琼东南盆地浅水区与深水区烃源岩热演化差异性影响因素研究

为找出琼东南盆地浅水区与深水区烃源岩有机质热演化差异原因，在综合开展琼东南盆地构造演化、沉积充填与地球化学特征研究基础上，对影响烃源岩有机质成熟度的各要素进行逐一分析。结果表明,深水区高地温梯度、低沉积速率背景对有机质热演化有明显的促进作用，而深水区低海底温度对有机质热演化有一定的抑制作用,超压对有机质热演化作用不明显。综合盆地模拟各要素表明，深水区有机质热演化程度明显高于浅水区，深水区生烃门限浅的特点扩大了深水区烃源岩成熟面积，增加了烃源岩的生排烃量，从而提高了盆地的资源潜力。研究成果对其他深水盆地的烃源岩热演化相关研究有很好的借鉴意义。     

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板桥凹陷超压发育，在超压层段有机质演化表现出明显的分段性。综合地质、地球化学分析表明，板深35井有机质的演化受到明显的超压抑制，与活化能、热导率、水动力等因素造成的热演化异常明显不同。异常孔隙流体压力对有机质热演化的抑制作用是有条件的，在超压早期发育、高原始有机质丰度和高有机质热演化产物滞留的情况下超压对有机质的演化具有明显的抑制作用，并且其具体表现和压力系统的封闭性有关。并建立了板桥凹陷第三系烃源岩超压情况下有机质演化模式。     

中国与北美地区页岩气储层岩石组构差异性分析及其意义

选取我国页岩油气最具勘探前景的四川盆地志留系龙马溪组(S1l)和寒武系筇竹寺组(∈1q)海相页岩、渤海湾盆地始新统沙河街组(E2s)湖相页岩与北美已商业开发的页岩气地层进行地质类比,分析其在发育层位、岩石组构、有机质演化程度、孔隙结构等方面的差异性。北美地区Barnett页岩热演化程度适中,镜质体反射率Ro为1%~1.3%,总有机碳质量分数w(TOC)为1%~13%,有机质以Ⅱ型干酪根为主,埋藏深度较浅,有机质粒内孔发育;S1l烃源岩w(TOC)为0.5%~4%,有机质以Ⅰ-Ⅱ1型干酪根为主,Ro为2.5%~3.6%,主要发育晶间孔、粒内孔;∈1q烃源岩w(TOC)为0.35%~22.15%,有机质以Ⅰ-Ⅱ1型干酪根为主,Ro为1.28%~5.2%,主要发育晶间孔、粒间孔和溶蚀孔;E2s烃源岩w(TOC)为0.6%~8.0%,有机质以Ⅰ型干酪根为主,Ro为0.5%~1.2%,主要发育粒内孔、粒间孔。E2s烃源岩热演化程度低,以页岩油为主,开发难度大;S1l烃源岩与北美页岩气层相似点较多,可借鉴其成功的勘探开发方法,但应充分注意在地质、开发条件方面的细微差别。该研究成果对我国页岩油气勘探开发具有一定的指导意义。     

煤系烃源岩热模拟演化过程的地球化学参数特征——以准噶尔盆地抹罗系煤系烃源岩为例

在准噶尔盆地体罗系煤系烃源岩热模拟实验研究中，经过对原祥和不同温度点热模拟残余物进行可溶有机质抽提和族组成分析、残渣干酪很处理、Ro值测定和TOC测定，并对部分样品系列进行色谱和质谱分析后发现，煤系烃源岩在不同热演化阶段表现出的地质地球化学特征具有相当大的差异。低演化阶段和热降解阶段天然气的形成是不同热力学条件和成气音质化学反应的结果。在低演化阶段，源岩镜质组反射率增长幅度并不太大，通常Ro＜0．7％。原始可溶有机质和热模拟残余可溶有机质的分析结果表明，烃类气主要来源于原始可溶有机质的脱基团作用和大分子沥青质及干酪很边缘烃(极性组分)的热降解。在有机质热降解一热裂解阶段，烃源岩经地质埋深增温，热演化进程相对加快、镜质组反射率迅速递增、Ro值从0．55％-0．70％迅速增大到1．40％-1．70％，可见热动力作用足以破坏干酪根结构烃并将其降解形成油气。该阶段是干酪很经热降解大量排烃的阶段，其地球化学参数特征主要表现为干酪根结构烃热降解产物的特征。     

