低丰度碳酸盐岩有效烃源岩存在的 证据及其TOC下限

中国碳酸盐岩分布面积广、热演化程度高、有机质丰度普遍较低,研究低丰度碳酸盐岩能否成为有效烃源岩对评价碳酸盐岩油气潜力和勘探前景具有重要意义。多方面研究表明,随着深度增大或热演化程度的提高,碳酸盐岩烃源岩TOC降低、生烃潜力和残留烃量均表现出先增大后减小的趋势,生烃热模拟实验结果等都表明低丰度碳酸盐岩烃源岩可以发生生排烃作用,国外勘探实践亦发现低丰度碳酸盐岩作为烃源岩的油气田,这都表明低丰度碳酸盐岩可以成为有效烃源岩。确定碳酸盐岩烃源岩TOC下限需要考虑多个因素,研究认为碳酸盐岩烃源岩的TOC下限应该比泥页岩的05%低一些。根据排烃门限,利用生烃潜力法和物质平衡数值模拟计算法确定了不同成熟阶段有效烃源岩TOC下限,结合前人研究成果和勘探实践,综合确定低成熟阶段、成熟阶段和高过成熟阶段碳酸盐岩有效烃源岩的TOC下限分别为TOC≥14%、TOC=01%~14%和TOC＜01%。     

塔中地区深层低丰度碳酸盐岩有效烃源岩评价及其对油气藏贡献

热演化程度较高、有机质丰度偏低的碳酸盐岩烃源岩的有效性及其对油气藏的贡献评价正成为影响我国深层碳酸盐岩油气勘探的一个关键性问题.以塔中地区为例,通过有效烃源岩TOC下限确定、有机质丰度的测井响应和影响因素分析,建立了碳酸盐岩烃源岩判别标准,研究了低丰度(TOC≤0.5%)烃源岩的地化和地质特征,利用物质平衡数值模拟法和生烃潜力法评价了低丰度烃源岩对油气藏的相对贡献.结果表明:未成熟、成熟、高成熟和过成熟阶段的碳酸盐岩有效烃源岩TOC下限分别是0.50%、0.30%、0.20%和0.15%;碳酸盐岩烃源岩测井响应与泥质烃源岩的测井响应有相同点也有差异,其中自然伽玛、声波时差和弹性参数响应特征相同且与TOC关系较好;烃源岩有机质丰度主要受沉积环境、岩石颜色、岩性的影响.低丰度烃源岩的厚度为24~500 m,占地层总厚度的37%左右,是高丰度烃源岩厚度的1.54~5.92倍.根据排烃量、有效排烃量、可供聚集烃量和可供资源量评价,低丰度烃源岩对油气藏的相对贡献分别为32.6%、27.4%、30.7%和29.6%,在理论研究和资源评价中不可忽略.      

门限控烃作用及其在有效烃源岩判别研究中的应用

油气在生排运聚成藏过程中需经历生烃门限、排烃门限、成藏门限和资源门限。某一确定的油气运聚成藏系统进入任一门限都将损耗一部分烃量，实际地质条件下源岩生成的烃量只有超过进入各个门限时损耗烃量之和后才能大规模聚集成藏，构成油气勘探的远景区；只有提供的油气满足成藏过程中各种油气损耗形成工业油气聚集的源岩才称为有效烃源岩。阐明了各门限地质含义、判别标准和控油气作用机理，并将门限控烃作用在塔里木盆地台盆区古生界碳酸盐岩源岩评价中进行了应用。研究表明，不存在一个放之四海而皆准的最小有机质丰度下限，最小有机质丰度下限受源岩自身条件及成藏地质条件的共同影响。     

