基于分子标志物的有机质成熟度评价参数选择及其适用范围分析

分子标志物作为反映有机质热演化信息的重要载体,具有随温度升高发生侧链断裂、异构化和芳构化的性质,部分对温度增高具有良好响应的分子标志物参数具备表征成熟度的基本条件。根据分子标志物在热演化中的结构变化规律及其有效性和适用性,甄选出可用于有机质成熟度评价的多种分子标志物参数:姥鲛烷异构化指数(PIR)、锥满烷指数(DHR)(8β(H)-锥满烷/8β(H)-高锥满烷)、藿烷(Ts/(Tm+Ts))、重排甾烷(20S/(20S+20R))、金刚烷、烷基萘、甲基菲以及烷基二苯并噻吩(DBTs)。鉴于不同参数优点与适用范围的差异性,多参数联合使用可提高评价的准确性。研究结果表明:C29甾烷参数与单芳甾烷联合使用适用于Ro≤0.7%的有机质成熟度评价,Ts/(Tm+Ts)、单芳甾烷、甲基菲比值(MPR)、甲基菲指数(MPI)、DHR与甲基二苯并噻吩分布指数(MDBI)的联合使用可评价0.7%≤Ro≤1.3%范围内的有机质成熟度,MPI、DHR、烷基萘指数、甲基双金刚烷成熟度指标(IMD),即4-MD/(1-MD+3-MD+4-MD)和PIR的联合使用可评价1.3%≤Ro≤2.0%范围内的有机质成熟度,当Ro≥2.0%时,则仅有PIR具有有效性。     

江汉盆地西南缘原油中含硫化合物的分布特征及其地球化学意义

对江汉盆地西南缘12个原油样品中含硫化合物分布特征的研究表明,原油中二苯并噻吩系列化合物和苯并萘并噻吩系列化合物分别占芳烃总量的4.61%～9.79%和0.27%～1.32%,与烃源岩中含硫化合物的含量一致,反映原油中含硫化合物的含量与沉积环境有关.原油含硫化合物的内组成表明,咸水环境有利于二甲基二苯并噻吩和三甲基二苯并噻吩系列化合物的相对富集.4-甲基二苯并噻吩/1-甲基二苯并噻吩峰面积比值(MDR)在低成熟阶段(Ro＜0.7%)的变化范围较小,当成熟度进一步增加时,因热稳定性较差的1-甲基二苯并噻吩向其他化合物转化的速度加快,相对丰度降低,而4-甲基二苯并噻吩的相对丰度增加,致使MDR值随成熟度的增加而很快增大.同时,DR值受到沉积条件的影响,可能指示沉积环境的咸水化程度.2 3-甲基二苯并噻吩/二苯并噻吩峰面积比值与4-甲基二苯并噻吩/二苯并噻吩峰面积比值之间表现为正相关,说明2 3-甲基二苯并噻吩与4-甲基二苯并噻吩的形成机理相似,同样受沉积环境和成熟度的影响.     

川西坳陷煤系烃源岩成熟度特征及成熟度指标对比研究

烃源岩热演化程度是判断一个盆地是否具备生油能力的重要指标之一,然对热演化程度的定量识别标志较多,针对热演化程度不同或参数获取的难易程度而有所选择.研究基于川西坳陷龙泉驿斜坡LS1井J_1x,T_3x~5,T_3及T_3t等4个主要烃源岩层位的17个样品的镜质体反射率(R_0)、岩石热解及芳烃色质指标等分析测试,时研究区上三叠统须家河组及侏罗系主要烃源岩成熟度特征进行系统分析表明,研究区源岩镜质体反射率分布在0.97～1.59之间,T_(max)值平均为488.67,R_(OMPI1)值介于1.01～1.56之间,R_(O(3-MCH/1-MCH))值介于1.05～1.57之间,表明本区烃源岩处于成熟-高成熟阶段.芳烃各项指标随深度增大趋势明显.尤其是MP11和3-甲基屈/1-甲基屈(3-MCH/1-MCH)随深度变化更为明显,且和R_0与深度的变化趋势高度相似,而MDBI指数和4-甲基-二苯并噻吩/1-甲基-二苯并噻吩(4-MDBT/1-MDBT)与深度的相关关系相对较差,但总体仍呈现出逐渐增大的趋势.成熟度指标对比研究,证实镜质体反射率仍是较为成熟,易于横向对比的成熟度指标,芳烃色质参数MPI1和3-甲基屈/1-甲基屈(3-MCH/1-MCH)由于其较少受各成岩环境的影响,从而具有潜力的成熟度判别指标.研究还将MPI1及3-MCH/1-MCH通过计算转化成R_(OMPI1)及R_(O(3-MCH/1-MCH>))以实现在获取R_0困难亦可进行对比.     

