烃源岩有机碳含量与生排油效率动态评价

选择海相典型烃源岩样品和人工配制烃源岩样品进行热压模拟实验,对比分析了海相烃源岩的生油量、生排油效率与烃源岩有机碳含量的关系,模拟结果表明:（1）烃源岩的生排油量与烃源岩有机碳含量呈线性正相关关系,生排油效率与有机碳含量呈曲线（非线性）正相关关系,相关系数的大小与烃源岩的干酪根类型、岩性及演化史等有关;（2）在整个生烃演化过程中,高有机质含量的优质烃源岩（TOC一般大于2%）的生排油量和效率都高于中等有机质丰度的中等烃源岩（TOC一般在0.5%~2.0%之间）和低有机质丰度的差烃源岩（TOC一般小于0.5%）,只有高有机质丰度的优质烃源岩才能够大量生排出油并形成大油田,差烃源岩即使很厚也难以形成大量的油气聚集;（3）在地质演化过程中,烃源岩TOC含量及其生排油气能力始终都是动态变化的,因此需要在确定演化阶段的基础上,结合有机碳含量和生排油效率进行烃源岩和资源量动态评价。      

优质烃源岩成烃生物与生烃能力动态评价

在海相优质烃源岩常规有机地球化学分析的基础上,综合利用仿真地层热压模拟实验与超显微有机岩石学等新技术对优质烃源岩不同成烃生物生烃潜力进行分析。结果表明:我国下古生界高过成熟海相优质烃源岩目前能够识别的成烃生物主要由底栖生物(或底栖藻类)及菌类(真菌类和细菌)组成,干酪根类型主要为Ⅱ型,这些海相优质烃源岩的原始生烃能力相当于Ⅱ型干酪根,其中底栖藻类相当于Ⅱ1型,真菌细菌类一般相当于Ⅱ2型;其次为浮游生物,生烃潜力与Ⅰ型干酪根相当。优质烃源岩中浮游藻类和底栖藻类在不同成熟阶段的生油能力不同,在高成熟—过成熟阶段生气潜力及其与原油裂解生烃的相对贡献也有差异。因此,下古生界高成熟度烃源岩需要根据不同类型的成烃生物或干酪根类型在各成熟阶段的生油、生气能力进行动态地评价。不同成烃生物生烃潜力研究不仅对常规油气勘探而且对非常规油气勘探也具有重要的借鉴意义。     

海相优质烃源层评价与形成条件研究

在对全球范围内不同类型海相烃源岩对比分析的基础上,通过筛选出百余块不同类型烃源岩和含油储集岩的热压加水生排油气模拟实验,结合大中型油气田形成的地质条件,对我国海相优质烃源岩的形成条件进行了综合研究,认为海相优质烃源岩主要形成条件有:1)台内盆地及近滨潟湖、台地斜坡、前缘斜坡及前礁等沉积相带,浮游生物发育,水体稳定且较深,处于还原-强还原环境;2)较高的有机质含量,总有机碳含量TOC≥2%;3)Ⅰ-Ⅱ型干酪根,低成熟阶段形成的大量稠油可以沿富有机质页理面以油相网状传递式连续不断地长距离运移,很容易形成大油田;4)烃源转化过程中古油藏及分散在烃源岩和储集岩中的可溶有机质也是优质再生气源,高成熟-过成熟储集岩中的TOC>0.20%时就属优质气源岩,由其原始"油"生成的总生气量与TOC>2%且为Ⅰ-Ⅱ₁型干酪根的烃源岩生成的总生气量基本相当.      

海相不同类型烃源岩生排烃模式研究

在海相烃源岩研究的基础上,筛选出青藏高原中生界和冀北地区上元古界未成熟—成熟海相不同类型烃源岩 10 个样品为代表,进行热压模拟试验,创建了海相3种类型干酪根和4种主要岩类的17种原始和再次生排烃模式。提出了海相烃源岩从Ⅰ型干酪根到Ⅱ₁型到Ⅱ₂型再到固体沥青,生排油、烃气和总生烃量逐渐变低,油质逐渐变轻,气逐渐变干,生烃速率也逐渐减小;从富烃页岩到富烃泥灰岩到富烃灰岩再到固体沥青,排油效率逐渐增加,总生排烃量和生烃速率具有逐渐减少的趋势,生烃气占总烃比例则从固体沥青到富烃页岩到泥灰岩到灰岩逐渐增加;从海相富烃源岩到低有机质含量的碳酸盐岩或随着有机质丰度的降低(TOC 0.2%到1.0%),生排油、烃气量和总生烃量及生烃速率逐渐变小,生烃气占总烃比例逐渐增加。      

