松辽盆地齐家和古龙凹陷页岩油含油性参数优选与资源量计算

松辽盆地齐家和古龙凹陷青山口组一段页岩油资源丰富.以往主要基于不完整的老岩心资料,以校正后的热解S₁或氯仿沥青"A"作为含油性参数计算页岩油资源量,校正参数的准确性受样品新鲜程度、测试手段及校正方法等多种因素影响,导致上述参数的应用存在一定的局限性.根据最新页岩油勘探进展,对比分析了页岩油资源量计算的含油性参数（包括热解S₁、氯仿沥青"A"和含油饱和度）的应用差异,认为含油饱和度可反映游离油和溶解烃含量,不用考虑吸附油影响,且无需进行轻烃、重烃和NSO化合物校正,在具有新鲜样品测试数据的条件下,更适合作为研究区页岩油资源量计算的含油性参数.基于最新页岩油参数井钻探成果和测试数据,明确了有效泥页岩厚度、有机质丰度（TOC）、有机质成熟度（R_o）和埋深的平面分布.通过多因素叠合法查明了齐家和古龙凹陷青山口组一段页岩油富集区面积分别为1 957.23 km²和4 509.09 km².结合密闭冷冻样品的含油饱和度、页岩油密度实测数据和有效孔隙度测井解释数据,通过体积法计算出齐家和古龙凹陷青山口组一段页岩油富集区资源量分别为19.79×10⁸ t和27.29×10⁸ t,表明研究区基质型页岩油具有很好的勘探前景.     

松辽盆地青山口组页岩有机碳含量分布特征

总有机碳（TOC）含量是页岩油气资源量评价的关键参数之一.为定量分析松辽盆地青山口组页岩TOC含量分布特征,预测有利勘探区,以测井资料为基础,首先建立研究区构造模型,应用恢复古埋深法计算镜质体反射率（R_o）,通过?logR方法预测研究区TOC含量,最后利用地质统计学方法建立了研究区页岩TOC三维量化模型.结果表明,纵向上,青一段页岩TOC含量整体分布在0%~4%范围,青二段和青三段TOC含量明显低于青一段.平面上,青一段TOC含量在三肇凹陷南部及朝阳沟阶地中部最高,青二段TOC含量整体低于2%,其在古龙凹陷北部最高,青三段TOC含量普遍低于1.4%.研究成果为松辽盆地页岩油勘探开发有利区选取提供了重要指导和参考.      

松辽盆地北部嫩一段泥岩超压形成与演化

利用声波时差随埋深的变化及等效深度法,对松辽盆地北部嫩一段泥岩超压大小、分布特征及形成时期进行了研究。结果表明:目前普遍的超压高值区分布在齐家—古龙凹陷,最大值可达到9 MPa以上;主要形成于明二段沉积时期,之后超压值逐渐增大,在明水组沉积末期和古近系沉积末期曾因T1断裂活动释放,超压值降低。根据超压形成演化过程和源岩生排烃史研究得到:①嫩一段源岩主要排烃期为古近系沉积末期;②嫩一段源岩排出的油气向下"倒灌"运移距离最大可达190 m左右,在大庆长垣、三肇凹陷、齐家—古龙凹陷、龙虎泡阶地和明水阶地等大部分地区均可向下伏萨尔图油层中进行"倒灌"运移,仅在局部地区油气可"倒灌"运移进入葡萄花油层;③超压形成时期早于大量排烃期,对于封闭其油气是有利的;④嫩一段泥岩超压自形成后,虽在明水末期和古近系末期曾发生释放超压降低,但封闭能力逐渐增强至今。这些条件应是松辽盆地北部萨尔图、葡萄花油层油气富集与分布的重要原因。     

