鄂尔多斯盆地奥陶系烃源岩有效性判识

应用激光－诱导荧光、环境扫描电镜全岩热模拟实验技术等，对鄂尔多斯盆地奥陶系岩心样品进行了沥青判识及定量、有机质生气过程的可视化模拟以及产气潜力等研究。奥陶系岩中普遍存在的沥青及有机质生气过程的可视化动态模拟结果证实，烃源岩在地质历史中曾经生排烃；烃源岩产气率大于自身的吸附气量，有效气源岩。推测在鄂尔多斯盆地奥陶纪纪海进期沉积的地层中可能发育优质气源岩。     

高成熟碳酸盐气源岩定量评价标准的探讨

随着全球性石油天然气勘探的商业风险性日益增大,烃源岩的商业评价越来越受到重视,但对于高成熟碳酸盐岩一直没有一个很好的评价方法,尤其是气源岩的评价更缺乏手段。从有效气源岩的概念入手,利用岩石等温吸附仪求取岩石最大吸附气量,再利用热模拟分析仪测定岩石的热解气量,热解气量大于岩石最大吸附气量即为有效气源岩,通过大量实验,建立了高成熟碳酸盐岩作为有效气源岩的评价标准,认为产气率等于151/t为碳酸盐岩有效气源岩的下限值,并将该标准应用于塔里木、鄂尔多斯和四川3个含气盆地,验证了该评价方法的可靠性和有效性。     

塔里木盆地优质气源岩特征

塔里木盆地优质气源岩(有机碳含量大于等于0．5％)主要赋存于寒武一奥陶系、石炭一二叠系、三叠一件罗系三大层系中,它们具有不同的平面分布规律和不同的岩石学、沉积学、有机地球化学特征。据现今的生烃产物类型评价,则包括了仅能生气的气源岩与既能生油、又能生气的油一气源岩两大类型,从而区别于四川盆地和鄂尔多斯盆地。研究结果表明,特定构造背景下的特殊沉积环境与源岩的有机质类型及其热演化程度三大因素决定气源岩的发育与否及其质量优劣。     

塔里木盆地泥质气源岩有效性判别标准

从排烃门限控油气理论的生烃量减去残烃量等于排烃量的思路出发,根据塔里木盆地样品的化学动力学模型计算的生油、生气量,和由统计模型计算残油、残气量,定量计算和探讨泥岩的排油、气量及有效性与其有机质丰度、类型和成熟度的关系,并建立了相应的判别图版。结果表明,泥岩作为可能气源岩的丰度下限值约为TOC＝0.1%,远低于其作为油源岩的丰度下限值(0.4%)。这意味着塔里木盆地许多按油源岩判别标准归入非烃源岩之列的地层,有可能成为气源岩。     

煤成气气源判别新方法的研究与应用

介绍了气源岩对比的新方法。以莺―琼盆地、塔里木盆地、鄂尔多斯盆地和渤海湾盆地为例,探讨了新方法在煤成气气源对比研究上的应用。     

天然气扩散损失量估算方法探讨

经与实测扩散系数进行比较,认为用StokesˉEinstein方程式来进行扩散系数的预测计算是可行的。以物质平衡原理为基础,比较可排气量（可排气量=生气量-残留气量）与最大扩散气量,取二者中的小者为实际扩散气量。实际扩散气量随有机质丰度、生烃潜力、源岩厚度和顶面埋深的增大而增大。在一般地质情况下,计算所得最大扩散气量是实际扩散气量的几倍甚至几十倍,这使得在天然气资源量计算过程中,扩散气量被严重夸大了。     

地质因素对源岩排烃相态的影响及其贡献评价

用盆地模拟方法综合研究陆相泥质源岩水溶相、扩散相、油溶(气)相和游离相四种形式的综合排烃作用,探讨13种主要的地质因素对各相态形式相对排烃量的影响及其相对贡献量大小.研究表明,处于不同埋深阶段的陆相泥质源岩排油气相态特征不同,影响因素不同;在一般地质条件下,我国陆相泥质源岩以游离相、油溶相、水溶相和扩散相排出的天然气量分别为49%、11%、18%和22%左右,以游离相、水溶相和扩散相排出的油量分别为92%、8%和0%左右.     

