泸州古隆起嘉陵江组油气成藏期的确定

通过流体包裹体分析及其均一温度的研究，并结合烃源岩演化史、储层地温史、岩心薄片镜下沥青的观察，按照油气分段捕获原理，确定四川盆地泸州古隆起嘉陵江组油气共存在4次成藏期，即中三叠世、中侏罗世前后、晚白垩世前后和喜山运动中晚期, 分别对应古油藏的形成与破坏期、志留系注气为主期、二叠系注气为主期和油气再分配期。同时，根据储层沥青在镜下的光学特征和在各类孔隙中的分布形态的观察，可定性确定泸州古隆起嘉陵江组油气存在多期注入和叠加的历史，并证实泸州古隆起核部曾经存在一个来自志留系烃源的印支期古油气藏。结果表明，综合考虑多种因素,应用流体包裹体确定油气成藏期的方法行之有效。     

群克构造志留系储层包裹体特征与油气成藏过程

成藏过程精细解剖是油气富集规律和勘探区带优选研究的基础。群克构造志留系长石岩屑砂岩储层中发育有烃类及盐水包裹体。通过显微镜下荧光观察,储层中石英颗粒加大边的烃类包裹体荧光显示主要为淡绿—亮绿色和暗黄色,而方解石胶结物的烃类包裹体荧光显示主要为蓝色和暗蓝色。根据与烃类包裹体伴生的盐水包裹体均一温度法和地质综合分析,结果表明群克构造志留系储层发育2期油气充注,早期充注时间距今约为340 Ma,晚期距今约为230 Ma。     

四川盆地东南缘志留系古油藏特征及其油气勘探意义

为明确四川盆地周缘志留系碳酸盐岩油气成藏特征,通过地表地质和地下地质相结合,应用岩相学和有机地球化学手段,对四川盆地东南缘下志留统石牛栏组礁滩相沉积特征和古油藏进行了精确刻画和深入解剖,认识到石牛栏组由3个向上变浅的沉积旋回构成,其中第三个旋回在林滩场-良村-丁山构造一带发育有台地边缘生物礁滩相沉积,礁滩相储层内部沥青发育,为礁滩型岩性古油藏,但古油藏分布较零星、规模较小,恢复古油藏量约为6.62×10³ t。古油藏的油源主要来自于震旦系古油藏原油逸散跨层充注,但可能存在志留系烃源岩的生烃充注。古油藏的形成和破坏过程如下:震旦系古油藏遭受破坏,原油充注到石牛栏组,形成古油藏(晚三叠世-早侏罗世)-持续深埋,原油裂解,形成古气藏(中侏罗世-中白垩世)-褶皱及快速隆升作用,古气藏遭受破坏(80 Ma至现今)。川东南地区志留系油气勘探前景不容乐观,而川东-渝东地区将是志留系最为有利的勘探地区。     

塔河油田南部志留系油气成藏主控因素与成藏模式

塔河油田南部志留系储层主要发育于柯坪塔格组上段、中段和下段,与上覆泥岩组成3套储盖组合,其油气藏类型可分为构造 地层复合油气藏、地层不整合遮挡油气藏、岩性油气藏以及地层超覆油气藏。岩心微观观察、原油地化特征、自生伊利石K-Ar测年及流体包裹体均一温度研究表明,塔河油田南部志留系以多期充注、多期成藏为特征,加里东晚期-海西期为稠油、沥青主要形成期,可动油成藏期为喜山期。油气成藏主要受古构造及其演化、断裂-砂体-不整合面组成的输导体系以及优质储层的控制,油气成藏模式可概括为“多期充注、多期调整、喜山定型、储层控富、输导控藏”。塔河油田南部志留系资源潜力可观,志留系剥蚀尖灭线附近有利于成藏。     

