幔源CO2对渤海海域秦皇岛29构造带油气成藏的影响

秦皇岛29构造带是渤海海域为数不多的典型高含CO₂气体的油气带,研究油气充注与高丰度CO₂气体运移、聚集之间的相互关系,对于油气勘探和CO₂气藏的发现都具有重要意义。基于原油饱和烃和芳烃等地球化学实验分析结果以及流体包裹体岩石学特征等,系统开展了CO₂气体充注与秦皇岛29构造带油气成藏的相互关系及影响,研究并深入探讨了秦皇岛29构造带高含CO₂气体的油气藏形成机理。研究认为：(1)构造带油气主要赋存于沙河街组一段(沙一段)和东营组,油气来源于秦南凹陷沙一段和沙三段烃源岩,以沙一段为主;(2)构造带油气藏经历了两期油气充注事件,早期以原油充注为主,运移方向以横向为主,石油自北向南沿着砂体运移,由秦南凹陷运移至凸起带,晚期发生了岩浆热流体引起的气体瞬时充注事件,以垂向运移为主,富含烃类的超临界CO₂流体先沿着深大断裂向上运移,进入主力油层后,自南向北横向运移;(3)构造带油气藏气洗作用比较明显,形成了主力油气藏底部富集稠油和沥青、中部为轻质油、上部为凝析油,以...     

渤海湾盆地渤中凹陷渤中21-22构造区CO2成因及其对油气成藏的影响

渤海湾盆地渤中凹陷渤中21-22构造区CO₂含量高,对油气成藏具有深刻影响,但相关研究薄弱。基于天然气组分、碳同位素和氦同位素等地球化学资料,对渤中21-22构造区CO₂与烃类气成因、CO₂与油气成藏关系及其对油气成藏的影响进行了深入分析。结果表明：渤中21-22构造区烃类气与非烃气含量大致相当,CO₂为火山幔源无机成因,烃类气主要为沙河街组三段的偏腐殖型干酪根热解气。CO₂主充注期为新近系馆陶组沉积时的火山岩浆活动期,油气的主成藏期为新近系明化镇组沉积期以来,CO₂充注成藏期明显早于原油和烃类气。渤中21-22构造区为早期CO₂充注、后期油气成藏的模式,早期充注的CO₂会优先占据有效储集空间,阻碍后期原油和烃类气的持续充注成藏,仅部分烃类气可继续充注并与CO₂混合,形成现今的高含CO₂气藏。     

南海北部边缘盆地CO2成因及充注驱油的石油地质意义

在获取大量地质、地球化学资料的基础上,对南海北部边缘盆地CO₂的成因及充注驱油特征进行了分析,结果表明:南海北部边缘盆地CO₂可划分为壳源型岩石化学成因、壳源型有机成因、壳幔混合型及火山幔源型成因4种成因类型;其中,莺歌海盆地壳源型及壳幔混合型CO₂运聚成藏主要受控于泥底辟热流体晚期分层分块多期局部上侵活动与上新统—中新统海相含钙砂泥岩的物理化学综合作用;琼东南盆地东部及珠江口盆地火山幔源型CO₂成藏主要受控于幔源型火山活动及沟通深部气源的基底深大断裂的展布;CO₂运聚成藏中,其充注驱油过程主要受运聚输导条件及气源供给等诸多地质关键因素的制约和控制.由于CO₂充注驱替往往导致油气藏中油气再分配或重新组合,并引起原来的油气产出及产状特征发生变化,故容易形成新的油藏或气藏.因此,可以将CO₂充注驱油特征作为判识油气成藏动态过程的示踪标志,用于预测油气运聚状态,追踪油气分布特征.     

松辽盆地南部幔源CO2与油气充注时序-来自含片钠铝石砂岩的证据

沉积盆地中幔源CO₂的充注时间是进行CO₂-砂岩相互作用以及CO₂-原油相互作用研究的基础。一般将CO₂气藏附近火山岩的喷发年龄视为幔源CO₂的充注时间,但是,这一思路明显不适合于具有多期火山活动的含油气盆地。通过成岩共生序列和流体包裹体的系统研究,在松辽盆地南部含片钠铝石砂岩中解读出两期油气和一期CO₂充注记录,其中,第一期和第二期油气充注记录主要以液烃包裹体和气液烃包裹体形式赋存于自生矿物和碎屑矿物的裂隙中,幔源CO₂充注的记录为片钠铝石自生矿物和赋存于碎屑矿物裂隙中的含CO₂包裹体,幔源CO₂的充注略晚于第二期油气充注或与其大致同时。根据含片钠铝石砂岩的成岩共生序列和流体包裹体研究,结合已有的油气成藏时间和构造裂缝发育时间判断,松辽盆地南部形成片钠铝石的幔源CO₂的充注时间可能为白垩纪末(明水期末)-古近纪。     

