多套源岩天然气扩散损失量评价—以松辽盆地北部浅层气源岩为例

根据天然气扩散原理、物质平衡原理和烃浓度封闭机理建立了多套源岩天然气扩散损失评价模型。选取松辽盆地北部浅层多套生物气源岩为例进行应用,结果表明,研究区4个层位现今累积生气量达385.7×10¹²m³,浅层生物气源岩主要生气层位中嫩江组二段生气量最大,主要生气期在嫩江组沉积末期。实际扩散气量计算表明,嫩二段实际扩散气量最大,其次为嫩一段、青山口组一段和青山口组二三段,不考虑烃浓度封闭和考虑烃浓度封闭的累积实际扩散气量分别达199.42×10¹²m³和105.44×10¹²m³。考虑烃浓度封闭时各时期的评价扩生比(实际扩散气量和生气量比值)都低于不考虑烃浓度封闭时的扩生比,后者约为前者的2～3倍。     

华北地区东部下古生界烃源岩特征及其影响因素

华北地区下古生界烃源岩研究对前古近系油气战略资源选区具有重要意义。从沉积学角度出发,通过对研究区有机碳含量、生烃潜力和氯仿沥青“A”等参数的统计分析和平面制图,划分了烃源岩类型,并对影响烃源岩发育因素进行分析。研究认为:华北东部奥陶系上、下马家沟组及峰峰组为较好的烃源岩。影响烃源岩发育的必要因素是海洋生物生产力,影响烃源岩发育的主要因素包括古气候、古沉积环境、古构造及沉积作用。此成果可以为华北东部油气资源战略选区提供有效的地质依据。     

辽东湾地区深层烃源岩排烃特征及资源潜力

摘要：通过收集研究区深层烃源岩热解和有机碳等地化资料,利用地质门限理论为基础的生烃潜力法,对深层烃源岩的排烃特征进行了研究,并结合聚集系数法预测其资源潜力。建立了3类烃源岩排烃模型,其中,Ⅰ型源岩最早进入排烃门限进行排烃,排烃效率高于Ⅱ型和Ⅲ型源岩。沙河街组三段烃源岩早在沙河街组沉积末期开始排烃,主要以排油为主,累计排烃量为43.30×10⁸ t,是研究区的主力烃源岩;沙河街组二段烃源岩在东营组沉积时期开始排烃,累计排烃量为22.6×10⁸ t。深层烃源岩的总排烃量为65.90×10⁸ t,预测资源量为21.06×10⁸ t,其中石油预测资源量为17.12×10⁸ t。研究结果表明,辽东湾地区深层油气资源潜力巨大,深层烃源岩以生油为主。辽西凹陷和辽中凹陷为两个富烃凹陷,位于两个凹陷之间的辽西凸起,具有双凹供烃之利,是油气成藏的有利区。     

华北地区东部下古生界烃源岩特征及其影响因素

华北地区下古生界烃源岩研究对前古近系油气战略资源选区具有重要意义。从沉积学角度出发，通过对研究区有机碳含量、生烃潜力和氯仿沥青“A”等参数的统计分析和平面制图，划分了烃源岩类型，并对影响烃源岩发育因素进行分析。研究认为：华北东部奥陶系上、下马家沟组及峰峰组为较好的烃源岩。影响烃源岩发育的必要因素是海洋生物生产力，影响烃源岩发育的主要因素包括古气候、古沉积环境、古构造及沉积作用。此成果可以为华北东部油气资源战略选区提供有效的地质依据。     

南大西洋两岸盆地白垩系森诺曼—土仑阶烃源岩特征差异及其主控因素

南大西洋两岸盆地油气资源丰富,区域内发育多套优质烃源岩,其中白垩系森诺曼 土仑阶海相烃源岩在该区域普遍发育.通过对烃源岩有机质丰度与类型、有机地球化学特征和微体古生物特征对比,明确了南大西洋两岸盆地森诺曼—土仑阶烃源岩的特征差异,并结合古构造、古气候及古洋流等背景,论证了控制该套烃源岩特征差异的主要因素.整体上,南大西...     

