春光区块白垩系稠油地化特征及成因分析

针对春光区块白垩系稠油地化特征、分布规律与成因机制认识不清的问题,应用色谱-质谱等有机地球化学分析方法,对稠油物化特征、空间分布及稠油成因进行分析。研究表明：区块南部以春55-1井为代表的普通Ⅰ类稠油为1—2级轻微生物降解稠油,为成熟原油,有机质来源以低等水生生物为主,陆生高等植物为辅,为湖相还原沉积环境;以区块中部春18井为代表的普通Ⅱ类稠油为4-5级中等生物降解稠油,生标特征与Ⅰ类相似,但降解程度更高;区块北部以春10-5井为代表的特稠油降解严重,参数失真,三环帖烷及饱和烃单体烃碳同位素特征显示生源以低等水生生物为主,芳烃化合物成熟度参数均表明特稠油为成熟原油。25-降藿烷的检出、稠油空间分布、地温参数和包裹体特征都表明春光区块稠油属于生物降解成因,为中浅层稠油油藏。结合勘探实际综合分析认为,下一步应加大春光区块西南部和中南部稀油、普通Ⅰ类稠油勘探力度。研究成果对春光区块确定勘探方向具有指导意义。     

准噶尔盆地车排子凸起中生界稠油油源分析

为明确准噶尔盆地车排子凸起中生界稠油的油源,利用中生界原油的气相色谱-质谱分析结果,结合层次聚类分析法、生物标志物参数恢复法,对原油生物降解程度进行定量评价,对典型生物标志物原始质量进行恢复,并对严重生物降解的稠油进行油源研究。结果表明：车排子凸起中生界原油生物降解级别达到6级以上(PM6),可细分为A1、A2两个族群。所提出的生物标志物参数恢复法进行油源对比效果显著,证实了A1原油与沙湾凹陷二叠系烃源岩具有亲缘性,A2原油可能来自沙湾凹陷二叠系烃源岩、车排子凸起石炭系烃源岩及四棵树凹陷侏罗系烃源岩的混合,主成分分析(PCA)进一步支持和验证了该结论。研究结果对深化车排子凸起中生界的油气勘探部署具有重要参考作用。     

准噶尔盆地阜康凹陷及周缘凸起区的原油成因与分布

为进一步厘清准噶尔盆地阜康凹陷及周缘凸起区原油成因及其分布规律,基于最新烃源岩、原油有机地球化学和油气勘探资料,评价了各套烃源岩的地球化学特征,划分出4种成因原油类型,明确了原油与相应烃源岩的亲缘关系,查明了不同成因原油的空间分布。研究结果表明,Ⅰ类原油源自中二叠统芦草沟组烃源岩,主要分布在沙南、北三台、三台等油田和阜康凹陷深层二叠系—三叠系;Ⅱ类原油源自阜康凹陷下侏罗统八道湾组烃源岩,分布于沙北油田、阜北斜坡、阜东斜坡及该凹陷内侏罗系;Ⅲ类原油来自二叠系与侏罗系烃源岩的混合,分布于彩南油田、彩南西区块、北三台凸起西斜坡侏罗系;Ⅳ类原油源自石炭系松喀尔苏组B段烃源岩,主要以出油点的形式分布于阜康凹陷与相邻凸起。阜康凹陷二叠系生成的油气聚集在自身及下三叠统相对优质储盖组合中,勘探潜力大。     

春光区块白垩系稠油地球化学特征及成因分析

针对春光区块白垩系稠油地球化学特征、分布规律与成因机制认识不清的问题,应用色谱-质谱等有机地球化学分析方法,对稠油物化特征、空间分布及稠油成因进行分析。研究表明:区块南部以春55-1井为代表的普通Ⅰ类稠油为1～2级轻微生物降解稠油,为成熟原油,有机质来源以低等水生生物为主,陆生高等植物为辅,为湖相还原沉积环境;区块中部以春18井为代表的普通Ⅱ类稠油为4～5级中等生物降解稠油,生物指标化合物特征与Ⅰ类相似,但降解程度更高;区块北部以春10-5井为代表的特稠油降解严重,参数失真,三环帖烷及饱和烃单体烃碳同位素特征显示生源以低等水生生物为主,芳烃化合物成熟度参数均表明特稠油为成熟原油。25-降藿烷的检出、稠油空间分布、地温参数和包裹体特征均表明春光区块稠油属于生物降解成因的中浅层稠油油藏。结合勘探实际综合分析认为,下一步应加大春光区块西南部和中南部稀油、普通Ⅰ类稠油勘探力度。研究成果对春光区块勘探方向的确定具有指导意义。     

