东海西湖凹陷平湖组Ⅲ型干酪根暗色泥岩生排烃模拟

为更真实地刻画烃源岩生排烃过程及为油气资源定量评价提供合理的关键参数,对东海陆架盆地西湖凹陷始新统平湖组Ⅲ型干酪根暗色泥岩开展了半开放体系下热压生排烃模拟实验研究。模拟结果显示,该暗色泥岩的生排烃过程主要包括初期缓慢生油阶段（R_o=0.5%~0.7%）、早期快速生排油阶段（R_o=0.7%~1.0%）、中期油裂解气阶段（R_o=1.0%~1.5%）、后期主生气阶段（R_o=1.5%~2.3%）及晚期生干气阶段（R_o>2.3%）。该烃源岩的排油门限（R_o）约为0.7%,其生气范围较宽（R_o=1.0%~3.0%）,且在高—过热演化阶段仍具备较强的生气能力,是以生气为主的气源岩。通过对实验结果和样品生排烃特征的研究,建立了一套西湖凹陷平湖组Ⅲ型暗色泥岩生气与生排油过程及潜力评价的数学模型,可用于该区资源量计算。与封闭体系的高温高压黄金管热模拟实验相比,半开放体系下烃源岩热压生排烃模拟实验的累计产油率更高,也更接近实际地质情况,据此评价可使西湖凹陷具有更大的油气资源量。     

深层多途径复合生气模式及潜在成藏贡献

深层—超深层是当前和未来油气勘探的重要方向,明确高演化阶段天然气的生气途径、机制和潜力,将有助于发展天然气成因理论和指导深层油气勘探。结合大量模拟实验和动力学计算,探讨了不同母质和途径生气的成熟度和温度界限（生气时限）及贡献,建立了深层多途径复合生气模式。提出I/II型有机质或干酪根直接热降解（初次裂解）生气下限可延至R_O=3.5%,最大生气量可达120~140 m³/t_TOC,R_O>2.0%阶段的生气量可达20~40 m³/t_TOC。系统认识了原油全组分裂解动力学过程,提出在2 ℃/Ma地质升温速率条件下,液态烃大规模裂解的地质温度为190~220 ℃,对应的成熟度为R_O=2.0%~2.3%;源内残留烃和源外液态烃裂解生气贡献分别为约80 m³/t_TOC和200 m³/t_TOC,乙烷裂解温度要高于230 ℃。硫酸盐热化学还原作用（TSR）导致液态烃裂解温度降低20~40 ℃,加速高含硫化氢（H₂S）天然气藏的高效聚集;无机流体和矿物参与的加氢生气作用可提高天然气生成潜力20%~30%,是深层高—过成熟天然气生成的途径之一。多途径生气过程构成了天然气形成的完整演化序列,揭示在传统油气“死亡线”之下,深层—超深层仍具有天然气勘探潜力。     

温压共控生烃模拟实验烃类产率演化特征及地质意义

为探究深层环境“煤系”烃源岩生排烃潜力及生烃机理,利用WYMN?3型高温高压（HTHP）模拟仪对柴达木盆地北缘DMG1井中侏罗统烃源岩（Ⅲ型有机质,炭质泥岩和煤的R_O值分别为0.67%和0.64%）进行了半开放体系温压共控条件下的生排烃模拟实验。结果显示：①炭质泥岩和煤的最大总油产率分别为79.38 mg/g_TOC和37.30 mg/g_TOC,且总油产率整体呈“双峰”型演化规律;②较低演化阶段（T≤300 ℃,P≤42.0 MPa）,2类源岩的排出油产率均小于残留油产率,排烃效率较低,但在400 ℃（51.0 MPa）排油/烃率大幅增加,分别达到了76.84%和83.72%;③排出油族组分主要为非烃和沥青质,其族组分产率演化特征也与液态烃产率演化规律总体相似,炭质泥岩排出油族组分产率整体较煤的族组分产率高;④模拟气主要由烃类气和非烃气（CO₂、N₂）组成,气态烃产率随着热演化程度的增加而升高,2类源岩最大烃类气产率分别为116.46 mL/g_TOC和36.85 mL/g_TOC;⑤镜质体反射率（R_O）均随温压条件的升高而增加,与温度呈良好的一致性变化规律。此次温压共控模拟实验结果表明,温度仍然是有机质热演化的主要因素,流体压力对Ⅲ型有机质烃产物的形成具有“双重”控制作用,“煤系”烃源岩在高过演化阶段仍具有较强生烃潜力。该研究为进一步认识柴达木盆地北缘侏罗系深层“煤系”烃源岩生排烃规律提供了一定的数据参考。     

