有机质“接力成气”模式的提出及其在勘探中的意义

有机质“接力成气”机理是指成气过程中生气母质的转换和生气时机与贡献的接替。有两层含义：一是干酪根热降解成气在先，液态烃和煤岩中可溶有机质热裂解成气在后，二在成气时机和先后贡献方面构成接力过程；二是干酪根热降解形成的液态烃只有一部分可排出烃源岩，形成油藏，相当多的部分则呈分散状仍滞留在烃源岩内，在高过成熟阶段会发生热裂解，使烃源岩仍具有良好的生气潜力。这一理论的提出，回答了我国热演化高一过成熟地区勘探潜力问题与天然气晚期成藏的机理问题，对拓报勘探领域有重要意义。图11表2参40     

松辽盆地北部徐家围子断陷深层烃源岩生气特征及天然气资源潜力

徐家围子断陷深层天然气藏是目前全球唯一在深层成功勘探的非常规火山岩气藏,已探明天然气储量超过2 400×10⁸m³。气藏围绕深部烃源岩在断裂附近分布,具有明显“源控”、“断控”、“火山机构控制”等特点。从深层烃源岩热模拟实验出发,结合靶区埋藏史、热演化史,对深层烃源岩的生气动力学特征和生气量进行了研究。结果显示：徐家围子断陷深层烃源岩厚度大,有机质丰度高,类型以II型为主,处于高过成熟阶段,生气潜力大。不同层位烃源岩在时间、空间上具有接力生气特点,生气期长。徐家围子断陷深层天然气总生成量为33.75×10¹²m³,其中沙河子组烃源岩生气量占总生气量的75.78%,煤系生气总量占深层烃源岩总生气量的25.61%,徐家围子深层天然气资源量为(5 020~7 530)×10⁸m³(运聚系数取1.6%~2.4%)。     

分散液态烃的成藏地位与意义

通过不同类型烃源岩生排烃模拟实验与不同源储组合实际剖面研究,确定不同类型烃源岩在不同地质背景下的排油率,基于源内、源外分散液态烃和古油藏裂解成气时机及其影响因素研究,明确油裂解型气源灶的主生气期,在此基础上,建立以成因法为基础的分散液态烃裂解气定量评价"五步法"。不同类型烃源岩生排烃模拟实验、不同源储配置排油率研究与岩石热解参数分析等均反映烃源岩内存在数量相当可观的滞留液态烃,总体特征为有机质含量越低,排油率越小。有机碳含量小于2%的烃源岩,液态窗阶段排油率多小于50%;有机碳含量为2%~4%的砂泥互层和厚层泥岩排油率分别为60%和30%。从烃源岩排出的液态烃受古地形控制,以不同丰度差异聚集在地层中,呈分散或半聚半散形式赋存,统称为源外分散液态烃。源内和源外分散液态烃进一步深埋后,均可裂解形成常规和非常规天然气。四川和塔里木盆地勘探实践证明,分散型、半聚半散型和聚集型液态烃裂解气是中国深层天然气的重要来源,勘探地位十分重要。     

准噶尔盆地南缘中段侏罗系烃源岩热演化史及其对天然气成藏的影响

准噶尔盆地南缘深部资源是近年来天然气勘探的热点,其中位于南缘中段霍玛吐背斜带的侏罗系烃源岩资源潜力巨大,但由于研究区勘探程度较低,烃源岩热演化史与成藏条件的匹配关系尚不清晰。基于实测地震解释、热史温标数据,应用盆地模拟方法对南缘中段中—下侏罗统烃源岩热演化史进行恢复,并结合烃源岩地球化学特征分析,对天然气生成、运聚以及与构造演化的耦合关系进行系统研究。结果表明：南缘中段发育中—下侏罗统主力烃源岩,其关键生气时期为早白垩世早期（距今99.6 Ma）和晚白垩世末期（距今65.5 Ma）,现今中—下侏罗统烃源岩处于高成熟—过成熟阶段,尚具一定生烃潜力;该区具有晚期抬升型次生气藏和持续埋深型高成熟气藏2种天然气成藏模式,天然气分布受烃源岩和构造双重控制。     

