鄂尔多斯盆地海相烃源岩系发育特征与勘探新领域

鄂尔多斯盆地油气勘探已进入储量发现高峰期,围绕延长组烃源岩的石油资源和来自上古生界煤系地层的天然气资源基本探明。随着盆地油气勘探的深入,急需寻找新的油气勘探接替领域。研究认为,古老海相烃源岩发育2套：即中上奥陶统海相碳酸盐岩烃源岩系和中上元古界海相碎屑岩烃源岩系。中上奥陶统海相烃源岩在不同海域有不同的特征。中奥陶统海相烃源岩发育于盆地东部华北海台内盐坳周边,以泥灰岩为主,单层厚度薄,但层系多,有机质丰度差-中等,高成熟度,有规模生烃潜力,对奥陶系盐下自源气藏有重要贡献。上奥陶统海相烃源岩主要发育于盆地西部和南部“L”型秦祁海槽斜坡相带,以泥页岩、泥灰岩为主,有机质丰度中等,累计厚度大,在天环凹陷上达到高-过成熟生气阶段,分布范围有限,在盆地西缘逆冲带上盘处于成熟生油阶段,生烃潜力较大。而中上元古界海相泥岩烃源岩系在邻区为有效烃源岩,以泥板岩为主,厚度大,有机质丰度中等,高过成熟度。在盆地本部甘陕裂陷槽新钻井中也有部分揭示。围绕2套海相烃源岩系分布的奥陶系海相碳酸盐岩和中上元古界深层海相层系是未来天然气勘探的2个新领域,其中5个有利勘探区带天然气勘探潜力大,有望形成天然气勘探接替区带。     

海相烃源岩发育环境与岩石的沉积序列——以鄂尔多斯盆地为例

国内外海相大油气田的烃源岩多为黏土矿物含量较高的泥页岩、油页岩和泥灰岩,形成于由台地向海槽过渡的深水斜坡环境,而碳酸盐岩形成于与大气交换条件较好的浅水环境,是有机质丰度低和干酪根类型差的根本原因。从机理上讲,碳酸盐岩排烃效率低于泥质岩,并且不存在有机碳含量随成熟度升高而有规律降低的现象,不能成为有效烃源岩。鄂尔多斯盆地西缘中奥陶统平凉组自东而西发育的碳酸盐岩—泥质岩、灰岩—硅质页岩和海底碎屑岩反映了海相沉积因水深变大而形成的岩性序列,含有机质丰度高的泥质和泥灰质烃源岩形成于深水斜坡相的古地理环境中。     

塔东地区奥陶系——寒武系烃源岩评价

塔里木盆地塔东地区是大庆油田油气勘探的重要接替领域,其有效烃源岩、生烃潜力评价直接影响该区的整体勘探决策。在岩石热解分析、有机质镜下检测等实验分析基础上,对奥陶系、寒武系烃源岩的有机碳含量、有机质类型及有机质成熟度等进行了分析。结果表明:去污染分析后的奥陶统却尔却克组烃源岩有机碳含量较低;有机质类型既有腐殖型也有腐泥型;上奥陶统烃源岩为非-差烃源岩,中-下奥陶统的黑土凹组、寒武系为好烃源岩,有机质类型以海相腐泥型为主,烃源岩处于过成熟阶段;泥岩、泥质灰岩有机质含量较高,为有效烃源岩,碳酸盐岩的有机质含量较低,多为非烃源岩。     

鄂尔多斯盆地东部奥陶系盐下天然气成藏条件

鄂尔多斯盆地东部下奥陶统发育优质膏盐岩区域盖层,分析其下的烃源岩特征和储集条件,对于选择有利勘探区带和降低勘探风险都具有重要意义。通过对盐下烃源岩特征、生烃潜力、储层特征及分布规律的分析,得出以下认识：垂向上下奥陶统马家沟组五段、一段烃源岩质量最好;平面上膏盐湖沉积微相有机质丰度最高（0.26%）、局限海次之（0.24%）、开阔海第三（0.235%）、含膏云坪最低（0.2%）;相同沉积微相在不同层段有机质丰度有差别,其原因可能与烃源岩泥质含量有关;有机质类型以腐泥型和偏腐泥混合型为主,成熟度较高（VR_o＞2%）,主体已进入过成熟阶段;白云岩为主要储集体,储层物性较差,储集空间以晶间孔和晶间溶孔为主,也有溶解缝和构造缝。结论认为：奥陶系膏盐岩发育层段,天然气成藏潜力以马五段最高、马一段次之、马三段最低;无膏盐岩发育层段,马二段成藏潜力好于马四段。     

