富有机质的黑色页岩和油页岩的有机岩石学特征与生、排烃意义

用近代有机岩石学与有机地球化学分析相结合的方法，对比研究了我国四川盆地等下古生界富有机质沉积的海相黑色页岩,和渤海湾盆地下第三系湖相油页岩的显微有机组成特征与热演化生烃、排烃作用的关系。观测分析结果表明:黑色页岩热演化程度很高，目前热解烃含量很低，但残余有机碳含量达1％～3％，黑色页岩中保存了早期生油阶段由无定型有机质生油作用转化而形成的微粒体有机质，和未排出的石油演变而来的残余沥青，表明其为原始生烃性能很好的烃源岩。根据黑色页岩中微粒体和残余沥青的含量，可用来了解已生—排烃量和再沉降埋深过程中古油藏储层沥青、微粒体和残余沥青再生气对古生界碳酸盐气藏的贡献。富有机质沉积的下第三系湖相油页岩热演化程度不高，游离烃（S1为0.2～1.4 mg/g）和热解烃（S2为8～44 mg/g），有机碳含量达2.4％～8％，是生油性能很好的烃源岩，油页岩中不仅存在强荧光的藻和无定型有机质，而且油页岩的纹层中广泛存在富有机质的荧光沥青，反映了有利于排烃运移的信息，表明是本区生油贡献最大的烃源岩。富有机质黑色页岩和油页岩的沉积结构构造特征、有机质的赋存形式、热演化中变化过程的对比观察结果表明:其生烃、排烃作用既有很多相似性，又有一定差别。     

鄂尔多斯盆地延长组长7油层组碳酸质喷积岩初探

鄂尔多斯盆地延长组长7油层组黑色岩系中首次发现主要呈纹层状、脉状等顺层分布于油页岩或凝灰岩中的碳酸质岩浆—热液喷流型沉积岩（简称喷积岩）,具有重要的研究价值。通过野外露头和钻井取心观察,薄片鉴定,扫描电镜、电子探针、全岩元素分析等测试方法,对上述碳酸质喷积岩的岩石学、矿物学、地球化学以及与生烃母质关系特征进行了初探。结果显示,按物质来源、形成方式和结构构造可将长7油层组碳酸质喷积岩划分为碳酸质喷爆岩、碳酸质喷溢岩、碳酸质喷流岩三大类型,三者主量元素、微量元素、稀土元素等地球化学特征具有岩浆碳酸岩和热水沉积岩的双重特征,且与生烃母质的发育具有正相关性。因此,碳酸质喷积岩在鄂尔多斯盆地延长组长7油层组黑色岩系沉积期发育,且对长7油层组生烃研究具有重要的理论和实际意义。     

鄂尔多斯盆地南部长7暗色泥岩与黑色页岩生烃动力学特征对比分析

以往对鄂尔多斯盆地南部地区长7油层组(简称长7)中烃源岩生烃潜力的研究主要是采用静态地球化学指标进行的,目前尚无对生烃动态特征的系统评价,因而制约了对长7烃源岩生烃潜力和页岩油资源分布有利岩性的客观认识。为此,选取长7不同类型的烃源岩样品,通过开放和封闭热模拟实验,对比分析了不同类型烃源岩的动力学参数、生烃产物、产率特征及生烃演化规律。结果表明:(1)黑色页岩活化能分布范围比暗色泥岩更为集中,且主频活化能和频率因子均低于暗色泥岩,体现了快速生烃的特性;(2)在外推到地质条件下,黑色页岩主要生烃期对应的R_o值(0.70%~0.87%)低于暗色泥岩(1.06%~1.72%),且以生油为主;(3)R_o在0.9%~1.3%范围内,黑色页岩的总烃产率高于暗色泥岩,生油量高于暗色泥岩。结合研究区两类烃源岩的地球化学资料综合分析表明,黑色页岩是研究区页岩油资源形成与分布的有利烃源岩。     

塔里木盆地奥陶系海相烃源岩中两类生烃母质(摘要)