东濮凹陷西斜坡油藏地球化学特征与油气源对比

东濮凹陷西斜坡原油分为I类轻质稀油、Ⅱ类中质稀油和Ⅲ类中质稠油三种类型。Ⅰ类轻质稀油具有较高的成熟度，主要来自近洼柳屯、海通集洼陷沙三3。4亚段高成熟烃源岩；胡一庆主体油田的Ⅱ类中质稀油一方面来自柳屯、海通集洼陷。另一方面是本身源岩自生自储所致；胡19块、马寨油田Ⅲ类中质稠油来自马寨洼陷低熟烃源岩，柳屯洼陷高熟烃源岩生成的油气对胡19块贡献不大。西斜坡油气以近距离、短距离运移为主。因此明确了下步勘探和挖潜的主要方向在生油气洼陷的周边、主断裂带两侧和柏措的二台阶．     

廊固凹陷原油成因类型与分布规律

基于34个烃源岩与50个原油样品的分子生物标志化合物分析结果,研究了廊固凹陷主要油田的原油成因类型与分布规律。分析结果表明,沙河街组三段下亚段与沙河街组四段上亚段烃源岩有不同的分子生物标志化合物组合特征:沙河街组三段下亚段烃源岩陆源有机质的输入量较高且富含沟鞭藻类,沉积于淡水较强的还原环境;沙河街组四段上亚段烃源岩陆源有机质输入量较少且低等水生生物输入较多,沉积于咸水强还原环境。在油源对比基础上,结合原油分子生物标志物参数进行聚类分析,划分了3种成因类型的原油。第Ⅰ类原油来自沙河街组四段上亚段烃源岩,主要分布于牛坨镇凸起周边地区;第Ⅱ类原油来自沙河街组三段下亚段烃源岩,主要分布在凹陷偏北部的旧州—王居一带;第Ⅲ类原油来自沙河街组三段下亚段烃源岩与沙河街组四段上亚段烃源岩生成的混源油,以沙河街组三段下亚段烃源岩生成的原油为主,主要分布在凹陷东部的河西务构造带和曹家务—柳泉构造带南部的部分地区。廊固凹陷各油藏紧邻烃源岩聚集成藏,其分布规律受控于不同层段烃源岩的发育与分布。曹家务和中岔口地区是第一类原油下一步的有利勘探目标区域,柳泉构造带王居地区是第二类原油勘探潜力较大区域。     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷东斜坡油源及成藏分析

油气源对比结果表明，准噶尔盆地吉木萨尔凹陷东斜坡原油分为两类，第Ⅰ类原油为低成熟一成熟油，来源于吉木萨尔凹陷二叠系平地泉组烃源岩；第Ⅱ类原油为高成熟油，来源于该区二叠系石炭系烃源岩。来自吉木萨尔凹陷二叠系平地泉组烃源岩的梧桐沟组的第Ⅰ类原油，根据生物降解程度可分为，未遭受生物降解的原油，遭受轻微生物降解的原油和遭受中等生物降解的原油。吉木萨尔凹陷东斜坡梧桐沟组原油至少存在两期油气成藏。     

春风油田稠油地球化学特征及油源分析

春风油田位于准噶尔盆地车排子地区,分布有轻质油和稠油两类原油,其中稠油分布比较广泛,石炭系、侏罗系、白垩系、古近系及新近系均有分布。根据稠油的地球化学特征,将春风油田的稠油划分为三大类,其中A类稠油遭受严重的生物降解,正构烷烃损失严重,原油的稳定碳同位素偏轻,一般都低于－30‰;B类稠油也遭受生物降解,存在低碳数的正构烷烃和25－降藿烷共存的现象,原油的稳定碳同位素一般都在－28‰～－30‰之间;C类稠油遭受中等生物降解,甾萜类化合物具有与轻质油相似的特征,原油中稳定碳同位素偏重。油源地球化学特征对比表明,研究区A类稠油主要来源于昌吉凹陷二叠系烃源岩,B类稠油为二叠系和侏罗系烃源岩的混源油,C类稠油主要来源于侏罗系烃源岩。     

