柴东石灰沟地区上石炭统烃源岩评价及潜力分析

柴东石灰沟地区发育上石炭统烃源岩,由于缺少系统井下烃源岩评价,其生烃潜力尚不十分明确。对研究区上石炭统烃源岩有机质丰度、类型、成熟度进行分析,结合油源对比及烃源岩展布研究,综合评价其生烃潜力。研究表明,上石炭统海陆过渡相暗色泥岩、碳质泥岩有机质丰度较高,总体达到中等-好烃源岩标准;有机质类型为Ⅱ-Ⅲ型,生烃潜力较大。海相灰岩为较差-中等烃源岩,有机质类型为Ⅰ-Ⅱ型,具备一定生烃能力。研究区上石炭统烃源岩总体处于成熟-高成熟热演化阶段,正处于生排烃高峰期。油源对比分析表明该区石炭系油苗源自石炭系烃源岩,证实了其生烃有效性。同时露头、钻井及前人研究揭示石灰沟地区上石炭统烃源岩分布范围较广、厚度较大,展示该区石炭系可能具有较好的勘探前景。     

临兴地区上古生界煤系烃源岩评价及排烃特征

临兴地区处于开发初期,上古生界煤系烃源岩特征及排烃规律不清,制约了下一步的勘探开发。综合运用测井及分析化验资料,对该区煤系烃源岩的分布、地球化学特征、排烃规律及控藏作用进行了深入研究。结果认为：临兴地区烃源岩为太原组-山西组煤岩、暗色泥岩及炭质泥岩,有机质丰度为中等-好,受沉积环境影响,有机质类型以Ⅲ型为主,含部分Ⅱ₁型和Ⅱ₂型,Ⅱ₁型仅发育于太原组,且从太原组到山西组,Ⅲ型所占比例增大,Ⅱ型所占比例减小;受紫金山碱性杂岩体影响,有机质为高成熟-过成熟,生气强度大于20×10⁸m³/km²,呈西高东低、北高南低、大面积广覆式生烃特点;排烃强度控制气藏范围,太原组排烃效率及总排烃量优于山西组,对上古生界气藏形成贡献较大。该研究深化了临兴地区上古生界煤系烃源岩的系统认识,为该区煤系致密砂岩气运聚成藏特征及勘探开发提供了重要的参考依据。     

川西北地区泥盆系烃源岩地球化学特征分析北大核心CSCD

基于区域地质、烃源岩发育环境,并综合应用烃源岩有机地球化学、有机岩石学、微量元素等实验技术,探讨了川西北地区泥盆系烃源岩地球化学特征。分析结果表明:川西北地区发育泥盆系观雾山组(D2g)生屑灰岩、养马坝组(D2y)泥灰岩两套烃源岩,推测甘溪组为烃源岩可能发育层系;泥盆系烃源岩TOC平均值已达3.08%,且大于1.0%的样品占总数的76%,有机质丰度较高,总体上是一套有机质丰度高的海相烃源岩;桂溪地区和朝天地区泥盆系烃源岩干酪根类型分别为Ⅰ—Ⅱ1型和Ⅱ1型,有机质类型以腐泥型为主;野外露头剖面的泥盆系烃源岩处于成熟—高成熟阶段,因而埋深的泥盆系烃源岩则处于过成熟生气阶段;泥盆系烃源岩样品正构烷烃特征表明母质来源以低等水生生物为主,古盐度范围、低Pr/Ph值、硫芴占绝对优势等特征反映了还原性沉积环境。川西北地区泥盆系烃源岩地球化学特征分析结果表明了该地区油气来源的多样性,对该区下步油气勘探部署具有参考价值。     

