塔里木盆地煤岩在不同介质条件下热模拟实验中烷烃系列有机地球化学特征

对塔里木盆地侏罗系煤岩在不同介质下的热模拟实验和正构烷烃系列色质测试分析结果表明,在400℃前后煤岩成烃机理不同。结合对峰型、ΣC21-/ΣC22+值、OEP指数和P r/Ph值等地球化学参数的研究,指出了不同热演化阶段的成烃机理:在低温阶段(<350℃)煤岩主要是裂隙、晶格间吸附烃和结构边缘烃的排出;在350~400℃之间,脱甲基及链断裂效应使得煤岩排烃进入高峰期;在高演化阶段(≥450℃),大量内部结构烃发生断裂重排,550℃以上温度达到第二个热降解高峰,产出烃发生脱甲基、链断裂和开环效应。模拟实验还表明,OEP指数变化较大,其每次变化都伴随一次生烃高峰;P r/Ph值随着热演化程度呈降低趋势;有水、伊利石和蒙脱石存在时,会改变煤岩在热演化过程中高碳数烃的热降解速率,有利于液态烃的形成。     

原油模拟生物降解的饱和烃色谱分析

生物降解对原油的影响是至关重要的。通过喜氧细菌对原油进行生物降解模拟实验,以及对模拟产物的饱和烃色谱分析研究,发现原油中的正构烷烃首先被降解,Pr/C₁₇和 Ph/C₁₈比值逐渐变大,而OEP值和 Pr/Ph比值基本不变。当类异戊二烯烷烃(Pr,Ph)发生降解时,Pr/C₁₇和Ph/C₁₈比值反而降低,Pr/Ph和OEP值已无法测定或可能是不真实的。原油遭受生物降解后,饱和烃色谱参数产生变化。原油的油质越轻,生物降解的速度越快。      

塔里木盆地煤系有机质热模拟实验中液态烃特征研究

通过对塔里木盆地满加尔凹陷侏罗系演化程度较低的(RO=0.40%)煤岩和煤岩加水进行了从250～550℃(50℃为一温阶,恒温72h)的热模拟实验,用氯仿抽提获得了赋存在固体残余物中的可溶液态有机物,即饱和烃、芳烃和非烃。实验结果表明:煤岩在各演化阶段的液态物产率均低于煤岩原样;饱和烃随演化程度升高逐步增加,而芳烃减少,反映出非烃沥青质,甚至不溶有机质向相对稳定的饱和烃转化以及芳烃随演化程度升高的高聚合作用;沥青质随演化程度升高亦有增大的趋势,而非烃比例变化不大,反映出高温下非烃向饱和烃和沥青质转化的两极分化作用;烷/芳值随着演化程度的升高而增加,反映出高演化期芳烃的聚合作用。在煤岩加水热模拟实验中,液态烃产率随温度升高而逐步增加且芳烃是主体产物。在实验的低温阶段,水的加入使得煤岩样中可溶有机质向气态和不溶有机质转化,从而使得可溶有机质组分呈降低趋势,而在高温阶段时煤岩加水后可溶有机质有所增加。在煤岩加水热模拟实验中,烷/芳值均小于1,再一次说明了水对芳烃缩聚的抑制作用及对烷烃形成的促进作用。     

流体压力对半开放体系有机质模拟生烃产率和镜质体反射率的影响

为了解压力对有机质热演化和成烃过程的影响,利用高压生烃模拟仪,在一定半开放体系中,对采自钻孔的泥质烃源岩样品进行了恒压与增压2个系列的生烃模拟实验。恒压系列中,沥青、热解油和气态烃产率高峰分别出现在350℃、520℃和520℃,产率依次为6.17mg/g、12.07mg/g和4.14mL/g,对应镜质体反射率(R_O)分别为0.9%、3.0%和3.0%,排烃次数分别为4次、21次和21次。增压系列中,沥青、热解油和气态烃产率高峰分别出现在350℃、500℃和520℃,产率依次为12.56mg/g、24.87mg/g和2.59mL/g,对应R_O值分别为1.1%、3.1%和3.1%,对应排烃次数分别为5次、43次和44次。表明在半开放体系中,排烃次数受到温度和排烃压力阈值的共同控制,温度升高引起生烃强度增加,在同一排烃压力阈值条件下,体系内压力不断上升,达到排烃压力阈值上限,导致排烃次数增加,而排烃次数增加可能有利于液态烃的形成。流体压力的升高可能会促进沥青和热解油的形成,导致液态烃产率升高。同时,流体压力的升高也可能不利于气态烃的形成,会降低气态烃产率。流体压力对有机质R_O值的影响在不同温度阶段不尽相同,400~500℃区间R_O值随流体压力升高明显增加。     

