从主力烃源岩的角度论江陵凹陷新沟咀组下段油气资源潜力

主力烃源岩研究是近来油气资源评价中的一大热点。以江汉盐湖盆地江陵凹陷为例。从主力烃源岩的角度，利用盆地模拟法，综合分析了凹陷新沟咀组下段主力烃源岩分布特征、生排烃量、生排烃高峰期及油气资源潜力。结果表明，江陵凹陷新沟咀组下段主力烃源岩厚度大，有机质丰度较高，生油母质较好，且主要分布于资福寺向斜带，烃源岩主体处于成熟-高成熟阶段；生、排油中心位于资福寺向斜带，主要生排油期分别位于荆沙组至潜江组沉积期、潜江组至荆河镇组沉积期，剩余资源潜力较大，且主要分布于荆州油气聚集区；荆州油气聚集区为最有利的油气勘探区带，公安油气聚集区为有利的油气勘探区带。     

潜江凹陷下第三系粘土矿物特征及控制因素

针对江汉盐湖盆地油气生成和运移聚集、成藏模式和油藏特征等具有特殊性，而且砂泥岩的粘土矿物组成及分布特征也不同于中国陆相淡水盆地等问题，运用x光衍射、扫描电镜、电子探针技术对江汉盆地潜江凹陷粘土矿物种类、形态、化学成分、分布及古水介质进行了研究，阐明了江汉盆地潜江凹陷下第三系粘土矿物的特征主要受盐湖沉积总环境的控制，局部地区与成岩作用、构造活动和沉积物源有关。     

江汉盆地潜江凹陷陆相页岩油地质特征

潜江凹陷是江汉陆相盐湖盆地最好的富烃凹陷.潜江组沉积时期受北部单向物源、古气候频繁交替、高盐度、强蒸发环境影响,沉积了一套最厚达6000m的盐韵律夹砂泥岩的盐系地层,平面上表现为“半盆砂、满盆泥、满盆盐”的特征,形成了具有独特沉积充填特征的陆相盐湖盆地.潜江凹陷发育了两种类型页岩油藏:一是油浸泥岩夹白云岩的页岩油藏,二是盐间油浸泥质白云岩的页岩油藏.两种类型的主力泥页岩层的单层厚度在2～20 m之间,累计厚度在200～3000 m之间,泥页岩层分布广,有机碳含量高,测井曲线上具有“三高一低”的特征.泥页岩层脆性矿物含量普遍大于40％.泥页岩储集空间为微裂缝、溶蚀孔、晶间孔,有相对较好储集性能较好.截止目前,在该两类页岩油地层中见到了丰富的油气显示,且有多口井获工业油流,预示着良好的页岩油勘探开发前景.     

江汉盆地潜江凹陷新沟嘴组致密油成藏模式与分布规律

通过岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜、X-衍射等技术,结合测井资料,对江汉盆地潜江凹陷新沟嘴组致密油成藏特点进行分析,建立"盐韵律"成藏模式,并总结成藏主控因素及分布规律。结果表明:江汉盆地新沟嘴组下段Ⅱ油组(新下Ⅱ油组)具有源储互层发育特征,具备形成致密油的良好条件;致密油藏具有储层厚度小,中孔特低渗,烃源岩低熟,油藏含油饱和度低的特点;Ⅳ级盐韵律是油气成藏的基本运聚单元和成因单元,其形成时的水体深度、盐度及蒸发作用强弱对成藏具有明显的控制作用;油层纵向上分布于Ⅲ级盐韵律咸化—淡化转换面两侧的中盐段,平面上分布于盐湖沉积区。     

中国西北三大含油气盆地石炭系生烃潜力对比

从岩相古地理、烃源岩生烃潜力及油气成藏特征等角度,对准噶尔、塔里木和柴达木盆地石炭系生烃潜力进行了对比,认为三大盆地石炭系均为海相、海陆交互相沉积地层,烃源岩整体处于成熟—高成熟阶段,具有一定的生烃潜力,柴达木盆地石炭系烃源岩质量比准噶尔及塔里木盆地差。塔里木和柴达木盆地在烃源岩类型、生烃演化及油气成藏规律上有一定的相似性,烃源岩类型包括灰岩、泥岩、碳质泥岩,且均经历了二次生烃,具有混源油气等特征。借鉴准噶尔、塔里木2个盆地石炭系油气勘探的成功经验,柴达木盆地需加强寒武-奥陶、石炭系等古生界地层的整体勘探,岩体侵入对于烃源岩成熟度产生重要影响,古油藏、次生油气藏及混源油气藏共同构成以石炭系为油源的油气保存形式。     

