吐哈盆地前侏罗系烃源岩生排烃史定量模拟与有利勘探区预测

采用美国ＰＲＡ公司的含油气系统模拟与分析软件，对吐哈盆地上二叠统桃东沟群、上二叠统至下三叠统仓房沟群和中、上三叠统小泉沟群烃源岩的地史、热史和生、排烃史进行模拟。结果表明，侏罗纪是吐哈盆地３套前侏罗系烃源岩的生油、气和排油、气高峰期。前侏罗系烃源岩累积生油、气总量分别为 １３８． ６４ ×１０８ｔ和７１．２３ × １０１２ｍ３，排油、气总量分别为５３．５８ ×１０８ｔ和４６．７４ × １０１２ｍ３，排油气效率分别为３８．６％和６５． ６％。３套烃源岩各自排出油、气量占前侏罗系烃源岩总排油、气量的比例，桃东沟群分别为 ４９．１１％和５２． ３％，仓房沟群分别为 ７． ６４％和 ８． ９９％，小泉沟群分别为 ４３． ２５％和 ８． ９９％；台北凹陷是吐哈盆地前侏罗系烃源岩的主要生烃凹陷，台北凹陷内前侏罗系烃源岩排出的油、气量约占全盆地前侏罗系烃源岩排油、气总量的 ８９％和 ８９． ５％。台北凹陷及其周边是吐哈盆地勘探前侏罗系油气的最有利地区。     

油溶释放气量及其研究意义

在研究影响石油中天然气溶解能力各种因素的基础上,分析了造成油溶相天然气释放的地质条件,讨论了油溶释放气成藏的特点.根据付晓泰等建立的油溶气量计算公式①,建立了一套油溶释放气量的研究方法,并将其应用于松辽盆地北部喇麻甸气田的油溶释放气量研究.据此,齐家和三肇凹陷嫩一段油溶释放气量为3.35×108m3,约占该气田天然气地质储量的6.13%,表明油溶释放气对该气藏的形成起到了重要作用.     

地质因素对源岩排烃相态的影响及其贡献评价

用盆地模拟方法综合研究陆相泥质源岩水溶相、扩散相、油溶(气)相和游离相四种形式的综合排烃作用,探讨13种主要的地质因素对各相态形式相对排烃量的影响及其相对贡献量大小.研究表明,处于不同埋深阶段的陆相泥质源岩排油气相态特征不同,影响因素不同;在一般地质条件下,我国陆相泥质源岩以游离相、油溶相、水溶相和扩散相排出的天然气量分别为49%、11%、18%和22%左右,以游离相、水溶相和扩散相排出的油量分别为92%、8%和0%左右.     

吐哈盆地油源研究新进展

根据吐哈盆地烃源岩和原油的生物标志物组成特征及系统油源对比结果,并佐以原油正构烷烃单体烃碳同位素资料,可将盆地原油分为三大类,即煤成油、成水湖相泥岩成油和淡水湖相泥岩成油。为了进一步确定煤成油的主要烃源岩是煤岩还是煤系泥岩,在亚稳定状态下用GC-MS-MS研究m／z233-m／z262的二萜类化合物,并用其进行油源精细对比,认为吐哈盆地台北凹陷煤成油主要来自中侏罗统煤岩。     

东营凹陷南部油型气相态和干燥系数变化规律

通过烃源岩生烃研究,总结了东营凹陷南部油型气生成特点和初次运移相态,并分析了二次运移过程油溶油型气出溶条件、影响因素及出溶天然气干燥系数的变化特点。油型气主要赋存相态取决于油气组成和系统温度、压力,并可以P-T 相图判断。原油出溶天然气的干燥系数比出溶前变高,细菌降解作用可以加速油溶气的出溶,并使油型气干燥系数增高。东营凹陷南部烃源岩生成油型气干燥系数较低（0.45～0.70）,呈油溶相初次运移,二次运移过程中油溶气出溶的最大深度在1 500～1 400 m. 因此油型气气藏仅发育在1 400 m 以上,并具有较高的干燥系数（0.95～1）;而在1 500 m 以下,油型气主要溶解于油中,其干燥系数取决于烃源岩初始生成天然气的干燥系数和细菌降解活动程度。     

