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。     

排烃门限理论在大杨树盆地的应用

排烃门限是油气源岩在沉积埋藏过程中生成的油气满足了源岩自身各种形式的残留需要后开始大量排烃的临界地质条件 .通过源岩生烃量减去残留烃量判别排烃门限 ,进而求得排烃量和油气资源潜量的办法 ,可以规避复杂的排烃机理问题 .大杨树盆地是松辽盆地外围一重要盆地 ,暗色泥岩生烃条件理想 ,有机质已经成熟 ,但资源前景一直不明朗 .利用排烃门限理论对盆地油气资源前景进行研究表明 ,源岩已经进入排油气门限并开始大量排烃 ,天然气勘探前景好于液态石油的勘探前景 .盆地可聚资源量达 (1834.4 774～ 12 134.16 35 )× 10 4 t ,显示了良好的勘探前景     

煤系源岩排烃门限影响因素的模拟计算

利用生烃量减去残烃量的方法研究了煤系源岩排烃门限。数值模拟计算结果表明 ,煤和煤系泥岩的排烃门限随有机质生烃潜力的增强而变早 ,随有机质丰度的升高而变浅 ,但丰度升高到一定程度之后 ,对排烃门限的影响已不明显。随地温梯度的升高 ,排烃门限深度也变浅 ,但成熟度门限升高。煤及煤系泥岩的排气门限一般早于排油门限 ,排气量大于排油量。进入生烃门限的源岩不一定进入排烃门限 ,而进入排烃门限的源岩也不一定进入传统意义上的生烃门限。因而 ,由排烃门限来评价源岩可能比由生烃门限来评价源岩更为客观     

煤系源岩排烃门限影响因素的模拟计算

利用生烃量减去残烃量的方法研究了煤系源岩排烃门限。数值模拟计算结果表明,煤和煤系泥岩的排烃门限了随机质生烃潜力的增强而变早,随有机质丰度的升高而变浅,但丰度升高到一定程度之后,对排烃门限的影响已不明显,随地温高,排烃门限深度也变浅,但成熟度门限升高。煤及煤系泥岩的排气门限一般早于排油门限,排气量大于抽油量。进入生烃让限的源岩不一定进入排烃门限,而进入排烃门限的源岩也不一定进入传递意义上的生烃门限。     

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。     

塔里木台盆区有效源岩排烃特征及石油地质意义

根据排烃门限理论 ,利用生烃潜力法研究了塔里木盆地台盆区中下寒武统和中上奥陶统 2套烃源岩在不同地质时期的排烃特征 .研究表明 ,寒武—奥陶系源岩存在 3个重要排烃期 :加里东晚期 (O -S)、晚海西—印支期 (C -T)和燕山—喜山期 (K -Q) ;中下寒武统源岩累积排烃量 35 87亿t ,第一、第二个排烃期为其排烃高峰 ,早期成藏为主 ;中上奥陶统源岩累积排烃量 714亿t ,从石炭纪开始大量排烃 ,第三个排烃期为其重要排烃阶段 ,晚期成藏为主 ;供烃中心在地质历史过程中不断发生变迁     

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。     

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.     

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。     

渤海湾盆地南堡凹陷东营组东三段烃源岩排烃特征

为判定南堡凹陷东三段烃源岩的有效性,利用加权平均的方法,对单井烃源岩有机地球化学指标进行计算。采用单井分析测试数据与地震反演、沉积相、构造埋深等资料"点-面"相互结合、验证的方法,对烃源岩的厚度、有机质丰度、有机质类型和热演化程度进行平面预测与评价。在此基础上,应用生烃潜力法对东三段烃源岩的排烃特征进行分析,厘定烃源岩排烃门限,确定东三段存在有效烃源岩。结果表明,东三段烃源岩的主要排烃期为明化镇组沉积时期,排烃门限对应的镜质体反射率为0.82%,对应深度为3 620 m。东三段烃源岩的生烃量和排烃量分别为13.79×10~8 t和5.52×10~8 t。综合而言,东三段烃源岩能够排烃,且在凹陷内属于晚期排烃,具有一定的资源前景。     

大民屯凹陷源控油气作用及资源潜力预测

研究了大民屯凹陷有效烃源岩对油气的来源特征、主要成藏期次、油气分布范围和资源潜力的控制作用。大民屯凹陷分为上下两套成藏组合,共划分10个成藏体系。应用地质门限控烃理论计算了各个成藏体系的排烃量、可供聚集烃量、远景资源量和剩余资源量。结果表明,大民屯凹陷总的剩余资源量为1.9?08t,其中上部成藏组合中的成藏体系Ⅰ剩余资源量达0.559?08t,下部成藏组合的成藏体系Ⅵ剩余资源量达0.543?08t,这两个成藏体系是最有利的勘探区带。     

