银根-额济纳旗盆地哈日凹陷下白垩统烃源岩地球化学特征与油源对比

近年来,银额盆地哈日凹陷的油气勘探呈现良好态势,但油气分布规律尚不明确,严重制约了该区的勘探进程。通过对烃源岩、原油和油砂样品进行系统的测试分析,开展烃源岩地球化学特征和油源对比研究,以期明确原油油源特征,为油气勘探提供依据。研究结果表明：下白垩统银根组烃源岩TOC平均为4.69%,R_o平均为0.62%,Pr/Ph值平均为0.34,伽马蜡烷指数平均为0.36,烃源岩为有机质丰度极高、以Ⅰ型为主、低成熟烃源岩,具有以水生生物输入为主的生源特征和强还原、微咸-半咸水、水体分层的沉积古环境。下白垩统苏红图组烃源岩TOC平均为1.04%,R_o平均为0.75%,Pr/Ph值平均为0.99,伽马蜡烷指数平均为0.28,烃源岩为有机质丰度好、Ⅱ₁-Ⅱ₂型、低成熟-成熟烃源岩,具有水生生物和高等植物混源的生源特征和还原、微咸-半咸水的沉积古环境。下白垩统巴音戈壁组烃源岩TOC平均为0.91%,R_o平均为1.31%,Pr/Ph值平均为1.18,伽马蜡烷指数平均为0.24,烃源岩为有机质丰度中等-好、Ⅱ₂-Ⅲ型、成熟-高成熟烃源岩,具有水生生物和高等植物混源的生源特征和弱还原-弱氧化、微咸-半咸水的沉积古环境。无论是正构烷烃单体碳同位素还是生物标志化合物特征,巴音戈壁组原油与巴音戈壁组烃源岩的相似程度极高,且有别于银根组和苏红图组烃源岩,表明巴音戈壁组油藏的源岩主要为巴音戈壁组烃源岩。延哈2井原油和延哈3井原油来自于凹陷不同构造部位的巴音戈壁组烃源岩,源岩热演化程度的差异导致2个原油样品在成熟度方面有较大的差异,研究区巴音戈壁组油藏具有"近源成藏、侧向运移极为有限"的特点。     

辽河断陷烃源岩有机地球化学特征

为了研究辽河断陷东、西部凹陷烃源岩地球化学特征的差异及其与油气形成的关系,利用 RockEval 和气相色谱-质谱联用仪（GC-MS）对断陷内古近系沙河街组烃源岩进行了详细的有机地球化学特征研究。 通过对 18 块烃源岩可溶有机质饱和烃进行 GC-MS 测试和生物标志化合物的分析,并分别在东、西部凹陷烃源岩饱和烃馏分 m/z 191 和 m/z 231 质量色谱图中检测到了松香烷和甲基甾烷系列化合物,显示出相同（近）层段烃源岩不同的生物标志化合物特征。 研究结果表明：东、西部凹陷相同（近）层段烃源岩形成的古环境、母源输入等存在显著差异,这可能是造成东、西部凹陷烃源岩差异,并影响辽河断陷东、西部凹陷油气藏差异的重要原因。     

二连盆地呼仁布其凹陷南洼下白垩统烃源岩分布特征与油源分析

呼仁布其凹陷位于二连盆地西部的巴音宝力格隆起中段,前期勘探已发现优质烃源岩和较好的油气显示,但凹陷南洼烃源岩的研究还比较薄弱。通过对呼仁布其凹陷南洼烃源岩测井地球化学评价以及烃源岩和原油样品的有机地球化学对比,揭示了其下白垩统烃源岩有机相分布、烃源岩地球化学特征和油源关系。结果表明：呼仁布其凹陷南洼下白垩统烃源岩主要分布于南洼漕东部,发育阿尔善组、腾一段和腾二段等3套烃源岩,其中阿尔善组烃源岩处于低成熟—成熟阶段,腾一段烃源岩处于低成熟阶段,腾二段烃源岩处于未成熟—低成熟阶段。呼仁布其凹陷南洼下白垩统3个层段均发育C相和D/E相烃源岩,其中,C相烃源岩主要分布于腾一段,厚度为300～400 m,初始氢指数为400～800 mg（/g TOC）,显微组分多为腐泥组、壳质组和镜质组,母质来源主要为藻类等低等水生生物,形成于微咸水—半咸水、还原环境;D/E相烃源岩主要分布于阿尔善组,厚度为100～200 m,初始氢指数为200～400 mg（/g TOC）,显微组分多为壳质组、镜质组和惰质组,母质来源主要为陆源高等植物,形成于淡水—微咸水、弱还原环境。油源对比认为：阿尔善组的成熟原油来源于阿尔善组烃源岩,腾一段成熟度较低的原油来源于腾一段烃源岩,而腾二段的原油可能来源于腾一段烃源岩。     

