东濮凹陷不同环境烃源岩评价及生排烃特征研究

东濮凹陷不同环境烃源岩生烃潜力差别巨大,文中对不同环境烃源岩有机地球化学特征和生排烃特征进行了研究。研究结果表明:东濮北部咸水环境烃源岩为好—优质烃源岩,北部半咸水环境烃源岩为中等—好烃源岩,南部淡水—微咸水环境烃源岩最差,为差—中等烃源岩。不同环境烃源岩均有2次生烃和2次排烃,第一期生烃为镜质体反射率Ro小于0.7%,该期主要是可溶有机质直接转化成未熟或者低熟油,第二期为Ro大于0.7%,主要以干酪根热降解生成成熟油为主。东濮凹陷不同环境烃源岩评价及生排烃特征的研究,对东濮凹陷下一步勘探具有指导意义。     

东濮凹陷北部低有机质丰度烃源岩高效成藏机理

东濮凹陷北部烃源岩总有机碳质量分数(TOC)平均为0.80％,70％样品的TOC低于1.00％,按陆相烃源岩的评价标准,属于差—中等烃源岩;而从北部找到的储量来看,该区域则属于富油凹陷.为弄清低有机质丰度烃源岩高效成藏机理,运用有限空间热压模拟、镜下鉴定等方法对不同岩相组合和不同沉积环境的烃源岩生排烃特征进行了研究.研究结果表明:东濮凹陷高温、高压、频繁砂泥岩互层的特点,决定了烃源岩排烃效率高、有机碳恢复系数大、残余TOC低;东濮凹陷北部为咸水环境,烃源岩具有原始生产力高、早生烃、早排烃、生烃周期长、生烃率高等特征;东濮凹陷多套盐岩良好的封盖能力,利于油气的聚集保存.     

珠江口盆地白云凹陷烃源岩热史及成熟史模拟

珠江口盆地白云凹陷文昌组和恩平组陆相烃源岩热史及成熟史研究对白云凹陷深水油气勘探具有指导意义。在恢复白云凹陷地史和热史的基础上,利用EASY%R_o模型计算了白云凹陷西凹、主凹和东凹文昌组和恩平组两套烃源岩的成熟度史,并分别对比文昌组和恩平组烃源岩在白云凹陷西凹、主凹和东凹成熟度演化特征。研究结果表明:1)自始新世早期起白云凹陷热流值持续上升,在距今约44Ma时达到最大值大约为77mW/m2,现今热流值为60mW/m2左右。2)白云凹陷西凹、主凹和东凹文昌组烃源岩开始生烃(R_o=0.5%)时间分别为距今43,44,35Ma,达到生烃高峰(R_o=1.0%)时间分别为距今30,35,17Ma,达到高成熟(R_o=1.3%)时间分别为距今25,33,13Ma;而恩平组烃源岩开始生烃时间分别为距今20,30,22Ma,达到生烃高峰时间分别为距今10,22,8Ma,达到高成熟时间分别为距今8,17,0Ma。3)白云凹陷主凹烃源岩生烃时间最早,主生油期时间短,热演化程度最高;东凹烃源岩生烃时间最晚,主生油期时间长,热演化程度最低。      

应用TSM盆地模拟技术恢复准噶尔盆地东北缘石炭系烃源岩热演化史

准噶尔盆地东北缘石炭系发育多套烃源岩,恢复烃源岩热演化史对深化认识该区油气成藏过程具有重要作用。在盆地原型演化与烃源岩发育特征研究基础上,应用TSM盆地模拟资源评价系统建立了一维和三维盆地模拟模型,恢复了不同构造单元埋藏史、热史和烃源岩生烃演化史。准噶尔盆地东北缘各凹陷石炭系烃源岩生烃演化过程存在明显的差异,乌伦古坳陷石炭系烃源岩在石炭纪末进入低成熟演化阶段,二叠纪隆升造成烃源岩演化停滞,三叠纪末再次埋藏演化达二次生烃门限,现今处于过成熟生干气阶段（R_o>2.0%）;三南凹陷石炭系烃源岩在二叠纪进入低成熟演化阶段,现今处于高成熟演化生气阶段（R_o为1.5%～1.9%）;滴水泉凹陷石炭系烃源岩在三叠纪进入低成熟演化阶段,现今仍处于成熟演化生油阶段（R_o为0.8%～1.3%）。通过模拟计算获得了乌伦古坳陷石炭系姜巴斯套组烃源岩的累计生烃量为205.2×108 t,其中石炭纪末累计生烃量为103×108 t,是主要的生油高峰期;白垩纪末累计生烃量为184.4×108 t,是主要的生气高峰期。      

