渤海湾盆地渤中凹陷东营组烃源岩地球化学特征及生烃模式

对东营组烃源岩特征及其生烃机理认识不清,制约了渤海湾盆地渤中凹陷油气成藏认识与资源评价。利用有机岩石学、显微组分、孢粉鉴定及原油地球化学参数等资料,系统评价了东营组烃源岩及其生成原油的地球化学特征,探究了有机质生烃的影响因素及生烃模式。结果表明:东营组烃源岩主要为含黏土长英质泥岩和混合型泥岩,矿物组成以石英和黏土矿物为主,长石和碳酸盐矿物次之;东营组三段与东营组二段下亚段总有机碳(TOC)含量平均值分别为1.94%、0.87%,整体为好—优质烃源岩,显微组分以壳质组为主,有机质类型为Ⅱ₁、Ⅱ₂型,处于低成熟—成熟热演化阶段。东营组烃源岩具两期生烃特征,早期生烃高峰对应镜质体反射率(R_o)为0.6%,生成低成熟度烃类,晚期生烃高峰对应R_o为1.0%,生成成熟烃类。原油物性及生物标志化合物特征显示东营组以生成成熟油为主,含少量低熟油,原油整体具有低密度、低黏度、低含硫量、高含蜡量、高饱芳比、高Pr/Ph、高C₁₉/C₂₃三环萜烷值、低伽马蜡烷指数和低4-甲基甾烷指数等特征,属于混源有机质生源、弱氧化—弱还原沉积条件和淡水贫硫湖泊环境综合成因的轻质—中质原油。壳质组中的底栖藻无定形体及松科属孢粉等组分对低成熟—成熟阶段的烃源岩生烃具有重要贡献,黏土矿物和碳酸盐矿物及地层超压在一定程度上影响了烃源岩生烃演化过程。东营组烃源岩发育受淡水湖泊、特殊生物、无机矿物和超压等要素共同控制的双峰生烃模式。研究认识对于开展以渤中凹陷东营组为主力烃源灶的油气勘探具有重要参考意义。     

二连盆地呼仁布其凹陷南洼下白垩统烃源岩分布特征与油源分析

呼仁布其凹陷位于二连盆地西部的巴音宝力格隆起中段,前期勘探已发现优质烃源岩和较好的油气显示,但凹陷南洼烃源岩的研究还比较薄弱。通过对呼仁布其凹陷南洼烃源岩测井地球化学评价以及烃源岩和原油样品的有机地球化学对比,揭示了其下白垩统烃源岩有机相分布、烃源岩地球化学特征和油源关系。结果表明：呼仁布其凹陷南洼下白垩统烃源岩主要分布于南洼漕东部,发育阿尔善组、腾一段和腾二段等3套烃源岩,其中阿尔善组烃源岩处于低成熟—成熟阶段,腾一段烃源岩处于低成熟阶段,腾二段烃源岩处于未成熟—低成熟阶段。呼仁布其凹陷南洼下白垩统3个层段均发育C相和D/E相烃源岩,其中,C相烃源岩主要分布于腾一段,厚度为300～400 m,初始氢指数为400～800 mg（/g TOC）,显微组分多为腐泥组、壳质组和镜质组,母质来源主要为藻类等低等水生生物,形成于微咸水—半咸水、还原环境;D/E相烃源岩主要分布于阿尔善组,厚度为100～200 m,初始氢指数为200～400 mg（/g TOC）,显微组分多为壳质组、镜质组和惰质组,母质来源主要为陆源高等植物,形成于淡水—微咸水、弱还原环境。油源对比认为：阿尔善组的成熟原油来源于阿尔善组烃源岩,腾一段成熟度较低的原油来源于腾一段烃源岩,而腾二段的原油可能来源于腾一段烃源岩。     