塔里木盆地库车坳陷吐格尔明及周缘地区三叠系—侏罗系烃源岩地球化学特征、分布规律与油气地质意义

吐格尔明及周缘地区发育多套烃源岩,但主力烃源岩层位与生烃潜力不明确,制约了油气勘探。通过对吐格尔明及周缘地区钻井、地震资料和油气与烃源岩地球化学数据综合分析认为,研究区三叠系—侏罗系自下而上发育4套烃源岩：其中三叠系塔里奇克组（T₃t）煤系泥岩厚度薄且分布局限,有机质丰度中等,有机质类型以Ⅲ型为主,处于成熟—高成熟阶段;侏罗系阳霞组一段（J₁y¹）湖相泥岩厚度薄、分布稳定,有机质丰度高,有机质类型以Ⅱ₁型为主;阳霞组二—四段（J₁y^2-4）与克孜勒努尔组（J₂kz）2套煤系泥岩厚度大、分布稳定,有机质丰度较高,有机质类型以Ⅱ₂—Ⅲ型为主;侏罗系烃源岩整体处于低熟—成熟阶段。通过烃源岩与油气生物标志物特征分析可知：吐格尔明地区油气主要来自侏罗系烃源岩,该地区南北两翼深部烃源岩生成的油气通过逆冲断裂与三叠系、侏罗系顶面不整合面侧向运移,再经断裂垂向充注阳霞组和克孜勒努尔组,形成2套富油气层,指出克孜勒努尔组和阳霞组为该区下一步油气勘探主力目的层。     

漠河盆地漠河组天然气水合物潜在气源岩评价

通过对钻井及露头剖面样品的分析,基于烃源岩的分布及有机质的丰度、类型、成熟度等指标,对漠河盆地漠河组天然气水合物潜在气源岩进行了深入剖析与有效评价,以期为该区天然气水合物的勘探提供理论依据。结果表明：漠河组分布稳定且连续,暗色泥岩沉积厚度大,由西至东逐渐减薄;总有机碳含量平均为1.85%,其中71.38%的样品被评价为中等及以上烃源岩;有机质类型以Ⅱ₁、Ⅱ₂型为主,少量为Ⅰ型;有机质热演化程度均已达到高成熟-成熟阶段。结合烃源岩厚度、丰度、类型及演化程度等特征将天然气水合物有利区划分为3类,龙河林场一带烃源岩沉积厚度大、丰度高、类型好、热演化程度高,可作为下一步勘探的首选目标区。     

姬塬北长6—长8油层组成藏及勘探潜力分析

针对姬塬北地区延长组勘探程度低且勘探潜力认识不足的问题,利用钻井、分析化验等资料,对姬塬北延长组长₆—长₈油层组烃源岩条件、储层条件、成藏模式以及油藏特征等进行了分析研究。研究表明:姬塬北地区长₇油层组烃源岩发育,长₇³底部暗色泥岩为有效烃源岩;有机碳含量普遍大于2%,氯仿沥青“A”平均为0.189%,生烃潜量S₁+S₂平均为13.01 mg/g,有机质丰度高,有机质类型以Ⅰ型为主,具有原油生成的基础物质来源;长₆、长₈油层组储层砂体平均厚度大于10 m,孔喉组合关系主要为小孔隙微细喉与微孔喉,少量中孔中细喉,孔隙度主要为8%～12%;因河道纵横向迁移摆动,形成了有利的储盖组合,构成岩性及物性圈闭;油藏分布受烃源岩展布、砂体分布及储层发育程度的叠合分布状态控制。综合认为该区具有较大的石油勘探潜力,确定峰201、峰11井区为该区最有利的叠置勘探目标区。该研究对姬塬北地区延长组下一步的勘探开发具有指导意义。     

