门限控烃作用及其在有效烃源岩判别研究中的应用

油气在生排运聚成藏过程中需经历生烃门限、排烃门限、成藏门限和资源门限。某一确定的油气运聚成藏系统进入任一门限都将损耗一部分烃量，实际地质条件下源岩生成的烃量只有超过进入各个门限时损耗烃量之和后才能大规模聚集成藏，构成油气勘探的远景区；只有提供的油气满足成藏过程中各种油气损耗形成工业油气聚集的源岩才称为有效烃源岩。阐明了各门限地质含义、判别标准和控油气作用机理，并将门限控烃作用在塔里木盆地台盆区古生界碳酸盐岩源岩评价中进行了应用。研究表明，不存在一个放之四海而皆准的最小有机质丰度下限，最小有机质丰度下限受源岩自身条件及成藏地质条件的共同影响。     

辽河油田曙光欢喜岭潜山带 烃源岩生排烃模拟实验研究

对辽河油田曙光欢喜岭潜山带沙三段（Ｅｓ３） 和沙四段（Ｅｓ４） 典型的未成熟源岩样品进行了高温高压干体系的生排烃热压模拟实验。研究结果表明：３００ ～４００ ℃（Ｒｏ ＝０ ．３３ ％ ～１ ．３０ ％ ） 为该区域烃源岩的主要生排烃阶段;沙四段具有更好的生排油潜力,可能是曙光－ 欢喜岭潜山带较好的烃源岩;生排烃作用对排出油和残留油中生物标志物的组成具有明显的影响,在油／ 源对比时应特别注意。     

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。     

油相临界运移饱和度的实验研究

生油岩需要一定的含烃量才能开始排烃,与此相对应的含油饱和度即为临界运移饱和度,它是油气资源评价的关键参数之一。迄今为止,国内外都是通过地质、地化资料估算该数值的,因出发点不同,数值相差甚大。本文就辽河断陷盆地的油源岩采用实验模拟其排烃过程的方法,确定了这一数值。     

碳酸盐岩油源岩有机质丰度分级评价标准

碳酸盐岩油源岩分级评价标准研究具有重要的理论和实际意义。以塔里木、渤海湾、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油量及源岩和围岩的残留油量，进而根据物质平衡原理（排油量＝生油量－残油量）计算出排油量，以排油量为指标给出划分油源岩分级评价的标准，并计算出其对应的有机质丰度。模拟计算显示油源岩有机质丰度工业下限值TOCgy随源岩厚度的增加而减小；随成熟度的增加先减小后增加；随有机质类型（生烃潜力）的变好而减小，碳酸盐岩油源岩评价标准随地质条件的不同变化很大。建立了塔里木、渤海湾、鄂尔多斯盆地碳酸盐岩油源岩的分级评价表。经过分析综合，归纳出我国碳酸盐岩沉积区有机质类型为Ⅱ型的成熟油源岩“非、无效、差、中、好”各级对应的TOC界限值分别为“0.25、0.5、0.8、1.5”。     

PRES盆地模拟技术在江苏地区的应用

在石油地质综合研究基础上,运用油气资源评价盆地模拟专家系统能定量解决地史、热史、生排烃史及生烃潜力和资源潜力问题,进而指出有利勘探区。对江苏地区秦栏次凹及中－古生界进行了模拟尝试。秦栏次凹主要生油岩阜宁组二段在深凹带现今Ｒｏ值为０．８％￣０．９％,次要生油岩阜宁组四段一直位于生油门限深度以上,其有利勘探区包括中央深凹带的大仪集构造和北部斜坡的赤岸构造西段。模拟表明,秦栏次凹具有良好的油气生成与储集     

地质条件下湖相烃源岩生排烃效率与模式

烃源岩排烃研究是油气地球化学研究中最薄弱的环节,而排烃效率又是准确评价常规油气与非常规页岩油气资源的关键参数。目前对于烃源岩排烃效率的认识差异很大,尚未建立完整的各种类型有机质湖相烃源岩在地质条件下生排烃效率与模式。本文以中国渤海湾、松辽等4个大型湖相含油气盆地以及酒泉青西凹陷、泌阳凹陷等9个中小型湖相富油盆地/断陷为对象,通过15000余个湖相烃源岩样品在自然热演化过程中热解生烃潜力指数的变化研究,揭示了湖相烃源岩在地质条件下的生排烃特征,构建了湖相烃源岩在地质条件下的生排烃效率与模型。无论是大型湖相沉积盆地还是中小型断陷盆地,甚至是盐湖相沉积盆地,烃源岩生排烃特征基本一致。随着成熟度的增高,湖相烃源岩排烃效率逐渐增高,在低成熟阶段排烃效率较低,在成熟与高成熟阶段具有高或很高的排烃效率。Ⅰ型、Ⅱ型有机质类型烃源岩排烃模式相似,相对排烃效率在低成熟阶段小于45%,成熟生油高峰时达85%~90%,至生油窗下限时达90%以上;累积排烃效率在低成熟阶段小于10%,生油高峰时达50%~60%,生油窗下限时达75%~85%,主要的排烃阶段在镜质组反射率0.7%~1.2%之间,生油窗阶段生成并排出了绝大部分烃类。湖相Ⅲ型有机质烃源岩排烃效率明显低于Ⅰ、Ⅱ型有机质烃源岩,生油窗阶段累积排烃效率仅为50%左右,主要生排烃阶段在镜质组反射率0.8%~2.0%之间。控制湖相烃源岩排烃量和排烃效率的主要因素是有机质丰度、类型和成熟度,而盆地类型、断裂发育程度、烃源岩沉积环境、相邻输导层孔渗条件等因素均不影响烃源岩排烃与排烃效率。     

