海拉尔盆地乌尔逊凹陷乌32井烃源岩评价及油源对比

对海拉尔盆地乌尔逊凹陷乌32井南二段和南一段所钻遇4套暗色泥岩的有机质丰度、类型和成熟度进行了评价,并对大二段、南二段和南一段3个含油砂岩抽提物的油气来源进行了分析。烃源岩评价结果表明,乌32井南屯组共发育3套好烃源岩,有机质类型为Ⅱ1型和Ⅱ2型,南二段烃源岩处于生油高峰,南一段烃源岩已达到生裂解气阶段。油源对比证实,该井不同层段油气来自不同烃源岩,大二段原油来自南二段下部烃源岩,南二段原油来自南二段上部烃源岩,南一段原油来自南一段下部烃源岩。乌尔逊凹陷南部洼槽区具有形成大规模油气藏的潜力。     

海拉尔盆地乌东斜坡带南屯组烃源岩评价

根据实测和收集的烃源岩地球化学数据,分析了海拉尔盆地乌东斜坡带的烃源岩分布特征、地球化学特征和热演化特征。从有机质含量(TOC)、氯仿沥青"A"、总烃含量、生烃潜量、有机质类型、成熟度(Ro)和暗色泥岩厚度等方面对南屯组烃源岩进行了综合评价,仅从现有数据进行评价认为乌东斜坡带南二段烃源岩生烃指标较好,评价为中等-好烃源岩;而南一段烃源岩生烃指标最好,综合评价为中等-好烃源岩。综合各项化学指标认为南屯组一段烃源岩成熟度要优于南屯组二段烃源岩。     

陆相断陷湖盆优质烃源岩测井识别方法及成藏贡献——以塔木察格盆地南贝尔凹陷为例

随着陆相勘探的不断深入,烃源岩在油气成藏中发挥着重要的作用。通过丰富的测井资料,利用改进的Δlg R技术方法,对塔木察格盆地南贝尔凹陷的优质烃源岩进行了识别,并预测了其分布规律。研究结果表明:通过Δlg R方法得到TOC的结果与实测数据吻合较好,相关系数高,并根据丰度评价标准将有效烃源岩进行了分级统计和评价,即中等烃源岩TOC为0.8%~1.8%;好烃源岩TOC为1.8%~2.8%;最好烃源岩TOC2.8%。南贝尔凹陷东次凹北洼槽南二段、南一段发育好—最好烃源岩,南一段源岩在洼槽中心发育,南二段源岩在东部斜坡带发育,铜钵庙组基本不发育有效烃源岩;南贝尔凹陷东次凹南洼槽南二段、南一段发育好—最好烃源岩;铜钵庙组发育薄层中等—好烃源岩;塔木察格盆地南贝尔凹陷具有较好的油气资源潜力.     

海拉尔盆地呼和湖凹陷南屯组油气成藏期次分析

针对海拉尔盆地呼和湖凹陷南屯组沉积时期构造活动频繁和油气成藏期次复杂的情况,采用呼和湖凹陷南屯组烃源岩生排烃史法、伊利石测年法及包裹体均一温度法等综合分析了呼和湖凹陷南屯组油气成藏期次,明确了研究区南屯组油气藏形成时期主要为距今110Ma～120Ma,主要发生在伊敏组沉积中期至晚期。油气藏形成时期的确定,对呼和湖凹陷南屯组的油气勘探和评价具有重要的意义。     

西湖凹陷新生代煤系烃源岩生烃动力学研究

为了探究西湖凹陷平湖组煤系烃源岩生烃潜力,优选出平湖组煤系烃源岩中煤、炭质泥岩和暗色泥岩样品各2块进行热模拟试验和生烃动力学研究,并模拟了2口井的生烃史.研究表明,煤和炭质泥岩活化能分布范围在20 kJ/mol之内,体现了快速生烃过程;暗色泥岩活化能分布分布范围在60 kJ/mol之内,反应生烃持续时间较长;暗色泥岩有机质在距今37 Ma进入生烃门限,煤和炭质泥岩在距今30 Ma开始进入生烃期,10 Ma以后开始进入大量生烃阶段,同时在生烃热演化过程中存在明显的二次生烃作用,可以此说明该区煤系烃源岩具有较大的生烃潜力.     