腐泥型烃源岩生排烃模拟实验与全过程生烃演化模式

利用半开放体系生排烃模拟实验、封闭体系的黄金管生烃动力学模拟实验与开放体系的高温热解色谱质谱实验数据与实测数据,在经典生烃模式基础上,对烃源岩全过程生烃演化特征、排烃效率与滞留烃量、高过成熟阶段天然气来源及甲烷同系物裂解温度等问题开展了深入探讨。研究认为,腐泥型烃源岩在主生油阶段(R_o值为0.8%~1.3%)的排烃效率为30%~60%,高成熟阶段(R_o值为1.3%~2.0%)的排烃效率在60%~80%;高成熟阶段干酪根降解气与原油裂解气对总生气量的贡献比大致为1∶4,干酪根降解气量占20%,滞留液态烃裂解气量占13.5%,源外原油裂解气(包含聚集型与分散性原油裂解气)量占66.5%。初步确定了天然气的裂解下限,建立了烃源岩全过程生烃演化模式。     

四川盆地二叠系烃源岩类型与生烃潜力

通过野外和岩心样品系统采集,对四川盆地二叠系烃源岩元素组成、Rock-Eval、碳同位素组成等地球化学参数分析,确立了二叠系烃源岩干酪根类型以Ⅱ型为主,局部存在Ⅰ型或Ⅲ型;利用烃源岩TOC和热解生烃参数探讨了其生烃潜力,泥岩有机碳含量一般高于灰岩,生烃潜力大。同时,对于高演化海相泥岩和灰岩生烃潜力进行了恢复,提出了高演化泥岩和灰岩生烃潜力的恢复对客观评价我国南方高演化碳酸盐岩具有一定必要性。四川盆地二叠系烃源岩热演化程度普遍高,已达到高-过成熟阶段;在早白垩世二叠系烃源岩进入生气高峰有利于后期天然气聚集成藏,为我国南方海相上组合天然气勘探提供了雄厚的物质基础。     

煤系烃源岩高—过成熟阶段生气模拟实验及地质意义

通过高温高压条件下有机质热模拟生烃实验探究水对于腐殖型有机质高—过成熟阶段生气特征的影响。实验结果表明,水对有机质热解生气特征的影响受有机质成熟度控制,过成熟条件下水对腐殖型有机质热解生气具有显著的促进作用,能够有效提高烃类气体产率。高—过成熟煤成气氢同位素组成主要受烃源岩成熟度控制,但受水的影响显著。中国高—过成熟煤系烃源岩广布,若地质条件下地层水能够参与有机质高—过成熟阶段的热解生烃反应,将大大提高深层煤系烃源岩的生气能力,从而提高深层煤成气资源潜力。图3表1参34     

四川盆地北部陆相大气田形成与高产主控因素

<正>基于大量样品分析测试资料和勘探实践,探讨四川北部元坝、通南巴等地区陆相须家河组一自流井组天然气成藏与富集高产控制因素。四川盆地北部地区陆相层系天然气主要源自同层系烃源岩,烃源岩有机质丰度高,达到较好—好烃源岩标准,有机质类型以Ⅲ型为主,整体处于高一过成熟生气阶段。受物源影响,研究区发育多期(扇)三角洲体系,主河道砂体多期叠置、大面积分布,储集层与烃源岩形成下生上储和互层     

