松辽盆地齐家和古龙凹陷页岩油含油性参数优选与资源量计算

松辽盆地齐家和古龙凹陷青山口组一段页岩油资源丰富.以往主要基于不完整的老岩心资料,以校正后的热解S₁或氯仿沥青"A"作为含油性参数计算页岩油资源量,校正参数的准确性受样品新鲜程度、测试手段及校正方法等多种因素影响,导致上述参数的应用存在一定的局限性.根据最新页岩油勘探进展,对比分析了页岩油资源量计算的含油性参数（包括热解S₁、氯仿沥青"A"和含油饱和度）的应用差异,认为含油饱和度可反映游离油和溶解烃含量,不用考虑吸附油影响,且无需进行轻烃、重烃和NSO化合物校正,在具有新鲜样品测试数据的条件下,更适合作为研究区页岩油资源量计算的含油性参数.基于最新页岩油参数井钻探成果和测试数据,明确了有效泥页岩厚度、有机质丰度（TOC）、有机质成熟度（R_o）和埋深的平面分布.通过多因素叠合法查明了齐家和古龙凹陷青山口组一段页岩油富集区面积分别为1 957.23 km²和4 509.09 km².结合密闭冷冻样品的含油饱和度、页岩油密度实测数据和有效孔隙度测井解释数据,通过体积法计算出齐家和古龙凹陷青山口组一段页岩油富集区资源量分别为19.79×10⁸ t和27.29×10⁸ t,表明研究区基质型页岩油具有很好的勘探前景.     

页岩油资源定量评价中关键参数的选取与校正——以松辽盆地北部青山口组为例

页岩油资源评价过程中,常用热解参数(S1)反映含油性。由于实验关系,所测得的S1存在轻烃、重烃的损失,为更准确的对页岩油资源进行定量评价,本文通过有机质成烃动力学研究以及对样品抽提前后的热解参数进行对比,对S1进行轻、重烃补偿校正,获得泥页岩总含油率参数,根据泥页岩排烃门限确定其可动油含量参数(S1/TOC)。研究结果表明,松辽盆地北部青山口组泥页岩S1校正前后相差2~3倍,排烃门限对应的S1/TOC=75mg/g TOC,结合黏土矿物含量(表征可压裂性),优选出页岩油勘探开发有利区:青一段有利区主要集中在齐家古龙凹陷中北部及龙虎泡大安阶地中部,青二、三段集中在龙虎泡大安阶地中部与齐家古龙凹陷中南部。     

鄂尔多斯盆地南部长7页岩沉积特征和有机质富集因素研究

对鄂尔多斯盆地南部瑶科1（YK1）井延长组长7段页岩45件样品进行了总有机碳、Rock-Eval热解分析,并且对其中的15个样品进行了有机碳同位素组成分析、氯仿沥青“A”含量和微量元素分析。结果显示,长7段有机质丰度指标（TOC、氯仿沥青“A”、生烃潜量）之间具有良好的相关性,长73有机质丰度高于长71,长72有机质丰度最低;有机碳同位素指示长73层有机质类型好,以Ⅰ型为主,长72和长71层有机质以Ⅰ和Ⅱ型为主;氧化还原指标U/Th、δU和V/(V+Ni)值指示长7沉积时期水体整体为还原-强还原环境,其中,相比长72和长71的沉积环境,长 73的沉积环境还原性更强,可能达到厌氧、硫化细菌发育的程度。页岩中高P元素含量,指示YK1井长7段页岩沉积时期具有高古生产力特征。有机碳含量（TOC）与氧化还原指标和P元素呈良好的正相关关系,表明有机质含量的变化同时受控于古生产力高低和氧化还原的保存条件。因此,长7段页岩有机质富集模式可能属于“生产力模式”,即长7页岩有机质的富集是由于较高的初始生产力通过消耗水体中的氧气而形成易于保存有机质的缺氧环境。综合前人的页岩气研究成果,认为富有机质的长73层是鄂尔多斯盆地南部页岩气富集的最有利层段。     

