分散液态烃的成藏地位与意义

通过不同类型烃源岩生排烃模拟实验与不同源储组合实际剖面研究,确定不同类型烃源岩在不同地质背景下的排油率,基于源内、源外分散液态烃和古油藏裂解成气时机及其影响因素研究,明确油裂解型气源灶的主生气期,在此基础上,建立以成因法为基础的分散液态烃裂解气定量评价"五步法"。不同类型烃源岩生排烃模拟实验、不同源储配置排油率研究与岩石热解参数分析等均反映烃源岩内存在数量相当可观的滞留液态烃,总体特征为有机质含量越低,排油率越小。有机碳含量小于2%的烃源岩,液态窗阶段排油率多小于50%;有机碳含量为2%~4%的砂泥互层和厚层泥岩排油率分别为60%和30%。从烃源岩排出的液态烃受古地形控制,以不同丰度差异聚集在地层中,呈分散或半聚半散形式赋存,统称为源外分散液态烃。源内和源外分散液态烃进一步深埋后,均可裂解形成常规和非常规天然气。四川和塔里木盆地勘探实践证明,分散型、半聚半散型和聚集型液态烃裂解气是中国深层天然气的重要来源,勘探地位十分重要。     

碳酸盐岩生烃指标及生烃量评价的新认识

我国存在大量平均有机碳丰度很低(一般小于0.20%)、但仍能达到以往提出的碳酸盐岩烃源岩有机碳丰度下限(一般在0.10%)的碳酸盐岩,多年的勘探未发现其能生成原生工业性油气藏,表明该下限提得过低,原因在于传统观点笼统地认为碳酸盐岩中有机质生烃能力较高、碳酸盐岩排烃率高、提出过高的高演化阶段碳酸盐岩原始有机碳恢复系数,并且未考虑运移散失。在重新考虑这些因素后,认为烃源岩平均有机碳下限指标应主要由实际情况的类比来确定。碳酸盐岩烃源岩、高—过成熟阶段的烃源岩以及气源岩的有机碳丰度下限未必分别明显低于泥岩烃源岩、成熟阶段的烃源岩和油源岩,它们的平均有机碳含量都应在0.40%~0.50%以上。     

一种生、排烃量计算方法探讨与应用

烃源岩的生烃量等于其残烃量与排出烃量之和。利用氯仿沥青“A”／总有机碳参数随深度的变化关系,可求出烃源岩的残烃率。在烃源岩演化过程中,（S1＋S2）／总有机碳（生烃源力指数）减小的唯一原因是有烃类从烃源岩中排出。无论生烃机制如何,烃源岩的现今烃潜力指数与油气排出以前的原始生烃潜力指数之间的差值始终代表当前每克有机磷的排烃量（排烃率）,据此可计算生成未熟－低熟油的烃源岩的排烃量。将排烃率与对应的残烃率增加,可求出烃源岩的油气发生率,结合烃源岩的厚度、面积、密度及有机磷丰度等资料,可计算生烃量。在东营凹陷八面河油田应用此方法发现,该区下第三系沙三段,沙四段的泥岩与油页岩的生、排烃演化模式不同,泥岩的生烃量巨大,但排烃效率很低。     

煤系烃源岩油气生成、排出与滞留特征

针对煤系地层烃源岩的油气生成、排出与滞留能力的有效性问题,选取不同沉积环境、不同时代煤岩及其夹层中的碳质泥岩和泥岩,开展了在成岩作用下的高温高压半开放—半封闭体系模拟实验,建立了相应的演化模式。结果表明,不同沉积环境下,Ⅱ₂型煤系烃源岩在生油窗内具有一定的排油能力,也具备较强的烃气生成能力,既可以作为油源岩,也是高效气源岩;而Ⅲ型煤系烃源岩在生油窗内主要以滞留油为主,基本不具备排油能力,主要以排出烃气为主,仅能作为气源岩。生烃转化率主要受控于有机质类型,排烃能力还受控于岩性与丰度,按单位质量岩石而论,煤岩远高于其夹层中的碳质泥岩与泥岩。煤岩在全演化阶段,无论是低阶煤还是高阶煤均具有较强的生成烃气能力和较高的滞留油气能力,都具有煤层气开发潜力。      

