资源评价中油气生成定量模型的建立

从油气生成热模拟方法、模拟样品的选取及模拟实验结果的校正等方面，对如何建立烃源岩油气生成定量模型进行了系统的分析，认为加水热模拟是目前较为流行和较好的一种模拟油气生成的方法，但其模拟结果（包括其他模拟方法的模拟结果）都必须经过校正之后，才可用来建立实际烃源岩不同母质类型的油气生成定量模型。因为实验条件下液态石油产率高峰对应的镜质体反射率不是经典油气生产模式中的1％，而是大于或小于1％。故从理论上提出了加水模拟实验中依据镜质体反射率与液态石油产率的关系校正镜质体反射率的方法。经过校正之后，建立的湖相泥岩和煤系泥岩油气生成定量数学模型能够反映含油气盆地不同沉积环境中、不同母质类型的油气生成特征，更加接近地质实际。由此给出了湖相泥岩Ⅰ、Ⅱ₁、Ⅱ₂、Ⅲ型母质和煤系泥岩Ⅱ₂、Ⅲ型母质的液态石油产率数学模型，具有重要实用价值。     

再埋藏过程中二次生烃作用数值模拟

针对二次成烃研究中目前存在的问题，以有机质成烃演化模式为基础，结合实验室模拟试验结果，利用数值模拟的方法，探讨有机质在再埋藏过程中的二次生烃作用过程。此数学模型不仅考虑了初次生烃形成的液态烃的裂解，更重要的是考虑了烃源岩在抬升后再埋藏过程中的液态烃排出情况，即液态烃在成烃系统中残留效率对二次生烃形成天然气的影响，这对古老盆地油气资源评价（尤其是天然气资源评价）具有重要意义。在模型的实际应用中，通过对模拟工区已知的连续产烃率曲线作数字化处理，即可确定其二次生烃的产烃率。该模型由计算机在模拟过程中根据烃源岩不同演化情况自行运算取值，无须建立各种抬升情况下的产烃率图版。图４参５（梁大新摘）     

油气盆地生烃排驱的组分法数值模拟研究

本文根据组分化学动力学原理，从成熟度中的降解率研究入手，建立组分生烃模型，并根据压实，扩散机理，建立组分排烃模型（包括压实排烃模型和扩散排烃模型）。据此，实现了各组分排出史及排油史，排气史的同步计算，完善了盆地模拟系统（ＢＡＳＩＭＳ）。该方法适用于各种压实用用明显的油气盆地，在大民屯凹陷三台子洼陷应用获得了成功。     

中国陆相烃源岩液态烃产率模拟实验

利用密闭容器加水热模拟实验方法，对中国陆相盆地不同类型烃源岩进行了热模拟实验。模拟实验所用样品取自中国10个陆相盆地，包括侏罗系、白垩系和下第三系的湖相泥岩、煤系泥岩和煤3大类烃源岩。其中湖相泥岩烃源岩的有机质类型包括Ⅰ型、Ⅱ1型、Ⅱ2型和Ⅲ型，煤系泥岩烃源岩的有机质类型包括Ⅱ2型和Ⅲ型，煤烃源岩的有机质类型包括Ⅱ1型、Ⅱ2型和Ⅲ型。根据模拟实验结果，编制了上述各类烃源岩的液态烃产率图版。     

下扬子改造型海相盆地的多期生烃及晚期生烃资源评价

下扬子盆地属改造型海相盆地之一，具有多期生烃、多次成藏的特点，印支运动改造前的成藏属于早期成藏，印支运动之后在陆相覆盖条件下的成藏过程属于晚期烃源岩的晚期成藏过程。研究表明，早期烃源岩和晚期烃源岩均对海相油气资源聚集有重要贡献。它们主要分布于苏北的兴化，海安及苏南的湖熟，丹阳，江阴等地区。     

