柴东石灰沟地区上石炭统烃源岩评价及潜力分析

柴东石灰沟地区发育上石炭统烃源岩,由于缺少系统井下烃源岩评价,其生烃潜力尚不十分明确。对研究区上石炭统烃源岩有机质丰度、类型、成熟度进行分析,结合油源对比及烃源岩展布研究,综合评价其生烃潜力。研究表明,上石炭统海陆过渡相暗色泥岩、碳质泥岩有机质丰度较高,总体达到中等-好烃源岩标准;有机质类型为Ⅱ-Ⅲ型,生烃潜力较大。海相灰岩为较差-中等烃源岩,有机质类型为Ⅰ-Ⅱ型,具备一定生烃能力。研究区上石炭统烃源岩总体处于成熟-高成熟热演化阶段,正处于生排烃高峰期。油源对比分析表明该区石炭系油苗源自石炭系烃源岩,证实了其生烃有效性。同时露头、钻井及前人研究揭示石灰沟地区上石炭统烃源岩分布范围较广、厚度较大,展示该区石炭系可能具有较好的勘探前景。     

乍得Bongor盆地西部凹陷K组烃源岩地球化学特征研究

Bongro盆地西部地区勘探程度低,对其含油气前景认识有限。利用西部凹陷2口探井烃源岩样品的有机地球化学分析资料,结合区域地质资料,从烃源岩生烃潜力、生烃史以及生物标志化合物特征等方面,对Bongor盆地西部凹陷下白垩统K组烃源岩地球化学特征进行综合研究。结果表明：西部凹陷K组地层暗色泥岩、页岩发育;烃源岩有机质丰度高,整体评价为好烃源岩;有机质类型好,主要为Ⅱ1型有机质;K组下部烃源岩处于成熟热演化阶段,K组上部烃源岩处于低成熟热演化阶段。生烃史模拟表明,K组下部烃源岩分别于早白垩世晚期和晚白垩世早期进入生烃门限和成熟热演化阶段,而K组上部烃源岩在地质历史时期一直没有进入成熟热演化阶段,现阶段处于低成熟阶段。烃源岩饱和烃生物标志化合物特征表明,K组烃源岩形成于半咸水—淡水、弱氧化—弱还原的湖相沉积环境,其有机质组成为典型的湖相混合型有机质特征。     

下扬子区黄桥、句容地区油—源对比研究

对下扬子区黄桥、句容地区烃源岩氯仿沥青"A"及原油族组成、全油及其族组分碳同位素、原油甾萜烷生标特征分析表明,研究区原油来源存在一定的差异,黄桥地区龙潭组致密砂岩中原油主要源自上二叠统龙潭组和中二叠统孤峰组有机质类型属混合型的泥质烃源岩;句容地区龙潭组、青龙组、葛村组产层中原油组成特征相似,除源自青龙组、龙潭组、孤峰组烃源岩外,大隆组、栖霞组烃源岩的贡献大于黄桥地区。龙潭组煤及有机质类型属腐殖型的泥质烃源岩对成藏基本没贡献。     

吴起-志丹地区长7优质烃源岩特征及分布研究

综合利用岩心、测井曲线、烃源岩总有机碳含量、烃源岩热解、烃源岩镜质体反射率等资料,研究了吴起-志丹地区长7层烃源岩主要特征,综合评价了其生烃潜力,建立了该地区长7优质烃源岩评价标准,刻画了优质烃源岩的分布范围,研究结果表明,吴起-志丹地区长7层烃源岩有机质丰度和生烃转化率较高,具有良好的生烃潜力,干酪根主要为Ⅱ1型,周长北部地区为Ⅱ2型,生烃母质为腐泥-腐殖型。优质烃源岩主要分布在西南樊学和南部的马营区域。     

塔里木盆地满加尔凹陷下古生界烃源岩的再认识

综合考虑下古生界烃源岩的纵向分布特征,认为塔里木盆地满加尔凹陷下古生界烃源岩主要发育中、下寒武统,中、下奥陶统和上奥陶统3套烃源岩.中、下奥陶统黑土凹组烃源岩与中、下寒武统烃源岩的沉积相特征和发育特征相似,有机质丰度高、类型好;上奥陶统烃源岩分布局限、类型差.3套烃源岩具有不同的热演化特征.以满加尔凹陷中西部地区为例,中、下寒武统烃源岩在加里东晚期-海西早期进入生油高峰阶段,中、下奥陶统烃源岩在海西晚期进入生油高峰阶段,上奥陶统烃源岩则在燕山晚期-喜马拉雅期进入生油高峰阶段.满加尔凹陷古生界烃源岩的三分法能更准确地反映下古生界烃源岩的实际分布情况,同时构筑了解决油气来源、油气成藏观点冲突的框架,能更准确认识不同地区海相原油的混源特征.     

