利用干酪根H/C比评价烃源岩热成熟度与生烃潜力

在近几年来,人们倾向于利用Rock-Eval热解法的氢指数来评价烃源岩,而忽略了用干酪根H/C比值评价烃源岩的优点。Rock-Eval热解法能快速、廉价、定量(mgHC/g岩石)地给出岩石中干酪根的热解数据。由于在数据分布上的普遍分散性,一般人们认为Rock-Eval热解法对烃源岩评价是一种筛选评价。描述了在烃源岩评价中应用H/C比值的优点,并确定了H/C比值与热成熟度、有机质转化率和排油量之间新的相关性。 热解干酪根的H/C比值与Ⅰ型、Ⅱ型干酪根的热转化率程度存在一定的相关性。定量计算的氢和碳损失与加水热解实验中的损失具有很好的一致性,表明干酪根H/C比值可作为干酪根端元热成熟度的一个好的指标。如果现在和原始H/C比值确定,那么这些数据同时也为评价有机质转化率提供了一种新的方法。现在H/C比值可通过微相有机质分析测试。对于生油源岩,Ⅰ型未熟干酪根的H/C比值为1.35～1.50,Ⅱ型H/C比值为1.20～1.35。 在加热水解实验中,油的排出量与H/C比值之间的相关性可为勘探工作者提供一种快速评价油的排出量的方法。依据加水热解实验、测试的H/C比值和计算的原始TOC(总有机碳)对Williston盆地(Bakken页岩)、Los Angeles盆地(Nodular页岩)和Illionis盆地(New Albany页岩)的成熟烃源岩进行了初步体积估算,其结果于已     

利用干酪根H/C比评价烃源岩热成熟度与生烃潜力

在近几年来，人们倾向于利用Rock-Eval热解法的氢指数来评价烃源岩，而忽略了用干酪根H／C比值评价烃源岩的优点，Rock-Eval热解法能快速，廉价、定量（mgHC/g岩石）地给出岩石中干酪根的热解数据，由于在数据分布上的普遍分散性，一般人们认为Rock-Eval热解法对烃源岩评价是一种筛选评价，描述了在烃源岩评价中应用H／C比值的优点，并确定了H／C比值与热成熟度，有机质转化率和排油量之间新的相关性。热解干酪根的H／C比值与I型，II型干酪根的热转化率程度存在一定的相关性，定量计算的氢和碳损失与加水热解实验中的损失具有很好的一致性，表明干格根H／C比值可作为干酪根端元热成熟度的一个好的指标，如果现在原始H／C比值确定，那么这些数据同时也为评价有机质转化率提供了一种新的方法，现在H／C比值可通过微相有机质分析测试，对于生油源岩，I型未熟干酪根的H／C比值为1．35－1．50，II型H／C比值为1．20－1．35。在加热水解实验中，油的排出量与H／C比值之间的相关性可为勘探工作者提供一种快速评价油的排出量的方法。依据加水热解实验，测试的H／C比值和计算的原始TOC（总有机碳）对Williston盆地（Bakken页岩），Los Angeles盆地（Nodulard页岩）和Illionis盆地（New Albany页岩）的成熟烃源岩进行了初步体积估算，其结果于已发表的该盆地油的评价值非常吻合。     

利用干酪根H/C比评价烃源岩热成熟度与生烃潜力

在近几年来,人们倾向于利用Rock-Eval热解法的氢指数来评价烃源岩,而忽略了用干酪根H/C比值评价烃源岩的优点。Rock-Eval热解法能快速、廉价、定量(mgHC/g岩石)地给出岩石中干酪根的热解数据。由于在数据分布上的普遍分散性,一般人们认为Rock-Eval热解法对烃源岩评价是一种筛选评价。描述了在烃源岩评价中应用H/C比值的优点,并确定了H/C比值与热成熟度、有机质转化率和排油量之间新的相关性。 热解干酪根的H/C比值与Ⅰ型、Ⅱ型干酪根的热转化率程度存在一定的相关性。定量计算的氢和碳损失与加水热解实验中的损失具有很好的一致性,表明干酪根H/C比值可作为干酪根端元热成熟度的一个好的指标。如果现在和原始H/C比值确定,那么这些数据同时也为评价有机质转化率提供了一种新的方法。现在H/C比值可通过微相有机质分析测试。对于生油源岩,Ⅰ型未熟干酪根的H/C比值为1.35～1.50,Ⅱ型H/C比值为1.20～1.35。 在加热水解实验中,油的排出量与H/C比值之间的相关性可为勘探工作者提供一种快速评价油的排出量的方法。依据加水热解实验、测试的H/C比值和计算的原始TOC(总有机碳)对Williston盆地(Ba...     

