天然气富集的相态转变条件及对成藏的贡献

天然气二次运移的初始相态由于受到源岩有机质类型和演化程度的影响,不同类型的有机质在不同演化阶段排出的天然气相态不同且会发生相态的相互转换,其中水溶相、油溶相和扩散相向游离相的转变才有利于天然气的富集成藏.水溶相和油溶相天然气向游离柑天然气转变需要埋深变浅、温度和压力降低,而扩散相天然气向游离相天然气转变则需要遇到浓度盖层或气藏,南此研究了水溶相、油溶相和扩散相大然气向游离相天然气转变及对成域贡献量的方法,并对水溶相、油溶相和扩散相天然气向游离相天然气转变量对成藏贡献进行了研究.结果表明,水溶相、油溶相和散相向游离相转变的天然气均可成为天然气富集成藏的重要组成部分.     

天然气运移相态及其变化

天然气运移相态是影响其运聚成藏的重要因素.其除了受源岩类型和演化阶段的影响外,还要受到其所处环境条件变化的影响.天然气既可以由水溶、油溶和扩散相向游离相转变,又可以由游离相向水溶、油溶和扩散相转变.前者有利于天然气运聚成藏,后者则不利于天然气运聚成藏.天然气运移相态的转变需要一定的地质条件.水溶相、油溶相向游离相转变均需要压力降低,而扩散相向游离相转变则需要遇到烃浓度盖层或气层.实例分析表明,由其他相态向游离相转变而来的天然气均可成为天然气富集成藏的重要组成部分.     

东营凹陷烃源岩排油机理

东营凹陷主力烃源岩生成的油气主要以油相形式从烃源岩中排出,水溶相是未熟油-低熟油初次运移的主要形式,在高成熟阶段,气溶相则为主要运移形式.幕式排油是烃源岩系统演化过程中的一种重要排油方式,此时烃类以混合相形式运移.虽然东营凹陷烃源岩系统在一定时间和空间内具有相对滞排特征,但滞排使超压得到积累和"幕式"释放,因而厚层烃源岩仍具有较高的排油效率,其滞排系数(残留烃与生烃量比值)基本小于0.4.     

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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。     

碳酸盐岩气源岩有机质丰度分级评价标准研究

以塔里木盆地、渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地地质参数（地层、地史、热史）为例，分别计算了不同地质条件下单位面积碳酸盐岩的生气量及源岩和围岩各种形式的残留和耗散气量（吸附气量、油溶气量、水溶气量、扩散气量），进而根据物质平衡原理计算出有效排气量（有效排气量＝生气量-吸附气量-油溶气量-水溶气量-扩散气量），以排气量为指标给出气源岩分级评价的标准，并计算出其对应的有机质丰度，建立了塔里木盆地、渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地碳酸盐岩气源岩的分级评价表。经综合分析，归纳出我国碳酸盐岩有机质类型为II型的成熟气源岩“非、无效、差、中、好、很好”各级对应的TOC界限值分别为“0.2、0.4、0.7、1.0、1.5”。     

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。     

有效泥质油源岩有机碳丰度评价标准研究—以东营凹陷为例

烃源岩的孔隙度为其成烃空间,当烃源岩孔隙空间充满油时才能发生有效排油.依据渤海湾盆地东营凹陷有效泥质油源岩孔隙度与成熟度和密度之间关系模式,结合不同类型烃源岩热演化生油气过程中有机碳转化率,对东营凹陷有效泥质油源岩有机碳丰度评价标准进行了研究.结果表明,不同类型、不同成熟阶段的有效泥质油源岩,其有机碳丰度评价标准差异很大,其中Ⅰ,Ⅱ型有效泥质油源岩的总有机碳丰度最低下限值分别为2.01%和3.51%,残余有机碳丰度最低下限值分别为0.57%和2.07%.      

