海拉尔盆地乌尔逊凹陷乌32井烃源岩评价及油源对比

对海拉尔盆地乌尔逊凹陷乌32井南二段和南一段所钻遇4套暗色泥岩的有机质丰度、类型和成熟度进行了评价,并对大二段、南二段和南一段3个含油砂岩抽提物的油气来源进行了分析。烃源岩评价结果表明,乌32井南屯组共发育3套好烃源岩,有机质类型为Ⅱ1型和Ⅱ2型,南二段烃源岩处于生油高峰,南一段烃源岩已达到生裂解气阶段。油源对比证实,该井不同层段油气来自不同烃源岩,大二段原油来自南二段下部烃源岩,南二段原油来自南二段上部烃源岩,南一段原油来自南一段下部烃源岩。乌尔逊凹陷南部洼槽区具有形成大规模油气藏的潜力。     

塔木察格盆地南贝尔凹陷优质烃源岩地球化学特征

钻井勘探实践表明,塔木察格盆地南贝尔凹陷主要发育3套主力烃源岩,分别是大磨拐河组、南屯组、铜钵庙组。不同层段的烃源岩,具有不同的地球化学特征。通过族组成、饱和烃色谱、生物标志化合物、碳同位素等指标对南贝尔凹陷大磨拐河组、南屯组、铜钵庙组烃源岩的地球化学特征进行了综合研究,结果表明,源岩饱和烃含量较高,芳烃含量较低,非烃+沥青质含量范围变化较大,体现湖相生源特征。饱和烃色谱图形态主要为单峰型,主峰碳一般为n C19、n C21和n C23,反映有机质为低等水生生物和陆源高等植物的双重来源。色谱—质谱图中三环萜烷含量很低,以五环三萜烷为主;甾类化合物以规则甾烷为主,C2720(R)、C2820(R)、C2920(R)呈不对称"V"字型分布,4-甲基甾烷含量很低,具有藻类和高等植物双重生源特征。大磨拐河组和铜钵庙组烃源岩的饱和烃、芳烃碳同位素明显偏重,南屯组源岩则有所变轻,反映出南屯组源岩的有机质类型较好,低等水生生物输入的比例较大。综合评价认为南屯组烃源岩母质类型好,成熟度适中,是该区的主力烃源岩。     

海—塔盆地巴音戈壁凹陷烃源岩地化特征及评价

烃源岩品质对于一个地区资源潜力的估算有着重要意义。巴音戈壁凹陷烃源岩主要发育在大磨拐河组、南屯组和铜钵庙组地层中。通过多种烃源岩地化特征参数对凹陷内烃源岩主要发育层位的有机质丰度、类型和成熟度展开全面研究,结果表明大磨拐河组烃源岩有机质丰度中等,类型偏差,成熟度低,对油气生成的贡献弱;南屯组烃源岩有机质丰度是3组地层中最好的,有机质类型好,成熟度适中,是凹陷内重要的烃源岩;铜钵庙组烃源岩有机质丰度中等,类型以Ⅱ型为主,且已成熟,是凹陷内又一套重要烃源岩层。通过以上成果并根据凹陷内有机碳和Ro等值线数据综合研究,得出有效烃源岩的分布情况,认为巴音戈壁凹陷烃源灶主要分布在南北2个洼槽内,且铜钵庙组烃源灶发育范围要大于南屯组。     

海拉尔盆地乌东斜坡带南屯组烃源岩评价

根据实测和收集的烃源岩地球化学数据,分析了海拉尔盆地乌东斜坡带的烃源岩分布特征、地球化学特征和热演化特征。从有机质含量(TOC)、氯仿沥青"A"、总烃含量、生烃潜量、有机质类型、成熟度(Ro)和暗色泥岩厚度等方面对南屯组烃源岩进行了综合评价,仅从现有数据进行评价认为乌东斜坡带南二段烃源岩生烃指标较好,评价为中等-好烃源岩;而南一段烃源岩生烃指标最好,综合评价为中等-好烃源岩。综合各项化学指标认为南屯组一段烃源岩成熟度要优于南屯组二段烃源岩。     

