柴达木盆地东部地区古生界烃源岩研究

从有机碳含量,可溶有机质含量及其转化率、热解参数、饱和烃的生物标志化合物特征,饱和烃单体烃碳同位素分布特征等方面,综合分析了柴达木盆地东部地区古生界各时代岩样的有机质丰度,类型和成熟度,并对其生烃潜力进行了评价。研究结果表明：91）古生界岩样的有机质丰度变化较大,其中,石炭系泥岩可能为比较好的生油岩（须证实）,石炭系灰岩在部分地区（如羊肠子沟-石灰沟和德令哈北）也可能为烃源岩,而其他古生界层系可能不是本区有利的烃源岩;（2）烃源岩的有机质类型为Ⅰ,Ⅱ型干酪根,且大多达到成熟一高,过成熟阶段;（3）烃源岩多数为强还原环境下沉积的海相碳酸盐岩,泥页岩,部分为海陆过渡相的弱氧化至弱还原环境沉积。     

川东北地区上二叠统大隆组烃源岩生烃动力学应用

为了确定川东北地区大隆组烃源岩的生烃特征,选取广元矿山梁大隆组的暗色泥岩进行了Rock-Eval（开放体系）热模拟实验。同时选取飞仙关组抽提物进行了金管（密闭体系）热模拟实验以确定大隆组原油裂解成气特征。通过热模拟实验数据对成烃动力学模型进行标定。标定的大隆组泥岩样品动力学参数揭示其样品活化能主要分布在（190—230）kJ/mol之间,平均活化能为212 kJ/mol。川东北地区大隆组成烃史指出大隆组烃源岩自210 Ma左右开始大量生烃,到170 Ma（中侏罗世）干酪根生烃基本结束。油裂解成气主要发生在（180—160）Ma期间。川东北地区大隆组开江-梁平海槽和广元-旺苍海槽内平均生气强度为（10—20×10⁸）m³·km²,大隆组烃源岩累计生气量达到32.63×10¹²m³。大隆组烃源岩生烃期短,成烃期较晚,对成藏贡献大。     

有机质生烃动力学模型对比

依据23块烃源岩样品生烃热模拟试验数据,建立不同动力学模型(总包反应、正态分布模型、韦布分布模型、离散分布模型)并对模型参数进行优化,对比分析优化效果和不同类型有机质生烃动力学参数特征.结果表明:高斯分布模型拟合效果最差,其次是总包反应模型和韦布分布模型,离散分布模型拟合效果最好;随着指前因子的增加,表观活化能呈增加趋势,且不同类型干酪根的表观活化能按EⅡ2-Ⅲ>EⅠ>EⅡ1的顺序排列;在应用生烃动力学方法评价油气资源量、研究生烃动力学特征以及同位素分馏动力学时推荐采用活化能符合离散分布的平行一级动力学模型.     

煤系源岩排烃门限影响因素的模拟计算

利用生烃量减去残烃量的方法研究了煤系源岩排烃门限。数值模拟计算结果表明,煤和煤系泥岩的排烃门限了随机质生烃潜力的增强而变早,随有机质丰度的升高而变浅,但丰度升高到一定程度之后,对排烃门限的影响已不明显,随地温高,排烃门限深度也变浅,但成熟度门限升高。煤及煤系泥岩的排气门限一般早于排油门限,排气量大于抽油量。进入生烃让限的源岩不一定进入排烃门限,而进入排烃门限的源岩也不一定进入传递意义上的生烃门限。     

海相碳酸盐烃源岩生烃潜力模糊评价方法

烃源岩主要包括泥岩、页岩和碳酸盐岩。因此,海相碳酸盐岩烃源岩也是油气成藏和含油气系统的基础。对 于海相碳酸盐岩烃源岩的评价,通常只侧重于物理化学性质的研究。由于不同的沉积盆地在沉积古环境,母质类型的 输入以及有机质所经历的热演化程度等方面差异较大,仅以烃源岩物理化学性质为侧重点的烃源岩评价方法很难评 价不同沉积盆地中烃源岩的生烃潜力。因此,为了快速有效评价碳酸盐烃源岩生烃能力,对有机质丰度、有机质类型、 有机质成熟度和生烃过程4 个方面因素进行分析研究,确定了海相碳酸盐岩烃源岩生烃潜力评价指标体系。并运用层 次分析法和模糊数学,建立烃源岩生烃潜力评价新模型;避免了在碳酸盐岩烃源岩评价过程中由于参数过多而导致的 矛盾现象,避免了选取参数时的盲目性,提高了烃源岩评价效率。在渤海湾盆地进行了生烃潜力评价,实际应用表明 该方法快速、实用、可靠,具有一定的推广价值。     