中国南方海相优质烃源岩超显微有机岩石学与生排烃潜力

通过选取中国南方不同层系优质烃源岩样品,综合运用全岩X-衍射、扫描电镜+能谱及生排烃模拟实验方法,对南方海相优质烃源岩矿物组成特征、有机质与矿物组成关系、有机质赋存形式、成烃生物及生排烃特征进行了研究。结果表明,海相优质烃源岩中石英、方解石、白云石等矿物主要是生物成因或与生物成因有关,烃源岩残余有机碳含量与石英含量具有正相关性,而与粘土矿物含量呈负相关。分析认为,南方海相优质烃源岩有机质主要有3种赋存状态:①有机质多与硅质相伴生,是南方海相优质烃源岩中最重要的赋存形式;②有机质与钙质相伴生,是部分二叠系优质钙质烃源岩的主要赋存形式;③有机质与粘土相伴生或被片状粘土颗粒包裹与硅质及钙质生屑一起共生,有机质赋存主要受沉积环境、沉积相控制。海相优质烃源岩成烃生物主要有藻类、底栖生物和菌类3种,同一烃源岩层位样品中往往含有“多重母质”分布。模拟实验表明,浮游藻类的生烃潜力与Ⅰ型干酪根生烃潜力相当,底栖藻类生烃潜力与Ⅱ型干酪根生烃潜力相当。富有机质硅质或钙质超微薄层容易使早期重质油排出,可以形成巨型重质油藏;而片状粘土之间包裹的有机质很难使早期生成的稠油排出,则形成轻质油气藏。     

中国南方海相烃源岩生烃过程动力学研究

利用Rock-Eval 6热解仪和Optkin动力学软件对中国南方不同类型海相烃源岩和浮游藻进行了生烃动力学分析。研究表明,海相烃源岩的生烃平均活化能表现为EAⅠEAⅡ1EAⅡ2EAⅢ,在干酪根转化率10%~90%的有效生烃期间,生烃活化能跨度ΔE呈ΔEⅢΔEⅡ2ΔEⅡ1ΔEⅠ,最大生烃速率呈VmⅠVmⅡ1VmⅡ2VmⅢ;浮游藻生烃活化能很低,可在未熟—低熟期大量生成重质油。结合热模拟实验和模拟残样动力学分析认为,海相烃源岩的生烃动力学过程可以分为4个阶段:重质油形成阶段,Ro值在0.3%~0.6%,生烃平均活化能在220 kJ/mol左右,小于250 kJ/mol;正常原油形成阶段,Ro值在0.6%~1.2%,生烃平均活化能在250~270 kJ/mol左右;凝析油和天然气生成阶段,Ro值大于1.2%,生烃平均活化能大于270kJ/mol;干酪根生气死亡线,Ro值大于4.21%,生烃平均活化能大于320 kJ/mol。图4表4参19     

地层孔隙热压生排烃模拟实验初步研究

热压生排烃模拟实验是研究烃源岩热演化机理的重要手段之一。现有模拟实验技术主要强调的是温度、压力和时间,忽视了地层流体压力、生烃空间、高温高压地层水及初次排烃等重要影响因素。利用自行研制的地层孔隙热压模拟实验仪,同时考虑影响烃源岩生排烃过程的多种因素,建立地层孔隙热压生排烃模拟实验技术,对比研究发现:流体压力、生烃空间和高温高压液态水跟温度、时间一样自始至终影响着沉积有机质的生烃演化,只是在不同演化阶段其影响程度和表现形式不同。在低成熟—成熟阶段,地层孔隙—高温高压液态水热体系对Ⅰ型干酪根黑色泥岩成烃过程的影响主要表现为延缓了油的生成,抑制了气体的生成,改变了干酪根的组成特征,提高了烃源岩的生油潜力。      

