中国陆表海碳酸盐岩有机质的生烃潜力

有机质类型指标中反映母质来源的指标并不能完全代表生烃能力的大小.目前积累的大量分析数据表明,许多地区沉积的贫有机质海相碳酸盐岩O/C原子比H/C原子比落在干酪根类型图上的Ⅲ型区域,同一套地层中碳酸盐岩干酪根H/C明显低于泥岩,碳酸盐岩干酪根镜检可发现无定形组微粒化、藻类体出现黑心结构、存在大量类似镜质组的显微组分,均表明其有机质生烃降解率很低(只相当于Ⅲ型干酪根),这是氧化的沉积环境对有机质改造的结果,符合有机相的分布规律.在研究其生烃数量与机制时,不宜采用有机碳丰度很高、原始降解率很高的低成熟泥灰岩的模拟实验结果.     

中国陆表海碳酸盐岩有机质的生烃潜力

有机质类型指标中反映母质来源的指标并不能完全代表生烃能力的大小.目前积累的大量分析数据表明,许多地区沉积的贫有机质海相碳酸盐岩O/C原子比H/C原子比落在干酪根类型图上的Ⅲ型区域,同一套地层中碳酸盐岩干酪根H/C明显低于泥岩,碳酸盐岩干酪根镜检可发现无定形组微粒化、藻类体出现黑心结构、存在大量类似镜质组的显微组分,均表明其有机质生烃降解率很低(只相当于Ⅲ型干酪根),这是氧化的沉积环境对有机质改造的结果,符合有机相的分布规律.在研究其生烃数量与机制时,不宜采用有机碳丰度很高、原始降解率很高的低成熟泥灰岩的模拟实验结果.     

碳酸盐岩生烃机制的新认识

作者通过逐阶抽提加热和逐阶加热模拟实验对碳酸盐岩的生烃机理进行了研究。研究中发现,(1)碳酸盐矿物对干酪根具有缩合脱氢作用,在较低温度下能促使干酪根降解成液态烃,从而也增加了气态烃的产率。(2)蒙脱石具有促进碳链断裂的作用,使液态烃在较低温度下向气态烃转化。(3)碳酸盐岩中粘土矿物的存在,影响了碳酸盐矿物对干酪根的缩合脱氢作用,从而降低了产烃率。(4)碳酸盐源岩生气高峰晚于泥质源岩。另外,通过对国内各地区各层系碳酸盐源岩剩余生气率的测定和低演化样品的模拟实验研究,可认为碳酸盐岩液态烃在地史上的运移率远高于泥质岩,纯灰岩可达60%,泥灰岩仅约25%。      

碳酸盐岩有效排烃动力条件与临界有机质丰度关系

在碳酸盐岩的可能排烃动力学模型中，微裂缝作为压力释放的有效通道至关重要。碳酸盐岩烃源岩生烃过程中微裂缝的形成难以直接观察，但可以通过模拟实验，根据产物计量和一定的数学模型，计算生烃增压值，并通过岩石物理性质得到的理论破裂压力阀值判断其形成的温压条件。结果表明，碳酸盐岩有效排烃动力与有机质丰度有关。当有机质类型和成熟度一定时．有机质丰度越高，所产生的生烃增压就越大。有机质丰度很低的碳酸盐岩在一般地温条件下，难以产生足够的生烃增压使岩石破裂并形成徽裂缝作为效排烃通道。在常规的油-2生成的温度压力条件下，有机碳含量0．2％～0．3％可能是满足有效排烃动力条件的l临界有机质丰度。图5表1参10     

依据海相碳酸盐岩成烃特征探讨中扬子地区油气勘探前景

从碳酸盐岩有机质丰度的下限评价标准入手,探讨了碳酸盐岩作为烃源岩的评价问题,并结合中扬子地区海相地层的发育特点,从烃源岩的角度分析了该区海相地层的油气勘探前景。     

黄骅坳陷大港探区奥陶系烃源岩评价及有机质丰度下限探讨

碳酸盐烃源岩有机质丰度下限受多种地质因素控制,取下限值应视不同地质条件而定。黄骅坳陷大港探区下古生界海相碳酸盐岩的有机碳下限值取0.1%较为合适。区内下古生界奥陶系碳酸盐烃源岩厚315~517m;有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ1型为主;有机质成熟度较高,整体处于成熟阶段中后期—高成熟阶段,存在3个成烃高峰;有机质丰度普遍较低,但一半以上样品达到有机质丰度下限。最有利和较有利的生烃区分布在孔西潜山构造带周围的孔店-黄骅-大中旺地区。     

下古生界碳酸盐岩生烃条件及二次生烃潜力评价--以临清地区TG5井为例

在对碳酸盐岩烃源岩成烃条件分析的基础上,研究了沉积环境及岩性对有机质富集程度的影响,并综合烃类包裹体、高压热模拟和盆地模拟分析技术成果,探讨了碳酸盐岩二次生烃潜力。研究认为：TG5井碳酸盐岩烃源岩具有成熟度高、有机质类型好、有机质丰度偏低的特性;下古生界虽存在二次生烃过程,但生烃潜力较差。     