关于古生界烃源岩有机质丰度的评价标准

我国海相碳酸盐岩地球化学评价的焦点问题之一，是如何确定有其有机质丰度下限和划分有效烃源岩与非烃源岩的标准。长期以来，国内一些颇具影响的论点使人们相信，有机碳含量低到0．1％的碳酸盐岩仍能作为有效烃源岩。然而，国内外大量的勘探实践和实验室研究表明，有机碳含量为0．1％－0．2％的纯碳酸盐岩不能作为有效烃源岩，否则，有机质丰度不会成为油气勘探评价中的一个限定因素。在海相地层或海相碳酸盐岩中，能有效生烃的烃源岩是其中有机质丰度高的泥岩、泥灰岩和泥晶灰岩。碳酸盐岩或泥质岩中相同类型干酪根的有机质转化率相似，不存在碳酸盐烃源岩烃转化率高于泥岩的现象；生排烃过程一般并不会有机碳含量显著降低。因此，评价海相地层或碳酸盐岩地层中的烃源岩，沿用泥岩的有机质丰度下限值（有机碳含量为0．5％）是适合的。有效烃源岩的厚度不必很大，但有机质丰度必须高（有机碳含量大于0．5％），且要有一定的分布范围。     

烃源岩有机碳含量与生排油效率动态评价

选择海相典型烃源岩样品和人工配制烃源岩样品进行热压模拟实验,对比分析了海相烃源岩的生油量、生排油效率与烃源岩有机碳含量的关系,模拟结果表明:（1）烃源岩的生排油量与烃源岩有机碳含量呈线性正相关关系,生排油效率与有机碳含量呈曲线（非线性）正相关关系,相关系数的大小与烃源岩的干酪根类型、岩性及演化史等有关;（2）在整个生烃演化过程中,高有机质含量的优质烃源岩（TOC一般大于2%）的生排油量和效率都高于中等有机质丰度的中等烃源岩（TOC一般在0.5%~2.0%之间）和低有机质丰度的差烃源岩（TOC一般小于0.5%）,只有高有机质丰度的优质烃源岩才能够大量生排出油并形成大油田,差烃源岩即使很厚也难以形成大量的油气聚集;（3）在地质演化过程中,烃源岩TOC含量及其生排油气能力始终都是动态变化的,因此需要在确定演化阶段的基础上,结合有机碳含量和生排油效率进行烃源岩和资源量动态评价。      

塔里木盆地主力烃源岩的诸多证据

对塔里木盆地古生界海平面变化及沉积相分析、地震反射特征识别及生烃-成藏配置关系的综合分析表明,下奥陶统上部—中奥陶统是塔里木盆地海相主力烃源岩。主要依据有:1下奥陶统上部—中奥陶统是塔里木盆地震旦系-奥陶系沉积水体最深的层位,沉积有机质相对平均含量最高;2北部坳陷区地震响应表明,下奥陶统上部—中奥陶统下部为一套弱反射或无反射区,具有以泥质岩为主的反射特征,推测为烃源岩,其地震反射特征与下寒武统泥质烃源岩反射特征相似;3海平面变化及沉积相分析表明,下奥陶统上部—中奥陶统烃源岩主要形成于还原环境的饥饿盆地—盆地边缘相环境,据推测分布于整个北部坳陷区;4生烃-成藏配置关系分析表明,塔中及塔北隆起的主要海相原生油藏的成藏期为晚海西-燕山期,与北部坳陷区下奥陶统上部—中奥陶统烃源岩的生油高峰期吻合,而与下寒武统源岩生油高峰期(晚奥陶世—石炭纪)及上奥陶统源岩生油高峰期(白垩纪以来)不配套;5目前在塔中及塔北隆起已发现的油气藏分布特点说明了油气主要来源于北部坳陷盆地相烃源岩分布区。     

鄂南台缘坳陷奥陶系烃源岩地化特征

鄂尔多斯盆地南部渭北隆起早古生代是盆地南部台缘坳陷 ,奥陶系海相碳酸盐岩烃源岩发育。源岩厚度一般为 2 0 0～ 190 0m ,残余有机碳平均值 0 .0 1%～ 0 .43% ,氯仿沥青“A”平均值在 30ppm左右 ,与盆地中部区奥陶系烃源岩相比并不逊色。根据残余有机质丰度、干酪根热解、电镜扫描、稳定碳同位素和岩石热解等分析资料 ,综合烃源岩地化特征分析认为 ,研究区中、下奥陶统的碳酸盐岩地层为主要烃源岩 ,在盆地南部形成一个下古生界生气中心 ,源岩具有机质类型好 (Ⅰ、Ⅱ1型 ) ,有机质演化程度高 (高成熟—过成熟 )的特点     