沾化凹陷页岩油资源分级评价标准探讨

随着油气资源短缺和开采技术进步,页岩油气巨大的勘探开发潜力备受关注。页岩油气资源评价方法的研究对于准确地评价其资源潜力至关重要。国外学者常用的油跨指数虽然能够很好地指示页岩油的可采层段,但没有考虑到页岩油的富集程度;国内学者在松辽、海拉尔、济阳、泌阳等地区常用的"三分法",虽然能够很好地指示页岩油的富集层段,但忽略了页岩油的可采程度。笔者在参考前人研究成果的基础上,综合考虑了页岩油的富集程度和可采程度,以沾化凹陷某钻井为例,统计了86块岩样的地化测试数据,依据w(S1)与w(TOC)之间的相互关系,将页岩油资源分为5个等级:1富集高效资源(2mg/gw(S1)3.6mg/g,S1/TOC1),此类页岩生成的烃类已经满足了各种形式残留的需要而大量排出,并易于开采;2富集低效资源(2mg/gw(S1)3.6mg/g,S1/TOC1),此类页岩虽然生成了大量的烃类,但由于有机质的吸附作用较强,难以被有效地开采;3中等富集资源(1mg/gw(S1)2mg/g,S1/TOC1),此类页岩有机质丰度较低,页岩生成的烃类还未满足残留的需要,但有望成为未来资源紧缺时开发的对象;4低效资源(1mg/gw(S1)2mg/g,S1/TOC1),此类页岩不仅生成的烃类尚未满足残留的需要,并且较高的有机质含量也不利于烃类的流动,整体上不利于开采;5无效资源(S11mg/g,S1/TOC1),此类页岩由于生成的烃类远未满足残留的需要,并且多以吸附状态存在于有机质表面,也许永远难以被经济有效地开发。在此基础上,通过分析不同岩相的泥页岩的地球化学指标,认为富集高效资源主要分布在沙三下亚段底部的层状含泥质灰岩相,这类岩相虽然有机质含量较低,但是相对较高的成熟度和方解石含量为页岩油的富集可采提供了有利条件,是下一步有利的勘探目标。     

蒙脱石有机复合体超压下残留烃特征研究

为研究有机质类型对页岩油中轻烃和重烃数量及轻重烃选择性分异的影响,利用人工合成的赖氨酸-蒙脱石和壳聚糖-蒙脱石复合体,通过压力机对其柴油饱和样进行超压下排烃模拟实验。实验结果表明,在超压下,以赖氨酸为代表的Ⅰ型有机质和以壳聚糖为代表的Ⅲ型有机质的介入,可能不利于蒙脱石对正构烷烃的残留。在深层,赖氨酸-蒙脱石复合体残留油品质较差,多重烃化合物,但有机质含量低于7%时利于轻烃的保存;壳聚糖-蒙脱石复合体残留油品质相对较好,多轻烃化合物,且有机质含量越低越好;在有机质含量低于7%时,Ⅰ型有机质的蒙脱石粘土页岩较Ⅲ型有机质的蒙脱石粘土页岩储集更多的页岩油,但有机质含量高时,它们储集页岩油的能力相当。这一结果可对页岩油的资源评价提供理论指导。     

