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。     

影响烃源岩中分散液态烃滞留数量因素研究

采用加水热模拟方法,对低丰度海相泥灰岩进行了不同压力条件下的生排烃模拟。结果表明,10MPa压力条件下,烃源岩在310℃左右达到生、排烃高峰,排出油产率和总产油率最大值分别为182.5,193.4mg/g;20MPa压力条件下,烃源岩生、排烃高峰对应的温度为330℃,排出油产率和总产油率峰值分别为92.1,111.4mg/g。对比显示,压力增加抑制了有机质的生烃作用,导致烃源岩的有效排烃期增长,主排烃期延迟,使得更多的液态烃滞留于烃源岩中,为高演化阶段天然气的生成提供了重要母质来源。     

温压共控生烃模拟实验烃类产率演化特征及地质意义

为探究深层环境“煤系”烃源岩生排烃潜力及生烃机理,利用WYMN?3型高温高压（HTHP）模拟仪对柴达木盆地北缘DMG1井中侏罗统烃源岩（Ⅲ型有机质,炭质泥岩和煤的R_O值分别为0.67%和0.64%）进行了半开放体系温压共控条件下的生排烃模拟实验。结果显示：①炭质泥岩和煤的最大总油产率分别为79.38 mg/g_TOC和37.30 mg/g_TOC,且总油产率整体呈“双峰”型演化规律;②较低演化阶段（T≤300 ℃,P≤42.0 MPa）,2类源岩的排出油产率均小于残留油产率,排烃效率较低,但在400 ℃（51.0 MPa）排油/烃率大幅增加,分别达到了76.84%和83.72%;③排出油族组分主要为非烃和沥青质,其族组分产率演化特征也与液态烃产率演化规律总体相似,炭质泥岩排出油族组分产率整体较煤的族组分产率高;④模拟气主要由烃类气和非烃气（CO₂、N₂）组成,气态烃产率随着热演化程度的增加而升高,2类源岩最大烃类气产率分别为116.46 mL/g_TOC和36.85 mL/g_TOC;⑤镜质体反射率（R_O）均随温压条件的升高而增加,与温度呈良好的一致性变化规律。此次温压共控模拟实验结果表明,温度仍然是有机质热演化的主要因素,流体压力对Ⅲ型有机质烃产物的形成具有“双重”控制作用,“煤系”烃源岩在高过演化阶段仍具有较强生烃潜力。该研究为进一步认识柴达木盆地北缘侏罗系深层“煤系”烃源岩生排烃规律提供了一定的数据参考。     

半开放体系下温压对烃源岩HTHP模拟产物产率的影响

为探究温度和压力对烃源岩高温高压热模拟产物产率的影响,利用WYNN-3型高温高压(HTHP)模拟仪对辽河盆地桃10井Ⅲ型有机质的炭质泥岩进行了半开放体系的生烃、排烃热模拟实验。通过进行温控系列(T—t)和温压共控系列(P—T—t)2种方式350℃、400℃、450℃、500℃、520℃和540℃6个温度点的慢速升温热模拟实验。结果发现生烃模拟产物分别在T—t和P—T—t系列的500℃和450℃出现单位样品产率的低点。而分别在2个系列的520℃和500℃出现了模拟气态烃(39.452mg/g和27.697mg/g)和总烃产物产率(51.784mg/g和52.395mg/g)的最大值;并且此温度阶段之后,2种模拟方式实验样品单位产率出现降低趋势。从2个系列排出油、气态烃、总油、总烃单位样品产率和生排烃演化模式的对比中可以发现,压力对Ⅲ型有机质烃产物的生成起到一定的促进作用。同时,实验结果展示的有机质演化过程与传统沉积质演化与油气生成模式有一定的重复性和相似性,一方面展示了实验的可行性与重要性,另一方面也表征了烃源岩在实际地质演化过程中可能出现的复杂的演变特征。为研究评价盆地或凹陷烃源岩的生烃潜力提供了一定的理论指导意义。     

