碳酸盐岩油气成藏机制
2012-7
李剑、胡国艺、谢增业、 卢双舫 石油工业出版社 (2012-07出版)
李剑，胡国艺，谢增业 等 著
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《碳酸盐岩油气成藏机制》介绍了碳酸盐岩油气成藏研究的技术方法和我国中西部盆地典型碳酸盐岩油气藏的成藏特征，提出了高过成熟碳酸盐岩烃源岩生气特征、有效烃源岩评价下限和海相原油裂解气、干酪根裂解气的鉴别指标。分析了碳酸盐岩油气成藏主控因素，预测和评价了塔里木、四川和鄂尔多斯盆地海相碳酸盐岩油气勘探新领域，优选了碳酸盐岩油气勘探区带。
第一章碳酸盐岩油气成藏实验技术和方法 第一节干酪根和原油裂解气动力学、同位素动力学模拟技术 第二节碳酸盐岩流体包裹体实验技术 第三节碳酸盐岩油气成藏固体沥青分析技术 第二章碳酸盐岩烃源岩生排烃特征 第一节碳酸盐岩烃源岩生烃特征 第二节碳酸盐岩烃源岩排烃特征 第三节碳酸盐岩烃源岩有机质丰度下限 第四节高—过成熟碳酸盐岩烃源岩原始生烃潜量的恢复 第三章海相天然气形成过程识别及演化模式 第一节原油裂解气和干酪根裂解气的识别方法 第二节分散型原油裂解气和聚集型原油裂解气的识别方法 第三节碳酸盐岩烃源岩生气演化模式 第四章塔里木盆地塔中奥陶系油气藏形成机制 第一节区域概况 第二节成藏地质要素 第三节油气特征 第四节油气源对比 第五节成藏地质作用 第六节典型油气藏成藏特征分析 第七节成藏主控因素与分布规律 第五章四川盆地罗家寨气田形成机制 第一节地质概况 第二节成藏地质要素 第三节成藏地质作用 第四节成藏过程和成藏期次 第五节成藏主控因素和成藏模式 第六章鄂尔多斯盆地中部气田形成机制 第一节地质概况 第二节成藏要素 第三节成藏地质作用 第四节成藏过程和成藏期次 第五节成藏主控因素和成藏模式 第七章碳酸盐岩天然气勘探前景 第一节塔东地区天然气成藏地质条件及勘探潜力 第二节鄂尔多斯西缘下古生界天然气资源潜力及勘探方向 第三节四川盆地震旦系—下古生界天然气勘探前景 第八章碳酸盐岩油气成藏主控因素与区带评价 第一节强生烃区对油气藏的控制作用 第二节成藏期古流体势对油气藏分布的影响 第三节构造事件对油气生成、运移聚集的影响 第四节古构造对天然气成藏的控制作用 第五节区带天然气资源评价 参考文献
版权页： 插图： 第三节碳酸盐岩烃源岩有机质丰度下限 一、碳酸盐岩烃源岩有机质丰度下限的研究现状 在生烃岩石的评价指标中，有机质丰度是最重要的指标之一。为了使丰度指标更明确、更具实用性，提出了两个评价标准：一个是有机质丰度的理论下限值，即当生烃岩所生成的烃只能满足岩石中的各种耗散量（如吸附、水溶、分子扩散等），而不能有效排出时的最小有机质丰度，达到理论下限值的生烃岩就可称之为烃源岩；一个是有机质丰度的工业下限值，即当烃源岩生成的烃不仅能满足岩石中的各种耗散量，还能有效排出并形成工业性油气藏时的最低有机质丰度，达到工业下限值的烃源岩就可称之为有效烃源岩。可见，人们在油气勘探和评价过程中最关注的是有机质丰度的工业下限值，但该值受多种地质因素的影响很难确定，而且不同地区、不同地质条件有不同的值。然而烃源岩有机质丰度的理论下限值却可以通过物质平衡法近似地估算出来，又知道工业下限值起码要大于理论下限值，这样理论下限值往往就成为推断工业下限值的依据。从而，这两种下限值在评价标准上，显示出连续的系列变化。因此，本书下面所论述的有机质丰度下限值，在未做说明时就是指工业下限值。 烃源岩有机质丰度下限的确定一般是依据模拟和勘探经验。Tissot和Wehe（1984）在探讨生油岩有机碳下限时，提出碳酸盐岩烃源岩和黏土质烃源岩的有机质丰度下限分别为0.3％和0.5％。Riniv（1958）研究了油区和非油区不同时代和环境约26000个样品，在油区中，把黏土岩有机质丰度下限定为0.5％，碳酸盐岩定为0.2％。Palacas（1983）研究美国南佛罗里达盆地下白垩统未成熟碳酸盐岩时，采用0.4％作为其有机质丰度下限。田口一雄（1980）通过研究曾提出黏土岩有机质丰度下限为0.5％，碳酸盐岩为0.2％。由此可见，对于黏土岩有机质丰度下限各学者的认识比较统一，一般为0.4％～0.5％。碳酸盐岩有机质丰度下限除上述研究者之外，美国地化公司、法国石油研究院、挪威大陆架研究所等都曾提出过碳酸盐岩有机质丰度下限，范围是0.12％～0.4％，反映了在碳酸盐岩有机质丰度下限的认识上各家还不统一。应该指出，上述碳酸盐岩有机质丰度下限值主要是国外研究者从成熟或未成熟烃源岩区的研究中得出的，并且就时代分布来说，主要是新生代地层。对于我国大面积分布的高—过成熟碳酸盐岩不适用。 在高—过成熟碳酸盐岩研究中，我国不少学者都做了大量的研究工作。傅家谟等（1989）综合考虑国内外碳酸盐岩研究成果，结合我国实际情况建议0.1％～0.2％作为碳酸盐岩有机质丰度下限值。刘宝泉等（1984）根据华北地区下古生界—中、新元古界碳酸盐岩烃源岩研究提出该区碳酸盐岩有机质丰度下限为0.05％。郝石生等（1989）据碳酸盐岩和泥质岩成岩作用、吸收性能的差异及国内外学者的研究结果提出以0.3％作为低成熟阶段的下限值，对高—过成熟适当降低。此外，陈丕济（1985）、大港石油管理局研究院（1985）等也研究过碳酸盐岩有机质丰度下限。表2—7为国内外不同研究者、单位提出的碳酸盐岩有机质丰度下限值一览表。
《碳酸盐岩油气成藏机制》作者李剑、胡国艺、谢增业、卢双舫、单秀琴等充分吸收前人的研究精华，瞄准海相碳酸盐岩油气成藏的多期性和复杂性科学问题，围绕四川、塔里木和鄂尔多斯三大盆地海相碳酸盐岩油气成藏开展工作，重点研究了碳酸盐岩油气成藏实验技术评价方法、典型油气藏动态成藏过程分析、油气成藏主控因素与区带评价等三个方面内容，形成了海相烃源岩干酪根裂解气和原油裂解气的动力学评价方法以及储层沥青系列分析技术。采用模拟实验、地质类比和理论研究等方法提出了海相烃源岩评价下限以及排烃特征，建立了主要碳酸盐岩大气田成藏模式，评价了塔东地区、鄂尔多斯盆地西缘和四川盆地下古生界天然气勘探潜力。
