渤海湾盆地东营凹陷南坡东段孔二段烃源岩生排烃潜力分析

孔店组是渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷油气勘探向深层转移的重要层系,受演化程度较高的制约,东营凹陷南坡东段孔二段烃源岩生排烃潜能存在争议,为探讨东营凹陷深层含油气系统,明确孔二段烃源岩生排烃潜能,笔者等从含油气检测结合烃源岩分析的角度进行讨论。通过孔二段沉积时期古地貌恢复,结合地震剖面,明确了孔二段沉积时期的古地貌,探讨了孔二段烃源岩发育的平面分布特征;通过地化及薄片观察,对孔二段烃源岩有机质丰度、类型和成熟度进行研究,且对高成熟孔二段烃源岩进行原始有机碳含量恢复,结合流体包裹体测试、冷阴极发光、荧光观察等系统分析,判识孔二段烃源岩生排烃潜能。研究认为,孔二段烃源岩展布范围较大,且在沉降中心发育较厚的孔二段烃源岩层;孔二段烃源岩原始有机碳含量较高,有机质来源以高等植物为主,属于Ⅱ1-Ⅲ型有机质,成熟度较高,烃源岩已进入生气阶段,综合评定为中等—较好烃源岩。孔店组主要发生两期油充注和一期天然气充注：第一期油充注发生在沙三段沉积时期;第二期油充注发生在东营组沉积时期;第三期天然气充注发生在平原组沉积时期,结合东营凹陷古近系烃源岩生排烃模拟结果,认为孔店组原油具有孔二段烃源岩的生排烃贡献。通过分析孔二段烃源岩发育特征结合生排烃研究,判识孔二段烃源岩生排烃潜能,为东营凹陷深部含油气系统研究鉴定基础。     

内蒙古银额盆地查干凹陷烃源岩生烃和排烃史研究

为深入研究银额盆地查干凹陷油气的成藏过程 ,优化勘探目标的选择 ,在分析烃源岩特征的基础上 ,应用动态数值模拟技术 ,定量恢复了研究区主要烃源岩层系的生烃、排烃历史。研究表明 ,查干凹陷主要发育 3套烃源岩系 ,其中下白垩统巴音戈壁组二段泥岩为主力烃源岩 ,具较高的有机质丰度、生烃强度与排烃效率 ;烃类排出具阶段性、多期次幕式排烃的特点。以巴音戈壁组二段为源岩的油气系统应是本区油气勘探的主要目标     

渤海湾盆地东营凹陷南坡东段孔二段烃源岩生排烃潜力分析

始新统孔店组是渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷油气勘探向深层转移的重要层系,受演化程度较高的制约,东营凹陷南坡东段孔二段（孔店组二段）烃源岩生排烃潜能存在争议,为探讨东营凹陷深层含油气系统,明确孔二段烃源岩生排烃潜能,笔者等从含油气检测结合烃源岩分析的角度进行讨论。通过孔二段沉积时期古地貌恢复,结合地震剖面,明确了孔二段沉积时期的古地貌,探讨了孔二段烃源岩发育的平面分布特征;通过地化及薄片观察,对孔二段烃源岩有机质丰度、类型和成熟度进行研究,且对高成熟孔二段烃源岩进行原始有机碳含量恢复,结合流体包裹体测试、冷阴极发光、荧光观察等系统分析,判识孔二段烃源岩生排烃潜能。研究认为,孔二段烃源岩展布范围较大,且在沉降中心发育较厚的孔二段烃源岩层;孔二段烃源岩原始有机碳含量较高,有机质来源以高等植物为主,属于Ⅱ1—Ⅲ型有机质,成熟度较高,烃源岩已进入生气阶段,综合评定为中等—较好烃源岩。孔店组主要发生两期油充注和一期天然气充注：第一期油充注发生在沙三段沉积时期;第二期油充注发生在东营组沉积时期;第三期天然气充注发生在平原组沉积时期,结合东营凹陷古近系烃源岩生排烃模拟结果,认为孔店组原油具有孔二段烃源岩的生排烃贡献。通过分析孔二段烃源岩发育特征结合生排烃研究,判识孔二段烃源岩生排烃潜能,为东营凹陷深部含油气系统研究鉴定基础。     

