鄂尔多斯盆地东南部上古生界山西组烃源岩评价

鄂尔多斯盆地东南部上古生界山西组烃源岩主要为深色泥质岩和煤层,为一套海陆过渡相的碎屑岩沉积,具有广覆式分布特征。煤系烃源岩是天然气的主要来源,其次是暗色泥岩。从生烃潜量上看,泥质烃源岩大多数属于非烃源岩范畴,仅有22.86%属于好的烃源岩范畴;山西组煤层的TOC含量为34.64%,生烃潜量为3.98 mg/g,属于好的烃源岩范畴。根据干酪根显微组分及类型指数,烃源岩有机质类型以腐殖型(Ⅲ型)为主,次为腐泥-腐殖型(Ⅱ型)。烃源岩处于高成熟-过成熟演化阶段,可作为天然气的有利勘探区域。     

呼和湖凹陷中低煤阶煤系烃源岩地球化学特征及生烃潜力评价

通过有机地球化学和有机岩石学方法,结合热模拟试验,探讨了呼和湖凹陷煤系烃源岩的生烃潜力。研究结果表明:该区煤系烃源岩有机质丰度总体达到中等-好烃源岩标准;有机质类型以腐殖型为主,镜下显微组分以基质镜质体为主;大部分烃源岩处于中低煤阶,煤与煤系泥岩地球化学特征相似,生物标志化合物显示煤层主要来源于高等植物。分别应用高温-高压釜和Rock-Eval生油岩评价仪进行热模拟试验和开放体系生烃动力学研究,热模拟试验总产烃量与热解生烃潜量基本一致,而生烃过程反映了煤系源岩多阶段生烃的特点,表明该区煤系烃源岩具较大的生烃潜力。     

东濮凹陷上古生界生烃史及二次生烃时空差异性研究

东濮凹陷上古生界石炭—二叠系煤系地层是一个主要生气层系。研究认为,煤系烃源岩主要经历了海西—印支期深成变质作用、燕山期区域岩浆热变质作用及喜山期深成变质作用这3个热演化阶段和生烃过程。其中,喜山期深成变质作用对应的二次生烃期是主要生烃时期,生烃作用在时间和空间上具有分段性及主次性。古近纪中期（沙三—沙一段沉积期）以深洼陷带煤系烃源岩生气为主,斜坡带为次;古近纪晚期（东营沉积期）和新近纪,以斜坡带煤系烃源岩生气为主,地垒带为次。通过二次生烃时空差异性研究,明确了不同构造部位煤系烃源岩的成烃潜力,认为东濮凹陷北部地区二次生烃的潜量大于南部,其中中央隆起带北段—中段的文留、桥口、白庙等地区是最有利的勘探潜力区,西部斜坡带和孟岗集洼陷带也有一定勘探潜力。     

中下扬子区海相烃源岩分布与生烃潜力评价

以构造、沉积演化为基础,分析了中下扬子区中-古生界海相烃源岩的发育与分布,认为下寒武统烃源岩在中扬子区主要分布在南缘碳酸盐岩缓坡,在下扬子区分布于中央台地相两侧的缓坡;下志留统烃源岩主要分布于扬子北缘海水闭塞环境。通过野外样品的地球化学分析结果,探讨了海相烃源岩的特征及生烃潜力。分析表明,下古生界有机质以腐泥型为主,热演化程度较高;上古生界烃源岩为混合型和腐殖型,热演化程度相对较低,综合评价表明,下古生界台地相区和上古生界烃源岩具有良好的生烃潜力。     

济阳坳陷上古生界天然气资源潜力评价

济阳坳陷上古生界煤系烃源岩经历多次演化和生烃,天然气资源潜力大小成为勘探方向选择的关键。通过煤系烃源岩与热演化史等综合研究,评价了济阳坳陷上古生界天然气资源潜力。结果认为：石炭-二叠系煤层属于好的烃源岩、暗色泥岩为中等烃源岩;二次生烃是其显著特征,经历印支期一次生烃、燕山期部分烃源岩二次生烃和喜山期二次生烃,喜山期二次生烃属于晚期生烃,有利于晚期成藏。坳陷内东营南坡、惠民南坡和沾化凹陷孤北地区等具有较好的二次生烃条件和较大的资源潜力,是下一步天然气勘探突破的有利区带。     

