内蒙古西部额济纳旗及其邻区石炭系—二叠系烃源岩的发育特征和生烃潜力评价

定量评价盆地的烃源岩生烃潜力是油气勘探首先要解决的问题之一。采用多项有机质丰度、类型和成熟度指标定量或定性地分析了额济纳旗及邻区石炭系—二叠系烃源岩的生烃潜力,证实额济纳旗及邻区的石炭系—二叠系发育了浅海陆棚相以泥页岩为主的烃源岩。研究表明,该区石炭系—二叠系的阿木山组、埋汗哈达组和哈尔苏海组3套烃源岩,厚度大,有机质丰度较高,有机质类型以Ⅲ型为主,热演化程度与构造活动、埋藏深度有关,多数有机质演化程度处于成熟阶段,显示区内石炭系—二叠系具有良好的油气资源前景。     

柏各庄凸起原油对比与成因类型

通过对柏各庄凸起东部寒武系和侏罗系原油及紧邻的南堡凹陷第三系沙河街组、东营组原油有机地球化学性质的分析,利用多种生物标志物系列、生物标志物组合及生源构成,从微观的指纹到宏观的烃类组成两方面对该区原油进行了精细的油油对比,从而确定了原油的成因类型。     

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.      

含油气盆地深部高过成熟烃源岩古TOC恢复方法及其应用

根据烃源岩演化过程中残留生烃母质变化原理,建立了TOC恢复的数学地质模型,提出了TOC演化与各种主控因素之间的定量关系模式,通过对模式中各主控因素在自然条件下变化的特征取值,计算得到了TOC恢复系数,做出了泥质岩烃源岩和碳酸盐岩烃源岩在含不同类型干酪根情况下的TOC演化图版。这一方法的最大特色是避免了人为主观因素和高温压物理模拟实验条件可能带来的结果偏差。研究表明:随着热演化程度的增加,烃源岩内残留的TOC含量逐渐减少,在大量生排烃阶段(R_O=0.5％～2.0%)变化幅度最大;处于高过成熟阶段(R_O>1.2%)的烃源岩,其原始TOC恢复系数随R_O增大而逐渐增加,含Ⅰ型、Ⅱ型、Ⅲ型母质的泥质岩烃源岩TOC恢复系数分别可达3.0、2.0、1.4;含Ⅰ型、Ⅱ型、Ⅲ型母质的碳酸盐岩烃源岩TOC恢复系数分别可达3.2、2.2、1.5。论文例举了源岩TOC恢复在实际工程中的应用。     

三金排石颗粒质量控制研究

目的：建立三金排石颗粒的定性和定量控制方法。方法：采用薄层色谱法对三金排石颗粒中所含的广金钱草、牛膝、益母草、甘草进行定性鉴别,采用高效液相色谱法测定方中君药广金钱草的特征性成分夏佛塔苷的含量。结果：实验研究建立的薄层色谱法可鉴别出广金钱草、牛膝、益母草、甘草,阴性对照无干扰;夏佛塔苷进样量在0.09082～0.9082 μg范围内与峰面积呈良好的线性关系,夏佛塔苷平均回收率为103.71%,RSD为1.01%。结论：本研究所建立的方法操作简单可行,具有较好的专属性和准确度,可用于三金排石颗粒的质量控制。     

内蒙古西部额济纳旗及其邻区石炭系—二叠系烃源岩的发育特征和生烃潜力评价

定量评价盆地的烃源岩生烃潜力是油气勘探首先要解决的问题之一。采用多项有机质丰度、类型和成熟度指标定量或定性地分析了额济纳旗及邻区石炭系—二叠系烃源岩的生烃潜力,证实额济纳旗及邻区的石炭系—二叠系发育了浅海陆棚相以泥页岩为主的烃源岩。研究表明,该区石炭系—二叠系的阿木山组、埋汗哈达组和哈尔苏海组3套烃源岩,厚度大,有机质丰度较高,有机质类型以Ⅲ型为主,热演化程度与构造活动、埋藏深度有关,多数有机质演化程度处于成熟阶段,显示区内石炭系—二叠系具有良好的油气资源前景。     

塔里木盆地海相油气源与混源成藏模式

塔里木盆地油气源长期争论不休.采用单体烃同位素、包裹体成分与年代指示生物标志物等途径, 对塔里木盆地塔中、轮南典型油气藏进行了油气成因与混源成藏模式的研究.结果表明, 塔中、轮南绝大部分原油生物标志物与中上奥陶统烃源岩相似, 仅少部分原油显现与寒武系—下奥陶统烃源岩相近的特征, 但正构烷烃单体烃碳同位素分析表明, 原油绝大部分实质仍为混源油.塔中包裹烃成分分析进一步证实了原油的混源特性.利用同位素进行的混源定量结果表明, 塔中原油中寒武系—下奥陶统成因原油的混入量约为11%~100%(均值45%); 轮南地区约为11%~70%(均值36%), 表明寒武系—下奥陶统、中上奥陶统均为塔里木盆地的主力烃源岩.油气运移地化指标与地质条件的综合研究认为, 塔中地区断层是油气运移的重要通道, 塔中I号断层与斜交的走滑断层的交汇点是油气的主要注入点; 轮南地区侧向运移特征较明显.研究区存在调整型、多期充注型与原生型多种混源成藏模式.塔里木海相油气的普遍混源表明深层仍有油气勘探潜能.揭示海相混源油气成藏机制是指导塔里木海相油气勘探的关键.      

