饶阳凹陷沙一下亚段优质烃源岩地球化学特征及成藏贡献

为了研究饶阳凹陷沙一下亚段优质源岩的地球化学特征及其成藏贡献.基于有机碳、热解、生烃模拟实验评价源岩生烃潜力;基于源岩GC-MS实验和生烃潜力评价结果,描述源岩分子地球化学及有机相特征,利用多元数理统计方法,建立油-岩关系并定量计算原油中各源岩贡献率,总结了沙一下亚段成藏贡献规律.研究表明:沙一下亚段源岩的生烃潜力在凹...     

辽东湾辽西凹陷沙河街组烃源岩评价及油源研究

辽西凹陷沙河街组是否发育烃源岩,是该凹陷油气勘探首要问题。以源控论为基本指导思想,从沉积相研究入手,通过烃源岩地球化学分析、盆地模拟及油源对比,综合评价了辽西凹陷沙河街组烃源岩。在大量地震资料及单井资料分析基础上,认为辽西凹陷沙河街组发育大规模中深湖相,特别是辽西中洼沙四段发育中深湖相沉积,具备形成烃源岩的先决条件。通过在该凹陷取的33个油样及48个岩样分析,认为沙河街组烃源岩有机显微组分组成中腐泥组和壳质组含量普遍较高,富含浮游藻类,干酪根类型为Ⅰ~Ⅱ型。盆地模拟认为辽西凹陷生烃门限约2 500 m,沙三段进入生烃门限,具备大规模生烃条件,沙一段未进入生烃门限。通过油源对比分析,辽西凹陷原油的4 甲基甾烷/C29规则甾烷比值基本上都大于0.5,三芳甾烷/三芳甲藻烷值分布范围0.94~3.88,均值为1.51,与沙三段烃源岩具有很高的相似性,因此,认为沙三段和沙四段是辽西凹陷油气的主力烃源岩层段。有机相和沉积相综合分析认为,辽西凹陷沙河街组烃源岩整体优越,但各次洼烃源岩分布有一定差异性,中洼发育2套沙河街组烃源岩,生烃潜力巨大,南洼沙三段烃源岩最好,北洼烃源岩规模最小。     

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。     

台北凹陷煤中有机质的成烃动力学模型及其初步应用

在恒速升温热解实验和ＰＹ－ＧＣ分析结合的基础上，利用数学优化求解技术，建立并标定了台北凹陷煤有机质成油成气的化学动力学模型。结合我们近期报导的木栓质体成烃的动力学模型，定量计算了干酪根成油、木栓质体成油的理论剖面，并进一步定量探讨了吐哈盆地台北凹陷烃源岩评价中的生烃门限、木栓质的早期生烃及有机质原始生烃潜力和原始丰度的恢复等问题。     

吐哈盆地台北凹陷侏罗系煤系源岩地球化学分类及意义

烃源岩的沉积环境、母源输入与有机质性质有着密切联系,吐哈盆地台北凹陷不同层系、不同地区侏罗系煤系烃源岩由于其沉积环境、母源输入的不同,导致其地球化学指标差异;通过对源岩地球化学指标相关性分析表明,姥植比（Pr/Ph）是反映源岩沉积氧化还原环境和水体盐度的重要指标;C29ααα20R在C27～C29规则甾烷ααα20R中的相对含量也是反映沉积水体盐度的重要指标。同时发现源岩类型划分的主控指标是族组成中芳烃、沥青质组分含量及饱芳比、非沥比等四项指标,姥植比、伽马蜡烷指数为源岩类型划分的次控指标,据此将台北凹陷侏罗系煤系烃源岩划分为三类。     

柴达木盆地跃进斜坡区油源判识与原油勘探方向

跃进斜坡区南北分别为扎哈泉凹陷和英雄岭凹陷,是凹陷油气运移有利指向区,油气来源充足。烃源岩综合评价表明,扎哈泉凹陷E²₃烃源岩厚度大、分布面积广、有机质丰度高、有机质类型较好,目前已到成熟阶段,具有巨大供烃能力。油源对比研究表明,跃东构造原油与跃进一号构造原油特征一致,为北面英雄岭凹陷来源。跃进二号、乌南-绿草滩和昆北油田原油均来自扎哈泉凹陷E²₃源岩,但原油成熟度不同。跃进二号原油成熟度较低,与乌南-绿草滩原油和昆北油田储层固体沥青基本一致,明显低于昆北油田原油,属于烃源岩低成熟-成熟阶段早期产物,跃进斜坡区尚未发现源岩生烃高峰期产物。跃进斜坡区相对昆北油田更靠近凹陷生烃中心,源岩生烃高峰期产物具有优先充注的特征,斜坡区下倾方向大量发育的岩性圈闭和构造-岩性圈闭具有巨大的勘探潜力。     

