海拉尔盆地呼伦湖凹陷热演化史恢复

呼伦湖凹陷是海拉尔盆地油气勘探的重要接替区。该凹陷沉积厚度大,地层发育全,主要烃源岩层是南屯组,其次是铜钵庙组和大磨拐河组,生油条件十分优越,然而至今尚未对其热演化史进行系统研究。呼伦湖凹陷现今地温梯度为30.7 ℃/km,属于中温型地温场。根据镜质体反射率、包裹体测温和磷灰石裂变径迹法恢复呼伦湖凹陷的古地温梯度为42～56 ℃/km,大于现今地温梯度值,古地温高于今地温。古地温恢复及热史模拟表明,呼伦湖凹陷在伊敏组沉积晚期（约90 Ma）达到最高古地温,古近纪-新近纪以来是一个降温过程,下白垩统烃源岩热演化程度主要受古地温场控制。古地温演化史结合含油储层自生伊利石测年结果表明,伊敏组沉积晚期应该是呼伦湖凹陷一次非常重要的油气成藏期。伊敏组沉积晚期凹陷发生抬升剥蚀,地层温度降低,烃源岩埋深变浅,生烃强度减弱。     

二连盆地白音查干凹陷热演化史与油气

利用大量分析数据和实测资料对二连盆地白音查干凹陷的今地温特征、烃源岩热演化史进行了深人细致的剖析,恢复了中生代早白坚世的古地温梯度和古剥蚀厚度.地热史研究表明,今地温梯度为3.13℃/100m,而古地温梯度为5.5℃/100m.古地温明显高于今地温.说明该凹陷在地质演化历史时期,曾经历了较大程度的抬升剥蚀过程.剥蚀厚度为920~1160m.综合古地温演化史和烃源岩热演化史等各方面的资料,该凹陷白奎系烃源岩热演化程度较高,成烃门限深度为600~1000m,生烃高峰埋深为1200~2000m.结合埋藏史资料,确定该凹陷主成烃期在早白至世都三段一赛汉塔拉组沉积期.     

二连盆地巴音都兰凹陷热演化史研究

应用镜质体反射率法恢复了巴音都兰凹陷的古地温演化史,研究结果表明巴音都兰凹陷侏罗纪与白垩纪具有不同的地温场特征,晚侏罗世古地温梯度高于早白垩世地温梯度,早白里垩地温梯度可达4.80~5.12℃/100m,晚白垩世以来凹陷整体抬升,地温梯度降低。下白垩统烃源岩热演化程度主要受地温控制,主生油期在腾二段及赛汉组沉积时期。     

苏北盆地高邮凹陷泰州组烃源岩演化

运用盆地模拟方法,对苏北盆地高邮凹陷泰州组烃源岩的埋藏史、温度史、成熟度史及生油史进行研究发现,三垛早期,泰二段烃源岩进入成熟阶段,R_o达0.6%,且随着埋深增大,地层温度、烃源岩成熟度和生烃能力也逐渐增加;三垛末期,地层埋藏深度、温度及烃源岩成熟度都达到最大,分别为3000m,110℃和0.8%,同时烃源岩生油量也达顶峰,东部的焦1井高达350mg/g。由此看出,三垛时期是高邮凹陷泰二段烃源岩生、排烃的主要时期。另外,由于三垛时期构造、断层活动强烈,圈闭大多定型,因而综合分析认为,三垛时期也是油气运移、成藏的有利和主要时期。      

四川盆地有机质成熟度及其动态演化历史初探

为了比较准确地确定四川盆地各生油岩系大量成油成气的时期,本文系统地阐述和分析了研究有机质成熟度及其动态演化历史的几个关键问题:(1)古地温及古地温梯度的求取;(2)各主要构造时期剥蚀地层的恢复;(3)沉积物被埋藏后到任一地质时期的作用地温的计算。同时,以奥陶系生油岩为例,对四川盆地有机质的动态演化历史进行了初步探讨,从而提示了自古生代以来四川盆地具有印支早期和燕山中、晚期两次重要的成油成气时期。因此,印支早期和燕山期形成的同期圈闭,将对油气聚集具有特别重要的意义。     

二连盆地温压系统特征

二连盆地腾格尔组地温梯度较高,而在浅层和深层地温梯度相对偏低。平面上凹陷中心或生油洼槽区古地温梯度较低,而隆起区或斜坡区古地温梯度较高,并且古地温高于今地温,在不同凹陷地温异常发育特征各异,受地温场制约,生油门限深度从凹陷中心向边缘逐渐变浅。地层压力系数都小于1.0, 具明显的异常低压系统。在不同的凹陷异常低压出现的深度略有不同,阿南凹陷最浅,乌里雅斯太凹陷最深。各凹陷纵向上发育单一型温压系统,平面上以常温常压区分布最广。流体动力特征都决定了本地区油气的运移方向和聚集部位,油藏主要分布在能量相对较低的断阶带和构造带。     

