烃源岩中有效有机质的类型评价及意义

在经典干酪根质量划分方案的基础上,将原来的惰性干酪根进一步细分为“死碳”和无效碳,分别为不参与生烃和参与生烃但不作为油气产物的有机碳.新的干酪根质量划分方案可以很好地解释地质条件下氢质量分数与有机质丰度之间常见的协变关系.结合生、排烃模型,随着成熟度的增加,氢质量分数沿带状曲线逐渐降低,并不是沿某一条曲线逐渐降低,与地质数据相符,说明一套烃源岩原始的氢质量分数采用定值并不合适.烃源岩中有效有机质的类型定义为参与生烃的有机质类型,烃源岩有机质由有效有机质与无效有机质组成,后者无生烃潜力但会降低氢质量分数的计算值.一套烃源岩内氢质量分数的变化可能是有机质保存条件的波动(如硫酸盐还原强度的变化)的反映,并非一定是由于有机质类型输入的变化.有效有机质类型评价表明,有效有机质类型为倾油(油源岩),但原始氢质量分数低的烃源岩仍是形成滞留油裂解气型页岩气藏的有利烃源岩,常规有机质类型评价可能将这些烃源岩忽略.     

烃源岩特征与生烃动力学研究——以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组为例

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组含有丰富的油气资源,其烃源岩主要有页岩、碳酸盐质页岩和粉砂质泥岩,它们均具有有机质丰度高、生烃潜力大、当前处于低成熟至成熟阶段、有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ型为主的特征,在对其特征进行评价的基础上,选取中-低成熟度、有机质丰度较高的烃源岩进行开放体系条件下的热解实验和动力学模拟实验,进而研究烃源岩样品的生排烃特征。结果表明,芦草沟组烃源岩活化能主要为210 kJ/mol;上述3 种烃源岩中,页岩具有最高的生烃量和排烃效率,碳酸盐质页岩次之,而粉砂质泥岩的生烃量和排烃率均最低,但前两者却具有较高的滞留烃含量。综合前人的研究成果,最终认为芦草沟组烃源岩生烃增压作用是烃源岩排烃和致密油气聚集的主要动力,页岩和碳酸盐质页岩段是致密油勘探的目标层段。     

查干凹陷巴二段烃源岩评价及排烃特征研究

根据烃源岩厚度、有机质丰度、类型和成熟度对查干凹陷白垩系巴音戈壁组二段烃源岩进行了评价,在此基础上,利用生烃潜力法对巴二段的排烃特征进行研究并对其排烃强度进行评价.研究发现巴二段烃源岩层厚度大,有机质丰度高、类型好,但东西部次凹差别较大;巴二段烃源岩的排烃门限和排烃高峰分别对应于1600m和2700m;平均排烃效率为55％,最大可达80％;平均排烃强度为200×104t/km2.展现了良好的资源勘探潜力.     

渤海湾盆地青东凹陷古近系烃源岩生烃潜力分析

通过分析已有样品的有机碳含量、生烃潜量、氢指数、最大热解温度及镜质体反射率Ro等参数,对青东凹陷古近系烃源岩有机质丰度、有机质类型和有机质成熟度进行研究。该区沙三段、沙四段为好-非常好的烃源岩,东营组、沙一段、沙二段烃源岩类型以腐殖型(Ⅲ型)和混合型(Ⅱ型)为主,而沙三段、沙四段烃源岩类型主要为腐泥型(Ⅰ型)和混合型(Ⅱ1型)。沙三段、沙四段烃源岩,已进入低熟-成熟期,具有较强的生烃能力。     

生烃潜力法研究烃源岩排烃特征的原理及应用

在排烃门限概念的基础上,利用烃源岩热解资料结合计算机技术,基于"将今论古"的思想和"物质平衡原理",详细探讨了生烃潜力法研究烃源岩排烃特征的原理、方法、操作流程及存在的问题;在综合研究的基础上,对原有生烃潜力指数地质模型进行了进一步的完善;并运用该方法对苏北盆地海安凹陷泰州组烃源岩排烃量和排烃效率进行了计算。研究表明,海安凹陷泰州组烃源岩排烃量约为2.2×10~8t,排烃效率为50%。实践证明,由于生烃潜力法建立在大量的热解资料的基础上,体现了整体的变化趋势,因而合理回避了油气生成运移机理,可靠性高,方法简单易行。     

