辽河油田曙光—欢喜岭潜山带烃源岩生排烃模拟实验研究

对辽河油田曙光－欢喜岭潜山带沙三段和沙四段典型的未成熟源岩样品进行了高温高压干体系的生排烃热压模拟实验。研究结果表明：３００－４００℃为该区域烃源岩的主要生排烃阶段;沙四段具有更好的生排油潜力,可能是曙光－欢喜岭潜山带较好的烃源岩;生排烃作用对排出油和残留油中生物标志物的组成具有明显的影响,在油／源对比时应特别注意。     

天然气运移地质色层效应机理和指标探讨

笔者采集了四川盆地威远和中坝气田沿水平方向剖面分布的气井中天然气、凝析油样品,进行了色谱和色谱-质谱分析表明,大部分组分参数向构造圈闭顶部递增,少数呈现递减趋势。认为这种组分分布是天然气（凝析油）渗流运移过程中地质色层效应的结果。笔者着重从分子极性、分子量和分子直径（体积）的角度探讨了参数递增或递减的机理。经过对化和筛选,认为凝析油ABI₁,参数和天然气△R₃参数是较理想的渗流运移专属性指标.     

碳酸盐烃源岩有机质分布与排烃特征

通过碳酸盐岩地层中的纯碳酸盐岩、缝合线缝隙物和泥质条带有机质含量和残留烃量分析表明,碳酸盐岩地层中不同的组成部分之间有机质的分布是不均匀的,其中缝合线缝隙物和泥质条带具有高的TOC值和较低的S1/ TOC 值,而纯碳酸盐岩TOC值则很低,但其S1/ TOC 却很高。这说明缝合线缝隙物和泥质条带发生了明显的排烃作用,而纯碳酸盐岩排烃作用不明显。因此可以认为高有机质丰度的缝合线缝隙物和泥质条带是碳酸盐岩地层烃源的主要贡献者。压溶作用对碳酸盐岩的排烃起重要作用。     

碳酸盐烃源岩有机质分布与排烃特征

通过碳酸盐岩地层中的纯碳酸盐岩、缝合线缝隙物和泥质条带有机质含量和残留烃量分析表明,碳酸盐岩地层中不同的组成部分之间有机质的分布是不均匀的,其中缝合线缝隙物和泥质条带具有高的 Ｔ Ｏ Ｃ 值和较低的 Ｓ１／ Ｔ Ｏ Ｃ 值,而纯碳酸盐岩 Ｔ Ｏ Ｃ 值则很低,但其 Ｓ１／ Ｔ Ｏ Ｃ 却很高。这说明缝合线缝隙物和泥质条带发生了明显的排烃作用,而纯碳酸盐岩排烃作用不明显。因此可以认为高有机质丰度的缝合线缝隙物和泥质条带是碳酸盐岩地层烃源的主要贡献者。压溶作用对碳酸盐岩的排烃起重要作用。     

煤与泥岩排烃过程中甾、萜烷色层效应差异

利用未混油或混油源岩样品（指在源岩样品中加入一定量石油）进行低温排烃模拟实验，系统研究了煤与泥岩排烃过程中甾、萜烷的色层效应。结果表明，在排烃过程中煤与泥岩甾、萜烷的色层效应存在显著差别。煤排出烃与残留烃之间的甾、萜烷分布产生了明显的变化，许多常用的甾、萜烷参数的变化已难以解释其排出烃与残留烃之间的关系，但泥岩排出烃与残留烃之间的甾、萜烷分布特征仍具有可比性。煤与泥岩表现出的明显不同的甾、萜烷色层效应提示，应用甾、萜烷等生物标志物解决煤成烃问题时必须充分考虑排烃作用的影响，并需进一步探索适用于煤成烃的方法和指标。     

塔里木盆地石炭系烃源岩热模拟实验地球化学研究：Ⅰ.气态和液…

对塔里舅地石炭系低成熟的泥岩和灰岩生油岩进行了热模拟实验研究。结果表明,气态烃产量随热模拟温度升高呈增加趋势,４００℃时开始急剧增加,并且泥岩增加的速度要高于灰岩;气态烃中甲烷、乙烷和氢气组分的产率在４００℃时最大值;甲烷的碳同位素较重,为－３７．５‰～－３４．０‰,液态烃产率的高峰温度是,泥岩为３００℃灰岩则为３５０℃,表明灰岩生油高峰滞后,这些资料反映了石炭系泥岩和灰岩具有不同的油气生成演化过     

碳酸盐岩烃源岩排烃过程的模拟

在评述排烃模拟研究现状的基础上，综合排烃研究的最新成果及若干碳酸盐岩烃源区的实际地质情况，认为碳酸盐岩油气运移的主要机理为压力驱动下沿微裂缝的独立烃相排出。含烃饱和度和破裂压力是控制烃类运移的二个主要因素，排烃遵循“压力增长—岩石微破裂—烃类排出—微裂缝弥合”这一往复过程；最后，将该模式应用于鄂尔多斯盆地的排烃研究中，定量、动态模拟出下古生界下马家沟组碳酸盐岩烃源岩的排油史和排气史     