柴达木盆地冷湖5号构造油气藏成藏机理

冷湖5号构造是柴达木盆地北缘冷湖构造带的重点勘探对象之一,其构造内的冷科1井钻遇侏罗系巨厚生油岩,使冷湖构造带的油气潜力得到充分认可,通过对冷湖5号构造典型油气藏油气成藏模式的解剖,分析得出冷湖5号构造油气藏基本上有两大成藏期,分为深浅两套油气藏、两种油气藏类型。深层(J—E)原生油气藏主要形成于E₃—N₁,浅层(N)次生油气藏形成于N₂末以后。浅层油气藏成熟度低于深层。浅层(N)油气藏具有早期充注、晚期成藏的特点;深层(E)油气藏具有早期成藏、长期充注的特点。     

东营凹陷油气成藏期次及其分布规律研究

东营凹陷发育了咸水湖相沙河街组四段上部烃源岩和半咸水深湖相的沙河街组三段下部烃源岩两套有效烃源岩。根据原油的地球化学特征和储层流体包裹体等资料,将油气藏的形成分为两个大的阶段:第一期为早第三纪东营期末,凹陷中心的沙河街组四段上部烃源岩已进入生油门限并开始排烃,后由于喜山运动使全区遭受抬升和剥蚀,油气生成过程中断,原油的生物标志化合物组成表明,此阶段的原油成熟度较低,油气生成数量有限;第二期为晚第三纪至第四纪沉积时期,伴随着凹陷的持续全面沉降和深埋,沙河街组三段下部和沙河街组四段上部烃源岩进一步成熟,生烃作用增强,原油的成熟度较高。两次成藏的原油分布具有明显的规律性:凹陷边缘油藏的原油主要来自沙河街组四段上部烃源岩,原油成熟度较低,是早期充注成藏的;生油凹陷中心油藏的原油主要来自沙河街组三段下部烃源岩,原油成熟度较高,为第二期充注成藏的;而过渡带(斜坡带)油藏的油气来源及成藏期比较复杂,总体特征是混源聚集、多期充注成藏。     

北部湾盆地福山凹陷流沙港组页岩特征及页岩油气资源潜力

页岩油气是中国最具潜力和战略性的油气接替资源之一。为了弄清福山凹陷流沙港组页岩油气资源潜力,指导页岩油气的勘探选区,基于钻井、测井、录井及试油资料,利用有机地球化学分析方法,明确了流沙港组页岩特征,参考国内页岩油气勘探的成果经验,建立了研究区流沙港组页岩油有利区划分标准,预测有利区并制定了勘探对策。结果表明：(1)流沙港组不同层段均发育富有机质页岩,整体西薄东厚,皇桐、白莲及海口洼陷为主要厚度中心;页岩TOC平均为1.53%,S₁(恢复后)平均为1.64 mg/g,S₁+S₂平均为4.32 mg/g,氯仿沥青“A”平均为0.12%,OSI在埋深2 800 m以下大于100 mg/g;有机质类型以Ⅱ₁—Ⅱ₂型为主,来源包括藻类与高等植物,属于弱氧化-弱还原环境的淡水湖相沉积;受埋深控制和热事件影响,不同地区页岩成熟度存在差异,但均已处于成熟或生烃高峰的演化阶段,具备发育页岩油气的物质条件。(2)近源成藏的常规油气藏物性特征表明,页岩层段生成的油气具有低密度、低黏度、低硫、低凝固点...     

东海盆地丽水凹陷油气成藏制约因素分析

东海盆地丽水凹陷内火山岩发育,已发现的油气大多含有CO₂ 气体。 对凹陷内丽水 ３６－１ 构造含油气系统进行分析,结合凹陷内CO₂含量和火山岩的平面展布特征,探讨CO₂和火山岩对丽水凹陷油气成藏的影响。 研究表明：丽水 ３６－１ 构造的油气成藏具有始新世成藏和钱塘运动之后成藏特征,并伴随有CO₂ 的注入;钻井中CO₂含量与火山岩的平面展布具有成因联系,与火山岩的距离越近、周缘火山岩展布面积越大,钻井内CO₂含量越多;CO₂的充注与烃类充注同期,或晚于烃类充注,使得富含CO₂的天然气在较深的、物性较差的储集层富集;丽水凹陷后期,注入的CO₂气体促使先期注入的富烃气体向西次凹的西斜坡和构造反转带聚集,丽水凹陷内CO₂的含量和火山岩的分布对油气运移聚集具有指示作用。     

