激光拉曼技术评价沉积有机质热成熟度

在澳大利亚联邦科学与工业研究组织能源组对激光拉曼技术评价有机质成熟度研究成果RaMM（1）和RaMM（2）的基础上,提出了可以评价沉积有机质热成熟度的激光拉曼技术新模型RaMM（P）,模型使用范围为0.4%r（镜质组随机反射率）<2.5% ,其具有样品量小、微区（约2 μm）无损分析、无需镜下区分不同显微组分（镜质组、惰质组）的特点。RaMM（P）模型在不同层系煤（二叠系、石炭系）、富氢煤与贫氢煤（镜质体反射率受到抑制和增强）以及海相泥岩分散有机质中的应用结果表明,该方法可以有效评价沉积有机质热成熟度,能反映镜质体反射率异常的问题;同时将RaMM（P）与RaMM（1）和RaMM（2）方法进行了对比讨论。该方法在沉积分散有机质热成熟度评价,尤其是镜质体缺少/缺失或镜质体反射率受到抑制或镜质体识别困难的沉积地层具有广阔的应用前景。     

鄂尔多斯盆地东缘康宁地区煤系烃源岩评价

本文应用氢指数(IH)和最高热解温度(Tmax)综合确定康宁地区本溪组-太原组-山西组泥岩干酪根类型绝大多数是Ⅱ2、Ⅲ型干酪根,即有机质类型以混合型-腐殖型为主,偏生气型。康宁地区本溪组泥岩有机质丰度在0.11%~9.1%范围内,平均为2.99%;太原组泥岩有机质丰度在0.26%~12%范围内,平均为3.81%;山西组泥岩有机质丰度在0.14%~9.97%范围内,平均为2.28%。康宁地区山西组煤的镜质组反射率变化于0.93%~1.21%之间;本溪组煤的镜质组反射率为1.06%~4%,多在1.06%~1.2%之间。研究区煤系烃源岩有机质的背景成熟度处于成熟阶段中-后期,已有大量烃类生成。     

海相页岩有机质甲基菲指数与成熟度关系

为了探讨海相烃源岩甲基菲指数与镜质组反射率之间的关系,利用色谱质谱分析技术,分析了中西非裂谷某盆地上白垩统以Ⅱ型干酪根为主的海相页岩抽提物和相关原油中芳烃馏分的化学组成,根据菲、甲基菲等多环芳烃的分布特征,研究了该盆地烃源岩甲基菲指数与镜质组反射率之间的关系,并对该盆地烃源岩和原油成熟度进行评价。结果表明:当镜质组反射率为0.50%~0.90%时,镜质组反射率与甲基菲指数之间呈现很好的线性正相关关系,相关系数为0.92;该换算关系式与前人基于煤和Ⅲ型干酪根建立的关系式存在一定差异,特别是在未成熟—低成熟阶段和生油窗后期的高成熟阶段,镜质组反射率最大相差约0.2%,因此对烃源岩有机质热演化及油气资源评价会产生较大影响。根据所建立的关系式对该盆地原油的成熟度进行了评价,所得结果与地质背景吻合较好。     

页岩气储层有机质成熟度测试方法适用性研究

中国页岩气储层类型多、有机质成熟度相差大,选择适宜的有机质成熟度测试方法,对页岩气储层评价具有重要意义。通过调查中国页岩气储层类型、有机质类型与成熟度特征,分析成熟度测试指标适用性,研究不同储层与测试方法的优化匹配性。结果表明:中国发育海相、海陆过渡相—陆相煤系及湖相(陆相)页岩气储层,Ⅰ型、Ⅱ型和Ⅲ型等有机质类型,具有低成熟、中等成熟度、高成熟度及过成熟等特征。成熟度评价应选择能够指示页岩气储层内部结构与本质信息的指标进行测定。南方地区缺乏镜质组且成熟度较高的陡山沱组、筇竹寺组、龙马溪组等海相页岩气储层,首选激光拉曼光谱参数测试成熟度,并采用沥青质体反射率的测试与换算进行辅助测试;龙潭组、须家河组海陆过渡相—陆相煤系储层及自流井组湖相储层首选镜质组反射率方法。北部地区下古生界海相储层首选沥青质反射率;上古生界海陆过渡相储层首选镜质组反射率指标;高成熟度煤系储层还可结合激光拉曼光谱辅助测试;中生界—新生界湖相储层首选镜质组反射率指标。西部地区海陆过渡相及湖相储层首选镜质组反射率方法;下古生界海相储层首选镜状体反射率测试,中生界海相储层首选镜质组反射率测试。     