鄂尔多斯盆地甘泉地区上古生界烃源岩地球化学特征及生烃潜力

对鄂尔多斯盆地甘泉地区上古生界本溪组和山西组的煤系泥岩、炭质泥岩及煤岩样品进行了有机碳含量测定、岩石热解分析、干酪根显微组分鉴定及镜质体反射率等多项有机地球化学测试,并评价了其生烃潜力。研究结果表明：①甘泉地区上古生界发育多套烃源岩,岩性主要为煤和暗色泥岩。②山西组有机质丰度高,是较好的烃源岩,本溪组有机质丰度则相对较低,品质相对较差;本溪组烃源岩以腐殖型Ⅲ类为主,山西组烃源岩则多为腐殖型Ⅲ类,其次为腐泥-腐殖型Ⅱ2类。③本溪组和山西组烃源岩成熟度整体处于高成熟—过成熟阶段。④上古生界烃源岩在甘泉地区广泛分布,本溪组烃源岩累计厚度为10～20 m,山西组烃源岩累计厚度为50～80 m,整体均为较优质烃源岩,具有较高的生烃潜力。     

海拉尔盆地外围凹陷南一段烃源岩生烃动力学研究

为了厘清海拉尔盆地外围红旗、东明和伊敏凹陷南屯组一段烃源岩的生烃潜力和现处的生烃演化阶段,采用封闭体系黄金管高压釜对南一段烃源岩进行了生烃动力学研究,结果表明：气态烃动力学参数差异较大,伊敏凹陷主频活化能最高,红旗凹陷次之,东明凹陷最低。液态烃动力学参数中红旗凹陷平均和主频活化能最低,伊敏凹陷活化能分布表现为双峰特征,东明凹陷主频活化能最高,伊敏次之,红旗凹陷最低。研究区寻找气藏的可能性很低,生烃史恢复结果表明南一段烃源岩于早白垩世进入生油门限,现今仍处于低成熟-成熟阶段早期,油的转化率12.67%～39.50%,仅发生少量排烃。制约生油量的最主要因素是有机质未达到生烃高峰,致使生烃量及资源量有限,油气勘探的重点在于寻找其下部铜钵庙组、塔木兰沟组古地温相对较高、生油潜力较强的烃源岩或南屯组烃源岩局部成熟区域。     

松辽盆地梨树断陷东南斜坡白垩系主力烃源岩特征及生烃史

松辽盆地梨树断陷主力烃源岩尚未明确。为揭示梨树断陷东南斜坡白垩系油气成藏规律,对梨树断陷东南斜坡区沙河子组、营城组泥页岩样品进行烃源岩评价和油气源对比,并且恢复烃源岩的生烃史。研究结果表明,梨树断陷东南斜坡白垩系沙河子组和营城组烃源岩有机碳含量和生烃潜力相对较好,为中等—好烃源岩。干酪根组分与生物标志物鉴定表明,东南斜坡白垩系烃源岩属于Ⅱ—Ⅲ型干酪根,为水生生物和陆生高等植物混合来源并形成于还原环境,热演化程度中等,现今仍处在生油阶段。油源对比结果表明,东南斜坡区油气均来自沙河子组烃源岩。生烃史重建结果显示,沙河子组与营城组烃源岩分别于97 Ma与94 Ma达到生烃门限,于92 Ma与89 Ma进入生烃高峰;66 Ma之后,梨树断陷整体抬升,地温梯度减小,生烃作用减弱。地球化学分析结合生烃史重构技术可以很好地用于确定多旋回叠合盆地主力烃源岩的特征,对弄清油气藏的分布规律具有重要作用。     

中—新生代大陆边缘盆地海相烃源岩生烃特征

近年来,中—新生代大陆边缘盆地海相烃源岩的成因类型研究取得了新的进展,根据生源构成和沉积环境将大陆边缘盆地海相烃源岩划分为海相内源型、海相陆源型和混合生源型3种成因类型。在大陆边缘盆地海相烃源岩成因类型划分的基础上,利用生烃模拟实验研究了海相烃源岩的生烃特征,发现不同成因类型海相烃源岩的生烃特征存在显著差异:海相陆源型烃源岩具有生烃活化能分布较为分散、生烃门限温度低、主生烃期温度范围宽、生烃转化率曲线平缓,无明显的生烃高峰期的特征;而海相内源型烃源岩则具有活化能分布较为集中、生烃门限温度高、主生烃期温度范围窄、生烃转化率曲线较陡峭、有明显生烃转化高峰的特征;海相混合生源型烃源岩的生烃特征介于上述2种海相烃源岩之间。显微组分组成的差异是造成不同成因类型海相烃源岩生烃特征不同的根本原因。     

