鄂尔多斯盆地志丹地区长73亚段泥页岩地球化学特征及页岩油地质意义

基于鄂尔多斯盆地志丹地区长7₃亚段泥页岩岩心资料,通过有机碳、岩石热解、生物标志化合物、微量元素、有机质族组分等实验测试分析,运用多种有机地球化学参数,综合判识了研究区长7₃亚段泥页岩形成环境、母质类型、成熟度以及含油性。研究表明,志丹地区长7₃亚段泥页岩沉积环境为弱氧化-还原环境,母质具有水生生物和高等植物的混源特征;长7₃亚段泥页岩的TOC平均值为4.65%,生烃潜量（S₁+S₂）平均值为20.86 mg/g,热解T_max平均值为447 ℃,泥页岩的成熟度较高;长7段泥页岩氯仿沥青“A”族组成中烃类组分含量高（平均为52%）、沥青质含量低（平均为3.48%）、饱/芳平均值大（为4.2）;长7₃亚段泥页岩样品中饱和烃碳数分布在nC₁₃—nC₃₃之间,主峰碳以nC₁₅、nC₁₆为主,偏向低分子量烷烃,\mathrm{\Sigma }{\mathrm{C}}_{{\mathrm{21}}^{-}}/\mathrm{\Sigma }{\mathrm{C}}_{{\mathrm{22}}^{+}}平均值为1.34,体现出烷烃具有短链优势;长7段泥页岩沉积厚度较大、有机质含量高、含油性好,是该地区页岩油潜在的接替目标,未来具有重要的勘探意义。     

多元逐步回归法在致密砂岩储层矿物与孔隙度关系分析中的应用

矿物类型及含量是影响储层致密的关键因素,为定量表征二者与储层孔隙度间的相关关系,以鄂尔多斯盆地姬塬地区长8致密储层为例,利用多元逐步回归分析方法建立了长8储层矿物含量与孔隙度之间的多元回归方程模型：y=\mathrm{18.500}-\mathrm{0.126}{x}_{{}^{\mathrm{3}}}-\mathrm{1.017}{x}_{{}^{\mathrm{4}}}-\mathrm{0.577}{x}_{{}^{\mathrm{7}}}-\mathrm{0.674}{x}_{{}^{\mathrm{8}}}（孔隙度大小=18.500-0.126×岩屑含量-1.017×绿泥石含量-0.577×硅质胶结物含量-0.674×铁方解石含量）。通过该多元回归模型得到的预测孔隙度与实测孔隙度拟合性好,地质解释合理并与储层特征契合。综合认为,基于储层各矿物类型及含量的多元逐步回归法可以较为准确地预测储层孔隙度的大小,尤其在受多类型矿物影响的致密储层储集性能研究中存在一定的优越性。     

鄂尔多斯盆地延长组湖相页岩油赋存状态评价与定量表征

鄂尔多斯盆地长7段源内夹层型页岩油已取得勘探突破并实现规模效益开发,但泥页岩层系是否具有勘探潜力,页理型页岩油的烃类赋存状态与表征方法仍然不够明确。通过对比页岩层产出的页岩油与滞留烃性质发现,鄂尔多斯盆地延长组长7页岩层产出的页岩油具有中轻质烃类组分（n{\mathrm{C}}_{{\mathrm{25}}^{-}}）显著优势、沥青质组分很低的特征,属于轻质油,而滞留烃中大分子化合物含量较高。各项分析测试与试验研究表明,油质组分与沥青质相容性差,两者赋存状态差异明显,沥青质组分主要被干酪根所吸附,油质组分主要以游离态赋存于孔裂隙中。长7段富有机质泥页岩中较高的沥青质含量不会明显影响页岩油的可流动性。同时建立的“泥页岩中分离提取游离烃的方法”,可作为页岩含油性快速评价的实用技术,定量表征结果表明长7 泥页岩中游离烃含量较高,平均在5 mg/g左右,页理型页岩油勘探潜力很大。     