北塘凹陷古近系烃源岩特征及热演化史模拟

根据大量的烃源岩地球化学数据, 分析了北塘凹陷古近系烃源岩的地球化学特征, 从有机碳含量(TOC)、氯仿沥青"A"、总烃含量、S₁+S₂、有机质类型和成熟度(R_o)等方面对古近系烃源岩进行了系统分析, 结果表明北塘凹陷东三段、沙一段和沙三段是本区的烃源岩层段, 其中沙三段烃源岩生烃指标最好, 是本区的主力烃源岩层段.烃源岩的模拟结果表明: (1)北塘凹陷的烃源岩门限深度为2 390 m, 门限温度为94.2℃, 进入生烃门限的时间约为25~28 Ma; (2)北塘凹陷沙三段的现今地层温度为140~160℃, R_o达0.9%~1.4%, 正处于生油高峰期; 沙一、二段的现今地层温度为100~140℃, R_o达到了0.75%~1.0%左右, 已进入中等成熟阶段; 东营组的现今地层温度为80~100℃, R_o为0.45%~0.75%, 处于低-中等成熟阶段.      

渤海盆地辽东湾地区古近系烃源岩成熟演化模拟

古近系是辽东湾地区的主力烃源岩层系, 包括孔店组(Ek)-沙河街组四段(Es⁴)、沙河街组三段(Es³)、沙河街组一、二段(Es1-2)、东营组三段(Ed³)4套烃源岩, 它们主要分布在该地区的3个凹陷(辽西、辽中和辽东)的各个次洼中。在沉积和构造发育史的基础上, 结合烃源岩地球化学和热史等参数对烃源岩成熟演化进行模拟。对辽中凹陷各洼陷典型井区的烃源岩演化模拟表明辽中凹陷不同洼陷内各烃源岩层系的成熟演化历史存在明显差异:在东营组沉积末期,Es⁴-Ek烃源岩普遍进入生油门限,现今,基本上处于高-过成熟阶段;在馆陶组沉积末期,Es³和Es^-2烃源岩普遍进入生油门限,Ed³烃源岩部分进入生油门限,现今,Es³和Es^-2烃源岩在辽中凹陷的部分地区达到生油高峰期。同时, 利用Basinview软件模拟了辽东湾地区古近系4套烃源岩的成熟演化历史, 表明在盆地演化过程中同一套烃源岩在辽东湾地区不同凹陷进入生油门限和达到生油高峰及生气阶段的时间存在差异。研究成果可以为该地区深凹区的烃源岩预测与评价和计算烃源岩体积、生、排烃量等提供重要参数,这对指导该地区的油气资源勘探具有重要意义。      

伊通盆地莫里青断陷烃源岩特征及生排烃史

为了综合确定伊通盆地莫里青断陷的主力烃源岩,深化油气成藏动力学过程研究,在烃源岩分布特征及有机质丰度、类型和成熟度分析的基础上,应用含油气盆地数值模拟技术,定量恢复了研究区主要烃源岩层系的生排烃史.研究表明,莫里青断陷主要发育始新统双阳组、奢岭组和永吉组3套烃源岩系,其中双阳组泥岩为主力烃源岩,具较高的有机质丰度、成熟度、生烃强度与排烃效率;以双阳组为烃源岩的油气系统应是该区油气勘探的主要目标.     