渤海海域渤中地区烃源岩封闭金管热解模拟生烃实验研究

选取渤海海域渤中地区沙南凹陷沙三段、沙一段和东三段烃源岩各1个样品,秦南凹陷沙三段烃源岩2个样品,进行封闭金管加水热解实验。烃源岩样品为湖相泥岩,有机质丰度高,干酪根类型为Ⅰ型,且处于低熟阶段。烃源岩矿物组成以黏土矿物为主,方解石、石英和长石也占有相当的比重。热解过程涵盖了主要的生油阶段,沙三段、沙一段和东三段烃源岩平均生烃活化能集中分布在219~222 kJ/mol,同一凹陷不同层系、不同凹陷同一层系差别不大,但黏土矿物含量较低和方解石含量较高的样品平均活化能略偏高。封闭热解生烃高峰C₁₄₊液态烃产物碳同位素相比原岩沥青“A”碳同位素增重幅度可达11.3%,应用低熟源岩沥青“A”碳同位素进行油源对比时须谨慎。残余固体总有机碳损失可达48%,对原本有机质丰度高和类型好、现处于高演化阶段的烃源岩评价时,有必要进行有机质丰度和类型的恢复。      

大庆探区煤系烃源岩的生烃条件研究

大庆探区主要包括松辽及其外围盆地，勘探实践证实这些盆地在晚侏罗系、早白垩系和第三系广泛发育的煤层和煤系烃源岩层是油气生成的潜在物质基础。探讨这套烃源岩的生烃潜力对指导各研究区块的煤成烃勘探具有现实的参考价值。因此，应用有机地球化学、有机岩石学和热模拟实验技术并结合地层的沉积史和热演化史分析，系统研究了大庆探区煤系烃源岩的生烃特征及其勘探潜力。结果表明，煤系烃源岩的生油潜力分为好、中、差、非4种类型，各类煤系烃源岩的生烃特征、有机质结构和成烃模式均存在明显差异，从而影响了煤成油气的勘探方向。地质与地球化学综合研究表明，海拉尔盆地煤成油的勘探前景相对较好；汤原断陷煤成油的勘探以低熟油为主；鸡西盆地煤成油的勘探以寻找次生油藏为主：松辽盆地煤成油的勘探前景不大．以寻找煤成气为主。     

东营凹陷沙三段烃源岩生烃模式研究

为了进一步明确分散有机质(一般烃源岩)与有机质富集层(优质烃源岩)生烃过程的差异,采用东营凹陷沙三段中、下亚段烃源岩岩心进行生排烃模拟实验。结合地质剖面分析,认为沙三段中、下亚段烃源岩的生烃特征有明显的不同。沙三段中亚段主要生烃阶段为Ro大于0.5%;沙三段下亚段在Ro为0.4%-0.5%时可生成少量低熟油,当Ro大于0.5%时进入成熟阶段,具有较高的油气产率。沙三段下亚段烃源岩比中亚段明显具有更高的生烃潜力,且生烃区间较大。这取决于其特定的沉积环境所形成的烃源岩在有机质类型、富集程度等方面的差异。     

鄂尔多斯西南缘下古生界烃源岩生烃潜力评价

鄂尔多斯盆地西南缘早古生代陆缘沉积环境形成了碳酸盐岩和碎屑岩2种岩性的烃源岩。虽然有机质丰度较低,但勘探成果表明下古生界烃源岩曾经有过较高的生烃过程。较好的烃源岩一般发育在弱还原—还原、盐度较大的半深水环境中,多为Ⅰ、Ⅱ型。寒武系烃源岩主要生烃阶段在三叠纪,对现今的资源贡献有限,奥陶系马家沟组、平凉组烃源岩主要生烃阶段有侏罗纪、白垩纪2期。现今奥陶系烃源岩达到了高演化阶段,以马家沟组碳酸盐岩、平凉组暗色泥岩、碳酸盐岩3套烃源岩为主,但存在一定差异。模拟结果表明,下古生界累计生烃量为172.87×1012m3;北段生烃强度最大超过了40×108m3/km2,南缘地区最大为30×108m3/km2左右。      