不同烃源岩实验评价方法的对比

在Rock-Eval热解法、H/C比及加水热模拟实验3种烃源岩生烃潜力评价方法对比的基础上,对塔里木盆地满加尔坳陷低成熟侏罗系煤岩进行了生烃评价。对比结果表明,H/C比值与加水热解实验法评价结果较接近,生烃量分别为9.62和9.72 mg/g,而Rock-Eval热解法得到的生烃潜力为32.75 mg/g,远高于其他两种评价结果。Rock-Eval热解法得到的是烃源岩的最大排烃量,而H/C比与加水热模拟实验法获得的是烃源岩的有效排烃量。因此,在对烃源岩的生烃评价中要根据实际需求选择不同的评价方法。      

鄂尔多斯盆地吴起—志丹地区长10烃源岩特征与生烃潜力

鄂尔多斯盆地中部志丹—吴起地区延长组长10油层组顶部发育一套湖相暗色泥岩,确定该套烃源岩的地质地球化学特征及生烃潜力对该区油气勘探有重要意义.利用岩心和测井资料,研究了长10暗色泥岩的分布特征,通过开展岩石热解、干酪根显微组分、镜质体反射率、可溶有机质族组分及饱和烃色谱—质谱等有机地球化学测试和分析,评价了长10烃源岩的生烃潜力.研究表明,长10暗色泥岩分布广泛,厚度为5～20m;烃源岩有机质丰度和生烃转化率较高,有机质母质中陆源植物生源贡献较大,主要为Ⅱ型和Ⅲ型干酪根,有机质热演化程度达到成熟生油阶段,总体评价为较好—好烃源岩.长10烃源岩的生物标志化合物特征有别于长7烃源岩和长9烃源岩,具有高Pr/Ph值、ααα20R构型C27、C28和C29规则甾烷呈反“L”型分布的典型特征.长10烃源岩的生烃量较大,是鄂尔多斯盆地中生界另外一套重要的有效烃源岩,该套烃源岩的发现为鄂尔多斯盆地中部延长组下组合的深入勘探提供了科学依据.     

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EasyR_o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。      

确定烃源岩有效排烃总有机碳阈值的方法及应用

针对油气地质学中排烃源岩难以识别的问题,依据生排烃原理,利用常规烃源岩有机碳和热解（Rock-Eval）分析测试参数,建立了判别排烃源岩的实用方法。该方法主要基于生烃量参数[I_HC=S₁/w（TOC）]和沥青转化率[w（A）/w（TOC）],判别排烃源岩的总有机碳阈值,高于该值的烃源岩即为排烃源岩。根据分析测试资料,对准噶尔盆地和三塘湖盆地二叠系芦草沟组、酒泉盆地营尔凹陷和青西凹陷白垩系下沟组以及鄂尔多斯盆地上三叠统延长组长7段的排烃源岩进行判别,判别效果较好,应用该方法时要求烃源岩的母质特征与热演化程度接近。由于气态烃易散失,所以采用的参数主要反映烃源岩中生成的液态烃量。该方法对于油源岩的判别更为有效。      

单冷阱热解色谱仪在烃源岩评价中的应用

利用单冷阱热解色谱仪对烃源岩样品进行热解分析,通过电磁切割和冷阱富集的匹配,能实现烃源岩不同演化阶段热解生烃组分色谱分析,气态烃也得到很好分离,从而为烃源岩组分动力学研究提供了技术保障。对不同类型烃源岩的热解分析表明,烃源岩从Ⅰ型到Ⅲ型有机质,甲烷产率快速增加,而轻质油和重质油则逐渐减少,湿气与有机质类型关系不明确,产率变化不大;烃源岩热解产物正烷烃与正烯烃的比值受到热解速率、烃源岩演化阶段及类型的综合影响,不能简单地以烃源岩热解正烷烃与正烯烃的比值来确定有机质类型。建立的烃源岩热解生烃组分动力学分析技术能提供包括C₁(干气)、C₂—C₄(湿气)、C₅—C₁4(轻质油)和C₁₅₊(重质油)的动力学数据,从而为烃源岩定量评价、确定其主成油期、主成气期、油气比和资源量计算提供了重要技术参数。      

