古龙凹陷嫩一、二段泥岩盖层抑制浓度封闭有效性研究

嫩一、二段的暗色泥岩古龙凹陷中部含油气组合的主力烃源岩,同时又是萨尔图、葡萄花和高台子油层的区域性盖层,开展古龙凹陷嫩一、二段泥岩盖层抑制浓度封闭形成与演化和封闭青山口组源岩排出的扩散相天然气有效性研究,对于研究该区中部含油气组合扩散相天然气的聚集与保存具重要意义.在超压形成与演化研究的基础上,对古龙凹陷嫩一、二段泥岩盖层抑制浓度封闭形成与演化进行了研究,认为在四方台组沉积早期开始形成抑制浓度封闭,在第四系沉积末期降为最弱点,目前已结束第1次演化阶段,正进入第2次演化阶段.通过古龙凹陷嫩一、二段泥岩盖层抑制封闭形成与演化和青山口组源岩生烃史匹配关系研究得到,古龙凹陷嫩一、二段泥岩盖层抑制浓度封闭形成时期早于青山口组源岩大量排气期,可抑制封闭住青山口组源岩排出的大量扩散相天然气,第四系沉积末期抑制浓度封闭降为最弱点时扩散相天然气损失量并不大,有利于扩散相天然气在萨、葡、高油层中的聚集与保存.     

松辽盆地北部青一段泥岩超压及意义

利用声波时差资料,对松辽盆地北部青一段泥岩超压形成及演化过程进行了定量研究,发现其目前普遍存在超压,高值区分布在齐家——古龙和三肇凹陷中心处,最大值可达到12 MPa以上.主要形成于嫩四段沉积时期,之后超压值逐渐增大,在嫩江组沉积末期、明水组沉积末期和古近系沉积末期曾因T2断裂活动释放,超压值降低.通过青一段泥岩超压形成及演化过程研究可以得到4点石油地质意义:①确定出青一段源岩主要排烃期为明水组沉积末期;②青一段源岩排出的油气向下“倒灌”运移距离最大可达350 m以上,在大庆长垣、三肇凹陷和齐家——古龙凹陷等大部分地区可“倒灌”运移进入扶余油层,进入杨大城子油层的范围略小于进入扶余油层的范围;③超压形成时期早于大量排烃期,对于封闭其油气是有利的;④青一段泥岩超压自形成后,虽在嫩江组沉积末、明水组沉积末和古近系沉积末曾发生释放超压降低,但封闭能力逐渐增强至今.     

松辽盆地北部黑帝庙油层烃源岩条件初步探讨

通过对松辽盆地北部烃源岩有机质丰度、类型、成熟度等有机地化参数分析,确定嫩一段、青山口组是齐家-古龙凹陷的主力烃源岩,青山口组是三肇凹陷的主力生油岩;通过油源对比,确定嫩江组一段是黑帝庙油层主要的烃源岩,部分原油来自姚家组以下地层。     

东营凹陷超压系统的幕式排烃

东营凹陷烃源岩具有沉积速度快、连续沉积厚及高热流、高地温、高有机质含量的特征;同时,主力烃源岩段(沙河街组三段、四段)发育大套的泥岩,烃源岩主要以砂岩嵌入式、泥包砂及纯泥岩形式存在。这些条件导致在成熟的烃源岩段超压系统十分发育,同时也使得幕式排烃成为东营凹陷烃源岩一个重要的排烃方式。东营凹陷超压体系幕式排烃分为"构造幕"和"压力幕"两种方式。"构造幕"的机制是外部构造活动的破坏,其排烃方式主要是沿着断裂面及构造裂缝运移;"压力幕"的机制是超压体系内部"剩余"能量的积累和释放,其排烃方式主要是沿着压裂形成的微裂缝排放。在发生幕式排烃作用的超压体系内,排烃效率、烃指数分别较上下层段明显增大和减小。幕式排烃具有的高能量、快运移的特征,使得其在油气勘探中具有重要的意义。     

