酒西盆地油气形成与勘探方向新认识(二)──烃源岩成烃演化与主力油源确认

酒西盆地各生油凹陷生油门限差异较大,下白垩统烃源岩的成熟度与上第三系和第四系沉积密切相关。可溶有机质转化率、镜质体反射率、热解、生物标志物特征等参数表明：青南凹陷中部的下白垩统烃源岩生油门限深度为４０００ｍ（相应的镜质体反射率为 ０ ６５％）,埋深 ４０００— ４４００ｍ为低成熟阶段,埋深 ４４００一５２００ｍ为成熟生油高峰阶段,因此中沟组烃源岩未成熟,下沟组上部烃源岩低成熟,下沟组下部和赤金堡组上部烃源岩处于成熟生油高峰阶段,赤金堡组下部烃源岩处于高成熟的凝析油－湿气阶段,目前尚无烃源岩达过成熟干气阶段。石北凹陷生油门限深度为３０００ｍ,只有凹陷内埋藏较深的赤金堡组烃源岩达到成熟生油阶段。烃源岩埋藏和演化历史分析揭示,下白垩统烃源岩在白垩纪末期埋藏均较浅,主要的生油期是晚第三纪以来,目前赤金堡组上部和下沟组下部烃源岩正处于生油高峰期,地质历史上只有一次生、排烃高峰。酒西盆地各油田原油十分相似,原油碳同位素和生物标志物特征等表明,下白垩统的水生有机质是形成石油的主要有机先质,赤金堡组是主要烃源岩,而下沟组是相对次要的烃源岩。图５（陈建平搞）     

松辽盆地显微组分热模拟生烃研究

烃源岩中显微组分在未熟－低熟阶段具有不同的生烃特征和生烃模式,针对松辽盆地未熟烃源岩中的显微组分的生烃模式,利用荧光显微镜技术和比重分离技术分离富集各种显微组分,运用有机地化和有机岩石学的分析方法进行研究;松辽盆地未熟烃源岩中显微组分热模拟实验结果表明,不同显微组分在生烃模式上存在很大差别,粒状无定形体、菌解无定形A具有早期生油的特点,其不但进入生油门限较早,而且达到生油高峰也较早,藻类体虽然达到生油高峰相对晚此,也在较早时即进入生油门限。而且当进入生油门限后,生油率迅速增大,有较高的生油率。因此,粒无定形体,菌解无定形体A及藻类体是松辽盆地未熟－低熟油的主要贡献者。     

海拉尔盆地外围凹陷南一段烃源岩生烃动力学研究

为了厘清海拉尔盆地外围红旗、东明和伊敏凹陷南屯组一段烃源岩的生烃潜力和现处的生烃演化阶段,采用封闭体系黄金管高压釜对南一段烃源岩进行了生烃动力学研究,结果表明：气态烃动力学参数差异较大,伊敏凹陷主频活化能最高,红旗凹陷次之,东明凹陷最低。液态烃动力学参数中红旗凹陷平均和主频活化能最低,伊敏凹陷活化能分布表现为双峰特征,东明凹陷主频活化能最高,伊敏次之,红旗凹陷最低。研究区寻找气藏的可能性很低,生烃史恢复结果表明南一段烃源岩于早白垩世进入生油门限,现今仍处于低成熟-成熟阶段早期,油的转化率12.67%～39.50%,仅发生少量排烃。制约生油量的最主要因素是有机质未达到生烃高峰,致使生烃量及资源量有限,油气勘探的重点在于寻找其下部铜钵庙组、塔木兰沟组古地温相对较高、生油潜力较强的烃源岩或南屯组烃源岩局部成熟区域。     

南黄海海域中-古生界海相烃源岩特征及生烃分析

南黄海是下扬子地块向海的延伸,其地层系统和构造演化与陆上的下扬子地台相似,通过与下扬子地区进行对比研究,探讨了南黄海海域中-古生界海相烃源岩特征及生烃过程。南黄海海域经多期构造演化,发育了5套海相烃源岩,其中上震旦统已经不具备生烃能力,下寒武统和下志留统都具有较高的生烃潜力,下二叠统达到较好-好烃源岩,下三叠统为差烃源岩。下古生界烃源岩在加里东期进入生油门限,在志留纪末和中三叠世先后达到生油高峰,后经多期构造运动造成停止生烃和二次生烃,以致裂解。上古生界及海相中生界烃源岩在侏罗纪末-早白垩世先后进入了生油门限,成为二次生烃的主要烃源,后经持续沉降达到生油-凝析油气阶段。     

