矿物质对干酪根热解生烃过程的影响

利用热模拟实验 ,从热解生烃组成特征、生烃量、生烃动力学等方面探讨了矿物质对东营凹陷烃源岩干酪根热解生烃过程的影响。结果表明 ,矿物质改变了干酪根热解产物的组成 ,提高了干酪根热解总生烃量。低生烃率时 ,矿物质使干酪根热解过程的视频率因子增加 ;高生烃率时 ,矿物质使干酪根热解过程的表观活化能降低 ,活化能分布范围变窄 ,反应速度加快。矿物质对干酪根热解生烃过程的催化作用可借助于正碳离子反应机理进行解释。     

柴达木盆地北部地区侏罗系烃源岩地球化学特征

柴达木盆地北缘的侏罗系厚度巨大 ,其生油岩主要为深灰色泥岩、砂质泥岩和黑色碳质泥岩 ,并发育有煤层 ,侏罗系并非沉积于典型的沼泽成煤环境中 ,而是与滨浅湖相的泥质岩沉积有关。烃源岩中有机碳含量较高 ,但可溶有机质含量变化较大 ,并以低值为主。生烃潜力变化较大 ,可溶有机质转化率和烃转化率都比较低。干酪根类型主要为Ⅲ型 ,部分为Ⅱ型。有机显微组分主要是镜质组 ,其次是惰性组 ,而壳质组的含量则较低 ,因此 ,干酪根质量受到限制。综合考虑Tmax值、Ro 值以及OEP ,CPI和甾烷成熟度等参数 ,侏罗系的有机质成熟度因埋深不同而有差异。尽管有些有机质尚处于低成熟阶段 ,但大多正进入生油窗的最佳时期 ,而未到达高成熟阶段     

利用小波深频分析方法研究沉积储层旋回

依据不同旋回类型的地质特征及参数建立相应的地质模型,采用小波深频分析方法对地质模型参数进行处理,获取不同旋回类型的频谱响应特征模型,在此模型的指导下,对预处理后的测井数据(信号)在深度域进行小波变换和频谱特征分析,进而依频谱展宽及其韵律特征识别和研究沉积储层旋回.结果表明:小波深频分析方法具有不受数据剖面长度限制、自动调节尺度大小、分辨率高、沉积储层旋回划分精度高且能自动识别各级旋回界面等优点;高频成分的频率响应对应短周期沉积储层旋回,低频成分的频率响应对应长周期沉积储层旋回;所建立的沉积储层旋回响应特征模型库为油气的勘探开发指明了方向.     

宋站南地区葡萄花和扶杨油层的油源分析

根据烃源岩、原油地球化学特征,对宋站南地区葡萄花、扶杨油层进行油源对比分析.结果表明:宋站南区葡萄花油层、扶杨油层的油同源,并与三肇凹陷的葡萄花油层、扶杨油层的油同源,均主要来自于青一段烃源岩,其次来自于青二、三段烃源岩;宋站南油源区内葡萄花油层的油主要由青一段烃源岩生成的油在浮力作用下沿有效的断裂通道运移为主,葡萄花油层的油和青山口组烃源岩大量排出的油在古超压作用下通过T2断裂可以向扶杨油层"倒灌"运移;大型生烃凹陷三肇凹陷的油在有效的断裂、砂体等通道的沟通下,能够输导到宋站南地区.     

柴达木盆地东部地区古生界烃源岩研究

从有机碳含量、可溶有机质含量及其转化率、热解参数、饱和烃的生物标志化合物特征、饱和烃单体烃碳同位素分布特征等方面 ,综合分析了柴达木盆地东部地区古生界各时代岩样的有机质丰度、类型和成熟度 ,并对其生烃潜力进行了评价。研究结果表明 :①古生界岩样的有机质丰度变化较大 ,其中 ,石炭系泥岩可能为比较好的生油岩 (须证实 ) ,石炭系灰岩在部分地区 (如羊肠子沟石灰沟和德令哈北 )也可能为烃源岩 ,而其他古生界层系可能不是本区有利的烃源岩 ;②烃源岩的有机质类型为Ⅰ ,Ⅱ型干酪根 ,且大多达到成熟—高、过成熟阶段 ;③烃源岩多数为强还原环境下沉积的海相碳酸盐岩、泥页岩 ,部分为海陆过渡相的弱氧化至弱还原环境沉积。     

准噶尔盆地白家海凸起三工河组储层流体包裹体特征与成藏时间

通过显微偏光-荧光观察和显微测温,对准噶尔盆地白家海凸起三工河组砂岩储集层流体包裹体特征进行了研究;并结合储层埋藏史确定了研究区三工河组油气成藏时间,以便进一步揭示白家海地区油气成藏规律。结果表明:三工河组砂岩储集层发育2期包裹体,第一期主要发育于石英颗粒微裂纹与石英颗粒次生加大边的成岩早期微裂纹中,第二期主要发育于切穿石英颗粒的成岩后期微裂纹及穿石英颗粒加大边中。流体包裹体均一温度系统分析表明,三工河组砂岩储集层发生过2期流体活动,均与油气成藏有关。结合地层沉积埋藏史-热史分析认为,油气成藏分别发生在距今100~91 Ma的早白垩世中期-早白垩世中末期和63~30 Ma的古新世早期-渐新世中期。     

