应用化学动力学计算生油岩生烃量

本文介绍了应用化学动力学计算生油岩生烃量技术，包括实验方法，多种热解动力不硎圾其适用性、动力学参数的求取，并结合有关地质参数应用动力学模型计算现场不同埋深、不同油岩的生烃率，从而估算油田工区的生油气量；     

准噶尔盆地烃源岩生烃模型

利用高压釜加水模拟的实验方法建立了准噶尔盆地各主要生烃层系的生烃模式，并利用动力学参数建立了盆地主要生烃凹陷（玛湖凹陷和吉木萨尔凹陷）的干酪根生烃模型。准噶尔盆地烃源岩当Ｒｏ为１．０％～１．２％时为生油高峰期，当Ｒｏ大于１０％时开始大量生气；二叠系烃源岩生油、生气能力较强，其他层系烃源岩生油能力弱，但生气能力较强；玛湖凹陷内的上二叠统风城组烃源岩当埋深到３７００ｍ左右时进入成熟窗口，吉木萨尔凹陷内的上二叠统芦草沟组烃源岩当埋深到３２５０ｍ左右时进入成熟窗口。     

江汉盆地潜江组未熟烃源岩生油量预测的化学动力学法

根据研究区未熟烃源岩样品热解实验求出的表观活化能与生烃率以及指前因子与表观活化能之间的关系建立了生烃化学反应动力学模型,该模型可计算任意埋深处的生烃率及任意埋深段的生烃强度,进而计算生烃量。应用该模型测算了江汉盆地JJ、QQ、XX凹陷潜江组未熟烃源岩在现今的累积生油强度和生油量。通过与其它两种生油量计算方法的对比表明,化学动力学法在生油量定量预测中是实用可信的。      

最大反应速率法在生油岩生烃率计算中的应用

本文利用岩石评价仪对东濮凹陷埋深1801m的未成熟生油岩进行不同升温速率（2、5、10、15、20℃/min)的热解动力学模拟试验,得到热解反应速率最大时的不同温度T_max。根据这些温度值,用最大反应速率法模型进行回归,求得该生油岩的表观活化能E和指数前因子A分别为199.6KJ/mol,和2.803×10¹³sec^-1。根据这两个热解动力学参数,及东濮凹陷的沉降速率（0.26mm/y)和地温梯度（0.03℃/m),算得该凹陷不同埋深生油岩的生烃率。如埋深为2768m时,生烃率为0.05（可视为生油上限);埋深为3571m时,生烃率为0.95（可视为生烃下限);最大热解速率时埋深为3337m（可视为生油高峰值)。所得生烃率计算,较符合实际情况,可以认为,最大反应速率法模型是一种较简单可行的模拟方法,岩石评价仪是一种适宜于进行生油岩热解动力学的仪器,所得不同埋深的生烃率的计算结果对于油气资源的评价和石油的勘探开发有较大的意义。     

准噶尔盆地烃源生烃模型

利用高压釜加水模拟的实验方法建立了准尔盆地各主要烃层系的生烃模式，并利用动力学参数建立了盆地主要生烃凹陷的干酪根生烃模型。准噶尔盆地烃源岩当Ｒ０为１．０－１．２％时为生油高峰期，当Ｒ０大于１．０％时开始大量生气；二叠第烃源岩生油、生气能力较强，其他层系烃原岩生油能力弱，但生产能力较强；玛湖凹陷内的上二叠统风域组烃源岩当埋深到３７００ｍ左右时成熟窗口，吉木萨尔凹陷内的上二叠统芦草沟组烃源岩当到３２５     

胶莱盆地莱阳凹陷莱阳组烃源岩生烃史研究

胶莱盆地莱阳凹陷为一典型的中生代残留凹陷。长期以来，由于对该凹陷烃源岩生烃史认识不清，给勘探潜力评价带来不利影响。应用生烃动力学方法，对该凹陷莱孔2井2块典型烃源岩生烃动力学参数及烃源岩生烃史进行了研究，结果表明：莱阳凹陷在地史时期存在2个生油峰期，第1期出现在90～75Ma，主要烃源岩是位于莱阳凹陷中心的逍仙庄段烃源岩，生油范围较小；第2期出现在75～65Ma，生油范围广，包括凹陷内的水南段烃源岩及斜坡带的逍仙庄段烃源岩，为主生油期。认为莱阳凹陷圈闭构造主要形成期与烃源岩主生烃期基本吻合，但由于后期构造破坏，莱阳凹陷的勘探重点应放在有较好储盖组合、未受明显构造变动的残存凹陷。     

