Geochemical Evidence for Coal and Carbonaceous Mudstone as the Possible Major Oil Source Rock in the Jurassic Turpan Basin,Northwest China

Petroleum geologists have debated whether the hydrocarbons from Jurassic coal measures are derived from the coals, carbonaceous mudstones or coal-measure mudstones in the Turpan Basin. Based on the geochemistry analysis of the 20 crude oils and 40 source rocks from the Turpan Basin, some data have been obtained as follows: carbon preference index and methylphenanthrene index of the Jurassic oils are 1.16–1.45 and 0.28–0.80, and the ααα C29 sterane 20S/(20S+20R) and C29 sterane ββ/(ββ+αα) are 0.44–0.51 and 0.4–0.54 respectively, which show the normal maturity of oils; the vitrinite reflectance of the source rocks from the Xishanyao to Badaowan Formations range from 0.47% to 0.97%, which indicate immature to mature thermal evolutionary stage and sufficient conditions for generating mass mature oil. The effect of hydrocarbon expulsion should be considered when studying the source of coal-derived oil by using Biomarkers. Biomarkers in the Jurassic oils from the basin are similar to those in the coals and carbonaceous mudstones, with a strong predominant content of pristane, relatively high ratio of C15/C16 sesquiterpenoids (>1), a relatively high content of low carbon number tricyclic terpanes and C24 tetracyclic terpane, little gammacerane and C29 Ts detected, an absolute predominant content of C29 sterane and a relatively high content of diasterane. However, the opposite characteristics are shown in mudstones, with an approximately equal content of pristane and phytane, relatively low ratio of C15/C16 sesquiterpenoids (<1), a relatively high content of high carbon number tricyclic terpanes and a low content of C24 tetracyclic terpane, peaks of gammacerane and C29 Ts detected obviously and an increasing C27 sterane content. All of these characteristics identify the coals and carbonaceous mudstones as the possible major oil source rocks in this area, and they were formed in the stronger oxidizing environment with shallower water than mudstones.     

二连盆地侏罗系烃源岩地球化学特征及油源贡献

二连盆地侏罗系烃源岩研究程度较低,但在侏罗系发现有工业油流.本文通过有机岩石学与有机地球化学常规分析,系统研究与评价了此套烃源岩;结合原油与烃源岩的生物标志化合物的对比与分析,探讨其对油源的贡献.结果表明,二连盆地上侏罗统烃源岩有机质丰度低,有机质类型以Ⅲ型为主,成熟度较低,为非或差烃源岩;中下侏罗统有机质丰度较高,有机质类型以Ⅱ2-Ⅲ型为主,成熟度较高,为较好—好烃源岩.侏罗系烃源岩形成于淡水的氧化沉积环境,以陆源高等植物输入为主.此外,阿56井阿尔善组部分原油和图参1井侏罗系原油来源于侏罗系烃源岩.由此推断二连盆地侏罗系烃源岩具有良好的生烃潜力,勘探前景广阔.     

鄂尔多斯盆地东北部侏罗纪煤系烃源岩的分布特征

鄂尔多斯盆地东北部是煤炭、石油、天然气、砂岩型铀矿等有机矿产共存的代表性地区之一,煤系烃源岩作为原始物质,在多种能源矿产成藏(矿)过程中起着重要作用。从煤系层序地层格架及沉积体系分析入手,分析了鄂尔多斯盆地东北部侏罗纪煤系烃源岩的种类、岩性、聚积环境、发育程度、时空分布等。结果表明,煤系烃源岩随时间在纵向上的变化与盆地的演化阶段相一致,盆地相对稳定期,烃源岩发育程度最好,初始和退覆充填期次之;空间上总体分布为由北向南,自西向东,层数增多,厚度增大。该区广泛发育的煤系烃源岩为多种能源矿产形成奠定了物质基础,其时空分布对多种能源共存成藏格局具有初始控制作用。     

