利用盆地模拟技术评价渤东凹陷下第三系油气勘探潜力

盆地模拟结果显示:渤东凹陷东营组下段和沙河街组烃源岩的生油总量为48.71×108t,排油总量为26.37×108t;生气总量为47686×108m3,排气总量为35797×108m3;沙河街组烃源岩的生烃潜力远高于东营组下段烃源岩。据此并结合渤东凹陷内生排烃强度与生排烃量的平面分布特点,预测出该凹陷南部沉积中心周围的渤南凸起、庙西凸起及渤东低凸起南端是油气勘探取得突破的关键地区。     

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通过对渤东凹陷烃源岩生烃潜力的系统评价，认为东营组烃源岩有机质丰度达到中等—好烃源岩标准，渤东、渤中凹陷烃源岩类比研究推测沙河街组烃源岩有机质丰度更高；东营组烃源岩Ⅰ、Ⅱ₁、Ⅱ₂和Ⅲ型有机质均有分布，但以Ⅱ₁、Ⅱ₂型为主；与渤中凹陷对比表明，两者在有机质丰度、类型和沉积环境等方面具有很大的相似性，推测两凹陷沙河街组烃源岩具有相同性质。油源对比认为，渤东凹陷油源主要为沙河街组烃源岩，东营组烃源岩贡献很少；盆地模拟结果显示渤东凹陷石油、天然气资源量分别为7.91×108 t和220.2×108 m3，其勘探前景良好。     

珠江口盆地烃源岩特征及资源潜力

珠江口盆地是一个先断后坳、先陆后海且具有变地温场特征的盆地，发育文昌组、恩平组和珠海组3套烃源岩。根据盆地大量烃源岩样品的分析化验资料，将实验分析、地质分析与地质模拟相结合，对3套烃源岩发育特征的差异性和凹陷/半地堑/洼陷的热演化史、生烃史、资源潜力进行综合分级评价。研究结果表明：①裂陷早-中期文昌组湖相倾油型烃源岩是研究区主力烃源岩，裂陷晚期恩平组煤系油气兼生型烃源岩是研究区重要烃源岩，坳陷期珠海组海相陆源油气兼生型烃源岩只在白云凹陷进入生烃门限；②地温梯度自浅水向深水逐渐升高，导致烃源岩的成熟门限和生烃窗口快速变浅，浅水区烃源岩整体处于成熟-高成熟阶段，具有晚期生烃的特征，主生烃期在16 Ma至现今；深水区烃源岩整体处于成熟-过成熟阶段，白云凹陷具有早期生烃的特征，主生烃期在33~0 Ma；③评价得出珠江口盆地总地质资源量约为85×10⁸t，油气资源丰富，浅水区以石油资源为主，深水区油、气资源量相当；④根据海上生烃凹陷评价标准，惠州凹陷、白云凹陷、陆丰凹陷、西江凹陷、恩平凹陷为富生烃凹陷，开平凹陷、荔湾凹陷为中等生烃凹陷，具有较好的勘探潜力。     

湖相烃源岩生排烃机制及生排烃效率差异性——以渤海湾盆地东营凹陷为例

湖相断陷盆地所形成的烃源岩具有强烈的非均一性,而东营凹陷作为该类盆地的典型代表,其主力烃源岩是古近系沙河街组四段上亚段(Es^4(上))、沙河街组三段下亚段(Es^3(下))和沙河街组三段中亚段(Es^3(中)),它们来自于咸水和淡水两种沉积环境。在沉积相与有机质特征研究的基础上,对比了3套地层中普通烃源岩[有机碳含量(TOC)<2%]和优质烃源岩(TOC>2%)残留液态烃产率、生烃潜力指数的演化特征,分析了排烃机制和排烃效率的差异性。由于沉积环境和埋深的不同,3套烃源岩的生排烃潜力、效率均有明显不同,相比较而言,各自的优质烃源岩是供烃成藏的主要贡献者,体现在该类烃源岩不但能形成更充足的物质基础,而且其多层理的结构也利于排烃。此外,针对不同的沉积环境总结了排烃模式。咸水环境烃源岩存在低熟和成熟两个生烃阶段,其排烃周期长、排烃效率高;而淡水环境烃源岩只存在成熟生烃阶段,其排烃周期短、排烃效率较低。沙河街组四段上亚段对资源量的贡献最大,沙河街组三段下亚段次之,而沙河街组三段中亚段最小。     