塔里木盆地特大型海相油田原油来源——来自深部低TOC烃源岩的证据与相对贡献评价

塔里木盆地海相原油被认为主要来自寒武系-下奥陶统和中-上奥陶统2套烃源岩,但何者为主长期以来存在争议。在前人研究工作的基础上,通过生物标志物对比、馏分碳同位素对比、单体烃同位素对比和碳同位素质量平衡模拟的综合研究,证实了塔北地区海相原油以中-上奥陶统烃源岩贡献为主,最大可达88%,不同地区贡献不同。然而,目前钻井证实的高丰度中-上奥陶统烃源岩分布局限,难以解释塔北地区已发现的广泛分布的特大型海相油田油气资源规模。通过干酪根元素随埋深变化、生烃潜力变化、古TOC恢复等多方面地质地球化学证据证实,塔里木盆地台盆区深部低TOC烃源岩发生过大量生排烃,并根据排烃门限、烃源岩地球化学和测井特征综合判识了有效低丰度烃源岩。在此基础上,采用生烃潜力法评价了塔里木盆地台盆区各成藏体系中-上奥陶统高丰度和有效低丰度烃源岩的排烃量。台盆区中-上奥陶统低丰度烃源岩排烃量为494.4×10⁸t,高丰度烃源岩排烃量为1 353×10⁸t,高、低丰度烃源岩的相对贡献比率分别为73.2%和26.8%。其中,塔北隆起轮南-英买力成藏体系中-上奥陶统烃源岩排烃量为327.7×10⁸t,高、低丰度烃源岩的相对贡献比率分别为59.8%和40.2%,表明低TOC烃源岩对塔里木盆地发现的特大型海相油田的形成具有重要贡献。     

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。     

论鄂尔多斯盆地下古生界烃源岩的成藏演化特征

鄂尔多斯盆地中东部广布的下奥陶统马家沟组碳酸盐岩形成于动荡、富氧的古地理环境,因而其有机质丰度低,有机质类型差,生烃潜力低,不能成为有效烃源岩。地质和地球化学分析证实,盆地西、南缘台缘深水斜坡相的中奥陶统平凉组存在优质海相烃源岩,其形成的油气最早富集在中央古隆起及其周围;伴随着中央古隆起带轴部的向东迁移和早白垩世末盆地西倾大单斜的定型,平凉组烃源岩在早白垩世生烃高峰期生成的天然气和早期古油藏裂解气,由中央古隆起带向北东方向发生二次运聚,最终在盆地中部奥陶系马家沟组风化壳中聚集成藏,即形成靖边大气田。这一过程包含了油藏、油气共存和气藏3个成藏演化阶段,也证实了盆地西、南缘平凉组烃源岩是靖边气田油型气的主要来源。     

烃源岩生烃潜力的恢复探讨──以鄂尔多斯盆地下奥陶统碳酸盐岩为例

烃源岩生烃潜力的不同恢复方法(热模拟实验法、元素法、降解率法、动力学法)都限于干酪根降解生烃理论的范畴。原始有机质类型较好、烃产物平均H/C较低以及高成熟烃源岩中间生成的液态烃排出较完全时,计算出的有机碳恢复系数要比相反的情况大很多。生烃量的计算是否准确依赖于上述条件确定得是否合理。生烃潜力恢复结果表明鄂尔多斯盆地下奥陶统碳酸盐岩是较差的烃源岩。     

烃源岩生烃潜力的恢复探讨──以鄂尔多斯盆地下奥陶统碳酸盐岩为例

烃源岩生烃潜力的不同恢复方法(热模拟实验法、元素法、降解率法、动力学法)都限于干酪根降解生烃理论的范畴。原始有机质类型较好、烃产物平均H/C较低以及高成熟烃源岩中间生成的液态烃排出较完全时,计算出的有机碳恢复系数要比相反的情况大很多。生烃量的计算是否准确依赖于上述条件确定得是否合理。生烃潜力恢复结果表明鄂尔多斯盆地下奥陶统碳酸盐岩是较差的烃源岩。     

鄂尔多斯盆地南部平凉组烃源岩特征及其成烃演化分析

运用有机地球化学和有机岩石学相结合的方法,对鄂尔多斯盆地南部中奥陶统平凉组烃源岩进行了较系统的研究。研究区内平凉组烃源岩厚度平面分布特点为南厚北薄,纵向上岩性组合为上部灰岩、下部泥岩,下部烃源岩有机质丰度高于上部。烃源岩有机质类型属于Ⅰ—Ⅱ型,并以Ⅰ型干酪根为主。作为海相烃源岩成熟度研究的指标,海相镜质组反射率揭示研究区平凉组烃源岩成熟度为西低东高,现今主体处于成熟晚期—高成熟的演化阶段。通过PetroMod软件盆地模拟,并结合生烃热模拟实验结果综合分析,认为该区平凉组烃源岩于晚三叠世早期开始生油,中侏罗世末到达生油高峰,大规模生气期为早白垩世,具有一定的天然气勘探潜力。     

