柯克亚地区原油裂解气的地质―地球化学特征

对柯克亚地区原油和天然气的地球化学特征分析表明:原油和天然气的成熟度相对较高,均处于裂解气的成熟阶段;原油中存在着丰富的金刚烷,缺少含氮化合物,与在国外发现的裂解气共生的原油有相似之处;随着油层深度的增加,天然气中甲烷的含量依次增多。认为柯克亚地区天然气主要为原油裂解气,原油裂解作用是该区天然气的主要成因之一。     

两种裂解气中轻烃组成差异性及其应用

为了寻找干酪根和原油裂解气识别指标，对两种裂解气中轻烃各化合物开展了深入的对比研究。热模拟实验表明干酪根裂解气和原油裂解气轻烃组成存在差异，在C₇轻烃组成中，原油裂解气中甲基环己烷/正庚烷和(2-甲基己烷+3-甲基己烷)/正己烷均明显高于干酪根裂解气；通过对海相典型原油裂解气和干酪根裂解气的轻烃组成对比研究进一步证实了两种裂解气在轻烃组成上存在差异，原油裂解气中甲基环己烷/正庚烷一般大于1.0，(2-甲基己烷+3-甲基己烷)/正己烷一般大于0.5,而干酪根裂解气则反之。塔里木盆地满东－英吉苏地区天然气轻烃组成具有环烷烃和异构烷烃含量高的分布特征，应用上述指标对该区天然气成气过程进行判识，结果表明满东－英吉苏地区天然气主要为原油裂解气。     

长岭断陷龙凤山-东岭地区下白垩统天然气地球化学特征及成因

针对龙凤山-东岭地区下白垩统天然气地球化学特征及成因类型不明确的问题,基于天然气组分、碳同位素等地球化学数据,结合天然气成藏地质背景,对原油裂解气及干酪根裂解气进行划分,进而探讨其分布特征。结果表明,龙凤山地区下白垩统天然气具有甲烷含量低、非烃含量高、稳定碳同位素值大等特征。而东岭地区下白垩统天然气具有甲烷含量高、非烃含量低、稳定碳同位素值小等特征。通过分析天然气地球化学特征的差异,认为研究区下白垩统天然气为混合气,其中龙凤山地区营城组天然气主要为干酪根裂解气,东岭地区沙河子组和泉头组天然气主要为原油裂解气,营城组天然气为原油裂解气和干酪根裂解气的混合气。总体来看,研究区下白垩统原油裂解气主要分布在洼陷带,而干酪根裂解气分布在斜坡带,且龙凤山地区仅在营城组富集,东岭地区多层系富集成藏。研究成果对龙凤山-东岭地区下一步油气勘探工作具有一定参考意义。     

柴达木盆地东坪地区原油裂解气的发现及成藏模式

柴达木盆地东坪地区发现了中国陆上地质储量最大的基岩气田——东坪气田，其天然气来源于侏罗系高成熟-过成熟阶段的裂解气，但深层裂解气藏的成因较为复杂，特别是在东坪气田以西的坪西和尖顶山构造带，由于不发育侏罗系，新发现的基岩气藏来源不明，影响了深层天然气的勘探认识。利用天然气组分和同位素分析数据，结合东坪地区地质特征对深层裂解气开展分析，建立了天然气的成藏模式。研究表明，东坪地区深层基岩气藏具有原油裂解气，基岩储层中发育沥青包裹体，表明该地区发育古油藏裂解气。柴达木盆地北缘的侏罗系烃源岩以湖相泥岩为主，有机质丰度高、类型好，经历了长期的深埋过程，具备形成原油裂解气的物质基础和温度条件。东坪地区深层基岩气藏的成藏具有早期充油、后期高温裂解、晚期调整的特征。东坪地区原油裂解气的发现拓展了柴达木盆地北缘天然气的勘探领域，对深化柴达木盆地深层天然气勘探具有重要指导意义。     

济阳坳陷深层天然气成因判识

近年来，济阳坳陷深层天然气勘探工作取得了一定进展，但深层天然气成因类型判识研究才刚刚起步，成因判识的分歧之一是已发现的天然气究竟是干酪根裂解气还是原油裂解气，这两类天然气从理论上分析在济阳坳陷都有存在的可能性。为此，进行了干酪根与原油裂解的模拟实验，得出了依据ln(C₁/C₂)与ln(C₂/C₃)、甲基环己环/环己环与2,3-二甲基戊烷/甲基环己烷、δ¹³C₁与δ¹³C₂的相关关系能区分原油裂解气和干酪根裂解气的认识：原油裂解气中ln(C₂/C₃)值大，一般比干酪根裂解气中值大2以上；油裂解气中甲基环己环/环己环和2,3-二甲基戊烷/甲基环己烷值较大，分别大于1.5和1；油裂解气中δ¹³C₁与δ¹³C₂轻，初始裂解阶段仅为-55‰和-41.5‰。应用上述相关关系对济阳坳陷深层天然气进行了成因判识，结果认为：济阳坳陷深层天然气大多为干酪根裂解气，也有极少部分原油裂解气的混入。其中丰深1井天然气形成温度为120~170 ℃，原油裂解率小于15%；义115井天然气形成温度最高，原油裂解率为60%~70%。     

