准噶尔盆地彩南地区天然气干燥系数异常高原因分析

为明确准噶尔盆地彩南地区天然气干燥系数普遍偏高的原因,厘清天然气运移成藏规律,开展了天然气组分和碳同位素、储层中岩石矿物组成、方解石全岩碳氧同位素分析以及实验室烃类氧化模拟实验。该区侏罗系天然气以甲烷为主,干燥系数普遍大于0.95,δ¹³C₁值基本大于-32‰,C₇轻烃中以甲基环己烷占优势,甲基环己烷指数大于50%,指示来源于高—过成熟石炭系烃源岩。从天然气运移判识指标ln（C₁/C₂）与δ¹³C₁-δ¹³C₂图版来看,从彩47井区—彩31井区—彩003井,ln（C₁/C₂）值逐渐增大,但δ¹³C₁-δ¹³C₂值并未呈现变小或变大趋势,说明运移或成熟度并不是研究区天然气组分与碳同位素变化的主控因素。烃类热氧化模拟实验显示,油气中醇类在125℃时会被MnO₂氧化生成甲烷和二氧化碳,当温度达到200℃时才能氧化甲烷生成CO₂,从而改变油气的组成,造成天然气中甲烷含量增高。运用背散射电子探针技术,发现研究区侏罗系干气层段具有两类方解石,其中一类方解石中Mn含量较高,Mn含量可高达3%,在阴极发光下呈现亮橘红色、橘黄色特征,且方解石全岩碳同位素负偏,较正常方解石全岩碳同位素负偏5‰~10‰,随着方解石Mn含量越高,其全岩碳同位素越负,证实该区侏罗系干气层段存在普遍的弱烃类氧化作用。彩南地区侏罗系天然气干燥系数异常高的原因是腐植型烃源岩经过高成熟—过成熟演化后,在富含氧化性矿物的侏罗系储层中聚集成藏,后遭受烃类氧化作用,甲烷含量进一步增加,造成天然气干燥系数普遍偏高。     

膏盐沉积盆地中未成熟高硫原油的发现及意义

江汉膏盐沉积盆地中板1井浅层610.23—658.5m发现的未成熟高硫重质原油,其基本特征是:低饱和烃、高非烃:正烷烃具有极明显的偶奇优势;特别富含植烷、伽玛蜡烷、镍卟啉与丰富的长链烷基噻吩类和四氢化噻吩类等生物标记化合物。烷基噻吩和烷基四氢化噻吩类化合物也呈现出极明显的偶奇优势。根据原油产出的地质构造和岩性组合条件以及原油的生物标志物特征综合判断,此原油属典型的自生自储未成熟油,原油的成熟度大致相当于R_o为0.36%。板1井未成熟高硫重质原油的生成主要与膏盐强还原环境,尤其是特别高的含硫量有关。     

塔里木盆地顺南地区深层碳酸盐岩热液溶蚀及其油气勘探意义——以顺南蓬1井为例

为揭示深层碳酸盐岩储层的成因机理,对塔里木盆地顺南地区蓬1井进行了研究。顺南蓬1井取心段揭示,在埋深超过7 500 m的碳酸盐岩中发育有大量的裂缝和溶蚀孔洞,基于详细的岩心观察和描述发现这些溶蚀孔洞主要分布在取心段下部上寒武统白云岩中,而在取心段上部下奥陶统碳酸盐岩中很少。溶蚀孔洞的直径随埋藏深度的增加逐渐增大,表明这些孔洞是由来源于深部的热流体而非大气淡水下渗溶蚀形成的。各成岩矿物(白云岩、方解石)与宿主围岩具有相似的碳同位素值和⁸⁷Sr/⁸⁶Sr比值,说明成岩流体与原始碳酸盐岩发生了强烈的水—岩反应,主要继承了原始封存的孔隙水的地球化学特征。但是,明显偏负的氧同位素值(平均-13.26‰)表明它们形成于较高温度的成岩流体中,这一推论也得到了流体包裹体显微测温的证实,表明白云岩的重结晶和随后方解石的沉淀都与断裂相关的深部热流体密切相关。此外,全直径CT扫描揭示,裂缝可以明显改善热液白云石化作用形成的白云岩的储集性能,尤其是渗透率,至少提高一个数量级,即从0.02×10^-3 μm²提高至0.39×10^-3 μm²。鉴于塔深1井及古城地区具有相似的情况,塔里木盆地深层—超深层碳酸盐岩可能广泛发育热液相关的白云岩储层。因此,在塔里木盆地及其他地区未来的油气勘探中,热液改造型相关的白云岩储层值得重点关注。     