碳酸盐烃源岩排烃的若干特点

通过典型碳酸盐型油气田的野外调查研究和对未成熟碳酸盐生油岩在外加温、外加压条件下所作的生烃一排烃模拟实验结果，获得下列新的认识：（１）碳酸盐烃源岩排烃的驱动力主要不是来自地层的压实作用，而是由于生烃过程中分子体积膨胀所产生的内应力（即生烃增压）。该应力与周围环境形成潜在的压力梯度，这是排驱动力的内在因素。但是单凭此因素尚不足以造成排烃，只有当后来烃源层受到外力作用（如导致微裂隙产生的区域性构造活动、造成溶蚀交代出现缝缝洞洞的地下水活动等）生成裂隙空间，并在源岩与裂隙间出现真正的压差时，才引发烃源层中积蓄的应力释放，从而造成排烃。因此、区域性的外力作用是排烃的控制因素。（２）碳酸盐烃源岩中生烃时间甚早，一般在Ｒ＿０为０．４５％左右时就开始生成低熟原油。但由于碳酸岩岩石粒间孔径甚小，虽有低熟油生成，却不能象泥质烃源岩那样在其烃浓度超过最低石油运移饱和度时就可排烃。事实证明，无论生烃量多大，只要碳酸盐烃源岩中不出现有效的通道，排烃作用可能永远不会进行。因此，当碳酸盐烃源岩中油气生成之后，裂隙发生的时间就成为决定碳酸盐烃源岩排烃时间的基本因素。（３）碳酸盐烃源岩中烃类初次运移基本上是以全烃相进行的，这与碳酸盐岩在后     

不同类型烃源岩排烃模式对比及差异性探究

烃源岩的排烃是准确预测含油气盆地油气资源必须涉及的一个非常重要的环节,为了得到不同有机质类型烃源岩的排烃效率、排烃机理,选取不同有机质类型烃源岩进行了黄金管模拟实验,总结了不同类型烃源岩在各演化阶段产物的变化特征与排烃效率。结果表明,烃源岩类型对总生成油与残留油中轻重烃的比例影响较大,但是对排出油中轻重烃的比例影响较低,排出油中均表现为在未熟—成熟阶段以重烃为主,在高熟—过熟阶段以轻烃为主。烃源岩的类型对生排油量的影响明显,烃源岩的类型越好,生排油量越高。Ⅰ型烃源岩的生排油量最高,Ⅲ型烃源岩最低。烃源岩类型越好,排油效率越高。Ⅲ型烃源岩排油效率低,与其生成气态烃较多、显微组分中镜质组含量较高有关。      

辽河油田曙光欢喜岭潜山带 烃源岩生排烃模拟实验研究

对辽河油田曙光欢喜岭潜山带沙三段（Ｅｓ３） 和沙四段（Ｅｓ４） 典型的未成熟源岩样品进行了高温高压干体系的生排烃热压模拟实验。研究结果表明：３００ ～４００ ℃（Ｒｏ ＝０ ．３３ ％ ～１ ．３０ ％ ） 为该区域烃源岩的主要生排烃阶段;沙四段具有更好的生排油潜力,可能是曙光－ 欢喜岭潜山带较好的烃源岩;生排烃作用对排出油和残留油中生物标志物的组成具有明显的影响,在油／ 源对比时应特别注意。     

Experiments on the primary migration of oil from source rocks

Simulation experiments on the primary migration of oil were carried out on massive samples. The results proved that oil generated from source rocks was expelled in the form of an independent oil phase. High oil-expulsion efficiency was observed. It follows that the primary migration of oil is not directly dependent on the quantity of oil generated from the source rocks. Therefore, the oil-expulsion proportion was high though some source rocks yielded only a limited amount of oil. A great deal of gas was produced at the same time of oil-generation. Thus, it can be concluded that the main expulsion energy for oil primary migration came from these gases.     

排油气门限的基本概念、研究意义与应用

排油气门限是源岩在埋深演化过程中，生油气量饱和了自身吸附、水溶、油溶和毛细管封堵等多种形式的存留需要并开始以游离相大量排出的临界地质条件。研究表明，源岩的排油气门限主要随源岩的有机母质丰度（Ｃ／％）、干酪根类型指数（ＫＴＩ）和转化程度（Ｒｏ／％）三者的不同而改变。应用排烃临界地质条件可以建立源岩概念和差别标准；计算源岩排油气量并确定源岩等级评价标准；研究源岩排油、气相态并分析油气运聚成藏机理；划分源岩排油气阶段并建立源岩排油气地质模式。实际应用表明，用排油气门限、排油气量、排油气阶段、排油气地质模式和排油、气窗等替代生烃研究中的相应概念和术语指导油气田勘探更合理，效果更好。     