焉耆盆地博湖坳陷侏罗系烃源岩地化特征及生烃潜力

应用有机地球化学的多种分析方法,对焉耆盆地博湖坳陷中、下侏罗统西山窑组(J2x)、三工河组(Jts)和八道湾组(JIb)煤系烃源岩进行评价.分析表明,其烃源岩有机质丰度都比较高,西山窑组和三工河组评价为中等生油岩,八道湾组评价为好生油岩;有机质类型以Ⅲ型干酪根为主,辅以少量的Ⅱ2型;大多数有机质都处于生油门限内,其中西山窑组处于低熟阶段,三工河组烃源岩部分达到成熟阶段,八道湾组烃源岩基本都处于成熟阶段、为油气生成高峰期.通过对三大生烃次凹及三个层组生烃能力的对比研究,确立了八道湾组是焉耆盆地区域性主力烃源岩的地位;同时指出,七里铺次凹的三工河组烃源岩有机质丰度高、类型稍好、熟演化程度适中,和八道湾组类似也具备较大的生烃能力,是七里铺次凹油气源的有力补充.结合近年勘探成果,指出七里铺次凹两侧的构造高部位及斜坡带是勘探的有利区带.     

Bongor盆地Baobab地区潜山油气成藏期次

Baobab潜山油藏是乍得Bongor盆地北部斜坡的主力油藏。以Baobab C-2井潜山油藏为例,从烃源岩生排烃史、构造热演化史、流体包裹体中含油包裹体颗粒指数特征、显微荧光与测温技术等方面分析其油气成藏史。埋藏史的分析结果表明,Baobab地区Mimosa组+Prosopis组主力烃源岩在约90 Ma开始生烃,并于约80 Ma开始排烃,晚白垩世末约66 Ma达到生排烃高峰期,之后由于构造抬升作用,生烃作用停止。Baobab C-2井潜山油藏经历了晚白垩世80~55 Ma的原生油气充注阶段和古近纪约30 Ma的次生油气成藏事件。在晚白垩世期间石油的充注表现为充注强度程度不同的连续过程,开始于晚白垩世80 Ma的石油充注事件以较低成熟度原油为主,而发生于约70 Ma的第二期石油充注事件则以成熟油气为主,该期充注事件是形成现今油气分布格局的主要贡献者。古近纪发生的次生成藏事件代表因构造作用而引起油气调整。     

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。     

烃源岩生烃时效性对油气分布的控制作用——以松辽盆地南部东南隆起区梨树断陷为例

虽然很多盆地或断陷内油气藏的形成与分布往往受控于生烃中心，但是某些特殊地质背景的断陷或盆地就有例外，这是因为不同构造位置烃源岩生烃时效性的差异可以控制油气分布。通过对东南隆起区梨树断陷源岩演化史、油源对比的研究，认为深凹带源岩具有2期生烃作用，第一期生烃对现今油气藏没有贡献；第二期生成高成熟天然气为主，在深凹带的储层内成藏；而斜坡带源岩为一期生烃作用，生烃时期晚于深凹带源岩的第二期，以原油为主，主要聚集在斜坡带的储层内。因此不同构造位置的烃源岩生烃时效性不同，并且控制着油气的生成与运聚，进而控制着油气的分布。     

青东凹陷沙四上亚段烃源岩生烃潜力评价

青东凹陷沙四上亚段烃源岩成烃物质基础、生排烃特征、有效源岩分布及资源潜力评价系统研究表明,青东凹陷沙四上亚段烃源岩成烃物质基础良好,具有与东营凹陷沙四上亚段烃源岩相似的特征,均发育咸化还原环境下优质烃源岩,是青东凹陷最重要的一套烃源岩。烃源岩生烃门限为2250 m左右,排烃门限为2 500 m左右,具有＂早生速排＂的特点,排烃效率较高。沙四上亚段有效烃源岩主要分布于青东凹陷北部、中部洼陷以及南部洼陷的少部分区域。估算青东凹陷沙四上亚段烃源岩总资源量丰富,目前研究区勘探程度较低,勘探潜力较大。     

东濮凹陷不同环境烃源岩评价及生排烃特征研究

东濮凹陷不同环境烃源岩生烃潜力差别巨大,文中对不同环境烃源岩有机地球化学特征和生排烃特征进行了研究。研究结果表明:东濮北部咸水环境烃源岩为好—优质烃源岩,北部半咸水环境烃源岩为中等—好烃源岩,南部淡水—微咸水环境烃源岩最差,为差—中等烃源岩。不同环境烃源岩均有2次生烃和2次排烃,第一期生烃为镜质体反射率Ro小于0.7%,该期主要是可溶有机质直接转化成未熟或者低熟油,第二期为Ro大于0.7%,主要以干酪根热降解生成成熟油为主。东濮凹陷不同环境烃源岩评价及生排烃特征的研究,对东濮凹陷下一步勘探具有指导意义。