古生界干酪根热演化模拟实验

我国南方下古生界页岩中有着丰富的页岩气资源,但因其时代老,成熟度高,且缺乏镜质体,其有机质热演化程度评价成为一个技术难题,对相关页岩气地质研究造成困扰。已有研究表明,干酪根H/C原子比和O/C原子比会随着有机质热演化程度的增加呈现规律性变化,但是对于缺乏镜质体的下古生界干酪根,以及高过成熟阶段干酪根却鲜有研究,其元素演化规律如何?其元素组成与镜质体反射率之间是否存在明确的定量关系?值得研究。为此,针对二叠系大隆组的泥岩和蓟县系洪水庄组页岩,在350～550℃温度范围内开展了系列干酪根热演化模拟实验,测定了各模拟实验温度下所得干酪根的镜质体反射率(R_O)和C、H、O元素组成,发现干酪根H/C原子比和O/C原子比与有机质成熟度之间具有高度的统计学相关关系。结果显示:①在开展烃源岩演化热模拟实验时,对于在泥盆纪以前沉积缺乏镜质体的烃源岩样品而言,利用与烃源岩样品镜质体反射率R_O值相近的煤样来标定样品热演化进程的方法是可行的;②在热演化进程中,干酪根的H/C、O/C原子比值均会随着有机质成熟度的增加发生规律性的变化,不同类型干酪根的H/C原子比值表现出沿相同路径不断降低的演化特征,而O/C原子比值表现出沿不同路径不断降低但最终趋同的演化特征;③实验中涉及的3种类型干酪根的H/C、O/C原子比(R_(H/C)和R_(O/C))与用镜质体反射率R_O(%)所表征的有机质热演化程度之间均体现同一规律,并存在良好的数学相关关系,可以表达为LgR_O=-0.133 1-1.190 5 LgR_(H/C)-0.054 4LgR_(O/C),适用于该实验中涉及的3种类型干酪根,适用RO值范围为0.6%～3.5%。     

用镜质体反射率资料恢复热史的相关问题及处理方法

利用镜质体反射率 (Ro)资料反演热史是否存在多解性取决于所采用的热流演化模型。采用目前常用的线性或指数模型 ,用 Ro 作为检验标准 ,通过地史与热史的联合模拟 ,能够对持续沉降升温的含油气盆地的热史进行反演。Ro 不仅与温度及受热时间有关 ,而且与地层压力和镜质体的类型等因素有关 ;用 TTI- Ro 法恢复烃源岩热演化 ,应当进行压力校正和氢指数校正 ,文中提出了具体校正方法     

甲基菲指数及甲基菲比值与有机质热演化关系——以柴达木盆地北缘地区为例

通过对柴达木盆地北缘地区未成熟—低成熟侏罗系烃源岩的热模拟实验研究,分析甲基菲的组成特征,建立两类Ⅱ型有机质(偏腐殖型、偏腐泥型)湖相烃源岩的甲基菲比值和甲基菲指数与镜质体反射率间的关系。研究表明,在有机质热演化的不同阶段,甲基菲指数与镜质体反射率间呈现出不同的关系式,同一甲基菲指数值将推算出2个不同的镜质体反射率,判断原油成熟度易出现偏差;而甲基菲比值与镜质体反射率间具有很好的线性正相关关系,Ro介于0.50%~1.80%时呈单调增加的趋势,相关系数高达0.90以上,在高成熟阶段两者间的关系也是正相关的,故利用甲基菲比值判断成熟度优于甲基菲指数。根据所建立的关系式对柴北缘各区原油的成熟度进行计算,所得结果与地质背景吻合度好,可信度较高。图5表1参18     

