海拉尔盆地莫达木吉凹陷下白垩统烃源岩地球化学特征研究

海拉尔盆地莫达木吉凹陷下白垩统是区域油气勘探潜在目标层系,缺乏对烃源岩地球化学特征的详细研究。通过有机地球化学方法对莫达木吉凹陷下白垩统烃源岩地球化学特征进行了研究,认为南屯组(K_1n)和大磨拐河组(K_1d)烃源岩有机质类型以Ⅱ_2-Ⅲ型为主,差异性主要体现在有机质丰度和成熟度。同时,在恢复埋藏史的基础上建立了研究区主力烃源岩在该地质时期成熟度演化模型,模拟结果显示:大二段烃源岩处于未成熟-低成熟阶,大一段烃源岩处于低成熟阶段;南二段烃源岩处于低成熟-成熟阶段;南一段烃源岩热演化程度相对较高,达到成熟生油气阶段。综合分析得出大磨拐河组(K_1d)烃源岩有机质丰度整体较高,但热演化程度低,生烃潜力小;随着埋深的增加,烃源岩热演化程度增加,到南二段(K_1n_2)开始进入成熟生烃阶段,生烃潜力较大;南一段(K_1n_1)烃源岩有机质丰度低,为差烃源岩,生烃潜力较小。     

渭河盆地固市凹陷烃源岩特征及生物气资源潜力评价

以沉积及有机地化资料为基础,分析了渭河盆地固市凹陷新近系上新统张家坡组生物气烃源岩的地质及地化特征,借鉴柴达木盆地的技术经验评价了生物气烃源岩有机质丰度指标及烃源岩标准,其结果是:1张家坡组烃源岩以浅湖-较深湖相的暗色泥质岩为主,分布广厚度大,是渭河盆地最好的烃源岩;2烃源岩有机碳(不可溶)平均质量分数0.49%,总有机碳(不可溶和可溶)质量分数1.76%,有机质丰度高,属于好烃源岩标准;3有机质类型以Ⅱ1腐殖腐泥型和Ⅰ腐泥型为主,属较好-好类型。镜质体反射率平均0.54%,热演化处于未成熟—低成熟阶段,以生成生物气为主,且具有水溶生物气特征。利用生气率法和生聚系数法计算得到固市凹陷张家坡组生物气总生气量为26.28×1012m3,总资源量为6 085.8×108m3,表明固市凹陷具有较大的生物气资源潜力和勘探前景。     

银额盆地哈日凹陷安山岩储层综合识别

为明确哈日凹陷下白垩统火山岩的分布规律、储层特征及勘探潜力,通过岩心、测井及地震储层综合预测方法研究了安山岩的地质地球物理特征和有效储层的分布。结果表明：安山岩具气孔和溶蚀孔隙,显微镜下见交织结构及杏仁构造,测井地层对比图上呈厚层块状和箱型自然伽马曲线形态,自然伽马值介于70～80 API。地震剖面上安山岩层具有顶底界面强振幅内部弱振幅特征。火山口及安山岩加厚带主要沿缓坡带轴向断裂呈串珠状分布,火山口地震剖面上呈低丘状或透镜状。孔隙度反演、裂缝识别和含油气性检测等手段综合预测的安山岩有利含油气区相互吻合。可见该研究成果对该区及具有类似地质背景的火山岩油气勘探提供了一定的思路和方法,具有重要的借鉴意义。     

三江盆地绥滨坳陷下白垩统煤系烃源岩评价

根据烃源岩热解地球化学分析成果,应用所测岩样中有机碳(TOC)、吸附烃(S1)、干酪根热解烃(S2)含量及氢指数IH(S2/有机碳),对绥滨坳陷滨参1井和绥D1井下白垩统煤系地层中的煤系泥岩、碳质泥岩和煤岩从有机质丰度、有机质类型和成熟度三个方面进行了烃源岩分析评价。这三种岩石样品中各项生油岩指标绝大多数都达到了中-好烃源岩评价标准。绥滨坳陷下白垩统城子河组和穆棱组为两套具生烃潜力的煤系烃源岩。     