<正> 对塔里木奥陶系海相烃源岩生烃母质的已有认识,一方面,普遍认为奥陶系烃源岩生源单调,均为富氢的菌藻类;另一方面,国外许多学者认识到全球范围内奥陶系烃源岩及生成原油特征上的相似性,他们认为这与粘球形藻(Gloeocapsamorpha prisca)作为主要生油母质有关。塔里木盆地中一上奥陶统台缘斜坡灰泥丘相生油岩由于有机质的双重来源,不同于国外奥陶系典型的 Kukersite 型生油岩(有机质主要来源于粘球形藻)。中一上奥陶统海相烃源岩是塔里木盆地的主要油源岩,高有机质丰度生油岩发育在台缘斜坡灰泥     

断陷湖盆页岩油形成的地质要素匹配:以辽河西部凹陷沙三段为例

为了研究我国断陷湖盆陆相页岩油发育的地质条件和富集机理,以辽河西部凹陷沙三段为例,归纳总结了断陷湖盆页岩油聚集的有效性。通过沉积构造分析,岩心观察,岩矿、地球化学、含油量、生烃模拟等实验测试方法研究了泥页岩的生烃潜力、赋存空间和富集条件。结果表明沙三段页岩有机质丰度较高,w(TOC)平均在2%左右;有机质类型以Ⅰ和Ⅱ1等偏腐泥型干酪根为主;有机质热演化程度偏低,Ro介于0.4%~0.9%之间,干酪根以生油为主;岩心和薄片扫描电镜均观察到各类孔隙和微裂缝的大量存在,反映断陷湖盆背景下发育的厚层泥页岩具有较好的页岩油聚集条件匹配关系,页岩油资源前景较好。脆性矿物含量较低的特征也为陆相页岩油的开采技术提出了挑战。     

用显微荧光和显微傅立叶红外光谱研究显微组分的热演化规律

镜质体反射率是确定油源岩成熟度最广泛使用的参数，显微荧光强度及其变化也已成为检测烃源岩有机质生烃尤其是生油的标志之一，而红外光谱在研究生油母质干酪根的结构、类型和生烃潜力等方面均取得了大量的研究成果，特别是傅立叶红外显微镜的问世，给单显微组分提供了一种有效的研究手段。本文应用上述方法对一套人工熟化样品进行了检测和分析，探讨了显微组分的光性演变特征和化学成分的变化规律，并建立了显微组分的生油模式。     

雪峰山西侧震旦系陡山沱组烃源岩生烃潜力及油气地质意义

通过对雪峰山西侧地区震旦系陡山沱组烃源岩的系统观测、采样和有机地球化学研究总结了烃源岩分布规律、有机质母质类型,烃源岩的形成与沉积环境的关系、有机质成熟度及生烃史.陡山沱组黑色页岩分布及有机炭含量变化与陡山沱台盆相间的沉积模式有较大关系,陡山沱烃源岩主要分布于黔北、黔东等及上扬子东南缘等地区,黔北、黔东等地黑色页岩厚度20～70m,有机碳高值区(2.0％以上)主要分布在黔北、黔东及上扬子东南缘如石门—桃源—安化等地.有机显微组成分析表明该地区陡山沱组黑色页岩有机质类型为Ⅰ型,族组成质量分数均有饱和烃＞非烃＞芳烃的特点,盆地和斜坡相饱/芳一般要高于局限台地,不仅反映陡山沱组黑色岩系为腐泥型生油岩,而且反映陡山沱组沉积时期各地沉积母质类型与沉积环境具有一定的关系.陡山沱组不同地区沉积环境干酪根δ13Corg值不仅表明海洋浮游生物、海洋性自养菌及海生藻类为主的有机质来源在各地种类及丰度差别较大,对于特定生源(海生藻类、海洋浮游生物或海洋性自养菌)沉积有机质,沉积水体越深干酪根δ 13Corg一般越低,沉积形成的烃源岩有机质含量越高,表明烃源岩有机质含量是由有机质生产力、沉积母质类型和沉积环境共同决定.等效镜质体反射率为1.78％～3.05％,甲基菲指数MPI1值计算遵义松林陡山沱组有机成熟度Rc为1.96％,湄潭梅子湾Rc为2.06％～2.10％,反映大部分样品达到过成熟阶段,少量处于高成熟湿气阶段.生烃史模拟结果表明张家界地区陡山沱组烃源岩早志留世晚期(434Ma)进入生油阶段,中三叠世早期(244Ma)到达生油高峰并于中三叠世晚期Ro(％)达到1.3进入凝析油及湿气阶段,该结果反映陡山沱组烃源岩沉积背景为裂谷盆地晚期,古地温梯度较高生油门限深度较低,生油时间较早,有利于震旦系灯影组油气早期成藏.     