松辽盆地北部嫩江组一段源岩排烃特征及潜力评价

随着勘探程度的加深,松辽盆地北部增储上产的难度逐渐加大,其主力源岩层嫩一段排烃特征及资源潜力的研究亟待加强。依据排烃门限理论,利用生烃潜力法对松辽盆地北部嫩一段源岩排烃特征进行详细研究并对其资源潜力进行了评价。研究表明,嫩一段源岩排烃门限深度为1000m,在1450m达到最大排烃速率38.35mg/(g.100m),地质过程中累计排烃量为142.04×108t,主要排烃期为明水组和泰康组沉积时期,嫩一段源岩远景资源量为56.8×108～85.2×108t,平均为71.0×108t。因此,嫩一段作为松辽盆地主力源岩层具有良好的资源勘探潜力,齐家古龙凹陷和三肇凹陷2个排烃中心周围区域具有很大的勘探潜力。     

松辽盆地泰康隆起带青二、三段储层流体包裹体特征与成藏期次

基于流体包裹体测试资料,应用PetroMod-1D软件恢复泰康隆起带代表井的埋藏史、热史和生烃史,对松辽盆地泰康隆起带青二、三段储层油气成藏期次特征进行了综合分析。研究表明:泰康隆起带青二、三段砂岩储层中包含液态烃、气液烃、气态烃和含烃盐水4种包裹体,包裹体颜色主要显示为淡黄色、黄绿色、绿色、蓝白色和蓝色荧光;流体包裹体均一温度和盐度均呈现双峰特征,其中均一温度2个峰值分别为80～90℃和100～110℃,盐度2个峰值分别为2%～4%和6%～8%,表明储层中主要有2期油气充注;第1期包裹体形成于嫩江组沉积末,该期圈闭初具雏形,齐家—古龙凹陷青山口组烃源岩进入排烃门限,泰康隆起带青二、三段储层充注少量低成熟的气态烃和液态烃;第2期包裹体形成于明水组沉积末,圈闭已定型,齐家—古龙凹陷青山口组烃源岩达到排烃高峰,且与区域性构造运动时期相对应,是泰康隆起带青二、三段储层的关键油气成藏期。该研究成果为泰康隆起带油气成藏地质时期研究和勘探目标优选提供了依据。     

东营凹陷沙三段泥岩盖层超压演化及其对油气成藏的影响

泥岩盖层封闭性随超压演化呈阶段性变化,在超压释放期封闭性降至最低点,随着泥岩的愈合,超压逐渐增大,封闭性也逐渐增强,直至超压再一次释放.经计算,东营凹陷沙三段泥岩超压在埋深904～1 713m开始形成,在埋深2 200～2 800m开始第1次释放.据此评价了沙三段泥岩盖层的封闭能力及其对油气成藏的影响.研究结果表明:①东营凹陷沙三段泥岩超压形成于沙一段-东营组沉积早期,而深部烃源岩的大量排烃期为馆陶期,超压形成期比排烃期早,因此超压泥岩能够有效地封闭烃源岩生成大量的油气;②沙三段泥岩超压在馆陶组沉积末期发生第1次释放,而后泥岩愈合,超压再次增加,目前正处于第2次超压演化过程中;③现今沙三段泥岩超压值约为8MPa,具有较强的超压封闭能力,是深层油气成藏的重要条件之一.     

博兴洼陷古近系烃源岩生烃模拟研究

在分析并输入多种盆地模拟参数的基础上,利用成熟度、温度标定的含油气盆地模拟手段,对东营凹陷博兴洼陷多口探井生烃史进行数值模拟,识别了烃源岩生、排烃期次。研究认为:博兴洼陷的3套烃源岩存在东营组沉积期和馆陶组沉积末期后2个主要生烃高峰期,其中,沙四段烃源岩以东营期为主要生烃高峰,沙三下烃源岩以馆陶组沉积末期为主要生烃高峰,沙三中烃源岩仅在馆陶组沉积末期达到生烃高峰,生烃作用还可能是导致局部地区产生异常高压的主要原因。     

松辽盆地北部青山口组一段有效烃源岩评价-图版的建立及意义

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。     

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.     