胶莱盆地莱阳凹陷莱阳组烃源岩生烃史研究

胶莱盆地莱阳凹陷为一典型的中生代残留凹陷。长期以来，由于对该凹陷烃源岩生烃史认识不清，给勘探潜力评价带来不利影响。应用生烃动力学方法，对该凹陷莱孔2井2块典型烃源岩生烃动力学参数及烃源岩生烃史进行了研究，结果表明：莱阳凹陷在地史时期存在2个生油峰期，第1期出现在90～75Ma，主要烃源岩是位于莱阳凹陷中心的逍仙庄段烃源岩，生油范围较小；第2期出现在75～65Ma，生油范围广，包括凹陷内的水南段烃源岩及斜坡带的逍仙庄段烃源岩，为主生油期。认为莱阳凹陷圈闭构造主要形成期与烃源岩主生烃期基本吻合，但由于后期构造破坏，莱阳凹陷的勘探重点应放在有较好储盖组合、未受明显构造变动的残存凹陷。     

长岭凹陷断陷期生烃阶段性与成藏圈闭的选择性

松辽盆地长岭凹陷断陷期烃源岩主要发育在火石岭组、沙河子组和营城组,由于受断拗转换期构造运动和嫩江运动的影响,烃源岩演化具有明显的阶段性。依据长岭油气田现今埋深与烃源岩成熟度的关系,分别建立了断陷期和拗陷期烃源岩埋深与烃源岩成熟度的关系式,进行了剥蚀量恢复和古地温梯度求取,系统研究了断陷期烃源岩的生烃演化过程,认为烃源岩具有早期生烃和二次生烃的特点;结合圈闭形成时间的分析,认为不同阶段生成的油气具有成藏选择性:生烃早期只有地层和岩性圈闭能够成藏;进入高–过成熟阶段,构造圈闭可以成藏,而当烃源岩进入拗陷期的二次生烃阶段,各种圈闭均可再次进行天然气的充注。     

酒西坳陷青南次凹烃源岩的热演化及生烃史

应用可溶有机质演化、岩石热解、生物标志物参数和镜质体反射率等方法对酒西坳陷青南次凹下白垩统烃源岩热演化史的研究表明:次凹的生油门限深度为4000～4100m,中沟组绝大部分现处于未成熟阶段,中沟组底部和下沟组上部处于低成熟阶段,下沟组下部和赤金堡组上部处于生烃的成熟阶段,赤金堡组下部则处于湿气-凝析油阶段。应用EasyRo(%)数值模拟软件对青南次凹地热史的研究表明,白垩纪与第三纪的古地温梯度分别为30℃/km和29℃/km。烃源岩生烃史具有如下特点:(1)青南次凹下白垩统烃源岩不存在二次生烃作用,其主要生油阶段为晚第三纪-第四纪;(2)下沟组下部和赤金堡组上部的烃源岩经历了油气大量生成的成熟阶段,是油气生成的主力烃源岩;(3)下沟组上部和中沟组的烃源岩层,有机质的热演化程度较低,对生烃的贡献不大;(4)赤金堡组底部的岩层热演化程度较高,但由于是一套较粗的碎屑岩,有机质丰度较低,生烃能力比较有限。     

烃源岩生烃期次与油气成藏——以鄂尔多斯盆地西缘马家滩地区长7烃源岩为例

通过恢复鄂尔多斯盆地西缘马家滩地区长7烃源岩在不同构造热演化阶段的原始成熟度，研究其生烃期次及油气成藏特征。研究表明，长7烃源岩发生过3次生烃作用，第1次生烃作用发生在晚侏罗世．长7烃源岩Ro值为0．71％．进入大量生油阶段，但晚侏罗世晚期构造抬升作用使这次生烃产物破坏殆尽；第2次生烃作用发生在早白垩世，长7烃源岩R0值达0．89％，进入生油高峰阶段，是本区最重要的一次生油作用和成藏过程，与这次成藏事件相关的推覆构造圈闭是本区三叠系油气藏勘探的重点；古近纪晚期以来长，烃源岩由于喜马拉雅期构造运动而再次深埋藏，马家滩断褶构造带存在第3次生油和晚期成藏的良好条件，与晚期断裂构造有关的复合油气藏是值得重视的勘探目标。图5表2参26     

