阜阳探区石炭-二叠系烃源岩资源潜力评价

上古生界泥岩和煤岩是阜阳探区的主力生烃层。为了明确该套生烃层的资源潜力,对烃源岩的有机质丰度、类型和成熟度进行研究,落实了优质烃源岩的分布层位和生烃类型,并估算了资源量。研究表明:上古生界烃源岩主要分布在颜集、倪丘集凹陷和古城低凸起;泥岩总体评价为好—差烃源岩,煤岩为差烃源岩;泥岩和煤岩的有机质类型都以III型干酪根为主;烃源岩有机质成熟度具有北高南低的特点,北部颜集凹陷热演化程度最高,以生成天然气为主,南部的倪丘集凹陷和古城低凸起烃源岩热演化程度适中,既可以生油又可以生成天然气。根据估算,天然气资源潜力区在颜集凹陷和倪丘集凹陷,油资源潜力区在倪丘集凹陷和古城低凸起。     

鄂尔多斯盆地甘泉地区上古生界烃源岩地球化学特征及生烃潜力

对鄂尔多斯盆地甘泉地区上古生界本溪组和山西组的煤系泥岩、炭质泥岩及煤岩样品进行了有机碳含量测定、岩石热解分析、干酪根显微组分鉴定及镜质体反射率等多项有机地球化学测试,并评价了其生烃潜力。研究结果表明：①甘泉地区上古生界发育多套烃源岩,岩性主要为煤和暗色泥岩。②山西组有机质丰度高,是较好的烃源岩,本溪组有机质丰度则相对较低,品质相对较差;本溪组烃源岩以腐殖型Ⅲ类为主,山西组烃源岩则多为腐殖型Ⅲ类,其次为腐泥-腐殖型Ⅱ2类。③本溪组和山西组烃源岩成熟度整体处于高成熟—过成熟阶段。④上古生界烃源岩在甘泉地区广泛分布,本溪组烃源岩累计厚度为10～20 m,山西组烃源岩累计厚度为50～80 m,整体均为较优质烃源岩,具有较高的生烃潜力。     

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     

华北南部地区上古生界晚期生烃潜力研究

华北南部地区上古生界烃源岩主要包括煤系暗色泥岩、煤岩和炭质泥岩,从原始沉积特征来看,南华北盆地石炭系-二叠系烃源岩比北部渤海湾盆地沉积厚度更大。华北南部地区上古生界大致经历了3次埋藏生烃过程：印支早期生烃、燕山中期生烃、喜马拉雅晚期生烃,部分地区如开封坳陷、洛阳-伊川地区、合肥盆地、丘县-冠县凹陷、黄口凹陷、谭庄-沈丘凹陷,在燕山运动期已经达到最高演化程度和最大生烃期,在喜马拉雅期基本不具有生烃潜力。渤海湾盆地中的惠民凹陷、东濮凹陷、东营凹陷、沾化凹陷的晚期生烃潜力较大;车镇凹陷、莘县凹陷北部、鹿邑凹陷、倪丘集凹陷等晚期生烃潜力一般。     

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。     

南华北上古生界烃源岩有机地球化学特征

南华北地区晚古生代沉积了一套台地相-海陆过渡相-内陆湖相地层,上古生界烃源岩主要为一套连续沉积的含煤岩系。利用有机地化分析测试资料,结合上古生界沉积背景与沉积相,从纵向和平面上研究了该区上古生界煤系烃源岩的有机质丰度、类型及热演化等地球化学特征,确定太原组、山西组煤系泥岩、煤岩为上古生界含油气系统的主力烃源岩。探讨了上古生界烃源岩的二次生烃条件及主控因素,认为二次生烃时烃源岩生烃潜量越大越好,初始成熟度越低越好,地温梯度越高越好;其主控因素为生烃潜量和温度。最后指出二次生烃范围主要分布于谭庄—沈丘、倪丘集、鹿邑和襄城等凹陷。      

