查干凹陷下白垩统稠油地球化学特征及成因分析

通过对稠油进行常规物性、碳同位素和有机地球化学分析,系统阐述了查干凹陷稠油地化特征及其形成的主控因素。查干凹陷存在原生和次生两类稠油,原生稠油非烃含量高于饱和烃含量,原油族组分富集轻碳同位素,C₂₉规则甾烷系列中以ααα构型为主,αββ构型甾烷含量低,没有重排甾烷。三环萜/五环萜值低,伽马蜡烷含量高,姥植比值低,其成烃母质沉积于高盐还原环境,多种地化参数表明原生稠油是巴音戈壁组烃源岩低熟演化阶段排烃的产物。次生稠油为油气运聚成藏之后,由于后期保存条件改变并经历次生改造作用形成的高密度、高黏度和低凝固点的原油。次生稠油埋深一般小于1200 m,主要为生物降解油,其中部分属于多期混源稠油。次生稠油正构烷烃损失严重,类异戊二烯烃不同程度遭受侵蚀,甾萜烷分布完整,表征原油达到中等降解程度。研究表明,原油稠化是多种稠化因素共同作用的结果,生物降解作用是研究区稠油形成的主要机制,查干凹陷后期的构造抬升为原油稠化提供了必要条件,活跃的水介质条件为浅层喜氧微生物活动提供了良好的氧化环境和营养物质。     

吐哈盆地二叠系稠油成因、成藏研究

针对吐哈盆地火焰山中央带二叠系稠油勘探最新进展,依据地质、地球化学分析资料开展区带稠油成因、成藏研究,提出盆地胜北洼陷为中央带稠油主力供源区、生物降解改造是原油稠化的主导因素、火8井三叠系稠油油藏于中侏罗世西山窑沉积期末形成,通过对英2、4井上二叠统、中侏罗统七克台组油藏非均质性的揭示,阐述该类油藏“二次充注”的成因模式。     

Origin of Shallow Jurassic Heavy Oils in the Northwestern Margin of the Junggar Basin, NW China: Constraints from Molecular, Isotopic and Elemental Geochemistry

Oil group separation, gas chromatography–mass spectrometry analysis of saturated hydrocarbons, carbon isotope analysis of fractions and tests on trace elements were all carried out to determine the origin of shallow Jurassic heavy oils in the northwestern margin of the Junggar Basin, northwestern China. Results showed that all the crude oils had been subjected to different degrees of biodegradation, on an order ranging from PM 6 to 9, which yielded many unresolved complex mixtures (UCM) and formed a huge spike in the mass chromatogram (M/Z = 85). Two heavy oils from the Karamay area underwent slight biodegradation, characterized by the consistent ratios of biomarker parameters. C21/C23 and C23/H of the two samples were 0.81 and 0.85, while G/H, C27/C29 and C28/C29 were 0.38 and 0.40, 0.16 and 0.27, 0.87 and 0.86, respectively. The isomerization parameters of terpane and steranes were 0.50–0.53, and 0.48–0.49, respectively. The above geochemical indices indicated that the crude oils in the study area were in the marginally mature stage. The parent materials were a mixture, consisting of bacteria, algae and some higher plants, formed under reducing depositional conditions, which is in agreement with the source rocks of the Fengcheng Formation in the Mahu depression. The carbon isotopic compositions of saturated hydrocarbon, aromatic hydrocarbon, NSO and asphaltene were ?31‰? to ?30.3‰, ?29.5‰ to ?29.03‰, ?29.4‰ to ?28.78‰ and ?28.62‰ to ?28.61‰, respectively. These findings are in agreement with the light carbon isotope of kerogen from the lower Permian Fengcheng Formation. Furthermore, V/Ni and Cr/Mo of all the crude oils were 0.01 to 0.032, 0.837 to 10.649, which is in good agreement with the ratios of the corresponding elements of the extracts from the Fengcheng Fm. carbonate source rock. As a result, a two–stage formation model was established: (1) the oil generated from the carbonate source rocks of the Fengcheng Formation migrated to the Carboniferous, Permian and Triassic traps during the Late Triassic, forming the primary oil reservoirs; (2) during the Late Jurassic period, the intense tectonic activity of Yanshan Episode II resulted in the readjustment of early deep primary reservoirs, the escaped oils gradually migrating to the shallow Jurassic reservoir through cross-cutting faults, unconformities and sand body layers. The oils then finally formed secondary heavy oil reservoirs, due to long–term biodegradation in the later stage. Therefore, joint methods of organic, isotopic and element geochemistry should be extensively applied in order to confirm the source of biodegradation oils.     

