从传统理论体系到创新理论思维——以含油气盆地研究和烃源岩生烃理论为例

创新理论思维是产生创新理论的基础和前提,而创新理论是相对传统理论体系而言的,创新理论的形成其实就是从传统理论体系到创新理论思维的研究过程.例如目前在含油气盆地研究方面有两种思维方法:一种是传统大地构造理论体系,其研究内容主要是形态描述和成因分析,沉积盆地与油气富集的关系则主要通过含油气盆地类型与油气富集程度之间的统计数据来说明,这既误导了油气勘探的目标和方向,也误导了含油气盆地的研究方向;另一种是石油地质理论思维方法,它认为一个沉积盆地能否成为含油气盆地以及油气是否丰富,主要取决于盆地整体沉降阶段能否沉积完整的生、储、盖层及上覆岩层,特别是能否发育一套优质烃源岩并经热演化实现成烃过程,含油气盆地的研究内容主要是盆地发育史和石油地质演化史.在烃源岩生烃理论研究方面也有两种不同的思维方法:一种是干酪根热降解晚期生烃学说,它实际上是油页岩热解生成页岩油的翻版,其热降解模拟结果存在明显的理论脱离实际的问题,以生油岩的生油潜量代替实际生油量,导致用成因法计算的石油资源量存在概念性错误;针对该学说存在的问题,提出了烃源岩有限空间生烃理论思维的新概念,烃源岩在成岩演化和有机物热演化过程中,提供有机物热降解反应以及容纳生成石油的只能是烃源岩此阶段的孔隙空间,它是有限的,而且随着埋深的增加而减小.     

如何重建中国陆相烃源岩生油理论

欧洲有机化学家在多年研究和实验的基础上,提出了干酪根热降解生油学说,而后又将其上升为烃源岩热降解生油学说,即烃源岩生油理论。实际上该学说是用有机化学的思维方法和实验技术,研究干酪根在高温作用下的生油过程和特点。但烃源岩生油问题是研究烃源岩在地质条件下的生油过程和特点,是有机地球化学研究的课题。对有机化学而言,化学反应的三个基本条件都是人为因素完成的,即都是可知的;但对有机地球化学来讲,这三个基本条件是不可知的,只能通过勘探手段和石油地质综合研究、模拟实验等方法获知。用有机化学的思维方法研究烃源岩生油问题时,无需对烃源岩和生油凹陷(或洼陷)做石油地质条件的综合分析研究;而采用有机地球化学的思维方法,首先要了解烃源岩的物质成分特征和生油凹陷(或洼陷)的石油地质条件,才能研制烃源岩生油模拟仪并开展模拟实验,在石油地质综合分析及模拟实验的基础上,才能开展烃源岩生油评价研究。重建中国陆相烃源岩生油理论的思维方法 ,是在对含油气盆地在整体持续沉降阶段有机物富集、向油气转化以及生成油气与孔隙水之间的互溶和保存进行研究的基础上,开展相关的模拟实验,最终完成重建研究。主要内容包括全国主要含油气盆地的石油地质特征研究、主力烃源岩全岩分析研究,以及烃源岩生油模拟实验仪的研制及相关单因素物质的模拟实验研究。     

烃源岩生油模拟实验仪的研制与实验

烃源岩生油模拟实验研究是烃源岩生油理论的重要组成部分。无锡石油地质研究所根据烃源岩有限空间生烃理论的研究思路,自主设计研制了DK地层孔隙热压生排烃模拟实验仪。该仪器由高温高压生烃反应系统、双向液压控制系统、排烃(初次运移)系统、自动控制与数据采集系统、产物分离收集系统和外围辅助设备六部分组成,可模拟不同类型烃源岩在不同温度、不同压力、不同流体介质和无机矿物等条件下的生烃能力与排烃效率。选取泌阳、东濮、东营和白音查干凹陷以及吉林桦甸露头的低成熟度、不同有机物丰度和不同岩性的11块烃源岩样品,在完全封闭体系、不排烃的状态下开展模拟实验,目的是研究盆地整体持续沉降阶段,生油凹陷(或洼陷)内的烃源岩,在有限孔隙空间封闭体系内的热压生烃过程。当RO值达到0.8%~1.0%时,所有样品的生油量均不再增加,烃源岩的生油受到抑制。这与样品同属一地层时代的油田主力烃源岩现今实测RO值基本一致,说明本次模拟实验的结果与现今生油凹陷烃源岩的生油过程大体相同。根据11块烃源岩生油模拟实验获取的生油量数据分析,可以确定中国陆相烃源岩的评价标准,获取的生油量和残余有机碳参数可用于烃源岩真实生油量的计算。     

