应用TSM盆地模拟技术恢复准噶尔盆地东北缘石炭系烃源岩热演化史

准噶尔盆地东北缘石炭系发育多套烃源岩,恢复烃源岩热演化史对深化认识该区油气成藏过程具有重要作用。在盆地原型演化与烃源岩发育特征研究基础上,应用TSM盆地模拟资源评价系统建立了一维和三维盆地模拟模型,恢复了不同构造单元埋藏史、热史和烃源岩生烃演化史。准噶尔盆地东北缘各凹陷石炭系烃源岩生烃演化过程存在明显的差异,乌伦古坳陷石炭系烃源岩在石炭纪末进入低成熟演化阶段,二叠纪隆升造成烃源岩演化停滞,三叠纪末再次埋藏演化达二次生烃门限,现今处于过成熟生干气阶段（R_o>2.0%）;三南凹陷石炭系烃源岩在二叠纪进入低成熟演化阶段,现今处于高成熟演化生气阶段（R_o为1.5%～1.9%）;滴水泉凹陷石炭系烃源岩在三叠纪进入低成熟演化阶段,现今仍处于成熟演化生油阶段（R_o为0.8%～1.3%）。通过模拟计算获得了乌伦古坳陷石炭系姜巴斯套组烃源岩的累计生烃量为205.2×108 t,其中石炭纪末累计生烃量为103×108 t,是主要的生油高峰期;白垩纪末累计生烃量为184.4×108 t,是主要的生气高峰期。      

东西准噶尔火山岩成因类型与油气勘探方向

东西准噶尔地区石炭系—二叠系火山岩已成为现实的油气勘探接替层系。勘探实践证实,石炭系—下二叠统火山岩油气成藏多遵循＂源控论＂;区域构造演化是通过控制石炭系生烃凹陷发育、烃源岩展布,进而控制油气成藏与分布。西准噶尔石炭系火山岩为一套海陆交互的中基性火山岩组合,具汇聚岛弧过渡壳火山岩的特点。东准噶尔石炭系火山岩为一套基性、中酸性岩石组合,具早期岛弧挤压、晚期板内伸展环境特征。二叠系火山岩均为碰撞期后板内伸展构造环境。石炭纪生烃凹陷与烃源岩主要发育于东准噶尔克拉美丽岛弧带前后缘,形成自生自储;二叠纪生烃凹陷与烃源岩主要发育于西北缘断裂带、东缘三塘湖弧后伸展盆地,分割性强,形成多套自生自储生储盖组合。围绕有效生烃灶继承性构造发育带—西准噶尔西北缘断裂带（克—百断裂带、红—车断裂带）、东准噶尔克拉美丽造山带（库普—三塘湖盆地、北三台凸起—吉木萨尔凹陷、大井—石钱滩地区）、北准噶尔（覆盖区）陆东—五彩湾地区与莫北凸起,是石炭—二叠系火山岩油气藏勘探方向及重要领域。     

东濮凹陷天然气富集规律

通过实验模拟,气体组分及同位素特征分析,对东濮凹陷不同类型天然气藏进行了聚类分析,并对成因进行判识。明确了古近系和石炭—二叠系2套烃源岩,在高热演化条件下可依次形成原油裂解气、湖相泥岩干酪根晚期裂解气及煤成气,3种主要生气方式造就了东濮凹陷深层富气。成因判识及气藏动态过程分析表明,东濮凹陷凝析气藏及煤成气藏具有"近源聚集、接力成藏、W型分布"的成藏特征。结合典型气藏解剖,指出深层凝析气及煤成气的富集主要受高热演化烃源岩的分布控制,其中,凝析气藏的有利勘探区域受深度(小于4 350 m)、坡度(同沉积断层)、有机质丰度(TOC0.8%)("三度")控制,二次生烃区域斜坡构造部位及深层储层"甜点"发育区是古近系深层凝析气藏勘探重点领域。煤成气的有利勘探区域主要集中在上古生界煤系源岩Ro2.0%、生气强度大于20×108 m3/km2的区域,中央隆起带及斜坡中下部位为有利勘探区。     