碳酸盐岩气源岩有机质丰度分级评价标准研究

以塔里木盆地、渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地地质参数（地层、地史、热史）为例，分别计算了不同地质条件下单位面积碳酸盐岩的生气量及源岩和围岩各种形式的残留和耗散气量（吸附气量、油溶气量、水溶气量、扩散气量），进而根据物质平衡原理计算出有效排气量（有效排气量＝生气量-吸附气量-油溶气量-水溶气量-扩散气量），以排气量为指标给出气源岩分级评价的标准，并计算出其对应的有机质丰度，建立了塔里木盆地、渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地碳酸盐岩气源岩的分级评价表。经综合分析，归纳出我国碳酸盐岩有机质类型为II型的成熟气源岩“非、无效、差、中、好、很好”各级对应的TOC界限值分别为“0.2、0.4、0.7、1.0、1.5”。     

高—过成熟气源岩评价的若干问题

对于一次连续生烃的烃源岩．无论是碳酸盐岩还是泥岩，气源岩还是油源岩，其有机碳含量的下限值均为0．5％，但该下限值不适用于多旋回残留盆地烃源岩的二次生烃评价。根据热模拟生烃实验，建立了不同成熟阶段烃源岩二次生烃有机碳丰度下限值的计算方法。应用天然气生聚散动态平衡原理探索识别气源岩的方法，在气源岩R0值大于2．5％的地区，古油藏中的沥青和原油裂解成为气源，古油藏分布决定晚期次生气藏分布。一般情况下，水溶气藏和天然气藏的形成和破坏是同步的，水溶气要成为晚期次生气藏的有效气源，其前期的保存条件很重要。表7参18     

碳酸盐岩有效排烃动力条件与临界有机质丰度关系

在碳酸盐岩的可能排烃动力学模型中，微裂缝作为压力释放的有效通道至关重要。碳酸盐岩烃源岩生烃过程中微裂缝的形成难以直接观察，但可以通过模拟实验，根据产物计量和一定的数学模型，计算生烃增压值，并通过岩石物理性质得到的理论破裂压力阀值判断其形成的温压条件。结果表明，碳酸盐岩有效排烃动力与有机质丰度有关。当有机质类型和成熟度一定时．有机质丰度越高，所产生的生烃增压就越大。有机质丰度很低的碳酸盐岩在一般地温条件下，难以产生足够的生烃增压使岩石破裂并形成徽裂缝作为效排烃通道。在常规的油-2生成的温度压力条件下，有机碳含量0．2％～0．3％可能是满足有效排烃动力条件的l临界有机质丰度。图5表1参10     

南堡凹陷无井探区烃源岩评价研究

根据南堡凹陷海域地区粘井少给烃藏岩评价和资源量计算带来较大困难的实际情况，研究了该凹陷沉积相与有机质丰度，类型的关系，通过无井探区的地震地层学的沉积相研究成果，预测南堡凹陷给坨地区东三上段烃源岩的有机质丰度高（有机度平均为1.14%，生烃潜量为4.92mg/g），类型好（Ⅱ型干酪根），已进入成熟阶段，综合评价为好烃源岩，东三下段烃源岩有机质丰度和类型与东三上段的各项参数相近，处于生烃高峰阶段，综合评价为好烃源岩。东二段和东一段评价为较差烃源岩。根据南堡凹陷不同层段的暗色泥岩颜色与有机碳的关系，提出灰黑、黑色泥岩的达标率为72.5%。灰、褐灰色泥岩为47.6%，灰、浅灰色泥岩为55.6%，图4表7参10     

塔里木盆地西南坳陷烃源岩评价

根据烃源岩有机质丰度并结合地质分析方法,提出了油源丰度指数的概念并以此对塔里木盆地西南坳陷的烃源岩进行了评价.认为中新统、上白垩统—下第三系为较差—非烃源岩,中、下侏罗统暗色泥岩、石炭系—下二叠统和寒武—奥陶系暗色碳酸盐岩为较好—好的烃源岩,古生界的泥质岩基本为非烃源岩.     