扬子地台寒武系泥页岩甲烷吸附特征

对采自扬子地区寒武系黄柏岭组、幕府山组和牛蹄塘组的泥页岩进行了甲烷吸附性能及影响因素研究。所分析页岩的TOC含量在1.08%～4.16%之间;粘土矿物含量在36.7%～62.3%之间。页岩样品甲烷吸附量测定结果显示,寒武系页岩甲烷最大理论吸附量与页岩TOC含量之间总体上呈正相关性,表明有机质丰度是控制页岩甲烷吸附能力的重要因素。而粘土矿物总含量与页岩甲烷最大理论吸附量之间缺乏相关性,仅蒙脱石含量与页岩甲烷最大理论吸附量呈正相关性,显示个别粘土矿物具有较强的甲烷吸附及影响页岩吸附性能的作用。寒武系不同地区页岩吸附性能存在显著差异,遵义牛蹄塘组页岩甲烷最大理论吸附量在2.76～5.30mL/g之间;南京幕府山组页岩甲烷最大理论吸附量在1.36～4.35mL/g之间;池州黄柏岭组泥页岩甲烷最大理论吸附量在1.63～2.72mL/g之间。此外,寒武系不同地区页岩有机碳含量与甲烷吸附量之间关系变化很大,显示页岩吸附量不仅受有机质丰度类型的影响,而且受有机质成熟度、区域地质演化以及粘土矿物吸附等多种因素制约。     

鄂尔多斯盆地长7页岩油“甜点区”优选与分布

2000年在北美地区掀起了页岩气革命,而2008年以来,北美页岩层系的勘探对象逐渐由天然气转换成液态原油。然而,如何实现快速筛选出页岩油勘探的甜点区仍存在一定的问题。本文提出地质指标成熟度、经济指标含油量和工程指标矿物组成"三核心参数"复合优选有利区带和有利岩性。成熟度指标Ro:对于选区而言,大量的地球化学分析数据(热解S1)仍然具有重要的参考意义。鄂尔多斯盆地79块长7页岩热解结果显示:最大游离烃S1含量为7 mg/g,对应的成熟度在0.8%左右,埋藏深度为2 000~2 600 m。因此,鄂尔多斯盆地长7页岩油最佳的勘探深度在2 000~2 600 m,对应的成熟度范围为0.7%~1.1%。含油量:统计鄂尔多斯盆地内400余块样品发现热解烃S1随着有机碳含量的增加先增加后基本恒定,临界值在6%左右,最大值为8 mg/g左右。单位有机碳的游离烃含量S1随着有机碳的增加而降低,由w(TOC)为1%左右时的150 mg/g降低到w(TOC)为25%时的10 mg/g。页岩GRI分析结果显示高有机质丰度含油量不会增加甚至降低。如H15页岩w(TOC)为19.6%,孔隙度为4.2%,含油饱和度为12.9%;而Y56页岩w(TOC)为4.8%,含油饱和度为46.5%,孔隙度为4.3%。因此,我们提出页岩油选取评价中有机质丰度(w(TOC))存在上限值6%。黏土矿物含量:大量数据分析显示,黏土矿物相关孔隙不含油,不是页岩油的有效储集空间。此外,由于非黏土矿物颗粒粒径较黏土矿物颗粒大,孔隙容易保存。因此基于上述2点,页岩油选区应该考虑低黏土矿物含量的泥页岩。同时工程压裂也需要高脆性矿物含量,因此黏土矿物含量应小于50%。鄂尔多斯盆地长7页岩选取应该集中在生油窗、低黏土矿物含量、有机质丰度w(TOC)为2%~6%的泥页岩区域,而不是油页岩区域。     

页岩孔隙演化及其与残留烃量的耦合关系：来自地质过程约束模拟实验的证据

加强页岩孔隙演化规律研究,特别是定量评价其与残留烃之间的关系对页岩油的勘探具有重要意义。采集鄂尔多斯盆地低成熟度湖相Ⅰ型富有机质页岩,通过地质条件约束(埋藏史、地层压力、地层水矿化度等)成岩物理模拟实验模拟页岩演化,利用压汞法、氮气吸附法和二氧化碳吸附法获得不同温压段页岩的比孔容、比表面积和孔径分布,结合氯仿沥青A抽提定量结果,确定孔隙演化规律及其与残留烃的关系。结果表明页岩大孔比孔容与残留烃含量先增加后减小,微孔和中孔的比孔容随着模拟实验温度的增加呈现先减小后增大。XRD分析显示黄铁矿含量控制大孔,有机质丰度和粘土含量控制微孔和中孔。微孔和中孔的比孔容增加为高—过成熟度阶段页岩气提供储集空间,大孔比孔容与残留烃含量变化一致,生油窗阶段大孔增加是页岩油的有利储集带。     

