琼东南盆地深水区烃源岩地球化学特征和生烃潜力评价

琼东南盆地深水区勘探程度低,对该区海陆过渡相与海相烃源岩生烃潜力评价研究,关系到该区下一步油气勘探方向.通过有机碳含量(TOC)测定、岩石热解分析、显微组分镜鉴、镜质体反射率(Ro)测试等实验分析,系统剖析了琼东南盆地深水区不同类型烃源岩的地球化学特征、生烃潜力.结果表明:琼东南盆地深水区烃源岩有机质丰度以崖城组最高,...     

库车盆地烃源岩特征及生烃史特征

库车盆地中主要发育有三叠系湖相泥岩与侏罗系煤系地层两套烃源岩,它们都顺盆地走向呈东西向展布,沉积中心接近现今克依背斜带的益,三叠系湖相泥岩有机碳含量中等,有机质类型属Ⅲ型,属于中等偏差烃源岩,侏罗系湖沼相泥岩有机碳含量高。有机质类型属Ⅱ2-Ⅲ型,属于中等偏好烃源岩,碳质泥岩与煤岩生烃潜量低,有机质类型属Ⅲ型,为差烃源岩,模拟研究表明,生油强度以侏罗系湖沼相泥岩的最大,三叠系湖泥岩次之,侏罗系煤岩与碳质泥岩较小;而生气强度以侏罗系湖沼相泥岩和煤岩为最大,三叠系湖相泥岩次之,侏罗系碳质泥岩最小,此外,模拟结果还表明,克依背斜带是库车盆地的主力生烃区,生烃能力最强,其次为拜城凹陷,生烃能力稍差。     

准噶尔盆地南缘博格达山前带二叠系芦草沟组油气源分析和勘探潜力

为了研究准噶尔盆地南缘博格达山前带二叠系芦草沟组的油气来源,分析博格达山前带油气勘探潜力,系统采集了准噶尔盆地南缘博格达山前带新吉参1井和博参1井的烃源岩、天然气和原油样品和邻区主要油气田各层系的烃源岩和原油样品,并利用碳同位素和生物标志化合物技术对研究区油气地球化学特征和来源进行了分析,研究结果清晰显示研究区的原油与该区二叠系芦草沟组烃源岩的饱和烃组成相似,具有较好的亲缘性。同时,其生物标志化合物指标与邻区侏罗系、二叠系、石炭系烃源岩和原油差异明显,综合认为研究区发育自生自储型油气藏,油源来自于二叠系芦草沟组,具有较大勘探潜力。     

准噶尔盆地烃源岩发育模式及地球化学特征研究

新疆维吾尔自治区是我国原油最大存储地之一,特别是准噶尔盆地更是油气资源储藏丰富为原油的形成提供了出色的地质基础,拥有着我国种类最多、数量最大的原油资源。在查阅了大量相关准噶尔盆地烃源岩与原油文献的基础上,对准噶尔盆地烃源岩的发育进行了初步介绍,而后分析了准噶尔盆地烃源岩干酪根系同位素组成,以及原油地球化学特征与分类,旨在探究准噶尔盆地烃源岩与原油的关系,帮助人们更好地认识原油的形成及其地球化学特征。     

吐哈盆地十三间房地区煤系烃源岩生烃评价及排烃特征

利用钻井、地震数据及三维地质建模技术对十三间房地区煤系烃源岩厚度及分布特征进行了预测,根据地球化学测试数据对十三间房地区水西沟群烃源岩的有机质类型、有机质丰度、有机质成熟度进行了评价,利用生烃潜力法建立了研究区烃源岩的排烃模式,明确了研究区的排烃特征.研究结果表明,研究区西北部烃源岩厚度较大,在350~600m之间,平均值为480m.烃源岩有机质丰度较高,处于成熟—高成熟热演化阶段,有机质类型主要为Ⅱ、Ⅲ类,具有一定的生烃潜力.研究区水西沟群煤岩排烃门限深度为2000m,最大排烃率为530mg/g,在2500m处迅速达到排烃高峰,最大排烃速率为150mg/(g·hm);煤系泥岩排烃门限深度为2200m,在2800m处迅速达到排烃高峰,最大排烃率为320mg/g,表明研究区具有一定的开采潜力.本次研究对相似地质条件地区生烃和排烃研究具有一定的借鉴意义.     