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。     

渤海湾盆地黄骅坳陷石炭系—二叠系煤系烃源岩生烃特征研究

近年来，渤海湾盆地探明数个石炭系—二叠系煤系烃源岩供烃的凝析油气藏，展现出可观的勘探潜力。针对研究区烃源岩生烃特征认识不清、勘探方向不明的问题，亟需重新认识煤系烃源岩的供烃能力。为此，以渤海湾盆地黄骅坳陷为研究对象，通过岩心、测井、录井、试油等多元数据统计，基于盆地内构造单元沉积充填特征差异分析，运用盆地数值模拟技术建立沉积单元评价模型，开展黄骅凹陷煤系烃源岩不同岩层的空间展布、生烃潜力与生烃特征综合分析，明确了渤海湾盆地石炭系—二叠系煤系烃源岩生烃模式，并预测了研究区潜山油气有利聚集带。结果表明：黄骅坳陷石炭系—二叠系煤系烃源岩以煤岩为标志层，发育泥岩、炭质泥岩与煤岩3种生烃岩性，其中，泥岩厚度大，连续性强，生烃潜力大；生烃模拟表明，一次生烃以泥岩生油为主，二次生烃以多种烃源岩混合生油生气为主；发育早期沉降型、晚期沉降型与持续沉降型3类生烃模式，持续沉降型与晚期沉降型生烃区对潜山原地油气聚集最为有利。研究成果可为研究区煤系烃源岩供烃的油气成藏理论研究与勘探部署提供技术支撑。     

鄂尔多斯盆地热动力演化史及其对油气成藏与富集的控制作用

鄂尔多斯盆地热演化史及热岩石圈厚度恢复表明,中生代晚期早白垩世存在构造热事件及深部热岩石圈减薄的动力学过程,盆地南部岩石圈厚度薄,热流值及地温梯度高。不同层位烃源岩在盆地南部热演化程度高,热异常明显。烃源岩热模拟实验以及盆地深部热动力演化史研究表明,早白垩世热事件及形成的热异常使烃源岩生烃量明显增加,是盆地油气富集的重要原因之一。不同层位烃源岩在早白垩世大规模生油、生气及成藏,主要受早白垩世岩石圈减薄的深部热动力学过程及构造热事件控制。古生界和中生界不同层位的油气田分布主要受烃源岩、热演化程度及储层控制。从烃源岩发育层系及热演化程度来看,盆地南部延长组7段致密油、页岩油热演化程度高,分布面积广,勘探潜力巨大;石炭系-二叠系煤系烃源岩全盆地大面积分布,天然气勘探前景广阔;深层下古生界奥陶系碳酸盐岩层系具有形成大气田的条件,需要进一步明确烃源岩生烃潜力;深层中-新元古界值得进一步勘探,关键是明确规模断陷分布及烃源岩的生烃规模。     

鄂尔多斯盆地南部延长探区上古生界烃源岩特征与勘探方向

为了搞清煤系暗色泥岩在鄂尔多斯盆地南部延长探区上古生界本溪组—山西组分布特征及生烃潜力,对延长探区636口探井、评价井煤系暗色泥岩、煤岩厚度进行了大量统计及分布预测,提出了延长探区东北部为煤系暗色泥岩和煤岩主要富集区。同时对探区均匀分布的20余口探井、评价井进行系统取样、室内化验分析及烃源岩评价工作,分析认为本溪组、山西组山2段煤系暗色泥岩有机质丰度较高,有机质类型以腐殖型(Ⅲ型)为主,有机质处于高—过成熟阶段。最后依据烃源岩的评价成果,在计算延长探区上古生界煤系暗色泥岩生烃强度的基础上,综合储层及钻探成果的综合分析,提出了近期勘探方向,对下步天然气勘探开发部署具有重要的指导意义。     

塔城盆地石炭系烃源岩特征及其生烃潜力

在塔城盆地野外露头和塔参1井钻井烃源岩发育特征与有机地化特征分析的基础上,探讨了石炭系烃源岩的生烃潜力。通过烃源岩岩性与有机质丰度分析认为,较好的烃源岩主要为泥质岩,其次为碳质泥岩和煤,上石炭统泥岩总体要好于下石炭统。烃源岩母质类型主要为腐殖型,具有倾气型特征。烃源岩演化程度普遍达到了高—过成熟阶段,但仍有一定的残余生烃潜力。应加强烃源岩主要分布区及其生烃史与盆地构造演化的匹配关系和成藏历史的研究。      