松辽盆地王府凹陷扶杨油层原油充注途径示踪

基于砂岩油藏充注模式,通过研究油藏内部原油成熟度的微细变化,依据成熟度参数的等值线可以示踪油藏充注的过程,成熟度参数等值线向前最为凸出的部位是石油运移/充注的优势途径。通过研究各项饱和烃成熟度参数,筛选出三环萜烷/17α(H)-C₃₀藿烷,Ts/(Ts+Tm),C₃₀重排藿烷/17α(H)-C₃₀藿烷,C₂₉甾烷ββ/(ββ+αα)等4项不受其他地质因素影响的参数,用于王府凹陷扶杨油层原油运移/充注途径的研究。通过17件扶杨油层原油的研究表明,所有参数均反映出王府凹陷原油成熟度分布规律一致,双32井为原油充注点,其离烃源灶最近;研究区内存在3条优势运移/充注途径,一是自双32井往北东方向充注至双26—双301—双31井区;二是自双32井处,经双38井,往北西西方向充注至长64—长11—长17井区;三是自双32井往北西方向充注至双231—双23井区。      

川东地区侏罗系自流井组大安寨段致密储层油气成藏特征

川东地区侏罗系自流井组大安寨段具有“近源成藏”特征。通过烃源岩评价、流体包裹体分析、埋藏史恢复等方法,对川东地区侏罗系自流井组大安寨段储层特征与油气成藏进行了研究。研究结果表明: ①川东地区侏罗系自流井组大安寨段泥页岩有机质类型主要为Ⅱ型,实测残余有机碳质量分数平均为0.67%,生烃潜量为1.53mg/g,有机质热演化程度为1.1%～1.3%,总体上,大安寨段烃源岩有机质丰度中等偏下,处于生烃高峰期。②研究区大一亚段岩性以介壳灰岩和灰岩为主,构造缝为最主要的储集空间类型,其次为沿构造缝发育的溶孔(洞)、溶蚀微孔,储层物性较差,为特低孔特低渗储层。③研究区大安寨段油气藏存在2期原油充注和1期天然气充注,2期原油充注时间分别为距今约140Ma和25Ma,其中第一期为相对低成熟度的原油充注,第二期为相对高成熟度的原油充注,且后者为主要充注期,天然气充注时间与第二期原油充注时间一致,主要为原油伴生气。     

塔河油田成藏期次的地球化学示踪研究

应用油藏地球化学的方法对塔河油田的成藏期次进行了探讨。塔河油田稠油正构烷烃分布完整,但色谱基线不同程度抬升;原油非烃和沥青质碳同位素偏轻,族组成碳同位素发生倒转;原油中普遍含有25-降藿烷。这些特征表明该区油藏经历了至少两期成藏过程,早期充注原油遭受生物降解作用后又受到高成熟原油充注。塔河油田天然气为典型的油型气,成熟度较高,为成熟—过成熟阶段产物,亦显示了两期充注的特征:早期充注的为典型的原油伴生气,充注时间与后期原油的充注时间相同;晚期充注的为高温裂解气,充注方向为自东向西。因此,塔河油田至少存在着3次油气充注过程。      

Characteristics of Oil and Gas Accumulation in Yong’an-Meitai Area of the Fushan Depression, Beibuwan Basin, South China Sea

The Yong’an-Meitai area is the focus of the present exploration in the Fushan Depression, Beibuwan Basin, South China Sea. All oils from this area are geochemically characterized by higher Pr/Ph ratio, higher proportion of heavy molecular weight hydrocarbons, and higher proportion of C29 regular steranes, which indicate that the organic matter of source rocks might have been deposited in an oxidizing palaeoenvironment and be dominated by higher plant organic matter input. The oil from E3w2 (the second member of Weizhou Fm. of the Oligocene) has a much higher density, relatively higher Pr/nC17 and Ph/nC18 ratios, and a “UCM—unresolved complex mixture” on gas chromatograms, which indicate that it has been slightly biodegraded. CPI and other terpane and sterane isomer ratios suggest they are all mature oils. The timing of oil charging in E3w2 and E2l1 (the first member of the Liushagang Fm. of the Eocene) determined by the homogenization temperatures of fluid inclusions and thermal evolution history are from 9-3 Ma and 8-3 Ma, respectively. Thus, the interpretation of E3w2 as a secondary reservoir is unlikely. The timing of oil charging is later than that of hydrocarbon generating and expulsion of Liushagang Fm. source rocks and trap formation, which is favorable for oil accumulation in this area. All molecular parameters that are used for tracing oil filling direction decrease with shallower burial depth, which suggests vertical oil migration. The widely occurring faults that penetrate through the source rocks of the Liushagang Fm. may serve as a fine oil charging conduit.     

