断陷盆地致密砂砾岩气成藏条件和资源潜力——以松辽盆地徐家围子断陷下白垩统沙河子组为例

断陷盆地深层致密气作为非常规资源类型之一研究相对较少。以松辽盆地徐家围子断陷沙河子组致密砂砾岩气为例,依据地震、地球化学和储层测试等资料,从构造、沉积、烃源岩、储层、成藏组合角度剖析致密气的成藏条件,结合生烃动力学理论预测致密砂砾岩气的资源潜力。研究认为,大部分斜坡区构造平缓,断穿沙河子组并在晚期持续活动的断层较少,具备成藏构造环境;煤系烃源岩分布广,生气强度大,气源条件十分优越,具备成藏物质基础;扇三角洲、辫状河三角洲相砂砾岩大面积发育,储层整体致密但局部发育次生的高孔、高渗带,具备成藏储集条件;烃源岩与致密储层叠置发育、紧密接触、近源聚集,具备成藏匹配优势。该区钻井揭示整体含气,水平井、直井均获突破,依据生烃动力学方法保守估算致密气资源量为2395×10~8m~3。     

徐家围子断陷沙河子组烃源岩预测方法

徐家围子断陷营城组火山岩和砾岩是深层天然气的主力储层,而气藏的形成受控于烃源岩的分布,下伏地层沙河子组的煤层和暗色泥岩是天然气形成的主力烃源岩,研究烃源岩预测方法,预测烃源岩分布范围是研究烃类气藏的基础.以往的烃源岩预测方法如沉积相法、类比法、井点法等,都是通过井间内插完成的预测,精度不够.由于暗色泥岩和煤层的发育与沉积环境有关,因此主要采用沉积相和波阻抗反演相结合的方法预测沙河子组暗色泥岩和煤层的分布.沙河子组暗色泥岩的西部边界为徐西断层,东部斜坡从南到北都有分布,具有南北走向的条带状分布特征,东西两翼薄中部厚,在断陷内凹陷最发育,厚度可达千米以上;沙河子组煤层主要沿断陷边缘分布.暗色泥岩发育有利于天然气的形成,紧邻煤层发育区气源充足.     

松辽盆地梨树断陷东南斜坡白垩系主力烃源岩特征及生烃史

松辽盆地梨树断陷主力烃源岩尚未明确。为揭示梨树断陷东南斜坡白垩系油气成藏规律,对梨树断陷东南斜坡区沙河子组、营城组泥页岩样品进行烃源岩评价和油气源对比,并且恢复烃源岩的生烃史。研究结果表明,梨树断陷东南斜坡白垩系沙河子组和营城组烃源岩有机碳含量和生烃潜力相对较好,为中等—好烃源岩。干酪根组分与生物标志物鉴定表明,东南斜坡白垩系烃源岩属于Ⅱ—Ⅲ型干酪根,为水生生物和陆生高等植物混合来源并形成于还原环境,热演化程度中等,现今仍处在生油阶段。油源对比结果表明,东南斜坡区油气均来自沙河子组烃源岩。生烃史重建结果显示,沙河子组与营城组烃源岩分别于97 Ma与94 Ma达到生烃门限,于92 Ma与89 Ma进入生烃高峰;66 Ma之后,梨树断陷整体抬升,地温梯度减小,生烃作用减弱。地球化学分析结合生烃史重构技术可以很好地用于确定多旋回叠合盆地主力烃源岩的特征,对弄清油气藏的分布规律具有重要作用。     