中国烃源岩研究进展、挑战与展望

新中国油气工业发展60年历经两次大飞跃:第一次是在20世纪50年代初至80年代初,实现了陆相油气勘探重大发现并建立了陆相石油地质理论;第二次是在上世纪80年代初至今,实现了海相碳酸盐岩层油气勘探的重大突破并形成了中国特色海相石油地质理论。这些成果基于从中元古界到新近系均有发育的丰厚烃源岩基础,其中新生界陆相烃源岩和下古生界海相烃源岩生成了主要的石油储量,发现了大庆油田、渤海湾富油区和塔河等大油田;石炭—二叠系和侏罗系烃源岩构成了天然气储量主体,探明了苏里格、克拉2和普光等大气田。进入21世纪以来,中国油气勘探更呈现出"三海一陆"并进、石油稳定发展、天然气快速发展的良好态势,继上世纪60年代大庆和渤海湾油气大发现以后,全国年均新增探明石油地质储量再次突破10×108t大关,新增探明天然气储量也以年均5000×108m3的速度增长。该成果的取得与优质烃源岩、多元生烃的认识及陆相岩性地层油气藏、海相碳酸盐岩油气藏理论的提出等理论认识的重大突破,以及不断进步的钻探、物探和有机地球化学等勘探技术密不可分。目前,我国烃源岩研究仍面临着找到了大油气田主力烃源岩尚未明确、深层油气生成及其保存机制尚不清楚和资源潜力预测仍存在不确定性等亟待解决的众多挑战,其未来发展必须借助于油气勘探稳定发展的良好时机,把握生烃成藏的核心问题和勘探开发实际需求,切实将成烃与成盆、成藏作为一个含油气系统来动态研究烃源岩问题。     

对干酪根热降解生油学说的剖析

干酪根热降解生油学说于1978年正式提出。其理论思维和实验方法均源于油页岩热降解生成页岩油的生产过程,理论依据是把烃源岩等同于油页岩,认为二者所含的有机物均为干酪根,既然油页岩加热至550℃能生成页岩油,那么烃源岩加热至相同温度也应生成石油。为此,效仿油页岩实验装置研制了烃源岩评价热解仪,按照油页岩热降解的实验温度,最终实现了烃源岩的生油过程。不难看出,该学说的理论内涵是用有机化学的实验方法,将地下烃源岩中含有的干酪根放在实验室内,研究干酪根仅在温度作用下的生油过程。这是典型的用有机化学的思维方法研究干酪根的生油过程,但烃源岩的生油问题是研究在地下石油地质环境和条件下干酪根的生油过程,也就是研究烃源岩在生油凹陷(或洼陷)这个地下"大实验室"范围内,干酪根受温度、压力及各种石油地质环境和条件影响下的生油过程。因此,只有用石油地球化学的思维方法和实验技术,才能客观真实地研究地下烃源岩的生油过程。     

试论石油地质基础研究与理论创新

目前在油气勘探开发领域对于石油地质基础研究概念的理解上存在很大误区,地质学家把地质基础研究、有机地球化学家把有机地球化学特征作为了石油地质基础研究。应该把成盆、成烃、成藏作为一个统一的、相辅相成的过程来探讨石油地质基础研究的问题,这种理解与含油气系统概念相似。由于现有体制和机制的原因,目前开展的石油地质基础研究缺乏齐全准确的基础资料和扎实可靠的基础工作的支撑,无法实现理论创新。石油地质学家应把盆地的石油地质基础研究重点放在认真分析盆地在持续沉降、整体上升和全面萎缩3个发展阶段的演化特征,以及与成烃和成藏过程的内在关联方面,这也是含油气盆地研究的理论创新方向。建议应从3个方面开展成烃的基础研究。而成藏研究的正确方向应当是研究在盆地整体上升阶段和全面萎缩阶段烃源岩与圈闭之间的压力差。     

