渤海海域东部不同富油凹陷烃源岩生烃特征差异及意义

渤海海域东部发育多个富油凹陷,具有较大的生烃潜力,由于各凹陷形成和发育过程不同,导致不同凹陷、不同层段烃源岩热演化和生、排烃特征具有明显差异。通过对渤海海域东部3个富油凹陷多套烃源岩进行埋藏史、热史和生、排烃史研究,厘定了渤中凹陷、渤东凹陷和庙西凹陷烃源岩生、排烃时间以及演化特征。结果表明:(1)渤海海域东部地区不同构造单元烃源岩热演化程度具有"西高东低"的趋势,渤中凹陷最早生烃时间为31.5 Ma,渤东凹陷和庙西凹陷最早生烃时间分别为28.2,11.2 Ma,渤中凹陷最早排烃时间为27.8 Ma,而渤东凹陷和庙西凹陷最早排烃时间分别为20.9,6.7 Ma;(2)渤中凹陷烃源岩热演化程度较高,现今主要为储层提供天然气,为环渤中凹陷地区形成天然气藏和凝析气藏提供了气源;渤东凹陷、庙西凹陷热演化程度依次降低,为储层提供大量油源,盆地边缘地区主要以油藏为主。     

济阳坳陷渤南洼陷古近系页岩油“甜点”地震预测及影响因素分析

中国东部渤海湾盆地济阳坳陷古近系沙河街组发育一套富有机质页岩,页岩油"甜点"地震预测及影响因素分析将进一步推动有关济阳坳陷页岩油地震响应的研究。综合地震、钻井、测井、地球化学等资料,文章利用多属性线性回归方法研究了济阳坳陷渤南洼陷陆相页岩层系"甜点"地球物理响应特征并对其影响因素进行了分析。研究结果表明,渤南洼陷渤南洪城地震工区沙河街组沙三下亚段页岩油地质和工程"甜点"参数地震预测结果是有机质丰度TOC含量值为3%~6%,有机质成熟度Ro为0.81%~0.94%,页岩孔隙度为5.0%~12.5%,地层压力为33~58 MPa,压力系数为1.3~1.8,脆性指数为大于40%。沙河街组页岩油地质和工程"甜点"地球物理响应特征主要受岩石物理参数、叠后波阻抗反演地震体、自然伽马GR地震体和振幅等因素的影响,且这些因素在不同程度上影响该区"甜点"参数的预测结果。综合研究显示济阳坳陷渤南洼陷沙河街组主要发育"连续型甜点"的页岩油地震响应模式,叠后波阻抗反演地震体是影响沙河街组页岩油"甜点"地震预测最为重要的因素。     

沾化凹陷Ro分布规律及影响有机质成熟度的因素

结合实际资料，综合确定R0=0．4％为该区生烃门限(含低熟油)，相应的深度门限平均为2250m左右，温度门限平均在90℃左右。造成R。值相对较低的相关因素如下：有机质成分、温度、压力、埋深等。通过比较，沾化凹陷中渤南洼陷和孤北洼陷生烃能力强，而富林洼陷生烃能力相对较弱。     

沾化凹陷渤南洼陷沙四段～孔店组的热史及超压演化

利用EASR%Ro模型,计算了渤南洼陷沙四段～孔店组(Es4-Ek)的古地温和古地温梯度的演变值。古地温的演变与盆地的构造演化关系密切,抬升剥蚀期地层温度下降,沉降期地层温度升高,地史过程中地温梯度的变化呈逐渐降低的趋势。采用盆地模拟技术,恢复且再现了渤南洼陷Es4-Ek地史期的超压演化过程。此过程与该区构造演化和有机质生烃增压作用紧密相关,沉积和剥蚀速率及地层地史期的孔渗性决定了早期超压幅度的高低,而后期构造运动的改造及有机质的生烃作用,决定了现今压力系数的大小。压力在漫长的发展演化过程中,经历了超压积累～破裂泄压～超压再积累～再破裂泄压的反复过程,说明盆地的压力场是一个动态发展的过程,其间伴随着高压流体的幕式排放。     

