准噶尔盆地南缘侏罗系烃源岩生烃特征

中—下侏罗统烃源岩是准噶尔盆地南缘主力烃源岩,为进一步加深对其生烃特征与分布的认识,梳理了准噶尔盆地南缘9口井和9条露头剖面的沉积学和地球化学分析结果,开展了泥岩、碳质泥岩和煤3类岩性的生烃热模拟实验,并结合油源对比,开展3种岩性生烃演化特征的研究。结果表明,准噶尔盆地南缘下侏罗统八道湾组发育中等—好烃源岩,中侏罗统西山窑组和下侏罗统三工河组发育中等烃源岩,煤是重要的气源岩。侏罗系来源的原油主要来自暗色泥岩的贡献,而八道湾组泥岩在3套烃源岩中有机质类型最优,规模最大,是主力生油层。侏罗系烃源岩镜质体反射率达到0.9%~1.8%时,进入快速生气和排气阶段,是形成大规模天然气藏的关键时期,霍玛吐背斜带位于南缘侏罗系烃源岩生烃中心,镜质体反射率普遍大于2.0%,是寻找大型天然气田的有利区域。     

焉耆盆地原油物理化学特征及油源对比研究

在焉耆盆地侏罗系三工河组和八道湾组均发现原油,目前关于侏罗系产层原油的油源问题存在不同的认识。对研究区原油的物理、化学性质进行系统的研究,认为侏罗系三工河组和八道湾组原油不仅在物理性质上有一定的差别,而且在地球化学组成及生物标记化合物上也有一定的差异,应具有不同的来源。侏罗系三工河组原油属于典型腐殖型干酪根成因,而侏罗系八道湾组原油除了具有腐殖型干酪根成因的某些特征外,还具有湖相泥岩生烃的特点。通过原油与各类源岩生物标志物进一步对比分析发现,侏罗系三工河组原油与西山窑、三工河组烃源岩及石炭系、三叠系烃源岩地球化学特征均存在明显差异,与侏罗系八道湾组烃源岩对比性较好。侏罗系八道湾组原油与八道湾组、三叠系源岩有一定相似性,因此认为八道湾组源岩为其主要源岩,三叠系源岩也有一定的贡献。目前勘探生产主要以八道湾组烃源岩为目标,下一步应加强对三叠系烃源岩贡献区带的勘探部署。     

焉耆盆地博湖坳陷侏罗系烃源岩地化特征及生烃潜力

应用有机地球化学的多种分析方法,对焉耆盆地博湖坳陷中、下侏罗统西山窑组(J2x)、三工河组(Jts)和八道湾组(JIb)煤系烃源岩进行评价.分析表明,其烃源岩有机质丰度都比较高,西山窑组和三工河组评价为中等生油岩,八道湾组评价为好生油岩;有机质类型以Ⅲ型干酪根为主,辅以少量的Ⅱ2型;大多数有机质都处于生油门限内,其中西山窑组处于低熟阶段,三工河组烃源岩部分达到成熟阶段,八道湾组烃源岩基本都处于成熟阶段、为油气生成高峰期.通过对三大生烃次凹及三个层组生烃能力的对比研究,确立了八道湾组是焉耆盆地区域性主力烃源岩的地位;同时指出,七里铺次凹的三工河组烃源岩有机质丰度高、类型稍好、熟演化程度适中,和八道湾组类似也具备较大的生烃能力,是七里铺次凹油气源的有力补充.结合近年勘探成果,指出七里铺次凹两侧的构造高部位及斜坡带是勘探的有利区带.     

准噶尔盆地风城组烃源岩生气潜力与天然气勘探领域

准噶尔盆地天然气探明率低,亟需寻找战略接替领域。下二叠统风城组是盆地最重要的一套烃源岩,但对其生气潜力研究较少。利用最新钻井和地震资料,通过生烃动力学、同位素动力学、有机岩石学和盆地模拟,系统分析了风城组的生气潜力。研究表明,该套烃源岩岩性复杂,除暗色泥页岩外,还包括沉凝灰岩、含凝灰白云质泥岩、钙质泥岩、硅化白云质页岩、硅硼钠石岩等,其有机质为Ⅰ型—Ⅱ₁型,总体属于中等—好烃源岩。风城组烃源岩单位总有机碳甲烷产率高,最高可达650 mL/g。在沙湾凹陷和盆1井西凹陷,该套烃源岩在早、晚白垩世先后进入生气高峰,生气强度大于20×10⁸ m³/km²的面积达13 000 km²,具备形成大—中型气田的资源潜力。在2大凹陷周缘发现大量来自风城组的高熟油型气,也发育近源和源内有利勘探目标,有望成为准噶尔盆地天然气勘探的新领域。     

