下扬子海相烃源结构与有效烃源

晚印支-燕山运动是影响下扬子海相成烃-成藏最重要的构造事件。以此为界,烃源岩的演化分为早期生烃和晚期(二次生烃)2个阶段。与此对应,下扬子海相经历了加里东期、印支期、喜马拉雅期3期成藏,不同成藏期烃源构成具有明显的差异。对于喜马拉雅期的晚期成藏,有效烃源主要来自于二叠系和志留系烃源岩的二次生烃和古油藏(灶)的裂解供烃。借助于烃源岩热史分析,分别求取印支运动之前(T₂末)和断陷盆地叠置之后(E末)烃源岩的成熟度(R_o),后期形成温度补偿且T₂末R_o较低(小于1.3%)的烃源岩范围是二次生烃的有利区。对于古油灶,根据T₂末的下古生界顶面古流体势和有利储层分布范围,推断油气的运移指向和有利聚集区,然后结合燕山运动后志留系泥岩盖层的保存情况,预测燕山运动后古油藏赋存的有利范围。通过上述途径实现对有效烃源的定位。临近有效烃源岩(灶)的范围是晚期成藏的有利地区。      

中扬子南缘王村上寒武统古油藏成藏剖析

通过流体包裹体类型观察、均一温度测定,同时结合盆地模拟及原油裂解动力学计算,对中扬子区南缘永顺王村上寒武统古油藏进行了详细的解剖,认为加里东期,中扬子南缘地区普遍接受下寒武统烃源岩有效供烃,局部地区上震旦统烃源岩也形成有效供烃灶,研究区所在的斜坡为油气运移指向区,聚集形成原生油藏.早中三叠世,震旦系和中下寒武统中的原生油气藏在印支构造主幕下发生油气调整,王村古油藏就此形成.晚三叠世-早侏罗世,王村古油藏在挠曲构造或逆冲推覆体作用下被深埋,油气藏迅速发生原油裂解,原油裂解气型烃源灶接力供烃,彻底转变为气藏,同时也加速了油气散失的速度.后期在燕山Ⅱ幕强烈改造以及喜山运动的叠加改造下,古油气藏散失殆尽.      

洛伊-三门峡地区烃源岩热演化史研究

洛伊-三门峡地区横跨多个地温异常区,现今地温属低-正常热流状态;通过,187镜质体反射率、包裹体测温等古温标方法的运用,分析出古地温及地温梯度等参数.结合该区构造演化背景,对区内3套烃源岩按照盆地构造演化背景不同进行成熟史模拟,认为该区上古生界-三叠系烃源岩经历了两个重要的成熟阶段,上古生界烃源岩生烃阶段贯穿中生代早-中期,上三叠系烃源岩成熟稍晚,生烃期主要为古近纪.下古生界烃源岩现今处于成熟-高成熟阶段,说明后期经历同样的热演化历程.     

四川盆地二叠系烃源岩及其天然气勘探潜力(二)——烃源岩地球化学特征与天然气资源潜力

四川盆地二叠系发育中二叠统海相碳酸盐岩和上二叠统海陆交互相碎屑岩两套烃源岩,由于其热演化程度高,造成对烃源岩原始生烃潜力及天然气资源潜力认识不清。为此,通过研究该盆地内探井及盆地周缘剖面大量二叠系烃源岩样品的地球化学特征及生烃潜力随成熟度的变化规律,探讨了二叠系烃源岩的原始生烃潜力以及在地质历史时期生排烃量、干酪根与原油裂解生成天然气的资源潜力。研究结果表明:(1)上二叠统龙潭组泥岩和碳质泥岩总有机碳含量高、原始生烃潜力大,是二叠系中最主要的油气烃源岩,龙潭组煤层也是非常重要的气源岩,上二叠统大隆组有机碳含量和生烃潜力也很高,是四川盆地北部重要的油气源岩,中二叠统碳酸盐岩烃源岩总有机碳含量与原始生烃潜力低,是次要的油气源岩;(2)二叠系烃源岩在地质历史时期生成原油3 290×10~8 t,生成天然气420×10~(12) m~3,龙潭组烃源岩对原油和天然气的贡献率分别为80%和85%;(3)二叠系烃源岩形成的古油藏原油资源量为580×10~8 t,原油裂解气资源量为4.45×10~(12) m~3,干酪根直接生成的天然气资源量约为2.10×10~(12) m~3,天然气资源总量可达6.55×10~(12) m~3,其中原油裂解气占70%。结论认为,四川盆地北部和中部—东南部是二叠系的两个生烃中心,也是最有利的二叠系油气成藏和天然气勘探区域,古油藏是最具天然气资源潜力的勘探目标。     

