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通过对渤东凹陷烃源岩生烃潜力的系统评价，认为东营组烃源岩有机质丰度达到中等—好烃源岩标准，渤东、渤中凹陷烃源岩类比研究推测沙河街组烃源岩有机质丰度更高；东营组烃源岩Ⅰ、Ⅱ₁、Ⅱ₂和Ⅲ型有机质均有分布，但以Ⅱ₁、Ⅱ₂型为主；与渤中凹陷对比表明，两者在有机质丰度、类型和沉积环境等方面具有很大的相似性，推测两凹陷沙河街组烃源岩具有相同性质。油源对比认为，渤东凹陷油源主要为沙河街组烃源岩，东营组烃源岩贡献很少；盆地模拟结果显示渤东凹陷石油、天然气资源量分别为7.91×108 t和220.2×108 m3，其勘探前景良好。     

利用盆地模拟技术评价渤东凹陷下第三系油气勘探潜力

盆地模拟结果显示:渤东凹陷东营组下段和沙河街组烃源岩的生油总量为48.71×108t,排油总量为26.37×108t;生气总量为47686×108m3,排气总量为35797×108m3;沙河街组烃源岩的生烃潜力远高于东营组下段烃源岩。据此并结合渤东凹陷内生排烃强度与生排烃量的平面分布特点,预测出该凹陷南部沉积中心周围的渤南凸起、庙西凸起及渤东低凸起南端是油气勘探取得突破的关键地区。     

渤海海域优质烃源岩及其分布预测

采用地质统计和地化分析相结合的手段,初步建立了评价和预测优质烃源岩的方法体系,对渤海海域古近系优质烃源岩的发育分布进行了预测.结果表明,纵向上沙河街组优质烃源岩厚度大、品质好,占暗色泥岩比例较大,东营组尽管暗色泥岩厚度较大,其中能达到优质的部分却很少.平面上,渤中凹陷优质烃源岩厚度最大,分布面积最广,其次是辽东湾地区以及岐口凹陷和黄河口凹陷.沙河街组四段+孔店组烃源岩主要发育辽东湾地区、莱州湾凹陷和岐口凹陷.总体而言,沙河街组为渤海海域的主力烃源岩,且以沙河街组三段最为重要.     

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。      

渤中坳陷活跃烃源岩分布特征及其对PL19-3油气成藏的控制作用

渤中坳陷存在多套烃源岩,烃源岩与油气分布关系的研究对该区油气勘探具有重要的意义。通过演化史分析、盆地模拟及地化分析技术对渤中坳陷活跃烃源岩的分布作了研究。渤中坳陷沙河街组活跃烃源岩主要分布于黄河口凹陷、庙西凹陷和渤东凹陷,而渤中凹陷主体区域沙河街组烃源岩已经达到了高过成熟阶段,仅在边缘分布少许活跃的烃源岩。东下段活跃烃源岩主要分布于庙西凹陷的北段、渤东凹陷以及渤中凹陷的东部边缘。活跃烃源岩的分布控制了油气来源,PL19-3油源及油气成熟度研究表明其油气主要来源于周边活跃烃源岩,渤中坳陷周边沉降中心高成熟度地区对其贡献有限。     

渤中凹陷北部QHD34—4—1井钻探的油气地质意义

2007年初钻探的QHD34-4-1井是渤中凹陷北部钻遇古近系东营组优质成熟烃源岩层段的第一口预探井。烃源岩地球化学特征及油源对比分析表明,该井东三段发育Ⅱ1型干酪根为主的中等—好烃源岩,烃源岩厚度大,生烃门限深度在3200m附近;4100m附近的东三段烃源岩发生过一定规模的排烃;东营组油气藏自生自储特征明显,新近系油藏油气主要源于东营组烃源岩。QHD34-4-1井的成功钻探,证实了东三段烃源岩为渤中凹陷北部第三套主力烃源岩的推断,也改变了渤中凹陷中北部地区中浅层油气主要源于沙河街组烃源岩的认识,特别是东营组自生自储型隐蔽油气藏的揭示,对推动渤中凹陷中浅层(尤其是古近系东营组)油气勘探将起到积极的作用。     

渤中、渤东凹陷结构认识及有利勘探方向

渤中、渤东凹陷沙河街组三、四段为断陷沉积:凹陷东部断陷沉积受NE向断裂(郯庐断裂系)控制.雁行排列的NE向断裂将其分隔成3个主半地堑.凹陷西部断陷沉积受NW或近E-W向断裂控制,亦形成3个主半地堑.断陷期的沙河街组三段是凹陷的主力烃源岩,厚度可达3000m,而东营组下段生油指标达到好烃源岩标准,也是一套值得重视的烃源岩.环渤中凹陷的诸多凸起是寻找上第三系油藏的有利地区,凸起边缘和凹中隆则是寻找上第三系油藏和东营组优质油气藏的有利地区.     

