渤海湾盆地黄骅坳陷石炭系—二叠系煤系烃源岩生烃特征研究

近年来,渤海湾盆地探明数个石炭系—二叠系煤系烃源岩供烃的凝析油气藏,展现出可观的勘探潜力。针对研究区烃源岩生烃特征认识不清、勘探方向不明的问题,亟需重新认识煤系烃源岩的供烃能力。为此,以渤海湾盆地黄骅坳陷为研究对象,通过岩心、测井、录井、试油等多元数据统计,基于盆地内构造单元沉积充填特征差异分析,运用盆地数值模拟技术建立沉积单元评价模型,开展黄骅凹陷煤系烃源岩不同岩层的空间展布、生烃潜力与生烃特征综合分析,明确了渤海湾盆地石炭系—二叠系煤系烃源岩生烃模式,并预测了研究区潜山油气有利聚集带。结果表明：黄骅坳陷石炭系—二叠系煤系烃源岩以煤岩为标志层,发育泥岩、炭质泥岩与煤岩3种生烃岩性,其中,泥岩厚度大,连续性强,生烃潜力大;生烃模拟表明,一次生烃以泥岩生油为主,二次生烃以多种烃源岩混合生油生气为主;发育早期沉降型、晚期沉降型与持续沉降型3类生烃模式,持续沉降型与晚期沉降型生烃区对潜山原地油气聚集最为有利。研究成果可为研究区煤系烃源岩供烃的油气成藏理论研究与勘探部署提供技术支撑。     

黄骅坳陷上古生界煤系烃源岩生烃潜力评价

热模拟实验结果表明,黄骅坳陷上古生界煤和煤系泥岩均具有较强的生气能力,是两套高效的气源岩。热解气均以干气为主。进入高演化阶段后,煤的生气能力要大于泥岩的生气能力,因此,尽管上古生界煤层的厚度远小于泥岩的厚度,但其生气能力不可忽视;煤具有较高的生油潜力,液态烃最高产率达到36.99mg/g,具有形成煤成油藏的潜力。而泥岩的液态烃产量有限,不足以形成有产量的油藏。利用热模拟实验的结果,结合盆地热演化史,计算出黄骅坳陷内两个重要古潜山地区蕴含的资源量相当可观,指示本区古生界良好的勘探前景。     

临清坳陷东部石炭—二叠系煤系烃源岩特征及生烃史

临清坳陷东部石炭-二叠系煤系烃源岩极为发育，厚度大、分布广，对其进行生烃条件研究，对于深层的煤成气勘探具有重要意义。在烃源岩沉积特征研究的基础上，利用多种化验测试资料对烃源岩的有机地球化学特征进行了分析。研究发现，临清坳陷东部构造隆起带煤系烃源岩有机质较高，但氯仿沥青“A”含量和氯仿沥青“A”转化率偏低，埋藏较深的凹陷地区可能生烃潜力较大，尚需做深入的研究；生烃母质以产气态烃的Ⅲ2型干酪根为主，其次为Ⅲ1型；康庄潜山等构造隆起区有机质成熟度较低，尚处于成熟阶段的初期，凹陷中煤系烃源岩埋深大，热演化程度较高，推测可能已经达到成熟-过成熟阶段。最后通过烃源岩热演化史的研究，确定本区煤系烃源岩的主要有两个生气期，其中第三纪-第四纪为本区的主要生气聚集期，受不同地区沉积埋藏演化差异的控制，以腰站断层为界，南区的主生气期为沙四-沙二期，北区为沙二-馆陶期。     

