辽河盆地桃园—荣兴屯地区煤岩排烃过程模拟

根据排烃研究的最新成果及煤岩研究的最新进展,认为煤岩中油气运移的主要机理为生烃增压驱动下沿微裂缝的独立烃相排出,含烃饱和度和破裂压力是控制排烃的两个主要因素,据此建立了煤岩微裂缝排烃模型.将它应用到辽河盆地桃园--荣兴屯地区的排烃研究中,获得了较理想的结果,表明该模型是合理的.     

辽河盆地桃园——荣光屯地区煤岩排烃过程模拟

根据排烃研究的最新成果及煤岩研究的最新进展，认为煤岩中油气运移的主要机理为生烃增压驱动下沿微裂缝的独立烃相排出，含烃饱和度和破裂压力是控制排烃的两个主要因素，据此建立了煤岩微裂缝排烃模型。将它应用到辽河盆地桃园－荣光屯地区的排烃研究中，获得了较理想的结果，表明该模型是合理的。     

烃源岩生烃潜力恢复与排烃特征分析——以辽河西部凹陷古近系烃源岩为例

根据排烃门限理论,对生烃潜力法进行了改进,建立了生烃潜力指数恢复模型,并对辽河西部凹陷各类型有机质的排烃特征分别进行了详细分析。研究表明,研究区不同类型有机质烃源岩排烃特征存在很大差异,有机质类型越好,排烃门限深度越浅,Ⅰ型和ⅡA型有机质的排烃门限深度为2 200 m,ⅡB型为2 700 m,Ⅲ型为2 900 m;相同埋深条件下,有机质类型越好,烃源岩单位有机碳排烃量越大,达到排烃高峰期越早,排烃效率也越高。研究区排烃期主要有2期,第一期为东营组沉积期(主要为东营组抬升遭受剥蚀前);第二期为明化镇组沉积期至现今。研究区烃源岩总排烃量为156.23×108t,其中沙三段和沙四段烃源岩分别占61.5%和21.2%,是西部凹陷的主力排烃源岩。图4参14     

东海西湖凹陷浙东中央背斜带生排烃史模拟

作者在优选埋藏史、生烃和排烃史模型的基础上,对浙东中央背斜带的生排烃史进行了模拟研究.     

柴北缘中、下侏罗统生、排烃史模拟

采用有限个平行一级反应生烃模型 ,采用受临界含烃饱和度和排烃效率控制的饱和度排烃模型 ,根据 14个取自井下和露头的未成熟—低成熟样品热压模拟实验的产率数据标定化学反应过程 ,对柴达木盆地北缘地区中、下侏罗统煤系烃源岩的生、排烃历史进行模拟与分析。模拟结果表明 :柴北缘中、下侏罗统煤系烃源岩大多达到过成熟阶段 ,镜质组反射率多大于 2 %,但生、排烃过程不同 ;下侏罗统累计生油强度可达 10× 10 3 kg/m2 以上 ,排油强度超过 4× 10 3 kg/m2 ;中侏罗统最大累计生油强度只有 2× 10 3 kg/m2 ,排油强度在 1× 10 3 kg/m2 以下。图 8参 12     

利用全岩热模拟方法研究海相烃源岩生排烃过程及影响因素

为了更好地反映实际地质条件下烃源岩的生排烃情况,采用块状样品进行热模拟实验,并运用生烃动力学的方法研究其生烃的过程.实验结果表明,开始排烃的时间略晚于开始大量生烃的时间,排烃持续时间长于生烃期.而不同的升温速率对大量生烃期、生烃率及排烃效率均有影响.川东北地区下二叠统海相烃源岩在晚三叠纪(220Ma)进入主生烃期,晚侏罗纪中期(160Ma)主生烃期结束;在晚三叠纪(218Ma)进入主排烃期,晚侏罗纪中期(155Ma)排烃期结束.     

