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。     

鄂尔多斯盆地上古生界烃源岩排烃特征及资源潜力评价

根据排烃门限理论,利用生烃潜力法研究鄂尔多斯盆地上古生界煤层、暗色泥岩在不同地质历史时期的排烃特征,并对其资源潜力进行评价。研究表明:鄂尔多斯盆地上古生界煤层排烃门限对应的镜质体反射率(Ro)为0.9%,暗色泥岩排烃门限对应的Ro为1.0%;上古生界烃源岩从富县组(J1f)沉积时期开始排烃,到志丹组(K1z)沉积时期达到排烃高峰,地质历史时期的排烃中心主要在盆地伊陕斜坡的东南部;上古生界总排烃量和总远景资源量分别为237.9×1012 m3和11.9×1012 m3,其中煤层排烃量208.6×1012 m3,暗色泥岩排烃量29.3×1012 m3,煤层的排烃量是暗色泥岩的7倍,对气藏的形成贡献较大。综合分析认为,上古生界烃源岩的排烃量和远景资源量较大,以它为主力烃源岩的上古生界致密气藏具有良好的资源前景。     

渤海湾盆地深层孔店组烃源岩评价

根据实测和收集的烃源岩地球化学数据,分析了渤海湾盆地的烃源岩分布特征、地球化学特征和热演化特征。从有机质含量(TOC)、氯仿沥青“A”、总烃含量、S₁＋S₂、有机质类型、成熟度(R_o)和暗色泥岩厚度等方面对孔店组烃源岩进行了综合评价,认为昌潍坳陷孔二段、黄骅坳陷的沧东和南皮凹陷孔二段烃源岩生烃指标最好,评价为好烃源岩;冀中西部相对较差,为中等烃源岩和差-中等烃源岩;而济阳坳陷南部钻遇孔二段的井点有限,数据差异较大,仅从现有数据可评价东营、沾化、惠民烃源岩为中等-较好烃源岩,其中生烃较好的应为东营凹陷;临清坳陷有机碳含量低,为差烃源岩;其余地区暗色泥岩少或无,不能成为烃源岩。     

鄂尔多斯盆地陇东地区长7段有效烃源岩及生排烃研究

通过烃源岩地球化学数据分析、测井有机碳计算、生烃潜力法及生排烃史模拟,研究了鄂尔多斯盆地陇东地区长7段有效烃源岩的分布、生排烃史及排烃强度。长7段有机碳含量大于1.0%的暗色泥岩（含油页岩）厚度主要为20~90 m,平均有机碳含量主要介于2%~9%,其有效烃源岩分布以w（TOC）=1.0%和R_o=0.7%为界限,具有大面积广覆式分布的特征;长7段有效烃源岩在侏罗纪末期开始成熟生烃,主要在早白垩世早期（140~130 Ma,R_o≈0.7%）开始排烃,至早白垩世末期（100 Ma）达到生排烃高峰（R_o≈1.0%）,最大产油率接近400 mg/g,排油率达308 mg/g,晚白垩世以来的区域性构造抬升使得生烃停止;长7段有效烃源岩排烃强度主要分布于（10~250）×104 t/km2,具有强排烃特征,以长6—长8段致密油为主的延长组油藏主要分布于排烃强度大于20×104 t/km2的地区,油气具有近源短距离富集的特点。      

北部湾盆地流二段不同类型烃源岩生排烃效率与成藏贡献对比北大核心CSCD

北部湾盆地目前的油气储量发现主要集中在涠西南和乌石凹陷这两个勘探成熟区,钻井揭示其主力烃源岩为流二段半深湖—深湖相烃源岩,包括泥岩、页岩和油页岩等3种类型。本文主要针对这两个成熟区14口井的3种类型烃源岩的岩心、岩屑及13个典型油田的原油共计173个样品进行了系统采集和分析测试,利用生排烃热模拟实验和混源油人工配比实验等手段,开展了3种类型烃源岩的生排烃效率及其对13个典型油田的成藏贡献定量对比分析。结果表明,流二段油页岩有机质丰度高、类型好,生烃潜力明显优于泥岩和页岩,是该盆地最优质的烃源岩;3种类型烃源岩的生排烃效率由高到低依次为油页岩、页岩和泥岩,其中油页岩的生油效率和排油效率最高,分别是泥岩的5.2倍和3.4倍;流二段油页岩对该盆地成熟区13个典型油田的油源贡献率超过70%,是油气成藏的主力烃源岩,因此在新区勘探潜力评价中应高度重视油页岩的分布预测及资源潜力评价。     

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     

查干凹陷巴二段烃源岩评价及排烃特征研究

根据烃源岩厚度、有机质丰度、类型和成熟度对查干凹陷白垩系巴音戈壁组二段烃源岩进行了评价,在此基础上,利用生烃潜力法对巴二段的排烃特征进行研究并对其排烃强度进行评价.研究发现巴二段烃源岩层厚度大,有机质丰度高、类型好,但东西部次凹差别较大;巴二段烃源岩的排烃门限和排烃高峰分别对应于1600m和2700m;平均排烃效率为55％,最大可达80％;平均排烃强度为200×104t/km2.展现了良好的资源勘探潜力.     