深层砂砾岩中的深部热流体作用及其地质意义

以渤海湾盆地东营凹陷北部陡坡带东段民丰—盐家地区古近系沙河街组四段（沙四段）深层砂砾岩为例,通过岩心和扫描电镜观察、薄片鉴定、流体包裹体、粘土矿物X射线衍射、镜质体反射率、岩心物性和烃源岩热解参数分析等方法,结合构造演化和岩浆活动背景、地层埋藏史和油气成藏史等研究成果,明确深层砂砾岩中的深部热流体作用标记和时间,并初步探讨其地质意义。结果表明：研究区沙四段砂砾岩中存在爆裂角砾、立方体黄铁矿等和伊/蒙混层-铁白云石-磷灰石、伊/蒙混层-磷灰石-黄铁矿、绿泥石-磷灰石-黄铁矿、磷灰石-黄铁矿等反映深部热流体作用的岩石学特征和矿物（组合）;粘土矿物的垂向演化过程中出现伊/蒙混层比值异常增大、高岭石含量短暂激增的现象;在埋深3 400～4 800 m处游离烃含量（S₁）和裂解烃含量（S₂）异常高,埋深5 500 m处S₁和S₂较低,而热解峰温（T_max）异常高,在埋深4 269～4 800 m处的石英裂缝内有异常高温包裹体;天然气稳定碳同位素中δ¹³ C{}_{\mathrm{C}{\mathrm{O}}_{\mathrm{2}}}值大于 -8 ‰,具有无机成因特征,且具有与深部富CO₂热流体作用相关的NaHCO₃型地层水。以上现象均反映出民丰—盐家地区沙四段砂砾岩在馆陶组-明化镇组沉积时期经历了富CO₂幔源成因的深部流体活动。深部热流体进入砂砾岩储层后对物性起到双重改造作用：引发破裂和促进溶蚀从而改善储层物性;沉淀自生矿物堵塞孔隙,阻碍流体运移,损害储层物性。此外,深部热流体参与沙四下亚段烃源岩热演化及油气生成过程,对烃源岩排烃和原油裂解具有潜在影响。     

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。     

一种评价页岩油含油性的测井方法

吉木萨尔凹陷位于准噶尔盆地东部,是中国陆相页岩油的典型代表区域。凹陷内芦草沟组发育上、下2套页岩油“甜点”段,储层岩性和孔隙结构复杂、物性较差,利用测井方法进行储层含油性评价难度较大。为准确评价储层含油性,有效识别流体性质,综合利用密闭取心饱和度分析结果和总有机碳含量与油的碳含量之间的约束关系,改进了利用核磁共振测井计算含油饱和度的T_{\mathrm{2}}截止值确定方法,在此基础上计算含油饱和度及储层可采性指数,并深入分析了含油饱和度、储层可采性指数的关系及含油性评价效果。实际应用结果表明,该方法对于准确评价混积岩型页岩油的含油性具有重要实用价值。     

页岩含气量测井评价方法研究

针对现有页岩含气量计算模型关键参数计算困难、误差较大,部分参数需要通过大量的实验来获取,成本较高等问题,以长宁地区下志留系龙马溪组为例,以兰格缪尔等温吸附为理论依据,利用等温吸附实验数据和大量测井数据,通过优选拟合回归的方法计算页岩含气量关键参数,由此建立了基于常规测井资料的页岩含气量计算新模型。结果表明：兰格缪尔等温吸附方程关键参数V_P、V_L可利用TOC进行计算;SGR、DEN测井曲线计算的TOC比传统ΔlogR法计算结果相对误差降低14.00%;阿尔齐法和西门度法受异常电阻率低值影响,计算的含气饱和度偏低,SGR-DEN法计算的含气饱和度更加准确。新模型只需通过常规测井曲线即可计算页岩含气量,为页岩气水平井地质导向钻井和储层评价提供了可靠依据。     