青藏高原海相烃源岩生排烃模式

在青藏高原实地踏勘采集了大量样品 ,首次成功地进行了青藏高原海相烃源岩的生排烃热压模拟实验。在对实验产物和残渣计量、检测后 ,总结、归纳出 4类青藏高原海相烃源岩生排烃模式 :Ⅰ型泥页岩生排烃模式、Ⅱ1型泥页岩生排烃模式、Ⅱ1型灰岩和泥灰岩生排烃模式、沥青生排烃模式。这些模式的建立为正确评价、研究该区海相烃源岩和资源量计算提供了可靠的依据。就这 4类模式之间、这些模式与常规模式之间进行了对比 ,找出了它们之间的异同点 ,这对进一步研究青藏地区具有重要意义。模拟实验结果与露头剖面实际分析资料对比表明 ,通过模拟实验所建立的青藏高原海相烃源岩的生排烃模式基本上能够反映地下生排烃的实际情况。图 3表 1参 1     

实验模拟法确定塔里木盆地海相灰岩生排烃参数

利用内加热压实式生、排烃实验模拟装置 ,对塔里木盆地巴楚隆起海相的群 4井灰岩进行了热解演化模拟。在实验演化过程中 ,该灰岩表现出较强的生气能力 ,所生成的气体以非烃气为主 (约占 85 %～ 10 0 % ) ,而烃类气体中以甲烷为主 ;该灰岩还具有较强的生油能力 (峰值为 78.5mg g -c) ,生油范围宽 ,并在整个演化过程中均具有较强的排油能力 ,其排油效率分布在 45 %～ 5 5 %之间。灰岩中有机质的赋存形式及其在高温下的演化作用使其具有特殊的生油族组分分异特征     

生烃潜力法研究烃源岩排烃特征的原理及应用

在排烃门限概念的基础上,利用烃源岩热解资料结合计算机技术,基于"将今论古"的思想和"物质平衡原理",详细探讨了生烃潜力法研究烃源岩排烃特征的原理、方法、操作流程及存在的问题;在综合研究的基础上,对原有生烃潜力指数地质模型进行了进一步的完善;并运用该方法对苏北盆地海安凹陷泰州组烃源岩排烃量和排烃效率进行了计算。研究表明,海安凹陷泰州组烃源岩排烃量约为2.2×10~8t,排烃效率为50%。实践证明,由于生烃潜力法建立在大量的热解资料的基础上,体现了整体的变化趋势,因而合理回避了油气生成运移机理,可靠性高,方法简单易行。     

直接模拟排烃量的方法及其应用

作者采用直接模拟排烃量的方法,对我国渤海湾某凹陷进行了排烃量和排烃率的模拟,同时对其油气运移的一些主要特征也进行了研究和分析。      

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塔里木古生界盆地是一个经历过多期改造的残余盆地，其地质特征和演化规律高度复杂，勘探难度很大。通过对该盆地开展三维盆地模拟，计算了该盆地在各次主要构造运动前后的生烃量、排烃量和剥蚀油气损失量，总结出该盆地的生、排烃演化规律。研究表明塔里木盆地虽然遭受过三次强烈的破坏，但最主要的破坏期是泥盆纪末的海西早期。当时残留的油气量比损失量大好几倍，并且构造期后的再次生、排烃量仍然非常巨大。因此该盆地从生排烃贡献量看应当具有广阔的勘探前景。     

辽河油田大民屯凹陷下第三系生油岩排烃研究

采用高温高压半封闭实验体系,对大民屯凹陷下第三系生油岩进行了排烃热模拟实验,结果表明制约生油岩排烃量的因素是有机质丰度,而制约生油岩排烃效率的因素则是有机质类型。排烃作用对原油族组成烷烃和非烃和沥青质的含量影响较大,对芳烃含量影响较小。两类生油岩的排烃模式均具有无突发性排油高峰的特征。     

塔里木盆地煤系烃源岩生排烃模拟实验

采自塔东北地区英吉苏凹陷华英参1井和维马1井的煤系生油岩模拟实验结果表明:煤在Ro为0.65%之后,液态烃产率急剧增加,1.5%之后,迅速降低,其生油高峰约在Ro为1.0%时,每吨有机碳的最大产烃量约为150kg;碳质泥岩与煤岩具有一定的相似性,但液态烃产率受有机显微组分的影响;灰色泥岩的生排油率很低,以生成天然气为主,当Ro接近2.5%时,产烃量接近200kg.根据煤系烃源岩生排烃模拟实验结果,可以建立演化阶段划分标准,另外,煤岩中显微组分的生烃能力还须进一步研究.     