库车坳陷吐北1 井区古流体演化过程

塔里木盆地库车坳陷吐北地区受膏盐岩和断层的综合影响，其流体的历史演化过程复杂，但过去对此研究较少，制约 了对该区油气分布规律的认识。为此， 对吐北1 井区的储集层进行了流体包裹体分析和定量颗粒荧光分析，并结合构造演化史、埋藏史、 热演化史和生烃史恢复了该区的古流体演化过程。研究结果认为，该区经历了2 期油气充注：①第一期为中新世-上新世康村组（N_1-2k） 早中期（距今16 ～ 9 Ma）原油充注，对应的包裹体荧光呈黄色、黄白色，各层段的定量颗粒荧光（QGF）指数均大于4，表明储层 早期的确存在古油藏；而后期由于膏盐岩被断层切穿使得早期流体逸散，形成储层中的残余沥青，现今的储层表面吸附烃的三维全 息扫描荧光光谱普遍显示单峰，也证明早期原油逸散。②第二期为上新世库车组（N₂k）沉积晚期（距今3 Ma）天然气和轻质油充注， 对应的包裹体为赋存于石英颗粒边缘的蓝色荧光包裹体以及黑色气态烃包裹体；该时期膏盐岩盖层埋深加大，强烈的塑性流动恢复 了盖层的封盖能力，同时喜马拉雅造山运动使得圈闭剧烈隆升，聚集了大量的天然气和少量的轻质油。     

塔里木盆地孔雀河地区侏罗系油气成藏期次研究

根据储层的成岩次序、油气包裹体特征及含烃盐水包裹体均一温度,结合伊利石测年及烃源岩的演化史,对塔里木盆地孔雀河地区成藏期次进行综合研究,认为孔雀河地区下侏罗统阿合组含油气储层有三期油气充注成藏过程:第一期为燕山中、晚期,以油为主,成熟度中等偏低,油质较重,系下古生界古油藏破坏后的二次充注;第二期为喜山早期,约50-40 Ma,以油为主含气,成熟度较高,为轻质油类型,油源仍来自深部;第三期为喜山中、晚期(20 Ma以来),以气为主含油,有来自下部地层中干酪根和原油的高温裂解气,也有来自侏罗系地层自身生成的石油(局部地区)和天然气     

辽中南洼东二段油气分布特征与成藏期次

经过多年勘探,辽中南洼东营组东二段油气分布表现为显示好、厚度大、储量小的"贫化"特征,断层侧向封堵分析表明,圈闭有效性差导致东二段油气难以富集成藏。根据流体包裹体产状、储层含油包裹体丰度(GOI)值统计、显微荧光特征和显微测温分析,结合单井热演化史分析,辽中南洼东二段油气主要经历了两期充注成藏。第1期发生于明化镇组沉积早期,距今9.0～5.1Ma;第2期发生于明化镇组沉积晚期,距今4.0～1.3Ma。断裂活动性表明本区在明化镇组沉积中期(距今5.1Ma)经历一次强烈构造活动,导致东二段储层大部分与馆陶组对接,第1期形成的古油藏被破坏调整,形成了现今东二段油气"贫化"分布特征。辽中南洼油气沿断层向浅层运移并聚集成藏,新近系是油气富集层系。     

西昆仑山前柯东构造带侏罗系砂岩成藏古流体特征及其成藏指示意义

塔里木盆地西南坳陷甫沙8井在侏罗系砂岩中获得工业油流,极大的推动了昆仑山前新层系新领域的油气勘探。本文通过流体包裹体岩相学、均一化温度及储层颗粒荧光定量等方法,对昆仑山前柯东构造带侏罗系储层古流体特征与油气成藏期次进行了研究。结果表明,侏罗系砂岩储层发育两期烃包裹体,第1期为发黄色、黄绿色荧光烃包裹体,以片状或点状分布,为早期原油充注;第2期为蓝白色烃类包裹体,沿裂隙呈线性分布,为晚期高成熟油气充注。颗粒荧光QGF指数主要介于3～7 pc,说明早期发生过原油充注,指示存在古油藏。QGF-E强度指数分布在9.65～73.89,指示现今为凝析油或轻质油特征,这一特征与蓝白色荧光的液态烃包裹体相对应。烃类共生包裹体均一温度峰值主要在95～105℃和115～125℃,结合研究区埋藏史和热演化史模拟结果,表明经历了两期油气充注,第1期在20 Ma以来,以成熟度较低的油气充注为主;第2期在5 Ma以来,主要是高成熟度油气充注。储层颗粒荧光定量分析结果表明,侏罗系早期发育古油藏,现今为凝析油或轻质油特征。     