高压生烃模拟实验及其成油滞后特征

为探究压力对泥质烃源岩热演化和生烃特征的影响,利用高温-高压模拟仪对辽河盆地东部凹陷桃10井的泥质烃源岩进行了研究,在半开放体系条件下开展了恒压和增压系列生烃热模拟实验。发现2个系列实验热解油产率峰值出现在500～520℃,与辽河盆地同层位烃源岩常规模拟实验结果相比滞后至少150℃,表明半开放体系生烃模拟实验中的生油高峰可能滞后于常规封闭体系模拟结果,利用常规封闭体系模拟实验进行烃源岩评价可能低估了泥质烃源岩的生烃潜力,尤其是在评价深层泥质烃源岩时可能存在较大偏差。研究认为,在半开放体系中流体压力的升高和频繁排烃作用是导致成油滞后现象的原因。该研究为重新认识泥质烃源岩自然演化提供了依据,在泥质烃源岩的生烃潜力评价方面取得了新的认识,为评价盆地或凹陷深层泥质烃源岩的生烃潜力提供了理论指导。     

煤热压实验成熟度的地质标定

目前的岩石热解生烃实验技术,已经可以考虑到更多地质过程条件的模拟,但需将热压生排烃实验室的热演化进程用自然地质剖面热演化参数标定后,实验结果才能用于地质生排烃过程认识和油气资源评价中。开展了煤岩在黄金管限定体系恒升温速率(2℃/h、20℃/h)和热压生排烃体系恒温条件下的3组热解实验,鉴于干酪根氢碳原子比对有机质生烃转化进程的指示性,以H/C原子比为转换参数,以自然地质剖面样品的H/C原子比与镜质体反射率(R_O)统计关系为基础,建立煤热压实验条件下热演化生烃进程参数与自然地质R_O的对应关系模板。结果显示:(1)相同实验温度,热压生排烃恒温实验对应的自然地质成熟度比黄金管限定体系更高,生烃进程更快;(2)以自然地质R_O为基准,黄金管限定体系恒升温速率实验的固体残渣R_O值高出0~0.9%,热压生排烃恒温实验的固体残渣R_O值在高—过成熟阶段低0~0.2%;(3)3组实验的Easy%R_O值在450℃以下低0~0.5%,在470℃以上高出0~0.8%。热压生排烃恒温实验的固体残渣R_O值更接近自然地质R_O值,表明压力和排烃在一定程度上影响了有机质的热成熟演化和成烃进程。对图版预测值误差分析认为,在R_O1.3%段偏差范围为0~0.25%,1.3%R_O6%段偏差范围为0~0.5%。图版可为各类热压生排烃实验研究提供参考,方法适用于煤系烃源岩地区的生排烃实验评价。     

原油及族组分生成动力

利用黄金管-高压釜限定体系,对采自东营凹陷牛15井（沙三下亚段）和王120井（沙四上亚段）的烃源岩所制备的干酪根样品在50 MPa的恒定压力下,以2℃/h和20℃/h的升温速率分别进行程序升温热解,热解后的产物通过索氏抽提后经微型柱色谱分离为饱和烃、芳烃、非烃和沥青质。借助Kinetics2000软件获取总烃及族组分的生成动力学参数,结合东营凹陷南坡新生代烃源岩的埋藏史和热史,开展了原油及族组分生成动力学研究。结果表明,东营凹陷沙三下亚段和沙四上亚段烃源岩进入生烃门限的地质时间分别为4.26 × 106 a 和 24.85 × 106 a,沙三下亚段烃源岩目前处于主要生油阶段,而沙四下亚段烃源岩处于生油的后期阶段。现阶段,东营凹陷沙三下亚段烃源岩生成的饱和烃、芳烃、非烃和沥青质的累计产率分别为222.03 mg/g,71.30 mg/g,62.37 mg/g和 50.04 mg/g;而沙四上亚段烃源岩生成的饱和烃、芳烃、非烃和沥青质的累计产率分别为282.94 mg/g,98.98 mg/g,66.79 mg/g和 53.82 mg/g     

