渤海湾盆地渤中凹陷古近系烃源岩生物标志物特征及其地质意义

渤中凹陷位于渤海湾盆地中东部, 主要发育沙三、沙一和东三段烃源岩层, 具有良好的油气勘探前景, 前期对渤中凹陷有机地球化学特征的研究主要基于岩屑样品, 对岩心样品生物标志物特征的研究比较薄弱。本次研究综合利用岩心和岩屑样品, 通过有机碳、岩石热解、氯仿沥青"A"、族组分饱和烃色谱-质谱等有机地球化学分析测试, 重点对渤中凹陷古近系东营组三段和沙河街组一段、三段烃源岩的有机质丰度、类型、成熟度及母质来源与沉积环境进行研究, 明确了渤中凹陷三套泥页岩的地球化学特征及发育控制因素, 并建立了区分3套烃源岩的典型生物标志化合物组合特征, 以期望为进一步厘清该区域优质烃源岩发育模式及时空分布提供一定的理论依据, 进而有利于该区油气的勘探。研究结果表明: 3套烃源岩的生烃潜力具有显著差异, 沙三段>沙一段>东三段。沙三段烃源岩有机质丰度最高, 为好-极好烃源岩, 有机质类型为Ⅰ-Ⅱ₁型, 处于成熟阶段; 沙一段次之, 为中等-好烃源岩, 有机质类型为Ⅱ₁-Ⅱ₂型, 整体处于成熟阶段; 东三段稍差, 为中等烃源岩, 有机质类型以Ⅱ₁-Ⅱ₂型为主, 处于低熟-成熟阶段。岩心样品的生物标志化合物中姥植比(Pr/Ph)、伽马蜡烷指数(Ga/C₃₀H)、C₂₇-C₂₈-C₂₉规则甾烷含量、4-甲基甾烷指数(4-MS/C₂₉甾烷)等参数表明母质输入和沉积环境是控制3套湖相烃源岩差异的主控因素, 淡水藻源输入和良好的保存条件是沙三段优质烃源岩发育的关键, 低等水生生物输入和强还原的保存条件是沙一段优质烃源岩发育的关键, 混源输入和良好的保存条件是东三段优质烃源岩发育的关键。      

西湖凹陷中西部地区烃源岩生烃潜力及油源对比

西湖凹陷作为中国东部油气勘探主战场,一直以来都受到油气地质学家们的广泛关注。前人对西湖凹陷油气资源的研究主要集中在深部地层(平湖组及其下伏层),而对中浅层系(花港组及其上覆层)烃源岩的关注度相对较少。近年来已有勘探发现西湖凹陷中浅层系具有规模成藏的潜力,针对西湖凹陷烃源岩开展研究,利用多项地球化学测试手段分别分析了西湖凹陷中西部地区的烃源岩生烃潜力和生物标志化合物特征。结果显示：西湖凹陷煤和炭质泥岩的生烃潜力好,而泥质烃源岩生烃潜力变化较大,深部地层的泥质烃源岩评价为好或极好烃源岩,中浅层系为差烃源岩。烃源岩有机质类型主要为Ⅱ₂～Ⅲ型,热演化阶段可划分为开始生烃阶段(R_o>0.6%)和大量排烃阶段(R_o>0.8%)。基于原油和各类烃源岩的生物标志化合物特征对比显示研究区泥质烃源岩为主要原油来源。本研究对西湖凹陷未来油气勘探与开发具有参考意义。     