川东北地区胡家坝震旦系灯影组古油藏特征及其油气勘探意义

四川盆地东北缘米仓山前带胡家坝灯影组古油藏主要分布于灯影组四段,越靠近顶部丰度越高,储层沥青主要为油层沥青和运移沥青。油源对比分析表明,胡家坝灯影组古油藏油气主要来自于侧向的优质筇竹寺组烃源岩,不排除灯影组三段泥质烃源岩供烃的可能。川东北地区筇竹寺组烃源岩在晚志留世进入初期生油阶段;在二叠纪末进入生油高峰,此时油气侧向运移至胡家坝灯影组储层中形成古油藏;在中三叠世有机质演化进入高成熟阶段,古油藏中原油裂解;晚白垩世至今,构造抬升剥蚀使得古油藏遭到破坏,形成现今残留古油藏。胡家坝灯影组古油藏的发现对四川盆地震旦系灯影组油气勘探有重大意义。灯影组四段主要为一套台缘丘滩相沉积,优质储层发育,以一、二类储层为主,灯影组四段上覆筇竹寺组作为区域和直接盖层,封盖条件好,表明川东北地区震旦系灯影组具有较好的勘探潜力。     

鄂尔多斯盆地丰富川地区延长组流体包裹体特征及油气成藏期次

为研究鄂尔多斯盆地丰富川地区延长组长2和长6储层砂岩中流体包裹体特征及油气成藏期次,开展了荧光显微镜鉴定和冷热台测温等实验分析,并应用包裹体均一温度与埋藏史和热演化史相结合,判断目的层的油气充注时间。结果表明：①研究区流体包裹体主要包括盐水包裹体和含液态烃包裹体;②长6流体包裹体均一温度为100~120℃,长2流体包裹体均一温度为90~110℃,流体包裹体捕获时地层处于中成岩A期,盐度小于10.5‰,属于中等盐度;③长2和长6均发生过一期油气充注,为早白垩世。长2油气充注时间为距今115~100 Ma,长6油气充注时间为距今120~105 Ma。该研究成果证实了鄂尔多斯盆地丰富川地区延长组为连续充注型油气藏。     

川西矿山梁下寒武统沥青脉油气生成时间的厘定——来自于固体沥青Re—Os同位素等时线年龄的证据

川西龙门山北段沥青脉与油苗广泛分布,尤其是下寒武统沥青脉,说明在龙门山褶皱带北段东缘具有寻找震旦系—寒武系油藏的良好前景。尽管有关该区下寒武统沥青脉的来源研究取得了一些进展,但具体来源于那套烃源岩还存在较大的分歧,同时对固体沥青脉的油气生成时间还缺乏系统研究。铼_锇(Re—Os)同位素测年法作为一种创新性的油气成藏定年方法,可对川西龙门山北段矿山梁下寒武统沥青矿的油气生成时间及其来源进行探索研究。通过系统的条件实验,建立了固体沥青、原油中沥青质提取、溶样、Re—Os纯化富集及分离等前处理技术及Re—Os同位素测年方法,主要步骤依次为样品制备、样品酸化学消解、Re和Os纯化富集与化学分离、Re和Os含量与同位素比值分析、Isoplot软件处理等。川西广元地区下寒武统沥青脉Re_Os同位素年代学及其油源分析研究表明,下寒武统固体沥青热成熟度低,油气生成时间早,约在572～559Ma之间,对应于新元古代晚震旦世,反映其来源于时代古老的烃源岩;从固体沥青Re—Os等时线年龄、初始¹⁸⁷Os/¹⁸⁸Os比值、碳同位素组成以及生物标志物等综合研究表明下寒武统沥青脉来源于震旦系陡山沱组优质烃源岩,该烃源岩于572～599Ma期间在低成熟阶段生成的稠油,进入灯影组地层中形成古稠油藏,后期由于构造抬升,震旦系灯影组古油藏破坏形成了现今的沥青脉。     

GEOCHEMICAL AUREOLES AROUND OIL AND GAS ACCUMULATIONS IN THE ZECHSTEIN (UPPER PERMIAN) OF POLAND: ANALYSIS OF FLUID INCLUSIONS IN HALITE AND BITUMENS IN ROCK SALT