火山矿物对烃源岩生烃演化作用的研究现状

在火成岩发育的烃源层中,火山矿物橄榄石的蛇纹石化产生大量的氢气和甲烷,它们参与了烃源岩有机质的生烃演化过程,加大和加速其生烃排量。火成岩在低湿热上蚀变形成的沸石、绿泥石和方解石等矿物对其周围的烃源岩的生烃有显著的催化作用,能够促使烃源岩低熟和早期生烃;其中沸石的催化活性最为显著,绿泥石和碳酸盐在烃源岩中的含量一般较低,且催化活性较小。     

柴达木盆地英西地区古近系下干柴沟组上段TSR与储层改造

硫酸盐热化学还原反应(TSR)作为溶蚀作用的一种重要机制在储层研究中具有重要意义。通过岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜、测井等资料的分析,研究了柴达木盆地英西地区下干柴沟组上段TSR特征及其对储层的改造作用。研究结果表明：(1)TSR反应物主要为烃类与硫酸盐岩,生成物为高含量的H₂S,CO₂及蚀变烃类、方解石、单质硫、黄铁矿、含硫有机物等,反应起始温度为100～140℃,对应英西地区地层深度为3 113～4 536 m。(2)英西地区下干柴沟组上段TSR造成了碳酸盐岩孔缝充填物种类繁多,主要包括晶粒状和块状黄铁矿、单质硫及沥青等蚀变矿物,含硫矿物的δ³⁴S值偏大;天然气烃组分具有甲烷含量高、重烃含量低的特征,干燥系数偏大,碳同位素δ¹³C₁值和δ¹³C₂值较大,并且常见H₂S及相对较高含量的CO₂等TSR生成物,地层水盐度降低。(3)TSR相关流体对碳酸盐岩储层进行了改造,埋藏溶蚀作用发育,形成...     

Hydrothermal transformation of heavy oil and organic matter from carbonate rocks of oil fields of Tatarstan

In laboratory model experiments were identified features of hydrothermal transformation of heavy oil and organic matter productivity of carbonate rocks from Bashkirian stage of deposits of the Middle-Carboniferous of Tatarstan territories. Experiments were conducted at temperature of 360?°C in hydrogen environment in presence of aqueous phase. The impact of hydrothermal factors on rocks leads to decrease in content of insoluble OM - kerogen and increase content of free hydrocarbons. With increase in content of saturated and aromatic hydrocarbons, content of resin-asphaltene components decreases. Changes in composition lead to significant reduction in density of heavy oil from 0.9254 to 0.8273?g/cm³.     

渤海湾盆地牛庄洼陷南斜坡油砂烃来源分析

对渤海湾盆地东营凹陷牛庄洼陷南斜坡不同埋深油砂及其相邻烃源岩的分析表明,埋深<2700m的油砂烃化学组成与相邻沙四段页岩抽提物有显著差异,两者不具相关性,油砂中的烃类主要为深部的运移烃。油砂烃具有常规油的气相色谱特征,而未熟-低熟页岩在高碳数部位有一明显的甾萜类等高分子量化合物未分辨鼓包,且正构烷烃奇偶优势明显;油砂烃含高丰度的"地质型"甾烷,而未熟-低熟页岩中C29甾烷αββ20S含量甚微,但热稳定性低的化合物5β(H)甾烷及13α(H),14α(H)-三环萜烷含量较高;油砂烃几乎不含甲藻甾烷,而未熟-低熟页岩中含丰富的此类化合物。由深至浅,油砂烃成熟度依次降低,伽玛蜡烷相对含量增高,升藿烷"翘尾"现象变得明显。油砂烃的成熟度梯度及烃类组成的规律性变化不仅可以指示油气运移的大致方向,而且揭示出不同演化阶段烃源岩的生烃特征有别和/或油气运移过程中未熟-低熟烃源岩沥青的混合作用。     

Features of composition of oil extracts from the rocks of basement and sedimentary stratums of the Novo-Elkhovskoye field of Tatarstan

A comparative analysis of oil extracts from the rocks of the crystalline basement of the ultra-deep well 20009 of the Novo-Elkhovskoye field located within the South-Tatar Arch of the territory of Tatarstan, as well as from the sedimentary strata of the Devonian productive deposits of the Aktashskaya area of this field was carried out. A different yield of extracts from fault rocks (0.018%) and low-permeable (0.007%) basement zones was established and differences in their group and structural-group composition were revealed. In the fault zones of the basement rocks, in comparison with the rocks of low-permeable intervals, resin-asphaltene components predominate, indicating the occurrence of more intense hypergene processes in them. The data of component, structural-group composition and geochemical characteristics of extracts from basement and sedimentary rocks indicates their genetic relationship with sapropel organic matter (OM) of marine genesis. This confirms the fact that the fault and low-permeable zones of the basement rocks served as migration routes for petroleum hydrocarbons during the formation of oil-bearing fields in the South-Tatar Arch.     