渤海湾盆地黄骅坳陷石炭系—二叠系煤系烃源岩生烃特征研究

近年来，渤海湾盆地探明数个石炭系—二叠系煤系烃源岩供烃的凝析油气藏，展现出可观的勘探潜力。针对研究区烃源岩生烃特征认识不清、勘探方向不明的问题，亟需重新认识煤系烃源岩的供烃能力。为此，以渤海湾盆地黄骅坳陷为研究对象，通过岩心、测井、录井、试油等多元数据统计，基于盆地内构造单元沉积充填特征差异分析，运用盆地数值模拟技术建立沉积单元评价模型，开展黄骅凹陷煤系烃源岩不同岩层的空间展布、生烃潜力与生烃特征综合分析，明确了渤海湾盆地石炭系—二叠系煤系烃源岩生烃模式，并预测了研究区潜山油气有利聚集带。结果表明：黄骅坳陷石炭系—二叠系煤系烃源岩以煤岩为标志层，发育泥岩、炭质泥岩与煤岩3种生烃岩性，其中，泥岩厚度大，连续性强，生烃潜力大；生烃模拟表明，一次生烃以泥岩生油为主，二次生烃以多种烃源岩混合生油生气为主；发育早期沉降型、晚期沉降型与持续沉降型3类生烃模式，持续沉降型与晚期沉降型生烃区对潜山原地油气聚集最为有利。研究成果可为研究区煤系烃源岩供烃的油气成藏理论研究与勘探部署提供技术支撑。     

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。     

东濮凹陷马厂构造深层混源气藏气源探讨

根据东濮凹陷马厂深层气藏天然气常规组成、C1-C5单体气态烃碳同位素组成以及轻烃色谱指纹3方面微观信息的分析，并与文留气田文23井典型石炭系-二叠系煤成气以及白庙、刘庄、桥口煤成气-油型气混合天然气进行气／气对比，揭示了马厂深部气藏沙三段-沙四段天然气以煤成气为主，渗混入少量Es3-Es4油型气的混源特征，证实了东濮凹陷南部石炭系-二叠系煤系烃源岩具有一定煤成气供烃能力。     

鄂尔多斯盆地古隆起西侧奥陶系烃源岩评价及成藏模式

基于鄂尔多斯盆地古隆起西侧奥陶系有效烃源岩评价,证实了在该地区斜坡低部位发育有源自奥陶系内部烃源岩的气藏新类型。根据11口钻井347块烃源岩样品分析,中上奥陶统台地边缘斜坡相带发育良好烃源岩。乌拉力克组和克里磨里组烃源岩有机质TOC含量高,泥灰岩TOC含量平均值分别为0.33%和0.39%,泥质岩类TOC含量平均值分别为0.51%和0.65%,有效烃源岩累计厚度分别在12~40 m和7~14 m,局部烃源岩厚层发育区,生气强度达（14.0~15.5）×10⁸ m³/km²,证实具有较好的生烃潜力。研究区奥陶系气藏主要经历两期成藏过程：早期为中侏罗世,奥陶系烃源岩生烃形成古油藏,晚期为晚侏罗世—早白垩世,古油藏裂解形成油型气。晚期气烃包裹体甲烷碳同位素平均值在-38.84‰,证实晚期具有油型气充注特征。古隆起西侧斜坡高部位普遍发育煤成气气藏,在克里磨里组斜坡低部位大量发育碎屑钙质角砾岩,与上覆中上奥陶统有效烃源岩近距离接触,侧向上远离奥陶系顶面风化壳,能够形成自生自储型气藏类型,如余探1井气藏。台缘斜坡带低部位发育的岩溶缝洞体,是寻找该类气藏的有利勘探目标区。     