海相碳酸盐岩烃源岩生排烃能力研究

在5000余块海相不同类型烃源岩样品的精细筛选和比较的基础上,选取了青藏高原侏罗系、冀北上元古界、云南禄劝泥盆系等34个样品进行了人工加水热压模拟实验。综合研究认为,海相烃源岩中碳酸盐岩相对泥页岩对干酪根生排烃具有较强的催化作用,可使生排总油高峰温度前移,更容易形成未熟-低熟稠油,排油效率增大,总产气、CO₂和H₂产率增高,总油、气携油、残留油、烃气及总烃产率也相对有所增加。这与α-碳原子形成自由基的催化反应、碳酸盐岩干酪根中浮游藻类含量相对较高以及碳酸盐对有机质及烃类的吸附作用弱有关。但是,含钙泥页岩(碳酸盐含量为5%～25%)总油等烃类产率相对最高。它主要多为封闭强还原环境下形成的富烃含钙页岩,干酪根类型好,有机质丰度高。     

塔里木盆地沥青生烃特征与生烃潜力

通过沥青砂岩与重质油热模拟实验方法,对塔里木盆地下古生界广泛赋存的沥青生烃特征与生烃潜力进行探讨.热模拟实验结果显示,沥青与重质油在热作用下均能生成烃类,表现出烃类裂解特征,生烃过程中既有气态烃也有液态烃生成;沥青砂岩样品、重质油样品与低成熟度一般品质的海相烃源岩生烃潜力大体相当.塔里木盆地下古生界存在沥青生烃证据,但实际成藏贡献尚需进一步油气地球化学证据支持.      

南海北部深水区油气生成特性研究

南海北部深水区沼泽相煤系烃源岩和海相烃源岩有机质主要来源于陆生高等植物,且含有较丰富的孢子体、角质体、树脂体、壳质体和无定形有机质等富氢组分;热模拟实验结果表明:这类富氢组分较丰富的煤系烃源岩和海相烃源岩属于油气兼生、以气为主的烃源岩,在生油窗内均具有较强的生油能力;热演化程度控制烃源岩的生烃产物特征。生烃史模拟结果表明:①琼东南盆地烃源岩热演化程度明显高于珠江口盆地相应层位烃源岩,以生成高—过成熟的天然气为主;而珠江口盆地主要烃源岩的热演化程度主要处于成熟—高成熟阶段,在生成天然气的同时,还生成较多的油。②烃源岩热演化程度控制油气分布,凹陷边缘烃源岩热演化程度明显低于凹陷中心,如白云凹陷中心主要烃源岩处于高成熟生气阶段,而凹陷边缘主要处于成熟生油阶段。白云凹陷钻探结果表明,凹陷中心已发现油气田和含油气构造中天然气的比例明显高于凹陷边缘。     

南方海相层系不同类型烃源（岩）生烃模拟实验及其产物同位素演化规律

利用常规高压釜热压模拟仪和仿真地层热压生排烃模拟仪对南方海相不同类型烃源进行生烃模拟实验,研究发现不同类型原油烃气产率最高,分散可溶有机质烃气产率次之,产率最低的为不同类型千酪根。不同类型烃源烃气产率与烃源的有机碳含量、可溶有机质含量高低、有机质类型有密切关系,与烃源原始成熟度具有较好负相关性。烃源碳同位素组成决定产物甲烷碳同位素组成的演化规律,碳同位素组成较轻的烃源其产物甲烷碳同位素组成总体上要轻于碳同位素组成较重烃源的甲烷碳同位素组成。不同类型烃源产物甲烷碳同位素组成随热模拟温度增高具有先变轻再变重的演化特征,但不会重于其烃源的碳同位素组成。乙烷等碳同位素组成也随着热模拟温度增高逐渐变重,演化至生烃高峰时,碳同位素组成接近于其烃源碳同位素组成,可以示踪烃源。当演化至高过成熟阶段,乙烷等δ^13C值大于其烃源碳同位素值,故不能仅用重烃碳同位素组成判断天然气母质类型。不同类型干酪根与可溶有机质CO2组分和同位素组成演化规律具有明显区别,可溶有机质生成的CO2和甲烷之间同位素分馏程度要比不同类型干酪根的大。在不同类型烃源生烃过程中,干酪根和液态烃碳同位素组成主要受母质类型控制,继承效应强,同位素分馏程度较小,具有很好的示踪意义,可以用于油源对比和烃源示踪研究。     

Source rock potential of the Sayındere formation in the Şambayat oil field,SE Turkey

