蒙古戈壁盆地群烃源条件分析

蒙古境内的戈壁盆地群与我国二连盆地有相近的地质特征,对于该区的生油条件,西方和前苏联的学者曾用少量的露头和浅井样品作过分析。文章利用该区深探井取心及岩屑资料,系统地研究了东戈壁盆地群的烃源条件,对烃源岩的纵向分布、有机质类型及热演化进行了分析,认为下宗巴音组是区域主力生油岩,其生烃门限为1440m,而且戈壁盆地群具有形成中型油田的能力。

南海北部陆架北部湾盆地古湖泊与烃源条件

利用地震资料对整个盆地的追踪和对比 ,结合钻井资料 ,对北部湾古湖进行分析发现 :古湖发育始于古新世 ,到始新世流沙港期进入鼎盛时期 ,湖泊规模最大达 5 0 0 0km2 ,沉积了巨厚沉积物 ,最大沉积厚度达 4 70 0m。井资料分析显示 ,在始新统流沙港三段、二段各古湖沉积物中浮游藻类和沉积有机质含量高 ,说明该两段具有较高的生物生产力 ;流一段和涠洲组沉积物中仅在涠西南古湖和乌石古湖内浮游藻类和沉积有机质具有较高的含量 。

南方海相油气勘探中的烃源条件分析--以江汉平原区为例

中国南方海相油气地质条件和特点给烃源条件分析提出了新内容和新要求。对于晚期成藏来说,烃源岩的时效性比其原有品质条件更为重要,烃源条件分析和烃源岩评价应该打破"唯指标论"的习俗,立足于烃源岩演化史研究,突出"阶段性"和"时效性"分析,在确定有效烃源岩及其发育区的基础上,进行资源潜力分析并指导对勘探目标的选择。对于以晚燕山—早喜山期重建的封存体系为主要勘探对象的江汉平原区海相,断陷盆地的叠覆是促成二叠系烃源岩成熟和下古生界烃源岩二次(晚期)生烃的主要原因。初步研究表明,二叠系(碳酸盐岩)烃源岩为主要的有效烃源岩,其次为上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组烃源岩;而主要的供烃区则是江陵凹陷、潜江凹陷等几个晚期断陷深凹的地区。

莺歌海盆地古新近系烃源条件与有利油气勘探方向

根据莺歌海盆地区域地质背景与古新近系构造沉积演化特征,结合钻井资料和前人烃源岩研究及生烃模拟实验结果,深入研究了不同层位烃源岩尤其是古近系烃源岩地球化学特征,重点剖析了烃源条件及高温高压环境中有机质热演化成烃特点。研究表明,中新统海相陆源烃源岩分布较广泛,其有机质干酪根类型属Ⅱ2—Ⅲ型,处在成熟-高熟大量生气阶段,为盆地浅层及中深层天然气气藏主要烃源岩;始新统及渐新统湖相及煤系亦是盆地重要烃源岩,主要分布在盆地西北部及与琼东南盆地毗邻的东南部,其生源母质类型属偏腐殖型,且处于成熟-高熟/裂解气阶段,具有较大生烃潜力。基于盆地构造沉积演化特点与烃源条件分析,结合近年来天然气勘探成果与有利油气富集区带综合评价,预测盆地临高反转构造带及临高海口-昌化区是勘探古近系烃源供给之油气有利富集区;莺东斜坡以及靠近琼东南盆地1号断裂带附近区域亦是勘探古近系烃源供给之油气的重要勘探领域。同时中深层深部高温超压九大构造圈闭系列则是勘探发现大中型天然气田群建成特大气区的主战场。

沉积岩包裹体烃源条件时间温度指数判别法的探讨——以鄂尔多斯下古生界为例

包裹体在油气地质邻域的应用 ,是近年来包裹体研究的热点和难点。本文探索性地运用沉积岩中包裹体测试数据计算烃源岩主要生烃时期的时间温度指数 (TTI) ,对沉积盆地的烃源条件进行判别。首先利用鄂尔多斯下古生界包裹体显微测温数据求取捕获温度、计算古地温梯度 ,得出动态古地温曲线 ;然后计算出下古生界烃源岩的门限。奥陶系烃源岩生烃门限时间为 2 80～ 131Ma,相当于二叠纪至侏罗纪 ,其对应的生烃门限温度为 70～ 115℃ ,门限深度 2 10 0～ 340 0 m,生烃高峰期为 181.4～ 14 9.6 Ma,相当于侏罗纪中晚期。在生烃高峰期该层位的温度为 110～115℃ ,埋深 330 0～ 340 0 m。和实际主要产气层分布相一致 ,说明了应用沉积岩包裹体计算时间温度指数 ,对烃源条件进行判别这种方法的有效性。