海拉尔盆地外围凹陷南一段烃源岩生烃动力学研究

为了厘清海拉尔盆地外围红旗、东明和伊敏凹陷南屯组一段烃源岩的生烃潜力和现处的生烃演化阶段,采用封闭体系黄金管高压釜对南一段烃源岩进行了生烃动力学研究,结果表明：气态烃动力学参数差异较大,伊敏凹陷主频活化能最高,红旗凹陷次之,东明凹陷最低。液态烃动力学参数中红旗凹陷平均和主频活化能最低,伊敏凹陷活化能分布表现为双峰特征,东明凹陷主频活化能最高,伊敏次之,红旗凹陷最低。研究区寻找气藏的可能性很低,生烃史恢复结果表明南一段烃源岩于早白垩世进入生油门限,现今仍处于低成熟-成熟阶段早期,油的转化率12.67%～39.50%,仅发生少量排烃。制约生油量的最主要因素是有机质未达到生烃高峰,致使生烃量及资源量有限,油气勘探的重点在于寻找其下部铜钵庙组、塔木兰沟组古地温相对较高、生油潜力较强的烃源岩或南屯组烃源岩局部成熟区域。     

应用生烃动力学方法研究渤海湾盆地埕岛油田成藏地质时期

渤海湾盆地埕岛油田油气成因与成藏较复杂,对成藏期次与时间一直存在疑问.本研究应用多冷阱热解气相色谱仪及相匹配的Kinetics软件,研究了该盆地典型Es3与Ed2暗色泥岩生烃动力学参数,并在此基础上对该油田油源区埕北凹陷与沙南凹陷生油岩生烃史进行了模拟计算.结果表明,埕北凹陷Es3生油岩主体在5Ma后才开始明显生烃,目前C₁₃+转化率已达0.65左右;沙南凹陷Es3生油岩生烃作用发生在2Ma以后,现今C₁₃+转化率在0.24左右,这2个凹陷Ed2生油岩尚处在未成熟阶段.埕岛油田主体存在2个有效的油气聚集系统:潜山—东营组下段与东营组上段—明化镇组.结合这2套油气聚集系统地质与地化特征,研究认为:下部潜山—东营组下段油气聚集系统油气主要来源于埕北凹陷Es3生油岩早期生成的油气,上部东营组上段—明化镇组油气聚集系统油气来源于埕北凹陷Es3生油岩在较高成熟阶段生成的油气.沙南凹陷Es3生油岩可能对斜坡带潜山油气藏有一定贡献.      

用TTT法定量评价生油岩

本文提出的定量评价生油岩的TTT法,同时考虑了生油母质类型(T)、有机质成熟的温度(T)和时间(T)三个因素;它采用生油岩中不同类型干酪根在不同热演化阶片上的裂解烃产率、有机碳、氯仿沥青A和总烃等四个参数,可以直接计算生油岩的生烃量和排烃量.本文结合松辽盆地的实际资料,对青一段生油岩的生烃量、排烃量进行了计算,其结果与烃类垂向分布及有机质成熟史相吻合.     

生油岩干酪根热降解动力学研究及其在油气生成量计算中的应用

应用热重法对东濮凹陷盐湖相生油岩干酪根热降解动力学进行了研究,建立了东濮盐湖相干酪根热降解动力学模型;测定了该区不同埋藏深度干酪根的动力学参数;提出了以动力学为基础的生油气量计算方法.     

富油凹陷不同洼陷烃源岩的热演化及生烃特征差异性

渤海湾盆地富油凹陷通常发育多个生烃洼陷,每个洼陷往往为相对独立的生烃中心;由于沉积埋藏史的差异,不同洼陷及其不同构造部位烃源岩的热演化和生烃特征存在明显差异。以渤海湾盆地东濮凹陷和东营凹陷古近系沙河街组主要烃源岩系为例,对比分析了两凹陷中主要生烃洼陷烃源岩的热演化及生烃史特征,并探讨了其对油气藏形成及分布的控制作用。研究认为,在发育多个生烃洼陷的富油凹陷,以毗邻陡坡带大断裂的洼陷埋藏最深,烃源岩最发育、热演化程度最高、生烃能力最强、资源量最丰富;由于母质条件和埋藏热史的差异,同一层系不同亚段烃源岩、同一洼陷不同构造部位烃源岩的生烃特征具有较大差异;不同富油凹陷烃源岩埋藏演化生烃也存在明显差异性。      

