石油地质大作业 (石大版)

一、烃源岩地球化学评价图件编制二、

烃源岩演化历史模拟三、烃源岩综合分析和评价（一）烃源岩的评价（一）、有机质丰度（TOC）散点图（二）、镜质体反射率（Ro）散点图（三）、抽提物的散点图（四）、烃源岩饱和烃色谱棒图一、烃源岩地球化学评价图件编制ED3下的地层TOC数值普遍小于1且厚度较薄，垂向上分布有限，不是好的烃源岩。ES1中的地层针对其数据点的分布可判断其TOC平均值小于1，地层厚度偏薄，不是好的烃源岩。ES1下的地层不仅厚度大（3800m~4200m），根据数据点判断TOC大于1。属于中等烃源岩（一）TOC有机质丰度的分析Ro等于0.5，干酪根进入成熟阶段，开始大量生油，图中Ro等于0.0.5所对应的深度大概在2750米左右。（二）镜质体反射率Ro的分析未成熟阶段：干酪根得未成熟阶段大概分布在3850m以上，此时由于干酪根尚未成熟，抽提物的含量基本不变或略有增加。成熟阶段：干酪根成熟阶段深度大约分布在3850m~4180m之间且抽提物中的各个组分都有随深度的增加，含量现增加后减小。高成熟阶段：干酪根的高成熟阶段大概分布在4180m深度以下，此时，地层温度高于烃类物质的临界温度，有机质含量减少。（三）抽提物的分析48井烃源岩CPI值为1.15662，小于1.2，代表岩石中的有机质向石油转化的程度高，包络线形态平滑，可列为烃源岩。（四）烃源岩饱和烃色谱棒分析55井的CPI值为1.121724，小于1.2，包络线形态较为平滑，可以作为烃源岩。（四）烃源岩饱和烃色谱棒分析108井的CPI值为1.295375，大于1.2，且包络线呈现锯齿状，尖峰明显，奇数碳优势较为明显，故108井烃源岩处于未成熟演化阶段。（四）烃源岩饱和烃色谱棒分析（一）TTI法的原理（二）生油窗确定（三）埋藏史曲线的形成二、埋藏史分析其中，n=（Ti-100）/10时间因子（△t）温度因子（r）100~110℃为基准间隔，其n=0TTI值的两个重要参数（一）TTI法的原理烃源岩底面TTI值烃源岩顶面TTI值（二）生油窗的确定根据顶底的TTI表以及做出的埋藏史曲线值发现现今的顶底的TTI值分别为55793、25923，均达到了过成熟阶段。生油开始是TTI值为15，生油结束时TTI值为160，生油高峰时TTI为75，利用TTI原理计算，得到下表：（二）生油窗的确定根据计算的顶底生油时间表的到的最终生油窗如右图所示（三）埋藏史曲线的形成（一）区域地质概况（二）柴北缘烃源岩评价（三）柴北地区生烃史（四）圈闭的形成时期以及与烃源岩的配置关系（五）结论三、烃源岩综合分析评价柴达木盆地北缘西部(柴北缘)夹持于祁连山与阿尔金山之间，西起鄂博梁I号构造，东至鱼管凹陷，有效勘探面积1．8x104km2。日前，柴北缘已发现了冷湖三~五号油田、南八仙油气田、马海气田、龟卡油田以及冷湖七号一个低产气藏，并在鄂博梁构造带、伊克雅鸟汝构造上见到油气显示（一）区域地质概况侏罗系烃源岩主要指成煤环境形成的下侏罗统上部小煤沟组和中侏罗统下部大煤沟组暗色泥页岩、炭质页岩和煤层。大煤沟组的J1d和J2d是好的油源岩，其他地层为好的气源岩（二）柴北地区烃源岩评价柴北缘沉积地层经历了160Ma-145Ma（侏罗系沉积后）和95Ma-65Ma（白垩系沉积末期）两次规模较大的抬升，影响了柴北缘侏罗系烃源岩的热演化，尤其是侏罗系末期抬升所造成的沉积间断地影响了油气的生成期，使有机质的热演化趋于停止，直到重新埋藏达到抬升前的最大深度后，才能开始进一步的演化。（三）柴北地区生烃史小煤沟组昆特依凹陷东部较深部位以及冷湖五号生烃史大煤沟组赛什腾凹陷以及鱼卡凹陷尕西1井附近生烃史柴北缘烃源岩主要包括下侏罗统上部小煤沟组和中侏罗统下部大煤沟组的暗色泥页岩、炭质，无论是依据湖相泥岩，还是从煤系泥岩的烃源岩有机质丰度角度评价，它们都达到了好烃源岩的标准页岩和煤层。中一下侏罗统J1d，和J2d利于生油，其他地层有利于生气。柴北缘沉积地层经历了两次规模较大的抬升，影响了柴北缘侏罗系烃源岩的热演化，尤其是侏罗系末期抬升所造成的沉积间断地影响了油气的生成期，使有机质的热演化趋于停止，直到重新埋藏达到抬升前的最大深度后，才能开始进一步的演化。油气藏形成与喜山运动晚期（五）结论（四）圈闭的形成时间以及与烃源岩的配置关系根据冷湖三号、冷湖四号、冷湖五号和南八仙构造不同时期的圈闭增长幅度，这些构造基本在喜山运动早期，即下干柴沟组沉积时期具有雏形；在喜山运动晚期，即狮子沟组沉积时期定型，形成现在的构造形态。一、原油性质的分析二、油气运聚方向分析三、油气成藏期次的分析（二）油气成藏分析密度（g/㎝3）粘度(mPa·s)含硫量（%）含蜡量（%）凝固点（℃）初馏点（℃）0.87856.460.5712.7633188样品一数据从表中可以看出：样品一的密度为0.878，密度偏大介于0.85~0.94之间，在未熟-低熟油的范围内；饱和烃占原油族组成64%，介于未熟-低熟油的60%~80%之间。样品含硫量低，含蜡量高是陆相石油的特征。一、原油性质的分析结合所给的信息：Pr/Ph<0.5,Pr/nC17为0.68，Ph/nC18为1.7。以上数据值都比较低，而随成熟度升高，Pr/Ph值增大，Pr/nC17、Ph/nC18明显降低，因此，判断样品一为未熟-低熟油样品1原油的饱和烃气相色谱图