西湖凹陷平湖组层序地层划分和聚煤特征

西湖凹陷是我国东海盆地的一个次级凹陷,在凹陷断陷期的末期阶段发育的平湖组是一套含煤岩系,同时也是西湖凹陷的主力烃源岩。在对西湖凹陷地震、钻测井及岩心资料综合分析的基础上,在平湖组中识别出3个长期基准面旋回,其中发育了10个中期基准面旋回。平湖组发育煤层的主要沉积环境有潮汐影响的三角洲平原、潮汐影响的三角洲前缘的分流间湾和潮上带及辫状河三角洲前缘分流间湾。平湖组发育的3个层序是煤层发育的主要部位,其中长期基准面旋回LSC2是煤层最发育的层段。可容纳空间的大小控制着煤层在西湖凹陷平湖组短期基准面旋回中的发育位置:在高的可容纳空间背景下,煤层主要发育于短期基准面下降半旋回的中上部;在低的可容纳空间背景下,煤层主要发育于短期基准面旋回的最大可容纳空间处。     

塔中83井区表生岩溶缝洞体系中油气的差异运聚作用

叠合盆地海相碳酸盐岩介质油气运聚机理是油气勘探必须解决的关键科学问题之一,选择代表性储层介质进行系统油气运聚作用分析有利于为解决这一关键科学问题提供范例。塔中83井区鹰山组储层是典型的表生岩溶缝洞体系储层,油气主要分布在岩溶体系的水平潜流带中,油水关系复杂,油水界面倾斜。本区原油和天然气性质参数在NE向断层与NW向断层的交汇部位异常高,而随着远离断层交汇部位逐渐降低,并顺构造脊有规律的降低,说明断层交汇部位是本区油气的注入点,而油气运移的主输导通道沿本区的鼻状构造展布。这一认识为系统分析表生岩溶缝洞体系油气运聚机理奠定了地质基础。基于碳酸盐岩表生岩溶的相关研究成果,建立了表生岩溶缝洞体系的基本模型。在分析油气在表生岩溶缝洞体系运聚过程的基础上,认为复杂缝洞体系中油气的差异运聚原理是产生这种现象的关键。油气运移过程受储层含水程度控制,油气总是首先将临近充注点的孔隙或缝洞充满后,才能继续向远处运移,并沿油气运移路径顺次充满远处的孔洞缝体系。所形成的油气水分布规律受储层含水程度,储层中能导致油气侧向运移的侧向联通通道、局部缝洞单元与侧向联通通道的关系及其油气溢出点和晚期气侵强度的联合控制。岩溶缝洞体系中油气运聚过程及其所形成的油气分布规律对叠合盆地下构造层碳酸盐岩油气勘探具有重要的启发,油气勘探不仅要通过地球物理方法识别优质储层发育的部位,还应该尽量描述优质储层的孔洞缝结构,结合油气运移方向和主输导通道的空间展布规律指导油气勘探。     

塔里木盆地深部油气藏类型与分布特征

随着塔里木盆地中浅层油气勘探不断深入,深部油气勘探成为研究区必然选择。以塔里木盆地深部最新油气勘探开发资料为依据,揭示了盆地深部油气勘探现状,进一步结合前人研究成果剖析了盆地深部不同类型油气藏地质特征及成因机制,划分了深部油气藏类型并阐明分布特征。结果表明,塔里木盆地深部钻井数比例逐年增大,油气三级储量逐年递增,深部油气勘探潜力巨大;根据油气藏储层特征、物性演化机制及源储接触关系,塔里木盆地深部油气藏可划分为常规油气藏、致密油气藏及改造型油气藏3种8类,常规油气藏包括背斜、断块及岩性-地层类油气藏,致密油气藏包括先成型、后成型致密油气藏,改造型油气藏包括流体改造型、构造改造型及综合改造型油气藏;塔里木盆地深部油气藏分布规律复杂,构造格局与演化控制了其平面分区分带富集,沉积成岩背景与演化控制了其纵向分层分段富集;综合研究表明,当今塔里木盆地深部油气勘探应注重储层控油气作用,立足多目的层共同勘探,以致密油气为主导,改造型油气藏为重点,兼顾常规油气,逐步向盆地斜坡、坳陷处紧邻源岩的部位拓展。