陆相致密油与页岩油藏特征差异性及勘探实践意义: 以渤海湾盆地黄骅坳陷为例

陆相致密油和页岩油同属低孔低渗油气藏,二者具有很大相似性,常具有共生关系,然而其成藏特征存在较大的差异,不加区分极易误导油气勘探.利用系统取心、测井、录井和各类测试化验分析资料,综合分析渤海湾盆地黄骅坳陷孔店组、沙河街组,梳理致密油和页岩油的成藏条件及其富集规律差异性,进一步探讨致密油与页岩油勘探选区评价方法.研究结果表明,从岩性上看,致密油储层岩石类型多样,包括致密砂岩、致密碳酸盐岩、致密火成岩等;页岩油气以细粒沉积为主,其矿物成分多样,岩性可细分为碳酸质页岩、长英质页岩、粘土质页岩、混合质页岩等.从物性上看,二者均为低孔低渗型储层,致密储层分先天致密和后天致密两类,主要发育粒间孔、晶间孔、溶蚀孔隙、裂缝等,多以微米级孔隙为主;页岩储层以先天致密为主,发育有机孔、粒间孔、页理缝、裂缝等,多以纳米级孔隙为主.从生烃运移过程来看,二者油气来源均与优质烃源岩密切相关,致密油岩层本身不生烃,原油依靠临近富有机质泥页岩干酪根生烃增压造成的源储压差,经历短距离运移与充注,源储压差高则充注程度高;页岩油本身即为生油岩,系已生成、尚未排出而滞留在页岩孔隙或裂缝之中的石油.从可压裂性上看,致密储层本身具有较好脆性,脆性条件不是致密油甜点的决定性因素,而页岩脆性因成分不同存在较大差异,是页岩油甜点评价的关键因素.从勘探选区来看,致密油优势储集相带、优质烃源岩及二者之间的匹配关系控制有利致密油富集区,"三明治"式最有利,源上源下次之;页岩油受成熟富有机质页岩及脆性岩相控制,强调在富含滞留烃中寻找具有较高脆性的页岩.      

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组优质烃源岩特征及其生烃机制研究

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组发育凝灰物质,凝灰物质在页岩油形成过程中具有的重要作用,其发育层段也是页岩油分布最好的层段,凝灰物质的分布及与有机质生烃关系的研究对于吉木萨尔页岩油油气成藏规律的认识和深入研究具有重要意义。本文通过对吉木萨尔芦草沟组烃源岩精细评价及沉积环境分析,与烃类活动具有成因关系的成岩矿物解剖,探讨了形成优质页岩油源岩的控制因素和生烃机制。烃源岩定性评价结果表明,泥晶白云岩是吉木萨尔凹陷芦草沟组主要生油岩,烃源岩有机质丰度高,有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ_1型为主,生烃潜力较好,R_o值分布在0.6%～1.1%,C_(29)αααS/(S+R)值范围在0.3～0.5,显示烃源岩处于成熟阶段;芦草沟组烃源岩中规则甾烷C_(27)、C_(28)、C_(29)分布为C_(27)C_(28)C_(29),结合微观分析认为其生烃母质以藻类和超微生物为主,Ts/Tm值较低,分布在0.05～0.18,具有高含量的β-胡萝卜烷,反映其母质处于半咸水的弱氧化—弱还原的沉积环境之中,而这一时期火山活动提供的凝灰物质对烃源岩的生烃环境及热演化进程都有重要影响,热演化突然增大的层段与有机质成熟的"甜点段"的分布深度一致。凝灰物质与含超微生物及藻类的泥晶白云岩的混合是导致生烃和早期生烃的重要原因,两者混合的不均一性导致页岩油分布与成熟度的不均匀性。     

