英15井有机地化特征的研究

本文应用10项分析技术30个有机地化指标,对英15井生油岩有机质丰度、生油岩母质类型及演化特征进行了分析研究,其结果认为,该井有机质的大部分数据接近和超过了松辽盆地相应层段的有机质丰度指标,生油母质具有腐泥型、腐殖腐泥型、腐泥腐殖型及腐殖型四种类型,并把该井演化阶段划分为未成熟、成熟、高成熟三个阶段。     

陆相生油岩有机质的丰度及类型

本文依据陆相石油勘探实践及大量的地球化学分析资料,对陆相生油岩有机质的丰度及类型进行了探讨。研究认为:1.陆相生油岩有机质含量及分布与湖相沉积类型和相带有关。一般采用有机碳、氯仿沥青“A”及烃含量来表示。2.应用色谱、红外、元素、色谱—质谱联用技术、扫描电子显微镜等分析资料,研究了有机质类型认为:陆相生油岩类型及分布受沉积相带的控制。其母质类型除腐殖型外,还发育了大量腐泥型等多类型生油岩。3.依据生油岩中可溶与不溶有机质成因联系,将可溶有机质视为整体有机质的一个“碎片”,结合干酪根等资料,将陆相生油岩有机质类型划分为五种类型即:腐泥型、腐殖-腐泥型、腐泥-腐殖型、腐殖型和腐煤型。     

陆相有机质演化的热解色谱研究

用 ROCK-EVAL(油源岩快速评价仪)对深井不同类型陆相有机质进行热解色谱分析,从其资料的研究中,获得了以下认识:1.尽管腐殖型生油岩(早2井)和腐泥型生油岩在热解谱峰上有着鲜明的区别(前者以氧峰为主,后者以氢峰占优势),但它们的演化规律是一致的。2.早2井井深6018米,从第四系至中新统中部,有机质经历了一个完整的演化过程:从未成熟、成熟直到高成熟湿气阶段。井深5300米,地温180℃,为液-气相临界点。各演化阶段的性质,清楚地表现在热解特征参数综合图上。3.从比较研究中,在热解参数三角图和生油岩演化图解上,表现了不同类型有机质的演化途径不同,生油潜力殊异,并可以划分出成油区和成气区,得出不同类型生油岩的最大累积产油率。4.提出了腐殖型和腐泥型这两种生油岩的成油演化模式。     

塔北草湖凹陷的油气勘方向

草湖凹陷属塔北下古生界满加尔坳陷北延部分，主力生油岩为腐泥的寒武－澳陶系碳酸盐央 系主生没期为加里东中期－海西晚斯，奥陶系为海西期－燕山期。这两套生油岩曾生成并排出过大量油气，主运移期分别为晚古代晚期－早侏罗世和早中新世－第四纪，主要沿寒武－奥陶系由南向西，、北、东侧向运移。     

开鲁盆地陆家堡坳陷石油地质概况

该坳陷面积约2500km²,沉积岩厚度约5000m,侏罗系沙海组和九佛堂组为较好至好生油岩,有机质丰度高,为腐泥腐殖型和腐殖腐泥型,生油门限深度为1400m,圈闭形成时间与成油时间搭配得当,已有五口井见油气显示,勘探前景良好。     

运用多元统计方法探讨松辽盆地南部有机质类型

本文综合应用了干酪根的光性鉴定、元素分析、红外光谱及热解色谱等多项地化参数,运用聚类、判别、对应分析等多项多元统计分析,研究了松辽盆地南部三个主要生油凹陷下白垩统以青山口组为主的生油岩有机质类型、性质及其展布。用统计的观点对每一口采样井的有机质类型都作出了明确的结论:全区青山口组一段(K_1qn~1)为生油性能极好的典型的腐泥型干酪根;青山口组二、三段(K_1qn~(2 3))在大安次凹为腐泥型干酪根,在乾安长岭凹陷则以混合型为主,少数为腐泥型或腐殖型干酪根。并且推断在三肇凹陷青二、三段为较好的生油岩,干酪根为Ⅰ、Ⅱ型的。有机质类型的确定为生油量计算参数的选取和资源量预测工作提供了可靠的依据。     

张强凹陷七家子洼陷沙海组烃源岩地球化学特征

七家子洼陷是张强凹陷南部地区的生油洼陷,其主要生油层位是沙海组,分为Ⅰ、Ⅱ油组,七家子洼陷沙海组烃源岩主要是暗色泥岩,厚度大、质地纯、分布面积广。有机质类型主要为腐殖–腐泥型、腐泥–腐殖型。通过对烃源岩样品的有机碳、氯仿沥青"A"、总烃、生烃潜量及烃转化率等丰度指标进行分析,表明该区烃源岩有机质丰度高,是品质较好的生油岩,为南部地区的各类圈闭提供了充足的油源。     

