珠江口盆地惠州凹陷两类原油地球化学特征对比

依据珠江口盆地惠州凹陷不同类型原油样品中各类生物标志物分布与组成特征的分析结果,可以将其划分为煤成油和湖相油两大类。以HZ9-2-1井为代表的煤成油表现出强烈的姥鲛烷优势,C₁₉~C₂₆三环萜烷系列相对丰度呈现阶梯状依次降低,C₂₄四环萜烷相对丰度远高于C₂₆三环萜烷,藿烷系列C₂₉降藿烷和C₃₁升藿烷较为丰富,新藿烷(Ts和C₂₉ Ts)含量很低,甾烷组成中C₂₉规则甾烷和重排甾烷占绝对优势,这与典型煤成油的分子地球化学特征一致。湖相油中姥鲛烷优势较弱,C₁₉~C₂₆三环萜烷系列呈现以C₂₁为主峰的正态分布,C₂₄四环萜烷丰度与C₂₆三环萜烷丰度相当,新藿烷和重排藿烷含量中等,伽马蜡烷含量极低,2-甲基藿烷与C₃₀4-甲基甾烷十分丰富且存在正相关关系。它们可以作为鉴别研究区原油成因类型的主要依据。     

柴达木盆地西部典型油田原油地球化学特征对比

利用色谱-质谱(GC-MS)分析技术,系统剖析了柴达木盆地西部南区尕斯库勒、油砂山油田(A区)与北区南翼山、油泉子油田(B区)原油的生物标志化合物组成和分布特征,探讨了A区和B区原油的成因差异及其地质影响因素。结果表明:A区部分浅层原油正构烷烃碳数分布不完整,具有异常高的姥鲛烷(Pr)与n-C₁₇峰面积比值和植烷(Ph)与n-C₁₈峰面积比值,说明A区浅层油藏保存条件较差,部分原油遭受了轻微生物降解; A区和B区原油中甾藿比均大于2.4,且甾烷C₂₇R与甾烷C₂₉R峰面积比值多大于1,指示这2个区域原油母质来源都以浮游藻类为主,但B区原油中甾烷C₂₇R与甾烷C₂₉R峰面积比值和补身烷系列相对含量普遍高于A区,表明B区原油浮游藻类和细菌生源贡献可能相对较高; 所有原油都具有低姥植比、高伽马蜡烷含量的特点,且都检测出一定丰度的β-胡萝卜烷,说明生成原油的烃源岩形成于强还原咸水沉积环境,但A区原油中姥植比、伽马蜡烷指数以及β-胡萝卜烷与C₃₀藿烷峰面积比值明显高于B区,且升藿烷系列呈“翘尾巴”分布模式,而B区原油则没有这种现象,揭示生成A区原油的烃源岩沉积水体盐度更高、还原性更强; 甾烷异构体比值(C₂₉20S/(20S+20R)值和C₂₉ββ/(ββ+αα)值)表明A区均为低熟原油,而B区多为成熟原油。结合柴达木盆地西部第三纪湖盆沉积和构造演化史,认为南区与北区烃源岩沉积相带的不同空间展布情况是造成A区与B区原油地球化学特征差异的根本原因。     

潜北地区潜四段烃类包裹体与原油地球化学特征

利用有机包裹体的提取及色谱-质谱分析技术,对潜北地区潜四段储层中的烃类包裹体进行详细分析,结果表明:潜四段油藏普遍具有成熟和高成熟两期油气充注,仅少数油藏为一期高成熟油充注。潜二段末期较大范围的构造运动,为成熟油大规模二次运移聚集提供了有利条件,荆河镇组末期则是潜江组高成熟原油大规模运移聚集成藏的主要时期。     

东濮凹陷濮深8井原油地球化学特征及油源对比

对区内原油地球化学特征研究表明，濮深８井原油母质来源于混源有机质，属在的条件下形成的一种高成熟原油。同时指出了沙三段下部的高成熟泥岩为基油源岩，油藏属于自生自储构造油气藏。     

柴北缘冷湖-南八仙构造带油气运移通道研究

柴达木盆地北缘冷湖一南八仙构造带的油气勘探实践表明,研究区内主要有三种油气运移通道：连通的砂体和不整合面通常是油气侧向运移的通道,断层是油气进行垂向运移的重要通道。综合地质、地震、测井和分析化验等资料,应用现代油气成藏理论、地球物理学等理论和方法,对研究区的油气运移通道及其与油气成藏的关系进行了研究。研究结果表明,油气运移通道类型及其空间组合方式是控制油气运移、聚集以及成藏的主要因素。探讨了该区油气运移输导层（不整合面、连通砂体、断层及三者的组合形式）对油气运移、聚集、成藏的控制作用及其与油气藏形成和分布的关系,为勘探实践提供指导。     