样品1原油的M/Z217质量色谱图结合所给的信息：原油中检测到5β（H）-粪甾烷系列，C29甾烷异构体比值20S/（20S+20R）为0.18，小于0.4，为达到成熟点，属于未熟-低熟油的标志。样品1原油的M/Z191质量色谱图结合所给信息：C31升霍烷22S/（22S+22R）为0.4，小于0.65，是未熟-低熟油的标志。综上所述：样品一为未熟-低熟油样品二数据密度（g/㎝3）粘度(mPa·s)含硫量（%）含蜡量（%）凝固点（℃）初馏点（℃）0.859150.211940123样品二的密度在0.859，密度偏小，介于0.82~0.87g/㎝3之间，含蜡量较高，含硫量较低，有陆相石油的特征。芳烃含量与样品一相比明显降低样品2原油的饱和烃气相色谱图主峰饱和烃的碳数较小，奇数碳优势不明显，C29甾烷20S/（20S+20R）为0.42，介于0.4~0.52之间，有成熟油的特征。综上所述，样品二为成熟油密度（g/㎝3）粘度(mPa·s)含硫量（%）含蜡量（%）凝固点（℃）初馏点（℃）0.9758500.424.8-4158样品三数据从数据表中可以看出：样品三具有密度为0.975g/㎝3，属于高密度油；粘度为850mPa·s，属于高粘度油，有生物降解油的特征。此外，芳烃含量为28.61%，大于25%，也符合高粘度油的特征。样品3原油的饱和烃气相色谱图从样品三的气相色谱图中可以看出正构烷烃的含量明显减少，植烷和姥鲛烷已经可以看出微弱的优势，属于轻度降解的石油。此时，受到生物降解作用原油的甾烷成熟度参数已失真，不能再反映原油的成熟度。综上所述：样品三为生物降解油样品四数据密度（g/㎝3）粘度(mPa·s)含硫量（%）含蜡量（%）凝固点（℃）初馏点（℃）0.9456501.852从数据表中可以看出：其原油族组成具“两高两低”的特征（芳烃、非烃高，饱和烃、沥青质低），饱和烃含量为37%，芳烃含量19%，非烃含量38%左右，沥青质含量低，不足7%。密度为0.945g/㎝3，密度高，粘度为650mPa·s，粘度大，有生物降解油的特征。样品4原油的饱和烃气相色谱图样品4原油的

M/Z217质量色谱图样品4原油的

M/Z191质量色谱图饱和烃以正烷烃为主，Pr/Ph为0.35，属于盐湖相石油，nC21-/nC21+<1，有未熟-低熟油的特征。图中各饱和烃仍存在，显示降解程度较低。C29甾烷异构体比值20S/（20S+20R）为0.27，未达到平衡指标，属于未熟-低熟油的范围。三萜系列中存在着高含量的伽马蜡烷，藿烷系列中具有异常高的C35藿烷，芳香甾萜类属于有关甾萜烷的早期芳构化作用的产物，是未熟-低熟油特征。

