渤海湾盆地沾化凹陷罗63井沙一段碎裂岩方解石胶结物中流体包裹体特征

为了解沾化凹陷泥页岩裂缝型油藏的成藏特点,对沾化凹陷罗63井沙一段碎裂岩方解石胶结物中的流体包裹体开展了岩相学及包裹体温、压及成分分析。结果表明,碎裂岩的碎粒颗粒为泥晶白云岩,碎粒之间为亮晶方解石充填胶结,其内主要发育低气液比的烃包裹体与少量共生的气液两相盐水包裹体。烃包裹体均一温度为102~110℃,盐水包裹体均一温度为115~119℃,冰点温度为-1.7~-2.0℃,盐度为2.8%~3.3%NaCl_(eqv),呈现低盐度流体的特征;烃包裹体的捕获温度为124~126℃,捕获压力为16.7~18.6 MPa;单体烃包裹体主要由碳数小于25的正构烷烃类组成,主峰碳为C15,Pr/n C17、Ph/n C18和Pr/Ph值分别为0.42、0.55和0.69,方解石胶结物捕获的轻质油应源自渤南洼陷中心相对成熟的沙四段烃源岩,捕获时的流体压力系数大于1.56。     

在线富集-气相色谱法分析天然气中痕量轻烃

建立了高演化天然气在线富集-气相色谱分析方法,将干燥系数大于0.95的高演化天然气流经自行研制的富集反吹装置,痕量轻烃组分在富集管中冷冻液化并富集,对未液化的组分进行反吹,通过加热富集管使已液化的轻烃组分气化并进入色谱仪进行检测.分析结果表明,化合物的分析范围明显扩大,甲烷溶剂效应降低,达到对C10之前轻烃指纹进行分析的目的;对普光7井天然气样品进行3次重复性实验,所得甲基环己烷指数、正庚烷值、异庚烷值、Mango K1指数的实测最大重复性(r值)为0.22、0.23、0.02、0.00,分别小于国家标准要求的0.82、0.75、0.11、0.04,方法稳定可靠.通过本方法得到的轻烃参数可有效地应用于天然气成因类型、热演化程度探讨中.     

现代生物物质生烃机制动力学研究

对浮游藻和底栖藻进行了生烃动力学分析,结合热模拟实验和元素分析研究表明,浮游藻和底栖藻富含S、O、N等杂原子,生烃活化能普遍很低,生烃平均活化能为220 kJ/mol左右,开始生烃活化能小于184 kJ/mol,分别于251 kJ/mol和255 kJ/mol时达到90%生烃转化率,能在未熟、低熟期大量生烃。但浮游藻和底栖藻生烃过程较长,有效生烃（生烃转化率10%～90%）期间活化能跨度较大,分别为59 kJ/mol和71 kJ/mol,生烃温度跨度分别是166.8℃和201.2℃,浮游藻生烃速率快于底栖藻。浮游藻和底栖藻生烃碳转化率是61.77%和34.9%,浮游藻有更强的生烃能力,生烃产物主要是非烃和沥青质,是未熟、低熟油的重要烃源。     

东营凹陷烃源岩轻烃特征

以1-己烯和1-壬烯为内标物质,采用低沸点溶剂密封抽提色谱分析技术,对东营有效烃源岩的轻烃进行了定量分析,在准确获取C1～C15组分质量分数的同时又能得到有重要信息的轻烃参数.分析表明岩石中的轻烃与可溶有机质(轻烃 沥青"A")的质量分数比值平均可达14.59%,并随演化程度的增强而增大;链烷烃和环烷烃质量分数比值与成熟度有很好的线性关系,当链烷烃与环烷烃质量分数比值等于1～2时为低熟阶段,当链烷烃与环烷烃质量分数比值等于2～6时为成熟阶段;证实了2,4-二甲基戊烷与2,3-二甲基戊烷质量分数比值的对数是温度的函数,利用相应的计算公式可获取源岩经历的最高埋藏温度.     

轻烃指纹分析及其应用

轻烃指纹分析包括对天然气、原油以及岩石轻烃的分析.利用轻烃分析技术获得的指纹特征参数,不仅可以反映油气的成因类型、演化程度,用于气-油-源岩的对比,而且还可用于同源油气形成后经水洗、生物降解、热蚀变等的影响而造成的细微化学差异的判别,反映油气的保存条件.在对天然气和原油轻烃分析先进技术进行概述的基础上,着重论述了岩石轻烃低沸点溶剂密封快速抽提分析技术,并对轻烃指纹分析方法的应用发展作了探讨.     