开放体系下干酪根生烃动力学研究

以生烃动力学方法对烃源岩进行定量评价是近些年发展起来的一种新方法。通过对Ⅰ、Ⅱ型干酪根在开放体系下的热解模拟实验,研究了Ⅰ、Ⅱ型干酪根热解生烃演化特征,获得了Ⅰ、Ⅱ型干酪根的生烃动力学参数。Ⅰ型干酪根生烃的活化能分布范围为230~276kJ?mol-1;Ⅱ型干酪根活化能分布范围为234~276kJ?mol-1。在此基础上,结合专用Kinetics软件,将此动力学参数应用于实际地质中。结果表明,Ⅰ型干酪根主要生烃期在130~180℃（Ro在0.80%~1.63%）;Ⅱ型干酪根主生烃期在141~177℃（Ro在0.92%~1.56%）。生烃动力学方法可较好地将实验数据外推到地质实际过程,在烃源岩评价与勘探中具有广泛的应用价值。     

柴达木盆地东部地区古生界烃源岩研究

从有机碳含量、可溶有机质含量及其转化率、热解参数、饱和烃的生物标志化合物特征、饱和烃单体烃碳同位素分布特征等方面 ,综合分析了柴达木盆地东部地区古生界各时代岩样的有机质丰度、类型和成熟度 ,并对其生烃潜力进行了评价。研究结果表明 :①古生界岩样的有机质丰度变化较大 ,其中 ,石炭系泥岩可能为比较好的生油岩 (须证实 ) ,石炭系灰岩在部分地区 (如羊肠子沟石灰沟和德令哈北 )也可能为烃源岩 ,而其他古生界层系可能不是本区有利的烃源岩 ;②烃源岩的有机质类型为Ⅰ ,Ⅱ型干酪根 ,且大多达到成熟—高、过成熟阶段 ;③烃源岩多数为强还原环境下沉积的海相碳酸盐岩、泥页岩 ,部分为海陆过渡相的弱氧化至弱还原环境沉积。     

煤系源岩排烃门限影响因素的模拟计算

利用生烃量减去残烃量的方法研究了煤系源岩排烃门限。数值模拟计算结果表明 ,煤和煤系泥岩的排烃门限随有机质生烃潜力的增强而变早 ,随有机质丰度的升高而变浅 ,但丰度升高到一定程度之后 ,对排烃门限的影响已不明显。随地温梯度的升高 ,排烃门限深度也变浅 ,但成熟度门限升高。煤及煤系泥岩的排气门限一般早于排油门限 ,排气量大于排油量。进入生烃门限的源岩不一定进入排烃门限 ,而进入排烃门限的源岩也不一定进入传统意义上的生烃门限。因而 ,由排烃门限来评价源岩可能比由生烃门限来评价源岩更为客观     

不同类型干酪根热解生烃动力学研究（一）

采用岩石评价仪对不同类型未成熟干酪根的热解生烃动力学特征进行了研究，分析了所得出的热解反应生烃率－温度和反应速率－温度曲线及其特征值。研究结果表明，不同类型干酪根具有不同的热解生烃动力学特征，三种类型干酪根的主要生烃阶段的温度范围（△T）不同，其规律是Ⅲ类干酪根的温度范围大于Ⅱ类干酪根，Ⅱ类干格根又大于I类。同一试样在不同升温速率试验中，其最大反应速率点对应于相同的生烃率。     

伊通盆地生烃动力学及其地质意义

伊通盆地目前的油气勘探结果显示:盆地南部的莫里青断陷有机质倾向于生油,北部的岔路河断陷更倾向于生气,中部的鹿乡断陷介于二者之间;该地区原油密度较低,属于轻质油的范围,其中莫里青断陷和鹿乡断陷的原油密度相当,岔路河略低一些。3个断陷在油气比例和油质等方面存在差异。从生烃动力学角度,通过3个断陷的泥质烃源岩样品在PY-GC开放体系下的热模拟实验,取得热解产物C1~5、C6~13和C14+组分的动力学参数,结合生烃动力学软件进行最优化计算,模拟了具体地质条件下的成烃规律。结果表明:总体上看,3个断陷重质油的活化能分布明显窄于生气和轻质油,生气略宽于生轻质油。比较而言,莫里清断陷生气、轻质油活化能分布范围最为集中,生轻质油的转化速率较大;岔路河断陷生气、轻质油的活化能分布最宽,生轻质油的转化速率较小,鹿乡断陷介于二者之间;莫里青和鹿乡断陷重质油活化能分布范围和转化速率接近,均大于岔路河断陷。动力学参数特征很好地解释3个断陷在油气勘探结果上的差异。     