中国西北侏罗纪煤系显微组分热解油生物标志物特征及其意义

从西北地区侏罗纪煤中分离出来的不同显微组分热解油生物标志物总体上比较相似,但在一些特殊生物标志物的分布上存在明显差异。藻类体、孢子体、角质体热解油Pr/Ph比值一般在1.5～2.0之间,镜质体和基质镜质体热解油Pr/Ph比值在3～4之间,但均只有相应原煤抽提物Pr/Ph比值的一半。在常规生物标志物甾烷和萜烷组成中,藻类体和孢子体含有相对丰富的C27甾烷,角质体其次,镜质体和基质镜质体C27甾烷含量很低或者基本不含C27甾烷;藻类体和角质体含有较高的伽马蜡烷,而与藻类体来自相同原煤的孢子体伽马蜡烷含量很低;镜质体和基质镜质体基本上不含伽马蜡烷;分离显微组分的原煤伽马蜡烷含量均很低。由此可见,伽马蜡烷的含量不仅与有机质沉积水体的盐度有关,与母源的成分也有关系。显微组分热解油与煤系原油生物标志物组成特征对比表明,煤系原油是藻类体、孢子体、角质体等富氢组分和相对贫氢的镜质组生成产物的混合物。不同油气藏中的原油,每一类显微组分的贡献可能不尽相同,有些原油可能主要来源于藻类体和孢子体等富氢显微组分,而有些原油除了富氢显微组分有贡献外,镜质组对其也有一定的贡献,但富氢显微组分应该是煤系含油气盆地中主要的生油显微组分。     

吐哈盆地侏罗纪煤系油气主力源岩探讨

煤系地层中的石油主要来源于煤系泥岩还是煤层的问题是目前石油地质学家和地球化学家们争论的热点。本文以吐哈盆地台北凹陷为例,深入研究了侏罗纪煤系源岩和原油的地球化学特征,发现煤系泥岩很发育,中下,侏罗统暗色泥岩厚达４００－１０００ｍ,且生油潜力较高,主要生油层八道湾组热解生油潜量平均４ｍｇ／ｇ左右,西山窑组也在２ｍｇ／ｇ左右,目前钻井获得西山窑组一八道湾组的成熟度Ｒ０＝０．６％－１．３％,具备了形成油     

准噶尔盆地腹部侏罗系原油勘探前景探讨

准噶尔盆地腹部地区长期以来以二叠系原油的勘探与研究为主。本文在总结本区现已发现侏罗系典型原油地球化学特征的基础上,通过混源油人工配比模拟实验揭示了侏罗系与二叠系原油在混合过程中的典型生物标志物变化特点,提出判识混源油组成的可能标志。据此标准,查清了研究区现有侏罗系原油和油砂的分布特点,再结合侏罗系烃源岩的分布情况,认为本区侏罗系原油可望具有良好的勘探前景,应重视对其勘探和研究。     

准噶尔盆地古近系生烃潜力与油气源特征研究

准噶尔盆地古近系是该盆地的一个潜在勘探层系,本文研究了研究区古近系烃源岩的生烃潜力及油气源特征。结果表明,准噶尔盆地古近系发育一定数量和规模的泥质烃源岩,有机质丰度达到了中等-好质量标准,类型以I型和Ⅱ型为主,目前主体处于低成熟-成熟演化阶段,因此具有一定的生烃、生油潜力。这得到了油气源对比研究的印证,典型油气地球化学特征均表现为油型,且为低成熟度,因此只能与古近系烃源岩对应,从而判断为古近系来源。这些油气主要分布在盆地南缘古近系烃源岩埋深较大区,表现出在"源控"基础上受成熟度影响的特征。准噶尔盆地古近系的油气勘探应以原油为主,并且重点目标区在南缘,特别是四棵树凹陷区。这些基础数据和认识还可供全球其它古近系含油气系统研究类比参考。     

三塘湖盆地马朗凹陷石炭系火山岩系油气成藏主控因素及模式

三塘湖盆地马朗凹陷石炭系主要发育两套烃源岩,分别为哈尔加乌组上段和哈尔加乌组下段,油气藏形成的源控作用十分明显。通过烃源岩和原油地球化学的分析以及油源对比,发现不同类型原油的形成与分布严格受控于对应源岩的分布范围。分析表明,马朗凹陷石炭系火山岩系油气成藏的主控因素是优质烃源岩、强充注油源断裂和有利火山岩相带的合理配置。根据烃源岩与储层的配置关系,石炭系油气藏的形成可以概括为两种模式:一种为风化壳型成藏模式,油气聚集在石炭系火山岩顶部受风化淋漓作用改造的优质储层中,其中的油气来自下部烃源岩,运移通道为与烃源岩相沟通的油源断裂;另一种模式为内幕型成藏模式,储层为流体溶蚀改造的储层,其中聚集的油气来自邻近火山喷发间歇期沉积的炭质泥岩。     