西斜坡地区油溶释放气成藏条件及特征分析

由天然气碳同位素特征,可以得出西部斜坡区存在着大量的油型气,它们主要分布在泰康隆起带上.油气同层产出特征表明,西部斜坡地区油溶释放气应是油型气的重要组成部分.齐家-古龙凹陷与西部斜坡区之间1 000余米的高差是油溶气释放的重要条件.计算结果表明,西部斜坡区的油溶释放气量是可观的,1 m3原油从齐家-古龙凹陷运移至西部斜坡地区可释放出20～30 m3的天然气,且由东向西油溶气释放量逐渐增大.油溶释放气量可占到源岩游离相天然气排出量的12.82%,应是西部斜坡区天然气成藏的重要组成部分.西部斜坡区油溶释放气可以和游离气混合成藏,也可以与生物气混合成藏.泰康隆起带应是油溶释放气成藏的有利地区.     

东濮凹陷北部地区油气相态演化主控因素及充注模式

以油气藏气油比统计、热压模拟实验等资料为基础,结合成藏条件分析,探讨了东濮凹陷北部地区油气相态分布及相态演化的主控因素,并建立了油气充注模式。研究表明,研究区由浅至深依次出现液态烃、含凝析油的气态烃和气态烃,但不同地区油气相态的分布区间、区分度及不同时期的充注特征均具有明显差异。油气相态演化主要受源岩有机质类型、生烃演化阶段与运聚过程中温压环境控制。深层天然气主要为原油裂解成气,中浅层天然气主要为油溶天然气出溶气。油气来源有"单洼单源"、"单洼多源"和"多洼多源"3种类型,相应的相态演化有"早油相晚气相"、"早混相晚气相"、"侧向多期油相"和"垂向多期油相"4种形式,从而造成不同洼陷的油气充注模式各具特色。     

吐哈盆地"煤成油"问题再认识

吐哈盆地被认为是典型的煤成油盆地。通过煤岩的富氢显微组成、模拟生烃特征、特殊的油气成藏规律及不同地区预测资源量与探明油气资源量之间的对比分析发现,吐哈盆地侏罗系煤岩并不具有大规模生、排液态烃并形成商业性油田的能力。结合其他地质、地球化学证据,认为台北凹陷中侏罗统油气并不是严格意义上的“煤成油”。而是深层湖相与煤系的“混源油”。     

东营凹陷油气资源相态类型分布规律

根据生烃模拟实验,结合相图特征,研究了东营凹陷烃源岩生排油气相态类型演化特点。结果表明:沙四段烃源岩在不同演化阶段,生、排油气相态类型不同,其相态类型包括稠油、常规油、挥发性油、凝析气和湿气—干气相态;沙三段烃源岩则全部处于生排常规油相阶段。对二次运移过程中油气相态类型的变化及主要影响因素分析表明:二次运移过程中,油气相态类型变化主要包括油溶天然气出溶和原油稠化。油溶天然气出溶主要受地层温度、压力和油气流体组成控制,生物降解可加速油溶天然气出溶;原油稠化的主要地质作用为生物降解作用和水洗作用。在此基础上,结合对已发现油气藏相态类型的统计,确定了东营凹陷不同相态类型油气资源的垂向分布范围。     

吐哈盆地台北凹陷吉7H井侏罗系致密砂岩油气藏勘探发现与启示

吐哈盆地致密砂岩气资源丰富,前期勘探仅在台北凹陷周缘正向构造带发现巴喀、温吉桑和米登等小型油气藏.在对烃源岩、沉积体系、储层条件及源储盖组合特征综合分析基础上,构建了台北凹陷源内致密砂岩油气成藏模式.研究认为,台北凹陷水西沟群纵向发育八道湾组煤岩、三工河组泥岩及西山窑组二段煤岩3套两类优质烃源岩,有机质丰度高、类型好,...     

