溶胀——研究石油初次运移的新途径

用不同方法确定了扒搂沟煤型干酪根的溶胀比,计算模拟了石油的初次运移.结果显示,溶胀比决定了源岩的留烃潜力;石油的初次运移受源岩溶胀比和生烃能力的控制.Ⅲ型干酪根只有少量液态烃排出,除受Ⅲ型干酪根留烃能力制约外,还与生成液态烃的数量有关.溶胀实验可以确定和模拟源岩的留-排烃能力,是研究石油初次运移及其质量分馏的新途径.     

岩浆运移动力学及其研究进展

岩浆运移动力学是岩浆动力学的重要分支领域,研究内容包括5个方面：运移方式、运移通道、运移途径、运移动力与运移过程的成矿作用。就这5方面的研究进展进行了系统回顾,对尚待进一步研究的科学问题进行了归纳与总结,指出浮力不是弹性岩石圈岩浆运移上升的驱动力,而上地幔岩浆运移方式、弹性岩石圈岩浆往上运移驱动力、岩浆自主破裂形成的动力学机制、中途停歇岩浆重起动再运移的驱动机制、岩浆再停歇和运移过程的结晶与分异及其与围岩相互作用和伴生的元素富集与成矿作用等问题是岩浆运移动力学是尚待进一步攻关与研究的关键性科学问题。     

毛细管力的初次运移及成藏作用有效性分析

毛细管压力差通常被认为是油气初次运移及源内成藏的重要动力,但毛细管力驱动油由小孔向大孔迁移的前提是岩石孔隙表面亲水。文章结合东营凹陷沙三中亚段成熟烃源岩内砂体含油概率较低,且原油多非来自成熟源岩围岩情况,对砂岩及页岩的润湿性进行了探讨。东营凹陷部分砂岩存在润湿性反转,与较高的非烃及沥青质含量的原油接触,是砂岩润湿性反转的主要原因;而泥页岩烃源岩在大量生烃演化过程中,其整体润湿性也表现为中间润湿甚至亲油性。润湿性改变导致毛细管压力方向改变,初次运移及源内油藏成藏作用减弱甚至消失,是沙三中亚段成熟源岩内砂体含油概率低的主要原因。据此认为,对于高丰度的生烃早期阶段的泥页岩烃源岩,毛细管力作为初次运移及源内油藏成藏动力的作用可能是有限的。     

莱阳凹陷烃源岩中的石油包裹体及油气初次运移研究

莱阳凹陷莱孔2井下白垩统莱阳组水南段暗色泥岩为富含藻类体和无定形体的优质烃源岩。用高倍荧光显微镜观察,在这些暗色泥岩的砂质碎屑矿物和自生矿物中,发现丰富的微石油包裹体群。这些石油包裹体的均一温度较集中,为78～82℃。根据莱孔2井水南段古地温演化历史,进一步推算出烃源岩中这些石油包裹体的形成时间为74～77Ma。根据PVTsim模拟计算,这些石油包裹体的捕获压力为305～307bar。莱阳凹陷水南段暗色泥岩石油包裹体的发现,说明该凹陷在第三纪抬升以前水南段暗色泥岩曾经历过深埋与生排烃作用,为本区重要的烃源岩。     

在油气初次运移研究中压实曲线的应用

作者提出解释压实曲线的动态分析法。用它研究压实曲线,能够获得许多不同于静态分析的结论,如排烃深度、排烃方向以及对生油岩的评价等等。本文利用这种方法研究了板桥凹陷初次运移的问题,获得了与地化和构造研究一致的结论。说明这种方法在实践中得到了初步证实。     

