鄂尔多斯盆地东南部上古生界烃源岩评价及有利区预测

鄂尔多斯盆地东南部上古生界烃源岩主要为深色泥质岩、煤和碳酸盐岩,为1套陆相、海相及海陆过渡相沉积的含煤碎屑岩沉积,主要集中在二叠系山2—本溪组,具有广覆式的分布特征,受沉积相控制较大。煤系烃源岩是天然气最主要的供应者,第二位是暗色泥岩,其次为灰岩。泥质烃源岩的TOC平均含量大于2.25%,属于中—好烃源岩;碳酸盐岩的TOC平均为1.69%,属于好的烃源岩。干酪根镜检和稳定碳同位素研究显示,上古生界煤系地层中有机组分主要为镜质组,δ13C值为-26.23‰～-21.23‰,干酪根类型主要为Ⅲ型及少量Ⅱ型,总体上为腐殖型-腐泥型,源岩母质输入类型多样,以陆源高等植物为主。Ro值普遍大于2%,处于高—过成熟演化阶段,表明该区在盆地内为产气较多的地区。天然气运移通道和优势运移方向有效组合的研究,确定出该区的有利勘探区为宜君—黄龙一线以北的上古生界三角洲分流河道砂体带。     

东海陆架盆地瓯江凹陷烃源岩评价及资源量预测

瓯江凹陷是东海盆地油气资源重要的分布区之一,其勘探程度仍较低,尚处在起步阶段,需要开展资源再评价,为进一步勘探开发提供参考。根据钻井资料、不同沉积相烃源岩展布特征,结合前人的地球化学分析资料,利用多图叠合法,对研究区有效烃源岩的平面分布进行预测,得出有效烃源岩的分布面积从月桂峰组、灵峰组到明月峰组呈逐渐减少的趋势。在分析烃源岩特征的基础上,结合研究区的地质实际设置参数,运用概率论的原理,采用蒙特卡罗法进行计算,得到研究区资源量的概率分布曲线。计算结果表明,研究区各层组中,灵峰组资源量最大,月桂峰组次之,明月峰组最小;研究区总的基准资源量为5.73×108t,总资源量为（5.17～6.38）×108t。通过对研究区资源量进行敏感性分析,确定了影响研究区资源量计算的主要参数为地层厚度和氯仿沥青＂A＂,面积对其影响较小。     

海拉尔盆地乌尔逊及贝尔凹陷烃源岩有机质丰度的恢复

在综合分析已有有机质丰度恢复方法的基础上,对各种方法进行了系统的分类,并综合对比了各种方法的优缺点及适用条件,认为热解模拟实验方法是一种相对较好的有机质丰度恢复方法.利用该方法对海拉尔盆地乌尔逊凹陷和贝尔凹陷的5套源岩的有机碳进行了恢复,并对资源量进行了校正.结果表明:乌尔逊凹陷和贝尔凹陷的有机碳恢复系数分别在1.10~1.32和1.03~1.18之间,各套源岩的恢复系数并不一致;恢复后的总资源量增加了1.86×10⁸t.不难看出,有机质丰度的恢复对于含油气盆地评价,具有十分重要的意义.对于源岩演化程度相对较高的沉积盆地进行评价,尤其应该重视有机质丰度恢复研究.     

海拉尔盆地乌尔逊凹陷南屯组优质烃源岩发育特征

运用钻井岩心及测井资料,对海拉尔盆地乌尔逊凹陷烃源岩的生物发育、地球化学特征进行研究,认为乌尔逊凹陷南屯组发育有薄层优质烃源岩,它们有机质丰度高,类型好,生烃潜力大。结合研究区地质条件,并参考前人的研究成果,建立了适合本区优质烃源岩的评价标准;认为本地区烃源岩在生烃潜量(S1+S2)大于20mg/g,氯仿沥青"A"大于0.3%,TOC大于5.0%,总烃(HC)大于700×10-6的情况下为优质烃源岩;同时,运用有机碳测井评价方法,结合研究区优质烃源岩评价标准,分析了区内诸多钻井优质烃源岩的分布特征。结果表明,研究区优质烃源岩主要发育在南屯组,特别是该组的上部,南屯组一段烃源岩的厚度大于南屯组二段。总的来说,本区优质烃源岩的发育对盆地油气成藏产生较大的生烃贡献。     

