奈曼凹陷烃源岩地球化学特征

奈曼凹陷共发育下白垩统沙海组、九佛堂组上段、九佛堂组下段三套烃源岩,其中沙海组烃源岩有机质丰度较高,干酪根以Ⅰ型、Ⅱ_1型为主,处于未熟–低熟阶段,综合评价为中等烃源岩。九佛堂组上段烃源岩生油能力较差;九佛堂组下段烃源岩有机质丰度高,干酪根以Ⅰ-Ⅱ_1型为主,处于成熟阶段,综合评价为好烃源岩,是奈曼凹陷主力烃源岩层。该烃源岩发育于较强还原环境,有机质母质以藻类为主、高等植物为辅的混源类型。     

松辽盆地南部九佛堂组烃源岩特征及与油气富集的关系

利用烃源岩“TOC”、热解、族组分、碳同位素和生物标志化合物检测等地球化学方法,对松辽盆地南部彰武、昌图断陷九佛堂组烃源岩和原油进行分析研究,发现彰武断陷原油来源于九佛堂组下段烃源岩,昌图断陷泉1井原油与九佛堂组上段烃源岩有较高的亲缘性。结合松南地区其他有工业油气发现的重要断陷九佛堂组烃源特征对比分析,认为九佛堂组为全区主力烃源岩,具有高丰度、多类型和低演化程度的特征,烃源岩分布与油气富集程度具有较好的对应关系。受断陷构造演化、沉积环境和埋深及后期保存条件等多种因素影响,九佛堂组下段烃源岩比上段烃源岩更具生烃潜力,成熟度是烃源岩重要的影响因素。进一步落实断陷内九佛堂组有机质成熟度、优质烃源岩发育层段和平面展布范围,寻找良好的源储配置和合适的近源圈闭是松南地区下一步的勘探方向。      

松辽盆地南部中小断陷白垩系烃源岩成熟度综合评价——以彰武、昌图断陷为例

应用镜质体反射率、烃转化率、OEP、甾烷异构化、藿烷等多项指标,对松辽盆地南部彰武、昌图断陷下白垩统沙海组—九佛堂组烃源岩成熟度特征进行综合评价,刻画烃源岩随埋深变化的动态热演化过程。松南地区南、北部断陷烃源岩的生烃门限存在显著差异,导致各断陷内的烃源岩现今所处的成熟演化阶段各有不同。南部彰武断陷烃源岩生烃门限深度大约在1 000 m,总体上沙海组烃源岩处于未熟—低成熟阶段;九佛堂组烃源岩上部处于低成熟阶段,而下部则处于成熟阶段。北部昌图断陷生烃门限深度大约在1 800 m,总体上沙海组下部、九佛堂组烃源岩处于低成熟—成熟阶段。南部断陷群九佛堂组中下部为有效烃源岩发育层段;而北部断陷群除九佛堂组为有效烃源岩发育层段外,沙海组中下部也是重要的烃源层段。     

长岭凹陷腰南5井嫩江组烃源岩地化特征及油源对比研究

为了证实长岭凹陷嫩江组烃源岩发育程度以及嫩江组四段原油与嫩江组一段、二段烃源岩关系,通过长岭凹陷腰南5井嫩江组一、二段泥岩生潜指标的系统取样评价,采用有机碳、岩石热解和饱和烃色质谱分析方法,证实嫩江组烃源岩中的油页岩段有机碳大于10%,生烃潜量大于100 mg/g,有机质类型为Ⅰ、Ⅱ1、Ⅱ2型,总体上为腐泥型、腐殖腐泥型,有机质类型好。精细对比腰南5井嫩四段原油与嫩一段、嫩二段以及青山口组烃源岩分子地球化学特征,明确了嫩江组一段顶部-二段底部泥岩和嫩江组四段原油具有亲缘关系。     

辽河盆地宋家洼陷中生界油藏地球化学特征及油源对比

总结了辽河盆地宋家洼陷中生界油砂和烃源岩的地球化学特征，根据油砂饱和烃气相色谱特征和生物标志物特征等，进行了油源对比。研究表明，宋家洼陷有机质的热演化处于未成熟-低成熟阶段，九佛堂组为本区的主力烃源岩。阜新组7个油砂样品按成因分为两类，低伽马蜡烷型油砂与九佛堂组烃源岩生标指纹特征类似，两者有成因联系，高伽马蜡烷型油砂未找到与之匹配的油源岩。     