川南地区龙马溪组有机质特征及其对页岩气富集规律的影响研究

四川盆地南部（简称“川南”） 广泛发育多套下古生界海相泥页岩层系,其中龙马溪组为该区一套优良的烃源岩 层,具备优越的页岩气形成条件。根据长宁和威远页岩气探区的钻井岩心、露头样品分析资料,对川南地区下志留统龙马 溪组页岩有机质特征及其对页岩气富集规律的影响进行研究后表明,川南龙马溪组页岩的有机质类型为Ⅰ～Ⅱ1型,有机 碳含量较高（平均为2.52%）,热演化程度为2.0%～3.8%,达到了高-过成熟阶段;研究区的有机质特征对页岩气的富集具 有重要的影响,干酪根的类型决定着甲烷吸附能力强弱,有机质丰度和有机演化程度决定了页岩的生气量和含气量,同时 高TOC和Ro也能促进有机质微孔隙的发育,为页岩气的富集提供更多有利空间。因此,研究认为川南地区龙马溪组有机质 特征较好,有利于页岩气的富集成藏。     

松南上白垩统青山口组一段不同赋存状态页岩油定量评价

松辽盆地南部青山口组一段页岩油资源丰富,多口井试油获得工业及高产油流,具有较大的勘探开发潜力。本文以青山口组一段下段为研究对象,以页岩油赋存状态为切入点,重点针对研究区页岩油富集优质岩相,即高有机质薄片状页岩和中有机质纹层状页岩中溶胀油、吸附油以及游离油量进行定量评价,揭示页岩油在地下页岩层系储层中的赋存特征。青山口组一段页岩油主要以干酪根溶胀态、干酪根吸附态、有机质孔隙游离态、无机矿物吸附态及无机孔隙游离态等5种赋存形式存在于页岩层系储层中。其中：高有机质薄片状页岩中页岩油赋存状态以干酪根溶胀油、干酪根吸附油和有机质孔隙游离油等有机赋存油为主,有机赋存油量可高达253.0 mg/g TOC,以TY1井页岩油赋存量最大,其次为CY8井,H238井页岩油量最低;中有机质纹层状页岩中页岩油赋存状态以无机矿物吸附油、无机孔隙游离油等无机赋存油为主,可达167.0 mg/g TOC,CY8井页岩油赋存量最大,H258井次之,H238井页岩油量最低。TY1井、CY8井位于半深湖—深湖区,发育大套泥页岩;H238井位于三角洲外前缘,离物源区较近,导致其页岩油赋存量明显低于半深湖—深湖区。因此,沉积环境是导致不同工区页岩油赋存量差异的主要原因。     

吐哈盆地台北凹陷煤成烃特征及形成

本文从油气基本性质、类型、成熟度、油气源分析以及煤，岩生烃、排烃机理等方面，以详尽的资料论证了目前在台北凹陷（不包括胜金口油田）所发现的油气是煤成烃，并得出如下结论：①该区的原油具有陆相原油的典型特征，从物性和成因上可以分为三类；②该区的煤成气以甲烷碳同位素偏轻、重烃气体碳同位素偏重为特征；③该区的原油和天然气成熟度低，来源于中、下侏罗统煤系源岩（主要是煤）；④该区能形成工业性煤成油气流与该区煤岩富氢组分含量高并具早期生、排烃等特点，以及良好的生储盖条件有关。     

