烃源岩有机质成烃阶段的划分
烃源岩有机质成烃阶段的划分
一、理论知识回顾
油气现代有机成因理论指出，油气是由经沉积埋藏作用保存在沉积物中的生物有机质，经过一定的生物化学、物理化学变化而形成的。富含有机物质的细粒沉积物，随着埋深加大，温度不断升高，有机质逐渐向油气转化。由于不同深度范围内促使有机质转化的条件不同，致使其转化的反应过程和主要产物具有明显的区别，并使有机质向石油转化过程具有明显的阶段性。
烃源岩中有机质的丰富程度和向油气的转化程度可以通过某些反映有机质丰度和成熟度的参数变现出来。
1．常用的有机质丰度指标
目前常用的有机质丰度指标主要包括有机碳含量（TOC）、氯仿沥青“A”、总烃含量（HC）和岩石热解生烃潜量（S1+S2）等，这些指标数值越大，意味着有机质越丰富，通常这比较有利于油气的生成。
对于泥质烃源岩来说，评价其有机质丰度的标准可参考表Ⅱ-2-1。应注意的是，岩石中TOC若太高（>3%），会造成无潜力碳太多，并非好烃源岩。但TOC 太低，显然也不行。岩石中的“A”含量，与有机质丰度、类型、成熟度都有关，其中受成熟度影响比较大，相互对比时应考虑大体为同一演化阶段。
表Ⅱ-2-1 泥质烃源岩有机质丰度的评价标准
2．常用的有机质成熟度指标
用于评价烃源岩有机质成熟度的常见指标有镜质体反射率（Ro）、热变指数（TAI）、沥青转化率或烃转化率、CPI值（碳优势指数）、OEP值（奇偶优势比）、时间-温度指数（TTI）等。
镜质体反射率是一项确定有机质成熟度划分油气形成阶段十分有效的指标。但因不同类型干酪根具有不同化学结构，达到各演化阶段所需的低温条件不同，因而在应用镜质体反射率判断有机质的成熟度时，对不同类型的干酪根应有所区别（图Ⅱ-2-1）。
热变指数（TAI）分五个级别：①级—未变化，有机残渣呈黄色；②级—轻微热变质，呈桔色；③级—中等热变质，呈棕色或褐色；④级—强变质，呈黑素；
⑤级—强烈热变质，除有机残渣呈黑色外，另有岩石变质现象。石油、湿气和凝析气生成阶段的热变质指数约介于2.5～3.7之间。
图Ⅱ-2-1 根据镜质体反射率确定的油和气带的近似界
沥青转化率（氯仿沥青“A ”/有机碳）或烃转化率（总烃/有机碳）随烃源岩的埋深演化发生有规律的变化，据此可以准确划分有机质的演化阶段。在浅层这两个指标增长缓慢，超过一定深度（生烃门限）后，快速增加直到最大值，对应生烃高峰。深度继续增加，而指标逐渐减小到非常低。当有机质达更高的演化阶段，高温裂解使液态烃和其它石油组分逐渐消失。
OEP （奇偶优势比）和CPI （碳优势指数）是将岩石抽提物中C 23～C 34奇、偶碳原子正烷烃的相对丰度按下列公式（Ⅱ-2-1，Ⅱ-2-2）计算的参数，用以粗略估计原油成熟度，两参数可对比使用。在近代沉积物中，烃源岩未成熟，正烷烃奇碳优势明显，OEP>1.2，CPI 分布在2.4～5.5之间。随着埋藏深度加大，至热催化生油气阶段，干酪根热解产生没有奇碳或偶碳优势的正烷烃，OEP 、CPI 均小于1.2；在主要生油带，CPI 值降低到1.0左右。
常用的几种成熟度指标的大小与有机质演化阶段的对应关系如表Ⅱ-2-2所
示。
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??=∑∑∑∑偶数奇数偶数
奇数～＋)()~()~()~(2134263325
32243325C C
C C
C C C C CPI
表Ⅱ-2-2 常用的有机质成熟度指标与有机质演化阶段的对应关系
二、本次习题的目的、资料说明及习题要求
1．本次习题的目的
生油岩有机质演化曲线的编制和成烃阶段的划分对研究含油气盆地油气成因理论、计算生油量和评价含油气远景、以及指导油气勘探等均具有重要意义。通过对给定样品的地球化学分析数据，分析有机岩演化特征，加深对学过的理论和方法的理解和掌握。
2．资料说明及习题要求
对某油田Y88-7井取样分析地化特征，得到各种指标数据如表Ⅱ-2-3所示。已知该井区主要发育砂泥岩地层。阅读表Ⅱ-2-3，初步了解各地球化学指标随深度增加的变化规律，在方格纸上以深度为纵坐标，各地球化学指标为横坐标，选取合适的比例尺，作各种地球化学指标与埋深的关系曲线。根据所绘制关系曲线划分有机质成烃阶段，并对各阶段基本特征以小结。（分析曲线图）
表Ⅱ-2-3 Y88-7井地球化学指标数据表
绘图比例尺要求如下：
纵坐标：深度1厘米=100米
横坐标：有机碳1厘米=0.5%；总烃/有机碳1厘米=100毫克；氯仿沥青“A”1厘米=200毫克/100克岩石；CPI 1厘米=0.5；
芳香烃1厘米=100毫克/100克岩石；Ro 1厘米=1.0%；
饱和烃1厘米=100毫克/100克岩石
排烃
10.3.2.3烃源岩排烃 力学 排烃也称为初次运移。 由于烃源岩在埋藏过程中的压实作用，孔隙的大小可能会小于某些油气分子的大小（图10.28）。这样，在解释油气如何运移出烃源岩的问题上就存在了一个困难。在地质文献中讨论的所有可能的初次运移机制中，最可能的是油气以不连续相穿过由超压解压作用形成的微裂缝。烃源岩中的超压可能是油气生成、温度升高流体膨胀、封闭烃源岩的压实作用以及粘土矿物脱水作用排水等综合作用的结果。 图 10.28 各物理参数与页岩沉积物不断增加的埋深之间的相互关系，图中显示了页岩的孔隙直径与油气分子直径的关系。当埋藏深度适当时，与较大的油气分子相比，页岩的孔隙直径变得非常小。 干酪根向油气的转化导致了明显的体积增加，这使得烃源岩中孔隙压力增加。孔隙压力的增加有时足以导致微裂缝的形成。这样可以释放压力，同时允许油气运移出烃源岩进入到毗邻的运载层，从这点开始油气进入二次运移过程。生烃、压力增加、显微破裂作用、油气运移、压力释放这个循环会一直继续，直到烃源岩枯竭。这个理论的实质是只要烃源岩足够富集，那么它会不断地排出油气。从这种意义上来讲，初次运移并不是石油地质学家们主要关注的事。在区域压力梯度的调节下，初次运移中明显地发生油气向上且/或向下移出烃源层。 当液态石油在烃源岩中裂解成气的时候，将发生大规模的体积膨胀。较贫乏的生油岩可能不能生成足以引起显微破裂作用的烃类，这样就不会有排烃作用发生。