原油中吡咯类化合物的地球化学特征及其意义

本文分析了塔里木盆地轮南海相、松辽盆地新站淡水湖相、朝阳沟-长春岭淡水-半咸水相、柴达木盆地尕斯库勒盐湖相原油中吡咯类化合物的分布特征,发现不同成因类型原油中吡咯类含氮化合物的丰度与相对分布有着显著的差异。文中进一步探讨了沉积环境、成熟度、母源、运移作用对该类化合物的可能控制作用。结果表明原油中吡咯类化合物的丰度与相对分布可能受控于多种地球化学因素,运移分馏作用与沉积环境可能是控制该类化合物的主要因素。成熟度、原始生源对该类化合物也有一定的影响。非烃中吡咯类含氮水合物在指示油气运移方向、指相以及成熟度方面有着潜在地球化学意义。     

8亿多年前由红藻堆积而成的下马岭组油页岩

在河北下花园新元古界青白口系(距今900~873 Ma)下马岭组第三段厚约350 m的碳-硅泥岩建造中, 发现一套主要由黑色含泥硅质岩和黑棕色纸片状页岩构成的油页岩. 油页岩中的有机碳含量介于21.41% ~ 22.91%, 沥青“A”介于0.5776% ~ 0.8787%, 含油率介于5.29% ~ 10.57%; 对黑棕色纸片状油页岩进行超薄切片观察及干酪根鉴定, 发现其生烃母质主要是底栖红藻, 红藻特有的四分孢子囊清晰可见, 且相当丰富. 这种主要由红藻构成的生烃母质具有如此高的TOC和沥青“A”含量从而成为优质烃源岩的实例鲜见报道. 油页岩抽提物中富含17α(H)-重排藿烷和正烷基三环萜烷系列化合物; 甾烷含量较少. 这些特征明显有别于该区元古代海相碳酸盐岩抽提物中的生物标志化合物分布. 由于该套沉积岩中的生物构成简单, 因此, 这些分子标志物可能在一定程度上反映的是底栖红藻生物的分子组成特征. 根据岩石类型组合和沉积层序分析, 这套含油页岩的碳-硅泥岩建造发育在下马岭组第三段最大海泛面时期的深水海湾环境中, 并受到了海底热水流体活动的影响     

外源稀土对土壤肥力性状的影响

通过土壤旱作和淹水两种培养方式,研究了外源混合稀土积累对黄褐土肥力性状的影响。结果表明,在旱培条件下稀土处理浓度与土壤有效氮含量之间有显著的线性正相关,淹水条件下有显著的线性负相关;两种培养条件下,稀土处理降低土壤有效磷含量,对交换态盐基离子含量无显著影响,但增加电导率和水溶态离子,尤其是Ca²⁺离子的含量。     

塔中原油超高二苯并噻吩硫特征及其控制因素

塔中相当部分原油具有高丰度芳香硫——二苯并噻吩(DBTs)特征,其在原油中的绝对丰度高达26 859μg/g,在芳烃中的相对丰度高达58.2%,主要分布在塔中I号构造带下奥陶统、塔中4(TZ4)和塔中1-6(TZ1-6)井区。采用综合地球化学研究途径,对该区原油的高DBTs特征及其主控因素进行初步探讨。分析表明,研究区母源岩较强地控制DBTs的丰度,纯泥岩、页岩中DBTs丰度不高,灰岩、云岩等烃源岩DBTs丰度偏高或超高;观察到在正常油窗范围内,烃源岩和相关原油随成熟度增加DBTs丰度增加,而塔中型高-过熟原油中DBTs丰度有先增加后减小的趋势,表明热成熟作用对该化合物有较强的控制作用;发现生物降解、水洗可使原油中DBTs丰度降低,但对塔中原油中DBTs影响较小;观测到塔中相当部分原油的DBTs含量与硫酸盐热化学还原作用——TSR的作用产物H2S、硫醇、长链烷基四氢噻烷有一定正相关性。对比研究认为,有多种因素控制塔中原油中DBTs丰度与分布,热成熟作用、TSR是导致塔中下奥陶统部分原油高DBTs特征的重要原因,前者可能是主要因素,特殊母源岩因素相对较少,尽管尚不能排除。TZ4井区等石炭系高DBTs原油主要来自深部地层,与下奥陶统抑或更深层高DBTS原油的混入有关。本研究对于该区深层油气勘探具有重要意义。     

内蒙古西部额济纳旗苦水沟地区下石炭统白山组烃源岩分子化石的特征

采用气相色谱、气相色谱-质谱技术,对额济纳旗苦水沟地区白山组烃源岩分子化石的特征进行了研究,剖析了分子化石蕴含的生源、沉积环境、成熟度等方面的信息及石油地质意义。白山组烃源岩饱和烃气相色谱为“前峰型”的单峰分布,主峰碳以C18为主, 表明有机质来源以海相有机质为主,Pr/Ph介于0.4~0.6之间,指示强还原的沉积环境。白山组烃源岩具有“长侧链的三环萜烷丰富、伽马蜡烷含量高和C27甾烷分布占优势”的分子化石组合特征,高伽马蜡烷含量揭示烃源岩有机相为咸水沉积环境,藿烷/甾烷比值的平均值为1.06,表明细菌和藻类对有机质的贡献处于均势,C27甾烷丰度较高,说明低等水生生物藻类是生烃母质主要的生源构成。甲基菲指数是衡量高演化有机质热演化的有效分子参数指标,白山组烃源岩甲基菲指数介于0.36~0.67之间,折算的镜质体反射率Rc为1.9~2.1,与实测的镜质体反射率相当,说明白山组烃源岩热演化处于过成熟阶段。     

