松辽盆地北部深层天然气系统成藏史研究

松辽盆地北部深层烃源岩有机质类型以Ⅲ型为主，烃源岩成熟度达到了湿度－干气阶段，为一个相对独立的天然气系统，对烃源岩的埋藏史，热史，生烃史的正演模拟和由包裹体均一温度确定的天然气运聚时间，与充注期次逆演相结合的研究表明，徐家围子断陷天然气成藏时间主要自早白垩世泉头期到白垩纪晚期，天然气系统的关键时刻为晚白垩世中晚期（72Ma)，莺山断陷的成藏时间早于徐家围子断陷，天然气系统关键时刻为晚白垩世早期（90Ma)，两个断陷均为一次性充注成藏，是一个保存期较长的天然气系统。     

长岭断陷深层天然气成藏期研究

利用榆深1井营城组未熟样品的热模拟实验、碳同位素分馏实验以及长深1等井的流体包裹体测试结果,在热史恢复的基础上,根据化学动力学和碳同位素分馏动力学理论,从烃源岩生烃史、甲烷碳同位素分馏效应以及包裹体均一温度等方面,对长岭断陷天然气成藏期加以判断。长岭断陷甲烷碳同位素均值为-33.11‰,碳同位素分馏效应显示天然气为116 Ma以来累积聚集成藏;生烃史表明营城组源岩在100～67.7 Ma大量生气,沙河子组在125～74 Ma达到生气高峰;同时包裹体证据表明查干花次洼的烃类气主要在110～78 Ma聚集成藏,伏龙泉次洼主要在110～1 Ma成藏。成藏期的判断结果说明:长岭断陷沙河子组早期生成的天然气未聚集成藏,仅116 Ma以后生成的天然气才具有成藏贡献,损失约14%左右;而营城组烃源岩生烃较晚,有利于成藏,包裹体证据也印证这一观点。     

伊通盆地梁家～五星构造带油气成藏规律

伊通盆地梁家～五星构造带存在有效烃源岩、优质储层、良好盖层及有利的圈闭和保存条件,因而具备优越的油气成藏条件。通过地层回剥技术恢复烃源岩的生烃史,可知双阳组、奢岭组和永吉组烃源岩进入生烃门限和大量排烃的时间不同,因此所产出的流体性质存在差异。利用盐水包裹体的均一温度,沉积埋藏史及热史综合研究,确定工区油气经历了二期的充注与成藏过程,建立了油气的成藏模式。油气成藏遵循:"切源断层控制油气的输导;储层质量控制油气的充注;构造和砂体控制油气的分布;烃源岩成熟度决定油气藏的类型"的规律。     

歧口凹陷西坡白水头构造沙一段下部油气成藏期次研究

根据储层的成岩序次、油气包裹体特征及含烃盐水包裹体均一温度,结合构造活动特征及烃源岩的演化史,对歧口凹陷西坡白水头构造沙一段下部油气藏进行了成藏期次综合研究。认为该油气藏有三期油气充注过程:第一期发生在馆陶组末到明化镇组下段沉积早中期,约为11.5～8Ma,源区沙三段烃源岩有机质处于低成熟阶段,油气来源不足,成藏规模小;第二期发生在明化镇下段沉积末期到明化镇上段沉积初期,约为5Ma±,白水头构造各主要断层活动强烈,沙三段烃源岩开始进入生排烃高峰,油气运聚规模较大;第三期发生在明化镇上段沉积中晚期到第四系初期,约为3.5～2Ma,烃源岩整体处于生排烃高峰,各大断层活动有所减弱,但仍控制着油气的大规模垂向运移,成藏规模大。     