盐岩对地层温度及烃源岩热演化的影响:以加蓬盆地X区块为例

应用钻井、测井、地震等资料及盆地数值模拟技术,以加蓬盆地X区块为例,探讨了盐岩对地层温度及烃源岩热演化的影响。结果表明:研究区盐岩体呈带状或点状分布,厚度介于0～3 723m之间,均值808.5m。盐岩的热导率是其他沉积岩的2～4倍,因此受高热导率的影响,使得盐上地层温度及烃源岩成熟度升高,盐下地层温度及烃源岩成熟度降低;且盐岩层越厚,这一影响越大,对于盐下地层,盐厚2 000m时温度差为25.1℃,Ro差值为0.6%。离盐岩层越近,烃源岩成熟度受盐岩的影响越大,对于盐下地层,离盐岩层近的Vembo组Ro差值最大可达1.2%以上。因此,受制于盐岩体的厚度、形态等变化,不能利用钻井揭示的烃源岩成熟度及其演化过程来预测盐岩发育区周围烃源岩的成熟度及演化。     

海相碳酸盐岩二苯并噻吩类化合物成熟度参数研究进展与展望

热成熟度是评价各地质时期沉积盆地烃源岩和油气演化的必要参数。近二十余年国内外研究结果表明,二苯并噻吩系列化合物成熟度参数有望成为高 -过成熟阶段海相碳酸盐岩及其油气有效分子成熟度指标。建立高 -过成熟阶段碳酸盐岩烃源岩二苯并噻吩系列化合物成熟度参数与岩石Ro(通过沥青反射率或海相镜质体反射率换算 )之间的关系式是目前国内外石油地球化学界尚未解决的问题。该关系式的建立对我国下古生界和中上元古界碳酸盐岩来源之油、气成熟度Ro值的确定及油、气 /源岩对比研究将提供比较可靠的新方法。对指导我国海相地层油气勘探具有广阔的应用前景。     

羌塘盆地隆鄂尼地区油苗芳烃分布特征及意义

芳烃作为原油和烃源岩中可溶烃的一个重要组分,能提供烃源岩沉积环境、有机质来源、热演化程度和油源对比等多方面信息,并且其比饱和烃具有更强的抗生物降解作用的能力,因此广泛用于生物降解油的相关研究。生物降解油广泛分布于中国青藏高原羌塘盆地,为了有效开展羌塘盆地油源对比研究工作,本文对隆鄂尼地区油苗开展了系统的芳烃有机地球化学特征研究,样品中检测出的15类化合物系列中菲系列含量极高,其次为三芴系列,萘系列含量较低,但同样检测出一定量的源于陆源高等植物母质的化合物,如卡达烯、惹烯和海松烯等,这表明羌塘盆地生油母质以海相低等水生生物为主,同时有一定量陆源高等植物输入。芳烃成熟度参数研究表明,甲基萘指数由于受到混源影响而不能单独用于成熟度评价,而甲基菲指数和甲基二苯并噻吩指数是羌塘盆地原油成熟度研究的有效指标,综合各类成熟度指标研究表明,羌塘盆地原油属于成熟油。     