塔河油田不同类型海相原油裂解动力学分析

应用黄金管热模拟方法研究了塔里木盆地塔河油田稠油、正常原油和高蜡原油3种不同类型海相原油热解过程的气态烃产率、碳同位素特征。塔里木盆地3种不同类型海相原油具有相似的生烃过程,随着热解温度的增高,甲烷产率不断增加,C2—C5产率呈现先增加后降低的趋势。在生烃量上,高蜡原油具有最高的总气态烃产率,为464mg/g油,而稠油具有最低的气态烃产率,为316mg/g油。在同位素演化过程中,δ13 C1值先变小后变大,δ13 C2值、δ13 C3值在温度大于420℃以后均呈现逐渐变大特征。使用Kinetics软件,计算了3种不同类型原油总气质量生成活化能。在频率因子为1.78×1014 s-1的前提下,3个原油气体质量产率的活化能分布较窄,范围为56~66kcal/mol。相比较而言,稠油总气体质量产率活化能分布范围最宽,主频活化能最低。使用原油动力学参数,根据油气藏破坏比例系数,计算塔里木盆地塔河原油作为油相保存的地质温度范围为178~206℃。塔中隆起中深1井中寒武统挥发性油藏的存在证实了上述结论。     

相态——原油裂解成气模拟实验中的一个重要问题

在温度为400～460℃、压力为50～150MPa的条件下,用金管—高压釜系统对nC22进行了恒温24h热解。结果显示:当压力一定时,甲烷和重烃气(C2-5)的产率均随热解温度增高而增加。而当温度一定时,压力对甲烷和重烃气产率的影响却随系统的热解温度变化存在较大差异,其中温度在400℃时,气态烃产率随压力的增加而降低;在温度为420℃时,压力对气态烃产率的影响轻微;在温度为420℃以上时,压力越大气态烃的产率增加越显著。在讨论了温度、压力对原油裂解的影响后认为,体系的相态是裂解成气实验中值得重视的一个问题。     

渤海湾盆地东濮凹陷古生界煤成烃特征模拟实验研究

通过渤海湾盆地东濮凹陷石炭—二叠系煤系地层实际地质条件下煤的半开放体系加水热模拟实验研究,刻画了该区煤岩不同温压介质条件下生排烃特征及潜力。研究表明:（1）东濮凹陷石炭—二叠系煤具有极高的生烃潜力,最高产烃量达254 mg/g,其中气态烃总产率220 mL/g,液态烃最高产率为145.8 mg/g;（2）煤成油的演化呈峰形尖锐的单峰特征,生油高峰在325 ℃（R_o＝1.08%）,生成的液态烃类近40%排出煤体;（3）煤成气的演化呈多阶段性逐渐增大的特征,其中325~450 ℃和500~550 ℃2个区间气态烃类快速增加,前者主要缘于液态烃的大量裂解,后者是煤芳香结构进一步稠合生烃演化产生;（4）东濮凹陷石炭—二叠系煤既生油又生气,其煤成油潜力与吐哈盆地侏罗系煤相当,煤成气潜力与鄂尔多斯石炭—二叠系煤相当。      

