烃源岩的有机质组成均以浮游生物为主,其中沙一段浮游生物含量最高,陆源输入最少,沙四段有机质组成中沟鞭藻含量明显高于沙一段和沙三段。此外,沙三段和沙四段烃源岩均沉积于淡水—微咸水弱碱性还原环境,沙一段烃源岩沉积于半咸水—咸水碱性强还原环境。通过聚类分析方法将中央反转带发现的原油划分为3种类型,结合油源对比研究表明第Ⅰ类原油为沙三段和沙一段烃源岩生成的混源油,主要分布在中央反转带的中块和东块中部地区;第Ⅱ类原油来自沙四段烃源岩,仅分布在中央反转带东块南部地区;第Ⅲ类原油为沙四段和沙三段烃源岩生成的混源油,主要分布在中央反转带西块以及东块北部地区。在此基础之上对辽西凹陷中央反转带成藏主控因素进行分析,明确辽西凹陷中央反转带油气藏受“源—断—砂”三因素耦合控制,即有效烃源岩分布、油源断裂与砂体匹配程度控制了油气的空间分布。     

渤海湾盆地渤中凹陷烃源岩地球化学与分布特征

渤中凹陷古近系发育三套烃源岩,即始新统沙河街组三段、沙河街组一段以及渐新统东营组烃源岩.前两套烃源岩普遍发育于整个渤海湾盆地,而后一套烃源岩在渤中凹陷最为发育.沙三段烃源岩主要形成于中深湖沉积环境,有机质丰度高、有机质类型好,属于优质烃源岩.沙三段烃源岩展布面积大、厚度大、埋藏深,主体处于成熟-高成熟阶段.沙一段烃源岩为湖盆收缩期半咸水-咸水环境形成的烃源岩,同样具有高的有机质丰度和很好的有机质类型,属于优质烃源岩,但厚度小,烃源岩规模较小.受新构造运动的影响,渤中凹陷沉积了巨厚的东营组地层.东营组三段烃源岩以中深湖相沉积为主,具有较高的有机质丰度和较好的有机质类型,为好-优质烃源岩;东二下亚段与东三段烃源岩相比,有机质丰度降低,有机质类型变差,但主要仍属于中等-好烃源岩.东三段和东二下亚段烃源岩分布广、厚度大,在渤中凹陷主体处于成熟阶段,是本区重要的烃源岩.     

东营凹陷沙河街组湖相烃源岩的组合特征

古近系沙河街组是东营凹陷最重要的成藏组合。在前人研究基础上 ,系统采集该组 6 0 0余块烃源岩样品和 30个油田 186个原油样品 ,分别进行了多项有机地球化学测试。结合其沉积序列和地球化学分析结果 ,将沙河街组烃源岩划分为咸水湖相 (沙四段上部 )、半咸水深湖相 (沙三段下部 )和淡水湖相 -三角洲 (沙三段中部 )三种成因类型 ,它们分别对应欠充填、平衡充填和过充填的湖泊类型 ,代表了陆相断陷盆地烃源岩三种最基本的成因模式 ;并发现沙河街组烃源岩存在强烈的非均质性 ,尤其在平衡充填过程中表现更为突出 ,这种非均质性与湖平面的升降变化密切相关 ,据此提出了波动湖相沉积。通过深入的油 -源对比工作 ,确立了咸水湖相和半咸水深湖相烃源岩为东营凹陷的主力源岩。还探讨了有机质的赋存状态和油气运移方式 ,指出咸水湖相烃源岩形成的油气以侧向运移为主 ,形成的油气藏分布在盆地的边缘 ;半咸水深湖相烃源岩形成的油气以垂向运移为主 ,形成的油气藏主要分布在盆地的中心 ,油藏类型主要为隐蔽性油气藏     

济阳坳陷古近纪咸化层段甲藻甾烷和C31甾烷特征

通过对济阳坳陷古近纪咸化层段源岩的饱和烃色谱质谱分析发现,沙河街组一段、沙三段和沙四段上亚段源岩中发育了可以指示海侵发生的甲藻甾烷和C31甾烷分子化石,并且C31甾烷通常出现在水体盐度更高、海侵程度更大的环境中,从而推测三个层段的咸化与海相关。     

东营凹陷王家岗孔店组油气成因解析

东营凹陷南斜坡东段王家岗地区孔店组原油特征明显不同于沙河街组为主的上部层系.孔店组原油具有高含蜡量、低含硫特征;多项生物标志物成熟度指标一致显示其成熟度高于上部层系,反映母源岩相对较高的成熟度.同区沙河街组原油具有相对低蜡、高硫、低熟-中等成熟等相反的特征,表明研究区内孔店组、沙河街组原油为不同成因原油.油-油、油源对比显示孔店组原油既有沙四段烃源岩的典型特征(如高含量伽玛蜡烷),也有沙四段烃源岩不具备而孔店组烃源岩具备的特征(如C29-规则甾烷优势).正构烷烃单体烃同位素δ13C值揭示孔店组原油与沙河街组原油有别,与深层孔店组烃源岩接近.综合研究认为,王家岗地区孔店组原油具有混源性,油气主要来自深层沙四段、孔二段烃源岩.研究区孔店组油气的发现及其与以往发现油气的不同表明深层另一套烃源岩的存在及广阔的深层油气勘探前景.     

