塔里木盆地柯坪露头剖面中上奥陶统烃源岩地球化学特征与海相油源对比

采用有机地球化学扫描分析方法,对塔里木盆地柯坪地区6条剖面上发育的中上奥陶统烃源岩进行了细致分析。大湾沟剖面、喀马提坎剖面、通古斯布隆剖面中上奥陶统萨尔干组烃源岩较为发育,泥页岩有机碳含量大多大于1.0%;上奥陶统印干组烃源岩仅在大湾沟剖面发育。结合肖尔布拉克剖面、苏盖特布拉克剖面、于提西剖面下寒武统玉尔吐斯组烃源岩地球化学分析,发现柯坪地区玉尔吐斯组、萨尔干组、印干组在分子地球化学参数上显示出相似性,呈现以C23三环萜烷为主峰、伽马蜡烷和C28甾烷含量较高的特征,烃源岩生物标志物面貌趋同与烃源岩较高成熟度有关。而海相原油中C28甾烷含量大多小于25%,与柯坪地区寒武系-奥陶系烃源岩具有较大的差异性。在组分碳同位素组成上,下寒武统玉尔吐斯组烃源岩均显示比中上奥陶统烃源岩值偏低的特点,特别是玉尔吐斯组干酪根碳同位素值,偏低超过5‰。中上奥陶统萨尔干组和印干组烃源岩组分碳同位素之间差异并不十分显著。在排除油气藏的TSR作用前提下,烃源岩干酪根碳同位素可以作为潜在的油源对比指标。     

塔里木盆地北部地区上奥陶统烃源条件

塔里木盆地北部地区已有大量钻井揭示上奥陶统恰尔巴克组、良里塔格组和桑塔木组。对钻井样品烃源条件系统分析表明,上奥陶统特点是有机质丰度低,有机质类型以腐殖-腐泥型为主。塔河南地区上奥陶统镜质体反射率为1%左右,烃源岩不发育,基本不具备形成规模油气的烃源条件。塔里木盆地北部上奥陶统碳酸盐岩具有既可能是烃源岩又可能是储层的双重特点,常规的油-岩对比可能成为实际意义上的油-油对比。文中采用了两种油-岩对比方法,以岩心直接抽提物及经抽提处理后的热模拟产物分别与原油进行对比。结果表明,塔河原油与上奥陶统烃源岩基本没有源属关系,上奥陶统烃源岩直接抽提物的地球化学特征介于原油与岩心热解模拟产物之间,而原油与上奥陶统岩心热解模拟产物则主要表现为差异性。新的油-岩对比方法在研究思路上解决了上奥陶统作为储集层与烃源岩于一体、不能直接进行常规油-岩对比的局限性。     

论我国海相中上奥陶统烃源岩的形成条件——以塔里木盆地为例

在我国的华北、华南地区,尤其是西部的塔里木盆地,发育着面积辽阔、层位巨厚的下古生界海相地层,但关于塔里木盆地的古生界主力烃源岩一直有争议.本文根据两条有代表性的地表和两条钻井剖面的海相碳酸盐岩中碳、氧稳定同位素组成在中-上奥陶统的大幅度正向波动,认为这是当时全球范围大陆冰川作用的结果,这一时期有利于沉积有机质的保存.结合有机质丰度、成熟度指标,以及沉积相等地质因素综合分析,提出了塔里木盆地中-上奥陶统烃源岩发育的稳定同位素宏观证据.同时,论述了中-上奥陶统富含有机质的海相泥质岩作为我国下扬子地区及华北地台西缘海相下古生界寻找有效烃源岩重点层系的可能性与前提条件.     

塔中北斜坡西部原油类型及主力油源层

塔中北斜坡西部原油分为两类:Ⅰ类原油以相对低的三环萜烷/藿烷、孕凿烷/规则甾烷、重排甾烷/规则甾烷比值和高的Ts/Tm,C₃₀/C₃₁藿烷,C₂₈/C₂₉规则笛烷为特征;Ⅱ类原油与Ⅰ类原油的生物标志物特征相反.这表明北斜坡西部至少存在两个油源.油、源岩对比结果表明,Ⅰ类原油主要来源于寒武系烃源岩,Ⅱ类原油来源于中上奥陶统泥灰岩.     

