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。     

鄂尔多斯盆地南部延长组有效烃源岩

在烃源岩和原油生物标志物特征精细剖析、类型划分与对比的基础上,确定鄂尔多斯盆地南部地区延长组有效烃源岩主要为长7油页岩和长7暗色泥岩,结合烃源岩的生烃潜力和测井响应特征,建立有效烃源岩的生物标志物参数、常规地球化学评价参数、测井电性参数三级识别标志,即8β(H)-升补身烷/8β(H)-补身烷<2,w(TOC)>1.6%,S1+S2>4 mg/g,IH>170 mg/g,GR>120 API,Δt>260μs/m,RT>15Ω.m,CNL>25%,并根据地化参数与电性参数之间的相关性,采用多元回归的方法建立w(TOC)及IH的测井计算公式,从而实现从有限岩心的地球化学信息到全区全井段测井信息的衔接。     

准噶尔盆地风城地区风城组烃源岩生排烃特征及致密油资源潜力

应用地质、地球化学、测井、地震反演、沉积相和构造埋深等资料,预测烃源岩厚度、有机质丰度和有机质类型等的平面分布,采用生烃潜力方法建立风城组烃源岩的生排烃模式,评价风城组致密油的资源潜力。结果表明:风城组烃源岩分布面积广、厚度大、有机质丰度高,有机质类型以Ⅱ型为主,目前处于低成熟—成熟演化阶段。风城组烃源岩在镜质体反射率Ro为0.5%和0.85%时分别达到生烃门限和排烃门限。风城组烃源岩现今累积生烃量为3.185×10~9 t,累积排烃量为1.531×10~9 t,残留烃量为1.654×10~9 t,其中云质岩致密油与页岩油资源量分别为0.613×10~9 t和1.565×10~9 t。综合分析认为,风城组烃源岩类型好、生排烃量大,为晚期排烃,具有广阔的致密油勘探前景。     

渤海湾盆地南堡凹陷东营组东三段烃源岩排烃特征

为判定南堡凹陷东三段烃源岩的有效性,利用加权平均的方法,对单井烃源岩有机地球化学指标进行计算。采用单井分析测试数据与地震反演、沉积相、构造埋深等资料"点-面"相互结合、验证的方法,对烃源岩的厚度、有机质丰度、有机质类型和热演化程度进行平面预测与评价。在此基础上,应用生烃潜力法对东三段烃源岩的排烃特征进行分析,厘定烃源岩排烃门限,确定东三段存在有效烃源岩。结果表明,东三段烃源岩的主要排烃期为明化镇组沉积时期,排烃门限对应的镜质体反射率为0.82%,对应深度为3 620 m。东三段烃源岩的生烃量和排烃量分别为13.79×10~8 t和5.52×10~8 t。综合而言,东三段烃源岩能够排烃,且在凹陷内属于晚期排烃,具有一定的资源前景。     

苏北盆地金湖凹陷三河次凹有效烃源岩评价

金湖凹陷是发育自晚白垩世的断陷湖盆，有效烃源岩识别对凹陷油气勘探具有重要指导作用。本文基于金湖凹陷三河次凹大量分析测试资料，对研究区阜二段烃源岩地球化学特征进行了系统分析。根据烃源岩演化过程中的物质平衡原理，将烃源岩现今残余总有机碳值恢复到生排烃前总有机碳值。通过烃源岩生排烃过程中饱和烃量与吸附烃量关系确定有效烃源岩下限，对研究区有效烃源岩进行综合评价。研究结果表明：有机质类型多为II1型；总有机碳w(TOC)为0.05%～5.28%，生烃潜力(S1+S2)为0.01～33.29 mg·g-1；镜质体反射率Ro为0.4%～1.2%，烃源岩主要处于低成熟-成熟阶段。研究区烃源岩总有机碳恢复系数为1.05～1.25，用恢复后的总有机碳值来确定有效烃源岩下限，避免了烃源岩生排烃作用影响及高温压物理模拟实验带来的结果偏差。确定研究区有效烃源岩下限w(TOC)=1.6%，与测井TOC预测结果相结合，进一步查明了有效烃源岩分布及其厚度，深凹带是三河次凹有效烃源岩主要分布区，其厚度可达160 m以上。     