改进的烃源岩生烃潜力模型及关键参数模板

岩石热解测试分析数据中最重要的参数——氢指数IH和原始氢指数IHo是衡量烃源岩生烃潜力的重要指标。针对已有IHo模型存在的不足,提出一种改进模型,提高了计算结果与实测值的符合率,并推导出碳恢复系数、原始有机碳含量、可转化碳含量、可转化碳百分比、转化率、降解率、产烃率、原始有机质孔隙度等参数的定量模型。通过统计国内外7个盆地1249组岩石热解和TOC数据,拟合得出Ⅰ型、Ⅱa型、Ⅱb型和Ⅲ型4种有机质类型烃源岩IHo模型的关键参数值,并建立4种类型烃源岩生烃潜力、碳恢复系数、转化率、降解率、产烃率、原始有机质孔隙度等参数随Tmax变化的模板,弥补了有效烃源岩定量研究手段的不足,有望促进油气资源评价技术的发展。     

辽中凹陷优质烃源岩评价

油气是由烃源岩中的有机质生成的,因此有机质的丰度、类型及成熟度决定了生烃的潜力,辽中凹陷是辽东湾地区生烃潜力最大的凹陷,具有很大的油气开采价值。通过有机质的含量、热解、镜检及镜质体反射率等方法来评价辽中凹陷烃源岩的基本地化特征,研究结果表明：沙一段、沙三段和东三段这3套地层中好一最好的烃源岩占到了岩样总数的70％,有机质类型主要发育为Ⅱ1和Ⅱ2型,生烃门限在2500m左右深处、     

烃源岩生烃抑制模拟实验及机理

为探索高压条件下烃源岩生烃抑制机理,利用济阳坳陷页岩样品,以热解实验求取了开放体系生烃动力学参数,并进行了高压条件下和封闭条件下生烃模拟实验。对比高压生烃模拟实验转化率和利用动力学参数计算的开放体系转化率:在高压条件下各个样品的生烃转化均受到一定程度的抑制,但生烃抑制程度不同,有机质原始生烃能力越强(原始热解S_2越高),其抑制作用越明显;生烃转化率的抑制程度与烃源岩内滞留烃量正相关,滞留烃含量越高、生烃抑制越明显。封闭条件模拟实验表明:在同样的封闭条件下,生烃转化率与有机质原始生烃能力负相关,原始生烃能力越高、转化率越低;烃源岩生烃过程中存在着化学平衡,而生成烃类的大量滞留会导致有机质生烃的逆反应速率增加,减缓整体反应速度;烃源岩生烃抑制可能是生成的烃类流体排出不畅、生烃逆反应速率增加等原因所导致,而高压只是封闭性的客观反应,烃源岩非生烃成因导致的异常高压与生烃抑制可能不存在必然联系。     

松辽盆地北部青山口组一段有效烃源岩评价-图版的建立及意义

有效烃源岩是指已经生烃且排烃的沉积岩,排烃的临界值是指烃源岩的生烃量刚好达到烃源岩的最大残留烃量。根据质量守恒原理建立了松辽盆地北部青山口组一段（简称青一段）有效烃源岩的识别图版,有效烃源岩识别图版综合考虑了烃源岩有机质丰度、类型和成熟度的影响,从而避免了传统烃源岩评价中将上述3种参数分别评价的不足,可以快速直观地评价烃源岩的有效性及排烃潜力。高有机碳含量的烃源岩易于排烃,且所需的热演化程度相对较低,而当有机碳含量低于0.4%时,烃源岩不能排烃,为烃源岩的有机碳含量下限。利用该图版对松辽盆地中央坳陷区不同凹陷的青一段烃源岩进行的评价结果表明,齐家-古龙凹陷、长垣南、三肇凹陷、王府凹陷源岩均可大量排烃,而黑鱼泡凹陷烃源岩位于排烃临界线之下或附近,排烃潜力有限。这与目前勘探结果相吻合,表明该图版的有效性,可用于优选勘探区带,降低勘探风险。     