依舒地堑烃源岩及资源量评价

依舒地堑位于黑龙江省中东部,为一新生代断陷盆地,沉积地层主要为陆相古近-新近系,生烃源岩为湖相泥岩。研究表明依舒地堑的主要烃源岩在汤原断陷以达连河组泥岩品质最优,母质类型个别达到Ⅰ-Ⅱ_A型,方正断陷以方3井钻遇的新安村组泥岩品质最优,母质类型与汤原断陷的达连河组泥岩相当;生烃的门限深度汤原断陷在700～2 000 m之间,门限深度的变化与局部火山活动关系密切。在方正断陷生烃的门限深度在800～1500 m之间,计算表明汤原断陷石油资源量为(1．385～2．77)×10~8 t,天然气的资源量为(150．7～299．5)×10~8 m~3;方正断陷石油资源量为(0．853～0．942)×10~8 t,天然气的资源量为(263．8～366．0)×10~8 m~3。     

川西南地区二叠系碳酸盐岩生烃下限研究

围绕碳酸盐岩烃源岩的评价标准特别是碳酸盐岩烃源岩生烃的有机碳下限值问题 ,选用川西南地区二、三叠系碳酸盐岩气田为研究对象 ,采用气藏地球化学与油气地质学相结合的研究方法 ,通过正演和反演的相互比较印证 ,利用先进的地球化学分析手段 ,进行了油气源对比 ,从自然剖面上研究了碳酸盐岩烃源岩有机碳分布 ,从理论上推导了碳酸盐岩生烃的有机碳下限值 ,并计算了生烃量 ,然后根据地质背景及油气勘探开发实践 ,与资源量进行了对比 ,从而确定川西南地区二叠系碳酸盐岩烃源岩生烃的有机碳下限值为 0 .3 %。同时还讨论了碳酸盐岩烃源岩在生烃机理、条件、影响因素和成烃过程等方面与泥岩烃源岩的差异以及碳酸盐岩烃源岩残余有机碳的生烃下限的影响因素等问题     

碳酸盐岩中一种“潜在”的资源——油砂中碳酸盐胶结物烃

碳酸盐岩烃源岩的资源评价是油气领域的热点和难点问题,而总有机碳含量（TOC）又是一个非常重要的参数,通常在测定总有机碳含量时,对赋存于碳酸盐岩的烃都未加以计算。通过对鄂尔多斯盆地西峰油田三叠系延长组6个油砂样品中游离烃、封闭烃、碳酸盐胶结物烃、束缚烃和石英颗粒包裹体烃的分步分离和抽提,并用盐酸（10％）处理碳酸盐胶结物后,从酸液中萃取的碳酸盐胶结物烃（相当于氯仿B）的C₂₉甾烷20S/（20S+20R）和ββ/ （αα+ββ）比值明显小于其他赋存形式的烃,它可能是碳酸盐沉淀（胶结）时赋存于其中的“原生”烃。     

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文章通过对地化基干剖面及重点盆地南方海相烃源岩的解剖，分析了中国南方海相烃源岩的地球化学特征及沉积成岩环境，探讨了有关南方海相烃源岩评价的几个关键问题。认为：①南方海相发育4套区域性主力烃源岩层和7套地区性烃源层；海相烃源岩主要是泥岩，有机质丰度高，但热演化程度普遍很高；②海相烃源岩发育于5种有利的构造沉积环境中；③海相烃源岩往往具有“双重母质”—浮游藻类和底栖叶状体植物（宏观藻类）；④南方海相烃源岩研究还存在着碳酸盐岩丰度下限值、评价指标、油源对比指标、二次生烃等多方面的问题，需要继续深化研究讨论。     

海相碳酸盐岩排烃下限值研究

在灼烧过的方解石和蒙脱石及灰岩和泥岩中分别加入同一种有机质配制成不同有机碳含量的样品进行热解和加水热压模拟实验,结果表明,海相碳酸盐岩的烃吸附量一般在0.35mg/g左右,变化在0.2~0.85mg/g之间;泥页岩烃吸附量一般在1.25mg/g左右,变化在0.46~2.62mg/g之间。高成熟—过成熟海相碳酸盐岩排烃下限TOC值为0.08%左右,成熟海相富烃碳酸盐岩排烃下限TOC值为0.3%左右,排烃下限TOC值与烃源岩吸附烃含量、干酪根类型及有机质成熟度有关。     

西藏波林盆地侏罗—白垩系海相烃源岩评价

波林盆地位于青藏高原西南缘,面积约30 000 km²,是高原内勘探程度极低的海相含油气盆地之一。通过对盆地内烃源岩展布特征以及实测剖面的烃源岩有机质丰度、类型和热演化成熟度等有机地球化学参数的分析,认为该盆地存在2套主要烃源岩:上侏罗统门卡墩组黑色页岩厚达432 m,主要沉积于外陆棚环境,残余有机碳含量在0.67%~1.62%,平均1.03%,经过有机质恢复后有机碳含量在0.91%~2.40%,平均1.48%;岗巴群黑色页岩厚度56 m,为一套外陆棚沉积,残余有机碳含量在0.7%~1.08%,平均0.86%;恢复后有机碳含量在0.96%~1.60%,平均1.21%。2套烃源岩都以Ⅱ₁型有机质为主,达到高—过成熟阶段,属于盆地内的好烃源岩。因此,该盆地有较丰富的油气生成的物质基础,具有较好的油气勘探前景。     