鄂尔多斯盆地北部杭锦旗地区上古生界气源岩分析

鄂尔多斯盆地北部杭锦旗地区上古生界天然气来源问题一直存在争议。在烃源岩沉积环境、分布特征分析的基础上,讨论了烃源岩的评价方法和标准,利用有机质类型、丰度、成熟度及生烃强度,开展烃源岩评价,确定了主力气源岩层位及分布特征。结果表明：研究区气源岩主要为上古生界太原组及山西组煤系烃源岩,岩性为煤层、炭质泥岩、暗色泥岩,其中煤层为主要的烃源岩;沉积相控制源岩展布,地质历史时期泥炭坪、扇三角洲平原、冲积扇扇缘沼泽等环境煤层发育好,泥岩厚度大;煤层有机质丰度高,炭质泥岩次之,暗色泥岩最差,参照煤系源岩评价标准,区内烃源岩为较好—非常好的烃源岩;研究区镜质体反射率值分布于0.6%~1.8%之间,呈由北向南增大趋势,全区进入生气阶段,泊尔江海子断裂附近及以南进入大量生气阶段;研究区内生气强度主要介于(10~40)×10⁸ m³/km²之间,具备形成大气田的气源条件。因此,研究区天然气来源具有原地性的特征,泊尔江海子断裂南部烃源岩优于北部烃源岩。     

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通过伊犁盆地伊宁凹陷侏罗系煤系地层有机质丰度、类型研究与对比,揭示出伊宁凹陷侏罗系煤系地层生烃特征：八道湾组煤系地层是伊宁凹陷侏罗系主要生烃层系,西山窑及三工河组对生烃的贡献甚微。伊宁凹陷侏罗系煤岩和泥岩有机质主要以高等植物输入为主,属较典型成煤沉积环境产物。通过热演化程度的分析与对比,反映出伊宁凹陷侏罗系热演化程度（Ｒｏ分布在０．４％～０．７％之间）较周围侏罗系盆地低,未达到生烃高峰期,有机质向烃类转化量有限。显微组分及活化能分析与对比结果表明,伊宁凹陷侏罗系烃源岩缺乏早期生烃组分,早生早排的生烃量有限     

准噶尔盆地腹部地区侏罗系三工河组相对优质储集层的成因

在准噶尔盆地腹部地区侏罗系中,三工河组与八道湾组、西山窑组相比,在同等条件下具有更好的储集性能,特别是在莫索湾地区,三工河组埋深虽已达4500m,但仍具有较好的孔渗性。因此三工河组是准噶尔盆地腹部地区侏罗系的主力含油层段和勘探目的层,已发现多个油气藏。研究三工河组相对优质储集层的形成条件和控制因素,可为该区的油气勘探提供储集层依据。     

准噶尔盆地永1井油气来源及成藏模式分析

准噶尔盆地永1井侏罗系地层中存在几套地化特征完全不同的原油,油源分析认为其侏罗系西山窑组原油主要来自二叠系烃源岩、三工河组下部原油主要来自侏罗系烃源岩,而上部油砂的抽提物则具有上下2套原油的混合特征。侏罗系和二叠系是准噶尔盆地昌吉凹陷最主要的烃源岩,下二叠系烃源岩的主要生烃期在二叠纪末至侏罗纪早期,中二叠统烃源岩主要生烃期在三叠纪末期至早白垩纪,而侏罗系烃源岩的主要生烃期在第三纪以后。根据分析昌吉凹陷的构造演化后认为,西山窑组中的降解原油为侏罗纪末抬升剥蚀前形成的油藏,其正常原油油藏则在白垩系沉积后形成,而三工河组侏罗系原油则相对更晚形成。     