然而，如果达到更高的成熟度，仍然停留在烃源岩中的石油将会裂解成气，由此引起的体积增加和超压可能促使排烃的发生。因此，如果蕴油性的贫油烃源岩达到足够高的成熟度，那么该烃源岩易排出凝析气。 排烃率 生成的油气（包括初期的）有多少可能会从烃源岩排出呢？Cooles 等（1986）指出，在120℃至150℃之间，烃源岩的排烃率主要取决于烃源岩中有机质的富集程度。在有机质富集的烃源岩中（潜产量＞5kg ton-1，TOC＞1.5%），排油效率非常高，有生成油气总量的60-90%将会被排出。然而，在生烃与排烃之间存在一个迟滞时间。在烃源岩有效排烃以前，烃源岩中俄油气必须达到某一最小含有饱和度（约4%）。在有机质较贫乏的烃源岩中潜产量＜5kg ton-1，TOC＜1.5%），排烃率要低的多，大多数生成的石油停留在烃源岩中。如我们所知道的，如果达到更高的成熟度，石油将会裂解成气并排出。不考虑烃源岩中有机质的富集程度，天然气和凝析气的排出效率非常高。 Mackenzie和Quigley（1988）以原始干酪根浓度和干酪根类型为基础，将烃源岩分为三个端员类（图10.29）。生油指数（PGI）是指已经转化为油气的那一部分有机质，因此是烃源岩成熟度的量度。排烃率（PEE）是指在烃源岩中形成并排出的那一部分油气。由这些参数确定油气排出的时间和成分。
专题一：烃源岩分布预测和质量评价方法及应用
专题一：烃源岩分布预测和质量评价方法及应用 油气资源量的大小（储量）—是进行勘探决策分析和勘探规划计划编制的基础和科学依据!烃源岩—能够生成石油和天然气的岩石。是生成油气的物质基础，烃源岩的质量和体积决定了生成油气的多少! 1.无井条件烃源岩分布预测 ①有井约束地震相②有井约束层序分析③有井约束地震反演④综合研究 2.判别源岩的最小有机碳含量下限标准：泥岩的有机碳≥0.5% 碳酸盐岩的有机碳≥0.3% 作为生油岩标准的最小有机碳下限值不能应用于成熟度高的地区。高成熟区目前所测得的有机碳只能反应有机质的残余数量，原始数量可能是它的两倍以上。 存在的问题 ①理论上 没有考虑有机碳的组成比例； （不同类型的有机质，生油岩干酪根中的有效碳含量不同：） ★没有考虑母质的转化程度； ★没有定量考虑母质类型； ★没有考虑排烃条件。 ②实践上 ★有些煤的有机碳丰度高，但不是有效的烃源岩； ★有些泥岩的有机碳低，但却是好的烃源岩（如柴达木盆地第三系）。 2.用氯仿沥青“A”等残留烃指标评价源岩品质 （1）理论依据 源岩排烃效率非常低（一般〈5%），源岩中目前残留烃量基本代表了原始的生烃量
●反应了残烃的指标； ●反应了源岩生烃能力和残留烃能力的变化规律； ●反应了有机质的转化率。 （2）实际情况 ★在生烃量相同的情况下，氯仿沥青“A”、热解参数“S1”以及总烃含量“HC”数值越大，意味源岩排出的烃量越小； ★煤、欠压实地层中的“A”偏高并不意味源岩的生烃量大，而是表明源岩的排烃条件差 3.有效烃源岩的判识 二、有关烃源岩的几个术语和烃源岩评价标准 1.烃源岩（生油岩或母岩）—通常把能够生成石油和天然气的岩石，称为生油（气）岩，由生油（气）岩组成的地层为生油（气）层。 有效烃源岩是指对油气藏形成作出过直接或间接贡献的烃源岩。预测有效烃源岩分布发育对于评价资源潜力和油气藏分布具有现实意义。 优质烃源岩（excellent source rock）—有机碳含量大于3%的烃源岩作为优质烃源岩。或在几套烃源岩中其中其排烃量占总排烃量50%以上贡献的烃源岩。 2.排烃门限与与烃源岩最小有机质丰度下限的关系 结论： 1. 不存在一个固定不变的有机质丰度下限标准；不同盆地、不同有机质丰度、不同演化程度，源岩进入排烃地质门限的临界地质条件均不同； 2. 同一丰度源岩不同类型时，随源岩类型由腐泥型向腐植型转变，其进入排烃地质门限要求的演化程度增强。 3. 同一源岩其有机质丰度、演化程度、源岩厚度在源岩进入排烃地质门限的临界地质条件
烃源岩测井响应特征及识别评价方法
天然气勘探 收稿日期：２０１２－０８－０８；修回日期：２０１２－０９－ ２９．基金项目：国家“９７３”项目（编号：２００９ＣＢ２１９４０６）；国家科技重大专项（编号：２００８ＺＸ０５０２５－ ００４）联合资助．作者简介：杨涛涛（１９８１－），男，陕西西安人，工程师，硕士，主要从事海域油气勘探与综合评价工作．Ｅ－ｍａｉｌ：ｙａｎｇ ｔｔ＿ｈｚ＠ｐｅｔｒｏｃｈｉｎａ．ｃｏｍ．ｃｎ．烃源岩测井响应特征及识别评价方法 杨涛涛１，２，范国章１，２，吕福亮１，２，王 彬１，２，吴敬武１，２，鲁银涛１， ２ （１．中国石油天然气股份有限公司杭州地质研究院，浙江杭州３１００２３； ２．中国石油集团杭州地质研究所，浙江杭州３１００２３ ）摘要：烃源岩识别评价是油气地质研究的基础工作之一，是石油地质学研究的热点。常规的岩心样品分析虽能提供准确的烃源岩地球化学指标，但受样品来源和分析化验经费的限制，单口井往往很难获得连续的地球化学分析数据，难以满足精细勘探的需要。测井信息纵向分辨率高、资料连续准确，且烃源岩在测井曲线上具有明显的响应特征。通过对前人烃源岩测井识别评价研究成果的充分调研，详细地阐述了烃源岩在自然伽马、电阻率、声波时差、密度和中子等测井曲线上的响应特征，基于此开展烃源岩测井识别评价。为不断提高烃源岩测井评价精度，国内外学者研究了测井信息与烃源岩定量化学指标的对应关系。系统介绍了多种基于测井资料的烃源岩定量评价方法，并建立了相应的计算模型。通过该模型可直接获取烃源岩的有机质丰度等参数，在实际应用中取得了不错的效果。关键词：烃源岩；测井响应特征；定性识别；ΔＬｇ Ｒ法；定量评价中图分类号：ＴＥ１２２．１＋ １５ 文献标志码：Ａ 文章编号：１６７２－１９２６（２０１３）０２－０４１４－ ０９引用格式：Ｙａｎｇ Ｔａｏｔａｏ，Ｆａｎ Ｇｕｏｚｈａｎｇ，ＬüＦｕｌｉａｎｇ，ｅｔ ａｌ．Ｔｈｅ ｌｏｇｇｉｎｇ ｆｅａｔｕｒｅｓ ａｎｄ ｉｄｅｎｔｉｆｉｃａｔｉｏｎｍｅｔｈｏｄｓ ｏｆ ｓｏｕｒｃｅ ｒｏｃｋ［Ｊ］．Ｎａｔｕｒａｌ Ｇａｓ Ｇｅｏｓｃｉｅｎｃｅ，２０１３，２４（２）：４１４－ ４２２．［杨涛涛，范国章，吕福亮，等．烃源岩测井响应特征及识别评价方法［Ｊ］．