松辽盆地徐家围子断陷火山活动期次与烃源岩演化

徐家围子断陷在断陷期有3次较大规模的火山活动,营城期火山活动持续时间最长。火山活动加速了深层火石岭组、沙河子组、营城组3套主力烃源岩的成熟。烃源岩的埋藏史、热史和生烃史模拟计算结果表明,徐家围子断陷深层火石岭组烃源岩埋深1300 m的R_o值,在约1Ma 时间内迅速达到0.7%。沙河子组以及火石岭组烃源岩埋深约2600 m时,R_o值已经达到1%。泉头组沉积前,沙河子组及火石岭组烃源岩已进入生气高峰。青山口组沉积前,营城组烃源岩处于生气高峰,沙河子组以及火石岭组开始生成干气。此时,登娄库组二段和泉头组一、二段区域盖层业已形成,徐家围子断陷开始形成营城组-泉头组天然气藏。嫩江期末,由于边界断层的活动,营城组-泉头组天然气藏进行再分配。     

徐家围子断陷深层烃源岩生烃条件研究

松辽盆地徐家围子断陷4套烃源岩中沙河子组暗色泥岩和煤层最为发育，其平均有机碳值分别为1.59%和32.8%，原始生烃潜力较大；有机质类型以Ⅲ型为主，少量为Ⅰ型和Ⅱ型，以生气为主；断陷边部烃源岩大都处于高成熟阶段，断陷中部沙河子组烃源岩R_o全部大于2.0%，处于过成熟阶段。徐家围子断陷从火石岭组沉积开始，大地热流值逐渐升高，白垩纪末期达到最大值2.3 HFU，然后地层逐渐冷却，大地热流值降至现今的1.75 HFU。徐深1井沙河子组暗色泥岩到现今的累积生气强度达到38×10⁸m³/km²，达到形成大气田的气源条件。距今90 Ma和80 Ma出现2次显著的生气高峰，对应泉头组沉积时期和姚家组沉积时期，区域盖层已经完全具有封闭能力，对天然气的后期保存比较有利。     

方正断陷有效源岩测井、地震响应及分布预测

方正断陷东部凹陷发育两套烃源岩,底部烃源岩为深灰色泥岩夹薄层煤的煤系地层,顶部烃源岩为半深湖—深湖相的深灰色泥岩,西部凹陷仅发育底部烃源岩,为煤系泥岩。以测井烃源岩评价为基础,采用地震相法在平面上追踪和预测了新安村+乌云组烃源岩的分布范围及厚度。烃源岩测井模拟和地震预测表明:底部有效烃源岩厚度较大,普遍大于40 m,东西凹陷带都有分布;顶部有效烃源岩厚度为30~60 m,主要分布在东部凹陷带的大林子次凹和德善屯次凹。有效烃源岩的分布规律和油气来源研究为油气勘探和石油地质综合研究提供了依据。     

松辽盆地北部徐家围子断陷深层烃源岩生气特征及天然气资源潜力

徐家围子断陷深层天然气藏是目前全球唯一在深层成功勘探的非常规火山岩气藏,已探明天然气储量超过2 400×10⁸m³。气藏围绕深部烃源岩在断裂附近分布,具有明显“源控”、“断控”、“火山机构控制”等特点。从深层烃源岩热模拟实验出发,结合靶区埋藏史、热演化史,对深层烃源岩的生气动力学特征和生气量进行了研究。结果显示：徐家围子断陷深层烃源岩厚度大,有机质丰度高,类型以II型为主,处于高过成熟阶段,生气潜力大。不同层位烃源岩在时间、空间上具有接力生气特点,生气期长。徐家围子断陷深层天然气总生成量为33.75×10¹²m³,其中沙河子组烃源岩生气量占总生气量的75.78%,煤系生气总量占深层烃源岩总生气量的25.61%,徐家围子深层天然气资源量为(5 020~7 530)×10⁸m³(运聚系数取1.6%~2.4%)。     