鄂尔多斯盆地南部地区延长组烃源岩生烃动力学研究及模拟结果分析

通过岩石热解评价仪(Rock-Eval)模拟试验对鄂尔多斯盆地南部地区延长组烃源岩样品进行了生烃动力学研究。结果表明,烃源岩裂解温度区间与样品的有机质类型有关。用平行一级模型求取了动力学参数,频率因子介于7.1×1014～1.6×1019s-1之间,活化能在190～300kJ/mol的范围内。将所求得的动力学参数外推到地质时期的升温速率下,长4+5油层组烃源岩转化率最高,为99.16%,累计生烃量为31.21mg/g;长6油层组烃源岩的转化率可达73.54%,累计生烃量为56.50mg/g;长7油层组4个油页岩的转化率较低,分别为53.17%、84.62%、28.13%和30.95%,但其累计生烃量较高,分别为36.19、73.54、22.18和29.67mg/g;长7油层组2个暗色泥岩的转化率分别为93.88%和85.08%,累计生烃量分别为13.29、10.41mg/g;长8油层组烃源岩的转化率为85.70%,累计生烃量为6.92mg/g;长9油层组烃源岩的转化率为27.87%,累计生烃量仅为0.85mg/g。     

陆相页岩含油性的化学动力学定量评价方法

细粒岩石中含油性和烃类可动性评价是页岩油气勘探选区和目标评价的重要依据。实验室开放热解技术是常规烃源岩品质和油气资源量评价的主要手段。页岩油勘探开发重点为页岩储层中的可动资源,常规Rock-Eval热解法获得的主要参数不能直接用于页岩油气资源评价。通过常规热解法的改进和数据处理流程的优化,提出了一系列页岩含油性和可动性评价新方法,包括利用单一升温速率热解数据获取非均质页岩系统生烃化学动力学参数,利用热解数据判识和定量扣除富有机质页岩中运移烃,页岩总含油量的单步热解法及其与两步热解法的比较分析,以及利用常规热解曲线信息确定游离烃组分。将这些方法应用于济阳坳陷和潜江凹陷页岩含油性分析和运移烃识别等方面,大大地提高了页岩含油性定量评价结果的针对性,有利于准确圈定页岩油原地资源量和伴生的常规圈闭资源量。     

鸡西盆地下白垩统煤系烃源岩生油潜力

应用有机地球化学的多种分析方法,对鸡西盆地下白垩统烃源岩的有机岩石学特征、有机质丰度、成熟度及有机质的类型进行了讨论。有机显微组分以壳质组为主,煤岩和碳质泥岩的镜质组含量较高;有机碳、热解氢指数I_H及产烃潜量(S₁+S₂)反映烃源岩达到中等—好的级别。有机质为Ⅲ型干酪根,部分Ⅱ_B型,镜质体反射率R_o主要集中于0.5%~1.1%.依据Ⅲ型干酪根的成烃模式,正处于产生液态烃的高峰期,具备生成油气的潜力。与典型的煤成油盆地如Gippsland盆地和吐哈盆地有很好的可比性,具有很好的油气勘探前景。     

吴起-志丹地区长7优质烃源岩特征及分布研究

综合利用岩心、测井曲线、烃源岩总有机碳含量、烃源岩热解、烃源岩镜质体反射率等资料,研究了吴起-志丹地区长7层烃源岩主要特征,综合评价了其生烃潜力,建立了该地区长7优质烃源岩评价标准,刻画了优质烃源岩的分布范围,研究结果表明,吴起-志丹地区长7层烃源岩有机质丰度和生烃转化率较高,具有良好的生烃潜力,干酪根主要为Ⅱ1型,周长北部地区为Ⅱ2型,生烃母质为腐泥-腐殖型。优质烃源岩主要分布在西南樊学和南部的马营区域。     