烃源岩生烃时效性对油气分布的控制作用——以松辽盆地南部东南隆起区梨树断陷为例

虽然很多盆地或断陷内油气藏的形成与分布往往受控于生烃中心，但是某些特殊地质背景的断陷或盆地就有例外，这是因为不同构造位置烃源岩生烃时效性的差异可以控制油气分布。通过对东南隆起区梨树断陷源岩演化史、油源对比的研究，认为深凹带源岩具有2期生烃作用，第一期生烃对现今油气藏没有贡献；第二期生成高成熟天然气为主，在深凹带的储层内成藏；而斜坡带源岩为一期生烃作用，生烃时期晚于深凹带源岩的第二期，以原油为主，主要聚集在斜坡带的储层内。因此不同构造位置的烃源岩生烃时效性不同，并且控制着油气的生成与运聚，进而控制着油气的分布。     

珠江口盆地烃源岩特征及资源潜力

珠江口盆地是一个先断后坳、先陆后海且具有变地温场特征的盆地，发育文昌组、恩平组和珠海组3套烃源岩。根据盆地大量烃源岩样品的分析化验资料，将实验分析、地质分析与地质模拟相结合，对3套烃源岩发育特征的差异性和凹陷/半地堑/洼陷的热演化史、生烃史、资源潜力进行综合分级评价。研究结果表明：①裂陷早-中期文昌组湖相倾油型烃源岩是研究区主力烃源岩，裂陷晚期恩平组煤系油气兼生型烃源岩是研究区重要烃源岩，坳陷期珠海组海相陆源油气兼生型烃源岩只在白云凹陷进入生烃门限；②地温梯度自浅水向深水逐渐升高，导致烃源岩的成熟门限和生烃窗口快速变浅，浅水区烃源岩整体处于成熟-高成熟阶段，具有晚期生烃的特征，主生烃期在16 Ma至现今；深水区烃源岩整体处于成熟-过成熟阶段，白云凹陷具有早期生烃的特征，主生烃期在33~0 Ma；③评价得出珠江口盆地总地质资源量约为85×10⁸t，油气资源丰富，浅水区以石油资源为主，深水区油、气资源量相当；④根据海上生烃凹陷评价标准，惠州凹陷、白云凹陷、陆丰凹陷、西江凹陷、恩平凹陷为富生烃凹陷，开平凹陷、荔湾凹陷为中等生烃凹陷，具有较好的勘探潜力。     

松辽盆地断陷层系大、中型油气田形成条件及勘探方向

松辽盆地断陷层系大、中型油气田主要分布于贯穿松辽盆地中央区域的北北东向孙吴-双辽岩石圈断裂两侧的深断陷之中。这些深断陷具有良好的成油气地质条件:1)断陷持续快速沉降,且周边断陷阻隔了盆缘大型物源,使之发育继承性大型深水、半深水湖泊,形成巨厚烃源岩系;2)在早-中燕山期的强烈走滑拉张时期,发生强烈走滑拉分作用,引发盆地火山活动及快速深陷,发育深水、半深水湖相泥岩夹火山岩、碎屑岩建造,由此形成火山岩、砂岩两类储集体;3)在断陷形成后,仍继承性快速沉降,披覆坳陷层系多套具有异常压力的巨厚湖相泥、页岩系,使断陷烃源岩持续热演化生烃,并使断陷具有良好的天然气封盖条件;4)后期稳定沉降,未发生强烈抬升,区域盖层保存良好,从而具有良好的气藏保存条件;5)基底深断裂在晚白垩世活动性明显减弱,对天然气藏的破坏明显减小。主要深断陷油气聚集规律研究表明,大、中型油气田分布在箕状深断陷生烃中心周缘发育的缓坡坡折带、坡垒带及陡坡坡折带上的一批近东西向继承性鼻状隆起构造与地层超覆尖灭、岩性复合圈闭之中,其中两个深断陷之间的隆起带是大油气田最有利的分布区域。     