松江盆地白垩系烃源岩地球化学特征及油源对比

松江盆地白垩系发育大砬子组和长财组两套烃源岩。通过对烃源岩及原油进行常规有机地化分析和生物标志化合物测试,研究了烃源岩和原油的地球化学特征并探讨油源关系。有机地化分析表明,其白垩系烃源岩有机质丰度高,Ⅱ₁-Ⅱ₂型有机质,低成熟-成熟。大砬子组烃源岩生烃潜力大,长财组次之。生物标志化合物分析表明,白垩系部分烃源岩和原油遭受了一定程度的生物降解作用。长财组烃源岩可分为3类,第Ⅰ和第Ⅱ类生烃母质以高等植物为主,为偏氧化的淡水和微咸水沉积,第Ⅲ类伽马蜡烷和β胡萝卜烷含量丰富,为咸水环境沉积。大砬子烃源岩为咸化的还原环境沉积,生烃母质为混合源。经油源对比表明,长财组下段原油来源于长财组第Ⅰ类烃源岩,长财组上段原油来源于第Ⅱ类烃源岩,而偏还原的大砬子组原油来源于大砬子组上段烃源岩。     

银额盆地哈日凹陷巴音戈壁组精细油源对比

近年来，银额盆地哈日凹陷的油气勘探取得了一些成果，但该凹陷地质条件复杂、勘探难度极大，且随着勘探的深入，前期的油气来源研究成果已不能满足精细勘探研究的需求。基于原油/油砂和烃源岩样品的测试分析资料，将巴音戈壁组细分为3个层段（自下而上分别为巴一段、巴二段和巴三段）后开展精细油源分析，并对主力供烃源岩进行分布预测和生烃特征评价，以期明确油气来源和主力供烃源岩特征。研究结果表明：碳同位素对研究区油源有很好的指示作用，哈日凹陷主力产油层段巴一段和巴二段的原油分别主要来自于巴一段和巴二段烃源岩，无环链烷烃、甾烷、萜烷、芳烃等生物标志化合物也指示出同样的油源结论，特别是芳烃化合物在本次研究中取得了很好的应用效果。巴一段有效烃源岩最大厚度为151 m，巴二段有效烃源岩最大厚度为222 m，2套主力供烃源岩在研究区均有较大厚度的有效烃源岩分布。巴一段烃源岩TOC平均为0.89%，干酪根δ¹³C为-29.1‰~-24.5‰，R_o为0.60%~2.01%，烃源岩为有机质丰度中等-好、Ⅱ₁型-Ⅱ₂型、成熟-高成熟的烃源岩。巴二段烃源岩TOC平均为1.18%，干酪根δ¹³C为-30.3‰~-23.8‰，R_o为0.60%~2.17%，烃源岩为有机质丰度好-极好、Ⅱ₁型-Ⅱ₂型、成熟-高成熟的烃源岩，2套主力供烃源岩有机质丰度较高，且基本处于生油气高峰期热演化阶段，有很好的生烃潜力，能为油气成藏提供良好的烃类基础。     

查干凹陷原油地球化学特征与油源对比

查干凹陷是一个中、新生代断陷盆地,其原油属低密度、低粘度、低硫中蜡轻质油,具饱和烃含量高(占原油的80%～90%)、C₂₇甾烷丰富等特点。该凹陷发育下白垩统巴音戈壁组二段和苏红图组一段两套烃源岩。甾烷ααα(20R)C₂₇/C₂₉比值,类异戊二烯烷烃Pr/Ph,Pr/nC₁₇比值及碳同位素曲线特征均显示原油与巴音戈壁组二段的白云质泥岩具有较好的亲缘关系,而与苏红图组一段深灰色泥岩亲缘关系不明显。因此,查干凹陷的原油主要来自下白垩统巴音戈壁组二段的白云质泥岩。     

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。      

下刚果盆地Haute Mer A区块X-1井原油油源研究

对下刚果盆地Haute Mer A区块X-1井3个原油样品及X-1井、M-1井上白垩统、古近系共14个岩屑样品进行详细的分析研究,其结果表明X-1井原油生物标志化合物组合特征与南大西洋典型湖相烃源岩具有明显区别。X-1井原油(1982.1~1989.2m)Pr/Ph比值低(0.97),Pr/n C_(17)和Ph/n C18分别为0.85和0.96,C_(26)/C_(25)三环萜烷小于1.0,C_(30)四环聚异戊二烯烷烃/C_(27)重排甾烷比值低(0.55),具有海相烃源岩特征。原油中奥利烷丰度高,指示其来自上白垩统或以上的烃源岩。油源对比表明X-1井原油与上白垩统—始新统Madingo组烃源岩具有成因上的联系。盆地模拟研究进一步证明中新统Paloukou组烃源岩局部成熟,供烃能力有限;而Madingo组烃源岩目前正处于生、排烃高峰期,沉积中心则处于高—过成熟阶段,X-1井紧临Madingo组生烃洼陷,有利于油气聚集成藏。因此,推断Madingo组烃源岩为X-1井原油的主要贡献者。     