湖相烃源岩热演化生烃研究——基于冀中坳陷烃源岩加水热模拟实验

基于烃源岩热演化生烃原理,利用实验室加水热模拟生烃实验,结合GC分析,通过对来自渤海湾盆地冀中坳陷的8个不同有机质类型的未熟烃源岩样品的生烃热演化定量分析,得到湖相烃源岩的热演化生烃定量模型。湖相Ⅰ型、Ⅱ_1型与Ⅱ_2型有机质生油窗对应R_O值介于0.6%~1.3%之间,并且R_O值均在0.9%左右达到生油最大值,分别为580mg/g_(TOC)、350mg/g_(TOC)和260mg/g_(TOC)左右,但是3类有机质生油耗尽时对应R_O值依次减小;以R_O=1.3%为界,分为初次裂解气与二次裂解气2个阶段,其中Ⅰ型有机质初次裂解气量显著高于Ⅱ_1型和Ⅱ_2型,超过100mL/g_(TOC),而Ⅱ_1型和Ⅱ_2型有机质初次裂解气量相近,约为70~80mL/g_(TOC),二次裂解生气量受控于烃源岩的排油效率;湖相Ⅰ型有机质生油与生气潜力均远高于Ⅱ_1型与Ⅱ_2型,在具备良好的成藏保存条件下,分别以3类有机质为主的湖相烃源岩初次裂解生气量均具有形成工业性气藏的能力。     

双鸭山盆地下白垩统煤系烃源岩初步评价

根据烃源岩地化分析资料,应用所测岩样中有机碳含量TOC、生烃潜量（S1＋S2）、氢指数（1H）,显徽组分含量、Tmax、Ro等指标,对双鸭山盆地下白垩统煤系地层中的煤系泥岩和煤岩从有机质丰度、有机质类型和成熟度三个方面进行了烃源岩初步评价。结果表明,穆棱组和城子河组煤系泥岩为一般～较好烃源岩,有机质类型为Ⅲ型有机质,达到了成熟演化阶段;穆棱组和城子河组煤岩为较好～好烃源岩,有机质类型为Ⅲ型有机质,达到了成熟演化阶段,表明双鸭山盆地下白垩统城子河组和穆棱组为两套具有一定生烃潜力的煤系烃源岩。     

四川盆地龙潭组烃源岩全硫含量特征及其对沉积环境的响应

通过对四川盆地龙潭组烃源岩全硫含量系统分析,研究了龙潭组烃源岩硫含量分布特征和控制因素,以及全硫含量对沉积环境的响应和指示意义。龙潭组不同岩性烃源岩全硫含量差异明显,泥页岩全硫含量高,灰岩硫含量则很低。烃源岩全硫含量(TS)与其总有机碳含量(TOC)、黄铁矿含量、干酪根碳同位素之间具有较好的正相关性。龙潭组烃源岩全硫含量和TOC/TS值对其沉积环境具有明显的响应和指示意义。川中、川东南等地区海陆交互相环境下形成的龙潭组烃源岩硫含量极高,TOC/TS值低;川东北地区台内凹陷、深水陆棚等环境下形成的烃源岩硫含量相对较高,TOC/TS值较高;盆地边缘城口、南江、石柱等地区碳酸盐台地、浅水陆棚等环境下形成的低有机质丰度灰岩烃源岩全硫含量低,而TOC/TS值高。     

苏北盆地下第三系烃源岩热演化研究

本文应用多种光学和化学标志,对苏北盆地下第三系烃源岩有机质热演化特征和阶段进行了研究。研究表明,(1)镜质组反射率Ro是最可靠的演化标志;(2)孢子体和藻类体的荧光变化规律相同,均具有特殊重要的演化意义;(3)随热演化程度的增加,烃源岩可溶有机物成分和结构发生显着变化;(4)苏北盆地有机质热演化阶段划分为阶段Ⅰ和阶段Ⅱ,其界线出现在Ro0.60%～0.65%,并揭示出不同构造单元有机质热演化的不均衡性。      