渤海湾盆地含油气凹陷压力场特征及与油气富集关系

含油气盆地不同类型凹陷地层压力场具有明显差异,压力场与油气富集关系密切。以渤海湾盆地含油气凹陷实测地层压力资料为基础,探讨了含油气凹陷压力场类型及分布特征,以及超压与生烃作用、压力场与油气富集等关系。研究表明,渤海湾盆地含油气凹陷新生界纵向压力场大致可归为3类,即常压型、单超压型、双超压型;不同类型压力场凹陷的分布具有分区性：常压型多分布于盆地外围凹陷,单超压型在盆地广泛分布,双超压型主要分布于环渤海地区。生烃作用对凹陷超压的形成具有重要影响,超压层系与主力生烃层系相对应,凹陷充填演化历史及主力生烃层系的差异可能是形成3类凹陷压力场的主要原因。凹陷生烃层系超压与油气富集关系密切：平面上油气围绕超压中心分布,超压程度影响油气二次运移距离;纵向上油气富集层系受凹陷压力场类型控制,常压型凹陷油气主要富集于生烃层系及紧邻层系,单超压型凹陷油气富集于生烃层系及上下多套层系,而在双超压型凹陷,新近系油气富集程度较高;生烃层系超压程度影响凹陷油气富集程度,富油凹陷均为超压幅度较大的凹陷。     

二连盆地层序地层样式及油气意义

依据凹陷的层序地层特征、结构类型、凝缩段发育程度、成油条件和勘探成效,对二连盆地内部３２ 个凹陷进行分类评价,最终把下白垩统划分为４ 个超层序、６ 个层序,建立了四类湖盆的层序地层样式。指出层序地层样式和湖盆发育类型控制生油凹陷的优劣和油气藏展布。继承型湖盆成湖期多,从而形成了多期凝缩段、多套生油层系和可供开采的商业性油藏,取得了较高的勘探成效（ 阿南、额仁淖尔、吉尔嘎朗图凹陷） ,它们均属有利生油凹陷。晚盛型凹陷虽然具有相当规模的湖侵体系域,但由于成湖期短,有机质演化程度低,生油潜量和勘探成效远不如继承型湖盆,只能列为较有利生油凹陷,进行择优钻探。早盛型和衰退型湖盆,由其缺乏有利于油气形成的沉积环境,最终使其成油条件较差,不能列为油气勘探的对象。     

塔里木盆地北部三叠系及其找油意义

塔北三叠系主要分布于库车坳陷、阿瓦提-满加尔坳陷及塔北断块隆起的局部地区,沉积厚达1250—2000m。跃参1井、沙参1井和阿参1井的三叠系满加尔群经详细研究,可分为上、中、下三组和7个孢粉化石组合。在阿瓦提-满加尔坳陷中,由西向东三叠系的暗色岩增多、增厚,生油地化指标变好,并已进入低成熟阶段,沙参2井的原油中就有三叠纪孢粉化石。因而认为三叠系是塔北的比较重要的生油层,而塔北断块隆起及其南侧的阿瓦提-满加尔坳陷北缘背斜带,则可能是油气富集带。     

松辽盆地东南隆起区十屋断陷油气聚集规律

十屋断陷位于松辽盆地东南隆直区南部,区内断坳叠置,共经历了五次构造运行,其油气成藏规律有别于松辽盆地中央坳陷区,油气源岩 河子组,营城组及登娄库组,在部分断层不能成为油气垂向油气通道的条件下,油气在烃源层内以横向运移为主,形成原生油气藏,经后期强烈改造,部分原生油气藏现到破坏,形成次生油气藏,综合研究认为,勘探靶区的选择应以近源的含油气圈闭为主。     

富台油田成藏期与生排烃期的匹配关系

利用模拟实验数据,建立并标定了研究区沙三段泥岩有机质成油、成气的化学动力学模型。由此出发,评价了源区车西洼陷的生排烃剖面,并对生油门限、生油高峰、排油门限的概念进行了深入讨论。在此基础上,对车西洼陷3套可能源岩的生排烃史进行了定量评价,认为潜山区主力油源车西沙三段的排烃期为东营组沉积后的晚近期,这与由包裹体的均一化温度确定的区内流体运聚成藏期完全一致,从而相互佐证了生排烃期和成藏期研究的认识。