东海盆地西湖凹陷烃源岩成熟度厘定——FAMM分析的证据

镜质体反射率是评价烃源岩有机质成熟度的主要指标之一,已有研究表明,镜质体反射率（R_o）除受控于有机质热演化程度外,还受烃源岩有机质类型等因素的影响,镜质体富氢程度制约镜质体反射率的抑制程度,影响了R_o测值的准确性。多组分荧光变化（FAMM）技术可有效解决镜质体反射率的抑制问题。利用FAMM技术和镜质体反射率分析方法,对取自东海盆地西湖凹陷9口钻井的10件平湖组烃源岩样品进行了成熟度分析,结果显示样品的镜质体反射率存在不同程度的抑制,抑制校正值介于0.01%~0.25%,个别样品稍有增强现象。根据FAMM分析结果,以TWT1井为例,厘定了该井区平湖组烃源岩的成熟度,认为TWT1井区平湖组烃源岩的现今成熟度应处于0.90%~1.41%,而不是实测镜质体反射率分析结果显示的0.77%~1.21%。研究结果有助于合理评价平湖组烃源岩生烃潜力及油气资源潜力。      

晚元古代蓝藻干酪根与现代蓝藻热模拟类干酪根对比研究

对两处晚元古代蓝藻干酪根和一种现代蓝藻热模拟形成的不溶有机质(类干酪根)进行镜下特征、镜质体反射率、元素分析、自由基浓度、红外光谱和热解色谱等项对比研究,发现在中低成熟阶段为腐泥型的蓝藻干酪根和类干酪根在高成熟阶段以O/C原子比特别高(>0.25)、H/C原子比很低(<0.6)为特征。根据实验结果,本文提出与Tissot“Ⅳ型”干酪根观点不同的新认识,即范氏分类图解和“Ⅳ型”干酪根概念不适用于具上述特征的高成熟蓝藻干酪根;它们仍具有一定的生烃潜力和演化途径。     

川南下古生界高演化页岩成熟度指标

川南下古生界下寒武统筇竹寺组及下志留统龙马溪组2套页岩,具有时代老、热演化程度高、缺乏镜质体等特点,因此,如何准确定量化评价有机质成熟度,一直是学术界争论的焦点。为此,文中总结了过成熟页岩各项成熟度实验过程及数据应用时的注意事项:1)热解实验需要人工识别真实的热解烃峰值温度,排除钻井液污染产生"假峰"的影响,获取真实的热解峰温;2)分析每个样品所有测点沥青质反射率及笔石反射率的分布特征,剔除不可靠测值的影响;3)伊利石结晶度可应用于伊蒙混层比小于15%的过成熟页岩,当无测点或测点少时,作为过成熟度的可靠指标。最终采用了岩石热解峰温-沥青质反射率-笔石反射率-伊利石结晶度综合评价方法,明确了永川、威远地区龙马溪组镜质体反射率(Ro)为2.05%~2.35%;井研地区筇竹寺组Ro为2.57%~2.74%。     

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。     

蒂索的生烃模式在深层遇到挑战

20年来，Tissot的干酪根生烃模式有效地指导了油气勘探和石油地质研究。许多勘探实践证实了这一模式的价值。现今多数石油地球化学家认为，有机质的变质反应是一级反应，温度和地质时间是油气生成的主要控制因素。因此，都根据埋藏温度利用描述一级反应的阿仑尼乌斯方程来推断地质时间。Tissot模式认为，沉积岩中的有机质埋藏之后经历了3个阶段：有机质在镜质体反射率（Ro）为0.5%～0.6%时开始生烃，在Ro值为0.9%时达到生烃高峰，C15＋开始发生热裂解；在Ro值大于1.3%时所有C15＋已经消失；Ro值为2.0%时仅剩下甲烷，Ro值为4.0%时开始岩石的变质作用。尽管不同类型有机质对镜质体反射率有一定的影响，但上述趋势不会改变。     

