碳酸盐岩烃源岩生烃增压规律及其含义

碳酸盐岩由于成岩-固结早,烃源岩排烃的动力主要是水热增压和生烃增压。通过碳酸盐岩烃源岩不同有机碳含量样品温、压关系的模拟实验,建立了增压值与温度的数值关系模型。实验结果表明,碳酸盐岩烃源岩生烃过程中生烃增压值远高于水热增压值。碳酸盐岩烃源岩排烃动力的大小主要受烃源岩有机质丰度和温度的影响。对于同一烃源岩来说,随着热演化程度增高,生烃增压值迅速增大;当热演化程度相当时,生烃增压值与样品的有机碳含量成正相关关系。若烃源岩有机碳含量过低,烃源岩产生的生烃增压值不足以有效地把烃类排出烃源岩。由于碳酸盐岩烃源岩中含水量通常很低,则生烃增压特别是生气增压对排烃而言更为重要。因此,碳酸盐岩烃源岩遵循生烃-增压-超压-压力释放-排烃的动力学模式。     

开放、封闭两种体系对比模拟确定深层烃源岩成烃机制——以东营凹陷沙四段烃源岩为例

为研究济阳坳陷南部东营凹陷不同演化阶段的成烃特征,选取古近系沙河街组四段(Es4)烃源岩,进行开放、封闭两种体系程序升温条件下的生排烃热模拟实验,对比了组分的产率及相互转化关系。模拟样品来自该区南部斜坡带的官107井Es4上段,其有机碳含量位于该套烃源岩频率分布统计的主峰,具有广泛的代表性。实验结果表明:①干酪根直接降解以生成重质油和气态烃为主,轻质油大多来源于重质油的二次裂解;②烃源岩在形成轻质油时即可以大规模排出,现有的动力学条件下难以造成油的裂解生气;③烃源岩形成大分子重质油是生烃开始的标志,而进一步降解形成轻质油则是烃源岩排烃开始的标志。实验结果从成烃机制上解释了东营凹陷凝析油和天然气主要来源。     

歧北深层高温高压条件下烃源岩特殊的成烃演化规律

黄骅坳陷歧北地区深层高温高压条件下古近系烃源岩成烃演化规律与传统的干酪根降解演化规律存在差异，其差异突出体现在成熟度参数的演化特征上。在分析歧北深层烃源岩特殊的成熟演化特征及不同温压条件下热压模拟演化特征的基础上，探讨超压在深层烃源岩成烃演化过程中的作用，总结高温高压条件下深层烃源岩特殊的成烃演化规律。指出：虽然超压影响油气生成演化的全过程，但在不同演化阶段超压的影响是不同的。超压的滞烃效应主要作用于烃类进入生烃高峰的后期，超压不仅可抑制液态烃向气态烃的转化，而且还抑制干酪根的降解，使油气生成的时限延迟，以致在正常条件下预测生气的深度仍将继续生油。歧北地区深层高温高压条件下古近系烃源岩特殊的成烃演化规律主要体现在成熟油相窗口向高成熟早期的推移。     

中国南方海相优质烃源岩超显微有机岩石学与生排烃潜力

通过选取中国南方不同层系优质烃源岩样品,综合运用全岩X-衍射、扫描电镜+能谱及生排烃模拟实验方法,对南方海相优质烃源岩矿物组成特征、有机质与矿物组成关系、有机质赋存形式、成烃生物及生排烃特征进行了研究。结果表明,海相优质烃源岩中石英、方解石、白云石等矿物主要是生物成因或与生物成因有关,烃源岩残余有机碳含量与石英含量具有正相关性,而与粘土矿物含量呈负相关。分析认为,南方海相优质烃源岩有机质主要有3种赋存状态:①有机质多与硅质相伴生,是南方海相优质烃源岩中最重要的赋存形式;②有机质与钙质相伴生,是部分二叠系优质钙质烃源岩的主要赋存形式;③有机质与粘土相伴生或被片状粘土颗粒包裹与硅质及钙质生屑一起共生,有机质赋存主要受沉积环境、沉积相控制。海相优质烃源岩成烃生物主要有藻类、底栖生物和菌类3种,同一烃源岩层位样品中往往含有“多重母质”分布。模拟实验表明,浮游藻类的生烃潜力与Ⅰ型干酪根生烃潜力相当,底栖藻类生烃潜力与Ⅱ型干酪根生烃潜力相当。富有机质硅质或钙质超微薄层容易使早期重质油排出,可以形成巨型重质油藏;而片状粘土之间包裹的有机质很难使早期生成的稠油排出,则形成轻质油气藏。     