松辽盆地齐家—古龙凹陷中浅层烃源岩生烃量评价

随着近年来齐家—古龙凹陷中浅层烃源岩层段岩芯分析资料的积累和丰富,有必要再次对其烃源岩和生烃量开展评价.通过对齐家—古龙凹陷中浅层烃源岩岩芯样品的地球化学特征分析、测试结果进行统计,以低成熟度烃源岩样品的高温热模拟实验为基础,利用化学动力学方法计算齐家—古龙凹陷中浅层烃源岩成烃转化率随深度的变化规律,定量评价其生烃量.研究结果表明:齐家—古龙凹陷中浅层烃源岩有机质丰度高、类型好、处于未成熟至成熟的热演化阶段,生烃门限大约为1 500 m,约在1 750 m开始大量生烃;齐家—古龙凹陷青一段、青二三段和嫩一段烃源岩以生油为主,生油量分别为195.95×108 t、241.79×108 t和134.77×108 t,生气量分别为36.89×1011 m3、17.64×1011 m3和4.02×1011 m3,齐家—古龙凹陷中浅层油、气资源量分别为(28.63~57.25) ×108 t和(0.29~0.59) ×1011 m3.     

鄂尔多斯盆地长7页岩油“甜点区”优选与分布

2000年在北美地区掀起了页岩气革命,而2008年以来,北美页岩层系的勘探对象逐渐由天然气转换成液态原油。然而,如何实现快速筛选出页岩油勘探的甜点区仍存在一定的问题。本文提出地质指标成熟度、经济指标含油量和工程指标矿物组成"三核心参数"复合优选有利区带和有利岩性。成熟度指标Ro:对于选区而言,大量的地球化学分析数据(热解S1)仍然具有重要的参考意义。鄂尔多斯盆地79块长7页岩热解结果显示:最大游离烃S1含量为7 mg/g,对应的成熟度在0.8%左右,埋藏深度为2 000~2 600 m。因此,鄂尔多斯盆地长7页岩油最佳的勘探深度在2 000~2 600 m,对应的成熟度范围为0.7%~1.1%。含油量:统计鄂尔多斯盆地内400余块样品发现热解烃S1随着有机碳含量的增加先增加后基本恒定,临界值在6%左右,最大值为8 mg/g左右。单位有机碳的游离烃含量S1随着有机碳的增加而降低,由w(TOC)为1%左右时的150 mg/g降低到w(TOC)为25%时的10 mg/g。页岩GRI分析结果显示高有机质丰度含油量不会增加甚至降低。如H15页岩w(TOC)为19.6%,孔隙度为4.2%,含油饱和度为12.9%;而Y56页岩w(TOC)为4.8%,含油饱和度为46.5%,孔隙度为4.3%。因此,我们提出页岩油选取评价中有机质丰度(w(TOC))存在上限值6%。黏土矿物含量:大量数据分析显示,黏土矿物相关孔隙不含油,不是页岩油的有效储集空间。此外,由于非黏土矿物颗粒粒径较黏土矿物颗粒大,孔隙容易保存。因此基于上述2点,页岩油选区应该考虑低黏土矿物含量的泥页岩。同时工程压裂也需要高脆性矿物含量,因此黏土矿物含量应小于50%。鄂尔多斯盆地长7页岩选取应该集中在生油窗、低黏土矿物含量、有机质丰度w(TOC)为2%~6%的泥页岩区域,而不是油页岩区域。     

烃源岩对致密油分布的控制作用——以四川盆地大安寨为例

为了研究烃源岩在致密油富集中的意义,本文以有机质含量相对较低、但油气产量较高的四川盆地大安寨为例,通过地球化学分析和理论计算等手段,探讨了烃源岩在致密油生成、排驱和运移等方面的作用。岩心系统热解分析表明,大安寨烃源岩主要集中在中部大一三亚段,有机质含量较高,而上下灰岩段中的泥岩夹层有机质含量则偏低。油岩对比证实,石油主要来自大一三亚段TOC1%的暗色泥岩,说明石油生成后,经历了一定程度的运移和聚集过程,以垂向运移为主,运移方向既可以向上,也可以向下。大安寨工业油井均位于TOC1.2%、生油强度大于10万t/km2范围内,主要油田则主要位于TOC1.4%、生油强度大于20万t/km2范围内。生烃增压既是主要的排烃动力,也是油气充注的主要动力;要形成工业性油气聚集,烃源岩的局部富集非常关键,TOC1%、连续厚度达到20m的烃源岩,可为大安寨致密油富集提供充足的油气来源。     