塔里木盆地库车坳陷吐格尔明及周缘地区三叠系—侏罗系烃源岩地球化学特征、分布规律与油气地质意义

吐格尔明及周缘地区发育多套烃源岩,但主力烃源岩层位与生烃潜力不明确,制约了油气勘探。通过对吐格尔明及周缘地区钻井、地震资料和油气与烃源岩地球化学数据综合分析认为,研究区三叠系—侏罗系自下而上发育4套烃源岩：其中三叠系塔里奇克组（T₃t）煤系泥岩厚度薄且分布局限,有机质丰度中等,有机质类型以Ⅲ型为主,处于成熟—高成熟阶段;侏罗系阳霞组一段（J₁y¹）湖相泥岩厚度薄、分布稳定,有机质丰度高,有机质类型以Ⅱ₁型为主;阳霞组二—四段（J₁y^2-4）与克孜勒努尔组（J₂kz）2套煤系泥岩厚度大、分布稳定,有机质丰度较高,有机质类型以Ⅱ₂—Ⅲ型为主;侏罗系烃源岩整体处于低熟—成熟阶段。通过烃源岩与油气生物标志物特征分析可知：吐格尔明地区油气主要来自侏罗系烃源岩,该地区南北两翼深部烃源岩生成的油气通过逆冲断裂与三叠系、侏罗系顶面不整合面侧向运移,再经断裂垂向充注阳霞组和克孜勒努尔组,形成2套富油气层,指出克孜勒努尔组和阳霞组为该区下一步油气勘探主力目的层。     

塔里木盆地塔东地区却尔却克组烃源岩的发现及其意义

过去的研究认为,塔里木盆地塔东地区中-上奥陶统却尔却克组不发育烃源岩,但近期通过钻井系统取样分析,在该组泥岩中发现了烃源岩,有机质含量高达8.59％,厚度达200 m,值得高度关注。为此,通过近年探井的系统取样分析,结合地震追踪与沉积相研究,探讨了该组烃源岩发育特征及其勘探潜力。沉积相分析表明,浊流发育的探井缺乏烃源岩,而盆地相泥岩发育区有烃源岩分布;井震标定发现,浊积岩发育井区通常表现为杂乱反射,而烃源岩发育区多呈中强振幅连续-较连续地震相;根据区域地震追踪结果,认为却尔却克组烃源岩有利分布面积达5×10⁴ km²;油气源对比分析结果显示,塔东地区存在来自却尔却克组烃源岩的油气。结论认为：西北部的草湖、东北部的英东、西南部的古城等地区烃源岩较发育,热演化程度成熟度适中,是现今油气运聚的有利指向区。草湖地区、古城地区的寒武-奥陶系台缘带可勘探面积达8 000 km²,发育大型礁滩型圈闭,其侧向与烃源岩直接接触,有利于形成大型碳酸盐岩岩性油气藏。东北部的英东地区志留系、侏罗系碎屑岩发育多套储盖组合,断背斜圈闭发育,油源断裂发育,是寻找中小型次生油气藏的有利方向。     

四川盆地川西坳陷中段上三叠统烃源岩评价

地球化学分析结果表明,川西坳陷中段上三叠统以泥质烃源岩为主,有机质丰度较高,多处于成熟—过成熟演化阶段,具备较好的生烃能力。研究表明排烃强度可以最终体现烃源岩的质量,文中以排烃强度为基础将研究区分为3类:一类烃源区位于什邡、彭州、温江、大邑和都江堰地区,面积约为5412km²,烃源岩厚度约为1000~1650m,排烃强度约为(100~270)×10⁸m³/km²;二类烃源区位于绵阳、绵竹、中江和成都地区,面积约为6281km²,烃源岩厚度约为700~1500m,排烃强度约为(50~100)×10⁸m³/km²;三类烃源区位于安县、丰谷和龙泉驿地区,面积约为4895km²,烃源岩厚度约为400~700m,排烃强度约为(10~50)×10⁸m³/km²。     

焉耆盆地主力烃源岩层判定

焉耆盆地有西山窑组,三工河组、八道湾组,小泉沟群4套烃源岩层。4套烃源岩层中,八道湾 组烃源岩层质量最优,所占体积最大,又处于成熟阶段,同时盆地模拟反映该层生烃量最大,而且原油 运移路径为从八道湾组向上到三工河组,因此综合判定八道湾组烃源岩层为主力烃源岩层。     