鄂尔多斯盆地剥蚀厚度恢复及其对上古生界烃源岩热演化程度的影响

运用镜质体反射率-深度剖面恢复出鄂尔多斯盆地中生界地层的剥蚀厚度,并结合烃源岩加热降温热模拟实验研究上古生界烃源岩的热演化特征。研究认为,反射率-深度剖面模型可分为3类,即单段式、双段式和三段式。盆地东部剥蚀厚度大,为1400～2200 m;西部剥蚀厚度小,为400～1000 m。据烃源岩时温互补热演化模拟实验,岩样在加热到一定温度后降温,随时间增加Ro值虽在增加,但Ro值增加速率不断降低,且在相同时间段内,降温幅度越大,生烃能力越低,当降温到一定程度时,随时间增加,生烃能力非常小。表明了源岩受热的时间尺度与热效应之间,温度起着主导作用。由于中东部剥蚀厚度远大于烃源岩热演化停滞时的最小剥蚀厚度,烃源岩热演化作用已处于停滞状态,西部剥蚀厚度较小的布1-天1地区,烃源岩的热演化作用在新生代仍有可能继续缓慢进行。     

烃源岩热演化停滞时临界剥蚀厚度求取方法——以鄂尔多斯盆地为例

利用鄂尔多斯盆地烃源岩镜质体反射率Ro值、地层剥蚀厚度△H以及埋深H,建立了烃源岩Ro值与原始埋深H之间的关系式。选定初始Ro值以及降温后Ro值的增加值△Ro,根据烃源岩Ro值与原始埋深H之间的关系式,可以得到与之对应的最小剥蚀厚度△H,从而建立△Ro与△H关系图版。然后通过热模拟试验测得样品的初始Ro值．以及降温后Ro值的增加值△Ro,根据该关系图版就可以直接读出与之对应的最小临界剥蚀厚度△H。据此．初步指出了鄂尔多斯盆地石炭-二叠系煤在其遭受抬升剥蚀之后．能够持续生烃的源岩分布范围,为我国一些地层埋深变浅盆地的资源量的计算提供了理论证据。     

鄂尔多斯盆地杭锦旗地区上古生界烃源岩热演化特征模拟研究

以表征烃源岩热演化程度的实测镜质组反射率（R_o）为标定值，以PetroMod盆地模拟软件为工具，在剥蚀厚度恢复、古大地热流值选取的基础上，利用鄂尔多斯盆地杭锦旗地区70余口探井的录井、测井资料确定了不同地层的岩性组成，建立了相应的单井地质模拟，对上古生界太原组和山西组山1段、山2段烃源岩的演化历史进行了模拟。结果表明，研究区西部、南部的新召、十里加汗、阿镇和浩饶召区带R_o值达到0.65%进入生烃门限的时间为晚三叠世中晚期，北部的公卡汗和什股壕区带R_o值达到0.65%进入生烃门限的时期为早侏罗世早期。平面上，烃源岩热演化程度总体表现为自西南向东北方向逐渐降低的趋势:西部、南部的新召区带、十里加汗区带南部现今R_o值最大为1.43%和1.46%，达到了过成熟演化阶段；北部、东部的什股壕、阿镇区带现今R_o值为0.85%~1.0%，处于生烃高峰期的早期阶段。      

衡量生油岩在人工演化中有机质成熟度的参数

在人工演化实验中,用富含镜质体的褐煤样品,通过实验建立起均质镜质体反射率与加热温度间的对应关系(R°-T_PY)。并用该对应关系去衡量各种类型生油母质在人工演化中达到的成熟度。实践表明,这样建立起的人工演化中生油母质的演化历程与地下油气生成与演化历程有较好的相似性。因此,可将人工实验结果不加修正而方便地应用于地下油气生成的定量估算。      