鄂尔多斯盆地西缘上古生界泥岩饱和烃Pr/Ph值特征及其地质应用

通过对鄂尔多斯盆地西缘上古生界泥岩有机母质类型、有机母质热演化程度、有机质沉积环境等方面与泥岩饱和烃Pr/Ph值之间关系的分析,首次认识到西缘上古生界泥岩饱和烃姥鲛烷与植烷的比值（Pr/Ph值）小于1.0,并且主要受沉积环境水体咸度的影响,与有机母质类型、有机母质热演化程度的关系不明显。应用泥岩、煤岩饱和烃Pr/Ph值特征对盆地西缘上古生界凝析油的来源进行判识,指出上古生界凝析油主要来源于煤系地层,进而认为煤系地层在上古生界天然气成藏中起着决定性的作用。     

油页岩生排烃模拟实验中不同液态烃产物特征

为了探究油页岩生排烃模拟实验中不同液态烃产物的组成及变化特征,利用WYMN-3型高温高压模拟仪分别对鄂尔多斯盆地延长组长7油层组和准噶尔盆地芦草沟组油页岩样品在250℃,300℃,350℃,375℃,400℃,450℃和500℃共7个温度条件下进行了半开放体系生排烃模拟实验。通过对比与分析排出油、洗出油和残留油等3种液态烃产物的生成特征及族组分组成,结果发现:2个样品中排出油均是影响总油变化的重要因素,均随温度呈基本不变→升高至最大值→下降的3段式变化趋势;洗出油和残留油的变化趋势相同,均表现为基本不变→升高至最大值再下降至最低值→基本不变的变化趋势。从3种液态烃产率的变化趋势可以明显地将有机质热演化划分为可溶有机质生油气、干酪根热裂解生油气和油裂解生气等3个阶段。就排出油、洗出油和残留油的关系而言:洗出油为排出油和残留油的"过渡"产物;排出油产率峰值对应的温度高于洗出油峰值对应的温度,残留油产率峰值对应的温度一直为350℃,所以排出油经过初次运移后会在烃源岩表面滞留一段时间后再发生二次运移,而残留油峰值则出现在"生油窗"初期阶段的温度点上。微观上,排出油和残留油族组分中,高含量的饱和烃、芳烃组分是总有机碳含量更高的重要依据,也是生烃产率更高的重要影响因素。由此可见,通过研究排出油、洗出油和残留油的产率和族组分特征,可为进一步探讨地质演化过程中液态烃的演化阶段和状态提供理论依据。     

有限空间温压共控热模拟油气产物地球化学特征

生烃反应是烃源岩在有限的地层孔隙空间内受温度、上覆地层静岩压力、地层孔隙流体压力等多种因素相互作用的过程,而热模拟实验是正演研究有机质生烃反应的常见手段。但较多的热模拟实验受仪器装置的限制,仅考虑了温度的作用,与实际地质演化存在较大差异。选取泌阳凹陷泌215井古近系核桃园组泥岩样品,分别进行了有限空间温压共控和温控热模拟实验,通过族组分、同位素、GC、GC-MS等方法分析了2种模拟实验条件下的油气产物。结果表明:①有限空间温压共控热模拟残留油饱和烃可以保存至较高的演化阶段;②相同模拟温度下,有限空间温压共控热模拟残留油的饱和烃参数Pr/Ph值、Pr/C17值大于温控热模拟实验,饱和烃生物标志物参数值C2920S/(20S+20R)、C29ββ/(αα+ββ)等小于温控热模拟实验;③有限空间温压共控热模拟的烃类气体δ^13C值大于温控模拟实验。上述现象主要是由于有限空间温压共控热模拟实验中高压孔隙流体的存在延缓了热成熟和原油裂解反应过程。因此,在开展热模拟实验研究时应考虑研究区是否发育超压、地层水等因素,其直接关系着热模拟实验结果的地质适用性。     