济阳坳陷古近系沙河街组页岩有机质热演化特征

钻探显示渤海湾盆地济阳坳陷古近系沙河街地层具有良好的页岩油资源潜力,成熟页岩厚度超过1 000 m,其有机质热演化特征备受关注。通过对研究区5口页岩油钻井岩石热解地化参数详细统计和对烃源岩原始有机碳、可转换碳、页岩含油量以及生烃潜力等页岩有机质特征的分析,探讨了页岩镜质体反射率动力学应用范畴。沙河街组（沙三段下亚段和沙四段上亚段）页岩最大热解温度（Tmax）为423～450 ℃,有机质成熟度（Ro）为0.45%～0.94%,平均为0.73%,Ⅱ型烃源岩原始有机碳（TOCo）含量为0.92%～5.67%,平均为4.23%,可转换碳（Cc）比例为51%～63%,平均为59%,页岩含油量(S1)为（10～75）×104 t/km2,平均为39.67×104 t/km2,生烃潜力(S2)为（20～465）×104 t/km2,平均为293×104 t/km2,热解产量指数(PI)为0.03～0.47。综合研究认为,济阳坳陷沙河街组优质烃源岩主要集中在东营凹陷和沾化凹陷,有机质成熟度对页岩油的生成和聚集至关重要,当Ro为0.70%～0.74%时,油气开始大量生成,并且开始排烃。     

松辽盆地北部浅层层序格架中的储盖组合特征

本文采用地震和钻测井资料,建立了松辽盆地北部浅层的层序地层格架,分析了各体系域内沉积相的特征。在此基础上,研究了储层和盖层的发育特征,并探讨了储盖组合的配置关系。认为储集岩主要为四方台组层序格架中的湖侵体系域河流相砂岩和湖退体系域中的三角洲相砂岩及滨浅湖滩坝砂岩,平面上主要集中在齐家,古龙凹陷、龙虎-大安阶地、长垣南部和三肇凹陷等地区。盖层主要为每一层序中最大湖泛面上下的稳定泥岩段,其中四方台组下部层序中的泥岩段为局部盖层,四方台组中上部及明一段层序中的泥岩段为较有利的区域盖层。     

松辽盆地滨北地区油气运移输导体系分析

传统的围绕生烃洼陷的油气勘探在滨北地区受到了严峻的考验,面积占整个松辽盆地1/3的滨北地区的油气勘探一直没有取得突破性进展.分析认为滨北地区存在三大背斜构造带(绥棱背斜带、乾元背斜带和克山-依龙背斜带)和滨州走滑断裂带所构成的输导体系.三大背斜带的形成和定型均早于盆地青山口组主力烃源岩大规模生排烃时间(白垩纪末),并分别倾没于齐家-古龙凹陷北部、黑鱼泡凹陷和三肇凹陷,凹陷生烃潜力的差异决定了紧邻输导体系油气勘探潜力的差异,其中齐家北凹陷和三肇凹陷已经发现了较丰富的油气资源,决定了绥棱背斜带和克山-依龙背斜带油气勘探的潜力较大.乾元背斜带临近黑鱼泡凹陷,由于黑鱼泡凹陷烃源岩成熟度低,烃源岩没有进入大规模生排烃阶段,因此勘探潜力有限;滨州走滑断裂带横穿齐家-古龙凹陷和三肇凹陷,断裂活动时间与烃源岩成熟时间一致,有利于油气的定向运移,同时晚期构造活动西段强而东段弱,从油气保存的角度看,有可能东段优于西段,但从油气的垂向运移看,西段更有可能形成垂向上多层系含油的复式油气聚集带,因此沿整个滨州走滑断裂带是有利的勘探领域.     