湖相烃源岩热演化生烃研究——基于冀中坳陷烃源岩加水热模拟实验

基于烃源岩热演化生烃原理,利用实验室加水热模拟生烃实验,结合GC分析,通过对来自渤海湾盆地冀中坳陷的8个不同有机质类型的未熟烃源岩样品的生烃热演化定量分析,得到湖相烃源岩的热演化生烃定量模型。湖相Ⅰ型、Ⅱ_1型与Ⅱ_2型有机质生油窗对应R_O值介于0.6%~1.3%之间,并且R_O值均在0.9%左右达到生油最大值,分别为580mg/g_(TOC)、350mg/g_(TOC)和260mg/g_(TOC)左右,但是3类有机质生油耗尽时对应R_O值依次减小;以R_O=1.3%为界,分为初次裂解气与二次裂解气2个阶段,其中Ⅰ型有机质初次裂解气量显著高于Ⅱ_1型和Ⅱ_2型,超过100mL/g_(TOC),而Ⅱ_1型和Ⅱ_2型有机质初次裂解气量相近,约为70~80mL/g_(TOC),二次裂解生气量受控于烃源岩的排油效率;湖相Ⅰ型有机质生油与生气潜力均远高于Ⅱ_1型与Ⅱ_2型,在具备良好的成藏保存条件下,分别以3类有机质为主的湖相烃源岩初次裂解生气量均具有形成工业性气藏的能力。     

银根—额济纳旗盆地主力烃源岩生烃热模拟实验研究

银根—额济纳旗盆地下白垩统巴音戈壁组二段普遍发育一套湖相烃源岩,勘探证实这套烃源岩对油气成藏贡献很大,为盆地内主力烃源岩。黄金管—高压釜限定体系热模拟实验表明,巴音戈壁组二段样品的总烃累计产率为265.50～798.06 mg/g,“生油窗”内（模拟镜质组反射率EasyR_o=0.7%～1.5%）的总油产率为263.99～778.74 mg/g,大量生气阶段（EasyR_o>1.5%）的气态烃产率为191.19～582.69 mL/g,预示着这套源岩具有较高的生油气潜力。依据热模拟烃类产物的产率变化特征,可分为4个主要成烃演化阶段:（1）干酪根热解生油阶段,EasyR_o=0.57%～0.8%（样品热模拟的起始EasyR_o为0.57%）,该阶段以干酪根热解生油为主;（2）凝析油生成阶段,EasyR_o=0.8%～1.5%,以早期生成的油裂解为轻烃和干酪根裂解生气为特征;（3）油裂解生气阶段,EasyR_o=1.5%～3.3%,此阶段以早期生成的油裂解生气为主;（4）气裂解阶段,EasyR_o>3.3%,以C_2-5裂解成甲烷为特征。      

不同热模拟实验煤热解产物特征及动力学分析

利用Rock-Eval-II型热解仪、TG-MS（热失重-质谱联用仪）及金管装置对松辽盆地沙河子组煤样进行了热模拟实验。TG-MS实验中甲烷生成温度对应的 R_o 与地质条件下气态烃产物生成时的成熟度接近,而Rock-Eval-II实验中烃气生成时对应的 R_o 要远小于地质条件下气态烃产物生成时对应的成熟度。TG-MS实验中煤生甲烷终止温度约为850℃,对应的 R_o 约为5.3%（10℃/min升温速率）。金管实验650℃时（R_o 约为4.9%,升温速率2 ℃/h）煤生气能力尚未结束,气态烃质量产率一直呈增长趋势,同时高温阶段密闭体系中甲烷的来源主要是有机质的初次裂解。煤生气动力学参数在徐家围子地区的应用结果表明,不同生烃装置热裂解实验下获得的动力学参数外推结果差别很大,建议采用TG-MS实验装置模拟地质条件下烃源岩边生气边排出的情况,采用金管装置热裂解实验模拟存在二次裂解的封闭体系下的生气情况。     

鄂尔多斯盆地南部地区延长组烃源岩生烃动力学研究及模拟结果分析

通过岩石热解评价仪(Rock-Eval)模拟试验对鄂尔多斯盆地南部地区延长组烃源岩样品进行了生烃动力学研究。结果表明,烃源岩裂解温度区间与样品的有机质类型有关。用平行一级模型求取了动力学参数,频率因子介于7.1×1014～1.6×1019s-1之间,活化能在190～300kJ/mol的范围内。将所求得的动力学参数外推到地质时期的升温速率下,长4+5油层组烃源岩转化率最高,为99.16%,累计生烃量为31.21mg/g;长6油层组烃源岩的转化率可达73.54%,累计生烃量为56.50mg/g;长7油层组4个油页岩的转化率较低,分别为53.17%、84.62%、28.13%和30.95%,但其累计生烃量较高,分别为36.19、73.54、22.18和29.67mg/g;长7油层组2个暗色泥岩的转化率分别为93.88%和85.08%,累计生烃量分别为13.29、10.41mg/g;长8油层组烃源岩的转化率为85.70%,累计生烃量为6.92mg/g;长9油层组烃源岩的转化率为27.87%,累计生烃量仅为0.85mg/g。     