依舒地堑烃源岩及资源量评价

依舒地堑位于黑龙江省中东部,为一新生代断陷盆地,沉积地层主要为陆相古近-新近系,生烃源岩为湖相泥岩。研究表明依舒地堑的主要烃源岩在汤原断陷以达连河组泥岩品质最优,母质类型个别达到Ⅰ-Ⅱ_A型,方正断陷以方3井钻遇的新安村组泥岩品质最优,母质类型与汤原断陷的达连河组泥岩相当;生烃的门限深度汤原断陷在700～2 000 m之间,门限深度的变化与局部火山活动关系密切。在方正断陷生烃的门限深度在800～1500 m之间,计算表明汤原断陷石油资源量为(1．385～2．77)×10~8 t,天然气的资源量为(150．7～299．5)×10~8 m~3;方正断陷石油资源量为(0．853～0．942)×10~8 t,天然气的资源量为(263．8～366．0)×10~8 m~3。     

四川盆地侏罗系致密油形成条件、资源潜力与甜点区预测

通过大量岩心、岩屑和原油样品测试分析,结合456口井的生产动态数据,明确了四川盆地侏罗系4套主要烃源岩的生烃潜力和3套主力产层的成藏特征,指出凉高山组、大安寨段和东岳庙段烃源岩以生油为主,珍珠冲段烃源岩以生气为主,富有机质烃源岩控制致密油甜点分布,工业油井绝大多数位于TOC1.2%的优质烃源岩区,微米级孔喉是致密油有效储集空间,裂缝是开采初期高产的关键。四川盆地侏罗系致密油整体呈现油质轻、气油比高、异常高压的特点,有利于致密油流动和产出。采用小面元法、资源丰度类比法、EUR类比法和有机碳法4种方法,评价四川盆地侏罗系致密油地质资源量在(20~30)×10~8t。通过资源富集主控因素分析,建立了四川盆地致密油地质资源评价分级标准,运用小面元法计算Ⅰ类地质资源量为16.11×10~8t,Ⅱ类地质资源量为4.77×10~8t,Ⅲ类地质资源量为2.89×10~8t。预测大安寨段在南充—遂宁一带及梁平以东勘探潜力最大,凉高山组在广安—南充—遂宁—仪陇一带最为有利,东岳庙段在广安—遂宁一线以南具有较好的勘探前景。     

松辽盆地长岭断陷层烃源岩地球化学特征研究

下白垩统沙河子组沉积的暗色泥岩和煤层是松辽盆地长岭断陷层主要的烃源岩,火石岭组和营城组为次要烃源岩。钻井和露头样品表明,火石岭组烃源岩有机碳含量0.50%~8.55%、生烃潜量2~17mg/g、氯仿沥青"A"含量0.04%~0.33%,干酪根类型以Ⅱ型为主,成熟度演化处于生气的过成熟阶段;沙河子组烃源岩有机碳含量1.00%~6.54%、生烃潜量2~8mg/g、氯仿沥青"A"含量0.2%~0.5%,干酪根类型以Ⅰ型和Ⅱ型为主,成熟度演化处于高成熟—过成熟阶段;营城组烃源岩有机碳含量0.5%~2.5%、生烃潜量0.5~4.0mg/g、氯仿沥青"A"含量0.05%~0.20%,干酪根类型以Ⅱ型为主,处于成熟—高成熟阶段。综合评价沙河子组为中等—好烃源岩,而营城组和火石岭组烃源岩属中等烃源岩。      

鄂尔多斯盆地上古生界烃源岩排烃特征及资源潜力评价

根据排烃门限理论,利用生烃潜力法研究鄂尔多斯盆地上古生界煤层、暗色泥岩在不同地质历史时期的排烃特征,并对其资源潜力进行评价。研究表明:鄂尔多斯盆地上古生界煤层排烃门限对应的镜质体反射率(Ro)为0.9%,暗色泥岩排烃门限对应的Ro为1.0%;上古生界烃源岩从富县组(J1f)沉积时期开始排烃,到志丹组(K1z)沉积时期达到排烃高峰,地质历史时期的排烃中心主要在盆地伊陕斜坡的东南部;上古生界总排烃量和总远景资源量分别为237.9×1012 m3和11.9×1012 m3,其中煤层排烃量208.6×1012 m3,暗色泥岩排烃量29.3×1012 m3,煤层的排烃量是暗色泥岩的7倍,对气藏的形成贡献较大。综合分析认为,上古生界烃源岩的排烃量和远景资源量较大,以它为主力烃源岩的上古生界致密气藏具有良好的资源前景。     