延长气田上古生界烃源岩评价及生排烃特征

延长气田位于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡中南部,是一个新探明的天然气富集区,对烃源岩的研究评价工作相对较薄弱,制约了该区的油气勘探进展。为此,通过对大量新探井岩心样品的有机质丰度、有机质类型、有机质成熟度等资料的综合分析,探讨了该气田上古生界烃源岩的展布特征、地球化学特征和生排烃特征。结果表明:①煤岩为该区最好的烃源岩,其有机碳含量介于60.18%~86.89%,累积厚度介于6~18 m,是该区上古生界天然气最主要的烃源岩,而泥岩则是天然气的第二位供应者,其中山西组泥岩属中等—很好的烃源岩,太原组和本溪组泥岩为好很好的烃源岩;②烃源岩干酪根的类型主要为腐殖型,其R。多大于2.0%,已进入过成熟—干气阶段;③上古生界烃源岩在中晚侏罗世—早白垩世末处于大量生排烃期,现今生烃强度介于(25~65)×10~8m~3/km~2,现今排烃强度介于(15~60)×10~8m~3/km~2,煤的生排烃强度大干泥岩。     

中亚地区上古生界油气形成与分布规律及其对准噶尔盆地油气勘探的启示

中亚地区上古生界石炭系和泥盆系蕴含丰富的石油和天然气,通过对中亚滨里海盆地和楚—萨雷苏盆地上古生界油气形成与分布规律的分析,认为中亚地区上古生界油气富集带与深部流体及深大断裂有关,是盆地深部地壳结构与其上沉积盖层相互依存、相互作用的结果。前人研究认为准噶尔盆地石炭系烃源岩的分布、构造背景及火山岩岩相带控制着石炭系油气的分布和富集。中亚地区与新疆山水相连,含油气地质构造也有相似之处。联系中亚地区上古生界油气形成与分布规律,结合准噶尔盆地地质特征及上古生界石炭系油气勘探现状,认为准噶尔盆地石炭系烃源岩遭受火山喷溢喷流等岩浆侵入活动,导致烃源岩强烈蚀变演化,促使烃源岩发生二次成烃作用,这种火山岩内幕沉积生烃模式不同于传统的生烃模式,在幔源物质与烃源岩热蚀变的共同作用下,准噶尔盆地石炭系应该具有令人乐观的生烃潜力。     

不同类型煤系烃源岩对油气藏形成的作用

以冀中坳陷东北部石炭-二叠系和柴达木盆地北缘侏罗系主体煤系烃源岩为实例，运用油气地球化学新技术、新方法，在系统分析和总结大量烃源岩及油气样品（6629块／次）分析数据的基础上，根据油气源对比、不同类型烃源岩的综合评价和生烃量计算结果，确认冀中苏桥油气田的凝析油或轻质油主要是C2b-P1s含壳质组煤和炭质泥岩二次生排的油气；而柴北缘冷湖油田的原油主要来自J1浅湖一半深湖相泥岩，生排油气量也以湖相泥岩所生油气为主。煤系中的暗色泥岩、炭质泥岩和煤的有机质类型及显徽组分随沉积相或亚相的变化而不同，生烃能力差别很大，滨海（湖）沼泽煤及炭质泥岩生烃能力多好于泥岩，而较深水浅水湖（或海）沼泽泥岩生烃能力多优于煤。图5表7参16     

煤系烃源岩油气生成、排出与滞留特征

针对煤系地层烃源岩的油气生成、排出与滞留能力的有效性问题,选取不同沉积环境、不同时代煤岩及其夹层中的碳质泥岩和泥岩,开展了在成岩作用下的高温高压半开放—半封闭体系模拟实验,建立了相应的演化模式。结果表明,不同沉积环境下,Ⅱ₂型煤系烃源岩在生油窗内具有一定的排油能力,也具备较强的烃气生成能力,既可以作为油源岩,也是高效气源岩;而Ⅲ型煤系烃源岩在生油窗内主要以滞留油为主,基本不具备排油能力,主要以排出烃气为主,仅能作为气源岩。生烃转化率主要受控于有机质类型,排烃能力还受控于岩性与丰度,按单位质量岩石而论,煤岩远高于其夹层中的碳质泥岩与泥岩。煤岩在全演化阶段,无论是低阶煤还是高阶煤均具有较强的生成烃气能力和较高的滞留油气能力,都具有煤层气开发潜力。      