东营凹陷沙三段源岩排烃特征及潜力评价

东营凹陷透镜体岩性油气藏主要分布在沙三中亚段,但沙三中亚段烃源岩能否成为有效油气供给源岩一直存在争议。根据排烃门限理论,利用生烃潜力法对东营凹陷沙三段上、中、下三个亚段烃源岩的排烃特征进行了研究并对其资源潜力进行了评价。沙三上、中、下三套烃源岩的主要排烃期均为明化镇组沉积时期,排烃门限深度分别为2500m,2650m和2600m。三套烃源岩的总排烃量和总资源量分别为58.41×10⁸t和25.12×10⁸t,其中沙三下亚段烃源岩的排烃量和资源量均占总数77%以上,而沙三中亚段占16%,沙三上亚段则仅为7%。综合分析认为,沙三下亚段为岩性油藏的主力烃源岩之一,沙三中亚段对岩性油藏成藏贡献不大,为非主力烃源岩。     

大民屯凹陷源控油气作用及有利勘探区带预测

 为评价大民屯凹陷剩余资源潜力,指出有利勘探区带,研究了大民屯凹陷的源控油气作用,即大民屯凹陷有效烃源岩对油气的来源特征、主要成藏期次、油气分布范围和资源潜力的控制作用。结合油气成藏体系和地质门限控烃理论,评价了大民屯凹陷各个油气成藏体系的排烃量、资源量和剩余资源量。大民屯凹陷划分为上、下两套成藏组合,10个油气成藏体系,总的排烃量为14.66×10⁸t,资源量为6.34×10⁸t,剩余资源量为3.098×10⁸t,勘探前景较大;其中,最有利的勘探区带有3个,分别为成藏体系为Ⅰ_下、Ⅲ_上和Ⅱ_上,剩余油气资源量分别为1.163×10⁸,0.567×10⁸和0.409×10⁸t。     

复合超压生烃系统内不同成因油气的运移流向分析

牛庄洼陷2套生油岩纵向上叠置,有机地球化学特征、成烃期次及油气运聚过程都存在差异,并伴有异常流体压力,这就构成了复合型超压生烃系统.基于油-源对比和同源油气藏空间分布规律,对叠合型超压生烃系统油气运移流向的差异性进行了分析.研究表明,在断层活动的诱发下,超压驱动"沙三下源型"油主要发生纵向运移;但在超压带盖下"沙四上源型"油主要发生侧向运移,而纵向运移在超压系统发育区相对不活跃.超压系统的自组织行为对油气运移流向具有重要的控制作用,导致"沙三下源型"和"沙四上源型"油气运移及分布规律差异较大.通过复合型超压生烃系统内不同成因的油气运移流向分析,可以进一步认识研究区油气运移和富集规律,进而"分源"挖掘油气勘探潜力.     

油气成藏过程中的地质门限及其控制油气作用

油气在生排运聚成藏过程中须经历生烃、排烃、运烃、聚烃和资源等 5个门限。某一确定的油气运聚成藏系统进入任一个门限都将损耗一部分烃量。在实际地质条件下 ,源岩生成的烃量只有超过进入各个门限时损耗烃量之和才能大规模聚集成藏 ,并构成油气勘探的远景区。根据物质平衡原理研究油气生成量和损耗量之间的平衡关系 ,建立了相应的地质模型。在此基础上 ,提出了门限控烃作用及其计算模型。文中阐明了各门限的地质含义、判别标准及其控油气作用机理 ,给出了应用实例     

东营凹陷Es4-Ek油气资源评价

设计开放和封闭两种模拟实验体系进行东营凹陷有机质初次裂解生烃(成油、成气)和原油二次裂解成气的模拟实验.根据模拟实验结果建立并标定相应的化学动力学模型,进而结合该凹陷地史、热史资料进行地质应用得出生烃剖面.利用生烃剖面对研究区的有机质丰度和生烃潜力进行恢复.最终结合烃源岩发育和残留烃情况对研究区进行了生、排烃量的计算,...     

鄂尔多斯盆地长9烃源岩评价

近年来长9优质烃源岩的发现,及相邻的长8、9、10储层中好的油气显示和工业油流的获得,表明长9可能是一套重要的潜在烃源岩。对鄂尔多斯盆地长9烃源岩生烃潜力进行了定性和定量评价。结果表明,鄂尔多斯盆地长9优质烃源岩主要集中在志丹、英旺地区,计算得出鄂尔多斯盆地长9烃源岩油气资源量分别为(2.09～4.17)×108 t和(0.06～0.12)×1011 m3。由于英旺地区排烃效率较低,资源量主要集中在志丹地区。因此,在志丹地区进行油气勘探时应考虑长9烃源岩的贡献。