渤中凹陷西南部烃源岩TOC含量预测

烃源岩总有机碳（TOC）含量是评价有机质丰度的主要指标。地球化学方法的岩心测试仅能获得离散的TOC含量数据，难以实现烃源岩的三维定量评价。结合地球物理测井方法和地震叠前反演方法，针对渤中凹陷西南部陆相深层烃源岩，通过岩石物理交会分析优选对TOC含量敏感的弹性参数，建立TOC含量与纵波速度、密度的地震反演模型；使用拓展ΔlogR方法和地震叠前反演方法分层计算渤中凹陷西南部东营组和沙河街组烃源岩TOC含量，获得TOC含量曲线和TOC含量三维反演体，进而计算东二下段、东三段、沙一二段、沙三段烃源岩TOC含量地震预测平面图。结果表明预测误差较小，证明了该方法的可靠性。研究区烃源岩非均质性较强，总体呈现“层系多、分布广”的特征。东营组烃源岩北部优于南部，且东三段TOC含量值总体高于东二下段；沙河街组TOC含量值整体较高，为研究区的主力烃源岩层，TOC含量呈现自沉积中心向外逐渐降低的趋势，尤以沙一二段A、B、C、E井区及其附近区域、沙三段A、C井区及其西部、南部部分地区TOC含量值最高，具有良好的生烃潜力。     

渤海湾盆地渤中凹陷东营组烃源岩地球化学特征及生烃模式

对东营组烃源岩特征及其生烃机理认识不清,制约了渤海湾盆地渤中凹陷油气成藏认识与资源评价。利用有机岩石学、显微组分、孢粉鉴定及原油地球化学参数等资料,系统评价了东营组烃源岩及其生成原油的地球化学特征,探究了有机质生烃的影响因素及生烃模式。结果表明:东营组烃源岩主要为含黏土长英质泥岩和混合型泥岩,矿物组成以石英和黏土矿物为主,长石和碳酸盐矿物次之;东营组三段与东营组二段下亚段总有机碳(TOC)含量平均值分别为1.94%、0.87%,整体为好—优质烃源岩,显微组分以壳质组为主,有机质类型为Ⅱ₁、Ⅱ₂型,处于低成熟—成熟热演化阶段。东营组烃源岩具两期生烃特征,早期生烃高峰对应镜质体反射率(R_o)为0.6%,生成低成熟度烃类,晚期生烃高峰对应R_o为1.0%,生成成熟烃类。原油物性及生物标志化合物特征显示东营组以生成成熟油为主,含少量低熟油,原油整体具有低密度、低黏度、低含硫量、高含蜡量、高饱芳比、高Pr/Ph、高C₁₉/C₂₃三环萜烷值、低伽马蜡烷指数和低4-甲基甾烷指数等特征,属于混源有机质生源、弱氧化—弱还原沉积条件和淡水贫硫湖泊环境综合成因的轻质—中质原油。壳质组中的底栖藻无定形体及松科属孢粉等组分对低成熟—成熟阶段的烃源岩生烃具有重要贡献,黏土矿物和碳酸盐矿物及地层超压在一定程度上影响了烃源岩生烃演化过程。东营组烃源岩发育受淡水湖泊、特殊生物、无机矿物和超压等要素共同控制的双峰生烃模式。研究认识对于开展以渤中凹陷东营组为主力烃源灶的油气勘探具有重要参考意义。     

烃源岩有机碳含量与生排油效率动态评价

选择海相典型烃源岩样品和人工配制烃源岩样品进行热压模拟实验,对比分析了海相烃源岩的生油量、生排油效率与烃源岩有机碳含量的关系,模拟结果表明:（1）烃源岩的生排油量与烃源岩有机碳含量呈线性正相关关系,生排油效率与有机碳含量呈曲线（非线性）正相关关系,相关系数的大小与烃源岩的干酪根类型、岩性及演化史等有关;（2）在整个生烃演化过程中,高有机质含量的优质烃源岩（TOC一般大于2%）的生排油量和效率都高于中等有机质丰度的中等烃源岩（TOC一般在0.5%~2.0%之间）和低有机质丰度的差烃源岩（TOC一般小于0.5%）,只有高有机质丰度的优质烃源岩才能够大量生排出油并形成大油田,差烃源岩即使很厚也难以形成大量的油气聚集;（3）在地质演化过程中,烃源岩TOC含量及其生排油气能力始终都是动态变化的,因此需要在确定演化阶段的基础上,结合有机碳含量和生排油效率进行烃源岩和资源量动态评价。      

