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.     

三塘湖盆地条湖组烃源岩地化特征及致密油油源对比

通过对三塘湖盆地马朗-条湖凹陷条湖组二段烃源岩有机地球化学分析,认为条湖组二段上部泥岩和底部沉凝灰岩烃源岩有机质类型以Ⅱ_2型和Ⅲ型为主,总体处于低熟-成熟早期阶段;马朗凹陷条湖组泥质烃源岩TOC较高,但氯仿沥青"A"低,为中等-差烃源岩;条湖凹陷条湖组泥质烃源岩有机质丰度低,为差烃源岩。对马朗凹陷条二段沉凝灰岩烃源岩进行热压模拟实验,结果表明:马朗凹陷条二段含有机质凝灰岩产油率低于芦草沟组灰质泥岩产油率,经估算条湖组致密油自源比例不超过20%,主要以外来烃为主。通过原油与烃源岩生标等因素及碳同位素特征对比,认为条湖组致密油与芦草沟组二段源岩亲缘关系最近;与条湖组自身烃源岩存在差异;马朗凹陷条湖组致密油原油主要来自芦草沟组二段。     

准噶尔盆地四棵树凹陷烃源岩地球化学特征及其对车排子凸起油气聚集的贡献

准噶尔盆地西南缘四棵树凹陷主要分布侏罗系、白垩系和古近系3套潜在烃源岩,其中侏罗系八道湾组烃源岩有机质丰度较高,有机质类型以Ⅲ型为主,部分为Ⅱ2型,生烃潜力较高;三工河组烃源岩有机质丰度、类型明显偏差,生烃潜力较低;西山窑组泥岩有机质丰度较高,但由于受西山窑组沉积末期构造抬升导致地层剥蚀的影响,烃源岩厚度较小,总体上生烃条件较差;白垩系烃源岩在四棵树凹陷最大厚度可达300 m,处于低熟阶段,生烃潜力较小;古近系烃源岩有机质丰度较高、类型好,但成熟度偏低,生烃条件较差。侏罗系八道湾组烃源岩处于主要生油阶段;白垩系烃源岩已达到生烃门限,处于低熟—中等成熟阶段;古近系烃源岩成熟度偏低,目前仍处于未熟到低熟阶段。油源对比表明,四棵树凹陷北部斜坡及车排子凸起带原油主要来源于四棵树凹陷及沙湾凹陷侏罗系烃源灶,后期受到白垩系低熟油源灶的侵染,古近系烃源岩的油源贡献有限。     

海拉尔盆地牧原凹陷油气勘探前景与有利区带目标优选

牧原凹陷是海拉尔盆地群中研究程度和勘探程度均较低的凹陷,尚未取得勘探突破。为明确牧原凹陷的油气资源潜力与勘探前景,开展了野外地质调查、老井复查与烃源岩有机地球化学特征研究等,基本明确了凹陷油气地质条件: ①牧原凹陷具有单断箕状结构,可划分为陡坡带、洼槽带和缓坡带3个构造单元; ②发育大磨拐河组、南屯组和兴安岭群3套有效烃源岩,南屯组、大磨拐河组烃源岩厚度大,分布面积广,有机质类型好,以II₁-I型为主,有机质丰度高,生烃潜量大,热演化进入成熟阶段,是凹陷主力烃源岩,兴安岭群烃源岩有机质丰度高,处于高成熟阶段,虽然厚度与分布有限,也是一套有价值的烃源岩; ③发育兴安岭群的自生自储或上生下储、大磨拐河组与南屯组的自生自储、伊敏组的下生上储3套储盖组合。对比高勘探程度区单断箕状凹陷的成藏规律,结合牧原凹陷自身的地质特点,构建了牧原凹陷油气成藏模式。通过开展区带的初步评价,优选出2个有利区带,提出了勘探目标。     