准噶尔盆地石炭系与二叠系主力烃源岩地球化学特征对比研究

重点对准噶尔盆地石炭系与二叠系主力烃源岩生物标志化合物分布特征,及单体烃碳同位素特征进行分析与对比。该盆地石炭系和二叠系烃源岩有机质丰度都相对较高,成熟度以西北缘与南缘较高,准东较低,各项参数均达到了烃源岩要求。盆地石炭系烃源岩生物标志化合物特征具有Pr/Ph值较高,伽马蜡烷含量低,C_29甾烷含量较高,而C₂₈甾烷含量较低的特点,生物标志化合物特征反映出石炭系烃源岩,形成环境为淡水湖湘,主要为Ⅲ型有机质。二叠系烃源岩Pr/Ph值整体较低,伽马蜡烷指数相对较高,且含有一定量的β-胡萝卜烷,C₂₈甾烷明显高于石炭系烃源岩,沉积环境主要为半咸水—咸水盐湖相,有机质类型为Ⅰ型、Ⅱ型。石炭系烃源岩有机质类型主要为Ⅲ型,其干酪根碳同位素组成较重,但单体烃碳同位素差别较大,母质来源和成熟度都影响着正构烷烃单体烃碳同位素的分布。二叠系烃源岩干酪根分布特征表明主要源岩有机质类型为Ⅲ型、Ⅱ型和Ⅰ型,其正构烷烃单体烃碳同位素的分布特征与干酪根碳同位素分布有较好的相关性,Ⅲ型有机质单体烃碳同位素组成较重,而Ⅱ型和Ⅰ型有机质单体烃同位素组成较轻;南缘二叠系烃源岩有明显的甲烷菌母质输入现象,干酪根、单体烃碳同位素组成和一些藿类化合物碳同位素组成都表现为较轻的特点。     

潍北凹陷孔店组烃源岩评价及油源分析

潍北凹陷孔店组二段既有好、较好、较差烃源岩,也发育有机质富集层烃源岩(又称为优质烃源岩)。有机质富集层烃源岩沉积环境为亚热带型湿热古气候条件下的滨浅湖相淡-微咸水沉积,古生物以被子、裸子植物孢粉组合为主,含有介形类及少量藻类化石,干酪根类型为 , ₂及 ₁型,岩性为碳质泥岩及深灰色泥岩,有机碳含量大于4.5%,氯仿沥青“A”含量大于0.17%。依据原油的物理性质将潍北凹陷原油分为稠油、中密度油和低密度油,根据原油的生物标志物特征又可将本区原油分为低熟油和成熟油。大部分低熟油样品具有高Pr/Ph比值,低伽马蜡烷/C₃₀藿烷比值及高C₂₉甾烷含量的特征。稠油及大部分中密度油属于低熟油,油源对比表明主要来源于孔店组二段有机质富集层烃源岩。部分中密度油及低密度油属于成熟油,其油源与低熟油相同。     

天草凹陷天2井烃源岩生烃潜力与油源研究

采用多项有机质丰度、类型和成熟度指标描述了天2井暗色泥岩的生烃潜力特征。研究成果揭示,下白垩统巴音戈壁组下段烃源岩有机质丰度最高、热演化处于成熟阶段,有机质类型为Ⅱ2～Ⅲ型,应该是天草凹陷的主力烃源岩;下白垩统苏红图组有机质丰度较高,有机质类型为Ⅱ2型,但其烃源岩成熟度不高,为天草凹陷的次要烃源岩;石炭系和侏罗系烃源岩虽有机碳高,但生烃潜量值低,有机质类型为Ⅲ型,现今Ro>3.0%,处于过成熟阶段,属枯竭的烃源岩。在对研究区可能烃源岩生物标志物组合特征广泛调查的基础上,采用气相色谱、定量气相色谱-质谱技术,从生物标志物指纹和绝对浓度特征确认了天2井原油与下白垩统巴音戈壁组下段烃源岩有成因联系,指出巴音戈壁组下段烃源岩为天草凹陷主力烃源岩。     

