高演化海相碳酸盐烃源岩地球化学综合判识_以鄂尔多斯盆地为例

95鄂尔多斯盆地上古生界天然气资源潜力巨大，目前已发现致密砂岩气、煤层气和页岩气等多种天然气资源类型。

康宁地区位于鄂尔多斯盆地东缘，属于山西省兴县，构造上横跨晋西挠褶带和伊陕斜坡两个构造单元。

临兴区块致密砂岩气勘探取得突破，探明储量大于1 000 ×108m 3，日产气量超过40 ×108m 3。

烃源岩是控制油气成藏形成与分布的关键性因素之一，烃源岩评价是确定有效烃源岩的基础。

本次烃源岩评价以地球化学资料为基础，主要从以下几个方面入手，有机质类型的确定、有机质丰度评价、成熟度评价等[1-8]。

1 有机质类型有机质类型是评价烃源岩生烃能力的重要参数之一。

通过干酪根和可溶性有机质的有机岩石学与有机地球化学方法评价具体烃源岩有机质的母质类型。

应用氢指数（IH）和最高热解温度（T max）综合确定康宁地区本溪组－太原组－山西组泥岩干酪根类型绝大多数是Ⅱ2、Ⅲ型干酪根，即有机质类型以混合型－腐殖型为主，偏生气型（图1）。

利用样品显微组分三角关系图，确定研究区的泥岩和煤层的镜质组占优势，泥岩的镜质组含量超过60%，煤样的含量更高，超过80%（图2）。

鄂尔多斯盆地东缘康宁地区煤系烃源岩评价吴鹏中联煤层气有限责任公司 北京 100016摘要：本文应用氢指数（IH）和最高热解温度（T max）综合确定康宁地区本溪组－太原组－山西组泥岩干酪根类型绝大多数是Ⅱ2、Ⅲ型干酪根，即有机质类型以混合型－腐殖型为主，偏生气型。

康宁地区本溪组泥岩有机质丰度在0.11%~9.1%范围内，平均为2.99%；太原组泥岩有机质丰度在0.26%~12%范围内，平均为3.81%；山西组泥岩有机质丰度在0.14%~9.97%范围内，平均为2.28%。

康宁地区山西组煤的镜质组反射率变化于0.93%~1.21%之间；本溪组煤的镜质组反射率为1.06%~4%，多在1.06%~1.2%之间。

研究区煤系烃源岩有机质的背景成熟度处于成熟阶段中－后期，已有大量烃类生成。

《鄂尔多斯盆地马家沟组烃源岩受石炭系充填影响的研究》篇一一、引言鄂尔多斯盆地是中国重要的油气资源区之一，其地质构造复杂，烃源岩的分布和演化对油气勘探具有重要意义。