海拉尔盆地牧原凹陷油气勘探前景与有利区带目标优选

牧原凹陷是海拉尔盆地群中研究程度和勘探程度均较低的凹陷,尚未取得勘探突破。为明确牧原凹陷的油气资源潜力与勘探前景,开展了野外地质调查、老井复查与烃源岩有机地球化学特征研究等,基本明确了凹陷油气地质条件:①牧原凹陷具有单断箕状结构,可划分为陡坡带、洼槽带和缓坡带3个构造单元;②发育大磨拐河组、南屯组和兴安岭群3套有效烃源岩,南屯组、大磨拐河组烃源岩厚度大,分布面积广,有机质类型好,以II 1-I型为主,有机质丰度高,生烃潜量大,热演化进入成熟阶段,是凹陷主力烃源岩,兴安岭群烃源岩有机质丰度高,处于高成熟阶段,虽然厚度与分布有限,也是一套有价值的烃源岩;③发育兴安岭群的自生自储或上生下储、大磨拐河组与南屯组的自生自储、伊敏组的下生上储3套储盖组合。对比高勘探程度区单断箕状凹陷的成藏规律,结合牧原凹陷自身的地质特点,构建了牧原凹陷油气成藏模式。通过开展区带的初步评价,优选出2个有利区带,提出了勘探目标。     

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。     

南黄海盆地古近系烃源岩地球化学特征及油源对比

南黄海盆地古近系烃源岩生烃潜力及原油来源,目前研究比较薄弱.通过对南部坳陷烃源岩和原油样品的有机地球化学分析,揭示古近系烃源岩和原油地球化学特征,并进行油源对比.结果表明南部坳陷古近系烃源岩主要发育在阜四段和阜二段,有机质丰度中等-好,有机质类型为Ⅱ₂-Ⅲ型,有机质为低成熟-成熟阶段.阜四段烃源岩形成于贫氧、较高盐度环境,阜二段烃源岩形成于厌氧、相对低盐度环境.原油的饱和烃含量较高,UCM鼓峰较小,已进入成熟阶段,对比结果显示戴南组原油可能来源于阜四段烃源岩,而阜三段原油可能与阜二段烃源岩有关.      

酒西坳陷石北次凹油气生成、运移成藏及勘探方向

酒泉盆地酒西凹陷石北次凹油气勘探历经70余年,仅在古近系发现了白杨河和单北两个小型油田。虽然许多探井在白垩系中也见到良好油气显示,但仅少数探井获得了低产油流,油气勘探始终未获得大突破。该凹陷究竟有没有勘探潜力以及油气勘探方向始终不清楚。通过对该凹陷大量烃源岩样品地球化学分析研究发现,该凹陷发育下白垩统中沟组、下沟组和赤金堡组三套潜在烃源岩。中沟组烃源岩有机质丰度较低、以Ⅲ型有机质为主,处于未成熟阶段,没有生油能力;下沟组和赤金堡组烃源岩有机质丰度高、以II有机质为主,属于优质烃源岩,其中下沟组烃源岩处于未成熟—低成熟阶段,仅具有生成少量低成熟原油的可能性,赤金堡组烃源岩处于低成熟—成熟阶段,具有生成低成熟和成熟石油的能力。石北次凹烃源岩主要生油期为新近纪末期至第四纪早期,目前生烃作用已基本停止。石北次凹已经发现了三种不同类型原油,第一类原油为低成熟原油,分布于浅层古近系,来源于石北次凹低成熟的赤金堡组上段烃源岩;第二类原油为中等成熟原油,分布于西部斜坡浅层古近系,来源于青南次凹下沟组中段烃源岩;第三类原油为成熟原油,分布于凹陷深层赤金堡组砂岩储层,来源于石北次凹成熟的赤金堡组中下段烃源岩。白杨河、单北和单东油田原油属于第二类原油,为长距离运移成藏,鸭儿峡至石北次凹西部斜坡地区为该类原油有利的勘探区域,古近系则为主要勘探目标层系。白南3井、白南6井赤金堡组原油属于第三类原油,为近距离运移自生自储型油藏,石北次凹中北部深层赤金堡组为该类原油最有利的勘探目标层系,包括常规油藏和非常规致密油藏。     

