北黄海盆地中生界烃源岩评价

北黄海盆地位于黄海海域北部,为中新生代盆地,勘探程度较低,尚处于早期评价阶段。通过对盆地东部钻井烃源岩有机质丰度、有机质类型和有机质成熟度等有机地化参数分析,认为:上侏罗统烃源岩是具一定潜力的中等烃源岩,也是目前发现原油的油源岩和有效烃源岩;下白垩统烃源岩是本区目前最好的烃源岩,但成熟度偏低,应作为具有一定潜力的潜在油源岩或有效烃源岩加以重视。此次研究对该地区烃源岩的认识起了重要的补充和促进作用,对油气勘探也具有很好的指导意义。      

西湖凹陷平北地区烃源岩特征及生排烃史

为了综合确定平北地区的主力烃源岩,深化其油气成藏动力学过程研究,在烃源岩分布特征及有机质丰度、类型和成熟度分析的基础上,应用含油气盆地数值模拟技术,定量恢复了研究区主要烃源岩层系的生排烃历史。研究表明,平北地区主要发育始新统平湖组、渐新统花港组两套烃源岩系,其中平湖组暗色泥岩为主力烃源岩,具较高的有机质丰度、成熟度、生排烃强度与排烃效率;以平湖组为源岩的油气系统应是本区油气勘探的主要目标。     

酒泉盆地酒西坳陷主力烃源岩分布及对油气勘探的启示

酒泉盆地酒西坳陷属于勘探程度非常高的典型含油气坳陷,其中青西凹陷青南次凹是主要生烃凹陷。随着探井数量增多和勘探深度不断加深,揭露的下沟组下部和赤金堡组越来越多,为重新认识该凹陷主力烃源岩及其生烃潜力提供了十分有利的条件。通过对青南次凹30多口探井大量烃源岩样品系统的地球化学分析和研究发现：下白垩统不同层段烃源岩的有机质丰度由上至下逐渐增高,中沟组和下沟组上段为一般烃源岩,而下沟组中段、下段和赤金堡组烃源岩有机质丰度高,且以Ⅱ₁型有机质为主,属于好和很好的优质烃源岩。下白垩统烃源岩有机质丰度总体上呈现中部最高,南、北两端略低的趋势,优质烃源岩主要分布于凹陷中部-东北部地区,下沟组中段、下段和赤金堡组均为主力烃源岩,而凹陷南部只有下沟组下段和赤金堡组属于好烃源岩,也是南部主力烃源岩;青南次凹下白垩统下沟组中段处于大量生油阶段,下沟组下段处于生油高峰阶段,赤金堡组处于成熟生油窗后期-高成熟生成凝析油气阶段;下沟组中段、下段和赤金堡组烃源岩生成并排出了大量原油,是青西凹陷主力生烃源岩,青南凹陷北部和中部中-深层具有良好的油气勘探潜力。这一认识对酒西坳陷油气精细勘探部署具有重要的指导作用。酒西坳陷的实例对中国其他高勘探程度盆地的精细勘探与研究也具有一定的启示作用。     

焉耆盆地博湖坳陷侏罗系烃源岩地化特征及生烃潜力

应用有机地球化学的多种分析方法,对焉耆盆地博湖坳陷中、下侏罗统西山窑组(J2x)、三工河组(Jts)和八道湾组(JIb)煤系烃源岩进行评价.分析表明,其烃源岩有机质丰度都比较高,西山窑组和三工河组评价为中等生油岩,八道湾组评价为好生油岩;有机质类型以Ⅲ型干酪根为主,辅以少量的Ⅱ2型;大多数有机质都处于生油门限内,其中西山窑组处于低熟阶段,三工河组烃源岩部分达到成熟阶段,八道湾组烃源岩基本都处于成熟阶段、为油气生成高峰期.通过对三大生烃次凹及三个层组生烃能力的对比研究,确立了八道湾组是焉耆盆地区域性主力烃源岩的地位;同时指出,七里铺次凹的三工河组烃源岩有机质丰度高、类型稍好、熟演化程度适中,和八道湾组类似也具备较大的生烃能力,是七里铺次凹油气源的有力补充.结合近年勘探成果,指出七里铺次凹两侧的构造高部位及斜坡带是勘探的有利区带.     