大巴山陆内造山带高压古流体及其运移动力学机制研究

陆内造山带普遍存在的高压流体与金属矿产与油气形成与分布关系十分密切。大巴山陆内造山带发育有大量同构造期方解石脉,碳氧同位素反映其为围岩碳酸盐岩成岩流体产物。通过对方解石脉中盐水包裹体分析测试,应用包裹体p-T-X相图确定的大巴山构造带同构造期古流体压力自北而南由高变低,即从大巴山逆冲构造带、大巴山前陆构造带到大巴山前陆坳陷古流体压力分别为240~270 MPa、220~240 MPa和170~190 MPa,而恢复的古流体压力梯度分别为2.2 MPa/100m、2.3 MPa/100m和2.0 MPa/100m,明显高于正常静水压力,表明大巴山陆内造山期古流体为典型异常高压流体。综合分析表明,大巴山陆内造山带和四川盆地自古至今普遍存在异常高压流体。结合区域地质研究认为,处于大巴山推覆体前缘、受志留系泥岩滑脱层和逆掩断层控制的高压体系具有压力封存箱特征。大巴山陆内造山带高压流体是在埋藏过程中形成的,其形成深度在2 800m左右,异常高压是大巴山构造带驱动流体迁移的主要动力之一。     

压实流盆地油气运移动力学模型与数值模拟--以东营凹陷为例

针对压实流盆地“离心”式流体势场性质和泥质岩排流模式,建立了东营凹陷沙三段古水动力学概念模型和“准三维非稳定流”数学模型?将古水动力场均衡网格与压实-排流结点网格系统迭加,由达西定律和水均衡原理建立了水均衡差分方程,从而为古水动力学?古流体势场和石油二次运移数值模拟提供了数值方法?模拟结果表明,在东营期末(25Ma),高势区位于利津和牛庄洼陷中心,最大可达59000m2/s2,并向盆地边缘逐渐降低?油气由高势区向低势区呈“离心”式运移,这正是控制油气呈环?带状聚集与分布的区域动力学条件?模拟结果还显示,沙三段在明化镇期(5Ma)?东营期(25Ma)和现今,其石油的运移速度分别为30~40km/Ma?5~25km/Ma和5~10km/Ma,运移动力也因地质时间和空间而不同     

三塘湖盆地流体包裹体研究及其应用

通过镜下观察,并对流体包裹体岩相学特征、不同包裹体组合特征和显微测温等方面进行分析,可以确定不同产状内包裹体形成的先后关系,同时依据烃类包裹体特征可以分析储层的烃类组成、烃类充注史、古流体压力和古流体势。根据三塘湖盆地包裹体岩相学特征、组合类型以及与烃类包裹体伴生盐水包裹体的均一温度,不同微裂隙内的包裹体按照其产状可分为两类：网状微裂隙内捕获的包裹体和单向微裂隙内捕获的包裹体。根据不同产状内的包裹体特征,分析得出它们是由不同流体来源在不同时期捕获的。根据古地温演化趋势图,通过测温数据推算三塘湖盆地务湖凹陷内大量烃类包裹体被捕获的时间在晚侏罗世,马朗凹陷内大量烃类包裹体被捕获的时间在晚白垩世。在计算包裹体流体势基础上做出古流体势图,显示各凹陷的北部较利于油气聚集,预测位于油气运聚路线上的马中构造带是有利油气聚集区。     

济阳坳陷孤岛油田西南缘油气运聚方向研究

在济阳坳陷孤岛油田西南缘油气运移通道及其时空有效性的研究基础上,充分利用油气显示分析法、流体性质分析法、生物标志化合物示踪法等地质、地球化学方法,综合分析油气运移的运动学及动力学特征.研究表明,成熟度指标C29甾烷能够有效证实渤南洼陷沙三段油气和孤南洼陷沙一段油气为研究区油藏的两大来源,在平面上明确了油气侧向注入方向,...     

戈壁碎石土胶结作用机制及其微观力学模型研究

戈壁是广泛分布于我国西北地区的一类特殊土地基,由粗粒、细粒、细粒-粗粒间的相互接触与胶结作用而形成骨架颗粒结构,粒间胶结效应明显,工程性质也不同于一般"土石混合体"。以新疆和甘肃典型戈壁碎石土为对象,完成了戈壁碎石土p H值及可溶盐含量测试,并采用X射线衍射、扫描电子显微镜镜下观察和能谱分析等方法,测试获得了戈壁碎石土胶结矿物成分及其微观结构特征与元素组成,揭示了戈壁碎石土粒间胶结作用力类型与形成机制。根据戈壁碎石土胶结物组分及微细观结构测试结果,分析了戈壁碎石土中黏土矿物晶胞吸附其他胶结物或土颗粒中的阳离子所形成胶结的可能化学结构,建立了戈壁碎石土胶结力作用微观力学模型。以胶结黏土矿物含量为变量,得到了戈壁碎石土抗剪黏聚强度与颗粒胶结力间的关系式,并与现场试验结果对比。结果表明,戈壁碎石土宏观强度来源多样,是盐分胶结及土体胶结物微观晶面上离子键作用的综合结果;戈壁碎石土粒间黏土矿物胶结作用实质是黏土矿物或碳酸钙中非金属原子(如O原子)与土体中金属阳离子相结合而形成离子键,胶结力大小由连接胶结物微观晶面间的多个离子键综合贡献确定。     