海相叠合盆地构造演化与油裂解气晚期成藏关系

海相叠合盆地蕴含丰富的油裂解气资源,其晚期成藏过程经历了早期古油藏成藏与晚期油裂解成气阶段,受构造演化控制作用明显。探索构造演化与晚期油裂解气成藏的关系,对油裂解气藏的勘探具有指导意义。以四川盆地蜀南地区构造演化与晚期油裂解气成藏关系为研究实例,通过分析构造演化与沉积响应,研究古老烃源岩生烃演化过程、原始油气聚集、原油裂解与天然气晚期成藏关系。蜀南地区寒武系筇竹寺组烃源岩存在3次生烃期和2次生烃停滞期,筇竹寺组烃源岩在加里东期和海西期发生的沉积埋藏和抬升剥蚀事件出现了2次生烃和2次停滞,印支期和燕山期上覆巨厚沉积地层使得筇竹寺组烃源岩持续生烃;龙王庙组古油藏内原油存在一次油裂解生气过程,印支期后三叠系埋藏深度足够大并激发了龙王庙组古油藏内原油的裂解成气,持续到燕山晚期,提供充足的气源。研究得出以下结论:1海相叠合盆地的构造沉积演化控制了油气基础地质条件的发育;2构造沉积演化控制了古老烃源生烃过程;3构造沉积演化控制了古构造发育、古油藏聚集与保存;4构造沉积演化控制了古油藏的原油裂解与晚期聚集成藏;5建立了古老海相烃源层系晚期油裂解气成藏的研究思路,以期对同类古油藏研究起到借鉴作用,扩大油裂解气藏勘探的规模。     

苏北后生-同生断陷盆地油气成藏规律研究

苏北盆地性质有多种不同观点,分歧影响了油气成藏深化认识。在分析前人盆地观、论据和问题后,根据识别先成、同生、后生盆地概念和唯一性标志,提出泰州组-阜宁组原型为大型拗陷盆地,经后期强烈改造成为“箕状形态”后生断陷盆地;叠加戴南组-三垛组同生断陷盆地,盐城组-东台组萎缩拗陷盆地,非继承性成盆形成了后生-同生断陷盆地。根据地化理论和实验数据,结合30年来勘探未熟油一无所获的事实,认为成烃遵循源岩干酪根晚期生烃模式,并呈现非均衡性成熟生烃和烃灶展布格局;不存在早期的未熟-低熟生烃带、双峰生烃和未熟-低熟油。指出盆地油源总体欠丰,源岩成熟有效供烃、断层多重性作用是控藏关键因素;后生断陷油气以侧运为主,油藏沿箕状烃灶呈扇形环带展布;同生断陷油气以垂运为主,构造油藏叠置烃灶上呈串珠状展出,复合油藏叠合呈裙边状展出;油气聚集呈非连续性的分布规律。      

华北古生代克拉通盆地南部原生油气藏勘探前景

依据古生界烃源岩特征与烃源岩生烃史的分析,华北地区下古生界海相烃源岩虽然有机质类型好、厚度较大,但有机质丰度低,基本为差-非生油岩。加之烃源岩成熟以后,后期埋藏历史及烃源岩热演化史复杂,作为一个含油气系统的烃源岩,勘探风险较大。下古生界烃源岩仅在渤海湾南部地区具有中等-较差生烃潜力,经喜山期的深埋,在济阳坳陷、临清坳陷、东濮凹陷、黄口凹陷下古生界具备二次生烃条件,尚具有一定的勘探前景。上古生界石炭-二叠系烃源岩主要为煤系地层,厚度为150～500 m,有机质丰度属于低-中等,有机质类型为Ⅲ型。上古生界烃源岩二次生烃主要发生于晚三叠世末期和早白垩世末期,油气保存好,原生油气藏勘探前景广阔。上古生界有利勘探地区主要集中在渤海湾盆地的东濮凹陷、临南洼陷、德州凹陷南部及莘县凹陷北部二次生气强度较大的第三系凹陷内。     