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。     

银根—额济纳旗盆地天草凹陷天2井烃源岩生烃潜力评价

定量评价盆地的烃源岩生烃潜力是油气勘探中首先要解决的问题.银根—额济纳旗盆地天草凹陷发育多套烃源岩,但究竟哪一套地层是主要烃源岩尚不清楚,也未见对其烃源岩生烃潜力评价的报道.以天草凹陷天2井暗色泥岩为研究对象,采用多项有机质丰度、类型和成熟度指标定量或定性刻画了暗色泥岩的生烃潜力特征,结果揭示:下白垩统巴音戈壁组下段烃源岩有机质丰度最高,热演化处于成熟阶段,有机质类型为Ⅱ2-Ⅲ型,应为天草凹陷的主力烃源岩;下白垩统苏红图组有机质丰度较高,有机质类型为Ⅱ2型,但其烃源岩成熟度不高,为天草凹陷的次要烃源岩;石炭系和侏罗系烃源岩虽有机碳含量高,但生烃潜量值低,有机质类型为Ⅲ型,现今Ro>3.0%,处于过成熟阶段,属枯竭的烃源岩.     

乍得Bongor盆地西部凹陷K组烃源岩地球化学特征研究

Bongro盆地西部地区勘探程度低,对其含油气前景认识有限。利用西部凹陷2口探井烃源岩样品的有机地球化学分析资料,结合区域地质资料,从烃源岩生烃潜力、生烃史以及生物标志化合物特征等方面,对Bongor盆地西部凹陷下白垩统K组烃源岩地球化学特征进行综合研究。结果表明：西部凹陷K组地层暗色泥岩、页岩发育;烃源岩有机质丰度高,整体评价为好烃源岩;有机质类型好,主要为Ⅱ1型有机质;K组下部烃源岩处于成熟热演化阶段,K组上部烃源岩处于低成熟热演化阶段。生烃史模拟表明,K组下部烃源岩分别于早白垩世晚期和晚白垩世早期进入生烃门限和成熟热演化阶段,而K组上部烃源岩在地质历史时期一直没有进入成熟热演化阶段,现阶段处于低成熟阶段。烃源岩饱和烃生物标志化合物特征表明,K组烃源岩形成于半咸水—淡水、弱氧化—弱还原的湖相沉积环境,其有机质组成为典型的湖相混合型有机质特征。     

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。     

湖湾暗色泥岩生烃能力评价——以陕北地区延长组深层为例

长期以来，一直认为鄂尔多斯盆地烃源岩发育于深湖-半深湖区，油气勘探也一直围绕着烃源岩周边进行勘探。在沉积相研究时，发现各三角洲体系间发育大型的湖湾，湖湾区暗色泥岩发育；通过采集前人认为非烃源岩发育区的湖湾泥岩样品，地化分析暗色泥岩的有机质丰度、干酪根类型及有机质成熟度地化，综合评价认为湖湾区暗色泥岩是好-中等烃源岩。该认识对鄂尔多斯油气成藏的认识具有重要的义意，扩展了鄂尔多斯盆地油气勘探领域。     

六盘山盆地兴仁堡凹陷烃源岩特征与勘探方向

兴仁堡凹陷位于六盘山盆地的东南部，为中生代盆地，勘探程度较低，处于早期评价阶段。基于该区钻井、露头取心、二维地震和重磁等综合资料，对凹陷内烃源岩有机质丰度、类型、成熟度等地化参数及成藏有利因素进行分析评价。凹陷内三叠系延长组烃源岩为中等烃源岩，有机质类型为Ⅱ-Ⅲ型，成熟度为低熟-成熟，具有一定的勘探潜力，下一步应以自生自储油藏勘探为主；侏罗系直罗组烃源岩是较好烃源岩，有机质类型为Ⅰ-Ⅱ型，成熟度属低熟-成熟，是下一步构造、岩性勘探的物质基础和重点方向，应加以重视。      