二连盆地白北凹陷烃源岩地球化学特征研究

白北凹陷为延长在二连盆地勘探开发新区块,自2006年以来,该凹陷部署5口井,整体上地质认识程度低,特别是对烃源岩的研究更少。桑参1井在阿尔善组钻遇大套暗色泥岩,证明该区具有一定的生油潜力。通过有机岩石学与有机地球化学常规分析,系统研究与评价此套烃源岩。结果表明,该凹陷主力烃源岩品质中-好,阿二段、腾格尔组下部为中-好烃源岩,有机质类型主要为II型;腾格尔组、阿二段烃源岩成熟,大量生油,但均未达生油高峰。腾格尔组下部、阿二段均为有效烃源岩。由此推断白北凹陷烃源岩具有良好的生烃潜力,勘探前景广阔。     

白音查干凹陷桑合地区油气来源

白音查干凹陷桑合次洼发育都一段、腾格尔组、阿二段3套烃源岩,生烃时间长,成藏期次多,断层较为发育,具有形成混合原油的地质、地球化学条件。大量的原油生物标志物、碳同位素的数据分析表明,该地区原油可划分为原生低熟原油、原生成熟原油、混合原油3种类型。其中:原生低熟原油、原生成熟原油均来源于桑合次洼腾格尔下段－阿二段烃源岩,是该段烃源岩不同时期的生烃产物;混合原油来自前两类原油的混合作用,是典型的二元混合原油。     

藏北羌塘盆地QK-1井中侏罗统烃源岩地球化学特征

QK-1天然气水合物钻探试验井位于西藏羌塘盆地毕洛错地区,主要钻遇中侏罗统夏里组粉砂质泥岩和布曲组灰岩。其有机质丰度、有机质类型、有机质成熟度等有机地球化学特征表明,南羌塘地区中侏罗统烃源岩的有机质丰度偏低,夏里组泥岩TOC介于0.26%~0.38%之间,达到差-中烃源岩标准,而布曲组灰岩TOC介于0.02%~0.08%之间,仅局部达到差烃源岩标准;两个组的烃源岩有机质类型主要为Ⅱ₂型及Ⅲ型,较利于天然气的生成,其中夏里组的生气能力优于布曲组;该区烃源岩热演化程度较高,Ro为1.31%~1.63%之间,均达到高成熟阶段,而夏里组有可能已进入干气阶段。基于冻土区天然气水合物成藏条件分析,综合考虑夏里组烃源岩及沉积厚度特征,认为中侏罗统夏里组具备良好的天然气水合物勘探前景。     

南黄海盆地二叠系烃源岩孢粉相特征及其形成环境

以沉积环境控制烃源岩发育理论为指导,应用孢粉相分析方法,以南黄海盆地二叠系大隆组、龙潭组和栖霞组烃源岩层段为研究对象,对典型钻井剖面的孢粉及沉积有机屑进行系统的分析。根据沉积有机屑的丰度特征和组分类型,探讨三套烃源岩的形成环境,初步评价其生烃潜力。研究结果表明,利用孢粉相分析方法,可以有效地对高成熟海相烃源岩的生烃潜力和形成环境进行客观评价:栖霞组为缺氧远陆架沉积环境,以无定形有机质为主,水体分层缺氧,是烃源岩形成的有利环境;大隆组为缺氧和少氧的陆架环境,也较有利于烃源岩的形成,生烃潜力较栖霞组差;龙潭组煤质型有机质较为丰富,为充氧的陆架区,以陆源输入为主,沉积区水体较浅,含氧量高,不利于富氢烃源岩的形成。     