马家沟组作为盆地内重要的烃源岩层位，其与石炭系的充填关系对油气生成和运移具有重要影响。

本文将针对鄂尔多斯盆地马家沟组烃源岩受石炭系充填影响的研究进行详细阐述。

二、研究区域与地质背景鄂尔多斯盆地位于中国中西部，是一个典型的多旋回克拉通盆地。

马家沟组作为盆地的下古生界地层，主要分布在地层的下部，具有丰富的有机质，是重要的烃源岩层位。

而石炭系则位于马家沟组之上，两者之间存在着一定的充填关系。

三、石炭系充填对马家沟组烃源岩的影响（一）充填物质的来源与性质石炭系的充填物质主要来自于地壳运动和沉积作用。

这些充填物质对马家沟组烃源岩的影响主要体现在封盖性能和运移通道上。

不同的充填物质具有不同的封闭性能和运移能力，从而影响烃源岩的油气生成和运移。

（二）充填对烃源岩封闭性能的影响石炭系的充填物质在一定程度上能够形成良好的封盖层，对马家沟组烃源岩的油气生成和保存具有重要作用。

不同类型和厚度的充填物质对封闭性能的影响程度不同，进而影响烃源岩的油气分布和储量。

（三）充填对油气运移的影响石炭系的充填物质可以形成一定的运移通道，影响油气的运移方向和速度。

当充填物质具有一定的渗透性时，可以成为油气运移的通道；而当充填物质封闭性能较好时，则能够阻挡油气的运移。

因此，充填物质的性质和分布对油气的运移具有重要影响。

四、研究方法与数据解析本研究采用地质勘探、地球物理测井、岩心分析等方法，结合前人研究成果，对鄂尔多斯盆地马家沟组烃源岩受石炭系充填影响进行研究。

通过对充填物质的来源、性质、分布以及封闭性能和运移通道的分析，揭示了石炭系充填对马家沟组烃源岩的影响机制。

同时，结合地球化学分析、地震勘探等手段，进一步明确了油气的生成、运移和分布规律。

五、研究结果与讨论（一）研究结果通过对鄂尔多斯盆地马家沟组烃源岩受石炭系充填影响的研究，发现：1. 不同类型和厚度的石炭系充填物质对马家沟组烃源岩的封闭性能和运移通道具有不同的影响；2. 充填物质的性质和分布决定了油气的运移方向和速度；3. 石炭系充填对马家沟组烃源岩的油气生成和保存具有重要作用。

鄂尔多斯盆地奥陶系海相碳酸盐岩天然气成藏主控因素及勘探进展杨华;刘新社;张道锋【期刊名称】《天然气工业》【年(卷),期】2013(033)005【摘要】1989年,在鄂尔多斯盆地钻探的陕参1、榆3井获高产工业气流,发现了当时我国最大的海相碳酸盐岩气田——靖边气田,证实了该盆地下古生界海相碳酸盐岩沉积层系具有巨大的天然气勘探潜力.为了推进“西部大庆”的早日建成并为该气田下一步勘探工作提供技术支持,对该盆地海相碳酸盐岩天然气成藏主控因素及勘探技术思路进行了总结.通过对鄂尔多斯盆地下古生界奥陶系沉积特征、烃源岩条件、储层类型及天然气成藏组合的综合分析,认为该区奥陶系海相碳酸盐岩发育盆地中东部奥陶系风化壳、古隆起东侧白云岩、盆地西部岩溶缝洞体等3大勘探领域；近年开展的地质研究和勘探技术攻关,明确了上述3大勘探领域的成藏主控因素,形成了岩溶古地貌精细刻画与风化壳储层预测、白云岩储层地震预测及含气性检测、岩溶缝洞体识别及储层预测等先进的勘探配套技术,天然气勘探取得了新的进展:①靖边气田含气面积不断扩大,天然气储量规模增长近2倍,是中国石油长庆油田公司天然气增储上产的现实目标；②古隆起东侧白云岩发现多个含气富集区,天然气储量规模接近1 000×108 m3,是现实接替领域；③在鄂尔多斯盆地西部岩溶缝洞体发现新苗头,是下一步天然气勘探的新领域.【总页数】12页(P1-12)【作者】杨华;刘新社;张道锋【作者单位】中国石油长庆油田公司;“低渗透油气田勘探开发”国家工程实验室;中国石油长庆油田公司;“低渗透油气田勘探开发”国家工程实验室;中国石油长庆油田公司【正文语种】中文【相关文献】1.致密碳酸盐岩储集层特征与天然气勘探潜力——以鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东部奥陶系马家沟组为例 [J], 魏新善;赵俊兴;陈洪德;张道锋;代榕;郭彦如;陈娟萍;任军峰;柳娜;罗顺社2.断裂坡折带对海相沉积层序的影响--以鄂尔多斯盆地西缘奥陶系海相碳酸盐岩为例 [J], 李振宏;崔泽宏;李林涛3.断裂坡折带对海相沉积层序的影响--以鄂尔多斯盆地西缘奥陶系海相碳酸盐岩为例 [J], 李振宏;崔泽宏;李林涛4.鄂尔多斯盆地寒武系—奥陶系深层海相碳酸盐岩构造—岩目古地理特征 [J], 周进高; 席胜利; 邓红婴; 于洲; 刘新社; 丁振纯; 李维岭; 唐瑾5.鄂尔多斯盆地奥陶系海相碳酸盐岩天然气勘探领域 [J], 杨华;付金华;魏新善;任军峰因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