松辽盆地北部青山口组烃源岩含油性分析

对松辽盆地青山口组烃源岩钻井岩芯样品的岩石热解参数和可溶有机质含量等实测数据开展了研究,结果如下:(1)统计结果表明,烃源岩自由烃S_1含量在0.86~2.9 mg/g之间(平均值为1.6 mg/g),可溶有机质含量在6.6~14 mg/g之间(平均值为9.5 mg/g),显示较高的含油率;(2)相关关系研究表明,自由烃S_1含量和可溶有机质含量两项指标,总体上受有机质丰度、成熟度和排烃作用的影响,随有机碳含量TOC和成熟度的增加,含油率呈现一定的增加趋势,排烃作用使含油率明显下降,但不改变含油率随深度不断增加的总趋势;(3)综合评价结果表明,若以热解参数S_1(0.79 mg/g)作为页岩含油率的下限参数值来评价该区页岩油资源潜力,松辽盆地晚白垩世青二三段底部及青一段都具备一定的页岩油资源潜力。     

再论无机生油假说及中国找油前景

新中国成立后石油勘探的第一个成功范例是1958年大庆油田的发现和开发。相应的概念上的创新是颠覆了只有海相地层才能找到大油田,确立陆相地层中同样可以找到大油田。普查勘探方法上的革新是采用了先进的地球物理方法开展战略性大面积普查,不再局限于几个地表有油苗的山前盆地进行工作。寻找石油资源急需开辟一个新的领域。其特点是普查勘探的对象不局限于地壳,还要拓宽到研究岩石圈。思想上的创新是要摒弃海相生油和陆相生油等陈旧生油理论,确立地幔生油的新思维。根据物理学热力学理论,甲烷是唯一一种在标准温压条件下稳定的碳氢化合物,直链烷属烃只有在压力3 MPa温度700°C时(相当于地下深度约100 km)才有可能形成。因此,海相生油理论和陆相生油理论都不靠谱,在地表赋存的不论是海相地层还是陆相地层内都不能生油,油气是地幔内(软流圈)无机生成,然后运移到海相盆地或陆相盆地中聚集成藏的。海相油田或陆相油田是储存的条件不同,但不是生成油田的机制不同。地球物理对寻找幔内生油区有独特的作用,许多石油地质学家认为,地球物理揭示的岩石圈内的低速低阻层与深藏油层有密切的关联。并且我们发现,在已开发的油田下方往往有软流圈物质的积聚。这些软流圈物质常常富有强烈的活动性,它们可以穿透覆盖在它们上面的地幔物质来到壳幔边界,在地幔中形成一个蘑菇云状的构造。这为开辟找石油的深层源头找到了捷径。根据中国地震层析资料探测得到的地幔内存在的低速带,以及区域地质背景条件,笔者提出中国3片找油最有远景的地区,即东亚西太平洋裂谷区、东特提斯地幔隆升区以及新疆深断裂分布地区:(1)东亚西太平洋低速带是在中新生代时,东亚大陆边缘岩石圈裂变所形成。它包括深浅、范围、形态各不相同的3个带。从西向东依次为:松辽—华北—东南沿海陆内裂谷带;日本海—黄海—东海—南海东亚边缘海裂谷带,以及四国海盆—帕里西维拉海盆—巴布亚新几内亚洋内裂谷带(2)东特提斯隆升区是指中国西南的兰坪盆地、思茅盆地、楚雄盆地为中心的一个地区,它们原本与当今最富油气的中东地区同属一个构造带,约在5 Ma时由于印度板块的向北挺进,青藏高原隆升,在这一地区的构造受到前所未有的破坏,但仍有残余下来可能含油气地区。(3)新疆地区由于受到印度地块的挤压,形成一系列背型和向型构造。深藏油气只能从切割它们的深大断裂中溢流到地表。笔者根据卫星重力资料,提出巴彦敖包—西宁不连续带;淖毛湖—茫崖不连续带;于田—克里雅河不连续带和阿拉木图—塔什库尔干不连续带等4条不连续带。它们都可能是深层石油上升的通道,希望能引起找油专家们关注。     