准噶尔盆地南缘安集海河组烃源特征及成藏条件

通过应用地球化学分析、油源对比及盆地模拟等手段对准噶尔盆地南缘古近系安集海河组烃源岩进行了评价,认为该区为一套以Ⅱ型干酪根为主的中等丰度烃源岩,生烃的门限深度为3500 m,时间是8 Ma±。第三系的油藏与其具有密切关系,同时侏罗系煤系烃源岩也为第三系的生油做出了贡献。造成该套烃源岩评价较低的主要原因是地层内发育的异常高压降低了烃源岩的成熟度指标,但由于长期构造挤压的"力化学"作用还是促进了烃源岩的生排烃,并且位于向斜部位的烃源岩其埋深大多超过生烃门限深度,也可以生成大量油气,因此认为还是有效的烃源岩。其生排烃时间与该区构造大规模形成时间相匹配,在背斜形成过程中,伴随着异常压力的产生、平衡,最终促进了油气在背斜核部聚集成藏。有利的勘探区是南缘中段的第二排、第三排构造古近系的安集海河组以及新近系的沙湾组储层。     

准噶尔盆地南缘安集海河组烃源特征及成藏条件

通过应用地球化学分析、油源对比及盆地模拟等手段对准噶尔盆地南缘古近系安集海河组烃源岩进行了评价,认为该区为一套以Ⅱ型干酪根为主的中等丰度烃源岩,生烃的门限深度为3〖CS％0,0,0,0〗 500 m,时间是8 Ma±。第三系的油藏与其具有密切关系,同时侏罗系煤系烃源岩也为第三系的生油做出了贡献。造成该套烃源岩评价较低的主要原因是地层内发育的异常高压降低了烃源岩的成熟度指标,但由于长期构造挤压的“力化学”作用还是促进了烃源岩的生排烃,并且位于向斜部位的烃源岩其埋深大多超过生烃门限深度,也可以生成大量油气,因此认为还是有效的烃源岩。其生排烃时间与该区构造大规模形成时间相匹配,在背斜形成过程中,伴随着异常压力的产生、平衡,最终促进了油气在背斜核部聚集成藏。有利的勘探区是南缘中段的第二排、第三排构造古近系的安集海河组以及新近系的沙湾组储层。     

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。     

辽东湾地区主力烃源岩分布特征与主控因素

利用辽东湾地区岩心、地化及测井资料,全面评价和预测了烃源岩分布和特征,解决了烃源岩评价标准不一、发育主控因素不明确的问题.其中,东三段、沙一段和沙三段烃源岩均为该区主力烃源岩,综合利用岩心及地化资料,明确了烃源岩有机地球化学特征,结合测井信息建立了各套烃源岩有机碳含量和热解烃的测井预测模型,并预测了烃源岩的有机质丰度和类型平面分布特征;基于区域构造和沉积背景分析,归纳了辽东湾地区烃源岩发育的主控因素.结果表明,烃源岩在平面及纵向分布上均有差异,且构造沉降速率、古生产力大小和盐度值与烃源岩有机碳含量具有明显相关性.辽西和辽中凹陷共发育5个生烃中心,辽中凹陷烃源岩整体优于辽西凹陷,且由东北至西南方向,烃源岩品质逐渐变差;纵向上沙一段最优,沙三段次之,东三段最差;构造沉降速率较快、古生产力较高及沉积水体盐度高导致的缺氧环境是辽东湾地区烃源岩发育的主控因素.      

排烃门限存在的地质地球化学证据及其应用

排烃门限概念的提出为有效源岩的判识奠定了理论基础, 它在油气勘探与资源评价中具有重要意义.采用地球化学的方法论证了排烃门限的客观存在.研究表明, 源岩进入排烃门限后, 其反映生烃潜能的指标(S₁+S₂)/TOC、氢指数以及反映烃源岩残留烃量的指标氯仿沥青“A”都开始明显降低; 烃源岩中可溶有机质的化学成分、生物标志物的含量与分布特征也都发生明显的变化, 没有进入排烃门限的源岩可溶有机质与原油差别大, 进入门限后的源岩可溶有机质开始与原油组分较为一致.渤海湾盆地东营凹陷沙四段泥岩和页岩的排烃门限分别为2 200 m和2 000 m左右, 排烃强度分别为0~1 100 kg/m2和0~150 kg/m2, 累积排出烃量为7.365×108 t和1.435×108 t.      