乍得Bongor盆地西部凹陷K组烃源岩地球化学特征研究

Bongro盆地西部地区勘探程度低,对其含油气前景认识有限。利用西部凹陷2口探井烃源岩样品的有机地球化学分析资料,结合区域地质资料,从烃源岩生烃潜力、生烃史以及生物标志化合物特征等方面,对Bongor盆地西部凹陷下白垩统K组烃源岩地球化学特征进行综合研究。结果表明：西部凹陷K组地层暗色泥岩、页岩发育;烃源岩有机质丰度高,整体评价为好烃源岩;有机质类型好,主要为Ⅱ1型有机质;K组下部烃源岩处于成熟热演化阶段,K组上部烃源岩处于低成熟热演化阶段。生烃史模拟表明,K组下部烃源岩分别于早白垩世晚期和晚白垩世早期进入生烃门限和成熟热演化阶段,而K组上部烃源岩在地质历史时期一直没有进入成熟热演化阶段,现阶段处于低成熟阶段。烃源岩饱和烃生物标志化合物特征表明,K组烃源岩形成于半咸水—淡水、弱氧化—弱还原的湖相沉积环境,其有机质组成为典型的湖相混合型有机质特征。     

枣阳凹陷核桃园组有效烃源岩研究

从可溶有机质早期成烃角度，对枣阳凹陷核桃园组的烃源条件再认识。通过有效烃源岩发育特征、有机质丰度、类型、成烃潜力的研究，认为枣阳凹陷核桃园组有效烃源岩的成烃潜力小，油源贫乏。     

辽宁西部建昌盆地九佛堂组油页岩沉积学特征

开发利用油页岩,首先要进行资源评价,包括油页岩岩质和油页岩灰的化学组成及特性。在揭露辽宁西部(以下简称"辽西")建昌盆地的油页岩发育地层的基础上,阐述了辽宁西部建昌盆地九佛堂组广泛发育的油页岩的岩石学特征和沉积地球化学特征:有机质质量分数较高,油页岩的有机质类型主要为腐泥质、腐殖质或混合型,有机质成熟度为低成熟-成熟阶段和生烃能力好-最好生油岩,符合我国绝大多数(占样品总数的96.3%)油页岩都是良好生油岩的一般规律,对开发利用辽宁西部建昌盆地九佛堂组油页岩,进行资源评价具有重要意义。     

辽河盆地宋家洼陷中生界油藏地球化学特征及油源对比

总结了辽河盆地宋家洼陷中生界油砂和烃源岩的地球化学特征,根据油砂饱和烃气相色谱特征和生物标志物特征等,进行了油源对比。研究表明,宋家洼陷有机质的热演化处于未成熟-低成熟阶段,九佛堂组为本区的主力烃源岩。阜新组7个油砂样品按成因分为两类,低伽马蜡烷型油砂与九佛堂组烃源岩生标指纹特征类似,两者有成因联系,高伽马蜡烷型油砂未找到与之匹配的油源岩。     

柳条——昌图断陷烃源岩特征及勘探潜力评价

柳条-昌图断陷是晚侏罗世-早白垩世断坳叠合型盆地，发育九佛堂组、沙海组上段和阜新组三套烃源岩，烃源岩有机质丰度高，属较好-好的烃源岩，干酪根类型以Ⅱ型为主，热演化处于低熟-成熟阶段。油气显示活跃，资源丰富，有一定的勘探前景。     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油偏稠成因分析

通过研究吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩母质组成、烃源岩生烃及热演化特征、成藏模式、原油次生作用,揭示了该区页岩油整体偏稠以及纵、横向原油性质差异的原因。结果表明,吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油未遭受生物降解,其油质偏稠的原因主要是:①芦草沟组烃源岩中无定形体、藻类等有机质十分丰富,在咸水环境下生成的原油中异构烷烃、环烷烃含量相对较高,油质相对偏稠,"下甜点"烃源岩比"上甜点"烃源岩处于咸化的更强还原环境,藻类等水生生物更发育,是造成纵向上"下甜点"页岩油较"上甜点"页岩油更稠的主要原因;②芦草沟组烃源岩有机质类型好、早期生烃,在低成熟阶段(0.5%相似文献   

上扬子东南缘下组合优质烃源岩发育及生烃潜力

湘鄂地区海相下组合具良好的油气勘探前景,但地质条件复杂,勘探程度低.咸丰、大庸地区可能烃源岩的系统观测和有机地化剖面研究显示,下寒武统、上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组底部均发育一套黑色页岩,其有机质丰度高,总有机碳含量普遍大于1%;属藻腐泥型,生烃潜力高;具一定规模,厚度达数十米至百余米,分布稳定;有良好的生烃和油气显示,是2套优质烃源岩.晚侏罗世—白垩纪时下寒武统烃源岩已达过成熟早中期生干气阶段,上奥陶统和下志留统烃源岩进入了高成熟晚期至过成熟早期阶段,处于生气高峰期.这2套优质烃源岩的存在,可为湘鄂西、鄂西渝东和雪峰山推覆带等地区下组合的油气生成、成藏提供雄厚的物质基础.      