塔木察格盆地南贝尔凹陷优质烃源岩地球化学特征

钻井勘探实践表明,塔木察格盆地南贝尔凹陷主要发育3套主力烃源岩,分别是大磨拐河组、南屯组、铜钵庙组。不同层段的烃源岩,具有不同的地球化学特征。通过族组成、饱和烃色谱、生物标志化合物、碳同位素等指标对南贝尔凹陷大磨拐河组、南屯组、铜钵庙组烃源岩的地球化学特征进行了综合研究,结果表明,源岩饱和烃含量较高,芳烃含量较低,非烃+沥青质含量范围变化较大,体现湖相生源特征。饱和烃色谱图形态主要为单峰型,主峰碳一般为n C19、n C21和n C23,反映有机质为低等水生生物和陆源高等植物的双重来源。色谱—质谱图中三环萜烷含量很低,以五环三萜烷为主;甾类化合物以规则甾烷为主,C2720(R)、C2820(R)、C2920(R)呈不对称"V"字型分布,4-甲基甾烷含量很低,具有藻类和高等植物双重生源特征。大磨拐河组和铜钵庙组烃源岩的饱和烃、芳烃碳同位素明显偏重,南屯组源岩则有所变轻,反映出南屯组源岩的有机质类型较好,低等水生生物输入的比例较大。综合评价认为南屯组烃源岩母质类型好,成熟度适中,是该区的主力烃源岩。     

珠江口盆地白云凹陷烃源岩沉积有机相探讨

朱江口盆地白云凹陷是一个有着巨大勘探前景的含油气凹陷,针对该区烃源岩研究相对薄弱等问题,在前人研究的基础上,综合运用录井、测井和分析化验资料对白云凹陷各套烃源岩的地化特征、沉积环境以及生物组合特征进行了研究,并划分了沉积有机相。结果表明:不同层段以及同一层段不同部位的烃源岩,其地化特征都存在显著差异,文昌组烃源岩为深湖富藻草本相,恩平组河流沼泽相成因烃源岩为河沼贫藻木本相,浅湖环境成因烃源岩浅湖含藻草本-木本混合相;珠海组烃源岩为浅海富藻木本相。     

大杨树盆地南部坳陷DY3井白垩系九峰山组烃源岩特征及油源对比

对大杨树盆地南部坳陷DY3井白垩系九峰山组烃源岩和原油进行有机地球化学分析测试,研究烃源岩地球化学特征和原油的来源。结果显示DY3井九峰山组下段烃源岩有机质丰度中等—好,干酪根类型Ⅱ_1-Ⅰ型,处于成熟阶段。九峰山组上段烃源岩有机质丰度中等,干酪根类型以Ⅱ_2型为主,刚进入成熟阶段。油源对比表明九峰山组上段烃源岩成熟度低于原油成熟度,DY3井原油与九峰山组下段烃源岩在正构烷烃分布、分子生物标志化合物特征上较相似,原油主要来自于九峰山组下段烃源岩及凹陷深部烃源岩的生烃贡献。     

小板凹陷未熟油地球化学特征与油源探讨

通过对小板凹陷烃源岩及原油样品的有机地化分析,研究该区未熟油的地球化学特征,探讨未熟油油源。认为小板凹陷原油具有“高密度、高粘度、高含硫”的特征,生油岩和原油的饱和烃含量低,“非烃 沥青质”含量高,正烷烃呈“前峰型”或“前高双峰型”分布。具植烷优势,Pr/Ph<0.2。萜烷以伽玛蜡烷含量高,Tm/Ts>1为特征。根据镜质体反射率指标、孢粉颜色及颜色指数、生物标记化合物指标等综合判断小板凹陷生油岩为未熟烃源岩,原油为未熟油,油源对比研究表明该未熟油来源于潜江组未熟烃源岩,因此该凹陷的油气勘探方向应立足未熟油的勘探。     

巴彦呼舒凹陷稠油地球化学特征及油源对比研究

楚5井、舒1井是巴彦呼舒凹陷的两口工业油流井,所产原油为稠油.稠油粘度大,含蜡量高,凝固点低,属于低凝中质稠油；楚5井原油饱和烃含量低,而非烃十沥青质含量高,表明其母岩成熟度较低,从甾烷C2920S/20S+20R及C29ββ/(αα十ββ)来看,其具有成熟原油的特性,但是成熟度较低；通过碳同位素曲线和类异戊二烯烃分布特征对比,结果显示楚5井铜钵庙组原油来源于铜钵庙烃源岩,舒1井原油来源于南一段烃源岩；凹陷西部陡坡带在伊敏组末期发生过强烈的构造反转,致使烃源岩正常热演化过程被破坏,成熟有机质所占比例很少,大部分有机质处于低熟阶段,造成油质偏稠.     

