渤海湾盆地济阳坳陷樊页1井页岩油与临近页岩中含氮化合物组成特征

采用负离子电喷雾（ESI）—傅里叶变换离子回旋共振质谱（FT-ICR MS），分析了渤海湾盆地济阳坳陷樊页1井页岩油和临近页岩油产层的两种不同岩相的岩心抽提物组成，重点研究其中吡咯类含氮化合物分子组成的差异。页岩油和岩心抽提物杂原子化合物以N₁类为主。对比高分辨质谱图全貌和指纹细节、3个样品中N₁类化合物的等效双键数及碳数分布以及N₁类化合物的平均分子量，均揭示页岩油中吡咯类氮化物组成与相邻层位的纹层状页岩抽提物组成类似，而与块状页岩抽提物中该类化合物组成差异较大。电喷雾—高分辨质谱具有超高的分辨率，能有效分析不同类型样品中杂原子化合物的精细分子组成差异，可为陆相页岩油近源示踪研究提供借鉴。      

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。      

盐间页岩油形成有利条件与地质甜点评价关键参数——以潜江凹陷潜江组潜34-10韵律为例

江汉盆地潜江凹陷潜江组潜34-10韵律盐间细粒沉积岩是页岩油勘探开发有利层系。基于页岩油专探井/兼探井取心段分析结果与前人资料,阐述潜34-10韵律盐间细粒沉积岩总体是一套好—优质烃源岩,有机质以腐泥组无定形体组分为主,类型主要为Ⅱ₁、Ⅰ型,现今处于生排油高峰期;其储集条件优越,与国内外主要页岩油产层储集条件相当,尤以白云岩、泥质白云岩相最佳;盐间细粒沉积岩上部和下部连续分布的厚层盐岩构成了盐间页岩油优质的顶板和底板封盖层。潜34-10韵律盐间细粒沉积岩层系发育层内侧向运移富集型和原位—近源聚集富集型2类页岩油,前者发育于王场背斜构造带,后者发育于蚌湖洼陷的深洼与南斜坡带。提出了2类页岩油富集类型的地质甜点评价关键参数与指标,为潜江凹陷其他盐间细粒沉积层系页岩油勘探开发评价提供依据与借鉴。      

渤海湾盆地东营凹陷有效烃源岩矿物组成特征及其意义

渤海湾盆地东营凹陷有效烃源岩X射线衍射分析结果表明,沙三下和沙四上亚段有效烃源岩主要由石英、长石、粘土(伊利石和伊/蒙混层)和碳酸盐(方解石和白云石)组成,并含少量黄铁矿、膏盐、石盐以及钙芒硝,表明这2套烃源岩沉积于半深湖及深湖相咸化、碱性、强还原水体;伊/蒙混层矿物的混层比可以较真实地反映烃源岩成熟度特征。2套有效烃源岩矿物组成特征与高产页岩气的页岩矿物组成特征相似,富含脆性矿物而低含粘土矿物,有利于产生裂缝,易于被压裂,也有利于页岩气的开采。东营凹陷利津洼陷和民丰洼陷的主洼区,应是页岩气勘探与开发的有利地区。     

有机质反射率的数字图像实现方法

有机质反射率参数是烃源岩评价和盆地热演化史研究的基础数据。目前有机质反射率的测量工作主要依靠人工手动方法，人为主观因素对测量结果影响较大。从图像传感技术出发，探寻镜质体反射率与灰度图像之间的相互关系，尝试建立利用镜质体灰度图像表征反射率值的方法。分别对标准物质和地质样品开展了镜质体反射率和灰度级的对应测量工作，发现两者具有极好的重合特征，表明利用灰度级定量镜质体反射率的方法具有可行性。但对于高过成熟阶段，两者的关系尚有待深化研究。      

风化作用对高演化黑色岩系有机质影响因素分析——以塔里木盆地柯坪地区玉尔吐斯组为例

通过对塔里木盆地柯坪地区东二沟剖面下寒武统玉尔吐斯组不同风化程度岩石样品的有机地球化学、扫描电镜和能谱分析,探讨了风化作用对岩石有机质特征的影响。结果表明:风化作用越强,有机碳丰度越低、生烃潜力越差,黑色页岩样品中的有机碳和氯仿沥青"A"含量的最大风化丢失量在95%以上,硅质岩风化丢失量小于50%。气候、暴露地表时间等因素是岩石发生风化作用的主要外部因素;矿物组成和有机质赋存方式是影响风化程度的重要内部因素,有机质以游离态形式赋存在高演化页岩中更易发生化学风化而丢失。因此,不能仅根据野外剖面烃源岩样品现今地化特征来进行烃源岩评价和油气资源量评价,而应考虑风化作用的影响。      