盐间非砂岩有效烃源岩体特征及油气资源潜力

潜江凹陷潜江组盐间非砂岩油藏是少见的特殊类型油藏.从有效烃源岩评价的角度,利用盆地模拟法,综合分析了潜江凹陷潜江组盐间非砂岩段有效烃源岩体分布特征、生烃量及油气资源潜力,提出了下一步油气勘探方向;分析结果表明,盐间非砂岩段未熟有效烃源岩体有机碳质量分数下限值为0.60%,成熟有效烃源岩体有机碳质量分数下限值为0.40%;盐间非砂岩段有效烃源岩厚度大,有机质丰度较高,生油母质好,且主要分布于蚌湖向斜和吊堤口向斜,有效烃源岩主体处于成熟-高成熟阶段,其生油中心位于蚌湖向斜和吊堤口向斜;剩余资源潜力较大,且主要分布于王广油气聚集区,其剩余资源量约4 000×104 t;最有利的油气勘探区带为王广油气聚集区.     

塔东北孔雀河地区油气成藏过程重建

塔里木盆地东北的孔雀河地区在区域构造上横跨满加尔坳陷和孔雀河斜坡两个二级构造单元,地质条件比较复杂,长期的构造演化、多期的构造运动及生排烃史造成油气勘探难度较大,油气分布规律很不清晰.作者从孔雀1井、英南2井、龙口1井、满东1井等含油气构造的构造演化出发,分析了成藏演化过程,总结了孔雀河地区油气成藏演化模式,认为主要成藏期为喜马拉雅期.寒武系-下奥陶统烃源岩处于过成熟阶段;侏罗系烃源岩成熟度低,分布局限,贡献不大.孔雀河地区油气源主要为早期古油藏裂解气.     

沉积盆地侵入岩区的异常“温度场、压力场和地球化学场”与油气的关系——以东营凹陷纯西辉长岩为例

通过岩石学、有机地球化学等分析 ,发现纯西辉长岩周围烃源岩具有有机质含量极低、高熟和裂缝发育以及油气比较丰富等特征 .研究表明 ,其根源是辉长岩形成的特殊温度场、压力场和地球化学场 ;辉长岩形成的异常高温大大促进了烃源岩热演化 ,并提高了生烃量 ;高压产生的大量裂缝为烃源岩排烃和油气聚集提供了通道和储集空间 ;而辉长岩带来的深源氢对烃源岩起到加氢作用 ,扩大了生烃量     

四川盆地陆相烃源岩成熟史及生排烃史

为了综合评价四川盆地陆相烃源岩,应用含油气盆地数值模拟技术,定量恢复了研究区主要烃源岩层系的成
熟和生排烃史。首先,分别建立了盆地的热力学、生烃动力学模式、机制及相关地质模型,其次,选取古热流值、沉积
水表面温度、古水深作为模拟参数,对四川盆地重点研究区20 多口井进行了模拟。研究表明：四川盆地陆相系烃源岩
具有3 个生烃高峰期和两个排烃高峰期,成熟及生烃史总体表现为“分区演化、差异成熟、西早东晚”。层位上须三、
须五段生、排烃量较大,其次为下侏罗统和须一段,总的排烃效率以须一段和须五段较高。平面上川西地区生烃量最
大,其次为川北-川东北地区和川中地区。研究认为：以须家河组和中、下侏罗统为烃源岩的油气系统分别是川西地
区和川北-川东北地区油气勘探的主要目标。     

沧东凹陷沙河街组低熟烃源岩生烃特征

通过对前期勘探历程了解,认识到沧东凹陷沙河街组烃源岩可能形成低熟油气,但对于沙河街组浅凹陷的烃源岩未开展过全面的研究。因此,主要针对沧东凹陷沙河街组烃源岩分布、有机质丰度、有机质类型、热演化特征和生排烃特征,开展低熟泥页岩油气生成综合研究。研究表明沧东凹陷沙河街组烃源岩虽然埋藏偏浅,演化程度低,但分布范围广、厚度大、有机质丰度高、类型好,从生排烃模拟实验和热演化等方面看,具备形成未熟-低熟油气的能力。     