东海盆地西湖凹陷平湖组煤系烃源岩条件及成烃模式

西湖凹陷是中国近海最重要的煤成油气凹陷。近年来，油气勘探证实平湖组煤系烃源岩为西湖凹陷提供了丰富的油气资源。与陆上其他中生代煤成油气盆地不同，近海新生代海陆过渡相平湖组煤系烃源岩在母质来源、生烃条件和演化特征上都有其独特性。研究表明，平湖组煤和炭质泥岩具有富含树脂体、高I_H指数、Ⅱ₁-Ⅱ₂型干酪根、广覆式分布特点；煤系烃源岩富含三环二萜异海松烷、四环二萜β-扁植烷和五环三萜奥利烷，指示了针叶类裸子植物、蕨类植物和被子植物多植被母质来源；有机质组成差异、"内热外冷"地温和差异的沉积沉降速率造成了煤和泥岩在不同构造带成烃演化具有明显不同。这种差异决定了煤成油气资源具有"油气并举、东气西油"的分布格局，烃源岩成烃演化表现为"早期有利生油，晚期持续生气"模式。      

平庄凹陷烃源岩有机质成熟度评价

平庄凹陷盖层中发育九佛堂组、沙海组和阜新组3套烃源岩,虽然以往围绕煤矿生产展开了大量的煤田地质勘探工作,但石油、天然气勘探工作较少,研究程度较低.为了客观评价平庄凹陷的油气资源,需对烃源岩有机质成熟度进行评判.在对平庄凹陷烃源岩岩石热解、镜质组反射率、生物标志物参数分析的基础上,对平庄凹陷九佛堂组、沙海组烃源岩有机质热演化特征及演化阶段进行了系统研究.结果表明:平庄凹陷烃源岩各参数随埋藏深度的增加变化明显,具有纵向上的连续性和横向上的不均匀性;平庄洼陷烃源岩有机质成熟度处于未成熟-低成熟-成熟阶段,其中,九佛堂组烃源岩是盆地的主要成油岩系;四龙洼陷烃源岩有机质成熟度较低,对盆地成烃贡献不大.     

东非裂谷Albertine盆地上中新统—下上新统烃源岩地球化学特征与沉积环境

Albertine盆地是东非裂谷系重要的裂谷盆地, 油气资源丰富, 上中新统-下上新统烃源岩是盆地重要的生烃岩系, 目前研究相对薄弱。综合利用地质学、岩石热解、元素地球化学等资料, 对Albertine盆地上中新统和下上新统的烃源岩进行了评价, 并分析了晚中新世-早上新世时期的古环境特征。研究表明, 两套烃源岩处于成熟阶段, 但有机质丰度和类型存在差异, 下上新统烃源岩有机质丰度更高, 属于中等-好烃源岩, 干酪根类型主要是Ⅱ₁~Ⅱ₂型; 上中新统烃源岩有机质丰度略低, 属于差烃源岩, 干酪根主要是Ⅱ₂~Ⅲ型。沉积环境是造成烃源岩差异的重要原因。晚中新世-早上新世时期, 研究区属于还原性较强的淡水湖盆, 水体逐渐加深, 气候越来越温暖, 细菌及微生物繁盛, 有机质类型变好, 同时, 湖泊生产力提高, 沉积速率有所加快, 有机质能够更有效地保存, 烃源岩的有机质丰度更高。研究结果对于Albertine盆地的油气勘探与开发具有重要的理论意义和实际意义。      

渤海海域渤东凹陷烃源岩特征与勘探潜力

近年来渤东凹陷内油气勘探因一直未取得重大突破而陷入低谷,主力烃源岩不明确是制约该区油气勘探的核心问题。结合地震、钻井、测井和分析化验等资料,对渤东地区烃源岩地球化学指标、分布特征及成因环境进行了分析,借助盆地模拟和油源对比结果,明确了渤东凹陷的主力烃源岩层系和勘探潜力。渤东凹陷发育东三段、沙一段、沙三段和沙四段4套烃源岩,其中,沙三段烃源岩有机质类型好、丰度高,为很好的烃源岩,其生烃量占凹陷总生烃量的61%,是渤东凹陷的主力烃源岩。地质分析表明,PL9-1油田的油气主要来自渤东凹陷,预示渤东凹陷具备较大的勘探潜力。油源对比结果表明,PL9-1油田75%的原油来自于沙三段烃源岩,渤东凹陷及周缘地区今后的勘探应以寻找沙三段烃源岩生成的油气为主。      