陆相页岩层系岩心中气态烃井场测定技术初步应用及展望

陆相页岩层系的流体分析是页岩油甜点评价的重要基础,针对岩心样品中气态烃易于散失的特性和页岩油钻井现场的需求,研发了井场岩心气态烃快速采集测定装置及方法,探讨了基于岩心气态烃分析和热解含油性分析资料快速计算视气油比和估算游离油损失的方法。研究表明,该装置适用于全直径岩心和块状样品的气态烃检测,既可以实现全直径岩心在常温、常压下逸散气态烃的采集测定,也可以测定块状岩心样品的气态烃总量,气态烃检测相对误差10%,测试结果可以转换为单位质量岩样气态烃含量。全直径岩心逸散气分析可实现岩心气态烃的非破坏式采集和测定,反映了页岩层系垂向上含油气性及其非均质性的变化特征。视气油比可反映页岩层系含油气性和可流动性的趋势,视气油比越大,代表相应页岩层系页岩油可流动性越好。利用视气油比可估算岩心经历降压降温脱气过程中游离烃的损失量,在建立岩心降温降压脱气过程的热解游离烃损失恢复方法中具有较大应用潜力。岩心气态烃井场测定技术丰富了适用于井场的岩心流体分析实验技术手段和方法,为陆相页岩层系流体评价及甜点确定提供数据支撑。     

江汉盆地潜江凹陷盐间云质页岩热压生排烃模拟实验研究

江汉盆地潜江凹陷盐间云质页岩具有形成规模页岩油资源的潜力。通过对潜江组未熟的云质页岩烃源岩样品开展热压生排烃模拟实验,定量分析了不同热成熟度烃源岩有机质的生烃产率,并探讨了盐间云质页岩的生排烃过程。此外,将由总排烃量计算获得的转化率作为热成熟度的标尺,分析了排出油和烃气组成随热成熟度的变化。研究结果显示,残留油和排出油之间存在明显的"前驱体-产物"关系,反映了有机质生油过程为"干酪根→沥青→原油"两步同时进行的转化过程。由总排烃量计算获得的转化率与EasyR_o之间服从较严格的玻尔兹曼分布,可用于描述生油窗内烃源岩的排烃行为。当转化率在0~25%之间时,排出油各族组分相对含量变化较小;而当转化率在25%~100%之间时,排出油沥青质组分的相对含量迅速减少而饱和烃和芳烃组分明显增加,说明干酪根裂解形成的沥青（即残留油）是排出油中烃类逐渐富集的主要物质来源;与此同时,形成更多的小分子烃类改善了烃类流体的流动性,排烃作用相应增强,导致排出油产率在该阶段快速增加。      