塔西南坳陷二叠系烃源岩热演化及生烃史模拟

二叠系烃源岩是塔西南地区重要的烃源岩层系。利用研究区构造特征、埋藏史、地层厚度及二叠系烃源岩地球化学特征、沉积相、岩性分布等资料,结合现今地温场特征、异常热事件及热演化历史,应用EASY%Ro模型将模拟值与实测镜质体反射率值拟合,采用有机相B(Ⅱ)的动力学参数,对塔里木盆地西南坳陷二叠系烃源岩开展了热演化及生烃史模拟研究。研究表明:二叠系烃源岩在三叠纪开始大规模生成并排出油气,生烃中心位于叶城凹陷柯深1井和玉参1井附近;三叠纪之后生油气中止,直到新近纪才再次开始大规模油气的生成和排出,最大生油强度达到300×104t/km2,生油范围仍然基本限制在凹陷内部。     

应用包裹体均一温度和压力恢复盆地热史

由于传统的古地温梯度恢复方法均具有局限性,沉积盆地热史定量研究一直是地质学界的难题。根据包裹体内气体压力与其激光拉曼谱的出峰位置存在相关性这一原理,由实测激光拉曼数据确定实验室条件下包裹体压力,结合包裹体均一化温度计算出天然气成藏时的包裹体压力和地温梯度。研究认为:通过地层埋藏史恢复,可确定某一地质时间的古地温梯度;表述热史的最佳指标是古热流,而不是古地温梯度;根据盆地热力学原理,可以由古地温梯度计算得到古热流;松辽盆地的古地温梯度和古热流值均高于现今。     

辽河断陷地温、古地温特征与油气资源

为评价生油作用,据镜质体反射率等指标恢复了辽河断陷的古地温特征。结果表明,早第三纪早期古地温梯度(或古热流)高于今日,早第三纪晚期地温下降,晚第三纪又再度上升。新生代平均古地温与今日地温特点相近。综合地温、古地温资料可作如下结论:(1)早第三纪相对高的古地温对凹陷区沙河街组下部层位生油十分重要。(2)沙河街组为华北新生界主要生油层。在辽河断陷,它的生油时代在一些深凹陷可早自早第三纪晚期,至今仍持续生油与向更高成熟阶段演化。东营组生油局限于断陷南部,大量生油的时代当始于晚第三纪晚期,生油的规模与潜力亦远逊于沙河街组。新第三系可望生油区在辽东湾,陆地部分看来不可能。(3)本文给出石油大量成熟门限温度的等深线图,并对石油资源的评价与预测作了讨论。     

辽东湾地区古近系烃源岩热演化模拟

为研究渤海东北部海域辽东湾地区烃源岩的演化史,运用盆地模拟技术,在恢复该区热演化史和埋藏史的基础上,利用EASY%Ro计算模型对10条测线进行烃源岩成熟度演化分析,勾画出烃源岩演化平面图,得出辽中凹陷和辽西凹陷烃源岩的演化特征。研究结果表明:①辽中凹陷中北洼热演化程度明显高于南洼;②辽西凹陷北洼、南洼、中洼热演化程度基本相同;③辽中凹陷比辽西凹陷热演化程度高;④现今,辽中凹陷深部古近系沙河街组三段和沙一、二段烃源岩处于高成熟阶段,凹陷边缘处于重要生油区,辽西凹陷主力烃源岩处于生油气高峰。     

吐-哈盆地西部油气勘探前景分析

吐-哈盆地西部的托克逊凹陷和科牙依凹陷缺失上二叠统和下三叠统,中石炭统、下二叠统与中三叠统呈角度不整合接触。石炭纪和早二叠世时地温高,火山活动强烈。中三叠世时托克逊地区与科牙依地区为同一湖盆,科牙依地区为生烃中心,发育优质烃源岩;托克逊地区为滨浅湖,发育扇三角洲储层,该区中三叠统的油主要来自科牙依地区。晚三叠世时沉积中心移至托克逊地区中南部,发育滨浅湖沉积。中晚三叠世的印支运动和中侏罗世的早燕山运动为构造热事件,对三叠系烃源岩成熟起到重要作用。托克逊地区西北部因邻近生烃中心、扇三角洲砂体在后期构造运动中物性得到改善,生烃期与圈闭形成期匹配以及位于断裂发育有利部位而具有一定的勘探前景。科牙依凹陷前侏罗系具良好的油藏形成条件,但保存条件较差。     