东营凹陷盐湖相天然气生成的热模拟试验

东营凹陷民丰地区沙四段是典型的盐湖相沉积,也是本区重要的烃源灶和天然气产层.为了研究不同盐类物质与烃源岩在高成熟阶段的相互作用,采用高压釜封闭体系模拟了东营凹陷盐湖相烃源岩的天然气生成过程.结果表明:碳酸盐、硫酸盐、氯化盐对烃源岩热解生成天然气有强催化作用,同烃源岩热解相比,550 ℃时气态烃产率分别增加了35%、77%和46%.在4组热模拟气的气态烃组成及热模拟气与民丰地区天然气的轻烃组分比较中发现,上述蒸发盐类不仅改变了气态烃产物中各单组分化合物的生成路径,影响了气态烃产物的组成,而且在盐类物质参与作用下,烃源岩热解的气态烃组成与民丰地区天然气更接近.     

渤中凹陷西南洼东营组烃源岩地球化学特征及环境指示意义

东营组烃源岩在渤中凹陷广泛分布, 明确该套烃源岩特征及其形成的古环境对于推动渤中凹陷常规-非常规油气勘探具有重要意义。通过对渤中凹陷西南洼东营组烃源岩样品进行有机、无机地球化学实验, 分析该套烃源岩品质、有机质来源和古沉积环境, 并与凹陷内主力烃源岩沙河街组进行对比分析。结果显示: ①东营组不同层段烃源岩特征差异显著, 且与沙一二段烃源岩呈现明显不同。东二下段与东三段有机质丰度高, 已达到成熟-高成熟阶段, 东营组整体有机质类型均以Ⅱ型为主; ②通过Pr/nC₁₇-Ph/nC₁₈等图版以及干酪根类型判断东营组有机质来源为混合型, 与沙一二段的低等藻类输入明显不同; ③综合Sr/Cu、Mn/Fe等16种元素含量或比值以及Pr/Ph、伽马蜡烷指数分析烃源岩形成时期的古环境, 与沙一二段烃源岩干旱气候下强还原咸化湖盆的形成环境所不同, 东营组整体形成于温湿气候下, 伴随较强陆源输入, 受控于弱氧化淡水环境; 纵向上, 从东三段-东一段古气候变化不大, 水体盐度基本一致, 但水深逐渐变浅, 水体氧化条件呈现逐渐增强的趋势; ④利用Co、La含量定量恢复东营组沉积时的古水深, 认为东三段(50.4m)＞东二段(35.7m)≈沙一二段(33.2m)≈东一段(31.7m), 计算结果与前面的古水深定性结果保持一致。东营组独特成源条件的揭示, 将大大促进针对该组为烃源灶的油气勘探。      

塔里木盆地东北部侏罗系烃源岩特征及初步评价

塔里木盆地是中国最大的含油气盆地,其东北部的侏罗系分布面积广、厚度大,主要发育一套煤系烃源岩.根据钻井及大量的实验测试等资料,研究了侏罗系煤系烃源岩的发育特征及其有机地球化学、有机岩石学特征,表明其有机质丰度较高,达到中等-好级别;有机质类型以Ⅲ型为主、Ⅱ型为辅;有机质热演化程度处于未成熟-低成熟阶段,部分地区可能达成熟阶段;烃源岩主要生烃显微组分为基质镜质体,少量孢子体、角质体和碎屑壳质体.综合分析表明,塔里木盆地侏罗系烃源岩具备一定的生烃条件和油气勘探前景.     