鄂尔多斯盆地油气的分布特征及富集规律盆地基本概况，油气分布特征，构造特征、储层类型、烃源岩特征、油气藏类型及成藏主控因素分析。

鄂尔多斯盆地由于其具有与我国东、西部明显不同的地质构造背景，因而有着独特的油气聚集规律和分布特征。

主要表现在：①古生界以海相或海陆交互相沉积为主，烃源岩分布面积较广，且较稳定；②古生界以生气为主，而中生界以生油为主，油、气生成高峰时期趋于一致；③盆地主体部分地层平缓（地层倾角＜1°），构造简单，并少见断裂，储集岩物性较差，因此油气以短距离运移为主，而油藏以自生自储岩性----地层圈闭为主。

根据含油气系统的基本研究方法，结合鄂尔多斯盆地的地质特征，该盆地含油气系统研究的总体思路可以概括为定源（烃源岩评价）-定时（生烃高峰或关键时刻）-定灶（生烃中心或生油洼陷）-定向（油气运移方向）-定位（油气运聚单元），下面根据这一原则，对鄂尔多斯盆地含油气系统予以初步分析。

烃源岩基本特征鄂尔多斯盆地存在J2, T3, C—P，O2四套烃源岩，其中几湖相泥岩和C一P系煤系泥岩是两套主要的烃源岩。

1.下古生界气源岩下古生界碳酸盐岩残余有机质丰度一般在0.12 %—0.33 %之间，平均为0.21% —0.22 %。

泥岩、泥灰岩烃源岩主要产于中奥陶统平凉组和上奥陶统克里摩里组、桌子山组及乌拉力克组，分布于中央古隆起西缘或南缘。

泥岩有机碳含量一般为0.4%—0.5 % ;泥灰岩残余有机碳含量大多在0.2%—0.5 %，最高达1.11 %。

干酪根镜检、干酪根碳同位素及轻烃组成等研究表明，鄂尔多斯盆地下古生界碳酸盐岩原始有机质类型为海相腐泥型生烃母质，即以I—II ］型干酪根为主。

有机质成熟度大多已进人高成熟阶段，故以生气为主。

2.上古生界烃源岩石炭一二叠系气源岩主要是一套海陆过渡相及陆相含煤岩系，主要发育在下石炭统本溪组、上石炭统太原组、下二叠统山西组，总体上分布较广。

煤主要分布于太原组和山西组。

鄂尔多斯盆地长7段烃源岩有机地球化学特征吴康军;王艳茹;关欣;贾子策;范丹玲;赵小瑜【摘要】根据烃源岩露头分析结果,结合岩心样品的S、同位素、生物标志化合物等测试数据,研究长7段优质烃源岩的地球化学特征及发育环境.长7段泥页岩的有机质丰度较高,氯仿沥青\"A\"的均值大于0.1％,干酪根类型为偏腐泥型的有机质,处于成熟阶段.其中,干酪根δ13 C多分布于-29.5‰～-29.0‰;饱和烃中正构烷烃为单峰型分布,为前峰型的特征;甾烷ααα20R构型的C27、C28、C29呈近\"V\"型或\"L\"型分布,轻重烷烃∑C2-1/∑C2+2比值与(nC21+nC22)/(nC28+nC29)比值均较高,孕甾烷、升孕甾烷及C27—C29规则甾烷含量较高.这些特征均表明,生源母质以低等淡水中水生生物藻类为主.长7段烃源岩沉积期为典型的还原环境,S含量基本小于6％,Pr/Ph平均值为1,Pr/nC17和Ph/nC18比值均小于1,伽玛蜡烷/C30藿烷的平均值为0.1左右.【期刊名称】《重庆科技学院学报（自然科学版）》【年(卷),期】2018(020)006【总页数】8页(P1-8)【关键词】鄂尔多斯盆地;烃源岩评价;地球化学特征;生物标志化合物【作者】吴康军;王艳茹;关欣;贾子策;范丹玲;赵小瑜【作者单位】重庆科技学院石油与天然气工程学院,重庆 401331;复杂油气田勘探开发重庆市重点实验室,重庆 401331;哈尔滨师范大学,哈尔滨 150025;中石油辽河油田分公司勘探开发研究院,辽宁盘锦 124010;重庆科技学院石油与天然气工程学院,重庆 401331;复杂油气田勘探开发重庆市重点实验室,重庆 401331;重庆科技学院石油与天然气工程学院,重庆 401331;复杂油气田勘探开发重庆市重点实验室,重庆 401331;重庆科技学院石油与天然气工程学院,重庆 401331;复杂油气田勘探开发重庆市重点实验室,重庆 401331【正文语种】中文【中图分类】P6181 研究区地质概况鄂尔多斯盆地是我国重要的致密油勘探区域，目前三叠系延长组致密砂岩储层渗透率小于2×10-3 μm2的油气已探明地质储量约20×108 t[1]，致密油将是该盆地未来的重点开发方向。