柴达木盆地石炭系烃源岩评价

在野外地质调查基础上,系统分析了柴达木盆地石炭系烃源岩分布以及地球化学特征,并从有机质丰度、类型和成熟度方面对烃源岩进行了综合评价。研究认为:柴达木盆地石炭系烃源岩广泛分布在全盆地大部分地区。柴北缘烃源岩厚度大\,分布广,厚度中心主要位于欧龙布鲁克山一带,最大残余厚度达900 m;柴南缘厚度次之,沿盆地边缘呈带状展布,在格尔木-乌图美仁-甘森一带厚度在400~500 m之间,盆地西北及东南角厚度较小。石炭系主要发育暗色泥岩、碳酸盐岩和煤3种类型烃源岩。暗色泥岩有机质丰度均值为1.28%,有机质类型主要为Ⅲ型与Ⅱ₂型,处于成熟-高成熟阶段,为中等-好的烃源岩;碳酸盐岩有机质丰度较低,平均值为0.37%,有机质类型为Ⅱ₁-Ⅱ₂型,综合评价为差烃源岩;石炭系煤岩则为良好的气源岩。总体而言,柴达木盆地石炭系分布广泛,具有较好的油气勘探远景。      

渤海湾盆地南堡凹陷烃源岩地球化学特征与地质意义

通过对渤海湾盆地南堡凹陷烃源岩地球化学特征的多参数精细描述和对比研究认为,沙三段有效烃源岩厚度大,有机碳含量高达2.5%～8%,以Ⅱ₁和Ⅰ型有机质为主,处于成熟—高成熟阶段,为好的有效烃源岩;沙一段有机碳含量1.2%～2.3%,有机质类型以Ⅱ₂和Ⅲ型为主,为好的有效烃源岩。东三段有机碳含量0.2%～2.6%,以Ⅱ₂型有机质为主,处于成熟演化阶段,为较好的有效烃源岩。因此,预测南堡凹陷勘探有利方向:第一类为紧邻以Ⅱ₁和Ⅰ型有机质烃源岩为主的生烃凹陷分布的南堡1-2号构造和南堡3-4号构造;第二类为紧邻以Ⅱ₂和Ⅰ型有机质烃源岩为主的生烃凹陷分布的高尚堡构造—柳赞构造;第三类是紧邻以Ⅱ₂和Ⅲ型有机质烃源岩为主的生烃凹陷分布的老爷庙构造—北堡构造和南堡5号构造。      

川西北地区泥盆系烃源岩地球化学特征分析

基于区域地质、烃源岩发育环境,并综合应用烃源岩有机地球化学、有机岩石学、微量元素等实验技术,探讨了川西北地区泥盆系烃源岩地球化学特征。分析结果表明:川西北地区发育泥盆系观雾山组(D2g)生屑灰岩、养马坝组(D2y)泥灰岩两套烃源岩,推测甘溪组为烃源岩可能发育层系;泥盆系烃源岩TOC平均值已达3.08%,且大于1.0%的样品占总数的76%,有机质丰度较高,总体上是一套有机质丰度高的海相烃源岩;桂溪地区和朝天地区泥盆系烃源岩干酪根类型分别为Ⅰ—Ⅱ1型和Ⅱ1型,有机质类型以腐泥型为主;野外露头剖面的泥盆系烃源岩处于成熟—高成熟阶段,因而埋深的泥盆系烃源岩则处于过成熟生气阶段;泥盆系烃源岩样品正构烷烃特征表明母质来源以低等水生生物为主,古盐度范围、低Pr/Ph值、硫芴占绝对优势等特征反映了还原性沉积环境。川西北地区泥盆系烃源岩地球化学特征分析结果表明了该地区油气来源的多样性,对该区下步油气勘探部署具有参考价值。     

四川盆地西部中三叠统雷口坡组烃源岩生烃潜力分析

中三叠统雷口坡组是近年来四川盆地海相天然气勘探的重要层系之一。通过对川西地区雷口坡组钻井样品的有机地球化学分析,结合地震解释资料及沉积相资料,推测雷口坡组烃源岩主要分布在大邑-温江-彭州-广汉及孝泉地区,烃源岩厚度达250~350 m,有机碳含量为0.4%~0.6%。川西雷口坡组烃源岩形成于生物生产力较高、水动力较弱、海水循环受限、盐度较高、沉积物-水界面附近缺氧和沉积速率较低的沉积环境,有利于烃源岩有机质的保存。川西地区雷口坡组烃源岩有机、无机地球化学和有机岩石学综合分析表明,该烃源岩虽然有机质丰度较低,但类型较好;烃源岩有机质显微组分中常见固体沥青和超微组分,有机质类型指数TI为12.5%~98.03%,主要为Ⅱ₁-Ⅱ₂型烃源岩,有机质主要来源于水生浮游生物,具有较好的生烃潜力。      

