低成熟海相黑色页岩生烃特征的热模拟实验

页岩气是黑色富有机质页岩生烃演化完成后滞留在页岩中的烃类气体,为了查明海相黑色页岩生排烃过程中产物的变化规律及影响因素,揭示海相富有机质页岩的生烃潜力,采用地层孔隙热压生烃模拟仪对四川盆地广元地区上寺剖面大隆组黑色页岩进行热压模拟实验.结果表明:①黑色页岩具有极高的生烃潜力,最高产烃量达452.43 mg/gTOC(总有机碳),其中气态烃总产率195.45 mL/gTOC,液态烃最高产率为377.8 mg/gTOC;②油的产率随热模拟温度升高表现为先升后降的特征,生油演化成峰型尖锐的单峰特征,生油高峰在360℃,甲烷随成熟度升高而增加,而重烃气C2-5则表现为先升后降的特征,甲烷主要由油裂解形成,其次是干酪根热解和重烃气裂解;③气态烷烃呈现δ13 C1<δ13 C2<δ13 C3<δ13 C4,且随热模拟温度增加,气态烃的碳同位素值均表现为逐渐富集13 C,说明了热模拟过程中只发生了碳同位素的动力学分馏.基于本次热模拟产物产率随热成熟度变化特征,建立了黑色富有机质页岩的生烃模式,分为两个主要阶段:热催化生油气阶段和热裂解生湿气阶段,特别是在很高热模拟温度下仍未进入生干气阶段,表明在过成熟阶段黑色页岩仍具有一定的生烃潜力.研究结果对拓展高过成熟页岩气勘探领域具有较好的参考意义.     

柴达木盆地烃源岩生、排烃特征模拟研究

利用热压物理模拟实验结果并结合排烃门限理论,对柴达木盆地各类烃源岩的生,排烃特征进行了模拟实验研究,在此基础上绘制了烃源岩排烃门限判别图。研究结果表明：①地质条件下水介质的存在有利于烃源岩生,排油气;②烃源岩在地史过程中存在一个向外大量排油气的门限,烃源岩只有进入这一门限后才能大量排油,在这之前生成的油均残留于烃源岩中;③煤,泥岩,碳质泥岩的生,排烃过程均可分为3个不同的阶段,即：生,排气态烃阶段,生,排液态烃和重烃气阶段,生、排高温裂解气阶段;④研究区各类烃源岩的原始有机碳生油率为10-500kg/t,残留油率为5-280kg/t,排油率为0-25kg/t,生、排气率为100-800m^3/t。柴达木盆地第三系下干柴沟组烃源岩在埋深为2250m左右进入排烃门限。     

柴达木盆地烃源岩生、排烃特征模拟研究

利用热压物理模拟实验结果并结合排烃门限理论 ,对柴达木盆地各类烃源岩的生、排烃特征进行了模拟实验研究 ,在此基础上绘制了烃源岩排烃门限判别图。研究结果表明 :①地质条件下水介质的存在有利于烃源岩生、排油气 ;②烃源岩在地史过程中存在一个向外大量排油气的门限 ,烃源岩只有进入这一门限后才能大量排油 ,在这之前生成的油均残留于烃源岩中 ;③煤、泥岩、碳质泥岩的生、排烃过程均可分为 3个不同的阶段 ,即 :生、排气态烃阶段 ,生、排液态烃和重烃气阶段 ,生、排高温裂解气阶段 ;④研究区各类烃源岩的原始有机碳生油率为 10～ 5 0 0kg/t,残留油率为 5～2 80kg/t,排油率为 0～ 2 5kg/t,生、排气率为 10 0～ 80 0m3 /t。柴达木盆地第三系下干柴沟组烃源岩在埋深为 2 2 5 0m左右进入排烃门限。     