川北地区礁、滩气藏的烃源条件与资源潜力分析

针对川北地区二、三叠系礁、滩气藏的烃源条件,通过烃源对比分析认为,二叠系是该区礁、滩气藏的主要烃源层。在川北地区二叠系有形成自源油气藏的条件,下三叠统飞仙关组生烃条件较差,其油气主要来自下伏烃源层,但在川北的东部地区具有一定的生烃能力,对飞仙关组油气藏的形成有一定的贡献。

南海西北部莺歌海盆地古近系烃源条件及石油地质意义

迄今为止,莺歌海盆地古近—新近系烃源岩研究及烃源条件分析均主要局限于中新统海相,而对于古近系尚未涉及。根据莺歌海盆地区域地质背景及构造沉积演化特征,首次系统地研究了古近系陆相沉积分布特征及其湖相及煤系烃源岩特点与烃源条件。通过对上覆新近系及第四系海相坳陷沉积较薄、古近系埋藏较浅的盆地西北部临高凸起和盆地周缘斜坡带的地震分析解释和探井钻探结果,采用地质地球物理与地球化学分析相结合的研究方法,综合判识和确定了古近系陆相地层及其湖相及煤系烃源岩的存在,在此基础上深入剖析了古近系烃源条件及其重要的石油地质意义。强调指出,盆地不同区域古近系陆相烃源岩有机质丰度、生源母质类型及成熟演化程度等,均存在明显差异。鉴此,根据古近系陆相烃源岩分布特征及烃源条件的控制影响因素,初步评价预测了古近系油气藏和古潜山油气藏勘探的有利区域。

川中地区侏罗系油气源对比及烃源条件研究

通过油气源研究指出,川中地区侏罗系气藏产出的油气主要来自侏罗系本身的烃源岩,但在局部地区侏罗系产出的天然气特征与下伏产层极为相似,这些气藏可能有深部气源层对其成藏的贡献。烃源岩的地化特征,展示中、下侏罗统有机碳丰度高,源岩以Ⅱ型为主,Ro多为1%左右,正处于成油高峰期。烃源岩定量评价结果表明,中、下侏罗统油气源较为丰富。在川中的中部和东北部烃源条件较好,有寻找油气的广阔前景。

四川盆地上二叠统烃源条件与资源潜力分析

通过研究四川盆地二叠系碳酸盐岩和暗色泥质烃源岩的地球化学特征,指出二叠系烃源岩中有机质丰富,碳酸盐岩有机质类型以腐泥型（Ⅰ、Ⅱ1）为主,暗色泥质烃源岩以Ⅲ型为主,具较强的生烃能力,是二叠系主要生烃层。目前多处于高成熟-过成熟阶段,以生气为主;通过烃源岩定量评价及资源潜力分析,预测四川盆地上二叠统生物礁气藏天然气的资源潜量为2.0×10^12m^3。资源量以川东高褶带、南充斜坡带及仪陇—平昌坳陷带等评价区带相对较高;资源丰度以大巴山前南带、大巴山前北带及仪陇—平昌坳陷带等评价区带相对较高,渝东坳褶带、川东高褶带及南充斜坡带次之。勘探的主要区域为仪陇—平昌坳陷带、川东高褶带和大巴山前南带三个区带,目前应主攻仪陇—平昌坳陷带,继续深化川东高褶带和大巴山前南带,开拓南充斜坡带和渝东坳陷带。

川东北地区中下侏罗统的烃源条件

本文从气源对比入手,通过侏罗系沙溪庙气藏与下伏层系产出的天然气的烃类组分、非烃组分、碳同位素组成特征的对比,源岩和储层的沥青“A”组成特征,以及源岩、储层及油样的生物标志化合物特征对比,对侏罗系沙溪庙气藏的油气源进行了初步的研究。在此基础上,对中、下侏罗统的生烃条件、源岩的热演化史、生烃史和生烃量作了进一步研究。

四川盆地三叠系烃源岩条件与资源潜力研究

通过研究四川盆地三叠系碳酸盐岩和暗色泥质烃源岩的地化特征,认为上三叠统烃源岩有机碳丰度普遍较高,有机质类型以Ⅲ型为主,达到了成熟到过成熟热演化阶段。中下三叠统烃源岩有机质丰度较低,但有机质类型好,主要为腐泥型,目前处于成熟—过成熟阶段。对烃源岩定量评价及资源潜力进一步分析,预测四川盆地三叠系天然气潜在资源量及资源丰度都相对较高,储集条件好,具备形成有效气田的条件。

页岩气成藏的烃源条件分析

页岩气是非常规天然气资源勘探的重要领域,烃源条件是影响页岩气分布并决定其是否具有工业勘探开发价值的重要因素之一。一般情况下,烃源条件包括含气页岩的岩性特征、沉积环境和有机地球化学特征(主要影响因素)。分析页岩气成藏的烃源条件将有助于更好地评价和开发我国的页岩气资源。

