原油裂解成气动力学研究进展

对于高温古油藏来说,原油裂解气是形成天然气藏的重要气源.原油裂解成气关系到天然气生成和原油消耗,因而客观评价这一过程对油气勘探有着重要意义.生烃动力学和热模拟实验是原油裂解成气动力学研究的基础.本文总结了原油裂解热模拟实验、原油裂解成气过程及判识指标,讨论了原油裂解成气动力学模型及碳同位素动力学,分析了原油裂解成气动力学研究的地质应用.指出现有的原油裂解成气判识指标难以确定有些天然气是属于原油裂解气还是干酪根裂解气,尤其是高-过成熟阶段生成的天然气;碳同位素动力学已逐渐成为当今国内外油气地球化学研究的前沿,而对原油裂解成气过程中的碳同位素分馏效应研究不够,其预测模型尚不完善.     

如何判别干酪根裂解气与原油裂解气

<正> 过去的天然气成因研究只是指出天然气是属于腐泥型、腐殖型还是混合型。但是天然气既可来源于干酪根裂解气,也可来源于原油(包括胶质和沥青质)的裂解气,而对于腐泥型有机质,天然气绝大部分是来自于干酪根先期生成的原油的裂解气,只有少部分天然气来自于干酪根的裂解。因此,对于母质类型好的有机质,干酪根在成熟阶段生成的油能否     

原油裂解成气反应机理、介质影响因素与判识评价

原油裂解成气是近年来天然气勘探领域重大的理论进展之一,其直接关系到勘探工作的决策和部署.对原油裂解气的裂解反应机理、介质影响因素与判识评价进行了较为详细的总结和评述,认为常用的原油热裂解一级动力学模拟模型可能不适合于地质温度条件下特别稳定的重烃气体;地质温度条件下原油加氢裂解的重要性可能被忽视;疏导体系及储层条件下的重烃反应损耗也是形成实际天然气藏的重要途径之一;目前的判识评价指标尚不能从本质上反映原油裂解气与干酪根裂解气的差异.     

烃源岩生气增压定量评价模型及影响因素

Ⅲ型干酪根烃源岩生气增压定量评价是一个复杂过程, 因为Ⅲ型干酪根以生气为主的同时伴生少量的油生成, 而且在达到一定的温度条件下原油还将逐渐裂解成天然气.在考虑烃源岩生烃过程中天然气的渗漏和排出、氢指数对生烃量的影响、原油裂解成气、生烃作用产生的超压对孔隙水, 油和干酪根的压缩作用、天然气在孔隙水和石油中的溶解作用等因素的基础上建立了Ⅲ型干酪根烃源岩生烃增压定量评价模型, 并对模型参数进行敏感性分析.Ⅲ型干酪根烃源岩生气增压受到烃源岩孔隙度、成熟度、有机质丰度、天然气残留系数等多种参数的影响.有机碳含量、氢指数和天然气残留系数3个参数中以氢指数对Ⅲ型干酪根烃源岩生烃增压产生的影响最大, 天然气残留系数影响最小.天然气残留系数只要大于0.2就可以产生超压, 表明保存条件不是Ⅲ型干酪根烃源岩形成生烃增压最主要的控制因素.      

塔里木盆地和田河气田天然气的特殊来源及非烃组分的成因

本文主要讨论和田河气田天然气的地球化学特征和来源以及非烃气体的可能成因，和田河气田天然气以烃类气体为主，但含有较高的非烃气体，含量一般为10％－25％，乙烷碳同位素值为－37．8‰－34．9‰，说明形成该天然气的母质属于腐泥型，烃类组分，非烃组分分布以及天然气δ13C1值在和田河气田的东、西部存在明显的差异，和田河气田天然气源自寒武系烃源岩，但表现为具有原油二次裂解气的特殊来源特征，东部的玛4井区天然气以原油裂解气为主，西部的玛3、玛8井区则为干酪根裂解气与原油裂解气的混合气，初步分析N2，CO2和H2S的成因，，认为和田河气田天然气的特殊来源是天然气中非烃气体高含量的重要原因。     

