吉木萨尔凹陷芦草沟组有效源岩有机碳含量下限分析

通过对准噶尔盆地吉木萨尔凹陷吉174井芦草沟组烃源岩发育与有机地化特征的分析,根据排烃机理,利用可溶有机质转化率、热解S1/w(TOC)参数与有机碳含量的关系,确定了泥岩类烃源岩排烃有机碳含量下限值。总体上,吉174井芦草沟组泥质烃源岩发育,不同岩性泥岩生排烃条件相近,但由于不同岩性泥岩的矿物组成、有机质特征的差异,导致其排烃的有机碳含量下限值有所不同,较纯泥质烃源岩、粉砂质烃源岩、灰质和云质有效烃源岩的有机碳含量下限值分别为2.50%,2.80%,1.45%,1.30%。含碳酸盐的有效烃源岩相对所占比例要高于较纯泥岩和粉砂质泥岩,但都超过了50%。吉174井芦草沟组泥质有效烃源岩发育,有机质丰度下限值明显较高,对油气藏有重要贡献。     

酒泉盆地营尔凹陷有效烃源岩的确认及其展布特征

基于烃源岩生排烃基本原理,利用TOC含量与热解S₁,氯仿沥青"A"含量的关系确定了营尔凹陷下白垩统主要层段有效烃源岩的有机碳含量下限值,其中下沟组有效烃源岩的TOC含量下限值为0.8%,赤金堡组为0.6%。与单井的测井TOC含量预测成果相结合,识别并统计了单井有效烃源岩厚度,最终综合层序地层学和沉积相研究成果确定了主要层段有效烃源岩的展布特征。各层段的有效烃源岩均比较发育,其中以赤金堡组厚度最大,其次为下沟组上段。下沟组下段厚度总体偏低,但北部次凹有效源岩厚度最大亦可达250 m,南部次凹最大为200 m。      

关于碳酸盐烃源岩的评价标准

通过模拟实验测得碳酸盐岩排烃下限值为TOC=0.06%～0.12%,并提出碳酸盐岩排烃下限值与碳酸盐烃源岩有机碳下限值应是两个概念。排烃下限值是烃源岩所固有的特性,不是人们自己设定的标准,而烃源岩有机碳下限值是一个评价标准,大小可以等于或大于排烃下限值,而不能小于排烃下限值。通过对碳酸盐岩有机质丰度、有机质类型、有机相和成熟度的研究,修正了过去碳酸盐岩只按Ⅰ类有机质的评价方法,而将碳酸盐岩有机质分为Ⅰ,Ⅱ₁,Ⅱ₂₃类,将碳酸盐烃源岩划分为4类,即很好烃源岩、好烃源岩、中等烃源岩、差烃源岩。未熟—成熟碳酸盐烃源岩有机碳下限值为0.2%～0.4%;高成熟—过成熟碳酸盐烃源岩有机碳下限值为0.1%～0.25%。      

渤海湾盆地渤中凹陷西南部深层烃源岩有机相预测

针对渤海湾盆地渤中凹陷西南部烃源岩层系多、非均质性较强等特点,开展了烃源岩干酪根显微组分、元素分析、岩石热解、气相色谱等地球化学分析测试,在沉积相的约束下对比了ΔlogR系列方法、多元回归法、BP神经网络法预测有机质丰度参数的优劣,优选BP神经网络法进行烃源岩总有机碳含量、裂解烃含量的单井预测,进而计算得到氢指数预测曲线,结合总有机碳含量进行有机相分析,定量刻画各层系烃源岩的有机相,分析烃源岩的优劣和展布特征。结果表明,BP神经网络法的预测精度相对较高,东营组二段下亚段烃源岩主要为Ⅱ₂型干酪根,氢指数为125～400 mg/g,总有机碳含量基本小于3%,其有机相主要为BC相、C相和CD相;东营组三段烃源岩主要为Ⅱ₁—Ⅱ₂型干酪根,沙河街组沙一二段、沙三段烃源岩主要为Ⅰ—Ⅱ₁型干酪根,这三套烃源岩的氢指数为250～650 mg/g,总有机碳含量为3%左右或大于3%,其有机相主要为B相、BC相和C相。沙河街组优质烃源岩主要发育于研究区中南部,是下一步勘探的重点区域。      