渤海湾盆地东濮凹陷古生界煤成烃特征模拟实验研究

通过渤海湾盆地东濮凹陷石炭—二叠系煤系地层实际地质条件下煤的半开放体系加水热模拟实验研究,刻画了该区煤岩不同温压介质条件下生排烃特征及潜力。研究表明:（1）东濮凹陷石炭—二叠系煤具有极高的生烃潜力,最高产烃量达254 mg/g,其中气态烃总产率220 mL/g,液态烃最高产率为145.8 mg/g;（2）煤成油的演化呈峰形尖锐的单峰特征,生油高峰在325 ℃（R_o＝1.08%）,生成的液态烃类近40%排出煤体;（3）煤成气的演化呈多阶段性逐渐增大的特征,其中325~450 ℃和500~550 ℃2个区间气态烃类快速增加,前者主要缘于液态烃的大量裂解,后者是煤芳香结构进一步稠合生烃演化产生;（4）东濮凹陷石炭—二叠系煤既生油又生气,其煤成油潜力与吐哈盆地侏罗系煤相当,煤成气潜力与鄂尔多斯石炭—二叠系煤相当。      

页岩滞留液态烃的定量评价

利用低温样品前处理技术并与地质分析相结合,建立了应用氯仿沥青"A"和热解参数定量评价页岩中滞留烃的方法.通过自生自储油气藏中原油与烃源岩氯仿抽提物组分对比,建立了东营凹陷主要生油窗范围内氯仿沥青"A"轻烃恢复系数随烃源岩生烃演化而变化的关系曲线,R_o小于0.5%,氯仿沥青"A"恢复系数较小,其重要增加发生在R_o为0.7% 以后,R_o在1.2% 时达到1.40以上.通过新鲜冷冻样品与常温保存样品的对比,建立了热解过程中散失轻烃的确定方法,并建立了不同演化阶段的散失系数,其变化规律与氯仿沥青"A"恢复系数相似.通过原样及抽提残渣的热解对比分析,建立了不同演化阶段烃源岩热解S₂中滞留烃的比例系数,在成熟阶段(R_o为0.8%),这一比例可高达50% 以上.通过上述技术方法,可以客观评价页岩中滞留烃含量,对油气资源评价具有重要意义.     

源储一体烃源岩精确评价——以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组为例

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷中二叠统芦草沟组源储一体,岩心样品中常见原油浸染现象,导致烃源岩评价参数测定不准。针对这种现象,利用氯仿抽提技术,分析了运移烃类对烃源岩评价结果的影响,细分岩性准确评价了该区芦草沟组源储一体烃源岩的生烃潜力。结果显示:（1）烃源岩中可溶有机质烃类含量越高,会导致烃源岩有机碳测定值偏差越高,热解参数S₁、S₂值增大,T_max值降低,氢指数增大,对于源储一体烃源岩应先进行氯仿抽提,再进行热解分析。（2）吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩以泥岩类有机质丰度最高,属于好—最好的生油岩,其次为白云岩类,属于好的生油岩,灰岩属于中等—好的生油岩,粉砂岩类主要为差生油岩;烃源岩有机质类型以Ⅰ型、Ⅱ₁型、Ⅱ₂为主,少量Ⅲ型,整体达到成熟大量生油阶段。抽提后的烃源岩有机碳含量、氢指数及T_max值,可有效用于源储一体烃源岩及油浸烃源岩的准确评价。      

层序地层地球化学方法在烃源岩评价中的应用——以海拉尔盆地贝尔凹陷为例

贝尔凹陷是海拉尔盆地富油凹陷之一,其中SQ2层序湖侵体系域发育的暗色泥岩、泥灰岩、油页岩和含钙泥岩沉积组合是优质烃源岩,但此前一直被忽视。依据实测有机碳含量（TOC）、氯仿沥青“A”含量、生烃潜量（S₁+S₂）、镜质体反射率（R_o）以及测井曲线预测的有机碳含量,运用层序地层地球化学分析方法,在层序格架内对贝尔凹陷烃源岩进行了精细研究,明确了主力烃源岩和优质烃源岩的发育层序（体系域）和规模,并计算了主力源岩和优质源岩的生烃与排烃量。研究认为,贝尔凹陷SQ2和SQ3层序烃源岩TOC、氯仿沥青“A”与S₁+S₂多数达到好源岩级别以上,偏油性有机质所占比重较大,是研究区的主力烃源岩;主力烃源岩内部非均质性较强,优质烃源岩主要发育在湖侵体系域和高位域的早期,SQ2层序的湖侵体系域优质烃源岩最为发育。生烃与排烃量计算结果表明,SQ2层序生油与排油量占绝对优势,并且其内部的优质烃源岩对生油、排油量的贡献比例分别高达84%和93%。结合油源对比研究,认为SQ2层序的优质烃源岩是凹陷内主力的烃源岩。运用层序地层地球化学方法对烃源岩评价,可以指导勘探程度较高的区块油气勘探,同时对勘探程度低、钻井少、源岩取样少的含油气盆地的烃源岩评价工作更为有效。     