川西坳陷中段须家河组烃源岩地球化学特征

马鞍塘组-小塘子组、须三段、须五段是川西坳陷中段须家河组中较好的烃源岩发育层段，通过一系列有机地球化学方法对该段烃源岩有机质丰度、有机质类型和有机质演化程度进行了研究，发现川西坳陷中段须家河组烃源岩有机碳含量为0．59％～5．25％，平均为2．16％；基本属于腐殖型有机质，绝大多数已达成熟一高成熟阶段，少数为过成熟；以Ⅲ型千酪根为主；沉积环境以还原为主，有利于有机质的保存。     

文昌凹陷优质烃源岩地化特征与生烃潜力

文昌凹陷为珠江口盆地西部主体凹陷,主要包括文昌A凹陷与文昌B凹陷,面积约4000km2,该凹陷及其周缘累计发现原油地质储量超过1亿m3,天然气约300亿m3,为证实的富生烃凹陷。主要发育"两类、三型"即文昌组、恩平组两大类,具体分为文昌组中深湖相源岩、文昌组滨浅湖相源岩及恩平组河沼相源岩三种类型;近年钻探的文昌19-1M-X井首次揭示了该凹陷生烃门限以下文昌组湖相优质烃源岩的存在,为重新厘定凹陷生烃潜力提供新的证据。本文通过对进入生烃门限和未进入生烃门限优质烃源岩进行对比研究,并结合盆地模拟手段分析认为:始新世-渐新世早期欠补偿沉积背景及沉积-构造控制下的古湖泊旋回特点致使文昌组地层形成具备优质烃源岩地化特征的生油岩;文昌A凹陷为油气并举凹陷,偏气;文昌B、C凹陷及琼海凹陷周缘地区成熟烃源岩以文昌组为主,且主生油。     

河北省开平向斜页岩气地球化学特征及生烃潜力评价

石炭-二叠系是河北省开平向斜主要的含煤地层,煤系地层中的暗色泥页岩具备赋存页岩气的条件。通过对研究区内的样品进行岩石学分析、地球化学分析、含气性分析认为：研究区内泥页岩有机质类型以Ⅱ₂型为主,以一般烃源岩为主,有机质成熟度属于高成熟-过成熟阶段;泥岩的矿物组成以黏土矿物含量最高,其次是以脆性矿物中的石英为主;泥页岩孔隙度大部分为超低孔,渗透率类型为超低渗。     

西湖凹陷新生代煤系烃源岩生烃动力学研究

为了探究西湖凹陷平湖组煤系烃源岩生烃潜力,优选出平湖组煤系烃源岩中煤、炭质泥岩和暗色泥岩样品各2块进行热模拟试验和生烃动力学研究,并模拟了2口井的生烃史.研究表明,煤和炭质泥岩活化能分布范围在20 kJ/mol之内,体现了快速生烃过程;暗色泥岩活化能分布分布范围在60 kJ/mol之内,反应生烃持续时间较长;暗色泥岩有机质在距今37 Ma进入生烃门限,煤和炭质泥岩在距今30 Ma开始进入生烃期,10 Ma以后开始进入大量生烃阶段,同时在生烃热演化过程中存在明显的二次生烃作用,可以此说明该区煤系烃源岩具有较大的生烃潜力.     