济阳坳陷青东凹陷低熟油生烃机理研究

青东凹陷勘探程度低,油气资源潜力尚未得到充分认识,开展凹陷内低熟油成因机理的研究有利于评价油气资源潜力并指导油气勘探工作。原油的物理及地球化学特征表明低熟油主要分布于凹陷边缘的沙四上亚段储层中。油源对比显示低熟油主要来自凹陷内沙四上亚段低熟烃源岩。研究区沙四段烃源岩具备形成低熟油的地质和地球化学条件：沙四段泥页岩有机质丰度高,有机质类型以腐泥型(I)和腐泥-腐殖型(II1)为主;泥页岩与蒸发岩共生的咸化还原环境因富含高矿化度地层水而有助于有机质早期转化生烃;烃源岩中的可溶有机质经过低温化学反应、细菌活动、生物催化作用等可形成低熟油。该研究对青东凹陷油气勘探工作有重要指导意义,寻找低熟油气藏是研究区未来重要的勘探方向。     

二连盆地侏罗系烃源岩地球化学特征及油源贡献

二连盆地侏罗系烃源岩研究程度较低,但在侏罗系发现有工业油流.本文通过有机岩石学与有机地球化学常规分析,系统研究与评价了此套烃源岩;结合原油与烃源岩的生物标志化合物的对比与分析,探讨其对油源的贡献.结果表明,二连盆地上侏罗统烃源岩有机质丰度低,有机质类型以Ⅲ型为主,成熟度较低,为非或差烃源岩;中下侏罗统有机质丰度较高,有机质类型以Ⅱ2-Ⅲ型为主,成熟度较高,为较好—好烃源岩.侏罗系烃源岩形成于淡水的氧化沉积环境,以陆源高等植物输入为主.此外,阿56井阿尔善组部分原油和图参1井侏罗系原油来源于侏罗系烃源岩.由此推断二连盆地侏罗系烃源岩具有良好的生烃潜力,勘探前景广阔.     

莺琼盆地中新统海相烃源岩地球化学特征及生烃潜力评价

通过有机碳测定、岩石热解分析、显微组分定量分析、饱和烃色谱、色谱-质谱等实验分析,对莺琼盆地中新统海相烃源岩的地球化学特征进行了研究,探讨了不同层位烃源岩的生烃潜力。结果表明：莺琼盆地中新统海相烃源岩有机质丰度总体较低,大部分烃源岩为中等烃源岩,有机质类型以Ⅱ2型和Ⅲ型为主,有机质热演化主要处于成熟阶段。烃源岩显微组分组成具有富含镜质组、壳质组+腐泥组次之、贫含惰性组的特征。烃源岩沉积环境主要为弱氧化-弱还原环境,具有陆生高等植物和低等水生生物生源混合输入的特征。莺歌海盆地梅山组烃源岩综合评价为中等烃源岩,生烃潜力相对较好,三亚组烃源岩综合评价为较差—中等烃源岩,具有一定的生烃潜力。琼东南盆地梅山组和三亚组烃源岩综合评价为中等烃源岩,具有相当的生烃潜力。     

羌塘盆地上三叠统土门格拉组烃源岩生物标志物地球化学特征

首次对羌塘盆地上三叠统土门格拉组烃源岩生物标志化合物特征进行了研究,揭示了生物标志化合物对该地区有机质生源构成、沉积环境和成熟度的指示意义。研究结果表明：土门格拉组烃源岩中的有机母质为混合来源,既有陆生植物来源,又有低等水生生物来源,烃源岩的沉积环境为具有一定盐度的还原环境。烃源岩成熟度参数显示,土门格拉组烃源岩有机质演化程度已达到高成熟阶段。生物标志化合物的这些特征进一步证实了土门格拉组烃源岩具有较好的生烃潜力。     

The formation environment and development modes of Cenozoic source rocks in the Qiongdongnan Basin