海相优质烃源岩形成重质油与固体沥青潜力分析

通过中国海相烃源岩、浮游藻、底栖藻等大量热压生排烃模拟实验与南方海相碳酸盐岩层系储层固体沥青发育特征相结合,认为海相优质烃源岩具备形成大量重质油及固体沥青的潜力。主要依据为:海相烃源岩主要成烃生物——浮游藻热压生油模拟实验表明在成熟早期(R_o为0.45%~0.7%)就出现生油高峰,可以大量生成以非烃+沥青质为主的重质油,每吨TOC生成的原油最高可达1 000 kg以上,它也是形成储层固体沥青的主体;海相未成熟优质烃源岩(Ⅰ—Ⅱ₁型干酪根,TOC大于2%)在成熟早期也可以大量生成以非烃+沥青质为主的重质油,每吨TOC总生油量可达300 kg,约占最高生油量的50%以上,总生烃量的40%以上,它随干酪根类型变差、有机质丰度减小(TOC小于2%)、碳酸盐含量变低(小于5%)而逐渐减少;中国南方二叠系、下志留统龙马溪组海相优质烃源岩在成熟早期形成的重质油及在准同生至成岩作用早期呈悬浮态运移出来的沉积有机质,经后期埋深高温裂解与聚合可以大量形成储层固体沥青。      

南海北部深水区油气生成特性研究

南海北部深水区沼泽相煤系烃源岩和海相烃源岩有机质主要来源于陆生高等植物,且含有较丰富的孢子体、角质体、树脂体、壳质体和无定形有机质等富氢组分;热模拟实验结果表明:这类富氢组分较丰富的煤系烃源岩和海相烃源岩属于油气兼生、以气为主的烃源岩,在生油窗内均具有较强的生油能力;热演化程度控制烃源岩的生烃产物特征。生烃史模拟结果表明:①琼东南盆地烃源岩热演化程度明显高于珠江口盆地相应层位烃源岩,以生成高—过成熟的天然气为主;而珠江口盆地主要烃源岩的热演化程度主要处于成熟—高成熟阶段,在生成天然气的同时,还生成较多的油。②烃源岩热演化程度控制油气分布,凹陷边缘烃源岩热演化程度明显低于凹陷中心,如白云凹陷中心主要烃源岩处于高成熟生气阶段,而凹陷边缘主要处于成熟生油阶段。白云凹陷钻探结果表明,凹陷中心已发现油气田和含油气构造中天然气的比例明显高于凹陷边缘。     

烃源岩有限空间生排烃基础研究新进展

利用DK-Ⅱ型地层孔隙热压生排烃模拟实验仪开展烃源岩有限空间生烃与压差排烃模拟实验研究,结果表明盆地持续沉降过程中烃源岩成烃过程明显显示3个阶段,其中成熟度小于0.70%之前,烃源岩处于缓慢生油阶段,0.70%～0.90%则处于快速生油阶段,至0.90%时已基本达到生油最高峰,大于0.90%之后,受烃源岩内部流体压力的作用,极大地抑制了烃源岩中干酪根向烃的转化;且在该阶段,烃源岩破裂作用排出油可滞留在烃源岩表面及与之有连通的微裂缝中,部分排出油可进入与烃源岩层互层的砂岩层内。烃源岩成熟度高于0.70%之后,当盆地整体抬升阶段烃源岩区与储集岩区压力系统差达到一个临界压力差值(约4～5MPa)时,才能使烃源岩生成的油较有效地发生远距离运聚并成藏。      