波浪状镶嵌构造对我国油气资源的控制

地壳的主要运动形式是波浪运动。它造成大小不一的地壳波浪,不同方向的波浪相互迭置,构成了大大小小一级套一级的波浪状镶嵌构造格局。地壳的构造就是由从大到小不同级别一级套一级的构造带或构造面,分割成大大小小的地块或岩块,并把它们结合起来,形成一幅波浪状镶嵌图案^[1、2、3]。     

吐鲁番-哈密盆地石油勘探喜获丰收

新疆吐鲁番-哈密盆地是一个中型山间盆地,面积4.9×10⁴km²,其中吐鲁番坳陷2.3×10⁴km²,哈密坳陷1.2×10⁴km²。截至1988年底,共发现58个圈闭。其中台北可可雅构造带、托克逊以西伊拉湖构造带的台参一井和托参一井投入钻探,均获工业油流。1989年宣告鄯善油田和伊拉湖油田的发现,证实含油面积18—24km²,控制储量7000×10⁴t。1990年,又钻探台北可可雅构造带的丘陵、丘东、盐山口等构造,其中丘陵构造陵三井于7月13日试获工业油流,日产50—70m³。陵三井出油,使鄯善油田与丘陵构造可能连成一片。目前吐-哈盆地已控制1.4×10⁸t 储量,丘东、盐山口构造探井预计三季度完钻试油,前景看好。     

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。     

北海盆地镁灰岩统盐岩对油气成藏的影响

对北海盆地镁灰岩统盐岩特征研究后指出,盐岩对该区油气成藏具有重要的影响:一是区域分布的厚层盐岩为南北海盆地大中型气田提供了优质盖层;二是盐岩不仅有利于储集层物性的保持,而且提高了储集层的渗透性;三是盐的构造活动形成了油气运移的通道,同时与盐岩有关的相关构造是盆地重要的圈闭,为油气聚集成藏提供了有利场所。     

南海东北部中晚中生代构造、古地理背景及油气远景分析

对前人研究成果的综合分析表明 ,自晚三叠世以来 ,影响南海东北部构造及古地理、古气候的因素主要是太平洋而并非特提斯。本区晚三叠世—早侏罗世古地理和古气候条件有利于煤系烃源岩的形成 ;中侏罗世—白垩纪古气候条件对生烃相对不利 ;晚中生代弧前盆地构造背景不利于形成特提斯域所拥有的优质碳酸盐岩 蒸发岩储盖组合。勘探实践证明 ,南海东北部的中生界具有一定的油气远景 ,但油气勘探不应简单套用特提斯模式     

西太平洋含油带的湖相沉积与烃类聚集

西太平洋含油带是一个纵贯全球,以湖相沉积为主的油气聚集带。它的形成与太平洋板块和古太平洋息息相关。自西向东依次为克拉通内坳陷盆地、新克拉通内坳陷盆地、大陆裂谷盆地、陆缘断陷盆地和岛弧盆地。具油气意义的主要为前四类,与其相应的湖泊大体为四类:近内陆坳陷湖泊、近海洋坳陷湖泊、近海洋断陷湖泊和陆缘断陷湖泊。湖盆发育经历了断陷、断坳和坳陷三个阶段。每个阶段持续的时间、规模和性质因盆地类型的不同而不同。由此也决定了生储层和油藏类型随湖盆类型的不同而变化。     

阿拉善断块侏罗系油气成藏控制因素

在阿拉善断块，差异构造作用使巴音浩特盆地没有发育良好的烃源岩层；潮水盆地的烃源岩虽达了成熟阶段，但同沉积断裂活动使盆地分割为多个小的次级洼陷，且很少发育良好烃源岩，因而难以形成有工业意义的中小油气田；雅布赖盆地虽发育有巨厚且良好的烃源岩层，但由于沉积中心迁移和构造剥蚀，致使优良烃源岩发育区段尚未成熟，同样不可能形成有工业意义的油气田。由于潮水和雅布赖盆地缺乏侏罗系以外的烃源岩层的发育，今后也难在该区找到有工业意义的油气田；研究还表明，控制含煤岩系油气藏形成的主要因素是：良好的构造叠合条件，成熟的、有一定数量和质量有效烃源岩层、发育多套完整的湖平面变化旋回准层序组。     

