准噶尔盆地气源岩热模拟及产气能力分析

本文以准噶尔盆地未成熟、低成熟气源岩的热模拟产气率为基础,研究了甲烷、重烃、液态烃、H_2、CO_2、N_2在各模拟温度下的产量及其变化规律,并对准噶尔盆地可能气源层的产气能力进行了分析对比。     

烃源岩热模拟实验的应用

本文以新疆和田探区样品为实验样品,以东营地区样品为标样,采用快速热模拟实验方法,初步评价了该区烃源岩的生烃量,为下一步勘探目标提供依据。      

塔里木盆地石炭系烃源岩热模拟实验研究

塔里木盆地群4井巴楚组(C1b)的泥岩和灰岩中,生物标志化合物可分为两大类(1)正构烷烃和类异戊二烯烷烃类;(2)三环和五环萜类。不同的模拟温度点具有不同的生物标志化合物组合,与以往的其他模拟实验结果类似。生物标志化合物的不同组合除源于生油岩中生物标志化合物不同外,还取决于无机元素的催化作用。不同的生油岩中,生物标志化合物先质存在差异,并且在不同的热演化阶段,释放出不同强度的生物标志化合物。因此,可以根据生物标志化合物的组成特征进行油源对比。塔里木盆地石炭系生油岩生成的原油,其三环萜烷C     

降温热模拟实验中烃源岩成熟度和产气率的变化特征

对鄂尔多斯盆地低成熟(R₀=0.29%)、成熟(R₀=0.66%)和高成熟(R₀=1.71%)的3个煤样分别开展了降温、延长加热时间热模拟实验,研究烃源岩在降温时延长加热时间成熟度和产气率的变化特征。煤样在升温后降到一定的温度,延长加热时间烃源岩成熟度仍然发生变化,增加幅度为0.15%-0.40%。在同一温度不同时间段内,R₀值增加的速率存在差异,前期R。值增加速率较大.随着加热时间的延长R₀值增加的速率逐渐降低。降温延长加热时间测定的烃源岩产气率的变化特征是,早期产气率较低,随着加热时间的延长累积产气率逐渐增高。生气速率的变化特征如同R₀值,在前期生气速率较大,随加热时间延长生气率逐渐降低。实验结果表明,烃源岩在经历高温后降到一定的温度,延长加热时间可以继续生烃,只是生气速率逐渐减小。     

塔里木盆地石炭系烃源岩热模拟实验研究—Ⅱ．生态标志化合物的组成和演化

塔里木盆地群4井巴楚组（C1b)的泥岩和灰岩中,生物标志化合物可分为两大类：（1）正构烷烃和类异戊二烯烷烃类;（2）三环和五环匝严,不同的模拟浊点具有不同的生物标志化合物组合,与以往的其他模拟实验结果类似,生物标志化合物的不同组合除源于生油岩中生物标志化合物不同外,还取决于无机元素的催化作用。不同的生油岩中,生物标志化合物先质存在差异,并且在不同的热演化阶段,释放出不同强度的生物标志化合物。因此,可以根据生物标志化合物的组成特征进行油源对比,塔里木盆地石炭系生油岩生成的原油,其三环萜烷C21／C23比值一般大于1,明显区别于寒武－奥陶系生油岩生成的原油（C21／C23＜1）,由此判断曲1井原油可能来自石炭系泥岩生油岩。     

渤海海域庙西中南洼围区烃源岩有机相与测井评价

针对渤海海域庙西中南洼围区勘探程度低,烃源岩非均质性强等问题,基于烃源岩有机相划分和改进后的烃源岩测井评价方法,结合研究区三维地震资料及沉积体系特征,刻画了庙西中南洼围区沙三段和沙四段烃源岩有机相类型及优质烃源岩发育特征。结果表明：沙三段烃源岩以C相和D/E相为主,烃源岩品质整体较好,但也存在一定的非均质性,C相烃源岩主要分布于庙西中南洼南次洼及黄河口东洼东部与庙西中南洼结合部,北次洼分布相对局限;沙四段烃源岩以F相为主,优质烃源岩发育局限,C相烃源岩主要分布于庙西中南洼南次洼。此次研究认为,庙西中南洼南次洼是沙三段和沙四段优质烃源岩叠合发育区,是下一步勘探应重点关注的有利区带。     

渤海海域第三系油气成藏特征

渤海海域是中国油气资源的重要接替区。研究已发现的油气田和含油构造。对分析其油气成藏特征有着现实的指导意义。渤海海域是渤海湾盆地沉积、沉降中心和晚期构造活动中心。它的地质特征和周边三个坳陷具有一定的相似性。但也有其独特的石油地质特征与油气富集规律。被富生烃凹陷包围的凸起、凹陷及边缘的断裂背斜和反转构造以及断阶带中的断块、滚动背斜、花状构造是勘探的最有利地区。新生代继承性的构造格局和晚期强烈的构造运动是造成油气向凸起区和浅层多期运移、多期充注、晚期成藏的主要原因。     