HYDROCARBON SOURCE ROCKS AND GENERATION HISTORY IN THE LUNNAN OILFIELD AREA, NORTHERN TARIM BASIN (NW CHINA)

In this paper we report on source rocks and maturation history at the Lunnan oilfield, northern Tarim Basin (NW China), using a combination of organic petrographic and geochemical techniques. Three separate source rock intervals are present here: Cambrian mudstones and argillaceous limestones; Middle and Upper Ordovician argillaceous limestones; and Triassic mudstones. Reservoir rocks comprise Lower Ordovician carbonates, Carboniferous sandstones, and Triassic and Jurassic sandstones. Structural traps were formed principally during the Silurian and Jurassic.
The Lunnan field is located on a small-scale palaeo uplift which developed during the Early Palaeozoic. Hydrocarbons migrated updip from source areas in surrounding palaeo-lows along faults and unconformities. Major phases of hydrocarbon generation and migration occurred in the Early Silurian — Late Devonian, Cretaceous — Early Tertiary and Late Tertiary. Uplift and intense erosion at the end of the Devonian destroyed Early Palaeozoic oil and gas accumulations sourced from the Cambrian source rocks, but hydrocarbons generated by Middle and Upper Ordovician source rocks during the Mesozoic and Tertiary have been preserved. At the present day, accumulations are characterized by a range of crude oil compositions because source rocks from different source areas with different maturation histories are involved.     

鲁西地区上古生界煤系烃源岩生烃潜力

鲁西地区上古生界煤系烃源岩发育,为落实其煤成气的勘探潜力,通过野外剖面细测和钻井资料分析等手段,确定了该区烃源岩的类型和分布特征为：上古生界烃源岩主要由煤层、碳质泥岩、暗色泥岩组成,绝大部分地区烃源岩的有机质类型为腐殖型;煤层主要分布于石炭系太原组和二叠系山西组,具有层数多、单层厚度薄的特点。根据有机质丰度、干酪根组分等指标,结合构造演化史将各凹陷烃源岩的生烃演化过程划分为3种类型,在此基础上,评价了各凹陷烃源岩的生烃能力。结论认为：①济宁、巨野凹陷烃源岩为印支期一次生烃型,汶上凹陷烃源岩为印支-喜马拉雅山期二次生烃型,这两种类型烃源岩的热演化程度不高,对该区煤成气成藏贡献较小;②黄口、成武、鱼台凹陷烃源岩为印支-燕山期、喜马拉雅山期二次生烃型,烃源岩在古近纪大面积成熟,生烃潜力最大（鲁西地区喜马拉雅山期生成煤成气资源量为970.81×10⁸ m³,其中黄口、成武、鱼台3个凹陷占据总资源量的93.6%）,为最有利的勘探目标区。     

CZ35-2-1井古生界烃源岩地球化学参数异常分析

CZ35 2 1井是南黄海勿南沙隆起上钻探的第一口探井 ,由于该井古生界烃源岩地球化学参数出现异常且相互间矛盾突出 ,因而常规评价方法难以确定其质量。综合对比分析发现 ,岩浆热液活动热事件和上古生界含煤泥岩的二次生烃是造成本井古生界烃源岩地球化学参数异常和矛盾的主要原因 ;上古生界含煤泥岩可能是一套以Ⅲ型干酪根为主的好的气源岩     

中国致密砂岩煤成气藏地质特征及成藏过程 ——以鄂尔多斯盆地上古生界与四川盆地须家河组气藏为例

中国煤系天然气分布受多种因素控制,以鄂尔多斯盆地上古生界与四川盆地须家河组气藏为例,从构造、烃源岩演化、储集层特征、成藏历史等多方面探讨中国煤系天然气的聚集和成藏过程.对比结果表明:鄂尔多斯盆地上古生界天然气藏与四川盆地上三叠统须家河组天然气藏的成藏地质条件有许多相似之处,两地气藏特征产生差异的主要原因是盆地构造特征和成藏过程不同.鄂尔多斯盆地上古生界天然气成藏过程是气体推动着水体整体向构造高位运移,多种成藏条件共同影响下形成的气水倒置是气藏负压的主要原因.四川盆地须家河组气藏成藏以构造圈闭控制成藏为主,局部发育岩性气藏,气藏异常高压是快速沉积引起的欠压实作用、烃源岩的生烃作用及后期构造挤压共同作用的结果.