有效烃源岩的识别方法

有效烃源岩的识别和评价是含油气系统和油气成藏研究的基础。以往常用有机碳含量下限 (0 .5 % )作为烃源岩是否有效的判识标志。东营凹陷沙河街组厚达 10 0 0～ 15 0 0m的暗色泥岩的有机碳含量大于 0 .5 % ,因此长期以来人们把其作为有效烃源岩。对东营凹陷进行精细的油源对比发现 ,其有效烃源岩绝未达到 10 0 0m之厚 ,对油气藏真正有贡献的主要为沙四上和沙三下亚段有机碳含量在 1.5 %以上的烃源岩 ,它们控制了东营凹陷各亿吨级大油田的形成。因此 ,有效烃源岩下限标准的确立 ,应以研究区的实际情况而定 ,可首先通过油源对比确立有效烃源岩层段 ,然后运用测井方法删除非烃源岩夹层 ,并获取烃源岩的各项评价参数 ,从而完成有效烃源岩的识别和评价工作。     

利用核磁共振测井资料进行烃源岩评价

烃源岩的孔隙度和饱和度是烃源岩生烃和排烃作用评价的重要参数 ,求取它们是评价的难点 .作者发现可以利用核磁共振测井资料求得烃源岩的孔隙度和饱和度 ,再利用核磁共振测井与常规测井资料的对应关系 ,通过数值分析的方法求取烃源岩的这两个参数 .这种方法提高了烃源岩评价的精度和效率     

有效烃源岩的识别方法

有效烃源岩的识别和评价是含油气系统和油气成藏研究的基础。以往常用有机碳含量下限(0.5％)作为烃源岩是否有效的判识标志。东营凹陷沙河街组厚达1000～1500m的暗色泥岩的有机碳含量大于0.5％,因此长期以来人们把其作为有效烃源岩。对东营凹陷进行精细的油源对比发现,其有效烃源岩绝未达到1000m之厚,对油气藏真正有贡献的主要为沙四上和沙三下亚段有机碳含量在1．5％以上的烃源岩,它们控制了东营凹陷各亿吨级大油田的形成。因此,有效烃源岩下限标准的确立,应以研究区的实际情况而定,可首先通过油源对比确立有效烃源岩层段,然后运用测井方法则除非烃源岩夹层,井获取烃源岩的各项评价参数,从而完成有效烃源岩的识别和评价工作。     

川中—川西南地区雷三段碳酸盐烃源岩生烃评价

评价川中—川西南地区中三叠统雷口坡组第三段暗色碳酸盐烃源岩的生烃能力,预测雷口坡组天然气新的勘探领域.在典型钻井岩心和岩屑样品的有机地球化学特征分析基础上,结合测井解释TOC技术,刻画出27口井的有效烃源岩厚度,并且应用有机质热模拟参数法对各井烃源岩的生气强度进行定量计算.研究表明:暗色碳酸盐烃源岩的残余有机碳质量分数...     

乌尔逊、贝尔凹陷南一段优质烃源岩测井识别及分布

优质烃源岩的分布是控制断陷盆地中油气分布的重要因素之一,对其准确的识别可以为下一步油气勘探提供有利的依据。本文采用丰富的测井资料,运用改进的ΔlogR模型,对乌尔逊及贝尔凹陷优质烃源岩进行识别,并对其分布进行预测。结果表明：改进后的ΔlogR模型应用简单客观,定量准确,在乌尔逊、贝尔凹陷应用效果好。通过计算得到的有机碳与实测有机碳间相关度R较高。在乌尔逊凹陷运用ΔlogR方法识别出的优质烃源岩主要分布于乌南和乌北两个区域,在贝尔凹陷主要分布于贝中、贝西和贝西南三个区域。     

鄂尔多斯盆地东缘临兴地区上古生界烃源岩特征及其对天然气成藏的控制作用

应用测井、录井、岩心等资料确定鄂尔多斯盆地东缘临兴地区上古生界烃源岩展布特征,通过有机质丰度、类型、成熟度指标对烃源岩进行综合评价,并分析了烃源岩条件对气藏形成与分布的控制作用。研究表明,临兴地区上古生界烃源岩为山西组、太原组和本溪组的煤层及暗色泥岩,其中主力烃源岩为煤层。煤层厚度2. 17～31. 01 m,均值18. 91 m;暗色泥岩厚度16. 93～119. 95 m,均值59. 19 m。烃源岩有机质丰度较高,煤的残余有机碳20. 40%～87. 32%,均值62. 15%,暗色泥岩的残余有机碳0. 09%～38. 60%,均值4. 59%;有机质类型以Ⅲ型干酪根为主,含有部分Ⅱ型干酪根;受紫金山岩体侵入的影响,烃源岩成熟度较高,烃源岩镜质体反射率0. 78%～4. 89%,均值1. 23%,主体处于成熟—高成熟阶段。临兴地区生气强度(10. 22～44. 86)×108m3/km2,与邻区神木气田(生气强度(8～33)×108m3/km2)相比,临兴地区的气源条件优于神木气田。平面上,临兴地区内煤层厚度 11 m,生气强度 11×108m3/km2的区域为工业气流井主要分布区,且在烃源岩条件较好的区域,其含气性也较高;纵向上,天然气垂向运移距离与煤层厚度和生气强度具有一定的正相关性,表现为随煤层厚度、生气强度增大,天然气垂向运移距离更远。     

