潜江凹陷蚌湖向斜带烃源岩特征及生排烃史

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,应用含油气盆地数值模拟技术,定量恢复了主力烃源岩中国地质大学资源学院层系的生排烃史.研究表明,蚌湖向斜带潜江组各层系烃源岩均具有较高的有机质丰度,有机碳质量分数平均为0.78％,最高可达11.5％;有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ1型为主;但有机质成熟度具有明显的差异,潜一段...     

低勘探程度地区烃源岩生烃特征研究——以渤海海域秦南凹陷为例

渤海海域秦南凹陷勘探程度低,亟需开展各洼陷烃源岩生烃特征的精细研究以揭示油气勘探潜力和勘探方向。基于地质类比方法,在合理选择地质模型及地质参数的基础上,利用BasinMod盆地模拟软件重建了秦南凹陷各洼陷烃源岩埋藏史、成熟度史和生烃史。结果表明,受差异性沉降和沉积的控制,东洼烃源岩成熟时间早且持续成熟时间长,现今已进入成熟—高成熟阶段（Ro=1. 0%～2. 0%）,2次生烃作用分别发生在渐新世和中新世至今,生烃能力强;东南洼烃源岩成熟时间晚且持续成熟时间短,现今已进入中成熟阶段（Ro=0. 7%～1. 0%）,主要生烃作用发生在中新世晚期至今,生烃能力强;西洼烃源岩普遍处于低成熟阶段（Ro＜0. 7%）,主要生烃作用发生在上新世至今,生烃能力弱;层位上,各洼陷烃源岩生烃能力总体表现为沙三段＞沙一段＞东三段。秦南凹陷具有较好的油气勘探潜力,应紧紧围绕东洼和东南洼洼槽带及其斜坡带油气运移优势指向区选择有效圈闭进行钻探。     

辽河盆地东部凹陷北段生排烃史模拟及分析

本区的生排烃史的研究是基于地史、热史的模拟基础上进行的,生排烃史的模拟是含油潜力预测的有效手段。从生烃强度来看,本区的生烃强度中心位于牛局-青龙台构造带,说明东部凹陷北段具备生烃洼陷,是形成独立的含油气系统的基础。本区三套烃源岩为:沙三段下部、沙一段和东营组。各时期的排烃量在东营组沉积末期达到高峰,反映了东营组末期右旋走滑运动对油气运移的巨大影响,是油气幕式运移的有利证据。本区的排烃强度中心位于牛局-青龙台构造带,油气呈发散式向两侧运移,因此,除本区的牛局-青龙台构造带外,茨榆坨高垒带和东部陡坡带也是油气聚集的有利场所。东营组时期是排油及排气量最大时期,占总排油量35.87%,占总排气量90.2%,沙三段沉积末期的排油量仅次于东营组沉积末期,说明本区的含油气系统至少有两个关键时刻。      

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。     

内蒙古银额盆地查干凹陷烃源岩生烃和排烃史研究

为深入研究银额盆地查干凹陷油气的成藏过程 ,优化勘探目标的选择 ,在分析烃源岩特征的基础上 ,应用动态数值模拟技术 ,定量恢复了研究区主要烃源岩层系的生烃、排烃历史。研究表明 ,查干凹陷主要发育 3套烃源岩系 ,其中下白垩统巴音戈壁组二段泥岩为主力烃源岩 ,具较高的有机质丰度、生烃强度与排烃效率 ;烃类排出具阶段性、多期次幕式排烃的特点。以巴音戈壁组二段为源岩的油气系统应是本区油气勘探的主要目标     

伊通盆地莫里青断陷烃源岩特征及生排烃史

为了综合确定伊通盆地莫里青断陷的主力烃源岩,深化油气成藏动力学过程研究,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,应用含油气盆地数值模拟技术,定量恢复了研究区主要烃源岩层系的生排烃史.研究表明,莫里青断陷主要发育始新统双阳组、奢岭组和永吉组3套烃源岩系,其中双阳组泥岩为主力烃源岩,具较高的有机质丰度、成熟度、生烃强度与排烃效率;以双阳组为烃源岩的油气系统应是该区油气勘探的主要目标.     

