羌塘盆地托纳木地区上侏罗统索瓦组烃源岩特征

羌塘盆地托纳木地区的烃源岩主要为上侏罗统索瓦组一段—四段的灰岩和泥岩,烃源岩厚度较大。运用有机地球化学方法,分析了该区烃源岩的特征。该区烃源岩的有机碳含量和氨仿沥青“A”含量相对较低,有机质类型中等一较好,热演化程度中等一高成熟,生烃量巨大。烃源岩主峰碳主要以高碳数C25和C27为主,大部分具有较明显的重碳优势,但没有明显的奇偶优势,伽马蜡烷含量较低。综合分析表明,索四段碳酸盐岩和索三段泥岩为较好烃源岩,索三段和索二段的碳酸盐岩为中等一较差烃源岩,索二段泥岩、索一段泥岩与碳酸盐岩为较差的烃源岩。     

羌塘盆地中侏罗统布曲组烃源岩评价

迄今为止羌塘盆地已发现200多处油气显示点,其中5处为液态油苗,多处为油页岩,表明盆地已具备生烃基础。中侏罗统布曲组烃源岩在羌塘盆地广泛分布,岩性以碳酸盐岩为主,厚度从几十米到几百米不等,有机碳含量平均为0.117%～0.68%,以中等—好烃源岩为主,少数为较差烃源岩;泥质烃源岩有机碳含量平均为0.44%～4.64%,各剖面差别较大,较差—好烃源岩均有。干酪根显微组分分析结果表明,布曲组烃源岩干酪根显微组分以腐泥组为主,各剖面腐泥组平均含量为62%～88%。布曲组碳酸盐岩烃源岩有机质类型以Ⅱ₁型为主,部分Ⅰ型和少量Ⅱ₂型;泥质烃源岩以Ⅱ₂型为主,少量Ⅱ₁型。布曲组烃源岩镜质组反射率平均为0.98%～3.12%,有机质处于成熟一过成熟阶段。综合评价结果表明,布曲组为盆地最有利生烃层位,主要分布于北羌塘坳陷的中西部地区。     

羌塘盆地上侏罗统索瓦组沉积体系及生烃潜力

晚侏罗世索瓦组沉积时期羌塘盆地为一套海相沉积,主要发育有三角洲,碳酸盐台地,沉水沉积等沉积体系。盆地由北向南水体逐渐加深,依次出现海陆过海三角洲相,局限台地相,开阔台地相,台缘滩（礁）相和盆地相沉积。主要物源来自盆地北部隆起区,盆地中央隆起区为次要物源区。有机地球化学分析表明,该区盆地相,局限台地相和开阔台地相带中烃源岩有机质丰度较高,母质类型以I2型为主,具备良好生烃潜力。     

藏北北羌塘坳陷中西部地区布曲组碳酸盐岩烃源岩分布特征

依据典型剖面实测和辅助对比剖面观测,结合大量系统样品的测试分析,认为羌塘盆地北羌塘坳陷中侏罗统布曲组主要由一套厚度巨大的半局限潟湖相泥晶灰岩、泥质灰岩和潮坪相颗粒灰岩、膏盐岩、泥页岩等组成。碳酸盐岩生油岩主要为潟湖相暗色泥晶灰岩、泥质灰岩及泥灰岩。生油层在纵向上主要产于布曲组下段和上段;横向上具有从坳陷内部到坳陷边缘生油岩厚度逐渐减薄、有机碳含量变差的特点。布曲组生油层的分布特征明显受沉积相和海平面升降变化的控制。该分布特征的研究对评价盆地布曲组生油前景,寻找主要生油坳陷等都具有重要意义。     

鄂尔多斯盆地东缘康宁地区煤系烃源岩评价

本文应用氢指数(IH)和最高热解温度(Tmax)综合确定康宁地区本溪组-太原组-山西组泥岩干酪根类型绝大多数是Ⅱ2、Ⅲ型干酪根,即有机质类型以混合型-腐殖型为主,偏生气型。康宁地区本溪组泥岩有机质丰度在0.11%~9.1%范围内,平均为2.99%;太原组泥岩有机质丰度在0.26%~12%范围内,平均为3.81%;山西组泥岩有机质丰度在0.14%~9.97%范围内,平均为2.28%。康宁地区山西组煤的镜质组反射率变化于0.93%~1.21%之间;本溪组煤的镜质组反射率为1.06%~4%,多在1.06%~1.2%之间。研究区煤系烃源岩有机质的背景成熟度处于成熟阶段中-后期,已有大量烃类生成。     