柴达木盆地北缘地区含油气系统划分与成藏历史分析

通过对柴北缘烃源岩演化历史模拟和油气源对比,分析了其成藏历史,研究并划分了该区的含油气系统.得出的主要结果是:①柴北缘主要烃源岩为中、下侏罗统煤系烃源岩,分为Ⅰ、Ⅱ₁、Ⅱ₂、Ⅲ₁、Ⅲ₂5种有机质类型;②中、下侏罗统烃源岩大多已超过过成熟阶段.下侏罗统在上干柴沟组-下油砂山组沉积时期进入大量生、排烃阶段,中侏罗统则在下油砂山组-狮子沟组沉积时期进入生、排烃阶段;③柴北缘可分为两个含油气系统:一个是J₁-R(!)含油气系统,生、排烃阶段在下干柴沟组-上油砂山组沉积时期;另一个是J₂-J₃(!)含油气系统,生、排烃阶段在下油砂山组-狮子沟组沉积时期.     

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。     

渤海海域渤中凹陷渤中19-6深层潜山凝析气藏的充注成藏过程

综合凝析油的地球化学特征、周缘洼槽烃源岩生烃史、流体包裹体岩相学观察、均一化温度及含油包裹体的石英颗粒的频数（GOI）,分析了渤中19-6地区深层凝析气的来源及充注成藏过程。研究表明：潜山凝析油气的热成熟度高,对应的烃源岩R_o约1.3%。轻烃、碳同位素组成与生物标志物参数分析表明凝析油气来源于油型母质,即沙河街组烃源岩。烃类包裹体主要分布于石英微裂隙,少量分布于加大边。液态烃类包裹体呈黄绿色及蓝白色荧光,GOI值高达80%,揭示高的原油充满度。渤中19-6深层潜山凝析气藏表现为近源、早油晚气连续充注,其中原油充注在明化镇组下段时期（12~5.1 Ma）,天然气大量充注时间为明化镇组下段沉积末期甚至更晚的时期（5.1~0 Ma）。尽管新构造运动期油气垂向调整显著,但烃源岩快速熟化与近源强充注是构造活化区深层潜山动态富集的重要物质基础。     

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。     

济阳坳陷深层沙河街组四段轻质油—凝析气成藏条件

轻质油和凝析气是济阳坳陷古近系沙河街组四段（沙四段）深层勘探的重要目标,为明确其成藏条件,系统分析了其烃源岩特征、油气相态演化规律、油气藏流体特征、储层成岩作用、烃源岩排出酸性流体特征及其对储层成岩的影响。研究表明,济阳坳陷沙四段烃源岩为盐湖—咸化环境沉积,有机质类型为Ⅰ—Ⅱ₁型,生成油气相态演化分为4个阶段：常规油（含未熟—低熟稠油）阶段、轻质油阶段、凝析气阶段和湿气—干气阶段,其中,埋深4 100~4 800 m为轻质油和凝析气生成阶段,对应有机质的镜质体反射率为1.0%~1.7%。沙四段轻质油和凝析气为晚期成烃,上覆的区域性厚层状沙河街组三段烃源岩处于生烃阶段,轻质油和凝析气多赋存于源内和邻近储层中,其中,砂砾岩储层发育残余原生孔和次生孔,以次生溶蚀孔为主。深层轻质油和凝析气藏压力系数在0.95~1.98,以超压为主,油气藏温度多在157~175℃。沙四段烃源岩排出酸性流体分为4个阶段,早期排出的酸性流体和烃类进入储层时有利于原生孔隙的保存,而热硫酸盐还原的富H₂S、CO₂流体对深层储层次生孔隙形成具有重要作用。分析认为,济阳坳陷深层靠近深洼陷的沙四段烃源岩或其附近的砂砾岩体、沙四段烃源岩侧向及下伏潜山等是常规轻质油—凝析气藏的有利勘探目标,而陡坡带砂砾岩体的前缘或远端富含砂质条带的页岩是轻质页岩油的有利勘探目标。     