呼和湖南屯组煤系源岩地化特征及油源对比

呼和湖凹陷是海拉尔盆地未来储量接替重点领域,目前勘探程度低,主力勘探目的层段南屯组为一套煤系地层,发育多种类型烃源岩,精细评价该区南屯组煤系烃源岩对油气勘探具有重要的意义。以源控论为基本指导思想,采用烃源岩地球化学分析技术及盆地模拟技术分类评价呼和湖凹陷南屯组不同类型烃源岩。结果表明,呼和湖凹陷南屯组煤、炭质泥岩及泥岩均可作为烃源岩,炭质泥岩及泥岩母质类型较好,丰度较高,为优质烃源岩层。利用生物标志化合物对比和碳同位素对比分析呼和湖凹陷南屯组油源关系,结果表明,呼和湖凹陷南屯组分布2种不同成因的原油类型:南二段原油具有煤成油的特点,与南二段煤及炭质泥岩具有较好的相似性;南一段原油为湖相泥岩生成的正常原油,与南一段的泥岩及南二段泥岩具有较好的亲缘性。应用这一方法对煤系源岩进行评价,不仅对呼和湖凹陷的油气勘探工作具有重要意义,同时对于勘探程度低、钻井稀少的含煤凹陷中的烃源岩评价工作更为有效。     

南贝尔凹陷东次凹构造特征及对油气成藏的控制

南贝尔凹陷位于海拉尔—塔木察格盆地中部断陷带的中南部,经历了多期次的构造运动和不同的应力场作用,盆地内断裂带比较发育,南贝尔凹陷东次凹纵向上发育上下2套断裂体系,断陷期断裂体系和断坳期断裂体系,其构造演化和整个塔木察格断陷盆地的构造演化特征是一致的,纵向上经历了断陷期、断坳期、坳陷期等多期构造运动,即铜钵庙组—南屯组断陷发育期,大磨拐河组—伊敏组断坳期、伊敏组末—至今坳陷期。其构造活动对油气聚集成藏起到了控制作用,主要体现在:控制沉积的发育;控制烃源岩的展布;形成了多种圈闭类型;为油气运移提供了油气运移通道作用。主要研究了南贝尔凹陷的构造特征及对油气成藏的控制,总结了油气分布规律,对今后的油气勘探方向具有重要的指导意义。     

南贝尔凹陷东次凹稠油地球化学特征及成因

对南贝尔凹陷东次凹发现的稠油的物理性质和地球化学特征进行了分析。本地区稠油密度为0.8812~0.9406g/cm3,粘度为53.30~2571.14mPa·s,属于普通稠油。色谱特征显示该区稠油为非生物降解原油,各项成熟度参数偏低;从塔21-77、塔21-79等斜坡上的单井来看,南屯组一段和南屯组二段发育暗色泥岩,具备一定的生油潜力,但成熟度较低;通过油源对比,稠油甾萜烷显示的成熟度介于洼槽中心南屯组一段源岩与斜坡带南屯组源岩之间;综合分析表明该区稠油主要为洼槽中心南屯组一段泥岩所生成熟原油与本地南屯组一段泥岩所生低成熟度原油的混源油。用大庆油田开发的分层产能贡献比例计算软件,定量计算洼槽中心南一段源岩和本地南一段源岩的贡献比例,随着运移距离的增加,来源于洼槽中心的南屯组一段成熟源岩比例急剧降低,斜坡带低熟源岩比例迅速增加,比例分别为25.27%和94.75%,表明远离生油洼槽的稠油主要是本地源岩所生。下步可在有效源岩区甩开勘探,寻找稠油油藏。     

巴彦呼舒凹陷稠油地球化学特征及油源对比研究

楚5井、舒1井是巴彦呼舒凹陷的两口工业油流井,所产原油为稠油.稠油粘度大,含蜡量高,凝固点低,属于低凝中质稠油；楚5井原油饱和烃含量低,而非烃十沥青质含量高,表明其母岩成熟度较低,从甾烷C2920S/20S+20R及C29ββ/(αα十ββ)来看,其具有成熟原油的特性,但是成熟度较低；通过碳同位素曲线和类异戊二烯烃分布特征对比,结果显示楚5井铜钵庙组原油来源于铜钵庙烃源岩,舒1井原油来源于南一段烃源岩；凹陷西部陡坡带在伊敏组末期发生过强烈的构造反转,致使烃源岩正常热演化过程被破坏,成熟有机质所占比例很少,大部分有机质处于低熟阶段,造成油质偏稠.     

