海相优质烃源岩中硅钙质来源:生物骨壁壳及其碎屑

应用超显微有机岩石学等技术,从生物分子构成及其稳定性的角度,探讨硅质、钙质骨壁壳等生物碎屑与优质烃源岩的关系。常见的具有生物硅及硅质衍生物的生物主要是放射虫等原生动物、海绵动物、硅藻、金藻及某些似鱼鳞藻疑源类等浮游藻类的硅质骨壁壳及其碎屑。在优质烃源岩中能保存下来的生物钙主要来源于浮游有孔虫、翼足虫等动物和颗石藻等浮游藻类或疑源类的钙质骨壁壳及其碎屑。这些生物硅质、钙质骨壁壳碎屑颗粒中常常含有不等量的有机质(果胶或硬蛋白,相当于Ⅲ型有机质),高成熟—过成熟阶段可生成一定量烃气,并可保存于生物结构的原生孔隙中。

四川盆地嘉陵江组天然气成藏主控因素与勘探方向

嘉陵江组是四川盆地天然气勘探的传统层系,近年来在川北、川西南等地区连续获得发现,但盆地内仍有大面积的勘探空白区,亟需深化对该层系天然气成藏规律的认识,明确成藏主控因素,进而指出未来的勘探方向。利用天然气地球化学等分析测试,结合构造恢复、盆地模拟等技术,以气源分析为基础,以典型气藏解剖为核心,结合对嘉陵江组成藏条件认识,通过对成藏过程的分析探讨了成藏主控因素,并建立了成藏模式。四川盆地嘉陵江组天然气主要来自下部的原油裂解气,嘉陵江组具有多套优质烃源岩供烃、发育多类型碳酸盐岩储层、通源断裂有效沟通气源的良好成藏条件,主生油期古构造、调整期构造及通源断裂、有利储层类型是嘉陵江组天然气成藏的主控因素;嘉陵江组具有“多源形成古油藏—古油藏裂解供气—通源断裂输导—晚期调整成藏”的成藏模式。基于此指出,分布于川西、川北等地区山前带,主生油期、气藏调整成藏期均处于相对高部位,发育通源断裂、保存条件较好的构造—岩性复合气藏是勘探的首选方向;分布于川东高陡构造带构造稳定区及向斜区的孔隙型岩性气藏是未来的主要勘探方向。

准噶尔盆地西北缘北西向横断裂与油气成藏

通过对准噶尔盆地西北缘山前克拉玛依和乌尔禾地区沉积记录的分析,结合前人在本区的地球物理场、卫星影像和重磁等方面的研究资料,论证了北西向横断裂普遍存在的事实,并从地震剖面上识别出了这些断距较小且具有走滑性质的断层。它们与北东向纵断裂一起形成了本区“纵横交叉”的构造格局。横断裂沟通油源,引导油气侧向运移;纵断裂连接不同时代输导层和不整合,进行垂向调整和分配,从而构成了一个复杂的油气运聚体系。纵、横断裂交汇之处是油气运聚的优势部位,是油气勘探的重点靶区。

准噶尔盆地腹部侏罗系原油勘探前景探讨

准噶尔盆地腹部地区长期以来以二叠系原油的勘探与研究为主。本文在总结本区现已发现侏罗系典型原油地球化学特征的基础上,通过混源油人工配比模拟实验揭示了侏罗系与二叠系原油在混合过程中的典型生物标志物变化特点,提出判识混源油组成的可能标志。据此标准,查清了研究区现有侏罗系原油和油砂的分布特点,再结合侏罗系烃源岩的分布情况,认为本区侏罗系原油可望具有良好的勘探前景,应重视对其勘探和研究。

准噶尔盆地腹部二叠系混源油油源组成与聚集特征研究

准噶尔盆地腹部地区原油普遍混源,为确定混源油的油源组成,本文尝试选取代表不同端元的单一油源原油的样品,进行人工配比混合模拟实验,发现原油饱和烃馏分C20-C21-C23三环萜烷的峰形会随不同油源原油的混合比例而有规律地变化.据此,以本区邻近盆1井西生烃凹陷的莫索湾和莫北油田为例,研究了混源油的聚集特征,结果表明,在近生烃凹陷区,晚期生成的下乌尔禾组生源油所占比例较高,而在远生烃凹陷地区,早期生成的风城组生源油所占比例较高,后期下乌尔禾组原油对前期风城组原油的"推动"作用以及发生在"推动"过程中的混源效应和次生变化,是准噶尔盆地腹部地区原油聚集过程中的重要特征.

风化作用对高演化黑色岩系有机质影响因素分析——以塔里木盆地柯坪地区玉尔吐斯组为例

通过对塔里木盆地柯坪地区东二沟剖面下寒武统玉尔吐斯组不同风化程度岩石样品的有机地球化学、扫描电镜和能谱分析,探讨了风化作用对岩石有机质特征的影响。结果表明:风化作用越强,有机碳丰度越低、生烃潜力越差,黑色页岩样品中的有机碳和氯仿沥青"A"含量的最大风化丢失量在95%以上,硅质岩风化丢失量小于50%。气候、暴露地表时间等因素是岩石发生风化作用的主要外部因素;矿物组成和有机质赋存方式是影响风化程度的重要内部因素,有机质以游离态形式赋存在高演化页岩中更易发生化学风化而丢失。因此,不能仅根据野外剖面烃源岩样品现今地化特征来进行烃源岩评价和油气资源量评价,而应考虑风化作用的影响。