吐哈盆地中下侏罗统源岩和油的生物标志物分布特征——饱和烃馏分

通过对吐哈盆地煤系地层中下侏罗统煤岩、炭质泥岩、原油饱和烃组分的有机组分分析,获得以下认识:具有共同的特征生物标志化合物:γ 羽扇烷、异降松香烷、C24 四环二萜烷、高丰度C29甾烷,表明它们具有相同的高等植物母质来源。较高Pr/Ph比值、以及γ 蜡烷相对丰度很低等指示环境的参数具有一致性,说明它们的早期沉积环境相同,都是水质偏淡的弱氧化—弱还原环境。甾烷异构化参数C29 ββ／（ββ＋αα）在研究的低演化煤岩及炭质泥岩(Ro:0.47~0.53)中显示明显的高比值（0.294~0.489）,显示岩样在成岩过程中曾遭受过比较强烈的微生物作用,因此,煤岩早期的微生物作用可能是煤系地层早期生烃的动因。     

Characteristics of hydrocarbon generation from organic macerals in Jurassic coal measures, Xinjiang, China

The Jurassic coals of the Junggar and Turpan-Hami basins, Xinjiang, China, are characterized by abundant vitrinite. Microscopic analysis of Junggar coal samples indicates that they contain desmocollinite and hydrogen-rich vitrinite with a low reflectivity. The hydrocarbon-generating potential of various macerais follows the decreasing order of exinite > vitrinite > inertinite. However, desmocollinite is a principal maceral for hydrocarbon generation in this area because the content of vitrinite is higher than that of exinite. Data from simulating experiments and infrared spectra show that the hydrocarbon-generating process occurred primarily at the lower-mature stage in the Middle-Lower Jurassic coal measures. Generally, crude oil from the Qigu oilfield has a close similarity in hopanoid distribution to the vitrinite and exinite from the Jurassic strata with C₂₃-C₃₂ pentacyclic triterpanes and γ-lupane being present. The distribution of steranes is also similar. C₂₉-sitostane is dominant and Q₂₇ ergostane is subordinate. Only a trace amount of cholestane is present. All this suggests that the crude oil from the Qigu oilfield was derived from Jurassic coal measures.     

羌塘盆地东部石炭系杂多群分子地球化学特征及地质意义

对羌塘盆地东部刻莫地区石炭系杂多群16个烃源岩样品的饱和烃和芳烃组分的GC-MS分析表明,其烃源岩正构烷烃主要是以C_(23)为主峰碳的单峰型,n C21-/n C22+值介于0.22~0.74之间,规则甾烷主要以C_(29)占优势,少数以C_(27)占优势,在C_(27)-C_(28)-C_(29)三角图中主要位于混合源区域,芳烃组分中检测出了与高等植物有关的海松烯和1-甲基菲。这些结果表明,杂多群烃源岩有机质生源以高等植物输入为主,低等水生生物有机质对成烃母质也有一定贡献。杂多群烃源岩Pr/Ph比值为0.83~1.43,一般大于1;1-甲基菲/9-甲基菲比值为0.77~9.95,1-甲基菲含量较高,同时还检测出源于高等植物的海松烯(1,7-二甲基菲);"三芴"系列化合物总体分布特征表现为OFSFF、SFOFF或者OFFSF,在ΣSF/(ΣF+ΣSF)-ΣOF/(ΣF+ΣOF)关系图上主要落于氧化-还原环境附近,可能为弱氧化-弱还原环境,也有部分样品位于沼泽相或煤的氧化环境中。杂多群烃源岩OEP值为1.01~1.16,C_(29)ααα20S/ααα(20S+20R)和C_(29)αββ/(ααα+αββ)比值分别为0.17~0.45和0.27~0.49,根据甲基菲和烷烃二苯并噻吩换算出的等效镜质体反射率平均值分别为0.70%和0.85%,反映出杂多群烃源岩具有成熟有机质的特征。     