玛湖凹陷风城组烃源岩特征与生烃模式

基于最新油气勘探成果及烃源岩有机地化分析数据和热模拟实验结果,评价了准噶尔盆地玛湖凹陷下二叠统风城组烃源岩的生烃能力,并进一步建立其生烃模式。研究区风城组发育一套沉积环境、岩性复杂多变的碱性湖泊相烃源岩,沉积水体盐度、碱度及成岩环境等变化快,致使源岩岩性复杂多变。其残余有机质丰度不高,类型为Ⅰ—Ⅱ型,大部分处于成熟阶段,热演化进程较慢。该组三个地层段均发育中—好烃源岩,少部分为很好烃源岩。风城组碱性湖泊相源岩生烃能力、模式与正常湖相源岩基本一致,为单峰式生油高峰,但其特点为生油持续时间长、总产油率远高于产气率、转化率高,主体处于生油阶段。油气勘探实践也证实玛湖凹陷是以含油为主的油气系统,在浅层或深层均以形成油藏为主。     

准噶尔盆地东部石钱滩凹陷石炭系石钱滩组烃源岩特征及其生烃潜力分析

石钱滩组烃源岩为准噶尔盆地石钱滩凹陷石炭系的主力生烃层位。在充分调研其空间展布的基础上,选取最新发现的双井子地质探槽剖面及石钱1井、石钱2井与钱1井进行系统的烃源岩总有机碳、热解、族组分组成、有机显微组分、镜质体反射率及饱和烃色质等有机地球化学分析测试。结果表明,石钱滩组烃源岩为一套典型的海湾泻湖相沉积,呈NW–SE向展布于石钱滩凹陷,局部地区厚度巨大,可达370 m,沉积厚度中心位于凹陷东南隅。富有机质层段主要集中在石钱滩组下部,次为上部。整体具有较高的有机质丰度,可达到好等级及以上,有机质类型以Ⅱ2-Ⅲ为主,且已进入到高成熟生气阶段。综合研究认为,石炭系石钱滩组烃源岩具有良好的生烃条件,能够为石钱滩凹陷提供充足的油气源。     

准噶尔盆地石炭系不同类型烃源岩生烃模拟研究

选取不同沉积环境发育的多种类型的烃源岩,通过烃源岩生烃热模拟实验,对比分析不同类型烃源岩的生烃产物、产率特征及生烃演化规律。结果表明,准噶尔盆地石炭系不同沉积环境发育的烃源岩产烃能力差异较大,最大烃产率从高到低依次为:弧间盆地泥岩、弧后盆地泻湖相泥岩、残留洋盆滨浅海相泥岩、沉凝灰岩。烃源岩的产烃率大小受控于其母质与埋藏热演化条件,有机质类型越好,产烃率相对越高;而受火山作用影响越剧烈,产烃率越低。下石炭统广泛发育的弧间、弧后盆地暗色泥质岩类烃源岩具备高产烃率,为有利烃源岩发育区,乌伦古坳陷和滴水泉地区为准噶尔盆地石炭系油气勘探的有利方向。     

渤海湾盆地东营凹陷南坡东段孔二段烃源岩生排烃潜力分析

孔店组是渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷油气勘探向深层转移的重要层系,受演化程度较高的制约,东营凹陷南坡东段孔二段烃源岩生排烃潜能存在争议,为探讨东营凹陷深层含油气系统,明确孔二段烃源岩生排烃潜能,笔者等从含油气检测结合烃源岩分析的角度进行讨论。通过孔二段沉积时期古地貌恢复,结合地震剖面,明确了孔二段沉积时期的古地貌,探讨了孔二段烃源岩发育的平面分布特征;通过地化及薄片观察,对孔二段烃源岩有机质丰度、类型和成熟度进行研究,且对高成熟孔二段烃源岩进行原始有机碳含量恢复,结合流体包裹体测试、冷阴极发光、荧光观察等系统分析,判识孔二段烃源岩生排烃潜能。研究认为,孔二段烃源岩展布范围较大,且在沉降中心发育较厚的孔二段烃源岩层;孔二段烃源岩原始有机碳含量较高,有机质来源以高等植物为主,属于Ⅱ1-Ⅲ型有机质,成熟度较高,烃源岩已进入生气阶段,综合评定为中等—较好烃源岩。孔店组主要发生两期油充注和一期天然气充注：第一期油充注发生在沙三段沉积时期;第二期油充注发生在东营组沉积时期;第三期天然气充注发生在平原组沉积时期,结合东营凹陷古近系烃源岩生排烃模拟结果,认为孔店组原油具有孔二段烃源岩的生排烃贡献。通过分析孔二段烃源岩发育特征结合生排烃研究,判识孔二段烃源岩生排烃潜能,为东营凹陷深部含油气系统研究鉴定基础。     