济阳坳陷新生代地温场特征研究

为了找出济阳坳陷内各凹陷成烃演化与古热场间的关系,综合应用镜质体反射率法和磷灰石裂变径迹法恢复了济阳坳陷新生代地温演化历史,结果表明济阳坳陷古地温梯度在新生代是逐渐降低的,其中古近纪比新近纪下降的幅度大;同时济阳坳陷内各凹陷的古地温梯度演化也存在差异,特别是古近纪末期的东营构造运动后,各凹陷的地温梯度演化差异更加明显;根据各凹陷的古热场恢复,新近纪以来东营凹陷的古地温最高,其次是沾化凹陷、惠民凹陷和车镇凹陷;烃源岩的生烃演化历史与其经历的古热场密切相关,古热场越高的地区,烃源岩进入生烃门限的深度就越浅、时间越早。     

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??Yancheng(oil)gas field is the first discovery in Yanfu Depression of Subei Basin.Through a comprehensive organic geochemical analysis and correlation between the high evolution crude oil(its samples taken from well Yancheng 1 were named for YC₁)of Lower Tertiary in Yancheng region and the regional marine Mesozoic Paleozoic hydrocarbons(their samples taken from well Huangyan 1,etc.,were named for HY₁),and between the continental Mesozoic Cenozoic hydrocarbons and source rocks,it is considered that the hydrocarbon source rocks belong to the continental Taizhou Formation and Fu 1 and Fu 2 members of Cenozoic.Because of the limited distribution of the continental Mesozoic(except Pukou Formation)in Subei Basin,its very undeveloped source rocks(including the ones in Pukou Formation),low organic matter abundance and limited hydrocarbon generating potential as well as its hydrocarbon′s being originated from the marine Mesozoic(including the ones found in Sunan region)according to the organic geochemical properties of crude oil,the possibility of the YC₁′s being originated from the continental Mesozoic source rocks is eliminated.In addition,the C₂9 in cholestane series of the YC₁ is high and the fingerprint curve of tricyclic terpane is similar to that of the source rocks of Taizhou Formation and Funing Formation and dissimilar to that of the marine hydrocarbons(HY₁)and that of the oil bearing rock samples of the continental Mesozoic.The degree of evolution of the YC₁ is close to that of the HY₁,the isoparaffin content,however,in the saturated hydrocarbon of the latter is higher than that of the former,which indicates that the geological gas of the latter is older than the former,which indicates that the geological age of the latter is older than the former.The full oil carbon is older than the former.The full oil carbon isotopic value of the YC₁ is 28.59‰,showing a property of continental crude oil.The source rocks of Fu2 member and Taizhou Formation in the gas field area are developed with high organic matter abundance and the types of kerogen belong in the humic sapropelic type and humic type(with Roof over 1%)respectively,so they are the major hydrocarbon sources for the oil and gas fields.In comparison with Dongtai Depression,the Lower Tertiary in Yancheng Sag and Yanfu Depression is of the same hydrocarbon generation and reservoir formation conditions.Various types of gas reservoirs(with different evolution stages and degrees)found in Dongtai Depression could be grown in Yanfu Depression and the reservoir formation conditions of the "Uplift in Sag"drape structural trap of Yancheng gas field were excellent with an early formed trap,a sufficient hydrocarbon source and a good reservoir seal assemblage.It is the major exploration target in the future,such as the deep concave part in Qintong Sag.In addition,the higher zone on the other side of the deep concave part,as Jianhu uplift,etc.,is of the conditions of forming"Zhou zhuang like"gas reservoirs.     

华北盆地济源凹陷古地温梯度的研究——磷灰石裂变径迹的应用

济源凹陷是勘探的前沿地区,许多油气基础地质问题(如古地温)需要解决。由于它的中生代和第三纪具有不同性质的构造和沉积发育史,可能导致古地温和油气地质的差异性。作者通过对中生界和第三系岩心和岩屑样品的磷灰石裂变径迹测定和模拟等工作,认为济源凹陷中生代和第三纪的古地温梯度分别为2.9℃/100m和3.1℃/100m,阐明了该凹陷自中生代以来经历了两次热事件,且与该地区大地构造活动的性质变化一致,也说明磷灰石裂变径迹恢复古地温是可信的。      

苏北盆地金湖凹陷油气运移与聚集规律

通过对金湖凹陷烃源岩及已发现的油藏原油物性的纵横向变化规律，总结出不同地质环境下的油气运移方式及油气聚集的规律。研究得出金湖凹陷地面原油物性变化能很好地反映油气运移的方向，运移系数可以反映油气侧向、垂向运移的程度，定量地得出主要运移方式。     

