松潘-阿坝地区下古生界烃源岩评价

松潘-阿坝地区是油气勘探新区.该文对该地区下古生界露头剖面样品进行了有机碳分析,并结合烃源岩有机质丰度进行研究,对松潘-阿坝地区下古生界烃源岩进行了评价.作者认为,寒武系为潜在的好-很好烃源岩;奥陶系属潜在的差-中等烃源岩;志留系为潜在的中等-好烃源岩.     

鄂尔多斯富县地区下古生界烃源岩地球化学特征

借助油气评价仪、色谱-质谱、稳定同位素质谱仪、显微镜等分析测试手段,从有机碳含量、热解参数、饱和烃的生物标志化合物特征、有机岩石学特征和碳同位素分布特征几方面资料,综合分析了鄂尔多斯盆地富县地区下古生界烃源岩的有机质丰度、类型和成熟度,对其进行了综合评价。结果表明：鄂尔多斯盆地富县地区下古生界海相烃源岩总体质量较差,但仍有中等质量的烃源岩存在;有机质类型主要为Ⅱ型和Ⅰ型,有机质演化程度高,基本上达到过成熟演化阶标。富县地区下古生界烃源岩母质来源主要为低等水生生物来源,沉积时较深水的还原缺氧的成水沉积环境有利于有机质的保存。     

利1井下古生界烃源岩研究

根据多项地球化学分析资料,建立了利1井下古生界烃源岩地球化学剖面,对有机质丰度、母质类型和成熟度进行了研究,认为本井有机质丰度较低,母质类型好,志留系一上震旦统有机质均已进入过成熟阶段,应以找干气为主。并运用有机质丰度、多参数计分方法对各层烃源岩的优劣及生烃潜力进行了评价。评价结果为下寒武统烃源岩最好,上震旦统和奥陶系烃源岩其次,志留系较差。     

关于古生界烃源岩有机质丰度的评价标准

我国海相碳酸盐岩地球化学评价的焦点问题之一，是如何确定有其有机质丰度下限和划分有效烃源岩与非烃源岩的标准。长期以来，国内一些颇具影响的论点使人们相信，有机碳含量低到0．1％的碳酸盐岩仍能作为有效烃源岩。然而，国内外大量的勘探实践和实验室研究表明，有机碳含量为0．1％－0．2％的纯碳酸盐岩不能作为有效烃源岩，否则，有机质丰度不会成为油气勘探评价中的一个限定因素。在海相地层或海相碳酸盐岩中，能有效生烃的烃源岩是其中有机质丰度高的泥岩、泥灰岩和泥晶灰岩。碳酸盐岩或泥质岩中相同类型干酪根的有机质转化率相似，不存在碳酸盐烃源岩烃转化率高于泥岩的现象；生排烃过程一般并不会有机碳含量显著降低。因此，评价海相地层或碳酸盐岩地层中的烃源岩，沿用泥岩的有机质丰度下限值（有机碳含量为0．5％）是适合的。有效烃源岩的厚度不必很大，但有机质丰度必须高（有机碳含量大于0．5％），且要有一定的分布范围。     

鄂尔多斯西南缘下古生界烃源岩生烃潜力评价

鄂尔多斯盆地西南缘早古生代陆缘沉积环境形成了碳酸盐岩和碎屑岩2种岩性的烃源岩。虽然有机质丰度较低,但勘探成果表明下古生界烃源岩曾经有过较高的生烃过程。较好的烃源岩一般发育在弱还原—还原、盐度较大的半深水环境中,多为Ⅰ、Ⅱ型。寒武系烃源岩主要生烃阶段在三叠纪,对现今的资源贡献有限,奥陶系马家沟组、平凉组烃源岩主要生烃阶段有侏罗纪、白垩纪2期。现今奥陶系烃源岩达到了高演化阶段,以马家沟组碳酸盐岩、平凉组暗色泥岩、碳酸盐岩3套烃源岩为主,但存在一定差异。模拟结果表明,下古生界累计生烃量为172.87×10¹²m³;北段生烃强度最大超过了40×10⁸m³/km²,南缘地区最大为30×10⁸m³/km²左右。     

鄂尔多斯盆地南部延长探区上古生界烃源岩特征与勘探方向

为了搞清煤系暗色泥岩在鄂尔多斯盆地南部延长探区上古生界本溪组—山西组分布特征及生烃潜力,对延长探区636口探井、评价井煤系暗色泥岩、煤岩厚度进行了大量统计及分布预测,提出了延长探区东北部为煤系暗色泥岩和煤岩主要富集区。同时对探区均匀分布的20余口探井、评价井进行系统取样、室内化验分析及烃源岩评价工作,分析认为本溪组、山西组山2段煤系暗色泥岩有机质丰度较高,有机质类型以腐殖型(Ⅲ型)为主,有机质处于高—过成熟阶段。最后依据烃源岩的评价成果,在计算延长探区上古生界煤系暗色泥岩生烃强度的基础上,综合储层及钻探成果的综合分析,提出了近期勘探方向,对下步天然气勘探开发部署具有重要的指导意义。     

