胜利油区滩海地区石油二次运移聚集模拟结果分析

采用油水二相准三维二次运移聚集模型，利用全国第二软石油资源评价结果，对滩海地区沙三段下亚段石油进行模拟，探讨了砂岩顶部埋藏深度、砂层厚度、排烃量和排液量等参数对计算结果的影响；通过该区石油二次运移聚集计算结果分析，阐明了石油的运移阶段，并指出了运移路径和方向。     

盆地模拟油气初次运移压实排烃新模型研究

针对原盆地模拟压实排烃模型计算预测结果存在的矛盾,经过仔细的分析研究,对目前国内外沿用多年的利用热模拟产烃率计算烃源岩不同演化时期的生油量数学公式的合理性和准确性提出异议,并提出一种新的盆地模拟油气初次运移压实排烃和生烃模型。该模型利用了热模拟产烃率两个不同演化阶段的生烃特点及液态烃在高成熟～过成熟时期的不同气化率来计算生油量和排油量,解决了原来高成熟-过成熟阶段总排烃量逐渐减小,排烃中心发生偏移,生、排、残三者物质不平衡等不符合地质实际的现象。     

二连盆地下白垩统油气运移特征

应用二连盆地主要生油凹陷中泥、砂岩的分析化验等资料,系统分析了本区油气运移作用,总结了主力烃源层的油气运移特征。主要的认识为:1)本区下白垩统K₁ba和K₁bt¹2套成熟烃源岩排烃率可以达到32%~72%,是主力排烃层。进入生油高峰阶段的Ⅰ类生油凹陷有良好的生烃与排烃条件,具有形成工业价值油气藏的能力;2)根据泥岩压实曲线和粘土矿物变化等资料分析认为,快速压实阶段是排烃(油气初次运移)的最佳时期;3)从烃源岩生油期与排烃期的匹配关系分析,二连盆地只有Ⅰ类生油凹陷的成油带与泥岩快速压实阶段相吻合,构成油气生成与运移的良好匹配关系;4)油源断层和不整合面是油气二次运移的重要通道,特别是K₁bt¹/K₁ba不整合面具有良好的孔渗条件,其不整合面上、下的各种类型圈闭是油气勘探的主要目标;5)通过油气运移效应分析认为,乌里雅斯太凹陷原油运移效应最高,其次为阿南、赛汉塔拉、额仁淖尔凹陷,而巴音都兰和吉尔嘎郎图凹陷的原油未发生长距离运移。     

断层——低熟油烃源岩排油的控制因素

苏北盆地洪泽凹陷管镇次凹与顺河次凹阜宁组低熟油烃源岩（Ｒｏ〈０．７％）生油史与排油史模拟结果的对比表明，低熟油烃源岩相对于成熟烃源岩通常较难达到含油饱和度排油门限，但是只要低熟油烃源岩区断层发育，在断层作用下石油的初次运移可以发生，并形成工业性油藏。就石油初次运移机理而言，达到排油饱和度门限并不是必要条件，断层可以导致烃源岩在生油主带阶段之前的低熟阶段形成低熟油藏。     

页岩油微运移识别、评价及其石油地质意义

以准噶尔盆地玛湖凹陷下二叠统风城组页岩为例,综合岩心观察、测试分析、地质剖析和数值模拟等方法,识别页岩层系石油微运移现象,采用自主研发的排烃潜力法定量评价页岩油微运移烃量并进行了可靠性验证,指出页岩油微运移评价的石油地质意义。研究表明：页岩层系富有机质纹层和贫有机质纹层之间存在明显的页岩油微运移,富有机质纹层生烃能力强,生成烃类的重质组分优先与干酪根溶胀或吸附滞留,轻组分以游离态运移到与其互层的长英质或碳酸盐贫有机质纹层富集;玛页1井风城组69%的页岩存在外来运移烃的充注,31%的页岩发生了排烃作用。综合基于地质色层效应的族组分、二维核磁共振以及无机锰元素在烃类运移过程中的地球化学行为等分析,验证了微运移评价结果的可靠性;微运移是连接页岩层系各个油气聚集要素的桥梁,贯穿页岩油从生成、排出到富集的全过程,影响页岩油的含量和组分。页岩油微运移识别与评价结果,将为揭示页岩油动态差异富集机制、建立页岩“多级生油高峰”模式提供新视角。     

盆地模拟技术方法在松辽盆地的应用

应用地质、测井、地震资料三维数据体，采用空间网格化和热指标反演拟合等技术，恢复地史和热史。模拟出松辽盆地有三个古热流高峰期；建立超压模型，摸拟青－段向下排烃史，定量计算出青一段靠超压向下排液深度达５００ｍ左右；引入流体势概念，模拟油气二次运移、聚集史，提出了松辽盆地三肇凹陷扶、杨油层以垂向向下运移为主，侧向运移为辅的二次运移特点。     