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。     

苏北—南黄海盆地构造热演化特征及其油气地质意义

苏北盆地和南黄海盆地同属于一个构造域,具有相似的构造热演化特点,但前者已经发现以中、古生界为气源岩的油气田,而后者至今未获得工业油气发现。分析苏北—南黄海盆地的热演化特征,对于明确南黄海盆地的油气勘探方向具有重要的意义。为此,运用磷灰石裂变径迹测试方法结合EASY%Ro热演化史模拟,研究了该区的热演化构造特征。结果表明:①南黄海盆地多个构造单元存在古生界烃源岩再次生烃现象,距今约36 Ma(始新世未)之后的沉积对该区古生界烃源岩的再次生烃有利;②苏北—南黄海盆地现今的地温梯度均小于古地温梯度,地温梯度的降低减弱了后期沉积对古生界烃源岩的增熟作用;③南黄海盆地烃源岩的埋藏类型可分为早深后浅早期生烃型和多次抬升多次生烃型2种类型,分别反映地壳水平运动和垂直运动的结果。结论认为:南黄海盆地具有良好的油气勘探前景,盆地中南部古生界烃源岩二次生烃是关键,应以寻找"古生新储"型油气藏为勘探方向。     

海陆对比看南黄海海相中-古生界的生储盖组合特征

作为下扬子主体的南黄海盆地发育分布广泛、厚度大且较全的中-古生代海相地层,通过对比扬子陆域的烃源岩、储层及盖层特征,结合南黄海盆地近几年采集的地震剖面、钻井资料以及陆上野外露头资料,总结和分析了南黄海海相中-古生界的生储盖组合特征。南黄海海相地层发育下寒武统荷塘组/幕府山组、下志留统高家边组、下二叠统栖霞组和二叠系龙潭-大隆组4套烃源岩,对比扬子区陆域烃源岩特征,确定为较好的烃源岩。苏北-南黄海盆地储集层以碳酸盐岩为主,发育白云岩孔隙储层、礁滩相储层、风化壳储层和裂隙储层4种类型。研究认为南黄海发育扬子陆区已发现的典型油气藏的成藏层位,海相地层发育3套区域性的盖层和3套完整的生储盖组合,具有很好的油气远景。      

南黄海古生代盆地原型演变与烃源岩发育特征

钻井及露头证实下扬子陆区发育下寒武统幕府山组、上奥陶统五峰组—下志留统高家边组、二叠系3套烃源岩。盆地发育时期的动力学环境决定该时期的盆地原型，盆地原型影响盆内岩相及烃源岩展布。幕府山组沉积时期，南黄海盆地表现为张裂背景下的被动陆缘克拉通盆地，盆地相及深水陆棚相呈环带状围绕古隆起或台地发育，为烃源岩发育优势相带，推测南黄海盆地中部隆起及北部幕府山组烃源岩发育较好；五峰组—高家边组沉积时期，南黄海盆地表现为挤压背景下的前陆盆地，盆地相、斜坡相、深水陆棚相由西北向东南依次呈条带状分布，盆地相、深水陆棚相为烃源岩发育优势相带，预测五峰组—高家边组烃源岩主要在南黄海地区中北部发育且有一定厚度；上二叠统龙潭组沉积时期，南黄海盆地表现为挤压背景下的活动大陆边缘坳陷型盆地，在该盆地中各沉积相带呈环带状分布，三角洲相、潮坪相、沼泽相为烃源岩发育优势相带，发育龙潭组品质中等—好的烃源岩；预测龙潭组烃源岩在南黄海盆地中部发育，是南黄海盆地古生界的次要烃源岩。      

低勘探程度盆地烃源岩热演化及排烃史研究——以东海椒江凹陷为例

低勘探程度盆地,特别是在海域,钻井稀少且一般位于构造高部位,而盆地中心烃源岩埋藏深,又无钻井揭示,如何评价盆地中心烃源岩的演化程度和排烃历史是盆地或凹陷评价的关键问题。该文以东海椒江凹陷为例,从凹陷边缘或构造高部位具备实测温度和镜质体反射率(R_o)资料的钻井出发,利用正演模拟方法,恢复椒江凹陷岩石圈结构及其演化史,进而模拟整个凹陷古新统烃源岩的热演化史。研究表明,椒江凹陷古新统烃源岩现今最大R_o达到2.8%,为过成熟状态。凹陷总排油量略多于排气量,总排烃量为33×108 m3油当量,主要的排烃期在中新世之前。下一步勘探应在凹陷中部凸起带选择圈闭条件好、且形成于中新世之前的目标进行钻探。      