天然气地球科学，２０１３，２４（２）：４１４－ ４２２．］０ 引言 烃源岩控制着油气分布，对其识别评价是油气地质研究的基础工作之一，如何快速准确地识别烃源岩一直是研究的热点。岩心样品分析虽能提供准确的烃源岩地球化学指标，但受样品来源和分析化验经费的限制，单井往往难以获得连续的分析数据，常以有限分析数据的平均值来代表烃源岩品质，并以此评估 某层段烃源岩的生烃潜力［ １ ］。由于有机质具有较强的非均质性［２－ ３］，实验分析方法不但研究周期长，分析 费用昂贵， 而且评价结果受分析样品代表性影响较大，掩盖了局部高（或低）丰度对烃源岩评价的影响，特别是当缺少取心样品或岩屑受到污染时，评价结果将受到严重影响，难以满足油气勘探的需要。 测井资料具有纵向分辨率高、资料连续准确等特点，可反映地层岩性及流体等特征，国内外学者一直致力于探讨烃源岩与测井资料之间的关系。前人 利用对烃源岩敏感的自然伽马、电阻率、声波时差和密度等测井曲线，提出多种烃源岩定性识别方 法［３－ ２２］；依据测井信息与烃源岩定量化学指标的对 应关系，建立了相应的计算模型，可直接获取烃源岩 各项参数，在实际应用中取得了较好的效果［ ２３－ ３２］。经分析资料刻度后，烃源岩测井识别评价获得纵向连续数据，可弥补分析资料不足而造成烃源岩识别评价的困难， 也具有经济、快捷的特点。本文在对烃源岩测井识别评价充分调研的基础上，详细阐述了烃源岩测井响应特征，系统介绍了烃源岩测井定性识别及定量评价方法，以期对深化测井资料在烃源岩研究应用方面有所裨益。 １ 国内外研究现状 １．１ 国外概况 国外学者［３－ ９］从２０世纪４０年代起探索烃源岩 测井识别评价。早在１９４５年Ｂｅｅｒｓ等就开始使用 第２４卷第２期２０１３年４月天然气地球科学 ＮＡＴＵＲＡＬ ＧＡＳ ＧＥＯＳＣＩＥＮＣＥＶｏｌ．２４Ｎｏ．２ Ａｐ ｒ． ２０１３
东濮凹陷不同环境烃源岩评价及生排烃特征研究_陈洁
第19卷第1期Evaluation on hydrocarbon source rocks in different environments and characteristics of hydrocarbon generation and expulsion in Dongpu Depression Chen Jie 1,Lu Kun 1,Feng Ying 1,Yuan Kehong 1,Wang Debo 1,Cui Hong 2，Zhang Wenjie 2 (1.Research Institute of Exploration and Development,Zhongyuan Oilfield Company,SINOPEC,Puyang 457001,China;2.ZPEB International,SINOPEC,Puyang 457001,China) Abstract:In different environments,the potential of hydrocarbon source rocks has a significant difference in Dongpu Depression.By studying the organic geochemistry of source rocks and the characteristics of hydrocarbon generation and expulsion in different environments,it is shown that the source rocks in the northern salt water environment are good to excellent,the source rocks in northern brackish environment are medium to good and the source rocks in southern fresh water -brackish water environment are poor to medium ．Source rocks in different environments have twice hydrocarbon generations and expulsions ．The first phase is R o <0.7%,in which the soluble organic matters directly convert into immature or low mature oil.The second phase is R o >0.7%,in which the thermal degradation of kerogen mainly generates mature oil ．The evaluation on source rocks in different environments and the characteristics study of hydrocarbon generation and expulsion can provide an instructive role for the next step exploration in Dongpu Depression ． Key words:sedimentary environment;evaluation on hydrocarbon source rock;characteristics of hydrocarbon generation and expulsion;Dongpu Depression 1区域概况 东濮凹陷是一个典型的含盐盆地，整个盆地呈北 北东向展布，南宽北窄。其东侧隔兰聊大断裂与鲁西隆起为邻，西侧以六塔-石家集断层为界与内黄隆起相接，南至兰考凸起，北到马陵断层，面积约5300km 2（见图1）［1-2］。 东濮凹陷北部盐岩发育，主要分布在沙三段。其中，沙三中盐岩厚度最大，分布最广。东濮凹陷不同地 区烃源岩的沉积环境不同，其中，北部含盐区为典型的咸水环境，北部无盐区为半咸水环境，而南部地区则为淡水—微咸水环境（见图1）。