海拉尔盆地乌东斜坡带南屯组烃源岩评价

根据实测和收集的烃源岩地球化学数据,分析了海拉尔盆地乌东斜坡带的烃源岩分布特征、地球化学特征和热演化特征。从有机质含量(TOC)、氯仿沥青"A"、总烃含量、生烃潜量、有机质类型、成熟度(Ro)和暗色泥岩厚度等方面对南屯组烃源岩进行了综合评价,仅从现有数据进行评价认为乌东斜坡带南二段烃源岩生烃指标较好,评价为中等-好烃源岩;而南一段烃源岩生烃指标最好,综合评价为中等-好烃源岩。综合各项化学指标认为南屯组一段烃源岩成熟度要优于南屯组二段烃源岩。     

长岭凹陷青一段烃源岩地球化学特征及意义

为研究长岭凹陷青山口组青一段烃源岩的有机质来源及沉积环境特征,在研究区内系统的采集了44件样品,开展了烃源岩总有机碳（TOC）、氯仿沥青“A”含量、干酪根碳同位素及生物标志化合物等地球化学特征测试实验,分析了长岭凹陷南北两地区烃源岩地球化学特征及沉积环境的差异性。研究结果表明,长岭凹陷青一段烃源岩整体为最好烃源岩,且北部地区有机质丰度高于南部地区。北部有机质类型为Ⅱ₁型,南部有机质类型为Ⅱ₂-Ⅲ型。青一段烃源岩整体处于成熟—高成熟阶段。长岭凹陷青一段烃源岩北部有机质母质来源主要为水生生物,而南部地区属于混源输入。北部地区古水体盐度高于北部,属于偏还原性的沉积环境,而南部地区盐度相对较低,属于弱还原—氧化环境。北部地区相较于南部地区有良好的生油气潜力,为勘探有利区。     

准噶尔盆地乌伦古坳陷主力烃源岩分析

近年来诸多学者对准噶尔盆地乌伦古坳陷展开了大量研究,得出了许多重要的成果,也积累了宝贵的经验,认为乌伦古坳陷具有极大的勘探潜力。但对其主力烃源岩的认识方面,仍然存在很多争议。本文在总结前人研究成果的基础上,进行了大量的基础和实验研究,对乌伦古坳陷侏罗系、三叠系、石炭系烃源岩地球化学特征进行了详细系统的评价,对其生烃潜力进行了预测,认为下石炭统为最优质烃源岩,是主力烃源岩,可以作为后期勘探的主要目的层位,上石炭统巴塔玛依内山组和三叠系白碱滩组次之,侏罗系烃源岩较差认为不具备生烃条件。     

准噶尔盆地南缘新近系膏质岩特征分析及其对地层压力影响研究

准噶尔盆地南缘复杂的地层压力给钻井工程带来极大困难。研究表明,准噶尔盆地南缘尤其高泉地区,地层异常高压的成因机制除了泥岩欠压实作用和构造增压作用之外,与膏质岩发育情况密切相关。该区膏质岩相对围岩以低伽马值为显著特征。膏质岩发育层段为异常高压段,上覆地层为常压段,下覆地层为超强高压段。安集海组超强高压得益于上覆沙湾组厚层膏质岩的强力封闭作用。     

准噶尔盆地南缘下-中侏罗统层序地层格架与聚煤规律

应用层序地层学方法,基于对勘探资料以及古生物、地表露头剖面等的分析,将准噶尔盆地南缘下-中侏罗统划分为5个3级层序,并以地层叠置样式、岩性、岩相的变化,细分出低位、湖侵和高位体系域,在连井剖面层序对比的基础上建立了下-中侏罗统层序地层格架。识别出下-中侏罗统主要发育扇三角洲、三角洲、湖泊、沼泽等主要相类型,系统分析了沉积相的构成、演化与分布规律,明确了经典层序格架下的聚煤作用特征。认为层序构型控制了煤层的垂向分布,煤层主要发育在低位末期和高位初期,沉积环境控制了煤层的横向展布。     

准噶尔盆地二叠系梧桐沟组东泉-西泉地区储层物性特征及其影响因素

通过对研究区取芯井的分析化验资料进行储层岩石学特征统计分析及对比,东泉-西泉地区都以岩屑砂岩为主,其次为长石岩屑砂岩。运用扫描电镜、铸体薄片、压汞等技术手段对储层进行精细微观结构分析,包括孔隙类型、孔隙结构等,分别对比储层物性特征及其主要影响因素,西泉地区孔隙度、渗透率较优于东泉地区,为相对优质储层。