四川盆地北部上三叠统须家河组煤系烃源岩生烃史

为准确认识四川盆地北部上三叠统须家河组天然气成藏过程,基于近年来煤系烃源岩生排烃特征研究的最新进展和盆地模拟技术,对该区煤系烃源岩埋藏热演化史、生烃史进行了系统研究。首先,分别建立了盆地的地质、热力学和生烃动力学模型,其次,选取古水深、沉积水界面温度、古热流值作为模拟参数,对该区17口钻井进行了模拟。结果表明：①须家河组烃源岩生气时段发生在快速沉降阶段,总体表现为快速生气的特点,元坝地区的生气时间略早于通南巴地区;②须家河组烃源岩在中侏罗世中期Ro达到0.6%,开始生气,中侏罗世晚期-晚侏罗世Ro达到0.7%,开始大量生气,晚侏罗世-早白垩世Ro达到1.0%,进入生气高峰期;③随着埋深进一步增大（在早白垩世末期达到最大埋深）,烃源岩进入高-过成熟阶段,至晚白垩世盆地整体大幅度抬升,地温降低,逐渐停止生烃。     

四川盆地梓潼凹陷烃源岩与天然气地球化学特征

通过对四川盆地梓潼凹陷烃源岩发育特征及天然气地球化学特征的研究,探讨了该区天然气基本特征及成因类型。研究区烃源岩主要发育于须家河组一段、三段与五段,其中须家河组三段烃源岩厚度最大。烃源岩TOC含量普遍大于1.0%,有机质类型主要为腐殖型,有机质成熟度以成熟、高成熟为主,并已进入大量生烃阶段,生烃强度大于30×108m3/km2,良好的烃源岩条件是研究区天然气聚集成藏的物质基础。研究区干气与湿气同时存在,九龙山、剑门、魏城、白龙场等地区主要为干气,而中坝、老关庙等地区主要为湿气,文兴场、柘坝场、丰谷、绵阳等地区干气与湿气均存在。研究区天然气主要为热成因煤型气,来自该区须家河组烃源岩,仅九龙山地区为油型气,主要来自下伏海相烃源岩。     

阆中地区须家河组烃源岩动态演化模拟

随着川北元坝地区须家河组天然气勘探取得重大突破,相邻的阆中地区须家河组的油气资源潜力开始受到重视。由于前期针对研究区须家河组烃源岩生、排烃演化以及生、排烃量等方面的研究较少,制约了须家河组油气资源潜力评价。文章从研究区的基础地质特征入手,运用三维盆地模拟技术开展烃源岩生、排烃演化史研究,并最终落实资源潜力。研究表明:须家河组烃源岩具有分布广泛、厚度大、处于生烃中心、有机质丰度高、热演化程度高等特点;该组烃源岩从中侏罗世晚期开始大量生烃,到早白垩世末期生烃结束,生、排烃期与构造形成期之间匹配关系良好,有利于油气的近源成藏;该组烃源岩生、排烃能力强,单位面积累计生、排烃量分别达94.25×108m3/km2和90.18×108m3/km2,资源潜力大,须三、须四段油气勘探前景良好。     

川南地区须家河组天然气地球化学特征及成藏过程

为探究川南地区须家河组天然气地球化学特征及成藏机理,以天然气地球化学分析数据为基础,对该区天然气地球化学特征、成因、成藏期次及成藏过程进行了分析。结果表明:研究区天然气以烷烃气为主,甲烷体积分数大于80%,重烃体积分数低,天然气干燥系数大于0.85;部分天然气含H2S,这是研究区与四川盆地其他地区须家河组天然气组分特征的最大差异;天然气δ~(13)C_1为-43.17‰~-30.80‰,δ~(13)C_2为-33.81‰~-24.90‰,δ~(13)C_3为-28.65‰~-22.70‰,总体具有正碳同位素系列特征。碳同位素与轻烃分析均证实,研究区须家河组天然气以煤型气为主,同时存在部分油型气;煤型气主要来自须家河组煤系烃源岩,油型气主要来自下伏海相层系。成藏年代分析表明,研究区须家河组天然气主要有3期成藏:晚侏罗世中期—早白垩世,须家河组煤系烃源岩生成的少量煤型气进入须家河组成藏;晚白垩世,须家河组煤系烃源岩大量生成煤型气并进入须家河组成藏,该时期是须家河组天然气的主要成藏期;喜山期,部分下伏油型气经断裂进入须家河组成藏,该阶段的流体充注是研究区出现异常高温包裹体与天然气含H_2S的主要原因。     