准噶尔盆地玛南地区风城组烃源岩地球化学特征及有效性差异

玛南地区位于准噶尔盆地西北缘玛湖凹陷西南部。基于该区部分钻井烃源岩的有机碳、热解、岩心、岩石薄片与荧光薄片等分析测试成果,主要对研究区风城组二段与风城组三段烃源岩的基本有机地球化学特征和有效性进行了对比分析。结果表明：已有钻井的风城组烃源岩主要集中于风二段和风三段。风二段烃源岩母质的倾油性强于风三段,生烃潜力也明显更高。综合考虑成熟度参数特征和影响因素,认为烃源岩主要处于成熟生油阶段。由于母质类型和生烃能力的差异,风二段有效烃源岩的有机碳含量下限值大致为0.7%,而风三段为2%左右。由于受可溶有机质含量、TOC含量等因素的影响,在利用热解T_max分析烃源岩热演化特征时应慎重。风城组烃源岩既可以形成源外油气资源,也可以形成源岩层系内的页岩油资源。     

松辽盆地长岭断陷层烃源岩地球化学特征研究

下白垩统沙河子组沉积的暗色泥岩和煤层是松辽盆地长岭断陷层主要的烃源岩,火石岭组和营城组为次要烃源岩。钻井和露头样品表明,火石岭组烃源岩有机碳含量0.50%~8.55%、生烃潜量2~17mg/g、氯仿沥青"A"含量0.04%~0.33%,干酪根类型以Ⅱ型为主,成熟度演化处于生气的过成熟阶段;沙河子组烃源岩有机碳含量1.00%~6.54%、生烃潜量2~8mg/g、氯仿沥青"A"含量0.2%~0.5%,干酪根类型以Ⅰ型和Ⅱ型为主,成熟度演化处于高成熟—过成熟阶段;营城组烃源岩有机碳含量0.5%~2.5%、生烃潜量0.5~4.0mg/g、氯仿沥青"A"含量0.05%~0.20%,干酪根类型以Ⅱ型为主,处于成熟—高成熟阶段。综合评价沙河子组为中等—好烃源岩,而营城组和火石岭组烃源岩属中等烃源岩。      

鄂尔多斯盆地马家沟组烃源岩有效排烃有机质丰度下限探讨——以龙探1井为例

烃源岩残余有机碳含量下限值是划分有效烃源岩的重要指标之一。目前关于碳酸盐岩有效烃源岩有机碳含量下限值主要由经验分析来确定,取值高低存在比较大的分歧。鄂尔多斯盆地马家沟组碳酸盐岩热演化程度高、有机质类型好。笔者针对马家沟组烃源岩生成油气具有近距离运聚的成藏特征,从烃源岩吸附气定量分析出发,结合典型井不同有机碳含量的烃源岩排烃史模拟计算,综合分析认为以0.25%作为高成熟—过成熟碳酸盐岩有效排烃的烃源岩残余有机碳含量下限值。     

确定烃源岩有效排烃总有机碳阈值的方法及应用

针对油气地质学中排烃源岩难以识别的问题,依据生排烃原理,利用常规烃源岩有机碳和热解（Rock-Eval）分析测试参数,建立了判别排烃源岩的实用方法。该方法主要基于生烃量参数[I_HC=S₁/w（TOC）]和沥青转化率[w（A）/w（TOC）],判别排烃源岩的总有机碳阈值,高于该值的烃源岩即为排烃源岩。根据分析测试资料,对准噶尔盆地和三塘湖盆地二叠系芦草沟组、酒泉盆地营尔凹陷和青西凹陷白垩系下沟组以及鄂尔多斯盆地上三叠统延长组长7段的排烃源岩进行判别,判别效果较好,应用该方法时要求烃源岩的母质特征与热演化程度接近。由于气态烃易散失,所以采用的参数主要反映烃源岩中生成的液态烃量。该方法对于油源岩的判别更为有效。      

三塘湖盆地芦草沟组致密油烃源岩总有机碳含量计算

三塘湖盆地芦草沟组烃源岩是二叠系油气的主要来源,研究其有机质丰度对评价该区烃源岩具有重要意义。采用Δlog R法可以定性识别生油岩,并计算总有机碳含量;通过分析烃源岩的测井响应特征得到总有机碳含量与测井曲线之间的关系,进行多元线性回归分析,获得烃源岩总有机碳含量的计算模型。经对比分析,多元回归法能准确反映芦草沟组烃源岩总有机碳含量的变化趋势,且计算简便,可广泛用于三塘湖盆地芦草沟组烃源岩定量评价工作。     