黄骅坳陷中生代构造运动对上古生界煤系烃源岩生烃演化的控制

近期,渤海湾盆地黄骅坳陷港北、乌马营和歧北等古潜山内幕与上古生界煤系有关的原生气藏勘探取得重大发现,揭示其巨大的油气资源潜力。为了深入认识该坳陷中生代构造运动对上古生界煤系烃源岩生烃演化的控制作用,采用构造解析、埋藏—热史分析、岩心薄片观察以及盆地生烃模拟等手段,综合分析了中生代构造体制与演化、盆地迁移过程、煤系烃源岩地球化学特征和生烃史,研究了中生代盆地沉降、迁移及岩浆活动对煤系烃源岩生烃的影响。研究结果表明:①黄骅坳陷中生代发生了多期、多类型的构造运动,构造事件主要有三叠纪克拉通抬升—沉降运动、侏罗纪差异压陷—压扭运动、白垩纪火山活动和伸展抬升运动;②盆地迁移过程为由南向北,孔店隆起为南、北迁移的重要界限;③黄骅坳陷上古生界煤系烃源岩经历两次生烃过程,存在着早期油气藏;④沧东凹陷上古生界煤系晚侏罗世末进入有效生烃门限,歧口凹陷上古生界煤系烃源岩早白垩世末进入生烃门限;⑤中生代构造运动对烃源岩一次生烃演化的控制主要体现在中生代各时期盆地迁移事件控制烃源岩一次生烃序列、岩浆岩局部加热事件促使烃源岩中有机质加速生烃和异常成熟等两个方面。结论认为,该研究成果明确了中生代构造运动对上古生界煤系烃源岩一次生烃演化的控制作用,对华北地区中生代构造运动、原型盆地恢复、煤系生烃演化研究以及油气勘探等都具有参考价值。     

准噶尔盆地石炭系烃源岩发育模式及地球化学特征

石炭系是准噶尔盆地油气勘探的重要层系,油气成藏具有明显的源控特征。查明石炭系烃源岩地球化学特征,对于精细厘定有效烃源岩,指导油气勘探具有重要的现实意义。系统采集露头和钻井烃源岩样品,采用总有机碳含量、岩石热解、饱和烃色谱-质谱、单体烃碳同位素和金管-高压釜生烃热模拟实验等分析手段,对烃源岩地球化学特征及生烃能力开展对比研究。结果表明:准噶尔盆地石炭纪残留洋(海)、弧后盆地、弧内盆地、海相裂谷环境和陆相裂谷盆地等沉积环境形成了5种烃源岩发育模式;不同环境的烃源岩表现出不同的地球化学特征,可分为5种类型,分别为乌参1井型烃源岩、滴水泉型烃源岩、扎河坝型烃源岩、滴西8井型烃源岩和五彩城型烃源岩;不同环境发育的烃源岩的生烃能力存在明显差异,其中,弧后盆地和弧内盆地烃源岩表现为强生烃能力,为优质烃源岩,其生成的油气是油气勘探的重要目标。     

塔里木盆地塔东地区寒武系烃源岩分布及有利区带评价优选

塔里木盆地塔东地区寒武系烃源岩是近年来诸多学者研究的热点,对其分布及认识还存在一定的分歧,已成为制约寒武系勘探及区带优选的重要因素。基于野外露头及盆地内钻井资料的认识,分析塔里木盆地寒武系烃源岩的沉积环境;根据沉积环境和形成年代,将塔东地区寒武系烃源岩分为缓坡型烃源岩和陡坡型烃源岩。缓坡型烃源岩是玉尔吐斯组同时期沉积的烃源岩,该类型烃源岩沉积主要受控于前寒武系古地貌,厚度中心位于满加尔坳陷西北侧,烃源岩厚度约为20～40 m;陡坡型烃源岩是早寒武世晚期—晚寒武世台缘斜坡—盆地沉积环境发育的烃源岩,主要发育在满西地区轮南—古城弧形条带内,最大厚度约为150 m。结合塔东地区2类烃源岩的分布特征,优选轮南地区盐下白云岩及古城低凸起北部中上寒武统台缘带为塔东地区有利勘探区带。     

Oil accumulation related to migration of source kitchens in the Lukeqin structural belt,Turpan-Hami Basin,China

The Lukeqin structural belt is the main heavy oil accumulation zone in the Turpan-Hami Basin. The recent discovery of light oil in the Triassic indicates that there may be multiple source kitchens contributing to the oil accumulation. According to oil geochemical analysis and oil-source correlation, the oil in deep and shallow reservoirs of the Lukeqin Oilfield presents different physical and saturated hydrocarbon mass spectrum characteristics. The Triassic heavy oil is from the northern Upper Permian lacustrine source rocks, and the light oil represented by the Yudong-9 Well is from the northwestern Lower Jurassic coal-measure source rocks. The timing of oil charging was determined by K/Ar isotope dating, reservoir fluid inclusion analysis and the evolution history of different source rocks. In summary, the accumulation process consists of two stages. From the end of Triassic to early Jurassic, the northern Permian source kitchen generated a considerable amount of oil, which was finally degraded to heavy oil, migrated to the south and then accumulated. The northwestern Jurassic coal-measure source kitchen began to generate oil at the end of Cretaceous, while the northern source kitchen could only generate a little hydrocarbon. The heavy oil and the light oil have different source rock locations, migration directions and accumulation times. The migration of hydrocarbon source kitchens affects the distribution of heavy oil and light oil reservoirs at the present time.     

