鄂尔多斯盆地甘泉地区上古生界烃源岩地球化学特征及生烃潜力

对鄂尔多斯盆地甘泉地区上古生界本溪组和山西组的煤系泥岩、炭质泥岩及煤岩样品进行了有机碳含量测定、岩石热解分析、干酪根显微组分鉴定及镜质体反射率等多项有机地球化学测试,并评价了其生烃潜力。研究结果表明：①甘泉地区上古生界发育多套烃源岩,岩性主要为煤和暗色泥岩。②山西组有机质丰度高,是较好的烃源岩,本溪组有机质丰度则相对较低,品质相对较差;本溪组烃源岩以腐殖型Ⅲ类为主,山西组烃源岩则多为腐殖型Ⅲ类,其次为腐泥-腐殖型Ⅱ2类。③本溪组和山西组烃源岩成熟度整体处于高成熟—过成熟阶段。④上古生界烃源岩在甘泉地区广泛分布,本溪组烃源岩累计厚度为10～20 m,山西组烃源岩累计厚度为50～80 m,整体均为较优质烃源岩,具有较高的生烃潜力。     

临兴地区上古生界煤系烃源岩评价及排烃特征

临兴地区处于开发初期,上古生界煤系烃源岩特征及排烃规律不清,制约了下一步的勘探开发。综合运用测井及分析化验资料,对该区煤系烃源岩的分布、地球化学特征、排烃规律及控藏作用进行了深入研究。结果认为:临兴地区烃源岩为太原组—山西组煤岩、暗色泥岩及炭质泥岩,有机质丰度为中等—好,受沉积环境影响,有机质类型以Ⅲ型为主,含部分Ⅱ1型和Ⅱ2型,Ⅱ1型仅发育于太原组,且从太原组到山西组,Ⅲ型所占比例增大,Ⅱ型所占比例减小;受紫金山碱性杂岩体影响,有机质为高成熟—过成熟,生气强度大于20×108m3/km2,呈西高东低、北高南低、大面积广覆式生烃特点;排烃强度控制气藏范围,太原组排烃效率及总排烃量优于山西组,对上古生界气藏形成贡献较大。该研究深化了临兴地区上古生界煤系烃源岩的系统认识,为该区煤系致密砂岩气运聚成藏特征及勘探开发提供了重要的参考依据。     

鄂尔多斯盆地东南部上古生界煤系烃源岩特征及生烃潜力评价

近年来,鄂尔多斯盆地东南部多口致密砂岩气探井获得工业气流,先导试验区实现效益开发,展示出该地区良好的致密砂岩气勘探开发前景。优质烃源岩形成的良好气源条件、较强的生烃增压及成藏动力条件是控制致密砂岩大气田形成的基础,但研究区尚未开展系统的烃源岩研究。基于大量测井、录井、岩心、分析化验资料,详细分析了鄂尔多斯盆地东南部煤系烃源岩的地球化学特征和平面展布特征,建立了煤系烃源岩总有机碳含量(TOC)测井解释模型,并在此基础上定量计算了生烃强度。结果表明：(1)鄂尔多斯盆地东南部上古生界煤的TOC平均值为56.2%,炭质泥岩TOC平均值为9.6%,暗色泥岩TOC平均值为2.4%;有机质类型为Ⅲ型干酪根,均处于过成熟生干气阶段;(2)平面上,煤和暗色泥岩在本溪组和山西组广泛发育,呈现由西北向东部逐渐增厚的特征,炭质泥岩在研究区发育厚度薄;(3)优选出自然伽马(GR)、声波时差(AC)、密度(DEN)等与实测拟合关系最好的测井参数,根据多元回归方法分别建立煤、炭质泥岩、暗色泥岩3种总有机碳含量(TOC)测井解释模型;(4)鄂尔多斯盆地东南部上古生界生烃强度较高,分布于(17.6～58.3)×10     

临兴地区上古生界煤系烃源岩评价及排烃特征

临兴地区处于开发初期,上古生界煤系烃源岩特征及排烃规律不清,制约了下一步的勘探开发。综合运用测井及分析化验资料,对该区煤系烃源岩的分布、地球化学特征、排烃规律及控藏作用进行了深入研究。结果认为：临兴地区烃源岩为太原组-山西组煤岩、暗色泥岩及炭质泥岩,有机质丰度为中等-好,受沉积环境影响,有机质类型以Ⅲ型为主,含部分Ⅱ₁型和Ⅱ₂型,Ⅱ₁型仅发育于太原组,且从太原组到山西组,Ⅲ型所占比例增大,Ⅱ型所占比例减小;受紫金山碱性杂岩体影响,有机质为高成熟-过成熟,生气强度大于20×10⁸m³/km²,呈西高东低、北高南低、大面积广覆式生烃特点;排烃强度控制气藏范围,太原组排烃效率及总排烃量优于山西组,对上古生界气藏形成贡献较大。该研究深化了临兴地区上古生界煤系烃源岩的系统认识,为该区煤系致密砂岩气运聚成藏特征及勘探开发提供了重要的参考依据。     