柴达木盆地西部小梁山凹陷烃源岩评价

柴达木盆地西部地区第三系为柴达木盆地近年来主要产油区,其中在南翼山地区深浅层均发现含油气层系,单层产量较高.油源对比表明南翼山油田油气来源于小梁山凹陷,近年来,南翼山地区中浅层石油年产量增长较快,已成为新的接替领域.对该区的烃源岩研究表明:小梁山凹陷烃源岩以暗色灰质泥岩、泥灰岩为主,夹少量碳酸盐岩,烃源岩主要分布在下干柴沟组上段(E23)、上干柴沟组(N1)、下油砂山组(N12)、上油砂山组(N22)中,有机碳含量相对较低,但氯仿沥青"A"和总烃含量较高,均在100×10-6以上,最高达到1 000×10-6 以上,属于好烃源岩;有机质类型主要以Ⅱ型为主,热演化程度从未成熟一成熟阶段均有分布.研究表明,上干柴沟组(N1)、下油砂山组(N12 )烃源岩有机质丰度高,生烃潜力大,是该区的主要供油源岩.     

海拉尔盆地红旗凹陷构造层特征及构造演化

利用二、三维地震资料及钻井成果,对海拉尔盆地红旗凹陷的构造层及构造演化特征进行了研究.根据不整合界面、构造发育特征及地层组合情况,将研究区沉积地层由下至上划分为3个一级构造层,经历了晚侏罗世断陷发育阶段、早白垩世断陷发育阶段、早白垩世断坳发育阶段、晚白垩世坳陷发育阶段4个阶段.不同构造层构造特征不同:中—上侏罗统构造层以伸展构造样式为主,形成箕状结构火山岩断陷;下白垩统构造层以伸展构造样式和伸展—走滑构造样式为主,形成箕状结构断陷;上白垩统构造层以反转构造样式为主.该研究结果对明确红旗凹陷地质结构及油气勘探具有指导意义.     

海拉尔盆地外围凹陷南一段烃源岩生烃动力学研究

为了厘清海拉尔盆地外围红旗、东明和伊敏凹陷南屯组一段烃源岩的生烃潜力和现处的生烃演化阶段,采用封闭体系黄金管高压釜对南一段烃源岩进行了生烃动力学研究,结果表明：气态烃动力学参数差异较大,伊敏凹陷主频活化能最高,红旗凹陷次之,东明凹陷最低。液态烃动力学参数中红旗凹陷平均和主频活化能最低,伊敏凹陷活化能分布表现为双峰特征,东明凹陷主频活化能最高,伊敏次之,红旗凹陷最低。研究区寻找气藏的可能性很低,生烃史恢复结果表明南一段烃源岩于早白垩世进入生油门限,现今仍处于低成熟-成熟阶段早期,油的转化率12.67%～39.50%,仅发生少量排烃。制约生油量的最主要因素是有机质未达到生烃高峰,致使生烃量及资源量有限,油气勘探的重点在于寻找其下部铜钵庙组、塔木兰沟组古地温相对较高、生油潜力较强的烃源岩或南屯组烃源岩局部成熟区域。     

白音查干凹陷烃源岩评价

通过对白音查干凹陷烃源岩特征进行分析,明确了从都红木组二-三段、一段到腾格尔组和阿尔善组二段共有4套潜在的烃源岩,大多属于好烃源岩和较好烃源岩,而且体积巨大。都红木组一段烃源岩分布范围广、有机质丰度高、干酪根类型好,但成熟度低,对资源量贡献较小。阿尔善组二段分布范围小,但有机质丰度和成熟度高,对资源量贡献最大。     

海拉尔盆地贝尔凹陷圈闭评价

利用海拉尔盆地贝尔凹陷油气勘探过程中获得的地质、物探、井筒等资料,结合油气资源量评价、圈闭形成、油气成藏等条件,对已钻圈闭的油源、储层、盖层、圈闭、匹配关系等要素进行了分析。采用二因素圈闭评价方法,在油气成藏研究基础上,建立了贝尔凹陷圈闭地质风险评价标准,并对凹陷所有圈闭进行了综合评价与优选排队,指出有利的圈闭钻探目标。     

