海拉尔盆地源岩排油气量计算及其定量评价

根据海拉尔盆地源岩排油气量的研究,提出了对源岩进行综合定量评价的源岩指数-SRI,海拉尔盆地源岩指数SRI的数值分布于0～100范围。SRI<0说明源岩还没有大量进入排油气门限。SRI≥100说明源岩的品质较好,SRI数值越大,源岩品质越好,排出的烃量越多。海拉尔盆地油气源岩平均排甲烷、重烃气和液态烃的临界门限分别为<400m、600m和1870m。它们的甲烷气源岩指数(SRIg₁)、重烃气源岩指数(SRIgn)和液态烃源岩指数(SRIo)分别小于100、50和25,表明海拉尔盆地的天然气勘探前景较好。     

地质因素对源岩排烃相态的影响及其贡献评价

用盆地模拟方法综合研究陆相泥质源岩水溶相、扩散相、油溶(气)相和游离相四种形式的综合排烃作用,探讨13种主要的地质因素对各相态形式相对排烃量的影响及其相对贡献量大小.研究表明,处于不同埋深阶段的陆相泥质源岩排油气相态特征不同,影响因素不同;在一般地质条件下,我国陆相泥质源岩以游离相、油溶相、水溶相和扩散相排出的天然气量分别为49%、11%、18%和22%左右,以游离相、水溶相和扩散相排出的油量分别为92%、8%和0%左右.     

三塘湖盆地二叠系芦草沟组二段源岩油可动烃探讨

三塘湖盆地二叠系芦草沟组二段发育一套沉凝灰岩烃源岩层系,地层厚度大,有机质丰度高,类型好,整体处于生油窗内,油气以"自生自储"就近聚集成藏为主,烃源岩即是好的产油层,为典型的源岩油成藏特征。源岩油勘探主要评价储集层可动烃含量,本文探讨了利用录井气测、定量荧光、岩石热解以及核磁共振测井技术定性和定量表征源岩油中的可动烃,根据实测数据,用岩石热解法对其可动烃资源量进行定量估算,三塘湖盆地马朗凹陷二叠系芦草沟组二段源岩油可动烃资源约5.53×10~8t,资源丰度可达300×10~4t/km~2,源岩油勘探潜力较大。     

油气运移、聚集定量计算研究

利用一维盆地模拟方法定量计算了每个井点不同时间间隔的古埋深和累计生油生气量。利用压实排烃机理和临界排油饱和度计算了生油岩的排烃量，综合考虑了断层发育、抬升剥蚀等的影响。以排烃量为油源，用过刺压力、浮力和非均质性研究储集层内油气二次运移的势强度。提出了计算二次运移流缦场和散失量的方法。与古构造图这合可对圈闭进行定量评价。     

渤海湾盆地渤中坳陷气油比的控制因素及勘探意义

渤中凹陷烃源灶具有机质类型好(主体为Ⅱ型和Ⅰ型)、成熟度高(主体处于过成熟阶段)的特点。已有资源评价的基本认识是渤中凹陷的生气量大于生油量,生成烃类的气油比约为1500m3/t,前人由此而做出该凹陷应以产气为主的远景预测。深埋的Ⅰ型和Ⅱ型源岩灶并非高效的气源灶,其生气量不及Ⅲ型源岩灶。沉积盆地气油比的主要控制因素是源岩氢指数,Ⅰ型和Ⅱ型源岩至生油窗底界排油效率可高达80%~90%,由于生成的油绝大部分已排离源岩,在源岩进一步成熟过程中仅有少量天然气生成,生成的天然气也可能溶于油藏中。因此,即使渤中凹陷现今东营组和沙河街组源岩处于高-过成熟阶段,环渤中凹陷的油气发现仍应以液态烃为主。已有的油气产率图版主要基于封闭体系模拟实验,未虑及石油的排出,对Ⅰ型和Ⅱ型源岩生气量的评价明显过高,故不适用于天然气资源评价。对于现今处于高-过成熟的Ⅰ型和Ⅱ型源岩,需从开放体系高排油效率的理念出发,按生烃动力学和质量平衡的方法分析生排烃量在地质历史中的演化。对于主体为Ⅰ型和Ⅱ型源岩灶的油气系统或沉积盆地,只要源岩所生成的石油尚未经历高温裂解,即使源岩灶处于高-过成熟阶段,仍应以找油为主,而源岩处于凝析油-湿气阶段甚至干气阶段,并不意味着区域资源量构成以天然气为主导,也并不意味着勘探方向应以找气为主。     