川西南地区二叠系碳酸盐岩生烃下限研究

围绕碳酸盐岩烃源岩的评价标准特别是碳酸盐岩烃源岩生烃的有机碳下限值问题 ,选用川西南地区二、三叠系碳酸盐岩气田为研究对象 ,采用气藏地球化学与油气地质学相结合的研究方法 ,通过正演和反演的相互比较印证 ,利用先进的地球化学分析手段 ,进行了油气源对比 ,从自然剖面上研究了碳酸盐岩烃源岩有机碳分布 ,从理论上推导了碳酸盐岩生烃的有机碳下限值 ,并计算了生烃量 ,然后根据地质背景及油气勘探开发实践 ,与资源量进行了对比 ,从而确定川西南地区二叠系碳酸盐岩烃源岩生烃的有机碳下限值为 0 .3 %。同时还讨论了碳酸盐岩烃源岩在生烃机理、条件、影响因素和成烃过程等方面与泥岩烃源岩的差异以及碳酸盐岩烃源岩残余有机碳的生烃下限的影响因素等问题     

海拉尔盆地乌尔逊凹陷南屯组优质烃源岩发育特征

运用钻井岩心及测井资料,对海拉尔盆地乌尔逊凹陷烃源岩的生物发育、地球化学特征进行研究,认为乌尔逊凹陷南屯组发育有薄层优质烃源岩,它们有机质丰度高,类型好,生烃潜力大。结合研究区地质条件,并参考前人的研究成果,建立了适合本区优质烃源岩的评价标准;认为本地区烃源岩在生烃潜量(S₁+S₂)大于20mg/g,氯仿沥青"A"大于0.3%,TOC大于5.0%,总烃(HC)大于700×10-6的情况下为优质烃源岩;同时,运用有机碳测井评价方法,结合研究区优质烃源岩评价标准,分析了区内诸多钻井优质烃源岩的分布特征。结果表明,研究区优质烃源岩主要发育在南屯组,特别是该组的上部,南屯组一段烃源岩的厚度大于南屯组二段。总的来说,本区优质烃源岩的发育对盆地油气成藏产生较大的生烃贡献。      

长岭凹陷腰南5井嫩江组烃源岩地化特征及油源对比研究

为了证实长岭凹陷嫩江组烃源岩发育程度以及嫩江组四段原油与嫩江组一段、二段烃源岩关系,通过长岭凹陷腰南5井嫩江组一、二段泥岩生潜指标的系统取样评价,采用有机碳、岩石热解和饱和烃色质谱分析方法,证实嫩江组烃源岩中的油页岩段有机碳大于10%,生烃潜量大于100 mg/g,有机质类型为Ⅰ、Ⅱ1、Ⅱ2型,总体上为腐泥型、腐殖腐泥型,有机质类型好。精细对比腰南5井嫩四段原油与嫩一段、嫩二段以及青山口组烃源岩分子地球化学特征,明确了嫩江组一段顶部-二段底部泥岩和嫩江组四段原油具有亲缘关系。     

有效烃源岩及其与天然气藏关系探讨

在天然气成因研究和勘探中,确定有效烃源岩和有效成藏组合是非常重要的。对于原型盆地来说 ,无论是碳酸盐岩还是泥岩 ,其有效烃源岩有机碳丰度下限值均为 0 .5 %。对于多旋回叠合残留盆地来说 ,该有机碳下限值对于二次生烃已不适用。有机质的成熟度不同 ,二次生烃有效烃源岩有机碳的下限值也不同 ,有机质成熟度 Ro 值在 1 .0 %～ 1 .2 %之间时 ,有机碳下限值为 1 .5 %～1 .8% ,Ro 值在 1 .2 %～ 2 .0 %之间时 ,有机碳下限值为 1 .8%～ 3 .2 % ,Ro 值在 2 .0 %～ 3 .0 %之间时 ,有机碳下限值为 3 .1 %～ 8.4% ,有机质成熟度 Ro 大于 4.0 %、H/C比值小于 0 .3的地区 ,无论有机碳丰度有多高 ,找气藏的希望则相当小。另一类有效烃源是古油气藏的储层沥青和局部残留的液态烃 ,由其裂解生成的烃类可以形成轻质油藏和天然气藏 ,这些次生油气藏有的再次被改造则形成晚期的天然气藏。因此 ,有效烃源岩或有效烃源生、排烃中心的叠加决定了次生油气藏的分布。     