烃源岩特征与生烃动力学研究——以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组为例

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组含有丰富的油气资源,其烃源岩主要有页岩、碳酸盐质页岩和粉砂质泥岩,它们均具有有机质丰度高、生烃潜力大、当前处于低成熟至成熟阶段、有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ型为主的特征,在对其特征进行评价的基础上,选取中-低成熟度、有机质丰度较高的烃源岩进行开放体系条件下的热解实验和动力学模拟实验,进而研究烃源岩样品的生排烃特征。结果表明,芦草沟组烃源岩活化能主要为210 kJ/mol;上述3 种烃源岩中,页岩具有最高的生烃量和排烃效率,碳酸盐质页岩次之,而粉砂质泥岩的生烃量和排烃率均最低,但前两者却具有较高的滞留烃含量。综合前人的研究成果,最终认为芦草沟组烃源岩生烃增压作用是烃源岩排烃和致密油气聚集的主要动力,页岩和碳酸盐质页岩段是致密油勘探的目标层段。     

酒西盆地油气形成与勘探方向新认识（二）——烃源岩成烃演化与主力油源确认

酒西盆地各生油凹陷分隔性较强,烃源岩埋藏历史不尽相同,以往长期认为,下沟组是酒西盆地主力烃源岩,下白垩统烃源岩有身份个主要生油期（晚白垩世末,晚第三纪）,且生烃与排烃不同期,油气运移主要发生在晚第三纪,此外,还认为即使在同一凹陷很小的范围内,生烃门限度差别也很大,例如青西坳陷中部门限深度为３８００m,而边部仅２６００m,相差１２００m,石北凹陷中部为２２００m,边部仅１６００m,相差６００m,石北凹陷和青西坳陷则相差１０００－１６00m.     

鄂尔多斯盆地南部张家滩油页岩生烃演化特征

鄂尔多斯盆地南部上三叠统延长组张家滩油页岩不仅是重要的固体矿产资源,也是该盆地三叠系油气的主力烃源岩。对张家滩油页岩典型露头剖面、钻井岩心进行有机碳含量(TOC)、氯仿沥青"A"及族组分、含油率等相关测试分析表明,张家滩油页岩有机质丰度高,TOC介于5.11%～36.47%,平均16.15%,生烃潜量(S₀+S₁+S₂)介于16.58～230.98 mg/g,平均94.20 mg/g,氯仿沥青"A"介于0.42%～2.22%之间,平均1.25%,属于生烃条件极好的优质烃源岩;含油率高,介于3.52%～14.6%之间,平均8.16%,属于中高品质的油页岩;干酪根类型以Ⅰ—Ⅱ₁型为主,R_o介于0.43%～1.09%。综合利用野外露头剖面和钻井岩心样品,建立了盆地南部张家滩油页岩的热演化剖面,分析了氯仿抽提前、后油页岩的含油率变化及油页岩热演化过程中含油率、热解烃产物的变化特征,揭示鄂尔多斯盆地南部张家滩油页岩具有聚集油页岩、页岩油两类资源的潜力,提出了相应的勘探开发对策。     

酒西盆地油气形成与勘探方向新认识(二)──烃源岩成烃演化与主力油源确认

酒西盆地各生油凹陷生油门限差异较大,下白垩统烃源岩的成熟度与上第三系和第四系沉积密切相关。可溶有机质转化率、镜质体反射率、热解、生物标志物特征等参数表明：青南凹陷中部的下白垩统烃源岩生油门限深度为４０００ｍ（相应的镜质体反射率为 ０ ６５％）,埋深 ４０００— ４４００ｍ为低成熟阶段,埋深 ４４００一５２００ｍ为成熟生油高峰阶段,因此中沟组烃源岩未成熟,下沟组上部烃源岩低成熟,下沟组下部和赤金堡组上部烃源岩处于成熟生油高峰阶段,赤金堡组下部烃源岩处于高成熟的凝析油－湿气阶段,目前尚无烃源岩达过成熟干气阶段。石北凹陷生油门限深度为３０００ｍ,只有凹陷内埋藏较深的赤金堡组烃源岩达到成熟生油阶段。烃源岩埋藏和演化历史分析揭示,下白垩统烃源岩在白垩纪末期埋藏均较浅,主要的生油期是晚第三纪以来,目前赤金堡组上部和下沟组下部烃源岩正处于生油高峰期,地质历史上只有一次生、排烃高峰。酒西盆地各油田原油十分相似,原油碳同位素和生物标志物特征等表明,下白垩统的水生有机质是形成石油的主要有机先质,赤金堡组是主要烃源岩,而下沟组是相对次要的烃源岩。图５（陈建平搞）     