塔里木盆地沙雅隆起与柯坪露头中上奥陶统地层对比及烃源岩分布

柯坪露头奥陶系地层是塔里木盆地大型碳酸盐岩台地的西延部分,两者经历了相同的沉积演化过程。以古生物资料为基础,通过碳同位素地层对比,认为沙雅隆起中奥陶统一间房组发育的中达瑞威尔阶碳同位素正漂移(MDICE)和上奥陶统良里塔格组内发育的凯迪阶早期古登伯格碳同位素正漂移(GICE),分别对应于柯坪露头萨尔干组下部和其浪组中下部的正漂移,推测其浪组上部存在加里东中期Ⅱ幕构造运动的不整合面,不整合面之上的其浪组和印干组地层对应于沙雅隆起上奥陶统桑塔木组。受早-中奥陶世全球海平面上升的影响,塔里木盆地北部中下奥陶统台地东侧表现为陡坡,台地厚度向西北逐渐减薄,沙雅隆起西北地区和阿瓦提-柯坪北部地区属于斜坡-盆地沉积体系。萨尔干组海相烃源岩主要由达瑞威尔阶中晚期凝缩段沉积构成,结合露头和沙雅隆起钻井电性特征,认为该套烃源岩在阿瓦提和沙雅隆起西北地区也有分布。良里塔格组沉积时期,柯坪、塔中和沙雅隆起小型碳酸盐岩台地之间的凹陷是GICE对应的良里塔格组烃源岩有利发育地区。印干组烃源岩分布范围最广,在阿瓦提和沙雅隆起均有分布。     

塔里木盆地顺北地区中下奥陶统缝洞充填方解石地球化学特征及地质意义

利用微区阴极发光和原位元素测试技术,对塔里木盆地顺北地区中下奥陶统中的方解石样品进行了微量元素和稀土元素测试分析。该区稀土元素含量整体不高,为0.735~24.538 μg/g,平均为4.963 μg/g,表现出轻稀土元素明显富集、重稀土元素相对亏损,且两者分异明显、轻微正Ce异常和明显正Eu异常的特征;Sc、Th含量和Fe/Mn值均较低,U/Th和Sr/Ba值高,指示研究区方解石形成时期气候干旱且主要形成于相对还原的成岩环境中。对该区不同产状、不同期次方解石和附近围岩颗粒地球化学对比分析表明,储集体地质流体主要来源于海水性质地层水,局部存在大气水和富硅热液流体的混源叠加改造,证实了原始沉积围岩内稀土元素较为富集,方解石颗粒中稀土元素继承于附近围岩,但受流体改造强度的控制。     

巴楚—麦盖提地区主要油气藏原油地球化学特征及油源探讨

巴楚—麦盖提地区是重要的油气聚集区。玉北地区玉北1井在奥陶系鹰山组测试获25.2 m³/d的海相工业油气流。玉北奥陶系油藏与巴什托（普）油气田的原油是否同源是困扰该地区油气勘探并急需解决的问题之一。通过玉北1井、巴什托（普）主要油气藏（田）的原油地球化学特征研究、油—油对比、油源对比等综合分析,并类比塔河奥陶系原油进行了巴楚—麦盖提地区主要油气藏原油地球化学特征及油源探讨分析。综合研究认为玉北地区奥陶系的原油地球化学特征与塔河奥陶系原油相近。通过烃源有机相类比,认为玉北地区奥陶系原油可能来自塔西南地区中下寒武统斜坡相烃源岩;巴什托轻质油推测主要来自盆地—陆棚相寒武系烃源岩,部分来源于海陆交互相石炭系。     

胡状集地区有机地球化学特征及油源对比研究

通过对胡状集地区胡41井、胡83井等烃源岩和油砂进行有机地球化学特征研究,可以初步判定胡状集地区沙三段烃源岩干酪根类型为混合型,成熟度较高,沉积环境为成化的还原环境;沙三段原油属于成熟原油,沙二段原油属于低熟原油;沙三段原油为自生白储原油,沙二段原油与沙三段原油不同源。     