不同沉积环境烃源岩有机质丰度及生排烃特征差别较大，通过对不同沉积环境烃源岩评价及生排烃特征研究，可以为资源评价及生烃潜力预测提供依据。 东濮凹陷不同环境烃源岩评价及生排烃特征研究 陈洁1，鹿坤1，冯英1，苑克红1，王德波1，崔红2，张文洁2 （1.中国石化中原油田分公司勘探开发科学研究院，河南濮阳457001；2.中国石化中原石油勘探局对外经济贸易总公司，河南濮阳457001） 基金项目：国家科技重大专项“渤海湾盆地南部精细勘探关键技术”（2008ZX05000-006）资助 摘 要 东濮凹陷不同环境烃源岩生烃潜力差别巨大，文中对不同环境烃源岩有机地球化学特征和生排烃特征进行了研 究。研究结果表明：东濮北部咸水环境烃源岩为好—优质烃源岩，北部半咸水环境烃源岩为中等—好烃源岩，南部淡水—微咸水环境烃源岩最差，为差—中等烃源岩。不同环境烃源岩均有2次生烃和2次排烃，第一期生烃为镜质体反射率R o 小于 0.7%，该期主要是可溶有机质直接转化成未熟或者低熟油，第二期为R o 大于0.7%，主要以干酪根热降解生成成熟油为主。 东濮凹陷不同环境烃源岩评价及生排烃特征的研究，对东濮凹陷下一步勘探具有指导意义。关键词 沉积环境；烃源岩评价；生排烃特征；东濮凹陷 中图分类号：TE122.1 文献标志码：A 文章编号：1005-8907（2012）01-0035-04 引用格式：陈洁，鹿坤，冯英，等.东濮凹陷不同环境烃源岩评价及生排烃特征研究［J ］.断块油气田，2012，19（1）：35-38. Chen Jie ，Lu Kun ，Feng Ying ，et al.Evaluation on hydrocarbon source rocks in different environments and characteristics of hydrocarbon generation and expulsion in Dongpu Depression ［J ］.Fault -Block Oil &Gas Field ，2012，19（1）：35-38. 收稿日期：2011-08-09；改回日期：2011-11-28。 作者简介：陈洁，女，1965年生，工程师，现从事油田地质研究工作。E -mail ：zhychj666@https://www.360docs.net/doc/968839895.html, 。 断块油气田 FAULT -BLOCK OIL ＆GAS FIELD 2012年1月
济阳坳陷古近系烃源岩结构及排烃的非均一性
文章编号:1000-0747(2003)06-0045-03 济阳坳陷古近系烃源岩结构及排烃的非均一性 陈中红,查明 (石油大学(华东)地球资源与信息学院) 基金项目:国家“十五”重点科技攻关项目(2001BA605A-09) 摘要:济阳坳陷古近系湖相纹层状泥页岩中的有机碳分布非均一性强烈,烃源岩结构有大段纯泥岩式、砂岩嵌入式、指状式、泥岩嵌入式、泥包砂式、砂包泥式和砂泥交互式等,其压实状态、压力分布状态及排烃特征互不相同。烃源岩压实不均衡导致排烃的非均一性,厚层烃源岩中的滞排现象和超压体系的幕式排烃特征是非均一性的两种极端体现。烃源岩排烃的非均一性为分阶段进行排烃模拟提供了新思路。图3表1参22 关键词:烃源岩;排烃;非均质性;济阳坳陷;古近系 中图分类号:TE122.1 文献标识码:A 济阳坳陷的古近系烃源岩的生烃问题进行过详细研究[1-6],排烃研究相对薄弱。烃源岩排烃存在强烈的非均质性,烃源岩结构也存在非均质性,如果忽略这一点,根据有限的样品分析,用局部的排烃模型代表整体排烃模型,可能会得出一些错误结论。 1济阳坳陷烃源岩结构特征 1.1烃源岩有机质分布特征 济阳坳陷主要烃源岩是沙河街组湖相泥质岩中的纹层状泥质岩[6,7],纹层以伸长、压扁、片状或藻类化石层等形式存在[6]。富有机质纹层页岩由有机质纹层和黏土矿物组成;钙质纹层页岩的一类由有机质纹层和钙质超微化石纹层组成,另一类由有机质纹层和含有钙质超微化石的粗粒方解石纹层组成;钙质纹层泥岩由细粒方解石纹层和含有机质的黏土矿物组成。 泥岩中的黏土矿物一方面作为有机质附着的“载体”和成烃的“催化剂”,另一方面又是吸附残留烃的“吸附剂”,对生排烃影响显著,那些分布不均一的、由藻类勃发形成的颗石藻化石纹层更有重要的控制作用[8,9]。有机质在烃源岩中的赋存主要有3种形式:顺层富集型、分散型和局部富集型[10]。沙三段深湖—半深湖相沉积中的有机碳多顺层富集,有机碳含量一般在1%以上,通常在厚层烃源岩中形成向外排烃的重要通道———层理或页理,对烃源岩的生烃及排烃都能产生积极影响,碳酸盐含量也高,属好的烃源岩。滨浅湖—三角洲—河流相沉积中的有机碳呈分散型,有机碳含量多小于1%,碳酸盐含量低,对生排烃不利。 即使在有机碳含量高的层段,有机碳分布离散也较大[11],牛38井的纵向有机碳含量分布呈现波峰— 波谷的波动特点,如沙三段下部(3280～3370m)有机碳含量为0.35%～12.8%,相差两个数量级[5]。有机碳分布的纵横向非均质性通常导致厚层泥岩中存在有机碳局部集中、丰度较高的薄层,这些薄层是对生排烃有较大贡献的“优质烃源岩”[12]。 1.2烃源岩岩性结构特征 烃源岩岩性结构指烃源岩与分布于其中的砂岩的组合模式,对烃源岩排烃的影响主要表现为单层泥岩越薄、砂泥交互越频繁,排烃效率越高。根据大量统计分析,济阳坳陷古近系烃源岩结构主要有7种形式(见表1)。 表1 烃源岩岩性配置特征 岩性组合特征描述定量描述排烃特征典型实例 纯泥岩不含砂岩的大套纯泥岩L m≥20,L s=0具“滞排带”坨77井,2720～2770m 砂岩嵌入式单层泥岩中嵌入薄层砂岩L m≥20,0
烃源岩排烃门限在生排油气作用中的应用