东濮凹陷文留地区古近系沙河街组烃源岩特征分析

东濮凹陷位于渤海湾盆地西南端，是一个受区域性应力拉张作用所形成的盐湖断陷盆地，文留构造位于东濮凹陷中央隆起带，是东濮凹陷油气产量的主力区。通过对烃源岩有机质丰度、类型与成熟度的研究，综合评价东濮凹陷文留地区的生烃潜力。研究结果表明文留地区沙河街组烃源岩有机质丰度高，干酪根的类型以沙一段烃源岩最好，主要为ⅡA，以生油为主；沙三3，4段及沙四段烃源岩类型较差，主要为ⅡB-Ⅲ型以生气为主，沙三1，2段烃源岩类型介于两者之间，烃源岩在2450m左右进入成熟阶段，3300m左右进入高成熟阶段，至4100m时进入湿气阶段，5000m以下为干气阶段。     

川西地区中三叠统雷口坡组气藏气源分析

为进一步落实四川盆地西部（以下简称川西地区）中三叠统雷口坡组天然气来源,基于有机地化、地球物理等资料,对该地区雷口坡组气源进行了综合分析。研究结果表明：①川西地区海相二、三叠系发育多套烃源岩,包括雷口坡组碳酸盐岩,上、中二叠统泥岩和碳酸盐岩,雷口坡组烃源岩发育蒸发环境中,主要分布在崇州-德阳一线的雷四段膏湖中心,生烃强度介于2×108～10×108 m3/km2,上二叠统泥质烃源岩和中二叠统碳酸盐岩烃源岩在川西地区均有分布,主要集中于大邑-绵竹一带,生烃强度分别介于8×108～22×108 m3/km2和30×108～60×108 m3/km2;②川西地区发育多条断至二叠系的深大断裂,可以沟通下伏烃源岩至雷四段储层,与川西坳陷中央发育呈北东向展布的雷口坡组顶部网状裂缝带共同形成了良好的运移输导体系;③川西地区雷口坡组天然气乙烷碳同位素值介于－34.8‰～－29.6‰,为典型的海相油型气,野外露头雷口坡组沥青与二叠系烃源岩的具有相似生物标志化合物特征,钻井储层的沥青则与雷口坡组烃源岩具有相似特征,天然气成熟度介于雷口坡组和二叠系烃源岩成熟度之间。结论认为,川西地区雷口坡组气藏的天然气来自雷口坡组和二叠系。     

渤海海域渤中19-6潜山气藏成藏要素匹配及成藏模式

为了明确渤海海域渤中19-6潜山千亿立方米气藏的形成过程,基于大量岩心、薄片、测井及地球化学数据,在地质分析的基础上,利用地球化学分析方法和盆地模拟的手段,对其成藏要素及成藏规律进行了系统分析。研究表明:（1）渤中凹陷沙三段烃源岩生气强度普遍超过50×108 m3/km2,晚期持续供烃为渤中19-6潜山气藏的形成提供了充足的物质基础;（2）印支期和燕山期构造运动是渤中19-6潜山构造裂缝型储层和潜山圈闭形成的关键时期,并形成了近源断裂输导体系和远源不整合面输导体系;（3）东营组厚层超压泥岩盖层和潜山较弱的晚期构造活动有利于渤中19-6潜山气藏的保存;（4）“生、储、盖、圈、运、保”六大成藏要素的时空匹配,最终导致了渤中19-6潜山千亿立方米大气田的形成。建立了渤中19-6潜山多洼供烃、多向充注、断裂和不整合联合输导的晚期成藏模式。      

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。     

渤海湾盆地东濮凹陷盐湖相成烃成藏特征

盐湖相油气聚集是全球，特别是中国中新生代陆相地层一个有特色的石油地质现象。为丰富发展这一领域研究，文章报道了中国东部渤海湾盆地东濮凹陷的研究进展，通过系统的烃源岩和原油地质地球化学研究，分析了盐湖相烃源岩的成烃和成藏特征，也为区域下步勘探部署提供依据。结果表明，典型盐湖相烃源岩发育在凹陷北部，主要层位为沙河街组三段下亚段（简称沙三下亚段）和沙河街组四段上亚段（简称沙四上亚段），岩性为页岩，发育“双层”结构（下层为有机质和粘土，上层为黄铁矿和方解石），生油具有早生与早排的特点。盐湖相油气聚集呈现出常规与非常规油气藏共同发育的特征，其中常规油气藏具有“有序分布、差异富集”的特点，而非常规页岩和致密油气藏的发育也与盐湖相富有机质烃源岩关系密切，反映了盐湖相富有机质烃源岩对油气成藏的控制。建议下步区域勘探围绕沙三下亚段和沙四上亚段这两套富有机质烃源岩发育区展开多类型油气藏的勘探。这些认识可供其他咸化湖盆油气地质研究和勘探参考。     