烃源岩特征与生烃动力学研究——以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组为例

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组含有丰富的油气资源,其烃源岩主要有页岩、碳酸盐质页岩和粉砂质泥岩,它们均具有有机质丰度高、生烃潜力大、当前处于低成熟至成熟阶段、有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ型为主的特征,在对其特征进行评价的基础上,选取中-低成熟度、有机质丰度较高的烃源岩进行开放体系条件下的热解实验和动力学模拟实验,进而研究烃源岩样品的生排烃特征。结果表明,芦草沟组烃源岩活化能主要为210 kJ/mol;上述3 种烃源岩中,页岩具有最高的生烃量和排烃效率,碳酸盐质页岩次之,而粉砂质泥岩的生烃量和排烃率均最低,但前两者却具有较高的滞留烃含量。综合前人的研究成果,最终认为芦草沟组烃源岩生烃增压作用是烃源岩排烃和致密油气聚集的主要动力,页岩和碳酸盐质页岩段是致密油勘探的目标层段。     

羌塘盆地扎仁地区中侏罗统布曲组烃源岩评价

目前羌塘盆地的绝大部分烃源岩资料均来源于地表露头的分析数据,通过对羌资2井烃源岩和南羌塘坳陷扎仁地区地表烃源岩特征对比分析,从烃源岩岩性、有机质丰度、类型和成熟度等方面揭示了羌塘盆地的地表与地下烃源岩之间的差异。结果显示,羌资2井有机碳含量高于地表条件下的有机碳含量,有机质类型以Ⅱ1型干酪根为主,极少量为Ⅱ2型,而有机质演化程度也明显偏低。因此,认为羌塘盆地地下烃源岩具有非常好的生油能力,这对羌塘盆地烃源岩的评价有重要的现实意义。     

准噶尔盆地石炭系与二叠系主力烃源岩地球化学特征对比研究

重点对准噶尔盆地石炭系与二叠系主力烃源岩生物标志化合物分布特征,及单体烃碳同位素特征进行分析与对比。该盆地石炭系和二叠系烃源岩有机质丰度都相对较高,成熟度以西北缘与南缘较高,准东较低,各项参数均达到了烃源岩要求。盆地石炭系烃源岩生物标志化合物特征具有Pr/Ph值较高,伽马蜡烷含量低,C_29甾烷含量较高,而C₂₈甾烷含量较低的特点,生物标志化合物特征反映出石炭系烃源岩,形成环境为淡水湖湘,主要为Ⅲ型有机质。二叠系烃源岩Pr/Ph值整体较低,伽马蜡烷指数相对较高,且含有一定量的β-胡萝卜烷,C₂₈甾烷明显高于石炭系烃源岩,沉积环境主要为半咸水—咸水盐湖相,有机质类型为Ⅰ型、Ⅱ型。石炭系烃源岩有机质类型主要为Ⅲ型,其干酪根碳同位素组成较重,但单体烃碳同位素差别较大,母质来源和成熟度都影响着正构烷烃单体烃碳同位素的分布。二叠系烃源岩干酪根分布特征表明主要源岩有机质类型为Ⅲ型、Ⅱ型和Ⅰ型,其正构烷烃单体烃碳同位素的分布特征与干酪根碳同位素分布有较好的相关性,Ⅲ型有机质单体烃碳同位素组成较重,而Ⅱ型和Ⅰ型有机质单体烃同位素组成较轻;南缘二叠系烃源岩有明显的甲烷菌母质输入现象,干酪根、单体烃碳同位素组成和一些藿类化合物碳同位素组成都表现为较轻的特点。     

基于裂解色谱质谱技术的琼东南盆地渐新统源岩生烃潜力评价

琼东南盆地渐新统崖城组和陵水组发育泥岩、碳质泥岩和煤3类潜在油气源岩,但由于岩屑样品大多受到泥浆添加剂污染,利用经典的热解技术（Rock-Eval）和元素分析法都无法客观评价有机质的生烃特性。针对这种情况,采用干酪根裂解色谱质谱技术(PY-GC-MS)研究了琼东南盆地渐新统崖城组和陵水组烃源岩有机质的生烃特性。研究表明,该两套地层沉积有机质以Ⅱ偏Ⅲ型为主,生烃潜力属中-差水平。但相比之下,崖城组源岩生烃潜力普遍较好,而陵水组仅局部层位（主要是陵三段）可发育好的烃源岩。由于该区潜在烃源岩主要发育于滨海-沼泽和浅海环境,受区域性海侵影响大,相变快,因此,优质烃源岩不可能成片成带展布,其发育主要受控于沉积所处空间位置是否近岸和近岸区域生态系统是否具有高的生产率两个因素。这一研究结论与中海油研究中心对该两套烃源岩所作生烃潜力统计结果相一致。     