烃源岩生排烃动力学研究〗——以惠民凹陷临南洼陷沙河街组烃源岩为例

本研究以惠民凹陷临南洼陷沙河街组为例,应用GOR—Evaluation模拟软件,提出了以动力学为基础、定量评价烃源岩生排烃历史的方法。该方法的要点在于:应用黄金管—高压釜限定体系热模拟实验装置,研究典型烃源岩生烃动力学参数;结合临南洼陷烃源岩EOM/TOC—-深度剖面,模拟计算烃源岩开始排烃时的烃产率(Hpm);通过分析烃源岩地球化学资料,进行烃源岩分类、建立生排烃模拟的综合地球化学参数。应用该方法研究了临南洼陷Es13暗色泥岩、Es2-33暗色泥岩与暗色页岩的生排烃特征。研究结果表明:临南洼陷Es2-33暗色页岩与暗色泥岩Hpm值分别为150 mg/g与170 mg/g;临南洼陷X101井Es2-33暗色页岩、Es2-33暗色泥岩及Es13底暗色泥岩生油门限分别出现在20 Ma、13 Ma与19 Ma,排油门限分别出现在10 Ma、8 Ma及2 Ma。这三类烃源岩的生烃门限对应Easy Ro在0.55%左右,但他们的排油门限存在明显的差别,Easy Ro变化范围0.61%～0.69%。该研究方法的优点在于,将实验数据模拟与实际地球化学资料相结合,避免了复杂排烃参数的设定与排烃机理的解释,研究结果可应用于烃源岩生排烃定量评价、有效烃源岩圈定及油气资源量预测等方面。     

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。     

页岩油资源评价技术方法及其应用

通过对页岩油赋存特征分析,建立了适合于中国勘探开发阶段并具有可操作性的页岩油资源评价方法,对方法中所涉及的关键参数进行了分析和研究,重点探讨了不同级别页岩体积的确定、氯仿沥青“A”和热解S1轻烃恢复系数求取以及吸附油含量的计算等问题。轻烃的恢复系数受有机质的演化程度影响,随演化程度的增高而增大,而吸附油含量与页岩中的有机质含量相关,研究认为：氯仿沥青“A”中吸附油的比例约为TOC的0.2倍,热解S1中约为TOC的0.1倍。应用该研究提出的页岩油资源量计算方法对渤南洼陷古近系页岩油资源量进行了估算,并讨论了不同级别页岩对资源的贡献。     

辽东湾古近系烃源岩生烃动力学研究

辽东湾海域勘探面积超过1.5×104 km2,200余口探井集中在构造高部位,洼陷部位烃源岩样品很少,这给油气资源评价带来很大困难。为了查明不同洼陷、不同层位、不同性质烃源岩的油气生成情况,进行了生烃动力学研究,得到了定量评价油气生成的效果。首先根据地球化学分析,选出不同类型的未成熟烃源岩样品,进行生烃热模拟实验,对实验数据进行了一级平行生烃反应的活化能计算,得到不同母质类型烃源岩活化能分布模型;再根据不同洼陷、不同层位烃源岩热演化历史和生烃动力学特征,计算了它们的油气生成率,再现了各个洼陷和层位烃源岩的油气生成过程。这为辽东湾烃源岩评价和油气资源预测提供了依据。     

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。     

压力衰减梯度演化及其对油气分布控制作用

正含油气盆地中古压力的研究是烃源岩生排烃、储层演化、油气运移过程等研究的重要内容,对于油气勘探开发、远景资源预测等具有重要意义。渤南洼陷作为渤海湾盆地内典型的超压富油洼陷,沙沙三段超压系统内压力演化与油气的运聚存在密切的内在联系。然而由于研究区增压机制多样,     

临南洼陷沙三段异常地层压力及其演化特征

异常地层压力的演化历史对深入理解油气的生、运、聚动力学过程至关重要.为揭示临南洼陷内异常地层压力的演化特征, 在流体包裹体组合概念的限定下, 利用热动力学模拟的方法, 对沙三段进行了地层古压力重建.地层压力系数随时间的演化表明, 沙三中、下亚段在30 Ma左右即发育有异常高压, 而现今洼陷内局部发育的异常低压为异常高压经过一定时期的演化后在晚期形成, 自30 Ma以来的整个演化过程表现出降压-增压-降压的旋回性特征.沙三上亚段在该地质历史时期均未发育异常高压, 但晚期也表现出明显的降压特征.结合生烃史、充注史及断裂活动性综合分析表明, 临南洼陷沙三段异常高压主要起源并受控于油气的生成与充注, 而异常低压主要起源并受控于断裂的多次、长期活动.      