Fluid inclusions in halite and bitumens in rock salt in Upper Permian Zechstein evaporites in West Poland were studied in locations where the evaporites lie above oil and gas reservoir rocks. The samples were taken from halite intercalated within the Basal Anhydrite; this unit lies above the Main Dolomite which serves as both source rock and reservoir. Samples came from a depth of 2.3–3.2 km. A characteristic feature of the fluid (gas-brine) inclusions was their high methane content together with the occasional presence of bitumen globules of near-spherical form. Geochemical analyses of the bitumen in bulk samples of rock salt (including content and distribution of n-alkanes and isoprenoids, and carbon isotope ratios) suggest an algal origin, similar to that of the oil in the underlying source rocks. For comparison, we studied fluid inclusions in halite from Zechstein evaporites in northern Poland, where hydrocarbon accumulations do not occur in underlying strata and where mostly single-phase (brine) inclusions with a low methane content have been recorded. However, published data indicate that similar inclusions to those occurring in the Zechstein of West Poland (comprising brine with a high methane content, bitumen films and/or oil droplets) are present in other salt-bearing sequences, where their origin is related to the thermal degradation of organic material dispersed within the salt itself. Accordingly, such fluid inclusions in an evaporite succession can only be considered to form a geochemical aureole where the bitumens in the rock salt (including those in the fluid inclusions in halite) can be compositionally linked to those in the associated oil accumulation.     

黔北坳陷小草坝古油藏储层沥青成因及演化

黔北坳陷小草坝泥盆系古油藏储层沥青充填于生物碎屑白云岩的溶蚀孔洞、晶间孔及裂缝中,储层沥青为固态,沥青等效镜质体反射率在4.08%~4.14%之间,在有机溶剂中基本不溶解。沥青正构烷烃轻重比较高,一般介于1.5~9.0之间,前峰优势显著;多数沥青样品的萜烷中三环萜丰度相对于霍烷具有明显优势,这些样品甾烷中C₂₁孕甾烷和C₂₂升孕甾烷丰度相对于C₂₇-C₂₉甾烷同样具有明显优势。沥青及沥青包裹体不发荧光,红外光谱中无脂族基团和含氧基团吸收峰。沥青的物理、光学性质及地球化学特征表明其经历了高温热演化,为热裂解成因。沥青的甾萜烷参数和碳同位素组成与筇竹寺组、龙马溪组烃源岩区别明显,而沥青碳同位素与上古生界烃源岩有很好的可比性,表明沥青的油源来自上古生界烃源岩。成藏史恢复表明,古油藏于三叠纪中晚期形成,白垩纪早期深埋裂解形成固体沥青,燕山-喜马拉雅期抬升暴露至地表。      

塔中地区北坡志留系晚期油气充注证据及控制因素

塔中北斜坡志留系近几年在油气勘探上取得重大突破,但由于受多期构造运动影响,油气成藏过程复杂。通过对塔中北斜坡志留系23块样品的流体包裹体系统分析以及断裂活动特征研究,识别出研究区存在3期油充注和1期天然气充注,以海西晚期（318~245 Ma）寒武系-下奥陶统油充注和燕山期-喜马拉雅中晚期（124~25 Ma）寒武系-下奥陶统以及中-上奥陶统油气充注为主。研究区志留系在北东向张扭性走滑断裂的控制下,海西晚期虽然油充注活跃但油藏基本遭受破坏形成残留沥青,而燕山期-喜马拉雅中晚期的油气再充注决定了现今油气藏面貌。因此,塔中北斜坡应以寻找燕山期-喜马拉雅中晚期油气藏为主要勘探目标。     

柴达木盆地昆北断阶带上盘原油成因与成藏特征

昆北断阶带上盘渐新统下部(E31)、古新统-始新统(E1+2)和基岩勘探均获得重大突破,发现亿吨级整装油田。该区沥青与原油并存,分布复杂,不同井区原油富集程度不同,中间切4井区勘探效果较差。通过原油、沥青与源岩生物标志化合物对比,明确指出昆北原油和沥青成因不同,原油为扎哈泉凹陷渐新统上部(E32)源岩成熟阶段产物,沥青来自渐新统下部(E31)源岩,属于低演化阶段并遭破坏稠化的产物。通过原油性质、储层显微荧光、储层包裹体分析,结合源岩和构造演化特征,确定昆北地区存在2期成藏,成藏时间分别在中新世(N1)早期和上新世(N2)晚期以后,目前储层中的油主要是第2期原油。第1期油主要沿基岩和上覆沉积岩层之间不整合面侧向运移成藏,因切6和切12井区古构造位置较高,成藏规模较大,受破坏形成的沥青规模也较大;第2期油先沿昆北断裂运移到上盘,然后沿不整合面侧向运移、后再沿主要次级断裂运移到目前圈闭中成藏,主要次级断裂对油的运移成藏起重要控制作用。远离切16井东断层、E1+2储层与切163井区不连通是导致目前切4井区勘探效果较差的主要原因。     

