应用化学动力学模型求解生烃量

有机质向石油的转化作用符合化学动力学的一级反应，即反应速度只同反应物浓度的一次方成正比，在任何瞬间，反应速度仅与该物质的浓度有关。有机质降解过程中温度不足可用时间来补偿。根据上述原理，结合干酪根热解实验求出的表观活化能与生烃率以及指前因子与表观活化能之间的关系建立了生烃化学反应动力学模型。使用龙格-库塔法求解该模型，可计算出任意埋深处的生烃率及任意埋深段的生烃强度，进而计算生烃量。应用上述模型对塔里木盆地塔中A井奥陶系海相碳酸盐岩烃源岩在地史上的生烃强度和生烃量进行了模拟计算，揭示了塔中A井的生烃史，验证了该生烃定量模型的适用性和可靠性。     

利用粘球形藻干酪根的动力学特征模拟塔中A井O_(2 3)碳酸盐岩段的生烃量

粘球形藻是塔里木盆地奥陶系海相碳酸盐岩烃源岩和全球奥陶系烃源岩的重要生烃母质。根据粘球形藻干酪根的热解实验和化学反应动力学串联一级反应原理 ,可求出该干酪根任意生烃率时的表观活化能、指前因子等动力学参数。借此建立了化学动力学生烃强度和生烃量求取模型 ,并模拟计算了塔中 A井 O2 3碳酸盐岩段在地质历史上的生烃强度和累积生烃量     

利用粘球形藻干酪根的动力学特征模拟塔中A井O2+3碳酸盐岩段的生烃量

粘球形藻是塔里木盆地奥陶系海相碳酸盐岩烃源岩和全球奥陶系烃源岩的重要生烃母质,根据粘球形藻干酪根的热解实验和化学反应动力学串联一级反应原理,可求出该干酪根任意生烃率时的表观活化能,指前因子等动力学参数,借此建立了化学动力学生烃强度和生烃量求取模型,并模拟计算了塔中A井O2＋3碳酸盐岩段在地质历史上的生烃强度和累积生烃量。     

最大反应速率法在生油岩生烃率计算中的应用

本文利用岩石评价仪对东濮凹陷埋深1801m的未成熟生油岩进行不同升温速率（2、5、10、15、20℃/min)的热解动力学模拟试验,得到热解反应速率最大时的不同温度T_max。根据这些温度值,用最大反应速率法模型进行回归,求得该生油岩的表观活化能E和指数前因子A分别为199.6KJ/mol,和2.803×10¹³sec^-1。根据这两个热解动力学参数,及东濮凹陷的沉降速率（0.26mm/y)和地温梯度（0.03℃/m),算得该凹陷不同埋深生油岩的生烃率。如埋深为2768m时,生烃率为0.05（可视为生油上限);埋深为3571m时,生烃率为0.95（可视为生烃下限);最大热解速率时埋深为3337m（可视为生油高峰值)。所得生烃率计算,较符合实际情况,可以认为,最大反应速率法模型是一种较简单可行的模拟方法,岩石评价仪是一种适宜于进行生油岩热解动力学的仪器,所得不同埋深的生烃率的计算结果对于油气资源的评价和石油的勘探开发有较大的意义。     

应用化学动力学计算生油岩生烃量

本文介绍了应用化学动力学计算生油岩生烃量技术,包括实验方法、多种热解动力学模型及其适用性、动力学参数的求取,并结合有关地质参数应用动力学模型计算现场不同埋深、不同生油岩的生烃率,从而估算油田工区的生油气量;并对胜利油田惠民凹陷、中原油田东濮凹陷和临清凹陷、辽东湾西部凹陷、江苏油田龙岗洼陷和吐哈油田进行了生烃量计算。     

应用化学动力学计算生油岩生烃量

本文介绍了应用化学动力学计算生油岩生烃量技术，包括实验方法，多种热解动力不硎圾其适用性、动力学参数的求取，并结合有关地质参数应用动力学模型计算现场不同埋深、不同油岩的生烃率，从而估算油田工区的生油气量；     