鄂尔多斯北部杭锦旗探区上古生界烃源岩评价

鄂尔多斯盆地北部杭锦旗探区上古生界烃源岩问题争议大。通过有机地球化学分析、盆地模拟等方法手段对研究区上古生界烃源岩展开研究。结果表明,上古生界发育石炭系、二叠系两套烃源岩,煤层是最好的烃源岩,泥岩为差烃源岩。煤层有机碳的质量分数最高,平均值为61.32%;有机质类型好,以Ⅲ型干酪根为主,属于生气型源岩;有机质成熟度为0.8%~1.3%,已经进入生气高峰阶段。烃源岩生气强度为(0.1~1.3)×109m3/km2,具备为研究区天然气成藏提供物质基础的条件。盆地模拟结果表明山西组总生气量大于太原组,是主要的烃源岩层系。烃源岩从侏罗纪末进入大规模生烃阶段,生烃高峰为早白垩世。研究区石炭系和二叠系煤层是上古生界天然气成藏的主要气源岩,天然气组分中甲烷含量变化、天然气侧向运移距离等证据进一步佐证了上述观点,突出了研究区上古生界烃源岩的原地性特征。     

鄂尔多斯盆地南缘中元古界长城系烃源岩地球化学特征

为了弄清鄂尔多斯盆地南缘中元古界是否发育较好的烃源岩,综合利用野外地质实地考察、有机地球化学分析等方法,对长城系烃源岩野外地质特征和有机质丰度、类型、成熟度进行了研究。该套烃源岩主要发育于长城系高山河组顶部,为一套泻湖相暗色泥岩,累计厚度为38.3 m;TOC总体上比较高,达到烃源岩标准的占44.8%,其中差烃源岩、较好烃源岩和好烃源岩所占比例分别是25.9%,15.5%与3.4%;有机质类型以Ⅰ型为主,其次为Ⅱ型干酪根;长城系暗色泥岩奇偶碳数比OEP值介于0.76~1.04之间,最高仅为1.04,Tmax值介于583~601℃.盆地南缘长城系发育较好的烃源岩,具有一定的生烃能力,具备形成原生油气藏的基本前提条件。     

有关烃源岩定量评价的几点意见

烃源岩定量研究是成因法油气资源评价的重要基础 ,在烃源岩定量评价技术与方法日臻完善的背景下 ,仍存在一些问题有待进一步改进 :1对烃源岩的定义仍存在一定分歧 ,应明确区分烃源岩与有效烃源岩的差别 ;2确定有效烃源岩规模时 ,不应以烃源岩成熟范围代表有效烃源岩的展布 ,有效烃源岩的厚度统计标准也应因烃源岩非均质性的发现和有效排烃厚度的否定而需重新审视 ;3烃源岩中实测残留烃由于取样、搁置等原因损失很大 ,但对其进行轻烃校正至今并未引起足够重视 ,目前所用方法不够成熟 .另外 ,利用氯仿“A”或热解参数 S1 模拟烃源岩残留烃变化规律及能力同样也需慎重 .这些问题能否得到合理解决将直接影响到资源评价结果的可靠程度     

烃源岩测井识别在渤海湾石油开发中的应用

 研究沉积盆地油气总量及分布规律,有必要首先了解烃源岩的分布。受取心样品数量的限制,一般不可能获得整段连续烃源岩有机碳的实验室测定值,常采用间隔一定距离的有机碳含量测定值的几何平均值,无法反映生油岩的全貌。为获取单井连续有机碳含量,准确确定烃源岩厚度,有必要开展测井烃源岩评价研究。渤海沙河街组地层具有高伽马、高孔隙度、高电阻率等典型烃源岩测井响应特征,可通过测井曲线特征定性识别烃源岩。建立测井信息与烃源岩有机碳含量间的定量关系模型,计算出烃源岩有机碳含量的连续分布。对不同有机碳含量计算方法结果对比表明,用Passey模型计算的有机碳含量与岩心有机地化分析有机碳含量趋势一致、相对误差小,证实该方法基本满足渤海地区烃源岩评价需求。通过对渤海湾研究区20口井测井处理结果的对比,该区沙河街组湖相地层有机碳含量最高,有利烃源岩厚度大,其中沙三中段是最有利烃源岩分布层位。     