南祁连盆地石炭系可能烃源岩的甾萜烷地球化学特征及意义

作者应用生物标记物分析技术,结合其它地球化学资料,对南祁连石炭系碳酸盐岩和泥岩进行了有机质生源构成、沉积环境、成熟度和生油潜力等方面的初步研究。研究结果表明,该烃源岩发育的沉积环境为海相还原环境,有机母质主要为低等水生生物兼有高等植物的混入,有机质类型为腐殖腐泥型和腐泥型,有机质丰度高,成熟度较高,具有形成油气的有利条件      

准噶尔盆地东部上二叠统生油岩地化特征及油源对比

准噶尔盆地南缘东部博格达山前凹陷三条地质剖面的上二叠统具多源输入、低等水生生物为主的高生油丰度,有机质为腐泥或腐泥腐殖的混合型。成熟度自乌鲁木齐向东至吉木萨尔逐渐增高,属低成熟—成熟阶段,而三工河剖面二叠系生油岩高成熟度可能与火山岩活动局部受热有关。 三台、北三台原油储于仓房沟群(T_1ch—P_2ch)和侏罗系中,经生物标记化合物指纹对比,与大龙口剖面芦草沟组生油岩有亲缘关系。     

塔北草湖凹陷的油气勘探方向

草湖凹陷属塔北下古生界满加尔坳陷北延部分,主力生油岩为腐泥型的寒武-奥陶系碳酸盐岩。寒武系主生油期为加里东中期-海西晚期,奥陶系为海西期-燕山期。这两套生油岩曾生成并排出过大量油气,主运移期分别为晚古代晚期-早侏罗世和早中新世-第四纪,主要沿寒武-奥陶系由南向西、北、东侧向运移。凹陷北部及东部晚海西期强烈抬升,剥蚀作用长达40 Ma,不仅将二叠系剥蚀殆尽,而且已生成的油气沿断裂全部逸散,这是近年来十余口钻井全部落空的原因,但是在草湖凹陷与阿克库勒凸起之间的斜坡上的石炭系和三叠系圈闭形成早,后期破坏小,油气逸散少,成藏条件好,应是下一步勘探布井的有利场所。     

储层有机地球化学及油气运移特征

根据储层岩石热解色谱、储层沥青中的正烷烃、碳同位素和生物标志化合物分析资料，探讨了塔里木盆地油Ⅱ区块储层特征和油气运移特征。实验表明，应用热解烃和储层沥青含量可以判别源岩层、储层以及储层相对优劣。研究结果认为，垂向上从石炭系到三叠系储层，油气由石炭系运移到二叠系，但三叠系储层油气并非源于二叠系；横向上二叠系储层油气运移范围小，石炭系储层油气从凹陷向隆起发生了侧向运移，志留系储层油气有侧向运移迹象，方向和石炭系相反，奥陶系储层油气以自生自储为主。     

Ⅰ类生油岩人工熟化热解动力学及热解气相色谱研究

本文对含有Ⅰ类干酪根的扶16-02井(埋深355.9m)的未成熟生油岩样品进行了一系列人工熟化,得到了具有不同成熟度的样品。对这些熟化样品,用Ⅱ型岩石评价仪(Rock-EvalⅡ)进行了热解常规分析,用Ⅰ型岩石评价仪(Rock-EvalⅠ)进行了热解模拟实验,并用热解气相色谱仪进行了热解产物组成分析。对于热解模拟实验数据,按串联一级反应动力学模型(Friedman方法)进行处理,得到了一系列热解分析指标和热解生烃动力学参数,揭示了热解产物组成随生油岩成熟度变化的规律以及演化过程中干酪根结构和热解反应本质的变化。     

Ⅰ类生油岩人工熟化热解动力学及热解气相色谱研究

本文对含有Ⅰ类干酪根的扶16-02井(埋深355.9m)的未成熟生油岩样品进行了一系列人工熟化,得到了具有不同成熟度的样品。对这些熟化样品,用Ⅱ型岩石评价仪(Rock-EvalⅡ)进行了热解常规分析,用Ⅰ型岩石评价仪(Rock-EvalⅠ)进行了热解模拟实验,并用热解气相色谱仪进行了热解产物组成分析。对于热解模拟实验数据,按串联一级反应动力学模型(Friedman方法)进行处理,得到了一系列热解分析指标和热解生烃动力学参数,揭示了热解产物组成随生油岩成熟度变化的规律以及演化过程中干酪根结构和热解反应本质的变化。     