油页岩生排烃模拟实验中不同液态烃产物特征

为了探究油页岩生排烃模拟实验中不同液态烃产物的组成及变化特征,利用WYMN-3型高温高压模拟仪分别对鄂尔多斯盆地延长组长7油层组和准噶尔盆地芦草沟组油页岩样品在250℃,300℃,350℃,375℃,400℃,450℃和500℃共7个温度条件下进行了半开放体系生排烃模拟实验。通过对比与分析排出油、洗出油和残留油等3种液态烃产物的生成特征及族组分组成,结果发现:2个样品中排出油均是影响总油变化的重要因素,均随温度呈基本不变→升高至最大值→下降的3段式变化趋势;洗出油和残留油的变化趋势相同,均表现为基本不变→升高至最大值再下降至最低值→基本不变的变化趋势。从3种液态烃产率的变化趋势可以明显地将有机质热演化划分为可溶有机质生油气、干酪根热裂解生油气和油裂解生气等3个阶段。就排出油、洗出油和残留油的关系而言:洗出油为排出油和残留油的"过渡"产物;排出油产率峰值对应的温度高于洗出油峰值对应的温度,残留油产率峰值对应的温度一直为350℃,所以排出油经过初次运移后会在烃源岩表面滞留一段时间后再发生二次运移,而残留油峰值则出现在"生油窗"初期阶段的温度点上。微观上,排出油和残留油族组分中,高含量的饱和烃、芳烃组分是总有机碳含量更高的重要依据,也是生烃产率更高的重要影响因素。由此可见,通过研究排出油、洗出油和残留油的产率和族组分特征,可为进一步探讨地质演化过程中液态烃的演化阶段和状态提供理论依据。     

煤中单组分湿式高压釜热模拟实验研究——以海拉尔盆地伊敏组褐煤为例

该文对海拉尔盆地伊敏组(J₃)煤中的有机显微组分进行了湿式高压釜热模拟实验研究。结果表明,基质镜质体是最为重要的生烃母质,其主要成烃期为270～330℃,最大生液态烃量为19mg/g、生气态烃量为256mL/g;孢子体的主要成烃期为300～380℃,最大生液态烃量为40mg/g、生气态烃量为265mL/g;而丝质体生液态烃极少,在300℃时最大也达不到2mg/g,生气态烃量为120～160mL/g。另外该方法与无水该条件下的热模拟相比,排烃高峰温度大为降低,一般要低50～100℃;      

牛38井烃源岩排烃门限的确定

对牛38井主力烃源岩段沙河街组三段进行了密集测试分析，以排烃潜力指数为研究参数，对牛38井沙三亚段排烃潜力指数剖面分布进行了分析。研究结果表明，牛38井沙三段开始形成规模排烃的临界饱和量为300 mg/g，排烃的临界饱和度为8.56%（考虑误差，其值在2.5%~9.5%之间），在达到排烃高峰时，Ⅰ型、Ⅱ₁型、Ⅱ₂型及Ⅲ型有机质的HEA值分别为800 mg/g、600 mg/g、380 mg/g、160 mg/g，对应的HES值分别为64.42%、29.86%、13.1%、1.59%，Ⅲ型有机质不能达到排烃门限条件，基本为无效有机质。     

孢粉与藻类成烃产率对比实验研究

采用高温、高压热模拟技术对孢粉和藻进行成烃机理的对比研究，认为松粉产油潜量、产气量和产液态烃量均高于盘星藻和蓝藻。实验表明：①在各自的模拟最高温度点时，松粉的气体产率（458．80mL／g）高于盘星藻（373.11mL／g）和蓝藻（348．00mL／g），并且松粉产出气体中的甲烷气也多于盘星藻和蓝藻；②松粉的液态烃产率高于盘星藻和蓝藻，是盘星藻的2．8倍，是蓝藻的近2倍，同时，松粉热解油的轻烃所占比例为67．25％，也要高于盘星藻和蓝藻；③松粉的产油潜量（最大为721．60mg／g）高于盘星藻（446．53mg／g）和蓝藻（541．86mg／g）；④松粉的液态烃产率曲线呈双峰状，松粉内含物是早期的未熟以及低熟油的参与物，孢粉素则是孢粉中主要的成烃母质；⑤盘星藻和蓝藻的液态烃产率曲线均为单峰状，蓝藻热解烃的峰温一直较低，主要生成未熟至低熟油；盘星藻的液态烃产率曲线平而宽，模拟温度低于280℃，Tmax小于438℃时，产未熟和低熟油，280～360℃，Tmax为438～559℃时，产成熟、高成熟油。图3表6参5（金小凤摘）