泥页岩热模拟实验及成岩演化模式

随着泥页岩油气勘探开发的不断推进,对泥页岩的成岩作用研究越来越受到重视。通过对三种不同干酪根类型的泥页岩样品的热模拟实验发现,随着有机质成熟度的增加,干酪根热解生烃产生的有机质孔及不稳定矿物溶蚀孔增加,是泥页岩储集空间增加的主要原因;泥页岩成岩作用类型主要有黏土矿物转化、不稳定矿物溶蚀作用和重结晶作用;结合镜质体反射率,建立了基于热模拟实验的泥页岩综合成岩演化模式。研究表明:不同类型的干酪根在生烃过程中演化特征不同,Ⅰ型干酪根以"解聚型"的途径生烃,以产生有机质边缘孔为主;Ⅲ型干酪根以"平行脱官能团型"的途径生烃,以产生有机质内部孔为主;Ⅱ型干酪根介于两者之间,既可以产生有机质内部孔,也可以产生有机质边缘孔。     

页岩热成熟过程中残余干酪根演化特征

用低熟的页岩样品进行半开放体系压机热模拟实验,研究页岩热演化过程中残余干酪根的赋存演化特征。实验结果表明页岩中残余干酪根可分为微米级粒间有机质、微米级粒内有机质和纳米级粒间有机质。不同赋存形式有机质的热演化特征不同,微米级残余干酪根在Ro,Easy值为0.82%时已发生热裂解,到Ro,Easy值为1.45%时,微米级粒间残余干酪根被消耗殆尽,微米级粒内残余干酪根仍有一定生烃潜力;而纳米级粒间残余干酪根在Ro,Easy值为1.45%时才开始热裂解,在Ro,Easy值为2.66%时,仍有部分干酪根残留在孔隙中。伴随有机质热裂解过程,页岩中矿物组成特征也发生变化,矿物溶蚀和再沉淀作用使得页岩矿物组成整体上沿着长英质矿物含量增加、碳酸盐矿物减少、黏土矿物含量基本不变的趋势演化。干酪根热裂解生烃使得其体积缩小,在干酪根和矿物之间形成收缩有机孔,随着热演化程度的升高,收缩有机孔的孔径逐渐变大,最后转变为矿物粒间孔/粒内孔。长石和碳酸盐矿物易发生溶蚀,成熟阶段,矿物溶蚀孔开始形成,在之后的演化阶段,溶蚀孔的发育程度逐渐变强。有机质孔的发育具有非均质性,温度(成熟度)是影响其发育的重要因素。     

海相烃源岩二次生烃潜力定量评价新方法

烃源岩二次生烃的演化过程是残余干酪根热解演化与残留油热裂解转化两个既相互联系又完全不同的物理化学反应过程的叠加。本文利用自制高压釜热压生烃模拟实验装置,采取分阶段连续递进模拟实验方式,以海相烃源岩样品为例分别评价了残余干酪根的生烃潜力与残留可溶有机质转化油气潜力,建立了一套不同起始与终止成熟度海相烃源岩二次生烃潜力的定量评价方法,并首次明确提出了干酪根生油指数KIo、干酪根生气指数KIg、干酪根生烃指数KIh等评价烃源岩生烃潜力的参数,弥补了ROCK EVAL热解评价方法无法分别评价烃源岩在不同生烃演化阶段所生成的“油”或“烃气”潜力的不足。     

内蒙古西乌珠穆沁旗地区寿山沟组烃源岩 有机地球化学特征

内蒙古西乌珠穆沁旗地区广泛出露下二叠统寿山沟组暗色泥页岩.选取该组塔宾庙林场剖面的烃源岩样品,进行有机质丰度、类型、成熟度等有机地球化学特征研究,初步对其生烃潜力进行评价.研究表明,西乌旗地区下二叠统寿山沟组暗色泥页岩的有机质丰度达到了中等—好烃源岩标准;有机质来源以高等植物为主,干酪根类型以Ⅲ型为主.有机质热演化进入高成熟—过成熟演化阶段,是潜在的烃(特别是气)源岩,系上古生界重要的烃源岩勘探层系之一.     