烃类与非烃综合判识干酪根与原油裂解气

在天然气成因类型研究中,如何有效识别干酪根与原油裂解气一直是一个难题。选取不同类型干酪根、不同性质原油开展半封闭—半开放体系的热压生排烃模拟实验及其产物的地球化学分析研究,并对典型的干酪根、原油裂解气（田）进行了地球化学统计和比对。研究表明,干酪根热解气与原油裂解气中烷烃组分及其碳同位素组成显示相似的演化特征,Ln(C₂/C₃)值均呈早期近似水平和晚期近似垂向变化特征,在高过成熟阶段Ln(C₂/C₃)值与δ¹³C₂-δ¹³C₃差值具有快速增大的趋势,二者趋同性变化特征指示了生气母质的高温裂解过程,但这些指标不是干酪根与原油裂解气的判识标志,提出天然气中烷烃分子及同位素组成的有机组合是判断有机质（干酪根、原油）高温裂解气的可靠指标,却并不能直接识别干酪根热解气或原油裂解气;非烃组分的演化特征具有明显的差异性,干酪根热解气以高含氮气(N₂)为主,原油裂解气往往高含硫化氢(H₂ S), N₂、H₂ S含量作为一项重要指标可以与烷烃气同位素组成相结合有效区别干酪根与原油裂解气,分析结果与四川盆地、塔里木盆地不同油气田的地质实际相吻合。天然气中烃类和非烃组成的综合分析为有效判断干酪根与原油裂解气提供了新的途径。     

川东北地区埋藏史及热史分析——以普光2井为例

基于前人研究资料,运用热成熟度指数法(TTI),以普光2井为例,恢复了川东北地区地热史和地层埋藏史,探讨了研究区烃源岩的热演化和生排烃过程。研究认为:各烃源层的成熟度演化主要定型于白垩纪末期,下寒武统烃源岩生烃期局限在晚二叠世—晚三叠世;上奥陶统至下志留统烃源岩的快速生烃期为中三叠世—晚三叠世和中侏罗世;二叠系烃源岩的快速生烃期为晚三叠世和中侏罗世。另外,各烃源岩都经历了至少2次生烃高峰期,包括成熟期的生油(液态烃)高峰期及高成熟期的尚未排除的残留液态烃进一步裂解生气高峰期。      

鄂尔多斯下古生界碳酸盐烃源岩评价与成烃特征

在岩性、热解参数等原生性识别和碳酸盐烃源岩评价的基础上,经统计有机质丰度、类型、性质,确定有机质成熟度与演化阶段,进行综合评价与对比后,对研究区烃源岩的生烃能力作出了综合评价,认为原始生烃母质属Ⅰ—Ⅱ₁型,具有中等生烃强度的烃源岩特点,属较好烃源岩范畴,研究认为,鄂尔多斯下古生界碳酸盐烃源岩具有三段式四阶段的生烃演化特征,即以见R₀=0.65%、1.50%、2.25%划分为低成熟、成熟、高成熟三段式和热裂解气生成的第四阶段。第四阶段主要处于过成熟阶段,以残余干酪根的热裂解以生成高温甲烷干气为特征,马家沟组中下部和寒武系正处于这一成烃演化阶段。     

歧北深层高温高压条件下烃源岩特殊的成烃演化规律

黄骅坳陷歧北地区深层高温高压条件下古近系烃源岩成烃演化规律与传统的干酪根降解演化规律存在差异，其差异突出体现在成熟度参数的演化特征上。在分析歧北深层烃源岩特殊的成熟演化特征及不同温压条件下热压模拟演化特征的基础上，探讨超压在深层烃源岩成烃演化过程中的作用，总结高温高压条件下深层烃源岩特殊的成烃演化规律。指出：虽然超压影响油气生成演化的全过程，但在不同演化阶段超压的影响是不同的。超压的滞烃效应主要作用于烃类进入生烃高峰的后期，超压不仅可抑制液态烃向气态烃的转化，而且还抑制干酪根的降解，使油气生成的时限延迟，以致在正常条件下预测生气的深度仍将继续生油。歧北地区深层高温高压条件下古近系烃源岩特殊的成烃演化规律主要体现在成熟油相窗口向高成熟早期的推移。     