川东地区中二叠统茅口组天然气成因及气源

为进一步明确川东地区茅口组天然气成因及来源,综合利用茅口组天然气组分和同位素分析等手段对茅口组天然气地球化学特征进行了研究。结果表明：川东地区茅口组天然气以甲烷为主,非烃组分较少,干燥系数普遍高于0.99,属于典型的干气;茅口组天然气的δ¹³C₁和δ¹³C₂值分别为-34.20‰～-28.27‰和-35.80‰～-28.10‰,碳同位素值普遍具有部分倒转的特征,即甲烷碳同位素值大于乙烷碳同位素值,而乙烷碳同位素值小于丙烷碳同位素值;茅口组天然气的δ¹³C₂值大多大于-28.00‰,属于油型气的范畴,且主要为原油裂解气;茅口组天然气主要来自中二叠统自身烃源岩,局部混有下伏志留系龙马溪组烃源岩,据此建立了茅口组“下生上储、双源供烃”的成藏模式,预测卧67井-TL6井-池4井一带为茅口组白云岩有利勘探区带。研究成果对该区茅口组天然气来源的认识深化及勘探领域的拓展具有重要意义。     

贵州龙潭组海陆交互相页岩气评价

为评价海陆交互相页岩气选区评价关键参数,通过热模拟实验及岩石热解实验,以贵州YV-1井2个不同深度的龙潭组海陆交互相页岩样品为研究对象探讨了中国海陆交互相页岩从未成熟阶段到过成熟阶段的产烃过程,R_o与烃类产出量及热解烃量之间的变化规律,以及热解烃量与总烃量的关系。实验结果表明：随着R_o的升高,液态烃产量先增加后减少,气态烃产量及总烃量增加,热解烃量减少。热解烃量越大,生烃潜力越大。研究表明,中国海陆交互相页岩生烃演化过程可分为：液态烃低成熟阶段气液共生高成熟阶段、气态烃过成熟阶段3个阶段、初步确定中国海陆交互相页岩气有利区R_o下限约为1.7%,目标区R_o下限约为2.1%。该研究对中国海陆交互相页岩气的进一步评价具有重要指导意义。     

吐哈盆地塔尔朗组沉积特征及烃源岩潜力分析

针对吐哈盆地二叠系盆地性质不清,沉积环境、烃源岩潜力不明的问题,综合利用钻井、野外露头等资料,运用岩性组合特征、测井曲线、岩石元素、油气地球化学等方法,对研究区二叠系盆地性质、沉积特征及烃源岩潜力进行分析。研究结果表明,吐哈盆地二叠系为裂谷盆地,划分为裂谷初始期（P₁y-P₂d）、裂谷鼎盛期（P₂t）、裂谷萎缩期（P₃w）3个阶段,塔尔朗组处于裂谷鼎盛期,是烃源岩的主要发育层系,具有广盆一体化沉积、现今残留分布的特点。沉积类型以滨浅湖、半深湖-深湖亚相为主,该套烃源岩具有厚度大、成熟度好、分布广的特点,具有较大的勘探潜力。该研究对区带优选及勘探部署具有一定的指导意义。     

成熟度与热模拟产物分步萃取对滞留油生物标志物的影响

明确抽提过程中不同极性有机溶剂对所获得的生物标志物参数的影响,对基于生物标志物的生烃母质研究具有重要意义。选用鄂尔多斯盆地延长组低熟富有机质泥页岩进行生、排烃热模拟实验,并结合热模拟固体残样的实测随机镜质体反射率(R_O)值,准确剖析热演化程度和溶剂极性对生源和沉积环境参数适用范围的影响。结果表明：有机溶剂极性的大小不仅会影响抽提物的产率和族组分特征,而且会显著影响抽提物中正构烷烃、三环萜烷的分布特征,但对甾烷的分布特征影响并不明显。溶剂极性和热演化的双重影响导致生物标志物参数的适用范围存在明显区别,∑C_21^-/∑C_22⁺和(nC₂₁+nC₂₂)/(nC₂₈+nC₂₉)仅在低熟—高成熟的中期阶段(R_O值介于0.70%～1.48%之间)可作为有效的生源参数,而沉积环境判识参数∑三环萜烷/∑藿烷值适用范围更窄,仅在低熟—高成熟早期阶段(RO值介于0.70%～1.34%之间)有...     

