利用测井技术评价苏北盆地生油岩

常规有机地球化学方法评价生油岩存在不足。本文分析测井资料评价生油岩的研究现状 ,研究了苏北盆地下第三系生油岩的测井响应特征 ,利用测井资料连续性的优势 ,应用ΔlogR技术建立起声波时差曲线和电阻率曲线与有机质含量间的定量关系 ,进而计算出烃源岩段的有机质含量的连续分布值 ,有效的弥补实验室测样的不足 ,为生油岩评价及油气资源评价提供更加合理的生油岩厚度和有机质丰度参数。

“反推ΔlogR”法及其在生油岩有机质丰度评价中的应用

测井方法是非均质生油岩精细评价的常用方法,但现有的评价方法对生油岩成熟度及密度等因素考虑不全。文中提出了综合考虑生油岩成熟度和各种测井响应的"反推ΔlogR"法,并以Kar7井为例,应用该方法计算了2285～2985m内生油岩的有机碳含量,计算结果与实测值较为吻合,证明了该方法的正确性和可行性。

准噶尔盆地生油岩评价

一、绪言 根据石油部有关陆上勘探西移的战略方针,局有关领导指示我们开展准噶尔盆地生油岩概查的工作,为盆地近期石油勘探工作提供生油岩评价方面的资料。 为完成这一任务,我们从1979年起开始组队出野外采集生油岩样品,并采集可能采集到的液体原油和地表油苗样品。自1979年至1981年采集了42条剖面。

芳烃显微荧光光谱的热演化特征——渤西海域第三系生油岩评价

系统研究渤西海域两口井沙三段至东下段27块泥岩样品芳烃馏份的显微荧光光谱特征，以红／绿值Q（I650／I500）和λmax值作为判别生油岩演化的参数。研究结果表明，渤西海域中部东下段底部至沙三段生油岩进入生油门限，并处于低成熟阶段；东南部地区东下段底部及下伏地层进入生油门限，东下段底部至沙三段顶部生油岩处于低成熟阶段，大部分沙三段生油岩处于成熟阶段。

中扬子海相高演化区生油岩特征及评价标准

中扬子海相高演化区晓震旦世至早三叠世生油岩总厚度2365-4574m，氯仿沥青“A”、烃含量和生烃潜量普遍都很低，其原因主要是碳酸盐岩成岩作用的影响和干酪根热演化程度普遍过高。根据大量有机碳含量的分析，结合国内外海相油气田资料，提出了海相高演化区生油岩评价的标准。

超微层次有机岩石学及其在烃源岩评价中的应用

超微层次有机岩石学是有机岩石学的新领域，其研究对象是地质体中亚显微的有机质，主要内容是超微组分的特征、成因、演化及其与烃类形成的关系，它弥合了常规有机岩石学（着重于显微组分层次）和有机地球化学（着重于分子层次）认识上的断层，本文评述了超微层次有机岩石学的研究方法、研究内容和重要进展，并展示了它在烃源岩评价中的实际应用。

成烃动力学模型在呼和湖凹陷烃源岩评价中的应用

本文利用标定的煤和干酪根成油、直接成气和油成气的化学动力学模型,结合研究区的古热史,对呼和湖凹陷烃源岩的生烃量(史)进行了定量评价。结果表明,成烃的动力学模型不仅可用于烃源岩生烃量(史)的定量计算,而且能为人们深入认识有机质的成烃机理和模式提供有益的启示。

应用层序地层学方法研究生油岩

层序地层学已用于解决油气勘探开发中一些地质方面的问题。目前有作到依靠测井曲线识别沉积旋对比层序，结合生油岩评价仪热解烃分析数据不能得到生油岩有机质分布的非均质性时空记录，如果地层中有机质特别富集，则说明它们与有利的保存条件及产出率有密切关系，并能根据有利的生油部位预测勘探层位。

在勘探及远景评价中地质学家常犯的三种烃源岩评价错误

伴随勘探开发与远景评价，地质学家们常会问及对烃源岩的评价。在项目勘查期间最常见的关于烃源岩的三个提问与回答是：总有机碳是多少（TOC）？岩石热解指示的干酪根类型是什么？镜质组反射率数据指出的成熟度为多少？实际上，对这些表面上乏味的问题的回答，也许我们正给出一个错误的判断。重要的是，要明白这一系列问题是如何让你走进误区并让你成为了一个受害者，如：总有机碳的神话（如果有高的总有机碳，那么就有好的烃源岩），生油岩评价的错误理解（生油岩评价数据告诉了我在我的烃源岩中存在何种干酪根），和镜质组反射率的不足（镜质组反射率会告诉我是否我的烃源岩会生烃）。对这些问题的解释应该包括充分综合总有机碳和生油岩评价数据，补充带热解气相色谱的生油岩评价数据，并使用埋藏史图以帮助解释镜质组反射率。