大港探区上古生界煤系烃源岩特征及资源潜力

大港探区上古生界煤系地层分布范围广、烃源岩发育和显微组分中富氢组分含量高。据计算,大港探区煤系地层二次成烃的天然气资源量为1994×10~8m~3;可见,煤成气勘探潜力大。介绍了大港探区上古生界煤系烃源岩的分布、显微组分特征、有机质丰度和有机质类型。认为:黄骅坳陷南区烃源岩保存最完整且具有持续深埋和二次成烃条件好等特点,该坳陷是寻找煤成气的有利区。     

吉林延边地区上古生界油气资源潜力分析

吉林省延边地区上古生界油气资源研究程度很低。通过大量槽探工程取样与多项地球化学指标测试,结合重磁与地震资料解释,系统研究了该区上古生界的分布、赋存及其暗色泥岩的有机质丰度、类型、成熟度等特征。综合分析表明:延边地区上古生界分布较广,暗色泥岩发育;暗色泥岩中有机碳含量较高,总体达到了中等—好的生油岩标准;暗色泥岩有机质类型以Ⅱ-Ⅲ型为主;但有机质成熟度较高,研究区的西南部和东北部地区有机质处于过成熟阶段,R_o>4.0%,生烃潜力极小;仅有研究区中部的天桥岭—珲春地区,主体R_o为2.22%~3.48%,有机质尚处于高成熟—干气有效生烃阶段,特别是珲春盆地基底中发育的上古生界暗色泥岩具有一定的油气勘探前景。      

延长气田上古生界烃源岩评价及生排烃特征

延长气田位于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡中南部,是一个新探明的天然气富集区,对烃源岩的研究评价工作相对较薄弱,制约了该区的油气勘探进展。为此,通过对大量新探井岩心样品的有机质丰度、有机质类型、有机质成熟度等资料的综合分析,探讨了该气田上古生界烃源岩的展布特征、地球化学特征和生排烃特征。结果表明:①煤岩为该区最好的烃源岩,其有机碳含量介于60.18%~86.89%,累积厚度介于6~18 m,是该区上古生界天然气最主要的烃源岩,而泥岩则是天然气的第二位供应者,其中山西组泥岩属中等—很好的烃源岩,太原组和本溪组泥岩为好很好的烃源岩;②烃源岩干酪根的类型主要为腐殖型,其R。多大于2.0%,已进入过成熟—干气阶段;③上古生界烃源岩在中晚侏罗世—早白垩世末处于大量生排烃期,现今生烃强度介于(25~65)×10~8m~3/km~2,现今排烃强度介于(15~60)×10~8m~3/km~2,煤的生排烃强度大干泥岩。     

鄂尔多斯盆地南部上古生界烃源岩生排烃特征及天然气勘探潜力

针对鄂尔多斯盆地南部上古生界不同类型烃源岩生烃贡献不明确的问题,利用生烃动力学研究方法,考虑不同岩性烃源有机质品质差异、岩石物性、吸附能力等因素,评价了鄂尔多斯盆地南部上古生界煤岩和炭质泥岩的生烃特征。综合煤岩、炭质泥岩在南部的厚度分布,绘制了鄂尔多斯盆地南部上古生界煤岩、炭质泥岩生烃强度、排烃强度图。结果显示,鄂尔多斯盆地南部上古生界在煤层分布局限的情况下,炭质泥岩是主力烃源岩,这与前人仅根据地球化学特征参数而得出南部煤岩为主力烃源岩的认识有很大不同。相关认识对今后盆地南部下古生界天然气勘探开发具有重要的指导意义。     