“蚀化排烃”在油气初次运移中的作用

油气初次运移研究主要体现在油气初次运移的动力解释及模型建立方面,现行的排烃动力观点主要有压实作用、欠压实作用、有机质生烃作用等,主要的排烃模型有正常压实排烃和异常压力幕式排烃模型。"蚀化排烃"理论认为烃源岩在进入生油窗后,由于生油过程中岩石骨架的部分组分转化为干酪根后又进一步转化为油气,原先的岩石骨架结构遭到破坏,在上覆岩层压力下使油气从烃源岩排出。以SW33-46井中的一段高丰度烃源岩为例,运用"蚀化排烃"理论计算了生油过程对烃源岩孔隙度的影响,结果显示生油过程对高丰度烃源岩的孔隙度和压实作用有重要影响;建立了正常压力压实和异常压力压实排烃机理模型;分析了巨厚烃源岩排烃模式、薄层烃源岩排烃模式、未熟—低熟油排烃模式、成熟油排烃模式,得出影响"蚀化排烃"的因素包括有机质丰度、有机质类型、烃源岩的非均质性、地温场、地压场及地应力场的分布等,其中有机质丰度是控制蚀化作用强弱的最重要因素。     

论海相生油与陆相生油

上世纪二三十年代,世界上发现的石油资源绝大部分都在海相地层中,勘探实践所提供的客观事实,使西方许多地质家形成了只有海相才能生油的概念。1941年,潘钟祥先生首次提出"中国陆相生油"。长期以来,海相生油与陆相生油一直存在争论。中国的石油地质家经过几十年的勘探,不仅在诸多的中新生代陆相沉积盆地发现了丰富的石油,而且还找到了大庆、胜利等亿吨级的大油田。实践证明,中国学者坚持的海相能生油陆相也能生油的认识是正确的。海相烃源岩和陆相烃源岩都是在半咸水、咸水沉积环境中形成的,大陆架、大陆坡是海相烃源岩发育的理想环境,而内陆咸化湖盆中的深水凹陷(或洼陷)则是陆相烃源岩发育的最好环境。同时,海相烃源岩和陆相烃源岩中有机物质的主要来源均为半咸水、咸水水体环境中发育的浮游藻类。因此,海相生油与陆相生油并没有本质的区别,都是烃源岩生油理论的一个组成部分,不存在独立的海相生油理论或独立的陆相生油理论。二者唯一的区别,就是陆相烃源岩的Ⅰ型干酪根比海相烃源岩的Ⅱ型干酪根品质更好,生油能力更强。     

用逻辑思维重建中国陆相生油理论

中国陆相生油是我国老一代石油地质家提出的,它不仅有效指导了中国陆相沉积盆地的石油勘探,也为中国陆相生油理论研究提供了丰富资料和宝贵经验。中国的石油地质家本应继承老一辈的优良学风,坚持通过石油勘探实践研究中国陆相石油地质理论。但1978年干酪根热降解生油学说引入我国之后,我国一些石油地质家在迷信崇拜外国知名学者和急于求成的思想影响下,在没有完全理解该学说理论内涵的情况下,就全盘接受该学说并在我国全面推广应用,从此把中国陆相生油理论研究引入误区。干酪根热降解生油学说既不研究烃源岩的形成与演化,也不研究烃源岩的生油条件和某演化阶段的实际生油量,只研究烃源岩中所含的干酪根在温度作用下的生烃潜量,因此该学说只是用有机地球化学思维研究温度与石油生成关系的一种实验方法,不是烃源岩生油理论。必须抛弃模仿思维,运用逻辑思维重建中国陆相生油理论研究思路和方法 ,重点针对生油凹陷(或洼陷)即"深坳陷"沉积发育史和烃源岩岩性组合划分,烃源岩有机质热演化条件和环境,烃源岩内油、气、水三相态流体赋存特征展开研究。     