准噶尔盆地霍尔果斯油气田油气特征及油气充注次序

运用色谱、质谱和碳同位素等分析技术对准噶尔盆地霍尔果斯油气田进行油气特征和油气源对比分析认为,该油气田原油来源于白垩系烃源岩,天然气来源于侏罗系煤系烃源岩.利用干酪根裂解气动力学和同位素动力学对霍尔果斯油气田生气史和碳同位素演化特征进行了模拟.模拟结果表明,该油气田的天然气不是白垩系原油裂解形成的,而是源于侏罗系煤系烃源岩干酪根裂解形成的,烃源岩大量生气开始于12 Ma或10 Ma左右,天然气成藏时期约为6Ma.研究结果对准噶尔盆地南缘天然气勘探具有重要的指导意义.     

含烃盐水包裹体PVT模拟新方法及其在气藏古压力恢复中的应用

流体包裹体PVT数值模拟法是恢复地层古压力的重要手段,但在高成熟天然气藏储层中,因缺乏气液两相石油包裹体,传统的PVT模拟方法无法应用,探索新方法刻不容缓。含烃盐水包裹体在天然气藏储层中普遍存在,具有能溶解微量轻烃、并且捕获温度与均一温度非常接近的特性。利用PVTsim数值模拟软件,结合包裹体气液比、均一温度等参数,提出了一种新的含烃盐水包裹体PVT模拟方法,并应用于恢复川东北元坝气藏的古压力。实验结果显示:元坝地区须家河组储层在160 Ma左右时发育弱超压,压力系数达到1.11;随后古压力迅速增大,至148 Ma左右时,压力系数达到1.86;在100 Ma时,古压力达到最大,但地层埋深也最大,压力系数有所降低,达到1.60。基于须家河组烃源岩生烃演化、储层古压力演化以及生储盖组合特征综合分析表明,烃源岩生烃产生的大量超压流体充注储层,引起的压力传递是储层发育超压的重要原因。     

四川盆地泸州西部须家河组天然气成藏期次

为进一步明确四川盆地泸州西部地区上三叠统须家河组勘探目标,对该区须家河组天然气成藏期次进行了研究,以确认天然气成藏过程和成藏主控因素。通过对储层显微荧光薄片观察和流体包裹体特征与均一温度分析,同时结合地温史和生烃史,综合确定并认为泸州西部地区须家河组天然气具有3期成藏的特点:①初次成藏期发生在中晚侏罗世,主要形成低演化的煤系气;②主要成藏期发生在燕山运动晚幕的白垩纪晚期和末期,是须家河组煤系烃源岩大量生排烃期,也是最高演化程度的时期;③第三阶段为深层来源气的主要成藏期和各类天然气调整期,主要发生在喜山运动阶段。     

准噶尔盆地南缘侏罗系烃源岩生烃特征

中—下侏罗统烃源岩是准噶尔盆地南缘主力烃源岩,为进一步加深对其生烃特征与分布的认识,梳理了准噶尔盆地南缘9口井和9条露头剖面的沉积学和地球化学分析结果,开展了泥岩、碳质泥岩和煤3类岩性的生烃热模拟实验,并结合油源对比,开展3种岩性生烃演化特征的研究。结果表明,准噶尔盆地南缘下侏罗统八道湾组发育中等—好烃源岩,中侏罗统西山窑组和下侏罗统三工河组发育中等烃源岩,煤是重要的气源岩。侏罗系来源的原油主要来自暗色泥岩的贡献,而八道湾组泥岩在3套烃源岩中有机质类型最优,规模最大,是主力生油层。侏罗系烃源岩镜质体反射率达到0.9%~1.8%时,进入快速生气和排气阶段,是形成大规模天然气藏的关键时期,霍玛吐背斜带位于南缘侏罗系烃源岩生烃中心,镜质体反射率普遍大于2.0%,是寻找大型天然气田的有利区域。     