准噶尔盆地克拉美丽地区石炭系天然气来源

在分析准噶尔盆地克拉美丽地区石炭系2套烃源岩地球化学特征基础上,结合天然气组成及其伴生凝析油单体烃碳同位素特征,探讨了克拉美丽地区石炭系天然气来源问题。准噶尔盆地克拉美丽地区石炭系天然气主要为湿气,其中克拉美丽气田天然气为高成熟的腐殖型气,五彩湾气田天然气主要为成熟—高成熟的腐殖型气。根据烃源岩生烃潜力评价和热模拟实验分析,研究区石炭系松喀尔苏组下段与滴水泉组烃源岩以Ⅲ型腐殖型为主,少量Ⅱ型有机质,成熟度达到成熟—高成熟阶段,具备较好的生气潜力。在高温（440~560 ℃）热解阶段,2套石炭系烃源岩生成的天然气碳同位素值与克拉美丽地区天然气的碳同位素值较为一致,在600 ℃温度时,烃源岩总产气率大于150 kg/t_TOC,具有较强的生气能力。正构烷烃碳同位素组成特征显示克拉美丽地区石炭系气藏天然气及伴生凝析油主要为滴水泉组烃源岩及松喀尔苏组下段烃源岩混源。     

川西坳陷孝泉—新场—合兴场地区须二段天然气气源判定及成藏分析

对川西坳陷孝泉—新场—合兴场地区须二段天然气组成及碳同位素的分析表明,须二段天然气为煤型气和油裂解气的混合成因气,其气源有3种:①马鞍塘组—小塘子组烃源岩,腐殖-腐泥混合型有机质生油生气,而后油在高温下裂解成气;②须二段内部烃源岩,以生气为主,自生自储;③须三段烃源岩对须二段天然气聚集也有贡献,但贡献极小。在对须二段气藏烃源岩生排烃高峰期天然气充注史与岩石致密演化之间的动态关系进行分析判定,认为须二段气藏属于典型的"后成型"致密气藏,其成藏过程符合"早聚、中封、晚活化"的成藏模式。     

深层多途径复合生气模式及潜在成藏贡献

深层—超深层是当前和未来油气勘探的重要方向,明确高演化阶段天然气的生气途径、机制和潜力,将有助于发展天然气成因理论和指导深层油气勘探。结合大量模拟实验和动力学计算,探讨了不同母质和途径生气的成熟度和温度界限（生气时限）及贡献,建立了深层多途径复合生气模式。提出I/II型有机质或干酪根直接热降解（初次裂解）生气下限可延至R_O=3.5%,最大生气量可达120~140 m³/t_TOC,R_O>2.0%阶段的生气量可达20~40 m³/t_TOC。系统认识了原油全组分裂解动力学过程,提出在2 ℃/Ma地质升温速率条件下,液态烃大规模裂解的地质温度为190~220 ℃,对应的成熟度为R_O=2.0%~2.3%;源内残留烃和源外液态烃裂解生气贡献分别为约80 m³/t_TOC和200 m³/t_TOC,乙烷裂解温度要高于230 ℃。硫酸盐热化学还原作用（TSR）导致液态烃裂解温度降低20~40 ℃,加速高含硫化氢（H₂S）天然气藏的高效聚集;无机流体和矿物参与的加氢生气作用可提高天然气生成潜力20%~30%,是深层高—过成熟天然气生成的途径之一。多途径生气过程构成了天然气形成的完整演化序列,揭示在传统油气“死亡线”之下,深层—超深层仍具有天然气勘探潜力。     

白云凹陷天然气生成与大中型气田形成关系

通过对白云凹陷源、热、生烃机理、油气成因、资源规模及大中型气田分布特征等进行研究,认为白云凹陷存在文昌组和恩平组2套有效气源岩,其中恩平组浅湖相—沼泽相烃源岩是目前已发现油气的主力烃源岩。白云凹陷烃源灶处于变热流密度地质背景下,烃源岩熟化率早低晚高,主生气期相对较晚,介于23.8～0Ma之间。烃源岩热模拟生气实验表明,文昌组湖相烃源岩以生油为主,高成熟阶段生成的天然气主要为原油裂解气(约80%);恩平组浅湖相—沼泽相烃源岩油气兼生,以生气为主,主要为干酪根裂解气(约80%)。白云凹陷已发现的油气主要来自恩平组浅湖相—沼泽相烃源岩,天然气以来源于恩平组烃源岩干酪根裂解气为主,以原油裂解气和文昌组烃源岩晚期干酪根裂解气为辅。白云凹陷总生烃量为985.442 5×108t,以生气为主(81.5%),生油为辅(18.5%),主生气强度介于(500～3 500)×104t/km2之间。研究认为研究区高生气强度的白云凹陷烃源灶为大中型气田的形成提供了物质基础,近源晚期成藏提高了天然气田聚集的效率,运聚单元的资源规模控制着大中型气田的宏观分布。     