柴东石灰沟地区上石炭统烃源岩评价及潜力分析

柴东石灰沟地区发育上石炭统烃源岩,由于缺少系统井下烃源岩评价,其生烃潜力尚不十分明确。对研究区上石炭统烃源岩有机质丰度、类型、成熟度进行分析,结合油源对比及烃源岩展布研究,综合评价其生烃潜力。研究表明,上石炭统海陆过渡相暗色泥岩、碳质泥岩有机质丰度较高,总体达到中等-好烃源岩标准;有机质类型为Ⅱ-Ⅲ型,生烃潜力较大。海相灰岩为较差-中等烃源岩,有机质类型为Ⅰ-Ⅱ型,具备一定生烃能力。研究区上石炭统烃源岩总体处于成熟-高成熟热演化阶段,正处于生排烃高峰期。油源对比分析表明该区石炭系油苗源自石炭系烃源岩,证实了其生烃有效性。同时露头、钻井及前人研究揭示石灰沟地区上石炭统烃源岩分布范围较广、厚度较大,展示该区石炭系可能具有较好的勘探前景。     

鄂尔多斯盆地伊陕斜坡长9烃源岩特征与生烃潜力

鄂尔多斯盆地伊陕斜坡发现多个长9烃源岩邻近的下组合含油有利区,为推进该区下组合石油勘探,亟需深化长9烃源岩特征及生烃潜力研究。利用测井、录井和岩心资料,分析研究区长9烃源岩分布特征。应用岩石热解、总有机碳、干酪根显微组分分析及饱和烃色谱-质谱生物标志化合物分析等方法,研究长9烃源岩地球化学特征与生烃潜力。结果表明,长9₁烃源岩在吴起、靖边、志丹、安塞等地区均有分布,厚度最大超20 m。长9₂烃源岩主要发育在甘泉—洛川地区,厚度最大超12 m。长9烃源岩有机质丰度较高,有机质来源于低等水生生物和陆源高等植物。有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ₁型为主,处于成熟阶段,烃源岩生烃转化率高、生烃能力较强的区域主要为志丹—安塞地区。长9烃源岩多数为较好—好烃源岩,少数为优质烃源岩,具备较强的生烃能力和排烃能力,为伊陕斜坡延长组下组合石油聚集成藏提供了物质基础。     

伊犁盆地二叠系烃源岩地球化学特征及其地质意义

虽然伊犁盆地在经历不同程度油气勘探后取得了一系列成果,但一直没有突破性进展,为此,在结合前人研究基础上,通过干酪根、饱和烃气相色谱、饱和烃质谱和碳同位素等分析技术,综合评价二叠系烃源岩有机质成熟度、有机质类型和沉积环境。研究表明：塔姆其萨依组烃源岩属于半深湖-深湖相沉积,具单一有机质来源,有机质类型以Ⅱ₁型为主,有机质成熟度适中,为区内较有利烃源岩;晓山萨依组烃源岩属于海陆交互相沉积,具多种有机质来源,有机质处于高成熟-过成熟阶段,为区内有利烃源岩。     

渤海海域渤中凹陷渤中19-6大型凝析气田天然气来源探讨

渤海海域渤中19-6大型凝析气田的发现为渤中凹陷寻找大气田带来了希望和信心,深入研究其天然气的来源和成因对今后渤海天然气勘探具有重要指导意义。通过对开放和密闭体系热模拟实验结果分析,综合地球化学和数值模拟研究表明,渤海优质腐泥型湖相烃源岩[ω(TOC)=3.93%,I_H=727 mg/g(每克有机碳中干酪根热解烃量,下同)]干酪根热解累积生气的比例仅为10%,以排油为主;偏腐殖型湖相烃源岩热解生气比例也不大,I_H=100 mg/g时干酪根热解累积生气比例仅为30%,但由于干酪根的吸附作用,其中的残留烃在烃源岩中裂解成气,最后以排气为主。渤中19-6天然气为沙三段Ⅱ₁、Ⅱ₂和Ⅲ型混合烃源岩成熟到高成熟阶段的产物,是干酪根热解气与残留烃裂解气的混合物,且其供烃区为渤中凹陷西南的局部区域,供烃区古近系沙河街组沙三段烃源岩早期以排油为主,晚期(15 Ma以后)以排气为主,晚期排气量占总排气量的82%。下一步在渤中凹陷寻找大气田要选择供烃区烃源岩排烃气油比大、以排气为主的目标进行钻探。