济阳坳陷中生界烃源岩生烃演化

济阳坳陷中生界油气藏发育,但至今尚未对中生界烃源岩的生烃演化进行过系统研究,影响了对该区中生界油气的勘探。对该区进行了地球化学数据分析,结果表明:济阳坳陷中生界下—中侏罗统坊子组主要为沼泽相的煤系烃源岩,总体评价为差—较好烃源岩,以生气为主;下白垩统蒙阴组以湖相泥岩为主,有机质类型好,达到中等—好烃源岩的标准,应以生油为主;下白垩统西洼组和中—上侏罗统三台组为差—非烃源岩。利用镜质体反射率(Ro)数据,结合构造演化史动态分析了中生界烃源岩在不同地质时期生烃演化过程。结论认为:研究区中生界有机质经历过两期成熟演化过程,济阳坳陷次级凹陷的中生界烃源岩的二次生烃门限深度介于3000～3700m;主要生烃演化过程发生在新生代,具有较大的油气资源潜力。研究成果为该区中生界下一步勘探目标的选择提供了依据。     

渤海湾盆地临清坳陷西部中生界烃源岩生烃演化

临清坳陷西部中生界烃源岩尚未进行系统研究,制约了该区中生界勘探。利用钻井、地震资料结合地球化学特征对中生界烃源岩进行评价。研究表明：中生界烃源岩为下-中侏罗统坊子组煤层和下白垩统丘城组半深湖相-深湖相暗色泥岩和油页岩,主要分布于丘县凹陷和南宫凹陷。坊子组煤系地层为中等-较好烃源岩,丘城组暗色泥岩和油页岩为中等-好烃源岩。利用构造演化史动态分析了中生界烃源岩的生烃演化过程,分析认为：丘县凹陷中生界烃源岩经历过2期生烃过程,第一期发生在白垩纪中晚期,生成煤层气和少量低熟油;第二期发生在古近纪,达高成熟-过成熟阶段,以生成裂解气为主;南宫凹陷中生界烃源岩在古近纪成熟,主要生成成熟油。下白垩统暗色泥岩厚度巨大,有机质类型较好,可构成自生自储式生储盖组合,具有良好的勘探前景。     

临清坳陷东部构造演化及对上古生界烃源岩生烃的控制作用

目前渤海湾盆地的勘探形势良好,在上古生界陆续发现多个煤成气气田,但在盆地西南部的临清坳陷东部尚未有大的勘探突破。为提高天然气勘探效率,从构造演化方面入手,结合埋藏史和流体包裹体的分析结果,对研究区上古生界煤系烃源岩的生烃作用进行了深入研究。结果表明:临清坳陷东部的构造演化主要受华北板块与其周围板块的相互运动及其运动方式所控制,三叠纪以来经历了5期演化过程;上古生界煤系烃源岩的成熟演化主要受构造演化所控制,共经历了5次生烃作用,以喜马拉雅早中期和喜马拉雅晚期2次生烃作用最强,并且与圈闭形成时间匹配良好,生成的油气能得到有效的保存。     

渤海湾盆地济阳、临清坳陷上古生界烃源岩生烃史分析

建立在盆地叠加改造分析基础上的TSM盆地模拟,揭示了渤海湾盆地上古生界多套不同类型烃源岩的生烃演化。济阳、临清坳陷上古生界烃源岩在中三叠世末之前大体进入生烃门限,印支运动造成区域性生烃停滞,中新生代盆地演化差异导致了坳陷内不同凹陷上古生界源岩"二次生烃"过程的差异,从而也影响了对上古生界生烃潜力的评价。模拟结果表明,济阳坳陷上古生界源岩经历了燕山期、早喜山期2个"二次生烃"过程,早喜山期生烃量最大,并且生烃中心随时间呈迁移变化;东濮凹陷在早喜山期开始"二次生烃"过程,平均生烃强度较高。     