Geochemistry and genesis of heavy oil in the Erlian Basin

1Introduction StudyonheavyoilintheErlianBasin,NorthChi na,hasbeenreportedbysomescholars(DouLironget al.,1995;TangJietingetal.,1992),butthegene sisandformingmechanismofheavyoilneedtobefur therstudied.Thepapersyntheticallydiscussedthege ochemistry,genesisandinspissationseriesofheavyoil intheErlianBasinbaseduponalargenumberofsta tisticsdataonthephysicalpropertiesofdifferenttypes ofheavyoil,theGCanalysesofsaturatedandaromatic hydrocarbons,andtheGC MSanalysesofsteranesand terpanes. T…     

南美Oriente盆地北部海绿石砂岩油藏特征及成藏规律

南美厄瓜多尔Oriente盆地斜坡带发育的白垩系Napo组高伽马特征的UT海绿石砂岩段是成熟探区新发现的隐蔽含油层段。本文分析了海绿石砂岩储层的矿物组成、孔隙结构、成岩作用、物性特点,并结合烃源岩评价与石油空间分布探讨海绿石砂岩油藏的成藏特征。海绿石粘土矿物以颗粒形式存在,与石英共同构成海绿石砂岩的颗粒组分,海绿石砂岩的孔隙结构具有双峰特征,束缚水含量高,属于中-低孔、中-低渗储层类型,孔隙类型主要是剩余粒间孔。海绿石砂岩储层中石英次生加大属Ⅱ级,长石碎屑颗粒发生溶蚀作用,含铁碳酸盐类胶结物发育,结合泥岩低的I/S混层比和高的最高峰温值T_max,指示海绿石砂岩层段属于中成岩阶段A期的产物。与海绿石砂岩油藏紧邻的大面积分布的Ⅱ₁腐泥型成熟烃源岩就是缓翼斜坡带的生烃中心,大面积连续发育的海绿石砂岩与之构成优越的源储组合,有利于上生下储式成藏。海绿石砂岩油藏表现为近源性、成藏晚期性等特点,规模发育的海绿石砂岩储层得以成藏的主要运聚机制是体积流和扩散流运聚机制。这对盆地其它油区同类油藏的发现具有重要的借鉴意义。     

厄瓜多尔奥连特盆地白垩系M1油藏沉积储层新认识

在14、17区块古地貌东高西低的区域性认识基础上,根据砂岩厚度分布规律、构造反演、岩心以及录井中高岭石的相对含量,确定了古地貌特征,指出在H油田存在南北向古海岛。结合沉积模式,描述了M1层沉积微相展布。结果表明:H油田位于泥坪和混合坪亚相,N油田位于砂坪亚相和潮道发育区,K—S油田位于潮下带,W油田为潮控三角洲沉积。并对沉积相控制的储层特征和含油性特征进行了分析,指出有利储层为潮道和砂坪砂岩,为中高孔特高渗储层,此类储层分布在目前构造的斜坡部位;混合坪和泥坪中储层分布局限,易形成差油层或干层,此类储层分布在目前构造顶部。由于构造和储层的特殊匹配关系,形成构造岩性复合油藏。     

库车坳陷古近系白云岩地球化学特征及成因

为了分析库车坳陷古近系库姆格列木群白云岩的成因,利用薄片染色、微量元素和稳定同位素测试等方法为手段,系统分析该套白云岩地球化学特征,并讨论其成因。研究表明,该套白云岩主要分为膏质云岩和泥（粉）晶白云岩两种类型。白云岩的微量元素和同位素特征表明其形成于较高盐度、高Mg/Ca比、强还原的海陆过渡环境。古近纪早期库车坳陷西部地区间断性海侵和强烈蒸发环境使得水体盐度较高,并为准同生期白云岩的形成提供了镁离子来源。结合沉积、岩相特征认为该套白云岩有蒸发白云石化及回流渗透白云石化两种成因类型,蒸发白云石化形成的膏质云岩主要分布在低能的潮上环境,回流渗透白云石化形成的膏质泥(粉)晶白云岩或膏质砂屑白云岩分布于中低能的潮下—泻湖环境。     