松辽盆地长岭断陷火山活动与烃源岩成烃史分析

长岭断陷SN109井地震层序地层表明断陷期主要存在三次较大规模的火山活动。烃源岩在3次热事件的长期作用过程中,有机质在沉积初期就处于较高的热演化环境中,加速了有机质的成熟过程。沙河子组—营城组烃源岩约在122Ma（登娄库组沉积末期）埋深1500m,Ro达到0.5％,烃源岩开始生烃,此时,还没有有效的盖层;119Ma时（泉头组沉积末期）,烃源岩约埋深2000m,Ro大于1.3％,进入生气高峰和油裂解气阶段,泉二段盖层刚刚形成,天然气以散失为主,约95Ma（青山口组沉积末期）泉二段和青一、二段有效盖层形成,营城组烃源岩热演化Ro达到1.3～2％,油裂解气和高成熟天然气大量聚集,现今气藏中的天然气应以干气为主,勘探方向应加强盆地坳陷和斜坡区古构造,古气藏研究。     

渤海湾盆地东营凹陷南坡东段孔二段烃源岩生排烃潜力分析

孔店组是渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷油气勘探向深层转移的重要层系,受演化程度较高的制约,东营凹陷南坡东段孔二段烃源岩生排烃潜能存在争议,为探讨东营凹陷深层含油气系统,明确孔二段烃源岩生排烃潜能,笔者等从含油气检测结合烃源岩分析的角度进行讨论。通过孔二段沉积时期古地貌恢复,结合地震剖面,明确了孔二段沉积时期的古地貌,探讨了孔二段烃源岩发育的平面分布特征;通过地化及薄片观察,对孔二段烃源岩有机质丰度、类型和成熟度进行研究,且对高成熟孔二段烃源岩进行原始有机碳含量恢复,结合流体包裹体测试、冷阴极发光、荧光观察等系统分析,判识孔二段烃源岩生排烃潜能。研究认为,孔二段烃源岩展布范围较大,且在沉降中心发育较厚的孔二段烃源岩层;孔二段烃源岩原始有机碳含量较高,有机质来源以高等植物为主,属于Ⅱ1-Ⅲ型有机质,成熟度较高,烃源岩已进入生气阶段,综合评定为中等—较好烃源岩。孔店组主要发生两期油充注和一期天然气充注：第一期油充注发生在沙三段沉积时期;第二期油充注发生在东营组沉积时期;第三期天然气充注发生在平原组沉积时期,结合东营凹陷古近系烃源岩生排烃模拟结果,认为孔店组原油具有孔二段烃源岩的生排烃贡献。通过分析孔二段烃源岩发育特征结合生排烃研究,判识孔二段烃源岩生排烃潜能,为东营凹陷深部含油气系统研究鉴定基础。     

松辽盆地深层箕状断陷岩性气藏成藏规律分析——以王府断陷为例

地震、钻探及测试资料综合分析表明,王府断陷气藏类型主要以火山穹窿构造-岩性型、砂岩上倾尖灭型及透镜型岩性气藏为主。内部具有储集区段的火山穹窿与火石岭组或沙河子组烃源岩构成有利的生储盖组合是火山穹窿构造--岩性气藏形成的基础;同沉积控盆断裂边缘扇三角洲上倾尖灭舌状砂体与优质烃源岩指状交互是上倾尖灭岩性气藏形成的主要条件;沙河子组烃源岩包裹火石岭组松散火山锥体垮塌重力流是构成透镜型岩性气藏的关键要素。并概括出了王府断陷成藏模式,指出断陷斜坡区是上倾尖灭岩性气藏有利成藏带,次级凸起区是火石岭组火山穹窿构造-岩性气藏与沙河子组透镜型岩性气藏的叠合发育带,与次级洼槽相邻的隆起边缘区易于形成火山穹窿气藏。     