鄂尔多斯盆地东南部上古生界煤系烃源岩特征及生烃潜力评价

近年来,鄂尔多斯盆地东南部多口致密砂岩气探井获得工业气流,先导试验区实现效益开发,展示出该地区良好的致密砂岩气勘探开发前景。优质烃源岩形成的良好气源条件、较强的生烃增压及成藏动力条件是控制致密砂岩大气田形成的基础,但研究区尚未开展系统的烃源岩研究。基于大量测井、录井、岩心、分析化验资料,详细分析了鄂尔多斯盆地东南部煤系烃源岩的地球化学特征和平面展布特征,建立了煤系烃源岩总有机碳含量(TOC)测井解释模型,并在此基础上定量计算了生烃强度。结果表明：(1)鄂尔多斯盆地东南部上古生界煤的TOC平均值为56.2%,炭质泥岩TOC平均值为9.6%,暗色泥岩TOC平均值为2.4%;有机质类型为Ⅲ型干酪根,均处于过成熟生干气阶段;(2)平面上,煤和暗色泥岩在本溪组和山西组广泛发育,呈现由西北向东部逐渐增厚的特征,炭质泥岩在研究区发育厚度薄;(3)优选出自然伽马(GR)、声波时差(AC)、密度(DEN)等与实测拟合关系最好的测井参数,根据多元回归方法分别建立煤、炭质泥岩、暗色泥岩3种总有机碳含量(TOC)测井解释模型;(4)鄂尔多斯盆地东南部上古生界生烃强度较高,分布于(17.6～58.3)×10     

塔西南坳陷二叠系烃源岩热演化及生烃史模拟

二叠系烃源岩是塔西南地区重要的烃源岩层系。利用研究区构造特征、埋藏史、地层厚度及二叠系烃源岩地球化学特征、沉积相、岩性分布等资料,结合现今地温场特征、异常热事件及热演化历史,应用EASY%Ro模型将模拟值与实测镜质体反射率值拟合,采用有机相B(Ⅱ)的动力学参数,对塔里木盆地西南坳陷二叠系烃源岩开展了热演化及生烃史模拟研究。研究表明:二叠系烃源岩在三叠纪开始大规模生成并排出油气,生烃中心位于叶城凹陷柯深1井和玉参1井附近;三叠纪之后生油气中止,直到新近纪才再次开始大规模油气的生成和排出,最大生油强度达到300×104t/km2,生油范围仍然基本限制在凹陷内部。     

渤海湾盆地冀中坳陷典型斜坡带成因机制及油气成藏特征

在统计国内断陷盆地斜坡带的宽度和坡度基础上,以冀中坳陷文安、蠡县、束鹿西3大典型斜坡带为例,利用现有的地震、石油地质等资料,从构造几何学、运动学等方面进行综合研究,分析各类型斜坡带构造演化及其成藏特征。根据斜坡带的坡度和宽度,划分出宽缓型、平台型和窄陡型3类斜坡带,分别对应冀中坳陷的文安斜坡、蠡县斜坡和束鹿西斜坡。宽缓型斜坡对应的凹陷为单断式,边界断层拆离深度浅,以沉积为主控因素;宽缓型斜坡油气成藏以横向长距离运移、多层系含油为特征,圈闭类型多样。平台型斜坡对应的凹陷为双断式,边界断层拆离深度中等,为构造-沉积复合型成因机制;平台型斜坡含油气丰度取决于斜坡内生烃次洼,圈闭类型以鼻状构造和岩性尖灭为主。窄陡型斜坡对应的凹陷为单断式,边界断层拆离深度深,以构造为主控因素;窄陡型斜坡带油气成藏以垂向运移为主要特征,圈闭类型以构造型为主。     