川西坳陷中部上三叠统烃源岩动态演化模拟

川西坳陷中部上三叠统烃源岩在须家河组三段沉积时期开始成熟,早侏罗世晚期进入高成熟阶段,晚侏罗世达到过成熟阶段。川西坳陷西深东浅的构造格局,导致烃源岩演化具有西早东晚、西高东低的特点。须家河组三段沉积末期,成熟度相对较高的地区靠近龙门山前;至须家河组五段沉积末,成熟度相对高的地区向东扩展,最高点向北迁至龙深1井附近。侏罗纪末,成熟度相对较高的地区整体向东迁移。白垩系末到现今,形成以绵阳、德阳、彭州和大邑一线为核心的高演化区,以马深1井和大邑北为最高点。川西坳陷中部须家河组烃源岩总生气量为1 678 125×10⁸ m³。其中,马鞍塘组-须家河组三段沉积时期生气量仅占总生气量的2.53%,须家河组四段至五段沉积时期占10.84%,早、中侏罗世占22.79%,晚侏罗世占22.87%,白垩纪占40.97%。     

EVALUATION ON THE HYDROCARBON SOURCE ROCK IN HUHE LAKE SAG OF HAILAR BASIN

呼和湖凹陷是海拉尔盆地外围油气资源最为丰富的地区之一,广泛发育暗色泥岩、煤和炭质泥岩3种烃源岩,其中水进体系域的暗色泥岩最发育.综合分析呼和湖凹陷烃源岩有机质的丰度、类型及成熟度等指标表明3种烃源岩均达到了中等一好烃源岩级别.利用化学动力学方法建立了平行一级反应生烃动力学模型,对研究区的暗色泥岩和煤样品分别进行生烃模拟实验,并在此基础上对烃源岩原始有机质丰度及生烃潜力进行了恢复.研究认为呼和湖凹陷烃源岩发育,具有良好的油气勘探潜力.     

崖南凹陷烃源岩生烃及碳同位素动力学应用

针对目前琼东南盆地崖南凹陷天然气系统勘探存在的地球化学问题，采用近几年发展起来的生烃动力学及碳同位素动力学研究方法，以崖城组烃源岩干酪根热解生烃实验获得的气体产率和碳同位素数据为基础，建立了生烃动力学和碳同位素动力学模型，初步圈定崖13-1气田天然气主要来自崖南凹陷斜坡带崖城组含煤地层，烃源岩埋深在4300～6000 m之间，目前正处在主生气阶段；崖城组热解气碳同位素动力学研究表明，崖13-1气田天然气成藏时间较晚，属于“累积”集气成藏，成熟度在1.5%~2.3%之间，显然为烃源岩气窗阶段充注，因此有利于气藏形成与保存。     

珠江口盆地惠州凹陷惠东新区恩平组烃源岩生烃特征及成藏贡献

珠江口盆地惠州凹陷惠东新区恩平组厚度达3 000 m,沉积特征整体表现为陆相浅水广盆环境,恩平组烃源岩生烃特征和成烃规模一直是困扰研究区勘探的基础问题之一。为厘清上述两个关键问题,以构造学、沉积学以及有机地球化学相结合的研究思路为指导,在化验分析数据基础之上,重新认识本地区恩平组烃源岩特征、生烃潜力及主要成藏贡献区。研究表明：惠东地区恩平组主体发育三角洲—浅湖相沉积,烃源岩包括煤、碳质泥岩和暗色泥岩;暗色泥岩有机质丰度中等—好,有机质类型为II型,具有早期生油,晚期持续生气的特征;盆地模拟计算原油地质资源量近3×10⁸t,天然气资源量近500×10⁸m³,资源潜力较大;油气源对比表明恩平组烃源岩来源的油气藏主要发育在惠东地区,惠东地区下一步最有利勘探方向为邻近烃源岩的深层恩平组圈闭以及“源-断-脊-圈”匹配较好的浅层珠江、珠海组圈闭。     

四川盆地阆中—南部地区须家河组勘探潜力

四川盆地阆中—南部地区上三叠统须家河组油气勘探一直未能取得突破,前期研究认为是由于缺乏丰富的马鞍塘组、小塘子组优质烃源岩所致。结合区域沉积环境,从烃源岩发育情况、储层发育情况、油气运移通道以及油气藏保存情况等几个方面入手,对该区须家河组油气勘探潜力进行了分析。结合邻区广安气田的勘探成果,研究指出:尽管阆中—南部地区马鞍塘组、小塘子组缺乏有效的烃源岩,但须家河组烃源岩仍具有一定的生烃潜力;须家河组三段具有一定的生烃条件,须家河组五段具有较好的生烃条件;油气运移条件分析表明,天宫院、金星场和石龙2井等部位处于油气运移的有利通道上,有利于油气的聚集成藏;从油气成藏条件的配置情况来看,须四段是该区须家河组取得油气重大突破的主力层段。     

