磷灰石裂变径迹长度分布数值模拟及地质应用

选定澳大利亚扇形模型为磷灰石裂变径迹退火定量模型,依据等价时间原理处理裂变径迹的变温退火,用高斯密度函数逼近一足够短时间内生成的一“组”裂变径迹长度分布,通过地史上连续生成的各组裂变径迹长度分布叠加。实现沿一定热史路径的磷灰石裂变径迹长度分布模拟。通过沿若干种地质概念热史路径的磷灰石裂变径迹长度分布数值模拟及比较,为沉积盆地热史分析提出了一些定性判断模式,并以此为基础,进一步模拟盆地地史和热史。最后用此方法分析并模拟了丘3井的热史地史及地层剥蚀量。      

用裂变径迹长度分布模拟地层剥蚀量和热史

选用澳大利亚扇形模型为磷灰石裂变径迹退火定量模型,依据等价时间原理处理裂变径迹的变温退火,用高斯密度函数逼近足够短时间内生成的一组裂变径迹之长度分布,通过地史上连续生成的各组裂变径迹长度分布叠加,来实现沿一定热史路径的裂变径迹长度分布模拟.将磷灰石裂变径迹长度分布模拟与地史热史模拟结合,用二维最优化方法求地层剥蚀量和热流因子,由此实现地史、热流史及地温史等的系统模拟,其热流史的计算采用从今到古的分段逐步线性模拟方法.本文中提出的数值模拟方法在临清坳陷丘3井进行了应用,模拟结果较合理.     

中扬子地区当阳复向斜中生代以来的构造抬升和热史重建

综合运用锆石及磷灰石裂变径迹、镜质体反射率资料以及盆地模拟技术对中扬子地区当阳复向斜中生代以来的构造抬升和古地温演化进行了研究和重建。砂岩样品的锆石和磷灰石裂变径迹表观年龄分别为107～126 Ma和9.8～54 Ma,分别反映早白垩世燕山期、始新世至中新世喜马拉雅期的两次重要构造抬升及剥蚀冷却事件。侏罗系与白垩系、古近系与新近系之间的不整合面上、下镜质体反射率错开现象以及现今地表镜质体反射率异常偏高,也证实了两次抬升剥蚀冷却事件的存在。研究表明,区内当深3井和建阳1井的上三叠统-下侏罗统在早白垩世早期（约137 Ma）达到最大古地温190～210℃,造成锆石裂变径迹退火,至早白垩世末 晚白垩世初（约97 Ma）剥蚀冷却至近地表20～40℃;晚白垩世至古近纪沉积使该套地层又一次埋深增温至140～165℃,造成磷灰石裂变径迹完全退火;喜马拉雅期再次构造抬升及剥蚀冷却至现今70～90℃。研究区古近系经历的最高古地温为100～120℃和现今40～50℃。研究区中生代古热流相对稳定,热流值相对较低为53.5 mW/m²;晚白垩世古热流逐渐增大,古近纪达到最高59 mW/m²;其古地温梯度分别为中生代36.3～43.0 ℃/km和新生代30.2～37.8℃/km,现今降低至28.9℃/km。早白垩世和始新世至中新世的最大剥蚀厚度分别约为4800 m和2400 m,由此可认为,当阳复向斜应该存在较大厚度的侏罗系,最大厚度可能达5000 m。     

辽河盆地东部凹陷构造—热历史分析

利用磷灰石裂变径迹封闭长度分布作为地质温度计对辽河盆地东部凹陷的构造热历史进行了分析和研究,分析了凹陷内由南到北4口井的单井热演化历史并模拟了东营组顶部的剥蚀量.研究表明,热流演化随地质历史的发展是逐渐减小的,但在凹陷的不同部位减小的程度不同;新生代早第三纪的热流值很高,表明当时的地壳构造运动活动强烈;从东营组地层的剥蚀情况看则凹陷南北差异明显,凹陷南端构造抬升引起的地层剥蚀量比北端大得多.     

用裂变径迹研究地质热历史的方法及其在临清坳陷的应用

通过碎屑磷灰石中²³⁸U裂变径迹的分析来研究沉积盆地地质热历史的实验方法,是基于裂变径迹在地质时间内受温度作用而发生退火的行为.对于几十百万年的时间,磷灰石中裂变径迹的退火温度约在70～125℃范围,这样的范围符合石油形成所需的古温度环境.分析的样品共20个,取自临清盆地某石油探井不同深度的岩心.用外探测器法测量了各样品的磷灰石裂变径迹表观年龄T,同时也测量了古径迹的水平投影长度分布.径迹的观测是用1500倍光学显微镜进行的.方法的精确度主要取决于古径迹数的多少和热中于通量的误差.测得的表观年龄T和古径迹相对平均投影长度P随井深的变化表明,在2100～4000m,T和P随井深增加而显著减小,这一井段就是磷灰石古径迹的退火带.在1600～2100米井段,T和P保持不变趋势,由此得出该井地层的原始年龄约为85百万年.所有样品的古径迹投影长度分布都呈单峰形状,故此地区没有发生过剧烈的古地温波动变化,地质环境比较稳定.对于多数样品,自发和诱发裂变径迹密度(ρ₈和ρ_i)之间的相关系数rsi大于0.8,这也表明了该井大部井段地层相对稳定.实验结果表明,测量古径迹投影长度是揭示古地温状况的一种有效而简单的方法.     