中亚地区费尔干纳盆地油气地质特征

对中亚地区费尔干纳盆地的地层、沉积和石油地质特征等进行了综合研究.该盆地的烃源岩为下第三系、上白垩统和中下侏罗统的海相与湖相泥岩、页岩和泥灰岩,有四套含油气层系,主要油气储集层为下第三系的滨浅海相和三角洲相砂岩和碳酸盐岩,多套泥岩、膏岩和泥灰岩为区域性和局部盖层,油气主要运移期和聚集期发生在早上新世,油气圈闭和油气田(藏)主要有构造型、构造-地层复合型和地层型等3种,目前油气主要分布在南部边缘构造带的两个含油气区.全盆地最大的油气田--明布拉克油气田的发现,使盆地油气潜力评价价值更高,可为整个中亚地区的油气勘探开发提供借鉴和指导作用.     

鄂尔多斯盆地西南部长7和长6-3致密砂岩成岩作用与成岩相

研究鄂尔多斯盆地西南部长7和长6-3致密砂岩成岩作用,探讨有利成岩相,为油气勘探开发提供理论依据.通过扫描电镜、流体包裹体、铸体薄片和X射线衍射分析等手段,结合埋藏史研究,结果表明:长7和长6-3砂岩储集空间以石英、长石等溶孔和残余粒间孔为主;为低孔-超低渗大孔微喉型储层;影响储层物性最主要的成岩作用是压实作用和胶结作用,其次是溶蚀作用和云母的蚀变膨胀;主要成岩序列为:压实作用-云母蚀变、绿泥石膜沉淀、石英次生加大-方解石和白云石胶结-石英溶蚀-长石溶蚀、石英和伊利石胶结-高岭石胶结-含铁碳酸盐、黄铁矿胶结.优质储层展布受沉积相和成岩相展布控制.最有利的成岩相是粒间孔-绿泥石膜胶结相;其次是溶蚀孔-长石石英溶蚀相.这2个成岩相叠合的相带是最有利的成岩储集相带,由于长7和长6-3段砂岩紧邻烃源岩,受有机酸的影响,溶蚀孔-长石石英溶蚀相最发育(溶蚀孔隙占全部孔隙的72.4％).微裂隙-强压实相是相对不利的成岩储集相带.由于研究区云母和塑性岩屑含量较高,而机械压实使塑性岩屑变形甚至假杂基化,导致储层变得非常致密.微孔-碳酸盐胶结相和微孔-伊利石胶结相物性最差,是最不利的成岩储集相带.     

百色盆地古近系那读组和百岗组层序地层划分与沉积演化

野外剖面显示百色盆地古近系那读组内部、那读组与百岗组之间存在不整合面。综合分析地震、测井等资料,将盆地古近系那读组和百岗组划分为1个二级层序,3个三级层序。那读组那三段构成三级层序的层序Ⅰ,那读组那二和那一段构成三级层序的层序Ⅱ,百岗组构成三级层序的层序Ⅲ。层序Ⅰ和层序Ⅱ是盆地断陷期的沉积,具有相似的充填特征,层序Ⅲ是盆地坳陷期的沉积。层序Ⅱ既发育厚度大、分布范围广的深湖亚相泥岩,又发育河流相、三角洲相和扇三角洲相砂岩,是盆地内主要的生储盖组合发育层序。盆地北部层序Ⅱ,Ⅲ发育的扇三角洲是盆地有利储集岩。各层序低水位体系域发育长轴分布的河流相和三角洲相砂岩,这些砂岩是盆地隐蔽性圈闭勘探的有利储层。     

滨里海盆地盐下层系的碳酸盐岩储集层与油气特征

在晚泥盆世—石炭纪—早二叠世,滨里海盆地周缘广大地区普遍发育各类碳酸盐岩,在许多古隆起上还发育生物礁体.这些盐下层系的碳酸盐岩和生物礁厚度大,分布广,物性好,是盆地的主要储集层.在盆地南部和东部,盐下层系的产层以上泥盆统和石炭系为主,而西北及北部边缘带上则以下二叠统为主.盐下层系的深部储层温度总体上是从北向南提高,从东向西升高;地层压力是盆地南部和东部比西部和北部的要高.在同一地区,盐下层系地层中往往表现为在盐下顶部沉积层比深部地层有更高的地层压力值.盐下层系的大油气田均具有异常高压性质,可大大改善储层的储集性.盐下层系的碳酸盐岩储层可划分为3个油气远景层段,它们的厚度均较大,物性均好,是良好的油气储集体.