塔中地区海相油气来源与相对贡献量正演评价

塔里木盆地经历了多期油气充注和多期调整改造,使得已发现海相油气的确切来源层位与相对贡献量不明。虽然油-源对比研究揭示中上奥陶系烃源岩是这些油气的主要来源,但中上奥陶统内高TOC源岩层分布局限,不足以解释海相油气的大规模分布;并且塔中地区已发现的天然气储量已经远超3次资评结果,以上反映了叠合盆地油气成藏的复杂性与地化反演方法用来进行油源判别研究的局限性。根据叠合盆地混源油气藏的特点,基于正演研究思路,对源岩层生排运聚油气过程进行研究,从源岩总生烃量中依次扣除残留烃量、无效相态损失量、运移损失烃量、构造破坏烃量等4部分,得到最终的远景资源量,并以此计算各源岩层的相对贡献。结果表明,对于塔中地区而言,寒武系-下奥陶统源岩层相对贡献量高于中上奥陶统烃源岩,两者比率约为63%比37%;高TOC源岩层的相对贡献量高于低TOC源岩层,两者比率约为68%比32%。奥陶系已发现油气藏的规模比预期评价较大原因可能是部分油气来自下部的寒武系烃源岩或者其内部低TOC源岩层也对油气成藏有所贡献。     

海相碳酸盐岩烃源岩评价的有机碳下限问题

随着勘探程度的提高,深部石油天然气勘探在我国将越来越重要.我国碳酸盐岩地层分布广,埋藏深,其生烃评价是深部石油天然气勘探不可回避的问题.针对我国科学家在这一问题上的争论,提出了海相碳酸盐岩烃源岩评价的三个下限标准,即最低烃源岩的有机碳下限、有效烃源岩有机碳下限和形成大规模油气田的烃源岩有机碳下限.认为以往的争论是最低烃源岩、有效烃源岩下限的争论.通过文献整理、实验研究和计算,认为海相碳酸盐岩普遍存在的Ⅱ型有机质,其最低、有效油源岩的下限值可能在0.1%和0.4%左右,最低、有效气源岩下限可能在0.1%和0.3%左右,大规模油气田形成的TOC应在1%以上.     

湖相烃源岩生烃动力学及排油效率——以松辽盆地青山口组为例

为准确评价湖相烃源岩的排油量及致密油资源潜力,结合湖相I型有机质的黄金管热模拟实验和青山口组烃源岩的有机地球化学分析,对松辽盆地湖相烃源岩生烃特征、动力学参数和排油效率进行了研究。热模拟实验的产物定量结果表明,松辽盆地青山口组湖相烃源岩具有可观的生油潜力,最大生油量约为600 mg/g·TOC,主要的生油阶段在Easy Ro=0.5%~1.2%。动力学计算结果表明,该烃源岩生油的平均活化能为218.5 k J/mol,重质组分生成活化能要低于轻质组分。结合青山口组烃源岩的生油动力学参数和英X58井热史的地质推演,证实该井湖相烃源岩的当前生油转化率为40%~60%,生油量为240~360 mg/g·TOC;通过残留烃的定量,计算得到该烃源岩的排油量为150~200mg/g·TOC,相对排油效率约为60%。生油量及排油效率结果表明,松辽盆地致密油资源潜力大。     

松辽盆地北部源下致密油成藏源岩下限与分类标准

松辽盆地北部扶余油层是源下致密油的典型代表.为了能够有效识别和预测致密油有利富集部位,明确勘探方向,对致密油源岩下限和分类标准开展研究.通过对青山口组烃源岩的排烃强度进行定量计算,结合TemisFlow盆地模拟软件进行了过剩压力的恢复.通过模拟烃源岩的排烃强度与现存泥质源岩中的残留有机碳含量和过剩压力的关系,最终确定青...     