西藏比如盆地下白垩统烃源岩特征

比如盆地下白垩统多尼组以海陆过渡相沉积体系为主,发育典型三角洲相沉积构造。通过对残留盆地不同部位观测点数据统计、样品测试与分析,认为多尼组烃源岩累计厚度巨大,有机质类型以Ⅱ1型与Ⅲ型为主,有机质丰度较高,TOC主峰分布在0.40%~1.20%;有机质R_o主峰分布在2.00%~5.00%,处于高-过成熟演化阶段。对多尼组烃源岩热演化指标R_o偏高的原因进行探讨,初步认为特提斯构造域独特的构造演化背景下,中生界的褶皱、堆垛加厚,以及燕山期-喜马拉雅期岩浆、热液等方面作用引起的中生界区域变质作用与局部构造变质作用,是导致中生界有机质高演化及其出现演化程度地区性差异的重要因素。由此提出,青藏高原油气勘探与评价应注重喜马拉雅期构造演化对油气富集与保存的研究。     

中非地区B盆地下白垩统烃源岩地球化学特征

中非地区B盆地下白垩统泥岩是该盆地目前唯一证实的烃源岩。对该套烃源岩的地球化学研究表明,盆地烃源岩有机质丰度高,为好烃源岩,有机质类型主要为Ⅱ₁型;由于构造反转、剥蚀和高地温梯度,现今生烃门限深度普遍偏浅;平面上,由北西西向南东东方向生烃门限深度变深;有效烃源岩为下白垩统阿普第阶下部和巴列姆阶;盆地北部斜坡带浅层油气存在生物降解作用,与其深层油藏存在明显亲缘关系;推测盆地存在多个生烃灶。     

涠西南凹陷烃源岩地球化学特征及油源对比

北部湾盆地涠西南凹陷流沙港组和涠洲组烃源岩地化特征分析结果表明,流沙港组生烃潜力高于涠洲组,其中以流二段最优;2套烃源岩总体处于弱还原—弱氧化的沉积环境,伽马蜡烷含量甚微,C24四环萜的含量表明陆源有机质占有一定比例,各组段C27、C28、C29αααR型甾烷分布特征多为"V"型和反"L"型,且流二段的C30-4-甲基甾烷含量最为丰富。根据生标特征可将原油分为3类:Ⅰ类原油来源于流一段烃源岩;Ⅱ类原油源于流三段烃源岩;Ⅲ类原油可分为2个亚类,Ⅲ1类原油来源于流二段的泥页岩,Ⅲ2类原油为流一段和流二段混合来源,推断混源中流二段烃源岩生烃贡献较大。涠洲组原油与涠洲组烃源岩特征相差甚大,推测应源于其下部地层。     

查干凹陷下白垩统烃源岩地球化学特征

下白垩统巴音戈壁组、苏红图组湖相暗色泥岩是查干凹陷发育的主要烃源岩。从有机质丰度、有机质类型、有机质成熟度以及生物标志物特征等方面研究了查干凹陷下白垩统烃源岩的地球化学特征。研究结果表明：该烃源岩有机质丰度高,整体上为较好烃源岩;有机质类型属过渡型,其中巴音戈壁组有机质类型优于苏红图组,前者以Ⅱ,一Ⅱ：型为主,后者以Ⅱ2一Ⅲ型为主;有机质热演化程度较高,均达到了成熟阶段．部分处于高成熟一过成熟阶段：该烃源岩发育于湖相弱氧化一弱还原沉积环境,有机质母质为以低等水生生物为主、高等植物为辅的混源输入。     

六盘山盆地下白垩统烃源岩特征

六盘山盆地是一个以白垩系为沉积主体的陆相湖盆,在早白垩纪经历了三桥-和尚铺组快速拉张充填断陷期、李洼峡组断陷湖盆扩张期及马东山-乃家河组坳陷期3个主要沉积发育期,形成了李洼峡组、马东山、乃家河组3套烃源岩。综合评价认为乃家河组烃源岩为未成熟好-较好生油岩,马东山组烃源岩为低成熟好生油岩,李洼峡组下部烃源岩达到好生油岩标准,且已进入生油高峰期。围绕这3套烃源岩发育3套生储盖组合,其中李洼峡组自生自储型生储盖系统是目前已揭示的唯一一套具有成熟烃源岩供油的含油气组合,桃山-石峡口断阶是油气运移、聚集的有利指向区,是有利的勘探目标区。     