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东部地区区块评价与优选及相关研究表明，箕状断陷盆地可分为早、中、晚期断陷、坳陷和萎缩隆升五个演化阶段。不同阶段，其变形和沉积充填特征不一。断陷早期，构造坡折带不发育，以干旱的冲积—滨浅湖沉积体系为主；断陷中期，发育单断式构造坡折带，以比较湿润的冲积—滨浅湖—半深湖沉积体系为主；断陷晚期是断陷湖盆扩张的鼎盛时期，发育多断式构造坡折带，以湿润的滨浅湖—深湖相沉积体体系为主；坳陷期，构造稳定，地势平坦，相类型比较齐全；萎缩阶段，湖盆遭受强烈的剥蚀，沉积基本缺失。文章最后指出，中、晚期断陷和坳陷〖JP3〗阶段是盆地烃源岩和储集层发育的黄金时期，经历了这三个演化阶段的成熟和过成熟箕状断陷的油气勘探前景较好。     

河套弧形构造体系及其形成和演化机制

在内蒙古中西部,黄河河套地区,分布着一系列围绕鄂尔多斯地块西北角弯转的弧形构造带。它们不仅形态相似,自成一体,而且有相同的成因联系,所以总称之为河套弧形构造体系,其展布范围和地质背景。     

青藏高原油气地质条件与勘查方向

青藏高原位于特提斯构造沉积域东段,晚元古代以来,先后经历了元古洋、古特提斯洋、新特提斯洋、印度洋四大演化阶段,导致了不同构造部位多成盆期和多种原型盆地的复合与叠置,构成多个潜在的含油气领域。上新世以来,强烈的挤压作用和复杂的变盆改造使高原内部油气保存与成藏条件更为复杂,保存与散失、有效与无效成藏,以及寻找相对稳定的构造区块成为评价的关键。以伦坡拉第三纪陆相盆地和羌塘中生代海相残余盆地为代表,构成了青藏高原两大油气勘探领域。     

华北地区若干断陷湖盆沉积特征和油气分布

文章简要阐述了我国东部第三纪油气分布特点及第三纪沉积作用的关系,指出第三纪的沉积作用主要受盆地性质,盆地发育史,盆地结构及断层活动的影响所控制。表现出近物源,短距离搬运沉积物及洪水作用的浊流水动力特征比较突出,局部地区有泻湖生物礁及粒屑灰岩体的沉积形成。文中对目前勘探已证实的第三纪含油砂体作简要描述,其砂体类型包括有:水下冲积扇)或称近岸水下扇),近源三角洲,浊流水道砂,水下漫流(片流)湖棚砂,河流砂,礁灰岩—粒屑灰岩体及其他小型沿岸砂坝等。     