鄂尔多斯盆地杭锦旗地区上古生界原油成因及勘探前景

鄂尔多斯盆地杭锦旗地区上古生界海陆过渡相有一套良好的生储盖组合，目前已发现了东胜大气田。该区二叠系下石盒子组产出少量中质原油，但原油的成因及其勘探前景尚不明确。基于对该区原油的物性、饱和烃色谱、生物标志物及碳同位素等地化特征的研究，试图揭示原油的成因和勘探前景。杭锦旗地区上古生界原油具有低硫、高蜡、中等成熟度特征，其甾烷分布显示以陆生植物为主，少量水生生物；Pr/Ph值为2.16~2.26，重排甾烷和重排藿烷含量高，伽马蜡烷含量低，原油碳同位素值为-27.7‰～-26.8‰，正构烷烃单体烃碳同位素前重后轻，这些特征均指示该原油是由沉积环境为弱氧化的陆相煤系地层中的暗色泥岩生成。二叠系山西组烃源岩有机岩石学、生烃热模拟实验及岩石热解等综合分析表明，该区山西组暗色泥岩具有一定生油潜力。结合原油产出井的位置和烃源岩的空间展布，山西组暗色泥岩可能是潜在的烃源岩。杭锦旗地区上古生界良好的生储盖组合条件暗示着该区的原油勘探值得重视，泊尔江海子断裂两侧邻区是原油聚集的潜在有利区。      

鄂尔多斯盆地北部杭锦旗地区上古生界气源岩分析

鄂尔多斯盆地北部杭锦旗地区上古生界天然气来源问题一直存在争议。在烃源岩沉积环境、分布特征分析的基础上,讨论了烃源岩的评价方法和标准,利用有机质类型、丰度、成熟度及生烃强度,开展烃源岩评价,确定了主力气源岩层位及分布特征。结果表明：研究区气源岩主要为上古生界太原组及山西组煤系烃源岩,岩性为煤层、炭质泥岩、暗色泥岩,其中煤层为主要的烃源岩;沉积相控制源岩展布,地质历史时期泥炭坪、扇三角洲平原、冲积扇扇缘沼泽等环境煤层发育好,泥岩厚度大;煤层有机质丰度高,炭质泥岩次之,暗色泥岩最差,参照煤系源岩评价标准,区内烃源岩为较好—非常好的烃源岩;研究区镜质体反射率值分布于0.6%~1.8%之间,呈由北向南增大趋势,全区进入生气阶段,泊尔江海子断裂附近及以南进入大量生气阶段;研究区内生气强度主要介于(10~40)×10⁸ m³/km²之间,具备形成大气田的气源条件。因此,研究区天然气来源具有原地性的特征,泊尔江海子断裂南部烃源岩优于北部烃源岩。     

鄂尔多斯盆地东南部延长探区上古生界天然气成藏特征

鄂尔多斯盆地东南部的天然气勘探进展缓慢,缘于对其上古生界天然气成藏方面的相关研究较少。为此,利用大量钻井、地球化学薄片鉴定、压汞试验、流体包裹体测试等资料,研究了该区上古生界天然气的成藏地质条件和成藏期次。结果表明:①与盆地北部一样,东南部延长探区具有"广覆式生烃、大面积成藏"的特点,其主力生烃层系为下二叠统山西组2段、中石炭统本溪组暗色泥岩和煤系地层;②储层砂体发育,多层系砂体垂向叠置、横向连片,加上构造不发育,具备形成大面积复合岩性圈闭的重要条件;③上石盒子组—石千峰组发育的巨厚泥岩具有物性和压力双重封闭性能;④流体充注时期发生在晚三叠世、中晚侏罗世和早白垩世。依据生储盖的空间配置关系,将该区上古生界气藏划分为源内成藏、近源成藏和远源成藏3种组合类型,并在分析圈闭类型、输导体系、运聚特征等的基础上,建立起了上古生界天然气的成藏模式。结论认为:该区上古生界具有良好的天然气成藏地质条件和勘探潜力,是鄂尔多斯盆地下一步天然气储量增长的新领域。     

中国石化东部探区古生界原生油气藏勘探前景

中国石化东部探区下古生界烃源岩以海相碳酸盐岩为主，有机质丰度较低。渤海湾盆地南部下古生界烃源岩于中三叠世末进入生油高峰，中生代发生二次生烃，新生代埋深虽然可达万米，但富有机质干酪根绝大部分已转化，生烃潜力有限；南华北地区下古生界烃源岩在晚三叠世达到早成熟阶段，新生代基本未发生二次生烃作用。上古生界是一套海陆交互相的煤系地层，煤层及暗色泥岩在晚三叠世末期和早白垩世末期两次发生深成变质作用。在系统分析前人研究成果的基础上，指出渤海湾盆地南部是上古生界烃源岩二次生烃最有利的地区，油气保存好，原生油气藏勘探前景广阔，有利勘探区为东濮凹陷、临南洼陷、德州凹陷南部、莘县凹陷北部；下古生界的原生油气藏勘探风险较大，渤海湾盆地南部具有一定的勘探前景。图5表4参30     