原油热裂解过程中的红外光谱演化特征及其主控因素

原油的红外光谱能够反映原油中各种分子基团的信息,对于简单、快速识别原油的成因类型和热演化程度有很大的应用潜力。通过对两个不同有机相来源的原油样品开展热解实验,初步研究了原油热解过程中红外光谱的演化特征及其主控因素。结果表明,随着原油热解程度的增加,不同类型原油的红外光谱具有相似的演化模式,可近似划分为两个阶段。在早期阶段(实验温度<370℃),热解油中甲基/亚甲基吸光度比值(A_CH3/A_CH2)变化不明显,而芳环分子基团吸光度(A_aro)及其与烷基分子基团吸光度比值(A_aro/A_sat)减小,这主要是由于原油中部分热稳定性低的化合物发生脱支链作用,形成了饱和烃组分,降低了芳烃/饱和烃比值。在晚期阶段(实验温度>370℃),热解油中A_CH3/A_CH2,A_aro和A_aro/A_sat     

四川盆地西部致密砂岩气来源及运移地球化学示踪

通过典型钻井天然气组分、轻烃、碳同位素以及烃源岩抽提轻烃的系统测试,研究了四川盆地西部致密砂岩气的成因类型和来源。研究表明,研究区致密砂岩气以煤型气为主,须二段（T₃x²）存在部分混合气。天然气来源具有下生上储的特征,其中须二段（T₃x²）天然气主要来源于须二段（T₃x²）自身的烃源岩以及下伏小塘子-马鞍塘组（T₃m+t）烃源岩,须四段（T₃x⁴）天然气主要来源于须三段（T₃x³）烃源岩,天然气运移距离短;而侏罗系天然气则主要来源于下伏须五段（T₃x⁵）烃源岩以及须家河组早期气藏的贡献,天然气运移距离长。在此基础上,优选了3组9类天然气运移地球化学指标,分别为：①天然气运移方向和距离指标为甲烷含量［W（CH₄）］、乙烷含量［W（C₂H₆）］、非烃含量［W（CO₂）］,［W（N₂）］、甲烷碳同位素（δ¹³C₁）;②天然气运移相态指标为苯/正己烷、苯/环己烷;③天然气运移通道指标为iC₄/nC₄和iC₅/nC₅。对研究区陆相天然气的运移进行了示踪,明确了研究区致密砂岩气的运移方向、运移相态以及运移通道。结果表明：研究区上侏罗统天然气主要由下部须家河组天然气沿高速优势通道窜层渗流运移而来,断裂是其最重要的运移通道;中侏罗统部分天然气由须家河组气源沿高速运移通道运移而来,而部分天然气为下部气源以水溶相的方式运移聚集成藏;须四段（T₃x⁴）天然气成藏时,储层相对致密,运移通道发育不佳,天然气以扩散相短距离运移为主;须二段（T₃x²）天然气主要通过断裂及其伴生裂缝以游离相和水溶相短距离运移为主。     

江汉盆地南部监利地区浅层生物气的发现及成因

江汉盆地南部监利地区由于农田灌溉打水井,偶然发现井水抽出时伴有气体流出,点燃后能长时间燃烧。为此,对该地区的浅层气进行了采样分析。结果表明,浅层天然气气样CH₄含量介于44.11%~51.57%之间,均值为47.03%,不含C₂H₆及其他重烃气体,干燥系数(C₁/C_1-5)为1,属典型干气。CH₄碳同位素值介于-70.8‰ ~-71.0‰之间,均值为-70.9‰,CH₄氢同位素值介于 -223‰~-226‰之间,均值为-224‰,CO₂碳同位素值介于-12.6‰~-14.7‰之间,均值为-13.9‰,同位素特征表明研究区浅层气为氢气还原二氧化碳途径生成的生物气。通过与江浙-沿海平原、长江三角洲和洞庭盆地的第四系浅层生物气赋存特征进行对比,进一步明确了研究区内第四系生物气成藏特征,认为研究区第四系浅层生物气具有进一步勘察和研究的潜力。     