东营凹陷南斜坡王家岗地区第三系原油特征及其意义

对原油烃类化学组成的剖析表明,东营凹陷南部缓坡带王家岗油田第三系沙河街组原油与邻区八面河油田沙河街组特征相似,都具有较高含量的甾烷、伽马蜡烷和脱羟基维生素 E, C27、 C28、 C29ααα甾烷呈" V"字型分布, Pr/Ph < 1,甾烷异构化程度不高等咸水湖相油特征,表明两区沙河街组原油成因相同及具有共同的油源.处于牛庄洼陷与其南斜坡过渡带的王家岗油田原油成因及成熟度与八面河油田原油的相同或相近,暗示后者主要来自牛庄洼陷而非仅局限于南斜坡未熟-低熟烃源岩.王家岗地区丁家屋子孔店组原油既有沙河街组原油的某些特征 (如高含量伽马蜡烷 ),也有其不具备而第三系孔店组烃源岩可能具备的某些特征 (如明显的 C29甾烷优势、较高含量的氧芴系列等 ).孔店组原油的双重特征及其相对较高的成熟度,说明孔店组油气的深层来源及其油源的混合性.相同成因、不同成熟度原油及不同油源原油的混合可能是叠合盆地的普遍现象.王家岗-八面河地区孔店组较高成熟度油气的发现表明该区具有广泛的深源油气前景.     

海拉尔盆地贝尔凹陷油源及油气运移研究

海拉尔盆地贝尔凹陷南屯组源岩有机质丰度高、类型好且已成熟,为本区的主要生油岩。大磨拐河组一段为次要生油岩。贝尔凹陷烃源岩灶主要分布在贝西洼陷和贝中的敖脑海洼陷中。油油对比显示出各构造带上的原油具有相似的生物标志化合物分布,表明来源于相同源岩。油岩对比指示原油主要来自于南屯组生油岩。苏德尔特构造带原油沿断裂带由西向东运移,呼和诺仁构造带原油由贝西洼陷北部源岩灶运移而来,纵向上原油显示出从下向上的运移特点。贝尔凹陷油气运移通道主要是断裂或不整合面,通源断裂两侧为油气勘探的有利部位。     

石臼坨凸起明化镇组下段油气藏富集规律探讨

石臼坨凸起油气富集程度受岩性-构造控制,油源,储层,运移是影响油气富集条件的最主要的影响因素;通过油源对比、储层发育特征及运移能力分析,结果表明以渤中凹陷烃源岩为油源的石臼坨凸起南侧、构造高部位、断砂耦合长度较长的砂层段,一般含油丰度、油柱高度较高,油气较富集,石臼坨凸起南侧断层比较发育,砂体纵向叠合性好的部位是较有利勘探区。     

稠油成因研究综述

在阐述稠油地球化学特征基础上,对稠油的成因及其判识的最新研究进展进行了综述,稠油成因类型分原生型和次生型,其中,次生型稠油主要由生物降解、水洗和氧化作用分解、消耗或氧化原油中的烃类组分,使非烃和沥青质含量相对增加,致使原油密度和黏度增大,油质变稠.最后指出了目前稠油成因机制研究中存在的问题以及今后发展的方向.     

On the maximum width of oil stringers under hydrodynamic flow conditions

An analysis is presented of the maximum thickness of a stationary buoyant oil-mass, trapped under an angled incline, when subjected to hydrodynamic, surface tension and buoyancy forces. For high water-flow speeds down the aquifer, with upward buoyancy forces dominantly combating hydrodynamic pressure, it is shown that the maximum oil thickness occurs at about 60% of the length of the oil stringer measured from the upward end. The length of the oil stringer then is roughly proportional to the square root of the oil-mass contained, as is the maximum thickness. For low water-flow speeds, in which buoyancy and surface tension are dominantly balanced (with only lesser contributions from hydrodynamic pressure), the oil length is effectively constant, whereas the maximum thickness grows proportionately to the 3/4 power of the contained oil mass at low oil masses, and proportionately to the oil mass at high mass values. As the water-flow velocity increases, the shaping of the oil stringer shifts from the small bubble form to the long oil stringer form. Analytic formulae are given to provide approximate methods from which to estimate oil and gas accumulations under more complex conditions.     

