鄂尔多斯盆地泾川地区三叠系延长组烃源岩特征及其沉积环境

泾川地区位于鄂尔多斯盆地西南缘,烃源岩发育情况尚不明确。通过野外地质调查和钻井岩心观察,结合烃源岩测试及元素地球化学资料,对长10—长7烃源岩进行评价,在环境分析的基础上研究影响烃源岩发育的主要因素。结果表明：研究区延长组烃源岩以长73泥页岩为最好,有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ1为主,TOC为 0.42%～29%;长10—长7泥岩有机质以Ⅱ2型为主,平均TOC含量低于 2%;Ro为 0.47%～1.08%,有机质基本已成熟。长10—长7烃源岩形成于温暖潮湿的环境,弱还原弱氧化的淡水介质条件,水深相对较浅。古生产力、沉积速率及水介质环境影响烃源岩发育。热水活动促进了古生物的繁盛,P、Cu含量及 P/Ti值越高,有机质 TOC含量越高。（La/Yb）N值越高,沉积速率越低,有机质越富集。Cu/Zn值越高,V/Cr值越高,Th/U值越低,水体还原性越好,有机质丰度越高。总之,热水活动提高了古生产力水平,相对较低的沉积速率有利于有机质的富集,还原性较强的水介质条件可使有机质得到良好的保存。陇县一带烃源岩因受陆源植物输入的影响,且形成环境不利,烃源岩品质相对较差。     

鄂尔多斯盆地南部延长组热水沉积作用与烃源岩发育的关系

鄂尔多斯盆地三叠系延长组优质烃源岩的形成可能与热流体活动密切相关,但一直缺乏直观且有效的证据支持。通过连续采样的高分辨率元素地球化学研究,结果显示延长组整体上是具有较多陆源输入的非典型热水沉积,但在长7-3段优质烃源岩沉积期热流体输入显著增强。热液指标Al/(Al+Fe+Mn)、(Fe+Mn)/Ti比值与TOC丰度之间的相关系数分别高达-0.89和0.89,表明热水沉积与烃源岩之间具有密切关系,即热液输入强度越大,烃源岩有机质丰度越高。Al/(Al+Fe+Mn)比值与P/Al、P/Ti、TS含量的相关系数分别为-0.81、-0.80和-0.89,指示热水沉积与烃源岩之间存在的关系可能缘于热水活动能够促进湖面古生产力的提高和底水缺氧环境的形成,在烃源岩发育过程中提供充足的有机质来源和良好的有机质保存条件。研究表明,热水沉积是潜在的富有机质烃源岩,元素定量指标相关性分析是揭示两者之间关系的一种有效途径。     

陕甘宁盆地下奥陶统马家沟组层序沉积有机相特征及其烃源岩分布

沉积有机相是具有相似沉积环境、生物组合、成岩环境、氧化-还原条件以及相近有机质特征的地层单元,其分布受沉积盆地中层序地层格架所控制。因此,层序沉积有机相分析可成为确定和预测烃源岩分布的一种有效工具。本文采用层序地层分析与沉积有机相分析相结合的方法,将陕甘宁盆地下奥陶统马家沟组划分为三个层序,并探讨了每个层序中沉积有机相的分布特征。研究表明,沉积有机相在层序地层格架中的分布呈显出一定的规律性,在盆地西部及南部的较深水层序中,沉积有利相类型主要为开阔台地C相,在垂向上变化不大,有机碳含量为 0.0 8%～ 0.1 8%。在盆地中部浅水层序中,海侵体系域的沉积有机相类型主要为开阔台地C相及局限台地D相,有机碳含量为 0.1 2 %～ 0.2 5 %,而高位体系域的沉积有机相类型主要为局限台地D相和蒸发台地E相,有机碳含量为 0.1 7%～ 0.49%,反映出盆地中部浅水层序中的高位体系域是烃源岩分布的最有利地带。     