Upper Campanian–Maastrichtian Say?ndere Formation, located in southeastern Turkey, composed of pelagic limestone which was deposited relatively deep marine. In this study, well samples of the Say?ndere Formation were analyzed by Rock-Eval pyrolysis and the oil sample from this unit were analyzed by GC, and GC-MS to assess source rock characteristics and hydrocarbon potential. The TOC values of the Say?ndere Formation samples range from 0.34 to 4.65?wt.% with an average of 1.14?wt.% and organic matter have good TOC value. Hydrogen Index (HI) values range from 407?mg HC/g TOC to 603?mg HC/g TOC and indicates Type II kerogen. T_max values are in the range of 434 - 442?°C and indicate early-mid mature stage. The Say?ndere samples have fair to good hydrocarbon potential based on TOC contents, S2, and PY values. According to the HI versus TOC plot, most of the samples have good oil source. The oil sample contains predominant short-chain n-alkanes and plots in marine algal Type II field on a Pr/n-C17 versus Ph/n-C18 cross-plot indicating anoxic environment. Biomarker analysis shows that the deposition of oil source rock is carbonate-rich sediments.     

海相古油藏及可溶有机质再生烃气能力研究

通过大量样品的封闭体系热压模拟实验,对比研究了不同性质、不同组成海相古油藏及可溶有机质热裂解再生烃(气)能力及其产率分布特征。结果表明,不同海相古油藏与可溶有机质的再生烃气能力大小为:凝析油>轻质油>正常原油>志留系沥青砂岩≥稠油≥低成熟固体沥青≥含沥青灰岩>稠油油砂>氧化固体沥青;其再生烃气能力除与岩性、赋存状态、演化程度等有关外,主要受所含可溶有机质性质和组成的制约;可溶有机质再生烃过程是干酪根生烃的延续,其生烃气潜力与干酪根烃源岩相当,当其达到高过成熟阶段时,可以作为新的轻质油气或者天然气来源。      

煤系烃源岩热模拟演化过程的地球化学参数特征――以准噶尔盆地侏罗系煤系烃源岩为例

在准噶尔盆地侏罗系煤系烃源岩热模拟实验研究中 ,经过对原样和不同温度点热模拟残余物进行可溶有机质抽提和族组成分析、残渣干酪根处理、Ro 值测定和 TOC测定 ,并对部分样品系列进行色谱和质谱分析后发现 ,煤系烃源岩在不同热演化阶段表现出的地质地球化学特征具有相当大的差异。低演化阶段和热降解阶段天然气的形成是不同热力学条件和成气母质化学反应的结果。在低演化阶段 ,源岩镜质组反射率增长幅度并不太大 ,通常 Ro<0 .7%。原始可溶有机质和热模拟残余可溶有机质的分析结果表明 ,烃类气主要来源于原始可溶有机质的脱基团作用和大分子沥青质及干酪根边缘烃 (极性组分 )的热降解。在有机质热降解―热裂解阶段 ,烃源岩经地质埋深增温 ,热演化进程相对加快、镜质组反射率迅速递增、Ro 值从 0 .5 5 %～ 0 .70 %迅速增大到 1 .40 %～1 .70 % ,可见热动力作用足以破坏干酪根结构烃并将其降解形成油气。该阶段是干酪根经热降解大量排烃的阶段 ,其地球化学参数特征主要表现为干酪根结构烃热降解产物的特征。     

VARIATIONS IN COMPOSITION, PETROLEUM POTENTIAL AND KINETICS OF ORDOVICIAN – MIOCENE TYPE I AND TYPE I-II SOURCE ROCKS (OIL SHALES): IMPLICATIONS FOR HYDROCARBON GENERATION CHARACTERISTICS