天然气相态的转变及对成藏的作用

通过天然气各种相态存在的地质条件分析 ,深入研究了天然气各种相态相互转换的地质条件及其对成藏的作用。过饱和及欠饱和是水溶相和油溶相天然气向游离相天然气相互转变的条件 ,浓度梯度和过饱和气源的不断补给是游离相天然气和扩散相天然气相互转变的条件。水溶相、油溶相和扩散相天然气向游离相天然气的转变有利于天然气的聚集成藏。游离相天然气向水溶相、扩散相和油溶相天然气的转变不利于天然气的聚集成藏。     

分散液态烃的成藏地位与意义

通过不同类型烃源岩生排烃模拟实验与不同源储组合实际剖面研究,确定不同类型烃源岩在不同地质背景下的排油率,基于源内、源外分散液态烃和古油藏裂解成气时机及其影响因素研究,明确油裂解型气源灶的主生气期,在此基础上,建立以成因法为基础的分散液态烃裂解气定量评价"五步法"。不同类型烃源岩生排烃模拟实验、不同源储配置排油率研究与岩石热解参数分析等均反映烃源岩内存在数量相当可观的滞留液态烃,总体特征为有机质含量越低,排油率越小。有机碳含量小于2%的烃源岩,液态窗阶段排油率多小于50%;有机碳含量为2%~4%的砂泥互层和厚层泥岩排油率分别为60%和30%。从烃源岩排出的液态烃受古地形控制,以不同丰度差异聚集在地层中,呈分散或半聚半散形式赋存,统称为源外分散液态烃。源内和源外分散液态烃进一步深埋后,均可裂解形成常规和非常规天然气。四川和塔里木盆地勘探实践证明,分散型、半聚半散型和聚集型液态烃裂解气是中国深层天然气的重要来源,勘探地位十分重要。     

海拉尔盆地源岩排油气量计算及其定量评价

根据海拉尔盆地源岩排油气量的研究,提出了对源岩进行综合定量评价的源岩指数-SRI,海拉尔盆地源岩指数SRI的数值分布于0～100范围。SRI<0说明源岩还没有大量进入排油气门限。SRI≥100说明源岩的品质较好,SRI数值越大,源岩品质越好,排出的烃量越多。海拉尔盆地油气源岩平均排甲烷、重烃气和液态烃的临界门限分别为<400m、600m和1870m。它们的甲烷气源岩指数(SRIg₁)、重烃气源岩指数(SRIgn)和液态烃源岩指数(SRIo)分别小于100、50和25,表明海拉尔盆地的天然气勘探前景较好。     

不同类型优质烃源岩生排油气模式

利用地层孔隙异常压力热模拟实验分别对硅质型、钙质型与粘土型优质烃源岩进行分析,生排油气模拟结果表明:(1)成熟早中期硅质型优质烃源岩排油量与排油效率最高,早期主要以重质油排出为主,排油效率高达50%左右;钙质型优质烃源岩次之,排烃效率一般在30%左右;粘土型优质烃源岩排油效率一般只有4%~11%。(2)在成熟中晚期,硅质型优质烃源岩排油效率最高,但是钙质型烃源岩增加迅速达65%,粘土型烃源岩增加不明显。(3)成熟晚期—高成熟阶段,硅质型和钙质型优质烃源岩排油效率变化不明显,而粘土型烃源岩排油效率则从20%迅速增加到90%。硅质型、钙质型和粘土型优质烃源岩生排油气模式之间最大的差异是它们在成熟早中期排油效率和排油量不同。     