松辽盆地南部中浅层成藏机制研究

根据最新资料，结合目前的勘探认识，分析松辽盆地南部中浅层的成藏机制。认为虽然松辽盆地南部发育两套烃源岩，但青山口组是主要烃源岩，而且主要在明水组沉积末期生烃，具有突发性；油气初次充注的时期是嫩江组沉积末期，主要充注时期是明水组沉积末期，T2地震反射层的断层多，是青山口组烃源岩生成的油气往扶杨油层，葡萄花油层，萨尔图油层捧运的主要通道和途径。百嫩江组沉岩成岩作用弱，具有一定柔韧性，导致T1地震反射层断裂少，增强了嫩江组封盖能力，这是中部组合油气丰富的重要原因。图4参7     

长岭凹陷葡萄花油层油源及成藏控制因素分析

通过地质、地化、地球物理等资料的综合研究,明确了松辽盆地南部长岭凹陷葡萄花油层的油源关系及油气成藏条件。根据饱和烃生物标志物组成及其相关参数,将葡萄花油层原油划分为A,B两大类。油源对比表明,长岭凹陷北部查干泡地区葡萄花油层原油来自青山口组烃源岩,南部黑帝庙地区葡萄花油层原油与嫩一段烃源岩有亲缘关系。分析认为:有效烃源岩厚度、地层剩余压力及断裂活动在平面分布的差异,导致长岭凹陷南北葡萄花油层原油来自不同的油源;查干泡地区青一段烃源岩地层存在巨大的超压,断裂活动与烃源岩生排烃期具有良好的匹配关系,有利于油气在姚一段成藏;黑帝庙地区青一段原油不具备进入姚一段的运移通道,而嫩一段地层压力足以驱动油气沿断层发生下排。     

松辽盆地滨北地区中浅层烃源岩残留烃量及其地质意义

滨北地区中浅层共存在4套烃源岩,自下而上分别为青一段、青二-三段、嫩一段、嫩二段,利用烃源岩残留烃量计算模型对该4套烃源岩残留油气量进行了计算,认为滨北地区4套烃源岩的残留油量分别为28·54×108t,6·27×108t,14·76×108t,13·30×108t;残留气量分别为1·19×1011m3,1·25×1011m3,2·03×1011m3,3·30×1011m3;排油气效率青一段和青二、三段在58%~89%之间,嫩一段和嫩二段则在40%以下,综合分析认为,青山口组烃源岩为滨北地区的主力烃源岩。     

长岭凹陷腰南5井嫩江组烃源岩地化特征及油源对比研究

为了证实长岭凹陷嫩江组烃源岩发育程度以及嫩江组四段原油与嫩江组一段、二段烃源岩关系,通过长岭凹陷腰南5井嫩江组一、二段泥岩生潜指标的系统取样评价,采用有机碳、岩石热解和饱和烃色质谱分析方法,证实嫩江组烃源岩中的油页岩段有机碳大于10%,生烃潜量大于100 mg/g,有机质类型为Ⅰ、Ⅱ1、Ⅱ2型,总体上为腐泥型、腐殖腐泥型,有机质类型好。精细对比腰南5井嫩四段原油与嫩一段、嫩二段以及青山口组烃源岩分子地球化学特征,明确了嫩江组一段顶部-二段底部泥岩和嫩江组四段原油具有亲缘关系。     

昌德含气系统成藏关键时刻的确定

应用镜质体反射率随浓度变化的三段式，建立了昌德地区主要烃源岩的热演化模式，同时计算了该区最大古埋藏深度以及古地温梯度。在热史模型研究的基础上，对含气系统中主要烃源岩沙河子组生，排烃史进行了模拟，给出了沙河子组的生气高峰为100－80Ma（相当于青山口组和嫩江组织沉积时期），其中最大峰值约为90Ma(大约相当于青山口组沉积末期）最后指出，青山口组沉积末期是昌德地区深部含气系统成藏的关键时刻，天然气的聚集成藏作用主要发生在这一时期。     