生油增压定量模型及影响因素

在考虑Ⅰ型干酪根烃源岩生油过程中孔隙水和油的排出、氢指数对生油的影响、生油作用产生的超压对孔隙水压缩和干酪根的压实作用、压实使石油密度变化等因素的基础之上,建立了生油增压模型,并通过生油增压物理模拟实验验证生油增压成因机制和生油增压模型。生油增压物理模拟实验结果显示Ⅰ型干酪根烃源岩生油过程中在一定条件下可以产生强超压,而且实测生油增压值与生油增压模型计算结果可比,说明生油作用可以成为含油气盆地产生大规模超压的一种成因机制,也验证了生油增压模型可以用于定量评价烃源岩生油增压。Ⅰ型干酪根烃源岩生油增压受烃源岩成熟度、有机碳含量、氢指数和石油残留系数(α)等多种参数影响。生油增压模型参数敏感性分析结果表明烃源岩有机碳含量、氢指数和石油残留系数(α)这3个参数中以氢指数对生油增压的影响最小,石油残留系数(α)影响最大。在没有排烃之前,烃源岩生油过程中如果渗漏的油量达到生成石油总量的25%,则不能产生明显的超压,但在封闭条件较好的情况下,有机碳含量仅有0.5%的烃源岩生油作用也可以产生比较强的超压。     

优质烃源岩成烃生物与生烃能力动态评价

在海相优质烃源岩常规有机地球化学分析的基础上,综合利用仿真地层热压模拟实验与超显微有机岩石学等新技术对优质烃源岩不同成烃生物生烃潜力进行分析。结果表明:我国下古生界高过成熟海相优质烃源岩目前能够识别的成烃生物主要由底栖生物(或底栖藻类)及菌类(真菌类和细菌)组成,干酪根类型主要为Ⅱ型,这些海相优质烃源岩的原始生烃能力相当于Ⅱ型干酪根,其中底栖藻类相当于Ⅱ1型,真菌细菌类一般相当于Ⅱ2型;其次为浮游生物,生烃潜力与Ⅰ型干酪根相当。优质烃源岩中浮游藻类和底栖藻类在不同成熟阶段的生油能力不同,在高成熟—过成熟阶段生气潜力及其与原油裂解生烃的相对贡献也有差异。因此,下古生界高成熟度烃源岩需要根据不同类型的成烃生物或干酪根类型在各成熟阶段的生油、生气能力进行动态地评价。不同成烃生物生烃潜力研究不仅对常规油气勘探而且对非常规油气勘探也具有重要的借鉴意义。     

马朗凹陷芦草沟组烃源岩地化特征

对三塘湖盆地马朗凹陷芦草沟组烃源岩的研究表明:烃源岩中原生成因的矿物沥青基质优势分布,其中有机质可能主要来源于菌藻类物质生物降解;可溶有机质生物标志物组成表现出烃源岩有机质具有陆源高等植物与微生物（菌藻类）混合生源构成的基本特征,富氢组分含量丰富;烃源岩样品的宏观热解特征反映出烃源岩有机质大量成烃的门限温度较高、主生烃峰带窄的特性,类似Ⅰ型干酪根成烃规律;此外该套烃源岩有机质中还含有相当数量的原生类脂物,具有一定低熟生烃能力。     

地层孔隙热压生排烃模拟实验初步研究

热压生排烃模拟实验是研究烃源岩热演化机理的重要手段之一。现有模拟实验技术主要强调的是温度、压力和时间,忽视了地层流体压力、生烃空间、高温高压地层水及初次排烃等重要影响因素。利用自行研制的地层孔隙热压模拟实验仪,同时考虑影响烃源岩生排烃过程的多种因素,建立地层孔隙热压生排烃模拟实验技术,对比研究发现:流体压力、生烃空间和高温高压液态水跟温度、时间一样自始至终影响着沉积有机质的生烃演化,只是在不同演化阶段其影响程度和表现形式不同。在低成熟—成熟阶段,地层孔隙—高温高压液态水热体系对Ⅰ型干酪根黑色泥岩成烃过程的影响主要表现为延缓了油的生成,抑制了气体的生成,改变了干酪根的组成特征,提高了烃源岩的生油潜力。      

烃源岩有限空间生排烃基础研究新进展

利用DK-Ⅱ型地层孔隙热压生排烃模拟实验仪开展烃源岩有限空间生烃与压差排烃模拟实验研究,结果表明盆地持续沉降过程中烃源岩成烃过程明显显示3个阶段,其中成熟度小于0.70%之前,烃源岩处于缓慢生油阶段,0.70%～0.90%则处于快速生油阶段,至0.90%时已基本达到生油最高峰,大于0.90%之后,受烃源岩内部流体压力的作用,极大地抑制了烃源岩中干酪根向烃的转化;且在该阶段,烃源岩破裂作用排出油可滞留在烃源岩表面及与之有连通的微裂缝中,部分排出油可进入与烃源岩层互层的砂岩层内。烃源岩成熟度高于0.70%之后,当盆地整体抬升阶段烃源岩区与储集岩区压力系统差达到一个临界压力差值(约4～5MPa)时,才能使烃源岩生成的油较有效地发生远距离运聚并成藏。      