华北地区东部上古生界天然气勘探前景

华北地区上古生界石炭-二叠系发育一套良好的煤系烃源岩,煤层及暗色泥岩厚度较大,烃源岩埋藏史可划分为4种类型,其天然气勘探的难点及关键问题在于弄清烃源岩的二次生烃潜力、范围和保存条件。结合构造演化及沉积史分析认为,主要发生了晚三叠世末期、早白垩世末期和喜山期3次深成变质作用,不同盆地烃源岩经历了不同的二次生烃过程,后期保存条件也各不相同,导致勘探潜力差异很大。在前人勘探研究工作的基础上,指出渤海湾南部是二次生烃的最有利地区,其保存条件好,天然气藏勘探前景广阔。     

华北古生代克拉通盆地南部原生油气藏勘探前景

依据古生界烃源岩特征与烃源岩生烃史的分析,华北地区下古生界海相烃源岩虽然有机质类型好、厚度较大,但有机质丰度低,基本为差-非生油岩。加之烃源岩成熟以后,后期埋藏历史及烃源岩热演化史复杂,作为一个含油气系统的烃源岩,勘探风险较大。下古生界烃源岩仅在渤海湾南部地区具有中等-较差生烃潜力,经喜山期的深埋,在济阳坳陷、临清坳陷、东濮凹陷、黄口凹陷下古生界具备二次生烃条件,尚具有一定的勘探前景。上古生界石炭-二叠系烃源岩主要为煤系地层,厚度为150～500 m,有机质丰度属于低-中等,有机质类型为Ⅲ型。上古生界烃源岩二次生烃主要发生于晚三叠世末期和早白垩世末期,油气保存好,原生油气藏勘探前景广阔。上古生界有利勘探地区主要集中在渤海湾盆地的东濮凹陷、临南洼陷、德州凹陷南部及莘县凹陷北部二次生气强度较大的第三系凹陷内。     

邦戈尔盆地中部凹陷烃源岩地球化学特征

利用大量烃源岩样品的有机地球化学分析资料,从烃源岩分布、沉积环境、有机质类型、有机质丰度、烃源岩生烃史以及生物标志物特征等方面,对邦戈尔盆地中部凹陷下白垩统烃源岩进行了综合研究,结果表明,研究区各层位暗色泥岩发育;有机质丰度高,整体为好烃源岩;有机质类型主要为Ⅱ1型;有效烃源岩主要为K组及其下部成熟烃源岩,成熟度为有效烃源岩的主控因素。生烃史模拟表明,K组及其下部的M组、P组烃源岩在晚白垩世及以前都进入过生烃高峰,具有较大的资源潜力,并且烃源岩没有二次生烃的可能。生物标志物分析表明,K组烃源岩沉积于半咸水-淡水、弱氧化-弱还原的湖相沉积环境,不同小层及构造位置其沉积环境有一定的差异。     

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。     

鄂尔多斯盆地甘泉地区上古生界烃源岩地球化学特征及生烃潜力

对鄂尔多斯盆地甘泉地区上古生界本溪组和山西组的煤系泥岩、炭质泥岩及煤岩样品进行了有机碳含量测定、岩石热解分析、干酪根显微组分鉴定及镜质体反射率等多项有机地球化学测试,并评价了其生烃潜力。研究结果表明：①甘泉地区上古生界发育多套烃源岩,岩性主要为煤和暗色泥岩。②山西组有机质丰度高,是较好的烃源岩,本溪组有机质丰度则相对较低,品质相对较差;本溪组烃源岩以腐殖型Ⅲ类为主,山西组烃源岩则多为腐殖型Ⅲ类,其次为腐泥-腐殖型Ⅱ2类。③本溪组和山西组烃源岩成熟度整体处于高成熟—过成熟阶段。④上古生界烃源岩在甘泉地区广泛分布,本溪组烃源岩累计厚度为10～20 m,山西组烃源岩累计厚度为50～80 m,整体均为较优质烃源岩,具有较高的生烃潜力。     