南堡凹陷Es_3~4段烃源岩有机地球化学特征及其油源贡献

南堡凹陷为环渤海湾盆地一个小而富油的生烃凹陷,勘探前景极为广阔,其中沙三段四亚段(Es_3~4)泥岩厚度大,分布范围广,为研究区最主要的烃源岩之一.通过对Es_3~4段烃源岩的有机岩石学与有机地球化学常规分析,对该套烃源岩系统的研究与评价,并且结合原油与烃源岩的生物标志化合物的对比与分析,探讨其油源贡献.研究结果表明,Es_3~4段部分层段生烃条件较好,有机质丰度与类型达到好烃源岩标准,依据生物标志化合物特征划分为2类,第一类烃源岩处于成熟阶段,主要形成于淡水的还原环境,生源构成为混合型,以低等水生生物和高等植物混源贡献为主;第二类烃源岩处于未熟一低熟阶段,主要形成于淡水氧化环境,以陆源高等植物输入为主,对油气贡献较少.油源对比结果表明,南堡凹陷高柳地区沙河街组的原油主要来源于Es_3~4段第一类烃源岩.     

塔里木盆地阿瓦提断陷中-上奥陶统萨尔干组沉积地质模型与烃源岩分布预测

中-上奥陶统萨尔干组烃源岩是塔里木盆地重要的海相烃源岩。针对阿瓦提断陷中-上奥陶统埋深大、缺乏钻井进行层位标定,以及萨尔干组烃源岩发育层段的地震响应特征不明的问题,用传统的技术手段识别该套烃源岩的分布范围可能难以取得好的效果。通过对柯坪地区露头剖面中-上奥陶统萨尔干组及其上下地层不同岩性及地层结构的认识,建立沉积地质模型,进行地震正演模拟,将地质模型和地震模型有机地结合起来,为烃源岩地震相识别追踪提供依据;在对研究区内二维地震测线逐条解释的基础上,依据地震反射波组的反射特征,进行地震相-沉积相分析;针对露头发育烃源岩而断陷内未有钻井揭示的地区,建立了海相烃源岩识别方法和流程,对研究区中-上奥陶统萨尔干组烃源岩进行了重新识别和空间展布预测。研究表明,萨尔干组烃源岩的发育受海平面上升控制作用明显,属于深水陆棚相沉积;萨尔干组烃源岩在区内广泛分布,厚度范围约为0～120 m,在西南部最厚,受控于阿恰断裂和吐木休克断裂,向东北部减薄,向北超覆尖灭于英买3井以南,向东至阿-满过渡带西缘仍有少量分布。     

GEOCHEMICAL COMPOSITION OF ORDOVICIAN OILS FROM THE TUOPUTAI REGION,NORTHERN TARIM BASIN,NW CHINA: SOURCE ROCK CORRELATION

Molecular and stable carbon isotope compositions of 46 Ordovician crude oil samples from wells in the Tuoputai region of the northern Tarim Basin were investigated using GC–MS, MRM GC–MS and IRMS to determine their genetic relationships and to identify possible source rocks. Thirty-three source rock samples from outcrops and cores were also investigated. The oil samples varied from light to heavy crudes and showed very narrow δ¹³C value ranges for the whole oil, saturated and aromatic fractions. The majority of the oils displayed very similar molecular compositions with relatively high concentrations of n-alkanes and isoprenoids and low concentrations of terpenoids and steroids. Comparison of the compositions of these crude oils strongly suggested their genetic affinity, while maturity parameters indicated maturity variations from the peak to the late oil generation stages. The samples also showed the characteristics of mixtures of biodegraded and fresh oil charges. Bitumen extracts from Cambrian and Ordovician source rocks were studied in detail. The oil compositions suggested a marine marl source deposited in anoxic, hypersaline conditions with significant bacterial and algal organic matter inputs. The distributions of C₂₆–C₂₈ triaromatic steroids, tricyclic terpanes and regular steranes appear to have been greatly influenced by thermal maturation, making them unreliable for correlating the oils and the source rocks. In contrast, dinosteranes and triaromatic dinosteroids seem not to have been affected by maturation and were more useful for correlation studies. They indicated that there was no or little genetic relationship between the Cambrian – Lower Ordovician source rocks and the oils, but in general suggested a possible Middle – Upper Ordovician source for the oil accumulations in the Tuoputai field. However, the occurrence of triaromatic dinosteroids in oil from well TP28XCX may also suggest a minor contribution from Cambrian – Lower Ordovician source rocks.     