琼东南深水区华光凹陷海陆过渡相烃源岩早期预测

深水低勘探领域是当今世界油气勘探关注的热点之一,有效烃源岩发育程度是低勘探领域烃源岩早期评价首先需要回答的关键问题。而低勘探领域钻井稀少,缺乏采样分析资料,严重制约着烃源岩早期预测。针对这一严峻挑战,本文在借鉴邻区井孔实测资料的基础上,充分利用层序地层学、有机地球化学和地球物理技术,探讨了以多项烃源岩参数为主的5项烃源岩早期预测评价方法,即（1）利用层序地层分析方法确定有利烃源岩发育层段;（2）利用地震速度-岩性定量预测方法确定烃源岩厚度;（3）利用地震绝对速度定量估算烃源岩成熟度Ro;（4）运用地震相转沉积相,再由沉积相转有机相方法预测烃源岩有机相类型和分布;（5）烃源岩层段综合评价优选。应用该方法对华光凹陷海陆过渡相烃源岩进行了烃源岩早期预测,发现崖城组各段烃源岩厚度具有北厚南薄的特征,崖二段烃源岩最厚可达450m;崖城组烃源岩热演化程度整体较高,受埋深影响,崖三段烃源岩Ro值最高;崖二段浅海相烃源岩分布范围最大,滨岸平原沼泽相最窄,崖一段和崖三段浅海相烃源岩分布范围小,但滨岸平原沼泽相烃源岩分布最宽,并且扇三角洲分流平原沼泽相烃源岩分布较广;烃源岩综合评价分析认为崖二段是最有利烃源岩,崖一段和崖三段是较有利烃源岩。     

琼东南深水区华光凹陷渐新统崖城组烃源岩早期预测

深水低勘探领域是当今世界油气勘探关注的热点之一,有效烃源岩发育程度是低勘探领域烃源岩早期评价首先需要回答的关键问题。而低勘探领域钻井稀少,缺乏采样分析资料,严重制约着烃源岩早期预测。针对这一严峻挑战,本文在借鉴邻区井孔实测资料的基础上,充分利用层序地层学、有机地球化学和地球物理技术,探讨了以多项烃源岩参数为主的5项烃源岩早期预测评价方法,即:1利用层序地层分析方法确定有利烃源岩发育层段;2利用地震速度-岩性定量预测方法确定烃源岩厚度;3利用地震绝对速度定量估算烃源岩成熟度Ro;4运用地震相转沉积相,再由沉积相转有机相方法预测烃源岩有机相类型和分布;5烃源岩层段综合评价优选。应用该方法对华光凹陷渐新统崖城组烃源岩进行了烃源岩早期预测,发现崖城组各段烃源岩厚度具有北厚南薄的特征,崖二段烃源岩最厚可达450m;崖城组烃源岩热演化程度整体较高,受埋深影响,崖三段烃源岩Ro值最高;崖二段浅海相烃源岩分布范围最大,滨岸平原沼泽相最窄,崖一段和崖三段浅海相烃源岩分布范围小,但滨岸平原沼泽相烃源岩分布最宽,并且扇三角洲分流平原沼泽相烃源岩分布较广;烃源岩综合评价分析认为崖二段是最有利烃源岩,崖一段和崖三段是较有利烃源岩。     

准噶尔盆地沙湾凹陷二叠系下乌尔禾组烃源岩类型与热演化研究

沙湾凹陷下组合油气资源丰富,下乌尔禾组烃源岩被证实是凹陷内主要的油气来源。然而,由于烃源岩埋深较大、勘探程度低,烃源岩类型、热演化以及生烃史尚不清楚,制约了下组合油气成藏规律的认识。本研究基于烃源岩地球化学参数,认识下乌尔禾组烃源岩基本特征,利用盆地模拟恢复烃源岩热演化以及生烃演化史,在此基础上对油气成藏过程进行分析。结果表明：沙湾凹陷下乌尔禾组烃源岩有机质类型以Ⅱ型为主,平均有机碳含量(TOC)为0.82%,生烃潜量(S₁+S₂)为5.32 mg/g,为中等烃源岩,平均成熟度(Ro)为1.27%,处于成熟—高成熟阶段。热演化模拟显示下乌尔禾组烃源岩于晚三叠世晚期进入生烃门限(Ro=0.5%),晚侏罗世—晚白垩世达到生油高峰(Ro=1.0%)。白垩纪末期,有机质热演化进入了高成熟演化阶段(Ro>1.3%)。沙湾凹陷超深层储层经历多期油气充注,油气的多期混合以及断层活动的不均一性造成不同层位多种相态油气藏共存。研究认识为准噶尔盆地超深层油气成藏过程和机理研究奠定了坚实的基础。     