湖相烃源岩生烃动力学及排油效率——以松辽盆地青山口组为例

为准确评价湖相烃源岩的排油量及致密油资源潜力,结合湖相I型有机质的黄金管热模拟实验和青山口组烃源岩的有机地球化学分析,对松辽盆地湖相烃源岩生烃特征、动力学参数和排油效率进行了研究。热模拟实验的产物定量结果表明,松辽盆地青山口组湖相烃源岩具有可观的生油潜力,最大生油量约为600 mg/g·TOC,主要的生油阶段在Easy Ro=0.5%~1.2%。动力学计算结果表明,该烃源岩生油的平均活化能为218.5 k J/mol,重质组分生成活化能要低于轻质组分。结合青山口组烃源岩的生油动力学参数和英X58井热史的地质推演,证实该井湖相烃源岩的当前生油转化率为40%~60%,生油量为240~360 mg/g·TOC;通过残留烃的定量,计算得到该烃源岩的排油量为150~200mg/g·TOC,相对排油效率约为60%。生油量及排油效率结果表明,松辽盆地致密油资源潜力大。     

辽河油田曙光—欢喜岭潜山带烃源岩生排烃模拟实验研究

对辽河油田曙光－欢喜岭潜山带沙三段和沙四段典型的未成熟源岩样品进行了高温高压干体系的生排烃热压模拟实验。研究结果表明：３００－４００℃为该区域烃源岩的主要生排烃阶段;沙四段具有更好的生排油潜力,可能是曙光－欢喜岭潜山带较好的烃源岩;生排烃作用对排出油和残留油中生物标志物的组成具有明显的影响,在油／源对比时应特别注意。     

北部湾盆地涠西南凹陷流沙港组烃源岩生烃潜力评价

涠西南凹陷主力烃源岩流沙港二段沉积时期,盆地处于欠补偿环境,其主要沉积物是中深湖相的暗色泥岩,地震上以亚平行、中—弱振幅、不连续的反射特征为主;流沙港组二段泥岩有机碳质量分数普遍大于1.5%,干酪根类型主要为Ⅰ和Ⅱ型,为优质生油岩。通过盆地模拟,得出涠西南凹陷流沙港组源岩生油量为114×108t,生气量为22.31×1011m3,累计生烃强度基本上大于5×106t/km2;平面上A洼生烃占41%,B洼生烃占54%,纵向上流沙港组二段生烃约占流沙港组生烃量的80%,为主要烃源贡献者;涠西南凹陷存在2期生油高峰期：涠洲组沉积时期及下洋—现今沉积时期。在综合考虑油气运聚单元划分结果、骨架砂体及断层展布与发育特征的基础上,指出了涠西南凹陷有利的油气运聚区。     

孙虎地区烃源岩生排烃史模拟及结果分析

生排烃史是研究成藏过程的关键环节，本文在恢复埋藏史的基础上，通过建立生排烃史模型，模拟并编制各时期的生排烃强度等值线图并分析其生排烃史。结果表明，孙虎地区存在持续沉降型、早期沉降型和二次沉降型三种生排烃类型。沙三段至东营组沉积末期只在北区和前磨头洼陷中心有少量的烃生成排出；孔二段在沙一段沉积末期生排烃范围有所扩大，东营组沉积末期几乎扩展到全区。本区生排烃总量较少，属贫油区块。     

南堡凹陷古近系层序地层格架中烃源岩分布与生烃特征研究

南堡凹陷油气资源丰富,古近系主要分布有沙三段、沙一段和东三段三套有效烃源岩。在层序地层学研究的基础上,应用有机地球化学、有机岩石学和沉积有机相等研究手段和方法对东三段、沙一段和沙三段不同层序和同一层序不同体系域中烃源岩特征进行综合研究。结果表明,南堡地区烃源岩非均质性特征明显,烃源岩生烃的层位主要分布于SQ9、SQ5~SQ8、SQ2和SQ1的湖扩展体系域和早期高位体系域,SQ2为优质烃源岩段。造成这种非均质性的主要原因是不同体系域的沉积特征,这影响着烃源岩有机质类型和保存条件。     

辽河西部凹陷古近系烃源岩生烃动力学特征

针对辽河西部凹陷不同岩性、不同干酪根类型18块样品进行了较详细的开放体系生烃动力学研究, 模拟结果反映出相同岩性不同有机质类型烃源岩动力学特征存在较大的差异, 有机质类型越好, 平均活化能越小, 主频活化能对应的反应分数越大, 活化能分布范围越窄, 表明有机质类型对烃源岩生烃动力起着决定性作用.应用平行一级反应模型, 结合埋藏史、热史对辽河西部凹陷古近系烃源岩生烃史进行了定量研究, 层位上, 西部凹陷沙三、沙四段是主力烃源岩, 分别占总生烃量的63.9%和18.5%, 其次为沙一二段和东营组, 4套烃源岩累计生烃量为328.09×108t;东营期是主要的生烃时期.      