碳酸盐岩中一种“潜在”的资源——油砂中碳酸盐胶结物烃

碳酸盐岩烃源岩的资源评价是油气领域的热点和难点问题,而总有机碳含量（TOC）又是一个非常重要的参数,通常在测定总有机碳含量时,对赋存于碳酸盐岩的烃都未加以计算。通过对鄂尔多斯盆地西峰油田三叠系延长组6个油砂样品中游离烃、封闭烃、碳酸盐胶结物烃、束缚烃和石英颗粒包裹体烃的分步分离和抽提,并用盐酸（10％）处理碳酸盐胶结物后,从酸液中萃取的碳酸盐胶结物烃（相当于氯仿B）的C₂₉甾烷20S/（20S+20R）和ββ/ （αα+ββ）比值明显小于其他赋存形式的烃,它可能是碳酸盐沉淀（胶结）时赋存于其中的“原生”烃。     

塔里木盆地碳酸盐岩层系烃源岩生烃底限探讨

中国碳酸盐岩热演化程度较高,是否达到生烃底限或生烃死亡线,值得深入研究,这对评价中国碳酸盐岩油气潜力和勘探前景具有重要意义。根据烃源岩生烃、残留烃和排烃机理,利用有机元素变化法、生烃潜力法、生烃物质平衡优化模拟法、生烃热模拟实验法、残留烃量法和排烃量法等6类8种方法对塔里木盆地台盆区碳酸盐岩层系烃源岩生烃底限进行了研究。结果表明：不同方法确定的碳酸盐岩烃源岩生烃底限R_O值介于4.2%~4.9%之间,平均为4.52%;对应的深度底限在塔中地区最大,约为9 200m;塔北和巴楚地区次之;塔东地区最小,约为5 850~6 850m。研究结果与其他学者研究结论较为相近或偏大,更符合实际地质条件下的生油气特征。除了满加尔凹陷和古城地区,塔里木盆地台盆区其他地区的寒武系-奥陶系碳酸盐岩层系烃源岩均没达到生烃底限,还具有较大的生烃潜力,深部碳酸盐岩油气藏具有广阔的勘探前景。     

塔里木盆地顺南—古城地区方解石脉流体来源及其对油气成藏的启示

钻井揭示塔里木盆地顺南—古城地区奥陶系碳酸盐岩方解石脉发育,为探讨该区断裂带流体属性及油气成藏事件提供了重要素材。在详细的岩心观察基础上,开展了方解石脉的流体包裹体以及灰岩基质与方解石脉的地球化学特征对比研究。方解石脉具有多类型的烃类包裹体,包括沥青包裹体、三相烃包裹体、油水液相包裹体以及富气包裹体。方解石脉中与烃类包裹体共生的盐水包裹体具有较高的均一温度（130~160 ℃）。贫¹⁸O（δ¹⁸O =-13.1‰~-8.7‰）、富⁸⁷Sr（⁸⁷Sr/⁸⁶Sr=0.708 879~0.710 432）、偏高稀土元素总量和正铕异常表明构造成因方解石脉主要来源于围岩的溶解以及成岩—成烃流体,未发现大气淡水参与的迹象。方解石脉中富含烃类包裹体可能表明研究区北东向走滑断裂带是油气运移与聚集的重要通道。     

石油源于源岩层而成于储集层

在分析现有成烃理论不足的基础上, 提出一种新的石油形成理论。新理论认为石油源于源岩层而成于储集层。也就是说, 石油是生物有机质在沉积埋藏过程的成岩作用早期, 一部分极性有机质随孔隙水一道排出源岩层, 然后在储集层中经过热力作用逐渐形成的。进一步论述了新理论与早期成因和晚期成因学说之间的差别, 及其优点:① 较好地解释低熟油成因问题; ② 没有面临后期排烃难的问题; ③ 可以解释烃源岩在“生烃死亡线”深度以下仍能生烃问题。并推测烃源岩随Ro 增大并不一定伴随大量烃类生成。     

过成熟碳酸盐烃源岩有机碳含量下限值探讨——以鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组为例

过成熟阶段碳酸盐生油岩中烃类产物的相态已由油相演化到湿气、干气相.过成熟阶段碳酸盐岩作为气源岩时,其有机碳含量下限值不仅决定于本身的吸附烃量、有机质类型和热演化程度,而且排烃机理和排烃条件对它也有一定的影响.该文以鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组过成熟碳酸盐岩为例,首先通过罐装岩屑酸解烃法、残余气饱和度法和全烃地化分析法对吸附气态烃进行定量分析,估算出有机碳含量下限值为0.03%～0.06%,然后结合不同排烃机理对有机碳含量下限值作进一步的探讨.     