鄂尔多斯盆地陇东地区延长组低渗透油藏成藏期次研究

主要对陇东地区延长组流体包裹体特征进行了研究,结合烃源岩生烃史、原油成熟度,综合分析研究区的成藏期次。流体包裹体镜下观察与荧光特征显示陇东地区延长组存在两期油气包裹体：第一期油气包裹体在单偏光下呈灰褐色或深褐色的液烃包裹体,丰度较低,盐水包裹体均一温度主峰为75~95 ℃;第二期油气包裹体以气液烃包裹体为主,液烃表现为无色或淡黄色的单偏光特征与浅黄色至蓝绿色的荧光特征,丰度较高,盐水包裹体均一温度主峰为75~95 ℃与100~120 ℃。结合烃源岩生烃史与原油成熟度认为,陇东地区延长组存在三期成藏：距今约为140~130 Ma的早期低熟油小规模充注时期;发生于120~100 Ma,与烃源岩生烃高峰期相对应的中期成熟度大规模成藏期;距今约为100~40 Ma的晚白垩世构造抬升调整成藏时期。     

渤海湾盆地东营凹陷南坡东段孔二段烃源岩生排烃潜力分析

始新统孔店组是渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷油气勘探向深层转移的重要层系,受演化程度较高的制约,东营凹陷南坡东段孔二段（孔店组二段）烃源岩生排烃潜能存在争议,为探讨东营凹陷深层含油气系统,明确孔二段烃源岩生排烃潜能,笔者等从含油气检测结合烃源岩分析的角度进行讨论。通过孔二段沉积时期古地貌恢复,结合地震剖面,明确了孔二段沉积时期的古地貌,探讨了孔二段烃源岩发育的平面分布特征;通过地化及薄片观察,对孔二段烃源岩有机质丰度、类型和成熟度进行研究,且对高成熟孔二段烃源岩进行原始有机碳含量恢复,结合流体包裹体测试、冷阴极发光、荧光观察等系统分析,判识孔二段烃源岩生排烃潜能。研究认为,孔二段烃源岩展布范围较大,且在沉降中心发育较厚的孔二段烃源岩层;孔二段烃源岩原始有机碳含量较高,有机质来源以高等植物为主,属于Ⅱ1—Ⅲ型有机质,成熟度较高,烃源岩已进入生气阶段,综合评定为中等—较好烃源岩。孔店组主要发生两期油充注和一期天然气充注：第一期油充注发生在沙三段沉积时期;第二期油充注发生在东营组沉积时期;第三期天然气充注发生在平原组沉积时期,结合东营凹陷古近系烃源岩生排烃模拟结果,认为孔店组原油具有孔二段烃源岩的生排烃贡献。通过分析孔二段烃源岩发育特征结合生排烃研究,判识孔二段烃源岩生排烃潜能,为东营凹陷深部含油气系统研究鉴定基础。     

准噶尔盆地腹部地区生烃增压定量化评价——东道海子北凹陷为例

目前准噶尔盆地腹部地区超压演化过程仅提供了相对时间、概念、定性的认识,并未达到定量化。本文以东道海子北凹陷为例,基于流体包裹体、单井一维和剖面二维烃源岩成熟生烃史模拟技术,采用生烃增压模型定量化评价了侏罗纪八道湾组顶部和底部烃源岩的生烃增压演化过程。研究结果表明侏罗纪八道湾组为东道海子北凹陷主力烃源岩,具有幕式排烃的特点。八道湾组底部烃源岩经历了3 次超压增加和两次超压释放的过程,顶部烃源岩经历了两次超压增加和一次超压释放的过程。八道湾底部烃源岩3 次超压增加的时间分别为距今170～70 Ma、55～23 Ma、10～0 Ma,对应最大压力系数均为2.0,最大剩余流体压力50 MPa,两次超压释放的时间分别为70～55 Ma、23～10 Ma;八道湾组顶部烃源岩两次超压增加的时间分别为130～40 Ma、23～0 Ma,对应流体最大压力系数最大亦可达2.0 左右,最大剩余流体压力44 MPa,超压释放的时间为40～23 Ma。     

徐家围子断陷安达凹陷火石岭组天然气成藏条件分析

DS28井的勘探研究表明徐家围子断陷火石岭组具有良好的勘探前景.笔者通过对岩芯地化测试、铸体薄片、孔隙度测试等资料的分析,探究安达凹陷火石岭组天然气的气源条件、储层特征、盖层条件和成藏模式,以期深入认识松辽盆地北部火石岭组天然气富集规律,指出有利勘探区带和勘探方向.研究表明,安达凹陷火石岭组具备天然气藏形成的基本地质条...     