排油气门限的基本概念、研究意义与应用

排油气门限是源岩在埋深演化过程中，生油气量饱和了自身吸附、水溶、油溶和毛细管封堵等多种形式的存留需要并开始以游离相大量排出的临界地质条件。研究表明，源岩的排油气门限主要随源岩的有机母质丰度（Ｃ／％）、干酪根类型指数（ＫＴＩ）和转化程度（Ｒｏ／％）三者的不同而改变。应用排烃临界地质条件可以建立源岩概念和差别标准；计算源岩排油气量并确定源岩等级评价标准；研究源岩排油、气相态并分析油气运聚成藏机理；划分源岩排油气阶段并建立源岩排油气地质模式。实际应用表明，用排油气门限、排油气量、排油气阶段、排油气地质模式和排油、气窗等替代生烃研究中的相应概念和术语指导油气田勘探更合理，效果更好。     

准噶尔盆地南缘侏罗系烃源岩排烃效率研究

准噶尔盆地南缘下部成藏组合勘探日趋重要,其主力烃源岩生烃潜力和排烃效率的研究亟待加强。根据排烃门限理论,利用生烃潜力法建立了准噶尔盆地南缘侏罗系烃源岩的生、排烃模式,并计算了烃源岩的生烃量、排烃量和排烃效率。研究表明,准噶尔盆地南缘侏罗系泥质烃源岩和煤层的排烃门限对应的镜质组反射率均为0. 7 %。侏罗系烃源岩的总生烃量为3 973. 84 x 108t,总排烃量为1 402. 71 x108t,其中八道湾组烃源岩排烃量占总排烃量的69.85%。准噶尔盆地南缘侏罗系烃源岩的平均排烃效率为35. 30%,不同层系不同岩性烃源岩,其排烃效率明显不同,泥质烃源岩排烃效率远大于煤层。综合分析认为,准噶尔盆地南缘侏罗系烃源岩生、排烃量大,排烃效率较高,下部成藏组合以侏罗系烃源岩为主力烃源岩,具有良好的资源潜力。     

不同类型烃源岩排烃模式对比及差异性探究

烃源岩的排烃是准确预测含油气盆地油气资源必须涉及的一个非常重要的环节,为了得到不同有机质类型烃源岩的排烃效率、排烃机理,选取不同有机质类型烃源岩进行了黄金管模拟实验,总结了不同类型烃源岩在各演化阶段产物的变化特征与排烃效率。结果表明,烃源岩类型对总生成油与残留油中轻重烃的比例影响较大,但是对排出油中轻重烃的比例影响较低,排出油中均表现为在未熟—成熟阶段以重烃为主,在高熟—过熟阶段以轻烃为主。烃源岩的类型对生排油量的影响明显,烃源岩的类型越好,生排油量越高。Ⅰ型烃源岩的生排油量最高,Ⅲ型烃源岩最低。烃源岩类型越好,排油效率越高。Ⅲ型烃源岩排油效率低,与其生成气态烃较多、显微组分中镜质组含量较高有关。      

郯庐断裂新生代构造演化及其对烃源岩生排烃的影响:以辽东湾坳陷辽中凹陷为例

郯庐断裂带是渤海海域重要的活动断裂带,控制着该地区油气成藏的生储盖运圈保条件。以辽东湾坳陷辽中凹陷为研究对象,利用三维地震资料、平衡剖面分析对郯庐断裂几何学特征、演化特征进行研究;在此基础上,分析郯庐断裂走滑活动对烃源岩发育、分布、演化及生排烃的影响。辽东湾坳陷新生代构造演化分为为五个构造演化阶段、三个构造演化旋回。郯庐断裂走滑活动可错开先期、同期发育的烃源岩,改变烃源岩位置及生烃潜力的空间分布,有利于形成局部水体更深的还原环境,发育生烃潜力更大的烃源岩。走滑活动使断裂带附近地温梯度和大地热流升高,有利于降低生烃门限。郯庐断裂不同时期不同部位具有不同的活动性质,对油气运移起封闭或者运移通道作用。东营组沉积期晚期和明化镇组下段沉积期至今的断裂走滑活动与烃源岩大量生排烃期、油气成藏时期具有良好的匹配关系,提出郯庐断裂走滑活动可形成"拖曳"生排烃现象,使与走滑断层相关的圈闭中即使烃源岩条件较差亦可能具有勘探价值,从而突破了传统的油气勘探思路。     