鄂尔多斯盆地伊陕斜坡长9烃源岩特征与生烃潜力

鄂尔多斯盆地伊陕斜坡发现多个长9烃源岩邻近的下组合含油有利区,为推进该区下组合石油勘探,亟需深化长9烃源岩特征及生烃潜力研究。利用测井、录井和岩心资料,分析研究区长9烃源岩分布特征。应用岩石热解、总有机碳、干酪根显微组分分析及饱和烃色谱-质谱生物标志化合物分析等方法,研究长9烃源岩地球化学特征与生烃潜力。结果表明,长9₁烃源岩在吴起、靖边、志丹、安塞等地区均有分布,厚度最大超20 m。长9₂烃源岩主要发育在甘泉—洛川地区,厚度最大超12 m。长9烃源岩有机质丰度较高,有机质来源于低等水生生物和陆源高等植物。有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ₁型为主,处于成熟阶段,烃源岩生烃转化率高、生烃能力较强的区域主要为志丹—安塞地区。长9烃源岩多数为较好—好烃源岩,少数为优质烃源岩,具备较强的生烃能力和排烃能力,为伊陕斜坡延长组下组合石油聚集成藏提供了物质基础。     

柴达木盆地北缘冷湖地区下侏罗统烃源岩评价

基于有机岩石学理论,对柴达木盆地北缘冷湖地区下侏罗统烃源岩进行系统的研究评价,结果表明:冷湖地区下侏罗统烃源岩有机碳含量在2.58%～6.7%之间,生烃潜量在10.5～13.6 mg/g之间, 有机质丰度高,属好烃源岩。根据该区烃源岩热解特征(Tmax与IH、D%的关系)及甾烷C₂₇-C₂₈-C₂₉三角图判定其有机质类型以Ⅱ₁型、Ⅱ₂型为主,部分为Ⅰ型,以陆源有机质输入为主,混有水生浮游动植物。根据R_O、CPI、C₃₁升藿烷22S/（22S+22R）值、C₂₉20S/(20S+20R)值、C₂₉ ββ/(αα+ββ)值和Ts/Tm等值随深度增加呈现出有规律变化的特点,认为该区烃源岩大部分处于低熟-成熟阶段,小部分已经达到高成熟阶段。     

鄂尔多斯盆地平凉北地区三叠系长7段烃源岩地球化学特征及形成环境

通过对鄂尔多斯盆地西南缘平凉北地区三叠系长7段15口井的暗色泥岩样品进行地球化学分析,结合测井解释成果,推断出其古沉积环境,总结了烃源岩质量的主控因素及发育模式。研究结果表明：(1)平凉北地区三叠系长7段烃源岩有机质丰度自下而上逐渐减小,长7₃亚段有机质丰度最大,长7₂亚段次之,长7₁亚段最小。长7₃亚段烃源岩有机碳质量分数最高可达12.4%,生烃潜力大,有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ₁型为主,是一套处于成熟阶段的好—优质湖相烃源岩。(2)平凉北地区长7₃亚段沉积期气候潮湿温暖,为陆相淡水环境。较高的古生产力、缺氧还原水体为有机质的生长、繁殖和保存创造了有利条件。(3)平凉北地区长7₃亚段发育火山-热液型烃源岩。火山活动与热水沉积共同影响着长7₃亚段的水体环境,其较高的古生产力是有机质大量生成的基础,缺氧还原环境是有机质完整保存的关键因素。     

珠江口盆地白云凹陷烃源岩及北部油气成因

目前在珠江口盆地白云凹陷发现的最为重要的烃源岩分布于始新统和渐新统.其中始新统主要为Ⅰ-Ⅱ₁型文昌组湖相烃源岩,渐新统则以Ⅱ-Ⅲ型生气为主的恩平组泥岩为主,含煤及碳质泥岩夹层.油气源对比表明,白云凹陷北坡主要聚集了白云主洼恩平组Ⅱ₂型烃源岩在Ro值为1.2%~1.8%时生成的天然气.白云凹陷文昌组烃源岩厚度大,有机质丰度高,类型好,以早期生油为主,现今成熟生烃范围主要集中在凹陷的南部,是下一步勘探的重点方向.     