海拉尔盆地乌尔逊、贝尔凹陷优质烃源岩特征

通过岩心观察和取样分析,对海拉尔盆地乌尔逊及贝尔凹陷优质烃源岩发育特征进行精细描述,并与普通烃源岩进行对比。研究表明： 1）研究区优质烃源岩与砂岩纵向交互频繁,排烃效率高。优质烃源岩是在还原—强还原环境下沉积形成,而普通烃源岩是在氧化—弱氧化的环境下沉积形成; 2）优质烃源岩有机质的赋存状态以层状富集为主,有机质呈平行或基本平行层理分布。而普通烃源岩中有机质分布呈斑块状,分布不均匀,或断续纹层状; 3）优质烃源岩生烃潜力大,是普通烃源岩的10倍以上; 4）优质烃源岩具有高有机碳和相对低氯仿沥青“A”的特征,反映研究区砂泥互层剖面中优质烃源岩的排烃效率高。     

海拉尔盆地巴彦呼舒凹陷烃源岩评价及油源对比

海拉尔盆地巴彦呼舒凹陷发育大磨拐河组一段、南屯组二段及南屯组一段等3 套主力烃源岩层系。对本区内已钻7 口探井烃源岩分析评价表明,烃源岩有机质丰度高,有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ1 型为主,整体达到好烃源岩标准,但烃源岩成熟度差别较大; 凹陷深部3 套源岩均属成熟烃源岩,西部陡坡带虽然暗色泥岩厚度大,但受后期构造运动影响,只有南一段为成熟烃源岩,南二段和大一段均属于未熟--低熟烃源岩。原油色谱--质谱分析和生物标志化合物对比表明,本区南屯组原油主要来自该组烃源岩,为自生油气。     

松辽盆地齐家—古龙凹陷中浅层烃源岩生烃量评价

随着近年来齐家—古龙凹陷中浅层烃源岩层段岩芯分析资料的积累和丰富,有必要再次对其烃源岩和生烃量开展评价.通过对齐家—古龙凹陷中浅层烃源岩岩芯样品的地球化学特征分析、测试结果进行统计,以低成熟度烃源岩样品的高温热模拟实验为基础,利用化学动力学方法计算齐家—古龙凹陷中浅层烃源岩成烃转化率随深度的变化规律,定量评价其生烃量.研究结果表明:齐家—古龙凹陷中浅层烃源岩有机质丰度高、类型好、处于未成熟至成熟的热演化阶段,生烃门限大约为1 500 m,约在1 750 m开始大量生烃;齐家—古龙凹陷青一段、青二三段和嫩一段烃源岩以生油为主,生油量分别为195.95×108 t、241.79×108 t和134.77×108 t,生气量分别为36.89×1011 m3、17.64×1011 m3和4.02×1011 m3,齐家—古龙凹陷中浅层油、气资源量分别为(28.63~57.25) ×108 t和(0.29~0.59) ×1011 m3.     

渤海湾盆地东营凹陷南坡东段孔二段烃源岩生排烃潜力分析

始新统孔店组是渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷油气勘探向深层转移的重要层系,受演化程度较高的制约,东营凹陷南坡东段孔二段（孔店组二段）烃源岩生排烃潜能存在争议,为探讨东营凹陷深层含油气系统,明确孔二段烃源岩生排烃潜能,笔者等从含油气检测结合烃源岩分析的角度进行讨论。通过孔二段沉积时期古地貌恢复,结合地震剖面,明确了孔二段沉积时期的古地貌,探讨了孔二段烃源岩发育的平面分布特征;通过地化及薄片观察,对孔二段烃源岩有机质丰度、类型和成熟度进行研究,且对高成熟孔二段烃源岩进行原始有机碳含量恢复,结合流体包裹体测试、冷阴极发光、荧光观察等系统分析,判识孔二段烃源岩生排烃潜能。研究认为,孔二段烃源岩展布范围较大,且在沉降中心发育较厚的孔二段烃源岩层;孔二段烃源岩原始有机碳含量较高,有机质来源以高等植物为主,属于Ⅱ1—Ⅲ型有机质,成熟度较高,烃源岩已进入生气阶段,综合评定为中等—较好烃源岩。孔店组主要发生两期油充注和一期天然气充注：第一期油充注发生在沙三段沉积时期;第二期油充注发生在东营组沉积时期;第三期天然气充注发生在平原组沉积时期,结合东营凹陷古近系烃源岩生排烃模拟结果,认为孔店组原油具有孔二段烃源岩的生排烃贡献。通过分析孔二段烃源岩发育特征结合生排烃研究,判识孔二段烃源岩生排烃潜能,为东营凹陷深部含油气系统研究鉴定基础。