银额盆地艾西凹陷烃源岩地球化学特征及资源潜力

为明确银额盆地艾西凹陷烃源岩条件和油气资源潜力,基于2口探井泥岩样品的测试分析资料,对烃源岩开展系统的评价研究,对有效烃源岩进行预测,在此基础上分析油气资源潜力。艾西凹陷潜在烃源岩为发育于白垩系乌兰苏海组(K₂w)、银根组(K₁y)、苏红图组(K₁s)、巴音戈壁组三段(K₁b3)、二段(K₁b2)和一段(K₁b1)的泥岩,其中K₁b3、K₁b2和K₁b1泥岩有机质丰度最高,其有机质类型均偏腐殖型(Ⅱ型—Ⅲ型),成熟度均达到成熟热演化阶段。元素地球化学和生物标志化合物资料表明,烃源岩沉积期的古气候温暖湿润,沉积水体主要为淡水,陆源高等植物的生源贡献占优势。有利于有机质富集的沉积环境为盐度较高、还原性较强的环境,高生产力是有机质富集的主要控制因素。厘定了研究区有效烃源岩的TOC含量下限值为0.85%,有效烃源岩主要发育于K₁b3、K₁b2和K₁b1,它们在南凹漕带、中凹漕带、北凹漕带和西凹漕带具有一定面积的分布。估算出研究区的油气总资源量为5 091.05×104 t,结合活跃的油气显示证据,认为研究区具有较好的油气勘探潜力。      

深层烃源演化与原生轻质油/凝析油气资源潜力

烃源岩油气演化阶段的细分与资源潜力评价对深层常规和非常规油气勘探、深层基础石油地质学问题的研究具有重要意义.深层烃源岩的油气演化可划分为4个阶段,即轻质油(挥发性油)、凝析油气、湿气和干气,也对应着深层的4种油气类型.烃源岩和储层中的原油体系均可形成这些油气.通过模拟实验评价深层烃源岩的生烃潜力,提出了4个油气演化阶段...     

海拉尔盆地乌尔逊—贝尔凹陷白垩系原油地球化学特征及油源对比

对海拉尔盆地乌尔逊凹陷和贝尔凹陷共21个原油和油砂样品进行GC、GC-MS和非烃含氮化合物测试分析,根据饱和烃、轻烃和甾萜类生物标志化合物的分析资料,全面剖析了海拉尔盆地乌尔逊-贝尔凹陷白垩系原油的地球化学特征,并通过油源对比确定了其主力烃源层。研究结果表明,海拉尔盆地贝尔凹陷和乌尔逊凹陷原油存在2种成因类型:第一类油饱和烃C₁₇—C₂₃具正构烷烃优势,呈单峰型分布,Pr/Ph>1(1~2.88),C₂₇—C₂₉甾烷呈"V"型分布,伽马蜡烷含量较低,表征淡水湖相沉积环境;第二类油具有饱和烃低碳正构烷烃优势,Pr/Ph<1,孕甾烷、C₂₇重排甾烷含量较低,伽马蜡烷不发育,表征煤系地层原油。油源对比揭示,原油来自2套不同沉积环境的源岩,展示了海拉尔盆地良好的烃源条件。      