油气生成的化学动力学模型和煤成气的数值模拟

建立了一个半开放系统的生烃化学动力学模型及其煤成气的简化模型.在该模型中煤或干酪根首先降解为油和气,随以后成熟度的增加,源岩中未排出的石油裂解为气,在油气的形成过程中,伴随着油气的初次运移.该模型可用于任何沉积盆地中油气形成过程的数值模拟.实际应用时,可根据给定的化学动力学参数,选择模型和其中参数.     

四川合川—潼南地区须家河组致密砂岩气成藏模拟

烃源岩生气产生的超压是致密砂岩气藏成藏的主要驱动力,提出烃源层生气增压定量计算模型,建立致密砂岩气藏动力平衡方程,制定致密砂岩气成藏模拟流程,并模拟了四川盆地合川—潼南地区须一段生气量及其引起的烃源岩超压史。模拟结果证实:①烃源层生气强度决定生气增压的大小,储集层物性决定气藏的分布,常规气藏与致密砂岩气藏在平面和纵向上的分布均具有互补的特点,前者主要分布于孔隙度大于7%的局部构造高点;后者主要分布于孔隙度较低的构造相对低部位且靠近生气量大的烃源层;②从最大埋深(距今65 Ma)到现今的抬升过程中,由于地层水压力降低,气水压差增大,致密砂岩气运移更远,聚集量增大,但常规气基本不发生运移,聚集量也未增大;③须二段致密砂岩气量是常规气量的5.9倍,未发现资源主要为致密砂岩气,分布在合川的东北部、潼南北部和潼南的东南部等地区。图12表2参37     

东方1—1气田天然气组成的不均一性与幕式充注

莺歌海盆地东方１１气田天然气的主要组成（烃气、ＣＯ２和Ｎ２）在侧向上和垂向上的变化很大。烃类气（生物气除外）主要来自成熟—高成熟的中新统烃源岩;无机成因ＣＯ２可能主要是气源岩进入高成熟晚期以后,其中的钙质成分热分解或与粘土矿物反应的产物;Ｎ２则为有机成因且较无机ＣＯ２生成早。天然气组成的不均一性和同位素变化表明,该气田储集层之间存在泥岩隔层,各断块之间互不连通,甚至同一断块的个别单元储集层在横向上亦局部存在非渗透带。据此,结合流体包裹体信息及烃源岩的生气演化史,认为该区地质历史时期中至少发生过４期天然气充注：第一期充注为生物气,第二期、第三期充注以ＣＨ４、Ｎ２热成因气为主,第四期充注以无机ＣＯ２为主并伴生高熟烃气。这一幕式充注过程与由于盆地深部超压释放引起的底辟活动密切相关。     

Evaluation of possible source rocks and extracts characteristics from Safir-1x well,North Western Desert,Egypt

The pyrolysis and vitrinite reflectance estimations for fifteen shale rock tests and additionally, geochemical burial history, and gas chromatography – mass spectrometry parameters were talked about to explore the hydrocarbon generation and maturation level and time, type of hydrocarbon produced of rock units of Safir-1x well. The results assign that the Bahariya Formation is poor to great source rock to create oil and gas, with a lower thermal maturation degree than the Khatatba and Alam El Bueib formation. Alam El Bueib is viewed as good to excellent source rock for oil and gas age, having marginally high level of thermal maturation at oil window at around 40 million years. Khatatba formation achieved the oil and gas generation window at about 80 and 50 million years separately and considered excellent source rock.