南海北部琼东南盆地深水区烃源条件及天然气成藏机制

近年来,南海北部琼东南盆地深水西区天然气勘探取得了重大突破,证实深水区具备良好的烃源和油气成藏条件。但由于地质条件的复杂性,琼东南盆地深水区烃源岩规模及生烃潜力、油气成藏机制及分布规律、下一步勘探突破领域依然不是很清楚。针对上述关键问题,本研究综合运用地球化学与地质分析方法,开展琼东南盆地深水区烃源条件与油气成藏机制研究,进而指出琼东南盆地深水区下一步有利的油气勘探突破领域。研究认为:琼东南盆地中央坳陷深水区发育始新统湖相、渐新统崖城组海陆过渡相及半封闭浅海相2套3种类型的烃源岩,其规模大、热演化程度高,生烃潜力巨大,为琼东南盆地深水区天然气勘探提供了坚实的物质基础。琼东南盆地深水区油气成藏条件优越,但深水西区与深水东区油气成藏机制存在一定差异。深水西区乐东—陵水凹陷中央峡谷周缘上中新统轴向水道、海底扇岩性圈闭带和陵水凹陷南部斜坡古近系/潜山圈闭带以及深水东区的宝岛凹陷宝南断阶带、长昌凹陷西部环A洼圈闭带为下一步油气勘探的重要突破领域。上述成果对于解决琼东南盆地深水区天然气勘探瓶颈问题、指明下一步勘探突破方向具有重要的科学和勘探实践意义。

珠江口盆地东部始新世—渐新世沉积环境演变及对烃源条件的影响

综合利用已钻井沉积物中的微体古生物化石(孢粉、藻类、有孔虫、钙质超微化石)记录和有机地球化学指标等,分析珠江口盆地东部始新世—渐新世海侵的历史过程及其对烃源岩的影响。研究结果表明:早中始新世文昌组沉积期(文昌期),盆地沉积以陆相湖泊—三角洲沉积体系为主,沉积物中古生物以陆相孢粉、高含量的淡水藻类化石为主,但盆地南部荔湾凹陷和东部的韩江凹陷个别层段沉积物中出现海相标志的有孔虫和钙质超微化石,说明该时期这两个凹陷遭遇过海侵,该时期烃源岩以中深湖—浅湖相泥岩为主,为湖生低等植物源、富含无定型有机质、Ⅰ-Ⅱ1型干酪根;晚始新世恩平组沉积期(恩平期),盆地北部各凹陷仍以陆相浅水湖泊—河流三角洲沉积体系为主,沉积物中古生物以陆相孢粉为主、含少量淡水藻类化石,但盆地南部的荔湾凹陷则以海相陆架沉积为主,整套地层中可见海相微体古生物化石,泥岩有机地球化学分析显示含三芳甲藻甾烷,白云凹陷在恩平期末遭受海侵影响,该时期烃源岩以陆源高等植物源、富含煤质、Ⅲ型干酪根为主;渐新世珠海组沉积期(珠海期),早期盆地北部珠一坳陷为剥蚀区,未接受沉积,珠二坳陷沉积以三角洲—滨岸—陆架沉积体系为主,珠海期中—晚期,随着海平面上升,整个盆地沉没于海平面之下,接受古珠江三角洲—陆架—陆坡沉积,此时期仅白云凹陷海相泥岩成熟,为有效的烃源岩,其余地区泥岩由于埋深和地温等原因,尚未成熟。沉积记录中微体古生物组合和有机地球化学指标很好地记录了始新世以来构造活动强度影响下珠江口盆地沉积环境的演变过程及对烃源条件的影响,对盆地东部、南部低勘探程度区的资源潜力有重要的类比分析意义。