干酪根裂解气和原油裂解气的成因判识方法

天然气既可来源于干酪根的裂解气,也可来源于原油的裂解气。对于腐泥型有机质,绝大部分天然气是来自源岩生成的原油裂解气,只有部分来自干酪根的裂解气,因此天然气气源研究不仅要指出来自哪套源岩,还需指出它的成因,尤其是高演化地区天然气气源研究。该文以塔里木盆地海相腐泥型天然气为例,根据天然气组成ln(C₂/C₃)与(δ13C₂-δ13C₃)以及甲烷碳同位素特征判识其成因。塔北地区的干气主要为干酪根晚期裂解气,塔北英买力奥陶系及塔中石炭系的天然气主要为原油裂解气。      

塔里木盆地原油裂解气资源估算

在前人研究成果的基础上, 采用正、反演相结合的方法, 对台盆区原油裂解气资源与分布进行了研究。对台盆区原油裂解气资源反演估算。结果表明, 其约占台盆区天然气总资源量的40%~52%; 根据油气生成运聚理论及油气系统理论, 首次采用盆地模拟正演方法对台盆区原油裂解气资源进行了估算, 结果表明, 其约占台盆区天然气总资源量的49%.正反演综合结果表明, 塔里木盆地台盆区原油裂解气资源约占其天然气总资源量的40%~52%, 具有丰富的资源前景; 原油裂解气主要分布在塔东地区和麦盖提斜坡, 其次为塔北和塔中地区。     

原油裂解气在天然气勘探中的意义

从油气生成理论和古油藏演化过程的讨论中引申出原油裂解气的问题。一般所说的原油裂解气主要是指古油藏演化中的原油裂解气 ,油藏中的原油由于后期深埋 ,必然发生裂解而形成天然气和沥青。这种原油裂解气只有在特定的地质条件下才能形成 ,如塔里木盆地巴楚隆起的和田河气田的天然气 ,主要是由于构造运动使早期形成的油藏埋藏很深导致原油裂解的产物。塔北隆起东部桑塔木断垒带的天然气与和田河气田的天然气同是源自寒武系烃源岩 ,但桑塔木天然气主要为干酪根裂解气 ,而和田河天然气主要为原油裂解气 ,因此二者在天然气组成和天然气组分碳同位素特征上存在差异 ,如虽然二者成熟度一致 ,但和田河气田天然气的非烃气体含量高于桑塔木天然气 ,其甲烷碳同位素值则比桑塔木天然气的轻。对于古油藏而言 ,原油裂解既对油藏起破坏作用 ,同时又可形成天然气藏的特殊气源。图 6参 1 2     

塔里木盆地轮南地区天然气地球化学特征和成因类型

轮南地区是塔里木盆地重要的油气产区之一,目前已发现了一批大中型油气田。该区含油气层位众多,奥陶系、石炭系和三叠系中均发现了天然气。地球化学特征研究表明,轮南地区天然气以甲烷为主,重烃气含量较低,轮南、塔河、解放渠东等油气田天然气主要为湿气,而轮古东地区、桑塔木地区以干气为主,吉拉克气田三叠系和石炭系天然气主体分别为湿气和干气;甲烷碳、氢同位素值分别为-46.7‰~-32.0‰和-190‰~-127‰,δ13 C2值主体介于-39.6‰~-31.6‰之间,烷烃气碳、氢同位素系列主体表现出正序特征,受同型不同源气混合的影响,部分样品发生了甲烷、乙烷同位素部分倒转。轮南地区天然气为油型气,其中轮南油田、塔河油气田和解放渠东油田天然气主体均为干酪根裂解气,混有部分原油裂解气;而轮古东气田、桑塔木气田天然气则主要为原油裂解气;吉拉克气田三叠系天然气主体为干酪根裂解气,混有部分原油裂解气,而石炭系天然气则为典型原油裂解气。轮南油田和塔河油气田天然气则来源于寒武系—下奥陶统和中上奥陶统烃源岩,而轮古东气田、桑塔木气田、解放渠东油田和吉拉克气田天然气主体来自寒武系—下奥陶统烃源岩。     