川中地区龙王庙组花斑白云岩储层特征及成因机理

花斑白云岩是四川盆地下寒武统龙王庙组最主要的储集岩类,储集性能良好,发育广泛,不同岩石组分之间储集性能及含油气性具有明显差异。基于岩心观察、薄片鉴定、荧光反应、阴极发光与扫描电镜观察及地球化学特征等,对川中地区龙王庙组花斑白云岩储层特征及成因机理开展研究。结果表明：川中龙王庙组花斑白云岩呈暗色斑块(暗斑)与浅色基岩(白斑)不规则交错分布,暗斑部分孔隙发育但被沥青充填,白斑部分岩性致密孔隙不发育。川中地区龙王庙组花斑白云岩储层中识别出2类沥青,结合下寒武统龙王庙组埋藏史与热演化史可知,固体沥青主要来源于下寒武统筇竹寺组烃源岩,油质沥青主要来源于下志留统龙马溪组烃源岩。川中地区龙王庙组储层根据花斑形态及孔隙发育情况,划分为花斑孔隙型、花斑孔洞型、花斑岩溶型3种储层类型,不同储层类型具有不同的特征和成因：花斑孔隙型储层主要发育在晶粒白云岩中,储集空间以晶间溶孔为主,由大气淡水沿生物潜穴选择性溶蚀所形成;花斑孔洞型储层是由颗粒白云岩差异性溶蚀作用所形成,储集空间主要为粒(晶)间溶孔及溶蚀扩大孔、洞;花斑岩溶型储层主要发育在泥晶(砂屑)白云岩中,储集空间以溶缝和溶洞为主,成因与表生岩溶作用有关。     

四川盆地下古生界油气地质条件及气藏特征

采用地表与地下地质相结合,应用有机和无机地球化学分析技术刻画了四川盆地下古生界油气地质条件,分析了下古生界气藏特征,揭示了古油藏与气藏相互耦合关系,初步建立了下古生界油气成藏模式。下寒武统和下志留统是四川盆地下古生界的2套高品质烃源岩,平均厚度约为100 m,两者分布区域具有显著继承性,存在川南、川东及鄂西3个生烃中心。储层主要为中上寒武统洗象池组,中下奥陶统南津关组及宝塔组,下志留统石牛栏组或小河坝组;基质孔隙度小于1%者占70%～80%,但局部层段发育岩溶孔洞、裂缝型及礁灰岩等优质储层,有效孔洞率可达4%～11%。下古生界发育有上奥陶统-下志留统泥质岩、中下寒武统膏质岩2类区域性盖层,其主要分布在川南地区和川东北地区。四川盆地下古生界天然气显示主要分布在乐山-龙女寺古隆起区,层位繁多。天然气干燥,非烃含量高,多为原油裂解气,川东、川南气源分别主要为志留系烃源岩和寒武系烃源岩。四川盆地下古生界油气成藏共经历了如下过程：油气生成→古油藏（捕获成藏）→古油藏调整(跨层运移)→古气藏(高温裂解)→古气藏遭受破坏或形成现今气藏(构造调整)。古油藏原油裂解气是下古生界现今气藏天然气的主要来源,古油藏对四川盆地现今天然气藏的成藏和分布具有重要的控制作用。     

微量元素组成在固体沥青-源岩对比中的应用

我国南方碳酸盐岩地区分布着许多被破坏了的古油藏,原来可溶沥青或原油经过成千上亿年的风化作用,已变成脉状或斑点状的不可溶固体沥青。由于固体沥青的不可溶性,许多常规有效的方法难以进行油源对比和进一步深入研究。作者发现原油与烃源岩之间的关系,类似于矿床形成过程中的矿藏与矿源(或矿液)之间的关系,矿源对比时常用微量元素来进行。那么原油或沥青从烃源岩中运移出来时,会不会将烃源岩有机质中的微量元素带来呢?为此,作者尝试测量固体沥青和可能烃源岩的微量元素并结合碳同位素等分析,找到了固体沥青真正的源岩,成功地进行了研究区的古油藏成因研究。