分散液态烃的成藏地位与意义

通过不同类型烃源岩生排烃模拟实验与不同源储组合实际剖面研究,确定不同类型烃源岩在不同地质背景下的排油率,基于源内、源外分散液态烃和古油藏裂解成气时机及其影响因素研究,明确油裂解型气源灶的主生气期,在此基础上,建立以成因法为基础的分散液态烃裂解气定量评价"五步法"。不同类型烃源岩生排烃模拟实验、不同源储配置排油率研究与岩石热解参数分析等均反映烃源岩内存在数量相当可观的滞留液态烃,总体特征为有机质含量越低,排油率越小。有机碳含量小于2%的烃源岩,液态窗阶段排油率多小于50%;有机碳含量为2%~4%的砂泥互层和厚层泥岩排油率分别为60%和30%。从烃源岩排出的液态烃受古地形控制,以不同丰度差异聚集在地层中,呈分散或半聚半散形式赋存,统称为源外分散液态烃。源内和源外分散液态烃进一步深埋后,均可裂解形成常规和非常规天然气。四川和塔里木盆地勘探实践证明,分散型、半聚半散型和聚集型液态烃裂解气是中国深层天然气的重要来源,勘探地位十分重要。     

吐哈盆地前侏罗系烃源岩生排烃史定量模拟与有利勘探区预测

采用美国ＰＲＡ公司的含油气系统模拟与分析软件，对吐哈盆地上二叠统桃东沟群、上二叠统至下三叠统仓房沟群和中、上三叠统小泉沟群烃源岩的地史、热史和生、排烃史进行模拟。结果表明，侏罗纪是吐哈盆地３套前侏罗系烃源岩的生油、气和排油、气高峰期。前侏罗系烃源岩累积生油、气总量分别为 １３８． ６４ ×１０８ｔ和７１．２３ × １０１２ｍ３，排油、气总量分别为５３．５８ ×１０８ｔ和４６．７４ × １０１２ｍ３，排油气效率分别为３８．６％和６５． ６％。３套烃源岩各自排出油、气量占前侏罗系烃源岩总排油、气量的比例，桃东沟群分别为 ４９．１１％和５２． ３％，仓房沟群分别为 ７． ６４％和 ８． ９９％，小泉沟群分别为 ４３． ２５％和 ８． ９９％；台北凹陷是吐哈盆地前侏罗系烃源岩的主要生烃凹陷，台北凹陷内前侏罗系烃源岩排出的油、气量约占全盆地前侏罗系烃源岩排油、气总量的 ８９％和 ８９． ５％。台北凹陷及其周边是吐哈盆地勘探前侏罗系油气的最有利地区。     

叠合盆地油气资源评价问题及其研究意义

叠合盆地具有多套烃源岩、多类储盖组合、多次生、排烃和多期成藏等特征,通常勘探目的层埋深大,经历长期演化,油气藏充注历史复杂,油气分布规律受多种因素控制。认为评价叠合盆地的油气资源量时需要注意：①不能依据氯仿沥青“A”和有机碳含量等实测指标评价烃源岩品质,因为这些指标值高并不能完全表征烃源岩的生、排烃量大;②不要完全依据生、排烃量评价探区勘探前景,因为构造变动强时可以使烃源岩排出的烃量在运称中全部遭到破坏;③不宜套用运聚系数法求取资源量,因为叠合盆地成藏体系聚油气效率远不如简单盆地;④不应依据有限的几口预探井的失利而否定某一地区的勘探前景,因为复杂盆地具有复杂而独特的油气藏机理和分布规律。研究这四方面的地质问题对于准确评价和预测叠合盆地的油气资源具有重要意义。     

层序地层地球化学方法在烃源岩评价中的应用——以海拉尔盆地贝尔凹陷为例

贝尔凹陷是海拉尔盆地富油凹陷之一,其中SQ2层序湖侵体系域发育的暗色泥岩、泥灰岩、油页岩和含钙泥岩沉积组合是优质烃源岩,但此前一直被忽视。依据实测有机碳含量（TOC）、氯仿沥青“A”含量、生烃潜量（S₁+S₂）、镜质体反射率（R_o）以及测井曲线预测的有机碳含量,运用层序地层地球化学分析方法,在层序格架内对贝尔凹陷烃源岩进行了精细研究,明确了主力烃源岩和优质烃源岩的发育层序（体系域）和规模,并计算了主力源岩和优质源岩的生烃与排烃量。研究认为,贝尔凹陷SQ2和SQ3层序烃源岩TOC、氯仿沥青“A”与S₁+S₂多数达到好源岩级别以上,偏油性有机质所占比重较大,是研究区的主力烃源岩;主力烃源岩内部非均质性较强,优质烃源岩主要发育在湖侵体系域和高位域的早期,SQ2层序的湖侵体系域优质烃源岩最为发育。生烃与排烃量计算结果表明,SQ2层序生油与排油量占绝对优势,并且其内部的优质烃源岩对生油、排油量的贡献比例分别高达84%和93%。结合油源对比研究,认为SQ2层序的优质烃源岩是凹陷内主力的烃源岩。运用层序地层地球化学方法对烃源岩评价,可以指导勘探程度较高的区块油气勘探,同时对勘探程度低、钻井少、源岩取样少的含油气盆地的烃源岩评价工作更为有效。     