东营凹陷细粒沉积岩岩相组合特征

综合应用岩芯、薄片、全岩X射线衍射等资料,根据岩石组分、沉积构造、TOC和碳酸盐晶体结构等指标划分东营凹陷沙四上-沙三下亚段细粒沉积岩岩相,该段主要发育富有机质纹层状隐晶泥质灰岩、富有机质纹层状微晶泥质灰岩、富有机质纹层状灰质泥岩、富有机质层状泥质灰岩、富有机质层状灰质泥岩、富有机质块状灰质泥岩、含有机质层状灰质泥岩和含有机质层状膏质泥岩相等8种岩相。结合地球化学元素资料恢复的古气候、古盐度、古水深及古水体的氧化还原性和古物源等指标恢复细粒沉积岩的沉积环境,进而明确不同沉积环境细粒沉积岩岩相组合特征及成因。在此基础上,建立了东营凹陷沙四上-沙三下亚段细粒沉积岩的沉积模式。该成果对陆相页岩油勘探有重要指导作用。     

二连盆地下白垩统烃源岩特征及其对油气分布的影响

 二连盆地石油与天然气勘探始于1955 年,目前已发现了扎布油田、吉格森油田等十余个油田,但是二连盆地的勘探也存在着地质情况复杂、勘探难度大、探明程度低等问题。已有研究表明,虽然50 余个凹陷都自成一个独立的沉积单元,有相似的烃类生成、运移和聚集特征。但是每个凹陷,甚至是同一凹陷中不同的洼槽,它们烃源岩的展布、烃源岩地球化学特征差别很大。分析了二连盆地20 余个凹陷、30 余口探井下白垩统烃源岩资料,总结烃源岩的展布、烃源岩地球化学特征,对比它们的差异性以及对油气分布的影响。结果表明,二连盆地下白垩统烃源岩对油气产出情况和油气分布有着很大的影响,暗色泥岩累计厚度大、有机质丰度基本达中等以上、有机质类型更偏腐泥型-I型或II1型、埋深大于该凹陷生油门限深度的凹陷油气产出情况更好。阿尔善组烃源岩对油源的贡献比腾格尔组更大,阿尔善组烃源岩对油气的分布影响程度更大。     

拉张槽对四川盆地海相油气分布的控制作用

四川盆地现今为挤压性的沉积盆地,地表所见构造也均为压性构造;但四川盆地沉积盖层在形成、演化过程中发生了拉张运动（地裂运动）并形成了张性构造（拉张槽等）。现今盆地内已发现的主要拉张槽有开江－梁平海槽（拉张槽）和绵阳－长宁拉张槽。开江－梁平海槽（拉张槽）是四川盆地内深埋地下的二叠纪－三叠纪之间的一个北西－南东向展布的深水碳酸盐岩沉积区,是在峨眉地裂运动理论启示下因生物礁油气藏勘探而发现的。绵阳－长宁拉张槽是四川盆地内发育于早寒武世的一个南北向的下寒武统巨厚碎屑岩沉积（降）区,是在兴凯地裂运动理论指导下通过构造-沉积综合研究而发现的。2个拉张槽的发现和特征研究均经历了漫长过程。拉张槽的形成演化不仅控制了优质泥质烃源岩和优质碳酸盐岩储集岩的发育,而且为优质泥质烃源岩-优质碳酸盐岩储集岩组合的形成和油气成藏效应及规模的提高创造了条件,致使环拉张槽周缘地区是克拉通盆地内油气分布最丰富的地区。     

三水盆地的构造演化及油气地质特征

三水盆地的构造演化主要经历了裂陷、坳陷、沉陷和抬升四个发展阶段,发育了深湖一浅湖-河流三角洲型沉积层序,以泥岩、砂岩为主的沉积地层,具有良好的油气生、储条件.经野外露头剖面勘察和钻井岩性分析,下第三系布心组发育深湖、半深湖相泥岩、碳质泥岩和泥灰岩,是主要的烃源岩;布心组二段为湖泊极盛时期沉积,以暗色泥岩为主夹碳酸盐岩沉积,是盆地内主力生油岩系.根据烃源岩和地质构造特征,主要的含油气系统为布心组生、布心组和西布组储、布心组和西布组盖的生、储、盖组合,为具有一定勘探潜力和开采价值的含油气盆地.     

