粘土矿物对有机质演化的影响

在油气生成模拟实验中充分考虑了作为有机质载体的粘土矿物这一因素。经做对比实验发现,粘土矿物对有机质的成熟演化确具一定的影响。其主要表现是:①加速了有机质的成熟;②有机质的生气率明显增高;③在较低成熟度时使生油率降低,较高成熟度时则使有机质的生油率大幅度增加。文中还对上述现象进行了理论分析,并认为粘土矿物的影响在油气生成实验模拟中的作用不容忽视。     

四川盆地及周缘下寒武统富有机质页岩孔隙发育特征

四川盆地及周缘下寒武统富有机质页岩分布范围广、厚度大,是页岩气勘探的重要接替层位。以多口重点钻井岩心资料为基础,利用扫描电镜、氮气吸附等实验分析方法,对下寒武统富有机质页岩的孔隙类型、孔隙结构等进行系统研究,并探讨了下寒武统富有机质页岩孔隙发育的主要控制因素。结果表明：不同地区的下寒武统富有机质页岩孔隙发育存在显著的差异,孔隙度与TOC含量之间关系复杂,受到有机质组成和热成熟度的影响,主要表现为有机质组成和热成熟度控制了有机孔的发育。下寒武统富有机质页岩孔隙结构多样,且不同成熟度的页岩具有不同的孔隙结构,随着热成熟度的增加,页岩微孔消失、孔容和比表面积均减小。热成熟度是四川盆地及周缘下寒武统页岩气勘探与评价的最重要参数之一。     

从有机质成熟度看四川盆地下古生界油气勘探

从回顾有机质成熟度检测研究现状入手，论证认为镜质体反射率至今仍是有机质成熟度研究的最佳参数。以此为据，编绘了四川盆地上二叠统有机质成熟度图；通过对其与下伏产层油气属性关系的分析，探讨了四川盆地下古生界因缺乏镜质体作为检测对象而被迫选用其他参数用于有机质成熟度划分所存在的可变因素；最后借用四川盆地上二叠统有机质成熟度演变趋势分析结果，确认川东-川东北有机质过成熟地区的高陡构造仍不失为该区天然气勘探的目标区。     

渝东南地区龙马溪组页岩吸附特征及其影响因素

页岩的吸附气含量是页岩气量的主要组成部分,不同地区页岩具有不同的吸附特征,其影响因素也有较大差异,因此进一步研究页岩吸附气量,对预测页岩含气量、进行资源评价具有重要意义。渝东南地区发育了较好的下志留统龙马溪组富有机质页岩,具有成熟度高、埋深浅及分布广等特点,为了研究该套页岩的吸附能力和影响因素,选取了该地区2口页岩气井的岩心进行有机碳含量测定、热成熟度测定、X-衍射岩矿分析、氮气吸附实验、扫描电镜实验以及等温吸附实验等一系列分析测试,进一步分析了页岩吸附能力与孔隙结构、有机碳含量、矿物成分、含水率和压力的影响关系,研究过程中发现,该套页岩中有机质丰度高低是影响页岩吸附气量的关键因素,而有机质中发育的大量孔隙,其丰富的比表面积是增强页岩吸附能力的根本因素。     

页岩有机质孔隙形成、保持及其连通性的控制作用

针对页岩有机质孔隙发育的强非均质性及形成演化的复杂性,运用场发射扫描电镜、拉曼光谱和流体注入与CT/扫描电镜成像等实验技术,开展南方下古生界富有机质页岩显微组分、有机孔和连通性等分析,结合生排烃机制、有机质活性炭成孔机理等研究成果,探索有机孔发育与有机质类型、生烃过程、成岩作用和孔隙压力等内在联系,揭示页岩有机质孔隙的形成与保存机制及其连通性的控制因素。研究表明,(1)有机孔形成贯穿于生烃全过程,受制于有机质类型、成熟度和分解作用,干酪根与固体沥青的生烃组分及差异生烃演化造成不同的孔隙发育特征,有机孔主要发育于固体沥青和富氢干酪根;(2)有机孔保存受成熟度和成岩作用控制,包括烃类原位滞留的空间位阻效应、重结晶形成的刚性矿物格架、孔隙流体压力与页岩脆-延性转换的耦合支撑机制;(3)Ro值4.0%是有机孔消亡的成熟度门限值,指出Ro值大于3.5%的页岩层属于页岩气勘探高风险区,其低含气性归因于"先天不足",烃源岩抬升前就处于开放状态,排烃效率高,芳构化强烈,使得成熟度升高,孔隙减少;(4)同一有机质颗粒内部孔隙具较好连通性,不同有机质孔隙及其与无机孔缝之间形成有效连通则取决于页岩有机质丰度...     