黄骅坳陷上古生界异常压力的分布及其意义

根据对黄骅坳陷上古生界泥岩声波时差资料的分析，认为石炭系煤系地层和二叠系顶部的石千峰组为两个异常高压段，上古生界超压在整个黄骅坳陷均有分布，且坳陷南区的超压幅度高于中区。产生超压的原因主要为不均衡压实，与烃类生成和黏土矿物转化亦有一定关系，异常高压层作为良好的区域盖层，十分有利于古生界含油气系统的保存。实际资料表明，超压使上古生界烃源岩生烃滞后，油气大量生成和运移期较晚，因此既有可能形成“古生古储”、“古生中储”的油气藏，还有可能形成“古生新储”油气藏，拓宽了以古生界为油气源的找油范围。图4参4（王书香摘）。     

东濮凹陷北部深层异常高压形成机理及对有机质热演化的抑制作用

东濮凹陷北部深层存在明显的异常高压,欠压实作用和有机质热演化是主要的控制因素,相应地主要发育成岩高压和生烃高压2种类型的异常高压.成岩高压主要分布在深洼部位,其余分布在向深洼的过渡带;生烃高压分布范围广,除西部断阶带胡庆地区外,其他地区均有发育.异常高压对有机质热演化的抑制作用应具备4个条件,即压力达到门限压力、异常高压为早期成因、有机质类型较好和原始有机质丰度较高.东濮凹陷北部深层异常高压对有机质热演化具有抑制作用,尤其是早期形成的异常高压,抑制作用更为明显.通过门限压力、异常高压发育状况以及异常高压形成时期的综合分析,认为东濮凹陷北部深层有机质热演化受抑制的区域主要分布在东部洼陷和西部洼陷,其中东部洼陷分布较广.     

二连盆地优质烃源岩发育特征及成藏贡献

二连盆地由众多小凹陷组成,物源多、相变快且热演化程度较低,是否发育优质烃源岩决定了油气藏的勘探方向。通过建立残余有机碳含量与氢指数相关关系,以及不同沉积环境下有机碳含量的变化,发现浅湖与较深湖等稳定沉积区优质烃源岩发育,河流与滨浅湖等不稳定沉积区主要发育中—差烃源岩;利用残余有机碳对不同沉积相带烃源岩级别进行划分,稳定沉积区可划分出优质[w(TOC)2%]、中等[1%w(TOC)2%]与差[w(TOC)1%]烃源岩,不稳定沉积区可划分为中等[w(TOC)1%]与差[w(TOC)1%]烃源岩。同时,依据测井计算残余有机碳的方法划分出了各凹陷不同级别烃源岩的厚度及分布。优质烃源岩与油气藏有较好的亲缘关系,且资源贡献率大,占烃源岩总体积20%以上的优质烃源岩资源贡献率超过了70%,其分布区是寻找规模储量的有利区域。     

准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系烃源岩三芳甾烷分布特征及油源对比

准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系风城组、乌尔禾组和其他不同层系原油中普遍检测出三芳甾烷（TAS）和三芳甲藻甾烷系列。基于多口井的原油和14块代表性烃源岩样品的芳烃组分色谱-质谱资料,系统分析其TAS组成特征,并将其用于油源对比研究。结果表明：TAS分布特征可以有效区分准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系风城组烃源岩和乌尔禾组烃源岩。风城组烃源岩中TAS具有C₂₆?20S含量低、C₂₇?20R含量高的分布特征,并且几乎不含有三芳甲藻甾烷;而乌尔禾组烃源岩中TAS具有相反的分布特征,即C₂₆?20S相对丰度较高,C₂₇?20R相对丰度较低,并且具有分布完整的三芳甲藻甾烷系列。玛湖凹陷不同层系原油TAS分布特征基本一致,主要表现为C₂₆?20S含量低,C₂₇?20R含量高,三芳甲藻甾烷含量低或者未检测出,与风城组烃源岩分布特征相似。应用C₂₆?20S/C₂₈?20S TAS与C₂₇?20R/C₂₈?20R TAS比值和TAS三角图图版进行了原油对比分析,结果表明不同层系原油均来源于风城组烃源岩。因此,三芳甾烷及三芳甲藻甾烷系列可以作为该区油源对比的有效分子标志物。     