塔里木盆地奥陶系孔隙型白云岩储层成因

塔里木盆地下奥陶统存在大量基质孔隙发育的深埋白云岩,是一类优质储层。岩心、薄片观察和阴极发光分析表明该类白云岩的发育具有明显的相控特征,以滩相颗粒灰岩为原岩。岩石学特征和微量元素、有序度及包裹体均一温度特征研究表明,该类白云岩形成于埋藏环境中,属埋藏白云石化作用的产物。由微量元素、稀土元素及锶同位素特征判断白云石化流体为受改造的海水,很可能与深部封存的蒸发台地相海水有关。推断塔里木盆地二叠纪大规模火山活动是台地相区白云石化作用的主要驱动机制,寒武系蒸发台地中富含镁离子的海水在广泛的热作用驱动下交代其上覆灰岩而形成白云岩。     

塔里木盆地上奥陶统沉积及古地理特征

晚奥陶世是塔里木盆地沉积—构造重要的转换时期,在寒武—中奥陶世西浅东深的古地理基础上,叠加了南北向隆坳相间的格局,形成了塔里木盆地中西部的混积陆棚沉积体系和东部的深海槽盆沉积体系。由于构造运动的不均衡,中西部的混积陆棚沉积体系无论在纵向和横向上都有很大变化。纵向上呈现出由早期有较多内源碳酸盐沉积到晚期以大量陆源物为主的变化。早中期发育以恰尔巴克组为代表的碳酸盐缓坡沉积(塔北南部和巴楚唐王城一带)和以良里塔格组为代表的碳酸盐台地沉积,形成了塔中、塔北及巴楚唐王城3个碳酸盐台地;晚期则发育以碎屑岩为主的桑塔木组斜坡—潮坪沉积。横向上,远离周边隆起的深坳地区发育却尔却克组混积外陆棚深水盆地浊积沉积(混积陆棚东部)和混积外陆棚深水盆地静水泥岩沉积(柯坪、沙西、阿瓦提一带)。水体较浅、海底坡度较缓的巴楚断隆地区则为混积内陆棚沉积。东部深海槽盆为超补偿深海浊积沉积,与中西部陆棚之间仍保持着地形陡变的坡折带,与外陆棚沉积比较,其浊积层序更发育,粗碎屑也明显增多。     

CHARGING OF ORDOVICIAN RESERVOIRS IN THE HALAHATANG DEPRESSION (TARIM BASIN,NW CHINA) DETERMINED BY OIL GEOCHEMISTRY

Petroleum at Halahatang oilfield in the Halahatang Depression (Tabei Uplift, Tarim Basin, NW China) occurs within calcarenites and bioclastic limestones in the Middle Ordovician Yijianfang Formation (O_2yj). The petroleum is sourced from intervals in the Upper Ordovician Lianglitage Formation (O_3l), and reservoirs are sealed by Upper Ordovician – Silurian argillaceous limestones and marls. The charging history of Halahatang oilfield is however poorly understood. For this study, the geochemical characteristics of 17 oils from Ordovician reservoir rocks at Halahatang field were investigated by GC and GC‐MS. Oil‐oil correlation studies indicate that all the oils belong to a single mature oil population. Based on the co‐occurrence of an intact n‐alkanes series together with an unresolved complex mixture (UCM) and fully‐developed 25‐norhopanes in the same oil samples, as well as a bimodal distribution of homogenisation temperatures of aqueous fluid inclusions, it was concluded that the reservoir experienced two separate oil charge events. 1D basin modelling indicates that the early phase of charging occurred from about 412 to 409 Ma and the later phase from 11 to 9 Ma. Using molecular parameters as tracing indicators, the general direction of oil charging was deduced to be from south to north. The source kitchen is therefore inferred to be located to the south of the Halahatang oilfield, probably in the Shuntuoguole Uplift between the Awati and Manjiaer Depressions.     