中拐凸起石炭系油藏油气成因分析

对三个凹陷的石炭系和二叠系烃源岩地化特征进行研究,表明石炭系烃源岩为差的烃源岩,佳木河组烃源岩为中等烃源岩,风城组和乌尔禾组烃源岩为中等-好的烃源岩,具有较强的生烃潜力。中拐凸起石炭系原油地球化学特征研究表明该区原油分为两类,第一类来源于二叠系风城组烃源岩,第二类来源于二叠系乌尔禾组烃源岩。石炭系油藏至少存在两期油气成藏。     

银额盆地哈日凹陷下白垩统烃源岩特征及资源潜力

哈日凹陷下白垩统发育多套湖相暗色泥岩,各组烃源岩对该区油气勘探具有重要意义。文中利用钻井及岩心分析化验资料,研究了下白垩统各组烃源岩特征,通过开展岩石热解、干酪根显微组分、镜质体反射率、可溶有机质组分及饱和烃色谱-质谱等有机地球化学测试和分析,评价了银根组、苏红图组和巴音戈壁组的烃源岩有机质丰度、类型和成熟度,认为银根组烃源岩属低成熟、偏腐泥型、好烃源岩、苏红图组烃源岩属成熟、腐泥-腐殖混合型、差-中等好烃源岩、巴音戈壁组烃源岩属成熟-高成熟、腐泥-腐殖混合型、中等-好烃源岩,进而分析其生烃潜力,其中银根组生烃潜力最大,其次为巴音戈壁组,苏红图组相对较差,预测哈日凹陷下白垩统总油气资源量为1. 13×10~8t.     

鄂尔多斯盆地长9烃源岩评价

近年来长9优质烃源岩的发现,及相邻的长8、9、10储层中好的油气显示和工业油流的获得,表明长9可能是一套重要的潜在烃源岩。对鄂尔多斯盆地长9烃源岩生烃潜力进行了定性和定量评价。结果表明,鄂尔多斯盆地长9优质烃源岩主要集中在志丹、英旺地区,计算得出鄂尔多斯盆地长9烃源岩油气资源量分别为(2.09～4.17)×108 t和(0.06～0.12)×1011 m3。由于英旺地区排烃效率较低,资源量主要集中在志丹地区。因此,在志丹地区进行油气勘探时应考虑长9烃源岩的贡献。     

利用地震信息定量预测烃源岩TOC质量分数

基于烃源岩评价是低勘探程度区(深水、深层)油气勘探工作中的重要环节,而烃源岩的有机碳(TOC)质量分数往往决定该地区的资源潜力和油气储量规模,将地震资料和少量钻井资料结合,通过地震速度反演对烃源岩的TOC质量分数进行预测:对FAUST公式进行变换,建立用泥岩速度预测电阻率的模型,并结合ΔlgR法,建立少井约束地震预测TOC质量分数模型。利用该模型对南海北部深水区C凹陷Y1段烃源岩TOC质量分数进行预测。研究结果表明:凹陷边缘三角洲相与海岸平原相TOC质量分数较高,凹陷中心滨浅海相TOC质量分数较低;TOC质量分数分布与沉积相匹配良好,显示了该预测方法在低勘探程度地区的可行性。     

潮水盆地金昌坳陷石油资源潜力

金昌坳陷位于中国西部的潮水盆地,其勘探程度偏低。尽管金昌坳陷具有发育烃源岩的条件,但坳陷究竟有多大的石油资源潜力尚不清楚。本研究基于有机质丰度测试、镜质体反射率测试、岩石热解测试等技术,对烃源岩开展了系统的评价与分析;同时,采用盆地模拟技术对研究区的石油资源量进行了评价。研究表明,金昌坳陷青土井组和新河组烃源岩,在有机质丰度上达到好烃源岩标准;热演化程度低,处于低熟-中等成熟范围;有机质类型以混合的类型为主。青土井组烃源岩的生烃强度为28.0 mg/g TOC;新河组烃源岩的生烃强度为24.0 mg/g TOC。金昌坳陷的石油资源量总计3550.9×10~4 t。整体而言,坳陷的石油资源丰度低,油气资源潜力弱,石油勘探与开发存在较高的风险。