辽河盆地桃园—荣兴屯地区为煤和炭质泥岩成烃模拟

在考虑剥作用与火成岩影响的基地上分别进行了地史和成熟史恢复，根据工区热模拟资料建立了炭质泥岩成烃模式，在分析国内有关煤成烃热模拟实验资料的基础上，建立了工区下第三系煤成烃模式，进而对目的层进行了生烃史模拟。结果表明，这种方法是准确而可靠的。     

深部碳酸盐岩油气生成和保存的特征及其模拟实验研究

塔里木盆地具有地温梯度低和油气藏埋藏深度大的特点，深埋引起的高压利于油藏保存，7000ｍ的地层温度＜１６５℃，低于通常认为石油形成温度上限，油藏保存的深可以达到7000ｍ。铁岭灰岩高温高压模拟实验表明，高压抑制油向气转化。塔里木盆地古生界海相碳酸盐岩晚期二次生烃使生油窗延伸至Ｒｏ１.５%。     

鄂尔多斯盆地奥陶系海相碳酸盐岩生烃性能与中部长庆气田气源成因研究

用激光 -荧光显微镜等有机岩石学方法 ,挑选样品中有明显生、排烃现象的碳酸盐岩 ,再以测定的这类碳酸盐岩的有机碳含量为依据 ,确定本区高成熟碳酸盐气源岩残余有机碳的下限指标用 0 .13%～ 0 .14 %比较合理。根据碳酸盐岩储层孔隙中充填沥青和皮膜状残余沥青的分布和含量 ,论证了陕参 1井等奥陶系碳酸盐岩地层在地质历史中 ,存在若干油气有效储层。采用连续升温 ,步进取样的热模拟实验方法 ,揭示了本区煤与碳酸盐岩干酪根随热演化作用增强 ,烃类气体产物的干燥系数增大 ,δ1 3C1 、δ1 3C2 明显变重的规律 ,并根据样品实验结果推算 ,本区石炭系—二叠系煤最大生气阶段的δ1 3C1 应为 - 2 7‰～ - 2 8‰ ,碳酸盐岩最大生气阶段的δ1 3C1 应为- 31.7‰～ - 33‰。在气源成因判识中 ,根据主生气期阶段对天然气成藏储聚的贡献最大、甲烷碳同位素较重以及长庆气田风化壳气藏天然气δ1 3C1 重值区并不与石炭系—二叠系煤的镜质组反射率高值区匹配的现象等进行气源判识 ,认为长庆奥陶系风化壳气藏 ,具有下古生界海相碳酸盐岩气与上古生界石炭系—二叠系煤成气的混源成因     

东濮凹陷白庙地区天然气及凝析油地球化学特征及成因

白庙构造是东濮凹陷南部地区的一个含凝析油的富气构造.在研究油藏基本地质特征的基础上,应用多种地球化学手段研究了气藏中天然气组分、甲烷同位素及惰性气体同位素变化规律、凝析油族组成、饱和烃色谱、色质生物标志物特征,进行了油气源分析,探讨了气藏的形成时间与次序,白庙气藏具有多源、多期、复合成藏的特点.     

不同地质条件下各种类型气源岩气态烃产率的求取

气源岩的气态烃产率是评价气源岩生气潜力的重要指标,也是盆地资源评价中的重要参数. 但在不同的地质条件下,同一种气源岩气态烃产率不同.需要有一种新方法求取气源岩的产气率.采用实验与数值模拟相结合的新方法,求取了不同类型气源岩在不同地质条件下的气态烃产率,为我国天然气资源评价提供了重要的地质参数.     

两种模拟方法(或加温方式)实验结果对比

进行单温阶加温和连续加温两种方式的模拟实验,前者相当于封闭体系,后者相当于开放体系.对比两者的油气产率,并探讨两者与自然界烃源岩生排烃过程之间的关系.实验结果表明,总气体产率和烃气产率开放体系均低于封闭体系;排出油量和总生油率开放体系均大于封闭体系.自然界烃源岩的生排烃过程可能是介于封闭体系和开放体系之间的一种状况.     