鄂尔多斯盆地东北缘临兴神府地区烃源岩特征

通过对区内烃源岩区域与层域分布、烃源岩有机质丰度、有机质类型、有机质成熟度研究,表明鄂尔多斯盆地东北缘临兴神府地区本溪组~山西组暗色泥岩及煤层广泛发育并具有广覆式分布特点,煤系烃源岩TOC高,生烃潜量大,有机质类型以Ⅲ型腐殖型为主,部分为Ⅱ2型和Ⅱ1型混合型;以中等成熟阶段为主,部分达到过成熟,生烃强度大。因此,研究区较好烃源岩条件为区内煤系储层提供良好的气源,区内煤层气和煤系致密砂岩气勘探潜力较好。     

南贝尔凹陷东次凹稠油地球化学特征及成因

对南贝尔凹陷东次凹发现的稠油的物理性质和地球化学特征进行了分析。本地区稠油密度为0.8812~0.9406g/cm3,粘度为53.30~2571.14mPa·s,属于普通稠油。色谱特征显示该区稠油为非生物降解原油,各项成熟度参数偏低;从塔21-77、塔21-79等斜坡上的单井来看,南屯组一段和南屯组二段发育暗色泥岩,具备一定的生油潜力,但成熟度较低;通过油源对比,稠油甾萜烷显示的成熟度介于洼槽中心南屯组一段源岩与斜坡带南屯组源岩之间;综合分析表明该区稠油主要为洼槽中心南屯组一段泥岩所生成熟原油与本地南屯组一段泥岩所生低成熟度原油的混源油。用大庆油田开发的分层产能贡献比例计算软件,定量计算洼槽中心南一段源岩和本地南一段源岩的贡献比例,随着运移距离的增加,来源于洼槽中心的南屯组一段成熟源岩比例急剧降低,斜坡带低熟源岩比例迅速增加,比例分别为25.27%和94.75%,表明远离生油洼槽的稠油主要是本地源岩所生。下步可在有效源岩区甩开勘探,寻找稠油油藏。     

渤海湾盆地石炭—二叠系含煤岩系沉积环境及其展布规律

在对渤海湾盆地内各坳陷区上百口钻井研究的基础上,结合岩芯、测录井及地震等资料,探讨了渤海湾盆地石炭—二叠系含煤岩系沉积环境,建立了含煤岩系沉积模式,揭示了含煤岩系的残余地层展布规律。渤海湾盆地石炭—二叠系含煤岩系主要发育在太原组及山西组,岩石类型包括煤岩及暗色泥岩(包括炭质泥岩)。其中,太原组含煤岩系沉积环境以陆表海堡岛沉积体系下泥炭坪为特征,沉积物泥炭的显微组分以腐殖组为主,普遍富硫,且矿物质含量较高,成煤后以镜质组为特点,壳质组相对丰富;山西组由于受物源区碎屑物质供给能力增强及大规模海退的影响,各类泥炭坪等主要成煤环境随时间推移由北向南发展,并逐渐被浅水三角洲平原泥炭沼泽聚煤环境取代,该类泥炭沼泽形成煤层厚度较大,但受分流河道冲刷作用,因此横向厚度变化较大,结构复杂,硫含量一般较低,灰分含量高。根据华北晚古生代含煤岩系及成煤环境的特点,可将其划分为堡后泥炭坪、潮坪泥炭坪、潟湖泥炭坪、潮汐三角洲泥炭坪及浅水三角洲平原泥炭沼泽5种模式类型,它们各具不同的沉积岩相组合及成煤特点,多种成煤模式可同时共存且相互演化。通过研究认为,渤海湾盆地石炭—二叠系含煤岩系残留厚度较大,分布广泛,但受中新生代构造断裂影响,部分地区遭受剥蚀。通过对渤海湾盆地石炭—二叠系含煤岩系有机质丰度等烃源岩指标的分析,结合不同类型的测井曲线,估算了渤海湾盆地石炭—二叠系有效煤系烃源岩的厚度。其中渤海湾盆地石炭—二叠系有效煤系烃源岩在黄骅坳陷南部、冀中坳陷的苏桥—文安地区分布较厚,有效煤系烃源岩厚度在150~200 m,最厚可达250 m以上;临清坳陷及东濮坳陷中东部有效煤系烃源岩厚度普遍在50~100 m;济阳坳陷有效煤系烃源岩呈零星分布,在各次级凹陷中均有小面积累厚较大的煤系烃源岩发育。     