煤系有机质生烃潜力评价标准探讨

根据西北地区侏罗纪煤系地层中2300余个岩样（煤、炭质泥岩和泥岩）的有机地化分析数据，详细研究了3类煤系烃源岩的热解生烃潜量与有机碳、氯仿沥青“A”、总烃含量的关系。对于煤系烃源岩的评价，不能简单套用一般湖相泥岩的评价标准。有机碳含量为2％～5％的煤系泥岩是煤系中最好的油源岩；煤的生烃能力主要取决于煤中富氢显微组分的含量，其有机碳含量与热解生烃潜量没有相关关系；炭质泥岩（有机碳含量为6％～40％）的热解生烃潜量与其有机碳含量的相关性很差，用热解生烃潜量和氢指数来评价更准确。

碳酸盐岩生烃运移的激光—荧光和有机包裹体研究

在我国分布较广的下古生界碳酸盐岩地层大多数热演化程度较高，损失了很多荧光信息，给烃源岩的荧光观测与评价带来了很大困难。采用新组装的激光—荧光显微系统进行研究，获得了很多有意义的结果。烃源岩中显微有机组分的荧光观测范围由烃源岩成熟度的镜质组反射率R。小于1．3％扩大到等效镜质组反射率R。达1．8％左右；岩石中矿物荧光沥青的观测范围可达R。在2．4％以上，3．3％以下。采用功率较高的激光一荧光显微系统，其观测结果能充分揭示由矿物晶间荧光沥青和包裹烃构成的碳酸盐烃源岩排烃运移微网络体系以及由层面、缝合线、裂隙与不整合面等构成的油气运移的综合体系。对鄂尔多斯、塔里木和四川等盆地分别选取了若干样品进行观测研究，在以往用常规显微镜很难见到荧光的烃源岩中发现了多种显微有机组分的大量荧光信息，为高成熟烃源岩有机质类型的判识与油气评价提供了新的依据。在鄂尔多斯盆地等效镜质组反射率达1．60％～1．74％的下奥陶统碳酸盐岩和条纹状碳酸盐岩样品中发现广泛分布有强荧光的G．prisca粘球形藻、层状藻、结构藻和藻屑等有利于生烃的原始显微有机组分及矿物晶间荧光沥青，并在白云岩孔洞中发现他形充填状和球粒状高演化储集层沥青，表明这类碳酸盐岩为有实际生烃、排烃现象的烃源岩。

碳酸盐岩生烃运移的激光—荧光和有机包裹体研究

在我国分布较广的下古生界碳酸盐岩地层大多数热演化程度较高,损失了很多荧光信息,给烃源岩的荧光观测与评价带来了很大困难。采用新组装的激光一荧光显微系统进行研究,获得了很多有意义的结果。烃源岩中显微有机组分的荧光观测范围由烃源岩成熟度的镜质组反射率 R。小于1.3％扩大到等效镜质组反射率 R。达1.8％左右;岩石中矿物荧光沥青的观测范围可达 R。在2.4％以上,3.3％以下。采用功率较高的激光—荧光显微系统,其观测结果能充分揭示由矿物晶间荧光沥青和包裹烃构成的碳酸盐烃源岩排烃运移微网络体系以及由层面、缝合线、裂隙与不整合面等构成的油气运移的综合体系。对鄂尔多斯、塔里木和四川等盆地分别选取了若干样品进行观测研究,在以往用常规显微镜很难见到荧光的烃源岩中发现了多种显微有机组分的大量荧光信息,为高成熟烃源岩有机质类型的判识与油气评价提供了新的依据。在鄂尔多斯盆地等效镜质组反射率达1.60％～1.74％的下奥陶统碳酸盐岩和条纹状碳酸盐岩样品中发现广泛分布有强荧光的 G.prisca 粘球形藻、层状藻、结构藻和藻屑等有利于生烃的原始显微有机组分及矿物晶间荧光沥青,并在白云岩孔洞中发现他形充填状和球粒状高演化储集层沥青,表明这类碳酸盐岩为有实际生烃、排烃现象的烃源岩。

福建佛昙群未成熟烃源岩与台湾海峡厦澎凹陷油气远景分析

依据佛昙群烃源岩在镜质体反射率（Ｒ。）为０．３％时，即可由树脂体、藻质体等形成不成熟的轻质油和天然气，从而在油气勘查中需考虑这部分资源量。佛昙地区处于新生代厦澎断坳的西部边缘，在断拗的主凹陷中有厚近５０００ｍ的第三系陆相一浅海相沉积，具有不成熟一高成熟油气的良好前景。