东海盆地丽水凹陷有效烃源岩判定及分布预测

丽水凹陷作为东海陆架盆地具有较大勘探潜力的凹陷，其勘探程度较低，近年来钻探成果较小，因此亟需对烃源岩进行综合评价。通过烃源岩岩石热解实验，饱和烃气相色谱及饱和烃色质分析，对丽水凹陷烃源岩进行综合评价。结果表明，丽水凹陷烃源岩有机质类型以Ⅲ型为主，存在少量的Ⅱ₁及Ⅱ₂型。月桂峰组烃源岩处于成熟到过成熟阶段，灵峰组烃源岩处于成熟阶段，多数明月峰组烃源岩成熟度较低。根据烃源岩热解参数S₁及有机碳含量（TOC）的关系确定月桂峰组有效烃源岩w（TOC）下限为0.7%，灵峰组有效烃源岩w（TOC）下限为1.0%，明月峰组有效烃源岩w（TOC）下限为0.9%。生标参数显示丽水凹陷烃源岩有机质具有混合来源特征，沉积于海陆过渡环境中。有效烃源岩平面分布预测显示，丽水凹陷有效烃源岩的分布较为局限，丽水凹陷西次凹的东北部为有效烃源岩的集中分布区。月桂峰组及灵峰组烃源岩具有较大的产气潜力，应加大丽水凹陷西次凹东北部的气藏勘探力度。      

崖南凹陷Y1井崖三段煤系烃源岩发育规律

基于Y1井煤系烃源岩样品微量元素分析、煤岩显微组分及热解测试结果,结合小波分析的米氏旋回划分结果,系统研究了崖南凹陷Y1井崖三段煤系烃源岩特征及发育规律。研究表明:①以104和260尺度结合岩芯沉积序列及地球化学测试结果,将崖三段划分为2个中期和5个短期米氏旋回,垂向上表现为旋回厚度及烃源岩比例向上增大的趋势,中期旋回上部为烃源岩优势发育层位,其中ⅠA2、ⅠA3和ⅠB2为煤系烃源岩发育的优势旋回;②煤系烃源岩有机显微组分表现为富镜质组、贫惰质组、贫壳质组+腐泥组,镜质组含量为44%~100%,平均为83%,以基质镜质体及镜屑体为主,烃源岩类型以Ⅲ型（腐殖型）有机质为主,少量为Ⅱ₂型（腐泥-腐殖型）有机质,烃源岩以产气为主,其成熟度较低,R_o值平均为1.12%,处于生烃阶段初期;③煤系烃源岩发育受多种因素控制,其中断陷盆地向坳陷盆地的转化时期是成煤的关键构造时期、强烈进积作用使得煤系烃源岩保存不全、区域海平面上升时期是成煤的关键时期、短期旋回小波曲线右偏拐点处为煤系烃源岩相对发育层位。     

基于成因机理的地层有机质孔隙度的计算——以冀中束鹿凹陷泥灰岩非常规储层为例

近年来有机质孔隙在泥页岩及泥灰岩致密储层中被发现,成为非常规油气藏中一种重要的储集空间类型。有机质孔隙度的计算是非常规油气评价及勘探中极其重要且急需解决的问题。以冀中坳陷束鹿凹陷泥灰岩为例,从成因角度出发,提供了计算有机质孔隙度的方法。束鹿凹陷泥灰岩为自生自储型非常规油气藏,发育有机质孔隙。有机质孔隙主要为有机质在热演化过程中,由未成熟固体干酪根向低密度烃类流体转化所产生。根据束鹿泥灰岩现今有机地化特征(Ⅰ型及Ⅱ型干酪根、TOC平均1.66%、氢指数(HI)平均451 mg/g、T_(max)平均444℃),推算出其初始氢指数(HIo)平均561 mg/g、初始有机碳TOCo平均1.9%、可转换碳占48%、转化率为31%。最终利用质量平衡方程求得该区有机质在此演化过程中产生的有机质孔隙度为0.68%。     

沁水盆地中—南部煤系及其上覆地层游离天然气成藏的地质控制

煤系气及其上覆地层各类天然气的共生、共探及共采,是充分利用天然气资源,提高煤系气开发经济性的重要途径。沁水盆地中—南部连续沉积的上石炭统—下三叠统构成了有利的油气生储盖组合系统,煤层有机质热演化程度高,生气和排烃强度大,气源充足,煤系气显示强烈,成藏前景可观。燕山运动中期构造-热事件导致石炭、二叠纪煤层发生强烈的二次生烃和排烃作用,为煤系及其上覆地层泥页岩和致密砂岩储层提供丰富的气源。煤层中天然气以扩散、盖层突破、渗流等方式排烃,累计排烃强度最大的地带沿复向斜轴部分布;排烃作用较活跃和中等活跃地带分布于复向斜轴部的中段和北段,天然气逸散程度相对较低,有利于游离气的富集。总体来看,研究区发育下生(太原组和山西组煤系)、下—中储(太原组—下石盒子组)、上盖(上二叠统—三叠系)的游离气系统,具有构造、岩性、水力等多种圈闭形式,游离气成藏受控于燕山运动中期的构造分异和异常热事件以及新生代以来盆地持续回返两个关键地质时期。