呼和湖凹陷原油地球化学特征及油源对比

呼和湖凹陷原油具有低密度、低粘度、低含蜡量和低凝固点的特点。其正烷烃碳数分布范围为nC14～nC35,主峰碳数多为nC21,奇偶优势基本消失,nC2-1/nC2＋2为0.55～1.186,为轻质油。原油姥鲛烷优势明显,且伽马蜡烷、β胡萝卜烷含量低,为淡水-沼泽环境。原油饱和烃含量高,非烃和沥青质含量低,轻重烃比值较高,C29甾烷20S/（20S＋20R）和C29甾烷αββ/（αββ＋ααα）均在0.45～0.58,C31藿烷22S/（22S＋22R）为0.58,这些特征表明该区原油属于成熟原油。油源对比研究表明,研究区原油只具有与南二段煤系烃源岩大致相同的碳同位素、甾烷及萜烷分布特征,原油来源于南二段煤系烃源岩。     

Bongor盆地潜山原油地球化学特征研究

通过Bongor盆地潜山原油样品的GC、GC/MS分析,研究原油的生物标志化合物组成和地球化学特征。研究区潜山原油各样品的地球化学特征相似,原油正构烷烃分布较为完整。根据饱和烃生物标志化合物参数和芳烃系列成熟度参数,确定Bongor盆地潜山原油已达到成熟阶段。潜山原油形成于弱氧化-弱还原和淡水-微咸水的湖相沉积环境,其生源母质主要为高等陆源植物。     

柴达木盆地北缘中—下侏罗统碎屑岩地球化学特征及其地质意义

柴达木盆地北缘中—下侏罗统是柴达木周缘中小盆地油气勘探重点关注的层段。为了给柴达木盆地北缘侏罗系油气勘探提供基础地质事实的支撑,从碎屑岩地球化学特征角度探讨柴达木盆地北缘早—中侏罗世古地理、古环境特征。柴达木盆地北缘中—下侏罗统碎屑岩主量元素与大陆上地壳整体一致,MgO、Na₂O、K₂O含量轻微亏损;稀土元素含量整体中等偏高,但与大陆上地壳具有极为类似的配分模式;微量元素中大离子亲石元素整体中轻微亏损,相容元素中等亏损,高场强元素无亏损—弱亏损。中—下侏罗统细碎屑岩样品化学风化程度中等偏高,意味着早—中侏罗世柴达木盆地北缘处于温暖潮湿的气候背景,与前人古生物研究结论以及研究区位于特提斯洋北部中纬度、临海位置吻合。样品沉积再旋回程度不强,说明物源区岩石不存在强烈的沉积再旋回,样品微量元素分析可以客观反映源区岩石微量元素特征。岩石中碎屑物质主要来源于由中酸性岩浆岩组成的后太古代上陆壳。古湖盆水体环境判别结果表明,柴达木盆地北缘早—中侏罗世属于贫氧—还原环境,向上有减弱趋势,这与不同阶段盆地类型有关。早侏罗世断陷盆地湖盆规模不大,但水体深度较大,湖盆较为封闭;中侏罗世属坳陷盆地,湖盆面积大,但水深相对变浅。     

准噶尔盆地中部Ⅲ区块原油甾烷异常分布特征与成因

对准噶尔盆地中部Ⅲ区块的3类原油或油砂样品抽提物饱和烃进行了气相色谱-质谱分析,研究了原油饱和 烃中甾烷类化合物的分布特征,并对其成因做了初步探讨。结果表明:3类原油的甾烷分布特征具有一定的相似 性,C27规则甾烷相对丰度明显低于C28、C29;C27、C28、C29异构体αββ型相对丰度明显高于ααα型(C28αββ(20S)或 C29αββ(20R)丰度最高);但这3类原油的成因是不一致的,其影响因素主要包括热演化、生物降解、运移分馏以及古 环境或岩性4个方面,其中第1、3类原油主要以热演化作用与运移作用为主,第1类原油还可能受到古环境或岩 性影响,两者均不受生物降解的影响,第2类原油则受到热演化、运移作用及生物降解的共同影响。     

昌参2井九佛堂组原油的地球化学特征及油源对比

根据昌参2井2010．8m和2015m两个含油样品多项地球化学分析资料综合判断，上侏罗统九佛堂组原油属于成熟原油，具有六高、七低、一轻的地球化学特征。应用本井各组段油、岩族组成，饱和烃色谱，甾、萜生物标志物，碳同位素等项资料数据对比结果，认为该原油与阜新组、沙海组及九佛堂组下部烃源岩不相关，而与九佛堂组上部湖相烃源岩有良好的亲缘关系，属于自生自储，短距离运移聚集而成。     

柴达木盆地西北缘侏罗系烃源岩地球化学特征分析

借助现代地球化学分析测试手段,对柴达木盆地西北缘侏罗系烃源岩进行了地球化学特征分析.从有机碳含量、可溶有机质含量及其转化率、热解参数、生物标志化合物等方面综合分析了侏罗系烃源岩的有机质丰度、类型和成熟度,并在此基础上对其牛烃潜力进行评价.得出结论:侏罗系烃源岩有机碳含量偏低,多数样品属于中等一差的生油岩范畴;有机质类型多为Ⅲ型;有机质处于高成熟阶段;烃源岩主要来源于高等植物的滨浅湖相和沼泽相沉积.具有煤系烃源岩的特点;生烃潜力差.     