渤中、渤东凹陷结构认识及有利勘探方向

渤中、渤东凹陷沙河街且三、四段为断陷沉积，凹陷东部断陷沉积受NE向断裂（郯庐断裂系）控制，雁行排列的NE向断裂将其分隔成3个主半地堑。凹陷西部断陷沉积受NW或近E－W向断裂控制，亦形成3个主半地堑。断陷期的沙河街三段是凹陷的主力烃源岩，厚度可达3000m，而东营组下段生油指标达到好烃源岩标准，也是一套值得重视的烃源岩，环渤中凹陷的诸多凸起是寻找上第三系油藏的有利地区，凸起边缘和凹中隆则是寻找上第三系油藏和东营组优质油气藏的有利地区。     

渤海海域烃源岩产气能力热模拟实验研究

采用气源岩定量测定和评价技术，对渤海海域古近纪形成的烃源岩作了比较系统的热模拟产气实验研究。结果表明，沙河街组烃源岩产气能力很强，是主要气源岩。渤中和沙南凹陷沙三段气源岩产气能力最强，歧口、渤东凹陷和辽东湾地区沙一段气源岩产气能力最强。东营组三段气源岩在沙南、渤中、渤东和歧口凹陷具强的产气能力，是重要气源岩。由少数样品的实验结果揭示，前古近纪气源岩为有效气源岩，其中侏罗系煤系烃源岩产气能力极强，石炭系煤系烃源岩也有强的产气能力，是具勘探潜力的气源层。各种类型的气源岩天然气大量形成均集中在成熟和高成熟阶段，因此，成熟和高成熟的各类烃源岩分布区是天然气形成的主要地区，也是天然气勘探最有利地区。图4表1参6     

气候与构造控制下湖相优质烃源岩的差异分布——以渤中凹陷为例

基于地球化学、测井和沉积相等资料开展了渤中凹陷的优质烃源岩分析。结合区域地震解释,对渤中凹陷优质烃源岩的分布进行了刻画,并探讨了气候、构造作用下优质烃源岩分布的差异性。结果表明,受气候控制的咸化环境与受构造控制的快速沉降环境所形成的优质烃源岩具有不同的富集特征。在咸化环境控制下,沙河街组一段优质烃源岩的分布面积占洼陷面积的81.9 % ,呈广覆式分布;在构造沉降控制下,平面上,沙河街组三段和东营组三段的洼陷沉降速率与优质烃源岩所占洼陷面积的比例呈明显正相关,纵向上,湖泊的氧化-还原界面控制了优质烃源岩的富集程度。在气候形成的咸化环境和构造快速沉降的控制下,渤中凹陷及邻区优质烃源岩的发育条件可分为3类:以咸化水体为主导、以构造沉降为主导以及咸化水体-构造沉降共同控制。在潮湿气候和构造沉降速率较低的情况下,不发育优质烃源岩。     

一组有效区分渤中凹陷烃源岩的生物标志化合物参数

渤中凹陷是渤海湾盆地面积最大的二级构造单元，发育古近系沙河街组一段、沙河街组三段和东营组三段3套优质湖相烃源岩。准确识别东营组三段烃源岩贡献的原油，对于渤中凹陷油气勘探具有重要的理论和实践意义。根据烃源岩和原油芳烃馏分的色谱-质谱分析结果，提出了新的能够鉴别沙河街组三段和东营组三段烃源岩的生物标志化合物参数：C₂₇20R/C₂₈20R三芳甾烷和C₂₈20S/C₂₇20R三芳甾烷。东营组三段烃源岩的判识标准为C₂₇20R/C₂₈20R三芳甾烷>1.1，C₂₈20S/C₂₇20R三芳甾烷≤ 1.2；沙河街组三段烃源岩的判识标准为C₂₇20R/C₂₈20R三芳甾烷≤ 1.1，C₂₈20S/C₂₇20R三芳甾烷>1.2。据此，对渤中凹陷典型油田中原油的来源开展了判识，提出来自东营组三段烃源岩的原油具有近凹成藏的特点。     