鄂尔多斯盆地三叠系延长组富有机质页岩孔隙特征及发育机制

页岩储层孔隙发育特征是页岩储层评价的重要内容,也是开展页岩油气赋存机理研究的基础。提出了通过“基质类型—孔隙产状—孔隙成因”划分孔隙类型的方案。利用氩离子抛光和场发射扫描电镜技术观察孔隙发育情况,根据基质类型和孔隙产状,识别了4类孔隙：粒间孔、粒内孔、有机质孔和微裂缝,并根据孔隙成因将粒间孔分为碎屑颗粒间原生孔、黏土矿物片体间孔和颗粒间溶蚀孔,将粒内孔分为长石颗粒内溶蚀孔、黏土矿物片体内孔和黄铁矿晶体间孔。有机质孔主要为有机质颗粒内的微裂缝和有机质内孤立分布的孔径较小的孔隙。微裂缝主要表现为纹层缝或页理缝。综合孔隙图像分析、低温液氮吸附实验结果、孔隙结构参数与矿物组成、有机碳含量和有机质成熟度等参数相关性分析,认为沉积条件、成岩作用和有机质热演化控制了孔隙的形成和保存。半深湖—深湖沉积环境下,富有机质页岩中发育重力流成因的薄层砂质纹层,纹层段碎屑颗粒含量高,有利于形成碎屑颗粒粒间孔、碎屑颗粒粒内孔和顺层微裂缝。早期成岩作用阶段形成黄铁矿,有利于形成黄铁矿晶间孔,但黄铁矿也是压实作用的主要参与者;压实作用造成粒间孔和粒内孔的孔径变小和孔体积降低,碎屑颗粒和黄铁矿与有机质颗粒间呈凹凸接触,有机质孔在压实作用下闭合导致有机质孔不发育;溶蚀作用促进长石粒间溶孔和长石粒内溶孔的形成,一定程度改善储层质量。在成熟度达到一定阶段(R_O≈0.75%)后,开始出现有机质孔。有机质孔发育程度差,一方面受成熟度的影响,另一方面可能是压实作用造成的。此外,富有机质泥页岩渗透性较差,烃类被吸附在有机质表面或溶于干酪根内部,造成干酪根体积膨胀也可能是有机质孔不发育的一种原因。     

牙形石色变指标的研究及其对南盘江地区的找油意义

本文通过野外和室内实验等多种方法,系统地论证了牙形石的颜色变化指标(CAI)与有机质热成熟度指标的规律性联系。提出了南盘江地区的 CAI 值与其它9项有机质热成熟度指标以及油气类型之间的对比系列,初步确定了该区 CAI 值的标准系列,并在此基础上编制了南盘江地区几个时代的有机质热演化等值图。     

扬子地区古生界泥页岩吸附性及控制机理

扬子地区古生界地层为富气泥页岩层系,是我国页岩气勘探开发的主战场。吸附态是页岩气最主要的赋存方式之一,该区泥页岩吸附性及控制机理的研究较为重要。采集了扬子地区古生界泥页岩样品,对其进行TOC测试、Rock-Eval、XRD及含水量分析、等温吸附实验、超高压等温吸附实验。结果表明,不同地区、不同时代泥页岩吸附性能产生差异的原因是有机碳含量、矿物成分及组成等主要因素综合作用的结果。实验过程中TOC含量与泥页岩甲烷吸附量并未呈现前人提出的正相关关系,这与泥页岩样品数量有限、且处于高-过成熟阶段的影响因素较多有关。古生界干酪根甲烷吸附曲线显示出时代越老的干酪根甲烷吸附能力越强的特征。去除有机质丰度和成熟度的影响,Ⅲ型干酪根的吸附量要高于Ⅱ型干酪根。在有机质丰度及类型相同的情况下,高成熟干酪根比低成熟干酪根具有更高的甲烷吸附量。可溶有机质具有较强的溶解吸附特征,能够增强原岩对甲烷的吸附能力。黏土矿物含量与经TOC含量归一化后的甲烷吸附量的相关关系并不明显,这主要与样品中普遍含水有关,同时样品的成熟度、孔隙度、渗透率等对其最大甲烷吸附量可能也会有影响。高压范围内的甲烷吸附特征与低压相比具有一定的延续性,影响因素较多,需要更深入的研究工作来揭示各单一因素对页岩高压吸附特性的影响。      

异常高压与油气生成关系

目前全世界已发现超压盆地180多个,其中160多个为富含油气盆地。异常高压油气田约占全球油气田的30%左右。与正常压力环境相比,在相同条件下,异常高压烃源岩中有机质的成熟度和产气率明显偏低,而产油率明显较高。压力的增加延迟或抑制油气生成和有机质成熟。分析了异常高压系统中压力与有机质成熟度的关系,结合实例阐述了异常高压对油气形成的作用与影响。详细介绍了异常高压的类型、成因以及对未来油气勘探所起的指引作用。     

