渤海湾盆地渤中凹陷西南部沙三段富有机质泥岩沉积环境及形成机理

有机质富集受多种因素影响,分析富有机质泥岩发育的控制因素对于页岩油气资源的勘探开发具有重要意义。通过对渤海湾盆地渤中凹陷西南部沙河街组三段（沙三段）中—下亚段（Es₃^m-l）泥岩岩心样品进行总有机碳含量（TOC）以及主量、微量元素地球化学分析,讨论Es₃^m-l沉积期古气候、沉积水体环境、沉积速率及古生产力对有机质富集的影响,建立Es₃^m-l有机质富集模式。结果表明：Es₃^m-l泥岩有机质丰度较高,TOC含量介于1.05%~6.37%之间;CIA_corr反映整体为温暖湿润的古气候,Es₃^l下部相对干旱,Es₃^l中上部到Es₃^m气候变得更加温暖湿润;B含量和B/Ga值反映整体盐度较低,为淡水—半咸水,Es₃^l中上部到Es₃^m水体盐度变大;Mo-U协变模式和C_org/P摩尔比反映Es₃^m-l底水保存条件存在波动,整体为弱氧化—还原环境;Ti/Al、K/Al、Zr/Al表明Es₃^m-l沉积期陆源碎屑输入较强,具有较高的沉积速率,Es₃^l下部到Es₃^m沉积速率降低;古生产力定量恢复表明Es₃^m-l沉积期湖泊古生产力整体较高。渤中凹陷西南部Es₃^m-l泥岩有机质的富集是古气候、保存条件、沉积速率及古生产力共同作用的结果。     

渤海海域莱州湾凹陷高硫稠油成因及其成藏模式

现今渤海海域仅在莱州湾凹陷发现了规模型高硫油油田，其原油性质复杂，来源及成因认识不清。在大量实验数据分析的基础之上，利用地球化学分析方法和盆地模拟手段对莱州湾凹陷各油田油气来源及成因做了详细研究，结果表明：①莱州湾凹陷主要发育了沙三段和沙四段两套有效的烃源岩，陡坡带和中央构造带上各构造原油主要来源于主洼沙四段烃源岩，缓坡带上各构造原油表现为主洼沙四段和南次洼沙四段双洼供烃的特征；②沙四段地层沉积时期存在水体分隔，南次洼水体更加咸化易形成富硫干酪根，其烃源岩分布范围控制着高硫油的分布范围，是高硫油形成的主控因素。而生物降解作用，一方面导致原油稠化是形成稠油的主要原因，另一方面使原油硫含量相对富集，是形成高硫油的重要因素；③垦利16-1油田具有晚期成藏的特点，形成了咸化湖盆早生、早排双洼供烃成藏模式，深、浅地层成藏模式不同，深部地层为典型不整合面侧向输导远源成藏模式。认为南次洼南部古近系地层和潜山优质储层是油气聚集的有利区带，可作为下一步油气勘探的有利方向。     

渤海海域凝析油气藏、轻质油藏形成条件与勘探潜力

随着"湖盆成气"和"汇聚脊控藏"认识的提出,渤海海域深层潜山和中—浅层成为"十三五"（2016—2020年）规划以来渤海油田取得勘探突破的主要领域,获得多个亿吨级油气田。结合渤海湾盆地的勘探实践,明确了该盆地凝析油气和轻质油藏的成藏条件及控制因素。渤海湾盆地凝析油气成藏的关键要素在于在生油岩到储油层之上覆盖区域性超压厚层泥岩盖层。在渤中凹陷和辽东湾坳陷北部,盖层的压力系数超过1.4,其下部低位潜山是凝析油气勘探的重要方向;而渤海海域中—浅层中—轻质油的成藏则受控于深层"汇聚脊",深层大型"汇聚脊"是油气的优势运聚方向。渤中凹陷、辽中凹陷、黄河口凹陷以及歧口凹陷的凝析油、轻质油资源潜力大,其斜坡带、凹陷区及低凸起发育多种大型"汇聚脊",而"汇聚脊"之上的中—浅层圈闭,特别是隐蔽型岩性圈闭是中—轻质优质高产油藏的重要勘探领域。     

柴西地区南翼山构造天然气来源及成藏模式

以现今南翼山构造古近系和新近系天然气藏及其共生油藏的特征为研究基础,利用已发现气藏中天然气碳同位素特征及其共生原油的地球化学特征,进行了气源分析和油源对比,通过天然气成藏史恢复,对南翼山构造古近系和新近系气藏的成藏过程进行了系统分析。研究认为:①南翼山构造古近系和新近系气藏中高成熟度的天然气是以中生界煤系烃源岩演化生成的煤型气为主,古近系和新近系烃源岩演化生成的天然气量相对较少;②南翼山构造长期活动的基底断裂是古近系和新近系天然气藏形成的主控因素。通过对天然气来源分析,并结合构造演化,总结出了南翼山构造多源混合供烃、断裂 裂缝输导体系输导、晚期构造混合聚集成藏模式,以此为依据预测了柴达木盆地中生界煤系烃源岩新的沉积范围,可以成为下一步煤型气勘探的有利方向。     