中国页岩油的形成和分布理论综述

页岩油是指生成并滞留在烃源岩中,以游离或吸附状态赋存在地层微纳米级储集空间中,基本未运移或极短距离运移的低熟—半熟油气.通过总结泥页岩低孔低渗的特点,对页岩油的形成机制、演化条件、保存条件以及分布特征进行了讨论.泥页岩中有机质的丰度、类型以及演化成熟度是泥页岩生油能力的主要影响因素.生油能力较好的Ⅰ或Ⅱ型干酪根是良好的有机质类型,而Ⅲ型干酪根则以生气为主.在适当的埋藏深度下,达到生油门限,即可发生热化学反应产生大量液态烃.弱水动力条件以及相对长时间稳定的构造活动,都能使得有机质及沉积物缓慢沉降并演化.陆上优质泥页岩由于分布范围广、类型多、时代跨度大、陆相湖盆面积小、物源丰富且湖平面变化等原因,有利于页岩油气形成.     

柴达木盆地德令哈地区下古生界成藏地质条件研究

德令哈地区位于柴达木盆地东北部,油气勘探和研究程度较低。文章在野外地质调查基础上,结合钻井和地震资料解释成果,主要开展下古生界烃源岩、储盖层、储盖组合和输导条件等成藏条件研究,根据构造条件和周边油气发现,对研究区下古生界含油气系统进行推测。研究结果表明,德令哈地区下古生界发育两套烃源岩,即震旦系全吉群红藻山组滨岸潮坪相灰黑色-黑色泥页岩,奥陶系石灰沟组浅海半深海相灰黑色黑色泥页岩。其中,震旦系烃源岩46%达到有效烃源岩标准,有效烃源岩有机质丰度平均为0.72%,奥陶系烃源岩38%达到有效烃源岩标准,且分布于石灰沟组底部,有效烃源岩有机质平均为0.77%;两套烃源岩有机质类型以Ⅰ型为主,热演化程度已进入高成熟-过成熟阶段。研究区发育碎屑岩和碳酸盐岩两类储层,三角洲前缘和台缘礁滩相是优势储集相,碳酸盐岩储层的储集空间主要为裂缝和溶蚀孔隙。根据烃源岩特征和周边油气发现,将研究区划分为推测的Z∈(?)油气系统和OO(?)油气系统。     

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.      

影响海相烃源岩热解生烃过程的地质条件

热解生烃实验是研究油气生成机理与定量评价烃源岩生烃潜力的重要方法.烃源岩热解生烃模拟结果不仅与温度、压力和时间等因素有关,而且与地层孔隙水及压实成岩作用等地质因素密切相关.采用高压流体和高压釜(低压水蒸气)两种生烃热模拟方法对低成熟海相二叠统大隆组(P₂d)黑色泥岩进行了热解生烃实验模拟.对比分析两组实验结果表明地层孔隙热解实验有利于液态油的生成,不利于液态油向气态烃的转化,并极大地提高了干酪根的生油气潜力,显示了高压液态水、流体压力和孔隙空间等地质因素对烃源岩中有机质热成熟生烃反应的重要影响.这种影响可能与高压液态水的近临界特性有关,近临界特性地层水的参与改变了干酪根热力生烃反应的物理化学行为.推断在实际地质温压(100~200 ℃,30~120 MPa)条件下,烃源岩孔隙中的地层水是一种相对低温高压液态水,具有水的近临界物理化学特性,因此高压流体生烃热模拟实验与实际地层情况更为接近,能更有效地评价烃源岩生烃潜力.      

渤中地区不同热解实验条件下的烃源岩生烃动力学研究

为了对比不同类型烃源岩样品在不同的热解模拟实验条件下生油和生气的活化能,选取渤中地区多个湖相泥质烃源岩原岩和干酪根样品进行了开放体系无水热解和封闭体系加水热解实验,烃源岩样品取自不同的洼陷和烃源层位,具有不同的有机质丰度、类型和成熟度。对比结果表明,有机质类型和成熟度对烃源岩生油活化能有重要影响,平均生油活化能随有机质类型变差和成熟度增大而增大。不同的洼陷、烃源层位和样品类型对平均生油活化能无明显影响,而样品类型则影响活化能的分布,原岩活化能分布相比干酪根更加集中。处于成熟阶段烃源岩的生气活化能比处于低熟阶段烃源岩的生油活化能高11~17kJ/mol。相对于开放体系无水热解实验,封闭体系加水热解实验活化能分布集中且能够包含初次裂解和二次裂解过程。本研究应用封闭体系加水热解模拟实验,分别选择低熟烃源岩原岩样品和成熟烃源岩干酪根样品进行生油和生气活化能研究,取得了良好的效果。     

