白令海陆架区柱样沉积物脂类分子特征及其气候变化响应

为探究全球变暖对于高纬度海洋生态环境的影响,对中国第5次北极科学考察在白令海陆架区采集的BL16柱样沉积物中的脂类进行了研究.沉积物中检测到丰富的饱和烃和脂肪酸等化合物,其组成和分布显示,该沉积柱中有机质为陆源和海源混合输入.其中长链正构烷烃和长链饱和正构脂肪酸主要来源于陆源高等植物,饱和异构和反异构脂肪酸主要来源于海洋自生细菌,短碳链正构烷烃、反异构烷烃和烷基环戊烷烃的浓度相互间有较好的相关性,表明其来源较为一致,主要来源于海洋浮游藻类和细菌.海源短链正构烷烃与陆源长链正构烷烃的比值∑C_15-21/∑C_23-33在0.14~0.90之间,表明该沉积柱中正构烷烃主要以陆源输入为主.沉积柱中短链正构烷烃、反异构烷烃和烷基环戊烷浓度,以及脂肪酸中异构、反异构脂肪酸组分与长链饱和正构脂肪酸组分的相对变化与总有机碳含量（TOC）、总氮含量（TN）变化一致,尤其在20世纪70年代以来明显升高,可能反映了海洋初级生产力持续增加的趋势,并且对全球变暖做出了灵敏的响应.      

盐湖相低熟油脂肪酸的组成与分布特征

对泌阳凹陷碱性盐湖相、舞阳凹陷盐湖相、襄城凹陷膏盐湖相、南阳凹陷淡水湖相低熟油脂肪酸组成和分布特征进行了分析与研究。结果表明这些不同盐湖相的低熟原油的脂肪酸为丰度不同的饱和正构酸、不饱和正构酸、少量异构酸、类异戊二烯酸及脂肪酸乙酯系列化合物。脂肪酸的组成和分布反映了原始有机质的来源。     

松粉热解脂肪酸生物标志物的特征及其地球化学意义

现代松粉的温－压热模拟实验中，产出的轻质烃和氯仿抽提物芳烃馏份的GC－MS分析均检出大量偶数碳优势明显的脂肪酸类分子生物标志物，轻烃主要为C16，C18烷酸及其甲，乙酯，芳烃组分相对比较复杂，包括饱和脂肪酸（酯），不饱和脂肪酸（酯）和脂肪酸内酯，前者碳数分布为C15－，C30，C16，C18碳酸（酯）相对丰度占绝对优势为特征，后者碳数分布为C20-C30,以C26，C28和C30脂肪酸内酯为主，在250℃以下样品中检测出相对丰度较高的不饱和C18碳酸（酯），脂肪酸酯化合物在极低的温度条件下便可排出，并分别在200－300℃和300－400℃之间形成两次产出高峰；花粉内质体中的游离态脂肪酸及不饱和脂肪酸形成低温阶段的第一次高峰；花粉壁脂质结构中的脂肪酸及饱和脂肪酸在较高温度阶段形成第二次高峰，原样及低温样品以脂肪酸酯为主，250℃及其以上温度条件下因水解产生较多的脂肪酸，随温率继续升高，脂肪酸酯易发生脱羰反应而生成链烷烃。400℃以后因强烈降解脂肪酸酯含量大大降低，这与350－450℃之间奇数碳优势正构烷烃在轻质烃和饱和烃中的大量产出相吻合，研究表明，植物花粉是沉积有机质中饱和及不饱和C16，C18脂肪酸酯的重要母源之一。     

油气运移示踪应用及有效性分析——以准噶尔盆地白家海凸起侏罗系八道湾组油气为例

在盆地地质环境稳定的条件下，油气在运聚过程中会形成“地质色层效应”,其物理、化学指标会发生规律性变化，可用来追踪油气的运移方向。通过对准噶尔盆地白家海凸起及周缘地区侏罗系八道湾组原油进行油源对比，在明确油气平面分布特征的基础上，利用地层水、原油物性及多种地球化学方法，对八道湾组油气运移特征进行研究，并对生物标志化合物、饱和烃碳同位素、饱和烃含量及红外光谱比示踪参数进行类比分析，明确各参数的准确性及适用条件。结果表明，白家海凸起西区的原油(Ⅰ类原油)主要由东道海子凹陷的二叠系烃源岩生成，主要的输导体系是东道海子断裂的垂向输导作用；东区及南部的阜康斜坡地区原油(Ⅱ类原油)主要由阜康凹陷的侏罗系煤系烃源岩生成，输导体系以白家海凸起斜坡的砂体输导作用为主。各种示踪参数中，以断层为主的输导层，原油黏度、密度和生物标志化合物示踪效果较好；以砂体为主的输导体系中，生物标志化合物、饱和烃碳同位素、原油黏度、原油密度及饱和烃含量均可以较好地指示油气运移方向。同时，地层水可以很好地指示断层的封闭性及地下砂体的连通性，而红外光谱比无论是在砂体还是断层输导体系中，其示踪效果都不理想。     

