加氢催化裂解技术用于高演化源岩有机质表征研究

加氢催化裂解技术作为近年来新发展起来的有机质大分子裂解技术,专门应用于大分子中共价键结合小分子的释放.本研究探索该技术应用于含油气沉积盆地高演化油气源岩原生有机质提取的可能性.以塔里木盆地下古生界油气源岩为例,选取了障壁泻湖相、欠补偿盆地相、闭塞欠补偿陆源海湾相、灰泥丘相等四类典型潜在源岩进行了加氢催化裂解实验,结果表明,加氢催化裂解产物中正构烷烃与甾烷的分布特征与上述源岩相完全吻合,证明加氢催化裂解实验可以有效地提取高演化油气源岩的原生有机质,为下一步实现该技术应用于油气源的对比奠定了基础.     

新疆北部石炭系烃源岩发育模式及潜力研究

由于新疆北部石炭系烃源岩的沉积背景复杂、岩石类型多样,目前该区域石炭系烃源岩潜力的系统评价较少。通过对烃源岩沉积特征、地球化学特征、有机岩石学特征等进行分析,开展沉积有机相类型划分,建立了复杂成盆背景烃源岩发育模式,明确了有利烃源岩的分布规律。研究结果表明：下石炭统烃源岩主要沿残留洋和弧间盆地分布,以B、BC相为主,乌伦古地区和车排子地区均是有利烃源岩发育区;上石炭统海相烃源岩主要分布在西缘和吐哈地区,陆相烃源岩在陆东-五彩湾一带局限分布。该研究明确了新疆北部不同地区油气潜力差异性,为石炭系油气勘探提供了依据。     

新疆北部吉木乃盆地与塔城盆地石炭系烃源岩特征

通过对新疆西北部吉参1井及塔参1井石炭系烃源岩样品有机地球化学特征进行分析,明确研究区石炭系烃源岩生气潜力。吉参1井石炭系烃源岩主要以炭质泥岩为主,塔参1井石炭系烃源岩主要为暗色泥岩。吉参1井及塔参1井泥质烃源岩有机质丰度较高,都达到好烃源岩的标准。有机质类型以Ⅲ型为主,热演化均达到高成熟阶段,具有良好的天然气生成能力。     

川东北地区过成熟烃源岩催化加氢热解研究

针对川东北地区过成熟干酪根样品,采用固定床反应器进行催化加氢热解,利用GC-MS技术对产物进行检测并与源岩抽提产物进行对比,考察了饱和烃中甾烷、萜烷,芳烃中硫芴类和三芴类生物标志物的分布特征及地球化学信息,根据藿烷指数、姥鲛烷/植烷之比、伽马蜡烷指数、规则甾烷/17α(H)-藿烷、C₂₇-C₂₈-C₂₉甾烷、重排甾烷/规则甾烷、硫芴系列化合物、三芴化合物等参数的结果,研究表明川东北烃源岩沉积的环境为缺氧的亚氧化、非超盐度、贫粘土的海相碳酸盐岩,沉积有机质来源于浮游生物。     

塔里木盆地石炭系烃源岩热模拟实验研究—Ⅱ．生态标志化合物的组成和演化

塔里木盆地群4井巴楚组（C1b)的泥岩和灰岩中,生物标志化合物可分为两大类：（1）正构烷烃和类异戊二烯烷烃类;（2）三环和五环匝严,不同的模拟浊点具有不同的生物标志化合物组合,与以往的其他模拟实验结果类似,生物标志化合物的不同组合除源于生油岩中生物标志化合物不同外,还取决于无机元素的催化作用。不同的生油岩中,生物标志化合物先质存在差异,并且在不同的热演化阶段,释放出不同强度的生物标志化合物。因此,可以根据生物标志化合物的组成特征进行油源对比,塔里木盆地石炭系生油岩生成的原油,其三环萜烷C21／C23比值一般大于1,明显区别于寒武－奥陶系生油岩生成的原油（C21／C23＜1）,由此判断曲1井原油可能来自石炭系泥岩生油岩。     