黄骅坳陷王官屯潜山油气输导体系研究

正作为连接源储的通道,输导体系是油气成藏过程中重要的一环,输导体系的研究对于认识油气运移聚集的路径与过程,预测油气藏可能存在的位置有重要的指导意义(刘华等,2008)。输导体系各要素的发育程度及组合样式对油气的富集程度及分布规律具有明显的控制作用(范婕等,2017),油气优势运移路径所覆盖的区域是油气藏分布有利区(蒋有录等,2011)。若能充分认识研究区的     

塔里木盆地英买力地区原油地球化学特征与族群划分

塔里木盆地英买力地区油气成因复杂,采用多馏分、多组分化学成分分析及单体烃碳同位素分析途径,对该区海相、陆相油进行精细分析。结果表明,英买力油田主要有两大类油组,分别是南部YM2井区的海相油(I类)和北部YM7井区的陆相油(Ⅱ类),各自具有典型的海相油与陆相油的特征。进一步分析表明,两大油组内部仍有分异。将第二油组进一步分为两亚类,以中、古生界产层为主的正常黑油和重质油为一类(Ⅱa),以古近系为主的凝析油为另一类(Ⅱb)。两亚类原油正构烷烃单体烃同位素稍有差异,芳烃组成与分布具有显著差异。较之于Ⅱa原油,Ⅱb原油富含联苯系列与氧芴系列、不同类型芳烃系列中以低分子量同系物占绝对优势,其正构烷烃单体烃碳同位素更重,与相邻的羊塔克地区原油表现出一定的相似性,表明两者之间有一定的成因联系,前者可能为混源油,由位于库车坳陷中拜城凹陷提供两种陆相烃源岩。英买力地区陆相油并非以往确认的一种成因类型,可能至少由两套性质迥异的中生界烃源岩供烃。英买力地区第一类海相油(I类)尽管生物标志物特征相近,但分析原油的单体烃碳同位素具有显著差异,同样存在油气混源的可能。英买力地区海、陆相原油特征与成因的深入剖析,对于该区精细油源确认、油气成藏机制乃至油气资源评价具有重要意义。     

全球页岩油形成分布潜力及中国陆相页岩油理论技术进展

全球非常规页岩层系油气资源丰富,富有机质页岩主要沉积在劳亚构造域和特提斯构造域的上侏罗统、渐新统—中新统、白垩系和上泥盆统4套页岩层系内。交汇分析北美典型页岩油区块产量与R_o数据关系,提出R_o为0.7%作为低熟页岩油和中高熟页岩油的界限,系统评价了全球116个盆地157套页岩层系中高熟页岩油、低熟页岩油技术可采资源量约2 512亿t,主要分布在北美洲、南美洲、北非和俄罗斯,以前陆盆地中新界、克拉通盆地古生界、裂谷盆地和被动大陆边缘盆地的中生界为主。海相页岩油受显生宙以来的海侵影响,富集在稳定克拉通和前陆等类型盆地中,具大面积稳定分布、成熟度适中等特征;陆相页岩油受暖室期气候影响,主要在坳陷、断陷等类型盆地中发育,以微纳米级无机孔隙和微页理裂缝为主要储渗空间通道,具有沉积相横向变化大、“甜点区段”局部富集等特征。中国石油工业正经历从“陆相页岩生油”向“陆相页岩产油”转变,初步形成源岩油气“进源找油”地质理论、陆相页岩油高效勘探及低成本开发技术体系,推动中国陆相页岩油取得重要突破。着力加强应用基础理论研究与关键技术攻关,构建地质-工程一体化模式,...     

我国海上油田开采模式与强化采油技术研究

与陆上油田相比,海上油田的开采难度大、设备维护费用高,这就决定了海上油田必须以最短的时间产生最大的经济效益,获得最大采收率。因此,该文研究了海上油田的开采模式和三次采油的配套技术,提出了加快一次采油,模糊二、三次采油界限的新模式,并对适合海洋油田的聚合物的性能进行了分析,为油田的增效提供了参考。