渤东凹陷PL2-2-1井区烃源岩生排烃门限研究

对烃源岩或原油进行成熟度评价所依据的指标综合起来一般有三类：反映干酪根演化特征、反映原油及生油岩可溶有机质演化特征及其他成熟度指标。综合研究这些成熟度指标并结合(饱和烃 芳烃)／有机碳与埋深的关系认为,渤东凹陷PL2-2-1井区东营组烃源岩已进入生烃门限,生烃门限为2550m左右;利用(S。 Sz)／TOC(简称生烃潜力指数)和深度的演化关系可确定烃源岩的排烃门限,渤东凹陷PL2-2-l井区东营组烃源岩的排烃门限为2900m左右。     

涠西南凹陷流沙港组二段优质烃源岩判别及其控油作用

针对北部湾盆地涠西南凹陷流沙港组湖相优质烃源岩发育特征及其控油作用不清的实际,基于烃源岩生、排烃基本原理,利用有机地化方法建立判别优质烃源岩的方法,并确定了其分布和对油气分布的控制作用。流沙港组泥岩是涠西南凹陷的主要烃源岩,从下到上分为流三段、流二段和流一段,流二段为主力烃源岩。依据生、排烃基本原理,利用烃源岩TOC含量与热解S₁、氯仿沥青"A"含量的关系确定的流沙港组湖相优质烃源岩的TOC含量界限值为2%左右。流二段底部黑色页岩TOC含量均大于2%,母质类型好,生烃潜力高,均属于优质烃源岩;部分暗色泥岩属于优质烃源岩。与流二段底部黑色页岩有亲缘关系的原油既可在黑色页岩层段之下近源运移、聚集,也可沿流二段之下的流三段砂体长距离侧向运移而在构造高部位聚集;与暗色泥岩有亲缘关系的原油主要在凹陷内部优质烃源岩层之上的流一段—涠洲组聚集,断裂为近距离垂向运移通道,源控特征显著。     

西湖凹陷平北地区烃源岩特征及生排烃史

为了综合确定平北地区的主力烃源岩,深化其油气成藏动力学过程研究,在烃源岩分布特征及有机质丰度、类型和成熟度分析的基础上,应用含油气盆地数值模拟技术,定量恢复了研究区主要烃源岩层系的生排烃历史。研究表明,平北地区主要发育始新统平湖组、渐新统花港组两套烃源岩系,其中平湖组暗色泥岩为主力烃源岩,具较高的有机质丰度、成熟度、生排烃强度与排烃效率;以平湖组为源岩的油气系统应是本区油气勘探的主要目标。     

烃源岩特征与生烃动力学研究——以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组为例

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组含有丰富的油气资源,其烃源岩主要有页岩、碳酸盐质页岩和粉砂质泥岩,它们均具有有机质丰度高、生烃潜力大、当前处于低成熟至成熟阶段、有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ型为主的特征,在对其特征进行评价的基础上,选取中-低成熟度、有机质丰度较高的烃源岩进行开放体系条件下的热解实验和动力学模拟实验,进而研究烃源岩样品的生排烃特征。结果表明,芦草沟组烃源岩活化能主要为210 kJ/mol;上述3 种烃源岩中,页岩具有最高的生烃量和排烃效率,碳酸盐质页岩次之,而粉砂质泥岩的生烃量和排烃率均最低,但前两者却具有较高的滞留烃含量。综合前人的研究成果,最终认为芦草沟组烃源岩生烃增压作用是烃源岩排烃和致密油气聚集的主要动力,页岩和碳酸盐质页岩段是致密油勘探的目标层段。     

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用生烃量评价源岩没有考虑排烃地质条件，用排烃量评价源岩得不出具有普遍对比意义的结论。采有的方法不同，得出的生、排烃量结果便不同。笔者基于排烃门限控油气理论，建立了烃源岩新概念，提出用相对排烃量指数（SRI）定量评价烃源岩的方法。SRI指标较之于其它指标，更能反映源岩的排烃特性和排量大小。SRI小于0、等于0、大于0分别与非源岩、临界源岩和源岩相对应，数值最小反映源岩品质的好坏。源岩排甲烷气、重烃气和液态烃的相对大小分别用SRIgl、SRIgn和SRIo三指数表示，其数值及其相对大小既反映源岩排油、气特性，又指明研究区油、气勘探前景。应用该方法，定量评价了海拉尔盆地源岩的生、排烃量，得出SDRIg＞SRIgn＞SRIo的结论，说明在该盆地应以天然气勘探为主。     

高升—雷家地区未熟油藏形成条件分析

高升-雷家地区未熟油具有较高密度、较高胶质沥青质含量,低饱和烃含量、低饱芳比、高芳烃和非烃含量的特征。研究表明未熟油来自沙四段湖湾亚相环境下发育的特殊岩性段的油页岩、白云质泥岩、灰质泥岩、钙质页岩、泥质白云岩,这些烃源岩不仅具有较强的生烃潜能,而且还具有优越的排烃性能,为未熟油藏的形成提供了有利的条件。     

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...     