综上所述：样品4为低降解未熟-低熟

油密度（g/㎝3）粘度(mPa·s)含硫量（%）含蜡量（%）凝固点（℃）初馏点（℃）0.740.8903-1047样品五数据密度较低，接近0.78g/㎝3，并呈现低粘度、低蜡、低凝固点、低初馏点的特点，符合凝析油的特征。Pr/Ph为1.13，为湖相石油的标志。样品5原油的饱和烃气相色谱图C29甾烷异构体比值20S/（20S+20R）为0.52，达到平衡，表明此时石油已经成熟综上所述：样品五为湖相凝析油密度（g/㎝3）粘度(mPa·s)含硫量（%）含蜡量（%）凝固点（℃）初馏点（℃）0.83490.151022100样品六数据表样品六的密度在0.834g/㎝3，密度偏小，介于0.82~0.87g/㎝3之间，含蜡量中等，含硫量较低，原油族组成饱和烃含量为66.12%，芳烃含量16.94%，芳烃含量低，反映石油的成熟度较高。样品6原油的饱和烃气相色谱图C29甾烷异构体比值20S/（20S+20R）为0.46，达到平衡状态，OEP值为1.05，表明奇偶优势比不明显，是石油成熟的标志。综上所述:样品六为成熟油密度（g/㎝3）粘度(mPa·s)含硫量（%）含蜡量（%）凝固点（℃）初馏点（℃）0.781.4081053样品七数据表密度较低，接近0.78g/㎝3，并呈现低粘度、低蜡、低凝固点、低初馏点的特点，符合凝析油的特征。Pr/Ph为1.25，为湖相石油的标志。样品中芳烃含量低，芳比数值较大，非烃含量低，不含沥青质，显示其演化程度较高。具有相对富集的重排补身甾烷，也符合凝析油重排甾烷含量相对较高的特征。样品7原油的饱和烃气相色谱图OEP值为1.04，表明奇偶优势比已经十分不明显，显示原油的演化程度已经很高。nC21-/nC22+为1.58，表明小分子的烃类含量较高，图中含碳数高于25含量已经渐渐减少，趋近于零，也是凝析油的标志。综上所述：样品七为湖相凝析油密度（g/㎝3）粘度(mPa·s)含硫量（%）含蜡量（%）凝固点（℃）初馏点（℃）0.98414660.580.55-16190样品八数据表从数据表中可以看出：样品三具有密度为0.984g/㎝3，属于高密度油；粘度为1466mPa·s，属于高粘度油，有生物降解油的特征。此外，芳烃含量为26.65%，大于25%，也符合生物降解油的特征。样品8原油的饱和烃气相色谱图样品八中的正构烷烃的含量显示基本消失，显示此时为生物严重降解油，色谱图已经失真。综上所述：样品八为生物降解油（一）温度、压力分析（二）油气运聚方向分析二、油气运聚方向分析从温度梯度剖面图上可以看到温度梯度基本上不随深度的变化而变化，结合右图的温度剖面，可以看到温度随深度基本是线性的变化，其斜率代表的就是温度梯度。（一）温度、压力的分析从压力剖面中可以看出在2450m左右时压力已经明显的偏离基线。从压力系数上看压力系数也是在深度为2450m左右时开始偏离基线，向增大的方向偏离，显示地层异常高压（一）温度、压力的分析地层压力分布特征流体势平面分布特征（二）油气运聚方向分析地层压力分布特征从图中可看出共有3个高压区，分别位于西北方向、东南方向的断层附近以及构造的中心部位，三个高压区大概在一条北西方向线上，压力下降的方向如图中箭头所示。流体势分布特征上图为水势分布特征，图中有一个高压中心，位于构造的中部，流体势的下降趋势如箭头方向所示。流体势分布特征油势分布特征如上图所示，有三个高势区，流体势下降的趋势如图中箭头所示。油气的运聚特征是从高势区到低势区，因此，油气的运聚方向与油势的下降方向一致。（一）有机包裹体的分析（二）成藏综合分析三、油气成藏期次的分析（一）有机包裹体的分析从包裹体的频率直方图上可以看出：包裹体在120℃~130℃区间上大量形成，结合地温史曲线即可确定包裹体形成的具体时间为：3Ma~5Ma（二）成藏综合分析烃源岩：主力烃源岩为下干柴沟组上段E32半深、深湖相暗色泥岩，其次为上干柴沟组下段N11半深、深湖相暗色泥岩。储层及盖层组合：主力组合为E31碎屑岩储层为主的上生下储型生储盖组合（即深层组合）；其次为以N21和N22碎屑岩储层为主的下生上储型生储盖组合（即浅层组合）；另外还有以E32泥灰岩裂缝储层为主的自生自储自盖型生储盖组合。上覆地层：E32以后的所有地层。（二）成藏综合分析圈闭发育：主要有两套油气圈闭。