鄂尔多斯盆地陇东地区长7段有效烃源岩及生排烃研究

通过烃源岩地球化学数据分析、测井有机碳计算、生烃潜力法及生排烃史模拟,研究了鄂尔多斯盆地陇东地区长7段有效烃源岩的分布、生排烃史及排烃强度。长7段有机碳含量大于1.0%的暗色泥岩（含油页岩）厚度主要为20~90 m,平均有机碳含量主要介于2%~9%,其有效烃源岩分布以w（TOC）=1.0%和R_o=0.7%为界限,具有大面积广覆式分布的特征;长7段有效烃源岩在侏罗纪末期开始成熟生烃,主要在早白垩世早期（140~130 Ma,R_o≈0.7%）开始排烃,至早白垩世末期（100 Ma）达到生排烃高峰（R_o≈1.0%）,最大产油率接近400 mg/g,排油率达308 mg/g,晚白垩世以来的区域性构造抬升使得生烃停止;长7段有效烃源岩排烃强度主要分布于（10~250）×104 t/km2,具有强排烃特征,以长6—长8段致密油为主的延长组油藏主要分布于排烃强度大于20×104 t/km2的地区,油气具有近源短距离富集的特点。      

鄂尔多斯盆地延长组致密油有效烃源岩评价

针对鄂尔多斯盆地三叠系延长组致密油有效烃源岩评价问题,运用延长油田已发现致密油储量分布面积与长7段烃源岩厚度、有机碳含量(TOC)和排烃强度平面分布图的叠合关系,统计出有效烃源岩评价指标下限,进而通过分析100多口取心井的岩石热解参数和录井数据,建立长7段有效烃源岩评价图版,根据3项参数连续演化关系,识别出有效烃源岩评价参数下限区间。研究表明:长7段有效烃源岩各参数下限值为相互补偿关系而并非某一固定值。该研究对延长组致密油有效烃源岩的评价具有重要指导意义。     

源储一体烃源岩精确评价 ——以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组为例

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷中二叠统芦草沟组源储一体,岩心样品中常见原油浸染现象,导致烃源岩评价参数测定不准.针对这种现象,利用氯仿抽提技术,分析了运移烃类对烃源岩评价结果的影响,细分岩性准确评价了该区芦草沟组源储一体烃源岩的生烃潜力.结果显示:(1)烃源岩中可溶有机质烃类含量越高,会导致烃源岩有机碳测定值偏差越高,热解参数...     

乌尔逊—贝尔凹陷优质烃源岩发育特征及成因机制

乌尔逊—贝尔凹陷是海拉尔盆地的两大主力富油凹陷,其中南一段下部"特殊岩性段"中发育的暗色泥岩、泥灰岩、油页岩和含钙泥岩是优质烃源岩,但此前一直被忽视。借鉴贝尔凹陷勘探发现,重新对"特殊岩性段"中源岩进行了有机地球化学分析。结果表明:乌尔逊—贝尔凹陷南屯组,特别是南一段下部"特殊岩性段"发育高丰度的优质烃源岩,有机碳质量分数高达2%,平均生烃潜量为13.74 mg/g;有机质类型以Ⅰ—Ⅱ_1型母质为主;镜质体反射率0.7%~1.5%;无定形体和藻质体是烃源岩中有机质的重要来源,有效烃源岩厚度为30~70 m,该套烃源岩不仅类型好、丰度高,而且排烃效率高,具有巨大的生烃潜力。研究认为,微生物化石以藻类为主且含量丰富,表征优质烃源岩中有机质富集与藻类勃发事件有关;构造沉降与沉积充填、火山喷发活动等对优质烃源岩的形成发育具有重要促进作用。优质烃源岩对油藏有明显的源控作用,已发现的油藏纵向上多位于优质烃源岩层上下,平面上位于其内部或者边缘。     