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研究塔里木盆地三叠系—侏罗系煤层的排气特征和排气量对于理解我国最大整装气田—克拉2大气田的成因机理，搞清它的主控因素具有重要意义。文章应用排烃门限理论研究了三叠系—侏罗系煤层的排气门限、排气强度和排气总量。结果表明，煤的排气门限主要受煤的显微组成控制。稳定组含量高的煤层排气门限时间最早，其次为镜质组，再后为丝质组。塔里木盆地他什店煤矿和波斯1井煤矿中的煤的稳定组分分别高达15.2%和11.18%，地史过程中于1300 m左右进入排气门限；大都煤矿、八区煤矿和基建煤矿三处的煤的稳定组分含量低，分别为1.92%、1.27%和0.51%，它们在地史过程中于2600 m左右进入排气门限。三叠系—侏罗系煤层的排气强度介于（0～25）×108m3/km2之间，排气总量达到52×1012m3。库车凹陷煤层累积排出气量21.3×1012m3，占全盆地的40.8%，是煤成气资源最有利勘探区。     

台北凹陷下侏罗统致密砂岩气成藏条件与勘探方向

吐哈盆地下侏罗统油气资源潜力大,剩余资源量多,已发现的油气藏主要分布于台北凹陷胜北洼陷和丘东洼陷周边的正向构造带,以构造油气藏为主,洼陷腹部油气勘探研究程度低。基于对已知油气藏的解剖,对台北凹陷三大富烃洼陷的沉积体系、烃源岩、储集层和成藏条件开展系统研究。结果表明,台北凹陷水西沟群煤系烃源岩广泛发育,与辫状河三角洲砂岩大面积接触,利于形成近源致密砂岩气藏。下侏罗统发育圈闭型和连续型2类致密砂岩气藏,其中洼陷腹部是连续型致密砂岩气成藏的有利区,勘探应由源边正向构造转向富烃洼陷,由源上常规油藏向近源（源内）致密砂岩气藏转变,胜北洼陷和丘东洼陷腹部具备形成大气藏的条件,是下侏罗统近源大面积致密砂岩气藏勘探的有利区域。     

吐哈盆地台北凹陷深盆气成藏地质条件

深盆气藏是指在特殊地质条件下形成的、具有特殊圈闭机理和分布规律的非常规天然气藏。台北凹陷继承性发育的构造背景具备了形成深盆气藏的构造条件,目前仍在生气的中-下侏罗统煤系源岩在第一生气高峰阶段生成的天然气构成了本区深盆气藏的主要气源。中、下侏罗统储集层物性以低孔低渗为主,西山窑组及其以下储集层的孔隙度通常小于10%,渗透率小于4x10^-3μum²。三套区域性盖层与局部盖层相匹配,在空间上构成了严密的顶封和底封条件。台北凹陷深盆气的最有利勘探区位于小草湖洼陷,源-藏伴生、气层负压异常、中-下侏罗统致密砂岩普遍含气、无统--气水界面、气水关系倒置等现象均表明该区发育深盆气藏。预测小草湖洼陷深盆气地质储量为5658×10⁸m³,勘探前景良好。     

谭庄-沈丘凹陷中下侏罗统油气资源前景分析

通过对谭庄-沈丘凹陷周参10等井的油／岩全系列生物标记化合物、轻烃组成、碳同位素组成等精 细对比,发现凹陷内产自下白垩统和古近系的油气为源自下白垩统和中下侏罗统的混源油,证实中下侏罗 统为区内成藏的有效供烃层系之一,从而厘定出一套新的有效烃源岩--中下侏罗统煤系地层。同时,在 烃源岩特征分析的基础上,评价了谭庄-沈丘凹陷中下侏罗统的油气资源潜力。     

中国天然气地质与地球化学研究对天然气工业的重要意义

近10a来中国天然气工业迅速发展，至2007年底已探明天然气地质总储量6×10^12m^2，同时年产量增长速率越来越大，从1976年年产100×10^8m^3到2005年年产500×10^8m^3，每增加100×10^8m^3所需时间分别是20a、5a、3a和1a多。中国天然气地质和地球化学研究对天然气工业的重要意义主要在于：20世纪70年代末提出煤系是好的气源岩，强调煤系成烃以气为主，以油为辅，开辟了煤成气勘探新领域，使中国煤成气储量从其前仅占天然气总储量9％提高到目前的70％；在大气田形成的半定量和定量主控因素及天然气聚集区带研究基础上，提前4～11a预测出中国目前11个探明储量在1000×10^8m^3以上大气田中的7个；飞仙关组气藏气源具有多样性，推测川北巴中地区存在一个龙潭组煤成气生气中心，是发现煤成气大气田的有利地区。图12表3参86     