油气成藏门限研究及其在济阳坳陷中的应用

成藏门限从定量角度阐述油气藏形成与分布规律。它是指确定的成藏体系内形成油气聚集所需要损耗的最低烃量,包括源岩残留、储层滞留、盖前排失、围岩损耗、水溶流失和扩散等6个方面。地史过程中,油气生成量达到或超过成藏体系内能够损耗的最低烃量时,油气聚集作用才能开始进行。在源岩生油气总量一定的情况下,成藏体系内油气的成藏时间、运聚烃量和油气藏最大规模等都受成藏门限的制约。对济阳坳陷28个成藏体系的应用研究表明,油大量聚集成藏前最低损耗烃量介于0.36×10⁸～18.4×10⁸t,它主要随排烃强度、油气运聚范围和目的层的倾角的增大而增大,随砂地比、构造变动次数和剥蚀厚度的增大而减小。济阳坳陷最有利的成藏体系包括沾化凹陷的渤南-孤岛成藏体系,东营凹陷的中央背斜带、北部陡坡带、滨县凸起南坡、王家港-八面河和惠民凹陷的中央背斜带以及车镇凹陷的义和庄凸起北坡、车镇凹陷北等,它们均已进入成藏门限,远景资源量2.18×10⁸～6.31×10⁸t,能够形成的最大油气藏储量规模可达0.16×10⁸～4.79×10⁸t。     

江汉盆地潜江凹陷盐间云质页岩热压生排烃模拟实验研究

江汉盆地潜江凹陷盐间云质页岩具有形成规模页岩油资源的潜力。通过对潜江组未熟的云质页岩烃源岩样品开展热压生排烃模拟实验,定量分析了不同热成熟度烃源岩有机质的生烃产率,并探讨了盐间云质页岩的生排烃过程。此外,将由总排烃量计算获得的转化率作为热成熟度的标尺,分析了排出油和烃气组成随热成熟度的变化。研究结果显示,残留油和排出油之间存在明显的"前驱体-产物"关系,反映了有机质生油过程为"干酪根→沥青→原油"两步同时进行的转化过程。由总排烃量计算获得的转化率与EasyRo之间服从较严格的玻尔兹曼分布,可用于描述生油窗内烃源岩的排烃行为。当转化率在0~25%之间时,排出油各族组分相对含量变化较小;而当转化率在25%~100%之间时,排出油沥青质组分的相对含量迅速减少而饱和烃和芳烃组分明显增加,说明干酪根裂解形成的沥青（即残留油）是排出油中烃类逐渐富集的主要物质来源;与此同时,形成更多的小分子烃类改善了烃类流体的流动性,排烃作用相应增强,导致排出油产率在该阶段快速增加。     

塔里木盆地泥质气源岩有效性判别标准

从排烃门限控油气理论的生烃量减去残烃量等于排烃量的思路出发,根据塔里木盆地样品的化学动力学模型计算的生油、生气量,和由统计模型计算残油、残气量,定量计算和探讨泥岩的排油、气量及有效性与其有机质丰度、类型和成熟度的关系,并建立了相应的判别图版。结果表明,泥岩作为可能气源岩的丰度下限值约为TOC＝0.1%,远低于其作为油源岩的丰度下限值(0.4%)。这意味着塔里木盆地许多按油源岩判别标准归入非烃源岩之列的地层,有可能成为气源岩。     

中国陆相中高成熟度页岩油非均质地质条件与差异富集特征

基于页岩油基本地质条件和富集特征的对比研究,明确了中国陆相中高成熟度页岩油源储条件的非均质性与差异化富集特征.研究认为:①相比北美页岩油大面积分布的较为均质的源储等有利条件,中国陆相中高成熟度页岩油形成地质条件总体上差异明显,陆相多旋回构造演化形成了多期多类型湖盆,不仅为陆相页岩油规模发育提供场所,也形成了规模优质源岩...     