M盆地烃源岩有机显微组分特征与生烃潜力初探

Ｍ盆地烃源岩主要分布于下白垩统ＡｂｕＧａｂｒａ组,为一套半深湖－深湖的沉积建造,主要生油岩为深灰色、灰黑色泥页岩．其中的原油具有高蜡、低硫和低气油比的特征．通过对烃源岩地球化学特征和烃源岩有机显微组分特征研究证实,该套烃源岩主要生油组分为陆源有机质经细菌降解形成的腐殖无定形,其次为壳质组;生油能力较弱的镜质组和惰质组含量较低．对主要烃源岩模拟生烃特征进行了研究,结果表明：这种有机质油气转换系数较大,并具有“两期生油”的特征,第一个生油高峰对应的模拟温度为３４５℃,第二个生油高峰为４２５℃,产生的油气具有生油量大、生气量小的特点．     

泥质烃源岩的有效排油门限及页岩油地质意义

通过地质条件约束下不同类型、不同有机碳含量未熟—低熟烃源岩的生排烃物理模拟实验,结合排烃门限理论,建立一种有效排烃门限的确定方法,确定泥质烃源岩的有效排油门限值,并对其在页岩油勘探的地质意义进行探讨。研究表明:烃源岩发生有效排油的最低生油量门限值为5~8 mg/g(油/岩石),且有效排油门限值受控于有机质类型、丰度和演化程度三者之间的匹配;原始有机质含量小于1.5%的Ⅰ型烃源岩、小于2.0%的Ⅱ1型烃源岩和小于2.5%的Ⅱ2型烃源岩在整个生油阶段都达不到有效排油门限,生成的油滞留在烃源岩层系内,成为页岩油勘探的有利目标,由于其演化程度低、油品差,开采前景较差,原位加热转化开采技术可能是开发这部分页岩油资源的一种有利手段;页岩油的勘探开发当前要定位于已发生过有效排油、镜质体反射率(Ro)为1.0%~1.3%的烃源岩层系,由于成熟度的提高,滞留油气中含有较多的轻质油和天然气,气油比高,流动性较好,开采前景乐观。     

鄂尔多斯盆地上三叠统延长组四、五段泥岩生烃潜力评价

为了重新认识鄂尔多斯盆地上三叠统延长组长4 +5段湖相泥岩的生烃潜力 ,对其进行了有机地球化学综合研究和油源对比 ,利用单井盆地模拟恢复了其生烃史 ,并进行了生烃强度分析和生烃量计算 ,结果表明 :长4 +5段湖相沉积范围近 6× 1 0 4 km2 ,长4 +5段湖相泥岩有机质丰度较高 ,氯仿沥青“A”质量分数多数超过 0 .2 % ,有机碳含量和生烃潜量 S1+S2 分别在 0 .5 4 %～ 4.87%和 0 .5 8～8.0 8mg/g之间 ,属于中等到较好的烃源岩 ;长4 +5段湖相泥岩有机质类型以 型为主 ,泥岩样品热模拟烃产率达 447.2 6 mg/g TOC,具有很高的生烃潜力 .长4 +5段湖相泥岩生物标志物特征与中生界原油和长 7段泥岩相似 .长4 +5段泥岩 Ro值在 0 .5 8%～ 0 .96 %之间 ,现处于低成熟到成熟阶段 ,地史上距今 1 1 0～ 90 Ma处于生油窗阶段 ,最大生烃强度 40× 1 0 4 t/km2 ,期望生烃量 1 1 1 .1 3× 1 0 8t     

辽河盆地生烃史的数值模拟

基于对辽河盆地烃源岩的埋藏史、热演化史的准三维 ( X,Y和纵向的地质层段 ,加时间 )模拟 ,采用热模拟实验生烃率法建立了辽河盆地烃源岩的生烃史准三维计算模型 ,计算了不同层段在不同时期的生烃强度与生烃量 .在计算辽河盆地生烃量的同时 ,亦对资源量进行了估算 .模拟结果表明 :辽河盆地生油量为 70 0 .8× 1 0 8t,生气量为 5 9.6× 1 0 11m3 ;在 35 0 0 m以下生油量为 341 .3×1 0 8t,生气量为 1 8.8× 1 0 11m3 .西部凹陷的生烃量最多 ,东部凹陷的生烃量次之 ,大民屯凹陷面积最小 ,但有很好的生盖条件 ,其生气量与东部凹陷相当 .根据排聚系数估算出辽河盆地天然气资源量为 1 439.87× 1 0 8m3 .     