渤海海域烃源岩的生气潜力与天然气成因分析

本次研究采用了黄金管的生烃模拟实验分析了渤海海域6个古近系的烃源岩样品的生烃特征并计算了各生烃凹陷的生气强度。研究表明,烃源岩初次裂解气阶段对应的Ro为0.6%~1.3%时,生气高峰对应Ro约为1.2%。Ro达1.3%时,大部分干酪根初次裂解气已生成,对应的产气率平均为122.93 m L/g TOC,达到好的气源岩标准;Ro1.3%的高演化阶段则主要为油二次裂解气。Ro为1.0%与1.3%时烃源岩的气油比(累积生气量与累积生油量的比值)分别约为0.22(1∶4.5)与0.39(1∶2.6),表明古近系三套烃源岩均具有良好的生气潜力。基于产气率图版计算的各凹陷的生气强度普遍大于20×10~8m~3/km~2,说明研究区具备形成大中型油气田的物质基础。基于已发现天然气的化学组成与碳同位素组成特征,渤海海域现今已发现的天然气主要为有机成因的热成因气,进一步可分为油型气与偏腐殖型气,而且为干酪根初次裂解气,天然气的成熟度对应的Ro值总体低于1.3%,这整体与热模拟实验结论相吻合。与辽东湾地区相比,渤中地区天然气主要为溶解气富集,主要原因是该地区断裂活动强度大,不利于天然气保存。     

海相干酪根与原油裂解气甲烷生成及碳同位素分馏的差异研究

利用封闭金管高压釜体系对海相原油和成熟干酪根进行了热解生气实验,获取了两类裂解气的组分和甲烷碳同位素数据,对比研究了两类母质在生气机理上的差异,并借助碳同位素分馏动力学参数讨论了甲烷碳同位素分馏的异同点.结果表明,原油裂解气富含C2-5重烃,其后期裂解是甲烷的重要来源;而干酪根裂解气中C2-5的含量较低,其后期裂解对干酪根甲烷气的贡献较小.这是两类甲烷气体生成的最大差异之一.两类裂解气甲烷碳同位素都有随着热解温度增高,碳同位素值先变轻再变重的特点,但原油裂解气甲烷碳同位素的最小值对应的温度较高;在相同热解温度下,干酪根裂解气甲烷碳同位素值要重于原油裂解气甲烷碳同位素值,这与后者前系物经过多次碳同位素分馏有关.因此,生气机理的差异是造成同位素分馏差异的根本原因,两类甲烷气体碳同位素分馏动力学参数的差异也是有成因意义的.     

塔里木盆地哈拉哈塘凹陷天然气地球化学特征

哈拉哈塘凹陷位于塔里木盆地塔北隆起中部,具有良好的石油地质条件,是近期油气勘探的重点区带。天然气地球化学特征研究表明,该区天然气干燥系数较低,表现出典型湿气的特征,普遍含有微量的H2S;烷烃气δ13C1和δ13C2值分别为-50.5‰~-42.6‰和-40.2‰~-35.5‰,δD1值介于-262‰~-156‰之间,碳氢同位素系列表现出典型正序特征; C7轻烃组成具有正庚烷优势分布, C5~7轻烃组成以正构和异构烷烃为主。哈拉哈塘凹陷及周缘奥陶系天然气均为海相油型气,既有干酪根裂解气,也有原油裂解气,其中哈拉哈塘天然气中混入了相当比例的原油裂解初期形成的湿气,主要来自于南部阿满过渡带地区的中上奥陶统烃源岩,天然气中具有高δ13C值特征的CO2主要来自碳酸盐岩储层在酸性地层水作用下发生的溶蚀, H2S主要源自含硫化合物的热裂解。其中天然气发生的同位素部分倒转主要源自原油伴生气与原油裂解气的混合。     

两种温压体系下烃源岩生烃演化特征对比及其深层油气地质意义

利用3种有机质类型的海相烃源岩,分别在温压共控模拟和常规高压釜模拟两种温压体系下开展生烃模拟实验。在系统对比两种模拟方式产物产率、有机地球化学特征基础之上,分析了静岩压力和流体压力、水的性质与相态对烃源岩生烃过程与生烃机理的影响,探讨了实验结果在深层油气勘探中的地质意义。实验结果对比表明,高静岩压力和流体压力以及高温压缩态水的存在对有机质生烃演化具有明显控制作用,主要表现在以下几点:(1)有机质镜质组反射率受到"抑制",成熟阶段原油生成被延迟,高过成熟阶段延缓原油向烃气转化;(2)原油和原油裂解气产率增加,干酪根裂解烃气、CO_2和H_2非烃气产率降低;(3)原油产物中非烃和沥青质组分含量增加,烃气产物干燥系数相对较低、碳同位素值更偏负;(4)促进了干酪根"解聚型"生成油气方式的发生,抑制了"官能团脱除型"生成油气方式的发生。实验结果为深层油气资源评价、勘探深度下限厘定、烃类相态预测提供了有价值的信息。     