塔里木盆地塔东2井寒武系稠油地球化学特征与成藏

剖析塔东2井稠油的地球化学特征与形成过程,对深化塔里木盆地海相原油的成藏特征具有重要的意义。综合运用碳同位素、色谱、色谱—质谱等技术手段研究了塔东2井寒武系稠油的特征,研究结果揭示塔东2井寒武系稠油具高伽马蜡烷、高C28甾烷、低重排甾烷和高C27 三芳甾烷的特征,与寒武系—下奥陶统烃源岩的分子特征类似,说明塔东2井寒武系原油源自寒武系—下奥陶统烃源岩;塔东2井稠油中检出高丰度的稠环化合物（荧蒽、芘、苯并\[a\]蒽、屈、苯并荧蒽、苯并芘）,及全油的碳同位素值明显偏重,揭示了原油烃类经热蚀变发生稠化;流体包裹体均一化温度和埋藏—热演化史分析确定了塔东2井原油的成藏期为450~440 Ma。     

吐哈盆地西部地区高蜡凝析油和轻质油的地球化学特征及成因分析

吐哈盆地西部地区中、新生界储层中广泛分布着轻质油和凝析油。这些原油具有低密度、低粘度、中等—高含蜡量的特点 ,含蜡量为 5 .5 %～ 2 2 .1% ,高分子量正构烷烃 (n C35～ n C87)含量较高 ,属中—高蜡轻质油或凝析油 ,其地球化学特征及成因机理既不同于常规的高蜡原油 ,又不同于一般意义上的凝析油。吐哈盆地中、新生界高蜡凝析油或轻质油主要来源于侏罗系湖相泥岩和煤系地层中泥岩或煤 ,其形成主要取决于烃源岩的有机显微组分和有机质演化程度。研究区侏罗系湖相泥岩和煤系地层泥岩或煤岩中有机显微组分均以镜质组和壳质组为主 ,壳质组中角质体和木栓质体含量较高 ,具备了既可形成凝析油 ,又可形成高蜡油的条件。由于镜质组与部分壳质组演化形成烃类化合物的活化能相当 ,因此又具备高蜡油与凝析油共生的地球化学条件     

奥连特盆地斜坡带原油地化特征、充注模式及勘探实践

奥连特盆地斜坡带原油油品分布复杂,重质原油开发难度大、不经济,中轻质原油分布规律不清,严重制约斜坡带油气勘探.本文从原油地化分析入手,通过分析原油分布特征和地化特征,明确重油成因机理,建立原油充注模式,指出中轻质油有利发育区,以有效指导油气勘探.研究结果如下:(1)斜坡带原油正构烷烃具有前峰型碳分布形式,表明原油主要为...     

松辽盆地西部斜坡带稠油特征及其成因探讨

松辽盆地西部斜坡带原油物性随着深度的增加逐渐变好,从盆地中心向盆地边缘原油的密度和粘度系统增加,并逐渐过渡为重质稠油。成分上受控于原油胶质的含量,而沥青质的影响不明显。文章通过地层水化学特征、天然气特殊组分(氮气)和流体动力场的综合分析有效地区分了不同区带稠油的形成机理,认为在超压过渡带之上(埋深<1000m)稠油成因以大气降水下渗所导致的水洗作用为主,伴随着生物降解作用和氧化作用;超压过渡带之下(埋藏深度>1350m)原油物性受控于生物降解作用;超压过渡带内降解和未降解稠油共存,暗示该带有可能存在物性良好的油气资源。因此,深入了解稠油稠化的原因对勘探实践具有重要的指导意义。     

山东东营凹陷八面河油田稠油成因分析

东营凹陷八面河地区原油物性呈规律性的变化,偏离生油中心的构造高部位主要分布稠油,靠近生油中心的构造低部位主要分布正常油。对原油族组成与化学成分的分析表明,八面河油田稠油具有低饱芳比、饱和烃含量低、链烷烃与低分子量萘、菲等轻质馏分严重缺失等轻度-中等降解油特征,邻区草桥油田稠油含较为完整的生物降解标志物--25-降藿烷系列,系严重降解油,反映该区稠油的形成与次生变化有关。同区具有相同或相似油气成因的沙子岭原油的成熟度（C₂₉甾烷ααα20S/(S+R)值为0.24~0.25）低于八面河的（C₂₉甾烷ααα20S/(S+R)值为0.31~0.44）,为典型未熟-低熟油。沙子岭的轻度或未降解油同样表现为正常油,反映八面河地区低温成烃与稠油无必然的联系,进一步验证八面河稠油主系次生成因。处于构造高部位的油藏由于埋深浅、保存条件差,导致水洗、生物降解等次生变化相对较强,最终形成稠油。     