鄂尔多斯盆地东南部上古生界煤系烃源岩特征及生烃潜力评价

近年来,鄂尔多斯盆地东南部多口致密砂岩气探井获得工业气流,先导试验区实现效益开发,展示出该地区良好的致密砂岩气勘探开发前景。优质烃源岩形成的良好气源条件、较强的生烃增压及成藏动力条件是控制致密砂岩大气田形成的基础,但研究区尚未开展系统的烃源岩研究。基于大量测井、录井、岩心、分析化验资料,详细分析了鄂尔多斯盆地东南部煤系烃源岩的地球化学特征和平面展布特征,建立了煤系烃源岩总有机碳含量(TOC)测井解释模型,并在此基础上定量计算了生烃强度。结果表明：(1)鄂尔多斯盆地东南部上古生界煤的TOC平均值为56.2%,炭质泥岩TOC平均值为9.6%,暗色泥岩TOC平均值为2.4%;有机质类型为Ⅲ型干酪根,均处于过成熟生干气阶段;(2)平面上,煤和暗色泥岩在本溪组和山西组广泛发育,呈现由西北向东部逐渐增厚的特征,炭质泥岩在研究区发育厚度薄;(3)优选出自然伽马(GR)、声波时差(AC)、密度(DEN)等与实测拟合关系最好的测井参数,根据多元回归方法分别建立煤、炭质泥岩、暗色泥岩3种总有机碳含量(TOC)测井解释模型;(4)鄂尔多斯盆地东南部上古生界生烃强度较高,分布于(17.6～58.3)×10     

营城组砂砾岩储层岩性及孔隙度求取技术

徐家围子断陷营城组致密砂砾岩储层多口井获高产气流,展示了良好的勘探前景。致密砂砾岩储层岩性复杂,孔隙度一般为2%~6%,渗透率为(0.1~0.5)×10~(-3)μm~2,属特低孔渗储层,流体为气和水,测井曲线响应受岩性影响大,流体响应弱,造成气、水层识别困难。针对营城组致密砂砾岩储层测井解释评价难点,应用岩心刻度成像测井资料,建立了应用成像测井资料定量识别砂质砾岩和砂岩岩性的方法,在此基础上分岩性建立了精确求取孔隙度的方法,并在生产应用中见到了很好的效果。计算孔隙度与岩心分析孔隙度平均绝对误差在±1.0%以内,计算精度较高,能够满足生产需要。     

长岭断陷火石岭组烃源岩特征及勘探远景分析

长岭断陷层油源对比研究表明,登娄库组、火石岭组地层中发现多套来自火石岭组烃源岩的油层.地化指标显示,火石岭组烃源岩有机质丰度较好.干酪根类型以Ⅱ型为主,成熟度演化处于生气的高—过成熟阶段,综合评价属中等烃源岩；平面上主要分布在前七号、北正镇和流水镇等局部地区,且厚度较大.其在沙河子组沉积时期(约140 Ma)进入生烃门限,开始持续生烃,并在登娄库组沉积末期达到生烃高峰,至嫩江组沉积早期(约80 Ma)全面进入成熟门限,之后生烃能力逐渐下降.盆地模拟计算火石岭组累积生烃量为224.46×108t,其资源贡献占整个长岭断陷层资源量的31.96％,资源贡献值仅次于沙河子组而大于营城组,具有良好的资源前景和勘探潜力.     