松江盆地白垩系烃源岩地球化学特征及油源对比

松江盆地白垩系发育大砬子组和长财组两套烃源岩。通过对烃源岩及原油进行常规有机地化分析和生物标志化合物测试,研究了烃源岩和原油的地球化学特征并探讨油源关系。有机地化分析表明,其白垩系烃源岩有机质丰度高,Ⅱ₁-Ⅱ₂型有机质,低成熟-成熟。大砬子组烃源岩生烃潜力大,长财组次之。生物标志化合物分析表明,白垩系部分烃源岩和原油遭受了一定程度的生物降解作用。长财组烃源岩可分为3类,第Ⅰ和第Ⅱ类生烃母质以高等植物为主,为偏氧化的淡水和微咸水沉积,第Ⅲ类伽马蜡烷和β胡萝卜烷含量丰富,为咸水环境沉积。大砬子烃源岩为咸化的还原环境沉积,生烃母质为混合源。经油源对比表明,长财组下段原油来源于长财组第Ⅰ类烃源岩,长财组上段原油来源于第Ⅱ类烃源岩,而偏还原的大砬子组原油来源于大砬子组上段烃源岩。     

鸡西盆地下白垩统煤系烃源岩生物标志物地球化学特征

应用气相色谱和色谱—质谱等分析方法,对鸡西盆地下白垩统煤系烃源岩的泥岩和煤岩生物标志物进行研究。结果表明,泥岩正构烷烃为前高单峰型,主峰碳为C16或C18,Pr/Ph分布于1.16-2.90,Pr/nC17大于1;煤岩正构烷烃为后高单峰型,主峰碳为C23或C22,Pr/Ph分布于2.86-11.22,Pr/nC17为2.1-3.33;泥岩和煤岩OEP和CPI值集中在1.0附近,已进入成熟阶段。生标中泥岩三、四环萜烷/C30藿烷比值为2.37-3.62,C3122S/22(S+R)值为0.57-0.61,Ts/Tm为0.47-0.81,γ-蜡烷/C30藿烷为0.11-0.34之间,规则甾烷内ααα20R构型呈"V"型分布,母质来源以水生生物为主,形成于还原环境,沉积介质咸化程度高,有利于有机质的保存和转化;煤岩三、四环萜烷/C30藿烷比值低于泥岩,C3122S/22(S+R)值在0.6附近,Ts/Tm和γ-蜡烷/C30藿烷值极低,规则甾烷ααα20R构型分布呈反"L"型,母质来源以高等植物为主,形成于氧化环境,经历了较强的降解作用。     

塔里木盆地喀什凹陷烃源岩地球化学特征和油源对比

塔里木盆地喀什凹陷油气成藏条件优越,有很好的勘探前景,但除阿克莫木气田外,并无其他突破,一个重要原因是对主力烃源岩层认识不清。通过对喀什凹陷9个野外剖面系统采样和地球化学分析,认为下石炭统和中-下侏罗统为喀什凹陷的主要烃源岩层系,其中下石炭统Ⅱ型海相泥岩和泥灰岩为中等-好烃源岩,分布广泛,厚度大,现今处于高成熟阶段,以生干气为主;中侏罗统杨叶组Ⅱ型湖相泥岩和下侏罗统康苏组Ⅲ型沼泽相泥岩较次,中-下侏罗统烃源岩处于成熟阶段,以生油和轻质油为主。油源对比分析结果表明,黑孜苇油苗、克拉托油砂和阿克1井油源均来自于石炭系,研究认为石炭系为喀什凹陷的主力烃源岩层;中-下侏罗统烃源岩生烃潜力有限且分布范围局限,对油气成藏贡献较小。     

二连盆地格日勒敖都凹陷准宝1井油源对比

二连盆地格日勒敖都凹陷准宝1井侏罗系阿拉坦合力群烃源岩的R_o分布范围为0.58%～0.67%,平均值为0.63%,Tmax平均值大于435℃,处于低熟—成熟生烃演化阶段;Pr/Ph分布范围为0.39～5.24,平均值为1.62,表明其沉积环境为偏还原;伽马蜡烷/C₃₀αβ藿烷分布范围为0.07～1.45,平均值为0.37,表明其沉积于淡水—微咸水的湖沼;C₂₉/C₂₇ααα20R甾烷比值均大于1,表明烃源岩生源既有低等生物贡献又有高等植物贡献,且高等植物贡献占优势。通过烃源岩和原油的地球化学特征对比,表明准宝1井原油来自阿拉坦合力群烃源岩。阿拉坦合力群是二连盆地有利的油气勘探方向。      