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。     

分阶段排烃模拟模型研究

本文提出了一种新型实用的排烃模拟模型。根据该模型可将排烃分为单因素排烃和双因素排烃两个阶段。在单因素排烃阶段,含油饱和度是烃类排出的唯一控制因素,排烃的动力是压实作用;在双因素排烃阶段,排烃受临界含油饱和度和临界破裂压力的双重控制,排烃的动力是流体超压。这突破了以往单阶段或单因素排烃模拟研究的局限并避开了对排烃复杂相态的研究,避免了误差的积累。该模型的关键是两阶段的划分标准及临界含油饱和度(S_c)及临界破裂压力(p_c)的确定和流体超压的求取。该模型在辽河盆地东部凹陷驾掌寺洼陷烃源岩定量评价中取得了良好的应用效果。      

辽河油田杜84块超稠油油藏水平井开采数值模拟

针对辽河油田直井注蒸汽开采超稠油油藏效果差的实际情况，利用最新研制的水平井热采数值模拟软件———ＮＵＭＳＩＰ－４软件，研究了杜８４块不同水平井布井方式和开采方式的开发效果。结果表明，该块最佳开采方式为蒸汽辅助重力驱，并采用成对水平井组合，上注下采，水平段长３００ｍ，注采井距１５ｍ的布井方式。该项研究成果可以为类似超稠油油藏的开发所借鉴。     

辽河坳陷笔架岭地区断层构造与油气分布

笔架岭地区以复杂断块油气藏为主。断层的阶段性活动控制油气藏的形成 ,断层的封闭性控制油气的富集程度 ,断层活动强度控制油气赋存层位在平面上的变化 ,断层的形态和组合控制油气藏的空间分布     

辽河油田稠油油藏侧钻井技术研究

为了解决辽河油田稠油油藏开发后期增产、稳产难的工程难题,开展了辽河油田稠油油藏侧钻技术的研究。通过对稠油侧钻井钻井技术中井位部署、侧钻层位优选技术、套管开窗工艺和侧钻井裸眼钻进工艺进行研究,完成了内管柱双向阻流尾管完井、碰压式尾管完井和筛管完井技术的研发,在此基础上形成稠油油藏侧钻技术,并对其经济效益进行评估,具有良好推广价值。该技术是辽河油田稠油油区挖潜增产、提高采收率的重要途径,具有投资少见效快的优点,值得在油田大面积推广。
     

敦化盆地烃源岩地球化学特征及其生烃潜力

敦化盆地为一中新生代断坳叠合型裂谷盆地,至今勘探程度极低,为搞清其烃源岩地球化学特征及其生烃潜力,在地震地质综合研究基础上,通过系统分析化验法及地震地质生烃模拟法研究表明:盆地发育下白垩统、古近系、新近系3套湖相烃源岩,前两者为主力烃源岩,新近系下段仅为低成熟烃源岩;其中,下白垩统烃源岩分布面积342 km²,平均有效厚度约300 m,有机碳含量为2.11%～3.88%,类型为Ⅱ₂—Ⅲ型,R_o值0.8%～1.3%;古近系烃源岩在北部凹陷分布面积430 km²,平均有效厚度约400 m,有机碳含量为2.98%～4.18%,类型为Ⅱ₂—Ⅲ型,R_o值0.5%～1.2%,二者均为成熟优质烃源岩。盆地油气总资源量约1.24×10⁸ t,表明本区具备形成中小型油气田的物质条件,具有较好的油气勘探前景。