焉耆盆地侏罗系煤系源岩评价与成烃机理研究

在对焉耆盆地已钻探井暗色泥岩、碳质泥岩等生油岩和部分原油样品地球化学分析的基础上,结合构造,特别是沉积和岩相古地理特征,研究了烃源岩类型及空间展布,煤系源岩有机显微组分组成及生烃机理,有机质丰度、类型及成熟度特征,指出烃源岩类型属典型的腐殖型;侏罗系八道湾组、三工河组和西山窑组煤系泥岩、炭质泥岩及煤均能生烃,但以侏罗系八道湾组煤系泥岩为主要烃源岩;博湖坳陷南、北凹陷都经历过油气形成过程,但北部凹陷存在两个生油阶段,而南部凹陷仅存在一个生油阶段。     

海拉尔盆地呼和湖凹陷煤成气资源潜力评价

呼和湖凹陷是海拉尔盆地中一个重要的二级凹陷,其中存在2套主力烃源岩系(大磨拐河组和南屯组),均含有煤层,且煤层生烃条件优越,可以作为煤成气的有效源岩.基于对该凹陷中煤系源岩综合评价,笔者采用三维建模与构造模拟系统(TSM)对该凹陷进行盆地模拟,计算出了该区煤系源岩的生气潜量.研究表明,呼和湖凹陷中部和南部的煤层分布比较广泛,平均厚度为120 m左右;煤系源岩干酪根类型主要为Ⅲ型,属于倾气型烃源岩;该凹陷以未成熟-低成熟阶段的煤系源岩为主,R_o大部分在0.3%～0.9%;凹陷煤成气总量为1.6897×10~(12)m~3,具有很好的勘探开发前景.     

准噶尔盆地陆梁油田油气源研究

地质色层效应、输道层矿物的吸附和储集层中油气的热演化，导致了生物标志物的多解性和常规油气源研究的不确定性。四面临凹，且凹陷都有可能成为其油气源区的陆梁油田油气源研究更具挑战性和难度。笔者通过对周边凹陷的构造演化、烃源岩生烃能力和地球化学特征、输道层的演化和特征以及陆梁油田油气地球化学特征进行分析，运用三环二萜烷C20、C21、C23和甾烷C27、C28、C29等生物标志物进行对比，认为陆梁油田的油主要来源于具有巨大生烃潜力的盆1井西凹陷二叠系烃源岩，气主要来自侏罗系烃源岩。     

青藏高原东北缘六盘山盆地烃源岩的地球化学特征

在前人认识的基础上,依据近年来的勘探成果,对六盘山烃源岩进行了评价分析,发现目前较明确的3套主要烃源岩中,白垩系下统的乃家河组、马东山组和李洼峡组源岩在盆地内分布较广,除北部埋藏较浅的区域未成熟外,大部分已趋于成熟。石炭系也是重要的源岩,由于埋藏较深,后期改造作用大,应以找气为勘查目标。三叠系烃源岩成熟度较好,但分布范围局限,勘探潜力受到影响。盆地的诸多油气显示及地面油气异常响应特征,充分证实了该盆地具有烃类的生成、运移和聚集的过程。整个盆地的油气地球化学异常响应特征明显,油气苗显示丰富,分布广泛。地球化学勘探测量发现了盆地内有3个近东西向展布的油气地球化学异常区带。根据三维荧光光谱图,对油气属性进行了判别,均表现为轻质油的地球化学特性。     

莺琼盆地中新统海相烃源岩地球化学特征及生烃潜力评价

通过有机碳测定、岩石热解分析、显微组分定量分析、饱和烃色谱、色谱-质谱等实验分析,对莺琼盆地中新统海相烃源岩的地球化学特征进行了研究,探讨了不同层位烃源岩的生烃潜力。结果表明：莺琼盆地中新统海相烃源岩有机质丰度总体较低,大部分烃源岩为中等烃源岩,有机质类型以Ⅱ2型和Ⅲ型为主,有机质热演化主要处于成熟阶段。烃源岩显微组分组成具有富含镜质组、壳质组+腐泥组次之、贫含惰性组的特征。烃源岩沉积环境主要为弱氧化-弱还原环境,具有陆生高等植物和低等水生生物生源混合输入的特征。莺歌海盆地梅山组烃源岩综合评价为中等烃源岩,生烃潜力相对较好,三亚组烃源岩综合评价为较差—中等烃源岩,具有一定的生烃潜力。琼东南盆地梅山组和三亚组烃源岩综合评价为中等烃源岩,具有相当的生烃潜力。     