准噶尔盆地风城地区风城组烃源岩生排烃特征及致密油资源潜力

应用地质、地球化学、测井、地震反演、沉积相和构造埋深等资料,预测烃源岩厚度、有机质丰度和有机质类型等的平面分布,采用生烃潜力方法建立风城组烃源岩的生排烃模式,评价风城组致密油的资源潜力。结果表明:风城组烃源岩分布面积广、厚度大、有机质丰度高,有机质类型以Ⅱ型为主,目前处于低成熟—成熟演化阶段。风城组烃源岩在镜质体反射率Ro为0.5%和0.85%时分别达到生烃门限和排烃门限。风城组烃源岩现今累积生烃量为3.185×10~9 t,累积排烃量为1.531×10~9 t,残留烃量为1.654×10~9 t,其中云质岩致密油与页岩油资源量分别为0.613×10~9 t和1.565×10~9 t。综合分析认为,风城组烃源岩类型好、生排烃量大,为晚期排烃,具有广阔的致密油勘探前景。     

湖相碳酸盐烃源岩热解生烃特征

湖相碳酸盐岩的生烃研究较为薄弱,但具有重要的勘探与理论意义.选择酒西盆地青西凹陷2种岩性的湖相烃源岩——泥岩和泥质白云岩进行热解模拟实验,对比分析了2种不同岩性湖相烃源岩的生烃过程,并建立了它们各自的生烃模式.实验结果表明,泥质白云岩生烃高峰明显晚于泥岩,即甲烷产量峰值较泥岩后移,液态烃的生烃高峰出现在高温演化阶段,具有晚期生烃的特点.对于湖相碳酸盐岩生油盆地,2套湖相烃源岩的生烃模式不同,生烃高峰期亦不同,门限深度不能一概而论.     

地质条件约束下川北二叠系大隆组富有机质页岩热模拟生烃过程及特征研究

选取川北大隆组低熟富有机质页岩样品作为实验对象,综合考虑了地质约束条件(静岩压力、流体压力和地层水等因素)对生烃作用的影响,从低熟到过成熟进行了全系列的热模拟,并对各温度点的热产物进行气体组分及同位素分析.结果表明:热模拟实验产生的烃类气体产率随温度升高而增大,在500℃达到峰值,随后明显下降并趋于平稳.烃类气体产率的降低与静岩压力、流体压力以及孔隙发育有着密切关系.压力的不断增大抑制了页岩中有机质的分解,并导致孔隙度降低和孔径减小,排烃不畅,影响了生烃产率.滞留于样品中的重烃组分发生热裂解,最终形成了以高CH_4含量特征的原油裂解气,并呈现鲜明的ln(C_2/C_3)随温度变化特征和碳同位素部分倒转现象.研究为大隆组深层页岩气的有效开发提供前期基础性实验数据和生烃、演化特征方面的成果支持.     

东濮凹陷沙一段烃源岩生烃能力评价

通过对东濮凹陷沙一段烃源岩有机质丰度、类型、成熟度的研究,发现东濮凹陷沙一段烃源岩主要为混合型,有机质类型较好,平均有机碳含量在0.56%～1.04%之间,属于差-较好的级别.从烃源岩的潜力指数来看,东濮凹陷沙一段生烃强度比较低,期望值为2.084×106 t/km2(相当于SPI为2.1).按照纵向排油系统和横向排油系统的潜力指数评价标准,烃源岩的充载能力分别属于低和中等.     

贵州盘县晚二叠世煤的生烃潜力与生烃模式

用有机地球化学方法研究贵州中西部地区煤岩的生烃机理和生烃模式。石英小玻管热模拟实验和红外光谱对贵州盘县晚二叠世煤的分析表明, 盘县煤的干酪根类型为Ⅲ型, 主要成分是均质镜质体和丝质半丝质体, 主要生成物是短链烃, 显著生烃的起始温度约为300 ～350 ℃。     