生烃门限模拟方法探讨

恢复烃源岩生烃门限是盆地模拟不可缺的一部分。在前人预测生烃门限深度统计模型基础上，本文提出了改进方法，并应用于辽河断陷某油气田的盆地模拟，证实为一更合理的方法。     

下扬子改造型海相盆地的多期生烃及晚期生烃资源评价

下扬子盆地属改造型海相盆地之一,具有多期生烃、多次成藏的特点。印支运动改造前的成藏属于早期成藏,印支运动之后在陆相覆盖条件下的成藏过程属于晚期烃源岩的晚期成藏过程。研究表明,早期烃源岩和晚期烃源岩均对海相油气资源聚集有重要贡献。晚期成藏的油气资源保存性相对稳定,其资源量至少达7.04×10~8t以上,是海相油气较为现实的勘探目标与对象。它们主要分布于苏北的兴化、海安及苏南的湖熟、丹阳、江阴等地区。     

塔里木盆地中生界烃源岩模拟实验研究及生烃评价

本文以较简便的油气资源量计算公式对塔里木盆地中生界烃源岩生烃量进行试评价。以波期１井侏罗系烃源岩为模拟实验样品，建立了塔里木盆地中生界Ⅲ型烃源岩的生烃模式和有机碳恢复曲线。认为据评价地区未－低成熟烃源岩样品的热模拟实验结果，建立该地区同层位、同类烃源岩的生烃模式，取得准确的计算参数，进而对目的烃源层生烃量进行评价，这种方法是可靠而准确的。     

苏北盆地管镇次凹阜四段低熟烃源岩生烃史与排烃史模拟

苏北盆地管镇次凹阜四段烃源属低熟烃源岩。在重建该套烃源岩埋藏史和地热史并诮于其干酷根Ｃ／Ｓ原子比确定其有机质化学动力类型和相应的化学动力学参数的基础上，对该套烃源岩的生烃史和排烃史进行了模拟。     

油气聚集量模拟的研究

聚集量是油气资源定量议价中最重要的参数和依据。聚集量模拟需要在生烃量和排烃量模拟的基础上进行。根据油气生成、运移、散失和聚集的自然发展过程，作者提出一种全新和聚集量模拟系统。通过在渤海弯盆地某区应用，获得满意的结果，证明该模拟系统是聚集量模拟的一种有效方法。     

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。     

淮南煤矿山西组煤样的二次生烃模拟研究

对南华北地区淮南煤矿山西组煤样进行的热模拟实验结果表明：只有达到或超过一次演化温度点，煤才开始大量生烃。二次生烃总量与连续生烃量接近，一次生烃量越大，则二次生烃潜力越小。对二次生烃机理进行了讨论，认为二次生烃与一次生烃连续。以连续生烃烃产率曲线为基础建立的煤二次生烃烃产率数值模拟方法已应用于南华北地区石炭-二叠系煤成烃资源评价中。图2表2参6     

渤海南部埕北凹陷油气资源潜力分析

埕北凹陷是济阳坳陷的一个次级构造单元．位于渤海浅水海域。埕北凹陷是埕北低凸起上埕岛油田的主力供油凹陷。埕北凹陷沙河街组烃源岩富集生油层发育．生储配置极佳．排烃效率及聚集效率均为高值。应用盆地数值模拟方法,计算了该凹陷的生排烃量和资源量。指出了有利区的勘探区域。     

不同藻类热模拟实验的生烃特征对比

针对多细胞宏观底栖藻紫菜在不同演化阶段的生烃特征开展了封闭体系加水热模拟实验,并与浮游藻和单细胞藻类生烃特点进行了对比。实验结果表明:随着温度的升高,多细胞藻类的生烃率呈双峰分布,低熟阶段是釜壁轻质油的主要产出阶段;气携凝析油在成熟阶段达到生成高峰,气态烃与液态烃产率相当;高成熟阶段因为有机质裂解和液态产物的裂解,气态烃成为排出烃的主要组成部分。不同藻类的生烃高峰及产物的组分在不同成熟阶段各有特点,浮游藻类的脱氧反应主要发生在成熟阶段,而单细胞和多细胞藻类的脱氧反应主要发生在低成熟阶段。液态产物方面,浮游藻类和多细胞藻类在低成熟和成熟阶段以非烃质产物为主,而单细胞藻类以沥青质为主。高成熟阶段,单细胞藻类的芳烃比例明显增高,而饱和烃产率以多细胞底栖藻类为最高。不同藻类产生的液态产物在族组分上的差异,对资源评价的精度具有一定影响。     