永利探区上古生界烃源岩特征

永利探区是鄂尔多斯盆地西缘逆冲断裂带中部上古生界含气区.通过对上古生界烃源岩的有机质丰度、有机质类型和源岩有机质成熟度进行研究,明确了太原组是上古生界成藏的有效气源岩层,主要地化指标从山西组到太原组具有变好的趋势,太原组优于山西组.演化程度处于成熟阶段,且随着深度的增加宥机质丰度由低变高.     

鄂尔多斯盆地下古生界烃源岩与天然气成因

基于鄂尔多斯盆地古生界154口井天然气样品地球化学特征及成因的分类研究,结合盆地下古生界733块烃源岩样品有机质丰度评价,探讨盆地下古生界天然气来源问题。通过分析天然气样品的烷烃气碳同位素组成,结合其地质背景,将盆地下古生界天然气成因及来源分为3个大类4个亚类:1源于上古生界煤系的煤成气;2下古生界自生自储的油型气;3源于上古生界煤系与古生界灰岩的混合气,又可分为正碳同位素系列混合气和负碳同位素系列混合气2个亚类。烃源岩样品TOC、有机显微组分分析表明,盐下样品平均TOC值为0.3%,TOC值大于0.4%的样品占28.2%,其干酪根类型为腐泥型,指示较强的生烃潜力。鄂尔多斯盆地下古生界天然气以来源于上古生界煤系的煤成气为主,在盆地中东部盐下的储集层中发育下古生界自生自储油型气,且其发育一定规模的有效烃源岩,可作为下古生界天然气气源。     

华北地区东部下古生界烃源岩特征及其影响因素

华北地区下古生界烃源岩研究对前古近系油气战略资源选区具有重要意义。从沉积学角度出发,通过对研究区有机碳含量、生烃潜力和氯仿沥青“A”等参数的统计分析和平面制图,划分了烃源岩类型,并对影响烃源岩发育因素进行分析。研究认为:华北东部奥陶系上、下马家沟组及峰峰组为较好的烃源岩。影响烃源岩发育的必要因素是海洋生物生产力,影响烃源岩发育的主要因素包括古气候、古沉积环境、古构造及沉积作用。此成果可以为华北东部油气资源战略选区提供有效的地质依据。     

华北地区东部下古生界烃源岩特征及其影响因素

华北地区下古生界烃源岩研究对前古近系油气战略资源选区具有重要意义。从沉积学角度出发，通过对研究区有机碳含量、生烃潜力和氯仿沥青“A”等参数的统计分析和平面制图，划分了烃源岩类型，并对影响烃源岩发育因素进行分析。研究认为：华北东部奥陶系上、下马家沟组及峰峰组为较好的烃源岩。影响烃源岩发育的必要因素是海洋生物生产力，影响烃源岩发育的主要因素包括古气候、古沉积环境、古构造及沉积作用。此成果可以为华北东部油气资源战略选区提供有效的地质依据。     

下古生界高过成熟烃源岩特征和评价

下古生界高过成熟地层是我国重要的烃源岩。本文对下古生界烃源岩有机质成熟度评价、有机质丰度和生烃潜力恢复、有机质丰度下限、烃源岩有机质特征和成烃作用等进行了论述。我国下古生界烃源岩含油气系统的形成一般跨越了多个构造期,呈现了多期油气生成、多期油气成藏,同时又遭受多期破坏的特点,在下古生界烃源岩的地质评价中主要应关注中新生代以来有效的生烃史。     

下古生界烃源岩有机显微组分分类与应用

运用全岩光片、干酪根光片、干酪根薄片和光薄片等手段,对塔里木盆地下古生界烃源岩有机显微组分进行观察研究,对各种组分进行特征描述,根据显微组分的成因及光性特征,将其分为原生形态有机质、原生无形态有机质及次生有机质3类,并在此基础上确定了下古生界烃源岩有机显微组分的加权系数。应用该方案对塔里木盆地孔雀河1井O_2+3q烃源岩有机质类型进行分析,6个样品中有1个为Ⅰ型,3个为Ⅱ₁型,2个为Ⅱ₂型。     