川东卧新双地区天然气特征及上三叠统须家河组天然气来源

天然气来源分析是一个重要的石油地质问题,直接关系到勘探决策。四川盆地川东地区须家河组勘探和开发相对滞后,基础地质研究的欠缺导致卧新双地区须家河组天然气的来源一直存在争议。天然气组分及碳同位素分析结果表明：卧新双地区须家河组天然气具有甲烷含量较低、重烃含量较高、干燥系数较低等特点;天然气中甲烷碳同位素值δ¹³C₁<-40‰,具有δ¹³C₃ > δ¹³C₂ > δ¹³C₁的特征;须家河组天然气为干酪根初次裂解的陆相油型气和混合气;须家河组天然气目前主要处于成熟-高成熟的湿气阶段。卧新双地区须家河组暗色泥岩较为发育,有机地球化学分析结果表明：须家河组泥岩主要以Ⅱ₁和Ⅱ₂型干酪根为主,具有较高的有机碳含量和氯仿沥青“A”含量,总体具有较好的生烃能力,泥岩中有机质处于成熟-高成熟的湿气阶段。卧新双地区须家河组天然气成熟度与烃源岩成熟度相当,结合须家河组天然气组分特征、同位素特征及成因类型等与下伏石炭系、茅口组、龙潭组、长兴组、飞仙关组、嘉陵江组及雷口坡组天然气存在明显区别,推测该区须家河组天然气主要为自生气。     

四川盆地东北部马路背地区上三叠统须家河组天然气地球化学特征及气源

依据天然气化学组分及碳、氢同位素等地球化学资料,分析了四川盆地东北部马路背地区上三叠统须家河组天然气地球化学特征、天然气成因及来源。研究表明,马路背地区须家河组天然气组分以甲烷为主,含量介于92.60%~99.04%,平均为97.59%,干燥系数普遍高于0.990 0,平均为0.992 2,热演化程度较高;与邻区须家河组天然气对比,马路背地区须家河组天然气碳同位素明显具有甲烷碳同位素偏重、乙烷碳同位素偏轻的特征,δ¹³C₁值介于-33.70‰~-28.60‰,平均为-30.88‰,δ¹³C₂值介于-36.40‰~-28.90‰,平均为-33.11‰,甲烷和乙烷碳同位素多表现为倒转分布。天然气成因鉴别及气-源对比研究表明,马路背地区须家河组天然气为Ⅲ型和Ⅱ型干酪根生成的煤型气和油型气的混合热成因气,天然气主要来源于上三叠统须家河组煤系烃源岩及上二叠统吴家坪组海相烃源岩,甲烷和乙烷碳同位素倒转正是煤型气及油型气混合所致。马路背地区须家河组天然气高产富集与该区海相、陆相烃源岩双源供烃及深大断裂有效沟通海相、陆相多套优质烃源岩关系密切,沟通海相、陆相烃源岩的通源断裂在该区天然气成藏富集及后期调整改造方面具有重要作用。     

鄂尔多斯盆地古隆起西侧奥陶系烃源岩评价及成藏模式

基于鄂尔多斯盆地古隆起西侧奥陶系有效烃源岩评价,证实了在该地区斜坡低部位发育有源自奥陶系内部烃源岩的气藏新类型。根据11口钻井347块烃源岩样品分析,中上奥陶统台地边缘斜坡相带发育良好烃源岩。乌拉力克组和克里磨里组烃源岩有机质TOC含量高,泥灰岩TOC含量平均值分别为0.33%和0.39%,泥质岩类TOC含量平均值分别为0.51%和0.65%,有效烃源岩累计厚度分别在12~40 m和7~14 m,局部烃源岩厚层发育区,生气强度达（14.0~15.5）×10⁸ m³/km²,证实具有较好的生烃潜力。研究区奥陶系气藏主要经历两期成藏过程：早期为中侏罗世,奥陶系烃源岩生烃形成古油藏,晚期为晚侏罗世—早白垩世,古油藏裂解形成油型气。晚期气烃包裹体甲烷碳同位素平均值在-38.84‰,证实晚期具有油型气充注特征。古隆起西侧斜坡高部位普遍发育煤成气气藏,在克里磨里组斜坡低部位大量发育碎屑钙质角砾岩,与上覆中上奥陶统有效烃源岩近距离接触,侧向上远离奥陶系顶面风化壳,能够形成自生自储型气藏类型,如余探1井气藏。台缘斜坡带低部位发育的岩溶缝洞体,是寻找该类气藏的有利勘探目标区。     