热压模拟实验的动力学研究及意义

建立了有机质成烃恒温热压模拟实验的总包一级反应、连串一级反应和平行一级反应化学动力学模型 ,标定出烃源岩的化学动力学参数 :干酪根成气的表观活化能为 4 8.8～ 114.3kJ/mol,视频率因子为 1.91×10 2 ～ 4 .99× 10 2 s- 1(总包一级反应 ) ,油成气的表观活化能为 50 .9～ 12 0 .7kJ/mol(连串一级反应 ) ,这些动力学参数远低于以恒速升温实验为基础建立的模型所标定的动力学参数。对此的解释是 ,一级反应模型的视频率因子和表观活化能是随反应进行的程度而改变的 ;有机质成烃过程往往不是一级反应 ;目前以恒速升温实验为基础进行的有机质成烃一级反应模型存在某些理论缺陷 ,应用于生烃史的研究和生烃量的计算时需要慎重。     

海拉尔盆地外围凹陷南一段烃源岩生烃动力学研究

为了厘清海拉尔盆地外围红旗、东明和伊敏凹陷南屯组一段烃源岩的生烃潜力和现处的生烃演化阶段,采用封闭体系黄金管高压釜对南一段烃源岩进行了生烃动力学研究,结果表明：气态烃动力学参数差异较大,伊敏凹陷主频活化能最高,红旗凹陷次之,东明凹陷最低。液态烃动力学参数中红旗凹陷平均和主频活化能最低,伊敏凹陷活化能分布表现为双峰特征,东明凹陷主频活化能最高,伊敏次之,红旗凹陷最低。研究区寻找气藏的可能性很低,生烃史恢复结果表明南一段烃源岩于早白垩世进入生油门限,现今仍处于低成熟-成熟阶段早期,油的转化率12.67%～39.50%,仅发生少量排烃。制约生油量的最主要因素是有机质未达到生烃高峰,致使生烃量及资源量有限,油气勘探的重点在于寻找其下部铜钵庙组、塔木兰沟组古地温相对较高、生油潜力较强的烃源岩或南屯组烃源岩局部成熟区域。     

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。     

油气运移、聚集定量计算研究

利用一维盆地模拟方法定量计算了每个井点不同时间间隔的古埋深和累计生油生气量。利用压实排烃机理和临界排油饱和度计算了生油岩的排烃量，综合考虑了断层发育、抬升剥蚀等的影响。以排烃量为油源，用过刺压力、浮力和非均质性研究储集层内油气二次运移的势强度。提出了计算二次运移流缦场和散失量的方法。与古构造图这合可对圈闭进行定量评价。     

苏北金湖凹陷生油岩热演化研究

本文运用地层压实校正法恢复金湖凹陷不同区块的地层埋藏史、生油岩埋藏史。根据镜质体反射率与古地温的关系,恢复了凹陷的古地温和古地温梯度,计算出生油岩在各地史时期的TTI值。      

南襄盆地泌阳凹陷核二段未熟-低熟油勘探潜力分析

对泌阳凹陷核二段沉积环境、沉积特征和烃源岩有机质丰度、类型、演化程度等研究表明,位处深凹的安棚地区发育的泥质岩为未熟—低熟烃源岩,属较好—好的生油岩,提供了丰富的油源。油源对比证实,白云岩区外围的砂泥岩区同样存在有未熟—低熟油,且与白云岩区的未熟—低熟油有相似的地球化学特征,它们均来自核二段泥质烃源岩。安棚白云岩区南北两侧附近的砂泥岩区具有勘探未熟—低熟油藏的潜力。     

渤海湾盆地饶阳凹陷未熟-低熟油成烃成藏条件研究

饶阳凹陷存在两种地球化学性质不同的原油一种是以Es1下段富烃页岩为源岩的未熟-低熟油,它是由可溶有机质、早期生油的有机显微组分和富硫干酪根作用而形成的;另一种是正常的干酪根热降解成熟原油.该文从饶阳凹陷未熟-低熟油和Es1下段烃源岩的地球化学特征入手,研究了未熟-低熟油的来源、形成环境、成烃条件和成藏条件,为未熟-低熟油的勘探提供了依据.     