烃源岩有限空间油气生排模拟及其意义

利用DK-Ⅱ型地层孔隙热压生排烃模拟实验仪,对东濮凹陷沙三2亚段烃源岩开展烃源岩有限空间油气生排模拟研究,结果揭示烃源岩的生排烃演化呈现出4个阶段,即烃源岩在Ro值小于等于0.72%的阶段为相对缓慢生油阶段,生成的油无法排出;R_o值介于0.72%～0.80%之间的阶段为烃源岩快速生油阶段,但生成的油仍主要残留于烃源岩中;在R_o值为0.80%～1.00%时干酪根生油已结束或受到抑制,主要表现为大分子"油"向小分子"油"转化,该阶段油可以排运在烃源岩上、下邻接的砂岩层以及烃源岩表面及裂缝内,这为东濮凹陷及其他盆地或凹陷在以烃源岩为主体的发育带寻找非常规油气藏提供了依据;在R_o值大于1.00%时主要进入油裂解成气阶段,但即使在R_o为2.0%甚至2.4%时,生成的油也没有全部裂解成甲烷气,主要还是以油的形式存在,启示可以打破传统认识在更深的层位寻找石油。      

富有机质页岩高温高压重量法等温吸附实验

借助重量法开展了下志留统龙马溪组富有机质页岩干燥样品在高温高压下的等温吸附实验,实验最高压力25 MPa,最高温度为80℃,观察到高温高压下由于吸附相密度和游离相密度不断变化所导致的过剩吸附量显著下降,并出现高温反转现象。二元Langmuir模型需要通过吸附相密度将过剩吸附量校正为绝对吸附量后才可使用。将吸附相密度作为变量,采用Langmuir三元模型直接对不同温度下的过剩吸附量进行非线性拟合来获取Langmuir参数。研究表明,随着温度升高,Langmuir体积逐渐降低,而Langmuir压力逐渐升高,基于不同温度下的拟合结果建立了温度与Langmuir参数间的关系,可进一步推算埋藏条件下吸附气的变化 规律。     

致密油运聚动力研究——以渤海湾盆地东濮凹陷Wg4井沙三中致密油为例

以东濮凹陷中央隆起带北部的文、卫、濮结合部Wg4井沙三中亚段致密油为例,开展流体包裹体古温压分析,结合盆地模拟技术,动态展现其致密油的运聚动力——烃源岩生烃增压作用。沙三中亚段致密储层于东营期构造抬升时,烃类发生幕式充注,烃包裹体Ⅰ,Ⅱ先后被捕获。致密油充注时期为古近纪末期（约19.5～17.5 Ma）;基于烃包裹体捕获压力、深度可知致密油充注为超压充注,超压系数分别为1.54,1.26。通过生物标志化合物谱图及参数对比追溯的下伏烃源岩,在古近纪末期达到成熟阶段,保留有大量生烃所形成的高压。烃类超压充注与邻近下伏烃源岩生烃增压史具有良好的匹配性,有力地证实了致密油的运聚动力主要为烃源岩生烃增压作用,这对于致密油层段优选具有积极的意义,需聚焦优质烃源岩的发育规模、生烃史以及近源型油气聚集。     

冀北坳陷中元古界洪水庄组页岩油勘探前景探讨

为评价冀北坳陷中元古界洪水庄组页岩油勘探前景,对钻井岩心和露头剖面典型样品开展热解、基质孔隙度与渗透率、压汞+氮吸附、氩离子抛光+扫描电镜、X衍射全岩矿物等分析,综合前人分析与研究成果,剖析了洪水庄组页岩油形成条件,估算了页岩油资源潜力并探讨勘探前景。冀北坳陷洪水庄组中部潟湖相黑色泥页岩厚度主要介于35～55 m,有机质类型以Ⅱ₁、Ⅱ₂型为主,为一套富有机质的好—极好烃源岩,等效镜质体反射率处于0.80%～1.25%;基质孔隙度主要介于1.0%～8.0%,基质渗透率介于(2～100)×10^-6μm²,孔隙以孔径大于50 nm的无机孔缝为主;恢复后热解游离烃S₁主要介于1.60～6.50 mg/g,残余气态烃介于0.13～0.24 m³/t,具有较好的含油气性;脆性矿物含量平均介于61.9%～72.3%,具备良好的可压裂改造性。冀北坳陷洪水庄组富有机质页岩型页岩油地质资源量约为12×10⁸ t,可采资源量为0.72×10⁸