珠江口盆地番禺低隆起-白云凹陷北坡干酪根热演化模拟与生烃

通过密封金管-高压釜体系对珠江口盆地番禺低隆起-白云凹陷北坡恩平组炭质泥岩的干酪根(PY),在24.1 MPa压力、20℃/hr(373.5~526℃)和2℃/h(343~489.2℃)两个升温速率条件下进行热模拟生烃实验,分析气态烃(C1 5)和液态烃(C6 14和C14+)的产率,以及沥青质和残余有机质碳同位素组成。同时与Green River页岩(GR)和Woodford泥岩(WF)的干酪根,分别代表典型的I型和II型干酪根进行对比研究。结果显示PY热演化产物中总油气量明显低于GR和WF干酪根,且气态烃(C1 5)最高产率是液态烃的1.5倍,揭示恩平组炭质泥岩主要以形成气态烃为主。在热演化过程中,有机质成熟度和母质类型是控制油气比的主要因素,气态烃和轻烃的产率比值主要受热演化成熟度的影响。干酪根残余有机质碳同位素和沥青质碳同位素在热演化过程中受有机质成熟度的影响较小,δ13C残余和δ13C沥青质可以间接反映原始母质的特征,为高演化烃源岩油气生成提供依据。     

原油物性演化规律新发现及其对页岩油勘探的启示

针对烃源岩生成的原油物性随热演化如何变化的问题,本文基于对准噶尔盆地玛湖凹陷下二叠统风城组和吉木萨尔凹陷中二叠统芦草沟组下段源储紧邻自生自储页岩油物性、地化特征、成藏特征及原油物性与烃源岩热演化关系的分析,综合烃源岩生烃热模拟实验结果与国内外相关文献资料,首次确认了咸化湖相烃源岩生成的原油物性与烃源岩热演化程度之间的变化规律。认为页岩油源岩生成的原油密度和黏度具有随热演化程度增强先增加而后降低的规律,其中生油高峰附近生成的原油非烃相对含量、密度和黏度最高。该认识不仅是对已有的石油地质学中原油物性随热演化规律认识的进一步厘定和修正,而且对页岩油甜点段、甜点区的选择以及页岩油原位转化等都有极为重要和现实的指导作用。     

中国非常规油气的战略思考

本文基于非常规油气的内涵,分析了致密砂岩油气和泥页岩油气的成藏地质条件,论述了非常规油气资源潜力巨大,指明中国非常规油气资源战略发展方向。研究表明,中国非常规油气藏是富集在近源储集体或烃源岩的低孔、低渗的微米级纳米级的储集空间中连续油气聚集,淡化了圈闭、油气藏边界的概念。依据成藏地质条件和油气资源潜力的差异,非常规油气藏主要指致密砂岩油气和泥页岩油气藏。致密砂岩油气藏多位于斜坡、坳陷区,具有广覆式有效烃源岩;源、储关联密切,多呈互层式;油气运移距离短,以非达西渗流为主;储集体渗透率、孔隙度极低。泥页岩油气藏圈闭概念淡化,典型的储源一体;多形成于盆地坳陷或斜坡区,泥页岩大面积连续分布;有机质丰度大,热演化成熟度高;多发育纹层结构,纳米级孔隙、裂缝储集系统;储集层脆性系数大,地层压力高。烃源岩呈现多时代、多层系、多沉积环境特征,从震旦系到第三系均有富含有机质的烃源岩发育,沉积环境囊括陆相海、陆交互相海相,非常规油气资源潜力巨大。常规与非常规油气在时、空域的紧密伴生和规律聚集,使得常规非常规油气在平面上和纵向上形成“有序聚集”体系。对“有序聚集”的不同类油气藏进行“整一化勘探、整一化部署、整一化开采”,实现常规非常规油气整一化科学有序开发,避免整体油气资源的破坏和遗漏;从而丰富油气地质理论,促进油气勘探由“点带面”向综合有序三维空间迈进。     