准噶尔盆地西北部和什托落盖盆地侏罗系烃源岩芳烃分布特征及地球化学意义

研究了准噶尔盆地西北部和什托落盖盆地侏罗系煤系烃源岩多环芳烃的分布规律。结果表明,该区侏罗系烃源岩中多环芳烃分布广泛,两环芳烃至六环芳烃以及七环芳烃均有分布,单体芳烃主要以四环芳烃和五环芳烃的含量较高,其次为两环芳烃和三环芳烃。研究还表明煤和泥岩的多环芳烃分布极易受沉积相差异发生明显变化,比如侏罗系八道湾组泥岩菲、荧蒽、芘、艹屈、苯并荧蒽与苯并[e]芘的丰度均较高,西山窑组泥岩苝的丰度明显偏高于其余化合物;而八道湾组煤中蒽、芘、苯并[a]芴以及苯并荧蒽丰度较高,西山窑组煤中苯并荧蒽、苯并[e]芘和苯并[a]芴的丰度偏高。另外煤的萘与二苯并噻吩成熟度参数值明显高于泥岩,并且与Pr/Ph值和δ13Caro值呈正相关,与四环芳烃和五环芳烃参数值呈负相关,进一步研究表明多环芳烃比值极易受到有机相类型差异分布影响,仅菲的参数值差异小,泥岩RC值与实测RO值相近,二苯并噻吩/菲值与Pr/Ph值关系和OF/（OF＋F）值与SF/（SF＋F）值关系反映了侏罗系浅湖相至河流相或三角洲相为开阔水体的弱氧化—强氧化沉积环境。     

准噶尔盆地南缘冲断带侏罗系—白垩系油气成藏条件及勘探潜力

准噶尔盆地南缘冲断带经历了多期、复杂的盆山耦合和盆山转换过程,构造变形复杂,勘探难度大。自新近系独山子油田发现以来,历经70多年的勘探研究,并未发现大型油气田。近年来,油气勘探逐步转向下白垩统吐谷鲁群泥岩与底砂岩及侏罗系砂岩形成的下部成藏组合(下组合),通过系统梳理南缘冲断带下组合的地质构造特征与油气圈闭成藏条件,明确了深层碎屑岩油气田的分布规律和勘探方向。综合研究认为：(1)南缘冲断带发育古近系、白垩系、侏罗系、三叠系、二叠系等多套烃源岩,其中,侏罗系主力烃源岩厚度大、埋藏深且处于高成熟—过成熟热演化阶段。(2)南缘冲断带下组合发育继承性4大物源体系,其中,白垩系清水河组发育高效储层,厚度为20～80 m,侏罗系喀拉扎组、头屯河组、三工河组和八道湾组发育多套规模储层,厚度为200～400 m。(3)南缘冲断带白垩系吐谷鲁群发育巨厚泥岩,厚度为500～2 000 m,压力高,封堵性好。(4)南缘冲断带发育大规模继承型背斜群,圈闭具有面积大、勘探程度低的特点,目前已落实目标圈闭22个,累计面积为1 735 km²;根据南缘冲断带不同的构造样式可将成藏类型细化为呼图壁...     

准噶尔盆地侏罗系烃源岩的动力学参数特征及应用

从动力学原理出发,以热解法为手段,测定了准噶尔盆地部分地区侏罗系烃源岩的动力学参数。研究表明,活化能的大小与有机质类型之间呈现出规律性的变化;活化能的大小与烃源岩的岩性和沉积年代有关;对准噶尔盆地侏罗系而言,八道湾组的烃源岩生烃量贡献较大。     

洛伊盆地上三叠统沉积相与油气成藏特征

洛伊盆地上三叠统埋深适中、厚度大,钻井显示出较好的油气资源潜力。通过粒度分析和沉积相重建,分析洛伊盆地上三叠统沉积相及油气成藏特征。结果表明：洛伊盆地上三叠统以河流相和湖泊相为主,深湖相、浅湖相、沼泽化湖相和三角洲平原相等沉积亚相有利于油气形成;上三叠统有效烃源岩厚度约为900m,以暗色泥岩为主;椿树腰组泥岩有机碳含量平均为0.82%;谭庄组有机碳含量平均为1.83%,有机质成熟度平均为0.69%,处于成熟生油阶段,有机质类型主要为Ⅱ₁和Ⅱ₂型。深湖相发育泥岩与砂岩互层,具有形成自生自储型油气藏的沉积条件,表现出相控油气特征;另因上三叠统顶部剥蚀,部分油气运移至古近系,可形成古生新储型油气藏;上三叠统烃源岩演化经历2个阶段,三叠纪末期进入生烃门限,但后期构造抬升使得生烃活动停止,在早古近纪末期燕山期埋深增加,再次生烃;椿树腰组与谭庄组深湖相面积约为3700km²,浅湖相面积约为4100km²,估算生烃总量约为4.47×10⁸t,具有开采潜力。洛伊盆地上三叠统为油气藏远景区,有进一步开发研究的意义。     