吐-哈盆地台北凹陷侏罗系层序地层学研究

吐哈盆地台北凹陷侏罗纪沉积地层可分成4个层序10个体系域,在古构造、古地形、古气候和古物源供给等因素控制下,层序内部发育低水位体系域、湖侵体系域和高水位体系域。根据地质、地震、测井及地球化学资料对吐哈盆地台北凹陷侏罗系的层序地层学特征进行了研究,认为台北凹陷侏罗纪沉积格局曾发生过显着变化,早中侏罗世由南而北依次发育河流、沼泽和湖泊相沉积,中侏罗世由南而北发育辫状河三角洲和湖泊相沉积,中晚侏罗世由南而北则发育辫状河三角洲、湖泊和扇三角洲相沉积。其中沼泽相煤岩和较深湖相泥岩是良好的烃源岩,辫状河三角洲、扇三角洲和河道砂体是物性较好的储层,湖相泥岩是有利的盖层,它们在垂向上构成了有利的生储盖组合。     

吐哈盆地台北西部原油族群及成藏期划分

吐哈盆地台北凹陷西部是吐哈油田公司“九五”以来增储上产的主要区块,相继发现八个含油气构造带。通过对台北凹陷东西部侏罗系烃源岩的差异性分析,对台北凹陷西部原油进行了族群划分,认为台北西部原油可分成三个群组,分别对应以七克台组湖相泥岩为母源的“A”类原油,以水西沟群煤岩为母源的“C”类原油和以水西沟群煤系源岩复合成烃的“B”类原油。各类原油由于其母源成熟度和大量生排烃期的差异,导致其成藏期不同,以水西沟群煤系源岩为母源的油藏成藏期大都在晚燕山运动期,而以七克台组为母源的油藏其成藏期多在喜马拉雅运动期。     

库车坳陷中、下侏罗统煤系烃源岩排烃特征及资源潜力评价

库车坳陷侏罗系致密砂岩油气藏的勘探日趋重要,其主力烃源岩排烃特征及资源潜力的研究亟待加强。根据排烃门限理论,笔者利用生烃潜力法研究库车坳陷中、下侏罗统煤系烃源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:库车坳陷中、下侏罗统煤系烃源岩Ⅱ型有机质的排烃门限为0.7%,Ⅲ型有机质的排烃门限为0.8%。该套烃源岩的主要排烃期为康村组和库车组沉积期,属于晚期排烃,地质历史时期主要有3个排烃中心,即克拉苏地区、大北地区及迪那—依南地区。总排烃量和总远景资源量分别为887.06×108t和47.02×108t,其中石油与天然气的远景资源量分别为22.96×108t和3.02×1012 m3。综合分析后认为,侏罗系致密砂岩油气藏以中、下侏罗统煤系烃源岩为主力供烃源岩,具有良好的资源前景。     

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通过伊犁盆地伊宁凹陷侏罗系煤系地层有机质丰度、类型研究与对比,揭示出伊宁凹陷侏罗系煤系地层生烃特征：八道湾组煤系地层是伊宁凹陷侏罗系主要生烃层系,西山窑及三工河组对生烃的贡献甚微。伊宁凹陷侏罗系煤岩和泥岩有机质主要以高等植物输入为主,属较典型成煤沉积环境产物。通过热演化程度的分析与对比,反映出伊宁凹陷侏罗系热演化程度（Ｒｏ分布在０．４％～０．７％之间）较周围侏罗系盆地低,未达到生烃高峰期,有机质向烃类转化量有限。显微组分及活化能分析与对比结果表明,伊宁凹陷侏罗系烃源岩缺乏早期生烃组分,早生早排的生烃量有限