东南亚地区烃源岩特征与主控因素

通过对东南亚主要含油气盆地沉积、构造特征的研究,揭示其烃源岩具有多期发育的特点.其中,始新统、渐新统和中新统是东南亚主要的3套烃源岩;前新生代生油岩分布局限,但具有一定的生烃潜力.以新生代河流-三角洲近岸沉积环境、含陆源干酪根的煤系和碳质页(泥)岩为主,其次为湖相和海相沉积环境泥岩和页岩.有机碳含量均已达到中等-好的源岩标准,以Ⅱ-Ⅲ型干酪根为主,大部分烃源岩都处于成熟到过成熟阶段.新生代烃源岩主要受盆地演化阶段和沉积环境两大地质因素控制,与区域海侵作用的方向和规模密切相关.烃源岩有机质类型的不同和热演化程度的差异,是形成东南亚地区多类型油气藏的重要因素之一.      

基于热模拟实验的富有机质泥页岩成岩作用及演化特征

富有机质泥页岩蕴含丰富的油气资源,但成岩研究基础薄弱,已成为制约页岩油气勘探开发进程的重要因素。通过开展成岩热模拟实验,结合扫描电镜观察、流体成分测试及有机酸测试等实验测试手段,全面描述实验过程中所发生的水-岩化学反应,试图揭示泥页岩成岩过程及成岩演化规律。研究结果显示,有机质热演化过程中存在一个较宽的有机酸生成窗口,对孔隙流体性质具有重要影响;长石和方解石存在接力溶蚀现象,长石溶蚀高峰过后紧接着出现方解石溶蚀高峰,但方解石溶蚀窗较窄,此后出现方解石重新沉淀结晶;黏土矿物转化及长石的溶蚀过程中会产生大量自生微晶石英,成链状或簇状胶结泥页岩骨架。泥页岩地层作为一个相对封闭体系,各类成岩作用之间相互关联,相互影响,构成错综复杂的成岩体系,进一步增加其成岩作用研究难度。     

河西走廊地区石炭系烃源岩的特征

通过对河西走廊地区石炭系烃源岩的分布、有机质丰度、有机质类型、有机质成熟度等特征的综合评价,指出河西走廊地区石炭系广泛分布以暗色泥页岩、炭质泥岩为主的烃源岩,具有厚度大、有机质丰度高、以Ⅱ-Ⅲ型干酪根为主的烃源岩.平面上,河西走廊东部中卫-靖远地区石炭系生烃条件最为有利,纵向上,靖远组和羊虎沟组为主要的烃源岩发育层段.总之,河西走廊地区石炭系不乏油气生成的物质基础,是油气勘探值得重视的新层系.     

河西走廊地区石炭系烃源岩的特征

通过对河西走廊地区石炭系烃源岩的分布、有机质丰度、有机质类型、有机质成熟度等特征的综合评价,指出河西走廊地区石炭系广泛分布以暗色泥页岩、炭质泥岩为主的烃源岩,具有厚度大、有机质丰度高、以Ⅱ—Ⅲ型干酪根为主的烃源岩。平面上,河西走廊东部中卫—靖远地区石炭系生烃条件最为有利,纵向上,靖远组和羊虎沟组为主要的烃源岩发育层段。总之,河西走廊地区石炭系不乏油气生成的物质基础,是油气勘探值得重视的新层系。     

排-留烃过程对富有机质页岩纳米孔隙发育影响的热模拟实验研究

为研究生-排烃过程对页岩纳米孔隙演化的影响,选择低成熟且生烃潜力差异显著的茂名油页岩和大隆组硅质页岩为研究对象,经低温热模拟和索氏抽提增加了页岩在生油高峰期的排烃效率后,通过高温热模拟实验,使具有不同残留烃含量的样品演化到过成熟阶段。通过热模拟产物的地球化学分析和孔隙测量,获得了不同残留烃含量的页岩有机质与孔隙发育的热演化规律。结果表明,在高成熟阶段,富I型有机质的黏土质茂名油页岩的残留烃大量转化为固体沥青,促进了中孔、大孔的发育,对微孔的发育影响较小;具Ⅱ型有机质的大隆组硅质页岩,高成熟阶段残留于页岩中的极性有机组分与干酪根生成新的固体有机质,其纳米孔隙发育较差,导致残留烃对中孔和大孔的发育影响不明显。     