“人造石油”与天然石油

运用油页岩干馏炼油工艺,使油页岩所含有的干酪根全部热解生成石油,这种石油称之为"人造石油"。在此基础上,欧洲有机化学家提出了干酪根热降解生油学说,奠定了"人造石油"的理论基础。"人造石油"的生产是有机化学反应过程,完全由人为操作控制完成。油页岩干馏分为地上干馏和地下原位干馏。天然石油是指烃源岩含有的干酪根在地下地质条件下热解生成的石油。如果烃源岩是在海相沉积环境中形成的,则生成的石油称之为海相石油;如果烃源岩是在陆相沉积环境中形成的,则生成的石油称之为陆相石油。不管是海相石油还是陆相石油,其沉积环境都是咸水或半咸水,其有机物主要来源也都是咸水、半咸水环境中发育的浮游藻类。用"人造石油"的理论干酪根热降解生油学说,去研究天然石油问题,是把有机化学和有机地球化学混为一谈,是错误的。美国古生代页岩油气之所以丰富,是由全球独一无二的地质条件决定的,中国不具备这种地质条件,因此中国的页岩油气并不丰富。     

Timing of petroleum generation and source maturity of selected wells in Abu Gharadig Basin,North Western Desert,Egypt

The timing of petroleum generation of source rocks is recognized to investigate the maturation level of the proven potential source formations for oil preservation dead lines, and predict the levels of thermal maturity of the studied sequences in terms of hydrocarbon generation and expulsion. For theses purposes four thermal burial history and maturity profiles were constructed of the Abu Gharaig-1 SW Umbaraka-1, GPZ-1, and GPX-1 wells. The results showed Abu Roash and Bahariya formations are immature to mature source rocks and have poor to fair potential to generate both oil and gas and still are within the early stage of hydrocarbon generation till the present time. Alam El Bueib and Masajid formations bear mature source rocks and have good generating capability for generating both oil and gas and entered the oil window since Cretaceous to Miocene times and lies within oil and gas windows at present time. Khatatba Formation bears a mature source rock and has good generating capability for both oil and gas and entered the oil window during Late Cretaceous to Eocene times.     

Source Rock Evaluation of The Eocene Shales in the Gökçesu Area (Bolu/Turkey)

Abstract

Hydrocarbon potential of oil shale samples from the Gökçesu basin in Bolu, Turkey, was evaluated on the basis of organic geochemical, organic petrographic, gas chromatography, and thin-layer chromatography techniques. Organic materials were found to be oil-producing type (Type I and II kerogen). Thermal maturities, that indicate diagenetic and early mature oil formation stage, were determined with pyrolysis (Tmax), production index (PI), and spore color index (SCI) analyses. The amount of organic material ranging between 0.21 and 15.89% reveals that the unit has variable source rock potentials from weak to perfect. The productivity of the basin was probably high and organic matter preservation was enhanced by a stratified water column. As the basin began to fill with sediment and become shallower, TOC and HI values declined, as the basin water was better oxygenated and preservation conditions declined. On the basis of geologic data, organic geochemical analyses and organic petrographic studies, organic facies of Eocene shales is of AB and B types.     

克拉玛依百口泉油田地层水化学特征与油气成藏关系

石油（天然气）与地层水是一对孪生姐妹，油气的生成、运移、聚集、保存和散失都是在地层水的环境里或是在地层水的参与下进行的。地层水运动是油气运移聚散的动力和载体，其化学成分直接或间接地反映出油气赋存的环境与条件。地层水与油气在地质历史进程中的活动是相瓦依存、制约的因果关系。从水文地质观点和角度研究油气水的演化．剖析水一油相互作用的关系，掌握地层水对油气藏形成和分布的作用，同时利用地层水的某些离子特征和特征系数来反映油气的保存条件、地层的封闭程度、油气的运移规律。研究油田水文地球化学的目的在于寻找不同水文地质条件下油气运聚的水化学特征及其变化规律，而后利用水化学的变化特征来寻找有利的油气聚集带。因此研究不同地区不同层系的油田水文地质。也是寻找油气藏的一种方法，可为油气勘探提供依据，直接为生产服务。同时也是进行含油气远景评价的必备基础。     

Estimations of the upper and lower depth limits for kerogen to generate oil/gas worldwide: A hypothesis