酒泉盆地酒西坳陷主力烃源岩分布及对油气勘探的启示

酒泉盆地酒西坳陷属于勘探程度非常高的典型含油气坳陷,其中青西凹陷青南次凹是主要生烃凹陷。随着探井数量增多和勘探深度不断加深,揭露的下沟组下部和赤金堡组越来越多,为重新认识该凹陷主力烃源岩及其生烃潜力提供了十分有利的条件。通过对青南次凹30多口探井大量烃源岩样品系统的地球化学分析和研究发现：下白垩统不同层段烃源岩的有机质丰度由上至下逐渐增高,中沟组和下沟组上段为一般烃源岩,而下沟组中段、下段和赤金堡组烃源岩有机质丰度高,且以Ⅱ₁型有机质为主,属于好和很好的优质烃源岩。下白垩统烃源岩有机质丰度总体上呈现中部最高,南、北两端略低的趋势,优质烃源岩主要分布于凹陷中部-东北部地区,下沟组中段、下段和赤金堡组均为主力烃源岩,而凹陷南部只有下沟组下段和赤金堡组属于好烃源岩,也是南部主力烃源岩;青南次凹下白垩统下沟组中段处于大量生油阶段,下沟组下段处于生油高峰阶段,赤金堡组处于成熟生油窗后期-高成熟生成凝析油气阶段;下沟组中段、下段和赤金堡组烃源岩生成并排出了大量原油,是青西凹陷主力生烃源岩,青南凹陷北部和中部中-深层具有良好的油气勘探潜力。这一认识对酒西坳陷油气精细勘探部署具有重要的指导作用。酒西坳陷的实例对中国其他高勘探程度盆地的精细勘探与研究也具有一定的启示作用。     

塔里木盆地草湖凹陷热演化与生烃史——基于IES软件盆地模拟技术

利用IES-PetroMod盆地模拟软件,在塔里木盆地草湖凹陷单井埋藏史模拟的基础上,进行热史和生烃史模拟与分析。研究表明:1)凹陷区寒武—奥陶系烃源岩在奥陶纪中期Ro就达到0.5%,开始成熟生烃,生烃高峰期为加里东中期—海西早期;寒武系烃源岩在海西早期就已进入过成熟阶段;奥陶系烃源岩在海西早期进入高成熟生气阶段,海西晚期达到过成熟。2)东西缘斜坡区寒武系烃源岩生油高峰期为加里东中期—海西晚期;奥陶系烃源岩生油高峰期为海西期—印支期。3)库尔勒鼻凸寒武—奥陶系烃源岩在海西早期已达成熟—高成熟阶段;在海西晚期大幅抬升,停止生烃,早期生成的油气被破坏;燕山晚期—喜山期持续沉降,但埋深有限,几乎无二次生烃的可能。     

柴达木盆地北缘腹部侏罗系烃源岩热演化特征及其对油气成藏影响

侏罗系烃源岩为柴达木盆地北缘(下文简称柴北缘)腹部重要的烃源岩层系,但对其复杂的生烃演化尚未有系统的认识。在钻井、地震及分析测试等资料的基础上,应用PetroMod盆地模拟软件,根据EASY%RO模型,恢复了研究区内不同构造单元侏罗系烃源岩热演化史,分析不同生烃凹陷的差异热演化特征,为柴北缘腹部地区下一步油气勘探提供重要依据。研究表明:侏罗系烃源岩热演化程度自西向东逐渐降低,西南部昆特依凹陷、伊北凹陷的下侏罗统烃源岩在古近纪初期进入成熟阶段,古近纪末期达到生烃高峰;东北部赛什腾凹陷的中侏罗统烃源岩在上新世晚期进入生烃门限,现今仍处于生烃高峰末期。柴北缘腹部构造带总体经历了燕山运动末期和喜马拉雅运动末期2个关键成藏期,根据历史生烃时期与构造样式的匹配关系,认为冷湖七号地区为下一步勘探有利区带。     

