长岭断陷深层天然气成藏期研究

利用榆深1井营城组未熟样品的热模拟实验、碳同位素分馏实验以及长深1等井的流体包裹体测试结果,在热史恢复的基础上,根据化学动力学和碳同位素分馏动力学理论,从烃源岩生烃史、甲烷碳同位素分馏效应以及包裹体均一温度等方面,对长岭断陷天然气成藏期加以判断。长岭断陷甲烷碳同位素均值为-33.11‰,碳同位素分馏效应显示天然气为116 Ma以来累积聚集成藏;生烃史表明营城组源岩在100～67.7 Ma大量生气,沙河子组在125～74 Ma达到生气高峰;同时包裹体证据表明查干花次洼的烃类气主要在110～78 Ma聚集成藏,伏龙泉次洼主要在110～1 Ma成藏。成藏期的判断结果说明:长岭断陷沙河子组早期生成的天然气未聚集成藏,仅116 Ma以后生成的天然气才具有成藏贡献,损失约14%左右;而营城组烃源岩生烃较晚,有利于成藏,包裹体证据也印证这一观点。     

鄂尔多斯盆地长9烃源岩发育与排烃效率

鄂尔多斯盆地长9优质烃源岩主要集中在志丹—英旺地区,但目前仅在志丹地区发现了典型长9源岩所生原油。对源岩排烃效率的定性和定量研究表明,英旺地区长9烃源岩排烃效率明显低于志丹等其他地区,仅为44%,其余地区平均为82%。排烃效率低应是英旺地区长9原油勘探未能取得突破的重要原因。沉积埋藏史和测井资料研究证实,与其他地区相比,英旺地区地质时期所经历的最大埋深明显较小,由此造成源岩孔隙度较高,残留烃量较大,导致英旺地区排烃效率低。另外,与志丹地区相比,英旺地区单位源岩生烃量较小,由此会造成其残烃量相对较高,这也是造成英旺地区排烃效率较低的一个原因。     

从能耗比论低熟富有机质页岩原位改质转化的经济可行性及增效途径

在原位改质技术开发中,对低熟页岩的巨大的油气资源潜力的技术可行性质疑不多,但由于致热页岩耗能巨大,经济可行性还面临重重质疑,也缺乏有力的定量论证。本文从能量守恒原理出发,对致热页岩过程中生成油气的获能和裂解有机质的耗能、页岩吸热耗能、围岩散热耗能分别进行了定量评价,得到了不同条件下的能耗比及其影响因素,结果表明：能耗比随TOC含量的升高快速增大,对倾油性的页岩,能耗比为3时对应的TOC含量≈4.2%,表明,当TOC含量较高时,有望通过大规模作业摊薄工程成本,使考虑工程成本之后的能耗比>1,即原位加热改质技术可以具有经济效益。从有关因素对能耗比的影响幅度来看,提高经济可行性的增效途径之一是探寻高效致热页岩、减少围岩传导耗热的技术;途径之二是探寻高效转化有机质为油气的技术,即探索具有催化效应/能力的技术,减少页岩吸热和致热时间;途径之三是探寻综合考虑能耗比、时间成本、工程成本的水平井综合布井技术。     

页岩油富集可采主控因素分析: 以泌阳凹陷为例

页岩油能否有效聚集并具可采性主要受控于6个方面因素, 即生烃基础、存储空间、保存条件、储层改造条件、原油物性和开发方式.目前已取得页岩油突破的安深1井、泌页1井开发层段有机质丰度高、有机质类型好, 页理、纹理及构造裂缝发育, 脆性矿物含量较高等有利条件, 但其泥页岩有机质成熟度较低, 在影响泥页岩含油率的同时, 对原油的物性也有较大影响, 且保存条件不佳, 地层无超压, 能量较低, 不利于页岩油的产出.今后, 泥页岩埋深较大的东南部地区可能是下步页岩油勘探开发的有利区.另外, 考虑到原油溶解气量对其物性的影响以及低渗储层的应力敏感性, 生产方面应尽量延缓储层压力的降低.      