烃源岩排烃门限在生排油气作用中的应用

对于烃源岩的判别标准,目前仍广泛存在争议。主张以排烃门限的概念来确定有效排烃源岩、研究有效排烃源岩的生排烃量及其生排烃特征,以此来综合认识烃源岩的排烃历史和排烃过程。在研究过程中,首先根据烃源岩排烃品质评价图版判别排烃源岩,其次,根据排烃模型定量研究源岩的排烃特征。冀东探区高柳构造带古近系沙河街组三段（Es3）烃源岩的实例研究表明,其排烃门限深度对应的Ro 为0.78%。只有进入该排烃门限的烃源岩才能大量排烃,随热演化程度的增大,源岩排烃率和排烃效率逐渐增大。高柳构造带沙三段烃源岩的最大排烃强度超过450.00×104 t/km2,平均排烃强度为315.67×104 t/km2,排烃量总计9.47×108 t,排烃高峰时期是馆陶期,油气资源量可达到2.08×108 t。     

川南煤田古叙矿区龙潭组煤层受热-生烃史及气体成因

为了明确川南煤田古叙矿区龙潭组煤层成熟演化过程及气体成因类型,运用Petromod 1D模拟软件,结合川南煤田古叙矿区岩性地层分布、煤层埋深、泥岩声波时差、包裹体均一温度、气体稳定碳同位素组成测试等数据,对川南煤田古叙矿区C_(17)号煤层的埋藏史、受热史和有机质成熟生烃史进行重建。结果表明川南煤田古叙矿区地层自晚二叠世沉积以来,地层经历了不同程度的剥蚀,即下三叠统嘉陵江组的剥蚀厚度约为39 m、上侏罗统与上覆地层的剥蚀厚度约为314 m,下白垩统与上覆地层的剥蚀厚度约为2 600 m、下古新统与上覆地层的剥蚀厚度约为1 681 m;龙潭组C_(17)号煤层自晚二叠世沉积以来,主要经历了3次"沉降-抬升"过程,最大埋深为晚白垩世末期的5 101 m,遭受最高受热温度为早白垩世末的234℃,现今温度为47℃,煤有机质成熟生烃过程分为未成熟、成熟生油、高成熟生湿气、过成熟生干气和生烃枯竭5个阶段。煤层气为一期成藏且发生散失时间为中侏罗世,富集时间为早白垩世。现今龙潭组C_(17)号煤层中赋存气体成因类型为热成因气。     

用生烃潜力法研究松辽盆地北部中浅层烃源岩资源潜力

利用松辽盆地北部探井的热解和有机碳数据,采用生烃潜力法对盆地北部中浅层4套主力烃源岩层(青一段、青二、三段、嫩一段和嫩二段)的排烃特征及资源潜力进行研究.结果表明:4套烃源岩随年龄变小排烃门限深度变浅,青一段为1.3 km、青二、三段为1.2 km、嫩一段为1.0 km、嫩二段为0.95 km;烃源岩排烃高峰期较晚,青一段、嫩一段和嫩二段烃源岩在晚白垩世明水组沉积期达到排烃高峰,青二、三段烃源岩则在古近纪四方台组沉积期和泰康组沉积期分别达到排烃高峰;4套烃源岩现今累积排烃量达到了487.1×108t,远景资源量为97.4×108～194.8×108t,展现了巨大的资源勘探潜力.     

铀对Ⅰ型低熟烃源岩生烃演化的影响

在Ⅰ型低熟烃源岩中加入砂岩型铀矿石的条件下进行生烃模拟实验,对比无铀-加铀样品生烃模拟实验产物的相关参数,探讨油气生成过程中无机铀所起的作用。结果表明:铀的存在促使长链烃类在400℃后裂解成低相对分子质量短链烃,烃类相对分子质量降低,向干气演化,CO2和H2大量生成,且铀的存在使得这一变化的温度点提前50℃;铀可以促进总油生成高峰的提前到来;350℃为铀使烯烃产量变化的转折温度点,烯烃开始向烷烃转变;铀的存在能提高模拟实验中生成的烯烃的异构化程度,并在整体上使生成的烯烃分子在晶格中排得更加紧密;加铀的烃源岩样品的生烃模拟实验产物在族组成、饱和烃气相色谱、生物标志化合物等方面表现出更加成熟的特征,铀可以使有机质的成熟度提高,有利于低熟烃源岩早期生成低熟油气,使铀的存在成为未熟-低熟油气形成的可能无机促进因素之一,这种提前生成的少量油气可以使所在储层变为亲油性,为后期大规模生成的油气运移成藏提供有利的条件,使得即使是致密的储层,也能形成大规模的工业油气藏。     