油气初次运移理论新探

应用渗流力学的基本原理,研究油气初次运移的机制问题。研究认为,油气的初次运移是以连续相、而不是以溶液相和扩散相的形式进行的;油气初次运移的动力是浮力,因而初次运移的方向是向上的;油气初次运移所需的时间与源岩的渗透能力有关,与油气的粘度有关,还与源岩的厚度有关;油气藏的异常高压是一种暂时的压力状态,气藏的异常高压多于油藏,新生油气藏多于古油气藏;油气初次运移的通道就是源岩的粒间孔隙,源岩的非均质性和微裂缝对油气初次运移十分不利,因形成微油气藏而降低油气运移效率;源岩的厚度越大,越有利于油气聚集;“倒灌”现象是不存在的,缺少基本的动力驱动,基岩油气藏的形成是二次运移过程中侧向运移的结果。初次运移与二次运移具有相同的动力机制、运移相态和运移方向,因而两者是完全统一的。     

油气初次运移理论新探

应用渗流力学的基本原理,研究油气初次运移的机制问题。研究认为,油气的初次运移是以连续相、而不是以溶液相和扩散相的形式进行的;油气初次运移的动力是浮力,因而初次运移的方向是向上的;油气初次运移所需的时间与源岩的渗透能力有关,与油气的粘度有关,还与源岩的厚度有关;油气藏的异常高压是一种暂时的压力状态,气藏的异常高压多于油藏,新生油气藏多于古油气藏;油气初次运移的通道就是源岩的粒间孔隙,源岩的非均质性和微裂缝对油气初次运移十分不利,因形成微油气藏而降低油气运移效率;源岩的厚度越大,越有利于油气聚集;“倒灌”现象是不存在的,缺少基本的动力驱动,基岩油气藏的形成是二次运移过程中侧向运移的结果。初次运移与二次运移具有相同的动力机制、运移相态和运移方向,因而两者是完全统一的。     

油气沿断裂垂向倒灌运移最大深度的研究方法及其应用

油气沿断裂垂向倒灌运移深度研究一直是上生下储式生储盖组合油气勘探研究的关键问题。为了定量研究油气沿断裂垂向倒灌运移的最大深度,在油气沿断裂垂向倒灌运移所需动力条件及最大深度影响因素研究的基础上,通过源岩古超压值与油气沿断裂垂向倒灌运移深度之间关系,确定油气沿断裂垂向倒灌运移所需的最小源岩古超压值(或油气沿断裂带运移阻力),由油气沿断裂垂向倒灌运移所需的动力条件,建立了一套油气沿断裂垂向倒灌运移最大深度的研究方法,并将其应用于松辽盆地三肇凹陷青一段源岩生成油沿断裂向下伏扶杨油层垂向倒灌运移的研究中,结果表明:三肇凹陷青一段源岩生成油沿断裂垂向倒灌运移最大深度最大可达到400 m以上,主要分布在其东部边部树119井、西部边部肇13井、北部边部宋深1井和凹陷中心4个局部地区,由4个高值区向其四周青一段源岩生成的油沿断裂垂向倒灌运移的最大深度逐渐减小,在凹陷中北部和凹陷边部减小至100 m以下,与目前三肇凹陷扶杨油层已发现油底深度分布基本吻合。表明该方法用于定量研究油气沿断裂垂向倒灌运移最大深度是可行的。     