我国不同原油裂解成气动力学研究

提供了我国海相、湖相原油的黄金管裂解成气热模拟实验数据和裂解成气的动力学参数。对比分析典型样品裂解生气特征、升温速率与温度对油裂解成气的影响表明:我国海相、湖相原油裂解成气门限温度、消亡温度差异不大,但与国外样品差异明显;源内和源外原油裂解成气过程差别明显,源内原油热稳定性弱于源外原油热稳定性,在油裂解气评价中应该考虑排烃效率的影响;温度是原油裂解的主要控制因素,温度高于180℃时,原油裂解过程主要在10 Ma内完成,且液态烃消亡温度要高于200℃。本次研究的实验结果、动力学参数及相关结论可供盆地模拟和油藏勘探工作采用和借鉴。     

油成甲烷碳同位素分馏的化学动力学及其初步应用

利用金管实验装置,在高压、恒速升温的条件下对塔里木盆地2个油样进行了热解成气实验,结合GC和碳同位素分析,得到了甲烷生成率、甲烷碳同位素与实验温度和升温速率的关系。由此建立并标定了油成甲烷及其碳同位素分馏的化学动力学模型。结果表明：2个油样生成甲烷气时的平均活化能差别不大,但活化能的分布有所差异;¹²C生成的活化能在低值区稍高,而在高值区稍低,从而使生成¹²C的平均活化能稍低于¹³C。正是¹²C、¹³C甲烷生成的活化能分布上的这一微小的差异,导致了甲烷生成时碳同位素的明显分馏。所得模型在塔里木盆地的初步应用显示,英南2气藏天然气主要为晚近期的阶段聚集气,而满东1气藏天然气可能为累积聚集。     

松辽盆地徐深1井气藏气源的氢、碳同位素特征

选取松辽盆地内泥岩样品和煤样进行热模拟实验,建屯了两个样品成甲烷的氢、碳同位素分馏动力学模型并标定了动力学参数.分别以徐深1井区、沉降中心地质资料为例进行研究,表明两处源岩均有短期内大量生气的特点,气源岩生气期分别为距今95.5～73 Ma和距今0～73 Ma.计算得到两处源岩沙河子组暗色泥岩和煤、火石岭组暗色泥岩和煤所生天然气单独运聚成藏（自开始生烃到现今累积成藏）所对应的δ_DCH4 和δ¹³C₁,进而定量计算出徐深1井区源岩所生甲烷的δ_DCH4 为-237.3‰,δ¹³C₁为-28.8‰,沉降中心气源岩所生甲烷的δ_DCH4 为-2.5‰,δ¹³C₁为-24.8‰.以各区域天然气混合后的δ_DCH4 作为来源气体的端元同位素值,根据物质平衡原理计算得到：徐深1井区源岩对该区气藏的贡献比例约占72%,沉降中心源岩的贡献比例约为28%.同理以δ¹³C₁.方法得到徐深1井区源岩对该区气藏的贡献比例约占66%,沉降中心源岩的贡献比例约为34%.氢、碳同位素分馏的化学动力学地质应用结果存在的差异与同位素分馏模型标定所用热模拟实验为不加水实验有关.     

优质烃源岩评价标准及其应用: 以海拉尔盆地乌尔逊凹陷为例

“优质烃源岩控藏”的概念自提出后,正在逐步为勘探家所接受.但什么是优质烃源岩以及如何界定,则还缺乏共识和统一标准.针对这一难题,以海拉尔盆地乌尔逊凹陷为例,利用物质平衡原理计算的源岩排烃量与有机质丰度(TOC)关系曲线的拐点来确定优质烃源岩的有无及其下限标准.结果表明,在TOC较低时,所有源岩的排烃量有限,难以成为优质烃源岩;当TOC升高到某一阀值时,排烃量随着TOC的升高出现明显的增大.这一明显增大的拐点应该为优质烃源岩的下限,TOC高于该值的源岩即为优质烃源岩.虽然优质烃源岩的下限还与有机质的类型、成熟度等因素有关,但为简明实用,综合定量评价认识,推荐TOC＝2.0%作为确定优质油源岩的下限.该标准在研究区的应用表明,区内南二段、南一段优质烃源岩的生油贡献比例达到71%和87%,排油贡献比例更是高达85%和94%,优质源岩的分布与区内油藏的分布也有非常好的对应关系,证明了优质源岩的控藏作用.