姬源-陇东地区三叠系延长组长7烃源岩研究

烃源岩控制着油藏的分布,寻找姬源—陇东地区三叠系延长组长7段优质油藏,需明确优质烃源岩的品质与分布。运用深感应与英制声波时差重叠图法可对研究区烃源岩进行有效识别。通过实测 TOC数据分区建立基于测井数据的TOC计算公式,并利用该计算公式对其它井位进行 TOC值计算。依据 TOC值对烃源岩进行分类：TOC>10,为优质烃源岩;10>TOC>6,为中等烃源岩;6>TOC>2,为差等烃源。深湖平原与间湾控制着烃源岩的平面分布,优质烃源岩常发育于深湖平原,厚层优质烃源岩发育地区成为致密油藏勘探的重点地带。     

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。     

江汉盆地海相地层有效烃源岩的识别

海相地层或海相碳酸盐岩烃源岩地球化学评价的焦点问题之一是如何鉴定有机质丰度下限和划分有效烃源岩与非有效烃源岩.江汉盆地海相地层烃源岩的地球化学研究表明,在有机质成熟演化过程中,烃源岩有机碳(TOC)含量不会有明显的降低,有机碳含量是有机质丰度评价的有效地球化学指标.参考国内外有关碳酸盐岩烃源岩有机质丰度的评价标准,结合本区油气显示,该高演化区有效碳酸盐岩烃源岩有机碳的下限值为0.2%～0.3%,二叠系烃源岩为有效烃源岩.     

LDW海域LZ凹陷古近系烃源岩排烃特征分析

辽中凹陷古近系发育有四套烃源岩,各套烃源岩对于辽中凹陷油气成藏的贡献大小不同。在对烃源岩评价的基础上,利用排烃门限理论及生烃潜力法,对辽中凹陷古近系东二下段、东三段、沙一段和沙三段烃源岩的排烃特征进行研究,并对其排烃强度进行评价。经研究发现,各套烃源岩层的排烃门限深度分别为2 400m、2 900m、2 700m和2 500m左右,通过排烃强度的计算可知,沙三段烃源岩平均排烃强度最高。根据对各套烃源岩层厚,各项烃源岩评价参数,以及现今排烃强度等参数的综合分析认为,辽中凹陷沙三段烃源岩对于辽中凹陷油气成藏贡献最大,是辽中凹陷主力烃源岩。     

松辽盆地徐家围子断陷火山岩天然气成藏主控因素及模式

徐家围子断陷火山岩天然气藏分布具有4个特征：纵向分布层位多,深度范围大;平面上分布在生气凹陷内或附近,且沿断裂带分布;自储自盖;气-水关系复杂.其成藏与分布主要受3个因素控制,即：源岩区控制着火山岩天然气藏的分布区域,断裂带和古隆起控制着火山岩天然气藏分布的具体部位,火山岩相控制着天然气的储集.源岩排气史、断裂活动史、火山岩罔闭形成史和天然气运聚史的综合研究认为：火山岩气藏形成的主要时期为泉头组沉积晚期-青山口组沉积时期、嫩汀组沉积末期和明水组沉积时期.成藏模式为断陷深部沙河子组源岩生成的天然气在主成藏期沿断裂向上运移至断裂带处的火山岩圈闭中或古隆起上的火山岩圈闭中聚集成火山岩气藏.     

雅布赖盆地萨尔台凹陷侏罗系新河组有效烃源岩研究

对雅布赖盆地萨尔台凹陷侏罗系新河组有效烃源岩进行有机质下限分析,识别有效烃源岩分布范围,并分析有效烃源岩下限值与成熟度的关系。本文据烃源岩生排烃机理,通过w（TOC）与热解参数w（S₁）之间的关系,确定了雅布赖盆地萨尔台凹陷新河组下段有效烃源岩w（TOC）下限值,其中盐场次凹有效烃源岩w（TOC）下限值为1.0%,小湖次凹w（TOC）下限值为0.7%,梭托次凹不具备排烃条件。利用△log R法计算新河组下段的页岩w（TOC）含量,识别并统计了单井有效烃源岩厚度,参照沉积相和地层厚度确定了有效烃源岩的分布特征,新河组下段有效烃源岩主要分布在小湖次凹中央洼槽带,累计厚度最大约600 m,盐场次凹有效烃源岩累计厚度基本小于100 m,梭托次凹不发育有效烃源岩。成熟度越大,有效烃源岩w（TOC）下限值越小     