咸化湖盆过渡相组沉积控储作用浅析

咸化湖盆过渡相组（三角洲前缘与浅湖亚相）沉积特征与淡水湖盆存在显著差异,尤其在骨架砂体微相类型、分布等方面。研究其沉积控储机制,既是对湖盆沉积学理论的重要发展,也对中国陆相盆地碎屑岩油气勘探开发具有实际指导意义。应用大量岩芯、测录井及铸体薄片资料,分析了柴达木盆地英东地区下油砂山组（N₂¹）与上油砂山组（N₂²）三角洲前缘浅湖沉积特征及优质储层形成主控因素。研究表明,咸化湖盆三角洲前缘浅湖主要发育水下分流河道与滩坝两种储集砂体沉积微相类型。两者在沉积构造、粒度分布、微观组构及测井曲线叠加样式等方面存在显著差异。沉积微相是优质储层形成的物质基础,与湖盆水体咸化程度共同控制了优质储层的分布。咸化湖盆碎屑岩储层整体成分成熟度偏低,以原生孔隙为主,溶蚀作用较弱,次生孔隙相对欠发育。强烈的早成岩期碳酸盐胶结作用增加了岩石的抗压能力。储层物性主要受控于岩石粒度与胶结物含量。     

柴窝堡凹陷油气藏形成条件及成藏模式研究

改造型盆地评价是近年来石油地质研究的难点和重点.以成盆、成烃和成藏理论为指导,应用盆地分析、有效烃源岩评价、储层预测、改造型盆地模拟等技术和方法,综合研究分析了改造型盆地柴窝堡凹陷油气藏形成条件,预测了油气资源潜力,建立了油气成藏模式.结果表明:该区主要烃源岩层为上二叠统芦草沟和红雁池组,是油气资源分布的主要层位;主要储集层亦为上二叠统芦草沟和红雁池组,物性较差,总体为较好含气储层,是主要勘探目的层;存在构造、地层、岩性、复合4大类油气藏类型和自源—侧向排烃、它源—垂向排烃两类油气成藏模式.     

蒸发岩盆地油气藏的形成

 世界上许多大型含油气盆地都有蒸发岩分布,蒸发岩与沉积盆地的含油气性有着非常密切的关系。为了探讨蒸发岩对沉积盆地含油气性的影响,本文通过大量文献调研。分析表明:泻湖和盐湖环境的生物种群可以作为烃源岩最好的母质;而蒸发岩盆地在独特的太阳池效应的作用下,有机质可以有效地转化为烃源岩;蒸发岩的储集性及其可塑性和流动性为油气储的运移和聚集提供了良好的通道;蒸发岩良好的封闭能力为油气的赋存提供了很好的圈闭。明确了蒸发岩对沉积盆地的含油气性控制机制。     

印尼宾都尼盆地侏罗系油气成藏特征及勘探潜力

宾都尼盆地是印尼东部重要的中生界含油气盆地之一,经历了克拉通内坳陷、裂谷期、被动陆缘和挤压反转期4期构造演化,形成现今弧后前陆盆地的构造格局。盆地的主要烃源岩和储盖组合多发育于中古生界,晚二叠世与早中侏罗世煤系地层是主力烃源岩,排烃高峰期始晚中新世,以生气为主。侏罗系三角洲-滨岸砂体为优质储层,原生粒间孔发育,平均孔隙度15%,平均渗透率18mD,属于中孔-中高渗透储层;盆地中北部前渊斜坡带发育一系列背斜、断背斜圈闭,且发现了大量气田群;天然气多以“下生上储”,即从前渊坳陷气源灶沿着砂体和断层运移至侏罗系砂岩圈闭聚集成藏。综合分析认为,储层质量和有效圈闭是侏罗系油气成藏的主控因素,东部逆冲褶皱带与海湾南部斜坡带是未来勘探的两个有利区带。     

透镜状砂岩体油藏成藏运移机理

油藏开发与成藏运移都具有借助流体传递能量建立动态平衡的特征,二者具有动态相似性.作者运用油藏开发中的毛管压力曲线对透镜状砂岩体油藏成藏运移的机理给予了合理解释,并分别对透镜状砂岩体油藏烃源岩的幕式排烃机理和砂岩体阶段式充注机理进行了系统阐述.透镜状砂岩体油藏成藏运移过程中幕式排烃和阶段式充注是相对独立的两个过程,只有当二者协调一致时,才能完成透镜状砂岩体油藏成藏过程.     