准噶尔盆地南缘油气生成与分布规律——典型类型原油油源对比

准噶尔盆地南缘地区背斜众多,油气分布广泛,油气性质多样。该地区存在5套有效烃源岩,油-源关系十分复杂,长期以来对原油来源存在很大争议。系统采集了南缘地区5套烃源岩及不同构造原油样品,对烃源岩抽提物与原油碳同位素组成、正构烷烃及类异戊二烯烷烃分子碳同位素组成、生物标志物组成特征等进行了全面的对比分析。结果表明,南缘地区4种典型类型原油分别来源于不同时代的烃源岩:1第1类原油碳同位素组成轻,正构烷烃分子碳同位素分布比较平缓,含有较丰富的β-胡萝卜烷,甾烷以C₂₈、C₂₉规则甾烷为主,来源于二叠系烃源岩;2第2类原油碳同位素组成重,正构烷烃分子碳同位素分布比较平缓,Pr/Ph比值高,甾烷以C₂₉规则甾烷和重排甾烷为主,三环萜烷以C₁₉为主,伽马蜡烷含量很低,来源于侏罗纪煤系烃源岩;3第3类原油碳同位素组成轻,正构烷烃分子碳同位素分布随碳数增高大幅下降,Pr/Ph比值小于1.0,C₂₇、C₂₈、C₂₉甾烷呈"V"型分布,异胆甾烷、重排甾烷、Ts、C₂₉Ts、C₃₀重排藿烷、伽马蜡烷含量高,来源于白垩系清水河组烃源岩;4第4类原油碳同位素组成重,正构烷烃分子碳同位素分布随碳数增高下降幅度大,C₂₇、C₂₈、C₂₉甾烷呈"V"型分布且以ααα-20R为主,甲藻甾烷尤为丰富,来源于古近系安集海河组烃源岩。目前在南缘地区尚未发现三叠系烃源岩生成的原油。     

塔里木盆地顺北地区白垩系原油成因类型与来源

塔里木盆地白垩系含油层系具有良好的勘探潜力,顺北地区在白垩系有较好的油气显示,测试获得少量原油。为研究顺北地区白垩系原油地球化学特征、成因类型、油气来源,系统开展了地球化学特征分析、油—油、油—源对比研究。顺北地区白垩系原油饱和烃色谱为单峰前峰型,正构烷烃系列保存完整,谱图基线平稳,未见明显的"鼓包",原油Pr/Ph分布在1.65~1.71,C21TT/C23TT>1,生标图谱中藿烷系列化合物占明显优势,∑三环萜烷/∑藿烷<1,检测到丰度较高的伽马蜡烷和三芳甾烷化合物,指示为保存条件良好的陆相成因类型原油;顺北白垩系原油与北部库车坳陷周缘的英买、大宛齐、大涝坝白垩系原油、库车河三叠系黄山街组泥质烃源岩具有较好的亲源性,指示油源来自库车坳陷三叠系黄山街组泥质烃源岩;白垩系原油热演化程度从大宛齐到英买再到顺北呈现出降低的趋势,推测顺北白垩系原油可能来源于库车坳陷三叠系烃源岩,生成的早期陆相油气沿白垩系优质砂体、T40不整合面、断裂由北向南远距离侧向运移。     

东海西湖凹陷平湖组Ⅲ型干酪根暗色泥岩生排烃模拟

为更真实地刻画烃源岩生排烃过程及为油气资源定量评价提供合理的关键参数,对东海陆架盆地西湖凹陷始新统平湖组Ⅲ型干酪根暗色泥岩开展了半开放体系下热压生排烃模拟实验研究。模拟结果显示,该暗色泥岩的生排烃过程主要包括初期缓慢生油阶段(R_o=0.5%～0.7%)、早期快速生排油阶段(R_o=0.7%～1.0%)、中期油裂解气阶段(R_o=1.0%～1.5%)、后期主生气阶段(R_o=1.5%～2.3%)及晚期生干气阶段(R_o>2.3%)。该烃源岩的排油门限(R_o)约为0.7%,其生气范围较宽(R_o=1.0%～3.0%),且在高—过热演化阶段仍具备较强的生气能力,是以生气为主的气源岩。通过对实验结果和样品生排烃特征的研究,建立了一套西湖凹陷平湖组Ⅲ型暗色泥岩生气与生排油过程及潜力评价的数学模型,可用于该区资源量计算。与封闭体系的高温高压黄金管热模拟实验相比,半开放体系下烃源岩热压生排烃模拟实验的累计产油率更高,也更接近实际地质情况,据此评价可使西...