黄骅坳陷中生代构造运动对上古生界煤系烃源岩生烃演化的控制

近期,渤海湾盆地黄骅坳陷港北、乌马营和歧北等古潜山内幕与上古生界煤系有关的原生气藏勘探取得重大发现,揭示其巨大的油气资源潜力。为了深入认识该坳陷中生代构造运动对上古生界煤系烃源岩生烃演化的控制作用,采用构造解析、埋藏—热史分析、岩心薄片观察以及盆地生烃模拟等手段,综合分析了中生代构造体制与演化、盆地迁移过程、煤系烃源岩地球化学特征和生烃史,研究了中生代盆地沉降、迁移及岩浆活动对煤系烃源岩生烃的影响。研究结果表明:①黄骅坳陷中生代发生了多期、多类型的构造运动,构造事件主要有三叠纪克拉通抬升—沉降运动、侏罗纪差异压陷—压扭运动、白垩纪火山活动和伸展抬升运动;②盆地迁移过程为由南向北,孔店隆起为南、北迁移的重要界限;③黄骅坳陷上古生界煤系烃源岩经历两次生烃过程,存在着早期油气藏;④沧东凹陷上古生界煤系晚侏罗世末进入有效生烃门限,歧口凹陷上古生界煤系烃源岩早白垩世末进入生烃门限;⑤中生代构造运动对烃源岩一次生烃演化的控制主要体现在中生代各时期盆地迁移事件控制烃源岩一次生烃序列、岩浆岩局部加热事件促使烃源岩中有机质加速生烃和异常成熟等两个方面。结论认为,该研究成果明确了中生代构造运动对上古生界煤系烃源岩一次生烃演化的控制作用,对华北地区中生代构造运动、原型盆地恢复、煤系生烃演化研究以及油气勘探等都具有参考价值。     

中扬子宜昌地区沉积—构造演化与寒武系页岩气富集规律

鄂西宜昌斜坡是四川盆地外寒武系页岩气勘探新区,与盆内勘探不同,宜昌斜坡发育于黄陵隆起之上,页岩气富集地质条件研究薄弱。利用最新的地震、钻探和测试资料,分析认为研究区沉积、构造演化具有特殊性,先后经历了印支期隆起雏形、燕山期快速抬升剥蚀、喜马拉雅期充填改造3个关键沉积—构造阶段。宜昌地区相对稳定的构造条件,对页岩气富集成藏有4个方面的影响：①桐湾运动末期形成早寒武世隆、凹相间的古地理格局直接影响宜昌地区寒武系水井沱组富有机质页岩的展布,对页岩气的形成分布有重要的源控作用,水井沱组页岩含气量与 TOC 含量具有较好正相关性,指示有机质丰度是影响页岩气富集的关键因素。②印支期开始隆升、燕山期迅速隆升的黄陵岩体控制宜昌斜坡区构造沉降,使下古生界页岩层埋藏深度适中、抬升早、有机质热成熟度相对低,在中、下扬子区下古生界页岩过成熟演化背景下尤为特殊。适宜的热演化条件下,水井沱组页岩有机质纳米孔发育,构成页岩气重要储集空间。③受黄陵隆起的砥柱作用,宜昌斜坡在南方中、新生代多期次强烈构造活动中免遭构造破坏和强改造,表现为隆升剥蚀为主、局限断裂活动为辅、整体构造变形弱的特点,构造保存条件较临区优越,加之页岩渗透性极低,使宜昌单斜构造上水井沱组页岩气仍有效保存,是当前该区勘探的主体。④寒武系页岩裂缝发育,早期构造作用形成的高角度裂缝、晚期由于重力顺层滑脱作用形成的低角度剪切缝,共同构成页岩气运移、储集的重要空间。宜昌地区页岩气的勘探突破表明,古隆起、古斜坡等稳定古构造周缘是中下扬子区古生界页岩气勘探的潜在有利区。     

川东南回龙场地区小河坝组砂岩元素特征及古环境意义

川东南志留系小河坝组具有良好的生储盖组合,勘探前景较好,但小河坝组的沉积学和地球化学等基础研究薄弱,制约了目的层系的油气勘探。以川东南回龙场地区为例,系统采集了研究区小河坝组101个样品,利用常量及微量元素分析了小河坝组古沉积环境及其演化特征。结果表明,小河坝组主要形成于淡水—微咸水、温暖潮湿、弱氧化—弱还原的浅水三角洲沉积环境;纵向上,海平面变化表现为2个海侵—海退旋回,自下而上划分为X1、X2、X3和X4共4段。X1、X3段为海侵体系域（TST）,气候温暖湿润,古盐度较低,水体还原性强,古水深较深;X2、X4段为高水位体系域(HST),气候干燥炎热,古盐度较高,水体还原性弱,古水深较浅。     