钻头破岩过程的计算机仿真模型──井底破碎坑的数学模型

根据用三牙轮钻头一个主齿圈和一个特殊齿圈进行破岩实验的结果，对井底大量单次或多次破碎坑的数据作了处理，进而建立了破碎坑尺寸大小与齿面结构参数、钻井参数、岩石性质之间的数学模型，为实现牙轮钻头与岩石工作用过程的计算机仿真提供了有实用价值的参考资料。同时简要介绍了一种测量破碎坑尺寸的新方法－－光测法。     

Hydrocarbon evolution during pyrolysis of source rocks of Yacheng coal formation from the Yanan depression in the South China Sea

Closed-system pyrolysis experiments were conducted on coal and carbonaceous mudstone samples using gold tubes pressured to investigate the gas generation potential and evolution. The results indicate that the total gas potential of coal is 5 times that of carbonaceous mudstone, and the total oil concentration is 2.5 times that of carbonaceous mudstone. Methane continuously increased with increasing temperature of pyrolysis. The increase ratio of heavy hydrocarbon gas is the largest at low temperature. The gas evolution of both samples is controlled by activation energy. Coal can be divided into four stages, namely kerogen degradation, kerogen cracking, oil cracking, and C₂ cracking stage. Carbonaceous mudstone can be divided into kerogen cracking and oil cracking. The temperature of turning point for coal is higher than carbonaceous mudstone.     

博兴洼陷古近系烃源岩生烃模拟研究

在分析并输入多种盆地模拟参数的基础上,利用成熟度、温度标定的含油气盆地模拟手段,对东营凹陷博兴洼陷多口探井生烃史进行数值模拟,识别了烃源岩生、排烃期次。研究认为:博兴洼陷的3套烃源岩存在东营组沉积期和馆陶组沉积末期后2个主要生烃高峰期,其中,沙四段烃源岩以东营期为主要生烃高峰,沙三下烃源岩以馆陶组沉积末期为主要生烃高峰,沙三中烃源岩仅在馆陶组沉积末期达到生烃高峰,生烃作用还可能是导致局部地区产生异常高压的主要原因。     

烃源岩有限空间热解生油气潜力定量评价研究

利用无锡石油地质研究所研制的地层孔隙热压生排烃模拟仪,选用泌阳凹陷核三段未成熟深灰色泥岩,采用分温阶连续递进有限空间热压生烃模拟实验方法,获得了Ⅱ1干酪根在不同成熟时期的阶段与累计生油、生气与生烃产率。通过与开放体系的Rock-Eval热解生烃动力学对比研究,首次建立了一套在有限空间条件下烃源岩生油气潜力评价方法,提出了以下干酪根生烃潜力评价参数:①残留油潜量与指数;②干酪根生油潜量与指数;③干酪根生气潜量与指数;④干酪根总生烃潜量与指数;⑤最大生油温度与反射率、最大生气温度与反射率及最高生烃温度与反射率。借助这些生烃评价指标能定量评价干酪根在某个演化阶段生"油"、生"烃气"和生烃潜力,描述其生油气过程。     

准噶尔盆地准东滴水泉组烃源岩生烃物理模拟研究

准噶尔盆地东部乌伦古坳陷石炭系暗色泥岩的生烃潜力对这一地区开展勘探十分重要。热压模拟生烃实验是评价烃源岩的有效手段，对滴水泉剖面石炭系暗色泥岩进行的生烃模拟表明，模拟温度达到360℃时产油率迅速降低到21．61mg烃／g有机碳，其残余生烃能力中等，演化阶段处于生油窗底部；390℃时累计烃类气体产率178．55mL／kg岩石，达到较好气源岩标准，气体产物中甲烷体积含量占烃类气体的90％，已进入干气演化阶段；原始生烃能力较大，是准东地区一套有利的烃源岩。模拟气的同位素分析认为属混合偏腐殖型气，对应的有机质类型应该为Ⅱ2型。