The molecular gas chromatography and mass spectrometry parameters demonstrated that the extracts of source rocks reflected that the Bahariya and Alam El Bueib extracts have a mixed sources formed under transitional conditions at low grad of thermal maturation. Khatatba source rock extracts originated from marine sources formed under reducing conditions at high grade of maturation.     

Assessing shale gas resources of Wufeng-Longmaxi shale (O3w-S1l) in Jiaoshiba area,SE Sichuan (China) using Petromod I: Burial and thermal histories

Burial and thermal histories of Wufeng-Longmaxi shale (O_3w-S_1l) in Jiaoshiba, an important shale gas exploration target in SE Sichuan, were modeled using PetroMod software. Results of Well JY4 show the shale was buried to 2000 m in Silurian, uplifted 1000 m due to a later erosion, subsided again at Permian, and reburied to maximum depth around 6200 m at the end of Cretaceous (K3). Finally, the shale uplifted to the current depth of 2500 m. Thermal history of the shale was reconstructed based on the burial evolution after constrained by measurements. The shale entered oil-window in later Silurian and passed gas generation peak at early Triassic. Thermal maturation accelerated significantly since the Triassic and finalized its maximum maturation (2.0–2.5% Ro) at K3.     

东濮凹陷天然气成藏及富集规律

东濮凹陷是中国少有的几个既富含油又富含气的盆地(凹陷)之一。由于发育古生界和新生界两套烃源岩,今埋深大、热演化程度高;经历了复杂的埋藏史、热史和生烃史;发育以盐岩为代表的好的盖层;有多种类型砂体,具备良好的储集条件;圈闭类型多、圈闭形成与生烃时间配置好;部分地区发育异常高压;以及“两洼一隆一斜坡”的构造格局有利于天然气的运移聚集。发育煤成气、凝析气和混合气3种气藏类型。区内天然气资源丰富。煤成气藏主要聚集于中央隆起带顶部,凝析气藏主要富集在环洼地区,混合气藏分布于煤成气藏和凝析气藏之间。     

烃源岩对大中型气田形成的控制作用——以塔里木盆地喀什凹陷为例

以往评价烃源岩的标准一般是分析其类型、丰度、分布范围及演化程度并在此基础上计算生烃强度。本次研究在一般分析手段的基础上采用有机质熟化速率、生气速率等动态参数来评价塔里木盆地喀什凹陷烃源岩,并分析其对大中型气田形成的控制作用。研究结果表明中下石炭统烃源岩为研究区天然气富集的主要贡献者,二叠系烃源岩为次要烃源岩;中下侏罗统烃源岩为一套优质烃源岩,但由于分布范围所限,贡献仅限于北缘山前带。     

北美典型克拉通盆地页岩气成藏特征、模式及启示

北美含页岩气克拉通盆地主要以密执安盆地、伊利诺斯盆地和德拉华盆地为代表。对上述盆地的岩性特征、有机质类型、生气方式、埋深、热成熟度、吸附气含量、裂缝对页岩气成藏的作用进行了探讨,梳理了北美克拉通盆地页岩气的两种成藏模式,分别以密执安盆地Antrim页岩气成藏模式(A型模式)和德拉华盆地Barnett页岩气成藏模式(B型模式)为代表。A型模式主要特征为:从盆地周缘较浅至较深部位赋存着具有生物成因和热成因的"二元"成因结构的天然气,依次从生物气过渡到混合气,最后为热成因气。B型模式主要特征为:页岩气生气方式为热成因天然气"原地"生成聚集,在不同成熟度的区域,产出不同热成因类型的天然气。结合我国克拉通盆地油气地质特征认为,德拉华盆地Barnett页岩气成藏模式(B型模式)对我国页岩气勘探更有意义,密执安盆地Antrim页岩气成藏模式(A型模式)对我国页岩气勘探的意义不能忽视。