西南石油大学学报（自然科学版） 2012年10月第34卷第5期 Journal of Southwest Petroleum University（Science&Technology Edition） V ol.34No.5Oct.2012 编辑部网址：http：//https://www.360docs.net/doc/968839895.html, 文章编号：1674–5086（2012）05–0059–06DOI：10.3863/j.issn.1674–5086.2012.05.008 中图分类号：TE122文献标识码：A 反向正断层在松辽盆地南部油气聚集中的作用*张永波1，高宇慧2，马世忠3，刘冬民4，孙雨3 1.中国石油新疆油田公司陆梁油田作业区，新疆克拉玛依834000 2.中国石油新疆油田公司勘探开发研究院，新疆克拉玛依834000 3.东北石油大学地球科学学院，黑龙江大庆163318 4.中国石油东方地球物理勘探有限责任公司研究院地质研究中心，河北涿州072751 摘要：油气勘探的实践成果表明，我国绝大多数含油气盆地中油气藏的形成和分布受断层分布的控制。通过对两井东—木头南区扶余油层石油地质特征、已提交探明储量区及有利区块预测结果表明，研究区通过以西南为主要物源方向的三角洲前缘砂体与北北西断层垂直或者高角度斜交的大型反向正断层的有效匹配，形成了邻凹侧具有有利富油的条件。分别通过对反向正断层形成的机制及背景、研究区发育分布特征、以及反向正断层聚油机理–模式进行研究表明，反向正断层对油气的聚集与分布有以下控制作用：控制油气聚集的类型、控制油气富集的程度、控制油气聚集的层位、控制油气聚集的部位，为今后油气勘探开发工作指明了方向。 关键词：反向正断层；扶新隆起带；油气聚集；扶余油层；两井东—木头南 网络出版地址：http：//https://www.360docs.net/doc/968839895.html,/kcms/detail/51.1718.TE.20120928.1558.021.html 张永波，高宇慧，马世忠，等．反向正断层在松辽盆地南部油气聚集中的作用[J]．西南石油大学学报：自然科学版，2012，34（5）：59–64．Zhang Yongbo,Gao Yuhui,Ma Shizhong,et al．Function of Oil and Gas Accumulation and Formation Mechanism of Antithetic Normal Faults in the South of Songliao Basin[J]．Journal of Southwest Petroleum University：Science&Technology Edition，2012，34（5）：59–64． 引言 两井东—木头南区块地理位置处于吉林省松原市境内，北为新民油田主力区，西临乾安油田，西南为孤店油气田，东为木头油田。在构造区域划分上属于松辽盆地南部中央拗陷区扶新隆起带南坡，西部为长岭凹陷，南部为华字井阶地，东部为东南隆起带，勘探面积约2000km2（图1）。 经过近几十年的勘探，研究区先后完成了重力、磁力、电法、模拟地震普查、数字二维地震及区域地质钻探勘查等工作，勘探工作全面展开，由此发现了木头构造及扶新隆起带。进入新世纪，随着三维地震资料的应用，石油地质及油气成藏规律等的深入研究，形成了“扶新隆起带构造南翼储层发育、油源充足、盖层条件好，只要具备圈闭条件，则可聚集油气并富集成藏”的认识[12]。在此基础上，1994年开展了以落实构造、寻找断块圈闭为主要目标的滚动勘探开发。目前，两井东—木头南区已成 为吉林油田重要的油气资源接替区。 图1研究区构造位置图 Fig.1Location of the study area *收稿日期：2011–10–17网络出版时间：2012–09–28
烃源岩综合评价
作业一烃源岩综合评价 1、根据所给某钻井地层剖面（图1），确定烃源岩的层位（段）； 自然伽马测井原理：曲线是测量地层放射性的测井曲线，地层中的泥质含量越高曲线的值越高，岩石的颗粒越细，说明沉积时水体的环境就越安静，水体动荡幅度小，有机质就越容易保存；而在砂岩中，由于水体动荡水中含氧量高，有机质会被氧化，保存下来的就少。 据钻井剖面图在一、三、五段中自然伽马相对呈高值，视电阻率呈低值，因此烃源岩层主要位于一、三、五段，其它层段含有很少的烃源岩，可以忽略不计。 2、统计各层段烃源岩的厚度； 第一层的烃源岩厚度约为12m，第三层的烃源岩厚度约为30m，第五段烃源岩厚度约为30m。 3、根据所给地球化学分析数据（表1），确定烃源岩的有机质丰度、类型和成熟度；
C：有机质成熟度：通过镜质体反射率Ro求得
4、根据已有资料，计算各层段烃源岩的生烃强度； 由于题中未给出烃源岩的面积和厚度因此只能计算单位体积的烃源岩生烃
5、烃源岩综合评价 由以上可知有机质为Ⅲ型干酪根，为腐殖型有机质。Ⅲ型干酪根在生成烃类时主要是产气。干酪根成熟度大都在成熟阶段，只有一个在高成熟阶段，说明此烃源岩已经生成过原油，但还有一定的生油潜力。单位体积生烃强度以须一段、须三段、须五段较大，而须二段、须四段、须六段的单位体积生烃强度较前面三段小，说明在生油潜力方面前面三段较好，后面两段的生烃潜力较前面三段更差一些。据岩性柱状图可知一、三、五段的烃源岩的厚度较大，而二、四、六段的厚度较小，说明一、三、五段的总的有机质含量更高，最后生成的烃类也更多。 二、四、六段烃源岩的生烃量要比一、三、五段少得多，但还是有一定的烃类生成。 总体来说须一段、须三段、须五段是较好的烃源岩，须二段、须四段、须六段较差一些。
烃源岩测井评价研究
烃源岩测井评价研究概述 摘要：目前围绕着烃源岩的测井评价开展了许多研究工作，本文从烃源岩测井评价的进展和评价方法两方面入手，系统的介绍了烃源岩评价的国内外研究现状和国内常用的评价方法，并指出了目前烃源岩评价中存在的问题，对今后研究工作的开展提出了建议。关键词：烃源岩；测井资料；研究进展；评价方法 引言 烃源岩是油气藏和输油气系统研究的基础，国内外对于烃源岩的研究一直很重视。在对烃源岩的研究过程中也取得也一定的成果。但是，由于构造和沉积环境的影响，烃源岩具有很强的非均质性，给资源评价工作带来一定的困难，许多学者对烃源岩的评价做了进一步的研究。本文对目前有关于烃源岩的测井评价进行总结分析，希望对今后的烃源岩评价工作有所帮助。 1 烃源岩的评价进展 1.1 国外进展 利用测井资料评价烃源岩的主要方面是确定烃源岩中的有机碳含量（toc）。早期关于烃源岩评价的研究主要集中在国外，1945年beer就尝试应用自然伽马曲线识别和定量分析有机质丰度[1]。murry等（1968）作区块分析时得出异常大的地层电阻率是由于生油岩中已饱和了不导电的烃类[2]。swamson将自然伽马异常归因于与有机质相关的铀，他指出铀与有机质存在一定关系[1]。在七十