羌塘盆地扎仁地区中侏罗统布曲组烃源岩评价

目前羌塘盆地的绝大部分烃源岩资料均来源于地表露头的分析数据,通过对羌资2井烃源岩和南羌塘坳陷扎仁地区地表烃源岩特征对比分析,从烃源岩岩性、有机质丰度、类型和成熟度等方面揭示了羌塘盆地的地表与地下烃源岩之间的差异。结果显示,羌资2井有机碳含量高于地表条件下的有机碳含量,有机质类型以Ⅱ1型干酪根为主,极少量为Ⅱ2型,而有机质演化程度也明显偏低。因此,认为羌塘盆地地下烃源岩具有非常好的生油能力,这对羌塘盆地烃源岩的评价有重要的现实意义。     

柴达木盆地北缘上石炭统烃源岩评价

柴达木盆地北缘(以下简称柴北缘)石炭系烃源岩主要发育在上石炭统克鲁克组,其暗色碳酸盐岩达到了烃源岩评价标准,泥岩为较好―好的烃源岩,煤为较差的烃源岩。考虑到演化作用与风化作用的影响,推测柴北缘石炭系碳酸盐岩和泥岩均达到了好烃源岩评价标准,其有机质演化处在成熟―高成熟阶段。认为该地区石炭系具有良好的油气勘探前景。     

西宁盆地下侏罗统烃源岩有机地球化学特征

在西宁盆地下侏罗统发现了一套湖沼相烃源岩。为了研究该套烃源岩的生烃潜力和赋存页岩油气的可能性,在大茶石浪下侏罗统剖面系统地采集了有机地球化学样品,完成了湖相暗色泥岩和高位沼泽炭质泥岩有机质丰度、类型和成熟度的测试和研究。结果表明,西宁盆地下侏罗统暗色泥岩有机质丰度较高,属于中等偏好的烃源岩,炭质泥岩有机质丰度属于中等偏差的烃源岩;湖相暗色泥岩和高位沼泽相炭质泥岩有机质类型均以Ⅲ1型为主,生油能力较差,生气能力较好;其镜质组反射率分布在0.7%~0.94%之间,已进入大量生烃的成熟阶段。其地球化学特征和世界上许多页岩油气田的烃源岩有相似之处,据此推测,西宁盆地下侏罗统具有形成常规油气和页岩油气的潜力。     

塔里木盆地台盆区寒武系烃源岩有机成熟度

对塔里木盆地寒武系一百多个样品进行了有机组分反射率测试，有78个样品获得有效的有机组分反射率测试数据，从目前探井和露头区样品有机组分反射率分析数据表明，塔里木盆地寒武系源岩均处于高过成熟阶段，尚未发现仍处于生油窗阶段的寒武系中等成熟的源岩，塔中和塔北隆起区中正宗是武统镜质体反射率约在1．8－3．0％，目前满加尔凹陷中下寒武统源岩镜质体反射率在3％以上，满加尔凹陷腹部中下寒武统源岩镜质体反射率在4％以上，中下寒武统源岩成熟度相对较低区分布在塔中隆起主垒带，塔北隆起的凸起区（英买力凸起）和巴楚断隆一部分地区，其等效镜质体反射率在1．8％－2．0％。     

羌塘盆地龙尾湖地区中侏罗统布曲组烃源岩评价

通过对羌塘盆地北羌塘坳陷龙尾湖地区羌资1井烃源岩和地表烃源岩特征进行对比分析,从烃源岩岩性、有机质丰度、有机质类型和有机质成熟度等方面揭示了两者之间的差异,对龙尾湖地区布曲组烃源岩进行了评价。研究结果显示,羌资1井烃源岩的有机碳含量为0.1%～0.95%,其平均值明显高于地表烃源岩的有机碳含量,总体为中等—好烃源岩。该区有机质类型以Ⅱ1—Ⅱ2型干酪根为主,形成环境主要为还原环境,主要来源于低等水生生物,有机质类型较好。有机质成熟度普遍处于高成熟阶段,但羌资1井有机质演化程度明显比地表样品低。     