优质烃源岩成烃生物与生烃能力动态评价

在海相优质烃源岩常规有机地球化学分析的基础上,综合利用仿真地层热压模拟实验与超显微有机岩石学等新技术对优质烃源岩不同成烃生物生烃潜力进行分析。结果表明:我国下古生界高过成熟海相优质烃源岩目前能够识别的成烃生物主要由底栖生物(或底栖藻类)及菌类(真菌类和细菌)组成,干酪根类型主要为Ⅱ型,这些海相优质烃源岩的原始生烃能力相当于Ⅱ型干酪根,其中底栖藻类相当于Ⅱ1型,真菌细菌类一般相当于Ⅱ2型;其次为浮游生物,生烃潜力与Ⅰ型干酪根相当。优质烃源岩中浮游藻类和底栖藻类在不同成熟阶段的生油能力不同,在高成熟—过成熟阶段生气潜力及其与原油裂解生烃的相对贡献也有差异。因此,下古生界高成熟度烃源岩需要根据不同类型的成烃生物或干酪根类型在各成熟阶段的生油、生气能力进行动态地评价。不同成烃生物生烃潜力研究不仅对常规油气勘探而且对非常规油气勘探也具有重要的借鉴意义。     

深层—超深层古老烃源岩滞留烃及其裂解气资源评价

我国高-过成熟海相天然气主要成因类型为原油裂解气,滞留烃是原油裂解气的重要来源,对其进行定量研究意义重大。为此,结合正演(实验模拟)和反演(地质剖面解剖)两种方法,求取了我国重点盆地不同类型、不同丰度、不同演化阶段的滞留烃量,建立了5种类型烃源岩(腐泥型、偏腐泥混合型、偏腐殖混合型、腐殖型、煤型)的滞留烃演化模型。结果表明:腐泥型、偏腐泥混合型优质烃源岩在低成熟阶段的排烃效率低于20%,在主生油阶段的排烃效率介于20%~50%,在高成熟阶段的排烃效率介于50%~80%,而相应阶段偏腐殖混合型和腐殖型烃源岩的排烃效率则要低约10%。基于该演化模型,初步计算了四川盆地海相烃源岩中高成熟阶段-现今滞留烃资源分布和裂解排气量:该盆地下寒武统筇竹寺组滞留烃在高演化阶段裂解排出的气态烃总量达230.4×10~(12)m~3,震旦系陡山沱组烃源岩滞留烃裂解气的排出量为12.3×10~(12)m~3,均显示出很好的天然气成藏潜力;进而指出,四川盆地筇竹寺组烃源岩滞留烃裂解气的有利区主要包括高石梯-磨溪、资阳、威远地区,有利分布面积达4.3×10~4 km~2。     

鄂尔多斯盆地大牛地下古生界天然气地球化学特征及其来源综合判识

近年来,鄂尔多斯盆地大牛地古生界天然气勘探取得重要进展,尤其是下古生界奥陶系风化壳连续高产工业气流的发现,展示了良好的勘探前景,但大牛地下古生界天然气成因及气源研究相对薄弱,直接制约了下一步勘探部署,为此系统开展了大牛地古生界天然气组分、碳氢同位素、稀有气体组分和同位素等地球化学分析.大牛地古生界天然气中甲烷占绝对优势...     

银根—额济纳旗盆地主力烃源岩生烃热模拟实验研究

银根—额济纳旗盆地下白垩统巴音戈壁组二段普遍发育一套湖相烃源岩,勘探证实这套烃源岩对油气成藏贡献很大,为盆地内主力烃源岩。黄金管—高压釜限定体系热模拟实验表明,巴音戈壁组二段样品的总烃累计产率为265.50～798.06 mg/g,“生油窗”内（模拟镜质组反射率EasyR_o=0.7%～1.5%）的总油产率为263.99～778.74 mg/g,大量生气阶段（EasyR_o>1.5%）的气态烃产率为191.19～582.69 mL/g,预示着这套源岩具有较高的生油气潜力。依据热模拟烃类产物的产率变化特征,可分为4个主要成烃演化阶段:（1）干酪根热解生油阶段,EasyR_o=0.57%～0.8%（样品热模拟的起始EasyR_o为0.57%）,该阶段以干酪根热解生油为主;（2）凝析油生成阶段,EasyR_o=0.8%～1.5%,以早期生成的油裂解为轻烃和干酪根裂解生气为特征;（3）油裂解生气阶段,EasyR_o=1.5%～3.3%,此阶段以早期生成的油裂解生气为主;（4）气裂解阶段,EasyR_o>3.3%,以C_2-5裂解成甲烷为特征。