四川盆地二叠系烃源岩及其天然气勘探潜力(二)——烃源岩地球化学特征与天然气资源潜力

四川盆地二叠系发育中二叠统海相碳酸盐岩和上二叠统海陆交互相碎屑岩两套烃源岩,由于其热演化程度高,造成对烃源岩原始生烃潜力及天然气资源潜力认识不清。为此,通过研究该盆地内探井及盆地周缘剖面大量二叠系烃源岩样品的地球化学特征及生烃潜力随成熟度的变化规律,探讨了二叠系烃源岩的原始生烃潜力以及在地质历史时期生排烃量、干酪根与原油裂解生成天然气的资源潜力。研究结果表明:(1)上二叠统龙潭组泥岩和碳质泥岩总有机碳含量高、原始生烃潜力大,是二叠系中最主要的油气烃源岩,龙潭组煤层也是非常重要的气源岩,上二叠统大隆组有机碳含量和生烃潜力也很高,是四川盆地北部重要的油气源岩,中二叠统碳酸盐岩烃源岩总有机碳含量与原始生烃潜力低,是次要的油气源岩;(2)二叠系烃源岩在地质历史时期生成原油3 290×10~8 t,生成天然气420×10~(12) m~3,龙潭组烃源岩对原油和天然气的贡献率分别为80%和85%;(3)二叠系烃源岩形成的古油藏原油资源量为580×10~8 t,原油裂解气资源量为4.45×10~(12) m~3,干酪根直接生成的天然气资源量约为2.10×10~(12) m~3,天然气资源总量可达6.55×10~(12) m~3,其中原油裂解气占70%。结论认为,四川盆地北部和中部—东南部是二叠系的两个生烃中心,也是最有利的二叠系油气成藏和天然气勘探区域,古油藏是最具天然气资源潜力的勘探目标。     

鄂尔多斯盆地北部杭锦旗地区上古生界气源岩分析

鄂尔多斯盆地北部杭锦旗地区上古生界天然气来源问题一直存在争议。在烃源岩沉积环境、分布特征分析的基础上,讨论了烃源岩的评价方法和标准,利用有机质类型、丰度、成熟度及生烃强度,开展烃源岩评价,确定了主力气源岩层位及分布特征。结果表明：研究区气源岩主要为上古生界太原组及山西组煤系烃源岩,岩性为煤层、炭质泥岩、暗色泥岩,其中煤层为主要的烃源岩;沉积相控制源岩展布,地质历史时期泥炭坪、扇三角洲平原、冲积扇扇缘沼泽等环境煤层发育好,泥岩厚度大;煤层有机质丰度高,炭质泥岩次之,暗色泥岩最差,参照煤系源岩评价标准,区内烃源岩为较好—非常好的烃源岩;研究区镜质体反射率值分布于0.6%~1.8%之间,呈由北向南增大趋势,全区进入生气阶段,泊尔江海子断裂附近及以南进入大量生气阶段;研究区内生气强度主要介于(10~40)×10⁸ m³/km²之间,具备形成大气田的气源条件。因此,研究区天然气来源具有原地性的特征,泊尔江海子断裂南部烃源岩优于北部烃源岩。     

松南新区重点断陷九佛堂组烃源岩影响因素研究

以松南新区8个断陷22口探井所钻遇的暗色泥岩为研究对象,采用有机地球化学方法刻画了该区暗色泥岩的生烃潜力特征,总结出烃源岩发育控制因素。研究认为,松南新区九佛堂组烃源岩有机质丰度较高,有机质类型以Ⅰ和Ⅱ1型为主,少数为Ⅲ型,黑色泥岩及油页岩是该区优质烃源岩,但整体生烃能力有限,Ro实测数据表明,烃源岩整体处于低熟—成熟演化阶段。裂陷强度控制了烃源岩的规模、质量,断陷结构影响烃源岩空间展布,反转强度控制烃源岩的定位和演化程度,火山背景促进了水生生物的繁盛以及优质烃源岩的形成。综合烃源岩评价结果认为,松南新区彰武、昌图、大冷断陷勘探前景最好。     