贵州水城煤中基质镜质体生烃潜力、烃类组成及生烃模式

基质镜质体是华南晚二叠世煤中的主要组分之一,其在煤中含量的多少、生烃潜力的大小、生烃特性等直接影响到该区煤成油气资源的评价。采用岩石热解、热解气相色谱以及开放体系下热模拟等方法,对贵州水城晚二叠世(P21)龙潭组煤中基质镜质体的生烃潜力、烃类组成特征、生烃模式进行了研究。结果表明:本区基质镜质体的生烃潜力、氢指数分别为191.99mg/g和250mg/gTOC,远高于丝质体的生烃潜力(26.17mg/g)和氢指数(35mg/gTOC),而小于树皮体的生烃潜力(297mg/g)和氢指数(491mg/gTOC);基质镜质体热解烃类组成中以轻质烃为主,湿气次之,可见本区基质镜质体不但能生成气态烃,而且能生成一定量的液态烃,这归因于其中所含大量的超微类脂体;基质镜质体“生油窗”温度范围为375～475℃,主要生烃温度区间为400～450℃,其中415～430℃为生烃高峰期,420℃处产烃率最高。基质镜质体这种在高成熟度下(大于VRo1.0%)大量生烃的特点对在成熟度普遍较高的华南地区寻找油气田具有重要的意义。     

排油气门限的基本概念、研究意义与应用

排油气门限是源岩在埋深演化过程中，生油气量饱和了自身吸附、水溶、油溶和毛细管封堵等多种形式的存留需要并开始以游离相大量排出的临界地质条件。研究表明，源岩的排油气门限主要随源岩的有机母质丰度（Ｃ／％）、干酪根类型指数（ＫＴＩ）和转化程度（Ｒｏ／％）三者的不同而改变。应用排烃临界地质条件可以建立源岩概念和差别标准；计算源岩排油气量并确定源岩等级评价标准；研究源岩排油、气相态并分析油气运聚成藏机理；划分源岩排油气阶段并建立源岩排油气地质模式。实际应用表明，用排油气门限、排油气量、排油气阶段、排油气地质模式和排油、气窗等替代生烃研究中的相应概念和术语指导油气田勘探更合理，效果更好。     

Dynamic Field Division of Hydrocarbon Migration,Accumulation and Hydrocarbon Enrichment Rules in Sedimentary Basins

Hydrocarbon distribution rules in the deep and shallow parts of sedimentary basins are considerably different, particularly in the following four aspects. First, the critical porosity for hydrocarbon migration is much lower in the deep parts of basins: at a depth of 7000 m, hydrocarbons can accumulate only in rocks with porosity less than 5%. However, in the shallow parts of basins (i.e., depths of around 1000 m), hydrocarbon can accumulate in rocks only when porosity is over 20%. Second, hydrocarbon reservoirs tend to exhibit negative pressures after hydrocarbon accumulation at depth, with a pressure coefficient less than 0.7. However, hydrocarbon reservoirs at shallow depths tend to exhibit high pressure after hydrocarbon accumulation. Third, deep reservoirs tend to exhibit characteristics of oil (–gas)–water inversion, indicating that the oil (gas) accumulated under the water. However, the oil (gas) tends to accumulate over water in shallow reservoirs. Fourth, continuous unconventional tight hydrocarbon reservoirs are distributed widely in deep reservoirs, where the buoyancy force is not the primary dynamic force and the caprock is not involved during the process of hydrocarbon accumulation. Conversely, the majority of hydrocarbons in shallow regions accumulate in traps with complex structures. The results of this study indicate that two dynamic boundary conditions are primarily responsible for the above phenomena: a lower limit to the buoyancy force and the lower limit of hydrocarbon accumulation overall, corresponding to about 10%–12% porosity and irreducible water saturation of 100%, respectively.     