柴达木盆地北缘侏罗系两类不同有机质丰度泥岩的 生物标志物特征对比研究

在柴达木盆地北缘地区,分别选取有机碳含量很低和较高的侏罗系泥岩样品,对比分析了它们在生物标志物组成上的差异。结果发现,高有机质丰度泥岩的生标组成与我国西北地区侏罗纪煤系有机质的特征差异不大,相比而言,低有机质丰度泥岩的正烷烃以前主峰为特征,Pr/Ph比值在1.0左右,三环萜烷和伽马蜡烷丰度较高,并在部分样品中检出了25 降藿烷系列。结合泥岩的有机岩石学特征,认为这些差异可能反映了泥岩沉积环境和生烃母质的不同:高有机质丰度泥岩的有机显微组分以相对弱还原条件下的形态有机质为主,包括藻类体、孢子体和角质体等,而低有机质丰度泥岩的有机显微组分以相对强还原条件下的矿物沥青基质为主,其母质可能来源于低等显微菌藻类。进一步通过对比不同有机质丰度泥岩,以及区内原油生标组成之间的相互关系,讨论了研究区的油源问题。     

藏北羌塘盆地QK-1井中侏罗统烃源岩地球化学特征

QK-1天然气水合物钻探试验井位于西藏羌塘盆地毕洛错地区,主要钻遇中侏罗统夏里组粉砂质泥岩和布曲组灰岩。其有机质丰度、有机质类型、有机质成熟度等有机地球化学特征表明,南羌塘地区中侏罗统烃源岩的有机质丰度偏低,夏里组泥岩TOC介于0.26%~0.38%之间,达到差-中烃源岩标准,而布曲组灰岩TOC介于0.02%~0.08%之间,仅局部达到差烃源岩标准;两个组的烃源岩有机质类型主要为Ⅱ₂型及Ⅲ型,较利于天然气的生成,其中夏里组的生气能力优于布曲组;该区烃源岩热演化程度较高,Ro为1.31%~1.63%之间,均达到高成熟阶段,而夏里组有可能已进入干气阶段。基于冻土区天然气水合物成藏条件分析,综合考虑夏里组烃源岩及沉积厚度特征,认为中侏罗统夏里组具备良好的天然气水合物勘探前景。     

塔里木盆地西南坳陷油气成藏模式

塔西南坳陷构造复杂,具有东西分带、南北分段以及分期差异变形的特点,可划分为山前逆冲推覆构造带、和田—喀什凹陷带、麦盖提斜坡带、于田凸起4个二级构造单元。系统分析了寒武—奥陶系、石炭系、二叠系、侏罗系4套烃源岩及其分布特征,在储层、盖层分析基础上,初步指出该区发育7套有利储盖组合,认为断层、不整合面和渗透性地层为该区良好的输导体系。在以上成藏条件综合分析基础上,综合考虑油气来源、运移方式、储层特征等条件,对成藏模式进行分析和归类,将油气成藏模式划分2大类5种模式,分别是近源垂向运移山前逆冲推覆构造带成藏模式:外来推覆体型、楔状体型、原生体型,远源侧向运移斜坡带成藏模式:断展褶皱型和古岩溶型,并进一步预测了研究区有利油气勘探方向。     

鄂尔多斯北部直罗组中烃类包裹体地球化学特征及来源分析

对鄂尔多斯盆地东胜地区中侏罗统直罗组砂岩中烃类包裹体进行镜下观察、描述，利用压碎抽提法对烃类包裹体进行色谱—质谱分析，并与白垩系油苗、三叠系油砂及源岩抽提物进行对比，目的是探讨其来源。包裹体油生物标志物成熟度参数，C29ααα甾烷20S/(S+R)、C32αβ藿烷22S/(S+R)比值基本达到平衡值，利用甲基菲指数计算的镜质体反射率参数介于0.64%～0.82％之间，显示包裹体中石油烃已接近成熟—成熟热演化阶段；物质来源及沉积环境参数，ααα20R甾烷百分含量C27>C28相似文献   