羌塘盆地羌资2井布曲组碳酸盐岩生物标志物特征及意义

首次报道了藏北羌塘盆地羌资2井中侏罗统布曲组海相碳酸盐岩生物标志化合物特征,该层位含有丰富的正烷烃、类异戊二烯烷烃和萜甾类化合物。正烷烃形态为单峰和双峰并存、以单峰形态占优势,主碳峰以nC₁₇,nC₂₀为主,次为nC₁₈,nC₁₅,nC₁₆,轻烃组分占有绝对优势;OEP值介于0.37~1.14之间,平均值为0.89,无明显的奇偶优势分布;Pr/Ph值介于0.56~1.03之间,平均值为0.75,具有明显的植烷优势。萜烷相对丰度为五环三萜烷>三环萜烷>四环萜烷,伽马蜡烷普遍存在,但相对含量较低;甾烷主要为规则甾烷,少量孕甾烷,规则甾烷∑(C₂₇+C₂₈)>∑C₂₉,∑C₂₇/∑C₂₉介于0.67~1.22之间,显示弱的C₂₇甾烷优势或弱的C₂₉甾烷优势。有机质母质主要来源于藻类等低等水生生物,不能确定是否有陆生高等植物输入。成熟度参数和镜质体反射率均显示碳酸盐岩处于成熟阶段。碳酸盐岩沉积环境总体为缺氧还原—弱还原的海相环境,海水盐度基本正常。     

UPPER TRIASSIC POTENTIAL SOURCE ROCKS IN THE QIANGTANG BASIN,TIBET: ORGANIC GEOCHEMICAL CHARACTERISTICS

Upper Triassic coal‐bearing strata in the Qiangtang Basin (Tibet) are known to have source rock potential. For this study, the organic geochemical characteristics of mudstones and calcareous shales in the Upper Triassic Tumengela and Zangxiahe Formations were investigated to reconstruct depositional settings and to assess hydrocarbon potential. Outcrop samples of the Tumengela and Zangxiahe Formations from four locations in the Qiangtang Basin were analysed. The locations were Xiaochaka in the southern Qiangtang depression, and Woruo Mountain, Quemo Co and Zangxiahe in the northern Qiangtang depression. At Quemo Co in the NE of the basin, calcareous shale samples from the Tumengela Formation have total organic carbon (TOC) contents of up to 1.66 wt.%, chloroform bitumen A contents of up to 734 ppm, and a hydrocarbon generation capacity (Rock‐Eval S₁+ S₂) of up to 1.94 mg/g. The shales have moderate to good source rock potential. Vitrinite reflectance (R_r) values of 1.30% to 1.46%, and Rock‐Eval T_max values of 464 to 475 °C indicate that the organic matter is at a highly mature stage corresponding to condensate / wet gas generation. The shales contain Type II kerogen, and have low carbon number molecular compositions with relatively high C_21?/C₂₁₊ (2.15–2.93), Pr/Ph ratios of 1.40–1.72, high S/C ratios (>0.04) in some samples, abundant gammacerane (GI of 0.50–2.04) and a predominance of C₂₇ steranes, indicating shallow‐marine sub‐anoxic and hypersaline depositional conditions with some input of terrestrial organic matter. Tumengela and Zangxiahe Formation mudstone samples from Xiaochaka in the southern Qiangtang depression, and from Woruo Mountain and Zangxiahe in the northern depression, have low contents of marine organic matter (Type II kerogen), indicating relatively poor hydrocarbon generation potential. R_r values and T_max data indicate that the organic matter is overmature corresponding to dry gas generation.     

羌塘盆地三叠系、侏罗系石油地质特征和含油远景评价

羌塘盆地是发育在前泥盆结晶基底和上古生界浅变质褶皱基底之上以中生界海相沉积为主体的复合型残留盆地。它由北羌塘坳陷带、中央隆起带和南羌塘坳陷带3个二级构造单元组成,主要发育三叠系和侏罗系两套生储盖组合。北羌塘坳陷带内,三叠系及侏罗系组合发育良好;中央隆起带内基本没有侏罗系组合,三叠系组合也仅分布于倾伏部位;南羌塘坳陷带内,三叠系组合发育良好,局部范围内也有较好的侏罗系组合。青藏高原的油气勘探实践表明,该区含油远景取决于构造运动的强弱及保存条件的好坏。结合生储盖组合情况,羌塘盆地可分为3类含油气远景区:北羌塘坳陷带有利区、南羌塘坳陷带有利区和中央隆起带次有利区。     

羌塘盆地侏罗系白云岩储层特征研究

羌塘盆地侏罗系白云岩分布广泛,其岩石类型可分为泥晶-微晶白云岩、残余颗粒白云岩和晶粒白云岩,前两者常与石膏相邻或伴生,后者与石膏无关.在沉积期后变化中经历了多种成岩作用改造,其中影响白云岩储集性的作用主要有溶蚀作用、重结晶作用和构造应力作用.本区白云岩主要储集空间为晶间孔、晶间溶孔和构造缝,细-粗晶白云岩储集物性好,为好-较好的储层.     