二连盆地宝勒根陶海凹陷烃源岩特征与资源潜力

基于钻井、地震、测试分析等资料,对二连盆地宝勒根陶海凹陷烃源岩的分布和地球化学特征进行研究,并计算资源量。结果表明:宝勒根陶海凹陷烃源岩主要发育于下白垩统的腾二段、腾一段和阿尔善组,烃源岩累计厚度一般为600～1 200 m,优越的烃源岩条件为油气成藏奠定了良好的物质基础。腾二段烃源岩w(TOC)为1.96%～3.52%,为极好烃源岩;腾一段烃源岩w(TOC)为1.48%～6.49%,以好—极好烃源岩为主;阿尔善组烃源岩w(TOC)为0.49%～2.51%,主要为中等—好烃源岩。腾二段、腾一段和阿尔善组烃源岩干酪根类型均以Ⅱ_1型—Ⅱ_2型为主,但腾二段烃源岩更偏腐泥型,阿尔善组烃源岩更偏腐殖型。腾二段、腾一段和阿尔善组烃源岩R_o分别平均为0.48%、0.58%和0.78%,烃源岩成熟度整体较低,成熟烃源岩分布面积较小、且集中于北次凹洼槽带。宝勒根陶海凹陷的石油资源总量为4 483.14×10~4t,其中待发现石油资源总量为2 084.19×10~4 t,虽然待发现油藏的资源量构成以小油藏为主,但待落实资源量较大,研究区仍具有一定的石油勘探潜力。     

二连盆地下白垩统烃源岩特征及其对油气分布的影响

 二连盆地石油与天然气勘探始于1955 年,目前已发现了扎布油田、吉格森油田等十余个油田,但是二连盆地的勘探也存在着地质情况复杂、勘探难度大、探明程度低等问题。已有研究表明,虽然50 余个凹陷都自成一个独立的沉积单元,有相似的烃类生成、运移和聚集特征。但是每个凹陷,甚至是同一凹陷中不同的洼槽,它们烃源岩的展布、烃源岩地球化学特征差别很大。分析了二连盆地20 余个凹陷、30 余口探井下白垩统烃源岩资料,总结烃源岩的展布、烃源岩地球化学特征,对比它们的差异性以及对油气分布的影响。结果表明,二连盆地下白垩统烃源岩对油气产出情况和油气分布有着很大的影响,暗色泥岩累计厚度大、有机质丰度基本达中等以上、有机质类型更偏腐泥型-I型或II1型、埋深大于该凹陷生油门限深度的凹陷油气产出情况更好。阿尔善组烃源岩对油源的贡献比腾格尔组更大,阿尔善组烃源岩对油气的分布影响程度更大。     

巴布亚盆地东部中侏罗统—下白垩统烃源岩评价及勘探建议

以成盆、成烃和成藏理论为指导,应用总有机碳质量分数(w(TOC))、岩石热解、镜质体反射率(Ro)和气相色谱分析(GC),结合油源对比,综合研究并评价巴布亚盆地东部中侏罗统—下白垩统5套最具代表性的烃源岩,在此基础上提出勘探建议。研究结果表明:巴布亚盆地东部中侏罗统Magobu组烃源岩的有机质丰度评级为中等—很好,有机质类型以Ⅰ型与Ⅱ型为主,主要处于成熟—高成熟阶段,是最具有生烃潜力的烃源岩;研究区中、上侏罗统烃源岩发育在冈瓦纳大陆裂解阶段,随着埋深加大,逐步进入成熟阶段,与采收的原油具有很好的亲缘关系,是研究区的主力烃源岩;提出3个有利勘探区带,按勘探潜力由大至小排序为Papuan褶皱带南部—Aure褶皱带范围内的Ⅰ类油气勘探区带、Fly台地东北部—Eastern高地—Papuan高地范围内的Ⅱ类油气勘探区带以及Fly台地西南部范围内的Ⅲ类油气勘探区带。     

银额盆地哈日凹陷油气成藏条件研究及有利区带预测

哈日凹陷是银额盆地中北部苏红图坳陷的一个次级构造单元,该区勘探程度低,勘探效果不理想,本文综合分析其油源、储集层、盖层、圈闭等成藏条件。结果表明：下白垩统及二叠系地层均有烃源岩发育,但二叠系地层烃源岩丰度较差,目前尚未发现有效烃源岩,从有机质类型、丰度及成熟度多方面考虑,苏红图组烃源岩较好,为油气勘探重点潜力层系,银根组和巴音戈壁组为次重点潜力层系,平面上湖盆中心烃源岩发育程度最好;下白垩统储集层主要为下白垩统滨浅湖砂坝、三角洲砂体以及近岸水下扇砂体;盖层条件整体较好,同烃源岩特征一样,越向烃源岩发育程度最好的湖盆中心区域,盖层条件越好,越向凹陷边缘盖层条件越差;圈闭主要有构造圈闭和岩性圈闭,构造圈闭中又以断块和断鼻圈闭为主。油气显示指示着苏红图组为哈日凹陷的主要目的层,其次为巴音戈壁组,建立油气成藏模式,叠合成藏要素,预测苏红图组有利勘探区,有利区主要分布在延哈参1井西部的两个陡坡带上,叠合面积为23.9km2。     