柴达木盆地干柴沟地区下干柴沟组上段烃源岩特征

为解决柴达木盆地干柴沟地区下干柴沟组上段(E₃²)烃源岩评价标准尚未建立、烃源岩研究程度偏低的问题,通过大量岩心化验分析进行有机岩石学、有机地球化学、正构烷烃及类异戊二烯烷烃为代表的生物标志化合物研究,对干柴沟地区下干柴沟组上段进行了烃源岩评价及母质沉积环境探讨。结果表明：依据烃源岩有机质类型、TOC、氯仿沥青“A”含量、游离烃S₁指标可确定Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类烃源岩的评价标准;烃源岩有机质来源为藻类等低等水生浮游生物和微生物;有机质类型为Ⅱ₁-Ⅰ型;烃源岩成熟度介于低成熟-成熟生烃阶段。该研究对确定下一步有利勘探目标具有一定的指导意义。     

银额盆地哈日凹陷巴音戈壁组精细油源对比

近年来，银额盆地哈日凹陷的油气勘探取得了一些成果，但该凹陷地质条件复杂、勘探难度极大，且随着勘探的深入，前期的油气来源研究成果已不能满足精细勘探研究的需求。基于原油/油砂和烃源岩样品的测试分析资料，将巴音戈壁组细分为3个层段（自下而上分别为巴一段、巴二段和巴三段）后开展精细油源分析，并对主力供烃源岩进行分布预测和生烃特征评价，以期明确油气来源和主力供烃源岩特征。研究结果表明：碳同位素对研究区油源有很好的指示作用，哈日凹陷主力产油层段巴一段和巴二段的原油分别主要来自于巴一段和巴二段烃源岩，无环链烷烃、甾烷、萜烷、芳烃等生物标志化合物也指示出同样的油源结论，特别是芳烃化合物在本次研究中取得了很好的应用效果。巴一段有效烃源岩最大厚度为151 m，巴二段有效烃源岩最大厚度为222 m，2套主力供烃源岩在研究区均有较大厚度的有效烃源岩分布。巴一段烃源岩TOC平均为0.89%，干酪根δ¹³C为-29.1‰~-24.5‰，R_o为0.60%~2.01%，烃源岩为有机质丰度中等-好、Ⅱ₁型-Ⅱ₂型、成熟-高成熟的烃源岩。巴二段烃源岩TOC平均为1.18%，干酪根δ¹³C为-30.3‰~-23.8‰，R_o为0.60%~2.17%，烃源岩为有机质丰度好-极好、Ⅱ₁型-Ⅱ₂型、成熟-高成熟的烃源岩，2套主力供烃源岩有机质丰度较高，且基本处于生油气高峰期热演化阶段，有很好的生烃潜力，能为油气成藏提供良好的烃类基础。     

关于碳酸盐烃源岩的评价标准

通过模拟实验测得碳酸盐岩排烃下限值为TOC=0.06%～0.12%,并提出碳酸盐岩排烃下限值与碳酸盐烃源岩有机碳下限值应是两个概念。排烃下限值是烃源岩所固有的特性,不是人们自己设定的标准,而烃源岩有机碳下限值是一个评价标准,大小可以等于或大于排烃下限值,而不能小于排烃下限值。通过对碳酸盐岩有机质丰度、有机质类型、有机相和成熟度的研究,修正了过去碳酸盐岩只按Ⅰ类有机质的评价方法,而将碳酸盐岩有机质分为Ⅰ,Ⅱ₁,Ⅱ₂₃类,将碳酸盐烃源岩划分为4类,即很好烃源岩、好烃源岩、中等烃源岩、差烃源岩。未熟—成熟碳酸盐烃源岩有机碳下限值为0.2%～0.4%;高成熟—过成熟碳酸盐烃源岩有机碳下限值为0.1%～0.25%。      