北黄海盆地东部坳陷中生界烃源岩特征及其指示的油气勘探方向

为了量化表征北黄海盆地东部坳陷中生界主力烃源岩生、排烃特征,综合利用镜质体反射率(R_o)、残余有机碳含量(TOC)、岩石热解、干酪根镜检及饱和烃色谱等资料,在总结研究区烃源岩地化特征的基础上,通过油源对比明确主力烃源岩层并依托盆地模拟方法量化其生、排烃贡献.结果表明,北黄海盆地东部坳陷中生界的两类原油均来源于区内中侏罗统和上侏罗统两套主力烃源岩层,其中,中侏罗统烃源岩的有机质丰度整体处于"好-最好"级别,上侏罗统烃源岩的有机质丰度则以"中等-好"为主;二者均存在早白垩世末期和早中新世两次生、排烃高峰,但上侏罗统的排烃速率[q_e(max)=27.3×106 t/Ma]远高于中侏罗统的排烃速率[q_e(max)=4.2×106 t/Ma],对研究区油气成藏的贡献更大.虽然下白垩统暗色泥岩的生烃潜力有限,但其底部砂岩与紧邻上侏罗统主力烃源岩层构成的"下生上储"式的源储配置关系是区内最重要的勘探目的层,其次为中、上侏罗统内部"自生自储"式的有利成藏组合,同时,中侏罗统下部"上生下储"式的成藏组合也应予以重视.      

Quantitative study on hydrocarbon expulsion mechanism based on micro-fracture

The significance of source rocks for oil and gas accumulation has been indisputably acknowledged. Moreover, it has been gradually realized that there is difference between hydrocarbon generation capacity and hydrocarbon expulsion capacity, and this has prompted research on hydrocarbon expulsion efficiency. However, these studies dominantly highlight the results of hydrocarbon expulsion, and investigation into the corresponding process and mechanism is primarily from a macroscopic perspective. Despite its wide acceptance as the most direct hydrocarbon expulsion mode, hydrocarbon expulsion through micro-fractures is still not sufficiently understood. Therefore, this study obtains observations and performs experiments on two types of source rocks (mudstones and shales) of the Chang 7 oil group of the Yanchang Formation in Ordos Basin, China. Microscopy reveals that organic matter is non-uniformly distributed in both types of source rocks. Specifically, mudstones are characterized by a cluster-like organic matter distribution, whereas shales are characterized by a layered organic matter distribution. Thermal evolution simulation experiments demonstrate that the hydrocarbon generation process is accompanied by the emergence of micro-fractures, which are favorable for hydrocarbon expulsion. Moreover, based on the theories of rock physics and fracture mechanics, this study establishes micro-fracture development models for both types of source rocks, associated with the calculation of the fracture pressure that is needed for the initiation of fracture development. Furthermore, the relationship between the fluid pressure, fracture pressure, and micro-fracture expansion length during micro-fracture development is quantitatively explored, which helps identify the micro-fracture expansion length. The results indicate that the development of micro-fractures is commonly impacted by the morphology and distribution pattern of the organic matter as well as the mechanical properties of the source rocks. The micro-fractures in turn further affect the hydrocarbon expulsion capacity of the source rocks. The results of this study are expected to provide theoretical and practical guidance for the exploration and exploitation of tight oil and shale oil.     