鄂尔多斯盆地西北部上三叠统延长组复合油藏成藏机理

鄂尔多斯盆地西北部上三叠统延长组主要发育湖泊一三角洲沉积,是近年来石油重点勘探层系之一。长7段油页岩为烃源岩,生烃增压作用是长7段烃源岩异常高压形成的主要机制,异常高压是石油运移的主要动力。原油通过流体压裂缝、断层和叠置砂体进行运移,压力越大越有利于低渗透储层成藏。长7段烃源岩具有连续式生烃、幕式排烃、多点式充注成藏特征。包裹体均一温度、成岩特征等表明．烃源岩先向下再向上排烃,二次运移具有垂向运移为主、短距离侧向运移特征。利用声波时差测井曲线计算了长7段向下排烃厚度平均约10 in,向上排烃厚度平均约30 ITI,向下与向上排烃量之比约为l：3。     

油气初次运移的模拟模型

提出了一种新的烃源岩排烃史模拟方法,把排烃过程划分为压实排烃和微裂缝排烃两个阶段,并分别建立了压实排烃模型、微裂缝排烃模型和扩散排烃模型.在压实排烃模型中,压实作用是油气初次运移的主要动力,除考虑烃源岩孔隙体积的压缩外,还考虑了烃源岩内由于粘土脱水、油气生成以及流体热膨胀造成的孔隙流体体积增大对压实排烃量的影响;在微裂缝排烃模型中,烃源岩内的异常高压是排烃的主要动力,造成异常高压的主要因素：压实作用、粘土脱水作用、油气生成以及扎隙流体的热膨胀等.这两个模型的特点是引入了热力学中的状态方程和流体相平衡准则,用以确定孔隙流体相态及饱和度的变化,并由此计算排烃量.利用这一方法可分别模拟出烃源岩的排油史和排气史.     

东海西湖凹陷平湖组Ⅲ型干酪根暗色泥岩生排烃模拟

为更真实地刻画烃源岩生排烃过程及为油气资源定量评价提供合理的关键参数,对东海陆架盆地西湖凹陷始新统平湖组Ⅲ型干酪根暗色泥岩开展了半开放体系下热压生排烃模拟实验研究。模拟结果显示,该暗色泥岩的生排烃过程主要包括初期缓慢生油阶段（R_o=0.5%~0.7%）、早期快速生排油阶段（R_o=0.7%~1.0%）、中期油裂解气阶段（R_o=1.0%~1.5%）、后期主生气阶段（R_o=1.5%~2.3%）及晚期生干气阶段（R_o>2.3%）。该烃源岩的排油门限（R_o）约为0.7%,其生气范围较宽（R_o=1.0%~3.0%）,且在高—过热演化阶段仍具备较强的生气能力,是以生气为主的气源岩。通过对实验结果和样品生排烃特征的研究,建立了一套西湖凹陷平湖组Ⅲ型暗色泥岩生气与生排油过程及潜力评价的数学模型,可用于该区资源量计算。与封闭体系的高温高压黄金管热模拟实验相比,半开放体系下烃源岩热压生排烃模拟实验的累计产油率更高,也更接近实际地质情况,据此评价可使西湖凹陷具有更大的油气资源量。     

一种生、排烃量计算方法探讨与应用

烃源岩的生烃量等于其残烃量与排出烃量之和。利用氯仿沥青“A”／总有机碳参数随深度的变化关系,可求出烃源岩的残烃率。在烃源岩演化过程中,（S1＋S2）／总有机碳（生烃源力指数）减小的唯一原因是有烃类从烃源岩中排出。无论生烃机制如何,烃源岩的现今烃潜力指数与油气排出以前的原始生烃潜力指数之间的差值始终代表当前每克有机磷的排烃量（排烃率）,据此可计算生成未熟－低熟油的烃源岩的排烃量。将排烃率与对应的残烃率增加,可求出烃源岩的油气发生率,结合烃源岩的厚度、面积、密度及有机磷丰度等资料,可计算生烃量。在东营凹陷八面河油田应用此方法发现,该区下第三系沙三段,沙四段的泥岩与油页岩的生、排烃演化模式不同,泥岩的生烃量巨大,但排烃效率很低。     