准噶尔盆地南缘中二叠统烃源岩封闭体系生烃热模拟实验分析

通过对准噶尔盆地妖魔山与大龙口剖面的2个烃源岩样品进行封闭体系模拟实验分析,获取不同温度条件下中二叠统烃源岩生油气量及相关地球化学参数,研究该地区Ⅰ型干酪根与Ⅱ₁型干酪根的生烃演化模式,另外,选取该地区的相关地球化学参数与烃源岩厚度,计算准南缘中二叠统烃源岩至现今的天然气不同组分强度。结果表明：二叠系烃源岩Ⅰ型干酪根生油气量明显高于Ⅱ₁型干酪根,生油能力持续时间长,生油区间的R_O值为0.6%~2.0%;Ⅱ₁型干酪根生油能力明显较弱,生油区间R_O值为0.7%~1.3%。Ⅰ型干酪根生气的R_O值从1.3%开始,生气量逐渐增加,Ⅱ₁型干酪根生气要早一些,从R_O值为1.0%时开始,生气量也明显低于Ⅰ型。3个剖面以大龙口地区二叠系烃源岩的生气强度最高,为167.52×10⁸m³/km²,甲烷与乙烷的强度也最高;其次为妖魔山剖面,生气强度为118.88×10⁸m³/km²;红雁池剖面的生气强度最低,为11.46×10⁸m³/km²。总体而言,准噶尔盆地南缘生气潜力较高,勘探前景广阔。     

鄂尔多斯盆地三叠纪湖盆东部“边缘”长7段烃源岩的发现及其地球化学特征

以往对鄂尔多斯盆地三叠系主力烃源岩的研究主要集中于盆地内部的湖盆中心及其周围地区,对湖盆“边缘”特别是东缘地区的烃源岩则鲜有研究。为弥补以往研究的空白,解决鄂尔多斯盆地东缘三叠系是否发育有效烃源岩这一问题,选择七里村油田为研究区,通过岩心观察、测井曲线特征分析、地化测试分析等手段,对该油田三叠系长7段烃源岩特征进行了详细研究。七里村油田长7段烃源岩分布范围广,面积超过2 500 km²;可分为黑色泥页岩和暗色泥岩2种类型,平均厚度分别为9.2 m和28.9 m;烃源岩有机质丰度高,黑色泥页岩TOC含量平均为2.73%,可达到“最好”烃源岩标准,暗色泥岩TOC含量平均为1.98%,达到“中等—好”烃源岩标准;有机质类型总体为Ⅰ—Ⅱ₁型,以生油为主;多项成熟度参数表明黑色泥页岩和暗色泥岩成熟度无明显差别,均已达到成熟,处于主要生油阶段。根据烃源岩生物标志化合物特征,分析其沉积环境为陆相淡水还原环境,且黑色泥页岩所处沉积环境还原性比暗色泥岩更强;烃源岩母质来源主要为低等水生生物,其次为陆源高等植物;暗色泥岩较黑色泥页岩有更多陆源高等植物的贡献。综合分析认为,鄂尔多斯盆地东缘七里村油田长7段烃源岩是本地区油藏的主力烃源岩,而且优质烃源岩的发现表明本区长7段页岩油和致密油也具有良好勘探前景。     

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。     

渤海湾盆地东濮凹陷上古生界烃源岩成烃特征及成藏意义

为了明确渤海湾盆地东濮凹陷上古生界油气成藏条件和规律,采用烃源岩评价、生烃热模拟实验和盆地模拟相结合的研究方法,定量研究石炭系—二叠系烃源岩生烃历史和强度,并探讨其成藏意义。结果表明：东濮凹陷石炭系—二叠系烃源岩显微组成中富氢的壳质组、基质镜质体含量高（>10%）,烃源岩具有较高生油潜力,成烃演化过程以多阶段性、生气带宽为特征;石炭系—二叠系在燕山期埋藏深度小,R_o在0.6%~0.8%,生气量较小,在喜马拉雅期呈差异化的热演化特征,凹陷西部至西斜坡地区生气强度整体较低,为（1~20）×10⁸ m³/km²,东部深洼带烃源岩埋深大、演化程度高、生气量大,生气强度达（60~110）×10⁸ m³/km²。已有勘探成果分析显示,生气强度大于40×10⁸ m³/km²的区域才能形成天然气富集,前梨园洼陷带生气强度在（60~110）×10⁸ m³/km²,具备形成原生煤成气藏和古生新储煤成气藏的有利条件,是下步有利勘探区带。