银根-额济纳旗盆地拐子湖凹陷白垩系油源对比分析

银根-额济纳旗盆地拐子湖凹陷X井白垩系巴音戈壁组二段发现的高产油流展示了该低勘探盆地的光明前景。目前对原油的来源尚没有统一的认识,为了有效预测油气藏和明确勘探方向,开展了油源对比研究。对X井苏红图组一段油砂、巴音戈壁组二段原油及苏红图组二段、巴音戈壁组二段、巴音戈壁组一段泥岩开展的族组分含量、生物标志化合物及碳同位素组成等研究表明,油砂、原油与巴音戈壁组一段烃源岩各方面地化特征最为接近,生标上均具有高C₃₀重排藿烷、高伽马蜡烷含量、低Pr/Ph值、高成熟度的特征,反映出X井苏红图组一段油砂和巴音戈壁组二段原油同源,均与巴音戈壁组一段烃源岩具有良好的亲缘关系。     

渤海湾盆地青东凹陷古近系原油地球化学特征及油源分析

渤海湾盆地济阳坳陷青东凹陷存在常规原油和生物降解油。选取新参数β-胡萝卜烷/（2×C₂₉藿烷）、伽马蜡烷/（2×C₂₉藿烷）,三环萜烷系列参数（2×C₂₄四环萜烷）/（C₂₆三环萜烷）、（2×C₁₉）/（C₂₈+C₂₉）三环萜烷以及/菲,结合C₂₉ 4-甲基甾烷及碳同位素特征等,将该区原油划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ和Ⅳ等4类,烃源岩划分为A、B₁和B₂等3类。Ⅰ类原油来自青东凹陷中北部深洼的沙三下亚段成熟烃源岩,Ⅱ类原油来自凹陷南部沙四上亚段烃源岩,Ⅲ类原油来自中北部洼陷的沙四上亚段烃源岩,Ⅳ类原油来自青南洼陷沙四上亚段烃源岩,而青东8井原油应有青东凹陷南部烃源岩的贡献。     

十万大山盆地油苗地球化学特征及油源

根据族组成、全油色谱、饱和烃色谱、稳定碳同位素及生物标志物等的系统分析,对十万大山盆地北缘下三叠统灰岩晶洞油苗的地球化学特征进行研究,并探讨其来源.研究表明,油苗的族组成以高饱和烃含量及较高的饱芳比为特征;全油色谱分析及饱和烃色谱分析表明油苗的主峰碳均低干C21,饱和烃Pr/Ph值为0.67～0.84、OEP值为0.84～0.97;油苗碳同位素值为-31.6‰～-30.7‰;甾、萜垸含量低,分别以孕甾烷和三环萜烷为主,油苗中不含或含极少量的芳香甾烷.油苗源自还原环境的低等水生生源母质,具较高的成熟度;对比相关烃源岩地球化学特征及前人有关研究成果,认为岜西古油藏的油苗与下三叠统泥质烃源岩有亲缘关系,崇左城南油苗亦主要来源于下三叠统泥质烃源岩,但可能有少量上二叠统泥质烃源岩的贡献.图5表4参21     

The Lower Cretaceous source rocks geochemical characteristics and thermal evolution history in the HaRi Sag,Yin-E Basin

The Lower Cretaceous lacks detailed comprehensive study of source rocks geochemistry characteristics and thermal evolution history as the target stratum of potential regional oil-gas exploration in the HaRi Sag, Yin-E Basin. Organic geochemistry methods were first applied to detailed study of organic matter content, type and maturity of Lower Cretaceous source rocks from the HaRi Sag. The results showed that the organic matter of K₁Y formation Types I–II₁ with high content and Immature-Early mature, K₁S formation kerogen Types II₁–II₂ with relatively high content and Early-Mid Mature and K₁B formation kerogen Types II₂–III with low content and Late Mature-Main Gas Generation. The proposed maturity evolution history of source rocks in HaRi Sag based on EASYR_O % model under the control of vitrinite reflectance (R_O%) shows the maximum geothermal gradient reached 48–52°C/km and the maximum paleogeotemperature is over 190°C at the end of Early Cretaceous, and the main timing of hydrocarbon generation is 106.3–80.0 Ma.