年代末期由fertl（1979）、leventhal（1981）等人相继找出放射性铀与有机质含量间的经验公式，这期间的研究主要以定性分析为主[1]。herron（1986）将c/o能谱测井信息用于求解烃源岩的有机质丰度，但该方法误差较大并未真正应用到实际评价中[3]。schmoker在八十年代做了许多关于烃源岩的研究，他指出高的自然伽马值与烃源岩间的相关性、用密度测井信息来估算烃源岩有机碳含量、埋藏成岩作用引起的孔隙度减小过程就是一个热成熟过程、碳酸盐岩和砂岩的孔隙度之间呈幂函数等观点[4-6]。meyer（1984）等利用自然伽马、密度、声波和电阻率测井结合来评价烃源岩，总结出了测井响应参数与有机碳含量的岩石判别函数[7]。上面这些国外学者虽然提出了一些计算有机碳含量的经验公式，但是并没有建立定量的数学模型。直到1990年，passey研究出了对碳酸盐岩烃源岩和碎屑岩烃源岩都适用的方法，能够计算出不同成熟度条件下的有机碳含量值[8]。目前该方法依然被很多学者作为研究烃源岩的基础模型。lang等（1994）研究认为在泥页岩正常压实带，实测镜质体、反射率与声波时差间存在很好的半对数关系[9]。但是，由于反射率与声波时差的关系受许多地质因素影响，阻碍其普遍应用。mallick（1995）将实测的有机碳含量与地层密度用最小二乘拟合发现它们呈反比关系[10]。 1.2 国内进展 鉴于烃源岩研究的重要性，国内学者也进行了一系列研究工作。
烃源岩综合评价报告
CHINA UNIVERSITY OF PETROLEUM 烃源岩综合评价报告 班级 姓名 学号 指导教师 2015年10月25日
前言 通过对某坳陷背斜及西部斜坡进行钻探取样，得到的各探井S3顶面深度、泥岩厚度及各项地化指标数据（见表1-1）分析，所得各项结果如下： 1、根据各探井数据及取样地化特征得到该坳陷S3暗色泥岩厚度、有机碳含量及镜质体反射率得到等值线分布平面图，再综合分析得到烃源岩综合评价图。 2、根据总烃/有机碳、“A”/有机碳、饱和烃、镜质体反射率、OEP及地温与深度关系，得到该坳陷S3烃源岩演化剖面图，据此将烃源岩演化分为未成熟阶段、成熟阶段和高成熟阶段。 由各项结果可知，该地区有利烃源岩分布多集中在背斜的翼部且深度较深的坳陷部位，分布面积较广，有很好的油气勘探前景。 一、烃源岩的演化特征 (一)烃源岩生油门限 根据绘图烃源岩演化剖面图可以看出，总烃/有机碳、“A”/有机碳和饱和烃随深度有相同的变化趋势（见附图1），在深度1400—1900m有较大值，氯仿沥青“A”在1200m处开始大量增加，代表此时的烃源岩开始大量生油。三者都在1600m处达到最大值。 据各井位镜质体反射率和地温数据拟合镜质体反射率—深度曲线和地温—深度曲线，从曲线上得出Ro=0.5时生油门限为54oC，对应的深度为1200m，意味着埋深达到1200m时该烃源岩达到成熟开始生烃。 而从OEP曲线也可以看出，生油门限以上，其随深度加深而骤降，生油门限以下下降较缓慢。在生油门限处OEP约为1.7，当烃源岩达到成熟阶段其值几乎都集中在1.2以下且幅度变化范围小，即奇数碳占优势，代表岩石中有机质向石油转化程度高，这也验证了前面所判断，此时烃源岩已经达到成熟。 (二)烃源岩演化阶段 参照镜质体反射率曲线根据有机质成熟度将烃源岩演化分为三个阶段： 未成熟阶段：深度<1200m，温度<54oC，Ro<0.5； 成熟阶段：深度1200m—2140m，温度54oC--85oC，0.5
测井资料评价烃源岩方法及其进展 t
[收稿日期]2009205220 [作者简介]袁东山(19752),男,1998年江汉石油学院毕业,博士,现主要从事石油地质和油气地球化学方面的研究工作。 测井资料评价烃源岩方法及其进展 袁东山 南京大学地球科学系,江苏南京210093 中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所,江苏无锡214151 王国斌 (新疆油田分公司勘探公司,新疆克拉玛依834000) 汤泽宁 (新疆油田分公司风城油田作业区,新疆克拉玛依834000) 李 刚 (新疆油田分公司井下作业公司,新疆克拉玛依834000) [摘要]在经典烃源岩地球化学评价中,一般都是对所取烃源岩样品进行分析测试,通过得到的各种实验 数据判断烃源岩性质,有效的指导了油气勘探与评价。但是烃源岩具有的宏观和微观非均质性使得分析 样品一般只具有特殊性,解决该问题的理想方法是连续的取心及无间隔的样品分析,这从实际操作和研 究经费上来说都是不现实的。随着测井技术提高,利用测井资料分析烃源岩成为可能,并能克服取样有 限的缺点,使得烃源岩在纵向上能够得到连续性的分析,因此利用测井资料的解释成果并结合经典地球 化学分析测试数据,能够更有效的预测和评价烃源岩的性质。 [关键词]测井;烃源岩;地球化学;评价 [中图分类号]TE1221113[文献标识码]A [文章编号]100029752(2009)0420192203 石油地球化学因其在研究烃源岩中有机质的性质以及油气生成、运移和聚集等方面具有极其重要的作用,一直是为油气勘探提供有利地区和资源评价的重要技术手段。在常规烃源岩性质的研究中,一般通过对有针对性采集的烃源岩样品(岩心、岩屑和露头样品)的有机地球化学分析,采用一系列系统的参数来评价有机质的丰度、类型以及成熟度,为油气勘探部署和资源评价提供了科学依据。但在研究过程中,烃源岩地球化学研究的缺点也逐渐显现:①随着技术的发展以及科学研究的需要,烃源岩地球化学分析项目和样品数逐渐增多,但钻井取心井段和岩心(泥岩)样品有限而且分析费用昂贵、分析周期长;②岩屑样品存在不确定性和不稳定性,分析所得数据可能存在较大误差;③某些研究区探井取心样品因研究和保存等方面的原因,样品基本不存在或已经无法准确使用;④某些研究区勘探程度较低,没有很好的井下岩心样品供于研究;⑤露头样品因长期曝露于地表,已经不能准确反映烃源岩的原始面貌;⑥烃源岩因多种因素使之存在明显的宏观和微观上的非均质性[1]。