湖相碳酸盐岩致密储层有机质赋存状态与孔隙演化微观机理

孔隙发育机理及预测是湖相碳酸盐岩致密储层研究中的一大难题。以渤海湾盆地束鹿凹陷沙三下亚段致密碳酸盐岩为对象,开展热压模拟实验模拟岩石埋深演化过程。通过对实验岩石产物进行地球化学、离子抛光扫描电镜及低温氮气吸附实验分析,研究了有机质赋存状态及成熟作用对其储集孔隙的影响,揭示了致密储层有机质孔隙热演化机制。结果表明：碳酸盐岩中有机质主要与泥质或灰泥质基质以络合-复合的形式存在,成熟作用对有机质孔隙形成与演化影响巨大。随有机质成熟度（R_o）从0.5％增加到1.5％,有机质丰度（TOC）减少一半以上（从2.07％降低到0.85％）,孔隙总比表面积和孔隙体积增加3～4倍。在低成熟-生油窗阶段（R_o=0.5％～1.0％）,有机质孔隙不很发育;随成熟度升高,有机质逐渐发育裂缝和孔隙,尤其进入湿气窗-干气窗阶段（R_o≥1.5％）,孔隙比表面积和总孔隙体积快速增加,孔隙大量生成。有机质的分解是孔隙总体积和比表面增加的主要原因。新生成孔隙主要为有机孔,尤其以微孔-介孔对成熟度变化最为敏感,直径小于5nm的孔隙对新增总孔隙体积和比表面积贡献最大。孔隙总体积和比表面的增加主要依赖于新增孔隙的形成,而不是原有孔隙的扩大。     

泥页岩中有机质的赋存形态与油气形成

根据不同类型泥页岩镜下微观特征观察,发现泥页岩中的沉积有机质和矿物质主要以"富有机质—矿物聚集体"和"贫有机质—矿物基质体"2种微观组构形态存在。通过泥页岩的生排烃模拟实验研究表明:泥页岩有机质赋存的差异性控制了油气的生成和初次运移过程,由于"富有机质—矿物聚集体"形态组构非均质分布,在不同演化阶段生成、排出及滞留的油气以不同的状态赋存和运移;镜质体反射率（R_o）介于0.6%~1.0%之间,泥页岩层系中滞留的油与富集有机质聚集体呈游离-吸附共轭相态,流动性较差,开采前景较差,R_o介于1.0%~1.3%之间是页岩油开采的有利范围;高演化阶段页岩气资源量的大小受控于泥页岩中富有机质聚集体的含量。基于烃源岩内沉积有机质和无机矿物质微观结构上的非均质性特征,把油气的形成、排出、滞留作为一个统一过程加以认识,将是深入认识页岩油气形成与富集机理的有利手段和重要方法。      

深层烃源演化与原生轻质油/凝析油气资源潜力

烃源岩油气演化阶段的细分与资源潜力评价对深层常规和非常规油气勘探、深层基础石油地质学问题的研究具有重要意义.深层烃源岩的油气演化可划分为4个阶段,即轻质油(挥发性油)、凝析油气、湿气和干气,也对应着深层的4种油气类型.烃源岩和储层中的原油体系均可形成这些油气.通过模拟实验评价深层烃源岩的生烃潜力,提出了4个油气演化阶段...     

塔里木盆地北部地区上奥陶统烃源条件

塔里木盆地北部地区已有大量钻井揭示上奥陶统恰尔巴克组、良里塔格组和桑塔木组。对钻井样品烃源条件系统分析表明,上奥陶统特点是有机质丰度低,有机质类型以腐殖-腐泥型为主。塔河南地区上奥陶统镜质体反射率为1%左右,烃源岩不发育,基本不具备形成规模油气的烃源条件。塔里木盆地北部上奥陶统碳酸盐岩具有既可能是烃源岩又可能是储层的双重特点,常规的油-岩对比可能成为实际意义上的油-油对比。文中采用了两种油-岩对比方法,以岩心直接抽提物及经抽提处理后的热模拟产物分别与原油进行对比。结果表明,塔河原油与上奥陶统烃源岩基本没有源属关系,上奥陶统烃源岩直接抽提物的地球化学特征介于原油与岩心热解模拟产物之间,而原油与上奥陶统岩心热解模拟产物则主要表现为差异性。新的油-岩对比方法在研究思路上解决了上奥陶统作为储集层与烃源岩于一体、不能直接进行常规油-岩对比的局限性。     