武威盆地武地1井石炭系烃源岩地球化学特征及地质意义

以武威盆地北部坳陷武地1井为基础,通过烃源岩有机质丰度、类型、成熟度及生物标志化合物等参数的综合研究,系统评价了武威盆地石炭系烃源岩的生烃潜力。研究认为武威盆地北部坳陷石炭系太原组烃源岩有机碳含量高,是一套“较好—好”的烃源岩;有机质类型以Ⅲ型为主,Ⅱ₂型次之,生物标志化合物中正构烷烃峰型完整,主峰碳数多为17,姥植比及伽马蜡烷参数均表明其生物来源于微咸水的海陆过渡相沉积环境;孕甾烷系列含量低而规则生物构型甾烷含量高,规则生物构型甾烷C₂₇、C₂₈和C₂₉呈不对称“V”型,C₂₉相对含量高于C₂₇,生物来源以高等植物为主,低等水生生物也有贡献;三环萜烷和C₃₀重排藿烷含量低,C₃₀藿烷及C₂₉Ts含量高,Ts含量小于Tm,整体上处于成熟—高成熟阶段;有机质类型及成熟度决定了石炭系烃源岩以生成天然气为主。研究结果表明武威盆地石炭系勘探应以寻找天然气为主。     

准噶尔盆地东部克拉美丽地区石炭系烃源岩研究

准噶尔盆地东部克拉美丽地区的勘探一直没有突破，是否存在有效烃源岩成为制约勘探决策的主要因素。文章在分析地表样品地球化学特征的基础上，运用有机相的方法研究和预测了石炭系烃源岩性质与分布，滴水泉组现今处于成熟到高成熟演化阶段，主要分布在克拉美丽山前五彩湾凹陷至陆粱隆起一带，推测乌伦古坳陷可能也存在对应分布，最大厚度可达700m以上；巴塔玛依内山组是一套以腐殖型干酪根为主的湖相好烃源岩，主要分布在北三台、吉木萨尔凹陷、五彩湾凹陷及乌伦古坳陷一带，厚度在100m以上；石钱滩组为成熟到高成熟较差海相烃源岩，主要分布在石钱滩凹陷，生油能力较差，以生气为主。石炭系烃源岩在侏罗纪-白垩纪末进入二次生烃高峰期和排烃期，较晚的生烃期对油气的保存较为有利，对石炭系烃源岩的油气勘探具有重要意义。     

塔里木盆地石炭系烃源岩热模拟实验研究

塔里木盆地群4井巴楚组(C1b)的泥岩和灰岩中,生物标志化合物可分为两大类(1)正构烷烃和类异戊二烯烷烃类;(2)三环和五环萜类。不同的模拟温度点具有不同的生物标志化合物组合,与以往的其他模拟实验结果类似。生物标志化合物的不同组合除源于生油岩中生物标志化合物不同外,还取决于无机元素的催化作用。不同的生油岩中,生物标志化合物先质存在差异,并且在不同的热演化阶段,释放出不同强度的生物标志化合物。因此,可以根据生物标志化合物的组成特征进行油源对比。塔里木盆地石炭系生油岩生成的原油,其三环萜烷C     

塔城盆地石炭系烃源岩特征及其生烃潜力

在塔城盆地野外露头和塔参1井钻井烃源岩发育特征与有机地化特征分析的基础上,探讨了石炭系烃源岩的生烃潜力。通过烃源岩岩性与有机质丰度分析认为,较好的烃源岩主要为泥质岩,其次为碳质泥岩和煤,上石炭统泥岩总体要好于下石炭统。烃源岩母质类型主要为腐殖型,具有倾气型特征。烃源岩演化程度普遍达到了高—过成熟阶段,但仍有一定的残余生烃潜力。应加强烃源岩主要分布区及其生烃史与盆地构造演化的匹配关系和成藏历史的研究。     

准东地区石炭系烃源岩特征及分布规律

准东地区石炭系有机质以腐殖型和混合型为主,具有烃源岩厚度大、有机质丰度较高及成熟度普遍较高的特征,总体为中等-好烃源岩。由于沉积环境和构造运动对有机质的丰度和热演化程度的影响较大,导致石炭系烃源岩的品质在纵向上和横向上具有差异性,表现为纵向上巴塔玛依内山组最好,横向上五彩湾凹陷和北三台地区最好。     