松辽盆地南部黑帝庙次凹葡萄花油层油源条件及成藏机理

黑帝庙次凹葡萄花油层是目前松辽盆地南部油气勘探的重点层系,对其油源条件、油气成藏机理及模式进行了研究。油源对比结果表明,黑帝庙次凹葡萄花油层的油气主要来自嫩一段烃源岩。通过分析来自嫩一段烃源岩的油气进入葡萄花油层的成藏机理,认为嫩一段油气"倒灌"运移进入葡萄花油层须同时具备2个基本条件:嫩一段烃源岩内存在超压和嫩江组沉积早期发育连通嫩一段烃源岩与葡萄花油层的油源断层。嫩一段烃源岩生成的大量油气在其内部超压作用下,通过断层向下运移至姚一段葡萄花油层。嫩江组沉积早期发育的断层的活动期与嫩一段生、排烃高峰期的良好匹配,成为来自嫩一段烃源岩的油气在黑帝庙次凹富集成藏的关键因素。研究区油气成藏主要受嫩一段烃源岩内部超压、断层输导体系及姚一段砂体分布的控制,形成新生古储一断层输导一岩性圈闭的成藏模式,具备形成断层一岩性及岩性油藏的有利条件。     

塔木察格盆地塔南凹陷热演化史与油气成藏期次

塔南凹陷是塔木察格盆地油气勘探的重要凹陷,但一直以来缺乏对盆地热演化史和油气成藏期次的系统研究.为此,采用多种方法对塔南凹陷近百个地层测温数据和330个有机质镜质体反射率数据进行统计分析,认为塔南凹陷地层温度随着深度的增加呈线性增加,为典型的传导型地温场特征;早白垩世各组地层沉积时期地温梯度为4.48 ℃/hm～5.37 ℃/hm,均大于现今地温梯度;早白垩世至今,塔南凹陷地温场处在一个降温的过程.同时开展单井热演化史和生排烃史模拟,认为塔南凹陷地层热演化程度定型于伊敏组末期;塔南凹陷主力烃源岩在早白垩世末伊敏组时期开始排烃,但该时期排烃量很小,晚白垩世青元岗组时期(95～70 Ma)开始大量排烃,约占烃源岩总排烃量的85％.结合构造、沉积演化分析,厘定晚白垩世青元岗组为油气排出烃源岩运移至圈闭聚集成藏的关键时期,是塔南凹陷主要油气成藏期次.     

利用井中油气化探资料和孢粉热变指数、有机质类型对松南盆地DB-6井烃源岩综合评价

将古生物中的孢粉热变指数、沉积有机质类型和井中油气化探技术中的酸解烃甲烷/重烃值,通过两种不同学科、不同研究方法有机地结合起来,共同对松辽盆地南部DB-6井的晚白垩世烃源岩类型进行油气评价。据孢粉热变指数和有机质类型的分析研究认为:明水组、四方台组、嫩江组二段和青山口组成熟好,有机质类型也好,有利于生油;嫩江组四―五段成熟好,但有机质类型较差,较利于生气;姚家组成熟度高,有机质类型也差,较利于生气。据井中油气化探资料,应用酸解烃的甲烷/重烃值,对烃源岩类型和生烃性质判别,其结论与孢粉颜色指数和有机质类型所得结论大致相同,嫩江组二段及青山口组为较好的烃源岩。     

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。     

松辽盆地泉头组三、四段河流相储层岩性油藏控制因素及分布规律

摘要：依据大量钻井、测井、地震及实验室分析资料,应用陆相层序地层学、沉积地质学及油气成藏理论,通过成藏条件研究认识到,松辽盆地扶杨油层为河流相低孔、低渗储层,上覆的白垩系青山口组一段湖相泥岩既是烃源岩又是区域性盖层,因此具有上生下储式成藏特征。油–源对比表明,油气垂直下排最大距离可达550 m,平均约300 m。明水组沉积末期,盆地反转应力场产生了大量断穿烃源岩及扶杨油层的断层并在源岩及储层内产生大量裂缝,同时源岩进入生烃高峰期,于是在构造应力及生烃超压作用下油气沿断层及裂缝下排到扶杨油层而成藏。因此,明水组沉积末期成为油气成藏的主要时期。曲流河点砂坝具有较好的物性,是油气的主要储集体。受浅水湖泊形成的泥岩盖层影响,形成了两套含油层系,油藏主要发育在近油源的扶余油层,盆地范围内具有统一的油–水界面。青山口组一段高成熟烃源岩控制了油藏主要分布在中央坳陷区,较低的砂地比决定了扶杨油层以发育岩性油藏为主。