鄂尔多斯盆地中部地区三叠系延长组7段暗色泥岩烃源岩特征

鄂尔多斯盆地延长组7段（长7段）为典型的湖相沉积。在鄂尔多斯盆地中部地区,由于靠近湖泊的边缘,长7段泥页岩厚度偏薄,针对该地区的烃源岩研究尤其是泥岩的研究薄弱。基于15口探井开展了暗色泥岩的甄别工作并进行了采样,然后运用岩心观察、有机碳测定、岩石热解、色谱-质谱等分析手段,全面获得了暗色泥岩的烃源岩特征参数。研究表明,长7段暗色泥岩发育于弱还原-弱氧化的沉积环境。暗色泥岩的有机质丰度高,TOC平均值2.39%;有机质以Ⅱ₂型和Ⅲ型为主;生烃潜力好,S₁+S₂平均值7.65 mg/g;热演化适中,R_o平均值0.98%。暗色泥岩的生烃量总计7.93×10⁸ t,排烃量总计3.37×10⁸ t,残留烃量总计4.56×10⁸ t,综合排烃效率42.50%。暗色泥岩与页岩对研究区油气资源的贡献比为1：1.8。长7段暗色泥岩的生烃有机质包括陆源性输入来源和水体有机质来源。     

冀中霸县凹陷古近系深层油气资源潜力研究

以往认为冀中霸县凹陷主力烃源岩为沙三中下段和沙四上段暗色泥岩.通过兴隆1井的钻探,发现了厚度巨大的沙四中下段暗色泥岩.对该套暗色泥岩详细的地球化学研究表明,其有机碳含量在0.6%~6%之间,热解生烃潜力在0.5~14mg/g之间,有机质类型为Ⅱ₂-Ⅱ₁型,为中等-好烃源岩,而不是以往所认为的属于品质差的烃源岩.有机质成熟度研究表明,兴隆1井烃源岩成熟门槛为3200m,4700m进入生油高峰阶段,5100m左右进入凝析油、湿气阶段.该井沙四中下段暗色泥岩已经进入凝析油、湿气阶段,并已获得自生自储的原油和天然气,表明该套烃源岩具有生成油气的能力.应用盆地模拟法对霸县凹陷沙四中下段油气资源量进行计算,石油资源量增加2200×104t,天然气资源量增加561×108m3,大大提升了霸县凹陷深层的勘探价值.      

渤海海域沙一段特殊岩性烃源岩特征及生烃模式

根据岩心、岩屑观察结果以及电性特征分析,将渤海海域沙一段特殊岩性烃源岩按岩性组合分为两类:钙质页岩组合和灰质泥岩组合。结合古地貌、沉积相分析,建立了两类特殊岩性组合的发育模式。生烃热模拟实验表明,两类岩性组合产烃率均较高,钙质页岩组合产烃率最高达500 mg/gTOC,灰质泥岩组合产烃率达300 mg/gTOC。两类岩性组合TOC平均含量均超过了1%,为优质烃源岩。通过地球化学研究,建立了两类特殊岩性组合的生烃模式:钙质页岩组合生油门限相对较浅,为低熟-成熟强双峰型生烃模式;灰质泥岩组合生油门限相对较深,为微弱双峰型生烃模式。     

成煤环境不同类型烃源岩生排烃模式研究

该文运用热压模拟试验和油气地球化学等新技术,在系统分析和总结大量分析数据和地质资料的基础上,对成煤环境不同类型烃源岩的生排烃模式进行了深入细致和系统的研究.本中提出,成煤环境沉积的暗色泥岩、碳质泥岩和煤生烃能力差别很大,滨海(湖)沼泽煤及碳质泥岩多好于泥岩,而较深水—浅水湖(或海)沼泽泥岩多优于煤.作者还创建了煤系4种有机质类型和2种主要岩类的9种生排烃模式,并用实际地质剖面排烃模式进行了验证,指出成煤环境Ⅲ1-Ⅱ1型泥岩排油能力明显优于煤及碳质泥岩.      

Control of Formation of Lithological Reservoirs by Surrounding Mudstone

1. Introduction The exploration for lithological reservoirs has become an key issue to find more oil reserves in the light of the increasing difficulties in hydrocarbon exploration in the mature basins in East China (Jia and Chi, 2004), especially in the Songliao Basin and Bohai Bay Basin. A lithological trap is defined as a trap enclosed or sealed by low porosity and low permeability rocks due to lithological change, which is caused by deposition and diagenesis as well as epidiagenesis (H…