测井技术的发展使烃源岩纵向上的连续性、准确的研究得到可能,因此常规地球化学研究与测井技术的结合,能有效的解决以上问题,从而更科学的评价烃源岩。 1 测井评价烃源岩的理论依据 烃源岩的测井研究工作最早开始于20世纪40年代,早期主要涉及于烃源岩层段的识别[2]以及有机质丰度的预测,目前利用测井资料研究烃源岩的有机质丰度[3～17]、类型[18]和成熟度[15,18～23]的研究均可见,但是烃源岩岩性的复杂性(泥页岩烃源岩、碳酸盐岩烃源岩和煤系烃源岩)以及烃源岩的成熟程度都对测井资料评价烃源岩提出挑战,但也取得了重大进展。 测井资料用来评价烃源岩的理论依据是烃源岩含有大量的有机物质,使其具有不同于其他岩石特征的地球物理属性。理论假设烃源岩由岩石骨架、固体有机质和充填孔隙的流体3部分组成,而非烃源岩?291?石油天然气学报(江汉石油学院学报) 2009年8月 第31卷 第4期Journal of Oil and G as T echnology (J 1J PI ) Aug 12009 Vol 131 No 14
烃源岩有机质成烃阶段的划分
烃源岩有机质成烃阶段的划分 一、理论知识回顾 油气现代有机成因理论指出，油气是由经沉积埋藏作用保存在沉积物中的生物有机质，经过一定的生物化学、物理化学变化而形成的。富含有机物质的细粒沉积物，随着埋深加大，温度不断升高，有机质逐渐向油气转化。由于不同深度范围内促使有机质转化的条件不同，致使其转化的反应过程和主要产物具有明显的区别，并使有机质向石油转化过程具有明显的阶段性。 烃源岩中有机质的丰富程度和向油气的转化程度可以通过某些反映有机质丰度和成熟度的参数变现出来。 1．常用的有机质丰度指标 目前常用的有机质丰度指标主要包括有机碳含量（TOC）、氯仿沥青“A”、总烃含量（HC）和岩石热解生烃潜量（S1+S2）等，这些指标数值越大，意味着有机质越丰富，通常这比较有利于油气的生成。 对于泥质烃源岩来说，评价其有机质丰度的标准可参考表Ⅱ-2-1。应注意的是，岩石中TOC若太高（>3%），会造成无潜力碳太多，并非好烃源岩。但TOC 太低，显然也不行。岩石中的“A”含量，与有机质丰度、类型、成熟度都有关，其中受成熟度影响比较大，相互对比时应考虑大体为同一演化阶段。 表Ⅱ-2-1 泥质烃源岩有机质丰度的评价标准 2．常用的有机质成熟度指标 用于评价烃源岩有机质成熟度的常见指标有镜质体反射率（Ro）、热变指数（TAI）、沥青转化率或烃转化率、CPI值（碳优势指数）、OEP值（奇偶优势比）、时间-温度指数（TTI）等。 镜质体反射率是一项确定有机质成熟度划分油气形成阶段十分有效的指标。但因不同类型干酪根具有不同化学结构，达到各演化阶段所需的低温条件不同，因而在应用镜质体反射率判断有机质的成熟度时，对不同类型的干酪根应有所区别（图Ⅱ-2-1）。 热变指数（TAI）分五个级别：①级—未变化，有机残渣呈黄色；②级—轻微热变质，呈桔色；③级—中等热变质，呈棕色或褐色；④级—强变质，呈黑素； ⑤级—强烈热变质，除有机残渣呈黑色外，另有岩石变质现象。石油、湿气和凝析气生成阶段的热变质指数约介于2.5～3.7之间。
烃源岩的定性评价
烃源岩地化特征评价
烃源岩地化特征评价 摘要：烃源岩对应的英文为Source rock，从本意上讲，它应该既包括能生油的油源 岩，也包括能生气的气源岩，但过去多将它译为生油岩。其中的重要原因可能在于国内早期的油气勘探主要瞄准着对油的勘探。因此，油气地球化学所关注和研究的对象主要是油而不是气。这可能是早期的有关专著和教材也多冠以“石油”而不是“油气”的原因所在。相应地，生油岩这一术语在地化文献中得到了相当广泛的沿用。随着我国对天然气重视程度的逐步、大幅提高，有关天然气的勘探和地球化学研究也越来越多，很多时候，需要区分油、气源岩。因此，本文中以烃源岩替代早期的生油岩来涵盖油源岩和气源岩。 关键词：机质的丰度；有机质的类型；有机质的成熟度。 前言 烃源岩是控制油气藏形成与分布的关键性因素之一。确定有效烃源岩是含油气系统的基础。烃源岩评价涉及许多方面，虽然在不同勘探阶段以及不同的沉积盆地，评价重点也有所不同，但是总体上主要包括两大方面：(l)烃源岩的地球化学特征评价，如有机质的丰度、有机质的类型、有机质的成熟度；（2）烃源岩的生烃能力评价，如生烃强度、生烃量、排烃强度等。本人主要介绍烃源岩的地球化学特征评价方面： 1.有机质的丰度 有机质丰度是指单位质量岩石中有机质的数量。在其它条件相近的前提下，岩石中有机质的含量（丰度）越高，其生烃能力越高。目前，衡量岩石中有机质的丰度所用的指标主要有总有机碳（TOC）、氯仿沥青“A”、总烃和生烃势（或生烃潜量Pg,Pg=S1＋S2）。 1.1有机质丰度指标 1.1.1总有机碳（TOC，％） 有机碳是指岩石中存在于有机质中的碳。它不包括碳酸盐岩、石墨中的无机碳。通常用占岩石重量的％来表示。从原理上讲，岩石中有机质的量还应该包括H、O、N、S等所有存在于有机质中的元素的总量。但要实测各种有机元素的含量之后求和，并不是一件轻松、经济的工作。考虑到C元素一般占有机质的绝大部分，且含量相对稳定，故常用有机碳的含量来反映有机质的丰度。将有机碳的量转换为有机质的量，需要补偿其它有机元素的量，常用的方法是乘一校正系数K，即有机质＝K·有机碳。不难理解，K值是随有机质类型和演化程度而变化的量。Tissot等给出了经验的K值（表1.1）。 表1.1 由有机碳含量计算有机质含量的转换系数（据Tissot，1984） 从分析原理来看，有机碳既包括占岩石有机质大部分的干酪根中的碳，也包括可溶有机质中
烃源岩测井识别与评价方法研究