塔里木盆地和田河气田天然气地球化学研究

本文就和田河气田天然气组分组成、碳同位素组成和天然气成因类型进行了分析,着重分析了其东西部差异。研究发现:和田河气田天然气甲烷含量很高,达64.19%～86.86%,平均含量79.36%,C2+含量0～3.75%,干燥系数为95.52～99.4,平均值为97.34,CO2含量高。和田河气田东西部天然气差异明显,其主要表现为多期成藏、TSR反应东西运移的结果。天然气的成因分别是东部为原油裂解气,玛2井为原油裂解气和干酪根裂解气混合气,西部为干酪根裂解气。     

两种热模拟体系下有机质生气特征对比

对海相Ⅱ1型有机质在封闭体系和开放体系下开展了产气率热模拟实验,并对其在两种体系下的产气率和生气模式进行了对比研究。在开放体系下,样品产气率较低,Ⅱ1型有机质产气率为84.2m3/吨·TOC,但在封闭体系下实验热模拟产气率很高,Ⅱ1型有机质产气率可达371.2m3/吨.TOC;在开放体系下Ⅱ1型有机质大量生气阶段R o为1.0%～1.5%之间,在封闭体系下Ⅱ1型有机质大量生气阶段在R o在1.5%～2.5%之间。在不同实验体系下有机质产气率和生气模式的差异主要与有机质的生气机理有关,在开放体系下有机质主要为干酪根裂解气,而在封闭体系下有机质生成的天然气为原油和干酪根裂解的混合气。     

英吉苏凹陷英南2气藏天然气成因判识

依据英南2井天然气组分特征、碳同位素特征及成藏时间等方面的研究,对英南2气藏成因进行了探讨,认为英南2气藏为一经后期调整的次生气藏.天然气为奥陶纪晚期一志留纪早期生成并保存在志留系和奥陶系上部储层中的凝析气、原油伴生气和加里东末期生成的干气的混合气,也可能有一些原油裂解气的混入.石油伴生气和凝析气是英南2井天然气高氮、...     

分散可溶有机质的气源意义

广泛分布在烃源岩及输导通道中的分散可溶有机质作为一种新的气源逐渐受到重视。分散可溶有机质成气不仅关系到原油的消耗, 还关系到天然气的资源评价结果, 因而定量评价这一过程对油气勘探有着重要意义。笔者总结对比了传统成烃模式与考虑分散可溶有机质成气模式的异同, 建立了分散可溶有机质成气的地质模型, 初步计算了塔里木盆地分散可溶有机质的成气量。指出分散可溶有机质这一气源使得地层成气区域突破了烃源岩的分布范围, 成气中心向构造高部位偏移, 成气期推迟。计算得到塔里木盆地分散可溶有机质成气模式中源内分散可溶有机质裂解成气与源外的比例为1:2.88, 在成气晚期白垩纪末至现今这一阶段油裂解成气量为799 千亿m³, 是传统油成气模式的4.23倍。     

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。     

页岩气实验测试技术现状与研究进展

页岩气是一种潜力巨大的非常规资源,已经在北美地区得到成功开发,成为全球油气勘探的一个新领域.目前对页岩气的储量评估和产气能力评价研究主要集中在页岩气藏的岩性成分、成因来源、赋存形式、成藏特征、成藏条件、页岩含气量等方面.而开展这些研究的基础是首先要准确测定页岩有机地球化学,岩石学以及含气量等相关参数,因此页岩实验测试技术是页岩气勘探开发研究的关键技术之一.通过对页岩进行分析检测可以得到总有机碳含量、成熟度、孔隙度、渗透率及含气量等重要参数,这些参数的获得对页岩气成藏研究和勘探开发具有重要意义.因此尽快梳理页岩实验测试技术,建立页岩特征参数常规分析测试方法体系和页岩测试专用实验室显得十分重要.本文在调研国内外文献的基础上,围绕页岩有机地球化学特征、页岩岩石学相关参数和页岩含气量测定,对页岩的有机质丰度、干酪根类型、有机质生油、生气关键指标等地球化学特征分析,页岩矿物组成、孔隙度和渗透率测定等储层表征技术,以及页岩含气量测试技术进行了概述.大量文献资料表明:加强页岩总有机碳含量、干酪根类型、页岩有机质成熟度、页岩孔隙度和渗透率、页岩含气量等参数的研究对页岩气的开发利用具有重要作用.     