渤海盆地辽东湾地区古近系烃源岩成熟演化模拟

古近系是辽东湾地区的主力烃源岩层系, 包括孔店组(Ek)-沙河街组四段(Es⁴)、沙河街组三段(Es³)、沙河街组一、二段(Es1-2)、东营组三段(Ed³)4套烃源岩, 它们主要分布在该地区的3个凹陷(辽西、辽中和辽东)的各个次洼中。在沉积和构造发育史的基础上, 结合烃源岩地球化学和热史等参数对烃源岩成熟演化进行模拟。对辽中凹陷各洼陷典型井区的烃源岩演化模拟表明辽中凹陷不同洼陷内各烃源岩层系的成熟演化历史存在明显差异:在东营组沉积末期,Es⁴-Ek烃源岩普遍进入生油门限,现今,基本上处于高-过成熟阶段;在馆陶组沉积末期,Es³和Es^-2烃源岩普遍进入生油门限,Ed³烃源岩部分进入生油门限,现今,Es³和Es^-2烃源岩在辽中凹陷的部分地区达到生油高峰期。同时, 利用Basinview软件模拟了辽东湾地区古近系4套烃源岩的成熟演化历史, 表明在盆地演化过程中同一套烃源岩在辽东湾地区不同凹陷进入生油门限和达到生油高峰及生气阶段的时间存在差异。研究成果可以为该地区深凹区的烃源岩预测与评价和计算烃源岩体积、生、排烃量等提供重要参数,这对指导该地区的油气资源勘探具有重要意义。      

LD湾海域JZ25-1地区原油地球化学特征及油源分析

LD湾JZ25-1地区沙河街组二段、三段原油,具有低硫、中高含蜡、凝析油～轻质油的特点。原油未受到生物降解作用的影响,正构烷烃有微弱奇偶优势。原油的甾萜烷特征表现出中等伽马蜡烷丰度、4-甲基甾烷含量高,甲藻甾烷丰富,规则甾烷C27、C28、C295α(H)、14α(H)、17α(H)指纹呈不对称的"V"型分布特点,甾烷异构化参数表明原油为成熟原油。原油主要来源于淡水～微咸水的还原环境,富沟鞭藻以水生生物为主混合型输入的有机相。JZ25-1地区沙河街组二段及三段,正常原油与LX凹陷沙三段有很好亲缘关系,其主要来源LX凹陷沙河街组三段烃源岩,也有少量来自沙河街组一段。沙河街组二段凝析油主要为LX凹陷沙河街组一段烃源岩产生的低熟凝析油,也有少量来源于LX凹陷沙河街组三段烃源岩。     

LDW海域LZ凹陷古近系烃源岩排烃特征分析

辽中凹陷古近系发育有四套烃源岩,各套烃源岩对于辽中凹陷油气成藏的贡献大小不同。在对烃源岩评价的基础上,利用排烃门限理论及生烃潜力法,对辽中凹陷古近系东二下段、东三段、沙一段和沙三段烃源岩的排烃特征进行研究,并对其排烃强度进行评价。经研究发现,各套烃源岩层的排烃门限深度分别为2 400m、2 900m、2 700m和2 500m左右,通过排烃强度的计算可知,沙三段烃源岩平均排烃强度最高。根据对各套烃源岩层厚,各项烃源岩评价参数,以及现今排烃强度等参数的综合分析认为,辽中凹陷沙三段烃源岩对于辽中凹陷油气成藏贡献最大,是辽中凹陷主力烃源岩。     