Simulation experiment on hydrocarbon generating potential of various source rocks on the northern margin of the Qaidam Basin,Qinghai, China

The northern margin of the Qaidam Basin is one of the main oil-gas exploration areas in western China, where source rocks are composed mostly of Middle and Lower Jurassic dark mud shale, carbargillite and coal. A large number of subsurface and outcrop samples differing in lithology with different types of organic matter were selected for resource evaluation, research and calculation. And among them, 13 samples were used for simulation experiment on hydrocarbon generating potential of various source rocks. At first, two kinds of heating modes were compared through simulation experiment, including single temperature-step heating and continual heating. Perhaps, the process of hydrocarbon generation and expulsion occurred naturally between a close system and an open system. In addition, the first heating mode was convenient, and all its reaction products were involved in the whole thermal evolution, and the final simulation experimental results were basically in consistency with the natural evolution trend Therefore, the first heating mode was adopted and the hydrocarbon yield of every sample was worked out. According to the type and lithology of organic matter and the hydrocarbon yield of samples for simulation experiment, hydrocarbon generation and expulsion mode with three kinds of lithology and five types of source rock has been established to provide the basis for hydrocarbon generation evaluation, research and resource calculation.     

碳酸盐岩排烃条件及其对烃源岩有机质丰度下限的影响

碳酸盐岩排烃问题一直是地球化学界争论和研究的焦点问题之一,也是模拟实验中的一个难点。通过对碳酸盐岩与泥岩生排烃过程中的产物和排烃动力的定量模拟实验研究,确定了碳酸盐岩烃源岩的有效排烃方式,讨论了碳酸盐岩在排烃临界条件下的有机质丰度的取值范围。实验结果表明,碳酸盐岩排烃模式与泥岩的模式不同,有其特殊的排烃方式;在碳酸盐岩排烃过程中生烃增压是主要的排烃驱动力;有机质丰度下限值不是一个定值,正好相反,随着热演化温度的不同,有机质丰度下限值也不尽相同。根据碳酸盐岩特殊的排烃模式,源岩有机碳含量0.4%～0.5%可能是满足碳酸盐岩源岩有效排烃条件的临界有机质丰度范围值。     

准噶尔盆地石炭系不同类型烃源岩生烃模拟研究

选取不同沉积环境发育的多种类型的烃源岩,通过烃源岩生烃热模拟实验,对比分析不同类型烃源岩的生烃产物、产率特征及生烃演化规律。结果表明,准噶尔盆地石炭系不同沉积环境发育的烃源岩产烃能力差异较大,最大烃产率从高到低依次为:弧间盆地泥岩、弧后盆地泻湖相泥岩、残留洋盆滨浅海相泥岩、沉凝灰岩。烃源岩的产烃率大小受控于其母质与埋藏热演化条件,有机质类型越好,产烃率相对越高;而受火山作用影响越剧烈,产烃率越低。下石炭统广泛发育的弧间、弧后盆地暗色泥质岩类烃源岩具备高产烃率,为有利烃源岩发育区,乌伦古坳陷和滴水泉地区为准噶尔盆地石炭系油气勘探的有利方向。     

渤海湾盆地东营凹陷南坡东段孔二段烃源岩生排烃潜力分析

孔店组是渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷油气勘探向深层转移的重要层系,受演化程度较高的制约,东营凹陷南坡东段孔二段烃源岩生排烃潜能存在争议,为探讨东营凹陷深层含油气系统,明确孔二段烃源岩生排烃潜能,笔者等从含油气检测结合烃源岩分析的角度进行讨论。通过孔二段沉积时期古地貌恢复,结合地震剖面,明确了孔二段沉积时期的古地貌,探讨了孔二段烃源岩发育的平面分布特征;通过地化及薄片观察,对孔二段烃源岩有机质丰度、类型和成熟度进行研究,且对高成熟孔二段烃源岩进行原始有机碳含量恢复,结合流体包裹体测试、冷阴极发光、荧光观察等系统分析,判识孔二段烃源岩生排烃潜能。研究认为,孔二段烃源岩展布范围较大,且在沉降中心发育较厚的孔二段烃源岩层;孔二段烃源岩原始有机碳含量较高,有机质来源以高等植物为主,属于Ⅱ1-Ⅲ型有机质,成熟度较高,烃源岩已进入生气阶段,综合评定为中等—较好烃源岩。孔店组主要发生两期油充注和一期天然气充注：第一期油充注发生在沙三段沉积时期;第二期油充注发生在东营组沉积时期;第三期天然气充注发生在平原组沉积时期,结合东营凹陷古近系烃源岩生排烃模拟结果,认为孔店组原油具有孔二段烃源岩的生排烃贡献。通过分析孔二段烃源岩发育特征结合生排烃研究,判识孔二段烃源岩生排烃潜能,为东营凹陷深部含油气系统研究鉴定基础。