塔里木盆地海相碳酸盐岩与油气

塔里木盆地碳酸盐岩主要分布于台盆区寒武系—奥陶系,它既可以作为油气的储层和源岩,也可以作为油气的盖层或遮挡体。碳酸盐岩主要发育于碳酸盐岩台地相和斜坡相之中,其中开阔台地及台地边缘坡折带的生物碎屑滩和砂屑滩、局限台地的白云岩坪是主要的储集相带。潜山溶孔溶洞型白云岩、石灰岩及礁滩复合体中的生物碎屑灰岩、砂屑灰岩、鲕粒灰岩、礁灰岩以及潮坪白云岩是主要的储集岩。寒武系—下奥陶统、中—上奥陶统都发育有较好的碳酸盐岩烃源岩。根据油气的分布与聚集特点,对碳酸盐岩油气藏作了分类。论述了塔里木盆地碳酸盐岩油气勘探的前景和重要目标。     

齐姆根-桑株河地区烃源岩特征

塔里木盆地西南缘齐姆根-桑株河地区发育有寒武-奥陶系、石炭系-下二叠统、侏罗系及上白垩-古近系等多套烃源岩.据地震资料寒武-奥陶系烃源岩在20 号断裂下盘的沉积厚度达2 000 m,是一套较好的烃源岩.石炭系-下二叠统烃源岩广泛分布,厚度大、有机质含量丰富,处于高成熟-过成熟阶段,为现实烃源岩.侏罗系烃源岩地表处于低成熟油气生成阶段,覆盖区在生油窗之内,为现实烃源岩.上白垩-古近系烃源岩可达较好烃源岩标准,处于成熟阶段,但生油潜力有限,推测喀什凹陷应具较大的生油潜力.     

库车坳陷北部山前带中生界烃源岩有机岩石学

应用全岩有机岩石学分析方法,对库车坳陷北部山前带中生界三叠系和侏罗系烃源岩的显微组分、主要富氢组分、有机质类型及热演化程度进行了研究。结果表明：库车坳陷北部山前带侏罗系克孜勒努尔组烃源岩显微组分总含量最高,恰克马克组烃源岩最低。中生界烃源岩显微组分组成具有镜质组含量高、壳质组和惰性组相对发育、腐泥组贫乏的特征。不同层位具有一定差异性,克孜勒努尔组和塔里奇克组中镜质组含量较高,恰克马克组壳质组相对发育。孢子体、壳屑体、角质体和藻类体是其主要的富氢组分,恰克马克组富氢组分相对含量最高。烃源岩有机质类型以Ⅲ型和Ⅱ2型为主,有利于生气,镜质组反射率Ro为056%~187%,热演化程度处于成熟-高成熟阶段。克拉苏—依奇克里克构造带冲断前缘烃源岩显微组分总含量与热演化程度均相对较高,为烃源岩的最大成熟生烃中心。烃源岩高生烃潜力与高的壳质组含量和低的陆源有机质含量有关。     

辽西-冀北坳陷中-上元古界油源及成藏期分析

利用有机地球化学分析技术,研究了辽西-冀北坳陷中-上元古界沥青、油苗显示相对集中的地层(雾迷山组、铁岭组和下马岭组)油气的来源、成熟程度与成藏期次。研究表明,区内中-上元古界部分地层有机质丰度较高,具备油气生成的物质基础,源岩多达到成熟-高成熟的演化阶段,是中-上元古界油气的主要贡献者。中-上元古界储层中存在大量类型各异的油气包裹体,根据油气包裹体的产状与光学特征可以判定它们分属不同地质时期储层流体活动的产物,指出中-上元古界经历了三到四期的油气成藏过程,中晚期油气成藏意义较大。     

湖相烃源岩中的火山—热液深源物质与油气生成耦合关系研究进展*

陆内湖相烃源岩系是中国含油气盆地广泛发育的一类组分复杂且富含有机质的细粒沉积岩。随着非常规油气资源需求量日益增加,该岩系被作为致密油或页岩油层系受到广泛关注。然而,其极细的粒度增加了精细岩石学、矿物学研究难度,使它长期被简单视为陆源沉积岩。研究发现,该岩系中发育丰富的火山喷发及热液喷流产生的深源物质,并与油气的生成和富集表现出了极强的耦合关系。因此,探索深源物质如何参与烃源岩形成并影响油气生成亟待深入研究。作者详细总结并探讨了国内外近年来关于湖相烃源岩成因以及火山—热液活动带来的深源物质与油气形成关系的现阶段新发现与认识。并结合笔者研究团队基于新疆三塘湖盆地二叠系芦草沟组烃源岩的新发现,采用精细的岩石学、矿物学方法,结合无机和有机地球化学等方法,初步开展了该耦合关系的机理研究。认为火山—热液深源物质参与了烃源岩的沉积与成岩作用,并与正常湖相沉积物共同影响着油气的形成。建议重新认识湖相烃源岩的物质组成,从而拓展陆相生油理论,同时为同类型非常规油气资源勘探开发提供理论指导。     