Gas generation and expulsion characteristics of Middle–Upper Triassic source rocks,eastern Kuqa Depression,Tarim Basin,China: implications for shale gas resource potential

Frontier exploration in the Kuqa Depression, western China, has identified the continuous tight-sand gas accumulation in the Lower Cretaceous and Lower Jurassic as a major unconventional gas pool. However, assessment of the shale gas resource in the Kuqa Depression is new. The shale succession in the Middle–Upper Triassic comprises the Taliqike Formation (T₃t), the Huangshanjie Formation (T₃h) and the middle–upper Karamay Formation (T_2–3k), with an average accumulated thickness of 260 m. The high-quality shale is dominated by type III kerogen with high maturity and an average original total organic carbon (TOC) of about 2.68 wt%. An improved hydrocarbon generation and expulsion model was applied to this self-contained source–reservoir system to reveal the gas generation and expulsion (intensity, efficiency and volume) characteristics of Middle–Upper Triassic source rocks. The maximum volume of shale gas in the source rocks was obtained by determining the difference between generation and expulsion volumes. The results indicate that source rocks reached the hydrocarbon expulsion threshold of 1.1% VR and the hydrocarbon generation and expulsion reached their peak at 1.0% VR and 1.28% VR, with the maximum rate of 56 mg HC/0.1% TOC and 62.8 mg HC/0.1% TOC, respectively. The volumes of gas generation and expulsion from Middle–Upper Triassic source rocks were 12.02 × 10¹² m³ and 5.98 × 10¹² m³, respectively, with the residual volume of 6.04 × 10¹² m³, giving an average gas expulsion efficiency of 44.38% and retention efficiency of 55.62%. Based on the gas generation and expulsion characteristics, the predicted shale gas potential volume is 6.04 × 10¹² m³, indicating a significant shale gas resource in the Middle–Upper Triassic in the eastern Kuqa Depression.     

中国古生界海相烃源岩生烃潜力评价标准与方法

中国古生界海相高、过成熟烃源岩原始生烃潜力评价问题是一个没有解决的老问题,至今没有可靠的评价方法与统一评价标准。低成熟元古宇—古生界海相泥岩/页岩与碳酸盐岩地球化学分析揭示,由于有机质组成不同,不同时代烃源岩的有机碳含量与热解生烃潜力之间存在着不同的线性关系。按照岩石热解生烃潜力来衡量,泥岩/页岩与碳酸盐岩作为有效烃源岩的有机质丰度下限没有本质区别,其有机碳含量必须大于0.5%;对于元古宇-下古生界海相烃源岩,达到中等生烃潜力的有机碳含量必须大于0.75%,好烃源岩的有机碳含量必须大于1.5%,很好烃源岩的有机碳含量大于2%,有机碳含量大于4%的属于极好的烃源岩;上古生界海相泥岩各级烃源岩相应的有机碳界线值高于下古生界泥岩。按照低成熟元古宇—古生界烃源岩有机碳含量与热解生烃潜力之间的关系方程,由有机碳含量基本上可以定量评价高、过成熟的元古宇—古生界烃源岩的原始生烃潜力。     

哈萨克斯坦Marsel区块有效烃源岩判别与油气资源潜力评价

哈萨克斯坦marsel区块具有较好的生烃条件但勘探程度较低,且不同阶段对其资源潜力的认识差别较大。烃源岩内有机碳含量TOC常用作有效烃源岩判别和评价的标准,也是成因法计算资源量的关键参数,受烃源岩热演化作用和生排烃作用的影响,其内TOC的含量必然会有所降低,因此基于当前测定的残余TOC评价出的有效烃源岩和计算出的资源量也势必会产生一定误差,进而影响油气勘探决策的部署。为准确地反映marsel区块烃源岩的有效性和资源潜力,本文基于物质平衡原理和TOC恢复系数公式对marsel区块烃源岩内残余TOC进行恢复,根据恢复的结果重新拟定了研究区有效烃源岩判别标准,并计算出石炭系和泥盆系的资源量。结果表明,marsel区块石炭系和泥盆系有效烃源岩TOC下限值分别为0.30%和0.25%;估算可采资源量约为（2.62～5.10）1012m3,平均约为3.791012m3。用恢复后的TOC评价的有效烃源岩分布范围和估算出的可采资源量更能准确反映marsel区块主力层系的实际资源潜力,该方法对于烃源岩热演化程度较高、现今残余TOC较低的低勘探程度研究区具有一定指导意义。