准噶尔盆地陆东-五彩湾地区石炭系源岩演化及成藏时序

陆东-五彩湾地区石炭系源岩呈带状分布,源岩最发育区位于滴南凸起西段及其南部。不同地区石炭系源岩成熟度差异较大,成熟度中心沿滴南凸起西段-五彩湾凹陷北西向展布,向南、向北成熟度降低。通过源岩热演化史及包裹体温度,综合分析了该区的油气成藏过程。不同区块表现出明显的成藏时序性,第一期成藏时间由早到晚的顺序依次是五彩湾—滴南西段—滴南东段—滴北地区。源岩分布、演化及成藏时序控制了该区的油气分布。     

储层物性对多期原油成藏的控制作用研究——以准东火烧山地区二叠系平地泉组为例

为弄清火烧山地区二叠系平地泉组低渗透储层原油成藏规律,在烃源岩评价和原油特征研究的基础上,进行储层物性对多期原油成藏控制作用分析。研究表明,火北和火烧山背斜烃源岩均处于低成熟阶段,沉积环境和成岩作用导致的储层物性差异是造成这两个地区原油性质不一致的重要因素。火北储层岩石颗粒细小,压实作用较强,孔隙度、渗透率较低,储层物性较差,其对应的原油成熟度低;火烧山背斜储层孔隙度较高,渗透率相对较好,原油成熟度高于火北地区,具有混源的特征。在此基础上建立了火烧山地区二叠系平地泉组致密油控藏模式：火烧山背斜储层物性较好,具“两期成藏”的特征,原地低成熟原油仅占据部分孔隙,后期还捕获了经断裂向上调整而来的火东向斜的成熟原油;而火北地区储层致密,孔隙空间大部分被自身源岩低成熟原油充注,表现出“自生自储     

准噶尔盆地陆东—五彩湾地区石炭系烃源岩

陆东—五彩湾地区天然气具有典型的源控成藏特征,将露头资料、钻井资料和地震资料相结合,对陆东—五彩湾地区石炭系烃源岩的丰度、类型、成熟度特征进行了系统研究和评价。研究区石炭系烃源岩以深灰色泥岩和灰色泥岩为主,其次为凝灰岩、炭质泥岩、粉砂质泥岩和煤;上石炭统巴塔玛依内山组(C2b)烃源岩丰度高于下石炭统滴水泉组(C1d),下石炭统烃源岩的类型好于上石炭统;石炭系烃源岩成熟度高值区分布在滴南凸起西段—五彩湾凹陷一带,向南、北方向石炭系烃源岩的成熟度降低;石炭系烃源岩与火山岩的分布具有互补性,烃源岩呈东西向带状分布,烃源岩最发育区位于滴南凸起西段及其南部。图8表2参15     

周口坳陷上古生界油气资源潜力分析

周口坳陷石炭—二叠系煤系地层有机质较丰富,含煤性好,岩性岩相稳定,具有较强的生烃潜力.二次生烃是其显著特征,二次生烃量大小受源岩初始成熟度、生烃潜量和终点成熟度的制约.坳陷内二次生烃条件相对较好的是谭庄—沈丘凹陷和倪丘集凹陷,并已在倪丘集大王庄构造南12井下第三系获得过源自石炭—二叠系的工业油流,展示出该区煤成油气勘探前景广阔.      

柴东石灰沟地区上石炭统烃源岩评价及潜力分析

柴东石灰沟地区发育上石炭统烃源岩,由于缺少系统井下烃源岩评价,其生烃潜力尚不十分明确。对研究区上石炭统烃源岩有机质丰度、类型、成熟度进行分析,结合油源对比及烃源岩展布研究,综合评价其生烃潜力。研究表明,上石炭统海陆过渡相暗色泥岩、碳质泥岩有机质丰度较高,总体达到中等-好烃源岩标准;有机质类型为Ⅱ-Ⅲ型,生烃潜力较大。海相灰岩为较差-中等烃源岩,有机质类型为Ⅰ-Ⅱ型,具备一定生烃能力。研究区上石炭统烃源岩总体处于成熟-高成熟热演化阶段,正处于生排烃高峰期。油源对比分析表明该区石炭系油苗源自石炭系烃源岩,证实了其生烃有效性。同时露头、钻井及前人研究揭示石灰沟地区上石炭统烃源岩分布范围较广、厚度较大,展示该区石炭系可能具有较好的勘探前景。     