渤海湾盆地渤中凹陷西南部深层烃源岩有机相预测

针对渤海湾盆地渤中凹陷西南部烃源岩层系多、非均质性较强等特点,开展了烃源岩干酪根显微组分、元素分析、岩石热解、气相色谱等地球化学分析测试,在沉积相的约束下对比了ΔlogR系列方法、多元回归法、BP神经网络法预测有机质丰度参数的优劣,优选BP神经网络法进行烃源岩总有机碳含量、裂解烃含量的单井预测,进而计算得到氢指数预测曲线,结合总有机碳含量进行有机相分析,定量刻画各层系烃源岩的有机相,分析烃源岩的优劣和展布特征。结果表明,BP神经网络法的预测精度相对较高,东营组二段下亚段烃源岩主要为Ⅱ₂型干酪根,氢指数为125～400 mg/g,总有机碳含量基本小于3%,其有机相主要为BC相、C相和CD相;东营组三段烃源岩主要为Ⅱ₁—Ⅱ₂型干酪根,沙河街组沙一二段、沙三段烃源岩主要为Ⅰ—Ⅱ₁型干酪根,这三套烃源岩的氢指数为250～650 mg/g,总有机碳含量为3%左右或大于3%,其有机相主要为B相、BC相和C相。沙河街组优质烃源岩主要发育于研究区中南部,是下一步勘探的重点区域。      

准噶尔盆地南缘中二叠统烃源岩封闭体系生烃热模拟实验分析

通过对准噶尔盆地妖魔山与大龙口剖面的2个烃源岩样品进行封闭体系模拟实验分析,获取不同温度条件下中二叠统烃源岩生油气量及相关地球化学参数,研究该地区Ⅰ型干酪根与Ⅱ₁型干酪根的生烃演化模式,另外,选取该地区的相关地球化学参数与烃源岩厚度,计算准南缘中二叠统烃源岩至现今的天然气不同组分强度。结果表明：二叠系烃源岩Ⅰ型干酪根生油气量明显高于Ⅱ₁型干酪根,生油能力持续时间长,生油区间的R_O值为0.6%~2.0%;Ⅱ₁型干酪根生油能力明显较弱,生油区间R_O值为0.7%~1.3%。Ⅰ型干酪根生气的R_O值从1.3%开始,生气量逐渐增加,Ⅱ₁型干酪根生气要早一些,从R_O值为1.0%时开始,生气量也明显低于Ⅰ型。3个剖面以大龙口地区二叠系烃源岩的生气强度最高,为167.52×10⁸m³/km²,甲烷与乙烷的强度也最高;其次为妖魔山剖面,生气强度为118.88×10⁸m³/km²;红雁池剖面的生气强度最低,为11.46×10⁸m³/km²。总体而言,准噶尔盆地南缘生气潜力较高,勘探前景广阔。     

阜阳地区石炭-二叠系煤系烃源岩特征

阜阳地区石炭-二叠系煤系地层发育，但由于勘探程度较低，对该区煤系地层烃源岩的生烃潜力认识不清，严重制约了该区的油气勘探。在已有资料的基础上，通过有机地球化学和有机岩石学方法并结合模拟实验，探讨了该区煤系烃源岩的生烃潜力。研究结果表明阜阳地区石炭-二叠系煤系烃源岩有机质丰度达到中等-好烃源岩标准，有机质类型以腐殖型为主，盆地模拟结果显示阜阳地区石炭-二叠系煤系地层油资源量为（30.47~152.33）×10⁶t，气资源量为（266.7～1333.7）×10⁸m³，展示阜阳地区石炭-二叠系煤系地层具有较好的生油气潜力。