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位于准噶尔盆地腹部的石南油田，四面分别与玛湖凹陷、盆1井西凹陷和石南凹陷相邻，其石油地质储量超过1×108t。石南凹陷二叠系烃源岩有机质成熟度低、类型差、生烃量小；盆1井西凹陷二叠系烃源岩有机质从成熟—过成熟均有分布、有机质类型好、生烃量巨大，玛湖凹陷烃源岩与盆1井西凹陷烃源岩石油地质特征相似，但因其中生界构造特征而被排除。文章运用有机地球化学方法，分析并类比了烃源岩和原油中C₂₀、C₂₁、C₂₃三环二萜烷和甾烷等生物标志化合物特征，确定：①石南油田油气主要来源于盆1井西凹陷二叠系风城组和下乌尔禾组烃源岩；②油气运移的通道主要是断层和不整合面；③油气至少有两期成藏。     

C4-C8轻烃在原油地球化学研究中的应用——以塔里木盆地大宛齐油田凝析油为例

全油样品的GC分析表明,塔里木盆地大宛齐油田不同层位的81个原油样品富含轻烃组分,且部分样品遭受了不同程度的微生物降解。以C₄-C₈轻烃地球化学参数为工具,对原油成熟度和次生蚀变等方面进行地球化学研究。轻烃成熟度参数表明,原油的折算R_c在0.9%左右,处于成熟阶段。对遭受生物降解作用的原油分析发现,随着生物降解作用的增强,其Mango轻烃参数K₁值减小,K₂值明显增大,甲基环己烷指数增大,甲基环戊烷较乙基环戊烷更容易遭受生物降解,表明单烷基环戊烷中烷基取代基越大的烃类越难遭受生物降解作用。结合轻烃参数指示的原油成熟度和母质来源,推测研究区原油为次生凝析油。通过轻烃参数对比研究发现,大宛齐油田凝析油轻烃参数特征与大北和其南部地区正常原油相似。依据塔里木盆地大宛齐油田的地质背景和原油成藏模式可知,研究区原油是大北和南部地区两类原油通过深大断裂运移到大宛齐浅部,通过蒸发分馏作用聚集成藏。      

沾化凹陷渤南洼陷沙河街组原油成因类型及分布特征

利用饱和烃色谱、色—质谱谱图特征及生物标志化合物指标,在沙河街组不同层系烃源岩地化特征差异性对比的基础上,结合原油地化特征,分析了沾化凹陷渤南洼陷已发现油气的成因类型及其分布规律。分析表明,渤南洼陷发育沙三段和沙四段2套有效烃源岩,其中沙四段烃源岩按照地化特征差异又细分为膏盐间和膏盐下烃源岩,三者在伽马蜡烷含量、姥植比和成熟度指标上存在明显差异。油源对比表明,目前已发现的原油存在5种成因类型,且具有一定的分布规律。沙三Ⅰ型和沙三Ⅱ型原油均来源于沙三段烃源岩,但是在成熟度和分布上明显不同,沙三Ⅰ型原油分布在洼陷区的沙三中上亚段,成熟度相对较低;沙三Ⅱ型原油分布层位较深,成熟度较高。沙四Ⅰ型原油分布零星,来源于沙四段膏盐间烃源岩。沙四Ⅱ型原油主要来源于沙四段膏盐下烃源岩,多为自生自储型油藏;混源型油气来源于沙三和沙四段烃源岩。油气分布远离油源中心,多位于断阶带上,断层作用对其分布影响明显。     

北部湾盆地涠西南凹陷东南斜坡原油成因类型及成藏特征

北部湾盆地涠西南凹陷东南斜坡是重要的油气聚集区。为研究其原油成因类型及成藏特征,开展了原油生物标志物分析和同位素等地球化学分析。结果表明：①涠西南凹陷东南斜坡原油可划分为2类,Ⅰ类为具有较低的4-甲基甾烷丰度和较轻的碳同位素特征的原油,主要分布在流一段;Ⅱ类原油具有较高的4-甲基甾烷丰度和较重的碳同位素特征,主要见于流二段、流三段和涠洲组。②东南斜坡钻遇流沙港组烃源岩,地球化学特征揭示其存在上、下2个供烃组合,即包括流一段泥岩-流二段中部泥岩的上组合和流二段底部油页岩-流三段上部泥岩的下组合。③应用生物标志物和同位素组成等参数进行油源精细对比可以得出,第Ⅰ类原油来源于上组合,第Ⅱ类原油来源于下组合。烃源岩岩相控制了不同类型原油的分布,东南斜坡的流二段、流三段、角尾组、下洋组及基底风化壳均是寻找第Ⅱ类原油的有利区,东南斜坡流一段岩性圈闭是寻找第Ⅰ类原油的有利区。该研究成果对北部湾盆地涠西南凹陷油气勘探具有重要指导意义。     