海拉尔盆地贝尔地区烃源岩特征及潜力区

通过油源对比确定海拉尔盆地南部贝尔凹陷不同区域主力烃源岩层,分析源岩有机质类型、丰度、成熟度,重点研究贝尔凹陷不同区域主力烃源岩的演化特征,结合包裹体测温技术,综合分析烃源岩对于成藏的作用机制,探讨其勘探方向和重点潜力区。研究显示,贝尔凹陷的油源在平面上具有不完全一致性,B13井区原油母质源于南屯组烃源岩,H8井区原油可能来自南屯组和铜钵庙组烃源岩的共同贡献。贝尔凹陷油气成藏期次主要分为两大阶段:第一阶段在伊敏组沉积晚期至青元岗组,烃源岩进入成熟阶段排烃注入;第二阶段在青元岗组沉积以来构造运动导致已形成的油气藏重新调整二次注入成藏。综合认为H8井北部、B13井区的西南部构造带及HC5井区东南部为重要的勘探潜力带。     

准噶尔盆地南缘四棵树凹陷上三叠统烃源岩评价

四棵树凹陷是准噶尔盆地南缘油气勘探的重要现实领域,已发现独山子和卡因迪克油田,具有较大资源基础和较好成藏条件。基于岩心和露头暗色泥岩地球化学和成藏条件综合分析,对比乌伦古坳陷,综合评价四棵树凹陷上三叠统烃源岩认为:(1)三叠系为上三叠统黄山街组—郝家沟组,暗色泥岩、砂质泥岩沉积为主,烃源岩主要分布在中上段(泥岩厚度一般为100~150 m,分布面积3 500 km~2);(2)有机质丰度较高(TOC值一般为1%~3%),具生烃物质基础;(3)有机质以高等植物输入占明显优势,主要为Ⅱ2—Ⅲ型;(4)热演化程度较高,Ro值大于0.7%的烃源岩分布面积约1 800 km~2,具规模生烃条件;(5)烃源岩埋深大、分布面积广,Ro值大于0.7%且地层厚度大于100 m的烃源岩分布面积约1 400 km~2,具规模资源潜力;(6)下步勘探应聚焦凹陷东侧上三叠统—下侏罗统高成熟生烃中心区,搜索落实有利圈闭。研究结果对于提升四棵树凹陷的资源地位、深化四棵树凹陷成藏认识、明确本区勘探方向具有重要参考价值。     

X射线衍射分析录井技术在银额盆地哈日凹陷的应用

目的为银额盆地哈日凹陷的进一步勘探提供理论基础,同时深化X射线衍射分析录井技术在地质开采领域的应用,促进录井技术进步,提高勘探开发效益。方法采用X射线衍射分析录井技术,在银额盆地哈日凹陷对岩石的矿物组成含量、岩性快速识别、地层层位确定、沉积环境判断等方面的应用情况进行总结与探讨。结果分析认为Yh-4井钻至井深1 371～1 396 m时,将岩性定名为灰色含凝灰白云质粉砂岩;Yh-4井钻至井深2 784 m时,参照邻井资料和区域地层岩性划分,表明从该井深起,地层进入上古生界二叠系;Yh-5井钻至井深1 026 m时,地层进入勘探主要目的层中生界白垩系下统苏红图组;Yh-5井钻至井深3 520 m时,地层已进入上古生界石炭系。根据X射线衍射分析结果,哈日凹陷碎屑岩岩石类型主要为灰-深灰色泥岩、含灰泥岩、深灰色白云质泥岩、灰色细砂岩、灰色玄武岩等,其中灰色白云质泥岩代表一种见于深湖的低能沉积环境中。结论在大量实验数据对比分析的条件下,结合研究重矿物在平面上分布范围及组合特征确定出物源特点及影响古水流搬运物的区域,为分析沉积物的来源提供有力依据。     

查干凹陷下白垩统碎屑岩储层特征

储层的物性特征是储油能力和产油能力的直接反映。通过岩心观察、测井资料及铸体薄片、物性和压汞等资料分析,认为查干凹陷下白垩统碎屑岩储层成分成熟度及结构成熟度均低,胶结作用强烈,储集空间孔、缝类型多样,排驱压力低,喉道分选较差,饱和度中值压力比较高,最大喉道半径比较大;但是平均喉道半径小,主要是特小孔微细喉。研究区发育5套油层,储层综合评价显示银根组最好,苏二段较好,以Ⅰ、Ⅱ类储层为主;苏一段,巴二段次之,以Ⅲ类储层为主;巴一段最差,以Ⅳ类储层为主。     

惠民凹陷煤系烃源岩评价及潜力分析

采用常规静态实验和动力学模拟方法,判识惠民凹陷石炭—二叠统煤系烃源岩有机质类型,评价煤系烃源岩生气能力,建立煤岩生烃动力学参数,动态模拟生气过程。研究认为,惠民凹陷石炭—二叠纪煤系烃源岩属于中—好烃源岩,生烃潜力巨大,具有煤气成藏的物质基础,主要经历早三叠期和侏罗—白垩系二次生气高峰期,新生界沉积后基本没有生烃发生;煤成气藏未来的勘探重点在曲堤潜山构造带的东北部构造高点部分和局部高点部位、王判镇潜山带小而丰的甜点型气藏、济阳地堑东部的白桥断层遮挡的断块圈闭和西南缓坡带的靠近曲堤地堑一侧的部位。     