渤海海域渤中地区烃源岩封闭金管热解模拟生烃实验研究

选取渤海海域渤中地区沙南凹陷沙三段、沙一段和东三段烃源岩各1个样品,秦南凹陷沙三段烃源岩2个样品,进行封闭金管加水热解实验。烃源岩样品为湖相泥岩,有机质丰度高,干酪根类型为Ⅰ型,且处于低熟阶段。烃源岩矿物组成以黏土矿物为主,方解石、石英和长石也占有相当的比重。热解过程涵盖了主要的生油阶段,沙三段、沙一段和东三段烃源岩平均生烃活化能集中分布在219~222 kJ/mol,同一凹陷不同层系、不同凹陷同一层系差别不大,但黏土矿物含量较低和方解石含量较高的样品平均活化能略偏高。封闭热解生烃高峰C₁₄₊液态烃产物碳同位素相比原岩沥青“A”碳同位素增重幅度可达11.3%,应用低熟源岩沥青“A”碳同位素进行油源对比时须谨慎。残余固体总有机碳损失可达48%,对原本有机质丰度高和类型好、现处于高演化阶段的烃源岩评价时,有必要进行有机质丰度和类型的恢复。     

从烃源岩热模拟实验讨论其生烃特征

采用开放体系下进行的全岩热模拟实验,对塔里木盆地哈2井三叠系的黑色泥岩开展了产气率变化特征的研究.并结合成熟度及其显微组分的变化,探讨了烃源岩的生排烃过程.模拟实验结果表明:加温在400℃以前,Ro值低于0.8%,累积产气率仅1.04 mL/g.所产烃气仅占总产气率的8.2%;加温到600℃时,累积产气率达9.23 mL/g,占总产气率的72.7%;生烃高峰在500～600℃之间.此时阶段产气率为6.23 mL/g,占总产气率的49.1%,大致相当于Ro,值为1.24%～1.78%,此阶段所生烃气约占总产气率的一半;700℃以后镜质组等腐殖组分仍可生成相当数量烃气,但已进入干气阶段,大量生烃阶段基本结束.     

塔里木盆地石炭系烃源岩热模拟实验研究——Ⅱ.生物标志化合物的组成和演化

塔里木盆地群井巴楚组(C₁b)的泥岩和灰岩中,生物标志化合物可分为两大类:(1)正构烷烃和类异戊二烯烷烃类;(2)三环和五环萜类.不同的模拟温度点具有不同的生物标志化合物组合,与以往的其他模拟实验结果类似.生物标志化合物的不同组合除源于生油岩中生物标志化合物不同外,还取决于无机元素的催化作用.不同的生油岩中,生物标志化合物先质存在差异,并且在不同的热演化阶段,释放出不同强度的生物标志化合物.因此,可以根据生物标志化合物的组成特征进行油源对比.塔里木盆地石炭系生油岩生成的原油,其三环萜烷C₂₁/C₂₃比值一般大于1,明显区别于寒武-奥陶系生油岩生成的原油(C₂₁/C₂₃<1),由此判断曲1井原油可能来自石炭系泥岩生油岩.     

中国近海主要含油气盆地烃源岩天然气生成特征

采用天然气源岩定量评价技术,对中国近海海域主要含油气盆地各类烃源岩的天然气产出能力及成气规律作了探索与研究,获得的初步认识是:1)琼东南、珠江口和东海3个盆地所发育的煤系烃源岩有很高的天然气产率,天然气产出均出现了两个成气高峰,表现出成气窗很宽的特征;2)莺歌海盆地海相烃源岩有机质组成以陆源有机质为主,天然气生成也具产率高、成气窗宽的特征;3)渤海、东海、珠江口和北部湾盆地湖相烃源岩除个别iv型泥岩有高的产气率之外,各湖盆广泛分布的 ₁型泥岩只有较高的产气率,天然气大量产出仅出现一个成气高峰,表现为单峰型,其成气窗远窄于煤系与海相烃源岩。     

渤海海域渤中凹陷渤中19-6大型凝析气田天然气来源探讨

渤海海域渤中19-6大型凝析气田的发现为渤中凹陷寻找大气田带来了希望和信心,深入研究其天然气的来源和成因对今后渤海天然气勘探具有重要指导意义。通过对开放和密闭体系热模拟实验结果分析,综合地球化学和数值模拟研究表明,渤海优质腐泥型湖相烃源岩[ω(TOC)=3.93%,I_H=727 mg/g(每克有机碳中干酪根热解烃量,下同)]干酪根热解累积生气的比例仅为10%,以排油为主;偏腐殖型湖相烃源岩热解生气比例也不大,I_H=100 mg/g时干酪根热解累积生气比例仅为30%,但由于干酪根的吸附作用,其中的残留烃在烃源岩中裂解成气,最后以排气为主。渤中19-6天然气为沙三段Ⅱ₁、Ⅱ₂和Ⅲ型混合烃源岩成熟到高成熟阶段的产物,是干酪根热解气与残留烃裂解气的混合物,且其供烃区为渤中凹陷西南的局部区域,供烃区古近系沙河街组沙三段烃源岩早期以排油为主,晚期(15 Ma以后)以排气为主,晚期排气量占总排气量的82%。下一步在渤中凹陷寻找大气田要选择供烃区烃源岩排烃气油比大、以排气为主的目标进行钻探。     