黄骅坳陷北塘凹陷古近系烃源岩特征与演化

根据大量有机地球化学分析资料,系统讨论了北塘凹陷古近系烃源岩有机质丰度特征、有机质类型、有机质演化以及油气勘探等方面的基础地质地球化学问题。认为始新世中晚期湖盆扩张期形成的沙河街组三段,尤其是沙河街组三段下部地层是北塘凹陷主要生油层,它具有有机质丰度较高,转化率较高的特点;渐新世湖盆稳定发育期和抬升期形成的沙河街组一段和东营组烃源岩为差一非生油层。沙河街组三段有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ型干酪根为主,沙河街组一段和东营组烃源岩则主要以Ⅲ型干酪根为主,其中的腐泥组和壳质组含量与烃源岩生烃潜力呈正相关关系,而镜质组含量则与烃源岩生烃潜力呈反相关关系,证实主要生烃母质为腐泥组和壳质组。研究区古近系烃源岩镜质体反射率为0.3%-1.1%,总体上处于低成熟-成熟演化阶段,烃源岩演化经历了低成熟和成熟两个演化阶段,有效生油层主要分布在凹陷南部新村、塘沽、新港地区,油气资源量约1.18×108t,新港构造是北塘凹陷下步油气勘探的有利地区。     

生烃潜力法研究烃源岩排烃特征的原理及应用

在排烃门限概念的基础上,利用烃源岩热解资料结合计算机技术,基于"将今论古"的思想和"物质平衡原理",详细探讨了生烃潜力法研究烃源岩排烃特征的原理、方法、操作流程及存在的问题;在综合研究的基础上,对原有生烃潜力指数地质模型进行了进一步的完善;并运用该方法对苏北盆地海安凹陷泰州组烃源岩排烃量和排烃效率进行了计算。研究表明,海安凹陷泰州组烃源岩排烃量约为2.2×10~8t,排烃效率为50%。实践证明,由于生烃潜力法建立在大量的热解资料的基础上,体现了整体的变化趋势,因而合理回避了油气生成运移机理,可靠性高,方法简单易行。     

新构造运动对东濮凹陷北部古近系烃源岩生烃的影响及其对浅层油气成藏的意义

古近纪以来,东濮凹陷在东营组沉积末期和明化镇组沉积晚期经历了两期构造运动,构造运动对深层烃源岩的生烃作用和浅层油气成藏均具有重要的影响。在埋藏史的恢复和前人热演化史研究的基础上,恢复了古近纪以来沙河街组三段烃源岩的生烃史,探讨了构造运动对沙河街组三段烃源岩生烃的影响,并分析了这种影响对浅层油气成藏的意义。研究认为,东营运动强度较大,抑制或延缓了深层烃源岩的生烃进程,造成了烃源岩晚期大规模生烃;同时,东营运动保存了深部烃源岩的生烃潜力,为后期再度埋深的二次生烃及明化镇组沉积末期浅层油气藏的形成奠定了物质基础。     