渤海湾盆地中南部上古生界天然气资源潜力

渤海湾盆地上古生界煤系烃源岩经历了复杂的埋藏史、热史和生烃史，具有多期次的生烃过程，该区上古生界天然气具有晚期成藏特征，古近纪以来所生成的天然气具有较大的资源意义。为此，建立了渤海湾盆地中南部地区上古生界烃源岩的生烃史地质模型，据此对生烃过程进行了数值模拟，通过生成生烃强度随地理坐标和时间变化的三维数据体，实现了对任意平面范围、任意时间段生烃量的定量计算。依据越晚期的生烃量其资源贡献率越高的原理，结合对天然气成藏条件的深入分析，预测了渤海湾盆地中南部地区上古生界天然气资源量的分布规律，进而提出了勘探建议：惠民凹陷的滋镇洼陷、阳信洼陷，东营凹陷南部，东濮凹陷东部次洼、中央隆起带和西部次洼是寻找上古生界天然气的远景区；沾化凹陷孤北地区、东濮凹陷中央隆起带、东营凹陷南坡、惠民凹陷的滋镇洼陷南坡则可作为近期寻找天然气资源的重点区带。     

东濮凹陷沙一段自生油气藏成藏条件及成藏模式

通过对东濮凹陷沙一段构造演化及烃源岩研究发现,沙一段暗色泥岩在区内分布稳定,为较好—好的烃源岩,晚期深埋使前梨园、海通集、孟岗集洼陷中心附近烃源岩成熟,具备较好的生烃条件,埋藏史研究显示沙一段成藏期为明化镇沉积期—现今。通过对刘庄自生自储型油藏的油源特征、储盖特征、油气运聚及油藏类型解剖,明确了刘庄沙一段油气藏成藏过程。建立了东濮凹陷沙一段自生自储型油气藏成藏模式：近源成藏,断砂双控,高点富集,油藏规模小、数量多。研究成果对东濮凹陷前梨园—海通集—孟岗集地区沙一段油气勘探具有重要意义。     

东濮凹陷构造特征及古生界有利勘探区带评价

利用地震、钻井等资料,对东濮凹陷进行构造解析,并结合煤系源岩高热演化区的生气强度进行了研究区古生界有利勘探区带预测。研究结果表明：①东濮凹陷具有印支—燕山期挤压分区、古近纪拉张成带、沙四—沙三段沉积期断陷控洼、沙二段沉积期走滑成块的演化特征,从而导致古近系具有多断、多凸、多洼的结构特征。②东濮凹陷在多期构造应力叠合作用下形成“棋盘式”含油气系统,各含油气系统内油气普遍具有“上油下气、早油晚气、连续成藏”的特征,总体上发育4类油气藏,建立了弱改造型盆地“近源聚集、连续成藏、断超控富”的油气富集模式。③东濮凹陷中区构造改造弱,油气富集,南北向挤压断层控制着古生界残余地层的分布,是深层煤层气原生油气藏有利区带;在高热演化区以烃源岩为中心,利用多成藏要素叠合可优选出卫城—文留构造带为有利勘探区。     

中国石化东部探区古生界原生油气藏勘探前景

中国石化东部探区下古生界烃源岩以海相碳酸盐岩为主，有机质丰度较低。渤海湾盆地南部下古生界烃源岩于中三叠世末进入生油高峰，中生代发生二次生烃，新生代埋深虽然可达万米，但富有机质干酪根绝大部分已转化，生烃潜力有限；南华北地区下古生界烃源岩在晚三叠世达到早成熟阶段，新生代基本未发生二次生烃作用。上古生界是一套海陆交互相的煤系地层，煤层及暗色泥岩在晚三叠世末期和早白垩世末期两次发生深成变质作用。在系统分析前人研究成果的基础上，指出渤海湾盆地南部是上古生界烃源岩二次生烃最有利的地区，油气保存好，原生油气藏勘探前景广阔，有利勘探区为东濮凹陷、临南洼陷、德州凹陷南部、莘县凹陷北部；下古生界的原生油气藏勘探风险较大，渤海湾盆地南部具有一定的勘探前景。图5表4参30     