松辽盆地双城—太平川地区天然气成因类型及气源

对松辽盆地双城—太平川地区中浅层天然气地球化学特征的分析表明,该区天然气为高-过成熟的煤型气,来源于深部的白垩系沙河子组和侏罗系含煤地层。本区天然气的碳同位素组成具有倒转序列特征,这主要是由腐殖型母质的"同型不同源"气或"同源不同期"气的混合造成的,同时也不排除由天然气中某一或某些组分被细菌氧化所造成。本区天然气中稀有气体氦的含量相对较高,有11口井天然气中氦的含量均具有工业开采价值,可作为氦气藏开采。     

滨海地区深层天然气成因类型及气源分析

滨海地区深层天然气资源丰富,但天然气成因类型及气源认识仍存在疑问,制约着勘探方向的选择。滨海地区深层天然气组分及碳同位素特征的分析表明,其为成熟—高成熟的煤型天然气,属于湿气—偏湿气。气源分析表明,天然气主要源自深部的沙河街组烃源岩,受次级凹陷控制,其中滨深22井区天然气主要源自歧北次凹沙三段烃源岩,歧深1井区天然气主要源自歧口凹陷沙三段烃源岩,滨海4井区即滨海斜坡沙一段天然气主要源自歧口凹陷沙一段烃源岩。研究区滨深22井和歧深1井天然气碳同位素具有倒转序列特征,主要是由于烃源岩在演化生气过程中,不同来源、不同时期形成的天然气混合造成。滨海地区深层天然气主要是热成因湿气、以自源为主、多阶段煤型气混合形成的天然气藏。     

石灰沟地区上石炭统煤系气源岩生气潜力分析

柴达木盆地东缘石灰沟地区上石炭统克鲁克组含煤岩系地层厚度大,分布范围广,具备煤系气资源形成的条件。煤系烃源岩全区分布,矿区中部最厚,以岩性组合特征将克鲁克组划分为四段,总体有机质丰度较高,但克1段有机质丰度较其他三段略差。克鲁克组烃源岩以Ⅱ型干酪根为主,部分为Ⅲ型,且全段均无差异地表现为成熟–高成熟演化程度的特征。以底界埋深、泥岩累计厚度、灰岩累计厚度等有效信息圈定了研究区石炭系克鲁克组煤系气发育优选区,即CY井以西地区。     

渤海海域区前古近纪构造对上古生界—中生界烃源岩的影响

渤海湾盆地渤海海域区前古近系可划分为5个构造层,通过分析石炭—二叠系及中生界地层分布,认为渤海海域区地层分布与渤海湾盆地演化有很大关系,具有明显的阶段性和继承性。晚古生代受北部兴蒙洋活动大陆边缘俯冲造山的影响(海西运动)以及多次的海侵作用,造成该区烃源岩发育从北向南逐渐变好;晚古生代末—三叠纪,由于印支运动的影响,烃源岩不是很发育;中生代的燕山运动,该区形成了大量的内陆坳陷湖盆沉积,湖盆中心区形成了大量的优质烃源岩。     

渤海稠油油藏出砂规律室内模拟实验研究

在室内进行了简易防砂模拟实验,观察和模拟了控制环境条件下渤海常规稠油油藏的出砂行为,对出砂机理及各类生产工艺与参数对出砂的影响进行了分析.根据出砂试验结果论证了理论模型,并与现场生产状况相结合预测了出砂规律.模拟实验结果对于论证理论模型及确保适合本油区的"适度出砂,高产稳产"科学化管理措施提供了定量依据.     

渤海湾盆地饶阳凹陷烃源岩再认识与资源潜力分析

饶阳凹陷是渤海湾盆地富油凹陷之一,其中发育的富氢页岩是优质烃源岩,但此前一直被忽视,借鉴南堡油田勘探发现的启示,重新对富氢页岩进行了有机地球化学分析。结果表明,该套烃源岩是任丘潜山大油田的主要贡献者：有机碳含量大于3%,热解生烃潜量平均为24.89mg/g;以无定形体占绝对优势的Ⅱ₁型母质为主;主力烃源层下第三系沙三段处于生油高峰阶段。资源复算其生油量为28.61×10₈t,占凹陷总生油量的27%,从而使饶阳凹陷剩余石油地质资源量增加到7.59×10⁸t。就目前资源探明情况,还存在较大的勘探空间和新的勘探领域,勘探前景乐观。