渤中凹陷西斜坡原油地球化学特征及来源

利用原油物性分析、饱和烃气相色谱、色谱-质谱及稳定碳同位素等分析资料,对渤中凹陷西斜坡的原油地球化学特征及其来源进行了系统分析。认为研究区内原油可分为A类和B类2大类,其中,A类为因生物降解而成的稠油,埋深小于1600m。B类为正常原油,且可细分为B1类和B2类两类,B1类原油一定程度上受到生物降解作用的影响,埋藏深度介于1600m和1700m之间;B2类原油未受生物降解作用的影响,埋深大于1700m。B1类和B2类原油可能均主要为沙三段(E3s3)和沙一、二段(E3s1+2)烃源岩所生成原油混合的产物,东营组烃源岩的贡献不明显。基于现有认识,那些发育在断至沙河街组烃源岩的断层附近的圈闭应该是渤中凹陷西斜坡现阶段较为现实的勘探目标。     

生物成因稠油与伴生气形成过程模拟研究 ——以林樊家地区浅层气和稠油为例

原油厌氧微生物降解是形成稠油与伴生气藏的主要原因之一。为研究原油厌氧微生物降解形成稠油与伴生气的过程,以林樊家地区浅层气和稠油为研究对象,利用厌氧微生物降解菌群对与研究区稠油具有相同烃源岩的稀油进行原油微生物降解模拟实验。结果表明:稀油经厌氧微生物降解可以形成稠油,同时还生成甲烷和二氧化碳,降解248 d平均每克原油能够生成3 mmol甲烷和0.5 mmol二氧化碳,分析所生成的气体碳同位素,发现甲烷δ13C1值为-46.36‰~-45.27‰,二氧化碳δ13C1值为4.24‰~8.5‰,利用碳同位素数据计算出林樊家地区浅层气中生物降解气含量达69%;原油饱和烃含量由初始的72.77%下降到44.0%,饱和烃含量大幅下降是原油稠化的主要原因。典型生物标志物25-降藿烷/藿烷值显著升高,由0.009上升到0.056,表明原油发生了严重的生物降解。原油微生物降解模拟实验可以在室内较短时间内模拟完成原油的微生物降解过程。     

松辽盆地南部的西部斜坡重油特征与油源探讨

松辽盆地南部的西部斜坡套第堡一带，在萨尔图油层发现了相当规模的重油资源。通过分析原油物性与组成、生物标志物特征，探讨了该重油的地化特征与油源，认为西部斜坡萨尔图油层的重油普遍受了生物降解作用，具有密度大、黏度高、非烃含量和蜡含量高等特点，原油均为成熟原油，主要来自长岭坳隐陷深部的青山口组成成熟烃源岩，而与嫩江组的烃源岩基本上没有亲缘关系。     

东营凹陷油源特征分析

东营凹陷油气丰富，发育了古近系沙河街组三段、四段两套有效烃源岩。根据烃源岩及原油的地球化学特征分析，探讨凹陷内各油田的石油来源。将东营凹陷已发现石油划分为沙三型、沙四型及混合型，认为：南斜坡地区原油主要来源于沙四段烃源岩，凹陷中部及北部油田的原油主要源于沙三段或为沙三段、沙四段的混源油；凹陷周边油田的原油大多数来源于沙四上亚段烃源岩，大致呈环状分布于凹陷边部；凹陷中部油田的原油以沙三型为主。各供油洼陷生成的油气就近运移聚集，油气环绕生油洼陷呈环带状分布。图4表1参8     

北部湾盆地稠油地球化学特征及成因分析

北部湾盆地涠西南凹陷、乌石凹陷已发现多个稠油油田。为研究稠油特征和成因，开展了稠油油藏原油物性、组分、饱和烃特征、生物标志物、油气来源和盆地模拟分析。结果表明：（1）北部湾盆地稠油主要分布在凸起、斜坡带和近洼带，呈高密度、高黏度特征。（2）北部湾盆地存在3类稠油，第一类为凹陷中央流二段下部烃源岩生成的原油运移至圈闭成藏，遭后期抬升剥蚀，埋深小于2 000 m，上覆盖层薄导致油藏遭受生物降解，此类原油成熟度高，C₃₀-4-甲基甾烷含量高，组分遭受不同程度的破坏，饱和烃和芳烃成分有序缺失；第二类稠油主要分布在近洼带，为本地低热演化油页岩、页岩生成的原油，其成熟度低，Ts/Tm值较低，C₃₀-4-甲基甾烷含量低，在近洼就近成藏，埋深处于生烃门限附近，为早期原生稠油；第三类稠油主要分布在斜坡带，主要为深洼流二段下部烃源岩生成的成熟原油和本地流二段上部烃源岩生成的成熟度较低的稠油混合而成，同时受运移、扩散、吸附等因素的影响，原油变稠，C₃₀-4-甲基甾烷含量中等，此类油藏埋深大于3 000 m，是未受到生物降解的混合型稠油。该研究成果对北部湾盆地优化勘探开发部署、指导油区勘探具有重要意义。     