伊犁盆地伊宁凹陷二叠系与三叠系主要烃源岩特征对比研究

重点对伊利盆地伊宁凹陷二叠系与三叠系主要烃源岩的有机质丰度、有机质类型、有机质成熟度特征进行分析与对比。盆地二叠系主力烃源岩为铁木里克组,三叠系主力烃源岩为小泉沟群。该盆地二叠系铁木里克组烃源岩机质丰度较好,已处于成熟—高熟阶段,有利于油气的形成,是好的生油岩;盆地三叠系小泉沟群烃源岩表现为有机质丰度高,成熟度较低,生油能力较二叠系差,属于中等生油岩。二叠系铁木里克组烃源岩干酪根碳同位素δ13C介于-23.55‰~20.85‰,指示有机质母质类型为Ⅱ—Ⅲ型有机质。三叠系小泉沟群烃源岩δ13C介于-26.51‰~-20.45‰范围内,代表Ⅱ型有机质。通过镜质体反射率Ro、最高热解峰温、饱和烃轻重比、OEP值研究表明伊宁凹陷二叠系铁木里克组烃源岩有机质成熟度高,三叠系小泉沟群烃源岩成熟度相对低。总体评价认为二叠系铁木里克组烃源岩是伊犁盆地伊宁凹陷的主力烃源岩,生烃能力强,是盆地油气勘探的重点层位。     

鄂尔多斯盆地长9烃源岩发育与排烃效率

鄂尔多斯盆地长9优质烃源岩主要集中在志丹—英旺地区,但目前仅在志丹地区发现了典型长9源岩所生原油。对源岩排烃效率的定性和定量研究表明,英旺地区长9烃源岩排烃效率明显低于志丹等其他地区,仅为44%,其余地区平均为82%。排烃效率低应是英旺地区长9原油勘探未能取得突破的重要原因。沉积埋藏史和测井资料研究证实,与其他地区相比,英旺地区地质时期所经历的最大埋深明显较小,由此造成源岩孔隙度较高,残留烃量较大,导致英旺地区排烃效率低。另外,与志丹地区相比,英旺地区单位源岩生烃量较小,由此会造成其残烃量相对较高,这也是造成英旺地区排烃效率较低的一个原因。     

鄂尔多斯盆地奥陶系烃源岩有机显微组分特征及意义

鄂尔多斯盆地中部气田奥陶系碳酸盐岩储层中既有煤型气又有腐泥型气。煤型气的来源为上古生界煤系源岩已无争议,但对腐泥型气的来源则存在着源自石炭系和奥陶系自生自储两种不同观点。研究了奥陶系碳酸盐岩中的有机显微组成特征,从有机岩石学角度将其细分为三个显微组分组、六种显微组分,其中的碳沥青组对于碳酸盐岩生烃潜力的评价及认识天然气来源具有指示意义。奥陶系岩石中沥青的成因与赋存状况的分析表明,奥陶系储层中的碳沥青主要为液态烃热演化的产物,奥陶系碳酸盐岩具有生烃潜力。同位素特征分析亦表明上、下古生界储层中天然气的同位素组成存在较大差异。认为腐泥型天然气来自奥陶系碳酸盐岩本身。     

鄂尔多斯盆地陇东地区延长组非主力有效烃源岩发育特征

通过油源对比确定了鄂尔多斯盆地陇东地区延长组长4+5、长6、长9暗色泥岩和长7油页岩与暗色泥岩的有效性,进一步采用热解烃指数(HCI)、可溶有机质与有机碳含量关系确定了有效烃源岩的有机碳含量下限为1.1%。以此下限值作为标准,与单井测井资料预测的有机碳含量值结合,确定了单井不同层段有效烃源岩的厚度。通过大量钻井有效烃源岩的厚度统计,确定了不同层段有效烃源岩的厚度分布特征。长4+5有效烃源岩主要分布在研究区中部,最大厚度超过60 m。长6有效烃源岩的分布中心集中在庆城-马岭一带,最大厚度超过70 m,沉积中心的厚度在20~70 m,分布范围与长7油页岩的分布较为一致。长9有效烃源岩在东北部的志丹地区,主体厚度在30～60 m。     

敦化盆地烃源岩特征与油气资源潜力

敦化盆地为一中新生代断坳叠合型裂谷盆地,油气勘探程度较低,为查明其烃源岩发育状况及油气资源潜力,在对煤田钻孔和露头样品系统化验分析与地震地质综合研究的基础上,分析了盆地发育的下白垩统、古近系、新近系3套湖相烃源岩的分布特征、有机质丰度、有机质类型和有机质成熟度,用烃产率法估算出盆地的总生烃量为31.02×108t,总资源量为1.24×108t,下白垩统和古近系湖相泥岩为盆地的成熟优质主力烃源岩,说明该区具有形成中小型油气田的物质条件.     