渤海湾盆地东营断陷湖盆充填模式研究

湖盆充填样式是评价烃源岩沉积学特征的重要手段。文中通过分析东营凹陷下第三系沙河街组烃源岩的沉积序列、地层发育特征和盆地充填演化过程,结合烃源岩的地球化学特征,将沙河街组烃源岩自下而上划分为3个发展演化阶段,并建立了蒸发岩相组合模式(沙四上亚段)、波动深湖相组合模式(沙三下亚段)和三角洲-湖泊相组合模式(沙三中亚段和沙三上亚段),它们分别对应了欠充填、平衡充填和过充填的湖泊类型,反映了湖泊从开始形成、扩张壮大到萎缩消亡的过程。      

正构烷烃单体碳、氢同位素在油源对比中的应用

以黄骅坳陷古生界烃源岩作为研究对象,采用GC-IRMS和GC-TC-IRMS技术对烃源岩抽提物中的正构烷烃单体碳、氢同位素进行测定,揭示不同沉积环境中正构烷烃单体碳、氢同位素的组成特征。研究结果表明,下古生界烃源岩正构烷烃的δ¹³C和δD值分别为-29‰~-33‰和-110‰~-140‰;上古生界烃源岩正构烷烃的δ¹³C和δD值分别为-27‰~-29‰和-140‰~-170‰.从下古生界的海相到上古生界的海陆过渡相,正构烷烃明显存在一个富δ¹³C和贫δD的趋势。这表明,沉积环境是控制烃源岩正构烷烃氢同位素组成的主要因素。因此,在复杂的含油气系统中,正构烷烃单体碳、氢同位素组成分布特征对油源对比有着重要的意义,并且可用于母质来源及沉积环境的探讨。     

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通过对研究区晚古生代沉积环境演化的详细研究，查明了气源岩、储集层和盖层的岩性特征、形成环境及其时空分布规律；目的在于追索储集砂体的空间分布，寻找天然气勘探的有利区块。采用了野外露头观察、钻井岩心观察，并结合地质、地震和测井曲线等资料的综合研究方法。研究表明，该区晚古生代沉积环境经历了由海陆交互相到陆相的转变，气源岩、储集层和盖层的发育及其组合均受控于沉积环境演化；陆表海泥炭沼泽和三角洲平原漫滩沼泽环境中形成的煤层和炭质泥岩是上古生界主要的气源岩；辫状河河道砂坝、分流河道砂体以及水下分流河道砂体构成上古生界煤成气发育良好的储集层；湖泊相泥质岩是本区煤成气藏理想的区域性盖层。天然气勘探结果证实，在预测的储集砂体中均钻遇工业气流。     

上扬子地台北缘古生界海相烃源岩有机地球化学特征

上扬子地台北缘古生代广泛沉积了一套海相碳酸盐岩和泥质岩。通过对16条沉积剖面系统采样,结合样品有机地球化学分析结果,认为该区有效烃源岩主要发育在下二叠统、下志留统下部、上奥陶统和下寒武统地层中;烃源岩以I型、Ⅱ 型为主,生烃能力较强,未丧失生气能力。综合评价认为下寒武统及下二叠统是区内的主力烃源岩;下志留统下部及上奥陶统在局部地区可能存在有利的烃源岩发育层段。     

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鄂尔多斯盆地北部为气源运移的指向区，具有较好的生储盖条件。下古生界气源岩为下奥陶统马家沟组碳酸盐岩，上古生界气源岩为石炭系太原组和二叠系山西组碎屑岩；下古生界储集层为马家沟组风化壳，上古生界储集层为石炭系本溪组、太原组和二叠系山西组、下石盒子组，前者以碳酸盐岩为主，后者以碎屑岩为主；下古生界风化壳气藏的区域盖层为石炭系底部的泥岩、铝土岩及铝土质泥岩，上古生界气藏的区域盖层为二叠系上石盒子组泥质岩。由于天然气聚集于两个不同的领域，其成藏各具特点，因而天然气富集控制因素就有所不同：下古生界天然气富集主要受气源、区域性岩相变化、盖层及古地貌影响，而控制上古生界天然气富集的决定因素有气源、砂岩体、局部构造的发育程度及源岩生烃期与圈闭形成期的匹配。     