三塘湖盆地上古生界烃源岩镜质组反射率异常研究

镜质组反射率是评价有机质成熟度的重要指标 ,然而由于地质因素和测试技术的原因 ,镜质组反射率测量值常与预计值有一定的偏差。在三塘湖盆地上古生界烃源岩中 ,可以观察到镜质组反射率的局部增强和镜质组反射率的抑制。局部增强多分布在上二叠统的烃源岩中 ,主要与火山活动有关。这种反射率的增强在平面上分布广泛 ,但纵向上影响范围较小。反射率的抑制是在上古生界烃源岩含有较高含量的腐泥组分背景下产生的。用氢指数模板方法对抑制进行了校正 ,抑制的幅度最大可达 0 .3%     

三塘湖盆地土古生界烃源岩镜质组反射率异常研究

镜质组反射率是评价有机质成熟度的重要指标。然而由于地质因素和测试技术的原因。镜质组反射率测量值常与预计值有一定的偏差，在三塘湖盆地上古生界烃源岩中，可以观察到镜质组反射率的局部增强和镜质组反射率的抑制，局部增强多分布在上二叠统的烃源岩中，主要与火山活动有关，这种反射率的增强在平面上分布广泛，但纵向上影响范围较小，反射率的抑制是在上古生界烃源岩含有较高含量的腐泥组分背景下产生的，用氢指数模板方法对抑制进行了校正，抑制的幅度最大可达0.3%。     

鸡西盆地下白垩统煤系烃源岩生油潜力

应用有机地球化学的多种分析方法,对鸡西盆地下白垩统烃源岩的有机岩石学特征、有机质丰度、成熟度及有机质的类型进行了讨论。有机显微组分以壳质组为主,煤岩和碳质泥岩的镜质组含量较高;有机碳、热解氢指数I_H及产烃潜量(S₁+S₂)反映烃源岩达到中等—好的级别。有机质为Ⅲ型干酪根,部分Ⅱ_B型,镜质体反射率R_o主要集中于0.5%~1.1%.依据Ⅲ型干酪根的成烃模式,正处于产生液态烃的高峰期,具备生成油气的潜力。与典型的煤成油盆地如Gippsland盆地和吐哈盆地有很好的可比性,具有很好的油气勘探前景。     

多热源叠加的岩层有机质成熟动态模拟方法

T-t-Ro,m经验公式仅适用于单一热源条件下的岩层有机质成熟度模拟。对于多热源多阶段叠加变质作用的岩层有机质，其成熟度模拟可采用微积分学中的微元法思想，以T－t-Ro,m经验公式为基础，求出给定时间段内的镜质组反射率的增量（△R），即可逐段模拟不同温度条件的镜质组反射率。镜质组反射率增量不仅受热温度、时间有关，而且还受某一时刻镜质体反射率大小的影响。利用该方法对抚顺盆地的煤层进行了模拟，其结果与实际情况相符。     

煤层气含量的主控因素——以卡拉哈里盆地XX区块为例

煤层气含量是煤层气资源评价、开发部署和经济评价的重要指标,通过大量实验分析,对卡拉哈里盆地XX区块煤层气含量主控因素进行研究。结果表明,煤岩有机质显微组成中镜质组经历凝胶化作用、惰质组经历丝煤化作用,富含镜质组的煤岩具有较高生气量及较强吸附能力,富含惰质组煤岩的生气能力和吸附能力较差。煤阶控制煤层气生成、煤岩储层孔隙及割理发育,当镜质组反射率小于0.5%时,为生物气形成阶段,生气量小,煤岩原生孔隙发育,吸附能力差,煤层气含量低。当镜质组反射率为0.5%~4.0%时,煤岩有机质经历热降解和热裂解作用,生气量大;随着镜质组反射率的增大,煤岩微孔隙和割理增多、比表面积显著增加,含气量逐渐增大。当镜质组反射率大于4.0%时,煤岩微孔隙和割理减少、比表面积显著减小,煤层含气量减少。煤岩灰分含量与吸附能力呈负相关,煤岩灰分含量越少,吸附能力越强,煤层气含量越高。另外,煤层顶板岩性致密、渗透性差,煤层气含量相对较高;远离断层的煤层气保存条件相对较好,煤层气含量相对较高。     