用干酪根的H/C原子比评价热成熟度和有机质转化程度

近些年来,人们忽略了用干酪根的H/C(氢/碳)原子比评价生油岩中有机质的质量,而是采用Rock—Eval(生油岩评价仪)确定的氢指数来做出这种评价。Rock—Eval热解分析不需要从岩石中分离出干酪根就可以提供快速、经济的定量[mg HC(烃)/g岩石]数据。由于所得出的分析数据比较分散,许多生油岩解释人员认为Rock—Eval热解分析是一种筛分分析。在本文中,笔者描述了在生油岩评价中使用H/C原子比的好处,同时阐述了H/C原子比和热成熟度、有机质转化程度和排烃之间的一些新型关系。对Ⅰ型和Ⅱ型干酪根而言,其热解后的H/C原子比与有机质的热转化程度有关。用化学方程式计算出的氢和碳损失与根据含水热解成熟作用实验结果得出的氢和碳损失之间具有良好的一致性,这表明干酪根的氢/碳原子比是不同类型干酪根热成熟度的良好指标。如果已知干酪根的原始和目前的H/C原子比,那么也可以用这些数据计算出有机质转化的百分比。通过对干酪根进行显微有机分析,不仅可得出目前的H/C原子比,也可合理地估算出原始H/C原子比。对于生油岩来说,典型的未成熟Ⅰ型干酪根的H/C原子比为1.35～1.50,而Ⅱ型干酪根的H/C原子比为1.20～1.35。含水热解实验中排出的油量与枯竭干酪根的H/C原子比之间的关系使勘探工作者们能很快地计算出排烃体积。根据含水热解实验结果,实测出的H/C原子比和计算出的原始TOC(总有机碳含量)值,得出了3个具有成熟生油岩的盆地生油量的一级体积近似值。其结果与威利斯盆地(Bakken页岩)、洛杉矶盆地(Nodular页岩)和伊利诺斯盆地(New Albany页岩)已发表的原始石油地质储量近似计算值的对比性很好。

YQ—Ⅲ型油气显示评价仪简介

地化录井仪在钻井现场的应用,为及时评价油气层特征及估算区块储量创造了条件。由海城石化仪器厂近年推出的YQ—Ⅱ型油气显示评价仪。由于增设了五峰分析功能及三个后台处理软件。使该仪器更适用于对储层原油性质的判别,特别是在混油钻井液录井中,能够有效鉴别岩屑及储层曼示,推动了录井技术的发展。该文根据大庆油田外围勘探中应用该仪器的录井实例,重点介绍了其性能、特点及应用效果。

地质学家们在远景带或区带评估中常犯的三个生油岩评价错误

人们经常要求地质学家们评价与他们的勘探远景带或区带有关的生油岩。在项目评定中有关生油岩的三个最常见问题是：总有机碳（TOC）是什么？生油岩评价仪（Rock-Eval）显示的干酪根类型是什么？镜质体反射率显示的成熟度水平是什么？这些看上去平淡无味的问题也许（事实上）是在造成所谈论的生油岩的错误概念。重要的是要明白这种提问方法会把你引入歧途并使你成为总有机碳神化（“只要我有高总有机碳，我就有一个好的生油岩。”）、生油岩评价仪谬误（“生油岩评价仪会告知在我的生油岩中是何种干酪根。”）和镜质体反射率不足（“将会告知我的生油岩是否正在生成”）的受骗者。这些问题的一些解决办法包括把总有机碳和生油岩评价仪数据完全综合，用热解气相色谱法来补充生油岩评价仪数据并用埋藏史图表来帮助解释镜质体反射率。

NGS资料在老地层中的应用

王宣龙，张德峰，张福来．ＮＧＳ资料在老地层中的应用．测井技术，１９９７，２１（４）：２８０～２８３自然伽马能谱（ＮＧＳ）测井作为一种特殊的测井方法，在研究老地层的一些地质问题上具有一定的实用性。以埕北３０井和胜海古２井为例，运用自然伽马能谱测井资料，采用交会图等技术，评价下古生界碳酸盐岩地层的沉积环境、粘土矿物的类型。

自然伽马能谱测井在西部油气勘探中的应用

在西部区块勘探密度较低,探井较少的情况下,自然伽马能谱测井曲线在油气田勘探和开发中有着十分重要的意义,它主要用来寻找高放射性储集层、计算泥质含量、研究沉积环境和粘土矿物类型、生油岩评价以及油田开发中研究流体流动情况等。

自然伽马能谱测井在油田中的应用研究

随着对油气勘探开发的不断深入,勘探对象复杂,给测井解释评价带来极大的挑战。由于目前反映岩石中主要放射性元素铀(U)、钍(Th)和钾(K),所产生的总放射性用自然伽马测井(GR)已不能提供丰富的测井信息,因此,利用自然伽马能谱测井(NGS)对U、Th、K放射性的分析应用研究备受关注。本文利用自然伽马能谱测井对YN油田的岩性识别、生油岩评价、沉积环境评价及粘土类型识别进行了研究。结果表明K-Th识别图版识别岩性较好;YN油田延长组下组合长8、长9的泥岩具一定生油能力;建立的自然伽马能谱粘土识别三维图克服了二维坐标中高岭石、蒙脱石、绿泥石及伊利石总有交错区间的缺陷,在自然伽马能谱应用中属首创。

白音查干凹陷油气聚集模式与勘探方向分析

分析了白音查干凹陷的演化史和双层结构特征；阐述了环油源区分布的构造圈闭的形成机制；探讨了继承性发育的南部断超带和后期形成的北部断阶带的油气控制因素，建立了油气聚集模式。在油气评价的基础上明确了勘探方向和目标。