上元古界下马岭组页岩干酪根的油气生成模拟实验

本模拟实验主要对华北上元古界下马岭组页岩干酪根的热演化特征和规律进行研究。实验研究表明,上元古界下马岭组有机质具有某些新的热演化特征;同时,作者根据实验结果,建立了中、上元古界油气生成演化模式,并确定了成熟度的指标界限,为中、上元古界有机质成熟度的划分和油气资源的评价提供了依据。      

煤系烃源岩评价中的误区

勘探证实,煤系地层是有效烃源岩之一。通过对煤成气的研究,发现煤系烃源岩,特别是以煤层作为烃源岩的评价存在以下三个方面的误区。第一,煤层属于高有机碳含量的烃源岩,随着热演化程度的提高,有机碳含量亦不断增加,利用有机碳含量评价煤的生烃能力已失去意义;随着热演化程度的提高,氢含量逐渐降低,建议利用煤的氢含量代替有机碳含量评价煤的生烃能力。第二,煤的镜质体反射率（R0）与温度并不呈线性关系,而是温度与深度呈线性关系,因而利用镜质体反射率与深度的关系预测深部烃源岩的成熟度存在一定的局限性。第三,热模拟试验存在两方面的不足,首先有机质地下生烃过程中,始终处于开放系统,而热模拟是处于封闭系统;其次热模拟试验测定的生气量,特别是对于煤,没有考察模拟样品的吸附作用,因此建议进行样品的解吸试验,以准确地确定有机质的生气量。     

RELATIONSHIPS BETWEEN HYDROCARBON GENERATION, COAL TYPE AND RANK FOR MIDDLE EOCENE COALS, BULLER COALFIELD, NEW ZEALAND

The Buller Coalfield in the northern portion of the Paparoa Trough (NW South Island, New Zealand) contains a middle Eocene bituminous coal-bearing succession that exhibits marked variations in both coal rank and type. The across-basin rank changes result from differential late Palaeogene subsidence of the Paparoa Trough and subsequent inversion. Superimposed upon coalification trends are down-seam variations in coal type, evidenced by isorank variation in conventional chemical parameters. These type variations are not a consequence of changes in maceral group proportions, which are dominated by vitrinite. Forty-eight coal samples from fifteen drillholes through the Brunner Coal Measures have been examined for vitrinite reflectance, proximate analysis, specific energy, and sulphur content. Total Organic Carbon (TOC), Rock-Eval properties and the bulk composition of the bitumen were also determined. All the coals analysed lie within the high volatile bituminous B to medium volatile bituminous coalification stages. Variation in analytical properties within this suite, and more specifically within serial samples, provides insights into the nature of the organic matter comprising the coals. While TOC varies systematically with ash content, reflecting proximity of the depositional mires to fluvial systems, values increase with rank (68–86% ash free). The Hydrogen Index (HI) decreases from 334 to 190 mg hydrocarbons/g TOC over a range of 429 to 470 d?C Tmax, analogous to the volatile matter content and vitrinite reflectance, respectively. The more perhydrous coal samples at a given rank are characterised by depressed Tmax/vitrinite reflectance and elevated Hi/volatile matter contents. Bitumen and sulphur contents are not the primary control onperhydrous characteristics. The bitumen content crudely corresponds to the S1 peak plus the initial portion of the S2 peak liberated under low temperatures during Rock-Eval pyrolysis; however, the bulk of the generative potential is associated with the residual kerogen fraction. Suggate (S) Rank and maximum palaeotemperature appear to be the best indicators of coal rank. A period of significant hydrocarbon generation and release begins at Tmax～440d?C for the Buller coals. The main oil “window” is defined by the interval 440–455d?C Tmax or 0.8–1.1% vitrinite reflectance (Ro_max), and by correlation to maximum palaeo-temperatures, 125–155d?C. This is further substantiated by mass balance considerations, which indicate that hydrocarbon generation (Petroleum Generation Index (PG1) > 0.1) was occurring in the coals at a maturity level of O. 7–0.9 % Ro_max (Tmax 440–444 d?C) with an increase in PGI between ～0.9 and 1.1% Ro_max (～Tmax 445–455 d?C). Between PGI 0.1 and 0.4, the expulsion efficiency rapidly increased, presumably due to generation and expulsion of the bulk of the oil.     