有机质成烃动力学模型研究综述

目前有机质成烃动力学模型主要有总包反应模型、串联反应模型、无数平行一级反应模型及平行一级反应模型几种。不同学者之间得到的动力学参数存在较大差异。有机质成烃动力学模型的进一步研究 ,有助于其在油气勘探中的应用     

辽河盆地东部凹陷头沈地区下第三系构造与油气

本文综合论述了辽河盆地东部凹陷头沈地区下第三系构造与油气的关系。对该区构造格架及构造对沉积的控制作用进行了阐述;详细研究了断裂与油气运聚的关系;最后以一地震测线为例,指出构造与油气藏类型的关系及油气成藏模式。     

若尔盖地区酸解烃与热释烃影响因素研究

近地表油气化探影响因素众多,不同地区主导因素也不尽相同。若尔盖地区受复杂地表景观及岩性等因素的影响较大,而且没有已知油气田可供试验研究,可供参考对比的资料也很少,仅仅采用一种技术是不能断言油气信息的真实性、有效性,而是有必要采用不同指标相互补充,相互印证。这里从采样季节、采样深度、岩性、碳酸盐和不同地表景观等因素分析,探讨这些因素对化探指标的影响规律,提出酸解烃和热释烃是适合高原草原地形的合适指标。并给出初步的数据校正方法探讨。     

泌阳凹陷古城油田油气成藏模式研究

利用储层流体包裹体和原油地球化学资料,结合钻井地质和测试分析,对泌阳凹陷古城油田的油气来源、成藏期次、 成藏过程和成藏模式的研究结果表明,东南深凹区核三下、核三上亚段烃源岩沿着古城油田北西构造抬升方向顺层两期供油, 其中廖庄组沉积末期是油气大规模充注成藏时期。核一段沉积末期,泌阳凹陷东南部深凹区核三下亚段烃源岩达到生排烃 高峰,油气从深凹（高势区）沿古城三角洲砂体进入古城鼻状构造（低势区）,形成一定规模的古油藏;廖庄组末期构造抬 升和断层活动,古油藏遭受一定破坏,同时核三上亚段烃源岩达到生排烃高峰,大规模成熟油气沿古城三角洲砂体横穿断 层形成断阶式向上聚敛成藏。     

沉积盆地热流体活动及其成藏动力学意义

在分析、总结国内外一些含油气盆地的典型资料的基础上,论述了热流体活动的若干重要表现形式及主要研究方法,强调了热流体活动对有机质热演化和油气生成的强化作用。根据控制热流体活动的主要因素之一---流体活动通道,将沉积盆地内的热流体活动类型划分为岩性型、不整合型、断裂型和复合型四大类。最后,探讨了热流体活动对成藏动力学研究的重要意义,认为其可为有机质演化异常提供新的成因解释途径,扩大油气勘探领域;为油气运移的研究提供线索,优化勘探目标选择;为成岩-孔隙演化的动态研究提供依据,预测深部储层发育层段.     

基于包裹体信息分析准噶尔盆地柴窝堡凹陷芦草沟组储层油源及成藏期次

柴窝堡凹陷芦草沟组原油的研究工作取得了重要进展,但由于构造沉积演化十分复杂,目前油源方面的认识仍不清楚,成藏时间尚不明确。利用改进的石油包裹体烃组分分析方法和包裹体定年技术讨论了研究区芦草沟组原油的来源和成藏期次。结果表明,研究区芦草沟组储层第一期充注原油正构烷烃主峰碳数低,C₂₁三环萜烷和C₂₇甾烷相对丰度较高,显示蓝色荧光,为北部半深湖—深湖相芦草沟组烃源岩生成的高成熟原油,于早白垩世在达1井区聚集成藏;第二期充注原油正构烷烃主峰碳数高,C₂₀三环萜烷或C₂₃三环萜烷、C₂₉甾烷相对丰度较高,显示黄绿色、黄色荧光,为研究区滨浅湖相芦草沟组烃源岩生成的较低成熟度原油,于晚白垩世末期—古新世早期在达1井区聚集成藏。