临清坳陷沈参1井磷灰石裂变径迹分析

为深入对临清坳陷地质演化历史的研究，在坳陷东部沈参１井取样进行磷灰石裂变径迹分析。系统取样１９块，层位为东营组至沙四段上部。根据对磷灰石裂变径迹年龄，长度分布与井深关系的综合研究，认为：１沈参１井退火带古地温为６８－１２３℃，有效加热时间为３０－３８Ｍａ，２５００－２６００ｍ井深地层处于退火过渡带，深于２６００ｍ地层进入稳定退火带；２．沙三段上部地层沉积期构造活动频繁，物源区极不稳定，此后至东营组     

磷灰石裂变径迹年龄测试分析新方法——激光剥蚀-ICPMS法

详细介绍了一种全新的磷灰石裂变径迹表观年龄测试分析方法——激光剥蚀-ICPMS法。通过新、老方法测试分析结果对比,认为两种方法所获得3种标准样品磷灰石裂变径迹表观年龄基本一致;测试分析的4块钻井碎屑岩样品表观年龄、单颗粒年龄及U含量的分布特征也基本一致。样品两组年龄均反映同一期构造抬升冷却事件。通过新、老方法测试分析流程对比认为,激光剥蚀-ICPMS法测定磷灰石裂变径迹表观年龄,省去热中子辐照、云母片外探测器蚀刻及诱发径迹统计等诸多程序,比传统的外探测器法步骤更为快捷、方便,缩短了样品测试分析的周期,降低了人为因素对测试结果的影响,更能确保样品测试结果的准确性和可再现性,有可能成为未来裂变径迹定年的主流实验方法。然而,目前激光剥蚀-ICPMS法裂变径迹定年在径迹蚀刻是否对磷灰石颗粒中²³⁸U含量造成影响、激光剥蚀深度、磷灰石颗粒U含量不均匀性及与磷灰石性质相似的标准样品选取等方面仍然存在问题,需进一步加强研究。     

胜利油区东营凹陷热史分析──磷灰石裂变径迹证据

磷灰石裂变径迹表明,东营凹陷形成后经历了一个持续的冷却热历史,在50～60Ma、20～30Ma之间经历了比较明显的冷却过程,其中20～30Ma之间的冷却是由东营组末期凹陷遭受抬升剥蚀所引起的,估算抬升剥蚀厚度为200余米。凹陷的磷灰石裂变径迹退火带深度范围为2000～3400m,与生油窗的深度有着很好的一致性;凹陷近期的快速埋藏增温使得退火带具有较高的温度范围。     

准噶尔盆地的地温特征及其找油意义

新疆含油气盆地的主要生油层是古生界,研究盆地的古地温显得尤为重要。 为进一步研究盆地的热史,引进了裂变径迹法,即磷灰石裂变径迹退火带上—下限温度为70～125℃。同石油主要形成于60～140℃之间相接近。此方法还可解决沉积盆地热历史及某些基础地质问题。裂变径迹年龄代表抬升剥蚀以后的地质年龄,可推断抬升剥蚀作用发生的时间。提出了用包裹体溫度认识地热过程。 准噶尔盆地地溫演化可分为三个主要阶段:地槽期(石炭纪时期)古地温梯度8～5℃/100m:山前坳陷期(二叠—三叠纪末)古地温梯度5～3℃/100m:地台期(侏罗—早第三纪)古地温梯度3～2℃/100m。盆地中几个主要凹陷内石炭、二叠系生油岩在二叠、三叠纪时就进入了生油高峰期,因之应特别重视寻找古生新储的油气藏。     

基于磷灰石裂变径迹分析数据的时间-温度历史的多元动力学模拟

磷灰石裂变径迹与结晶C轴平行的、与抛光面相交的裂变径迹蚀刻象的最大直径D_par可以较好地反映磷灰石颗粒的裂变径迹的退火行为.按照D_par的不同,将同一样品各个磷灰石颗粒的径迹分成几个具有不同动力学性质的成分,然后对这些成分多元动力学成分模拟,使原先"单一"的磷灰石时钟体系变成由若干个独立的热时钟构成的体系,这些独立的热时钟分别记录了样品通过不同温度段的历史,由它们综合而成的历史就更为全面、可靠.本文最后介绍了来自4个盆地的样品的模拟结果.      