惠安堡-马家滩地区二叠系煤系烃源岩

综合运用有机岩石学、岩石热解分析及有机地球化学等方法,以井下暗色泥岩的分析资料为主,结合地表剖面暗色泥岩样品分析数据,研究和分析了鄂尔多斯西缘惠安堡—马家滩地区二叠系煤系烃源岩的有机质生烃特征、煤系烃源岩的沉积环境。研究表明:太原组、山西组煤系暗色泥岩为二叠系主要的烃源岩层系;有机质类型以Ⅲ型为主。二叠系煤系烃源岩已不同程度进入成熟—高成熟—过成熟阶段。     

Organic geochemistry and source rock potential assessment of Late Paleocene Patala Formation in Margalla Hill Range,North Pakistan

Black shales of the Paleocene Patala Formation are proven source rocks for conventional hydrocarbons in southern Potwar Basin of Pakistan and are assumed to be effective source rocks towards north in the Margalla Hill Range of Pakistan. In this regard, the current study focuses on source rock geochemistry of the Paleocene Patala Formation to assess its source rock potential, organic matter types and thermal maturity levels in the Mar-galla Hill Range of North Pakistan. Source rock generative potential, kerogen types and thermal maturation of the analysed rock samples were unraveled by using Rock-Eval pyrolysis Tmax, TOC (total organic carbon) and vitrinite reflectance ( R0 ) analyses. TOC analysis coupled with S2 yield revealed poor to fair source rock quality encountered within the formation. The pyrolysis Tmax vs Hydrogen Index ( HI) , showed mostly Type Ⅲ kerogen dominated by thermally immature to mature organic matter. The HI and genetic potential is low and revealed poor hydrocarbon generation potential of the formation. The S1 vs TOC plots confirm the indigenous nature of the hydrocarbons hosted by Patala Formation. The vitrinite reflectance outcomes indicated immature to mature source rock beds lying in dry gas zone. The HI and OI signatures and abundance of Type Ⅲ kerogen are indica-ting dominance of terrestrial organic matter within the formation. Overall, the investigated Patala Formation ex-posed at the studied section of Margalla Hill Range, Pakistan acts as a poor source rock unit for liquid hydrocar-bon generation but holds prospects for dry gas generation in the study area.     

渤南洼陷不同来源原油分布规律及主要控制因素

为揭示渤南洼陷沙三段、沙四段烃源岩来源原油的分布规律及主要控制因素,通过族组分分离、气相色谱（GC）、气相色谱-质谱（GC-MS）等测试分析原油和烃源岩地球化学特征,进行原油成因分类,确定不同来源原油的分布规律,进而探讨影响油气分布的主要因素。研究表明,沙三段、沙四段烃源岩对原油的贡献程度不同。依据生物标志化合物指标将原油划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ 3类,其中Ⅱ类油细分为Ⅱ₁和Ⅱ₂ 2个亚类。油源对比结果表明:Ⅰ类油来源于沙三段烃源岩,主要分布在洼陷中心;Ⅱ₁类油来源于沙四段膏岩层间的泥岩,Ⅱ₂类油来源于沙四段盐层下部的泥岩,此类油主要分布在洼陷边缘部位;Ⅲ类油为混合来源,且以沙三源为主,其分布与断层的展布有关。结合洼陷地质特征分析,认为断层及沙四段上部存在的膏盐岩是影响不同来源原油分布的主要因素。      

川西坳陷须三段致密砂岩气藏源储特征及成藏模式

川西坳陷须家河组致密气藏已成为拓展油气勘探、发现新储量的重要领域,致密气藏发育特征及其成藏机理成为目前亟需解决的关键科学问题之一。运用地球化学、地球物理和沉积学等分析方法,对须三段源储特征及成藏模式进行了系统分析,对高效烃源岩和优质储层进行了判别和预测,厘定了致密气藏成藏期次和成藏模式。得出以下结论:①须三段发育成熟-高成熟湖相烃源岩,以Ⅲ型干酪根为主,局部偶见Ⅱ₂型干酪根。发育于须三下亚段最大湖泛面附近,泥页岩体积分数在65%以上或者单层厚度较大、且1.50% ≤ w（TOC）≤ 10%时,属于高效烃源岩。②基于砂岩粒度中值识别出4期（S1,S2,S3和S4）优质储层,都属于低孔低渗-特低孔特低渗致密储层,中砂-细砂,粒度分布范围为0.5~0.062 5 mm,厚度一般5~10 m。主要发育于三角洲前缘和前三角洲。③烃源岩生排烃时间持续较长,中侏罗世开始生烃,一直持续至晚白垩世;从晚侏罗世开始排烃,早白垩世达到高峰。优质储层经历早期天然气持续充注和晚期凝析气充注,天然气充注时间要早于凝析气充注时间。形成了"断层垂向输导,先聚集后致密,晚期改造调整"的致密气藏成藏模式。      