敦化盆地烃源岩地球化学特征及其生烃潜力

敦化盆地为一中新生代断坳叠合型裂谷盆地,至今勘探程度极低,为搞清其烃源岩地球化学特征及其生烃潜力,在地震地质综合研究基础上,通过系统分析化验法及地震地质生烃模拟法研究表明:盆地发育下白垩统、古近系、新近系3套湖相烃源岩,前两者为主力烃源岩,新近系下段仅为低成熟烃源岩;其中,下白垩统烃源岩分布面积342 km²,平均有效厚度约300 m,有机碳含量为2.11%～3.88%,类型为Ⅱ₂—Ⅲ型,R_o值0.8%～1.3%;古近系烃源岩在北部凹陷分布面积430 km²,平均有效厚度约400 m,有机碳含量为2.98%～4.18%,类型为Ⅱ₂—Ⅲ型,R_o值0.5%～1.2%,二者均为成熟优质烃源岩。盆地油气总资源量约1.24×10⁸ t,表明本区具备形成中小型油气田的物质条件,具有较好的油气勘探前景。     

胶菜盆地烃源岩分布及有机地球化学特征

胶莱盆地为-中生代陆相残留盆地，其暗色泥页岩主要发育于莱阳组水南段。运用野外露头、地震、钻井等资料，综合沉积相、古水流方向的研究，对水南段暗色泥页岩的展布特征进行了分析；在此基础上，应用多项分析测试技术，分别对胶莱盆地莱阳凹陷、平度-夏格庄凹陷、高密-诸城凹陷3个构造单元水南段暗色泥页岩的有机质丰度、类型和热演化程度特征进行了详细分析。研究结果表明，莱阳凹陷和平度-夏格庄凹陷是胶莱盆地源岩发育最好的区域，有机质丰度可达好、较好烃源岩标准，类型以Ⅰ型、Ⅱ1型为主，且处于热演化成熟阶段，因此是胶莱盆地油气勘探的有利区域。     

胶莱盆地烃源岩分布及有机地球化学特征

胶莱盆地为一中生代陆相残留盆地,其暗色泥页岩主要发育于莱阳组水南段。运用野外露头、地震、钻井等资料,综合沉积相、古水流方向的研究,对水南段暗色泥页岩的展布特征进行了分析;在此基础上,应用多项分析测试技术,分别对胶莱盆地莱阳凹陷、平度—夏格庄凹陷、高密—诸城凹陷3个构造单元水南段暗色泥页岩的有机质丰度、类型和热演化程度特征进行了详细分析。研究结果表明,莱阳凹陷和平度—夏格庄凹陷是胶莱盆地源岩发育最好的区域,有机质丰度可达好、较好烃源岩标准,类型以Ⅰ型、Ⅱ₁型为主,且处于热演化成熟阶段,因此是胶莱盆地油气勘探的有利区域。     

SOURCE ROCK POTENTIAL OF EOCENE, PALEOCENE AND JURASSIC DEPOSITS IN THE SUBSURFACE OF THE POTWAR BASIN, NORTHERN PAKISTAN

The hydrocarbon source rock potential of five formations in the Potwar Basin of northern Pakistan – the Sakesar Formation (Eocene); the Patala, Lockhart and Dhak-Pass Formations (Paleocene); and the Datta Formation (Jurassic) – was investigated using Rock-Eval pyrolysis and total organic carbon (TOC) measurement. Samples were obtained from three producing wells referred to as A, B and C. In well A, the upper ca. 100 m of the Eocene Sakesar Formation contained abundant Type III gas-prone organic matter (OM) and the interval appeared to be within the hydrocarbon generation window. The underlying part of the Sakesar Formation contained mostly weathered and immature OM with little hydrocarbon potential. The Sakesar Formation passes down into the Paleocene Patala Formation. T_max was variable because of facies variations which were also reflected in variations in hydrogen index (HI), TOC and S2/S3 values. In well A, the middle portion of the Patala Formation had sufficient maturity (T_max 430 to 444°C) and organic richness to act as a minor source for gas. The underlying Lockhart Formation in general contained little OM, although basal sediments showed a major contribution of Type II/III OM and were sufficiently mature for hydrocarbon generation. In Well B, rocks in the upper 120 m of the Paleocene Patala Formation contained little OM. However, some Type II/III OM was present at the base of the formation, although these sediments were not sufficiently mature for oil generation. The Dhak Pass Formation was in general thermally immature and contained minor amounts of gas-prone OM. In Well C, the Jurassic Datta Formation contained oil-prone OM. T_max data indicated that the formation was marginally mature despite sample depths of > 5000 m. The lack of increase in T_max with depth was attributed to low heat flows during burial. However, burial to depths of more than 5000 m resulted in the generation of moderate quantities of oil from this formation.