多热源叠加的岩层有机质成熟度动态模拟方法

T-t-R_o,m经验公式仅适用于单一热源条件下的岩层有机质成熟度模拟.对于多热源多阶段叠加变质作用的岩层有机质,其成熟度模拟可采用微积分学中的微元法思想,以T-t-R_o,m经验公式为基础,求出给定时间段内的镜质组反射率的增量（△R）,即可逐段模拟不同温度条件的镜质组反射率.镜质组反射率增量不仅与受热温度、时间有关,而且还受某一时刻镜质体反射率大小的影响.利用该方法对抚顺盆地的煤层进行了模拟,其结果与实际情况相符.     

镜质体反射率是成熟度的通用“标尺”吗?

作者在对不同类型有机质的热模拟实验中,发现不同类型有机质经过相同热演化后,它们之间镜质体反射率(R°)差异较大,同温阶的R°差值可达0.24—0.60。低温阶段(<360℃),Ⅱ型比Ⅲ型的镜质体反射率偏低,而高温阶段(>360℃)则相反。这种现象与自然剖面的观察结果相符,说明镜质体反射率受母质类型影响。鉴此可认为,镜质体反射率作为成熟度“标尺”只对同类型有机质有效,不同类型之间堆以进行对比,不能作为通用“标尺”应用,需要进行校正。      

有机岩石学研究有机质类型和成熟度的改进

作者对我国两个盆地的43个干酪根和煤包体样品进行了有机岩石学研究。用透射光、反射光和荧光相结合的方法进行了显微组份定量,测定了荧光光谱和镜质体反射率,并建立了荧光参数与镜质体反射率的关系图版。结果表明,通常所用的类型指数划分干酪根类型的方法存在很大的缺陷。无定形为主的干酪根可以属于任何一种化学类型,它的富氢程度取决于其来源及沉积和早期成岩环境,荧光方法可以有效地区分富氢和贫氢无定形,建立干酪根的光学分类与元素分析的关系;另外一些干酪根样品的镜质体反射率异常低(系吸附效应的结果),不能反映有机质成熟度,荧光参数可以弥补R°的不足,建立荧光参数与R°的关系图版,用荧光参数推测镜质体反射率值。      

塔里木盆地库车坳陷中生界烃源岩有机质成熟度

对库车坳陷主要探井和１３个露头剖面近１６０个中生界源岩样品镜质体反射率进行了实测分析,并利用地震测线人工井模拟计算镜质体反射率,初步明确了库车坳陷三叠—侏罗系源岩有机质成熟度的分布规律。依南２井三叠系—侏罗系源岩实测镜质体反射率为１０３％～１４３％,阳１井中、下侏罗统实测镜质体反射率为０９５％～１１０％各个露头剖面镜质体反射率存在很大差异,露头剖面成熟度区域上总体呈现西部高（Ｒｏ高达１８１％～１８３％）东部低（Ｒｏ在０５６％～０７９％）,中部介于东西部之间,北部低（Ｒｏ在０５７％～０６８％）南部高的特点。在逆冲带,由于近晚期逆冲断层将深部烃源层推到浅部或地表,即使埋深很浅,实测镜质体反射率仍较高     