本次样品为非露头样品，这样有效的避免露头样品的风化1 区域概况鄂尔多斯盆地作为中国的第二大含油气盆地，其下古生界作用对有机质丰度的影响。

研究样品主要采自盆地西缘的古探海相地层广泛分布，且沉积厚度大。

盆地西缘奥陶系存在继承1井等数口重要钻井的奥陶系岩心和岩屑样品，采样层位密布奥性发育的海槽沉积环境，具有被动大陆边缘属性，地层发育较陶系各个层位三道坎组、桌子山组、克里摩里组、乌拉力克[1]组、拉什仲组。

鉴于并非所有岩性的海相沉积岩石都能成为烃全。

早奥陶世，海水入侵鄂尔多斯盆地，但西缘仍为古陆暴露源岩，高能环境或过于氧化的环境不利于海相烃源岩的发育，区，没有同期沉积，故西缘整体缺失早奥陶世地层；进入中奥较好的海相烃源岩通常发育于低能水体及相对还原的环境中，陶世后，鄂尔多斯盆地西缘发生大规模海侵，依次发育三道坎因此烃源岩岩性是深灰色、灰黑色灰质泥岩、泥灰岩等泥质含组、桌子山组、克里摩里组地层；晚奥陶世依次发育有乌拉力 [2]量较高、颜色较深的岩石。

由于鄂尔多斯盆地西缘奥陶系现今克组、拉什仲组、公乌素组、蛇山组。

处于高-过成熟阶段，岩石热解指标、氯仿沥青“A”等其它地相对于鄂尔多斯盆地中东部奥陶系的油气田规模日益扩化参数均难以运用，有机碳含量（TOC）成为唯一可用的有机大，盆地西缘的奥陶系油气勘探始终未能取得重大突破，其原质丰度评价指标。

因固然与西缘的变形复杂等因素导致的勘探难度较大密切相关，但也与对该地区奥陶系烃源岩有机质丰度及演化特征缺乏系统的认识有关，为此本文通过对鄂尔多斯盆地西缘钻遇奥陶系的古探1井等重要钻井进行系统采样，并进行相关有机地球化学测试分析，客观地揭示西缘奥陶系烃源岩的基本地球化学特征，以期对该区油气勘探提供重要的基础数据和理论依据。

2 烃源岩有机质丰度近十几年来的海相烃源岩有机质丰度下限的研究成果表明，一定厚度的有机碳含量（TOC）为1%~2%的暗色泥质岩和泥质碳酸盐岩的大面积分布是海相大油气田形成的必要条件，而有表1 鄂尔多斯盆地西缘有机质丰度特征机碳含量很低（0.1%~0.2%）的纯碳酸盐岩则形成不了大油气样品分析结果表明：①拉什仲组有机质丰度最高，TOC变田；高成熟-过成熟阶段的海相烃源岩评价，其有效油源岩的化范围为0.11%~3.10%，其平均有机碳含量为1.01%，达到好烃[3-4]TOC下限不应小于0.5%，有效气源岩的TOC下限不小低于0.3%；源岩标准（即优质油源岩标准）；其中TOC>0.3%、TOC>0.5%国外多数油公司从寻找大中型油气田出发，采用的有机碳丰度和TOC>1.0%的样品分别占全部分析样品数的14%、24%和[5]下限为不小于1.0％，即优质油源岩的TOC下限则不应小于1.0%。