海拉尔盆地中部断陷带与外围凹陷烃源条件类比分析

海拉尔盆地存在三种烃源岩发育环境咸水—半咸水、微咸水—淡水和淡水—沼泽相。发育多种生烃母质类型,中部断陷带以Ⅱ型为主,有利于生油,东部断陷带较差有利于生气,西部断陷带好,以Ⅰ型为主。主力烃源岩层为南屯组和铜钵庙组,有机质丰度高,类型好。烃源岩生、排烃门限外围凹陷较中部凹陷浅。     

长岭凹陷青一段烃源岩地球化学特征及意义

为研究长岭凹陷青山口组青一段烃源岩的有机质来源及沉积环境特征,在研究区内系统的采集了44件样品,开展了烃源岩总有机碳（TOC）、氯仿沥青“A”含量、干酪根碳同位素及生物标志化合物等地球化学特征测试实验,分析了长岭凹陷南北两地区烃源岩地球化学特征及沉积环境的差异性。研究结果表明,长岭凹陷青一段烃源岩整体为最好烃源岩,且北部地区有机质丰度高于南部地区。北部有机质类型为Ⅱ₁型,南部有机质类型为Ⅱ₂-Ⅲ型。青一段烃源岩整体处于成熟—高成熟阶段。长岭凹陷青一段烃源岩北部有机质母质来源主要为水生生物,而南部地区属于混源输入。北部地区古水体盐度高于北部,属于偏还原性的沉积环境,而南部地区盐度相对较低,属于弱还原—氧化环境。北部地区相较于南部地区有良好的生油气潜力,为勘探有利区。     

碳酸盐胶结物对塔木察格Tx-36井区试油结果的分析

Tx-36井区位于蒙古国塔木察格盆地塔木察格南贝尔凹陷东次凹北洼槽。该井区出现了多口井录井显示、录井、测井认识与试油结果反差大的矛盾。大部分观点认为:该矛盾是海塔盆地凝灰质的成分和含量影响储层非均质性所造成的。通过对岩石薄片鉴定、岩石碳酸盐含量检验、岩石物性检验等检测结果进行了研究,得出该区除凝灰质外,碳酸盐矿物含量的变化也是该区储层微观非均质性及其主控因素的新认识,为海塔盆地勘探开发中优选试油工艺提供了新的依据。     

基于测井参数的煤系烃源岩总有机碳含量预测模型

复杂沉积环境下,烃源岩物性差异较大。经相关性分析揭示了煤系烃源岩TOC含量与各测井参数间存在相关性差异较大、各测井参数间含有互相关关系的特点。采用平均影响值(MIV)方法对测井参数进行筛选,筛选后的测井参数进入最终的BP神经网络建模,从而有效地规避了测井信息间的非相互独立性导致的模型预测误差增大及建模时间增加。依据研究区实验分析的TOC含量数据,分别建立适用于煤系烃源岩的Δlog R,BP神经网络和遗传算法(GA)优化的BP神经网络TOC含量预测模型。对模型试算分析,结果表明:GA改进后的BP神经网络模型预测效果最好,稳定性强,受烃源岩非均质性影响程度小,可以精细地反映煤系烃源岩TOC含量的细微变化。     

贝西地区南屯组扇体识别及预测技术

贝尔凹陷贝西次凹研断陷期地层厚度大,烃源岩发育,是主力生油洼槽。针对贝西地区扇体横向交错、纵向叠置,独自识别难,扇体内岩性组合复杂,有利储层预测难的特点,形成一套正演模拟扇体内部响应、多属性融合预测扇体平面分布和波形反演技术预测扇体纵向分布特征的技术组合。应用正演模型分析技术,在"三扇"沉积模式的指导下,明确了沉积扇体的地震识别特征,扇体沿早期形成的"沟谷"展布,形成多期扇体叠置,洼槽区则发育浊积扇;创新应用多属性融合技术开展砂层组沉积微相研究,精细调整色标,通过点线面结合,预测扇体平面特征与沉积微相吻合较好。应用波形反演技术对砂体从储层形态特征识别到单砂体精细刻画。反演结果清晰地反映出了扇体内部砂岩储层与非储层的组合关系。应用上述方法,优选有利扇体刻画目标15余个,部署2口井获得高产工业油流,进一步扩大了贝尔凹陷贝西次凹的勘探潜力。     