高—过成熟气源岩评价的若干问题

对于一次连续生烃的烃源岩．无论是碳酸盐岩还是泥岩，气源岩还是油源岩，其有机碳含量的下限值均为0．5％，但该下限值不适用于多旋回残留盆地烃源岩的二次生烃评价。根据热模拟生烃实验，建立了不同成熟阶段烃源岩二次生烃有机碳丰度下限值的计算方法。应用天然气生聚散动态平衡原理探索识别气源岩的方法，在气源岩R0值大于2．5％的地区，古油藏中的沥青和原油裂解成为气源，古油藏分布决定晚期次生气藏分布。一般情况下，水溶气藏和天然气藏的形成和破坏是同步的，水溶气要成为晚期次生气藏的有效气源，其前期的保存条件很重要。表7参18     

鄂尔多斯盆地上古生界深盆气形成的气源条件研究

鄂尔多斯盆地石炭－二叠系海陆交互相含煤岩系是一套良好的气源岩，具有分布面积大、厚度中等、有机质丰度较高、有机母质类型以主要生气的腐植型为主、热演化程度较高、生气量大、“广布型”生气、生气强度中等、平均生气速率较慢、生气高峰期地质时代老等特点。这套气源岩的热演化生气可划分为两个阶段，即气源岩持续深埋的大量生气阶段（Ｊ－Ｋ１）和盆地抬升的缓慢生气阶段（Ｋ１末至现今）。其中，大量生气阶段无疑是上古生界天     

有机质成气膨胀运移模型研究

本文提出的模型依据有机质成气体积急剧膨胀的特点，计算天然气运移过程中各时期的总生气量，烃源岩中的总残留气量，包括残余油溶解气量、残余水溶解气量及烃源岩本身的吸附气量，进而求得天然气的运移量并恢复运移史，避开了短时期内难以解决的机理性问题，在大民屯凹陷应用获得了成功。     

过成熟碳酸盐烃源岩有机碳含量下限值探讨——以鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组为例

过成熟阶段碳酸盐生油岩中烃类产物的相态已由油相演化到湿气、干气相.过成熟阶段碳酸盐岩作为气源岩时,其有机碳含量下限值不仅决定于本身的吸附烃量、有机质类型和热演化程度,而且排烃机理和排烃条件对它也有一定的影响.该文以鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组过成熟碳酸盐岩为例,首先通过罐装岩屑酸解烃法、残余气饱和度法和全烃地化分析法对吸附气态烃进行定量分析,估算出有机碳含量下限值为0.03%～0.06%,然后结合不同排烃机理对有机碳含量下限值作进一步的探讨.      

向斜中的油、气藏

目前,我国已在松辽盆地、渤海湾地区、鄂尔多斯盆地和四川盆地的第三系、白垩系、侏罗系、三迭系和二迭系地层中在向斜发现了油、气藏。我国发现的向斜油、气藏有两种:(1)透镜体型和(2)裂缝型。透镜体型油藏发现在松辽盆地下白垩统姚家组和泉头组砂岩中,还有在渤海湾地区下第三系中、鄂尔多斯盆地的侏罗系砂岩中。裂缝型油、气藏发现在四川盆地三迭系和二迭系碳酸盐地层中。     

渤海湾盆地与鄂尔多斯盆地成藏条件对比

对比渤海湾盆地与鄂尔多斯盆地上古生界的油气成藏条件，二者在上古生界烃源岩厚度、有机质类型等方面差别不大，只是渤海湾盆地存在二次生烃，而鄂尔多斯盆地由于有机质演化程度较高，只有一次生烃；二者的上古生界储集层都属于低孔低渗类型，盖层对生成的油气都能起到很好的封盖作用，认为二者成藏模式十分相似。鄂尔多斯盆地的油气主要储集于岩性圈闭中，上古生界岩性油气藏在渤海湾盆地未来的勘探中值得关注。     

中国陆相含油气盆地斜坡区大中型岩性型油气田形成条件

近10多年来,陆续在鄂尔多斯盆地、松辽盆地、渤海湾盆地、准噶尔陆相盆地的斜坡区发现了一批大中型岩性型油气田,其形成的必要条件如下:(1)发育多套优质烃源岩,具特高-中等油气资源丰度(10×10⁴～60×10⁴t/km²);(2)发育一定规模的汇烃单元,保证足够数量的油气充分地向同一个构造-地层岩性带运移,在大型盆地的宽缓斜坡带,构造分割性较小,砂体能够大面积稳定分布;(3)多套(扇)三角洲前缘相砂体提供了巨大的储集空间,且其与优质湖相烃源岩构成不等厚-略等厚互层,形成面接触、体接触,组成高效排液组合,提高了区块油气资源丰度;(4)在区域性断层、深部隆起或地层超覆尖灭带的产状陡变区,岩性型油气藏纵向叠合好;(5)反转性掀斜改造常使砂体前缘由下倾尖灭转为上翘尖灭,抬斜性掀斜改造则使砂体获得整体性侧向封堵,发育大中型岩性-构造复合型圈闭;(6)(扇)三角洲砂体走向与地层走向垂直或大角度斜交,既保证油气输导系统的通畅性,又使得在砂体上翘方向形成大量岩性圈闭;(7)圈闭形成期与油气大规模运移期的适时配置,有利于形成大中型岩性型油气田。     