涠西南凹陷流沙港组烃源岩生产力及发育模式

涠西南凹陷是中国近海北部湾盆地已证实的富烃凹陷,始新统流沙港组是该凹陷主要烃源岩层系.为深入认识涠西南凹陷流沙港组烃源岩的生产力和发育特征,采用有机地球化学与地球生物学相结合、定性分析与定量计算相结合的方法正演恢复了涠西南凹陷不同次洼流沙港组不同层段烃源岩的古生产力、有机质埋藏效率和有机碳埋藏生产力,进而建立了研究区流沙港组烃源岩形成的地球生物学模式.结果表明,涠西南凹陷流沙港组烃源岩的古生产力、有机质埋藏效率及有机碳埋藏生产力在横向不同次洼和纵向不同层段上均存在差异,横向上以B次洼最优,纵向上以流二段最高;涠西南凹陷流沙港组烃源岩发育超营养湖高埋藏效率高埋藏生产力、富营养湖中等埋藏效率中等埋藏生产力及富营养湖低埋藏效率低埋藏生产力3种代表性的地球生物学模式.     

陆相泥页岩层系岩相测井识别与预测:以南堡凹陷拾场次洼为例

泥页岩层系岩相研究是页岩油勘探的基础工作，由于钻井取心较为困难且陆相湖盆范围小，相变快，使岩相精细识别与预测较为困难。测井曲线精确度高，纵向连续性好，可以准确识别与预测岩相。利用全岩X衍射（XRD）、薄片鉴定及地球化学分析测试等实验数据，将岩相按"三级次-三单元"划分方案进行划分，将测井曲线与TOC值、矿物含量等参数进行拟合，综合识别岩相，最后在高分辨率层序格架下建立岩相旋回叠加模式，从而进行岩相展布研究。结果表明该地区为一套以Ⅰ型和Ⅱ₁型干酪根为主生油湖相烃源岩，可划分为18种岩相，其中富有机质黏土质层状泥岩、富有机质混合质纹层状泥岩、页岩为页岩油优势岩相。岩相各评价指标可通过测井曲线计算与预测。岩相与层序存在耦合关系，在等时地层格架下具可预测性。沙三4亚段泥页岩层系岩相在此格架下，形成了MSC1中部与MSC2两个有机质富集层，以及SQ5~SQ8上升半旋回4个沉积构造发育带。      

珠江口盆地阳江东凹文昌组泥岩稀土元素特征及其地质意义

沉积岩中的稀土元素具有良好的化学稳定性, 能够较好保存原始沉积记录。为了揭示阳江东凹文昌组发育时期的物源区物质来源、构造背景和沉积环境, 选取凹陷内Y-1井文昌组泥岩样品进行元素测试, 系统分析研究区文昌组泥岩稀土元素地球化学特征。结果表明, 文昌组泥岩稀土元素含量高, 轻稀土元素相对富集, Eu为明显负异常, Ce为微弱正异常特征。文昌组物质来源以花岗岩为主, 含有少量沉积岩, 沉积源区为被动大陆边缘构造背景。Ce_anom和δCe参数指示文昌期水体处于还原环境, 为优质烃源岩发育提供良好的保存条件, 纵向上水体还原性演化规律为: 强→弱→强→弱, 与文昌组泥岩TOC变化趋势一致。