川西坳陷上三叠统烃源岩排烃特征与排烃史

四川盆地西部(简称川西)前陆盆地构造具有多期性,导致油气生成和聚集过程的复杂性,其中烃源岩排烃特征和排烃史的研究,对于明确油气成藏期,理清油气藏成因类型具有重要的意义。为此,应用排烃门限理论,利用生烃潜力法研究了川西坳陷上三叠统烃源岩的排烃特征和排烃史。结果表明:①川西坳陷上三叠统烃源岩在早侏罗世(J1)末期即开始进入排烃门限,晚侏罗世(J3)早期—中期开始进入排烃高峰期;②马鞍塘组—小塘子组烃源岩的排烃高峰期处于J3p—K,T3x3烃源岩排烃高峰期处于J3sn—J3p,T3x5烃源岩排烃高峰期处于K1—K2;③川西地区不同层段不同地区进入排烃门限和排烃高峰期的时间存在差异:马鞍塘组—小塘子组和须家河组三段烃源岩,鸭子河地区排烃时间相对较早,马井、孝泉—新场—合兴场地区次之,大邑和丰谷地区较晚,须五段烃源岩在洛带排烃时间较早,马井、孝泉—新场—合兴场和丰谷地区次之,大邑地区和鸭子河地区最晚。     

珠江口盆地烃源岩特征及资源潜力

珠江口盆地是一个先断后坳、先陆后海且具有变地温场特征的盆地，发育文昌组、恩平组和珠海组3套烃源岩。根据盆地大量烃源岩样品的分析化验资料，将实验分析、地质分析与地质模拟相结合，对3套烃源岩发育特征的差异性和凹陷/半地堑/洼陷的热演化史、生烃史、资源潜力进行综合分级评价。研究结果表明：①裂陷早-中期文昌组湖相倾油型烃源岩是研究区主力烃源岩，裂陷晚期恩平组煤系油气兼生型烃源岩是研究区重要烃源岩，坳陷期珠海组海相陆源油气兼生型烃源岩只在白云凹陷进入生烃门限；②地温梯度自浅水向深水逐渐升高，导致烃源岩的成熟门限和生烃窗口快速变浅，浅水区烃源岩整体处于成熟-高成熟阶段，具有晚期生烃的特征，主生烃期在16 Ma至现今；深水区烃源岩整体处于成熟-过成熟阶段，白云凹陷具有早期生烃的特征，主生烃期在33~0 Ma；③评价得出珠江口盆地总地质资源量约为85×10⁸t，油气资源丰富，浅水区以石油资源为主，深水区油、气资源量相当；④根据海上生烃凹陷评价标准，惠州凹陷、白云凹陷、陆丰凹陷、西江凹陷、恩平凹陷为富生烃凹陷，开平凹陷、荔湾凹陷为中等生烃凹陷，具有较好的勘探潜力。     

银根-额济纳旗盆地烃源岩特征及油气富集规律

基于对银根-额济纳旗盆地上古生界、侏罗系和白垩系烃源岩地球化学特征的系统评价,分析了盆地内各凹陷的油气来源和富集规律。盆地上古生界石炭系—二叠系暗色泥岩整体已达到过成熟阶段,中生界凹陷内已发生浅变质—变质作用,油气保存条件较差,油气资源和勘探潜力小;中—下侏罗统发育一套煤系烃源岩,在盆地腹部及南部凹陷中已达成熟阶段,具有一定生烃潜力;白垩系巴音戈壁组烃源岩的有机质丰度高、类型较好,是盆地的主力烃源岩层系,且油源对比结果证实,盆地已发现的油气均来源于该套烃源岩。银根-额济纳旗盆地的油气成藏过程可划分为早白垩世晚期油气成藏和早白垩世末期调整改造2个阶段,油气的富集主要受巴音戈壁组烃源岩的热演化程度和晚期构造活动强度共同控制。银根-额济纳旗盆地腹部是其油气富集的最有利区,中西部是油气勘探的有利区,中东部的油气成藏条件较差。     

焉耆盆地含油气系统的演化

焉耆盆地位于塔里木盆地和吐哈盆地之间,其含油气系统经历了侏罗纪-白垩纪的形成与破坏阶段和第三纪-第四纪的活化与再建阶段。侏罗系水西沟群煤系在八道湾组沉积末时,进入生油门限,标志着焉耆盆地含油气系统的形成。燕山运动中晚期,侏罗系大规模冲隆及剥蚀,侏罗系源岩生烃作用终止,含油气系统被破坏。喜山期,盆地进入挤压阶段,随着第三系沉积厚度的不断加大,侏罗系源岩开始二次生烃,原含油气系统得以活化与重建。由于构造演化不均衡,南部凹陷具有“早期成藏,破坏严重,二次生油范围小,砂体不发育,油气富集程度低”的特点;北部凹陷具有“早期成藏,破坏较弱,二次生烃范围大,砂体发育,油气富集程度较高”的特点。因此,油气勘探时,应注意南、北凹陷的含油气系统特点,区别对待。     