低熟油排出临界饱和度与泥岩压实关系探讨

通过对低熟油排出相态、排出动力和低熟源岩压实特征以及低熟油生成过程的分析,探讨了低熟油排出过程和排出临界饱和度与源岩埋深或成熟度的关系,低熟油主要在压实作用下从源岩中排出并以油相进行运移,低熟油的排出过程与低熟油源岩的压实过程（或源岩孔隙度的变化）密切相关,研究区泥岩压实在深度2200m以上可划分为两段;上段为正常压实段,是低熟油的有利排出估,下段为欠压实段,该段内的孔隙流体难以排出,对低熟油的排出不利,正常压实段底界的深度与所处区域的沉积,埋藏及构造演化过程有关,研究区该深度大致在1000－1400m,在低熟油生成阶段,低熟油排出临界饱和度与源岩埋深或成熟度有很好的相关关系,即随源岩埋深或成熟度增加,低熟油排出临界饱和度增加。     

低熟油排出临界饱和度与泥岩压实关系探讨

通过对低熟油排出相态、排出动力和低熟源岩压实特征以及低熟油生成过程的分析 ,探讨了低熟油排出过程和排出临界饱和度与源岩埋深或成熟度的关系。低熟油主要在压实作用下从源岩中排出并以油相进行运移 ,低熟油的排出过程与低熟油源岩的压实过程 (或源岩孔隙度的变化 )密切相关。研究区泥岩压实在深度 2 2 0 0 m以上可划分为两段 :上段为正常压实段 ,是低熟油的有利排出段 ;下段为欠压实段 ,该段内的孔隙流体难以排出 ,对低熟油的排出不利。正常压实段底界的深度与所处区域的沉积、埋藏及构造演化过程有关 ,研究区该深度大致在1 0 0 0～ 1 40 0 m。在低熟油生成阶段 ,低熟油排出临界饱和度与源岩埋深或成熟度有很好的相关关系 ,即随源岩埋深或成熟度增加 ,低熟油排出临界饱和度增加。     

THE GENERATION OF IMMATURE OILS IN THE LACUSTRINE JIYANG MEGA-DEPRESSION, BOHAI BAY BASIN, CHINA

The lacustrine Jiyang mega-depression (Bohai Bay Basin, eastern China) produces important volumes of immature oils. These oils were generated at shallow burial depths by source rocks which have not entered the conventional oil window. Oil-source correlation studies have determined that the oils were mainly generated by source rock intervals in the Es4 and Es1 Members of the Paleogene Shahejie Formation, which were deposited in saline- to brackish-water and brackish-water lacustrine conditions, respectively. Minor quantities of oil came from Es3 Member source rocks deposited in freshwater conditions.
Samples of the Es4, Es3 and Es1 source rocks underwent artificial maturation at low temperatures (100–400°C). For the Es4 sample, the hydrocarbon generation characteristics of soluble organic matter and kerogen were investigated. The results of the experiments show that soluble organic matter made a greater contribution than kerogen to the immature oil (76% versus 24%). A comparison of the results of the thermal simulation experiments with the naturally-occurring maturation profile shows that various factors influenced the generation of the immature oils. Firstly, the Es4 and Es1 Members include intervals enriched in algal material. Secondly, most of the immature oil is derived from soluble organic matter. Finally, the saline depositional environment was favorable for the preservation of organic matter.     