辽东湾断陷油气成藏模式及主控因素

为深入研究辽东湾断陷油气成藏机理, 利用地震、钻井、地化、试油等资料, 在分析油气成藏条件与特征的基础上, 总结划分了辽东湾断陷的典型油气成藏模式, 并对比分析了不同成藏模式的主控因素.研究成果表明: 辽东湾断陷具有优越的油气成藏条件, 发育沙三段、沙一段和东三段3套烃源岩系和上、中、下3套储盖组合及多类型输导介质, 已发现的油气藏类型以构造型为主; 油气纵向上以东二段、潜山和沙一二段最为富集, 横向上主要分布在断裂带附近.辽东湾断陷的油气成藏模式可划分为单向单源单一潜山型、单向单一古储型、复合古储型、单向深源复合新储型和自生自储自盖型5大类15个亚类.潜山型油气藏主要分布在辽西低凸起北段和中段, 成藏主控因素为流体动力和潜山物性; 单一古储型油气藏主要分布在辽西、辽中凹陷的洼陷带和陡坡带, 成藏主要受断层控制, 烃源岩成熟度控制了油气性质; 复合古储型油气藏主要分布在辽西低凸起中北段和辽中凹陷南洼缓坡带, 成藏主控因素主要为流体动力和输导通道; 新储型油气藏主要分布在辽东湾南部大断层附近, 油气富集主要受盖层和新近系断裂活动的共同控制; 自生自储自盖油气藏主要分布在生烃洼陷烃源岩内部, 主要受储层物性的影响.      

应用定量颗粒荧光技术研究岩性油气藏的隐蔽输导通道

应用定量颗粒荧光技术对东营凹陷牛庄洼陷5口井101块沙三段致密储层、薄层粉砂岩进行了定量荧光QGF-E和QGF分析。分析表明,牛24、牛83、牛876、王550、牛872等5口井致密薄储层颗粒具有相对较高的荧光,显示这些较致密的粉砂岩为过去或现在的油气运移路径/运载层,表明致密砂岩、粉砂岩、薄层砂岩可作为烃类运移的通道。这类薄层隐蔽输导通道为深凹带牛庄洼陷深部沙四段上亚段烃源岩生成的油气进入无断层切割的沙三段中、下亚段的砂岩透镜体而成藏提供了重要的依据。该研究结果对于东营凹陷正在进行的隐蔽油气藏成藏机理的研究可能具有重要意义。     

Distribution Characteristics of Effective Source Rocks and Their Control on Hydrocarbon Accumulation: A Case Study from the Dongying Sag, Eastern China

The exploration conducted in the Bohai Bay basin, eastern China has demonstrated that the abundant petroleum resources have close affinities to the hydrocarbon kitchen with rich organic matter. A number of oil-generating associations with various characteristics of organic geochemistry and assemblages of multiple reservoir facies are developed due to the multi-center sedimentation, multi-source supply and multi-cycle evolution of filling, which have resulted in the formation of multiple oil and gas accumulation zones of various layers and trap styles. Among them the Paleogene Shahejie Formation is the most important hydrocarbon accumulation combination in the Dongying sag. Heretofore, its proved reserve has reached nearly 1.8×109t, which accounts for more than 90% of the total proved reserves of the Dongying sag. Based on previous studies, more than 600 source rock samples and 186 crude oil samples of the Shahejie Formation, collected from 30 oilfields, have been treated with organic geochemical testing     

Characteristics of faults and their implications for oil and gas enrichment in the Liaoxi Depression,Bohai Bay Basin,eastern China

The faults that developed in the Liaoxi Depression can be classified into three types according to their extent and connectivity with the source and reservoir rocks (i.e. type I faults, type II faults and type III faults). These faults played different roles in controlling the basin geomorphology; the formation and evolution of the source rocks, reservoir rocks, cap rocks and traps; and the migration and accumulation of hydrocarbons in the Liaoxi Depression. Extending from the basement to the Neogene strata, type I faults, which are the largest in the basin, mainly controlled the development and basin-scale geomorphology; type II faults mainly controlled the sub-tectonic zones; and type III faults mainly controlled the formation and evolution of the traps. The movements of type I and type II faults during the hydrocarbon expulsion period were closely related to oil and gas migration. The rates of fault activity varied among the different sags of the Liaoxi Depression. Type I faults in both the northern and southern sags appear to have moved considerably during the hydrocarbon generation and expulsion stages, which strongly promoted hydrocarbon migration, whereas weakly active type I faults in the central sag made limited contributions to hydrocarbon migration. The sealing behaviour of the faults controlled the hydrocarbon migration directions and locations, and the good lateral sealing ability of the type I faults in the northern and southern sags confined the accumulation of hydrocarbons within the sags independently. However, the type I faults in the central sag partially opened laterally, which increased the likelihood of hydrocarbon migration from the sag centre to the uplift and reduced the likelihood of hydrocarbon accumulation within the sag centre. Therefore, the oil- and gas-enrichment patterns in the Liaoxi Depression are closely related to the characteristics of the faults, with traps near types I and II faults showing an increased likelihood of oil- and gas-field formation, as observed with the JZ9-3, LD4-2 and LD5-2 wells, and traps located in the sags remote from types I and II faults showing a reduced likelihood of oil and gas accumulation.     