准噶尔盆地东部中二叠统芦草沟组烃源岩生烃潜力评价

中二叠统芦草沟组是准噶尔盆地东部最重要的烃源岩层系,前期研究已证实其在吉木萨尔凹陷具备极好的生烃潜力,但在东部其他地区是否具备规模生烃潜力尚待深入研究。基于总有机碳和热解、有机岩石学、生烃模拟实验、盆地模拟、井—震联合解释等方法,系统比较了吉木萨尔凹陷和盆地东部其他地区芦草沟组烃源岩的生烃潜力,探讨了优质烃源岩的发育环境,刻画了规模有效烃源灶的分布。研究结果表明：准噶尔盆地东部芦草沟组烃源岩为一套以I—II型干酪根为主的倾油型烃源岩,总体为好—极好烃源岩。除继承性凸起区外,该区芦草沟组烃源岩在侏罗纪陆续进入生烃门限,在白垩纪普遍进入主生油窗,现今进入主生油窗的面积达1.1×10⁴ km²。吉木萨尔凹陷与盆地东部其他地区芦草沟组烃源岩具有相似的生物标志物特征,表现为较低的姥植比和Pr/n-C₁₇、Tm/C₃₀藿烷、C₁₉/C₂₁三环萜烷和C₂₄四环萜烷/C₂₆三环萜烷值以及较高的β-胡萝卜烷丰度、伽马蜡烷丰度和Ts...     

二连盆地东北部下白垩统烃源岩有机相与生烃特征

巴音都兰凹陷与乌里雅斯太凹陷位于二连盆地东北端,相距仅30 km,但两凹陷烃源岩有机相类型存在较大差异:巴音都兰凹陷烃源岩主体为C相,初始氢指数为400~800 mg/g,平均为600 mg/g,烃源岩有机显微组分主要为腐泥组,形成于水体分层的微咸水—淡水还原环境;乌里雅斯太凹陷烃源岩为D/E相,初始氢指数为200~400 mg/g,平均为333 mg/g,烃源岩形成于淡水偏氧化沉积环境,有机显微组分主体为腐泥组、壳质组和镜质组混合型。烃源岩有机相决定生油特征,两凹陷烃源岩在生烃特征方面具有显著差异:主要表现为巴音都兰凹陷原油具有较高含硫量与总胶质量,原油API为15°~30°;而乌里雅斯太凹陷南洼原油API为35°~45°,原油油质较轻。烃源岩有机相差别也造成生烃门限差异:乌里雅斯太凹陷南洼烃源岩主体成熟度比巴音都兰凹陷烃源岩成熟度高;巴音都兰凹陷生烃门限深度为1 500~1 600 m,而乌里雅斯太凹陷南洼生烃门限深度为1 900~2 000 m,比二连盆地其他富油凹陷的生烃门限更深。D/E相烃源岩与典型C相烃源岩(以层状藻和结构藻为主)具有不同的生烃特征,D/E相烃源岩生排烃温度更高,同时排出原油以轻质油为主。     

准噶尔盆地西部坳陷二叠系下乌尔禾组烃源岩生烃潜力评价

利用岩石热解、镜下观察、热演化史分析、生烃热模拟实验及盆地模拟等手段,从岩性、有机质特征、生物标志物特征、规模有效烃源灶的分布特征等方面对准噶尔盆地西部坳陷二叠系下乌尔禾组烃源岩的生烃潜力进行了系统研究。研究结果表明：(1)西部坳陷下乌尔禾组烃源岩主要为一套纹层不明显的泥岩沉积,岩性包括深灰色泥岩、灰色粉砂质泥岩、灰色泥质粉砂岩及灰色含炭粉砂质泥岩等,局部颜色深。(2)下乌尔禾组烃源岩整体生烃潜力一般且样品间差异性明显,有机质类型主要为Ⅲ型干酪根,岩石热解氢指数HI一般小于100 mg/g,为倾气型烃源岩;有机质成熟度分布范围大,镜质体反射率Ro为0.64%～1.56%,平均1.06%,产率指数PI为0.05～0.74,平均0.33,总体位于主生油窗,现今沙湾凹陷、盆1井西凹陷和玛湖凹陷分别处在生油高峰晚期、生凝析油/湿气和生干气阶段;有机质丰度、生烃潜力差别大,TOC值为0.29%～9.16%,平均0.85%,生烃潜量(S1+S2)为0.29～3.16 mg/g,平均0.74 mg/g,样品中差烃源岩和中等—好烃源岩各占50%。(3)下乌尔禾组烃源岩以浅湖沉积为主,处于淡水、弱氧化环...