固结压力相关的黏土动力特性模型研究及应用

对一种粉质黏土进行了不同固结压力下的循环单剪试验,得到了相应各固结压力下的动剪模量和阻尼比随动剪应变幅值非线性变化的 曲线和 曲线,并对其进行了归一化。试验结果表明,即使是归一化以后的动力特性曲线,仍然因固结压力不同而出现差异;固结压力越大, 曲线衰减越慢,而 曲线增加也越缓。通过建立最大动剪模量、最大阻尼比和参考剪应变与固结压力之间的试验关系式,建议了一种实用的固结压力相关的黏土动力特性模型。最后,通过算例表明,场地土体动力特性随固结压力而变化的特征不但会影响场地地震反应的幅值,而且将影响其频谱特性,且场地覆盖层厚度越大,影响越强烈。     

辽河西部凹陷油气运移特征及其影响因素

辽河西部凹陷油气十分富集,油气藏类型复杂,油气相态多样发育,不同构造带油气运移特征存在差异。本文主要根据原油中咔唑类含氮化合物浓度和相关参数,以及储层流体包裹体的发育特征,结合油气相态及物性分布特征,探讨了辽河西部凹陷油气运移特征以及影响因素。研究表明,中央隆起带原油中咔唑类化合物浓度高、异构化参数变化小,油气包裹体主要呈线状分布,在切穿矿物加大边的裂隙中,油气运移通道以走滑形成的东西向雁列式或帚状断裂为主,运移动力主要为流体异常压力;斜坡带原油中咔唑类化合物浓度及其相关异构化参数变化明显,油气包裹体多分布在石英与长石颗粒次生加大边中,呈群体面状分布,显示较强荧光特征,油气主要由洼陷带至斜坡带以扇三角洲前缘分支河道指状砂体或辫状河道砂体为运移通道,以水动力与浮力推动,远源或近源运移成藏;陡坡带原油中咔唑类化合物总浓度以及异构化参数存在变化,以台安大洼断裂带或指状砂体为运移通道、以异常流体压力为动力近源运移成藏;古潜山原油咔唑类化合物总浓度低,参数变化明显,主要以不整合面或基底断裂为运移通道,以异常流体压力为动力近源运移成藏。油气运移聚集时间主要在东营期,自北往南油气成藏时间逐渐变晚,与沙三段、沙四段生烃期较为匹配。     

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.     

Research on the direction of secondary migration of oil by making use of nitrogen compounds as tracers in the No. 6 area of the Melut Basin

1 IntroductionThe application of isomeric-nitrogen compounds astracers to oil-migration research is a piece of innovatorywork, and also a newbreakthrough made in non-hydro-carbon geochemistry research. At present, a lot ofwork has been done on nitrogen co…     

油气资源评价中石油运聚系数的量化分析与预测模型

石油运聚系数是石油资源成因法评价中的关键参数.为确定我国主要含油气盆地的石油运聚系数取值,从而计算石油资源量,对我国6个盆地54个刻度区进行了解剖,采用构建目标函数的思路,分东部、西部地区建立多元非线性回归方程以构建预测模型,定量研究我国主要盆地石油运聚系数与地质主控因素之间的关系.结果显示:石油的运聚系数主要与烃源岩...     

百色盆地油气运聚特征分析

根据油源对比、原油特征及其在纵横向上的分布特点、地层压力和流体包裹体等资料,综合利用各项油气运移特征参数,对油气二次运移特征进行分析,总结油气聚集规律,对油气运聚的有利区带进行预测。     

Variation of i-butane / n-butane ratio in oils of the Romashkino oil field for the period of 1982–2000: Probable influence of the global seismicity on the fluid migration

Changes in oil composition in the course of the development depend on numerous factors including both technogenic and natural ones. Physicochemical compositional analysis of 2456 oil samples collected in the Romashkino field in 1982–2000 from two productive strata (Devonian and Carboniferous reservoirs) has indicated statistically significant variations in the i-butane to n-butane content ratio (i-b / n-b). This ratio is characterized not only by a trend of steady growth but also by a significant variation with a period of 4.5 years. The i-b / n-b ratio variations are well correlated (R² = 0.61) between these two reservoirs (Devonian and Carboniferous) occurring at different depths. However, the average i-b / n-b ratios recorded in these reservoirs are essentially different (0.44 and 0.55, respectively). A possible relationship is discussed between the i-b / n-b ratio variations and those in global seismicity.