渤海海域渤中地区烃源岩封闭金管热解模拟生烃实验研究

选取渤海海域渤中地区沙南凹陷沙三段、沙一段和东三段烃源岩各1个样品,秦南凹陷沙三段烃源岩2个样品,进行封闭金管加水热解实验。烃源岩样品为湖相泥岩,有机质丰度高,干酪根类型为Ⅰ型,且处于低熟阶段。烃源岩矿物组成以黏土矿物为主,方解石、石英和长石也占有相当的比重。热解过程涵盖了主要的生油阶段,沙三段、沙一段和东三段烃源岩平均生烃活化能集中分布在219~222 kJ/mol,同一凹陷不同层系、不同凹陷同一层系差别不大,但黏土矿物含量较低和方解石含量较高的样品平均活化能略偏高。封闭热解生烃高峰C₁₄₊液态烃产物碳同位素相比原岩沥青“A”碳同位素增重幅度可达11.3%,应用低熟源岩沥青“A”碳同位素进行油源对比时须谨慎。残余固体总有机碳损失可达48%,对原本有机质丰度高和类型好、现处于高演化阶段的烃源岩评价时,有必要进行有机质丰度和类型的恢复。      

综合有机地球化学和测井信息的烃源岩地震评价——以辽中凹陷沙三段为例

海域和勘探前沿地区钻井和取心资料少,仅利用常规地球化学和测井资料评价烃源岩的方法难以满足高精度资源量计算的要求。为此,利用辽中凹陷覆盖全区的三维地震资料,通过建立综合有机地球化学和测井信息的烃源岩地震评价方法预测深层烃源岩发育相带。利用研究区热模拟TOC（有机碳含量）值与测井参数AC及RT标准化值进行拟合,分别建立了辽中凹陷沙三中及沙三下TOC测井预测模型;通过烃源岩地震相识别和地震波阻抗反演查明了烃源岩的分布范围和厚度;通过优选平均光滑反射强度、均方根振幅、平均瞬时频率和平均瞬时相位等4种地震属性参数,拟合出烃源岩归一化TOC经验公式,预测了烃源岩有机质丰度。对比所提方法得到的烃源岩TOC和厚度值与钻井实测值,发现两者的相对误差的平均值分别为9.56%和10.06%,说明方法具有较高可靠性和实用性。利用所提方法预测了辽中凹陷3个洼陷的烃源岩厚度和TOC平面分布,认为厚度较大的烃源岩分布在辽中北洼和辽中中洼,为该区主力烃源灶,沙三中亚段烃源岩TOC、厚度以及分布范围均优于沙三下亚段。     

辽东湾海域天然气分布特点及其控制因素

辽东湾海域天然气可分为油型气,煤成气和生物成因气3种类型。除JZ31-6气田为生物成因干气外,其余主要气田中天然气均为湿气。研究区天然气的分布具有北多南少,深部沙河街组多,浅部东营组和新近系少的特点。这一特点主要受到烃源岩有机质类型与热演化程度、盖层厚度、超压等因素的影响。辽东湾北部气藏主力烃源岩有机质类型偏Ⅱ2型,而南部偏Ⅱ1型,且热演化程度北高南低。同时,东三段区域盖层北厚南薄,且在北部广泛发育欠压实成因的超压。超压和泥岩盖层的双重封堵为北部天然气藏提供了良好的保存条件。此外,辽中凹陷北洼沙三段烃源岩通过生烃产生的超压,为天然气由洼陷向辽西凸起带运移成藏提供了充足的动力。     

海水侵入对湖相烃源岩形成的影响——以渤海湾盆地渤中凹陷西南缘沙三段泥岩为例#br#

渤中凹陷是渤海湾盆地最大的生烃凹陷,其沙河街组三段（E₂s³）是最重要的烃源岩层段。前人对沙三段烃源岩的母质来源、沉积环境、热演化程度等方面已取得一定认识,但在沉积事件和成烃生物来源上并未开展深入研究。研究通过有机、无机地球化学及有机岩石学的手段对渤中凹陷西南缘沙三中亚段和沙三下亚段的9块烃源岩岩心样品进行了详细分析,结果表明：①沙三中亚段和沙三下亚段均属于优质烃源岩,但整体上沙三下亚段烃源岩品质更好。温湿气候下水体盐度的上升及24?正丙基胆甾烷化合物的检出反映了沙三段沉积期海侵事件的发生,且从沙三下亚段到沙三中亚段海侵作用逐渐增强;②样品中4?甲基甾烷、24?正丙基胆甾烷、2?甲基藿烷及奥利烷等化合物的检出,并且存在丰富的藻类体和少量镜质体,表明沙三段烃源岩中成烃生物的多样性;③沙三下亚段沉积期的适度海侵带来的营养物质造成了细菌、藻类的勃发,为优质烃源岩形成提供了丰富的物质基础;而沙三中亚段由于过量海水侵入导致了蓝细菌的消亡,水体富营养化减弱,使烃源岩品质较沙三下亚段有所下降。     