辽河油田大民屯凹陷下第三系生油岩排烃研究

采用高温高压半封闭实验体系,对大民屯凹陷下第三系生油岩进行了排烃热模拟实验,结果表明制约生油岩排烃量的因素是有机质丰度,而制约生油岩排烃效率的因素则是有机质类型。排烃作用对原油族组成烷烃和非烃和沥青质的含量影响较大,对芳烃含量影响较小。两类生油岩的排烃模式均具有无突发性排油高峰的特征。     

烃源岩埋藏史——生油史与石油初次运移的关系

对3个地区不同烃源岩埋藏史、生油史、排油史模拟表明,具有不同埋藏史-生油史的烃源岩,其石油初次运移的特征不同.将烃源岩埋藏史-生油史与初次运移的关系归纳为5种典型类型:①深埋藏-高成熟-有利排油型,烃源岩经历持续的埋藏作用,烃源岩成熟后经历相对短的时间就可达到排油饱和度门限,在持续深埋藏及相应快速的生烃作用下,烃源岩可形成异常高压力,有利于石油初次运移发生;②深埋后抬升-高成熟-有利排油型,烃源岩在抬升之前就达到高成熟,石油初次运移主要发生在抬升作用之前,石油初次运移特征与①型相似;③持续中埋藏-中等成熟-抑制排油型,烃源岩在早期达到中埋藏深度后,烃源岩进入成熟门限,此后未经受进一步的埋藏或埋藏作用甚小,地温没有增加,生烃作用缓慢,不仅烃源岩成熟后需要相对长的时间达到排油饱和度门限,而且,较浅的埋深与缓慢的生烃作用不利于形成异常高压力,即使达到了排油饱和度门限,但由于动力的缺乏初次运移也难以发生;④中埋后抬升-低成熟-不利排油型,烃源岩早期达到中浅埋深,并达到低成熟,此后烃源岩遭受抬升,生油作用减缓甚至停止,而达不到排油饱和度门限,石油初次运移不能发生;⑤中、浅埋藏-低熟(油)-早生早排型,此类烃源岩在较浅的埋深可以达到排油饱和度门限,并且在同生断层产生的构造裂缝作用下有助于低熟油和初次运移.这5种类型烃源岩的划分,在石油勘探中对油源区的评价具有重要意义.     

盆地模拟技术方法在松辽盆地的应用

应用地质、测井、地震资料三维数据体,采用空间网格化和热指标反演拟合等技术,恢复地史和热史.模拟出松辽盆地有三个古热流高峰期;建立超压模型,摸拟青-段向下排烃史,定量计算出青一段靠超压向下排液深度达500m左右;引入流体势概念,模拟油气二次运移、聚集史,提出了松辽盆地三肇凹陷扶、杨油层以垂向向下运移为主,侧向运移为辅的二次运移特点.     

柴达木盆地尕斯断陷的油气生成与初次运移

利用岩石学、地层学和有机地球化学资料，对柴达木盆地尕斯断陷下第三系主力生油层下干柴沟组上段（Ｅ＾２３×ｇ）进行了生烃史与石油初次运移的定量模拟。分析了该生油层的埋藏爱热史和有机质生烃史，并计算了生油层孔隙流体压力、孔隙度、含油饱和度及排烃系数。研究表明，在加热速度远大于１℃／ｍ·ｙ的尕斯断陷，用基于阿仑尼斯方程的生烃化学动力学模式比用Ｌｏｐｔｉｎ法能更准确地计算生烃量。石油初次运移只有在生油层的含     

排烃定量研究

介绍了两种排烃定量方法。一种基于生、排烃物理模拟并通过试验残渣的沥青分析、热解分析数据计算排烃量和排烃率,并回归出腐泥型生油岩排烃率与镜质体反射率关系式;另一种通过若干热解热模拟试验样品的氢指数、有机碳衰减轨迹建立原始氢指数恢复图版和有机碳恢复图版并求取排烃量和排烃率。前一种方法被用于平面排烃定量,后一种方法被用于剖面排烃定量。研究表明,排烃率差异主要发生在层段之间,与疏导层距离无关,排烃段对应声波时差曲线"负凹",未排段对应声波时差曲线"高峰"。排烃率与生烃率、演化程度成正比,与残留烃碳比成反比。     

柴达木盆地第三系泥质烃源岩初次运移烃量研究与远景评价

应用排烃门限控油气理论和盆地模拟技术研究柴达木盆地第三系泥质烃源岩排油气门限、排油气量和排油气效率。在分别建立研究区源岩排烃门限判别标准图版、烃源岩品质评价图版和烃源岩排油气强度平面等值线图的基础上，计算出柴达木盆地第三系泥质烃源岩初次运移天然气和液态烃的门限分别为１５００ｍ和 ２０００ｍ左右；初次运移油气量分别为 １６３． ９ × １０８ｔ和 １０ ６７２． １× １０１０ｍ３；天然气和液态烃的平均排出效率分别介于 ２０％～ ８２％和 １０％～ ６４％之间。初步预测出该区油资源量为 １６． ４ ×１０８～２４． ６ × １０８ｔ，天然气资源量为 ５３３６ × １０８～ １０ ６７２．１× １０８ｍ３，展示出盆地的良好勘探前景。     