江西省二叠系龙潭组煤型气烃源岩特征

江西省赋煤盆地主要为萍乐坳陷,坳陷带内二叠系龙潭组老山段煤层发育最好,本文主要研究该地层的源岩特征,其中包括：烃源岩厚度、有机质丰度、有机质类型、有机质成熟度。数据分析与对比表明,该区煤型气主要是“自生自储”,有机质类型以生气为主,有机质成熟度处于高成熟阶段,有利于气体的生成。通过研究初步掌握了江西省煤型气烃源岩的基本特征,为后期勘探开发奠定了基础。     

淮南潘谢矿区深部煤系烃源岩地球化学特征与成烃潜力

为了查明淮南煤田潘谢矿区深部煤系的烃源岩生烃潜力,在对煤系烃源岩系统采样的基础上,应用总有机碳含量、氯仿沥青"A"、岩石热解、干酪根碳同位素、镜质组反射率等有机地球化学测试方法,结合深部煤炭勘查成果,深入探讨了淮南潘谢矿区深部煤系烃源岩地球化学特征、热演化及生烃组合特征。地球化学测试结果表明:潘谢矿区深部煤系有机质干酪根主要来源于陆生高等植物,类型属于Ⅱ_2-Ⅲ型,局部存在少量的Ⅱ_1型,具有良好的天然气生成潜力;上石盒子组、下石盒子组和山西组泥页岩TOC含量均达到了中等烃源岩标准,氯仿沥青"A"也均达到了好的烃源岩标准,上石盒子组和山西组泥页岩S_1+S_2达到了中等烃源岩标准,下石盒子组泥页岩S_1+S_2达到了好的烃源岩标准,因此泥页岩有机质丰度各项指标均达到了中等或者好的烃源岩标准,加上煤层总有机碳含量均在60%以上,表明潘谢矿区深部煤系有机质具有较高的原始生烃能力。在潘气1井煤系烃源岩有机地化和气测录井特征分析的基础上,结合深部煤炭勘查成果,以全区稳定发育的厚层煤层和泥页岩为目标层位,在潘谢矿区深部划分了3套稳定发育的生烃组合。组合1位于上石盒子组上段中-下部,厚40～60 m,是良好的页岩气-煤层气共生气藏;组合2位于下石盒子组上段,厚60～150 m,以煤层气为主,页岩气为辅;组合3位于山西组底部,厚20～35 m,以煤层气为主,页岩气为辅。     

西藏阿翁错盆地古近系牛堡组上段烃源岩评价

位于西藏中部的班公湖-怒江缝合带上发育了许多规模不一的新生代陆相沉积盆地。这些陆相沉积盆地具有沉积有机质丰度高、类型好和热演化程度中等的特点,有很好的油气勘探前景。对西藏阿翁错盆地古近系牛堡组上段实测剖面烃源岩的有机质丰度、有机质类型、有机质成熟度等方面的研究显示,牛堡组上段烃源岩较好,灰岩(泥灰岩和泥晶灰岩)的有机碳平均质量分数为0.53%,经恢复后为0.95%,表现出较好烃源岩特征。灰岩有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ1型为主。牛堡组上段灰岩有机质成熟度不高,主体处于低成熟阶段。总体评价阿翁错盆地牛堡组上段为中等烃源岩。     