阜阳探区石炭-二叠系烃源岩资源潜力评价

上古生界泥岩和煤岩是阜阳探区的主力生烃层。为了明确该套生烃层的资源潜力,对烃源岩的有机质丰度、类型和成熟度进行研究,落实了优质烃源岩的分布层位和生烃类型,并估算了资源量。研究表明:上古生界烃源岩主要分布在颜集、倪丘集凹陷和古城低凸起;泥岩总体评价为好—差烃源岩,煤岩为差烃源岩;泥岩和煤岩的有机质类型都以III型干酪根为主;烃源岩有机质成熟度具有北高南低的特点,北部颜集凹陷热演化程度最高,以生成天然气为主,南部的倪丘集凹陷和古城低凸起烃源岩热演化程度适中,既可以生油又可以生成天然气。根据估算,天然气资源潜力区在颜集凹陷和倪丘集凹陷,油资源潜力区在倪丘集凹陷和古城低凸起。     

东濮凹陷石炭—二叠系煤系烃源岩的生烃演化

东濮凹陷的石炭—二叠系煤系烃源岩主要分布在本溪组、太原组及山西组,厚度大,分布较稳定,其岩性主要包括暗色泥岩(含碳质泥岩)和煤岩。石炭—二叠系煤系烃源岩自沉积以来,遭受了海西—印支期、燕山期、喜马拉雅期等多期复杂的构造变动,经历了不均一的抬升、变形、埋藏,甚至岩浆作用,导致了烃源岩生烃演化的不连续性和分阶段性。在区域构造作用控制下,东濮凹陷石炭—二叠系经历了海西—印支期、喜马拉雅早期和喜马拉雅晚期等多期复杂的构造—埋藏作用过程,其中最大埋深发生在喜马拉雅早期(东营期末),当时研究区煤系的埋深已达4 300m。在此过程中,有机质的受热温度呈"脉动状"变化,最高受热温度达260℃,导致煤系有机质成熟度呈阶段性增加,并引发多次成烃演化过程。早喜马拉雅期的晚期,相对生烃量大,是煤系主要成烃期,成烃强度最大的区域位于凹陷的前梨园和南部的马厂一带。热解实验分析表明,其煤系有机质最大相对生烃量为300mg/g。但受东营运动的影响,该期部分煤系生烃可能被破坏,导致成藏条件的复杂化。     

南华北上古生界烃源岩有机地球化学特征

南华北地区晚古生代沉积了一套台地相-海陆过渡相-内陆湖相地层,上古生界烃源岩主要为一套连续沉积的含煤岩系。利用有机地化分析测试资料,结合上古生界沉积背景与沉积相,从纵向和平面上研究了该区上古生界煤系烃源岩的有机质丰度、类型及热演化等地球化学特征,确定太原组、山西组煤系泥岩、煤岩为上古生界含油气系统的主力烃源岩。探讨了上古生界烃源岩的二次生烃条件及主控因素,认为二次生烃时烃源岩生烃潜量越大越好,初始成熟度越低越好,地温梯度越高越好;其主控因素为生烃潜量和温度。最后指出二次生烃范围主要分布于谭庄—沈丘、倪丘集、鹿邑和襄城等凹陷。      

鄂尔多斯盆地延X井烃源岩有机地球化学特征

以石油有机地球化学理论为指导,并结合有机岩石学、构造地质学及沉积学等学科,通过对岩石热解、有机物抽提、族组份分离、镜质体反射率、有机元素等相关地球化学参数的研究,从暗色泥岩厚度、有机质的丰度、有机质的类型和有机质成熟度等方面对延X井上古生界烃源岩进行了研究。综合评价认为石盒子组、石千峰组、山西组、太原组生烃能力逐渐增强。上古生界太原组和山西组烃源岩有机质丰度高,干酪根类型以腐殖型为主,有机质处于过成熟阶段,气态烃生成能力较强。     