塔里木盆地奥陶系烃源岩二次生烃研究

为研究海相烃源岩二次生烃规律和塔里木盆地生排烃规律,以塔里木盆地奥陶系烃源岩为研究对象,首先通过构造-热演化史和生烃史研究得出,塔里木盆地典型构造单元奥陶系烃源岩具有二次生烃的特征,并且起始成熟度和生烃期次不同。然后选取自然条件下演化至不同起始成熟度的奥陶系海相烃源岩,采用热压模拟实验方法系统研究其二次生烃规律。研究表明：塔里木盆地奥陶系海相烃源岩二次生烃的主控因素是起始成熟度,二次生烃产率随起始成熟度增加规律性减小;低成熟和中成熟烃源岩具有大量生排油气潜力,出现相对延迟的生油高峰,高成熟烃源岩没有大量生油和生气的能力;两次不连续生烃量与一次连续生烃量的差值也受起始成熟度控制,具有阶段性;起始成熟度在低成熟到成熟阶段时,二次不连续生烃过程会增加烃源岩的生烃量,使生烃潜力增加,而高成熟阶段以后,二次不连续生烃过程就会减少烃源岩的生烃量,使生烃潜力减小。     

藏北羌塘盆地侏罗纪含颗石藻黑色岩系地球化学特征与地质意义

藏北羌塘盆地侏罗系发育一套富含有机质的黑色岩系,化石较为丰富而倍受地质学家关注。本文选择双湖地区毕洛错剖面,从有机地球化学和元素地球化学方面分析富含颗石藻黑色岩系特征。研究表明,研究区黑色岩系有机碳含量为2.84%~3.71%,氯仿沥青"A"含量为0.18%~0.29%。有机质类型为Ⅱ1型,母质主要来源于浮游生物及少量陆生植物,Tmax为429~435℃,显示该套岩系处于未成熟阶段。研究区样品的主量元素Si、Al、Ca等元素较富集,表明该套黑色岩系以陆源碎屑输入为主;V/Cr、U/Th、Ni/Co、V/(Ni+V)特征比值、U和Mo的富集以及Eu和Ce无明显异常,反映了该套黑色岩系主要沉积在弱还原环境,有利于有机质保存。以上研究表明,研究区含颗石藻黑色岩系为较好的烃源岩,保存条件较好,可以作为进一步勘探开发的有利烃源岩层。     

柴达木盆地东部地区侏罗系烃源岩地球化学特征及生烃潜力评价

借助于Rock -Eval生油岩评价仪、色谱 -质谱、稳定同位素质谱仪、显微镜等分析测试手段,对柴达木盆地东部地区侏罗系烃源岩进行了地球化学特征分析。从有机碳含量、可溶有机质含量及其转化率、热解参数、饱和烃的生物标志化合物特征、有机岩石学特征和饱和烃单体烃碳同位素分布特征几个方面综合分析了侏罗系烃源岩的有机质丰度、类型和成熟度,并对其生烃潜力进行了评价。结果表明:(1 )侏罗系烃源岩有机碳含量高,多数样品属中等～好的生油岩范畴。 (2 )有机质类型多为Ⅲ型,少数为Ⅰ型和Ⅱ型。 (3)有机质处于低熟 -成熟阶段。 (4)烃源岩多为来源于高等植物的滨浅湖相和沼泽相沉积,具有煤系烃源岩的特点。 (5 )部分地区的生烃潜力较大。     

柴达木盆地北缘侏罗系不同沉积环境烃源岩生物标志物特征及其应用

柴达木盆地北缘地区侏罗系(中下侏罗统)的优质烃源岩主要发育于湖相与三角洲相环境。研究了不同时代、不同沉积环境中烃源岩的生物标志物组成特征,结果发现,有3类化合物的分布与组成差异显著,包括三环萜烷(C19、C20、C21)的分布型式、重排藿烷的丰度以及规则甾烷的相对组成。其中,不同时代的差异主要体现在规则甾烷组成上;而不同沉积环境的差异主要体现为三环萜烷(C19、C20、C21)的分布型式及重排藿烷的丰度。分析认为,这些差异与烃源岩的沉积环境及其生源组成有密切关系。据此,初步将这些参数应用于两方面研究,一是为划分地层沉积环境提供“生物标志物相标志”,二是研究油源对比,取得良好效果。因此,本文研究结果具有重要实用价值与参考意义。     

新疆吐鲁番盆地艾丁湖的环境变化

艾丁湖是我国最低的湖泊,海拔-154.4m,位于亚洲中部极端干旱区,蒸发量是降水量110～500倍,自然环境严酷.有史以来,在以人为实践主体、人口、资源、环境和发展整个系统相互协调的过程中,艾丁湖的环境发生了很大的变化,湖水面不断缩小,以致一度干涸.近10a来,受气候变暖湿事件的影响,暴雨洪水给艾丁湖以新的面貌,湖水面变化与河流水量增大同步.