一个是深部下干柴沟组下段圈闭（E31），另一个是浅部上干柴沟组-下油砂山组圈闭（N1-N21）。深部层系在上干柴沟组沉积末期（N1末）基本上未形成断背斜圈闭，只是在下油砂山组沉积末期（N21末）E31段开始出现断背斜圈闭的初始面貌，但圈闭面积小，这时浅层尚无圈闭。到了狮子沟组（N23）沉积期，深浅层两套圈闭完全形成。圈闭发育强度在各个时期不同，E31—N1时发育缓慢，N2时期发育较快，最后于N23末定型。（二）成藏综合分析烃源岩演化史：E32烃源岩在N21末开始成熟，在N22末进入成熟期，开始大量生烃，晚期喜山运动时期，进入高成熟阶段。N11烃源岩从N22中期开始成熟，现今进入生烃高峰期。现今，E32烃源岩处于高、过成熟期，生烃能力明显降低；N1烃源岩仍处于生烃高峰期。成藏关键时期：综合分析成藏关键时期在N22中期-N23早期。改造期：晚期喜山运动未造成明显破坏和改造，仅局部油气再分配形成次生油气藏。（三）成藏综合分析一、圈闭发育史分析二、圈闭地质综合评价三、探井地质设计（三）圈闭评价和探井设计一、圈闭发育史分析（一）埋藏史、热史和生烃史分析（二）利用回剥剖面技术绘制构造演化图（三）利用回剥剖面技术绘制构造平面发育史图（四）评价一号构造的时间有效性（一）埋藏史、热史、生烃史分析构造埋藏史图（一）埋藏史、热史、生烃史分析热史图（一）埋藏史、热史、生烃史分析生烃史图结合埋藏史图分析得到下表：（一）埋藏史、热史、生烃史分析生油开始生油高峰生油结束顶面30.627.19.3底面33.429.320.0（二）回剥剖面技术绘制构造演化史图（三）利用回拨剖面技术绘制平面演化史图从生储盖组合上看，A层为主要的烃源岩，B层为厚层的砂岩，上部C~F为泥岩，形成良好的盖层，因此，在生储盖组合上有良好的配置关系。在圈闭形成上看，在D沉积后开始出现背斜构造，到F沉积后，整个构造已经形成了背斜形态，可以作为良好的背斜圈闭，并且结合生烃史时间看，圈闭的形成期早于生烃时期，因此，一号构造是良好的背斜圈闭。（四）一号构造的时间有效性评价（一）志留系下砂岩段的孔隙度和渗透率分析（二）确定圈闭评价系数（三）圈闭地质评分原因（四）容积法计算MD1号构造的资源量（五）圈闭优选二、圈闭地质综合评价（一）志留系下砂岩段孔隙度和渗透率的分析（二）确定圈闭评价系数一级因素二级因素权重油源0.75凹陷供油条件圈闭捕油条件0.5*0.80.5*0.7圈闭0.6圈闭类型完整性圈闭规模高点埋深0.25*10.25*0.60.3*0.80.2*0.1储层0.55储层岩相特征储集空间特征储集物性0.3*0.70.3*0.60.4*0.4盖层0.85盖层类型盖层宏观特性盖层微观特性0.5*0.80.5*0.90匹配0.35时间匹配关系空间匹配关系0.5*0.30.5*0.4保存0.9构造保存条件水文地质条件其他保存条件1*0.9001、油源评价（1）凹陷供油条件：区域有多套烃源岩且烃源岩成熟度较高评分：0.8（2）圈闭捕油条件：区域发育断层可作为良好的运输通道，但圈闭距烃源岩距离较远评分：0.7（三）圈闭地质评分原因2、圈闭评价（1）圈闭类型：根据MD1号构造剖面图，可以看出圈闭为背斜。评分：1（2）完整性：断层较少评分：0.6（3）圈闭规模：77km2，面积较大评分：0.6（4）高点埋深：-5520m

评分：0.1（三）圈闭地质评分原因3、储层评价（1）储层岩相特征：主要沉积相为潮坪相评分：0.7（2）储层空间特征：粒间空隙以志留系发育的最好，并且分布广泛。评分：0.6（3）储集物性：是碎屑岩储层，中低渗为主评分：0.4（三）圈闭地质评分原因4、盖层评价（1）盖层类型：泥岩评分：0.8（2）盖层宏观特性：厚度较大，是区域性盖层评分：0.9

（3）盖层微观特性：由于资料甚少，难于评价。评分：0

5、匹配关系评价（1）时间匹配关系：圈闭形成的时间略晚于烃源岩排烃的时间

评分：0.3（2）空间匹配关系：古生新储型评分：0.4（三）圈闭地质评分原因6、保存条件分析（1）构造保存条件：MD1构造形成后未受到大的构造运动以致形变，保存形式较为完整。评分：0.9（2）水文保存条件：由于资料甚少，难于评价。评分：0（3）其他保存条件：由于资料甚少，难于评价。评分：0所以：圈闭评价系数=0.75*0.6*0.55*0.85*0.3