渤海湾盆地渤中凹陷下第三系烃源岩生烃史

渤海湾盆地渤中凹陷主要发育有两套烃源岩:Es₃烃源岩与Ed₂烃源岩。由于该区地处海域,埋藏较深,对成烃史一直较少涉及。应用生烃动力学方法,对该凹陷沉积中心及斜坡带烃源岩生烃史进行了模拟计算。结果表明,该凹陷中心Es₃生油岩主生油期出现在20～14Ma,主生气期出现在15～10Ma;Ed₂生油岩主生油阶段出现在10～5Ma,目前仍处在主生气阶段。该凹陷斜坡带Es₃生油岩主生油期出现在10～5Ma,目前仍处在主生气阶段,Ed₂生油岩尚处在主生油阶段。结合渤中凹陷储盖组合及运聚、圈闭条件,本研究认为目前在该凹陷及其周围发现的油气藏主要来源于该凹陷10Ma以后生成的油气,油源区主要是斜坡带Es₃与Ed₂生油岩,而凹陷中心烃源岩主要对天然气藏有一定贡献。     

潜江凹陷蚌湖向斜带烃源岩特征及生排烃史

在烃源岩分布特征及有机质丰度、类型和成熟度分析的基础上,应用含油气盆地数值模拟技术,定量恢复了主力烃源岩中国地质大学资源学院层系的生排烃史.研究表明,蚌湖向斜带潜江组各层系烃源岩均具有较高的有机质丰度,有机碳质量分数平均为0.78％,最高可达11.5％;有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ1型为主;但有机质成熟度具有明显的差异,潜一段...     

Hydrocarbon Generation and Expulsion of the Upper Triassic T3x5 Source Rocks in the Western Sichuan Depression: Assessment for Unconventional Natural Gas

Tight-sand gas in the Jurassic and shale gas within the fifth member of Xujiahe Formation(T3x5) in the Western Sichuan Basin(WSD) are currently regarded as the most prolific emerging unconventional gas plays in China. This study conducted a conventional evaluation of T3x5 source rocks in the WSD, and investigated their hydrocarbon generation and expulsion characteristics, including intensity, efficiency and amount. The results show that, the T3x5 source rocks are thick(generally 200 m), and have a high total organic content(TOC), ranging from 2.5 to 4.5 wt%. It is thus indivative of a great hydrocarbon generation potential when they underwent high thermal evolution(Ro1.2%) in the area. In addition, an improved method of hydrocarbon generation potential is applied, indicating that the source rocks reached a hydrocarbon expulsion threshold with vitrinite reflectance(Ro) reaching 1.06%, and that the comprehensive hydrocarbon expulsion efficiency is about 60%. The amount of hydrocarbon generation and expulsion from T3x5 source rocks is 3.14×1010 t and 1.86×1010 t, respectively, with a residual amount of 1.28×1010 t within them. Continuous-type tight-sand gas is predicted to have developed in the Jurassic in the Chengdu Sag of the WSD because of the good source-reservoir configuration; the Jurassic sandstone reservoirs are tight, and the gas expelled from the T3x5 source rocks migrates for very short distances vertically and horizontally. The amount of gas accumulation in the Jurassic reservoirs derived from T3x5 source rocks is up to 9.3×108 t. Geological resources of shale gas are up to 1.05×1010 t. Small differences between the amounts calculated by the volumetric method and those obtained by hydrocarbon generation potential method may be due to other gas accumulations present within interbedded sands associated with gas shales.