柴达木盆地北缘东段不同凹陷内侏罗系烃源岩生烃潜力差异及成因探讨

柴达木盆地北缘东段马海东构造油气勘探的突破,揭示了该区侏罗系烃源岩具有较强的油气潜力。结合柴北缘东段地区野外剖面和钻井岩心的地球化学数据,对不同凹陷内发育的烃源岩丰度、类型和成熟度等进行了详细的对比分析,并探讨了其生烃潜力差异的控制因素。结果显示：(1)该区侏罗系烃源岩主要分布在中侏罗统大煤沟组五段和大煤沟组七段中,分别以湖沼相煤系烃源岩和半深湖—深湖相暗色泥页岩为主,其中大煤沟组七段烃源岩丰度较高,以Ⅰ型—Ⅱ型干酪根为主,为该地区烃源岩发育的重点层系;(2)红山凹陷烃源岩质量最好,热演化达到成熟阶段,有望成为下一步增储上产的重点凹陷区块;鱼卡凹陷与小柴旦凹陷次之,霍布逊和德令哈凹陷质量均较差;(3)不同凹陷间大煤沟组七段烃源岩的丰度和类型差异与沉积环境有关;霍布逊凹陷在这一时期发育滨湖—沼泽沉积,而红山、小柴旦和鱼卡凹陷为浅湖—半深湖沉积,前者烃源岩丰度和类型均较差;(4)不同凹陷间烃源岩成熟度的差异受到构造活动的控制;霍布逊、红山、德令哈凹陷属于持续沉降型凹陷,而鱼卡凹陷和小柴旦凹陷属于构造反转型凹陷,前者发育的烃源岩成熟度高而后者相对较低。     

银根—额济纳旗盆地天草凹陷天2井烃源岩生烃潜力评价

定量评价盆地的烃源岩生烃潜力是油气勘探中首先要解决的问题.银根—额济纳旗盆地天草凹陷发育多套烃源岩,但究竟哪一套地层是主要烃源岩尚不清楚,也未见对其烃源岩生烃潜力评价的报道.以天草凹陷天2井暗色泥岩为研究对象,采用多项有机质丰度、类型和成熟度指标定量或定性刻画了暗色泥岩的生烃潜力特征,结果揭示:下白垩统巴音戈壁组下段烃源岩有机质丰度最高,热演化处于成熟阶段,有机质类型为Ⅱ2-Ⅲ型,应为天草凹陷的主力烃源岩;下白垩统苏红图组有机质丰度较高,有机质类型为Ⅱ2型,但其烃源岩成熟度不高,为天草凹陷的次要烃源岩;石炭系和侏罗系烃源岩虽有机碳含量高,但生烃潜量值低,有机质类型为Ⅲ型,现今Ro>3.0%,处于过成熟阶段,属枯竭的烃源岩.     

白家海-五彩湾地区天然气成藏特征

准噶尔盆地东部白家海——王彩湾地区处于多个生油凹陷交汇区，发育石炭系海陆交互相、二叠系平地泉组、三叠系小泉沟群湖相泥岩和侏罗系煤系地层等多套烃源岩。油气来自于多个生烃凹陷的多套烃源岩，具有先油后气，多期充注的特征。在石炭系塔木岗组、巴塔玛依内山组、三叠系烧房沟组、侏罗系八道湾组、三工河组和西山窑组均获得工业气流。东道海子北凹陷、昌吉凹陷深部二叠系平地泉组烃源岩已达到成熟-过成熟阶段，对白家海凸起的天然气贡献较大；五彩湾凹陷石炭系滴水泉组、巴塔玛依内山组烃源岩已达到成熟阶段。白家海凸起天然气主要分布在生气中心附近，近距离运移聚集成藏，五彩湾凹陷以石炭系自生自储的天然气藏为主。     