塔斯马尼亚油页岩生烃模拟排出油与滞留油地球化学对比Ⅰ:族组分及同位素组成

澳大利亚塔斯马尼亚下二叠统油页岩富含有机质,有机质的生物来源相对单一,主要为塔斯马尼亚藻,且成熟度较低,是热模拟实验的理想样品.为研究排出油与滞留油的地球化学特征和热演化特征,对其进行了生排烃模拟实验.结果表明,该油页岩的生油高峰为340℃;各温度点排出油与滞留油的族组分相对含量对比结果显示,以生油高峰温度点340℃为...     

Hydrocarbon potentiality and thermal maturity of the Cretaceous rocks in Al Baraka oil field,KomOmbo basin,south Egypt

This paper aims to evaluate the hydrocarbon potentiality and thermal maturity of the Cretaceous source rocks in Al Baraka oil field in KomOmbo basin, south Egypt. To achieve this aim, geochemical analyses (TOC), Rock eval pyrolysis and vitrinite reflectance measurements (R0) were carried out on the studied rocks. The analytical results of the samples that were collected from five exploratory oil wells revealed that almost Lower Cretaceous formations (Sabaya, Abu Ballas, Six Hills and KomOmbo C, B, A) and Upper Cretaceous formations (Dakhla, Duwi, Quseir, Taref and Maghrabi) are ranged from fair to excellent source rocks for hydrocarbon generation. Oil and gas are mainly the future products of the thermally transformed organic matters within almost samples of the Cretaceous formations, where the Lower and Upper Cretaceous formations contain mixed type II/III and III kerogen besides type II kerogen in KomOmbo (B) and Dakhla formations. The thermal maturity parameters clarified that the Lower Cretaceous formations are belonged to marginally mature (in Sabaya and Abu Ballas formations), whereas the rocks of KomOmbo (B) Formation are mature source rocks and fall in the stage of oil generation and reach to the late stage of oil generation (R0?=?1.25). On the contrary the Upper Cretaceous formations are ranged from immature to marginally mature source rocks and reach only the early stage of oil generation in Maghrabi Formation. This study indicated that there is still a good chance to find oil generated from the Dakhla, Duwi, Maghrabi, Sabaya and Abu Ballas formations if buried in greater depths as well as, KomOmbo B and A intervals which are source rock potentials.     

准噶尔盆地主要烃源岩生烃模拟实验及地质意义

对准噶尔盆地五大生烃岩系八套生烃层组的主要烃源岩进行了室内的热模拟实验。结果表明, 产烃率的变化取决于有机质类型和生源环境, 富氢源岩具有较高的产油率, 但产气率有别;强还原环境的富氢源岩可提前进入生烃门限, 生成低熟油;另外, 模拟产物液态烃和气态烃及干酪根随模拟温度的升高均发生不同的热分馏效应;模拟实验还再现了干酪根元素和各官能团的演化规律, 从而揭示了不同类型源岩的成烃机理。在此基础上, 提出除了在盆地范围内继续寻找与石炭—二叠系烃源岩有关的原生或次生油气藏和在盆地南缘寻找与三叠—侏罗系烃源岩有关的次生油气藏外, 南缘山前凹陷西侧下白垩统和下第三系具有生成低熟油气的地质地化条件应引起高度重视。     

渤海湾盆地冀中坳陷上古生界煤系烃源岩地球化学特征与生烃演化

为深化渤海湾盆地冀中坳陷上古生界煤系烃源岩地质认识,以有机地球化学实验作为研究手段,分析了上古生界煤系烃源岩有机地球化学特征及其生烃能力,利用埋藏史—热史分析,探讨了生烃演化过程。研究结果显示,霸县凹陷的文安地区、武清凹陷和大城凸起上古生界烃源岩有机质丰度最高,其次是廊固凹陷北部地区,深县凹陷、束鹿凹陷相对较低;冀中坳陷东北部上古生界煤层显微组分以文安地区壳质组含量为最高,平均达29.1%,壳质组含量大于20%的样品数占样品总数的80%以上;生烃热演化经历了低成熟阶段、二次成熟阶段、高成熟凝析油湿气阶段和过成熟干气阶段;在白垩纪末,煤系烃源岩埋藏深度约为1 200~2 000 m,R_O值为0.5%~0.7%,达到一次生烃状态;在古近纪末,煤系烃源岩最大埋深>7 000 m,超过中生界最大古埋藏深度或古温度,开始二次生烃,资源潜力较好。