断陷盆地中浅层油气成藏特征及有利区预测:以渤南洼陷沙二段为例

断陷盆地中浅层圈闭往往覆盖在烃源岩之上,具有多源供烃特征。为深化断陷盆地中浅层油气成藏特征认识及明确有利勘探方向,以渤南洼陷沙二段(简称为Es_2)为例,依据钻井、测井、地震及分析化验等资料开展了研究。结果表明:渤南洼陷沙四上亚段(简称为Es_4~s)、沙三段(简称为Es_3)和沙一段(简称为Es_1)3套烃源岩分别在馆陶组沉积晚期和明化镇组沉积晚期为沙二段油气成藏提供了油气来源;断裂体系沟通油源,为油气纵向运移的通道,是油气成藏的必要条件之一;储集层物性决定含油性,是含油程度高低的关键;渤南洼陷沙二段存在"两期成藏、多源供烃"油气运聚规律,不同成藏期次下形成的单源油和混源油油藏聚集在多类型圈闭中;"多源供烃"成藏模式及其成藏主控因素共同指示出渤南洼陷沙二段下一步的有利勘探方向为中部滩坝砂岩、南部扇三角洲前缘以及西南部多类型储层发育区,各区带油气勘探重点不一,勘探风险各异。     

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。     

牛庄洼陷南斜坡未熟-低熟烃源岩排烃特征探讨

牛庄洼陷及其南斜坡烃源岩孔隙度、声波时差与伊蒙矿物含量测定结果表明,2 6 0 0m为成岩作用早期与晚期阶段的界限,在早期演化阶段南斜坡没有出现明显的异常压力,牛庄洼陷成岩作用晚期阶段有明显的压力异常。生物标志物演化与Ro值测定反映,该区有机质大量成烃起始阶段为 2 70 0m,牛庄洼陷南斜坡带 <2 70 0m烃源岩不具备大量排烃的生烃量条件与地质证据。牛庄洼陷南斜坡八面河油田原油的混合成熟度特征与混合的均一性,反映原油的混合作用在初次运移阶段可能即已发生,推测牛庄洼陷深部烃源岩在异常压力作用下通过微裂隙等间歇式排烃的同时,浅层未熟 低熟烃源岩生成的少量原油经由断层、应力产生的微裂隙与层理面,在地层压力及深部流体过剩压力参与下与成熟油混合幕式排出。烃源岩未熟 低熟阶段的排烃效率低于成熟烃源岩。     

用开放体系的热解方法对烃源岩生烃动力学的研究:以东营凹陷某生油岩为例

近年来，烃源岩生烃热模拟实验与生烃动力学研究主要采用封闭体系。然而，在某些地质条件下，烃源岩所处的地质环境更接近于开放体系。应用美国加里福尼亚州理工学院环境能源研究中心多冷阱热解气相色谱仪，结合Kinetics生烃动力学专用软件，对取自东营凹陷的1块ES3页岩生油岩在开放体系条件下进行了生烃动力学研究。结果表明，该生油岩C1-5、C13^ 、C6-12及C1^-生成活化能分别为：238～339、205～268、222～272和251～285kJ／mol。在此基础上，结合利津洼陷埋藏史与受热史，对烃源岩生烃史、生成烃类油气比等成烃特征进行了研究。本研究为生烃动力学方法在油气评价中的应用提供了一个范例。     

咸化湖相富含层状藻与结构藻烃源岩的成烃特征新探与意义

咸化湖相沉积条件下形成的细粒沉积岩是我国页岩油勘探的热点层系。本文依据有机岩石学、扫描电镜、生烃动力学和高温高压加水热模拟实验,对准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组咸化湖相含有典型层状藻和结构藻的烃源岩的成烃特征进行对比研究。有机岩石学及扫描电镜观察表明两种藻类的赋存形式差异明显,结构藻的赋存形式主要为孤立分布特征,长度约为20～50μm;层状藻垂向上呈书页状叠置,水平延伸长。生烃动力学及高温高压热模拟实验结果指示了两种有机质的成烃过程具有明显的差异性,其中结构藻为主的烃源岩在较低成熟度就可以生成一定量烃类,随着演化程度的增加,生油速率缓慢,生油范围宽;层状藻为主烃源岩的生烃特征表现为集中生烃,生油窗范围窄且主要生烃活化能较高。该认识对于有效烃源岩评价和页岩油勘探层段与甜点区的选择均具有重要的启示和指导意义。     