用超压释放法确定烃源岩排烃期次——以古龙凹陷青山口组为例

为了研究松辽盆地古龙凹陷青山口组超压烃源岩排烃期次，在超压烃源岩排烃机制分析的基础上，利用声波时差建立的超压释放期次的研究方法，得到青山口组超压曾发生过3次释放，它们分别是嫩一段沉积末期，嫩四段沉积中后期和明水组沉积末期，目前正处于第4次演化过程中。经超压释放期与烃源岩生烃门限期的比较，认为古龙凹陷青山口组超压烃源岩的主要排烃期是明水组沉积末期，与大庆油田萨尔图、葡萄花、高台子等油气藏的圈闭形成期是同期的，这是大庆油田形成的重要条件之一。     

北黄海盆地上侏罗统烃源岩测井评价

北黄海盆地尚处于勘探早期,盆地内烃源岩厚度巨大,但钻井取心较少,测试样品有限,难于对该区的烃源岩条件作出整体评价。文中结合地层沉积特征和地球化学测试数据,利用Δlog R技术,根据有机质在测井曲线上的响应特征,考虑岩性组合的差异,建立了适合研究区不同岩性组合的2种有机质丰度测井解释模型,获得钻井剖面上连续分布的总有机碳质量分数信息。研究表明:北黄海盆地东部坳陷上侏罗统烃源岩发育,上部J3SQ2层序中烃源岩厚度50~300 m,坳陷中心总有机碳质量分数大部分高于1.5%;下部J3SQ1层序中烃源岩厚度50~200 m,总有机碳质量分数0.5%~2.0%。2套层序中烃源岩总有机碳质量分数均表现出由坳陷中心向四周降低的特征。整体上,研究区上侏罗统烃源岩以中等烃源岩为主,具有生成油气的物质基础,邻近生烃中心的构造带应具有较好的勘探前景。     

煤系烃源岩热模拟演化过程的地球化学参数特征――以准噶尔盆地侏罗系煤系烃源岩为例

在准噶尔盆地侏罗系煤系烃源岩热模拟实验研究中 ,经过对原样和不同温度点热模拟残余物进行可溶有机质抽提和族组成分析、残渣干酪根处理、Ro 值测定和 TOC测定 ,并对部分样品系列进行色谱和质谱分析后发现 ,煤系烃源岩在不同热演化阶段表现出的地质地球化学特征具有相当大的差异。低演化阶段和热降解阶段天然气的形成是不同热力学条件和成气母质化学反应的结果。在低演化阶段 ,源岩镜质组反射率增长幅度并不太大 ,通常 Ro<0 .7%。原始可溶有机质和热模拟残余可溶有机质的分析结果表明 ,烃类气主要来源于原始可溶有机质的脱基团作用和大分子沥青质及干酪根边缘烃 (极性组分 )的热降解。在有机质热降解―热裂解阶段 ,烃源岩经地质埋深增温 ,热演化进程相对加快、镜质组反射率迅速递增、Ro 值从 0 .5 5 %～ 0 .70 %迅速增大到 1 .40 %～1 .70 % ,可见热动力作用足以破坏干酪根结构烃并将其降解形成油气。该阶段是干酪根经热降解大量排烃的阶段 ,其地球化学参数特征主要表现为干酪根结构烃热降解产物的特征     

川东北地区平安1井侏罗系凉高山组页岩油重大突破及意义

位于四川盆地东北部(简称川东北)古中央凹陷的平安1井在侏罗系凉高山组页岩获得百吨高产,实现了四川盆地凉高山组页岩油气勘探的重大突破.基于平安1井的勘探成果,系统分析了川东北地区凉高山组页岩油成藏条件和下一步勘探方向.研究结果表明:平安1井突破层系为凉高山组湖相富有机质页岩,其岩石类型为长英质页岩,孔隙度平均值为2.06...