济阳坳陷古近系页岩文石含量与烃源岩热演化的对应关系

文石在济阳坳陷古近系湖相页岩中较为常见,多发育于富碳酸盐矿物的页岩中,属于化学成因。统计发现,济阳坳陷古近系湖相页岩文石含量的变化包络线与埋藏深度具有明显对应关系。在埋深2 300 m以上的地层中,文石含量变化不大;当埋深超过2 300 m时,文石含量包络线随埋藏深度的加大而快速降低;埋深达到约3 000 m,文石含量包络线降低的速率达到最大;当埋深超过约3 500 m时,页岩中的文石大部分消失。文石含量包络线的这种变化趋势与烃源岩热演化阶段基本一致,表明页岩地层中文石的含量变化明显受有机质热演化的控制。为进一步验证该解释,将研究区富文石和富方解石的页岩样品分别与有机酸(乙酸)和油层水在高温高压下进行多组溶解实验,测试实验前后碳酸盐矿物的溶解程度,结合不同埋藏深度烃源岩热演化的流体特征分析文石含量的变化趋势。分析认为:文石含量与有机质成熟演化过程中排出的有机酸浓度成反相关,有机酸生成的越多,文石的溶解越严重。当埋深大于3 500 m时,烃源岩进入高成熟—过成熟阶段,有机酸的生成逐渐停止,文石含量的减少也趋于停滞,并在页岩孔隙水中开始重新结晶出较稳定的方解石。     

东营凹陷页岩油储层孔隙演化

东营凹陷古近系沙河街组三段下亚段-沙河街组四段上亚段为一套较低成熟度陆相页岩层系,通过岩石薄片、氩离子抛光扫描电镜观察分析、核磁共振、高压压汞和低温氮气吸附实验,获取了页岩储层孔隙结构及孔隙度等信息,分析了矿物成分和有机质含量对孔隙度及孔径的影响,进一步结合成岩热模拟实验,探讨了主要孔隙类型的演化特征。结果表明：①页岩储层孔隙结构复杂,微米-纳米级储集空间具有保存液态烃类的储集能力,游离相原油主要分布在孔径较大的方解石晶间溶蚀孔隙、重结晶晶间孔、黏土矿物晶间收缩缝等孔隙中。②页岩储层孔隙度及孔径主要受控于架构矿物和有机质的含量;孔隙度与长英质矿物含量、有机质含量均呈线性正相关关系,与碳酸盐矿物含量呈负相关。③埋深2 500~3 500 m是孔隙演化的关键深度段,在此深度区间,有机质生烃排出的有机酸浓度以及压力系数增大区间与孔隙度高值段有良好的对应关系;页岩油储层储集空间的形成几乎都与黏土矿物的成岩演化有关;抗压实能力强的方解石等碳酸盐晶粒形成的架构空间,以及伴随生、排烃过程的溶蚀作用形成碳酸盐晶间和晶内溶蚀孔隙,均增加了储层孔隙度;生烃超压和溶蚀的匹配作用造成3 500~3 800 m出现孔隙度局部增大的现象,孔隙大小、分布及连通性明显变好。     

STRATIGRAPHY AND RESERVOIR POTENTIAL OF THE MESOZOIC KHORAT GROUP, NE THAILAND: Part 2: Diagenesis and Reservoir Quality

The Mesozoic Khorat Group in NE Thailand consists of a series of continental red-beds, divided here into five formations, which unconformably overlie the lithologically-similar Nam Phong Formation. The reservoir quality of the Khorat Group decreases progressively with increasing age, owing to burial compaction and diagenesis. Compactional fabrics suggests a maximum burial depth of more than seven km, although the Sao Khua Formation (in the middle of the Khorat Group) shows early calcite cements which stabilised the sediment fabric at burial depths of about one km. Porosities vary from 11% in the uppermost part of the Khorat Group (Khok Kruat Formation) to 4.9% in the Nam Phong Formation. The ratio of secondary grain-dissolution porosity to primary porosity increases with age (and depth). Authigenic minerals consist of quartz (1.3 - 9.3%), calcite (0 - 26.5%) and kaolinite (0 - 4.0%). The occurrence of detrital clays (0.8–9.6%) in particular causes downgrading of the porosity of many of the sandstone samples examined.     