中国海相碳酸盐岩气源岩评价指标研究

采用成熟度相对较低的灰岩酸溶残渣与原样人工配比试样,进行生排烃模拟实验的实验方法,弥补了中国缺乏高有机质丰度、低成熟烃源岩样品的不足.配置的10个样品有机碳变化范围为0.15%～0.74%,热解数据和高温高压开放体系生排气模拟实验结果表明,海相碳酸盐岩发生显著生排烃有机碳的下限值为0.23%～0.31%.另外,结合对中国塔里木、四川、鄂尔多斯盆地和华北地区海相碳酸盐岩的有机碳数值分析,以及这些气源岩对已发现气藏的贡献研究,提出有机碳0.3%为碳酸盐岩气源岩的评价指标.     

盐水对未熟生油岩中脂肪酸催化脱羧生烃的影响

选择十八烷酸为模型化合物 ,以辽河、江汉两种未熟生油岩为样品 ,在模拟地质条件 (10MPa、16 0℃ )下考察了浓度为 10 %的NaCl,KCl,MgCl2 ,Na2 SO4 等 4种盐水及不同 pH值的NaCl盐水对未熟生油岩中脂肪酸矿物催化脱羧生烃的影响。结果表明 ,对于辽河生油岩样 ,Na2 SO4 作用下的十八烷酸的矿物催化脱羧率最高 ,其次为KCl,NaCl,MgCl2 。对于江汉生油岩样 ,KCl作用下的十八烷酸矿物催化脱羧率最高 ,其次为NaCl,Na2 SO4 ,MgCl2 。pH值对十八烷酸矿物催化脱羧生烃有一定的影响 ,当pH =8时 ,十八烷酸脱羧率最高。这说明 ,在 pH =8附近的碱性条件下 ,未熟生油岩对十八烷酸的脱羧生烃催化活性最大。模拟未熟生油岩的古沉积环境 ,对存在地层混合水时未熟生油岩对十八烷酸的脱羧生烃影响的考察结果表明 ,在 pH =8时 ,十八烷酸脱羧率最高 ,与单一盐类的影响规律相同     

加水热解条件下煤正构单体烃的生排特征

对加水热解条件下煤的生排烃特征进行了分析，煤的正构单体烷烃排烃效率与实际地质情况下排烃效率有差异。因此，煤加水热解条件下的排烃效率不能直接用于实际的地质情况，而应当与具体的情况结合起来加以修正才可应用。煤的液态产物正构单体烷烃中基本以低碳数部分为主，高峰产率碳数集中于Ｃ１４以下，而这部分烃在一般的氯仿沥青“Ａ”抽提过程中他。并且分子越小，损失越多，因而在利用一般的氯仿沥青“Ａ”数据计算生烃量、排烃     

生烃热模拟实验方法述评

生烃热模拟实验是烃源岩成烃潜力与资源评价的重要手段,可再现地质体中有机质热解演化过程,为评价盆地成烃潜力、过程与机理、推导成烃模式及动力学提供理论依据和实验资料。模拟实验样品的选择取决于研究目的和沉积盆地中有机质的类型及演化程度,实验模拟装置体系主要有开放体系和封闭体系两种,开放体系模拟有机质初始裂解反应,封闭体系模拟原油和天然气的二次裂解反应。通过温度、压力、水介质及矿物质等不同实验条件下有机质成烃的模拟实验研究,使实验条件尽量接近地质实际条件,结合沉积盆地热史、沉积史,实验结果可揭示生烃史与沉积盆地的演化关系,为盆地模拟提供重要参数;模拟结果可有效外推到地质实际揭示烃类形成机理和排烃效率。开发岩石围压控制等新的实验技术,加强天然气二次裂解动力学研究、有机质、地层水和矿物质相互作用及孔隙发育条件下的高温高压模拟是生烃热模拟实验领域的发展方向,对页岩气等非常规油气资源评价具有重要意义。