An evaluation diagram of effective source rocks in the first member of Qingshankon Formation in northern Songliao Basin and its implication

有效烃源岩是指已经生烃且排烃的沉积岩,排烃的临界值是指烃源岩的生烃量刚好达到烃源岩的最大残留烃量.根据质量守恒原理建立了松辽盆地北部青山口组一段(简称青一段)有效烃源岩的识别图版,有效烃源岩识别图版综合考虑了烃源岩有机质丰度、类型和成熟度的影响,从而避免了传统烃源岩评价中将上述3种参数分别评价的不足,可以快速直观地评价烃源岩的有效性及排烃潜力.高有机碳含量的烃源岩易于排烃,且所需的热演化程度相对较低,而当有机碳含量低于0.4％时,烃源岩不能排烃,为烃源岩的有机碳含量下限.利用该图版对松辽盆地中央坳陷区不同凹陷的青一段烃源岩进行的评价结果表明,齐家-古龙凹陷、长垣南、三肇凹陷、王府凹陷源岩均可大量排烃,而黑鱼泡凹陷烃源岩位于排烃临界线之下或附近,排烃潜力有限.这与目前勘探结果相吻合,表明该图版的有效性,可用于优选勘探区带,降低勘探风险.     

准噶尔盆地东南缘油页岩有机地球化学特征及含气潜力

准噶尔盆地页岩气尚属于研究起步阶段,勘探程度低,还未发现页岩气藏。通过对准噶尔盆地东南缘雅玛里克山、水磨沟、三工河等地区上二叠统芦草沟组油页岩样品进行有机地球化学特征系统分析,认为：芦草沟组油页岩有机碳平均含量为9.71%,油页岩氢指数(I_H)平均值为471.56mgHC/g_TOC,有机质类型主要为Ⅱ型,处于低熟—成熟热演化阶段。通过与北美五大页岩气系统地球化学参数和地质参数对比,初步确定准噶尔盆地东南缘存在发育热成因页岩气藏的条件,部分区域可能有生物成因气生成。3个地区中,以三工河地区油页岩有机质丰度最高,有可能成为研究区页岩气勘探开发的有利区域。     

南祁连盆地木里坳陷中侏罗统烃源岩原始有机碳含量恢复及与微孔隙演化的相关性

泥页岩有机质碳含量（TOC）是页岩油气评价的重要参数之一。然而,受有机质热演化生排烃影响,利用现今TOC评价与预测页岩油气资源时会出现一定的偏差。因此,进行烃源岩原始有机碳恢复对油气资源评价具有重要意义。木里坳陷位于南祁连盆地东北部,陆相中侏罗统广泛分布。中侏罗统为一套湖泊—三角洲相沉积的细粒碎屑岩,发育多套厚层富有机质暗色泥页岩,生烃潜力巨大。该层段内油气资源丰富,页岩有机质从低成熟到高成熟阶段均有分布,为原始有机碳含量的恢复提供了必要条件。以木里坳陷中侏罗统富有机质页岩为研究对象,利用岩石热解数据,采用物质平衡法有机碳恢复模型,对中侏罗统页岩原始有机碳含量进行了恢复。结果表明,中侏罗统页岩原始TOC含量与现今TOC含量的比值介于1.04~1.62之间,且随着热演化程度增高,比值变大。现今TOC含量与有机质孔隙发育之间没有必然的联系,然而,原始TOC含量与现今TOC含量之间的比值可以间接判断页岩有机质微孔隙发育情况。木里坳陷侏罗系页岩有机质类型以Ⅱ型和Ⅲ型为主,热演化参数（T_max）大于440 ℃时,烃类转化率和排烃率都大于40%。相比样品矿物（石英和黏土矿物）含量、T_max参数和现今TOC含量,原始TOC含量与页岩兰氏体积拟合性更好,结合热解参数T_max,可以更好地判断页岩油气的吸附能力。因此,开展木里坳陷中侏罗统烃源岩原始有机碳含量恢复的研究,可以为木里坳陷烃源岩评价提供理论基础;同时对木里坳陷油气资源勘探提供新的思路。     