确定烃源岩有效排烃总有机碳阈值的方法及应用

针对油气地质学中排烃源岩难以识别的问题,依据生排烃原理,利用常规烃源岩有机碳和热解（Rock-Eval）分析测试参数,建立了判别排烃源岩的实用方法。该方法主要基于生烃量参数[I_HC=S₁/w（TOC）]和沥青转化率[w（A）/w（TOC）],判别排烃源岩的总有机碳阈值,高于该值的烃源岩即为排烃源岩。根据分析测试资料,对准噶尔盆地和三塘湖盆地二叠系芦草沟组、酒泉盆地营尔凹陷和青西凹陷白垩系下沟组以及鄂尔多斯盆地上三叠统延长组长7段的排烃源岩进行判别,判别效果较好,应用该方法时要求烃源岩的母质特征与热演化程度接近。由于气态烃易散失,所以采用的参数主要反映烃源岩中生成的液态烃量。该方法对于油源岩的判别更为有效。      

溱潼凹陷红庄构造凝析油气地化特征研究

通过凝析油与正常原油及烃源岩的饱和烃、芳烃生物标志物及稳定碳同位素组成特征的对比分析，文章推测红庄构造古近系CO₂气层中的凝析油气不是来源于古近系烃源岩中的有机质高成熟阶段生成的产物，而是来源于深部上古生界烃源岩。深部CO₂气体向上运移过程中，经过上古生界烃源岩或储层时，对烃源岩中的沥青或原先存在于储层中原油发生气洗（超临界萃取）作用，导致原油或储层沥青中低分子量烃类选择性地溶解在CO₂中，并随CO₂气体向上运移进入古近系储层。当溶解在CO₂中的烃类化合物向上部运移过程中，由于温度、压力的降低而从CO₂中析出，形成了凝析油气。     

深层—超深层古老烃源岩滞留烃及其裂解气资源评价

我国高-过成熟海相天然气主要成因类型为原油裂解气,滞留烃是原油裂解气的重要来源,对其进行定量研究意义重大。为此,结合正演(实验模拟)和反演(地质剖面解剖)两种方法,求取了我国重点盆地不同类型、不同丰度、不同演化阶段的滞留烃量,建立了5种类型烃源岩(腐泥型、偏腐泥混合型、偏腐殖混合型、腐殖型、煤型)的滞留烃演化模型。结果表明:腐泥型、偏腐泥混合型优质烃源岩在低成熟阶段的排烃效率低于20%,在主生油阶段的排烃效率介于20%~50%,在高成熟阶段的排烃效率介于50%~80%,而相应阶段偏腐殖混合型和腐殖型烃源岩的排烃效率则要低约10%。基于该演化模型,初步计算了四川盆地海相烃源岩中高成熟阶段-现今滞留烃资源分布和裂解排气量:该盆地下寒武统筇竹寺组滞留烃在高演化阶段裂解排出的气态烃总量达230.4×10~(12)m~3,震旦系陡山沱组烃源岩滞留烃裂解气的排出量为12.3×10~(12)m~3,均显示出很好的天然气成藏潜力;进而指出,四川盆地筇竹寺组烃源岩滞留烃裂解气的有利区主要包括高石梯-磨溪、资阳、威远地区,有利分布面积达4.3×10~4 km~2。     