准噶尔盆地滴南凸起东段油气成因及来源

准噶尔盆地滴南凸起东段业已形成规模油藏,原油密度高、粘度大,区域上存在多个生烃凹陷,纵向上存在多套源岩,均具供烃可能性。对原油物性和地球化学特征进行综合分析,指出该区原油碳同位素较轻,C₂₈甾烷丰度较高,轻烃成熟度高于本身和五彩湾凹陷的二叠系烃源岩,原油和储层抽提物饱和烃色谱不完整,轻组分和正构烷烃严重损失,是东道海子凹陷二叠系来源的成熟阶段产物并遭生物降解。对天然气组分的组成和碳同位素特征分析,表明天然气为干气,乙烷碳同位素较重,甲烷碳同位素较轻,并与生物降解油伴生,为原油菌解气与石炭系高—过成熟阶段产物混合的结果。下一步勘探应往东道海子凹陷延伸,构造下倾部位保存条件好,且降解稠油可与致密储层共同封堵形成岩性圈闭,捕获凹陷较高成熟阶段油气。      

额尔登苏木凹陷资源潜力分析

根据延额1井室内烃源岩地球化学分析资料及现场地化录井资料,利用热模拟法对额尔登苏木凹陷的各类烃源岩有机质丰度、有机质类型、有机质成熟度进行了分析,确定有效烃源岩发育情况,计算各层段烃源岩的生烃和排烃能力,并预测凹陷资源潜力,研究表明额尔登尔苏木凹陷下白垩统腾一段有机质丰度高、类型好、成熟度高,是下步重点的资源勘探层位。     

东海盆地西湖凹陷原油地化特征及来源分析

将地化、地质分析相结合，分析了东海陆架盆地西湖凹陷中央背斜带、三潭深凹和保俶斜坡原油的地化特征，进行了油源对比，并梳理了油气成藏过程。不同构造带原油成熟度、母质来源及成藏过程存在差异:西湖凹陷原油成熟度分布在成熟-高成熟范围，中央背斜带以成熟原油为主，三潭深凹和保俶斜坡原油在成熟-高成熟范围均有分布。油源对比结果显示，中央背斜带花港组原油的源岩以花港组泥质烃源岩为主；三潭深凹花港组原油的源岩以平湖组和花港组泥质烃源岩为主；保俶斜坡平湖组原油源岩以平湖组煤系烃源岩为主；保俶斜坡宝石组原油的源岩以宝石组泥质烃源岩为主。西湖凹陷原油普遍具有"蒸发分馏、气洗分馏"的成藏机制，以保俶斜坡原油最为典型。      

烃源岩特征与生烃动力学研究——以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组为例

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组含有丰富的油气资源,其烃源岩主要有页岩、碳酸盐质页岩和粉砂质泥岩,它们均具有有机质丰度高、生烃潜力大、当前处于低成熟至成熟阶段、有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ型为主的特征,在对其特征进行评价的基础上,选取中-低成熟度、有机质丰度较高的烃源岩进行开放体系条件下的热解实验和动力学模拟实验,进而研究烃源岩样品的生排烃特征。结果表明,芦草沟组烃源岩活化能主要为210 kJ/mol;上述3 种烃源岩中,页岩具有最高的生烃量和排烃效率,碳酸盐质页岩次之,而粉砂质泥岩的生烃量和排烃率均最低,但前两者却具有较高的滞留烃含量。综合前人的研究成果,最终认为芦草沟组烃源岩生烃增压作用是烃源岩排烃和致密油气聚集的主要动力,页岩和碳酸盐质页岩段是致密油勘探的目标层段。     

六盘山盆地兴仁堡凹陷烃源岩特征与勘探方向

兴仁堡凹陷位于六盘山盆地的东南部，为中生代盆地，勘探程度较低，处于早期评价阶段。基于该区钻井、露头取心、二维地震和重磁等综合资料，对凹陷内烃源岩有机质丰度、类型、成熟度等地化参数及成藏有利因素进行分析评价。凹陷内三叠系延长组烃源岩为中等烃源岩，有机质类型为Ⅱ-Ⅲ型，成熟度为低熟-成熟，具有一定的勘探潜力，下一步应以自生自储油藏勘探为主；侏罗系直罗组烃源岩是较好烃源岩，有机质类型为Ⅰ-Ⅱ型，成熟度属低熟-成熟，是下一步构造、岩性勘探的物质基础和重点方向，应加以重视。      