低丰度碳酸盐岩有效烃源岩存在的 证据及其TOC下限

中国碳酸盐岩分布面积广、热演化程度高、有机质丰度普遍较低,研究低丰度碳酸盐岩能否成为有效烃源岩对评价碳酸盐岩油气潜力和勘探前景具有重要意义。多方面研究表明,随着深度增大或热演化程度的提高,碳酸盐岩烃源岩TOC降低、生烃潜力和残留烃量均表现出先增大后减小的趋势,生烃热模拟实验结果等都表明低丰度碳酸盐岩烃源岩可以发生生排烃作用,国外勘探实践亦发现低丰度碳酸盐岩作为烃源岩的油气田,这都表明低丰度碳酸盐岩可以成为有效烃源岩。确定碳酸盐岩烃源岩TOC下限需要考虑多个因素,研究认为碳酸盐岩烃源岩的TOC下限应该比泥页岩的05%低一些。根据排烃门限,利用生烃潜力法和物质平衡数值模拟计算法确定了不同成熟阶段有效烃源岩TOC下限,结合前人研究成果和勘探实践,综合确定低成熟阶段、成熟阶段和高过成熟阶段碳酸盐岩有效烃源岩的TOC下限分别为TOC≥14%、TOC=01%~14%和TOC＜01%。     

基于成因机理的地层有机质孔隙度的计算——以冀中束鹿凹陷泥灰岩非常规储层为例

近年来有机质孔隙在泥页岩及泥灰岩致密储层中被发现,成为非常规油气藏中一种重要的储集空间类型。有机质孔隙度的计算是非常规油气评价及勘探中极其重要且急需解决的问题。以冀中坳陷束鹿凹陷泥灰岩为例,从成因角度出发,提供了计算有机质孔隙度的方法。束鹿凹陷泥灰岩为自生自储型非常规油气藏,发育有机质孔隙。有机质孔隙主要为有机质在热演化过程中,由未成熟固体干酪根向低密度烃类流体转化所产生。根据束鹿泥灰岩现今有机地化特征(Ⅰ型及Ⅱ型干酪根、TOC平均1.66%、氢指数(HI)平均451 mg/g、T_(max)平均444℃),推算出其初始氢指数(HIo)平均561 mg/g、初始有机碳TOCo平均1.9%、可转换碳占48%、转化率为31%。最终利用质量平衡方程求得该区有机质在此演化过程中产生的有机质孔隙度为0.68%。     

烃源岩有限空间温压共控干酪根演化特征——来自红外光谱的证据

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,传统的高压釜密闭空间生排烃模拟实验都是在一个低流体压力、无静岩压力、较大的生烃空间下进行的,与实际地质情况差异较大。利用无锡石油地质研究所研制的地层孔隙热压生排烃模拟仪,选用泌阳凹陷泌核三段未成熟灰色泥岩分别进行有限空间和常规高压釜方式加水模拟实验,从实验残渣中提取干酪根进行傅里叶变换红外光谱对比研究,选取脂肪度参数、芳香度参数、含氧度参数等作为特征参数,研究表明:1)伴随着脂族结构裂解、含氧基团脱落及芳香结构缩合,干酪根演化明显呈现出缓慢生油→快速生油→结束生油三个阶段;2)脂肪度参数和脂链长度及支链化程度参数表明,常规加水模拟条件下有机质的热裂解反应更为剧烈,在成熟度为0.92%时达到生油高峰,之后大幅衰减,而有限空间热压模拟在成熟度为2.0%时仍伴随有较强的生烃能力;3)烃源岩有限空间热压模拟条件下饱和烃的芳构化程度更低,这可能与其限定空间内较高的流体压力有关;4)含氧度在成熟中期间歇的轻微增大,暗示水对干酪根生烃过程中也许有重要的作用。两种模拟方式下干酪根不同的演化特征说明其在生烃反应机理上存在较大的差异,相对于常规高压釜模拟系统,较高的孔隙流体压力、压实作用、生烃空间与高温高压液态水的共同作用明显延缓了有限空间热压模拟干酪根热演化,更接近地质实际。