塔里木盆地震旦系—寒武系万米超深层天然气成藏条件与有利区带优选

塔里木盆地超深层碳酸盐岩具有良好的油气勘探潜力,明确震旦系-寒武系万米超深层碳酸盐岩油气成藏条件及有利勘探区带分布规律对于开展塔里木盆地超深层油气勘探具有重要指导意义。塔里木盆地南华系-寒武系烃源岩发育,分布面积广;储层以礁滩相白云岩为主,中寒武统大面积发育的膏盐湖-膏/泥（云）坪沉积有利于油气保存及聚集,空间上构成多种有利的油气成藏生-储-盖组合。综合烃源岩、储层、有利盖层的分布规律,优选塔中隆起北斜坡与温宿凸起周缘的寒武系盐下台内滩、轮南低凸起-满加尔凹陷西部盐下礁后滩、轮南低凸起-古城低凸起台缘带及塔北隆起-满加尔凹陷西部-塔中隆起中寒武统盐间滩相储层分布区是塔里木盆地寒武系超深层有利勘探区带,其中埋深小于10 km的有利勘探面积达9.7×10⁴km²;塔北隆起南斜坡与塔中隆起北斜坡的台内滩储层分布区为震旦系超深层有利勘探区带,其中埋深小于10 km的有利勘探面积达3.1×10⁴km²。研究认识对于开展塔里木盆地震旦系-寒武系超深层天然气勘探具有重要理论和现实意义。     

银根-额济纳旗盆地烃源岩特征及油气富集规律

基于对银根-额济纳旗盆地上古生界、侏罗系和白垩系烃源岩地球化学特征的系统评价,分析了盆地内各凹陷的油气来源和富集规律。盆地上古生界石炭系—二叠系暗色泥岩整体已达到过成熟阶段,中生界凹陷内已发生浅变质—变质作用,油气保存条件较差,油气资源和勘探潜力小;中—下侏罗统发育一套煤系烃源岩,在盆地腹部及南部凹陷中已达成熟阶段,具有一定生烃潜力;白垩系巴音戈壁组烃源岩的有机质丰度高、类型较好,是盆地的主力烃源岩层系,且油源对比结果证实,盆地已发现的油气均来源于该套烃源岩。银根-额济纳旗盆地的油气成藏过程可划分为早白垩世晚期油气成藏和早白垩世末期调整改造2个阶段,油气的富集主要受巴音戈壁组烃源岩的热演化程度和晚期构造活动强度共同控制。银根-额济纳旗盆地腹部是其油气富集的最有利区,中西部是油气勘探的有利区,中东部的油气成藏条件较差。     

低勘探程度盆地烃源岩热演化及排烃史研究——以东海椒江凹陷为例

低勘探程度盆地,特别是在海域,钻井稀少且一般位于构造高部位,而盆地中心烃源岩埋藏深,又无钻井揭示,如何评价盆地中心烃源岩的演化程度和排烃历史是盆地或凹陷评价的关键问题。该文以东海椒江凹陷为例,从凹陷边缘或构造高部位具备实测温度和镜质体反射率(R_o)资料的钻井出发,利用正演模拟方法,恢复椒江凹陷岩石圈结构及其演化史,进而模拟整个凹陷古新统烃源岩的热演化史。研究表明,椒江凹陷古新统烃源岩现今最大R_o达到2.8%,为过成熟状态。凹陷总排油量略多于排气量,总排烃量为33×108 m3油当量,主要的排烃期在中新世之前。下一步勘探应在凹陷中部凸起带选择圈闭条件好、且形成于中新世之前的目标进行钻探。