塔里木盆地优质气源岩特征

塔里木盆地优质气源岩(有机碳含量大于等于0．5％)主要赋存于寒武一奥陶系、石炭一二叠系、三叠一件罗系三大层系中,它们具有不同的平面分布规律和不同的岩石学、沉积学、有机地球化学特征。据现今的生烃产物类型评价,则包括了仅能生气的气源岩与既能生油、又能生气的油一气源岩两大类型,从而区别于四川盆地和鄂尔多斯盆地。研究结果表明,特定构造背景下的特殊沉积环境与源岩的有机质类型及其热演化程度三大因素决定气源岩的发育与否及其质量优劣。     

准噶尔盆地南缘油气生成与分布规律——烃源岩地球化学特征与生烃史

准噶尔盆地南缘发育二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系和古近系5套可能的烃源岩,并在很多构造圈闭发现了不同物理化学性质的油气。长期以来对该地区有效烃源岩及所发现油气的来源存在很大争议。通过对南缘地区24条地面剖面及28口探井烃源岩岩心系统采样分析研究认为,不仅二叠系与侏罗系是南缘地区重要的烃源岩,三叠系是可能的烃源岩,白垩系与古近系也是非常重要的烃源岩。二叠系烃源岩有机质丰度很高、类型好,以I、II型有机质为主;三叠系与侏罗系烃源岩有机质丰度变化大,且类型较差,以II、III型有机质为主;白垩系和古近系烃源岩有机质丰度中等,但有机质类型好,以I、II型有机质为主。5套烃源岩目前成熟度差异较大,二叠系、三叠系、侏罗系烃源岩处于低成熟-高、过成熟阶段,白垩系烃源岩处于未成熟-高成熟阶段,古近系烃源岩处于未成熟-成熟演化阶段。5套烃源岩大量生烃时期明显不同:中二叠统烃源岩主要在晚侏罗世-古近纪,侏罗系在晚白垩世-新近纪;白垩系从始新世延续现今,在上新世初达到生油高峰;古近系中新世末期进入生油门限开始生油,目前仍未达生油高峰。白垩系在南缘中部地区为有效生烃源岩,古近系在南缘西部地区是有效的生油源岩。     

酒泉盆地酒西坳陷主力烃源岩分布及对油气勘探的启示

酒泉盆地酒西坳陷属于勘探程度非常高的典型含油气坳陷,其中青西凹陷青南次凹是主要生烃凹陷。随着探井数量增多和勘探深度不断加深,揭露的下沟组下部和赤金堡组越来越多,为重新认识该凹陷主力烃源岩及其生烃潜力提供了十分有利的条件。通过对青南次凹30多口探井大量烃源岩样品系统的地球化学分析和研究发现：下白垩统不同层段烃源岩的有机质丰度由上至下逐渐增高,中沟组和下沟组上段为一般烃源岩,而下沟组中段、下段和赤金堡组烃源岩有机质丰度高,且以Ⅱ₁型有机质为主,属于好和很好的优质烃源岩。下白垩统烃源岩有机质丰度总体上呈现中部最高,南、北两端略低的趋势,优质烃源岩主要分布于凹陷中部-东北部地区,下沟组中段、下段和赤金堡组均为主力烃源岩,而凹陷南部只有下沟组下段和赤金堡组属于好烃源岩,也是南部主力烃源岩;青南次凹下白垩统下沟组中段处于大量生油阶段,下沟组下段处于生油高峰阶段,赤金堡组处于成熟生油窗后期-高成熟生成凝析油气阶段;下沟组中段、下段和赤金堡组烃源岩生成并排出了大量原油,是青西凹陷主力生烃源岩,青南凹陷北部和中部中-深层具有良好的油气勘探潜力。这一认识对酒西坳陷油气精细勘探部署具有重要的指导作用。酒西坳陷的实例对中国其他高勘探程度盆地的精细勘探与研究也具有一定的启示作用。     