渤海湾盆地渤中凹陷下第三系烃源岩生烃史

渤海湾盆地渤中凹陷主要发育有两套烃源岩:Es₃烃源岩与Ed₂烃源岩。由于该区地处海域,埋藏较深,对成烃史一直较少涉及。应用生烃动力学方法,对该凹陷沉积中心及斜坡带烃源岩生烃史进行了模拟计算。结果表明,该凹陷中心Es₃生油岩主生油期出现在20～14Ma,主生气期出现在15～10Ma;Ed₂生油岩主生油阶段出现在10～5Ma,目前仍处在主生气阶段。该凹陷斜坡带Es₃生油岩主生油期出现在10～5Ma,目前仍处在主生气阶段,Ed₂生油岩尚处在主生油阶段。结合渤中凹陷储盖组合及运聚、圈闭条件,本研究认为目前在该凹陷及其周围发现的油气藏主要来源于该凹陷10Ma以后生成的油气,油源区主要是斜坡带Es₃与Ed₂生油岩,而凹陷中心烃源岩主要对天然气藏有一定贡献。     

鄂尔多斯盆地上古生界灰岩烃源岩生烃潜力评价

对于鄂尔多斯盆地上古生界海陆过渡相灰岩能否生烃及生烃潜力有多大,目前研究较少.通过岩石热解、总有机碳测定、干酪根碳同位素及有机显微组分的测定实验,同时结合镜质体反射率的测定,综合评价了灰岩烃源岩,并分析了其生排烃特征.结果显示:从有机质丰度角度,本溪组为差的烃源岩,山西组为差-一般的烃源岩、太原组为一般-好的烃源岩;从有机质类型角度,本溪组为Ⅲ型,山西组以Ⅲ型为主同时混有少量Ⅱ₂型,太原组为Ⅱ₂-Ⅲ型;从有机质成熟度角度,本溪组处于成熟-高成熟阶段,太原组及山西组均处于高成熟阶段.根据排烃门限理论,认为R_o为1.6%时,天然气大量生成.考虑到灰岩烃源岩的特殊性、成熟度及其排烃特征,综合认为太原组灰岩可以成为天然气的有效烃源岩.      

大王北洼陷精细油源对比

应用饱和烃生物标志化合物、芳烃、碳同位素和轻烃等地球化学分析资料,多种方法相结合,详细对大王北洼陷3个油田原油进行了油油和油源对比研究。结果表明：大王北洼陷原油具有4种成因类型,分别为来源于沙四段、沙三段、沙一段烃源岩的“沙三型原油”、“沙四型原油”、“沙一型原油”和来源于2套或3套烃源岩的“混合型原油”。“沙三型原油”分布于大王北油田和大65油田,而其它类型原油在英雄滩油田均有分布,并且以受沙三段烃源岩影响的“混合型”为主。沙三段烃源岩是大王北洼陷的主力烃源岩,主力油层内的石油主要是由该层烃源岩贡献的。不同烃源岩的生烃潜力、埋藏生烃演化历史和圈闭的发育历史共同影响了原油类型的分布。     