川西南地区下寒武统筇竹寺组页岩热演化史及页岩气成藏意义

页岩热演化史与页岩气的成烃、成藏过程关系极为密切.一方面,页岩热演化过程决定了页岩生烃过程、页岩气类型和生气量;另一方面,页岩有机孔隙的形成与页岩热演化过程密切相关.在前期热史恢复基础上,以锆石（U-Th）/He和沥青反射率R_b等古温标进行标定,模拟了川西南地区代表性钻孔下寒武统筇竹寺组页岩热演化史,探讨了页岩热演化过程与页岩气成烃、成藏的关系.研究结果表明,川西南地区下寒武统筇竹寺组页岩热演化过程和生烃史差异性明显,可以识别出两种模式:加里东期坳陷区,筇竹寺组页岩在加里东期成熟,中?晚二叠世期间快速演化定型,两个生烃高峰期分别出现在志留纪（生油高峰?湿气阶段）、中?晚二叠世（干气阶段）,此后再无明显的生烃活动;加里东期古隆起区,筇竹寺组页岩在加里东期未熟?低熟,晚海西期?燕山期持续增熟,亦存在两期生烃高峰,分别是中?晚二叠世（生油高峰阶段）、晚侏罗世?早白垩世（湿气?干气阶段）,筇竹寺组页岩生烃过程持续到晚白垩世末期.分析表明中?晚二叠世期间筇竹寺组页岩的埋深差异造成了其受峨眉山地幔柱热效应的影响不同,进而决定了加里东期坳陷区与隆起区筇竹寺组页岩热演化过程和生烃史差异,并最终导致了威远?犍为地区筇竹寺组页岩含气性优于盆地外围.综合川西南地区筇竹寺页岩生烃史和孔隙度演化模型,将川西南成藏条件相对优越的威远?犍为地区筇竹寺组页岩气成藏过程分为4个阶段:早古生代时期源?储?盖形成和生物气成藏阶段、中?晚二叠世期间初始成藏阶段、晚侏罗世?早白垩世主成藏阶段和晚白垩世以后调整改造阶段.该成果以页岩热演化过程为切入点解释了川西南威远?犍为地区与盆地外围下寒武统筇竹寺组页岩气成藏差异的原因.      

内蒙古西部额济纳旗地区X井油气显示特征与油气源探讨

根据内蒙古额济纳旗地区X井白垩系额济纳旗组、侏罗系麻木鸟苏组、古生界顶面风化壳等不同层段的油气显示特征和钻井泥浆烃类气体组分、甲烷C同位素的分析结果,认为侏罗系和白垩系油气显示特征相同,为油与气显示,气体样品的干燥系数(C_1/C_总)为0.80～0.87,甲烷C同位素δ~(13)C_1为-48.19‰～-50,87‰,表现了低成熟热解气的特征;古生界风化壳为气显示,天然气干燥系数(C_1/C_总)为0.91～0.92,甲烷C同位素δ~(13)C_1为-21.56‰-30.91‰,表现了高成熟热解气的特征.该井及邻区的中生界、古生界烃源岩干酪根类型及其演化程度具有显著的差别,中生界烃源岩以低成熟混合型干酪根为主,古生界烃源岩为成熟-高成熟(或过成熟)的混合型-腐泥型干酪根.表明该区存在以中生界侏罗系-白垩系低成熟烃源岩为油气源的油气系统和古生界高成熟(或过成熟)烃源岩为气源的油气系统,指示了古生界油气资源前景.     

渝东南地区下古生界富有机质页岩有机岩石学特征

渝东南下古生界主要发育牛蹄塘组和五峰-龙马溪组两套富有机质页岩:五峰-龙马溪组岩心样品显微组分总含量TMC值为0.6%~1.2%,牛蹄塘组岩样TMC值为0.7%~2.2%。页岩富氢显微组分主要为腐泥组和壳质组,其中矿物沥青基质、藻类体和壳屑体是下古生界页岩主要生烃组分,对油气生成贡献最大渝东南下古生界富有机质页岩热演化程度处于过成熟—极高过成熟阶段,等效镜质体反射率(VR_O)为2.25%~5.18%。本文应用全岩有机岩石学分析技术,系统研究了2套页岩的显微组分组成、分布特征、主要组分对生烃的贡献以及有机质热演化程度,希望为该区页岩气的勘探与开发提供进一步的证据支持。     

惠民凹陷上古生界烃源岩的生烃动力学研究

以化学动力学方法定量评价烃源岩是近些年发展起来的一种新方法。本文采用金管-高压釜封闭体系研究了惠民凹陷上古生界烃源岩(碳质泥岩)生烃动力学,取得了热解产物C1和C2～C5烃类气体组分生成动力学参数,结合Kinetics生烃动力学专用软件计算,模拟了具体地质条件下的成烃规律。结果表明,生成CH4所需活化能较高,分布范围较宽;随着碳数的增加(C2～C5),所需活化能与甲烷相反。结合惠民凹陷埋藏史与受热史,烃源岩发生过二次生烃过程,模拟计算结果与实际地质背景相吻合,指出古地温演化模式对烃源岩的生烃行为有重要的影响。生烃动力学参数为计算含油气盆地烃源岩油气生成量提供了科学依据。