成熟探区有效烃源岩的评价方法——以辽东湾地区为例

油气勘探成熟区预测资源量与勘探发现不符，问题可能在于有效烃源岩（特别是深层烃源岩）及其油气生成潜力没有得到正确地评价。在辽东湾地区，首先利用地球化学和地球物理手段对各凹陷中5套烃源岩进行了分层评价和油气生成模拟实验，计算得到油气生成强度；然后利用烃源岩埋藏过程中油气的生成模型、孔隙度变化模型及其油气饱和度，计算得到油气排出率，并根据烃源岩与砂岩的不同组合形式对油气排出效率进行校正，得到油气排出强度；最后将油气生成强度和排出强度与油气田储量规模进行了相关分析，根据相关性确定有效烃源岩的性质、分布以及对油气聚集的控制规律。结果表明，在辽东湾地区，生油强度大于25×10⁴t/km²（排油强度大于15×10⁴t/km²）的烃源岩可以形成储量规模大于500×10⁴t的油田，为有效烃源岩。其中，生油强度大于200×10⁴t/km²（排油强度大于125×10⁴t/km²）的烃源岩可形成储量规模大于5 000×10⁴t的油田，为优质烃源岩；而当生油强度低于25×10⁴t/km²（排油强度小于15×10⁴t/km²）时，没有规模储量的油气田，此类烃源岩为非有效烃源岩。与以往以有机碳含量的下限值分析为核心的有效烃源岩评价不同，这种利用油气生成强度和排出强度开展有效烃源岩评价的方法有利于推动中国东部成熟探区的油气精细勘探。     

歧口凹陷沙三段烃源岩评价及生排烃特征

以烃源岩热解分析数据为基础,结合PetroMod 盆地模拟技术,明确研究区烃源岩特征及热演化史,运用生烃潜力法建立生排烃模式,分析生排烃史及排烃强度,揭示歧口凹陷沙三段烃源岩热演化与生排烃作用对油气运聚与分布的影响。结果表明：研究区烃源岩普遍处于成熟-高成熟演化阶段,在镜质组反射率约为0.53%和0.83%时分别进入生烃和排烃门限,其排烃率达250 mg/g,排烃效率达65%。晚始新世末—早渐新世开始短暂生烃,因构造抬升运动而中止,在中渐新世开始排烃,至中渐新世末达到生排烃高峰期,之后于晚渐新世末再次因构造运动生排烃中止,整个生排烃过程与烃源岩热演化阶段基本一致。排烃中心沿歧北次凹—歧口主凹周缘分布,排烃强度达90×10⁶t/km²,具有强排烃特征。广泛式的生排烃分布特征为歧口凹陷邻近隆起和斜坡部位提供了丰富的油气来源和运移动力,油气同时具有近源成藏及远距离侧向运移成藏的特征。     

渤中凹陷北部QHD34—4—1井钻探的油气地质意义

2007年初钻探的QHD34-4-1井是渤中凹陷北部钻遇古近系东营组优质成熟烃源岩层段的第一口预探井。烃源岩地球化学特征及油源对比分析表明,该井东三段发育Ⅱ1型干酪根为主的中等—好烃源岩,烃源岩厚度大,生烃门限深度在3200m附近;4100m附近的东三段烃源岩发生过一定规模的排烃;东营组油气藏自生自储特征明显,新近系油藏油气主要源于东营组烃源岩。QHD34-4-1井的成功钻探,证实了东三段烃源岩为渤中凹陷北部第三套主力烃源岩的推断,也改变了渤中凹陷中北部地区中浅层油气主要源于沙河街组烃源岩的认识,特别是东营组自生自储型隐蔽油气藏的揭示,对推动渤中凹陷中浅层(尤其是古近系东营组)油气勘探将起到积极的作用。     

化学动力学法在黄骅坳陷未熟—低熟油资源评价中的应用

化学动力学模型在黄骅坳陷的应用表明,研究区的丛粒藻、菌解有机质及可溶有机质中的非烃、沥青质的确能在浅于常规生油门限的埋深条件下开始大量生烃。在此基础上,结合区内烃源岩的分布、厚度、埋藏史及烃源岩的地化特征和残烃特征所进行的定量评价表明,孔店南区孔二段生成和排出的未熟—低熟油量分别为34.5×108t和31.9×108t,歧口西区沙一下分别为13.4×108t和9.4×108t,两层位所提供的油资源量(包括成熟油)分别为7.1×108t和2.8×108t。这意味着,孔店南区孔二段应该能导致小而肥的未熟—低熟油聚集,而与区内沙一下有关的地区和层位的勘探潜力也值得重视。这同时也表明,从化学动力学理论出发,进行未熟—低熟油生成、排出量及资源量的评价,不仅理论上可信,而且实践上可行。     