塔中奥陶系生物礁地震识别与预测

塔中Ⅰ号构造带奥陶系上统发现生物礁以来，生物礁识别与储层预测成为该区油气勘探的重要研究课题。通过钻遇礁体的地震层位标定与追踪，发现在地震剖面上礁体具有多种丘状外部形态、上覆地层有明显超覆减薄现象；礁体内部出现杂乱反射、弱反射、空白反射等地震响应特征，与围岩有明显差异；由于礁体发育特征的差异，台地边缘与台内礁体的地震响应特征各异，台缘发育大型堤礁、台内以小规模点礁为主。在研究塔中奥陶系礁体地震-地质响应特征的基础上，通过编制生物礁发育层段等厚图、生物礁沉积时古地貌图，结合岩相古地理、地震属性、三维可视化技术的分析，识别与预测了塔中62-塔中82井区生物礁体的分布与发育特征，发现上奥陶统礁体垂向上加积、横向上错落叠置连片，发育4~5个旋回，复合厚度达200~300 m，宽1~5 km，延伸长度为120 km，主要沿台地边缘呈条带状展布。在礁体预测的基础上，油气勘探取得重大突破，发现了大型生物礁油气田。     

塔里木盆地大庆区块烃源岩演化史与油气成藏期研究

本文在分析了塔里木盆地大庆区块烃源岩的一般地质地球化学特征的基础上,恢复了烃源岩的埋藏史、热演化史、生烃史和排烃史.研究表明:大庆区块烃源岩在埋藏上具有“早期沉降小、中期振荡缓、晚期沉降大”的特点,在成熟演化上具有下古生代源岩演化进度慢、上古生界源岩演化进度快的特点.受上述因素的影响,烃源岩具有两次主要生烃期和3次排烃期,相应地油气成藏期有3个阶段.各成藏期由于油气进入的生储盖组合不同,保存条件和分布范围不同,在勘探中应有相应的对策.     

古岩溶地貌及其对岩溶储层的控制——以塔里木盆地轮古西地区奥陶系为例

岩溶地貌是岩溶作用与各类地质作用综合作用的结果,不同地貌形态对岩溶储层发育又起着控制作用。以塔里木盆地轮古西地区为例,通过地震层拉平技术恢复了该区的古岩溶地貌,发现研究区岩溶地貌起伏变化很大,自东向西依次发育峰丛洼地、峰林谷地和峰林平原地貌组合。根据测井、钻井、录井等资料对不同地貌区垂向上的岩溶相带进行了划分,并在此基础上,探讨了不同古地貌区岩溶储层的发育特征,结果表明不同古岩溶地貌区、不同岩溶相带中不同类型岩溶储层发育状况存在较大差异,反映了古岩溶地貌明显控制岩溶相带的空间发育,并进一步控制了岩溶的发育。     

渤海湾盆地东营凹陷孔店组烃源岩特征研究

沙三下和沙四上是东营凹陷的2套优质烃源岩。目前认为东营凹陷南斜坡原油主要属于“沙四型”,而对于东营凹陷孔店组的生烃潜力一直存在着争论。油源对比结果表明,孔店组烃源岩以较高的伽马蜡烷区别于沙三型烃源岩,又以较高的三升藿烷和C₂₉甾烷S构型区别于沙四型烃源岩;南斜坡孔店组及其以下的深层原油与孔店组烃源岩具有亲缘关系。虽然目前发现的孔店组烃源岩有机质含量较低、类型差、成熟度较高,综合评价较差,但是生物标志化合物显示,向沉积中心其有机质有优化的趋势。因此推测在沉积中心发育更优质的孔店组烃源岩,其生烃潜力不容忽视。     

塔里木盆地塔河油田下奥陶统油藏特征及成藏条件分析

地质综合研究和勘探实践表明,塔河油田是在长期发育的古隆起基础上形成的下奥陶统碳酸盐岩岩溶-缝洞型大型油气田。该油田主力产层下奥陶统碳酸盐岩发育孔、洞、缝3类储集空间,组成裂缝型、孔洞-裂缝型、裂缝-孔洞型和生物礁(滩)相孔隙型4类储层。长期生烃、多期构造运动和多期岩溶作用使塔河油田不同区块原油性质有一定差异。下奥陶统油气聚集成藏主要受阿克库勒凸起、碳酸盐岩溶蚀孔洞缝发育程度和石炭系巴楚组泥岩覆盖等多种因素综合控制。