GEOCHEMISTRY OF CRUDE OILS,SEEPAGE OILS AND SOURCE ROCKS FROM BELIZE AND GUATEMALA: INDICATIONS OF CARBONATE‐SOURCED PETROLEUM SYSTEMS

This study reviews the stratigraphy and the poorly documented petroleum geology of the Belize‐Guatemala area in northern Central America. Guatemala is divided by the east‐west trending La Libertad arch into the North and South Petén Basins. The arch is the westward continuation of the Maya Mountains fault block in central Belize which separates the Corozal Basin in northern Belize from the Belize Basin to the south. Numerous petroleum seeps have been reported in both of these basins. Small‐scale oil production takes place in the Corozal Basin and the North and South Petén Basins. For this study, samples of crude oil, seepage oil and potential source rocks were collected from both countries and were investigated by organic geochemical analyses and microscopy. The oil samples consisted of non‐biodegraded crude oils and slightly to severely biodegraded seepage oils, both of which were generated from source rocks with similar thermal maturities. The crude oils were generated from marine carbonate source rocks and could be divided into three groups: Group 1 oils come from the North Petén Basin (Guatemala) and the western part of the Corozal Basin (Belize), and have a typical carbonate‐sourced geochemical composition. The oils correlate with extracts of organic‐rich limestones assigned to the Upper Cretaceous “Xan horizon” in the Xan oilfield in the North Petén Basin. The oils were generated from a single source facies in the North Petén Basin, but were charged from two different sub‐basins. Group 2 oils comprise crudes from the South Petén Basin. They have characteristics typical of carbonate‐sourced oils, but these characteristics are less pronounced than those of Group 1 oils. A mixed marine/lacustrine source facies deposited under strongly reducing conditions in a local kitchen area is inferred. Group 3 oils come from the Corozal Basin, Belize. A carbonate but also a more “shaly” source rock composition for these oils is inferred. A severely biodegraded seepage oil from Belmopan, the capital of Belize, resembles a nearby crude oil. The eastern sub‐basin in the North Petén Basin may potentially be the kitchen area for these oils, and for the seepage oils found in the western part of the Corozal Basin. The seepage oils from the Corozal and Belize Basins are moderately to severely biodegraded and were generated from carbonate source rocks. Some of the seepage oils have identical C_27–29 sterane distributions to the Group 2 oils, but “biodegradation insensitive” biomarker ratios show that the seepage oils can be divided into separate sub‐groups. Severely and slightly biodegraded seepage oils in the Belize Basin were probably almost identical prior to biodegradation. Lower Cretaceous limestones from the Belize Basin have petroleum generation potential, but the samples are immature. The kitchen for the seepage oils in the Belize Basin remains unknown.     

南襄盆地泌阳凹陷西部稠油地化特征及意义

精细刻画稠油地球化学特征,对其油源对比、成因乃至开发都具有一定指导作用。南襄盆地泌阳凹陷西部地区原油均遭受了中等以上级别的生物降解,规则甾烷和藿烷受到不同程度破坏,使得一些反映原油成因、成熟度的常用指标严重失效。通过对该区12个稠油样品地球化学特征的精细分析和研究,发现饱和烃中的伽马蜡烷、Ts、Tm以及长链三环萜烷的抗降解能力高于规则甾烷和藿烷,能较好地反映该区稠油地球化学特征。油源对比表明,该区核三下段原油均来源于核三下段烃源岩,而核三上段原油除来源于核三上段烃源岩外,不同小层段都有核三下段源岩不同程度的贡献。结合芳烃组成特征和参数,可以清楚地将研究区稠油划分成两类,并显示他们可能具有不同的生物降解机制。     

GEOCHEMICAL EVALUATION OF CRUDE OILS FROM THE CARACARA AND TIPLE AREAS,EASTERN LLANOS BASIN,COLOMBIA: PALAEO BIODEGRADATION AND OIL MIXING