青海祁连山冻土区天然气水合物的气体成因研究

在祁连山冻土区发现天然气水合物之后,其气体成因或来源便成为一个重要的科学问题。开展了气体组成和同位素特征及δ13C1-1/n、C1/(C2+C3)-δ13C1、δDCH4-δ13CCH4、(δ13C2-δ13C3)-ln(C2/C3)、ln(C2/C3)-ln(C1/C2)等关系图解的综合研究,结果显示:祁连山冻土区天然气水合物的气体以轻烃为主,具湿气特征,其同位素表现为正碳同位素系列特征。研究区天然气水合物的气体为有机成因,且以热解成因为主,夹少量微生物成因(醋酸根发酵),其中,热解成因气主要与原油裂解气、原油伴生气有关,少部分与凝析油伴生气、煤成气、干酪根裂解气有关。这一分析结果可能意味着研究区天然气水合物的气体来源与油型气密切相关,而与煤型气关系不大。     

Determining the Main Gas-generation Phase of Marine Organic Matters in Different Occurrence States using the Kinetic Method

This paper probes the determination of the main gas-generation phase of marine organic mattes using the kinetic method. The main gas-generation phase of marine organic matters was determined by coupling the gas generation yields and rates in geological history computed by the acquired kinetic parameters of typical marine organic matters （reservoir oil, residual bitumen, lowmaturity kerogen and residual kerogen） in both China and abroad and maturity by the EasyRo（%） method. Here, the main gas-generation phase was determined as Ro%=1.4%-2.4% for type Ⅰ kerogen, Ro%=1.5-3.0% for low-maturity type Ⅱ kerogen, Ro%=1.4-2.8% for residual kerogen, Ro%=1.5-3.2% for residual bitumen and Ro%=1.6-3.2% for reservoir oil cracking. The influences on the main gas-generation phase from the openness of the simulated system and the ＂dead line＂ of natural gas generation are also discussed. The results indicate that the openness of simulation system has a definite influence on computing the main gas-generation phase. The main gas-generation phase of type Ⅱ kerogen is Ro%=1.4-3.1% in an open system, which is earlier than that in a closed system. According to our results, the ＂dead line＂ of natural gas generation is determined as Ro=3.5 % for type Ⅰ kerogen, Ro=4.4-4.5% for type Ⅱ kerogen and Ro=4.6% for marine oil. Preliminary applications are presented taking the southwestern Tarim Basin as an example.     

湖南省桑植地区下寒武统牛蹄塘组页岩气成藏条件分析

桑植地区发育了牛蹄塘组海相黑色页岩,前人对该区古生界下寒武统页岩气成藏条件研究相对较少。在文献调研的基础上,结合野外实地勘查和试验分析,对桑植下寒武统牛蹄塘组页岩储层地质要素和成藏条件进行研究,以期为该区页岩气下一步勘探开发提供借鉴与参考。结果表明: 沉积环境方面,桑植牛蹄塘组页岩沉积相类型为陆棚相和斜坡相,埋深条件好,厚度大; 有机地化特征方面,有机质丰度在2%以上,干酪根类型主要为Ⅱ₁型,少见Ⅰ型,有机质成熟度3.5%,为较好烃源岩; 有机质演化与黏土矿物成岩阶段有较好的对应关系,其成岩矿物转化阶段与有机质生油、生气门限基本一致,源岩处于大量生成干气和裂解气阶段; 储集条件方面,孔隙度为9%,发育了原生孔、次生孔、矿物质孔及天然裂缝、构造裂缝,为页岩气富集提供了空间; 脆性矿物含量高,易造缝造储。整体而言,牛蹄塘组页岩为优质页岩,页岩气的成藏条件为较好—好,其勘探、开发潜力较大。     

Origin of natural gases and their differences between the eastern and western parts of central Tarim Basin

The origin of natural gases in central Tarim Basin is very complicated and there has been no definite conclusion in this aspect. Based on the results of systematic research on their composition and carbon isotopic characteristics, natural gases in central Tarim Basin are composed mainly of hydrocarbon gas, Ordovician natural gas with the characteristics of crude oil-cracking gas, and Carboniferous natural gas not only originating from kerogen cracking, but also from oil cracking. There are significant differences in composition and carbon isotope of natural gases between the eastern and western areas. The causes for the differences in geochemical characteristics of natural gases are presented as follows: different thermal evolution degrees of organic matter. Natural gases in the western region may have generated from the Middle- Upper Ordovician source rocks, and natural gases in the eatern region may be derived from the Cambrian source rocks, which entered into high to over mature stages; the gases migrated from west to east and caused the different compositional and carbon isotopic characteristics of natural gases; difference in the strength of thermal sulfate reduction between the eastern and western parts, with the reduction in the eastern part being stronger than that in the western part.