含煤岩系层序地层学研究进展

层序地层学是分析聚煤规律的一种有效方法。层序地层学应用于含煤地层的分析始于20世纪90年代,Diessel最先在经典层序地层格架中建立了煤层的聚集模式;之后,Bochacs和Stuer通过讨论可容纳空间的变化速率和泥炭聚集速率之间比值的变化,具体分析了不同可容纳空间的煤层厚度、连续性及形态。通过对层序地层中煤层发育和分布的研究,多数煤田地质学家们认为,厚煤层主要发育于低位体系域晚期至海侵体系域早期及海侵体系域晚期至高位体系域早期。由于巨厚煤层往往是许多次级层序及界面的复合体,因此巨厚煤层不能简单地作为成因层序地层的界面,但可以通过煤岩学和地球化学方面的指标对其进行精细划分确定。我国煤田地质学家通过对国内海相煤层的研究,提出了海侵事件聚煤和海相层滞后时段聚煤等观点,从而大大促进了含煤岩系层序地层学的发展。      

海相优质烃源岩发育的主要影响因素及沉积环境

对海洋生物、现代海洋沉积和古代海相地层中有机质含量分布特征和实验室模拟实验的结果表明,水体中高生物生产率是海相环境形成富有机质沉积的关键因素;沉积和早期成岩作用期间水体的相对还原环境是有机质富集保存的有利条件;海底深部流体的活动是造成富有机质沉积的不可忽视的因素;沉积速率是影响海相沉积有机质富集的主要因素。现有研究表明,在海相盆地中最有利形成优质烃源岩的沉积环境主要有欠补偿浅水—深水盆地、台缘斜坡、半闭塞—闭塞欠补偿海湾和蒸发潟湖。     

松辽盆地双城-太平川地区烃源岩生烃潜力评价

双城-太平川地区为松辽盆地北部重要的油气勘探区域,通过对该区青1段、青2 3段、嫩1段和侏罗系暗色泥岩的有机质丰度和成熟度的综合分析,结果表明成熟的青1段泥岩是该地区最主要的烃源岩,青2 3段有局部的生烃贡献,嫩1段的生烃意义有限,侏罗系只能作为煤成气烃源岩。利用热演化程度参数推断出该区源岩的生烃模式和两个生烃高峰阶段。在此基础上,通过对不同构造单元的青1段泥岩生烃潜力与成熟度的综合评价,明确了该区3个有利的青1段生烃方位。     

渤海湾盆地南堡油田原油特征与油源分析

南堡油田是渤海湾盆地近年发现的油气储量可观的新油田,为揭示该油田原油特征与成因,对43个原油样品、31块泥岩样品进行详细的地球化学研究与油源对比。依据特征生物标志物、单体烃碳同位素分析,将南堡油田原油分为3种类型:Ⅰ类,南堡1、2号构造带古近系+新近系原油;Ⅱ类,南堡3、4、5号构造带古近系+新近系原油;Ⅲ类,南堡凹陷已发现奥陶系潜山原油。Ⅰ类原油以较低的重排甾烷/规则甾烷,较高的甾烷/藿烷、4-甲基甾烷/C29规则甾烷、伽马蜡烷/C30藿烷值及正构烷烃单体烃碳同位素相对偏重等特征区别于Ⅱ类原油;Ⅲ类原油以较高成熟度、正构烷烃单体烃碳同位素总体偏重等特征不同于Ⅰ、Ⅱ类原油。油源对比结果表明,Ⅰ类原油为沙二+三段、东三段—沙一段烃源岩的混合贡献,Ⅱ类原油主要来源于东三段—沙一段烃源岩,Ⅲ类原油主要来源于沙二+三段烃源岩。首次明确提出南堡1、2号构造带古近系+新近系原油主要为沙二+三段烃源岩的成烃贡献,沙二+三段烃源岩为南堡油田主力烃源岩之一,这对南堡油田油气资源评价和勘探方向决策具有参考意义。     

应用生烃动力学法定量评价碳酸盐岩的二次生烃:以朱家墩气藏为例

针对碳酸盐岩发育区烃源岩普遍存在二次生烃的问题,以苏北盐城凹陷朱家墩气藏源岩二叠系栖霞组灰岩为目标,应用化学动力学方法定量研究该源岩的二次生烃(气).在模拟实验基础上,选取动力学模型,求取动力学参数,再结合朱家墩地区的埋藏史和热史,最终求取了源岩生气史曲线.得出在距今240-190 Ma(三叠纪-早侏罗世)时二叠系灰岩第一次生气,随后地层抬升,生气过程中止;在距今54 Ma(始新世)时该烃源岩埋藏条件达到了第一次生气终止时的条件,开始第二次生气,生气过程一直持续到现今,第一次生气量(10%)远无法与第二次生气量(80%)相比.并通过储层包裹体的均一化温度判断朱家墩气藏流体注入期次,结果显示,二次生气的生气高峰与流体注入期相匹配,验证了用动力学方法评价二次生烃、多次生烃的合理性,同时也佐证了二叠系灰岩对朱家墩气藏的贡献.