鄂尔多斯盆地延长组多烃源层生排烃定量及成藏贡献厘定

鄂尔多斯盆地中生界延长组发育多套烃源层,目前认为长7段烃源层为延长组产油层的主力烃源层,但对其他烃源层的生排烃以及烃源层的成藏贡献缺少评价手段。通过盆地模拟手段,依据大量基础地质资料和勘探成果,建立地质体模型和热史模型,开展基于地质约束下的延长组多烃源层生排烃以及成藏模拟研究。结果表明延长组各烃源岩生烃转换率主体分布于45%~75%之间,仍具有较大生烃潜力,具备开展页岩油原位开采的地质条件。当前累计生烃量达1 233×10⁸ t、排烃900×10⁸ t,主要以{\mathrm{C}}_{{\mathrm{14}}^{+}}的重质烃类为主。烃类大量生成期和排烃期均集中在早白垩世,占总生排烃量的68%~82%。成藏模拟结果揭示白垩系沉积之前延长组各地层只有少量烃类充注,早白垩世为烃类充注成藏的关键时期。各烃源层上下呈“近源成藏”的特征,盆地模拟结果与盆地探明油藏和预测油藏分布范围具有较高的吻合程度。研究提出将“长7段主力烃源层多层系立体勘探”模式跨越到“多烃源层近源成藏”模式,助推鄂尔多斯盆地中生界延长组页岩油和新区新层系的石油勘探。     

开放、封闭两种体系对比模拟确定深层烃源岩成烃机制——以东营凹陷沙四段烃源岩为例

为研究济阳坳陷南部东营凹陷不同演化阶段的成烃特征,选取古近系沙河街组四段(Es4)烃源岩,进行开放、封闭两种体系程序升温条件下的生排烃热模拟实验,对比了组分的产率及相互转化关系。模拟样品来自该区南部斜坡带的官107井Es4上段,其有机碳含量位于该套烃源岩频率分布统计的主峰,具有广泛的代表性。实验结果表明:①干酪根直接降解以生成重质油和气态烃为主,轻质油大多来源于重质油的二次裂解;②烃源岩在形成轻质油时即可以大规模排出,现有的动力学条件下难以造成油的裂解生气;③烃源岩形成大分子重质油是生烃开始的标志,而进一步降解形成轻质油则是烃源岩排烃开始的标志。实验结果从成烃机制上解释了东营凹陷凝析油和天然气主要来源。     

油气成藏门限研究及其在济阳坳陷中的应用

成藏门限从定量角度阐述油气藏形成与分布规律。它是指确定的成藏体系内形成油气聚集所需要损耗的最低烃量,包括源岩残留、储层滞留、盖前排失、围岩损耗、水溶流失和扩散等6个方面。地史过程中,油气生成量达到或超过成藏体系内能够损耗的最低烃量时,油气聚集作用才能开始进行。在源岩生油气总量一定的情况下,成藏体系内油气的成藏时间、运聚烃量和油气藏最大规模等都受成藏门限的制约。对济阳坳陷28个成藏体系的应用研究表明,油大量聚集成藏前最低损耗烃量介于0.36×10⁸～18.4×10⁸t,它主要随排烃强度、油气运聚范围和目的层的倾角的增大而增大,随砂地比、构造变动次数和剥蚀厚度的增大而减小。济阳坳陷最有利的成藏体系包括沾化凹陷的渤南-孤岛成藏体系,东营凹陷的中央背斜带、北部陡坡带、滨县凸起南坡、王家港-八面河和惠民凹陷的中央背斜带以及车镇凹陷的义和庄凸起北坡、车镇凹陷北等,它们均已进入成藏门限,远景资源量2.18×10⁸～6.31×10⁸t,能够形成的最大油气藏储量规模可达0.16×10⁸～4.79×10⁸t。     