水对不同生烃模拟实验系统产物的影响

通过总结分析水对不同生烃模拟实验体系实验产物演化机理的影响,进一步明确了水在有机质演化过程中的作用。生烃模拟实验系统的发展历程为:开放体系→封闭体系→半开放体系,实验介质也由无水模拟发展到加水模拟。研究表明半开放体系下的加水生排烃模拟实验更贴近常规油气实际地质演化过程。液态水在不同温度具有不同的性质,常温液态水(一般T100℃)、高温液态水(200~374.5℃)及超过临界点(临界温度T=374.5℃和临界压力P=22.1MPa)的超临界状态水的物理和化学性质均存在较大差异。实验中模拟温度一般都高于200℃,水在不同实验系统条件下具有不同的存在状态,对模拟产物也有不同作用。总体来讲,封闭体系下,水对生烃演化有一定的促进作用,并且气态烃产率与加水量呈正相关关系,而液态烃产率在加水量相当于岩样的20%~50%时最大;相对而言,半开放体系下,高压水蒸汽介质更有利于气态烃的生成,而高温高压条件下的临界态水则更有利于液态烃的生成和保存。所以,综合前人实验结果,总结水介质参与下的不同生烃模拟实验系统产物特征,将为明确水对有机质演化机理的作用提供重要的理论依据。     

两种热模拟体系下热解产物的相关性研究

对南宁褐煤在封闭体系和开放体系下开展了热模拟实验,并对其在2种热模拟体系下的氢气、气态烃和液态烃产率的演化特征以及相互关系进行了研究。结果表明,在煤岩热解生烃过程中,封闭体系下液态烃出现的温度区间为250～600℃,开放体系下液态烃出现的温度区间为250～550℃。通过氢气、气态烃和液态烃产率的对比分析,发现液态烃是影响有机质发生缩聚反应的主要因素。2种热模拟体系下,氢气和气态烃产率分别与液态烃产率呈负相关关系,而氢气和气态烃产率呈正相关关系,且三者的总演化趋势相同,说明有机质演化是一个稳定的过程,和自身化学键的键能密切相关。在高温阶段,2种热模拟体系下的气态烃产率基本相同,因此在计算生气量时,产气率数据的选择要考虑演化程度的影响。     

半开放体系下温压对烃源岩HTHP模拟产物产率的影响

为探究温度和压力对烃源岩高温高压热模拟产物产率的影响,利用WYNN-3型高温高压(HTHP)模拟仪对辽河盆地桃10井Ⅲ型有机质的炭质泥岩进行了半开放体系的生烃、排烃热模拟实验。通过进行温控系列(T—t)和温压共控系列(P—T—t)2种方式350℃、400℃、450℃、500℃、520℃和540℃6个温度点的慢速升温热模拟实验。结果发现生烃模拟产物分别在T—t和P—T—t系列的500℃和450℃出现单位样品产率的低点。而分别在2个系列的520℃和500℃出现了模拟气态烃(39.452mg/g和27.697mg/g)和总烃产物产率(51.784mg/g和52.395mg/g)的最大值;并且此温度阶段之后,2种模拟方式实验样品单位产率出现降低趋势。从2个系列排出油、气态烃、总油、总烃单位样品产率和生排烃演化模式的对比中可以发现,压力对Ⅲ型有机质烃产物的生成起到一定的促进作用。同时,实验结果展示的有机质演化过程与传统沉积质演化与油气生成模式有一定的重复性和相似性,一方面展示了实验的可行性与重要性,另一方面也表征了烃源岩在实际地质演化过程中可能出现的复杂的演变特征。为研究评价盆地或凹陷烃源岩的生烃潜力提供了一定的理论指导意义。     