鄂尔多斯西南缘下古生界烃源岩生烃潜力评价

鄂尔多斯盆地西南缘早古生代陆缘沉积环境形成了碳酸盐岩和碎屑岩2种岩性的烃源岩。虽然有机质丰度较低,但勘探成果表明下古生界烃源岩曾经有过较高的生烃过程。较好的烃源岩一般发育在弱还原—还原、盐度较大的半深水环境中,多为Ⅰ、Ⅱ型。寒武系烃源岩主要生烃阶段在三叠纪,对现今的资源贡献有限,奥陶系马家沟组、平凉组烃源岩主要生烃阶段有侏罗纪、白垩纪2期。现今奥陶系烃源岩达到了高演化阶段,以马家沟组碳酸盐岩、平凉组暗色泥岩、碳酸盐岩3套烃源岩为主,但存在一定差异。模拟结果表明,下古生界累计生烃量为172.87×1012m3;北段生烃强度最大超过了40×108m3/km2,南缘地区最大为30×108m3/km2左右。      

南黄海盆地科学钻探CSDP-2井上古生界-中生界烃源岩评价及海相油气勘探前景

依托南黄海盆地科学钻探CSDP-2全取心井岩心资料及其45块烃源岩样品的地球化学分析数据和12块含烃流体包裹体薄片的测温结果,在总结南黄海盆地烃源岩地球化学特征的基础上详细对比了其与上、中、下扬子板块烃源岩品质的异同并分析了其成因,进而结合油气显示和充注特征探讨了南黄海盆地上古生界-中生界的油气勘探前景。结果表明,CSDP-2井上古生界-中生界发育青龙组、龙潭组-大隆组和栖霞组3套区域性烃源岩层。其中,龙潭组-大隆组的有机质丰度以中-好为主且不乏优质烃源岩存在,其生、排烃强度最高达7.95×10⁶t/km²和1.65×10⁶t/km²;栖霞组烃源岩非均质性较强,碳质泥岩和臭灰岩的成烃演化基本处于成熟-高成熟阶段,生、排烃强度分别为6.52×10⁶t/km²和8.61×10⁵t/km²;青龙组泥质灰岩的生烃能力较弱,有机质丰度集中在中-差级别,排烃强度仅为1.27×10⁵t/km²。在沉积环境、有机质母源和生物生产率的共同影响下,南黄海盆地整体烃源岩品质与下扬子板块苏北盆地相当,但较上扬子板块四川盆地略差。同时,研究区海相地层经历了3期油气充注且已在CSDP-2井发现多处直接油气显示和气测高值异常,彰显了较为广阔的油气勘探前景。     

鄂尔多斯盆地中奥陶统平凉组烃源岩地球化学特征及勘探潜力

鄂尔多斯盆地西、南缘中奥陶统台缘深水斜坡相平凉组烃源岩包括泥页岩和泥灰岩,厚度80~200 m,在西缘桌子山—刘庆7井—苦深1井—石板构—环14井—平凉—陇县等地和南缘旬邑以南、耀县以北的广大地区呈"L"形连片分布。干酪根碳同位素平均值为-29.95‰,有机质类型指数约为100%,氯仿沥青"A"中饱/芳比大于3,以Ⅰ型有机质类型为主。有机碳含量大于0.2%,西缘露头和岩心的氯仿沥青"A"平均值分别高达232×10-6和380×10-6,生烃潜力(S₁+S₂)平均值分别高达0.42,0.37mg/g,烃源岩有机质丰度高。除了西缘逆冲带成熟度较低(生油窗)外,天环坳陷和南缘渭北隆起R_o值在1.60%~2.60%之间,处于高—过成熟阶段。生烃模拟实验证实平凉组在达到R_o值2.1%演化程度时产烃率即可高达224.33 kg/t,地质历史上已累计生成资源量约4.323 8×108t油气当量。中央古隆起不但长期控制了平凉组烃源岩的油气运聚,而且提供了马家沟组马四段溶蚀白云岩有利储集空间,天环坳陷东缘和鄂南渭北隆起北部下古生界都具有较大勘探潜力。      

上扬子地台北缘古生界海相烃源岩有机地球化学特征

上扬子地台北缘古生代广泛沉积了一套海相碳酸盐岩和泥质岩。通过对16条沉积剖面系统采样,结合样品有机地球化学分析结果,认为该区有效烃源岩主要发育在下二叠统、下志留统下部、上奥陶统和下寒武统地层中;烃源岩以I型、Ⅱ 型为主,生烃能力较强,未丧失生气能力。综合评价认为下寒武统及下二叠统是区内的主力烃源岩;下志留统下部及上奥陶统在局部地区可能存在有利的烃源岩发育层段。