塔北地区志留系沥青砂岩热模拟实验及其供烃意义

采用人工样品与地质样品2套模拟实验方案,开展了塔北志留系沥青砂岩作为再生烃源的生烃潜力的模拟实验。综合人工样品与地质模拟实验中不同温度的产率、产物组成变化,志留系沥青砂岩作为再生烃源的演化可分为蒸发分馏排油气阶段(模拟温度100～300℃,相当于R_o<0.9%)、裂解油气生成排出阶段(模拟温度325～400℃,相当于R_o=0.9%～1.8%)、裂解生排气阶段(模拟温度大于400℃,相当于R_o>2.0%)3个不同的演化阶段。就塔北志留系沥青砂岩实际埋深及成熟度而言,能进入裂解油气生、排阶段的志留系沥青砂岩,现今埋深应在6000m以上的,主要分布于沙西—哈拉哈塘地区。资源量估算认为,塔北志留系沥青砂岩虽不足以形成大规模的油气聚集,但也是塔北地区重要的辅助性再生烃源。      

渤海湾盆地东濮凹陷盐湖相成烃成藏特征

盐湖相油气聚集是全球，特别是中国中新生代陆相地层一个有特色的石油地质现象。为丰富发展这一领域研究，文章报道了中国东部渤海湾盆地东濮凹陷的研究进展，通过系统的烃源岩和原油地质地球化学研究，分析了盐湖相烃源岩的成烃和成藏特征，也为区域下步勘探部署提供依据。结果表明，典型盐湖相烃源岩发育在凹陷北部，主要层位为沙河街组三段下亚段（简称沙三下亚段）和沙河街组四段上亚段（简称沙四上亚段），岩性为页岩，发育“双层”结构（下层为有机质和粘土，上层为黄铁矿和方解石），生油具有早生与早排的特点。盐湖相油气聚集呈现出常规与非常规油气藏共同发育的特征，其中常规油气藏具有“有序分布、差异富集”的特点，而非常规页岩和致密油气藏的发育也与盐湖相富有机质烃源岩关系密切，反映了盐湖相富有机质烃源岩对油气成藏的控制。建议下步区域勘探围绕沙三下亚段和沙四上亚段这两套富有机质烃源岩发育区展开多类型油气藏的勘探。这些认识可供其他咸化湖盆油气地质研究和勘探参考。     

不同类型优质烃源岩生排油气模式

利用地层孔隙异常压力热模拟实验分别对硅质型、钙质型与粘土型优质烃源岩进行分析,生排油气模拟结果表明:(1)成熟早中期硅质型优质烃源岩排油量与排油效率最高,早期主要以重质油排出为主,排油效率高达50%左右;钙质型优质烃源岩次之,排烃效率一般在30%左右;粘土型优质烃源岩排油效率一般只有4%~11%。(2)在成熟中晚期,硅质型优质烃源岩排油效率最高,但是钙质型烃源岩增加迅速达65%,粘土型烃源岩增加不明显。(3)成熟晚期—高成熟阶段,硅质型和钙质型优质烃源岩排油效率变化不明显,而粘土型烃源岩排油效率则从20%迅速增加到90%。硅质型、钙质型和粘土型优质烃源岩生排油气模式之间最大的差异是它们在成熟早中期排油效率和排油量不同。      

成熟探区有效烃源岩的评价方法——以辽东湾地区为例

油气勘探成熟区预测资源量与勘探发现不符，问题可能在于有效烃源岩（特别是深层烃源岩）及其油气生成潜力没有得到正确地评价。在辽东湾地区，首先利用地球化学和地球物理手段对各凹陷中5套烃源岩进行了分层评价和油气生成模拟实验，计算得到油气生成强度；然后利用烃源岩埋藏过程中油气的生成模型、孔隙度变化模型及其油气饱和度，计算得到油气排出率，并根据烃源岩与砂岩的不同组合形式对油气排出效率进行校正，得到油气排出强度；最后将油气生成强度和排出强度与油气田储量规模进行了相关分析，根据相关性确定有效烃源岩的性质、分布以及对油气聚集的控制规律。结果表明，在辽东湾地区，生油强度大于25×10⁴t/km²（排油强度大于15×10⁴t/km²）的烃源岩可以形成储量规模大于500×10⁴t的油田，为有效烃源岩。其中，生油强度大于200×10⁴t/km²（排油强度大于125×10⁴t/km²）的烃源岩可形成储量规模大于5 000×10⁴t的油田，为优质烃源岩；而当生油强度低于25×10⁴t/km²（排油强度小于15×10⁴t/km²）时，没有规模储量的油气田，此类烃源岩为非有效烃源岩。与以往以有机碳含量的下限值分析为核心的有效烃源岩评价不同，这种利用油气生成强度和排出强度开展有效烃源岩评价的方法有利于推动中国东部成熟探区的油气精细勘探。     