甘肃省潮水盆地中下侏罗统烃源岩特征研究

主要针对烃源岩目标层——中下侏罗统的青土井群展开研究,重点探讨区内烃源岩生烃潜力特征,旨在为该区下一步油气勘探提供地质依据。青土井群下部烃源岩丰度相对较低,类型较差,成熟度较高,是盆地的主力烃源岩;青土井群上部烃源岩有机质丰度高,类型好,但成熟度较低,是盆地的次要烃源岩。     

复杂沉积区的岩性预测技术及其在银额盆地哈日凹陷的应用

目的 以现代油气勘探理论为指导,运用测井和地震联合反演方法,预测银额盆地复杂沉积区的岩性.方法 采用不同岩性具有不同的地球物理特征选取岩性预测参数、根据既具备自然伽马、补偿中子的高频信息,又包含声波的低频信息的拟声波曲线耦合地震数据有效区分砂岩、泥岩和白云岩,利用层位标定和子波反演的交互迭代运算,建立集地质、测井、地震的地质框架,再利用一定的插值方法对层内的测井数据进行内插和外推,进而建立波阻抗模型.结果 (1)白云岩主要在银根组,分布较为广泛;(2)砂岩发育层系较多,在苏红图组、巴音戈壁组均较为发育,主要以陡坡带上的扇三角洲和冲积扇为主;(3)灰质泥岩主要分布在断陷的中央深凹带,以巴音戈壁组最为发育;(4)火山岩分布较为局限,仅在哈日凹陷发现,且受断裂控制,沿断裂展布.结论 全局寻优迭代的岩性预测技术地质意义明确,可以准确表征不同岩性,精细预测岩性分布,适用于复杂沉积区的岩性预测.     

延吉盆地下白垩统砂岩储层特征研究

通过扫描电镜、铸体薄片、普通薄片、压汞曲线以及孔隙度和渗透率资料的分析,详细研究了砂岩储层特征,主要包括岩石学特征、孔隙结构、储集空间、储层物性特征等。结果表明,延吉盆地下白垩统砂岩储层岩石类型为长石砂岩、岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩;砂岩储层孔隙类型主要是次生孔隙,其中次生粒间溶孔占绝对优势,其次是粒内溶孔;影响储层物性的主要因素为成岩作用,经历的主要成岩作用类型有机械压实作用、胶结作用、交代作用、蚀变作用和溶解作用。     

准噶尔盆地南缘中二叠统烃源岩地球化学特征

以准噶尔盆地南缘地区妖魔山与红雁池剖面中二叠统芦草沟组与红雁池组样品为例,采用有机地球化学及有机岩石学方法,系统分析中二叠统烃源岩有机质丰度、有机质类型及成熟度。研究结果表明:中二叠统芦草沟组和红雁池组烃源岩厚度大,表征有机质丰度的有机碳含量、氯仿沥青"A"、总烃等地球化学参数均显示达到较好—好烃源岩的标准,有机质类型以Ⅰ型与Ⅱ1型为主,显微组分多为孢子体、角质体以及藻类体,以富氢组分为主,有机质成熟度Ro在0.6%以上,而在凹陷深部二叠系成熟度更高,三叠纪早期达到生油高峰,到目前为止已经结束生烃。总体上,中二叠统烃源岩具有较好的生烃能力,具有勘探价值。     

酒泉盆地营尔凹陷下白垩统异常高压成因及模拟

酒泉盆地营尔凹陷下白垩统普遍发育异常高压,综合利用试油、测井、黏土矿物转化等信息分析地层压实特征和异常高压的成因,在此基础上,利用流体流动压实模型对压力进行模拟.研究结果表明:营尔凹陷纵向上可划分出常压带(＜2.5 km)、浅层超压带(2.5～3.2 km)、压力过渡带(3.2～3.6 km)和深层超压带(＞3.6 km)共4个压力带,平面上以长沙岭为界具有南强北弱的超压特征;超压带普遍具有欠压实特征,晚期的快速沉降所导致的不均衡压实作用是形成超压的最主要原因,黏土矿物转化对超压带的分布具有重要的影响,受有机质低丰度(w(TOC)＜1.5％)的限制,生烃作用对超压的直接贡献较小;通过对比机械压实和化学压实不同模型的模拟结果发现,机械压实和化学压实的联合模型模拟的孔隙压力和孔隙演化史更加合理,说明不均衡压实和化学成岩的共同作用是形成营尔凹陷现今超压特征的主要原因.