台北凹陷侏罗系油气运聚成藏历史分析

从影响吐哈盆地台台北凹陷油气运聚成藏的古流体动力的分布及其演化特征入手，阐述了流体动力背景下的排烃时期、排烃范围，二次运移方向和有利汇聚区分布，并对该凹陷的成藏历史进行了分析，台北凹陷中，下侏罗统煤系烃源岩的主排烃期分别为早白垩世和上新世至今，且在不同地区二者的发育程度各异，早白垩世中东部排烃率较高，而在上新世以后中西部排烃率较高，该地区流体势分布具一定继承性，分布于高势区之间和外围的相对低势区是油气二次运移的指向区，依据油气汇聚条件，将其划分为最有利，有利与较有利3类。根据生烃与排烃史，流体压力与流体势演化史的发育特点，台北凹陷内大体可划分出两个侏罗系油气成藏期，其一为早白垩世，其二为第四纪，第一成藏期的成藏活动主要发生于凹陷中东部，小草湖，丘东及其周围地区应是当时油气运移的指向及最有利的聚集地区；第二成藏期内活跃的成藏作用主要发生在中西部地区，东部的古油气藏将受到一定程度的改造与补充。图5参11（王震亮摘）。     

论鄂尔多斯盆地长7段优质油源岩在低渗透油气成藏富集中的主导作用——强生排烃特征及机理分析

依据长，段油页岩段优质油源岩的地球化学测试资料、生烃热模拟实验结果，结合盆地石油地质特征，探讨了长，段优质油源岩排烃特征与机理，计算排烃率。长，段优质油源岩的总有机碳累计产油率达400kg／t左右，其生烃膨胀增压作用为石油初次运移（排烃）提供了充足的动力。油源岩中的“干酪根网络系统”与“孔、缝系统”共同构成了石油初次运移的立体网络系统。连续油相是最主要的石油初次运移相态。油页岩段在大量成熟生油阶段之前经受的强烈压实作用不会明显影响其排烃效率，其较低的残留孔隙度降低了滞留烃的能力，反而有助于排烃率的提高（计算的平均排烃率高达72％），并使得优质油源岩能够提供富烃、低含水的“优质流体”，从而为低渗透储集层的石油富集创造了十分有利的条件。图7表2参9     

煤成烃的生成和运移的模拟实验研究Ⅰ．气态和液态产物特征及其演化

在对两个褐煤样品同时进行生烃和排烃模拟实验的基础上，研究其气态和液态产物的量、组成及其演化规律。结合文献报道，论证了反应压力对气态和液态产物的量和组成存在的明显影响，探讨了褐煤的生、排油能力和运移的机理、效应以及成熟演化作用。     

烃类运聚评价专家系统及其应用

用于烃类二次运移与聚集评价的专家系统，共进行了以下三方面的尝试：（1）以专家系统的方式，建立运移与聚集知识库，以此来适应油气运移理论与认识的不断发展；（2）综合运用构造发育史、沉积史和生排烃史等地质资料对烃类的二次运移方向、运移规模以及聚集进行三维状态下的评价；（3）半定量地给出评价区内区带与局部圈闭的油气聚集规模，为局部圈闭评价有效地提供油源方面的重要参数，并且取代使用排聚系数求取聚集量的方法。     

生油岩定量评价中的轻烃问题

生油层定量评价中,无论是使用热解法,还是烃类法,计算生油层的已生油量、残留烃量、排烃量以致聚集量时,都会遇到一个轻烃的补偿问题。所谓轻烃,我们指的是C₁-C₁₄。这种轻烃在生油岩的烃类初次运移和进入运移通道及储集层后的二次运移中最为活跃。目前实验分析中,无论是氯仿抽提还是岩样热解,大部分的轻烃都被损失掉,即使是采用吸附烃法和轻烃法,也只能回收一部分。因此,人们一直无法弄清它在生油层中的确切含量及其随埋深增加的演化规律。     

陈沱口凹陷泥岩压实研究

以陈参1井声波时差数据绘制的泥岩压实曲线为基础，利用外推法求得该井上、下第三系之间的剥蚀厚度，并恢复其各层系的古埋深。结合生油、沉积、构造等资料，探讨了本井区主要生油层系新沟咀组下段的生烃史和排烃史，提出了烃类生成在先，排烃稍后，是生排相匹配的一种有效模式。     

用TTT法定量评价生油岩

本文提出的定量评价生油岩的TTT法,同时考虑了生油母质类型(T)、有机质成熟的温度(T)和时间(T)三个因素;它采用生油岩中不同类型干酪根在不同热演化阶片上的裂解烃产率、有机碳、氯仿沥青A和总烃等四个参数,可以直接计算生油岩的生烃量和排烃量.本文结合松辽盆地的实际资料,对青一段生油岩的生烃量、排烃量进行了计算,其结果与烃类垂向分布及有机质成熟史相吻合.     

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.