伊犁盆地伊宁凹陷塔姆其萨依组烃源岩评价

本文从有机质丰度、有机质类型及成熟度三方面对塔姆其萨依组烃源岩有机地球化学特征做了详细分析,其有效烃源岩厚度大(200-450m),有机质丰度高(有机碳平均1.29-2.88%),类型以Ⅱ型为主,部分Ⅲ和Ⅰ型,处于成熟-高成熟阶段(Ro主频1.0-1.9%),具有较好的生烃潜力。     

苏北盆地高邯凹陷泰州组烃源岩评价

在密集取样分析并结合前人分析化验资料的基础上,建立苏北盆地高邮凹陷泰州组烃源岩地球化学剖面,对烃源岩进行综合评价,并用成因法对泰州组资源量进行预测.研究表明高邮凹陷泰州组二段中上部的暗色泥岩对油气成藏作用不大;泰州组二段底部的"六尖峰"段泥岩、泥灰岩有机碳平均为1.54%,干酪根为Ⅰ型和Ⅱ1型,处于低成熟-成熟阶段,为一套优质烃源岩;高邮凹陷剩余地质储量、可采储量分别为4254×10 4t、1293×10 4t,具有一定的勘探前景.     

海拉尔盆地煤系烃源岩有机相分布特征

海拉尔盆地钻探程度相对较高的凹陷为呼和湖、呼伦湖、乌尔逊、贝尔凹陷。根据这4个凹陷现有的地化、地质资料，从平面和纵向上划分煤系烃源岩有机相。首先确定煤系烃源岩的分布范围，在此基础上利用煤系烃源岩的有机地球化学分析结果并结合沉积环境和地质特征制定有机相的划分标准，并依此标准将煤系烃源岩有机相划分为A相、B相、C相、D相，分别代表着该区煤系烃源岩生烃潜能的大小与优劣，为盆地煤系烃源岩的资源评价提供了可靠的参数。从整体看，海拉尔盆地的南屯组有机相性质优于其它层位，主要成烃有机相为B相、C相，有机质类型为Ⅲ-Ⅱ型，成烃贡献为中-好。最后通过有机相综合分析，明确了各凹陷不同相带的生烃潜力及成烃特征。     

辽中凹陷优质烃源岩评价

油气是由烃源岩中的有机质生成的,因此有机质的丰度、类型及成熟度决定了生烃的潜力,辽中凹陷是辽东湾地区生烃潜力最大的凹陷,具有很大的油气开采价值。通过有机质的含量、热解、镜检及镜质体反射率等方法来评价辽中凹陷烃源岩的基本地化特征,研究结果表明：沙一段、沙三段和东三段这3套地层中好一最好的烃源岩占到了岩样总数的70％,有机质类型主要发育为Ⅱ1和Ⅱ2型,生烃门限在2500m左右深处、     

吐哈盆地台北凹陷侏罗系烃源岩特征

侏罗系烃源岩是吐哈盆地台北凹陷主要的烃源岩 ,主要有暗色泥岩、碳质泥岩和煤岩三类 ,主要分布于中侏罗统七克台组、西山窑组和下侏罗统八道湾组 ,干酪根类型为Ⅲ型 ,有机质丰度高 ,生烃潜力大 ,为好至较好烃源岩 ,已达低成熟演化阶段 ,具有一定的生烃能力 ;在台北凹陷内已发现的 10 0余个构造中 ,有的圈闭已探明油气储量 ,有的圈闭已发现油气显示 ,说明台北凹陷有良好的油气资源潜力     

二连盆地巴音都兰凹陷烃源岩评价及油源研究

腾格尔组和阿尔善组是二连盆地巴音都兰凹陷主要的生烃层位.对巴72×井烃源岩评价表明,阿尔善组和腾格尔组烃源岩有机质丰度整体达到中等一好级别.有机质类型以Ⅰ-Ⅱ1型和Ⅱ1-Ⅱ2型为主,但烃源岩成熟度不高,整体处于未成熟—低成熟热演化阶段.原油色谱—质谱图和生标参数对比均表明.阿尔善组原油主要来源于该组烃源岩,为该组自生油气.     