鲁卜哈里盆地古生界油气藏成藏期分析

综合运用烃源岩生排烃史模拟、流体包裹体均一温度测定以及储层自生伊利石测年等方法确定了鲁卜哈里盆地古生界油气藏的主要成藏期次。中央凹陷区S2井生排烃史模拟结果表明中心凹陷区志留系源岩在三叠纪和白垩纪进入生排烃高峰。斜坡区A2井生排烃史模拟结果表明斜坡区志留系源岩在早白垩世进入生排烃高峰。流体包裹体均一温度结果表明中央凹陷区S2井古生界储层样品包裹体均一温度分布多为两期,个别样品有3期;结合热史分析认为这3期分别对应三叠纪、早白垩世和晚白垩世。斜坡区A2井古生界储层包裹体均一温度分布主要为两期,表明该井区奥陶系储层至少发生过2次重要的油气充注活动。结合热史分析认为这2期分别为早白垩世和晚白垩世。储层自生伊利石测年方法测试结果表明中央凹陷区S2井古生界成藏期为晚三叠世和晚侏罗世—早白垩世。综合分析认为,鲁卜哈里盆地古生界存在3期油气成藏：第一期为三叠纪,第二期为早白垩世,第三期为晚白垩世。其中第一期主要分布于中央坳陷区,第三期主要分布于斜坡区,第二期在中央坳陷区和斜坡区都有分布。     

古构造运动对琼库恰克构造带油气分布的控制

在琼库恰克构造带的形成和发展过程中经历了海西运动期古构造形成阶段及喜马拉雅运动期现今构造定型阶段在分析构造发育史的基础上．进行了古构造对储集层、对油气成藏、对油气分布的控制作用的研究，认为现令的琼库恰克油气藏实际是一个古构造油气藏．利用储集层横向预测和烃类检测技术．对有利储集层及油气分布范围进行了预测，认为群5井以西地区仍存在着巨大未探明的储量、是非常有利的勘探区域。     

准噶尔盆地西北缘玛2井区致密储层裂缝发育特征及定量预测

针对准噶尔盆地西北缘玛2井区致密储层裂缝的发育情况及空间分布和尺寸难以定量预测的难题,在利用岩心、薄片、成像测井等资料对裂缝特征进行分析的基础上,利用Petrel的Kinetix裂缝模拟模块,基于地应力场的数值模拟技术,定量预测裂缝尺寸及空间分布,并对模拟结果进行验证。研究结果表明：玛2井区裂缝以剪切裂缝为主,裂缝密度为5～6条/m,并逐渐向两翼延伸,裂缝开度为0.00～0.20 mm;玛2井区裂缝分布具有明显的纵向非均质性和平面非均质性特征,裂缝集中发育段和裂缝不发育段相间出现,大部分断裂带附近裂缝发育程度高。利用水平井微地震监测资料与裂缝模型模拟结果相互证实裂缝分布的长度、宽度等空间展布特征更合理。该研究成果可为玛湖油田玛2井区开发方案的实施与优化提供重要依据。     

准噶尔盆地南缘高探1井超压成因与盖层封闭能力

准噶尔盆地南缘是典型的高压—超压含油气区,明确超压成因机制以及强超压条件下油气保存机制,对于认识油气富集规律、预测有利勘探区十分重要。从高探1井超压油藏特征及其勘探成果出发,在分析高探1井超压成因机制的基础上,对超压系统中盖层水力破裂动态封闭的烃柱高度进行了预测。研究认为：高探1井白垩系清水河组超压为多种成因,其中构造挤压增压占51.03%,超压传递占14.94%,欠压实增压占34.03%,喜马拉雅运动期的构造冲断—侧向挤压应力是深层异常高压的主要诱因。高探1井白垩系清水河组泥岩盖层厚度大,排替压力大,封闭能力强,超压系统盖层水力破裂和先存断层重新滑动动态控制了盖层能承受的最大超压和能封闭的最大烃柱高度。高探1井白垩系清水河组和侏罗系头屯河组为2套独立的压力系统,清水河组压力系数为2.32,接近先存断层滑动的临界压力条件,推测盖层破裂前能够动态封闭的最大烃柱高度为200 m。高泉背斜中—上侏罗统为下一步重点勘探层系,河道—三角州前缘砂体可为优质储集层,构造-岩性油气藏可能是下一步勘探重点。     

Assessing shale gas resources of Wufeng-Longmaxi shale (O3w-S1l) in Jiaoshiba area,SE Sichuan (China) using Petromod I: Burial and thermal histories