柴达木盆地东坪地区原油裂解气的发现及成藏模式

柴达木盆地东坪地区发现了中国陆上地质储量最大的基岩气田--东坪气田,其天然气来源于侏罗系高成熟-过成熟阶段的裂解气,但深层裂解气藏的成因较为复杂,特别是在东坪气田以西的坪西和尖顶山构造带,由于不发育侏罗系,新发现的基岩气藏来源不明,影响了深层天然气的勘探认识。利用天然气组分和同位素分析数据,结合东坪地区地质特征对深层裂解气开展分析,建立了天然气的成藏模式。研究表明,东坪地区深层基岩气藏具有原油裂解气,基岩储层中发育沥青包裹体,表明该地区发育古油藏裂解气。柴达木盆地北缘的侏罗系烃源岩以湖相泥岩为主,有机质丰度高、类型好,经历了长期的深埋过程,具备形成原油裂解气的物质基础和温度条件。东坪地区深层基岩气藏的成藏具有早期充油、后期高温裂解、晚期调整的特征。东坪地区原油裂解气的发现拓展了柴达木盆地北缘天然气的勘探领域,对深化柴达木盆地深层天然气勘探具有重要指导意义。     

烃类与非烃综合判识干酪根与原油裂解气

在天然气成因类型研究中,如何有效识别干酪根与原油裂解气一直是一个难题。选取不同类型干酪根、不同性质原油开展半封闭—半开放体系的热压生排烃模拟实验及其产物的地球化学分析研究,并对典型的干酪根、原油裂解气（田）进行了地球化学统计和比对。研究表明,干酪根热解气与原油裂解气中烷烃组分及其碳同位素组成显示相似的演化特征,Ln(C₂/C₃)值均呈早期近似水平和晚期近似垂向变化特征,在高过成熟阶段Ln(C₂/C₃)值与δ¹³C₂-δ¹³C₃差值具有快速增大的趋势,二者趋同性变化特征指示了生气母质的高温裂解过程,但这些指标不是干酪根与原油裂解气的判识标志,提出天然气中烷烃分子及同位素组成的有机组合是判断有机质（干酪根、原油）高温裂解气的可靠指标,却并不能直接识别干酪根热解气或原油裂解气;非烃组分的演化特征具有明显的差异性,干酪根热解气以高含氮气(N₂)为主,原油裂解气往往高含硫化氢(H₂ S), N₂、H₂ S含量作为一项重要指标可以与烷烃气同位素组成相结合有效区别干酪根与原油裂解气,分析结果与四川盆地、塔里木盆地不同油气田的地质实际相吻合。天然气中烃类和非烃组成的综合分析为有效判断干酪根与原油裂解气提供了新的途径。     

Oxidative Degradation of Athabasca Bitumen, Fuel Oil, and Used Transformer Oil

Oxidative cracking of bitumen, waxy fuel oil, and used transformer oils were carried out individually in an autoclave with 0.6 wt% of hydroquinone as a catalyst. The cracking process is conducted at 410°C in an atmosphere of oxygen gas of 0.15 MPa, for 30 min. The identification and quantitative determination of both the liquids and gases obtained during the cracking process are achieved using packed and capillary gas chromatography (GC) connected with suitable detectors. It was found that the degraded liquid products obtained have a higher percentage of lower hydrocarbons compared to the original feed stocks. Several analytical parameters including API gravity, calorific value, viscosity, density, pour point, etc., were used to evaluate the liquid product obtained. Also, the calorific values of the liberated gases were calculated and compared with that of natural gas. The cracked oil products were distilled and compared to their corresponding petroleum fractions. The cracked fractions have the same characteristics as their corresponding petroleum fractions with the exception of some properties that depend on the aromatic, naphthenic, and waxy nature of the virgin oil.     

Oxidative Degradation of Athabasca Bitumen,Fuel Oil,and Used Transformer Oil

Abstract

Oxidative cracking of bitumen, waxy fuel oil, and used transformer oils were carried out individually in an autoclave with 0.6 wt% of hydroquinone as a catalyst. The cracking process is conducted at 410°C in an atmosphere of oxygen gas of 0.15 MPa, for 30 min. The identification and quantitative determination of both the liquids and gases obtained during the cracking process are achieved using packed and capillary gas chromatography (GC) connected with suitable detectors. It was found that the degraded liquid products obtained have a higher percentage of lower hydrocarbons compared to the original feed stocks. Several analytical parameters including API gravity, calorific value, viscosity, density, pour point, etc., were used to evaluate the liquid product obtained. Also, the calorific values of the liberated gases were calculated and compared with that of natural gas. The cracked oil products were distilled and compared to their corresponding petroleum fractions. The cracked fractions have the same characteristics as their corresponding petroleum fractions with the exception of some properties that depend on the aromatic, naphthenic, and waxy nature of the virgin oil.     