东海陆架盆地丽水西凹陷油气地球化学特征及其成因和来源

东海陆架盆地西部丽水西凹陷油气成因和来源争议较大。根据钻井地球化学分析测试结果、地震勘探资料,运用天然气地球化学、油气成藏过程研究思路,重新认识丽水西凹陷L36气田油气成因和来源,提出下一步油气勘探方向。L36气田天然气组分、干燥系数分析表明,天然气为“凝析油-湿气带”演化阶段产物,天然气成熟度R_o不小于1.1%。通过天然气碳同位素组成与中国近海典型油型气碳同位素特征的对比分析,认为L36气田天然气为油型气,估算天然气成熟度R_o在1.12%~1.14%之间,天然气来源于丽水西凹陷下古新统月桂峰组湖相烃源岩。L36气田产出的凝析油C₇轻烃具有甲基环己烷含量占优特征,与湖相烃源岩来源的凝析油C₇轻烃组成特征存在显著差异;中古新统灵峰组浅海相烃源岩具有甾烷C₂₇20R/C₂₉20R小于1、不含C₃₀4-甲基甾烷、伽马蜡烷含量低的特征,指示L36气田凝析油来源于下古新统灵峰组浅海相烃源岩,证实了丽水西凹陷除发育下古新统月桂峰组湖相烃源岩外,还发育有中古新统灵峰组浅海相烃源岩。基于以上对烃源岩的分析,提出了丽水西凹陷下一步的油气勘探目标,即凹中断背斜构造背景上的岩性圈闭、凹中断鼻及其构造背景上的岩性圈闭和仙桥构造带,为寻找丽水西凹陷新的油气储量阵地提供新的认识。     

松辽盆地徐深1井气藏气源的氢、碳同位素特征

选取松辽盆地内泥岩样品和煤样进行热模拟实验,建屯了两个样品成甲烷的氢、碳同位素分馏动力学模型并标定了动力学参数.分别以徐深1井区、沉降中心地质资料为例进行研究,表明两处源岩均有短期内大量生气的特点,气源岩生气期分别为距今95.5～73 Ma和距今0～73 Ma.计算得到两处源岩沙河子组暗色泥岩和煤、火石岭组暗色泥岩和煤所生天然气单独运聚成藏（自开始生烃到现今累积成藏）所对应的δ_DCH4 和δ¹³C₁,进而定量计算出徐深1井区源岩所生甲烷的δ_DCH4 为-237.3‰,δ¹³C₁为-28.8‰,沉降中心气源岩所生甲烷的δ_DCH4 为-2.5‰,δ¹³C₁为-24.8‰.以各区域天然气混合后的δ_DCH4 作为来源气体的端元同位素值,根据物质平衡原理计算得到：徐深1井区源岩对该区气藏的贡献比例约占72%,沉降中心源岩的贡献比例约为28%.同理以δ¹³C₁.方法得到徐深1井区源岩对该区气藏的贡献比例约占66%,沉降中心源岩的贡献比例约为34%.氢、碳同位素分馏的化学动力学地质应用结果存在的差异与同位素分馏模型标定所用热模拟实验为不加水实验有关.     

鄂尔多斯盆地东南部宜参1井烃源岩评价及气源分析

鄂尔多斯盆地东南部宜参1井获得天然气重大突破,但对其各层系烃源岩生烃潜力并未开展研究。通过采集山西组和马家沟组烃源岩样品开展相关研究,结果表明: 山西组4个泥岩样品的残余总有机碳(Total Organic Carbon,TOC)含量分布范围为0.54%~2.31%,均值为1.65%,总烃[(S₁+S₂)]含量分布范围为0.12~0.46 mg/g,均值为0.34 mg/g,泥岩烃源岩有机质丰度较高,生烃潜力较强; 马家沟组泥岩残余TOC含量分布范围为0.09%~0.33%,均值为0.17%,(S₁+S₂)含量分布范围为0.03~0.17 mg/g,均值为0.12 mg/g,评价为非—差烃源岩。对比宜参1井天然气中甲烷(CH₄)和乙烷(C₂H₆)碳同位素含量,δ¹³C₁>δ¹³C₂倒转的天然气主要为煤成热解气,混入了少量δ¹³C₂轻的油型气,其中煤成气主要来自于上古生界煤系地层,混入的少量油型气可能主要来自于上古生界太原组优质海相烃源岩。查明奥陶系马家沟组的生烃潜力及油气来源不仅可以认识奥陶系产层的油气生成和组成特征,同时对气田的形成模式、资源前景及勘探部署也具有重要意义。     