This study presents an organic geochemical characterization of heavy and liquid oils from Cretaceous and Cenozoic reservoir rocks in the Tiple and Caracara blocks in the eastern Llanos Basin, Colombia. Samples of heavy oil were recovered from the Upper Eocene Mirador Formation and the C7 interval of the Oligocene – Miocene Carbonera Formation; the liquid oils came from these intervals and from the Cretaceous Guadalupe, Une and Gachetá Formations. The heavy oil and most of the liquid oils probably originated from multiple source rocks or source facies, and showed evidence of biodegradation as suggested by the coexistence of n‐alkanes and 25‐norhopanes. The results indicate a close genetic relationship between the samples in the Carbonera (C7 interval), Mirador and Guadalupe Formation reservoirs. These petroleums are interpreted to result from at least two separate oil charges. An early charge (Oligocene to Early Miocene) was derived from marine carbonate and transitional siliciclastic Cretaceous source rocks as indicated by biomarker analysis using GC/MS. This initial oil charge was biodegraded in the reservoir, and was mixed with a later charge (or charges) of fresh oil during the Late Miocene to Pliocene. A relatively high proportion of the unaltered oil charge was recorded for heavy oil samples from the Melero‐1 well in the Tiple block, and is inferred to originate from Cenozoic carbonaceous shale or coaly source rocks. Geochemical parameters suggest that oils from the Gachetá and Une Formations are similar and that they originated from a source different to that of the other oil samples. These two oils do not correlate well with extracts from transitional siliciclastic source rock from the Upper Cretaceous Gachetá Formation in the Ramiriqui‐1 well, located in the LLA 22 block to the north. By contrast, one or more organofacies of the Gachetá Formation may have generated the heavy oil and most of the liquid oil samples. The results suggest that the heavy oils may have formed as a result of biodegradation at the palaeo oil‐water contact, although deasphalting cannot entirely be dismissed.     

珠江口盆地白云凹陷北坡—番禺低隆起天然气成因类型及其烃源探讨

珠江口盆地白云凹陷北坡—番禺低隆起天然气的成因及其烃源问题,近年来引起了石油地质专家们的广泛关注。在前人工作基础上,根据天然气的组成、碳同位素及其甾萜类生物标志化合物特征,重点对天然气的成因类型及其烃源构成进行了深入分析。依据天然气甲烷碳同位素和乙烷碳同位素分布特征,将天然气成因类型划分为生物气、亚生物气、成熟偏煤型混合气、成熟—高熟偏油型混合气及成熟—高熟煤型气5类。天然气伴生凝析油的甾萜类生物标志物具有富集型煤系有机质和分散型Ⅲ型有机质两种明显不同的特征,由此认为油气主要来自成熟—高熟的渐新统恩平组煤系烃源岩、滨浅湖相烃源岩及始新统文昌组滨浅湖相烃源岩。通过油气地质及油气地球化学综合剖析,指出该区不仅具有巨大的天然气勘探潜力,而且具有石油资源勘探前景。     

柴达木盆地北缘马北地区油源对比

柴达木盆地北缘马北地区不同构造上的原油分两大类。一类是该地区普遍分布的原油,包括马北1 井、马北101 井和马北3 井以及马北2 井后期注入的原油,这类原油主要来源于中侏罗统烃源岩,但在成熟度上存在显著差异: 马北1 井浅层和马北3 井原油来源于尕丘凹陷,属成熟原油; 马北1 井深层和马北101 井原油来源于赛什腾凹陷,为高成熟原油。另一类是马北2 井生物降解原油,来源于石炭系海陆交互相烃源岩。     

陆相盆地重质油成因类型及其稠变序列——以二连盆地为例

应用二连盆地重质油物性和地球化学分析资料,结合其他盆地重质油典型实例,系统阐述了重质油形成的主控因素。研究表明,重质油成因类型可分为原生重质油和次生重质油,前者来自有机质在热演化过程中所生成的未熟-低熟油,后者则是石油(常规油或普通重质油)进入储层聚集成藏后,由于保存条件差异,受各种稠变作用形成的高密度、高黏度重质油。重质油形成所经历的稠变作用主要包括生物降解、水洗、氧化、裂解致稠和运移-聚集分异等作用。在石油运移、聚集和保存阶段,上述多种稠变因素总是交织、叠加在一起,只有在某些特定地质环境下,单个稠变因素才表现得相对突出。多数盆地或地区重质油的形成以生物降解占主导作用,其次为氧化、水洗、裂解致稠以及运移-聚集分异等作用。基于二连盆地及其他盆地重质油黏度数据分析,归纳出重质油的稠变序列为,低成熟重质油(黏度100~500 mPa·s)、未成熟重质油(黏度500~1 000 mPa·s)、轻度生物降解重质油(黏度800~2 000 mPa·s)、中度生物降解重质油(黏度2 000~20 000 mPa·s)、重度生物降解重质油(黏度20 000~100 000 mPa·s)、超重度生物降解重质油(黏度大于100 000 mPa·s)。其中,轻度生物降解重质油为普通重质油;中度生物降解重质油达到普通重质油-特重质油;重度生物降解重质油为特重质油;超重度生物降解重质油为超重质油。