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。     

煤系烃源岩热模拟演化过程的地球化学参数特征――以准噶尔盆地侏罗系煤系烃源岩为例

在准噶尔盆地侏罗系煤系烃源岩热模拟实验研究中 ,经过对原样和不同温度点热模拟残余物进行可溶有机质抽提和族组成分析、残渣干酪根处理、Ro 值测定和 TOC测定 ,并对部分样品系列进行色谱和质谱分析后发现 ,煤系烃源岩在不同热演化阶段表现出的地质地球化学特征具有相当大的差异。低演化阶段和热降解阶段天然气的形成是不同热力学条件和成气母质化学反应的结果。在低演化阶段 ,源岩镜质组反射率增长幅度并不太大 ,通常 Ro<0 .7%。原始可溶有机质和热模拟残余可溶有机质的分析结果表明 ,烃类气主要来源于原始可溶有机质的脱基团作用和大分子沥青质及干酪根边缘烃 (极性组分 )的热降解。在有机质热降解―热裂解阶段 ,烃源岩经地质埋深增温 ,热演化进程相对加快、镜质组反射率迅速递增、Ro 值从 0 .5 5 %～ 0 .70 %迅速增大到 1 .40 %～1 .70 % ,可见热动力作用足以破坏干酪根结构烃并将其降解形成油气。该阶段是干酪根经热降解大量排烃的阶段 ,其地球化学参数特征主要表现为干酪根结构烃热降解产物的特征。     

东海盆地西湖凹陷烃源岩成熟度厘定——FAMM分析的证据

镜质体反射率是评价烃源岩有机质成熟度的主要指标之一,已有研究表明,镜质体反射率（R_o）除受控于有机质热演化程度外,还受烃源岩有机质类型等因素的影响,镜质体富氢程度制约镜质体反射率的抑制程度,影响了R_o测值的准确性。多组分荧光变化（FAMM）技术可有效解决镜质体反射率的抑制问题。利用FAMM技术和镜质体反射率分析方法,对取自东海盆地西湖凹陷9口钻井的10件平湖组烃源岩样品进行了成熟度分析,结果显示样品的镜质体反射率存在不同程度的抑制,抑制校正值介于0.01%~0.25%,个别样品稍有增强现象。根据FAMM分析结果,以TWT1井为例,厘定了该井区平湖组烃源岩的成熟度,认为TWT1井区平湖组烃源岩的现今成熟度应处于0.90%~1.41%,而不是实测镜质体反射率分析结果显示的0.77%~1.21%。研究结果有助于合理评价平湖组烃源岩生烃潜力及油气资源潜力。      

中国西北地区侏罗纪煤系油气形成（之三）

西北地区侏罗纪煤系中主要成烃显微组分是孢子体、角质体、藻类体、沥青质体、碎屑类脂体和基质镜质体等，木栓质体和树脂体等早期成烃组分含量极低。侏罗纪煤系有机质成烃演化特征与一般湖相有机质稍有差异，但基本上仍然遵循一般有机质热降解成熟生油模式，主要生油阶段的Ｒｏ值为０．７％～１．２％，生油高峰Ｒｏ值约为０．９５％。目前西北地区侏罗纪煤系烃源岩Ｒｏ值一般为０．４％～１．３％，多数地区成熟度较低，在山前深坳陷地区成熟度较高，烃源岩Ｒｏ值大于０．７％，进入大量生油阶段，西北地区主要煤系含油气盆地油气田均分布于这些地区，烃源岩成熟度对油气田形成有明显的控制作用。西北地区侏罗系有利的生烃区域基本分布在侏罗纪是沉降、沉积中心而后续埋藏又较深的山前坳陷。图４表１参４５（王孝陵摘）     

有机质反射率的数字图像实现方法

有机质反射率参数是烃源岩评价和盆地热演化史研究的基础数据。目前有机质反射率的测量工作主要依靠人工手动方法，人为主观因素对测量结果影响较大。从图像传感技术出发，探寻镜质体反射率与灰度图像之间的相互关系，尝试建立利用镜质体灰度图像表征反射率值的方法。分别对标准物质和地质样品开展了镜质体反射率和灰度级的对应测量工作，发现两者具有极好的重合特征，表明利用灰度级定量镜质体反射率的方法具有可行性。但对于高过成熟阶段，两者的关系尚有待深化研究。      

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。     

四川盆地中部高石梯-磨溪地区震旦系灯影组储层沥青拉曼光谱分析

拉曼光谱分析是刻画有机质成熟度的一种有效技术方法.通过对四川盆地中部高石梯-磨溪地区21块震旦系灯影组储层样品中的沥青开展系统的拉曼光谱分析,并用经验公式获取沥青的等效镜质体反射率,表征了沥青所处的成熟阶段,进而探讨了储层经历的热演化及改造作用.结果表明,高石梯-磨溪地区震旦系灯影组储层溶蚀孔洞及裂缝充填沥青绝大多数都...     

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