西藏比如盆地下白垩统烃源岩特征

比如盆地下白垩统多尼组以海陆过渡相沉积体系为主,发育典型三角洲相沉积构造。通过对残留盆地不同部位观测点数据统计、样品测试与分析,认为多尼组烃源岩累计厚度巨大,有机质类型以Ⅱ1型与Ⅲ型为主,有机质丰度较高,TOC主峰分布在0.40%~1.20%;有机质R_o主峰分布在2.00%~5.00%,处于高-过成熟演化阶段。对多尼组烃源岩热演化指标R_o偏高的原因进行探讨,初步认为特提斯构造域独特的构造演化背景下,中生界的褶皱、堆垛加厚,以及燕山期-喜马拉雅期岩浆、热液等方面作用引起的中生界区域变质作用与局部构造变质作用,是导致中生界有机质高演化及其出现演化程度地区性差异的重要因素。由此提出,青藏高原油气勘探与评价应注重喜马拉雅期构造演化对油气富集与保存的研究。     

松辽盆地南部深层中-高演化阶段烃源岩品质评价标准探讨

目前实施的有机质丰度评价行业标准并不适用于中高演化阶段烃源岩。为了实现此类烃源岩品质的精细分类评价,该文基于烃源岩原始生烃潜量与残余有机碳含量以及残余生烃潜量关系,建立了不同演化阶段烃源岩有机质丰度评价标准,探讨了烃源岩岩性、干酪根类型以及热演化程度对评价指标界限划分的影响。研究表明,中高演化阶段烃源岩丰度指标划分界限明显低于行业标准,总体上表现为随热演化程度的增加评价指标界限逐渐降低,且随着有机质类型变差、评价指标界限逐渐升高的趋势。虽然碳质泥岩有机碳含量和生烃潜量要高于泥岩,属于品质较好的气源岩,但并不一定是较好的生油岩。不同含油气盆地由于烃源岩岩性、有机质类型和热演化程度存在差异,其评价指标界限难以统一,但可借鉴该文方法分别建立,为烃源岩的精细分类评价和有利区带优选提供依据。     

四川盆地二叠系烃源岩及其天然气勘探潜力(二)——烃源岩地球化学特征与天然气资源潜力

四川盆地二叠系发育中二叠统海相碳酸盐岩和上二叠统海陆交互相碎屑岩两套烃源岩,由于其热演化程度高,造成对烃源岩原始生烃潜力及天然气资源潜力认识不清。为此,通过研究该盆地内探井及盆地周缘剖面大量二叠系烃源岩样品的地球化学特征及生烃潜力随成熟度的变化规律,探讨了二叠系烃源岩的原始生烃潜力以及在地质历史时期生排烃量、干酪根与原油裂解生成天然气的资源潜力。研究结果表明:(1)上二叠统龙潭组泥岩和碳质泥岩总有机碳含量高、原始生烃潜力大,是二叠系中最主要的油气烃源岩,龙潭组煤层也是非常重要的气源岩,上二叠统大隆组有机碳含量和生烃潜力也很高,是四川盆地北部重要的油气源岩,中二叠统碳酸盐岩烃源岩总有机碳含量与原始生烃潜力低,是次要的油气源岩;(2)二叠系烃源岩在地质历史时期生成原油3 290×10~8 t,生成天然气420×10~(12) m~3,龙潭组烃源岩对原油和天然气的贡献率分别为80%和85%;(3)二叠系烃源岩形成的古油藏原油资源量为580×10~8 t,原油裂解气资源量为4.45×10~(12) m~3,干酪根直接生成的天然气资源量约为2.10×10~(12) m~3,天然气资源总量可达6.55×10~(12) m~3,其中原油裂解气占70%。结论认为,四川盆地北部和中部—东南部是二叠系的两个生烃中心,也是最有利的二叠系油气成藏和天然气勘探区域,古油藏是最具天然气资源潜力的勘探目标。     

有效泥质油源岩有机碳丰度评价标准研究—以东营凹陷为例

烃源岩的孔隙度为其成烃空间,当烃源岩孔隙空间充满油时才能发生有效排油.依据渤海湾盆地东营凹陷有效泥质油源岩孔隙度与成熟度和密度之间关系模式,结合不同类型烃源岩热演化生油气过程中有机碳转化率,对东营凹陷有效泥质油源岩有机碳丰度评价标准进行了研究.结果表明,不同类型、不同成熟阶段的有效泥质油源岩,其有机碳丰度评价标准差异很大,其中Ⅰ,Ⅱ型有效泥质油源岩的总有机碳丰度最低下限值分别为2.01%和3.51%,残余有机碳丰度最低下限值分别为0.57%和2.07%.      