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%。     

西北地区中下侏罗统煤成烃源岩评价

西北地区中、下侏罗统煤层广布,厚度较大;根据对煤的有机显微组分测试及综合统计分析表明,在西北地区,煤岩尽管并不普遍具备高含量的壳质组,但其高含量的富氢基质镜质体却具有普遍规律,富氢基质镜质体的含量占有机显微组分达18%以上,具备了煤成烃的物质基础。另外,本文提出了煤的有机地化参数类比系数法,并对煤生烃潜力进行了评价。结果表明,西北地区主要盆地煤具有较好-好的生烃能力。煤成烃具有广阔的勘探前景。     

中国南方海相烃源岩生烃动力学研究

利用Rock-Eval 6热解仪和Optkin动力学软件对中国南方海相烃源岩4种有机质类型样品进行了动力学分析,研究得出在相近演化阶段样品平均活化能是Ⅲ型>Ⅱ₂型>Ⅱ₁型>Ⅰ型,生烃能力是Ⅰ型>Ⅱ₁型>Ⅱ₂型>Ⅲ型,有效生烃期间(干酪根生烃转化率10%~90%)活化能跨度ΔE_Ⅰ<15kJ/mol,15kJ/mol<ΔE_Ⅱ1<20kJ/mol,20kJ/mol<ΔE_Ⅱ2<30kJ/mol,ΔE_Ⅲ>30kJ/mol,有效生烃温度跨度ΔT_Ⅰ≤65℃,65℃≤ΔT_Ⅱ1≤75℃,75℃≤ΔT_Ⅱ2≤85℃,ΔT_Ⅲ≥110℃.达到干酪根10%转化率的时间顺序是Ⅲ型最早,Ⅱ₂型早于Ⅱ₁型,Ⅰ型最晚.而完成90%干酪根转化率时间则是Ⅰ型早于Ⅱ₁型,Ⅱ₂型次之,Ⅲ型最晚.干酪根有机大分子结构特征和元素组成决定了其生烃活化能的频率分布特征,海相优质烃源岩具有快速生烃的特质.     

HYDROCARBON POTENTIAL OF UPPER CRETACEOUS MARINE SOURCE ROCKS IN THE TERMIT BASIN,NIGER

Upper Cretaceous mudstones are the most important source rocks in the Termit Basin, SE Niger. For this study, 184 mudstone samples from the Santonian–Campanian Yogou Formation and the underlying Cenomanian–Coniacian Donga Formation from eight wells were analyzed on the basis of palaeontological, petrographical and geochemical data, the latter including the results of Rock‐Eval, biomarker and stable isotope analyses. Samples from the upper member of the Yogou Formation contain marine algae and ostracods together with freshwater algae (Pediastrum) and arenaceous foraminifera, indicating a shallow‐marine to paralic depositional environment with fresh‐ to brackish waters. Terrestrial pollen and spores are common and of high diversity, suggesting proximity to land. Samples from the lower member contain marine algae and ostracods and arenaceous foraminifera but without freshwater algae, indicating shallow‐marine and brackish‐water settings with less freshwater influence. The wide range of gammacerane index values, gammacerane/C₃₀ hopane (0.07–0.5) and Pr/Ph ratios (0.63–4.68) in samples from the upper member of the Yogou Formation suggest a low to moderately saline environment with oxic to anoxic conditions. In samples from the lower member, the narrower range of the gammacerane index (0.23～0.35) and Pr/Ph ratios (0.76–1.36) probably indicate a moderately saline environment with suboxic to relatively anoxic conditions. Petrographic analyses of the Yogou Formation samples show that organic matter is dominated by terrestrial higher plant material with vitrinite, inertinite and specific liptinites (sporinite, cutinite and resinite). Extracts are characterized by a dominance of C₂₉ steranes over C₂₇ and C₂₈ homologues. Results of pyrolysis and elemental analyses indicate that the organic matter is composed mainly of Type II kerogen grading to mixed Type II‐III and Type III material with poor to excellent petroleum potential. Mudstones from the upper member of the Yogou Formation have higher petroleum generation potential than those from the lower member. Mudstones in the Donga Formation are dominated by Type III organic matter with poor to fair petroleum generation potential. Geochemical parameters indicate that in terms of thermal maturity the Yogou Formations has reached or surpassed the early phase of oil generation. Samples have T_max values and 20S/(20S+20R) C₂₉ sterane ratios greater than 435°C and 0.35, respectively. 22S/(22S+22R) ratios of C₃₁ homohopanes range from 0.50 to 0.54. The results of this study will help to provide a better understanding of the hydrocarbon potential of Upper Cretaceous marine source rocks in the Termit Basin and also in coeval intracontinental rift basins such as the Tenere Basin (Niger), Bornu Basin (Nigeria) and Benue Trough (Nigeria).