An evaluation diagram of effective source rocks in the first member of Qingshankon Formation in northern Songliao Basin and its implication

有效烃源岩是指已经生烃且排烃的沉积岩,排烃的临界值是指烃源岩的生烃量刚好达到烃源岩的最大残留烃量.根据质量守恒原理建立了松辽盆地北部青山口组一段(简称青一段)有效烃源岩的识别图版,有效烃源岩识别图版综合考虑了烃源岩有机质丰度、类型和成熟度的影响,从而避免了传统烃源岩评价中将上述3种参数分别评价的不足,可以快速直观地评价烃源岩的有效性及排烃潜力.高有机碳含量的烃源岩易于排烃,且所需的热演化程度相对较低,而当有机碳含量低于0.4％时,烃源岩不能排烃,为烃源岩的有机碳含量下限.利用该图版对松辽盆地中央坳陷区不同凹陷的青一段烃源岩进行的评价结果表明,齐家-古龙凹陷、长垣南、三肇凹陷、王府凹陷源岩均可大量排烃,而黑鱼泡凹陷烃源岩位于排烃临界线之下或附近,排烃潜力有限.这与目前勘探结果相吻合,表明该图版的有效性,可用于优选勘探区带,降低勘探风险.     

鸡西盆地下白垩统煤系烃源岩生油潜力

应用有机地球化学的多种分析方法,对鸡西盆地下白垩统烃源岩的有机岩石学特征、有机质丰度、成熟度及有机质的类型进行了讨论。有机显微组分以壳质组为主,煤岩和碳质泥岩的镜质组含量较高;有机碳、热解氢指数I_H及产烃潜量(S₁+S₂)反映烃源岩达到中等—好的级别。有机质为Ⅲ型干酪根,部分Ⅱ_B型,镜质体反射率R_o主要集中于0.5%~1.1%.依据Ⅲ型干酪根的成烃模式,正处于产生液态烃的高峰期,具备生成油气的潜力。与典型的煤成油盆地如Gippsland盆地和吐哈盆地有很好的可比性,具有很好的油气勘探前景。     

楚雄盆地烃源岩特征及资源潜力分析

楚雄前陆盆地是西南地区重要的含油气远景盆地。从油气生成的角度,系统评价了该盆地6套11组烃源岩层系、5类烃源岩的有机质丰度、类型、热演化,认为该区具备油气形成的良好条件,其中三叠系煤系烃源岩是主力源岩。通过热模拟试验建立了烃源岩的产烃率图版,计算了盆地内各层系烃源岩的生烃强度,三叠系煤系烃源层生烃强度最大。楚雄盆地天然气资源量达15000×108m3,具备形成大、中型气田或油田的地质条件,油气勘探前景好。     

伊犁盆地二叠系烃源岩地球化学特征及其地质意义

虽然伊犁盆地在经历不同程度油气勘探后取得了一系列成果,但一直没有突破性进展,为此,在结合前人研究基础上,通过干酪根、饱和烃气相色谱、饱和烃质谱和碳同位素等分析技术,综合评价二叠系烃源岩有机质成熟度、有机质类型和沉积环境。研究表明：塔姆其萨依组烃源岩属于半深湖-深湖相沉积,具单一有机质来源,有机质类型以Ⅱ₁型为主,有机质成熟度适中,为区内较有利烃源岩;晓山萨依组烃源岩属于海陆交互相沉积,具多种有机质来源,有机质处于高成熟-过成熟阶段,为区内有利烃源岩。     