松辽盆地齐家地区高台子油层致密油形成的有利条件

为认识松辽盆地齐家地区高台子油层致密油形成有利地质条件,通过应用地化资料分析、烃源岩排烃期、盖层识别和精细地质分析等方法,研究该区致密油的生油条件、源储匹配关系、储集层和盖层的发育特征。明确齐家地区致密油形成不同于常规油主要表现在烃源岩、储集层和源储共生关系。高台子油层致密油主要发育在烃源岩内部的三角洲前缘相带,为源储共生型。青山口组高成熟烃源岩有机质成熟度高,处于生油高峰期;有效烃源岩范围广,烃源岩排烃强度大,主要分布在齐家—古龙凹陷,为形成致密油藏提供丰厚资源基础。齐家地区致密砂岩储集层有单层厚度薄,隔夹层发育,纵向非均质性强,但横向分布稳定,大面积展布的特点。储集层砂岩孔隙类型、泥岩储集空间类型多样,物性整体较差但普遍含油。孔隙度一般在4%~12%,平均8.5%,渗透率一般在0.01~0.5m D,平均0.4m D。储层物性控制了纯油区的分布范围,纯油区内孔隙度普遍小于12%,渗透率多小于1m D。齐家地区致密油源储共生,处于稳定而宽缓的构造背景下,盖层发育,保存条件好,有利于致密油在断裂不发育、盖层发育的地质下成藏。建议以致密油成藏有利地质条件为突破口,逐步探索形成一套致密油勘探技术方法,加快生产运行节奏,推动松辽盆地致密油勘探开发进展。     

宁武盆地页岩气成藏条件认识及勘探实践——以宁探2井为例

基于成藏研究,结合宁武盆地南部深洼槽区二叠系下统山二段泥页岩探井勘探实例,详细解剖其钻井资料及压裂参数,结合实际排采效果,综合评价分析宁武盆地页岩气勘探潜力。研究认为：(1)宁武盆地煤系地层为一套泻湖-潮坪和三角洲沉积环境,暗色泥页岩发育,是宁武盆地页岩气成藏重要基础。(2)宁探2井钻遇泥页岩储层,厚度适中,TOC含量高,气测异常高,为优质烃源岩。(3)采用“前置酸液+变粘滑溜水”压裂液体系及“大液量、大排量”体积压裂工艺技术,经试采取得较好产气效果。     

塔东地区志留系柯坪塔格组海相砂岩储层成藏条件分析

根据地震、测井、钻井、分析化验资料,分析塔里木盆地东部地区志留系柯坪塔格组油气成藏条件。塔东地区有多口井在志留系柯坪塔格组获得工业油气流,见到好的油气显示。储层有利沉积相带为滨岸、潮坪和三角洲相,整体储层物性较差,为低孔低渗储层。塔东地区柯坪塔格组发育3套盖层,塔塔埃尔塔格组红色泥岩段全区分布,为区域性盖层;柯坪塔格组中段泥岩和致密砂岩盖层为局部盖层。油源对比表明油气主要来自下奥陶统—寒武系烃源岩,烃源岩有机质丰度高生烃潜力大。油气成藏时间有2期,分别是加里东晚期—海西早期和喜山期油气充注。塔东地区多期次构造运动造成志留系成藏条件十分复杂,志留系成藏保存条件对油气改造影响很大,因此寻找储盖组合有利、保存条件好的圈闭是勘探成功的关键。     

陆相断陷湖盆近岸水下扇沉积特征与沉积模式——以海—塔盆地塔南凹陷为例

陆相断陷湖盆陡坡带多发育呈裙带状分布的近岸水下扇沉积。近岸水下扇多发在湖盆水体较深的部位,通常与深湖相泥岩交叉互层分布,是形成油气藏的一种重要的沉积类型。海塔盆地的塔南凹陷南一段沉积时期,东部控凹断层强烈活动,快速下沉,使得湖盆水体快速上升,在其下降盘形成了一系列的呈裙带状分布的近岸水下扇沉积。紧密结合地震资料,利用钻井、测井资料对地层进行了划分和对比,并在地震资料上进行了识别。认为近岸水下扇垂向上具有向上变细的正旋回特征,岩性以分选较差的砂砾岩为主,不论在扇根、扇中还是在扇端,均普遍发育重力流沉积的结构及构造。在地震剖面上由扇根—扇中—扇缘表现为快速减薄的楔状体。南一段沉积时期强烈的构造活动、较陡的坡度、丰富的物源供应是控制近岸水下扇发育的主要因素。