塔里木盆地深层碳酸盐岩中不同赋存形式芳烃化合物组成

通过对塔参1井深层（＞5 700 m）碳酸盐岩游离有机质（氯仿沥青“A”）和包裹有机质（氯仿沥青“C”）中芳烃化合物组成和成熟度参数对比研究发现,芳烃化合物组成中菲和二苯并噻吩系列化合物较为丰富,菲和〖JX-*9〗〖XCQQ.TIF;%80%80〗〖JX*9〗等系列化合物丰度随埋深增加而增大,而二苯并噻吩、苯并萘并噻吩和芴等系列化合物丰度表现出相反的规律,这反映出不同芳烃系列化合物在高过成熟阶段热稳定性的差异。同一样品两种赋存形式芳烃化合物组成和成熟度参数明显不同,芳烃化合物成熟度参数和烷基化程度都反映出包裹有机质成熟度低于游离有机质,说明包裹有机质的热演化作用受到了抑制。在高过成熟阶段仍有部分芳烃参数仍可以用来表征深层有机质热演化程度,这些参数包括:菲系列烷基化指标（C1 P /C4 P、C1 P /C3 P、 C2 P /C4 P 、C2 P /C3 P）、以及二苯并噻吩系列化合物中MDR、C1/C3 DBT、2,4/1,4 DMDBT和4,6/1,4 DMDBT参数;虽然DBT/P比值被认为指示沉积环境的有效参数,但塔参1井深层样品研究表明,该参数与热演化程度关系密切,为高过成熟度阶段较好的成熟度参数。      

应用CH4/N2指标估算塔里木盆地天然气热成熟度

通过对塔里木盆地满加尔凹陷低成熟煤岩在开放在线程序升温体系的热模拟实验,获得煤岩在不同温度点的热分解产物CH4、CO和N2,并对模拟后残留产物进行了镜质体反射率测试,建立了镜质体反射率与对应受热温度之间的关系。煤岩镜质体反射率与热温度之间的二阶关系表达为:Ro=0.0014×T+0.109,r=0.9931(Ro<0.6%);Ro=0.0067×T-1.5855,r=0.9996(Ro>0.6%)。通过上述方程建立CH4/N2值与煤岩镜质体反射率之间的对应关系,并利用CH4/N2值对塔里木盆地库车坳陷天然气热成熟度进行了预测。预测结果与实际地质分析结果相吻合,说明CH4/N2值可以作为塔里木盆地煤成气热成熟度预测指标应用于油气勘探中。     

酒东盆地热演化史与油气关系研究

酒东盆地是由两期不同性质、不同世代盆地叠合而成。早、中侏罗世-早白垩世为拉张盆地,第三纪以来为挤压坳陷盆地。酒东盆地现今地温梯度及大地热流值较低,分别为300℃/100m及51mW/m2。营尔凹陷中生代晚期地温梯度高于现今地温梯度,可达350～420℃/100m;新生代以来大幅沉降,地温梯度降低,烃源岩的热演化程度受现今地温场控制。盆地热演化史与油气关系研究表明营尔凹陷下白垩统赤金堡组烃源岩主生油期有两期,分别在早白垩世晚期及第三纪以来。下白垩统下沟组和中沟组烃源岩主生油期仅有一次,主要为上新世以来。营尔凹陷有良好的找油前景。     

羌塘盆地土门地区上三叠统土门格拉组烃源岩地球化学特征

本文在南羌塘盆地土门地区获得一套上三叠统土门格拉组泥质烃源岩。通过有机质丰度、有机质类型和有机质热演化程度的分析,结果表明,土门格拉组泥质烃源岩有机碳含量在0.54%~1.36%之间,达到了中等-好烃源岩标准,局部达到很好烃源岩标准;干酪根镜检结果显示,有机质类型主要为II1型。镜质体反射率Ro为1.61%~2.76%,岩石热解峰温Tmax介于340~544℃之间,干酪根腐泥组颜色为棕色-棕褐色,表明有机质演化达到过成熟阶段。土门地区土门格拉组泥质烃源岩的发现进一步表明羌塘盆地上三叠统烃源岩具备良好的生烃(气)潜力。     