塔里木盆地古生代海相碳酸盐岩储集岩特征

通过对塔里木盆地古生代碳酸盐岩储集岩的勘探和研究,较系统地阐述了储集岩类型、储集空间类型、储集性能以及碳酸盐岩成岩作用等,并进行了评价。塔里木盆地古生代碳酸盐岩储集岩类型主要有古岩溶风化壳型、礁滩型、鲕粒滩型及白云岩型4类。5期构造运动形成了5期古岩溶储集体,即下寒武统—上震旦统、中奥陶统—上奥陶统、志留系—奥陶系、石炭系与下伏地层、三叠系—前三叠系之间的古岩溶。碳酸盐岩储集空间类型主要分为孔隙—孔洞和裂缝2大类型。孔隙-孔洞包括微孔隙、晶间孔隙、溶蚀孔隙和溶蚀孔洞;裂缝主要有成岩裂缝、与区域构造有关的裂缝、与褶皱有关的裂缝、与断裂有关的裂缝、与深部地层负荷和孔隙压力有关的裂缝等。碳酸盐岩储层主要成岩作用有压实、压溶、胶结、白云化、重结晶、硅化和溶蚀等。储集岩主要有白云岩和灰岩2大类,白云岩以裂缝-孔洞型为主,而灰岩主要为裂缝型,仅有少量孔洞-裂缝型及裂缝-溶洞型,因此白云岩储层的储集性能明显好于灰岩。     

敦化盆地烃源岩地球化学特征及其生烃潜力

敦化盆地为一中新生代断坳叠合型裂谷盆地,至今勘探程度极低,为搞清其烃源岩地球化学特征及其生烃潜力,在地震地质综合研究基础上,通过系统分析化验法及地震地质生烃模拟法研究表明:盆地发育下白垩统、古近系、新近系3套湖相烃源岩,前两者为主力烃源岩,新近系下段仅为低成熟烃源岩;其中,下白垩统烃源岩分布面积342 km²,平均有效厚度约300 m,有机碳含量为2.11%～3.88%,类型为Ⅱ₂—Ⅲ型,R_o值0.8%～1.3%;古近系烃源岩在北部凹陷分布面积430 km²,平均有效厚度约400 m,有机碳含量为2.98%～4.18%,类型为Ⅱ₂—Ⅲ型,R_o值0.5%～1.2%,二者均为成熟优质烃源岩。盆地油气总资源量约1.24×10⁸ t,表明本区具备形成中小型油气田的物质条件,具有较好的油气勘探前景。     

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。     

碳酸盐烃源岩排烃模拟模型及应用——以鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组为例

碳酸盐烃源岩由于胶结作用发育,固结成岩较早,所以,其排烃作用并非一定以压实作用为主,而是多种作用互存。不同的演化阶段排烃方式各异,在高过成熟阶段以微裂缝排烃和分子扩散为主。以一维地质模型为基础,根据生、排烃质量守恒原理可以定量建立扩散排烃和微裂缝排烃的数学模型。鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组依此模型进行的模拟结果表明:马家沟组在早二叠世末进入生烃门限,三叠纪末达到生油高峰,早白垩世开始进入过熟干气阶段;现今累计排烃率为 60%～80%,其中,压实排烃、扩散排烃和微裂缝排烃占主导地位,水溶相排烃只占很小比例。     

胶莱盆地烃源岩分布及有机地球化学特征

胶莱盆地为一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。     

鄂尔多斯盆地南部平凉组烃源岩特征及其成烃演化分析

运用有机地球化学和有机岩石学相结合的方法,对鄂尔多斯盆地南部中奥陶统平凉组烃源岩进行了较系统的研究。研究区内平凉组烃源岩厚度平面分布特点为南厚北薄,纵向上岩性组合为上部灰岩、下部泥岩,下部烃源岩有机质丰度高于上部。烃源岩有机质类型属于Ⅰ—Ⅱ型,并以Ⅰ型干酪根为主。作为海相烃源岩成熟度研究的指标,海相镜质组反射率揭示研究区平凉组烃源岩成熟度为西低东高,现今主体处于成熟晚期—高成熟的演化阶段。通过PetroMod软件盆地模拟,并结合生烃热模拟实验结果综合分析,认为该区平凉组烃源岩于晚三叠世早期开始生油,中侏罗世末到达生油高峰,大规模生气期为早白垩世,具有一定的天然气勘探潜力。     

鄂尔多斯盆地东缘晚古生代煤的生烃反应动力学特征

依据平均表观活化能、最大产烃率及其所对应的主活化能、主产烃区间活化能间隔等生烃反应动力学参数变化,结合煤变质过程分析,鄂尔多斯盆地东缘晚古生代煤的热解成烃作用具有明显的阶段性特征,即:早期热解阶段(0.5%o,m<0.8%)、中期热解阶段(0.80%o,m<1.65%)和晚期热解阶段(R_o,m>1.65%).在研究区,当燕山期煤的叠加变质作用施加在低于R_o,m=0.95%的煤级时,二次生烃过程将更有利于煤层气的形成、富集和保存。