成熟探区有效烃源岩的评价方法——以辽东湾地区为例

油气勘探成熟区预测资源量与勘探发现不符，问题可能在于有效烃源岩（特别是深层烃源岩）及其油气生成潜力没有得到正确地评价。在辽东湾地区，首先利用地球化学和地球物理手段对各凹陷中5套烃源岩进行了分层评价和油气生成模拟实验，计算得到油气生成强度；然后利用烃源岩埋藏过程中油气的生成模型、孔隙度变化模型及其油气饱和度，计算得到油气排出率，并根据烃源岩与砂岩的不同组合形式对油气排出效率进行校正，得到油气排出强度；最后将油气生成强度和排出强度与油气田储量规模进行了相关分析，根据相关性确定有效烃源岩的性质、分布以及对油气聚集的控制规律。结果表明，在辽东湾地区，生油强度大于25×10⁴t/km²（排油强度大于15×10⁴t/km²）的烃源岩可以形成储量规模大于500×10⁴t的油田，为有效烃源岩。其中，生油强度大于200×10⁴t/km²（排油强度大于125×10⁴t/km²）的烃源岩可形成储量规模大于5 000×10⁴t的油田，为优质烃源岩；而当生油强度低于25×10⁴t/km²（排油强度小于15×10⁴t/km²）时，没有规模储量的油气田，此类烃源岩为非有效烃源岩。与以往以有机碳含量的下限值分析为核心的有效烃源岩评价不同，这种利用油气生成强度和排出强度开展有效烃源岩评价的方法有利于推动中国东部成熟探区的油气精细勘探。     

柴达木盆地第三系原油的熟化序列及其在石油资源预测中的重要意义

对柴达木盆地第三系54个生油岩和原油样品,进行系统的地球化学检测,并以生物标记物中C₂₉甾烷的异构化程度作为成熟度标尺,发现该盆地的原油有一个从未成熟、低成熟、成熟直至高成熟的完整演化系列。相应于生油岩中有机质不同成烃演化阶段的产物。现有资料表明,在我国陆相第三系沉积盆地中,未成熟石油和原油熟化系列的普遍存在,是含油上一个重要的地球化学特征。它突破了干酪根成烃学说的局限性,并且在油气的勘探上有着重要的实际意义,为以成熟度分级的油气资源预测提供了科学的依据。研究表明,柴达木盆地目前所发现的石油,大部分是低成熟的,其它成烃演化阶段的石油,特别是深层成熟石油的勘探,还大有可为。     

陆相盆地未成熟石油形成条件

中国陆相盆地未成熟石油烃源岩主要形成于受海侵影响的大型湖盆、小型断陷湖盆和膏盐湖盆3种沉积环境。与沉积环境相对应,生油母质依次为藻类、与陆源植物有关的基质镜质体和膏盐环境保存的可溶沥青质及非烃类有机质。细菌改造作用有利于有机质向未成熟石油转化,热作用是未成熟石油形成的重要条件。     

苏北盆地源岩无双峰生烃和未低熟油

针对苏北盆地"未低熟油"理论盛行，却与勘探效果完全不符合的矛盾，深入剖析前人论著、甄别资料真伪，发现问题如下:误用原始资料，把野值当证据；存在认识盲区，成烃模式缺乏多参数严谨论证，推论不成立；有油/岩亲缘对比，未做油藏/烃灶成熟度匹配一致性验证；脱离实践，认识经不起源岩钻探气测资料等勘探检验。由此证明，所谓"源岩早期非干酪根生油、双峰成烃模式"是假的，未低熟油并不存在。基于此，利用大数据资料分析误差、剔除野值，优选出油/岩的甾烷C₂₉S/（S+R）、C₂₉ββ/（αα+ββ）、萜烷C₃₁S/（S+R）、C₃₂S/（S+R）和CPI、OEP成熟度敏感参数，将干酪根热降解晚期生成原油分为浅成熟油、中成熟油、成熟油3类。R_o>0.70%的中成熟-成熟源岩，与大量的中成熟-成熟油成熟度参数匹配很好；R_o在0.60%~0.70%的浅成熟源岩，与少量的浅成熟油成熟度参数有一些匹配关系；R_o<0.60%的未成熟源岩，无原油可与之匹配，表明没有非干酪根的未低熟油。实践反映，中成熟-成熟源岩钻探气测异常明显，由其供油气的圈闭勘探效果好，已探明石油储量99.83%属此类原油；浅成熟源岩气测无或微弱异常，单靠此类油源不足以形成商业规模的油藏，多数仅见油气显示；未成熟源岩气测无异常，若无异地成熟油供给，圈闭不成藏。