北部湾盆地涠西南凹陷涠洲11⁃4—涠洲11⁃4N油田油气运聚的源控特征

基于原油生物标志化合物分析,对原油类型进行了划分,明确了北部湾盆地涠洲11?4油田与涠洲11?4N油田的原油类型分布特征及其油气运聚差异性。研究区原油分为A和B两类,前者成熟度高,主要来自流二段底部油页岩,后者成熟度低,主要来自流二段上部与流一段泥岩。A类原油在凹陷边缘构造高部位的涠洲11?4油田新近系角尾组与凹陷内构造低部位涠洲11?4N油田下部的流三段均有分布,而B类原油主要分布在涠洲11?4N油田上部的涠洲组和流一段。原油空间类型与烃源岩分布关系表明,A类原油主要在流二段下部的流三段成藏或沿流三段砂体侧向向构造高部位运移成藏;B类原油主要在凹陷内通过断裂近距离垂向运移成藏。这指示了成熟度较低的烃源岩生成的油气主要在凹陷内近距离运聚成藏,而A类原油主要在流二段底部油页岩附近与凹陷边缘的构造高部位运聚成藏。     

北部湾盆地涠西南凹陷涠洲组二段油气成藏特征分析

南海北部湾盆地涠西南凹陷是一个富生烃凹陷,但目前涠洲组二段发现的油气资源规模有限,其成藏特征和规律不清,制约了下一步的勘探方向。通过分析化验、钻井资料和地震资料,对涠洲组二段油气成藏主控因素和成藏规律进行研究,分析表明涠洲组原油主要来自于流沙港组二段中上部厚层优质油页岩,涠洲组二段上层序湖相泥岩是区域上良好盖层。油气主要分布在2号断裂带的沟源断裂附近,沟源断裂是其成藏关键因素;反向断层遮挡的屋脊构造,同时断层断面处断层泥比率(SGR)大于0.64、泥岩涂抹系数(SSF)小于1.70的断块圈闭成藏概率高,是下一步比较有利的勘探目标和方向。     

塔北隆起中部原油轻烃地球化学特征及其意义

对塔北隆起中部27个原油样品进行了轻烃地球化学分析,结果表明这些不同区块、不同层位、不同产状原油C₅-C₇与C₇轻烃组成非常接近,原油母质高度相似,均反映典型的海相成因、主要源自藻类和细菌等低等生物。轻烃2-MH/3-MH值和Pr/Ph值具有较好的正相关性,指示其沉积环境介质条件可能存在细微差异。庚烷值和异庚烷值分别介于22.97%～37.37%和1.04～4.06之间,原油生成温度为119.03~130.89℃,表明属于高成熟原油。混有早期生物降解原油的多期充注成藏,使得轻烃组成揭示的仅为晚期正常原油的地质地球化学信息。     

珠江口盆地番禺低隆起轻质原油芳烃地球化学特征

采用GC-MS分析技术,在珠江口盆地番禺低隆起5口井6个轻质原油样品中检测到了联苯、萘、菲、二苯并噻吩等13个系列200多种化合物,详细分析了轻质原油芳烃地球化学特征。L1井和P1井轻质原油与P2、P3和P4 3口井的轻质原油芳烃化合物的分布特征差异较大,L1井和P1井轻质原油样品中具有二苯并呋喃和芴系列化合物含量高、萘系列化合物含量低的特征,而且这两类轻质原油的联苯系列和萘系列化合物相对丰度关系存在明显差异,芴、硫芴和氧芴含量也表明了两者之间沉积环境的差异。这都表明L1井和P1井轻质原油与P2、P3和P4 3口井的轻质原油的来源不同。P2、P3和P4 3口井轻质原油母源为恩平组烃源岩,而L1井和P1井2个轻质原油可能主要来自于文昌组湖相泥岩,或者为文昌组和恩平组烃源岩两者混合来源。芳烃中甲基萘、甲基菲和甲基二苯并噻吩成熟度参数反映番禺低隆起轻质原油样品成熟度已经处于高成熟演化阶段。