Lacustrine and marine oil shales with Type I and Type I-II kerogen constitute significant petroleum source rocks around the world. Contrary to common belief, such rocks show considerable compositional variability which influences their hydrocarbon generation characteristics. A global set of 23 Ordovician – Miocene freshwater and brackish water lacustrine and marine oil shales has been studied with regard to their organic composition, petroleum potential and generation kinetics. In addition their petroleum generation characteristics have been modelled. The oil shales can be classified as lacosite, torbanite, tasmanite and kukersite. They are thermally immature. Most of the shales contain >10 wt% TOC and the highest sulphur contents are recorded in the brackish water and marine oil shales. The kerogen is sapropelic and is principally composed of a complex of algal-derived organic matter in the form of: (i) telalginite (Botryococcus-, Prasinophyte- (Tasmanites?) or Gloeocapsomorpha-type); (ii) lamalginite (laminated, filamentous or network structure derived from Pediastrum- or Tetraedron-type algae, from dinoflagellate/acritarch cysts or from thin-walled Prasinophyte-type algae); (iii) fluorescing amorphous organic matter (AOM) and (iv) liptodetrinite. High atomic H/C ratios reflect the hydrogen-rich Type I and Type I-II kerogen, and Hydrogen Index values generally >300 mg HC/g TOC and reaching nearly 800 mg HC/g TOC emphasise the oil-prone nature of the oil shales. The kerogen type and source rock quality appear not to be related to age, depositional environment or oil shale type. Therefore, a unique, global activation energy (E_a) distribution and frequency factor (A) for these source rocks cannot be expected. The differences in kerogen composition result in considerable variations in E_a-distributions and A-factors. Generation modelling using custom kinetics and the known subsidence history of the Malay-Cho Thu Basin (Gulf of Thailand/South China Sea), combined with established and hypothetical temperature histories, show that the oil shales decompose at different rates during maturation. At a maximum temperature of ∼120°C reached during burial, only limited kerogen conversion has taken place. However, oil shales characterised by broader E_a-distributions with low E_a-values (and a single approximated A-factor) show increased decomposition rates. Where more deeply buried (maximum temperature ∼150°C), some of the brackish water and marine oil shales have realised the major part of their generation potential, whereas the freshwater oil shales and other brackish water oil shales are only ∼30–40% converted. At still higher temperatures between ∼165°C and 180°C all oil shales reach 90% conversion. Most hydrocarbons from these source rocks will be generated within narrow oil windows (∼20–80% kerogen conversion). Although the brackish water and marine oil shales appear to decompose faster than the freshwater oil shales, this suggests that with increasing heatflow the influence of kerogen heterogeneity on modelling of hydrocarbon generation declines. It may thus be critical to understand the organic facies of Type I and Type I-II source rocks, particularly in basins with moderate heatflows and restricted burial depths. Measurement of custom kinetics is recommended, if possible, to increase the accuracy of any computed hydrocarbon generation models.     

鄂尔多斯盆地南部张家滩油页岩生烃演化特征

鄂尔多斯盆地南部上三叠统延长组张家滩油页岩不仅是重要的固体矿产资源,也是该盆地三叠系油气的主力烃源岩。对张家滩油页岩典型露头剖面、钻井岩心进行有机碳含量(TOC)、氯仿沥青"A"及族组分、含油率等相关测试分析表明,张家滩油页岩有机质丰度高,TOC介于5.11%～36.47%,平均16.15%,生烃潜量(S₀+S₁+S₂)介于16.58～230.98 mg/g,平均94.20 mg/g,氯仿沥青"A"介于0.42%～2.22%之间,平均1.25%,属于生烃条件极好的优质烃源岩;含油率高,介于3.52%～14.6%之间,平均8.16%,属于中高品质的油页岩;干酪根类型以Ⅰ—Ⅱ₁型为主,R_o介于0.43%～1.09%。综合利用野外露头剖面和钻井岩心样品,建立了盆地南部张家滩油页岩的热演化剖面,分析了氯仿抽提前、后油页岩的含油率变化及油页岩热演化过程中含油率、热解烃产物的变化特征,揭示鄂尔多斯盆地南部张家滩油页岩具有聚集油页岩、页岩油两类资源的潜力,提出了相应的勘探开发对策。     

海相碳酸盐岩排烃下限值研究

在灼烧过的方解石和蒙脱石及灰岩和泥岩中分别加入同一种有机质配制成不同有机碳含量的样品进行热解和加水热压模拟实验,结果表明,海相碳酸盐岩的烃吸附量一般在0.35mg/g左右,变化在0.2~0.85mg/g之间;泥页岩烃吸附量一般在1.25mg/g左右,变化在0.46~2.62mg/g之间。高成熟—过成熟海相碳酸盐岩排烃下限TOC值为0.08%左右,成熟海相富烃碳酸盐岩排烃下限TOC值为0.3%左右,排烃下限TOC值与烃源岩吸附烃含量、干酪根类型及有机质成熟度有关。