江苏南部未成熟海相碳酸盐生油岩地球化学特征和差异成熟及其找油意义

继江苏南部句容盆地首次发现下三叠统未成熟的腐泥型碳酸盐岩后,又在宁镇隆起上见到同期的未成熟混合型碳酸盐岩。这一发现改变了过去认为我国东部中、古生界海相地层时代老、埋藏深和经历构造运动多,有机质热演化已达到过成熟阶段,只能找气的传统认识。本文论述了一口探井的未成熟海相碳酸盐生油岩的地球化学特征,以及混合型有机质的差异成熟作用;与相同类型泥质生油岩进行了比较,其成熟速率较低,对寻找碳酸盐岩原生油藏具有理论和现实意义。     

西班牙近海碳酸盐岩生油岩的有机地球化学特征

西班牙近海卡萨布兰卡油田中部中新统艾卡纳组是在海进条件下形成的一套碳酸盐岩生油岩。其碳酸盐含量占32～80％,平均为61％;有机碳含量为0.5～4.73％,平均值为2.9％,为良好的油气源岩。化学分析结果表明,艾卡纳组生油岩中较高的碳酸盐含量对有机质的保存不太有利,同时,那些有机质类型较好的生油岩其碳酸盐含量并不是最高的。但产率指数与碳酸盐含量之间的正相关分布关系似乎弥补了由于碳酸盐含量的增加而造成的有机碳含量下降和有机质类型劣化的不足。此外,研究表明,要使不同类型的有机质达到几乎相同的热成熟度,富氢型有机质往往比贫氢型有机质需要更高的温度。     

碳酸盐生油岩热演化模拟实验

本文对苏南三迭系青龙组石灰岩干酪根、冀北中元古界铁岭组白云质灰岩岩样及从中分离出的干酩根进行了热模拟实验.用同位素质谱、气相色谱、液相色谱、红外光谱、核磁共振、元素分析、热解、热重、X-衍射、顺磁共振和光学方法对热模拟所得气态产物、抽提物及干酪根进行了分析,获得了对碳酸盐生油岩热演化规律的认识,给出了碳酸盐生油岩成熟度评价的成熟阶段下限和高成熟阶段下限的标准,供碳酸盐岩分布区油气评价工作参考使用. 铁岭组岩石样品和干酪根样品热模拟结果的对比表明,干酩根在岩石中热演化稍慢于分离出来的干酩根热演化.     

我国陆相生油岩与原油的地球化学基本特征

我国不同类型的古湖盆广布和发育,湖盆中生油岩最早形成于晚二叠世,中生代以来直至早第三纪占有主导地位,它为我国油气田的形成奠定了良好的基础。     

对碳酸盐生油岩的有机质丰度及其演化特征的讨论

碳酸盐生油岩的有机质丰度下限问题存在不少的争议,它关系到碳酸盐沉积区的含油气远景评价,因而需要进一步加强研究。我国大部分碳酸盐生油岩(不含泥质)的剩余有机碳含量较低.平均为0.1—0.2%,但烃类含量可达100—200ppm。吉曼概括了世界上页岩和石灰岩生油岩的平均有机碳及烃的含量:页岩有机碳及烃的平均含量分别为1.14%和96ppm;石灰岩则分别为0.24%和98ppm。     

潜江凹陷潜江组未成熟生油岩的研究

本文概述了潜江凹陷潜江组成熟门限深度（2200m）以上的未成熟生油岩特征，根据大量实际资料研究．证实了潜江组未成熟原油确系来自该组未成熟生油岩，属于就地生成，分析其成因可能与一些富含藻类、浮游生物及微生物的未成热生油岩，成岩早期在浅层、低温、高盐度条件下。有机母质直接生成石油有关，寻找这类来成熟油藏的有利地区，主要在该凹陷的北部．     

天然气源岩地球化学特征

不同类型的干酪根生成石油和天然气(包括凝析油)的数量和比例均有较大差别,以陆源高等植物为主要有机母源输入的源岩一般以生成天然气为主,通常称为气源岩。然而,根据热压模拟实验结果比较,单位有机碳累计生成气态烃的绝对数量仍然是藻干酪根大于腐殖型母质。因此,在天然气源岩特征研究及生气潜力评价时,既要考虑有机母质的类型,还应注意源岩生气潜力的绝对数量,尤其对于形成大、中型气田的母源更为重要。     

轻质原油地化新参数与塔里木盆地油源岩探讨

本文介绍了一种轻质原油的新的仪器分析方法,即质谱族组成分析方法。一次进样分析可快速获得链烷、环烷及芳烃共计11类化合物的族组成数据。作者用本方法分析了新疆塔里木盆地等几个不同地区的26个油样。为充分利用分析结果,用数理统计方法对全部质谱分析结果进行了计算分析,由此提取出可用于研究石油成熟度、生油母质类型和油气运移程度的3个地球化学新参数。最后,作者运用这3个新参数对塔里木盆地可能的油源岩作了研究性的探讨。      

碳酸盐烃源岩加水热模拟实验中二氧化碳成因探讨

本文通过对3种岂碳酸钙(CaCO₃)烃源岩加水热压模拟实验产生的二氧化碳(CO₂)的分析,探讨了气体产物中二氧化碳(CO₂)的成因,既有有机成因,也有无机成因。碳酸钙含量越高,岩石颗粒越细,无机二氧化碳产量越高。无机二氧化碳的产生会对含碳酸钙烃源岩有机质成烃有一定抑制作用。      