准噶尔盆地东部石炭系烃源岩演化模拟

利用TSM盆地模拟软件,对准噶尔盆地东部石炭系烃源岩的埋藏史、热演化史和生烃史进行分析。结果表明,研究区的沉降中心从侏罗纪到新生代存在由南向北迁移,而后又南移的跷跷板过程。南部的吉木萨尔凹陷内巴塔玛依内山组烃源岩有2个关键的生烃期:侏罗纪末,该烃源岩的镜质体反射率(R_o)分布在0.6%～1.3%之间,新生代中晚期之后,R_o分布在1%～2%之间;北部五彩湾凹陷内滴水泉组烃源岩的关键生烃期为白垩纪末期,R_o大部分在0.7%～1.5%之间,处于生烃高峰期;北部石钱滩凹陷石钱滩组烃源岩白垩纪末则刚进入生烃门限,演化程度低。另外,生烃强度从层位上看,滴水泉组和巴山组相对较大,可达200 mg/g,而石钱滩组较小,最高只有40 mg/g。      

济阳坳陷中生界烃源岩生烃演化

济阳坳陷中生界油气藏发育,但至今尚未对中生界烃源岩的生烃演化进行过系统研究,影响了对该区中生界油气的勘探。对该区进行了地球化学数据分析,结果表明:济阳坳陷中生界下—中侏罗统坊子组主要为沼泽相的煤系烃源岩,总体评价为差—较好烃源岩,以生气为主;下白垩统蒙阴组以湖相泥岩为主,有机质类型好,达到中等—好烃源岩的标准,应以生油为主;下白垩统西洼组和中—上侏罗统三台组为差—非烃源岩。利用镜质体反射率(Ro)数据,结合构造演化史动态分析了中生界烃源岩在不同地质时期生烃演化过程。结论认为:研究区中生界有机质经历过两期成熟演化过程,济阳坳陷次级凹陷的中生界烃源岩的二次生烃门限深度介于3000～3700m;主要生烃演化过程发生在新生代,具有较大的油气资源潜力。研究成果为该区中生界下一步勘探目标的选择提供了依据。     

北部湾盆地福山凹陷白莲洼陷烃源岩热史及成烃史模拟

白莲洼陷流沙港组烃源岩热史及成烃史研究可为福山凹陷油气资源评价提供基础参数。利用BasinMod盆地模拟软件,在重建地史的基础上应用EASY% Ro模型恢复白莲洼陷热史和成烃史。研究结果表明,福山凹陷在裂陷阶段早始新世初期热流值较高,最大为68.6 mW/m2,随后古热流逐渐减小,到晚中新世晚期热流值降为55.6 mW/m2,从上新世初期开始,热流值有所回升,现今热流值为57.8 mW/m2. 白莲洼陷流沙港组烃源岩进入生油门限（Ro=0.5%）时间为38×106a,达到生油高峰（Ro=1.0%）时间为30×106a,进入生气门限（Ro=1.3%）时间为20×106a. 白莲洼陷深洼地区流沙港组烃源岩埋深较大,成熟度更高,生烃能力更强,可为福山凹陷提供丰富的油气资源。     

川东北地区侏罗系油气地质特征与成藏主控因素

基于四川盆地东北部(川东北)地区区域构造演化和侏罗系油气地质条件研究,分析了研究区侏罗系油气地质特征与成藏主控因素。认为川东北地区经历了从内陆克拉通之后的大型淡水坳陷湖盆阶段向大巴山前陆盆地阶段的转换过程。同时,通过对川北前陆盆地生烃演化与油气运移特征,大巴山构造演化与圈闭发育特征,及其对油气成藏作用分析,剖析了川东北地区侏罗系自流井组大安寨段、凉高山组、沙溪庙组油藏成藏主控因素和富集规律,指出川东北地区侏罗系油藏为成岩后期油藏,即成岩压实作用之后烃源岩才大量生烃,聚集成藏,表现为储层成岩演化与生烃演化的不协调性,导致研究区含油气层系多、发育不规则、油气分布分散而又不均匀,且油气层只产油气、不产水。