下扬子下寒武统岩相古地理及烃源岩条件研究

以下扬子下寒武统为研究对象,利用野外露头、岩心、岩石微观分析、有机地球化学等资料,在地层对比基础上,开展了下扬子下寒武统岩相古地理研究及烃源岩条件评价。结果表明:下扬子下寒武统主要发育硅质岩、硅质泥页岩、碳质泥页岩、灰质泥页岩、泥灰岩、白云岩6种岩石类型;地层可划分为3段,其中安吉-石台-上海地区三段发育齐全,其他地区一段大部分缺失,二段存在不同程度缺失;沉积相主要发育盆地、陆棚、斜坡、台地边缘、局限台地5种类型;烃源岩主要分布于石台-安吉、滁州-盐城、德兴-桐庐盆地相及周边陆棚相,石台-安吉地区是烃源岩发育最有利区,泥岩厚度300~700m,TOC为3%~9%,平均4.5%~5.76%;德兴-桐庐地区泥岩厚度200~400m,TOC为3%~9%,平均4.96%;滁州-盐城凹陷泥岩厚度50~200m,TOC为2%~4%。下扬子下寒武统烃源岩干酪根类型全部为Ⅰ型,有机质组分主要为腐泥组,以藻类体为主,含少量腐泥无定形体。下扬子下寒武统烃源岩均处于过成熟演化阶段,总体上由皖南盆地区向两侧台地逐渐降低,九江、景德镇、黄山及开化淳安地区受火山岩影响Ro在4.0%以上;安庆-溧阳-南通以南,湖州-苏州以西处于盆地、陆棚及斜披部位,埋深大,Ro为3.0%~4.0%;潜山、南陵、无为、金坛及苏北中新生代凹陷由于后期埋深较大,Ro在3.0%以上;其他区域Ro为2.0%~3.0%。

鄂尔多斯盆地延长组长7油层组石油成藏条件分析

鄂尔多斯盆地长7油层组沉积期是湖盆发育的鼎盛期,不但沉积了大面积分布的优质烃源岩,而且还发育一定规模的储层。对储层所处沉积环境、储层特征、成岩相及生、储、盖组合等综合地质条件进行分析研究,结果表明,长7储层烃源条件优越,有利储集体主要为三角洲前缘的水下分流河道及半深湖—深湖相浊积岩,岩石类型以低成分成熟度的岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主,储层物性差,孔隙度平均8.45%,渗透率平均0.12×10-3μm2,属超低孔低渗储层;发育5种成岩相类型。最有利成岩相为胶结作用—微孔粒间孔和溶蚀作用—溶孔微孔成岩相,分布面积有限;储层物性最差的为压实胶结—微孔成岩相,分布面积较广。半深湖—深湖沉积环境导致长7储层横向连通性差,纵向隔夹层多,油气只能通过垂向和短距离的侧向运移,在遇到泥岩遮挡层或致密砂岩遮挡时在相对物性较好的储层中聚集成藏。

湖相沉积浮游藻类及有机质类型与烃源研究

中国含油盆地的湖相生油岩大多含有丰富的化石浮游藻类，主要包括非海相沟鞭藻囊孢和单细胞绿藻珠江口盆地西部早第三纪湖相生油岩的详细研究证实，化石浮游藻类相对丰度（占孢粉型总数）和无定形有机质含量（占干酪根总量）的高值指示古湖表层水高生产力和底部水体贫氧环境．表层水高生产力为湖泊沉积物提供大量的原地生藻质富氢有机质，贫氧的湖底有利于这类藻质无定形有机质堆积与保存．

南海北部北部湾盆地迈陈凹陷中南部X井油气成藏地质条件

根据X井钻遇的古近系和新近系有机质镜质体反射率分析,确定X井生烃门限深度在2 600m以下,那么该井钻遇始新统流沙港组泥岩有机质丰度较高的井段（2 100~2 285m）尚未达成熟门槛,而生烃门限以下的烃源岩有机质丰度较低,生烃潜力差,不能提供充足的烃源供给,故导致X井勘探失利。X井位于北部湾盆地迈陈凹陷东3洼南部边缘,钻遇流沙港组厚度达568.5m,且泥岩厚度占该组地层的62.3%,其中单层泥岩最大厚度高达115m,表明流沙港组沉积时期水体环境偏深,沉积可容空间大,可见X井钻探结果与前人＂迈5号同生断裂始新世活动弱,沉积可容空间小,导致东3洼缺少油气形成的物质基础＂的结论存在较大偏差。由于X井处在东3洼陷边缘,流沙港组顶部剥蚀强度较大,推测靠近东3洼沉降中心的始新统流沙港组湖相泥岩沉积厚,埋深亦加大,完全能够达到有机质成熟生烃门槛,故应具有较好的油气成藏地质条件和勘探潜力。

莺歌海盆地中部坳陷天然气成藏条件及勘探方向

文章系统地分析了莺歌海盆地中部坳陷天然气的成藏条件,阐述了该区中新统和渐新统崖城组烃源岩具有良好的生气潜力,蕴藏着丰富的天然气资源;指出了底辟断裂为天然气运移提供了重要通道,而深部异常高压是天然气运移的关键驱动力。在此基础上,文章围绕中部富生烃坳陷,并结合天然气的成藏条件综合分析,认为底辟浅层是深部油气运移的有利指向和聚集场所,成藏条件优越,应作为近期天然气勘探主战场;底辟中深层尽管存在异常高压,但位处油气运移的必由之路且该带圈闭规模大,可作为近期探索领域;临高构造带圈闭类型好,具有较好的烃源条件,但勘探和研究程度低,需深入评价,故列为后备区。