A GEOCHEMICAL REVIEW OF CARBONATE SOURCE ROCKS IN ITALY

Field sampling of potential source rock units in Italy, and detailed geochemical characterization of Italian petroleum (surface seeps and reservoired oils), have provided insights into the origins of the resource base. Organic‐rich, oil‐prone intervals have been identified in Middle to Upper Triassic, lower Toarcian, Lower Cretaceous, Upper Cretaceous and Oligo‐Miocene strata. The hydrocarbon generation potential of these intervals can be signipcant. For example, the weighted mean generation potential of the Upper Triassic in southern Italy is ?47 mg HC/g rock, with the net source rock representing about 20% of the exposed stratigraphic sequence. Comparable richnesses exist in the other intervals noted above, although the Toarcian and Late Cretaceous intervals, including those associated with the “Bonarelli Event” (a brief period straddling the Cenomanian‐Turonian which is thought to represent an oceanic anoxic event) appear to be much more volumetrically restricted. There is sedimentological evidence that these organic‐rich intervals were deposited in both shallow‐water intraplatformal settings, and in deep‐water interplatformal basinal settings. The stacking of sequences as a result of evolving platform bathymetly and changes in sea level enhanced the volumetric importance of intraplatformal source rocks, and may explain some of the minor geochemical differences observed among the region s oils. There is a sharp contrast in the stable isotope composition of the organic matter contained in the different source intervals. The Triassic and Toarcian organic matter is isotopically light (δ¹³C_bitumen lighter than ‐26%_o), while Cretaceous and Oligo‐Miocene OM is isotopically heavy (δ¹³C_bitumen heavier than ‐26%_o). Although the oils share characteristics associated with carbonate source rock systems, two distinct populations exist. These are an isotopically light population (δ¹³ C_oil, lighter than ‐26%_o, typically lighter than ‐27. 5%_o), which includes the oils at Rospo Mare, Malossa and the degraded oil at Maiella; and an isotopically heavier (δ¹³ C_oil heavier than ‐26%_o) population, including the oils at Monte Alpi, Bagnolo and at the Tramutola seep. The stable carbon isotopic compositions provide the strongest evidence for stratigraphic affinity. Biomarker data permits further refinement of these two “mega‐families”.     

南盘江盆地主要烃源岩地球化学特征研究

通过对烃源岩发育的沉积环境研究认为,中下泥盆统盆地相沉积的黑色泥质岩类是南盘江盆地最主要的烃源岩,石炭系、二叠系和中下三叠统为次要烃源岩。6个浅井的120个样品表明,南盘江盆地中下泥盆统烃源岩有机碳含量为0.37%~3.63%,平均值为1.65%;为腐泥型有机质,热演化已经处于过成熟阶段。南盘江盆地中下泥盆统烃源岩的生标分布总体上反映了古生界海相烃源岩特征,但是由于其成熟度很高,使得低碳数的孕甾烷和三环萜烷系列含量很高,且总体生标特征具有很强的趋同性。     

柏各庄凸起侏罗系烃源岩地球化学特征

本文运用有机地球化学测试手段,对东柏各庄凸起侏罗系烃源岩(泥岩、煤)氯仿抽提物的烃类组成进行了系统剖析,揭示其具有煤系地层的地化特征,系成熟的烃源岩,在饱和烃镏分中发现-不常见的苯基烷烃化合物系列,可能系微生物藻类成因.      

三塘湖盆地石炭系—二叠系火山岩系烃源岩地化特征

针对三塘湖盆地石炭系和下二叠统的烃源岩的有机丰度、有机质类型、成熟度、分子地球化学差异分析,表明:哈尔加乌组和芦草沟组烃源岩有机质丰度最高,卡拉岗组和巴塔玛依内山组烃源岩次之.卡拉岗组有机质类型以Ⅰ、Ⅱ1类为主,形成咸化-还原环境.处于低熟-成熟阶段;哈尔加乌组主要为Ⅱ1、Ⅱ2类,形成于淡水-弱还原环境.处于成熟阶段;下石炭统主要为Ⅱ2类,处于高成熟-过成熟阶段.     

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云南陆良盆地面积为３２５ ｋｍ ２ ，盆地内上第三系烃源岩有机物丰度高，通过对有机碳含量、氯仿沥青“ Ａ”和总烃含量、热解生油潜量进行分析，认为绝大多数烃源岩样品已达生油岩标准；通过对岩石热解参数、干酪根稳定同位素和元素组成、煤样组成、族组成和正构烷烃的研究，认为有机质类型绝大多数都属于Ⅱ Ｂ 型；通过对镜质体反射率及正烷烃与族组成的研究，认为该盆地烃源岩属于未成熟阶段；参照国内外学者普遍采用的生物气划分标准，把陆良盆地上第三系天然气划定为生物气。在此基础上，讨论了该盆地生物气形成的３ 个主要条件：①草本腐殖型有机质含量丰富；②水化学特征是还原状况下低矿化度；③地温梯度为３ ．６６ ℃／１００ ｍ ，地面温度２０ ℃。     

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。     

胶菜盆地烃源岩分布及有机地球化学特征

胶莱盆地为-中生代陆相残留盆地，其暗色泥页岩主要发育于莱阳组水南段。运用野外露头、地震、钻井等资料，综合沉积相、古水流方向的研究，对水南段暗色泥页岩的展布特征进行了分析；在此基础上，应用多项分析测试技术，分别对胶莱盆地莱阳凹陷、平度-夏格庄凹陷、高密-诸城凹陷3个构造单元水南段暗色泥页岩的有机质丰度、类型和热演化程度特征进行了详细分析。研究结果表明，莱阳凹陷和平度-夏格庄凹陷是胶莱盆地源岩发育最好的区域，有机质丰度可达好、较好烃源岩标准，类型以Ⅰ型、Ⅱ1型为主，且处于热演化成熟阶段，因此是胶莱盆地油气勘探的有利区域。