This study focuses on the upper and lower depth limits for kerogen to generate oil/gas worldwide. For the first time, the upper and lower depth limits of the conversion process from kerogen to oil/gas are given by the equations with clear physical significance. The method for obtaining the parameters in the equations is also proposed. The results show that the upper limit of hydrocarbon generation of kerogen mainly depends on the ratio of the minimum dissociation energy and initial molar mass of hydrocarbon generation. The smaller the ratio is, the shallower the upper limit of hydrocarbon generation of kerogen is. The upper depth limit of hydrocarbon generation ranges from 688 m to 4925 m, with an average of 1944 m. The lower limit of hydrocarbon generation mainly depends on the ratio of the dissociation energy and molar mass at the end of hydrocarbon generation. The lower depth limit of hydrocarbon generation is proportional to the above ratio. The lower limit of hydrocarbon generation of kerogen ranges from 2539 m to 16 337 m, with an average of 6926 m. This study not only solves a major controversial issue which is the minimum and maximum depth of drilling required to capture oil/gas but also helps select the location of carbon storage. It will be conducive to the effective utilization of fossil energy and the early realization of global carbon neutralization.     

Conversion of oil shale to liquid hydrocarbons

Oil shale is a complex fossil material that is composed of organic matter and mineral matrix. The thermal decomposition of the organic matter generates liquid and gaseous products. Oil shale is a porous rock containing kerogen, an organic bituminous material. Kerogen is a solid mixture of organic compounds that is found in certain sedimentary rocks. The kerogen can be pyrolyzed and distilled into petroleum-like oil. Oil shale and bituminous materials are suitable for obtaining petroleum-like products. The process designed in this study has the ability to control unwanted volatile materials. The mineral matter is removed from oil shale before pyrolysis. The pyrolysis of the oil shale is performed in a retort. The temperature at which the kerogen decomposes into usable hydrocarbons begins at 300°C, but the decomposition proceeds more rapidly and completely at higher temperatures. Decomposition takes place most quickly at a temperature between 475 and 525°C. Shale oil from oil shale consists of the hydrocarbons: paraffins, olefins, isoparaffins and naphthenes, isoolefins and cycloolefins, monocyclic aromatics, and poly-cyclic aromatics. The nonhydrocarbons are nitrogen, sulfur, and oxygen (NSO) compounds.     

Organic richness,hydrocarbon potentiality,maturity, and timing of petroleum generation of the Cretaceous and Miocene source rocks in the central Gulf of Suez,Egypt

Total organic carbon (TOC) and pyrolysis analysis of the Cretaceous and Miocene source rocks in the central Gulf of Suez were evaluated throughout the 25 rock samples collected from 6 formations, namely Wata, Raha, Nubia “A” (Cretaceous source rocks); and Nukhul, Zeit, and Belayim (Miocene source rocks) from Gharib-252, Gharib-153, Gharib-163, Gharib-164, Gharib-167, and Gharib-165 wells. These data are used to study the probabilities of the source rock in the Cretaceous and Miocene source rocks in the central Gulf of Suez for the hydrocarbon generation through identifying the organic richness, type of organic matters, and thermal maturation of these organic materials. The results revealed that the Cretaceous formations are immature source rocks, ranging from fair to good source rocks and have kerogen of type III and type III/II. Meanwhile, Miocene source rocks, ranging from immature to marginally mature source rocks, are considered to range from good to very good source rocks for potential generation of both oil and gas and are characterized by kerogen of type III/II and type II.     

中国页岩油气发展初期主攻的战略重点——老油气区

即使对于以吸附和超微孔、缝为储集空间的页岩油气来说,盆地边缘的强烈隆起和变形地区的保存条件也明显逊于盆地内部。许多不利条件使得在这类地区中标页岩气勘探区块的新组成的油气企业面临更多困难。盆地内部老油气区多,具有资料基础好、认识程度高、勘探开发的基础设施利用条件和交通条件好、可就近得到设备和人才方面的有力支撑等优势,因而可使勘探周期大为缩短,节约大量投资,而且会有较高的成功率,使整体勘探效益明显提高。显然,盆地内部应成为页岩油气发展初期主攻的战略重点,但遗憾的是目前页岩气招标区块却主要在盆地边缘。大型国家石油公司应承担起页岩油气开发主力军和先锋的作用。欲调动各方面的积极性促进页岩油气快速发展,就要促进油气行业的市场化改革,依法落实和改善对勘探开发区块的管理,完善地质资料的上交使用机制,建设监管法规体系和机构。为此,当务之急要尽快建立包括改革措施和法规体系监管机制试点在内的国家级综合试验区。