准噶尔盆地北部古生代构造演化与石炭系烃源岩

在准噶尔北部地区断裂演化的基础上,将北部地区震旦纪-石炭纪的构造演化划分为两个阶段:①震旦纪-中奥陶世洋盆扩张阶段;②晚奥陶世-石炭纪洋盆俯冲、地体拼接阶段。石炭纪准噶尔盆地北部地区处于半深海-浅海、海-陆过渡环境,具备烃源岩发育条件。钻井和露头揭示,石炭系发育上、下石炭统两套烃源岩。油-源对比分析和构造演化研究表明,伦5井、滴北1井油气主要来源于乌伦古坳陷石炭系。     

准噶尔盆地陆东—五彩湾地区石炭系烃源岩

陆东—五彩湾地区天然气具有典型的源控成藏特征,将露头资料、钻井资料和地震资料相结合,对陆东—五彩湾地区石炭系烃源岩的丰度、类型、成熟度特征进行了系统研究和评价。研究区石炭系烃源岩以深灰色泥岩和灰色泥岩为主,其次为凝灰岩、炭质泥岩、粉砂质泥岩和煤;上石炭统巴塔玛依内山组(C2b)烃源岩丰度高于下石炭统滴水泉组(C1d),下石炭统烃源岩的类型好于上石炭统;石炭系烃源岩成熟度高值区分布在滴南凸起西段—五彩湾凹陷一带,向南、北方向石炭系烃源岩的成熟度降低;石炭系烃源岩与火山岩的分布具有互补性,烃源岩呈东西向带状分布,烃源岩最发育区位于滴南凸起西段及其南部。图8表2参15     

巴彦浩特盆地石炭系烃源岩特征与评价

以地表和井下烃源岩样品分析数据为依据,阐述巴彦浩特盆地石炭系烃源岩的分布、地化特征及影响因素,并进行综合评价。研究结果表明,巴彦浩特盆地发育暗色泥岩、灰岩2种源岩,分布于中、下石炭统臭牛沟组、靖远组和羊虎沟组。暗色泥岩有机质丰度中等—好,以腐泥—腐殖型和腐殖型为主,普遍进入成熟—高成熟阶段,是好的烃源岩。碳酸盐岩有机质丰度较低,具有一定的生烃能力,但厚度较小,分布局限,生烃潜力不大。沉积环境和构造运动对有机质丰度和热演化程度影响较大。巴彦浩特盆地有利生油区分布于乌达—巴参2—锡1井—查汗布勒格以北的北东向展布的滨浅海三角洲及近岸浅海环境沉积区。     

准噶尔盆地陆东-五彩湾地区石炭系源岩演化及成藏时序

陆东-五彩湾地区石炭系源岩呈带状分布,源岩最发育区位于滴南凸起西段及其南部。不同地区石炭系源岩成熟度差异较大,成熟度中心沿滴南凸起西段-五彩湾凹陷北西向展布,向南、向北成熟度降低。通过源岩热演化史及包裹体温度,综合分析了该区的油气成藏过程。不同区块表现出明显的成藏时序性,第一期成藏时间由早到晚的顺序依次是五彩湾—滴南西段—滴南东段—滴北地区。源岩分布、演化及成藏时序控制了该区的油气分布。     