A RE-CONSIDERATION OF THE "OIL WINDOW" FOR HUMIC COAL AND KEROGEN TYPE III SOURCE ROCKS

Based on natural data-sets and several hydrous-pyrolysis experiments on immature humic coals, the conventional "oil window" (0.5–0.6%R₀ to 1.3–1.35%R₀) for humic coals is re-considered. A worldwide coal data-set comprising coals of Carboniferous - Tertiary age and having vitrinite reflectances from 0.32%R₀ to 3.6%R₀ indicates that initial liquid hydrocarbon generation commences at a vitrinite reflectance of 0.5%R₀ to 0.6%R₀, and that a significant liquid hydrocarbon build-up occurs from approximately 0.6%R₀ to 0.85%R₀. The start of the "oil window" corresponds to a vitrinite reflectance of 0.85%R₀; however, the start of the "oil window" can vary significantly for individual coal series, and it may range up to a vitrinite reflectance of 1.15%R₀. Liquid hydrocarbon generation is negligible at a vitrinite reflectance of approximately 1.8%R₀, and at 2.0%R₀ the hydrocarbon generative potential is exhausted. A vitrinite reflectance of 1.8%R₀ corresponds to the end of the "oil window", and for general use a vitrinite reflectance range of 0.85–1.8%R₀ is suggested to define the "oil window" for humic coals and kerogen type III. The end of the "oil window" at 1.8%R₀ is supported by published data, indicating a much higher thermal stability of nC₁₅₊ hydrocarbons than is generally accepted, and therefore limited oil-to-gas cracking at 1.3%R₀. The re-considered "oil window" between 0.85–1.8%R₀ has significant implications for evaluating the prospectivity of basins dominated by terrestrial organic matter, such as coals.     

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。     

Gini系数在镜质体反射率量测分析上之应用

该研究主要利用Gini系数来探讨镜质体反射率量测上不均性的结果,由单一煤样之水洗样(Y₂)及富集壳质组之样品(Y₃),与原始样(Y₁)作Gini系数的比较。分析显示水洗样Y₂之镜质体反射率有向平均值集中的情形,而富集样Y₃之Gini系数则有向平均值两端分布的趋势;向高值端的部分系受水洗的影响,而向低值端的发展,系受壳质组富集的影响。由Gini系数特性的研究可推广至已知再沉积材料之镜质体反射率的量测上,以取得一个可靠之Gini系数分布范围,作为将来分析样品时的参考。      

南襄盆地泌阳凹陷烃源岩成熟度厘定及其意义

利用FAMM技术对取自南襄盆地泌阳凹陷15口钻井的19件核桃园组湖相烃源岩样品进行了成熟度厘定。结果显示,烃源岩的镜质体反射率(R_o)抑制程度显著,抑制校正值介于0.08%~0.39%,有机质类型越好,镜质体反射率抑制程度越高。19件烃源岩样品的成熟度均已处于生油窗内(等效镜质体反射率值介于0.58%~1.29%),而非镜质体反射率结果所反映的处于0.38%~1.05%。根据4个钻井不同深度段烃源岩的成熟度确定古地温梯度为36~45℃/km,成烃门限深度为1 800~1 400 m。核桃园组烃源岩成熟度的正确厘定,为合理评价泌阳凹陷石油资源潜力奠定了基础。      

Gini系数在镜质体反射率量测分析上的研究——以台湾西部中新世沉积岩样为例

量测了34个台湾西部地区中新世岩样的镜质体反射率并计算了Gini系数,探讨了量测镜质体反射率的不均性结果与其Gini系数之间的相关程度。结果显示:量测平均镜质体反射率的不均性结果与Gini系数之间有良好的相关性;说明Gini系数在判识镜质体反射率在不均性的量测结果上具良好的量化性指标。      

用光学方法研究煤成油岩石学标志

从有机岩石学的角度出发，运用光学研究方法和研究手段，观察和分析了准噶尔盆地侏罗纪煤系煤岩及其相关原油，提出了煤（显微组分）成油的岩石学标志。应用共聚焦激光扫描显微镜，在国内首次检出原油中镜质体碎屑，其镜质体反射率值与侏较纪煤镜质体反射率值相近，地化分析结果也表明该原油具有高等植物输入的特征。显微镜下侏罗纪煤中存在大量的成烃次生组分；油滴、油膜、渗出沥青质体以及微粒体。原油中镜质体碎屑的检出以及成烃     

库车坳陷煤生物标志物组成随成熟度的变化特征

对塔里木盆地库车坳陷三叠系和侏罗系的11个岩心与露头煤样的地球化学分析表明，煤的生物标志物组成随演化程度的增加而有规律的变化：成熟早期（镜质组反射率Ro／1．0％）煤的生物标志物组成反映了沉积环境和生源的特征；成熟晚期（1．10％＜Ro＜1．30％）煤的生物标志物特征受成熟度的控制作用十分明显，生物标志物参数随Ro的增大而增加或减小；高－过成熟阶段（Ro＞1．30％)所有煤样的生物标志物组成已基本趋于一致，而且和湖相泥岩的生物标志物特征相似，该阶段的生物标志物参数不能用来进行油源对比。