鄂尔多斯盆地樊家川地区三叠系长63储层特征及主控因素

鄂尔多斯盆地樊家川长6储层为新的开发区域,其中长63为主力油层.为研究其致密储层特征及主控因素,开展了岩石薄片鉴定、常规物性及高压压汞分析等,对储层的岩石学、物性及孔隙结构特征进行了详细研究,建立了不同孔隙结构与成岩参数的识别函数,分析了不同孔隙结构储层储集性能主控因素.结果表明:①樊家川地区长63主要岩石类型为岩屑长...     

鄂尔多斯盆地陇东地区延长组 LSC3 层序格架与沉积相

以高分辨率层序地层学和现代沉积学理论为指导,利用野外露头、岩心、测井与地震等资料,对鄂尔 多斯盆地陇东地区三叠系延长组的层序地层格架和沉积环境进行了研究。 将鄂尔多斯盆地陇东地区三 叠系延长组长 8₁ -长 6₃ 小层（LSC3）作为一个完整的长期基准面旋回,进一步细分为 3 个中期基准面旋 回,即 MSC3-1,MSC3-2 和 MSC3-3。 其中,MSC3-1 相当于长 8₁ 小层,该沉积期湖盆强烈坳陷,砂体叠 置样式以加积和退积为主;MSC3-2 相当于长 7₃ -长 7₂ 小层,该沉积期湖盆快速扩张,达到延长组沉积 期的最大湖泛,主要发育欠补偿环境下的暗色泥页岩;MSC3-3 相当于长 7₂ -长 6₃ 小层,该沉积期湖盆 开始收缩,砂体叠置样式以进积为主。 陇东地区延长组沉积相可划分为辫状河三角洲、曲流河三角洲、湖 泊以及浊积扇等 4 种类型。 MSC3-1 沉积期研究区以发育南西物源的辫状河三角洲为主;MSC3-2 沉积 期湖泊占据了主体地位,深湖中常见浊积砂体;MSC3-3 沉积期湖泊萎缩,以来自南西物源的辫状河三角 洲和来自北东物源的曲流河三角洲沉积为主。     

鄂尔多斯盆地彬长区块延长组生储盖组合与油气富集特征

通过地球化学分析及岩心观察、测井、录井与试油等资料,分析了鄂尔多斯盆地彬长区块延长组生 储盖组合及油气富集特征。 结果表明：研究区以长 7 油层组底部张家滩页岩为主力烃源岩,以长 8 - 长 6 油层组三角洲前缘水下分流河道及重力流砂体为储层,以长 9 -长 4+5 油层组间隔发育的半深湖- 深湖相暗色泥岩及页岩为盖层,构成了 4 套生储盖组合：长 7 生-长 9₁ 储-长 9 上部盖（Ⅰ）、长 7 生-长 8₁ 储-长 7 盖（Ⅱ）、长 7 生-长 7₂ 储-长 7 上部盖（Ⅲ）和长 7 生-长 6₃ 储-长 6 ₁₊₂ -长 4+5 盖（Ⅵ）。 根据 源-储配置关系及生储盖层叠置样式将生储盖组合划分为连续型（Ⅱ和Ⅲ）和间断型（Ⅰ和Ⅵ）共 2 类 4 套,其中连续型生储盖组合油气富集主要受控于张家滩页岩与有利储层展布和断层-裂缝系统发育程度; 间断型生储盖组合油气富集主要受控于油源断裂、源-储距离和有利储层展布。 连续型生储盖组合油气 充注与保存条件均较好,比间断型生储盖组合油气富集程度更高。