塔里木盆地哈得逊油田石炭系地层水化学特征及成因

塔里木盆地哈得逊油田石炭系地层水化学分析结果表明,地层水是以阴阳离子分别为Cl-和(Na++K+)为主的CaCl2型水,具有高矿化度特征(112～291 g/L)。地层水的钠氯系数均值为0.78,脱硫酸系数均值为0.23,Schoeller碱交换指数(IBE)均值为128。地层水化学参数在平面上相对变化不大,在剖面上随深度的增加,HCO3-、SO42-含量具有减小的趋势,而其他离子变化相对较小,表明研究区内的地层水形成于深部封闭环境条件下。地层水化学分析表明,该区地层水经历了强烈的阳离子交替吸附和水岩相互作用。(铁)白云石化作用导致了Ca2+的富集和Mg2+的亏损,形成了现今的地层水离子分布特征。石炭系地层水在构造反转油气藏调整时期一直处于相对封闭的流体动力环境中,这种环境有利于油气的聚集与保存。     

抚顺盆地始新统计军屯组油页岩地球化学特征及其沉积环境

沉积物元素地球化学特征是盆地沉积环境变化的响应。本文根据元素Ti、Mn、Li、Cr、Co、Ni、Cu、Zn、Ga、Cd、Ba、Pb、Sr、Rb、V的含量及Sr／Ba、Ni／Co、Ni／V、Cu／Zn、V／（V＋Ni）比值的变化规律，并结合有机地球化学特征，对抚顺盆地始新统计军屯组油页岩的沉积环境进行了分析。以Li、Ti为代表的外源元素，贫矿段的含量高于富矿段；而Sr、Ba等湖盆内化学沉积元素，富矿段的含量高于贫矿。Sr／Ba、V／（V＋Ni）、Ni／Co、Cu／Zn比值从贫矿段到富矿段呈现逐渐增大的趋势。富矿段有机质类型主要为Ⅰ型，而贫矿段主要为Ⅱ1、Ⅱ2。分析表明，本区油页岩富矿段形成于水体盐度较贫矿段高、还原性强的深湖环境，而贫矿段则形成于还原性较弱的半深湖一浅湖环境。     

东海盆地西湖凹陷油岩地球化学特征及原油成因来源

东海盆地西湖凹陷具有大量的原油资源,但对于原油成因讨论较少.采集西湖凹陷多个油样和岩样,利用气相色谱和傅里叶红外光谱等手段,全面分析了该区烃源岩和原油的地球化学特征,综合讨论了原油来源以及凝析油和高蜡轻质油的成因.研究结果表明,平湖组煤系源岩均处于热演化的成熟阶段,其中碳质泥岩和煤岩以陆源生物为主要生源,其干酪根类型为Ⅲ型,暗色泥岩则具有陆源生物和水生生物双重生源贡献,其干酪根类型Ⅱ-Ⅲ型,同时碳质泥岩和煤的生油潜力远高于泥岩.原油主要为凝析油和轻质油,凝析油具有低密度、低蜡等“六低一高”的特点,轻质油具有高蜡特质,而且轻烃组分有明显差异.生标参数显示大部分原油为腐殖型,少部分原油表现出具有腐殖和腐泥母质的特点,同时该区原油均处于中等成熟阶段.油油对比和油岩对比表明大部分油来自平湖组碳质泥岩和煤岩,具有典型Ⅲ型腐殖油的特征;少部分油来自暗色泥岩,具有Ⅱ-Ⅲ型油的特征(总体上仍偏腐殖型).凝析油和轻质油的物性及轻烃组分的差异与源岩母质无关.凝析油是干酪根在成熟演化阶段生成的原油遭受蒸发分馏作用的结果,高蜡轻质油除了是“蒸发分馏作用”的残余油外,还有部分是“混合作用”的结果.      