四川盆地震旦系、寒武系烃源岩特征、资源潜力与勘探方向

2013年四川盆地川中地区震旦系—寒武系发现了安岳特大型气田,储量规模达万亿立方米,在全球古老地层天然气勘探中尚属首次。气源研究认为,震旦系天然气来源于震旦系和寒武系烃源岩,开展震旦系及寒武系古老烃源岩系统研究,对全球古老地层油气地质领域具有重要的科学和实践意义。通过对四川盆地震旦系、寒武系钻井资料和野外剖面观察,利用28 000km地震资料解释结果和新钻井资料,结合2 315样次烃源岩地球化学分析,系统研究了下寒武统优质烃源岩中心,主要沿绵竹—长宁克拉通内裂陷分布,累计厚度可达200~450m,其他地区烃源岩厚度为50~100m,裂陷范围内烃源岩对震旦系—寒武系天然气资源贡献约占全盆地的56%~63%;系统评价了震旦系灯影组灯三段泥质烃源岩及其分布,TOC含量介于0.04%~4.73%之间,平均为0.65%,川中地区厚度在10~30m之间;首次系统研究了能够形成大气田的中国最古老震旦系烃源岩,大川中地区震旦系烃源岩总生气强度为(15~28)×10~8 m~3/km~2,具备形成大气田的气源条件。采用成因法、类比法重新评价全盆地震旦系、寒武系天然气资源量为(4.65~5.58)×10~(12) m~3,天然气资源潜力巨大。川中区块天然气资源量约占全盆地总资源量的66%,是当前勘探的首选。     

四川盆地中二叠统栖霞组与茅口组烃源岩的差异性

四川盆地中二叠统栖霞组和茅口组都具有良好的油气勘探前景,目前对这2套烃源岩的横向和纵向分布特征还鲜有报道。为此,通过对17口井111块栖霞组和茅口组岩心样品实测总有机碳含量(TOC)的标定,运用分段平均值法,建立了自然伽马测井曲线与烃源岩TOC的关系式,利用该关系式对全盆地117口井的上述2套烃源岩TOC进行了测井评价。结果表明:(1)横向上,栖霞组和茅口组烃源岩在全盆地均有分布,发育以川东地区为最好;(2)茅口组烃源岩在平面厚度、有机碳含量及生气强度等方面均优于栖霞组,前者厚度介于30~220 m,TOC介于0.5%~3.0%,为中等—好烃源岩,而后者厚度介于10~70 m,TOC介于0.5%~2.0%,为差—中等烃源岩;(3)纵向上,栖霞组烃源岩主要分布在栖一段,茅口组烃源岩主要发育于茅一段和茅二c层。结论认为:(1)栖霞组生气强度很低,绝大部分地区小于10×10~8 m~3/km~2;(2)而茅口组生气强度则明显较高,为10×10~8~60×10~8 m~3/km~2且大部分区域都大于20×10~8 m~3/km~2;(3)后者具备形成大型气田的物质基础。     

南堡凹陷古近系深层烃源岩分布特征及厚度预测

以层序地层学为依据,利用地震资料和测井信息,建立沉积相、地震相与暗色泥岩之间的关系,对南堡凹陷不同层序地层格架内泥岩、暗色泥岩的分布进行预测.在此基础上,利用测井资料识别有机碳含量的方法,通过统计不同体系域和不同沉积相带泥岩的烃源岩达标率,对南堡凹陷深层烃源岩的分布和厚度进行了预测与评价.结果表明,湖侵体系域和高位体系域下部是烃源岩发育的主要位置.SQ2暗色泥岩和烃源岩厚度占地层总厚度的比例最大,SQ5-SQ8和SQ9次之,但累积烃源岩厚度大体相当.并不是所有的暗色泥岩都可以成为烃源岩,烃源岩的分布与有机质的富集程度有关.