辽西雷家地区沙四段中-低熟烃源岩排烃效率与致密油-页岩油勘探前景

辽河西部凹陷雷家地区沙河街组四段在咸化闭塞湖湾环境下,发育高丰度厚层云质、方沸石质泥岩和页岩,整体处于低成熟阶段（R_o=0.3%~0.7%）。铸体薄片、扫描电镜分析表明,页岩储层广泛发育构造缝和收缩缝,碎屑矿物粒间孔发育,纳米孔主要为白云石、方沸石矿物溶蚀孔,有机质纳米孔不发育。采用TOC测井定量评价方法（ΔlgR法）明确了沙四段优质烃源岩（TOC>4%）的纵横向展布特征。其中,杜家台油层优质烃源岩和高升油层优质烃源岩均集中分布在雷家-陈家洼陷地区。排烃效率实验分析结果表明,在当前热演化程度下,烃源岩排烃效率在12%~17%,总生烃量在10~35 mg/g。由于高丰度烃源岩累积厚度大,估算雷家地区沙四段致密油-页岩油总资源量达1.37×10⁸ t。通过源-储组合综合分析,认为雷家地区沙四段杜家台油层为致密油-页岩油有利勘探区,高升油层为页岩油有利勘探区,由于各类岩性均具有一定的生烃潜力和储集能力,适合致密油-页岩油整体开发。     

银根-额济纳旗盆地哈日凹陷下白垩统烃源岩地球化学特征与油源对比

近年来,银额盆地哈日凹陷的油气勘探呈现良好态势,但油气分布规律尚不明确,严重制约了该区的勘探进程。通过对烃源岩、原油和油砂样品进行系统的测试分析,开展烃源岩地球化学特征和油源对比研究,以期明确原油油源特征,为油气勘探提供依据。研究结果表明：下白垩统银根组烃源岩TOC平均为4.69%,R_o平均为0.62%,Pr/Ph值平均为0.34,伽马蜡烷指数平均为0.36,烃源岩为有机质丰度极高、以Ⅰ型为主、低成熟烃源岩,具有以水生生物输入为主的生源特征和强还原、微咸-半咸水、水体分层的沉积古环境。下白垩统苏红图组烃源岩TOC平均为1.04%,R_o平均为0.75%,Pr/Ph值平均为0.99,伽马蜡烷指数平均为0.28,烃源岩为有机质丰度好、Ⅱ₁-Ⅱ₂型、低成熟-成熟烃源岩,具有水生生物和高等植物混源的生源特征和还原、微咸-半咸水的沉积古环境。下白垩统巴音戈壁组烃源岩TOC平均为0.91%,R_o平均为1.31%,Pr/Ph值平均为1.18,伽马蜡烷指数平均为0.24,烃源岩为有机质丰度中等-好、Ⅱ₂-Ⅲ型、成熟-高成熟烃源岩,具有水生生物和高等植物混源的生源特征和弱还原-弱氧化、微咸-半咸水的沉积古环境。无论是正构烷烃单体碳同位素还是生物标志化合物特征,巴音戈壁组原油与巴音戈壁组烃源岩的相似程度极高,且有别于银根组和苏红图组烃源岩,表明巴音戈壁组油藏的源岩主要为巴音戈壁组烃源岩。延哈2井原油和延哈3井原油来自于凹陷不同构造部位的巴音戈壁组烃源岩,源岩热演化程度的差异导致2个原油样品在成熟度方面有较大的差异,研究区巴音戈壁组油藏具有"近源成藏、侧向运移极为有限"的特点。     

四川盆地上二叠统龙潭组烃源岩生、排烃特征及资源潜力

上二叠统龙潭组是四川盆地多个大中型气田的烃源岩,热演化程度较高,无法通过热模拟实验或化学动力学方法对其进行有效的生、排烃特征和油气资源潜力研究,制约了油气勘探开发.基于国内主要含油气盆地的大量岩石热解、总有机碳(TOC)含量分析及成熟度资料,采用生烃潜力法,建立了龙潭组高、过成熟烃源岩的生、排烃演化模型,分析了生、排烃...     