南黄海盆地中—古生代海相地层油气保存条件

南黄海盆地中—古生代海相地层发育齐全且厚度较大,油气多源多期成藏,具备形成大型油气藏的物质基础,但一直未获得实质性的油气勘探突破。研究认为,多期构造事件造就了该叠合盆地复杂的构造格局,其良好的静态油气保存条件受到不同程度的后期叠加改造或破坏,油气保存条件成为关乎该区海相油气勘探能否取得突破的关键要素。为此,从构造运动与烃源岩条件、盖层特征、岩浆活动、水文地质地球化学特征等多个方面对该盆地海相地层的油气保存条件进行了综合分析。结果表明:(1)多期构造事件造就了该盆地复杂的构造格局,2个主要阶段(中—古生代海相盆地稳定演化阶段和中—新生代构造变格与成盆阶段)控制了区域烃源岩的发育及演化,呈现出差异性油气保存的特点;(2)相对较弱的构造改造及品质较好的厚层烃源岩发育、纵向上良好的盖层封盖性能、较弱的岩浆活动、相对封闭性的水文地质条件是该区海相地层油气保存有利区需要同时具备的前提条件。结论认为:该盆地中部的崂山隆起构造稳定、断裂活动及岩浆活动较弱,油气保存条件较为优越,发育多个油气地质条件良好且生储盖组合完整的大型构造圈闭,是该区海相古生界油气勘探最为有利的远景区带。     

南黄海盆地南部坳陷三叠纪以来的构造演化与油气成藏

目前已在陆上苏北盆地发现多个中古生界气田,但在其东侧的南黄海盆地南部坳陷一直没有获得勘探突破。为了寻找后备油气基地,利用2Dmove软件对研究区内典型地震剖面进行了平衡剖面分析,恢复了三叠纪以来的构造演化过程,在此基础上分析了三叠系油气成藏条件,总结出了有利成藏模式。结果表明:南部坳陷三叠纪以来共经历了4期构造演化过程;研究区东部三叠系烃源岩仅发生过一次生烃,而中西部可能存在二次生烃;古近纪Ed-Es阶段构造活动剧烈,是所有圈闭的最终定型期,同时也是早期所形成油气藏的强烈破坏时期;综合油气成藏条件分析认为研究区主要存在3种有利油气成藏模式。研究认为,南黄海盆地南部坳陷的三叠系油气成藏规律主要受构造演化所控制,研究区东部和中西部发育不同的油气成藏模式。     

前第三系烃源岩埋藏史与生、排烃史研究——以南黄海南部坳陷为例

以现有盆地模拟软件为手段 ,结合钻井资料 ,采用大面积分凹陷已钻井或人工井与二维地震解释资料相结合的模拟分析技术 ,在开展部分已钻井剥蚀厚度恢复与校正以及多模式模拟对比试验的基础上 ,对南黄海南部坳陷前第三系烃源岩的埋藏史和生、排烃史进行了模拟分析。结果表明 :剥蚀厚度恢复与校正的准确与否 ,严重影响前第三系主力生烃凹陷埋藏史和生、排烃史模拟的精度 ;南黄海南部坳陷普遍存在多期抬升剥蚀 ,其古生界生烃潜力优于中生界 ,以生气为主 ;南黄海南部坳陷烃源岩存在二次生烃 ,具有 2个生、排烃高峰期 ,排气作用可持续至今     

苏北盆地热史、埋藏史研究及其对南黄海南部盆地油气勘探的启示

渐新世构造抬升和新近纪地温梯度减小使得盐城组的沉积未对苏北盆地烃源岩起到增温、增熟作用。始新世、古新世地层厚度决定了阜宁组烃源岩的成熟度,戴南组的沉积厚度或残余厚度是影响区内烃源岩成熟度的关键因素;而烃源岩的成熟度控制了凹陷的资源潜力,这是苏北盆地各凹陷油气分布贫富悬殊的主要原因。南黄海南部盆地与苏北盆地属同一构造域,二者在沉积、埋藏、后期改造、成藏期及成藏要素等方面具有一定的相似性,上述认识对该盆地油气勘探具有借鉴意义,南五凹、南四凹是资源潜力相对较好的凹陷。