四川盆地西北部上二叠统吴家坪组火山碎屑岩孔隙演化特征及有利储集区分布

通过对大量岩心、薄片、扫描电镜、测井及物性等资料的研究,分析了四川盆地西北部上二叠统吴家坪组火山碎屑岩的岩石学特征、孔隙特征、孔隙成岩作用及其演化特征,并在此基础上预测了火山碎屑岩有利储层的分布。吴家坪组火山碎屑岩主要包括凝灰岩、沉凝灰岩、凝灰质泥岩及凝灰质粉砂岩等,主要分布于吴二段,吴一段、吴三段分布较少。由于受到脱玻化、溶蚀、胶结、交代及压实作用的影响,火山碎屑岩主要发育收缩孔、粒间溶孔、粒内溶孔。在早成岩阶段A期,脱玻化作用促使收缩孔的发育,从而增加了孔隙度;在早成岩阶段B期,胶结作用及压实作用导致孔隙度降低;进入中成岩阶段A期时,交代作用使孔隙度小幅度降低。火山碎屑岩的孔隙整体发育较好,火山碎屑岩储层厚1.3~60.9 m,储层总厚度变化较大,有利储集区主要集中在双鱼石—龙岗西地区,是研究区有利的勘探目标。     

页岩吸附超临界CH4的热力学特征

为完善页岩等量吸附热计算方法,明确页岩吸附超临界CH₄的热力学特征,选用温度区间为26.85~199.85 ℃、压力范围为0.08~14 MPa的页岩等温吸附数据,系统检验常用吸附相密度计算方法的合理性,并基于绝对吸附量分析等量线标绘法的适用范围及页岩等量吸附热特征。结果表明：①经检验,常用的吸附相密度计算方法中Ozawa经验公式法适用于较宽温压范围内的绝对吸附量校正;②Lnp-1/T曲线在温度区间为149.85~199.85 ℃且n_ab为0.103 8~0.280 0 mmol/g时不具有线性特征,因此该温度及吸附量范围内等量线标绘法不再适用,同时Lnp-1/T曲线的n_ab取值应当与Lnp-n_ab曲线保持一致,以此获得的等量吸附热曲线才能全面地反映吸附过程的热力学特征;③页岩吸附超临界CH₄的等量吸附热随着吸附量的增加呈现先增大后减小的非单调变化,表明在吸附早期,CH₄分子间的相互作用力对等量吸附热的影响占主导,当吸附量增加到一定程度后,页岩表面的非均一性占主导。     

渤海湾盆地济阳坳陷孤北潜山下古生界油气来源及运移方向

为明确渤海湾盆地济阳坳陷孤北潜山下古生界油气运聚特征,指出下步油气勘探方向,利用钻井、地震、分析化验等资料,对该区油气来源、输导体系及油气运聚方式进行了研究。孤北潜山下古生界油气来自渤南洼陷沙三段烃源岩,断层与下古生界风化壳是油气运移的主要通道。其中北东向断层与东西向盆倾断层活动时期与渤南洼陷生烃期一致,是油气运移的重要通道之一;下古生界潜山顶面风化壳厚度大,物性好,渗流能力强,可以作为油气远距离横向运移的良好输导层。原油主要充注方向为自西向东、自北向南,西排山与渤南洼陷通过孤西1号断层对接,渤南洼陷生成的油气可直接运移到西排山中聚集成藏;而对于中排山和东排山,油气首先沿埕东断层和孤北断层向东运移至潜山低部位,然后沿下古生界风化壳向高部位运聚成藏;同时中排山油气也可以沿东西向盆倾断层F₁或F₂走向运移进入东排山。西排山中部、中排山北部埕东断层上升盘及整个东排山是研究区下一步重点勘探区域。     