鄂尔多斯盆地东南部宜参1井烃源岩评价及气源分析

鄂尔多斯盆地东南部宜参1井获得天然气重大突破,但对其各层系烃源岩生烃潜力并未开展研究。通过采集山西组和马家沟组烃源岩样品开展相关研究,结果表明:山西组4个泥岩样品的残余总有机碳(Total Organic Carbon,TOC)含量分布范围为0.54%~2.31%,均值为1.65%,总烃[(S 1+S 2)]含量分布范围为0.12~0.46mg/g,均值为0.34mg/g,泥岩烃源岩有机质丰度较高,生烃潜力较强;马家沟组泥岩残余TOC含量分布范围为0.09%~0.33%,均值为0.17%,(S 1+S 2)含量分布范围为0.03~0.17mg/g,均值为0.12mg/g,评价为非-差烃源岩。对比宜参1井天然气中甲烷(CH 4)和乙烷(C2H6)碳同位素含量,δ^13C 1>δ^13C2倒转的天然气主要为煤成热解气,混入了少量δ^13C2轻的油型气,其中煤成气主要来自于上古生界煤系地层,混入的少量油型气可能主要来自于上古生界太原组优质海相烃源岩。查明奥陶系马家沟组的生烃潜力及油气来源不仅可以认识奥陶系产层的油气生成和组成特征,同时对气田的形成模式、资源前景及勘探部署也具有重要意义。     

东濮凹陷杜桥白地区天然气气源岩分析

应用多种方法确定了杜桥白地区深层天然气的来源,研究表明白庙地区天然气主要来源于前梨园洼陷第三系烃源岩和石炭-二叠系煤系地层,靠近兰聊断裂带构造高点,浅层Es2₂-Es2₃气层具有较高的40Ar/36Ar比值,为煤型气及混合气,而远离兰聊断裂带,且处于构造低部位的Es13-Es43气层具有较低的40Ar/36Ar比值,为油型气;桥口构造Es3₃、Es4₃。段气层主要为油型气;杜寨地区Es3₃段气层为油型气,来自于Es3₃段气源岩。天然气氦同位素分析表明杜寨、桥口地区深层天然气为壳源气,白庙地区气藏主要为煤型油型复合气藏,并有幔源气的混入。     

库车坳陷东部吐格尔明地区天然气地球化学特征及油气充注史

库车坳陷东部油气地质条件复杂,天然气成因与油气充注时间存在争议,油气充注史不明,制约其油气勘探进程。利用天然气组分、碳同位素组成、流体包裹体岩相学与均一温度等分析测试数据,结合沉积埋藏史及构造演化史,研究了库车坳陷东部吐格尔明地区天然气地球化学特征、天然气成因类型及油气充注时间,分析了油气充注成藏过程。结果表明:吐格尔明地区天然气组分以甲烷为主,甲烷含量为75.56%~90.11%,干燥系数为0.79~0.93;δ¹³C₁和δ¹³C₂值为-35.73‰~-33.80‰和-26.41‰~-25.30‰,天然气成因类型属于成熟阶段的煤成气。吐格尔明地区侏罗系砂岩储层发育两类流体包裹体,分别为黄色液态烃包裹体和蓝白色荧光的气液烃包裹体、灰色的气烃包裹体,表明该区存在两期油气充注,第一期为13~7 Ma的原油充注,第二期为2.6 Ma以来的天然气充注。康村组早中期,吐格尔明地区烃源岩形成的原油充注至宽缓背斜圈闭中保存;库车组晚期,侏罗系克孜勒努尔组与阳霞组发育良好的源储组合,天然气近距离充注成藏。