川东北地区烃源岩与沥青生物标志物特征及古油藏油源辨识

川东北地区是我国重要的天然气产区,古油藏原油裂解成气是该区天然气的主要来源。针对该区古油藏油源研究存在的争议,对古生界—中生界主要烃源岩层系和长兴组—嘉陵江组储层沥青的生物标志物特征进行了分析和对比。结果表明：烃源岩有机质母源下古生界以水生生物为主;上古生界具有水生生物与高等植物混源的特征,以水生生物为主;中生界以高等植物为主,兼有水生生物。烃源岩沉积水体古生界主要为咸水,中生界主要为淡水。烃源岩沉积环境古生界以弱还原—还原环境为主,中生界以弱氧化—弱还原环境为主。生物标志物特征表明,上二叠统龙潭组烃源岩为长兴组—嘉陵江组古油藏主力烃源岩,下二叠统梁山组烃源岩也有一定的贡献。     

大竹坝—回军坝向斜牛蹄塘组页岩吸附性研究

大竹坝—回军坝向斜位于四川盆地与秦岭造山带之间构造耦合部位的米仓山—汉南古隆起中心。为了研究该区域牛蹄塘组页岩吸附性特征,通过TOC含量、Ro、矿物XRD、孔隙结构等参数分析,结合不同温度下的等温吸附实验研究,利用三元Langmuir模型结合热力学吸附原理,计算了研究区样品的吸附热力学参数,分析了影响页岩吸附性的主控因素。样品等量吸附热介于5.3～22.2 kJ/mol,标准吸附熵为-48.8～-98.8 J/(mol·K),受研究区热演化程度较高影响,研究区牛蹄塘组页岩吸附热力学参数表现出一定Ⅱ型和Ⅲ型有机质特征。孔隙比表面积在孔隙直径低于2 nm的范围内分布有2个高峰,为甲烷吸附提供了主要吸附位。吸附压力达到2.8 MPa前后,页岩吸附性主控因素显著不同,吸附压力低于2.8 MPa时,有机质吸附主导着页岩的甲烷吸附,而当吸附压力大于2.8 MPa以后,黏土矿物和有机质共同决定着页岩的甲烷吸附量。     

低阶煤储层微观孔隙结构多尺度联合表征

多尺度微观孔隙结构对低阶煤储层煤层气吸附/解吸过程的研究具有重要意义。以黄陇侏罗系煤田和陕北侏罗系煤田低阶煤为研究对象,采用压汞、液氮吸附和CO₂吸附等测试手段表征低阶煤储层的孔径分布、孔隙类型等参数,联合核磁共振测试定量分析低阶煤阶段孔径和多尺度孔径分布特征。结果表明,低阶煤孔隙以微孔为主,大孔次之。微孔、大孔、介孔对比表面积的贡献率依次减小。低阶煤储层孔隙类型以两端开口的“柱状孔”和“墨水瓶孔”为主,孔隙连通性较好。核磁共振法获取样品的T₂c截止值为1.4～155.2 ms,变化较大,束缚流体饱和度（BVI）为79.21%～96.96%,可动流体饱和度低。低阶煤储层的孔隙结构复杂多样,单一测试技术与联合计算表征方法在表征低阶煤储层的孔隙结构时差异较大。     

米仓山—汉南隆起区牛蹄塘组页岩矿物组分与微观孔隙的关系

利用米仓山—汉南隆起区牛蹄塘组暗色泥页岩样品,进行X射线衍射、低温氮气吸附、氩离子抛光-场发射扫描电镜等实验,结合有机地球化学参数,探讨矿物组分对微观孔隙结构的影响。研究结果显示,米仓山—汉南隆起区牛蹄塘组页岩矿物组分复杂,以石英和黏土矿物为主,平均含量分别为41.35%和31.55%,其次为长石、碳酸盐矿物、黄铁矿,脆性指数集中分布在0.6~0.8,具有良好的脆性和可压性。石英、长石等脆性矿物提供纳米级粒边缝隙、少量粒间孔和溶蚀孔;黏土矿物提供了大量的顺层缝隙、泥粒孔和片间缝隙;有机质中普遍发育气孔、边缘缝隙、铸模孔等多种孔隙类型。比表面积、孔体积与黏土矿物含量具有良好正相关性,而与石英、长石含量关系不明显,有机质含量与孔比表面积具良好正相关性,而与孔体积关系较差。结果表明,黏土矿物对牛蹄塘组页岩微孔-介孔-大孔发育有主控作用,而有机质则主要是微纳米孔发育的载体;黄铁矿通过自身孔隙结构特征及其与有机质相互影响,对页岩微观孔隙发育起到先促进后抑制的作用,作用转换阈值可能为2.8%左右。     