文章编号:100020747(2002)0420050203 烃源岩测井识别与评价方法研究 王贵文1,朱振宇2,朱广宇3 (1.石油大学(北京);2.中国科学院地质与地球物理研究所;3.东南大学) 摘要:烃源岩测井评价通过纵向连续的高分辨率测井信息估算地层的有机碳含量,弥补了因取心不足而造成的在区域范围内识别与评价烃源岩的困难,为资源量估算及油气勘探决策提供地质依据。研究了用Δlg R 、多元统计分析和人工神经网络方法根据测井信息识别与评价烃源岩的方法,用这些方法对塔里木盆地台盆区21口井寒武2奥陶系进行烃源岩层段识别与评价,将测井资料处理成果与岩心的有机地化、地质录井资料相互检验,证实所用方法基本满足烃源岩评价的需要。图6参7(朱振宇摘) 关键词:烃源岩;有机碳含量;多元统计;人工神经网络;测井信息;识别中图分类号:P631.811 文献标识码:B 有机碳含量(TOC )是反映岩石有机质丰度最主要的指标。对岩心、岩屑样品进行有机地球化学分析,可获得有机质丰度和转化率等系列参数。然而,岩心样品有限,分析费用昂贵且费时,特别是岩屑分析结果可能不准确。利用测井曲线估算地层有机碳含量,既可以克服以上缺点,同时容易得到区域范围的地层有机碳含量数据,为资源量估算及油气勘探决策提供地质依据。笔者在充分考察前人有关烃源岩测井分析方法的基础上,分析与对比Δlg R 法、多元统计分析法和人工神经网络法[127]的特点,并将这些方法运用于塔里木盆地台盆区寒武2奥陶系烃源岩的测井分析与评价中,取得了较好的效果。 1烃源岩的测井响应 富含有机碳的烃源岩具有密度低和吸附性强等特征。假设富含有机碳的烃源岩由岩石骨架、固体有机质和孔隙流体组成,非烃源岩仅由岩石骨架和孔隙流体组成(见图1a ),未成熟烃源岩中的孔隙空间仅被地层水充填(见图1b ),而成熟烃源岩的部分有机质转化为液态烃进入孔隙,其孔隙空间被地层水和液态烃共同充填(见图1c )。测井曲线对岩层有机碳含量和充填孔隙的流体物理性质差异的响应,是利用测井曲线识别和评价烃源岩的基础 。 图1 岩石组成示意图 正常情况下,有机碳含量越高的岩层在测井曲线上的异常越大,测定异常值就能反算出有机碳含量。测井曲线对烃源岩的响应主要有:①在自然伽马曲线和能谱测井曲线上表现为高异常,原因是烃源岩层一般富含放射性元素,如吸咐特殊元素U 。②烃源岩层密度低于其它岩层,在密度曲线上表现为低密度异常,在声波时差曲线上表现为高时差异常。③成熟烃源岩层在电阻率曲线上表现为高异常,原因是其孔隙流体中有液态烃,不易导电,利用这一响应可识别烃源岩成熟与否。 2识别烃源岩的Δlg R 技术 将声波时差曲线(专门刻度孔隙度的测井曲线)叠合在电阻率曲线上(最好是探测仪器所测曲线),两条曲线的幅度差(以每个深度增量来确定)即为Δlg R 。幅度差用相对刻度表示,即每两个对数电阻率循环为 -328μs/m (100μs/δt ),相对于1个电阻率单位的比率为-164μs/m (50μs/δt )。以细粒的非烃源岩为基线,基 线定义在两条曲线“轨迹”一致或在一个有意义的深度段正好重叠处。 Δlg R 与TOC 呈线性关系,并且是成熟度的函数。如果成熟度可以确定,可以将Δlg R 转换为TOC 。Passey 等(1990)经过分析后,提出了相应的经验公式: TOC =Δlg R ×10 a 其中a =2.297-0.1688LOM LOM 是热变指数,反映有机质成熟度,可以根据大量样品分析(如镜质体反射率分析)得到,或从埋藏史和热史评价中得到。 5 石 油 勘 探 与 开 发 2002年8月 PETRO LE UM EXP LORATI ON AND DE VE LOP ME NT V ol.29 N o.4
烃源岩
（五）证实柴达木盆地震旦系－下古生界发育良好的烃源岩 （1）烃源岩地质特征 柴达木盆地震旦系－下古生界发育稳定型、活动型两类沉积地层。在柴北缘欧龙布鲁克地区稳定型沉积地层中，发育震旦系全吉群上部、下古生界两套烃源岩。在柴达木盆地其它地区活动型下古生界沉积地层中，发育滩间山群a段、铁石达斯群A段烃源岩。 在柴北缘全吉山－欧龙布鲁克一带，震旦系－下古生界为稳定型沉积。震旦系全吉群下部为一套紫红色砾岩沉积，中部为一套纯净的石英砂岩沉积部，上部发育灰黑色-黑色页岩夹泥质粉砂岩，碎屑岩总厚度为1179.44m，其中暗色页岩厚度为185.06m。下古生界寒武系为一套台型碳酸盐岩沉积，总厚度956.47m。下奥陶统多泉山组下部亮晶灰岩与亮晶白云岩互层段，上部岩性以灰色-深灰色泥晶灰岩、细晶灰岩为主，厚度1187.44m。石灰沟组发育厚层黑色页岩，厚度280m。中奥陶统大头羊沟组为一套砾岩-含砾砂岩-砂质白云岩-角砾状灰岩-灰岩组成的滨海-浅海相沉积建造。 柴达木盆地其它地区下古生界为活动型沉积，在柴北缘为滩间山群，在柴南缘为铁石达斯群。 滩间山群、铁石达斯群是一套中基性火山岩,细碎屑岩(类复理石)和碳酸盐岩组成的弧后火山-浅海沉积建造，由海相碳酸盐岩、碎屑岩以及火山岩组成。滩间山群分为五个岩段，包括b.d两个火山岩段以及a.c.e三个沉积岩段。a岩段为泥岩夹结晶灰岩段，c.e都为砾岩段，c岩段中发育火山碎屑沉积且c岩段发生强烈动力变质作用。 滩间山群a段（O3tn a）、铁石达斯群A段发育黑色泥岩，部分已变质成千枚
岩，主要出露在滩间山、石棉矿和纳赤台地区，其中滩间山地区黑色泥岩厚约70.01m，为好的烃源岩。 （2）烃源岩地球化学特征 ①有机质丰度 A、欧龙布鲁克剖面： 全吉群的黑色页岩TOC值为0.02～0.55%，平均值为0.27%；氯仿沥青“A”范围为0.001%～0.0041%，平均值为0.002%（图2-24）；生烃潜量S1+S2范围为0.01mg/g～0.05mg/g，平均值为0.02mg/g。 图2-24 全吉群氯仿沥青“A”与TOC分布图 寒武系的页岩TOC范围为0.01%～0.11%，平均值为0.05%；氯仿沥青“A”范围为0.0012%～0.0043%，平均值为0.0023%（图2-25）；生烃潜量S1+S2范围为0.02mg/g～0.03mg/g，平均值为0.02 mg/g。 寒武系的灰岩TOC范围为0.02%～0.08%，平均值为0.04%；氯仿沥青“A”范围为0.0016～0.0032%，平均值为0.0022%；生烃潜量S1+S2范围为0.01mg/g～0.15mg/g，平均值为0.065 mg/g。 下奥陶统的多泉山组灰岩TOC值为0.01%～0.19%，平均值为0.05%；氯