渤海海域渤中凹陷渤中19-6大型凝析气田天然气来源探讨

渤海海域渤中19-6大型凝析气田的发现为渤中凹陷寻找大气田带来了希望和信心,深入研究其天然气的来源和成因对今后渤海天然气勘探具有重要指导意义。通过对开放和密闭体系热模拟实验结果分析,综合地球化学和数值模拟研究表明,渤海优质腐泥型湖相烃源岩[ω(TOC)=3.93%,I_H=727 mg/g(每克有机碳中干酪根热解烃量,下同)]干酪根热解累积生气的比例仅为10%,以排油为主;偏腐殖型湖相烃源岩热解生气比例也不大,I_H=100 mg/g时干酪根热解累积生气比例仅为30%,但由于干酪根的吸附作用,其中的残留烃在烃源岩中裂解成气,最后以排气为主。渤中19-6天然气为沙三段Ⅱ₁、Ⅱ₂和Ⅲ型混合烃源岩成熟到高成熟阶段的产物,是干酪根热解气与残留烃裂解气的混合物,且其供烃区为渤中凹陷西南的局部区域,供烃区古近系沙河街组沙三段烃源岩早期以排油为主,晚期(15 Ma以后)以排气为主,晚期排气量占总排气量的82%。下一步在渤中凹陷寻找大气田要选择供烃区烃源岩排烃气油比大、以排气为主的目标进行钻探。      

伦坡拉盆地始新统牛堡组烃源岩成熟史

伦坡拉盆地自下而上发育始新统牛堡组牛二中亚段、牛二上亚段及牛三下亚段3套烃源岩。基于钻井测试资料、地震资料及含烃流体包裹体测试分析,利用盆地模拟技术对伦坡拉盆地热史及牛堡组3套烃源岩的成熟史进行了系统分析。研究表明,伦坡拉盆地自始新统牛三段沉积以来直至渐新统丁青湖组三段沉积末期,古地温梯度总体表现为持续降低,变化介于6.67~4℃/hm,为典型热盆特征,古地温梯度升高与区域构造隆升作用具有明显的相关性。牛二中及牛二上亚段的2套烃源岩成熟较早且热演化程度高,分别于中-晚始新世(距今约46.4~37.5 Ma)及早渐新世(距今约36.6~33.5 Ma)进入生油门限,现今主体皆位于成熟生油阶段(R_o=0.7%~1.3%),是该区主力烃源岩。西部蒋日阿错洼陷牛二中及牛二上亚段主力烃源岩现今热演化程度最高,生供烃条件较中-东部江加错、爬错洼陷更为优越。      

莱州湾凹陷南部缓坡带垦利16-A构造特征及其控藏作用

垦利16-A构造位于莱州湾凹陷南部缓坡带,油气成藏特征复杂。为了解决该区油气成藏差异性和复杂性,首先系统分析断裂体系和圈闭特征,在此基础上,综合研究其构造演化特征,分析其对油气成藏的控制作用。研究认为,垦利16-A构造经历孔店组—沙四段沉积期的早期断陷、沙三段沉积期的强烈断陷、沙一二段—东营组沉积期的断—坳转换及新近纪—第四纪坳陷、新构造运动四个构造演化阶段,不同时期不均衡沉降导致东、中、西三块差异演化,发育走滑、伸展两类断裂体系,古近系分布及残留厚度差异明显。构造差异演化控制油气藏的形成与特征,主要表现在生烃中心发育与迁移、构造圈闭形成与类型、沉积类型与储层展布、油气成藏模式等方面。     

银根-额济纳旗盆地拐子湖凹陷白垩系油源对比分析

银根-额济纳旗盆地拐子湖凹陷X井白垩系巴音戈壁组二段发现的高产油流展示了该低勘探盆地的光明前景。目前对原油的来源尚没有统一的认识,为了有效预测油气藏和明确勘探方向,开展了油源对比研究。对X井苏红图组一段油砂、巴音戈壁组二段原油及苏红图组二段、巴音戈壁组二段、巴音戈壁组一段泥岩开展的族组分含量、生物标志化合物及碳同位素组成等研究表明,油砂、原油与巴音戈壁组一段烃源岩各方面地化特征最为接近,生标上均具有高C₃₀重排藿烷、高伽马蜡烷含量、低Pr/Ph值、高成熟度的特征,反映出X井苏红图组一段油砂和巴音戈壁组二段原油同源,均与巴音戈壁组一段烃源岩具有良好的亲缘关系。