K-Ar关系在天然气气源对比研究中的应用

指出天然气藏中的氩同位素年代积累效应是建立在源岩中放射性钾随时间的放射性衰变产生40Ar的基础上;对以壳源为主的天然气而言,其40Ar主要来源于40K的K-壳层捕获。随源岩时代变老,源岩中放射性40Ar增大,40Ar/36Ar值增大。利用天然气中稀有气体氩同位素特征与不同类型源岩中母体K的关系对塔里木盆地和鄂尔多斯盆地进行研究,在对不同类型烃源岩中K2O的含量进行了尽可能的收集和整理发现,就碎屑岩、煤岩和碳酸盐岩三大类烃源岩而言,K含量的变化主要取决于源岩中粘土矿物含量的多少,其K2O在岩石中赋存量差异近10量级。认为K-Ar关系的研究在对发育多类型天然气源岩类型的含油气盆地进行气源对比研究中极有价值。     

中国古生界海相碳酸盐岩油气藏的形成与分布

中国古生界多套海相烃源岩的叠合分布和中—新生界陆相地层的进一步覆盖,导致古生界油气藏的形成具有多源、多期性,烃源岩主要分布在克拉通盆地和克拉通内裂谷盆地。碳酸盐岩是主要的储集层,泥质岩是主要的区域和局部盖层。构造—热事件作用使得除塔里木盆地以外的盆地烃类相态以干气为主,包括干酪根裂解气和原油裂解气。根据储集层特征,将碳酸盐岩油气藏划分为4类:碳酸盐岩滩油气藏、不整合岩溶油气藏、生物礁油气藏和成岩油气藏。其中碳酸盐岩岩溶油气藏和高能环境下发育的滩相油气藏是最为重要的油气藏类型。断裂、不整合和古隆起控制着油气的空间分布,油气具有跨时代分布的特点。      

成熟探区有效烃源岩的评价方法——以辽东湾地区为例

油气勘探成熟区预测资源量与勘探发现不符，问题可能在于有效烃源岩（特别是深层烃源岩）及其油气生成潜力没有得到正确地评价。在辽东湾地区，首先利用地球化学和地球物理手段对各凹陷中5套烃源岩进行了分层评价和油气生成模拟实验，计算得到油气生成强度；然后利用烃源岩埋藏过程中油气的生成模型、孔隙度变化模型及其油气饱和度，计算得到油气排出率，并根据烃源岩与砂岩的不同组合形式对油气排出效率进行校正，得到油气排出强度；最后将油气生成强度和排出强度与油气田储量规模进行了相关分析，根据相关性确定有效烃源岩的性质、分布以及对油气聚集的控制规律。结果表明，在辽东湾地区，生油强度大于25×10⁴t/km²（排油强度大于15×10⁴t/km²）的烃源岩可以形成储量规模大于500×10⁴t的油田，为有效烃源岩。其中，生油强度大于200×10⁴t/km²（排油强度大于125×10⁴t/km²）的烃源岩可形成储量规模大于5 000×10⁴t的油田，为优质烃源岩；而当生油强度低于25×10⁴t/km²（排油强度小于15×10⁴t/km²）时，没有规模储量的油气田，此类烃源岩为非有效烃源岩。与以往以有机碳含量的下限值分析为核心的有效烃源岩评价不同，这种利用油气生成强度和排出强度开展有效烃源岩评价的方法有利于推动中国东部成熟探区的油气精细勘探。     

“源热共控”中国油气田有序分布

以油气区(盆地群)为单元,基于"源热共控论",分析了中国大陆及海域油气田纵向成烃规律。结果表明,我国油气田的油气成烃模式非常有序:①东南部海域油气区包括东海和南海的盆地,纵向上呈单相成烃模式,源热共控生油或者生气,其中近岸带以油为主,远岸带以气为主;②东部油气区包括渤海湾盆地—松辽盆地—江汉盆地带、北黄海—南黄海盆地,成烃呈"上油下气"双层模式;③中部油气区包括鄂尔多斯盆地—四川盆地—楚雄盆地带,成烃呈"上油下气"双层模式;④西部油气区包括准噶尔盆地、塔里木盆地、吐哈盆地和柴达木盆地等,成烃呈"三明治"式多层模式。结论认为:①"源热共控"中国油气勘探的重大领域;②找油领域为东南海域的近岸带,东部油气区的上部层系,中部油气区的上部层系,西部油气区的奥陶系、二叠系和古近系;③找气领域为东南海域的远岸带,东部油气区的中深层,中部油气区中深层,西部油气区的寒武系、石炭系、侏罗系和第四系等多个层系;④呈现出油田下面找气田、气田底下找油田、油田外面找气田、气田外面找油田的格局;⑤我国油气勘探领域依然广阔。