原油裂解动力学及其相变特征和意义——以柴达木盆地北缘伊深1井为例

为了研究柴达木盆地北缘(柴北缘)原油裂解及其相态演化历史,应用黄金管封闭体系高压釜模拟实验,对柴北缘马北106井古近系储层中原油进行了热模拟生气实验。通过对各演化阶段的流体组分精确定量,建立了原油裂解过程中的相态演化模型,同时根据化学动力学原理,计算获取了原油裂解成气的动力学参数。以此为基础,对柴北缘伊北生烃凹陷的原油裂解和相态演化史进行了重建。研究表明,独立相原油地下保存温度上限受到热演化程度和地层温度、压力的双重控制。原油裂解过程中的流体临界压力表现出明显的“稳定”(Easy%R_O＜1.08%)、“升高”(1.08%＜Easy%R_O＜2.05%)、“降低”(Easy%R_O＞2.05%)3个阶段变化特征。柴北缘伊北生烃凹陷原油裂解从距今约20Ma开始,现已基本完全裂解,其流体相态在N₂²—Q₁₊₂期间由液相转变为气相,油气运移过程中在埋深浅于1 500m时发生气液分异,伊北凹陷及其周缘勘探方向为深部找气、浅部找油,中心找气、周缘找油。     

煤系有机质演化过程中 CO 2 对流体密度的影响

通过民和盆地侏罗系煤岩在黄金管封闭体系下热模拟实验,获得了煤系有机质各演化阶段的流体 组成,应用 PVT-sim 软件中的 PR 状态方程计算了煤成烃的密度,同时就煤系有机质产生的 CO₂ 对煤成 烃密度的影响进行了研究,并认为煤成烃流体密度随演化程度的增加而减小。 当压力为 10～50 MPa,温 度为 25～125 ℃,EASY%Ro（通过计算得出的镜质体反射率）为 0.86%～2.52% 时,液相流体密度为 0.51～ 0.85 g/cm3,气相流体密度为 0.05～0.85 g/cm³。 煤系有机质演化过程中会产生大量的 CO₂,并直接影响煤 成烃流体的密度。 气相或液相流体密度均随着流体组成中 CO₂ 含量的增加而增大。 CO₂ 通过改变流体 偏差因子（Z）和流体组分平均分子量的方式影响煤成烃的流体密度,随着热演化程度的增加,这 2 种控 制因素的主次关系在逐渐改变。 低演化阶段 CO₂ 主要以降低流体偏差因子的方式增大流体密度,而高 演化阶段 CO₂ 含量的增加使流体平均分子量增大,造成流体密度增大。     

准噶尔盆地石炭系与二叠系主力烃源岩地球化学特征对比研究

重点对准噶尔盆地石炭系与二叠系主力烃源岩生物标志化合物分布特征,及单体烃碳同位素特征进行分析与对比。该盆地石炭系和二叠系烃源岩有机质丰度都相对较高,成熟度以西北缘与南缘较高,准东较低,各项参数均达到了烃源岩要求。盆地石炭系烃源岩生物标志化合物特征具有Pr/Ph值较高,伽马蜡烷含量低,C_29甾烷含量较高,而C₂₈甾烷含量较低的特点,生物标志化合物特征反映出石炭系烃源岩,形成环境为淡水湖湘,主要为Ⅲ型有机质。二叠系烃源岩Pr/Ph值整体较低,伽马蜡烷指数相对较高,且含有一定量的β-胡萝卜烷,C₂₈甾烷明显高于石炭系烃源岩,沉积环境主要为半咸水—咸水盐湖相,有机质类型为Ⅰ型、Ⅱ型。石炭系烃源岩有机质类型主要为Ⅲ型,其干酪根碳同位素组成较重,但单体烃碳同位素差别较大,母质来源和成熟度都影响着正构烷烃单体烃碳同位素的分布。二叠系烃源岩干酪根分布特征表明主要源岩有机质类型为Ⅲ型、Ⅱ型和Ⅰ型,其正构烷烃单体烃碳同位素的分布特征与干酪根碳同位素分布有较好的相关性,Ⅲ型有机质单体烃碳同位素组成较重,而Ⅱ型和Ⅰ型有机质单体烃同位素组成较轻;南缘二叠系烃源岩有明显的甲烷菌母质输入现象,干酪根、单体烃碳同位素组成和一些藿类化合物碳同位素组成都表现为较轻的特点。     

塔里木盆地塔深1井深层油气相态预测

塔深1井是中国目前第一深井,其钻探深度为8 408m,在6 800～7 358m处的下奥陶统—上寒武统碳酸盐岩中见有气态烃存在,而在底部8 404～8 406m处寒武系岩心中见有褐黄色的液态烃,如何解释该井深层油气相态特征是人们非常关注的问题。通过使用经验判识法和PVT相图法对深层油气相态进行了研究,组分Z值法和三角图经验法研究表明,该井在6 800～7 358m处的下奥陶统—上寒武统烃类流体可能为带油环凝析气藏。另外对塔深1井8 406m处的烃类流体组成进行了恢复,并使用PVTsim相态模拟软件对深层油气的相态进行了模拟,研究表明塔深1井深层油气的临界温度为182℃,临界压力为52MPa,临界点温度位于临界凝析压力点与临界凝析温度点之间,且与临界凝析压力点非常接近,从深层流体组成、温度和压力条件分析,该井8 406m处深部流体具有典型挥发性轻质油的相态特征,并非岩心中见到的纯液态烃或气态烃。