饶阳凹陷异常高压与油气成藏关系

饶阳凹陷沙河街组普遍发育异常高压,而异常高压与油气关系密切。 采用平衡深度法计算了该区沙河街组的异常压力。 结果表明：饶阳凹陷异常高压主要发育在凹陷中部洼槽区,向凹陷边缘压力逐渐降低。快速沉积导致的欠压实作用和烃类生成是该区异常高压形成的主要原因。 异常高压对油气运聚具有重要的影响：一方面,异常高压为油气提供了重要的运移动力;另一方面,异常高压在一定的地质背景下控制了油气分布,油气藏多分布在异常高压层内或邻近异常高压带,同时异常高压形成的流体势能驱动流体从凹陷中心向边缘流动,最终形成了油气藏围绕生油洼槽呈“环状”分布的格局。     

塔河油田高含硫混烃分馏脱硫工艺探讨

塔河油田为高含硫油田,生产过程中产生的混烃中H_2S质量分数为0.68%,有机硫质量分数为0.22%,目前采用碱洗工艺,存在处理成本高、废碱液处理困难的问题。通过对现场生产流程、混烃中的硫形态及物理性质进行分析,提出了混烃分馏处理新思路。经分馏处理,混烃中的H_2S与部分硫醇随塔顶气进入天然气处理系统,依托天然气脱硫系统进行处理;塔底轻烃总硫质量分数由0.90%降至0.15%,进一步进行碱洗处理后,轻烃中总硫质量分数满足GB 9053-2013《稳定轻烃》的要求。此工艺碱耗量可由目前的2t/d降至0.22t/d,碱(NaOH)用量仅为目前的约1/10,可降低处理费用190.1万元/年。     

生烃超压随钻预监测方法

长期以来,对异常高压预监测的研究集中在欠压实成因上,认为烃类生成成因的异常高压是难以预监测,甚至是不可预监测的。为实现生烃超压的预监测,对生烃地层和欠压实地层的测录井参数响应特征进行了对比,并对烃类生成所产生的异常高压随井深的变化规律进行了研究,结果表明:生烃地层在中子密度、声波时差、地层可钻性指数等方面的响应特征跟欠压实地层是一致的,且其生成的异常高压随井深增加也呈规律性变化;地层可钻性指数等方法所预监测的地层压力并不仅仅是欠压实成因的,也包括生烃增压的贡献。在此基础上,提出了二者贡献的区分方法及将地层可钻性指数与烃类体积响应参数结合在一起的综合性指数和BP神经网络2种超压预监测方法。该研究打破了生烃超压不可预监测的观点,有助于提高对异常高压的地质认识和随钻预监测水平。     

异常高压与油气的生成

在烃源岩生烃反应中，地层温度和压力起着相当重要的怍用，但是以往强调温度和时间因素的重要性，对于压力的作用研究较少。在研究镜质体反射率与地层压力的关系、烃源岩生烃门限深度及石油窗下限深度与地层压力的关系的基础上，结合前人的实验结果研究认为：异常高压不仅影响油气生成的相态，而且降低了烃源岩的成熟度，延缓了烃源岩热演化的进程；当地层压力超过一定的门限时．压力对成烃有明显的抑制怍用，表现为压力系数与烃源岩生烃门限深度、石油窗下限深度正相关。在辽河断陷东部凹陷牛青地区．异常高压使石油窗下限深度加深460m左右。依据有机质成烃动力学原理．对压力影响有机质生烃的机理进行了探讨。图3参19     

济阳坳陷东营凹陷南斜坡高蜡原油高分子量烃类分布及高蜡成因

运用高温气相色谱技术及双质谱技术对济阳坳陷东营凹陷高蜡原油的高分子量烃类的组成、分布特征及非常规的生物标志物进行了研究。高温气相色谱分析结果表明,王古1井奥陶系高蜡原油与古近系孔店组高蜡原油具有相同的油气来源,但成熟度高于孔店组原油。双质谱技术分析表明,研究区高蜡原油中含有丰富的C₂₆和24-降胆甾烷,从而区别于本区来源于古近系沙河街组四段上亚段烃源岩的正常原油,这为藻类生源提供了重要证据。除陆源植物外,藻类等低等水生生物也是本区高蜡原油形成的重要母质;微生物改造是研究区高蜡原油形成的一个重要因素;在一定的成熟度范围内,相对较高的成熟度影响原油含蜡量的高低。     