马朗凹陷哈尔加乌组烃源岩分布和生烃演化与石炭系成藏关系

通过井震结合烃源岩预测技术、盆地模拟技术和油源对比、原油运移示踪技术,对马朗凹陷石炭系火山岩系哈尔加乌组烃源岩分布与烃源岩(灶)生烃演化规律、石炭系原油和烃源岩地球化学特征及原油运移特征等方面进行研究。结果表明:马朗凹陷石炭系火山岩系烃源岩主要有正常沉积型和火山碎屑沉积型两种赋存型式,烃源岩与火山岩具有4类共生关系;马中构造带石炭系原油为高成熟度原油,牛东构造带石炭系原油主要为成熟油;牛东构造带石炭系原油主要为马朗凹陷北斜坡带牛东本地成熟烃源岩所生,于白垩纪中晚期开始大量生烃,自东向西运移成藏;马中构造带油气来自凹陷中心高成熟烃源岩。     

二叠盆地Wolfcamp统致密油成藏特征及主控因素

在分析二叠盆地Wolfcamp统构造、沉积特征的基础上，通过烃源岩、储层等方面的系统研究，深入剖析了Wolfcamp统致密油成藏条件，探讨了致密油成藏主控因素。研究结果表明，Wolfcamp统具有致密油富集的优良地质条件，发育一套优质烃源岩，以硅质泥岩和钙质泥岩为主，并和储层呈现"下源上储、源储互层"的优良配置关系。致密油产层和产能分布主要受烃源岩、储层和源储配置控制。烃源岩特征为最核心的控制因素，它决定了资源丰度；储层特征和优良的源储配置关系决定了致密油主要产层、油气运移方式和排烃效率，是致密油富集的关键因素。     

鄂东南通山半坑志留系古油藏成藏解剖

鄂东南通山半坑志留系古油藏具有复杂叠合盆地的成藏特征,油源对比表明,古油藏具有混源特征,油源主要来自下寒武烃源岩,部分来自上震旦统和下志留统烃源岩.对半坑古油藏成藏演化分析发现,印支期及以前的构造演化控制原生油气藏的形成与分布,而燕山运动则为古油藏破坏的主要因素.结合研究区的构造演化、埋藏和生排烃史特征探讨了通山古油藏成藏模式,认为古隆起与岩性岩相带控制原生油藏→次生构造油气藏→原油热裂解古气藏→现今残余固体沥青矿藏的形成.     

川东地区五百梯构造天然气运聚成藏史模拟研究

利用二维盆地模拟软件BasinMod 2 D对四川盆地东部地区五百梯构造石炭系天然气的运聚成藏史进行了模拟。剖面模拟研究表明 ,志留系烃源岩分别于 2 10Ma前和 171Ma前开始进入生油、气门限 ,在 180～16 5Ma及 16 9～ 15 9Ma时处于生油、气高峰 ;于 175Ma前及 16 7Ma前进入排油、气门限 ,在 170～ 15 0Ma和16 6～ 16 1Ma处于排油、气高峰阶段。气藏内的油气运聚史可分为 3个阶段 :第一阶段为 172～ 16 5Ma ,原油首先在古隆起中聚集 ,形成古油藏 ;第二阶段为 16 5～ 16 0Ma ,源岩排出的天然气驱替已聚集的原油 ,形成古油气藏 ;第三阶段为 15 0～ 135Ma,原油裂解为天然气 ,形成古气藏     

哈密坳陷四道沟油气藏特征及成藏分析

四道沟低产油气藏是目前在哈密坳陷内钻探众多构造圈闭后所发现的唯一油气藏。通过对油藏构造、储层特征和油气成藏分析表明 ,四道沟构造存在二期油气运移与聚集 ,第一期形成类似哈 2井三叠系和侏罗系砂岩储层中的沥青 ,它来自三堡凹陷源岩生成的油气 ;第二期为四道沟构造上哈 2、哈 3井储层近源捕获的油气。三堡凹陷源岩在中侏罗统西山窑组沉积以后曾有较大规模的油气生成与运移 ,油气运移路线主要是向东或东北方向。储层物性差、裂缝不发育 ,早期油藏被破坏 ,后期油气源供给不足是四道沟构造上哈 2、哈 3井油气低产的主要原因。该地区下一步油气勘探应围绕三堡生油凹陷 ,以寻找未遭破坏的早期油气藏为勘探方向 ,以三叠系与侏罗系不整合附近的构造圈闭、地层圈闭、岩性圈闭和三叠纪古构造圈闭及裂缝发育带为主要勘探目标