湖北清江和尚洞洞顶植物叶片和土壤的类脂物对比及其意义

用GC-MS对湖北清江岩溶地区和尚洞洞顶植物叶片与该洞上覆土壤层中的类脂物进行了分析和对比。在植物叶片中检测出了一系列直链烷烃、脂肪酸、以及丙三醇、植醇和甾醇等类脂物,其中直链烷烃的碳数分布范围大体在C21～C36之间,以C29或C31为主峰且具有奇偶优势;脂肪酸的分布主要集中在中、短链脂肪酸内（C数<23）,以C16为主峰呈单峰型分布且具有偶奇优势;醇的分布很不规则,仅检测出丙三醇,植醇和三种甾醇,没有检测到脂肪酮类化合物。与之相比,洞顶上覆土壤层中检测出更加丰富的类脂物。类脂物具有如下特征:正构烷烃以C31为主峰,还存在低碳数正构烷烃和异构烷烃,如2-甲基、3-甲基、4-甲基、5-甲基、6-甲基、7-甲基、8-甲基等一系列的单甲基支链烷烃,这些支链烷烃显示了微生物的贡献;脂肪酸分布也以低碳数的C16为主峰,且低碳数脂肪酸的含量较植物叶片中明显的增加,同时一些异构和反异构脂肪酸（C14∶0,C15∶0和C17∶0）以及一些单不饱和脂肪酸（C16∶1,C17∶1,C18∶1和C20∶1）也被检测到,也表明土壤中的脂肪酸不仅存在高等植物的贡献,还存在微生物的来源;没有植醇,但出现姥鲛烷和植烷并检测到了一系列脂肪醇化合物,碳数分布在C21～C36之间;检测到一系列的酮,具有奇偶优势,碳数分布范围在C23～C30和C33。高等植物叶片和土壤的差异反映了微生物对高等植物类脂物输入到土壤过程的重要贡献。本研究工作不仅提供了该岩溶地区植物叶片的类脂物信息,还为研究土壤有机质的来源和植物叶片中类脂物在地质过程中的转变提供信息,更为研究岩溶地区滴水和石笋中类脂物的来源提供一定的参考。     

古湖岸线的识别及其对砂体和油气的控制

古湖岸线是一定历史时期湖平面与古陆地的交线,即陆上与水下沉积的分界线。古湖岸线的识别 过程就是一个沉积环境恢复的过程,识别标志包括地貌特征、特殊岩性、古生物特征、沉积构造、地球化学指 标、地震反射特征以及沉积相变等多个方面。沉积盆地中古湖岸线对于砂体和油气的分布具有明显的控制作用, 主要表现在：（１） 古湖岸线的类型控制了砂体的成因,古湖岸线的位置及迁移控制了砂体的分布和垂向叠加样 式;（２） 古湖岸线控制了优质储集层的形成与发育,一般情况下水下砂体的储集层物性优于水上砂体; （３） 古 湖岸线的频繁迁移为形成良好的储盖组合提供良好的沉积条件; （４） 古湖岸线附近是地层超覆油气藏、不整合 遮挡油气藏及岩性油气藏发育的有利区带,并且油气藏沿古湖岸线呈现裙带状分布。     

辽河清水洼陷东营组高分辨率层序格架下沉积演化特征及有利区带预测

根据地层基准面原理,通过对岩心、测井、地震资料的综合分析,将辽河清水洼陷东营组划分为4个3级地层旋回（层序）:东三下、东三上、东二和东一层序;识别出3种类型的沉积体系:较深水湖—水下扇、浅湖—三角洲以及河流—泛滥平原体系;并在层序格架内分析了各旋回的沉积体系构成和储层砂体的发育情况。综合分析生、储、盖条件后认为,在纵向上,东三下和东三上旋回为研究区最有利的储集层段;在平面上,研究区的油气勘探应主要寻找洼陷中部的水下扇砂体和洼陷北部、西部与构造及断层相配合的辫状三角洲或扇三角洲前缘砂体,主要储层砂体类型为前缘水下分支河道砂体、河口坝和席状砂。     