海—塔盆地巴音戈壁凹陷烃源岩地化特征及评价

烃源岩品质对于一个地区资源潜力的估算有着重要意义。巴音戈壁凹陷烃源岩主要发育在大磨拐河组、南屯组和铜钵庙组地层中。通过多种烃源岩地化特征参数对凹陷内烃源岩主要发育层位的有机质丰度、类型和成熟度展开全面研究,结果表明大磨拐河组烃源岩有机质丰度中等,类型偏差,成熟度低,对油气生成的贡献弱;南屯组烃源岩有机质丰度是3组地层中最好的,有机质类型好,成熟度适中,是凹陷内重要的烃源岩;铜钵庙组烃源岩有机质丰度中等,类型以Ⅱ型为主,且已成熟,是凹陷内又一套重要烃源岩层。通过以上成果并根据凹陷内有机碳和Ro等值线数据综合研究,得出有效烃源岩的分布情况,认为巴音戈壁凹陷烃源灶主要分布在南北2个洼槽内,且铜钵庙组烃源灶发育范围要大于南屯组。     

鄂尔多斯盆地侏罗纪含煤岩系生烃潜力评价

采用有机岩石学与显微煤岩学的方法对鄂尔多斯盆地含煤岩系中不同有机质的地球化学特征进行详细研究,进而对不同烃源岩的生烃潜力进行评价。研究结果显示鄂尔多斯盆地中,有机质类型主要是Ⅲ型和Ⅱ2-Ⅲ型干酪根,煤中显微组分中惰质组占绝对优势,壳质组含量少,仅在部分地区镜质组含量较高（如:宁夏汝箕沟、陇东地区等）;盆地中除了腐殖型干酪根外,也有部分属于腐泥型有机质,如盆地南部黄陵矿区的烛煤,其中脂类含量丰富。根据对盆地侏罗纪含煤岩系的有机质的丰度、类型和成熟度（热演化程度）的分析和研究得知:煤、炭质泥岩和暗色泥岩的有机质丰富,但煤和泥岩的转化系数均接近或低于生油岩的下限,其族组成中以中高含量的沥青质、中含量的非烃和芳烃、低含量的饱和烃为特征,且煤的有机质丰度远高于泥岩。盆地中侏罗纪延安组有机质只达到低-中成熟阶段的前期,以低成熟阶段为主,反射率R_o=0.37%~0.70%;盆地内的煤系及炭质泥岩均具有良好的生烃潜力,在盆地南部的环庆向斜区形成工业价值油气藏的潜力最大。     

临清坳陷上古生界煤成气资源评价

临清坳陷上古生界发育良好的烃源岩,由于其经历了多期次、不同规模盆地的叠合,其间又经历多期次的抬升、剥蚀与改造,上古生界烃源岩生烃过程十分复杂。录井和岩心资料表明,临清坳陷上古生界山西组和太原组发育有3类烃源岩:煤岩、炭质泥岩和湖相泥岩,其中以煤岩和炭质泥岩生烃条件较好。印支期是华北盆地古生界的一次生烃期,但演化程度不高,油气生成和排烃运移量有限;燕山晚期—喜山期的再次大面积沉陷背景下,发生二次生烃,其演化程度因后期古近纪的沉积、埋藏而不同。采用热模拟产烃率法估算了临清坳陷上古生界各主要凹陷的煤成气资源量。     