According to the drilling results,there are three sets of source rocks of the Cenozoic Group in the Qiongdongnan Basin,including the Yacheng Formation transitional facies mudstone,the Oligocene Lingshui Formation semi-enclosed marine facies mudstone,and the Miocene neritic-bathyal facies mudstone.The hydrocarbon generating conditions of the source rocks in the study area are mainly controlled by sedimentary environment and organic matter input.The abundance of organic matter in the Oligocene source rocks which were formed in a low-energy back shore environment is confined by organic matter input and hydrodynamic condition.The Miocene source rocks formed in the open marine environment lack terrestrial organic matter input,whose organic matter abundance is constrained by the primary production of the ocean and the preservation condition of organic matter.In addition,the redox conditions are also significant to the formation of source rocks in the study area.According to the differences in key factors controlling the development of source rocks in different time periods and structural belts revealed by drilling practice,three development patterns of source rocks have been put forward.The first one is the transitional facies model featuring a great deal of terrestrial organic matter and weakly hydrodynamic conditions which are apt to develop high effective source rocks in the Yacheng Formation.The second one is the semi-enclosed marine facies featuring abundant terrestrial organic matter,weakly hydrodynamic condition and fine preservation condition in the central depression zone,which are apt to form fine-quality source rocks in the Lingshui Formation.The third one is the marine facies model featuring strong hydrodynamics in the shore-shallow area of northern continental shelf and the lack of benthic algae which are against the development of source rocks.It can be predicted that the continental slope is the perfect place to form source rocks where adequate amounts of light favor the photosynthesis of plants,besides the fine preservation and weakly hydrodynamic conditions.In the deep sea area,although accompanied with weakly hydrodynamic conditions and a reduction environment,it is not suitable for the development of source rocks on account of less aquatic organisms causing low primary production.     

准噶尔盆地四棵树凹陷侏罗系烃源岩特征及油源分析

侏罗系是四棵树凹陷油气勘探的重要目的层,进一步查明侏罗系油气来源,落实生烃中心,对今后勘探选区选带十分重要。本文在对侏罗系烃源岩有机质丰度、类型、成熟度以及埋藏史和生烃潜力分析的基础上,开展了原油分类、油源对比及油气运移分析研究。结果表明,下侏罗统八道湾组主要发育湖相泥岩和河沼—三角洲相煤系两类烃源岩,有机质类型较好,丰度较高,主体处于低成熟—成熟阶段,局部演化程度高,生气潜力大;八道湾组具晚期快速埋藏生烃特点,四棵树凹陷主体以生油为主;生物标志化合物特征及其指纹对比发现,中侏罗统头屯河组含A、B两类原油,A类原油主要源自八道湾组中段湖相泥岩,生油母质以低等水生生物为主,B类原油的生油母质主要为高等植物,应主要来自八道湾组上、下段煤系地层;据三环萜烷/五环三萜烷和重排甾烷/规则甾烷反映出的运移效应推断,卡因迪克构造带以南至西湖构造之间存在八道湾组烃源岩的生油中心,是卡6井区和西湖1井头屯河组原油的主要供烃区,该区域是今后侏罗系勘探的有利区带。     

松辽盆地西南部金D1井九佛堂组烃源岩地球化学特征

对松辽盆地西南部金宝屯-吉尔嘎朗地区金D1井九佛堂组烃源岩的有机地球化学、生物标志化合物特征进行了系统评价,结果表明：金D1井九佛堂组暗色泥岩为差-中等烃源岩,有机质类型为Ⅱ型干酪根,处于低熟-成熟阶段;正构烷烃以"前锋型"的单峰型分布为主,主峰碳数为C₁₈和C₁₉,奇偶碳优势不明显;Pr/Ph值介于0.24~0.46,伽玛蜡烷指数介于0.11~0.32,指示烃源岩形成于还原条件下淡-微咸水湖相沉积环境;C₂₇-C₂₈-C₂₉规则甾烷分布特征略有差异,反映有机质为混合来源.总体有机地球化学特征表明金D1井九佛堂组烃源岩具有一定的生烃潜力.