辽河西部凹陷曙北地区沙四段薄砂层成因类型及分布规律

为了明确辽河西部凹陷曙北地区沙河街组四段薄砂层成因类型及分布规律,从岩心、测井响应和地震反射特征等方面总结了各类成因薄砂层的识别标志,并预测了各砂层组的砂体展布,探讨了砂体发育的控制因素,总结了沉积模式.研究结果表明,曙北地区沙四段为扇三角洲-湖泊的沉积体系,薄砂层发育水下分流河道、河口坝、低隆滩坝、沿岸浅滩4种成因类型,其中以水下分流河道和低隆滩坝为主.古地貌、古物源和古水深控制了各类砂体的展布.以曙光和兴隆台古潜山一线为界,南部为扇三角洲体系沉积区,主要发育前缘水下分流河道和河口坝;北部（包括低隆区）为无明显水流注入的半封闭湖湾区,主要发育低隆滩坝砂体和灰/云坪,在西侧沿岸局部地区还发育沿岸浅滩.储量区外大面积发育的低隆滩坝砂体,是下一步碎屑岩增储上产的潜在接替区域.     

砂岩储层中原油微生物降解的模拟实验研究

模拟辽河冷东-雷家地区的砂砾岩储层条件，采用该地区的正常原油，在３０℃恒温和充氧下以及有营养元素的水溶液中，进行了原油喜氧微生物降解实验。实验表明，经微生物降解后，原油的化学组成发生了较大变化，饱和烃含量下降，沥青质、非烃含量上升；水溶液的ｐＨ值下降，并在其中检测出了有机酸，可见在微生物的代谢过程中，原油中的烃类分子被部分转化为水溶性含氧酸性产物。降解实验的油样与取自同一地区的两个重质原油饱和烃气相色谱图比较，两者在组成上极其相近，其结果说明辽河油田的重油成因，是原油遭受了喜氧微生物的降解。实验对微生物降解过程的动力学进行了初步研究。微生物对饱和烃馏分中不同化合物的降解序列为:短链正构烷烃、长链正构烷烃、异构烷烃、环状烷烃。但当各组分间的浓度发生较大变化时，降解序列会有所不同。     

南海不同水深表层沉积物脂肪酸分布特征及其生物源的空间变化

为探究边缘海区域由陆架到深海盆脂类的分布模式及其指示的生物源的空间变化特征,对采集于南海4个不同水深断面的表层沉积物脂肪酸进行了系统研究.从表层沉积物中检出丰富的脂肪酸,包括直链饱和脂肪酸、直链不饱和脂肪酸和支链脂肪酸等.其中,高碳数直链脂肪酸（≥C₂₀）主要来源于陆源高等植物的输入,低碳数直链脂肪酸主要来源于藻类的贡献,低碳数支链（包括异构和反异构）脂肪酸主要来源于细菌贡献.高碳数脂肪酸指示的高等植物输入,在南海沿岸区的高值与河流的输入有关,而在深海盆的高值可能与洋流、风尘输入等有关.低碳数支链脂肪酸指示的细菌分布在南海北部沿岸表现出高值,在深海盆表现出较低的分布模式.低碳数直链脂肪酸表征的浮游植物的贡献在南海北部表现出高值,在深海盆局部区域也表现出高值分布.细菌和浮游植物在南海北部表现出的高值,可能与丰富的营养盐条件有关.而浮游植物在深海盆的分布模式,可能受到洋流以及其他输入的影响.      

油气藏动力学成因模式与分类

根据油气运聚的动力和作用方式将油气藏成因分为 3类 8种 17式。这 8种分别是 :①高压势场作用下形成的油气藏 ;②低压势场作用下形成的油气藏 ;③油水携带溶解气游离释放形成的天然气藏 ;④浮力作用下形成的油气藏 ;⑤毛细管力作用下形成的油气藏 ;⑥天然气体积膨胀形成的深盆气藏 ;⑦分子吸附作用形成的煤层瓦斯气藏 ;⑧分子水合作用形成的水合甲烷气藏。①～③种为突发式流压作用形成的油气藏 ,④～⑥种为缓慢式烃势差形成的油气藏 ,⑦和⑧为非常规条件下天然气汇聚形成的特殊类型的 (油 )气藏。相同动力学成因的油气藏因实际地质条件的差异可以进一步分成亚类。不同动力学成因的油气藏的分布规律、主控因素和产状特征不同。研究油气运聚的动力机制和成因模式对指导油气田勘探、提高勘探效益具有重要意义。     