柴达木盆地北部滩间山群碳沥青地球化学特征与成因

固体沥青研究由于其组成的复杂性、形成机制与影响因素的多变性而面临很多难题。在柴达木盆地北部联合沟地区滩间山群发现大量厚层碳沥青,对盆地内的资源勘探具有重要价值。通过野外地质填图以及有机地球化学分析与盆地模拟,对碳沥青的空间分布特征、地球化学特征与成因进行了探讨。结果表明:碳沥青呈NW—SE向分布在滩间山群a段的砂岩与灰岩中;碳沥青中氯仿沥青“A”含量低,族组分中饱和烃与芳烃含量低,而非烃与沥青质含量高;饱和烃与芳烃碳同位素组成偏轻,碳沥青等效镜质体反射率在3.74%~4.72%之间,达到过成熟阶段;饱和烃气相色谱呈后峰形单峰态;油岩对比发现碳沥青与石炭系、侏罗系烃源岩不具有对比性,与滩间山群a段泥岩具有可对比性;碳沥青成因与晚泥盆世、早二叠世岩浆侵入有关,两期热事件使烃源岩生成的原油热变质成重油、沥青,甚至碳沥青。     

Relationship of hydrocarbon and source-rock in Nos.3-5 tectonic belts of the Lenghu area, northern Qaidam Basin

Based on analyses of the components of crude oil hydrocarbons and carbon isotopes, the content of normal alkane de-creased from 49.00% to 20.10% when moving from the No.3 to No.5 tectonic belt of the Lenghu area of the Qaidam Basin, while cycloalkanes increased from 30.00% to 52.20% and aromatic and branch chain alkanes increased gradually as well. The maturity of sterane in crude oil is higher than that of its source-rock, which shows that the hydrocarbons were generated from a deep source-rock of high maturity around the tectonic belts of the Lenghu area. The analysis of the characteristics of carbon isotopes also shows that these isotopes of hydrocarbon compounds in the No.4 and No.5 tectonic belt are apparently heavier than those in the No.3 belt. The results of our research show that the hydrocarbons in the No.3 tectonic belt are mainly from a relatively rich sapropelic substance, while the hydrocarbons in the No.4 and No.5 tectonic belt originated mainly from organic matter of a rela-tively rich humic type substance.     

柴北缘石泉滩和冷湖三号储层特征对比研究

为了查明柴达木盆地北缘石泉滩与冷湖三号地区位置毗邻,储层产油性却相差甚远的原因.运用沉积岩石学和储层研究的原理和方法,对石泉滩和冷湖三号地区下侏罗统小煤沟组储层,分别从沉积相、岩矿组成、岩石结构、孔隙结构、成岩作用和物性特征等方面进行对比研究.结果表明,石泉滩地区储层砂体为扇三角洲平原沉积,岩石刚性碎屑含量高、属孔隙式胶结、具较好的孔隙结构特征、曾受强压实和溶蚀作用、主要类属于中高孔—低渗储层.总的来说,含油性能要优于冷湖三号地区,但由于砂体厚度、构造活动和地层接触关系等诸多因素的影响,在产油方面却不及冷湖三号地区.     

鄂尔多斯盆地姬塬油田延长组原油性质与来源分析

通过原油与油田水物理性质、原油与烃源岩族组成、饱和烃气相色谱以及萜烷与甾烷等生物标志化合物特征的多项地球化学指标对比,表明鄂尔多斯盆地姬塬油田延长组长8、长6、长4+5等油层组原油性质较为复杂,其成熟度、母源氧化-还原环境及母质类型等方面存在显著差异。烃源岩评价也显示长9、长8、长7、长6、长4+5段的暗色泥岩有机质质量和类型有所差别,但均具备生排烃能力。油源对比结果进一步证明:成藏过程存在多套油源混源供油的成藏效应,其中长8油层组原油主要来源于长7—长8段烃源岩;长6油层组原油主要来源于长7—长6段烃源岩;长4+5油层组原油存在长7、长6及长4+5段多源烃源岩的贡献。     

Accumulation and Mixing of Oils in Jinghu Sag of Subei Basin： Constraints from Thermal Maturity Parameters

Oils in Jinghu sag are abundant with high content of polar compounds and have a low ratio of saturate to aromatic hydrocarbons and a high ratio of resin to asphaltene. The gross composition of oils in the Jinghu sag suggests typical immature to low mature characteristics. Some compounds with low thermal stability were identified. Light hydrocarbons, a carbon preference index, an odd even index, n-alkane and hopane maturity parameters show mature features and little differences in the maturity level among oils. Sterane isomerization parameters indicate an immature to low mature status of oil. Transfer of the sedimentary center during sedimentation has led to different thermal histories among subsags and thus generated oils with different maturities. On the basis of source analyses, four migration and accumulation patterns with different maturity can be classified. Combined with available information on mergers of source, reservoir and long distance oil lateral migration, mixing conditions were present in the Jinghu sag. Experimental results indicate that maturity variations are caused by mixtures of hydrocarbons with different maturity.