鄂尔多斯盆地中东部奥陶系盐下深层储层特征及主控因素

鄂尔多斯盆地奥陶系盐下深层白云岩储层近年来取得较好的勘探效果,具有一定勘探前景。综合运用岩心观察、铸体薄片、扫描电镜、物性分析、压汞等资料,对盆地中东部奥陶系盐下深层马家沟组马三段、马四段储层特征及其发育的主控因素展开研究。结果表明：马三段储层以海退蒸发环境的含膏云岩为主,马四段储层以海侵环境的灰质云岩、粉—细晶云岩为主;马四段、马三段主要储集空间类型分别为溶孔（溶洞）、晶间孔、晶间溶孔、微裂隙;微裂隙、膏模孔、溶孔和粒间孔;孔隙结构复杂,毛管压力曲线形态可划分为溶孔型、晶间（溶）孔型、微裂隙型和微孔型4种类型;现有资料显示马三段—马四段平均孔隙度分别为2.1%和2.3%,平均渗透率分别为0.19×10^-3 μm²和0.22×10^-3 μm²。中央古隆起、乌审旗—靖边次级古隆起以及神木—子洲低隆带控制了马三段—马四段沉积相带及有利岩相分布;沉积微相控制岩石原始沉积组构,一定程度影响储层物性,砂屑云岩、晶粒云岩及膏质云岩的储层物性通常相对较好;此外,成岩作用也是控制盐下储层发育的关键因素,多种成因机制下的白云化作用是晶间孔形成的主要方式,表生成岩环境及埋藏成岩环境下的溶蚀作用控制了次生孔隙的发育;燕山期构造活动对储层微裂隙的发育起关键作用,显著改善了储层渗透性。总之,构造背景、岩石组构、成岩作用以及裂缝作用决定了盐下深层储层的储集性能,是优质储层形成的主控因素。     

煤层气多层合采井生产特征分析

为了探究多层煤层气藏合采层间储层处液面压力的关系、层间生产压差的关系以及各储层见气时间的关系,以多层叠置独立煤层气藏为研究对象,从成藏特征和煤层气产出机理出发,基于煤层气井井底压力表达式,推导了层间储层处液面压力的关系表达式,进而推导了层间生产压差的关系表达式以及层间见气时间的关系表达式。通过分析得出：①由于层间距的存在,在下储层未暴露时,上下储层间储层处液面压力存在一定的差异,当下储层暴露后,上下储层间的储层处液面压力相等;②层间生产压差和层间见气时间也不一定相等,且差异的大小均与储层压差、层间距、储层暴露情况有关,其中层间见气时间的差异还受气井排采压差的影响。研究成果为煤层气多层合采井排采制度的制定以及多储层煤层气藏合采模拟实验方法的选取提供了理论基础。     

塔里木盆地塔东隆起带上震旦统沉积模式探究

随着勘探不断向深层发展,震旦系白云岩因具备良好的生储盖组合条件而逐渐成为近源寻找原生油气藏的重要勘探领域。塔里木盆地塔东隆起带震旦系白云岩埋藏浅,6 000 m以内可勘探面积达1.5×10¹⁰ m²,一旦突破,将带来巨大经济效益。前期受资料所限,研究主要侧重于盆地级的大区研究,对盆内区带级的精细研究开展的比较少,对塔东隆起带震旦系白云岩沉积模式研究更少,这不仅困扰着塔东隆起带震旦系的油气勘探,而且对整个盆地上震旦统岩相古地理编图也有重要影响。借助新的钻井资料和高品质地震资料,对塔东隆起带震旦系白云岩开展地震地层学和沉积学研究,建立上震旦统沉积模式,提出塔东隆起带震旦系为断陷沉积,发育2个北东—南西向的双断裂陷,裂陷中部受基底断块隆升影响,形成断块碳酸盐岩台地,发育浅水台地颗粒滩、潮坪相沉积。震旦纪末期,受构造掀斜运动影响,南部抬升,地层遭受剥蚀,形成现今北厚南薄的楔状地层分布模式。