东海盆地西湖凹陷主力烃源岩特征及分布

基于近年大量勘探成果,结合地球化学分析和盆地模拟技术,综合分析确定了西湖凹陷烃源岩的有机地球化学和分布特征,并探讨了区内天然气成因及来源。结果表明,西湖凹陷主要发育平湖组和花港组2套源岩,岩性主要为暗色泥岩和煤,平湖组煤系源岩为该区主力供烃层系,最大厚度分布于保俶斜坡带中部及三潭深凹-中央背斜带中南部,并沿凹陷两侧逐渐减薄。源岩评价表明平湖组以中-好烃源岩为主,泥岩有机质类型以Ⅱ₂型和Ⅲ型为主,煤以Ⅲ型为主;三潭深凹与中央背斜带内平湖组现今多处于成熟-过成熟阶段,其源岩成熟早且生气强度明显高于生油强度。有机质生源以陆源高等植物为主,形成于淡水-微咸水、偏氧化的沉积环境。西湖凹陷天然气以烃类气体为主,多属煤型气;西湖凹陷天然气成熟度（R_o值）多在0.58%～1.97%,为成熟-高熟源岩热演化产物。中央背斜带及三潭深凹花港组产出的天然气主要来源于自身下部平湖组成熟-高熟源岩,亦有该区花港组下段成熟源岩贡献;保俶斜坡带中部平湖构造带花港组产出天然气主要来源于花港组自生;保俶斜坡带平湖组产出天然气多来源于平湖组,部分井产出的高熟气样可能来源于邻区三潭深凹高熟平湖组源岩贡献。系统分析西湖凹陷主力烃源岩特征及分布规律,对深化油气勘探具有实际指导意义。     

渤海湾盆地渤中凹陷西南部深层烃源岩有机相预测

针对渤海湾盆地渤中凹陷西南部烃源岩层系多、非均质性较强等特点,开展了烃源岩干酪根显微组分、元素分析、岩石热解、气相色谱等地球化学分析测试,在沉积相的约束下对比了ΔlogR系列方法、多元回归法、BP神经网络法预测有机质丰度参数的优劣,优选BP神经网络法进行烃源岩总有机碳含量、裂解烃含量的单井预测,进而计算得到氢指数预测曲线,结合总有机碳含量进行有机相分析,定量刻画各层系烃源岩的有机相,分析烃源岩的优劣和展布特征。结果表明,BP神经网络法的预测精度相对较高,东营组二段下亚段烃源岩主要为Ⅱ₂型干酪根,氢指数为125~400 mg/g,总有机碳含量基本小于3%,其有机相主要为BC相、C相和CD相;东营组三段烃源岩主要为Ⅱ₁—Ⅱ₂型干酪根,沙河街组沙一二段、沙三段烃源岩主要为Ⅰ—Ⅱ₁型干酪根,这三套烃源岩的氢指数为250~650 mg/g,总有机碳含量为3%左右或大于3%,其有机相主要为B相、BC相和C相。沙河街组优质烃源岩主要发育于研究区中南部,是下一步勘探的重点区域。     

三塘湖盆地石炭系烃源岩评价

三塘湖盆地石炭系烃源岩分布具有南厚北薄的特点,且以马朗凹陷和条湖凹陷的烃源岩厚度最大。烃源岩类型主要包括滨浅海相—海陆交互相的暗色泥岩、凝灰质泥岩和碳质泥岩。盆地内部石炭系烃源岩有机碳含量、生烃潜量及氯仿沥青A的含量均较丰富。干酪根稳定碳同位素值及岩石热解分析结果指示石炭系烃源岩有机质来源广泛,干酪根类型以Ⅱ型为主,也有少量Ⅰ型和Ⅲ型。大部分烃源岩样品实测镜质体反射率大于0.7%,对应的最大热解温度大于435℃,达到了有机质热演化的成熟至高成熟阶段。研究表明,三塘湖盆地石炭系烃源岩为一套好至极好的烃源岩,具有很高的生烃潜力。     

黄河口凹陷油气资源评价与有利区预测

油气资源评价是油气勘探决策的基础,其评价结果影响着油气的勘探方向和投资方向。对于已有油气田发现的评价单元,统计方法更方便、实用和可靠。根据勘探程度、基于帕莱托定律,应用油田规模序列法对黄河口凹陷资源量进行了评价,并进行了勘探潜力分析。黄河口凹陷目前约有25个具有经济价值的油气田尚待探明,剩余资源总量至少达2.59×108m3,表明该地区具有较大的石油资源和勘探潜力。其中,渤中28-34中央隆起带、南部缓坡带和西部断阶带为下一步最有利的勘探靶区。