西藏尼玛盆地古近系牛堡组烃源岩地球化学特征

青藏高原中-新生代沉积盆地油气资源评价目前程度相对较差,对有机质来源及热演化过程等了解程度较低。本文以尼玛盆地古近系牛堡组为研究对象,通过对其有机质丰度、有机质类型以及有机质热演化程度的分析,结果显示：尼玛盆地牛堡组泥岩烃源岩有机碳质量分数在0.52%~4.14%,平均1.25%,属中等-很好烃源岩;有机质类型以II1型为主,三件为I型。烃源岩岩石热解峰温Tmax为424~483℃,镜质体反射率Ro为0.72%~0.86%,表明有机质演化达成熟-高成熟阶段。综合数据分析表明尼玛盆地牛堡组烃源岩具有较好的生烃潜力。这对认识尼玛盆地的油气勘探价值,进一步突破在青藏高原陆相第三系盆地寻找油气资源仅在伦坡拉盆地中东部概念的束缚,为整个伦坡拉盆地群开展油气勘探工作提供了很好的指导意义。     

鄂尔多斯盆地马家沟组碳酸盐岩有机质特征及烃源岩研究

鄂尔多斯盆地下奥陶统马家沟组碳酸盐岩分布广,但有机质丰度较低,且成熟度高。通过对民家沟组碳酸盐岩中的有机质丰度、类型及成熟度在三给空间分布特征的研究,指出盆地中部马五段、马三段蒸发台地相碳酸盐岩为较好的烃源岩,盆地内其余地区和层位的碳酸盐岩为较差的烃源岩。烃源岩的分布受碳酸盐岩沉积相和盆地基底构造所控制。     

澳大利亚北卡那封盆地中上三叠统Mungaroo三角洲陆源有机质分布特征

北卡那封盆地中上三叠统Mungaroo组发育巨型浅水辫状河三角洲——Mungaroo三角洲。利用钻井、岩心资料,并结合区域地质背景,将Mungaroo三角洲划分为近端三角洲平原、远端三角洲平原、三角洲前缘、前三角洲4个沉积亚相,其中近端三角洲平原与远端三角洲平原亚相分布广泛,三角洲前缘与前三角洲亚相欠发育。陆源有机质分析表明:(1)研究区目的层段沉积时期,在环特提斯洋巨型季风洪水的影响下,泥炭沼泽普遍遭受冲刷改造,有机质类型主要为分散有机质,仅远端三角洲平原发育薄煤层;(2)不同相带受季风洪水的影响差异较大,近端三角洲平原受洪水改造强烈,砂砾岩发育,夹薄层泥岩,泥岩中有机质显微组分主要为惰质组,镜质组大部分遭受氧化;(3)远端三角洲平原的沼泽沉积尽管受到洪水频繁冲刷,但仍发育多套薄煤层,泥岩中陆源有机质最为丰富,显微组分以镜质组为主;(4)三角洲前缘和前三角洲相带窄,沉积物中陆源有机质含量较低。远端三角洲平原烃源岩有机质生烃潜力最大,除发育广泛的薄煤层外,暗色泥岩中平均TOC含量可达4.11％。上述沉积相带与陆源有机质分布规律体现了强季风洪水影响下大型辫状河三角洲的沉积特点。     

吐鲁番--哈密盆地陆源碎屑沉积环境及物源分析

吐鲁番—哈密盆地从晚二叠世到晚第三纪经历了复杂的,多旋回的沉积构造演化历史,造成主要地层间均以不整合为界。盆地内沉积相类型丰富,沉积环境随时间的推移而发生改变。在晚石炭世,盆地北部为浅海环境;到晚二叠世,沉积环境由海相转变为陆相,并在上二叠统下部形成大量冲积相或河流相粗碎屑沉积;在三叠纪,沉积物主要形成于冲积相或河流—湖泊环境中,古气候则由干旱转为温暖湿润。早、中侏罗世,沉积环境以湖泊—沼泽相为主;到晚侏罗世,则以辫状河流相为主及干旱气候为特征。在白垩纪,盆地的沉积范围大为缩小,以湖泊环境为主;第三纪,沉积范围则扩大到整个盆地,沉积相以辫状河流及冲积相为特征,沉积气候干旱,局部地区接受了盐类沉积。古流向分析显示,吐—哈盆地具有复杂的沉积搬运体系。在盆地南侧,沉积物搬运方向总是由南向北,表明觉罗塔格山是盆地的主要物源区;而在盆地北侧,博格达山自晚侏罗世开始隆起,构成盆地的另一新的物源区,沉积物搬运方向由北向南。在白垩及第三纪,博格达山成为盆地的主要物源区。     