准噶尔盆地石炭系烃源岩分布与含油气系统

准噶尔盆地是在前寒武纪陆核和早古生代增生褶皱带的拼合基底之上经历石炭纪—二叠纪过渡阶段后形成的克拉通内坳陷盆地,石炭纪是准噶尔及邻区克拉通化过渡发展的关键时期,在准噶尔地块南、北缘发育了被动大陆边缘,地块内部断陷与凸起相间,断陷内沉积了厚度达2 000~5 000 m的火山碎屑岩系。受海侵范围控制,盆地内部及周缘发育区域展布的石炭系下统滴水泉组和上统巴塔玛依内山组两套有效烃源岩,前者可能是油、气烃源岩,后者是有效的气源岩,上石炭统巴塔玛依内山组火山岩是主要的储集体,由此形成了C1d—C(.)和C2b—C2b(!)两个含油气系统。中侏罗世晚期—晚侏罗世和新近纪以来的构造活动导致了石炭系圈闭的形成、改造与最终定型。不同构造单元后期演化历史的差异导致石炭系含油气系统在平面上产生分异。迄今在石炭系已发现了五彩湾、石西、克拉美丽、克拉玛依二/四/六井区、车排子等多个油气田,油气勘探实践表明准噶尔盆地石炭系具有较好的勘探前景。图8表3参41     

新疆北部石炭系火山岩风化壳有效储层特征及分布规律

利用露头、岩心、测井、地震、分析化验等资料对新疆北部石炭系火山岩风化壳进行了综合研究,建立了利用风化指数识别风化壳结构的模型。火山岩风化壳具有土壤层、水解带、溶蚀带、崩解带和母岩5层结构,其中溶蚀带、崩解带储层物性最好。火山岩风化壳储层孔隙喉道半径分布概率呈现出双峰特征;储集空间类型主要包括溶蚀孔隙型、孔隙 裂缝型、裂缝型和洞缝型4类,其中溶蚀孔隙是其主要储集空间,裂缝是其主要的渗流空间。在断裂不发育处火山岩风化壳有效储层厚度可达510 m,在断裂发育处有效储层可深至风化面之下1100 m。火山岩风化壳储层主要分布于古地貌高部位、斜坡带和低部位的断裂发育处,其形成受控于古地貌、断裂和风化淋滤时间。     

柴达木地区上古生界石炭系烃源岩评价

通过柴达木盆地周缘地区上古生界暗色泥岩、碳酸盐岩、煤及碳质泥岩的有机地球化学的测试分析,研究结果表明,石炭系烃源岩主要以暗色泥岩为主,炭质泥岩和煤可能具有生烃能力。下石炭统暗色泥岩有机碳含量一般达到了差到中等,而上石炭统暗色泥岩有机碳含量达到好或者很好;上、下石炭统的暗色灰岩有机碳含量均比较低,一般仅为非到差等烃源岩。有机碳评价较好的泥岩主要发育在潮坪、泻湖、沼泽相沉积相类型中;剖面上评价较好的层位为怀头他拉组的中部和克鲁克组及其扎布萨尕秀组的下段,评价结果已经达到好到很好等级。样品中的有机质类型均以Ⅲ型和Ⅱ₂型为主。除都兰、格尔木地区有机质成熟度过高、处于过成熟的生干气阶段外,其他地区有机质成熟度中等,正处于生烃、排烃高峰期,具有良好的油气勘探前景。     

新疆北部石炭系火山岩风化壳油气地质条件

新疆北部晚石炭世处于陆-陆碰撞后的构造松弛环境,发育多个火山岩与沉积岩“间互式”充填、广泛分布的裂谷或裂陷槽,火山岩以中基性岩为主,原始物性较差。石炭纪末整体抬升遭受剥蚀,风化淋蚀形成火山岩风化壳,岩性和风化程度控制风化壳储层质量,各种岩性火山岩经长时间强风化均可形成有利储层。受断裂改善、溶蚀环境、产生裂缝等影响,风化壳储层物性更好、有效储层发育深度更大,近、远断裂区有效储层距不整合顶面埋深分别可达1100 m、550 m,孔隙度最大值分别为32%、24%。现今残留凹陷控制烃源岩分布,受火山岩强非均质储层控制,油气围绕有效烃源岩区近源成藏,石炭系上覆泥岩盖层是有效保存条件,与古构造吻合较好的现今构造高部位和斜坡区是油气运聚指向区,断裂控制油气富集。该认识改变了“石炭系为盆地基底、不具备油气生成条件”的观点,扩大了勘探领域,指导了克拉美丽气田、牛东油田等油气田的发现,对类似地区油气勘探具有重要的理论和现实指导意义。