济阳坳陷高凸起斜坡带新近系油气成藏与勘探实践

济阳坳陷高凸起斜坡带在构造上表现为向高凸起抬升的单斜,因作为油气向高凸起主体部位运移的通道而常被忽视。受基岩沟、梁相间的古地形及新近系沉积相变等因素的影响,高凸起斜坡带易形成地层超覆油藏、反向屋脊断块油藏、低幅度微型次生油藏、微型低幅度潜山披覆油藏及岩性油藏等5种小而肥的次生油藏。油气运移通道对这类油藏影响较大。以不整合面作为油气运移通道的油藏多为规模较大的层状地层超覆油藏,在平面上呈带状分布,含油条带窄;以继承性活动的边界断层作为油气运移通道所形成的油气藏具有含油井段长、含油层系多、油水关系复杂等特点。在勘探上,针对特殊的成藏特点应采取相应的措施,不同类型的斜坡带油藏应采取相应的方法和策略。     

东濮凹陷优质烃源岩生烃演化机理

复杂构造条件下蒸发成因咸化湖盆优质烃源岩的生烃演化机理,是目前有机地球化学研究最为关注的问题之一。为探索这一问题,文中以东濮凹陷为例,在分析烃源岩地球化学特征的基础上,开展了不同流体介质条件下优质烃源岩成烃生物组成和有限空间生烃热模拟等研究。结果表明:生烃过程受地层水矿化度和有机质生物来源的双重控制,咸水环境优质烃源岩最为发育,有机质来源于颗石藻、蓝藻和沟鞭藻等多种藻类的贡献,显微结构呈纹层状互层,生烃时间早,生烃周期长,液态烃产率高,具有5个生烃阶段;淡水环境优质烃源岩极少,有机质来源于绿藻和高等植物的贡献,生烃时间晚,液态烃产率低,气态烃产率高,仅具有3个生烃阶段;半咸水环境优质烃源岩的有机质主要来源于沟鞭藻,优质烃源岩发育概率、生烃时间、液态烃产率介于咸水环境和淡水环境烃源岩之间,具有3个生烃阶段。     

南里海盆地下库拉凹陷异常高压与油气成藏

南里海盆地是中、新生代发育的弧后裂谷-前陆复合盆地,其中下库拉凹陷具有快速巨厚沉积、异常高压、泥火山发育、低地热梯度的特点.探讨了下库拉凹陷异常高压形成条件、发育特征及其对油气成藏的影响.异常高压的形成主要与该区快速沉积.巨厚塑性沉积、构造挤压,泥火山活动、富含蒙脱石厚层泥岩发育有关,而温热膨胀、烃类生成、黏土矿物脱水对该区异常地层压力的贡献不大.凹陷内2 000多米深度巳经具有国内罕见的异常高压.由于地层岩性不同,异常高压引起的欠压实在部分构造的泥岩压实曲线和密度曲线上十分明显,而在部分构造中没有反映,并依此把下库拉凹陷中异常高压地层的泥岩压实划分为3种类型.异常高压利于该区储集层物性的保存、油气藏的封闭,控制该区油气分布,促使该区构造和圈闭形成,但也产生了严重的工程难题.     

有效烃源岩的重要性及其研究

既有油气生成又有油气排出的岩层称为有效烃源岩,有机质特别富集的岩石称为优质烃源岩。过去对烃源岩仅强调生烃量,而忽略了排烃作用。但是现代成藏理论要求定量评价烃源岩的排烃作用和有机质富集层的分布规律,所以有效和优质烃源岩的研究正蓬勃开展起来。文章根据按期研究并结合文献调研,认为有效烃源岩形成于生物勃发与缺氧环境的叠加区域,它的识别既需要对实际剖面的地球化学测量,又需要对有机质含量和岩性不同的烃源岩进行模拟实验。有效烃源岩和优质烃源岩厚度不大、分布特殊,但是,它们对油气藏的形成作出了巨大的贡献。     

高含水期油藏分阶段数值模拟

针对油田高含水期的特点 ,提出了划分阶段进行数值模拟的必要性和分阶段数值模拟方法。通过在胜利油田坨七断块沙二段 10砂层组以研究特高含水期剩余油分布规律为目的的数值模拟中的应用 ,证明了该方法具有提高工作效率、节省机时的特点。由于该方法考虑了岩石和流体参数的变化 ,使模拟结果更符合开发实际情况。