热成熟及水的作用对热解烃同位素组成的影响

对Ⅱ型未成熟源岩采用高压釜热模拟实验方法,研究了在有水及无水条件下,生成的热解烃中正构烷烃单体氢同位素随热成熟作用的变化情况。实验结果表明,在无水条件下,随热解温度的升高(290-400℃),热解烃中正构烷烃呈现富D(2H)趋势,氢同位素发生了20‰左右的分馏;而在有水条件下,由于相同热解温度点所达到的成熟度低于无水条件下的,所以产生的氢同位素分馏相对要小。热模拟实验中水的存在对热解烃中正构烷烃单体氢同位素组成并没有产生明显的影响。因此,热成熟作用及成岩作用过程中的氢同位素交换均不能在很大程度上改变脂类化合物本身的同位素组成,脂类化合物的氢同位素能够用来评价有机质的来源、进行油源对比以及地质历史时期沉积古环境的恢复。      

中国中部古老碳酸盐岩有效烃源岩存在的典型实例分析

针对古老碳酸盐岩能否成为有效烃源岩的问题,对我国中部盆地典型古老碳酸盐岩热解的实验结果和成烃实例的分析等展开研究,讨论了古老碳酸盐岩烃源岩能否有效生烃和排烃的问题。结果表明,泥灰岩和泥晶灰岩等相对富有机质岩石,热解模拟生烃量高。在数值模拟初次运移时期,泥灰岩和泥晶灰岩等烃源岩排油较为困难,排气是主要形式,且排气方式以微裂缝排气和扩散排气为主,所以,该类灰岩可以成为有效气源岩,这一认识为古老碳酸盐岩层系的烃源岩评价提供了理论依据。     

生油岩热解气相色谱分析方法及地质应用

为了快速、准确地评价生油岩,该文介绍了生油岩热解气相色谱评价技术并对其地质应用进行了重点阐述。利用热解气相色谱技术在确定生油层排油厚度;根据热蒸发烃、热解烃图形特征及参数判别生油岩成熟度和成油类型;利用热解产物谱峰特征和各烃段相对质量分数划分母岩类型等方面,各项评价指标均有较好的表征演化特征,在现场评价生油岩有着重要的意义。     

油浸对烃源岩地化指标的影响分析——以王云12井油浸泥岩为例

对江汉盆地潜江凹陷王场地区油浸泥岩样品洗油处理前、后分别进行了岩石热解、总有机碳及氯仿沥青"A"、总烃含量、饱和烃等地球化学指标分析测试,分析了油浸对测试结果的影响,认为潜江组盐韵律层中的油浸对有机地化样品的有机碳分析结果影响不大,但对生烃潜量、氯仿沥青"A"含量和烃含量影响较大,以有机碳的丰度作为评价基础指标更加符合实际;王云12井Eq4井段2 307.04~2 324.04 m的烃源岩主要为差-非烃源岩,本地生油较少,烃源岩中的油浸主要为洼陷内的成熟油运移的结果,这对认识潜江组盐间页岩油勘探潜力具有指导作用。     

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。      

随钻录井快速识别储集岩与烃源岩的方法及应用

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油属于典型源储共生的非常规油气藏,储集岩与烃源岩共生,常规录井过程中对储集岩及烃源岩识别约束条件较多.地化录井作为录井技术的一种特殊手段,在储集岩评价方面具有独特的优势.通过对二叠系芦草沟组资料重新认识,利用完井试油结论进行验证,利用岩石热解色谱技术、岩石热解-气相色谱技术、三维...     

Integration of well log analysis data with geochemical data to evaluate possible source rock. Case study from GM-ALEF-1 well,Ras Ghara oil Field,Gulf of Suez-Egypt

Well logging methodology in geochemical evaluation is an important technique not only for its usefulness as a quick scan of potential source rock, but also in its ability to identify the organic richness (TOC%) of these rocks. Wireline logs can be used to identify source rock intervals in the primary stage of well drilling. Consequently, the logs used for source rock evaluations and calculation of Total Organic Carbon most commonly include density, sonic, gamma ray, neutron and resistivity by using several methods.In this research, a suite of geophysical logs and geochemical data were applied for determining the Total Organic Carbon content (TOC) and compare them together, in addition to source rock evaluation of the study formation.Application of such techniques take place in one well GM-ALEF-1 well located in the Ras Ghara oil Field, Gulf of Suez, Egypt, represented by Miocene rock, Rudeis Formation. A calculated TOC is compared with the measured one from the LECO SC632 after that Rock-Eval pyrolysis data also used to evaluate the TOC content mainly, organic richness, types of kerogen, and thermal maturity.The results of comparison showed that the Petrophysical method using ΔlogR and the LECO and Rock-Eval pyrolysis techniques have produced close results for Total Organic Carbon content, Hence it can be used as a fast and efficient way to regard the intervals rich in organic matter, further step takes place and the reach interval of organic matter is evaluated geochemically shows that the shale in Rudeis formation have fair to good organic richness, it has the potential to produce type II/III kerogen. It is marginally mature to mature source rock. The expected generated hydrocarbon is fair oil source with some gas.