渤海湾盆地渤中凹陷东营组烃源岩地球化学特征及生烃模式

对东营组烃源岩特征及其生烃机理认识不清,制约了渤海湾盆地渤中凹陷油气成藏认识与资源评价。利用有机岩石学、显微组分、孢粉鉴定及原油地球化学参数等资料,系统评价了东营组烃源岩及其生成原油的地球化学特征,探究了有机质生烃的影响因素及生烃模式。结果表明:东营组烃源岩主要为含黏土长英质泥岩和混合型泥岩,矿物组成以石英和黏土矿物为主,长石和碳酸盐矿物次之;东营组三段与东营组二段下亚段总有机碳(TOC)含量平均值分别为1.94%、0.87%,整体为好—优质烃源岩,显微组分以壳质组为主,有机质类型为Ⅱ₁、Ⅱ₂型,处于低成熟—成熟热演化阶段。东营组烃源岩具两期生烃特征,早期生烃高峰对应镜质体反射率(R_o)为0.6%,生成低成熟度烃类,晚期生烃高峰对应R_o为1.0%,生成成熟烃类。原油物性及生物标志化合物特征显示东营组以生成成熟油为主,含少量低熟油,原油整体具有低密度、低黏度、低含硫量、高含蜡量、高饱芳比、高Pr/Ph、高C₁₉/C₂₃三环萜烷值、低伽马蜡烷指数和低4-甲基甾烷指数等特征,属于混源有机质生源、弱氧化—弱还原沉积条件和淡水贫硫湖泊环境综合成因的轻质—中质原油。壳质组中的底栖藻无定形体及松科属孢粉等组分对低成熟—成熟阶段的烃源岩生烃具有重要贡献,黏土矿物和碳酸盐矿物及地层超压在一定程度上影响了烃源岩生烃演化过程。东营组烃源岩发育受淡水湖泊、特殊生物、无机矿物和超压等要素共同控制的双峰生烃模式。研究认识对于开展以渤中凹陷东营组为主力烃源灶的油气勘探具有重要参考意义。     

南堡凹陷深层火山岩天然气成因与成藏模式

南堡凹陷深层火山岩油气藏具有较大勘探潜力,其天然气以烃类气体为主,甲烷含量主要在70%～90%,重烃含量在4%～27%,为湿气;非烃含量较低。天然气中甲烷碳同位素主要分布在−35‰～−43‰,乙烷碳同位素主要分布在−28‰～−24‰。这些天然气相当于有机质在镜质体反射率 R_o为 1.0%～1.5%阶段形成的天然气,为烃源岩在成熟-高成熟阶段生成的油型气,与凝析油或原油伴生,因此天然气碳同位素偏重。南堡凹陷深层火山岩天然气以凝析气为主,结合单体烃碳同位素,对天然气和伴生凝析油的成因与来源进行了分析,结果表明,南堡凹陷深层火山岩油气同源,沙河街组一段（简称沙一段）以下天然气主力源岩主要为沙河街组三段（简称沙三段）烃源岩,以凝析气为主;沙一段及以浅地层天然气主力源岩主要为沙一段烃源岩,以油为主。沙一段厚层泥岩是一套优质烃源岩,处于生烃高峰,同时形成烃浓度封闭,又是区域优质盖层。这些来自于凹陷深部烃源岩生成的高成熟油气,主要通过继承性发育的深大断裂运移到火山岩复合岩性圈闭中聚集成藏,火山岩油气成藏受火山岩单体和火山岩相双重控制。