黄骅坳陷中北区沙三段烃源岩热压模拟实验及其压力的影响

热压模拟实验是研究烃源岩生烃能力最直接的方法。该文分别选取黄骅坳陷中北区板桥、歧口和北塘凹陷第三系沙三段烃源岩样品进行热压模拟实验,分析和对比了生烃产物、油气产率和相态特征。结果表明黄骅中北区沙三段烃源岩的生烃能力都较高,最大总产烃率可达300~350kg/t。板桥凹陷深层烃源岩在成熟—高成熟阶段主要生成凝析油气,北塘凹陷和歧口凹陷深层烃源岩在成熟阶段主要生油,高成熟阶段主要生成凝析油气。同时,通过实验压力的改变探讨了压力对生烃产率、生烃产物组成和相态的影响,阐明超压作用改变了传统的生烃模式,使油相出现和存在的深度、范围增大,扩大了找油领域。      

渤海湾盆地东营—惠民凹陷油气成藏模式和油气富集控制因素

东营凹陷和惠民凹陷作为济阳坳陷南部两个相邻的、构造格局相似的陆相箕状断陷,其石油地质特征有相似之处,但油气富集程度有明显差异。控制油气富集的主要因素有油源条件、构造特征、火山活动以及生储盖组合与构造的配置等。生储盖组合与构造特征的配置,是造成不同构造部位主要储油气层位和油气藏类型差异性的直接原因。结合油源特征、生储盖组合和输导系统特征,东营、惠民凹陷的油气成藏模式可归为5种类型:洼陷带自生自储-侧向运移成藏模式、洼陷区上生下储-垂向运移成藏模式、中央隆起带和北部陡坡带下生上储-垂向运移成藏模式、南部斜坡带下生上储-复合运移成藏模式和周边凸起区新生古储-复合成藏模式。      

苏北盆地富油气凹陷形成与分布特征

苏北盆地已发现的油气田主要分布在南部东台坳陷的高邮、金湖、溱潼等3个富油气凹陷,其形成条件如下:1)盆地沉降中心由西向东迁移中,形成了金湖、高邮、溱潼等持续快速沉降型凹陷,其烃源岩厚度大,有机质品质好,热演化程度高;2)处于盆地西部大型河流入湖区的金湖、高邮凹陷西部,形成了与阜二段优质烃源岩配套的阜宁组有利储集相带。而盆地中部的溱潼、高邮凹陷东部地区,除下部原生成油气组合发育多套有利生储盖组合外,油气垂向运移较活跃,上部次生成油气组合成藏条件良好;3)在吴堡运动的残留坳陷区——高邮、金湖、溱潼凹陷,烃源岩整体埋藏深度大,热演化程度高,油气资源丰度高,次生油气藏发育;4)在金湖、高邮、溱潼等中西部凹陷,阜宁组二段主力烃源岩沉积期的火山作用较强,地表热力环境及丰富的无机养分促使这一区域低等水生生物特别发育,发育了优质烃源岩。同时,这3个凹陷岩浆作用期次较多(达3~4期),地温梯度较高,使得烃源岩热演化程度高、转化率高。     

Formation and destruction processes of upper Sinian oil-gas pools in the Dingshan-Lintanchang structural belt,southeast Sichuan Basin,China

The lower Cambrian Niutitang Formation hydrocarbon source rocks at the Dingshan-Lintanchang structure in the southeast Sichuan Basin were of medium-good quality with two excellent hydrocarbon-generating centers developed in the periphery areas, with a possibility of forming a medium to large-sized oil-gas field. Good reservoir rocks were the upper Sinian (Dengying Formation) dolomites. The mudstone in the lower Cambrian Niutitang Formation with a good sealing capacity was the cap rock. The widely occurring bitumen in the Dengying Formation indicates that a paleo oil pool was once formed in the study area. The first stage of paleo oil pool formation was maturation of the lower Cambrian source rocks during the late Ordovician. Hydrocarbon generation from the lower Cambrian source rocks stopped due to the Devonian-Carboniferous uplifting. The lower Cambrian source rocks then restarted generation of large quantities of hydrocarbons after deposition of the middle Permian sediments. This was the second stage of the paleo oil pool formation. The oil in the paleo oil pool began to crack during the late Triassic and a paleo gas pool was formed. This paleo gas pool was destroyed during the Yanshan-Himalayan folding, uplifting and denudation. Bitumen can be widely seen in the Dengying Formation in wells and outcrops in the Sichuan Basin and its periphery areas. This provides strong evidence that the Dengying Formation in the Sichuan Basin and its periphery areas was once an ultra-large structural-lithologic oil-gas field, which was damaged during the Yanshan-Himalayan period.     

桂中拗陷下泥盆统郁江阶—下石炭统生油运移期与构造配置关系初探

桂中拗陷是在加里东褶皱基底上发育起来的沉积拗陷。上古生界至中三叠统,海相沉积厚逾万米。其中下泥盆统郁江阶至下石炭统,最大沉积厚度可达5500多米。地表油气显示类型多、分布广,为本区找油(气)主要目的层。然而,后期改造强烈,对油气的生成、运移、聚集和破坏有很大的影响。