西藏阿翁错盆地古近系牛堡组上段烃源岩评价

位于西藏中部的班公湖-怒江缝合带上发育了许多规模不一的新生代陆相沉积盆地。这些陆相沉积盆地具有沉积有机质丰度高、类型好和热演化程度中等的特点,有很好的油气勘探前景。对西藏阿翁错盆地古近系牛堡组上段实测剖面烃源岩的有机质丰度、有机质类型、有机质成熟度等方面的研究显示,牛堡组上段烃源岩较好,灰岩(泥灰岩和泥晶灰岩)的有机碳平均质量分数为0.53%,经恢复后为0.95%,表现出较好烃源岩特征。灰岩有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ1型为主。牛堡组上段灰岩有机质成熟度不高,主体处于低成熟阶段。总体评价阿翁错盆地牛堡组上段为中等烃源岩。     

木里煤田侏罗系煤系非常规气共存规律研究

为探索木里煤田煤系气赋存特征,通过含气性、烃源岩有机地化以及储集层物性特征的分析测试,认为煤系气含气量变化较大,以木里组上段含气量最高;总有机碳含量和生烃潜率评价均显示此组煤系烃源岩为优质烃源岩,其中煤为Ⅲ型干酪根,而油页岩、泥岩为Ⅱ2型干酪根,Ro分布在0.74%~1.85%,处于成熟-高成熟度的有利生气阶段;煤储层孔隙度为2.7%~13.7%,渗透率为(0.03~10.6)×10-3μm~2,而页岩及致密砂岩储层孔隙度普遍不高于4.5%,渗透率普遍低于0.1×10~(-3)μm~2。结合典型钻孔分析建立了木里煤田内的3种煤系非常规气共存组合模式。在总结了木里煤田的煤系非常规气的成藏特征基础上,综合分析认为中侏罗统木里组上段以及江仓组是煤系非常规气勘探的重点层段,并进一步提出了勘探开发建议。     

塔城盆地烃源岩特征及勘探潜力分析

塔城盆地勘探程度较低,主力生油层及勘探目的层资源潜力认识不足,制约了油气勘探步伐。本次研究通过在塔城盆地周缘开展野外地质调查、样品采集、测试分析工作,并通过生烃模拟手段,整体评价了该区烃源岩特征和勘探潜力。研究表明:塔城盆地发育泥盆系、石炭系、二叠系3套烃源岩,其中石炭系为盆地主要烃源岩发育层段,泥盆系及二叠系为次要烃源岩发育层段;烃源岩演化特征表明地质历史时期已经发生过生排烃,石炭系、二叠系和第三系成藏组合中可能存在古油藏和次生油气藏,综合评价认为塔城盆地应该具有一定的油气勘探潜力。     

煤系碳酸盐岩天然气勘探前景初探——以华北太原组为例

煤系碳酸盐岩天然气的勘探前景是值得探究的重要问题,以华北太原组为例进行初步研究分析。太原组是华北最有利的生烃岩系之一,煤层之上发育多套灰岩。近年来,丰富的太原组碳酸盐岩天然气资源在山西霍西煤田被发现,该发现可为今后煤系碳酸盐岩天然气的勘探提供启示。首先剖析了霍西煤田太原组碳酸盐岩气藏实例,其次对太原组灰岩的空间展布规律、太原组烃源岩和热演化程度、灰岩储层发育、盖层、圈闭、运移和保存条件进行了总结。研究认为,太原组煤层-灰岩沉积组合与其上的多套泥岩和煤层可以组成生储盖组合,而储层的近烃源岩优势使得煤系气易于在太原组灰岩中聚集。从太原组煤和灰岩厚度分布特点来看,北部煤层厚而灰岩薄,南部煤层薄而灰岩厚。从烃源岩角度来看,太原组煤层和暗色泥岩是优质的烃源岩,而中等变质程度的煤有利于游离的煤成气的形成。从储集空间来看,华北许多地区太原组灰岩普遍具有较好的岩溶和裂隙储集空间发育。从封盖条件看,太原组灰岩层上覆的泥岩可作为良好的盖层。因此,太原组具有煤系碳酸盐岩气藏形成所需的物质基础。此外,华北太原组煤系碳酸盐岩气藏的形成需要多个地质要素在时间与空间上相互匹配。煤系碳酸盐岩储集空间和圈闭的发育是气藏...