The changes of hydrocarbon generation and potential in source rocks under semi-closed conditions with 50–840 bar water pressure

In order to investigate the effects of water pressure on hydrocarbon yields and potential in source rocks, carbonaceous mudstone from drilling in Liaohe Basin was pyrolyzed in simulation with constant water pressure and high-water-pressure experiments. Results demonstrate that the times of expelling hydrocarbon remarkably promote source rocks yielding liquid hydrocarbons. Increasing water pressure may increase the reaction of generating bitumen and oil, and enhance liquid hydrocarbons generation. Results of TOC, Rock-Eval, and elemental analysis in this study suggest that carbonaceous mudstone dominated by type-III kerogen remains a large number of hydrocarbon-generating potential, which may indicate that carbonaceous mudstone has a good potential to yield deep oil and natural gas. Besides, vitrinite reflectance may be the most suitable parameter to describe the maturity of source rocks.     

Hydrothermal transformations of organic matter of low permeability rocks from domanic formation of the romashkino oil field

Abstract

The oil generating potential of Domanic rocks from Dankov–Lebedyan horizon of the Zelenogorsk area of Romashkino oil field was evaluated by Rock-Eval pyrolysis technique. The result of given method depends on the content, composition, and thermal stability of organic matter in rocks. During hydrothermal processes, the distinctive conversion behavior of organic matter at temperatures of 200°С, 250°С, 300°С, and 350°С in CO₂ environment was revealed. The yield of obtained aquathermolysis products and their quality were evaluated. The results of the studies suggest that low-permeability carbonate rocks of the Dankov–Lebedyan horizon contain productive beds with content of C_org 1.89–3.03%, which when developed using thermal methods, can become an additional source of liquid hydrocarbons.     

江汉盆地潜江凹陷盐间云质页岩热压生排烃模拟实验研究

江汉盆地潜江凹陷盐间云质页岩具有形成规模页岩油资源的潜力。通过对潜江组未熟的云质页岩烃源岩样品开展热压生排烃模拟实验,定量分析了不同热成熟度烃源岩有机质的生烃产率,并探讨了盐间云质页岩的生排烃过程。此外,将由总排烃量计算获得的转化率作为热成熟度的标尺,分析了排出油和烃气组成随热成熟度的变化。研究结果显示,残留油和排出油之间存在明显的"前驱体-产物"关系,反映了有机质生油过程为"干酪根→沥青→原油"两步同时进行的转化过程。由总排烃量计算获得的转化率与EasyRo之间服从较严格的玻尔兹曼分布,可用于描述生油窗内烃源岩的排烃行为。当转化率在0~25%之间时,排出油各族组分相对含量变化较小;而当转化率在25%~100%之间时,排出油沥青质组分的相对含量迅速减少而饱和烃和芳烃组分明显增加,说明干酪根裂解形成的沥青（即残留油）是排出油中烃类逐渐富集的主要物质来源;与此同时,形成更多的小分子烃类改善了烃类流体的流动性,排烃作用相应增强,导致排出油产率在该阶段快速增加。     

伊朗YD油田致密储层酸渣潜在性分析与预防研究

酸化增产施工作业过程中,由于酸液与原油的不配伍可以形成稳定乳状物和酸渣,对储层造成伤害。用SRVR方法对伊朗Khuzestan省YD油田SV储层原油中饱和烃、芳香烃、胶质和沥青质4种组分进行分析,在通过X-Ray衍射与ESEM电镜对该储层岩石成分以及微观孔隙结构进行分析的基础上,开展了在储层条件下油样与新酸和乏酸之间的配伍性实验,评价优选了以抗渣剂、铁离子稳定剂和破乳剂为主要成分的酸化复合添加剂。结果表明油样C_Ⅱ为2.19,很容易出现酸渣问题,而且岩石主要成分为方解石,不含或很少含有黏土成分,岩心渗透率伤害实验表明,岩心渗透率在注水过程中基本保持不变,水敏效应弱。油样与新酸和乏酸接触都可以生成稳定乳状物和酸渣,并且Fe3+的存会增加生成的酸渣量,Fe3+的浓度越高生成的酸渣量就越多,当加入1%的破乳剂FTP-18、0.5%的抗渣剂FTZG-01和2%的铁离子稳定剂（柠檬酸）时,酸渣的生成量大幅减少,抗渣有效。