近临界特性的地层水及其对烃源岩生排烃过程的影响

研究利用特制的地层孔隙热压模拟实验装置, 开展了模拟地层孔隙空间高压液态水热体系烃源岩生排烃模拟实验.模拟实验施加的流体压力为38±2 MPa, 温度为290~390 ℃.模拟实验结果显示了有关高压液态水及其与之相联系的流体压力和孔隙空间等因素对烃源岩生排烃影响作用的一些重要现象, 实验发现高压液态水介质条件有利于液态油的生成和保存, 不利于液态油向气态烃的转化, 而且干酪根的生烃潜力和排油效率有一定的提高.这些新的实验现象可能主要与近临界特性的高压液态地层水的作用有关, 进一步推断近临界特性的高压液态水参与干酪根向油气的转化反应, 增加了水对油气的溶解能力.在地下实际烃源岩生排烃的温压(100~200 ℃, 30~120 MPa)条件下, 岩石孔隙中的地层水是一种相对低温高压压缩液态水, 这种地层水可能具有近临界特性, 对烃源岩生排烃过程有重要影响.但目前对这种现象的机理和石油地质意义还知之较少.因此, 加强高压地层水近临界条件下烃源岩生排烃热压模拟实验研究, 对进一步深入理解地层条件下的近临界水介质、流体压力、孔隙空间因素对生排烃过程的影响, 深化烃源岩生排烃机理的探讨, 建立地质尺度上的烃源岩生排烃动力学模型, 都具有重要的理论和实际意义.      

碳酸盐岩烃岩排烃过程的模拟

在评述排烃模拟研究现状的基础上，综合排烃研究的最新成果及若干碳酸盐岩烃源区的实际地质情况，认为碳酸盐岩油气运移的主要机理为压力驱动下沿微裂缝的独立烃相排出。含烃饱和度和破裂压力是控制烃类运移的二个主要因素，排烃遵循“压力增长－－岩石微破裂－－烃类排出－－微裂缝弥合”这一往复过程；最后，将该模式应用于鄂尔多斯盆地的排烃研究中，定量、动态模拟出下古生界下马家沟组碳酸盐岩烃源岩的油史和排气史。     

不同类型烃源岩排烃模式对比及差异性探究

烃源岩的排烃是准确预测含油气盆地油气资源必须涉及的一个非常重要的环节,为了得到不同有机质类型烃源岩的排烃效率、排烃机理,选取不同有机质类型烃源岩进行了黄金管模拟实验,总结了不同类型烃源岩在各演化阶段产物的变化特征与排烃效率。结果表明,烃源岩类型对总生成油与残留油中轻重烃的比例影响较大,但是对排出油中轻重烃的比例影响较低,排出油中均表现为在未熟—成熟阶段以重烃为主,在高熟—过熟阶段以轻烃为主。烃源岩的类型对生排油量的影响明显,烃源岩的类型越好,生排油量越高。Ⅰ型烃源岩的生排油量最高,Ⅲ型烃源岩最低。烃源岩类型越好,排油效率越高。Ⅲ型烃源岩排油效率低,与其生成气态烃较多、显微组分中镜质组含量较高有关。      

烃源岩有限空间温压共控生排烃模拟实验研究

烃源岩的生烃反应是在其限定的孔隙空间中承受高静岩压力和流体压力下进行的,然而受实验装置和条件的限制,目前大多数的生排烃模拟实验都是在一个低压、相对较大的生烃空间下进行的,与实际地质情况差异较大。通过对同一样品分别进行有限空间和常规高压釜方式加水模拟实验对比研究发现:（1）有限空间热压模拟实验的气态产物更接近地质实际。气体组分中烃气占有更大的比重;重烃气的保存下限大于常规模拟,延迟了重烃气向甲烷的转化;烯烃含量比常规加水模拟条件下更少,基本检测不到。（2）有限空间的限制使水介质参与成烃反应的作用增强,其限定空间内较高的流体压力延迟了油向烃气的转化过程,有利于液态油的生成和保存。（3）有限空间下高压液态水介质条件有利于烃类的排出。     