泥页岩中有机质的赋存形态与油气形成

根据不同类型泥页岩镜下微观特征观察,发现泥页岩中的沉积有机质和矿物质主要以"富有机质—矿物聚集体"和"贫有机质—矿物基质体"2种微观组构形态存在。通过泥页岩的生排烃模拟实验研究表明:泥页岩有机质赋存的差异性控制了油气的生成和初次运移过程,由于"富有机质—矿物聚集体"形态组构非均质分布,在不同演化阶段生成、排出及滞留的油气以不同的状态赋存和运移;镜质体反射率（R_o）介于0.6%~1.0%之间,泥页岩层系中滞留的油与富集有机质聚集体呈游离-吸附共轭相态,流动性较差,开采前景较差,R_o介于1.0%~1.3%之间是页岩油开采的有利范围;高演化阶段页岩气资源量的大小受控于泥页岩中富有机质聚集体的含量。基于烃源岩内沉积有机质和无机矿物质微观结构上的非均质性特征,把油气的形成、排出、滞留作为一个统一过程加以认识,将是深入认识页岩油气形成与富集机理的有利手段和重要方法。      

页岩纳米级孔隙在有机质熟化过程中的演化特征及影响因素

有机质热演化程度是控制页岩纳米级孔隙形成演化的主要因素之一。利用室内含水封闭热解系统对松辽盆地长岭凹陷嫩江组二段湖相页岩开展了生烃全过程模拟实验（R_o=0.61%~4.01%），并对处于不同热演化阶段的样品进行了索氏抽提，基于抽提前后有机碳含量、N₂吸附和矿物组成等地球化学分析结果，研究了有机质成熟过程中纳米级孔隙形成演化特征及影响因素。页岩在模拟实验后BJH孔体积和BET比表面积均大幅增加，其变化范围分别为0.006 73~0.101 61 cm3/g和0.60~15.75 m2/g。成熟-高熟阶段干酪根热降解和残留烃热裂解促使纳米级孔隙快速发育，过熟阶段随着有机质生烃能力减弱，纳米级孔隙发育速率变缓；生油高峰期液态烃生成并充注在纳米级孔隙内，抑制了纳米级孔隙形成。油气生成和排出过程对纳米级孔隙发育起主导作用，固体焦沥青在不断富集的同时其本身发育纳米级有机孔隙，黏土矿物的伊利石化和石英溶蚀均有利于纳米级孔隙发育。      

泥页岩不同介质中可溶有机质组成差异性及对页岩油富集的意义

泥页岩中的有机质组成复杂,其差异性对于认识油气的生排烃和页岩油气的形成与富集机理具有重要意义。选择南襄盆地泌阳凹陷始新统核桃园组湖相泥页岩为研究对象,系统对比了其中不同介质（包括无机矿物和有机干酪根）中可溶有机质的组成与差异,并与页岩油和砂岩油相对比,分析差异性,讨论其地质地球化学意义。结果表明,泥页岩不同介质中可溶有机质的饱和烃组成差异性较小,难以区分,反映了页岩油气的源内生排烃过程,饱和烃自身各种化合物之间的极性差异不大;而芳烃组成差异明显,其中,有机介质中可溶有机质的芳烃组成与页岩油/砂岩油相当,而无机介质中可溶有机质的芳烃组成与页岩油/砂岩油差异较大,反映了油气生排烃的过程。据此,泥页岩在初次运移的排烃过程中,生成的烃类物质首先充满无机矿物基质孔隙,并满足矿物颗粒表面吸附后,进入烃源层内微裂缝和/或砂岩夹层而富集,这类油气资源即目前所谓的页岩油。      

海相不同类型烃源岩生排烃模式研究

在海相烃源岩研究的基础上,筛选出青藏高原中生界和冀北地区上元古界未成熟—成熟海相不同类型烃源岩 10 个样品为代表,进行热压模拟试验,创建了海相3种类型干酪根和4种主要岩类的17种原始和再次生排烃模式。提出了海相烃源岩从Ⅰ型干酪根到Ⅱ₁型到Ⅱ₂型再到固体沥青,生排油、烃气和总生烃量逐渐变低,油质逐渐变轻,气逐渐变干,生烃速率也逐渐减小;从富烃页岩到富烃泥灰岩到富烃灰岩再到固体沥青,排油效率逐渐增加,总生排烃量和生烃速率具有逐渐减少的趋势,生烃气占总烃比例则从固体沥青到富烃页岩到泥灰岩到灰岩逐渐增加;从海相富烃源岩到低有机质含量的碳酸盐岩或随着有机质丰度的降低(TOC 0.2%到1.0%),生排油、烃气量和总生烃量及生烃速率逐渐变小,生烃气占总烃比例逐渐增加。      