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安6井和吐谷1井是四川石油管理局在准南西部新近完钻的井。通过对这两口井的钻探已经意识到,准南的勘探不仅有工程技术上的风险,更面临着严峻的地质认识问题。通过对安6井和吐谷1井的生烃条件、油气源对比、储层分布、盖层有效性,构造圈闭条件以及异常高压对成藏的影响等诸方面的分析讨论,得出以下结论：准南西部地区油气来源复杂,既有上部下第三系安集海河组及下白垩统吐谷鲁群湖相烃源 岩生成的油,也有下部J1＋2湖沼相煤系烃源岩所生成的油气混合;但以下部J1＋2湖沼相煤系烃源岩所生成的油气为主;储层为近缘泛平原－滨浅湖陆源碎屑砂体;而油源断裂的发育则是成藏的关键因素;属异常高压次生油气藏。     

黄骅坳陷中北区沙三段烃源岩热压模拟实验及其压力的影响

热压模拟实验是研究烃源岩生烃能力最直接的方法。该文分别选取黄骅坳陷中北区板桥、歧口和北塘凹陷第三系沙三段烃源岩样品进行热压模拟实验,分析和对比了生烃产物、油气产率和相态特征。结果表明黄骅中北区沙三段烃源岩的生烃能力都较高,最大总产烃率可达300~350kg/t。板桥凹陷深层烃源岩在成熟—高成熟阶段主要生成凝析油气,北塘凹陷和歧口凹陷深层烃源岩在成熟阶段主要生油,高成熟阶段主要生成凝析油气。同时,通过实验压力的改变探讨了压力对生烃产率、生烃产物组成和相态的影响,阐明超压作用改变了传统的生烃模式,使油相出现和存在的深度、范围增大,扩大了找油领域。      

塔里木盆地泥质气源岩有效性判别标准

从排烃门限控油气理论的生烃量减去残烃量等于排烃量的思路出发,根据塔里木盆地样品的化学动力学模型计算的生油、生气量,和由统计模型计算残油、残气量,定量计算和探讨泥岩的排油、气量及有效性与其有机质丰度、类型和成熟度的关系,并建立了相应的判别图版。结果表明,泥岩作为可能气源岩的丰度下限值约为TOC＝0.1%,远低于其作为油源岩的丰度下限值(0.4%)。这意味着塔里木盆地许多按油源岩判别标准归入非烃源岩之列的地层,有可能成为气源岩。     

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在分析研究了准尔噶尔盆地腹部主要烃源岩特征，分布及其油气运移规律的基础上，指出了不同类型烃源岩生烃凹陷控制着其生成油气的分布范围：中央隆起以南为侏罗系油气主要分布区、以北为二叠系油气主要分布区；中央隆起则为二者共存区。     

大庆探区煤系烃源岩的生烃条件研究

大庆探区主要包括松辽及其外围盆地，勘探实践证实这些盆地在晚侏罗系、早白垩系和第三系广泛发育的煤层和煤系烃源岩层是油气生成的潜在物质基础。探讨这套烃源岩的生烃潜力对指导各研究区块的煤成烃勘探具有现实的参考价值。因此，应用有机地球化学、有机岩石学和热模拟实验技术并结合地层的沉积史和热演化史分析，系统研究了大庆探区煤系烃源岩的生烃特征及其勘探潜力。结果表明，煤系烃源岩的生油潜力分为好、中、差、非4种类型，各类煤系烃源岩的生烃特征、有机质结构和成烃模式均存在明显差异，从而影响了煤成油气的勘探方向。地质与地球化学综合研究表明，海拉尔盆地煤成油的勘探前景相对较好；汤原断陷煤成油的勘探以低熟油为主；鸡西盆地煤成油的勘探以寻找次生油藏为主：松辽盆地煤成油的勘探前景不大．以寻找煤成气为主。     

苏北盆地与南黄海盆地中——新生界成烃对比浅析

苏北与南黄海盆地是统一的中—新生代盆地。苏北盆地勘探成果丰富,地化甄别7套暗色泥岩仅4套对成藏有贡献,3套属拗陷广湖灰泥岩,分布广、质量稳定,岩电特征突出;1套属断陷湖的纯泥岩。重新厘定南黄海盆地烃源岩,确认南坳有5套烃源岩,套数比苏北多、厚度略大,北坳仅有1套;各套形成环境、岩电特征与苏北相似,但品质和稳定性略差。两盆地烃源岩都处低熟—成熟阶段,南黄海总体低于苏北,成熟可排烃源岩范围较苏北小。烃源岩质量、成熟度和排烃畅通度决定苏北各凹陷油气资源丰度,成熟度高、排烃畅通资源丰度高,相反则低;断陷沉积埋藏越发展,烃源岩越成熟,三垛期末为烃源岩成熟定型期。综合看,南黄海资源潜力不如苏北,南坳优于北坳。