中国南方海相烃源岩中笔石生烃能力研究

我国南方海相页岩中普遍发育的笔石与海相页岩气成因具有密切的关系,但笔石是否具有页岩气生烃能力,一直未有可靠的、直接的相关实验证实。本文通过采集笔石含量丰富的黑色页岩,手工挑选纯笔石样品并进行热解生烃模拟实验研究,证实了笔石页岩中的笔石是一种较好的生烃母质。笔石样品的碳含量较高,贡献了笔石页岩的大部分碳来源。达到生油高峰后的笔石热解生烃产物主要为天然气-轻质油,这两部分生烃产物占总生烃产物的94%以上,且其中的气态烃占总烃比例达到了54%左右。分析认为,笔石的热解生烃特征介于Ⅲ型有机质和Ⅱ型有机质之间,近似于Ⅲ型有机质生烃特征,以气态烃产物为主。由此推论,在笔石热成熟演化过程中,其有机质生烃能力可能更高,与目前南方广泛发育页岩气的成因息息相关。     

东营凹陷沙河街组Es_3/Es_4烃源岩热解特征及生烃差异研究

选取东营凹陷沙河街组Es3的下亚段(沙三下)与Es4的上亚段(沙四上)两套烃源岩样品,开展岩石热解检测,探讨其热解特征及生烃的差异性。结果表明,沙三下和沙四上的成熟度相近,但沙三上的常规热解参数(TOC、干酪根类型和生烃总量)要优于沙四上,这表明沙三下相比沙四上是更优质的烃源岩。进一步分析发现,沙四上的游离烃(S1)以及S1/PC值高于沙三下,而沙三下的热解烃(S2)与S2/PC值相对更高,表明两者的生烃能力存在差异。结合前人对有机质赋存态和热解参数关系的理解,沙三下较高的S2值和丰富的伊蒙混层矿物意味着沙三下拥有更多的蒙脱石层间吸附有机质。同时,沙四上咸水环境和沙三下淡水环境的差异,使得沙四上的蒙脱石伊利石化进程提前于沙三下。蒙伊化这一矿物转化过程致使蒙脱石层间吸附有机质排出并早期生烃,造成沙四上的S1值高于沙三下,这可能是造成已探明储量中沙四上生烃贡献量远大于沙三下的原因。因此,深入剖析S1、S2等热解参数与有机质赋存的关系,能更深刻了解烃源岩的有机质特征和生烃差异。     

济阳坳陷第一轮页岩油探井“失利”原因剖析

济阳坳陷沙三下和沙四上亚段富有机质泥页岩层系页岩油形成条件优越,但第一轮页岩油勘探开发探索阶段实施的4口评价井和4口系统取心井在优选的“有利层段”进行试油试采均未获得规模突破.为了揭示济阳坳陷第一轮页岩油探井“失利”的原因,系统剖析了4口系统取心井取心段的含油性、储集性、可压性与页岩油可动性特征以及针对4口系统取心优选的“有利层段”和4口评价井实施的工程工艺技术情况.结果表明,NY1、LY1取心段含油性、储集性、可压性与页岩油可动性均好,优选的“有利层段”合理,而FY1和L69井取心段含油性、储集性和页岩油可动性较NY1、LY1取心段明显偏低并且优选的“有利层段”不正确.4口评价井“失利”主要原因是水平井段富有机质泥页岩成熟度低和压裂工艺适应性差;系统取心井NY1和LY1井优选“有利层段”“失利”主要与仅采用了常规油气试油试采工具进行联测有关,FY1和L69井优选“有利层”“失利”则既与“有利层”优选失误有关,也与仅采用了常规油气试油试采工具进行联测有关.     

湖相富有机质泥质白云岩生排烃模拟及其对页岩油勘探的启示

富有机质湖相白云质泥岩、泥质白云岩及其贫有机质粉砂岩、白云岩夹层是我国陆相盆地页岩油勘探的重要领域,但目前针对湖相富有机质白云质泥岩或泥质白云岩在近地质条件下的生排烃一体化模拟研究尚属空白.以典型低熟富有机质泥质白云岩为例,开展了近地质条件下的生排烃一体化模拟实验,揭示了其呈现四阶段生排烃演化模式.结果表明,R_o ≤ 0.74%时为缓慢生油伴生烃气、排油能力有限阶段,0.74% < R_o ≤ 0.84%时为快速生油伴生烃气、排油能力逐渐增高阶段,0.84% < R_o ≤ 1.28%≈1.30%时为生烃气伴生油与油初始裂解、高效排油阶段,1.30% < R_o ≤ 2.00%时为油裂解烃气兼干酪根生烃气阶段;同时,R_o < 0.68%时滞留油主要以有机质吸附态赋存,而0.68% ≤ R_o ≤ 2.00%时滞留油主要以游离态赋存于矿物基质微-纳米级孔缝系统内.综合分析提出湖相泥质白云岩烃源层系有利页岩油勘探的成熟度范围为0.84%~1.30%.