塔里木盆地奥陶系海相烃源岩中两类生烃母质（摘要）

对塔里木奥陶系海相烃源岩生烃母质的已有认识，一方面，普遍认为奥陶系烃源岩生源单调，均为富氢的菌藻类；另一方面，国外许多学者认识到全球范围内奥陶系烃源岩及生成原油特征上的相似性，他们认为这与粘球形藻(GloeocapsamorPha Prisca)作为主要生油母质有关。塔里木盆地中一上奥陶统台缘斜坡灰泥丘相生油岩由于有机质的双重来源，不同于国外奥陶系典型的Kukersite型生油岩(有机质主要来源于粘球形藻)。     

页岩油地质评价实验测试技术研究进展

页岩油实验测试分析在页岩油地质评价中发挥着重要作用,目前页岩油储层矿物组成、有机质类型、丰度、物性以及岩石脆性等诸多方面的评价参数均需要通过实验测试来获取。本文评述了页岩油储层评价中烃源岩特性、储层储集性、含油性、可动性及可压性等各项实验测试技术研究现状和趋势,重点阐述了各项实验测试技术的目的及方法。页岩油烃源岩特性要综合有机质类型,丰度,成熟度,生物标志化合物,主量、微量和稀土元素等进行全面准确的评价;储集性与页岩矿物组成、孔隙、裂缝等储集空间分布特征密切相关,结合页岩含油饱和度、页岩油黏度、密度等评价页岩含油性和可动性;页岩可压性评价需综合考虑页岩的矿物组成、岩石力学特征参数等因素。同时探讨了页岩油储层地质评价实验测试技术未来发展方向,指出多种方法联合表征页岩油储层储集空间分布特征、不同赋存状态页岩油的分布特征、天然裂缝发育分析等是页岩油储层地质评价技术的关键攻关方向。     

吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩评价及页岩油富集条件探讨

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组为一套优质陆相烃源岩, 是我国当前页岩油气研究的热点地区之一.基于吉木萨尔凹陷18口井芦草沟组约为580 m岩心观察、薄片观察、地球化学测试等数据, 对芦草沟组烃源岩岩石类型、地球化学特征等方面开展了研究与评价, 结果表明: 1)芦草沟组烃源岩整体上为优质烃源岩, 且以Ⅰ-Ⅱ型有机质类型为主, 处于低熟至成熟阶段; 2)烃源岩主要划分为5种类型, 包括纯页岩、白云质页岩、纯泥岩, 白云质泥岩和粉砂质泥岩, 其有机质类型和丰度存在一定差异.综合研究得出, 吉木萨尔凹陷芦草沟组优质有效烃源岩的有机质丰度下限值为2.0%, 并认为TOC≥2.0%的烃源岩段也是该区页岩油发育的有利层段.     

四川盆地侏罗系大安寨段湖相页岩油气基本特征及勘探方向

[研究目的]证实四川盆地中部地区大安寨段具备良好的页岩油气勘探潜力.[研究方法]本文通过岩心、薄片、扫描电镜、全岩X射线衍射、有机地球化学、三轴应力实验、核磁共振测试等方法分析了大一三亚段页岩油气形成条件及富集因素.[研究结果]结果表明:大一三亚段泥页岩具湖相混合层系、分布广、厚度大、储集空间类型多、物性条件较好、生烃...     