吐鲁番-哈密盆地陆源碎屑沉积环境及物源分析

吐鲁番-哈密盆地从晚二叠世到晚第三纪经历了复杂的,多旋回的沉积构造演化历史,造成主要地层间均以不整合为界。盆地内沉积相类型丰富,沉积环境随时间的推移而发生改变。在晚石炭世,盆地北部为浅海环境;到晚二叠世,沉积环境由海相转变为陆相,并在上二叠统下部形成大量冲积相或河流相粗碎屑沉积;在三叠纪,沉积物主要形成于冲积相或河流-湖泊环境中,古气候则由干旱转为温暖湿润。早、中侏罗世,沉积环境以湖泊-沼泽相为主;到晚侏罗世,则以辫状河流相为主及干旱气候为特征。在白垩纪,盆地的沉积范围大为缩小,以湖泊环境为主;第三纪,沉积范围则扩大到整个盆地,沉积相以辫状河流及冲积相为特征,沉积气候干旱,局部地区接受了盐类沉积。古流向分析显示,吐-哈盆地具有复杂的沉积搬运体系。在盆地南侧,沉积物搬运方向总是由南向北,表明觉罗塔格山是盆地的主要物源区;而在盆地北侧,博格达山自晚侏罗世开始隆起,构成盆地的另一新的物源区,沉积物搬运方向由北向南。在白垩及第三纪,博格达山成为盆地的主要物源区。     

澳大利亚北卡那封盆地晚三叠世混合沉积特征

在澳大利亚北卡那封盆地的东南部,上三叠统Brigadier组为三角洲砂泥岩,在西北部则发育纯碳酸盐岩。盆地东南部有明显的河流及碎屑物源供应的证据,靠近物源区为三角洲碎屑岩沉积,远离物源区为生物礁滩沉积及滑塌沉积,总体上具有明显的混积特征。Brigadier组混合沉积形成的主要原因是碎屑物源输入的停止和水动力的减弱,碳酸盐岩沉积在早期河道砂泥岩之上,这属于典型的相混合成因类型。     

鄂尔多斯盆地三叠系延长组层序地层格架与沉积相构成

运用高分辨率层序地层学的原理和方法,综合鄂尔多斯盆地野外地质露头、岩心、测井及地震资料,确定了层序界面的识别标志,在上三叠统延长组识别出不整合面和沉积作用转换面两种类型的层序界面。延长组发育7个具有等时意义的层序界面,将其划分为6个长期基准面旋回。根据短—中期基准面旋回的叠加样式,SQ1层序至SQ3层序基准面上升旋回地层样式总体上以长期基准面上升半旋回为主,构成"上升不对称"型旋回结构;SQ3层序基准面下降旋回至SQ6层序地层样式则以长期基准面下降半旋回为主,构成"下降不对称"型旋回结构。沉积相类型及其展布受基准面升降变化控制明显,沉积微相类型以(辫状)河流—(辫状河)三角洲前缘水下分支河道为主。有利储层发育于长期基准面旋回上升半旋回的早中期以及下降半旋回的中晚期。     

柴达木盆地石炭系沉积相及其与烃源岩的关系

在实地观测柴达木盆地石炭系野外露头剖面岩性和生物特征的基础上,详细研究了柴达木盆地石炭系的沉积相类型及特征,探讨了石炭纪不同阶段的沉积演化以及沉积相对烃源岩发育的控制作用。柴达木盆地石炭系主要发育陆表海,可划分为三大沉积相:滨岸相、碳酸盐岩台地相、浅海陆棚相;六个亚相:浅滩亚相、潮坪亚相、沼泽亚相、开阔台地亚相、局限台地亚相、内陆棚亚相。石炭纪沉积演化经历了早石炭世两次海侵和晚石炭世的持续海侵,沉积环境由滨海向浅海过渡,以海陆交互沉积环境为主,大面积的海进使得北部山前局部地区出现地层超覆现象。沉积相控制了烃源岩的分布:柴达木盆地东北缘石炭系的潮坪亚相、浅海陆棚亚相广泛发育泥岩、炭质泥岩及碳酸盐岩,可作为有利的生烃源岩;柴西南缘下石炭统的局限台地亚相是碳酸盐台地上局部相对闭塞的地带,由于水体相对较深,水动能较低,沉积物中有机质丰富,也是有利的生烃源岩发育区。      

The Mesozoic structural evolution of the Gorgon Platform,North Carnarvon Basin,Australia