东濮凹陷深层异常温压条件下的油气生成特征

运用石油与天然气生成理论,讨论了东濮凹陷深层异常温压条件下烃源岩热演化的异常现象。研究表明,与正常压力油气热演化规律相比,异常高压作用下,烃源岩热演化程度明显偏低,有机质热演化程度与其受热史不匹配,有机质的热演化明显受到抑制。只有地层压力达到一定门限值时,才会明显发生这种现象。在东濮凹陷,当压力系数大于1.5时,有机质的热演化出现明显异常。对深层异常温压条件下烃源岩的生烃潜力研究表明,深层烃源岩仍然具有较高的生烃潜力。同时对该区深层含烃流体相态、储集性及深部盖层封闭性能等问题进行的分析表明,东濮凹陷深层异常温压条件下油气勘探具有良好前景     

鄂尔多斯盆地延长组多烃源层生排烃定量及成藏贡献厘定

鄂尔多斯盆地中生界延长组发育多套烃源层,目前认为长7段烃源层为延长组产油层的主力烃源层,但对其他烃源层的生排烃以及烃源层的成藏贡献缺少评价手段。通过盆地模拟手段,依据大量基础地质资料和勘探成果,建立地质体模型和热史模型,开展基于地质约束下的延长组多烃源层生排烃以及成藏模拟研究。结果表明延长组各烃源岩生烃转换率主体分布于45%~75%之间,仍具有较大生烃潜力,具备开展页岩油原位开采的地质条件。当前累计生烃量达1 233×10⁸ t、排烃900×10⁸ t,主要以{\mathrm{C}}_{{\mathrm{14}}^{+}}的重质烃类为主。烃类大量生成期和排烃期均集中在早白垩世,占总生排烃量的68%~82%。成藏模拟结果揭示白垩系沉积之前延长组各地层只有少量烃类充注,早白垩世为烃类充注成藏的关键时期。各烃源层上下呈“近源成藏”的特征,盆地模拟结果与盆地探明油藏和预测油藏分布范围具有较高的吻合程度。研究提出将“长7段主力烃源层多层系立体勘探”模式跨越到“多烃源层近源成藏”模式,助推鄂尔多斯盆地中生界延长组页岩油和新区新层系的石油勘探。     

烃源岩特征与生烃动力学研究——以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组为例

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组含有丰富的油气资源,其烃源岩主要有页岩、碳酸盐质页岩和粉砂质泥岩,它们均具有有机质丰度高、生烃潜力大、当前处于低成熟至成熟阶段、有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ型为主的特征,在对其特征进行评价的基础上,选取中-低成熟度、有机质丰度较高的烃源岩进行开放体系条件下的热解实验和动力学模拟实验,进而研究烃源岩样品的生排烃特征。结果表明,芦草沟组烃源岩活化能主要为210 kJ/mol;上述3 种烃源岩中,页岩具有最高的生烃量和排烃效率,碳酸盐质页岩次之,而粉砂质泥岩的生烃量和排烃率均最低,但前两者却具有较高的滞留烃含量。综合前人的研究成果,最终认为芦草沟组烃源岩生烃增压作用是烃源岩排烃和致密油气聚集的主要动力,页岩和碳酸盐质页岩段是致密油勘探的目标层段。     

珠江口盆地文昌B凹陷及周边油气成藏特征与有利勘探领域

利用烃源岩分析、油—源对比和成藏综合分析等技术,研究了文昌B凹陷及周边的油气来源和成藏历程,阐明了不同区带的主力烃源岩与油气成藏特征,深化了油气成藏主控因素认识,提出了有利油气勘探方向。研究认为,文昌B凹陷文昌组浅湖相烃源岩是凸起区成藏的主要贡献者,是该区除众所周知的中深湖相优质烃源岩外的另一种优质烃源岩。南断裂带下降盘文昌组湖相烃源岩沉积期末经历了构造反转抬升,具有"延迟生排油、多期持续油充注"的成藏过程,三号断裂带下降盘具有"早期生排油、多期油气充注"的成藏过程。良好的文昌组湖相烃源岩、多幕式断裂活动、多套区域性优质储盖组合是该区复式油气成藏的主控因素。提出文昌B凹陷反转陡坡带、北斜坡中深层古近系、琼海凸起珠江组一段上部是有利油气勘探方向。