岩石热解录井在文留地区页岩油气勘探中的应用

为适应中原油田文留地区页岩油气勘探的需要,针对该地区页岩油气的地质特征,应用岩石热解录井技术,通过对20口井300多层资料的分析研究,优选出总有机碳含量(Cto)、生烃潜量(Pg)、有效碳含量(Cp)、氢指数(IH)、降解潜率(D)、S2峰顶温度(Tmax)6项特征参数,分别从页岩烃源岩有机质丰度、有机质类型、成熟度、油气分级评价标准4个方面对页岩油气进行综合分析,建立相应的评价标准及指标。将该标准及指标编制成软件用于现场录井,可快速解释评价页岩烃源岩及确定其油气级别。该地区6口井195层的应用结果表明,所建立的标准及指标对页岩烃源岩及其油气级别评价具有速度快、适用性强、应用效果好的特点,可有效提升岩石热解录井技术在非常规油气勘探中的应用价值,为现场决策及完井措施制定提供依据。     

深层烃源演化与原生轻质油/凝析油气资源潜力

烃源岩油气演化阶段的细分与资源潜力评价对深层常规和非常规油气勘探、深层基础石油地质学问题的研究具有重要意义。深层烃源岩的油气演化可划分为4个阶段,即轻质油（挥发性油）、凝析油气、湿气和干气,也对应着深层的4种油气类型。烃源岩和储层中的原油体系均可形成这些油气。通过模拟实验评价深层烃源岩的生烃潜力,提出了4个油气演化阶段的划分指标。鉴于深层烃源岩的油气资源潜力评价需要考虑正常原油是否排出和排出量多少等问题,采用先进行生烃高峰排烃、再进行限定体系加热的实验方案,建立了基于排烃作用的深层油气演化模式。该模式可粗略用于深层烃源岩油气资源潜力评价。借鉴基于开采气油比（GORr）划分油气藏类型的经验,利用烃源岩裂解模拟产物的气油比（GORs）和甲烷含量作为实验室热模拟油气演化阶段的划分指标。将GORs快速上升时的值142 m³/m³（800标准立方英尺/桶）、890 m³/m³（5 000标准立方英尺/桶）、3 562 m³/m³（20 000标准立方英尺/桶）以及甲烷含量95%分别作为轻质油、凝析油气、湿气、干气的上部界限值。考虑到无法通过岩心样品直接获取GORs,因此,这些界限值还不能用于实际剖面的油气演化阶段的划分。鉴于勘探家常用镜质体反射率（R_o）或等效镜质体反射率（R_oE）划分烃源岩的生烃阶段,因此,采用抑制的R_o模型将实验室的温度标尺转化为R_o,求出上述界限值的R_o范围。值得注意的是,通过限定体系热模拟实验求出的R_o值比实际地层测定的R_oE值要高。轻质油和凝析油气按成因可分为4类,其中,A类由Ⅰ—Ⅱ型有机质经排烃后形成,B类由未经排烃的Ⅱ—Ⅲ型有机质形成,C类由原油裂解形成,D类由次生改造形成。目前对原生轻质油、凝析油气（A类、B类和C类油气）的研究还很不够,需要加强。深层轻质油、凝析油气资源除受烃源岩的有机质含量、类型和成熟度影响外,还与下列深层地质因素有关：①正常油（黑油）的排烃效率;②是否存在大规模的油藏裂解;③是否有来自不同烃源层的油气混合。中国发育有多种成因类型的轻质油和凝析油气,具有广阔的轻质油、凝析油气资源勘探前景。     

松潘-阿坝地区下古生界烃源岩评价

松潘-阿坝地区是油气勘探新区.该文对该地区下古生界露头剖面样品进行了有机碳分析,并结合烃源岩有机质丰度进行研究,对松潘-阿坝地区下古生界烃源岩进行了评价.作者认为,寒武系为潜在的好-很好烃源岩;奥陶系属潜在的差-中等烃源岩;志留系为潜在的中等-好烃源岩.