Distribution Prediction of Middle-deep Lacustrine Source Rocks in Eocene Wenchang Formation in the Kaiping Sag,Pearl Mouth Basin

Oil and gas shows are rich in drilling wells in Kaiping sag,however,large oilfield was still not found in this area.For a long time,it is thought that source rocks were developed in the middle-deep lacustrine facies in the Eocene Wenchang Formation,while there is no source rocks that in middle-deep lacustrine facies have been found in well.Thickness of Wenchang Formation is big and reservoirs with good properties could be found in this formation.Distribution and scale of source rock are significant for further direction of petroleum exploration.Distribution characterization of middle-deep lacustrine facies is the base for source rock research.Based on the sedimentary background,fault activity rate,seismic response features,and seismic attributes were analyzed.No limited classification method and multi-attributes neural network deep learning method were used for predicting of source rock distribution in Wenchang Formation.It is found that during the deposition of lower Wenchang Formation,activity rate of main fault controlling the sub sag sedimentation was bigger than 100 m/Ma,which formed development background for middle-deep lacustrine facies.Compared with the seismic response of middle-deep lacustrine source rocks developed in Zhu I depression,those in Kaiping sag are characterized in low frequency and good continuity.Through RGB frequency decomposition,areas with low frequency are main distribution parts for middle-deep lacustrine facies.Dominant frequency,instantaneous frequency,and coherency attributes of seismic could be used in no limited classification method for further identification of middle-deep lacustrine facies.Based on the limitation of geology knowledge,multi-attributes of seismic were analyzed through neural network deep learning method.Distribution of middle-deep lacustrine facies in the fourth member of Wenchang Formation is oriented from west to east and is the largest.Square of the middle-deep lacustrine facies in that member is 154 km²and the volume is 50 km³.Achievements could be bases for hydrocarbon accumulation study and for exploration target optimization in Kaiping sag.     

南海珠江口盆地惠州凹陷东南缘远源凸起带油气成因及来源

惠州凹陷是中国南海珠江口盆地东部最重要的富生烃凹陷,位于其东南缘的远源凸起带普遍缺失烃源岩地层,距离油源远,是典型的源外远源油气藏,油藏中原油成因及来源尚未明确。通过对惠州凹陷内原油和烃源岩样品进行生物标志化合物、同位素特征的系统对比,结合对断裂-砂体-不整合运移通道和遮挡条件的分析,应用Pathway软件模拟分析三维油气运移路径,跳出静态模式的禁锢,从动态的角度分析油气成藏过程。本文认为,惠州凹陷东南缘远源凸起带原油主要来源于文昌组烃源岩,其生物标志物主要表现为低C₁₉/C₂₃三环萜烷值(<0.7)、低C₂₀/C₂₃三环萜烷值(<0.8)、高C₂₇重排甾烷/C₂₇规则甾烷值(>0.25)、低ETR值(<0.4)、高4-甲基甾烷/ΣC₂₉甾烷值(>0.4)和低双杜松烷T/C₃₀藿烷值(<1)。油气三维运移路径模拟结果显示,油气在惠州凹陷H26洼生成后,在惠-流构造脊控制下沿优势运移路径向东沙隆起方向运移,并在构造脊顶端的远源凸起带L11-1油田聚集成藏。远源凸起带的原油与同一优势运移路径上的其他油田原油样品的生物标志物特征和碳同位素特征具有非常高的相似性。故本文推断,远源凸起带原油主要来自惠州凹陷H26洼陷文昌组中深湖相烃源岩。     

东营凹陷牛庄-六户洼陷沙河街组三段下亚段烃源岩排烃通道及证据

通过岩心和薄片镜下观测、包裹体荧光分析、扫描电镜、QGF-E和X-CT等技术对东营凹陷牛庄—六户洼陷沙河街组下亚段(简称沙三下)烃源岩的排烃通道进行了判识,结果表明:①源岩内部的裂缝(包括沿层理面的顺层裂缝、与层理面斜交的裂缝和成岩收缩缝)多被固体沥青所充填,且充填裂缝的方解石脉体中存在大量发亮黄色荧光的油包裹体,说明裂缝充当了源岩排烃的有效通道;②牛24、牛83等4口井的73块与烃源岩互层的薄层砂岩样品的QGF-E荧光强度值绝大多数大于120pc(约占分析样品总数的78.6%),仅少数样品的荧光强度小于40pc,说明大多数薄层砂岩充当了源岩内部烃类侧向排出的通道;③扫描电镜和高分辨率X-CT扫描结果显示,Es3下烃源岩样品中干酪根网络分布连续,按照Hunt(1967)确定的有机质中烃类含量的下限标准(2.5%~10%),高有机质丰度和转化率的Es3下烃源岩存在通过干酪根网络的排烃机制。