Burial and thermal histories of Wufeng-Longmaxi shale (O_3w-S_1l) in Jiaoshiba, an important shale gas exploration target in SE Sichuan, were modeled using PetroMod software. Results of Well JY4 show the shale was buried to 2000 m in Silurian, uplifted 1000 m due to a later erosion, subsided again at Permian, and reburied to maximum depth around 6200 m at the end of Cretaceous (K3). Finally, the shale uplifted to the current depth of 2500 m. Thermal history of the shale was reconstructed based on the burial evolution after constrained by measurements. The shale entered oil-window in later Silurian and passed gas generation peak at early Triassic. Thermal maturation accelerated significantly since the Triassic and finalized its maximum maturation (2.0–2.5% Ro) at K3.     

根据流体包裹体确定神木地区上古生界气藏成藏期

分析了鄂尔多斯盆地神木地区神3等7口井的流体包裹体，结合构造发育史、沉积埋藏史、热史和生烃史等，探讨了该区上古生界上石盒子组、石千峰组气藏形成过程中天然气的运移相态、运移通道以及成藏时间。研究结果表明，神木地区上石盒子组、石千峰组天然气共发生三次运移，其中晚侏罗世末期—早白垩世早期发生的第二次天然气运移和早白垩世末期一晚白垩世早期发生的第三次天然气运移对该区成藏起关键作用，运移相态以混合相为主。     

葡深1井深层烃源岩地球化学特征

采用地球化学和盆地模拟技术相结合的方法。研究了松辽盆地北部葡深1井深层烃源岩的地球化学特征,内容包括有机质的丰度、类型以及有机质热演化特征。利用盆地模拟技术模拟烃源岩各地质时期的热演化阶段。结果表明,葡深井下白垩统的登娄库组、营城组,少河子组均发育有暗色泥岩,有机质丰度为中一差,有机质类型较差,有机质成熟较高（多处于高－过成熟状态）。综合认为生油潜力较差,以生气为主。     

鄂尔多斯盆地延长组7段Ⅱ类页岩油风险勘探突破及其意义

2019年长庆油田分公司针对鄂尔多斯盆地延长组73段(长73段)厚层泥页岩夹薄层粉—细砂岩类型的页岩油(Ⅱ类页岩油),部署城页1井和城页2井两口水平井开展风险勘探攻关试验,两口水平井试油分获121.38t/d和108.38t/d的高产油流,有力推动了Ⅱ类页岩油的勘探进程。重点利用城页1、城页2两口水平井及城页1井导眼井的岩心、薄片、测井及地球化学资料,对长73段Ⅱ类页岩油储层储集条件及资源潜力进行研究。研究表明,两口水平井水平段储层类型主要为厚层泥页岩夹多层薄层粉—细砂岩,单砂体的垂向单层厚度主要为1~5m、水平段砂体横向延伸长度主要分布在25~50m、侧向宽度主要为100~300m,单砂体规模较小。储层储集空间类型有粒间孔、溶蚀孔、粒内孔、晶间孔、有机质孔及裂缝等,其中粒间孔孔隙半径集中分布在0.1~3μm,最大可达21μm,导眼段和水平井段的储层中高导缝、裂缝发育且呈东西向展布。砂岩储层的孔隙度主要为6%~12%,渗透率一般小于0.3mD;泥页岩储层储集性能差,孔隙度一般小于2%,渗透率小于0.01mD。综合利用岩石热解法、石油醚抽提法、二氯甲烷萃取法等方法,对城80区块220km2范围内长73段泥页岩及砂岩可动烃页岩油资源量进行评价,初步评价结果约为(0.692~0.783)×10^8t。鄂尔多斯盆地长73段Ⅱ类页岩油分布面积约为1.5×10^4km^2,综合评价长73段Ⅱ类页岩油远景资源量达33×10^8t。     

江苏地区句容凹陷油气充注史研究

江苏地区句容凹陷是中国南方海相中、古生界勘探较早的地区,油气显示丰富.根据有机包裹体的荧光颜色将容2井储层方解石脉中的有机包裹体分为不同的期次;用离线压碎的方法对容2和容3井储层方解石脉中有机包裹体的烃类组成进行了分析,并与储层中的轻质油进行了对比;结合句容地区的埋藏史对该区油气来源及充注史进行了探讨.结果表明:容2井和容3井油藏存在多期油气的充注;包裹体油代表了早期充注的油气,而不同的正构烷烃分布特征证明容2井早期充注的烃类经历了生物降解过程;早期充注的烃类主要来源于二叠系源岩,而现今三叠系储层中的轻质油为后期充注的,其主要来源于晚白垩世末二叠系及部分三叠系烃源岩的急剧沉降而生成的大量油气.