大型挤压构造事件对油气成藏的影响

传统石油成因理论认为有机质成熟度主要受温度、时间与压力等因素的控制。依据松辽盆地勘探实践经验认为热演化程度受温度控制明显,只要温度高,烃源岩可在短时间内大量生烃。构造运动不仅可以产生大量的热,使烃源岩生烃、排烃过程具有突发性,而且挤压作用可以促进烃源岩的排烃作用、运移作用。另外,构造运动又可以形成一系列的圈闭,从而使油气从生成到聚集的过程可以在短时间内完成。因此,在挤压构造发育的区域,即使烃源岩埋藏较浅,也具有一定的排烃能力,形成工业性油气聚集。基于这一认识,应该改变烃源岩埋藏浅就不能排烃的这一常规理念,把盆地边部构造变形较强的区域也纳入勘探视野。      

东海西湖凹陷成藏流体历史分析

应用含油气盆地数值模拟技术和储层烃类成藏化石记录资料，分析了东海陆架盆地西湖凹陷的成藏流体历史，有关认识可为研究区的油气成藏动力学研究和勘探评价提供重要参数。生排烃史模拟和构造运动特征分析表明，始新统平湖组烃源岩的生、排烃强度高，是西湖凹陷最重要的生排烃层系，其于早中新世进入成熟，于中中新世达到生排烃高峰，现今处于高成熟阶段；发生于中新世末的龙井运动是西湖凹陷油气运聚最重要的时期，是凹陷油气系统形成的关键时刻。储层流体包裹体资料揭示，西湖凹陷平湖油气田存在着2期油气充注。其中第一期发生于中中新世，主要以液态烃充注于始新统平湖组中段、上段和渐新统花港组储层之中；第二期发生在中新世末-现今，主要表现为气态烃充注于始新统平湖组储层内。     

鄂尔多斯盆地延长组多烃源层生排烃定量及成藏贡献厘定

鄂尔多斯盆地中生界延长组发育多套烃源层,目前认为长7段烃源层为延长组产油层的主力烃源层,但对其他烃源层的生排烃以及烃源层的成藏贡献缺少评价手段。通过盆地模拟手段,依据大量基础地质资料和勘探成果,建立地质体模型和热史模型,开展基于地质约束下的延长组多烃源层生排烃以及成藏模拟研究。结果表明延长组各烃源岩生烃转换率主体分布于45%~75%之间,仍具有较大生烃潜力,具备开展页岩油原位开采的地质条件。当前累计生烃量达1 233×10⁸ t、排烃900×10⁸ t,主要以{\mathrm{C}}_{{\mathrm{14}}^{+}}的重质烃类为主。烃类大量生成期和排烃期均集中在早白垩世,占总生排烃量的68%~82%。成藏模拟结果揭示白垩系沉积之前延长组各地层只有少量烃类充注,早白垩世为烃类充注成藏的关键时期。各烃源层上下呈“近源成藏”的特征,盆地模拟结果与盆地探明油藏和预测油藏分布范围具有较高的吻合程度。研究提出将“长7段主力烃源层多层系立体勘探”模式跨越到“多烃源层近源成藏”模式,助推鄂尔多斯盆地中生界延长组页岩油和新区新层系的石油勘探。     

盆地模拟技术在油气资源评价中的作用

盆地模拟软件系统有一维、二维和三维系统,模拟研究内容不仅涵盖了传统的“五史”——地史、热史、生烃史、排烃史和聚集史,还增加了许多非传统的研究内容。通过对技术现状的分析和总结,认为盆地模拟技术正朝着“系统化”和“工具化”的方向发展。新一轮全国油气资源评价的应用表明,盆地模拟技术在具体应用中不断发展完善并发挥越来越重要的作用:①促进基础地质参数研究的规范化,使资源评价参数更可靠;②解决有效烃源岩原始分布面积、排烃效率和裂解气计算等难题,使生烃量与排烃量的计算结果更准确;③结合多元统计技术的研究成果,更准确地预测油气资源量及其分布。     

碳酸盐烃源岩排烃模拟模型及应用——以鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组为例

碳酸盐烃源岩由于胶结作用发育,固结成岩较早,所以,其排烃作用并非一定以压实作用为主,而是多种作用互存。不同的演化阶段排烃方式各异,在高过成熟阶段以微裂缝排烃和分子扩散为主。以一维地质模型为基础,根据生、排烃质量守恒原理可以定量建立扩散排烃和微裂缝排烃的数学模型。鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组依此模型进行的模拟结果表明:马家沟组在早二叠世末进入生烃门限,三叠纪末达到生油高峰,早白垩世开始进入过熟干气阶段;现今累计排烃率为 60%～80%,其中,压实排烃、扩散排烃和微裂缝排烃占主导地位,水溶相排烃只占很小比例。     

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。