渤海海域页岩油气地质条件与勘探前景

渤海海域是渤海湾盆地新生代的沉降中心,在古近系发育了东营组三段、沙河街组一段-二段（沙一二段）和沙河街组三段3套主力烃源岩,具有丰富常规和非常规石油资源,页岩油气作为重要的非常规资源在渤海海域具有巨大的勘探潜力。基于渤海海域勘探开发实际情况,通过与国内外典型页岩油气盆地石油地质条件对比,综合烃源岩地球化学参数、测井资料、镜下薄片观察及X射线衍射全岩矿物分析等,并结合盆地模拟手段,明确了渤海海域页岩油气的资源潜力,并指明了勘探方向及有利目标。研究结果表明：1）渤海海域4个富烃凹陷主力烃源岩品质好,都有利于形成页岩油气,其中渤中凹陷烃源岩成熟度高,形成页岩气可能性更大,黄河口凹陷和辽中凹陷成熟度相对较低,更易形成页岩油,歧口凹陷东三段和沙一二段成熟度低,易形成页岩油,其沙三段成熟高,易形成页岩气;2）3套主力烃源岩脆性矿物平均含量超过63.5%,粘土矿物平均含量低于34.7%,具有良好的可改造性,在3 200 m以深泥页岩进入中成岩B期,伊蒙混层中的蒙脱石大量向伊利石转换,增加了页岩储层的可改造性,结合国内外勘探实践认为3 200~4 200 m是渤海海域页岩油气勘探开发的有利深度范围;3）渤中凹陷是渤海海域页岩油气资源潜力最大的凹陷,总资源量高达95.8×10⁸ t,占据渤海页岩油气资源的45.2%,主力烃源岩整体处于超压状态,结合渤海勘探开发的经济成本,渤中凹陷东三段和沙一二段烃源岩埋深适中、成熟度高,是目前渤海海域页岩气勘探最有利层位;4）渤中凹陷西斜坡处于凹陷边缘,3套烃源岩整体处于异常高压且埋深适中,平均TOC值超过3.04%,页岩层段气测全量达到99%,X衍射矿物显示该区页岩储层中粘土矿物含量较渤海其他区域最低,具备更好的可压性,可作为渤海现阶段最有利目标区。     

渤海湾盆地渤海油田东三段湖相泥岩生烃特征实验

渤海海域古近系东营组发育厚泥岩层,其中东三段湖相泥岩具备较好的生烃潜力。封闭体系黄金管生烃模拟实验显示东三段源岩具备“先油后气”两段生烃的特点：EasyR_O值介于0.6%～1.1%之间为生油阶段,于0.75%～0.86%处形成产油高峰,最大产油率为8.11 mg/g;EasyR_O值介于1.1%～1.6%之间为生气阶段,该阶段新增烃气产量占总产烃量的55.3%,其中干酪根裂解气贡献占比为29.6%,原油裂解气贡献占比为25.7%。研究认为在生油阶段,具备中等有机碳含量特征的东三段泥岩总产油率不高,难以排出形成有效供给;进入生气阶段后,原油流动性得到改善,烃气的产生促进源内增压,有利于高成熟油气排出。热演化作用对生烃和排烃均有显著影响,具备中—高成熟度可能是东三段泥岩有效供烃的必要条件。     

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。     

渤海海域渤中19-6潜山气藏成藏要素匹配及成藏模式

为了明确渤海海域渤中19-6潜山千亿立方米气藏的形成过程,基于大量岩心、薄片、测井及地球化学数据,在地质分析的基础上,利用地球化学分析方法和盆地模拟的手段,对其成藏要素及成藏规律进行了系统分析。研究表明:（1）渤中凹陷沙三段烃源岩生气强度普遍超过50×108 m3/km2,晚期持续供烃为渤中19-6潜山气藏的形成提供了充足的物质基础;（2）印支期和燕山期构造运动是渤中19-6潜山构造裂缝型储层和潜山圈闭形成的关键时期,并形成了近源断裂输导体系和远源不整合面输导体系;（3）东营组厚层超压泥岩盖层和潜山较弱的晚期构造活动有利于渤中19-6潜山气藏的保存;（4）“生、储、盖、圈、运、保”六大成藏要素的时空匹配,最终导致了渤中19-6潜山千亿立方米大气田的形成。建立了渤中19-6潜山多洼供烃、多向充注、断裂和不整合联合输导的晚期成藏模式。      

渤海海域南部盆缘凹陷天然气成藏特征及地质意义

为了厘清渤海南部盆缘凹陷中—浅层天然气成藏特征,通过天然气组分、天然气碳同位素、原油物性、生物标志物、烃源岩热解及壁心包裹体等数据分析,利用油气源对比、地球化学分析及盆地模拟手段,开展了天然气成因类型、油气源特征以及成藏期次分析.认为研究区天然气包括原生生物气和次生生物气两类,原生生物气来源于沙三段低成熟阶段烃源岩,次生生物气来源于周边稠油油藏生物降解作用.研究结果表明：渤海海域南部盆缘凹陷烃源岩成熟度(R_o)整体低于0.9%,处于低熟至成熟阶段早期,庙西南洼沙三段是其主力烃源岩,其TOC为1.0%～5.5%,R_o整体低于0.7%;龙口31-1构造天然气为原生的生物—热催化过渡带气,天然气中含少量凝析油(气油比为11 545.16 m~3/m~3),密度为0.730 g/cm~3,色谱图主峰碳仅为C₄和C₈,其来源于气体萃取低熟油轻质组分形成,下部可能存在一定规模低熟油,是庙西洼陷下一步原油勘探的重要目标;蓬莱19-3构造天然气以次生的原油生物降解气为主,混有大量溶解气,蓬莱31-3南和蓬莱25-2...