松辽盆地中浅层幕式排烃与断距增长耦合

超压盆地幕式排烃作用是盆地流体研究中热点问题,而源岩内排烃生长断层的报道很少.研究表明松辽盆地凹陷中央主力烃源岩青山口组发育排烃生长断层,这些浅层生长断层形成于嫩江组末期至明水组末期.这种排烃生长断层的形成机制是幕式排烃过程中由于"泵压效应"使含烃流体从源岩向储集层注入的结果.当源岩过剩压力达到源岩破裂极限时,源岩发生断裂或使原有断层再次开启增长,含烃流体发生向下或向上部储层的排烃作用,随着烃类的排出,过剩压力不断减小,排烃过程趋于停止伴随超压流体释放,研究区呈现向下排烃、向上排烃和上下双向排烃3种样式,由于这一排烃过程是多次出现的,随着多次反复的排烃,排烃断层的断距也不断增长,导致排烃期与断层断距增长具有良好的耦合关系,研究成果为超压封存箱上下层油气勘探提供了新的思路.     

Quantitative Assessment of Hydrocarbon Expulsion of Petroleum Systems in the Niuzhuang Sag, Bohai Bay Basin, East China

Based on a detailed survey of the distribution and organic geochemical characteristics of potential source rocks in the South Slope of the Niuzhuang Sag, Bohai Bay Basin, eastern China, a new approach to assess the amount of hydrocarbons generated and expelled has been developed. The approach is applicable to evaluate hydrocarbons with different genetic mechanisms. The results show that the models for hydrocarbon generation and expulsion vary with potential source rocks, depending on thermal maturity, types of organic matter and paleoenvironment. Hydrocarbons are mostly generated and expelled from source rocks within the normal oil window. It was calculated that the special interval (algal-rich shales of the ES4 member formed in brackish environments) in     

地质因素对源岩评价结果的影响及其相对贡献量大小模拟

源岩评价是油气资源评价的基础。目前,基于源岩排烃过程模拟结果可对源岩品质、属性和有效性进行综合定量评价。本文采用盆地模拟技术和不确定性分析方法对影响源岩评价的十三种地质因素的作用大小及其相对贡献量进行评价,同时探讨各种地质因素作用下源岩品质评价指数,属性评价指数和有效性评价指数的变化情况及分布概率。     

LDW海域LZ凹陷古近系烃源岩排烃特征分析

辽中凹陷古近系发育有四套烃源岩,各套烃源岩对于辽中凹陷油气成藏的贡献大小不同。在对烃源岩评价的基础上,利用排烃门限理论及生烃潜力法,对辽中凹陷古近系东二下段、东三段、沙一段和沙三段烃源岩的排烃特征进行研究,并对其排烃强度进行评价。经研究发现,各套烃源岩层的排烃门限深度分别为2 400m、2 900m、2 700m和2 500m左右,通过排烃强度的计算可知,沙三段烃源岩平均排烃强度最高。根据对各套烃源岩层厚,各项烃源岩评价参数,以及现今排烃强度等参数的综合分析认为,辽中凹陷沙三段烃源岩对于辽中凹陷油气成藏贡献最大,是辽中凹陷主力烃源岩。     

排烃门限存在的地质地球化学证据及其应用

排烃门限概念的提出为有效源岩的判识奠定了理论基础, 它在油气勘探与资源评价中具有重要意义.采用地球化学的方法论证了排烃门限的客观存在.研究表明, 源岩进入排烃门限后, 其反映生烃潜能的指标(S₁+S₂)/TOC、氢指数以及反映烃源岩残留烃量的指标氯仿沥青“A”都开始明显降低; 烃源岩中可溶有机质的化学成分、生物标志物的含量与分布特征也都发生明显的变化, 没有进入排烃门限的源岩可溶有机质与原油差别大, 进入门限后的源岩可溶有机质开始与原油组分较为一致.渤海湾盆地东营凹陷沙四段泥岩和页岩的排烃门限分别为2 200 m和2 000 m左右, 排烃强度分别为0~1 100 kg/m2和0~150 kg/m2, 累积排出烃量为7.365×108 t和1.435×108 t.      

泥灰岩的生、排烃模拟实验研究

本文采用加水热模拟实验方法对东濮凹陷卫城地区下第三系低熟泥灰岩进行了生、排烃模拟实验研究，重点分析了液态产物（热解油、沥青Ａ、沥青Ｃ）的特征及演化规律。热解油中轻质烃（Ｃ₆－Ｃ₁₄）占有重要的地位，其相对含量随演化程度的增高变化特征是从大到小然后再增大，轻质烃的准确定量为评价泥灰岩的生油量提供了重要参数；热解油、沥青Ａ、沥表Ｃ三者的产率及组成变化的对比研究反映了泥灰岩（碳酸盐岩）中不同赋存状态有机质对成烃的贡献以及排烃机制。