The Gorgon Platform is located on the southeastern edge of the Exmouth Plateau in the North Carnarvon Basin, North West Shelf, Australia. A structural analysis using three-dimensional (3D) seismic data has revealed four major sets of extensional faults, namely, (1) the Exmouth Plateau extensional fault system, (2) the basin bounding fault system (Exmouth Plateau–Gorgon Platform Boundary Fault), (3) an intra-rift fault system in the graben between the Exmouth Plateau and the Gorgon Platform and (4) an intra-rift fault system within the graben between the Exmouth Plateau and the Exmouth Sub-basin. Fault throw-length analyses imply that the initial fault segments, which formed the Exmouth Plateau–Gorgon Platform Boundary Fault (EG Boundary Fault), were subsequently connected vertically and laterally by both soft- and hard-linked structures. These major extensional fault systems were controlled by three different extensional events during the Early and Middle Jurassic, Late Jurassic and Early Cretaceous, and illustrate the strong role of structural inheritance in determining fault orientation and linkage. The Lower and Middle Jurassic and Upper Jurassic to Lower Cretaceous syn-kinematic sequences are separated by unconformities.     

羌塘盆地晚三叠世岩相古地理特征与烃源岩

羌塘盆地晚三叠世古地理格局是研究其沉积演化史和油气资源评价关键基础。通过地层划分对比、沉积相分析、沉积序列等方法,结合最新的地质调查及其研究结果,对羌塘盆地晚三叠世岩相古地理环境进行恢复,并讨论了上三叠统烃源岩基本特征。羌塘盆地晚三叠世受北侧碰撞造山挤压和南侧班公湖—怒江中特提斯洋盆打开双重影响,北羌塘前陆盆地逐渐萎缩消亡,南羌塘则经历走滑作用开始接受沉积。盆地北部的可可西里造山带、东部的岛链状隆起带和中部的中央隆起带为该时期盆地内三个物源区。北部边缘、中央隆起带东部边缘和盆地的中、东部地区,形成滨岸—三角洲相沉积。盆地中西部沉积较稳定的缓坡相碳酸盐岩。南羌塘坳陷的南部,沉积了向上水体逐渐变深的浅海陆棚相沉积物。此时期碳酸盐岩缓坡相区发育的烃源岩,具有高残余有机碳,高成熟度,低残余生烃潜量等基本特征,综合评价属于中等—较好烃源岩,以生气为主。推测多格错仁地区是今后油气勘探的优选目标和首选地区。     

准噶尔盆地三台和北三台地区中三叠统克拉玛依组物源分析

通过对砂岩碎屑组分组成特征、重矿物组合及其稳定系数、重矿物ZTR指数以及地震剖面等方面资料的分析,认为研究区克拉玛依组为东部和北部两大物源所控制且离物源较近.三台地区的物源在其东部,母岩类型以中性、基性岩浆岩为主;而北三台地区的物源在其北部,母岩类型以中性、基性岩浆岩和变质岩为主.     

Source Rock Characterization and Petroleum Systems in North Ghadames Basin,Southern Tunisia

This paper presents geochemical analysis of drilled cutting samples from the OMZ‐2 oil well located in southern Tunisia. A total of 35 drill‐cutting samples were analyzed for Rock‐Eval pyrolysis, total organic carbon (TOC), bitumens extraction and liquid chromatography. Most of the Ordovician, Silurian and Triassic samples contained high TOC contents, ranging from 1.00 to 4.75% with an average value of 2.07%. The amount of hydrocarbon yield (pyrolysable hydrocarbon: S2b) expelled during pyrolysis indicates a good generative potential of the source rocks. The plot of TOC versus S2b, indicates a good to very good generative potential for organic matter in the Ordovician, Silurian and Lower Triassic. However, the Upper Triassic and the Lower Jurassic samples indicate fair to good generative potential. From the Vankrevelen diagram, the organic matter in the Ordovician, Silurian and Lower Triassic samples is mainly of type II kerogen and the organic matter from the Upper Triassic and the Lower Jurassic is dominantly type III kerogen with minor contributions from Type I. The thermal maturity of the organic matter in the analyzed samples is also evaluated based on the T_max of the S2b peak. The Ordovician and Lower Silurian formations are thermally matured. The Upper Silurian and Triassic deposits are early matured to matured. However, Jurassic formations are low in thermal maturity. The total bitumen extracts increase with depth from the interval 1800–3000 m. This enrichment indicates that the trapping in situ in the source rocks and relatively short distance vertical migration can be envisaged in the overlying reservoirs. During the vertical migration from source rocks to the reservoirs, these hydrocarbons are probably affected by natural choromatography and in lower proportion by biodegradation.