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。     

泥页岩中有机质的赋存形态与油气形成

根据不同类型泥页岩镜下微观特征观察,发现泥页岩中的沉积有机质和矿物质主要以"富有机质—矿物聚集体"和"贫有机质—矿物基质体"2种微观组构形态存在。通过泥页岩的生排烃模拟实验研究表明：泥页岩有机质赋存的差异性控制了油气的生成和初次运移过程,由于"富有机质—矿物聚集体"形态组构非均质分布,在不同演化阶段生成、排出及滞留的油气以不同的状态赋存和运移;镜质体反射率（Ro）介于0.6%~1.0%之间,泥页岩层系中滞留的油与富集有机质聚集体呈游离-吸附共轭相态,流动性较差,开采前景较差,Ro介于1.0%~1.3%之间是页岩油开采的有利范围;高演化阶段页岩气资源量的大小受控于泥页岩中富有机质聚集体的含量。基于烃源岩内沉积有机质和无机矿物质微观结构上的非均质性特征,把油气的形成、排出、滞留作为一个统一过程加以认识,将是深入认识页岩油气形成与富集机理的有利手段和重要方法。     

论致密大油气田成藏模式

根据对国内外致密油气聚集成藏特征的分析,提出致密大油气田存在3种成藏模式,即连续型(深盆气型)、准连续型和不连续型(常规圈闭型)。与连续型油气藏相似,准连续型油气聚集也表现为:油气分布面积较大,无明确边界,也无边底水;源、储邻近,广覆式分布;油气运移主要为非浮力驱动,运移动力主要为异常压力、扩散作用力和毛细管压力,浮力作用受限;运移的方式主要为非达西流,以涌流和扩散流为主。所不同的是:准连续型油气聚集由多个彼此相邻的中小型油气藏组成,油气呈准连续分布;油、气、水分布比较复杂,无显著油、气、水倒置;油气充注以大面积弥漫式垂向排驱为主,初次运移直接成藏或短距离二次运移成藏;储层先致密后成藏或边致密边成藏,且非均质性较强;圈闭对油气聚集成藏具有一定控制作用。研究认为,以深盆气或盆地中心气为代表的连续型油气藏与典型的不连续型常规圈闭油气藏,分别代表了复杂地质环境中致密油气藏形成序列中的两种端元类型,二者之间应存在不同的过渡类型。准连续型油气藏就是这样一种过渡类型的致密油气聚集,并且可能是致密储层中大油气田形成的主要方式。事实上,典型的连续型油气聚集应是那些形成于烃源岩内的油气聚集(如页岩气和煤层气),典型的不连续型油气聚集则是那些形成于烃源岩外近源-远源的常规储层中、受常规圈闭严格控制并且具有边底水的油气聚集;而形成于烃源岩外并且近源的致密油气藏则主要为准连续型油气聚集,其次为非典型的不连续型(常规圈闭型)油气聚集,而像盆地中心气或深盆气那样的连续型聚集则较为少见。     

阆中地区须家河组烃源岩动态演化模拟

随着川北元坝地区须家河组天然气勘探取得重大突破,相邻的阆中地区须家河组的油气资源潜力开始受到重视。由于前期针对研究区须家河组烃源岩生、排烃演化以及生、排烃量等方面的研究较少,制约了须家河组油气资源潜力评价。文章从研究区的基础地质特征入手,运用三维盆地模拟技术开展烃源岩生、排烃演化史研究,并最终落实资源潜力。研究表明:须家河组烃源岩具有分布广泛、厚度大、处于生烃中心、有机质丰度高、热演化程度高等特点;该组烃源岩从中侏罗世晚期开始大量生烃,到早白垩世末期生烃结束,生、排烃期与构造形成期之间匹配关系良好,有利于油气的近源成藏;该组烃源岩生、排烃能力强,单位面积累计生、排烃量分别达94.25×108m3/km2和90.18×108m3/km2,资源潜力大,须三、须四段油气勘探前景良好。     

四川盆地上二叠统龙潭组烃源岩生、排烃特征及资源潜力

上二叠统龙潭组是四川盆地多个大中型气田的烃源岩,热演化程度较高,无法通过热模拟实验或化学动力学方法对其进行有效的生、排烃特征和油气资源潜力研究,制约了油气勘探开发.基于国内主要含油气盆地的大量岩石热解、总有机碳(TOC)含量分析及成熟度资料,采用生烃潜力法,建立了龙潭组高、过成熟烃源岩的生、排烃演化模型,分析了生、排烃...