冀中坳陷孙虎地区沉积和剥蚀作用及其对油气生成聚集的影响

探讨了沉积和剥蚀作用对孙虎地区油气生成、聚集的影响,认为两者对于本区油气的生成、聚集和保存都不太有利。首先,在沉积演化中缺少深湖相沉积,只在孔店组和沙河街组发育干盐湖相和滨浅湖相沉积,使得本区的油源有机质丰度不高,类型较差。其次,在洼陷边缘发育的冲积体系由于距油源远,缺少连通通道而难以成为良好的储集岩。另外,本区地层在老、新第三纪之间遭受的强烈抬升剥蚀（最大剥蚀厚度达3000 m）,对本区的油气生成和聚集更是产生了严重的负面影响：一方面导致源岩层的温度、压力下降,油气生成、排出作用大大减弱;另一方面,使得已排出并聚集成藏的油气遭到破坏。强烈的构造活动导致了埋藏史的差异,本区可划分出3种类型的埋藏史,即持续沉降型、早期沉降型和二次沉降型。持续沉降型埋藏区地层埋藏较浅,只有沙三段局部地层进入生、排烃门限,生烃潜力不大;早期沉降型埋藏区地层埋藏较深,孔店组和沙三段均具有生排烃能力,但早期排出的烃存在一个保存问题;二次沉降型埋藏区经历了两次大幅度的沉降,均达到了生排烃门限,具有二次生排烃过程,是目前圈闭条件下寻找油气的较理想地区。     

中上扬子地区上奥陶统-下志留统烃源岩发育的古环境恢复

上奥陶统-下志留统烃源岩是中国南方海相4套主力区域烃源岩之一,有关它形成与发育环境的研究是南方海相油气成藏理论的基础性问题.本文选择中上扬子南缘2条代表性剖面,对上奥陶统-下志留统沉积岩进行了详细的地球化学分析,提取其中对沉积古环境有指示意义的地化指标,对该段地层的古环境进行了恢复.研究表明,优质烃源岩段主要集中在上奥陶统五峰组和下志留统龙马溪组底部,V/(V+Ni)、Ni/Co、Ceanom、δEu和δ13Corg等地球化学指标与有机碳含量均有较好的相关性,这些指标的异常均表明优质烃源岩发育于缺氧环境.而龙马溪组上部地层的有机碳含量较低,各种地球化学指标也显示,此时缺氧环境遭到了破坏,这与当时的沉积环境多为高能环境、不利于烃源岩发育是一致的.     

Unconventional Natural Gas Accumulations in Stacked Deposits:A Discussion of Upper Paleozoic Coal-Bearing Strata in the East Margin of the Ordos Basin,China

The Upper Paleozoic(Carboniferous to Permian) succession in the east margin of the Ordos Basin in the North China Craton has a potential to contain significant hydrocarbon resources, though attention have been mainly attracted for its successful development of coalbed methane(CBM). To improve the previous resource estimates and evaluate the hydrocarbon play possibilities, this study incorporated new discoveries of hydrocarbon units and their stratigraphic relation with source rocks, hydrocarbon migration and trapping configurations. Continuous hydrocarbon accumulation units were identified within the Upper Paleozoic, including the Taiyuan, Shanxi and Xiashihezi formations with great tight gas potential, and the Taiyuan and Shanxi formations also containing shale gas and CBM. Different strata combinations are identified with coal deposition and favour for continuous gas accumulations, including the tidal flat, deltaic and fluvial systems distributed in most of the study areas. Methane was not only generated from the thick coal seams in the Taiyuan and Shanxi formations, but also from shale and dark mudstones. The coal, shale and tight sandstones are proved of remarkable gas content and hydrocarbon indications, and the gas saturation of tight sandstones decreases upward. The stacked deposit combinations vary isochronally in different areas, while the coal seams were developed stably showing good gas sources. Two key stages control the hydrocarbon enrichment, the continuous subsidence from coal forming to Late Triassic and the anomalous paleo-geothermal event happened in Early Cretaceous, as indicated by the fluid inclusions evidence. Extensive areas show good hydrocarbon development potential presently, and more works should be focused on the evaluation and selection of good reservoir combinations.