油气藏动力学成历模式与分类

根据油气运聚的动力和作用方式将油气藏成因分为３类８种１７式,这８种分别是：（１）高压势场作用下的形成的油气藏;（２）低压势场作用下形成的油气藏;（３）油水携带溶解气游离释放形成的天然气藏;（４０浮力作用下形成的油气藏;（５）毛细管力作用下形成的水合甲烷气藏。（１）～（３）种为突发式流压作用形成的油气藏,（４）～（６）种为缓慢式烃热差形成的油气藏,（７）和（８）为非常规条件下天然气汇聚形成的特殊类型的（油）气藏。相同动力学成因的油气藏因实际地质条件的差异可以进一步分成亚类,不同动力学成因的油气藏的分布规律,主控因素和产状特征不同,研究油气运聚的动力机制和成因模式对指导油气田勘探、提高勘探效益具有重要意义。     

伊通地堑下第三系原油和生油岩中芳构化五环三萜及其地球化学意义

详细研究了吉林伊通地堑下第三系生油岩和原油中的芳烃生物标志物，包括常规的多环芳烃，以及丰富的来源于高等植物的芳香二萜和芳构化的五环三萜。目前，原油中芳构化五环三萜类生物类生物标志物国内外均尚报道极少。还详细讨论了利用原油中最新发现的芳构化五环三萜在解决本区生物输入，油源对比以及石油成因等方面的重要意义。     

Critical conditions for tight oil charging and delineation of effective oil source rocks in Lucaogou Formation,Jimusar Sag,Junggar Basin,northwest China

Although tight oil has great resource potential, studies of oil charging mechanisms in tight reservoirs are relatively few. Researchers have found that a force balance exists during oil charging, but quantitative analyses of conditions critical for tight oil charging are sparse. This study developed a formula to identify effective source rocks using oil expulsion intensity as the discrimination parameter based on quantitative expression of hydrocarbon-generation overpressure and force-balance conditions. Using this formula, critical oil expulsion intensity under conditions at various burial depths can be obtained. This method was applied in the tight reservoirs of the Jimusar Sag, Junggar Basin, China. The calculated critical oil expulsion intensity range was between 122.61 × 10⁴ t/km² and 620.01 × 10⁴ t/km². The distribution range of effective oil source rocks and total expelled oil can be determined on the basis of critical oil expulsion intensity at different burial depths. This method provides a new approach to predict favourable tight oil-bearing regions.     

吉林省桦甸油页岩中稀土元素和微量元素的研究

对桦甸油页岩及其灰渣的矿物成分、主量元素、稀土元素和微量元素含量进行测定。结果表明：油页岩中稀土元素含量低于北美页岩(NASC)中的平均含量,REE球粒陨石标准化的分布模式曲线表现为负斜率,(La/Yb)_N的平均值大于1,属于轻稀土富集型;REE北美页岩标准化的分布模式曲线较平缓,（La/Yb）_S的平均值接近于1,轻重稀土分馏不明显。与球粒陨石和北美页岩相比,Eu有较严重的正异常。油页岩中的微量元素与北美页岩和地壳的平均值相比较,Sb、Nb、Cs、Zn、Bi、W等元素具有较高的富集度。油页岩灰渣中稀土元素和微量元素富集度均高于油页岩。     

准噶尔盆地吉木萨尔地区二叠系芦草沟组油页岩地球化学特征与成矿条件

【研究目的】本文旨在通过对比准噶尔盆地吉木萨尔地区二叠系芦草沟组高品位和低品位油页岩的品质和成因差异,揭示高品位油页岩的特殊成矿条件。【研究方法】对吉木萨尔地区两个剖面采集的露头样品,进行TOC、热解、含油率、微量、稀土元素测试,从而开展高品位和低品位油页岩有机地球化学特征,微量稀土元素特征及成矿条件差异分析。【研究结果】研究区高品位油页岩有机质类型为I型;低品位油页岩有机质类型为I-II1型。高品位和低品位油页岩中B、Ba、Cr、Nb、Sr、V、Zr等微量元素含量差异明显,高品位油页岩中各稀土元素平均含量和各样品稀土元素分布区间都小于低品位油页岩,且外源元素富集程度也相对更低,显示了更少的陆源碎屑输入。微量元素比值显示,研究区油页岩形成于温暖湿润气候,淡水—半咸水,还原环境。高品位油页岩与低品位油页岩相比,形成时水体盐度值更大,有机质生产力更高。【结论】温暖湿润气候背景下,相对较少的陆源碎屑供给,减少了对有机质的稀释和氧化破坏,同时较高的水体盐度值更利于水体分层,从而形成一个长时间的还原环境,再加上更高的有机质生产力,从而形成了高品位油页岩。     