准噶尔盆地东部克拉美丽地区石炭系烃源岩研究

准噶尔盆地东部克拉美丽地区的勘探一直没有突破，是否存在有效烃源岩成为制约勘探决策的主要因素。文章在分析地表样品地球化学特征的基础上，运用有机相的方法研究和预测了石炭系烃源岩性质与分布，滴水泉组现今处于成熟到高成熟演化阶段，主要分布在克拉美丽山前五彩湾凹陷至陆粱隆起一带，推测乌伦古坳陷可能也存在对应分布，最大厚度可达700m以上；巴塔玛依内山组是一套以腐殖型干酪根为主的湖相好烃源岩，主要分布在北三台、吉木萨尔凹陷、五彩湾凹陷及乌伦古坳陷一带，厚度在100m以上；石钱滩组为成熟到高成熟较差海相烃源岩，主要分布在石钱滩凹陷，生油能力较差，以生气为主。石炭系烃源岩在侏罗纪-白垩纪末进入二次生烃高峰期和排烃期，较晚的生烃期对油气的保存较为有利，对石炭系烃源岩的油气勘探具有重要意义。     

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。     

渤海湾盆地南堡凹陷烃源岩地球化学特征与地质意义

通过对渤海湾盆地南堡凹陷烃源岩地球化学特征的多参数精细描述和对比研究认为,沙三段有效烃源岩厚度大,有机碳含量高达2.5%～8%,以Ⅱ₁和Ⅰ型有机质为主,处于成熟—高成熟阶段,为好的有效烃源岩;沙一段有机碳含量1.2%～2.3%,有机质类型以Ⅱ₂和Ⅲ型为主,为好的有效烃源岩。东三段有机碳含量0.2%～2.6%,以Ⅱ₂型有机质为主,处于成熟演化阶段,为较好的有效烃源岩。因此,预测南堡凹陷勘探有利方向:第一类为紧邻以Ⅱ₁和Ⅰ型有机质烃源岩为主的生烃凹陷分布的南堡1-2号构造和南堡3-4号构造;第二类为紧邻以Ⅱ₂和Ⅰ型有机质烃源岩为主的生烃凹陷分布的高尚堡构造—柳赞构造;第三类是紧邻以Ⅱ₂和Ⅲ型有机质烃源岩为主的生烃凹陷分布的老爷庙构造—北堡构造和南堡5号构造。      

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。      

东海盆地西湖凹陷主力烃源岩特征及分布

基于近年大量勘探成果,结合地球化学分析和盆地模拟技术,综合分析确定了西湖凹陷烃源岩的有机地球化学和分布特征,并探讨了区内天然气成因及来源。结果表明,西湖凹陷主要发育平湖组和花港组2套源岩,岩性主要为暗色泥岩和煤,平湖组煤系源岩为该区主力供烃层系,最大厚度分布于保俶斜坡带中部及三潭深凹-中央背斜带中南部,并沿凹陷两侧逐渐减薄。源岩评价表明平湖组以中-好烃源岩为主,泥岩有机质类型以Ⅱ₂型和Ⅲ型为主,煤以Ⅲ型为主;三潭深凹与中央背斜带内平湖组现今多处于成熟-过成熟阶段,其源岩成熟早且生气强度明显高于生油强度。有机质生源以陆源高等植物为主,形成于淡水-微咸水、偏氧化的沉积环境。西湖凹陷天然气以烃类气体为主,多属煤型气;西湖凹陷天然气成熟度（R_o值）多在0.58%～1.97%,为成熟-高熟源岩热演化产物。中央背斜带及三潭深凹花港组产出的天然气主要来源于自身下部平湖组成熟-高熟源岩,亦有该区花港组下段成熟源岩贡献;保俶斜坡带中部平湖构造带花港组产出天然气主要来源于花港组自生;保俶斜坡带平湖组产出天然气多来源于平湖组,部分井产出的高熟气样可能来源于邻区三潭深凹高熟平湖组源岩贡献。系统分析西湖凹陷主力烃源岩特征及分布规律,对深化油气勘探具有实际指导意义。