准噶尔盆地腹部超压地层烃源岩热演化史研究

以往的研究认为准噶尔盆地腹部二叠系烃源岩成熟生烃时期较早,与油气晚期成藏的认识不一致。因此,本文通过盆地热历史恢复和超压对烃源岩抑制作用的详细分析,重新厘定了准噶尔盆地腹部主要烃源岩的成熟度演化史。结果表明,因二叠纪盆地构造热体制的转变,准噶尔盆地中二叠世-早侏罗世经历了快速降温的过程,超压全面抑制了准噶尔盆地腹部主要烃源岩的热演化过程,且抑制程度随压力系数增大而增大,当压力系数达到最大值后抑制程度也达到极限（Ro偏低0.6%左右）,利用与压力系数相关联的超压因子调节 Easy% Ro模型中的化学反应频率因子能够有效地反映Ro值受抑制的特征,采用改进模型模拟的烃源岩成熟度演化史表明,盆1井西凹陷和沙湾凹陷中-上二叠统烃源岩主要生油期为白垩纪,侏罗系八道湾组烃源岩目前仍处于生油高峰期,明显滞后于传统生烃模式的预测结果,为深源油气晚期快速成藏提供了有利的烃源条件。     

Maturity modeling and burial history reconstruction for Garau and Sargelu formations in Lurestan basin,south Iran

The Upper Jurassic Sargelu and the Cretaceous Garau formations are important source rocks in the Lurestan basin, southwest Iran. In this study, the maturity evolution and burial history of these source rocks are investigated using 1D modeling in 15 wells within the Lurestan basin. These models are calibrated using temperature and vitrinite reflectance readings at well locations. Results indicate that thermal maturity of studied source rocks increases towards the northwest of the Lurestan basin and is the lowest over the Anaran High. The present-day level of maturity suggests that these formations are suitable candidates for shale gas resources in the Lurestan basin.     

银额盆地苏红图坳陷西部中生界烃源岩热演化史恢复

苏红图坳陷是位于银额盆地东北部的中生代断陷盆地,含油气资源勘探潜力较大.利用研究区7口井的75个镜质体反射率资料,分析了研究区中生界烃源岩热演化程度及分布特点,银根组烃源岩处于未成熟-低成熟阶段,苏红图组底部Ro分布在0.6%~1.2%,凹陷中心巴音戈壁组底部Ro普遍大于1.1%.苏红图坳陷西部中生代以来的热历史恢复表明,研究区现今地温梯度为34 ℃/km,晚白垩世地温梯度约为40.6~46.7 ℃/km,地温梯度从40~42 ℃/km（135~110 Ma）增加到46~50 ℃/km（110~103 Ma）,银根组沉积期（100~95 Ma）地温梯度达到最大,为48~53 ℃/km;从乌兰苏海组沉积开始到现今,地温梯度先增大到40~46 ℃/km（92~80 Ma）,后逐渐降低为34 ℃/km（80~0 Ma）.研究区早白垩世以来较高的地温场对油气生成、成藏起着重要的控制作用,烃源岩均在乌兰苏海组沉积末期达到最大热演化阶段.      

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。     

珠江口盆地文昌A凹陷烃源岩特征及热成熟演化史

在烃源岩分布特征及有机质丰度、类型和成熟度分析的基础上,运用含油气盆地数值模拟技术,定量恢复了烃源岩热成熟演化史.研究表明,文昌A凹陷各层系烃源岩分布广,厚度大,有机质丰度高;有机质类型文昌组偏Ⅱ1型,恩平组偏Ⅲ型,二者现今多处于高成熟—过成熟阶段.凹陷内烃源岩成熟时间早（文昌组约45.5 Ma）,成熟度高,以干气生成为主;凹陷边缘烃源岩成熟时间较晚（文昌组约30.0 Ma）,成熟度相对较低,以石油生成为主.凹陷内气藏及凹陷边缘油藏的分布格局受制于有机质类型差异和不同的热演化史.气藏的天然气来自文昌组石油裂解气以及恩平组自身生成的天然气,油藏的石油来自文昌组和恩平组,且油气勘探的方向：凹陷内以天然气为主,边缘以石油为主.