鄂尔多斯盆地甘泉地区延长组长8段原油地球化学特征及来源

通过系统采集鄂尔多斯盆地东南部甘泉地区原油、砂岩和烃源岩样品,分析了延长组长8段原油地球化学特征,明确了原油成因和来源。研究表明:长8段原油为正常原油,具有低黏度、低初馏点、低凝点和低含硫量的特征;生物来源为混合型输入,形成于弱氧化-弱还原环境,是生油高峰阶段的产物。根据C₃₀重排藿烷和二环倍半萜类分布特征可将原油分为Ⅰ类和Ⅱ类原油,Ⅰ类原油主要分布于长8₁段,Ⅱ类原油主要分布于长8₂段。长9段和长8段烃源岩具低C₂₄TeT/C₂₆TT、高-异常高C₃₀重排藿烷含量、低8β(H)升补身烷和8β(H)补身烷含量的特征,长7段烃源岩与之相反。油源对比结果表明,Ⅰ类原油为长7烃源岩贡献,Ⅱ类原油为长8和长9段烃源岩贡献。甘泉地区主要发育长8₂油藏,其西部原油为长8和长9烃源岩贡献,而东部原油主要为长9烃源岩贡献,长7烃源岩次之。研究认识到长8和长9烃源岩的烃类贡献可能是促使长8₂段较长8₁段富集的重要因素,对下步勘探有指导意义。     

Geochemical Characteristics and Migration Pathways of Ordovician Carbonate Oil Reservoirs in the Tuoputai Area,Tarim Basin,Northwestern China

Exploration potential is huge and the oil resources are rich in the Ordovician reservoirs of the Tarim Basin. However, the mechanism of hydrocarbon accumulation is complex and not yet fully understood. In the Tuoputai area, the hydrocarbon migration pathways and characteristics of deep hydrocarbon accumulation are revealed through analyses of the physical data of rich oil and gas, the geochemical parameters of oil, and fluid inclusions. The results show that the Ordovician oils in the Tuoputai area have the same geochemical characteristics as the mixed oil from the Lower Cambrian source rock and the Middle–Upper Ordovician source rock. The Ordovician reservoirs have been charged three times: in the late Caledonian, late Hercynian, and Himalayan stages. Oil charging occurred in the Hercynian stage, in particular, as it is the main filling period of hydrocarbon. The north-northeast(NNE)-trending TP12 CX major fault, active in in these times and is dominant migration channel of hydrocarbon, but there is segmentation affected by the difference of activities. Oil maturity is higher in the south than in the north and is abnormally high near the major fault. Parameters related to migration indicate that oil migrated northeastward along the NNE-trending TP12 CX major fault and adjusted laterally along the secondary faults and weathering crust, forming the present characteristics of oil and gas distribution.     

Petroleum Retention,Intraformational Migration and Segmented Accumulation within the Organic-rich Shale in the Cretaceous Qingshankou Formation of the Gulong Sag,Songliao Basin,Northeast China

In this study, organic geochemical and petrological analyses were conducted on 111 shale samples from a well to understand the retention, intraformational migration and segmented accumulation(shale oil enrichment in different intervals is unconnected) features of shale oil within the organic-rich shale in the Qingshankou Formation of the Gulong Sag. Our study shows that retained petroleum characteristics in the investigated succession are mainly influenced by three factors: organic richness, int...     

江苏黄珏油田戴南组储层结构及合理注采井距

通过对黄珏油田戴南组的孢粉组合、地球化学特征、岩石学特征和测井相等分析,认为戴南组是在亚热带温暖潮湿气候条件下的滨岸—滨浅湖环境中发育的三角洲沉积;戴南组早期受南部的物源影响,戴南组后期的主导物源为北西方向;砂体类型有分流河道、河口坝、席状砂体、溢岸砂体,但分流河道砂体是主要的有效储集体;戴南组的分流河道为曲流河,其河道砂体平均宽度:戴二段的为329m,戴一段的为207m;砂体呈孤立状、透镜状,其间被分流间湾的泥质沉积物分隔,是典型的迷宫式储层结构。油砂体沿分流河道砂体分布,且规模较小。计算表明,选择注采井距为100～300m,才能大幅度地改善开发效果。