PETROLEUM GEOLOGY AND HYDROCARBON POTENTIAL OF THE GUBAN BASIN,NORTHERN SOMALILAND

The Guban Basin is a NW‐SE trending Mesozoic‐Tertiary rift basin located in northern Somaliland (NW Somalia) at the southern coast of the Gulf of Aden. Only seven exploration wells have been drilled in the basin, making it one of the least explored basins in the Horn of Africa – southern Arabia region. Most of these wells encountered source, reservoir and seal rocks. However, the wells were based on poorly understood subsurface geology and were located in complex structural areas. The Guban Basin is composed of a series of on‐ and offshore sub‐basins which cover areas of 100s to 1000s of sq. km and which contain more than 3000 m of sedimentary section. Seismic, gravity, well, outcrop and geochemical data are used in this study to investigate the petroleum systems in the basin. The basin contains mature source rocks with adequate levels of organic carbon together with a variety of reservoir rocks. The principal exploration play is the Mesozoic petroleum system with mature source rocks (Upper Jurassic Gahodleh and Daghani shales) and reservoirs of Upper Jurassic to Miocene age. Maturity data suggest that maximum maturity was achieved prior to Oligocene rift‐associated uplift and unroofing. Renewed charge may have commenced during post‐ Oligocene‐Miocene rifting as a result of the increased heat flows and the increased depth of burial of the Upper Jurassic source rocks in localised depocentres. The syn‐rift Oligocene‐Miocene acts as a secondary objective owing to its low maturity except possibly in localised offshore sub‐basins. Seals include various shale intervals some of which are also source rocks, and the Lower Eocene evaporites of the Taleh Anhydrite constitute an effective regional seal. Traps are provided by drag and rollover anticlines associated with tilted fault blocks. However, basaltic volcanism and trap breaching as a consequence of the Afar plume and Oligocene‐Miocene rifting of the Gulf of Aden cause considerable exploration risk in the Guban Basin.     

安第斯山前典型前陆盆地油气成藏特征及主控因素

南美安第斯造山带东侧与圭亚那地盾之间形成了一系列沉积盆地,其构造演化可分为古生代克拉通边缘、中生代弧后裂谷或大陆边缘裂谷、新生代弧后前陆等3 个阶段。白垩系海相泥页岩和碳酸盐岩为主要烃源岩;发育白垩系、古近系和新近系3 大套以砂岩为主的储集层,白垩系裂谷期形成的暗色泥岩和古近系泥岩可作为良好的盖层,纵向上构成了被动陆缘和前陆层序两套储盖组合。山前带构造圈闭发育,油气藏规模大,主要为正常油;斜坡带发育构造、地层等多种圈闭,油藏规模较小,主要为重质油。主造山期形成的构造最有利于捕获油气;优质储集层和断裂构成了油气运移的输导网络;构造破坏和水洗作用使斜坡带多为稠油油藏。     

烃源岩生烃时效性对油气分布的控制作用——以松辽盆地南部东南隆起区梨树断陷为例

虽然很多盆地或断陷内油气藏的形成与分布往往受控于生烃中心，但是某些特殊地质背景的断陷或盆地就有例外，这是因为不同构造位置烃源岩生烃时效性的差异可以控制油气分布。通过对东南隆起区梨树断陷源岩演化史、油源对比的研究，认为深凹带源岩具有2期生烃作用，第一期生烃对现今油气藏没有贡献；第二期生成高成熟天然气为主，在深凹带的储层内成藏；而斜坡带源岩为一期生烃作用，生烃时期晚于深凹带源岩的第二期，以原油为主，主要聚集在斜坡带的储层内。因此不同构造位置的烃源岩生烃时效性不同，并且控制着油气的生成与运聚，进而控制着油气的分布。     

OIL SOURCE ROCK POTENTIAL OF THE LACUSTRINE JURASSIC SIM UUJU FORMATION,WEST KOREA BAY BASIN: Part I: Oil source rock correlation and environment of deposition

The offshore West Korea Bay (WKB) Basin is one of several NE-SW rift basins which formed over thin continental crust in Korea and eastern China during the Late Mesozoic and Early Cenozoic, and is characterised by a two-layered structure, with a Cenozoic basin superposed on a pre-Tertiary basin. Paraffinic oils recovered from Mesozoic and Tertiary sandstone intervals are thought to have been generated from different source beds. The Sim Uuju Formation consists mainly of fluvially-derived shales and sandstones deposited in a large, open, fresh-water, deep, tectonic lake, which occupied wide sub-basins formed by normal faults under a semi-humid climate, as a result of initial rifting during the Upper Jurassic. A probable source bed (400- to 500-m thick) has been geochemically located in the basinal offshore area of the Sim Uuju sequence penetrated by Well 606. The Jurassic bed could be considered as a potential source for the Mesozoic oil, provided that it contains the right type and amount of organic matter which has reached the stage of oil generation.