重砂分级-扫描电镜-能谱等技术研究湖南张家界黑色页岩贵金属元素赋存状态

黑色岩系是多种有用元素的重要载体,Cu、Pb、Zn、Ni、Mo、V、U、Au、Ag、稀有和稀土元素在黑色岩系中异常富集,某些黑色岩系的贵金属(铂族元素、Au、Ag)也异常富集,其含量甚至部分超过了基性和超基性岩,这类黑色页岩矿床中铂族元素(PGEs)的赋存状态至今尚未有一个确切的定论。本文采集了湖南张家界属寒武系牛蹄塘组黑色页岩中Mo-Ni矿层作为研究样品,通过化学分析表明矿石中含Pt 531×10~(-9),Pd 514×10~(-9),Os 185×10~(-9),PGEs合量为1259.43×10~(-9),Au 332×10~(-9),Ag 12.2×10~(-6),已富集成矿。进一步利用重砂分级、化学分析、X射线衍射、扫描电镜及能谱技术研究了贵金属元素赋存状态,结果表明:①Ag:主要以独立矿物形式存在,少量以类质同象形式赋存在其他矿物中。独立矿物有砷铜银矿、硫锑铜银矿、硫锑铅银矿、锑银矿、硫银锡矿、硫砷银铅矿、银黄锡矿、辉银矿、锑-银-锡互化物;类质同象主要是银黝铜矿-银砷黝铜矿、含银方铅矿和含银砷铜矿等。②Au:未发现独立矿物,黄铁矿是重要载金矿物。③PGEs:未见独立矿物,在不同重砂分级样品中没有富集,具分散性,推测铂族矿物很可能是以纳米形式存在,建议今后研究选矿工艺时,可考虑从制取纳米材料的思路进行应用研究。本文Ag-Sn-Sb互化物的发现为研究黑色岩系多元素富集成因机制提供了重要物证。     

Hydrocarbon source rock potential evaluation of the Late Paleocene Patala Formation,Salt Range,Pakistan: Organic geochemical and palynofacies approach

Organic geochemical and palynofacies analyses were carried out on shale intervals of the Late Paleocene Patala Formation at Nammal Gorge Section, western Salt Range, Pakistan. The total organic carbon content and Rock-Eval pyrolysis results indicated that the formation is dominated by type II and type III kerogens. Rock-Eval \({T}_{\mathrm{max}}\) vs. hydrogen index (HI) and thermal alteration index indicated that the analysed shale intervals present in the formation are thermally mature. \(S_{1}\) and \(S_{2}\) yields showed poor source rock potential for the formation. Three palynofacies assemblages including palynofacies-1, palynofacies-2 and palynofacies-3 were identified, which are prone to dry gas, wet gas and oil generation, respectively. The palynofacies assessment revealed the presence of oil/gas and gas prone type II and type III kerogens in the formation and their deposition on proximal shelf with suboxic to anoxic conditions. The kerogen macerals are dominated by vitrinite and amorphinite with minor inertinite and liptinite. The kerogen macerals are of both marine and terrestrial origin, deposited on a shallow shelf. Overall, the dark black carbonaceous shales present within the formation act as a source rock for hydrocarbons with poor-to-moderate source rock quality, while the grey shales act as a poor source rock for hydrocarbon generation.     

Cretaceous oceanic anoxic events (OAEs) recorded in the northern margin of Africa as possible oil and gas shale potential in Tunisia: An overview

Abstract

Significant attention has been given, during the last decade, to Palaeozoic unconventional oil and gas shale in northern Africa where the productive Palaeozoic basins are located. New tentative strategies shed light on Mesozoic unconventional plays represented by Cretaceous shale reservoirs. In most petroleum systems the proven Cretaceous oceanic anoxic events (OAEs), represented mainly by the Fahdene and Bahloul Formations, played the main role in hydrocarbon generation with good distribution. Their deposition was restricted to the early Aptian (Bedoulian), the early/late Albian, and the Cenomanian–Turonian transition. Additional black shales have been detailed for the first time in Tunisia which relate to the Valanginian Weissert and late Hauterivian Faraoni events. Biostratigraphic and complete geochemical reviews have been undertaken from published papers and unpublished internal reports to better assess these important source intervals. These black shale levels, pertaining to OAEs, were deposited in almost deep marine environments during short-lived periods of anoxia (ca. 2 Ma). In the course of this review, thickness, distribution, and maturity maps have been established for each level using well data from published sources.