中国陆相中高成熟度页岩油非均质地质条件与差异富集特征

基于页岩油基本地质条件和富集特征的对比研究,明确了中国陆相中高成熟度页岩油源储条件的非均质性与差异化富集特征.研究认为:①相比北美页岩油大面积分布的较为均质的源储等有利条件,中国陆相中高成熟度页岩油形成地质条件总体上差异明显,陆相多旋回构造演化形成了多期多类型湖盆,不仅为陆相页岩油规模发育提供场所,也形成了规模优质源岩...     

半开放体系下流体压力对烃源岩HTHP模拟产物产率及镜质体反射率的影响

为探究半开放体系中流体压力对烃源岩热演化和成烃过程的影响,利用高温高压（HTHP）模拟仪,在一定半开放体系中,对采自钻孔的泥岩样品进行恒压和增压2个系列的生烃模拟实验。恒压实验中沥青、热解油和气态烃产率高峰分别出现在350℃、450℃和520℃,产率依次为1.82mg/g、4.86mg/g和2.67mL/g,对应镜质体反射率（R_O）分别为0.68%、1.72%和3.0%。增压实验中,沥青、热解油和气态烃产率高峰也分别出现在350℃、450℃和520℃,产率依次为0.56mg/g、5.41mg/g和2.61mL/g,对应R_O值分别为0.56%、2.42%和2.74%。表明在半开放体系中,流体压力的升高虽不利于沥青形成,但可能会通过促进热解油的形成,从而使总液态烃产率升高。同时,流体压力的升高可能不利于气态烃的形成,会降低气态烃产率。指示在不同的热演化阶段,流体压力对有机质热演化和成烃过程有不同的影响。此外,增压实验中所得残渣总有机碳（TOC）含量均低于恒压实验,表征生烃潜力的相关指标S₂、I_H、H/C也均低于恒压实验,表明高流体压力虽可提高有机质成烃效率,但在促进有机质成油的同时也降低了残渣的生烃潜力。不同热演化阶段流体压力对有机质成熟度的相关指标T_max值和R_O值也有不同影响,热解油大量生成阶段T_max值、R_O值随流体压力升高明显增加。     

排烃效率对页岩气形成与富集的影响

页岩气富集既需要充足气源,又受后期构造改造强度控制。气源受制于烃源品质和排烃效率,滞留烃量是页岩气生成量的必要条件。通过固体沥青识别和统计,结合氦、碳同位素分析,研究了上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组烃源岩在四川盆地焦石坝、彭水地区的排烃效率、原地生气量及其对页岩气富集的影响。结果表明,五峰组-龙马溪组富有机质层段在焦石坝排烃效率为23%,滞留油量为27.67 kg/t,原地生气量为21.23 m3/t;而在彭水地区的排烃效率为65%,滞留油量为11.0 kg/t,原地生气量为18.99 m3/t,显示差异化生排烃作用,这与印支运动的影响程度有关。4He同位素测年表明,涪陵页岩气开始被封存聚集的时间为231 Ma,处于生油高峰期初期阶段,既气源充足,又利于有机孔隙发育;而彭水页岩气封闭体系形成的起始时间为183 Ma,晚于生气高峰期,气源不足。涪陵页岩气δ13C₂为-35.8‰,δ13C₁-δ13C₂为4.8‰,而彭水页岩气δ13C₂为-33.0‰,δ13C₁-δ13C₂为3.3‰,不同的δ13C分馏效应归因于生烃体系状态的差异性。烃源岩埋藏生烃演化过程中生烃高峰期与关键构造变革期的匹配,最大埋藏期的滞留烃量和抬升剥蚀过程中构造改造强度,联合控制着页岩气的生成、富集和保存。