辽东湾地区辽西低凸起油气田成藏地质条件的差异

在油气藏特征、油气来源、输导体系等综合对比分析的基础上,总结了辽东湾地区辽西低凸起JZ20-2凝析气田、JZ25-1S油气田、SZ36-1油田3个大中型油气田成藏模式的差异性。JZ20-2为单向双源成藏模式,以东营组二段下亚段—东营组三段区域超压盖层分隔,上部东营组正常地层压力油藏为辽中北洼东营组三段烃源岩排出的油气沿东营组二段三角洲砂体运聚而成,下部沙河街组及潜山超压凝析气藏则是由辽中北洼沙河街组烃源岩释放出的超压凝析油气沿不整合运聚而成。JZ25-1S为双向油源混合型成藏模式,辽西凹陷的油气沿西侧辽西1号、辽西2号边界断层垂向运移到辽西低凸起,同时辽中凹陷油气沿东斜坡不整合、砂体侧向运移,最终两个方向油气在JZ25-1S构造沙河街组二段砂体或太古界潜山储集体混合聚集成藏。SZ36-1为单向油源成藏模式,辽中南洼的油气沿油源断层-三角洲砂体大规模、长距离运移至SZ36-1构造东营组二段砂体中聚集成藏。     

四川盆地上二叠统龙潭组烃源岩生、排烃特征及资源潜力

上二叠统龙潭组是四川盆地多个大中型气田的烃源岩,热演化程度较高,无法通过热模拟实验或化学动力学方法对其进行有效的生、排烃特征和油气资源潜力研究,制约了油气勘探开发.基于国内主要含油气盆地的大量岩石热解、总有机碳(TOC)含量分析及成熟度资料,采用生烃潜力法,建立了龙潭组高、过成熟烃源岩的生、排烃演化模型,分析了生、排烃...     

辽东湾地区古近系烃源岩热演化模拟

为研究渤海东北部海域辽东湾地区烃源岩的演化史,运用盆地模拟技术,在恢复该区热演化史和埋藏史的基础上,利用EASY%Ro计算模型对10条测线进行烃源岩成熟度演化分析,勾画出烃源岩演化平面图,得出辽中凹陷和辽西凹陷烃源岩的演化特征。研究结果表明:①辽中凹陷中北洼热演化程度明显高于南洼;②辽西凹陷北洼、南洼、中洼热演化程度基本相同;③辽中凹陷比辽西凹陷热演化程度高;④现今,辽中凹陷深部古近系沙河街组三段和沙一、二段烃源岩处于高成熟阶段,凹陷边缘处于重要生油区,辽西凹陷主力烃源岩处于生油气高峰。     

一种生、排烃量计算方法探讨与应用

烃源岩的生烃量等于其残烃量与排出烃量之和。利用氯仿沥青“A”／总有机碳参数随深度的变化关系,可求出烃源岩的残烃率。在烃源岩演化过程中,（S1＋S2）／总有机碳（生烃源力指数）减小的唯一原因是有烃类从烃源岩中排出。无论生烃机制如何,烃源岩的现今烃潜力指数与油气排出以前的原始生烃潜力指数之间的差值始终代表当前每克有机磷的排烃量（排烃率）,据此可计算生成未熟－低熟油的烃源岩的排烃量。将排烃率与对应的残烃率增加,可求出烃源岩的油气发生率,结合烃源岩的厚度、面积、密度及有机磷丰度等资料,可计算生烃量。在东营凹陷八面河油田应用此方法发现,该区下第三系沙三段,沙四段的泥岩与油页岩的生、排烃演化模式不同,泥岩的生烃量巨大,但排烃效率很低。     

渤海湾盆地资源潜力和进一步勘探方向的探讨

从目前勘探现状来看,渤海湾(陆上)盆地属于油气勘探的成熟盆地,但资源量的研究表明,目前探明储量为85亿多吨,与总资源量190亿t相距甚远,探明程度仅为45%.以往的勘探工作集中于下第三系沙河街组地层.文中探讨了渤海湾盆地下第三系烃源岩的分布在纵向和横向上与油气成藏的联系,渤海湾盆地构造演化过程与油气成藏的关系,以及渤海湾盆地更深层次下古生界地层的烃源岩成藏的可能性,提出了“普查浅层,滚动中间(下第三系),探索深层”的勘探战略.