琼东南盆地深水区崖城组煤系烃源岩定量评价

油气勘探揭示,琼东南盆地深水区下渐新统崖城组属于海陆过渡相煤系烃源岩,是主力气源岩之一。选择崖城组煤系烃源岩样品开展全岩热解实验,定量评价生气极限和生烃动力学特征。结果表明,崖城组煤系烃源岩的主生气期镜质体反射率(RO)值为0.96%~2.74%,生气极限RO值为4.38%,该值对应处ΔRO的最大值为0.83%,且累积和阶段产率变化不大,预示煤系烃源岩生气过程基本结束。通过实验结果与收集到的钻井实测RO值对比,认为在中央坳陷边缘及其邻区,崖城组煤系烃源岩仍具有生成天然气的巨大潜力。该项研究对于深水区盆地的油气勘探具有重要的理论和现实意义。     

准噶尔盆地东部石炭系天然气地球化学特征及成因

准噶尔盆地东部石炭系"自生自储"型油气藏具有多凹陷多套烃源岩晚期成藏特征,通过对准东地区石炭系天然气组成、同位素特征进行分析,研究石炭系天然气成因特征,追溯其源岩有机质类型和同位素范围,并结合石炭系烃源岩特征进行气源对比。准东地区石炭系所有天然气样品均为煤型气,陆东地区大部分表现为干气;而五彩湾地区天然气所有样品为湿气,部分样品表现为凝析油伴生气。陆东与五彩湾地区烷烃气碳同位素大多呈正序列分布,且乙烷碳同位素组成普遍偏重,但五彩湾地区天然气碳同位素组成均轻于陆东地区。滴水泉组和巴山组2套烃源岩有机质类型和时空分布差异性造成了陆东与五彩湾地区天然气组分和同位素组成明显不同,早石炭世仅在五彩湾地区发育局限海相环境的滴水泉组烃源岩,而巴山组烃源岩则发育于中晚石炭世火山活动间歇期,其广泛分布于准东地区各个陆内裂陷,陆东地区天然气主要来源于滴水泉凹陷的巴山组烃源岩,而五彩湾地区天然气则为五彩湾凹陷内滴水泉组和巴山组2套烃源岩混合来源。     

准噶尔盆地烃源岩生烃模型

利用高压釜加水模拟的实验方法建立了准噶尔盆地各主要生烃层系的生烃模式，并利用动力学参数建立了盆地主要生烃凹陷（玛湖凹陷和吉木萨尔凹陷）的干酪根生烃模型。准噶尔盆地烃源岩当Ｒｏ为１．０％～１．２％时为生油高峰期，当Ｒｏ大于１０％时开始大量生气；二叠系烃源岩生油、生气能力较强，其他层系烃源岩生油能力弱，但生气能力较强；玛湖凹陷内的上二叠统风城组烃源岩当埋深到３７００ｍ左右时进入成熟窗口，吉木萨尔凹陷内的上二叠统芦草沟组烃源岩当埋深到３２５０ｍ左右时进入成熟窗口。     

准噶尔盆地克拉美丽地区石炭系天然气来源

在分析准噶尔盆地克拉美丽地区石炭系2套烃源岩地球化学特征基础上,结合天然气组成及其伴生凝析油单体烃碳同位素特征,探讨了克拉美丽地区石炭系天然气来源问题。准噶尔盆地克拉美丽地区石炭系天然气主要为湿气,其中克拉美丽气田天然气为高成熟的腐殖型气,五彩湾气田天然气主要为成熟—高成熟的腐殖型气。根据烃源岩生烃潜力评价和热模拟实验分析,研究区石炭系松喀尔苏组下段与滴水泉组烃源岩以Ⅲ型腐殖型为主,少量Ⅱ型有机质,成熟度达到成熟—高成熟阶段,具备较好的生气潜力。在高温（440~560 ℃）热解阶段,2套石炭系烃源岩生成的天然气碳同位素值与克拉美丽地区天然气的碳同位素值较为一致,在600 ℃温度时,烃源岩总产气率大于150 kg/t_TOC,具有较强的生气能力。正构烷烃碳同位素组成特征显示克拉美丽地区石炭系气藏天然气及伴生凝析油主要为滴水泉组烃源岩及松喀尔苏组下段烃源岩混源。