二连盆地稠油地球化学及其成因探讨

稠油在二连盆地内广泛分布,其成因可分为原生稠油和次生稠油两类。原生稠油来自未成熟或低成熟的白垩系烃源岩的直接排烃和原油运移过程中的分异,主要为普通稠油(粘度为100～5000mPa·s),而次生稠油则是原生稠油受生物降解、水洗和氧化等次生稠变的产物,并具有不同的稠化程度。基于大量稠油物性、饱和烃色谱和色质分析数据,探讨了不同类型稠油的特征,并根据稠化程度的差异将二连盆地稠油归纳为一个稠变序列,即低成熟—未成熟稠油(粘度100～2000 mPa·s)、轻度生物降解稠油(粘度500～5000 mPa·s)、中度生物降解稠油(粘度1000～50000 mPa·s)、重度生物降解稠油(粘度>50000 mPa·s)。随原油稠化程度的不断增加,其产物从普通稠油变化为特稠油。原油在盆地斜坡带和凹中隆起的高部位最容易发生次生稠变而形成稠油。多种稠变作用的叠加是二连地区稠油大面积分布的主要原因。     

松辽盆地南部腰英台油田低阻油层的成因及识别

低电阻率油气层是一类电性上比较特殊的油气层,由于在测井结果中不易与水层区分,故被作为一类重要而特殊的油层进行研究。腰英台油田青山口组油层是低电阻率油层,作者分别在勘探和开发阶段通过地质和地球物理方法对其进行了深入的研究。结果表明,引起腰英台油田青山口组低阻油层的主要因素是岩性、岩石结构和地层,直接原因是:存在储层砂岩颗粒细、粘土含量高、孔隙结构复杂引起的高束缚水;较为富集的分散状黄铁矿在油层中形成电子导电网络降低了油层的电阻率;油层中砂泥岩薄互层中的泥岩夹层抑制了砂岩层感应测井响应。对低阻油层的判断可能由于各地区地质特征的不同而采用的方法有所不同;青山口组低阻油层主要是通过地质试验技术、可动水饱和度、自组织特征映射等方法确认的。     

羌塘盆地胜利河油页岩有机地球化学特征及意义

通过对藏北羌塘盆地胜利河地区2008年新发现的油页岩剖面进行系统采样和GC—MS分析,结果显示该地区油页岩具有较高C29ααα20S/ααα(20S+20R)（0.38~0.44）、C29αββ/(ααα+αββ)（0.37~0.47）和C3122S/(22S+22R)（0.52~0.59）比值,表明其有机质已进入生油阶段。分析的油页岩样品具有较高的C27甾烷含量（32.82%~43.6%）和较高4 甲基甾烷/规则甾烷（0.04~0.22）、甾/藿（0.80~1.04）比值,显示浮游植物为主的生物母源对油页岩的贡献。此外,油页岩具有较高的γ 蜡烷指数（0.34~0.50）、C35升藿烷指数（0.076~0.102）和较低的Pr/Ph比值（0.32~0.49）,表明胜利河地区油页岩沉积期水体处于相对闭塞还原和盐度较高的沉积环境。     

一个典型的寒武系油藏:塔里木盆地塔中62井油藏成因分析

塔里木盆地志留系沥青砂岩广泛发育,主要原因是来源于寒武系的原油在进入志留系储层后区域性的抬升剥蚀使油藏遭到严重破坏,但到目前为止,究竟是寒武系烃源岩还是中上奥陶统烃源岩或是两者都对现今的志留系沥青砂岩中的有机质有贡献还不清楚.对塔中62井原油的化学组成和油源的分析表明,其甾萜类组成具有寒武系烃源岩的组成特征,反映该油藏原油主要来源于寒武系.另一方面,塔中62井砂岩透镜体被泥岩圈闭,油藏具有较好的保存条件,且后期中上奥陶统生成的烃类难以充注进入油藏.塔中62井志留系油藏破坏作用较弱、保存较好,是塔里木盆地在志留系发现的第一例来源于寒武系的油藏.     

鄂尔多斯盆地马岭油田延9油层组油气运移研究

我们首次对马岭油田延9油层组原油充注点和运移方向、期次、通道及动力进行了系统地研究。结果表明,马岭油田延9油层组原油中咔唑类化合物的运移分馏效应明显,不同地区原油样品中咔唑类化合物异构体分布特征反映了延9原油具有3个充注点,运移方向为向南东方向和向北西方向运移;纵向上是由下向上,即从延10以下层位向上运移的方向。油藏储层包裹体均一化温度分布呈现出两个主峰温度,说明油气经历了两次运移期和充注期。研究资料显示马岭油田延9油层组原油运移通道在纵向上主要是河道深切谷和延9与延10油层组河道砂体的相互纵向叠置直接接触部位,或者是延10油层组泥岩很薄处形成的油气运移窗口;横向上为联通的多分支河道。油气运移的纵向动力主要为毛细管力和剩余压力。该研究成果对鄂尔多斯盆地侏罗系油气的进一步勘探和开发具有一定的指导意义。