THE EFFECTS OF HIGH PRESSURE ON OIL‐TO‐GAS CRACKING DURING LABORATORY SIMULATION EXPERIMENTS

The effects of high pressures on the yield and kinetics of gas generated by the cracking of crude oil were investigated in laboratory simulation experiments. Samples of a low‐maturity non‐marine oil were recovered from the Paleogene Shahejie Formation in the Dongying depression, Bohai Bay Basin, eastern China. The oils were cracked to gas under different pressure and temperature conditions in an autoclave. Initial temperatures of 300 °C were increased to 650 °C at rates of either 30 or 100 °C/h. Reaction products were analysed at the end of each 50 °C temperature increase. Pressure conditions were either 0.1 MPa (i.e. atmospheric) or 20 MPa. Results show that high pressures inhibit or delay oil‐to‐gas cracking and retard the initiation of the cracking process. The temperature at which oil was cracked and the activation energy of the formation of C_1–5 hydrocarbons increased under high pressure conditions, demonstrating the effects of pressure on the kinetics of the oil‐to‐gas cracking process. High pressures and high temperatures inhibited the conversion of C_2–5 hydrocarbons to methane during secondary cracking. In addition, high pressures retarded the generation of N₂, H₂ and CO during cracking of oil. The presence of water increased the yields of total cracked gas, C_2–5 hydrocarbons and CO₂ in high‐pressure conditions. The simulation results show that CO₂ and C_2–5 hydrocarbons have similar yields during oil‐to‐gas cracking. Using the kinetic parameters determined from the laboratory experiments, the yield and production rate of gas generated during the cracking of oil from Member 4 of the Paleogene Shahejie Formation in the Minfeng‐Lijin sag (Dongying depression) were calculated. The results indicate that only limited volumes of natural gas in this area were derived from the cracking of oil, and that most of the gas was derived from the thermal decomposition of kerogen.     

石油裂解气的快速全分析

对采用了优化组合的填充柱和毛细管柱在同样柱温升温条件下对石油裂解气一次定量进样三体系并行同时分析,6分钟内分析出石油裂解气28个全组成的气路流程和方法原理进行研究。对该方法的精密度和该方法对炼厂气、天然气分析的适用性进行了考察。并指出了应用该方法时的注意事项。     

塔里木盆地典型海相成因天然气藏成藏模式

塔里木克拉通盆地海相成因的天然气藏分布于塔北、塔中和巴楚隆起上,它们在气组分、相态、非烃组分和碳同位素上具有各自的特征。通过对轮南9井石炭系、塔中1井奥陶系凝析气藏和玛4井奥陶系干气气藏三个典型气藏中天然气成因分析,识别出干酪根裂解气和原油裂解气,综合地质分析,总结出干酪根晚期裂解干气充注古油藏形成凝析气藏;古油藏晚期发生内部原油向气的热裂解形成凝析气藏;古油藏裂解形成的干气运移至新的圈闭形成干气气藏等3种类型的气藏成藏模式。     

轮南地区奥陶系油气成藏特征

轮南地区奥陶系的油气资源非常丰富,但油气的分布十分复杂。通过对该区奥陶系石油地质特征、油气成藏特征及油气藏形成机理的研究,认为该区黑油主要来自中－上奥陶统油源岩,天然气则来自寒武系烃源岩的高温裂解。油藏的成藏期是在中新世吉迪克组沉积晚期－康村组沉积早期,气藏的成藏期是在上新世库车组沉积期。原油沿奥陶系顶面的不整合面向北运移,天然气则沿桑塔木和轮南断垒两组背冲式大逆断裂向上运移,在有利的圈闭中成藏。指出油气运移的几条有利路线,是今后油气勘探的方向     

珠江口盆地白云凹陷原油半开放条件下裂解成气模拟实验

为深入研究珠江口盆地白云凹陷原油裂解机制及产物变化特征,选取了白云凹陷渐新统珠海组原油样品,利用高温高压模拟实验,模拟了地下压力、地下流体介质及半开放条件下、不同升温速率的原油裂解过程,分析了气产率和气体组分特征.研究表明,原油样品在365℃开始裂解,裂解产率随温度增加而增加,在20℃/h的升温速率下,最终(550℃)...