煤系烃源岩热模拟演化过程的地球化学参数特征――以准噶尔盆地侏罗系煤系烃源岩为例

在准噶尔盆地侏罗系煤系烃源岩热模拟实验研究中 ,经过对原样和不同温度点热模拟残余物进行可溶有机质抽提和族组成分析、残渣干酪根处理、Ro 值测定和 TOC测定 ,并对部分样品系列进行色谱和质谱分析后发现 ,煤系烃源岩在不同热演化阶段表现出的地质地球化学特征具有相当大的差异。低演化阶段和热降解阶段天然气的形成是不同热力学条件和成气母质化学反应的结果。在低演化阶段 ,源岩镜质组反射率增长幅度并不太大 ,通常 Ro<0 .7%。原始可溶有机质和热模拟残余可溶有机质的分析结果表明 ,烃类气主要来源于原始可溶有机质的脱基团作用和大分子沥青质及干酪根边缘烃 (极性组分 )的热降解。在有机质热降解―热裂解阶段 ,烃源岩经地质埋深增温 ,热演化进程相对加快、镜质组反射率迅速递增、Ro 值从 0 .5 5 %～ 0 .70 %迅速增大到 1 .40 %～1 .70 % ,可见热动力作用足以破坏干酪根结构烃并将其降解形成油气。该阶段是干酪根经热降解大量排烃的阶段 ,其地球化学参数特征主要表现为干酪根结构烃热降解产物的特征。     

南堡凹陷沙三段烃源岩特征研究

沙三段是南堡凹陷沙河街组主要的烃源岩层之一,认清沙三段的烃源岩特征对于南堡凹陷研究具有重要意义。通过多种评价手段,对沙三段烃源岩有机质丰度、有机质类型和有机质热演化程度进行综合研究可知:林雀次凹有机碳含量最高;热解S1+S2含量主要分布在0.01~75.69 mg/g之间;氯仿沥青"A"含量约为0.149%,总烃含量均值为1 100×10-6;有机质类型以Ⅱ2型为主;烃源岩镜质体反射率主要分布在0.25%~1.75%范围内;生烃高峰深度在4 000 m左右。对南堡凹陷沙三段烃源岩特征的落实,为南堡凹陷油气成因的认识、油气的预测和下一步的勘探提供了参考。     

莺-琼盆地高温超压对有机质热演化的影响

剖析影响莺-琼盆地10口高温高压井的实测镜质体反射率数据的因素,结合热模拟实验结果,探讨高温、超压对第三系腐植型有机质热演化与生烃的影响。认为：高地热场为腐植型有机质向天然气转化提供了有利的条件,特别是莺歌海盆地泥底辟带存在短暂的深源热流体上侵,可能使浅层沉积中的有机质转化成低成熟原油;超高压对有机质热演化的抑制作用是次要的,即便有少许抑制作用,也往往被高温效应掩盖。图4表1参17     

鄂尔多斯盆地富县地区延长组长7烃源岩特征及评价

为研究鄂尔多斯盆地富县地区延长组长7烃源岩特征及生烃潜力,开展了岩心分析、测井研究、干酪根镜检、镜质体反射率（R_o）测试、岩石热解分析、气相色谱及色谱-质谱分析。结果表明：（1）富县地区长7烃源岩平均厚度为45 m;总有机碳（TOC）质量分数平均为5.94%;生烃潜量（S₁+S₂）平均为13.1mg/g。（2）有机质类型以Ⅰ和Ⅱ₁型为主,烃源岩母质类型以低等水生生物为主,并含部分高等植物,沉积时水体为还原环境。（3）镜质体反射率平均为0.76%,生物标志化合物中C₃₁藿烷22S（/22R+22S）、20RC₂₉αββ（/αββ+ααα）和αααC₂₉20S（/20S+20R）平均值分别为0.52、0.62和0.49,反映有机质演化进入生油高峰阶段。（4）平面上,富县地区中部和西北部长7烃源岩厚度大、生烃能力更强,为下一步勘探的有利区带。该研究成果对鄂尔多斯盆地富县地区的精细勘探具有重要指导作用。