南华北盆地禹州地区ZK0606钻孔上古生界煤系烃源岩评价

南华北盆地禹州地区上古生界含煤地层具有良好的非常规油气勘探前景,但对该地区潜在烃源岩缺少系统的评价。研究选取禹州地区上古生界揭露较全的全取心ZK0606钻孔,对上古生界煤岩、泥岩和碳酸盐岩系统地取样,并进行有机碳、岩石热解、氯仿沥青"A"、有机显微组分、镜质体反射率和干酪根碳同位素分析。结果表明:禹州地区ZK0606钻孔上古生界烃源岩不仅包括煤岩和泥岩,碳酸盐岩也可作为潜在烃源岩;纵向上,烃源岩主要分布于太原组和山西组下部,较为连续,山西组上部、下石盒子组烃源岩主要分布在煤层(线)附近,控制厚度较小,上石盒子组基本不发育烃源岩,烃源岩纵向上的分布规律主要与晚古生代的海侵作用有关;ZK0606钻孔上古生界煤岩和泥岩烃源岩有机质类型为Ⅲ型,碳酸盐岩有机质类型也为Ⅲ型,明显有别于一般碳酸盐岩的有机质类型,此与该区碳酸盐岩特殊的沉积环境有关;ZK0606钻孔上古生界烃源岩热演化程度达到成熟—高成熟阶段,具有随深度增加而逐渐增大的趋势,较高的热演化程度可能与该区较高的地温梯度有关。根据烃源岩的基本特征,结合煤层气和页岩气的评价方法,山西组二1煤及其上下部的泥岩应是煤层气和页岩气最主要的勘探目的层,白沙向斜的南东侧应是重点勘探的区域。     

柴东石灰沟地区上石炭统烃源岩评价及潜力分析

柴东石灰沟地区发育上石炭统烃源岩,由于缺少系统井下烃源岩评价,其生烃潜力尚不十分明确。对研究区上石炭统烃源岩有机质丰度、类型、成熟度进行分析,结合油源对比及烃源岩展布研究,综合评价其生烃潜力。研究表明,上石炭统海陆过渡相暗色泥岩、碳质泥岩有机质丰度较高,总体达到中等-好烃源岩标准;有机质类型为Ⅱ-Ⅲ型,生烃潜力较大。海相灰岩为较差-中等烃源岩,有机质类型为Ⅰ-Ⅱ型,具备一定生烃能力。研究区上石炭统烃源岩总体处于成熟-高成熟热演化阶段,正处于生排烃高峰期。油源对比分析表明该区石炭系油苗源自石炭系烃源岩,证实了其生烃有效性。同时露头、钻井及前人研究揭示石灰沟地区上石炭统烃源岩分布范围较广、厚度较大,展示该区石炭系可能具有较好的勘探前景。     

海拉尔盆地红旗凹陷烃源岩评价及有利区预测

红旗凹陷是海拉尔盆地中部断陷带油气勘探的又一重要领域。为了搞清其有效烃源岩发育情况、展布特征及有利勘探目标区,在对本区内已钻10口探井暗色泥岩地化资料分析基础上,开展原油色谱-质谱分析和生物标志化合物对比、w(TOC)和R_o预测及井震标定,在地震剖面上进行暗色泥岩对比追踪等方法预测有效烃源岩的厚度及分布,结合构造、沉积相研究,确定有利勘探区。结果表明:红旗凹陷铜钵庙组及塔木兰沟组暗色泥岩有机质丰度高,有机质类型以Ⅱ_1型为主,达到好烃源岩标准;凹陷的洼槽区铜钵庙组下部、塔木兰沟组暗色泥岩厚度大、分布广泛、成熟度高,为有效烃源岩。洼槽间的低隆起带和西部陡坡带发育扇三角洲沉积,生、储、盖配置好,是有利勘探部位,油藏为自生自储。     

柴达木地区上古生界石炭系烃源岩评价

通过柴达木盆地周缘地区上古生界暗色泥岩、碳酸盐岩、煤及碳质泥岩的有机地球化学的测试分析,研究结果表明,石炭系烃源岩主要以暗色泥岩为主,炭质泥岩和煤可能具有生烃能力。下石炭统暗色泥岩有机碳含量一般达到了差到中等,而上石炭统暗色泥岩有机碳含量达到好或者很好;上、下石炭统的暗色灰岩有机碳含量均比较低,一般仅为非到差等烃源岩。有机碳评价较好的泥岩主要发育在潮坪、泻湖、沼泽相沉积相类型中;剖面上评价较好的层位为怀头他拉组的中部和克鲁克组及其扎布萨尕秀组的下段,评价结果已经达到好到很好等级。样品中的有机质类型均以Ⅲ型和Ⅱ₂型为主。除都兰、格尔木地区有机质成熟度过高、处于过成熟的生干气阶段外,其他地区有机质成熟度中等,正处于生烃、排烃高峰期,具有良好的油气勘探前景。