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鄂尔多斯盆地中部奥陶系古风化壳气藏有其特定的成藏组合。上、下古生界两套烃源岩提供了丰富的混源气，其上古生界烃源岩提供的气源较下古生界丰富；含膏云坪沉积微相带是本区有利储集体的发育区带，古岩溶斜坡区是有效溶蚀孔洞的主要分布区带，二者在空间上的 合，形成了大面积稳定展布的溶蚀孔洞储集体，为气藏的形成准备了主要的储集空间；直接盖层石炭系本溪组和间接盖层上古生界发育的多套封盖层的合理配置，是形成奥陶系古风     

鄂尔多斯盆地杭锦旗地区上古生界煤系烃源岩生烃潜力再评价

鄂尔多斯盆地北缘杭锦旗地区上古生界是中国石化华北油气分公司天然气的重要增储上产领域.及时开展该地区上古生界煤系烃源岩的生烃潜力再评价研究,有利于为下步勘探部署提供参考.综合利用有机地球化学、有机岩石学等技术手段,结合地层孔隙热压生排烃物理模拟、TSM盆地资源评价数值模拟等新方法和勘探新资料,系统分析、对比研究区上古生界...     

南黄海古生代盆地原型演变与烃源岩发育特征

钻井及露头证实下扬子陆区发育下寒武统幕府山组、上奥陶统五峰组—下志留统高家边组、二叠系3套烃源岩。盆地发育时期的动力学环境决定该时期的盆地原型，盆地原型影响盆内岩相及烃源岩展布。幕府山组沉积时期，南黄海盆地表现为张裂背景下的被动陆缘克拉通盆地，盆地相及深水陆棚相呈环带状围绕古隆起或台地发育，为烃源岩发育优势相带，推测南黄海盆地中部隆起及北部幕府山组烃源岩发育较好；五峰组—高家边组沉积时期，南黄海盆地表现为挤压背景下的前陆盆地，盆地相、斜坡相、深水陆棚相由西北向东南依次呈条带状分布，盆地相、深水陆棚相为烃源岩发育优势相带，预测五峰组—高家边组烃源岩主要在南黄海地区中北部发育且有一定厚度；上二叠统龙潭组沉积时期，南黄海盆地表现为挤压背景下的活动大陆边缘坳陷型盆地，在该盆地中各沉积相带呈环带状分布，三角洲相、潮坪相、沼泽相为烃源岩发育优势相带，发育龙潭组品质中等—好的烃源岩；预测龙潭组烃源岩在南黄海盆地中部发育，是南黄海盆地古生界的次要烃源岩。      

塔里木盆地阿瓦提坳陷油气资源潜力分析

阿瓦提坳陷是目前塔里木盆地勘探程度最低的地区,区内及周缘已发现乌鲁桥油苗、志留系沥青砂岩等油气显示。通过对区域构造背景及其演化、主要烃源岩沉积背景及其地球化学特征的研究,明确阿瓦提坳陷及周缘发育潟湖相、陆棚—斜坡相2类沉积背景不同、地球化学特征有别的主力烃源岩。下寒武统玉尔吐斯组、中上奥陶统萨尔干组、印干组烃源岩以斜坡相为主,是与上升洋流有关的特高丰度烃源岩;中下寒武统则发育以潟湖相为主的较高丰度烃源岩。并提出了本区优质烃源岩的沉积发育模式及其沉积环境的判别指标。通过层序地层、地震相、沉积相研究,开展了层序地层格架下地震相、沉积相约束的烃源岩识别与预测。在典型油藏解剖、油气成藏条件综合分析的基础上,明确了阿瓦提坳陷及邻区有利勘探领域。