沾化凹陷罗家地区沙四段顶部至沙三段泥质岩裂缝特征及其影响因素

利用岩心观察、岩石薄片鉴定和扫描电镜分析等技术手段 ,结合岩相古地理分析和古构造应力场模拟试验成果 ,对沾化凹陷罗家地区泥质岩裂缝的类型、特征、受控因素以及对油气储集的有效性进行了研究。结果表明 ,以张裂缝为主的顺层缝的长度、密度和开度大于切层缝 ,且为烃类的主要储集空间 ;包括张裂缝和剪裂缝在内的切层裂缝作为主要连通顺层裂缝的通道 ,很少储油。成岩收缩缝在泥质岩层中是极有利的油气储集空间 ,特别是在构造裂缝不太发育的地区 ,由成岩收缩造成的层间缝会成为主要的储集空间。裂缝发育的受控因素有区域构造应力、构造部位及其与断裂带的距离、岩性、岩相、地层厚度、物性、埋深和地层压力。预测研究区地层埋深为 2 2 0 0～ 340 0m ,在距离断裂带较近地区、断层转换带、凹陷斜坡坡度突变区、地层厚度和 /或砂岩厚度突变区、三角洲前缘亚相、湖底扇相砂体与湖相泥质岩交界过渡带 ,泥质灰岩、灰质泥岩、油页岩和油泥岩最有可能形成有效的裂缝储集空间。     

Major factors controlling the formation of middle and large marine carbonate stratigraphic fields

Marine carbonate oil and gas fields have become an important exploration area in China and even across the world. Their formation, distribution and enrichment are special owing to the complexity of the deposition, diagenesis and accumulation, which is caused by the multiplicity of the carbonate depositional environments and facies, huge extensions of formation time and burial depth, complication of diagenetic evolution, heterogeneity as well as the development of pores, caves and fractures affected by various factors. Oil and gas accumulations in carbonate rocks are not strictly controlled by the second-order structure belt. Most of them, under certain structural settings, are controlled by sedimentary diagenesis and its favorable facies. The hydrocarbon reservoir type is predominantly stratigraphic. Based on the worldwide researches of carbonate fields, the paper concludes that 7 main factors control the formation and distribution of middle-large marine carbonate stratigraphic fields.     

Major factors controllin8 the formation of middle and large marine carbonate stratigraphic fields

Marine carbonate oil and gas fields have become an important exploration area in China and even across the world. Their formation, distribution and enrichment are special owing to the complexity of the deposition, diagenesis and accumulation, which is caused by the multiplicity of the carbonate de- positional environments and facies, huge extensions of formation time and burial depth, complication of diagenetic evolution, heterogeneity as well as the development of pores, caves and fractures affected by various factors. Oil and gas accumulations in carbonate rocks are not strictly controlled by the second-order structure belt. Most of them, under certain structural settings, are controlled by sedimentary diagenesis and its favorable facies. The hydrocarbon reservoir type is predominantly stratigraphic. Based on the worldwide researches of carbonate fields, the paper concludes that 7 main factors control the formation and distribution of middle-large marine carbonate stratigraphic fields.     

Influences of marine floor hydrothermal activity on organic matter abundance in marine carbonate rocks——A case study of middle-upper Proterozoic in the northern part of North China

FOR A LONG TIME, RESEARCHERS HAVE BEEN REGARDING THE BIOLOGICAL PRODUCTIVITY, THE SEDIMENTATION RATE, THE DEPOSITION ENVIRONMENT, AND THE PRESERVATION CONDITION OF THE DEPOSITIONAL ORGANIC MATTER AS THE CONTROLLING FACTORS OF ORGANIC MATTER ABUNDANCE IN T…     

巴西被动大陆边缘盆地群大油气田形成条件

基于板块构造演化与岩相古地理特征,确定了巴西东海岸被动大陆边缘盆地群经历了早白垩世巴雷姆期陆内裂谷、阿普特期陆间裂谷、阿尔比期以来的被动大陆边缘3 个原型阶段,分别充填了湖相及河流三角洲、过渡相碳酸盐岩与蒸发岩、海相碎屑岩为主的沉积体系。其中,陆内裂谷阶段湖相烃源岩为大油气田形成奠定了丰富的资源基础;陆间裂谷期碳酸盐岩及被动陆缘阶段海相浊积砂体形成两类优质储集层;陆间裂谷期蒸发岩及被动陆缘阶段海相页岩分别为碳酸盐岩及浊积砂体形成高效区域盖层。裂谷期湖相烃源岩始新世—中新世开始生排烃,油气首先沿裂谷期断层及砂砾岩体进入盐下储集层中,如果不发育盐窗,油气直接被盐岩高效封盖在下伏的以碳酸盐岩为主的地层中,形成盐下碳酸盐岩成藏组合;否则油气则会沿盐运动形成的断层运移至盐上被海相页岩“包裹”的浊积砂体之中富集,形成了“双保险”型大油气田成藏模式。搞清该盆地群大油气田的主控因素与成藏模式,不但深化了被动大陆边缘盆地油气富集规律,而且能为中国石油公司制定南美油气发展战略奠定地质基础。