混源油定量判析方法研究新进展

混源油人工配比模拟实验是目前最常使用的定量判识混源油气烃源组成比例的方法。首先总结其一般步骤,提出了该方法应用过程中存在的4个问题:端元油成熟度差异导致生物标志物参数非线性变化、高演化或强降解条件下混源油常规生物标志物参数失效、复杂地质条件下端元样品难以获得、多元混源条件下实验流程及地球化学指标变化规律复杂。在此基础上,结合最新研究进展,提出了针对这4个问题的研究对策:生物标志物定量法、筛选特殊生物标志物、多元数理统计学方法、采用计算机软件协助处理数据法。最后,重点介绍了使用多元数理统计学方法定量判析混源比例的基本方法和原理,指出应用该方法,可以在不知道端元样品、不进行混源实验的情况下,直接计算混源油气中端元的数量、组成和贡献比例,该方法在研究复杂地质条件下混源油气比例时具有特别作用。

塔河油田混源油地球化学及多元数理统计学对比研究

混源油的定量判识是当前石油地质地球化学研究的热点与难点。以塔里木盆地塔河油田奥陶系中聚集的混源油为典型研究实例,通过地质地球化学与数理统计学相结合的方法,探索了定量研究混源油的方法,取得良好效果。原油地球化学研究结果表明,塔河油田原油普遍混源,并表现出多期充注特征,早期充注原油遭受了生物降解,因此目前原油中的轻烃、链状烃、规则甾烷等生物标志物主要反映的是后期充注原油的特征,不能很好地指示早期充注原油。据此,选择受生物降解影响相对较小的三环萜烷和藿烷定量数据,采用多元数理统计学交替最小二乘算法进行了原油成因研究,综合分析后认为现今混源油中可划分出4个端元,其中端元1和2可能主要代表了中上奥陶统烃源岩的贡献,而端元3和4则可能主要代表了寒武系烃源岩的贡献。塔河主体区以寒武系原油聚集为主,而外围地区则以中上奥陶统原油聚集为主,并且在整个塔河油田,总体上以寒武系原油的贡献比例相对最高。这一综合对比研究表明,多元数理统计学方法在混源油的比例计算、端元分析等方面具有重要作用,是对传统地球地球化方法研究的有效补充,值得推广应用,此外,研究认识还为区域油气勘探提供了新的参考信息。

加拿大西加盆地露天开采油砂资源评价方法

露天开采是当前油砂开采的主要类型之一,本文从资源评价的角度,分析了适合露天开采油砂矿的资源评价方法和关键参数获取方法,分析解读加拿大政府制定的规范,为加拿大露天开采油砂矿项目评价和战略投资提供决策参考,以供国内同类项目参考。结果表明,含油率法和含油饱和度法是露天开采油砂资源评价的较好的方法,涉及到的含油率、含油饱和度等关键参数可通过实验测定、测井解释等方法获取;针对露天开采过程中效率与效益的平衡问题,加拿大政府出台了相应的规范,从最低含油率、最小矿层厚度、最大TV/BIP值等方面对作业者可以/必须获取的油砂资源进行了限定,这也从法律的角度对露天开采油砂的资源评价做出了限制。

塔河油田原油沥青质包裹烃地球化学特征及油源判识

为解决塔里木盆地塔河油田的油源争议问题,选择该油田主体区TK772井原油,对原油和沥青质温和氧化产物包裹烃的地球化学特征进行了对比研究。结果表明,沥青质包裹烃具有正构烷烃偶碳优势、姥植比低、C_(29)藿烷/C_(30)藿烷低、C_(35)藿烷/C_(34)藿烷低、成熟度低、Ts/(Ts+Tm)高和伽马蜡烷指数高等特点,说明其母源形成于局限台地、高盐度、强还原、水体分层的蒸发岩环境,代表了塔河油田最早期充注原油的特征。而TK772井原油的饱和烃生物标志化合物特征则与沥青质包裹烃明显不同,反映其母源形成于水体开阔、盐度较低的碳酸盐岩沉积环境,代表了塔河油田主体区多数原油的特征。根据这些新的地球化学证据,结合前人关于塔北地区烃源岩分布与沉积相关系的研究结果,认为塔河油田存在3期成藏,第一期是寒武系台内凹陷蒸发岩烃源岩的贡献,第二期是上奥陶统碳酸盐岩烃源岩的贡献,第三期是塔河外围晚期高熟轻质油充注。

中国南方海相优质烃源岩超显微有机岩石学与生排烃潜力

通过选取中国南方不同层系优质烃源岩样品,综合运用全岩X-衍射、扫描电镜+能谱及生排烃模拟实验方法,对南方海相优质烃源岩矿物组成特征、有机质与矿物组成关系、有机质赋存形式、成烃生物及生排烃特征进行了研究。结果表明,海相优质烃源岩中石英、方解石、白云石等矿物主要是生物成因或与生物成因有关,烃源岩残余有机碳含量与石英含量具有正相关性,而与粘土矿物含量呈负相关。分析认为,南方海相优质烃源岩有机质主要有3种赋存状态:①有机质多与硅质相伴生,是南方海相优质烃源岩中最重要的赋存形式;②有机质与钙质相伴生,是部分二叠系优质钙质烃源岩的主要赋存形式;③有机质与粘土相伴生或被片状粘土颗粒包裹与硅质及钙质生屑一起共生,有机质赋存主要受沉积环境、沉积相控制。海相优质烃源岩成烃生物主要有藻类、底栖生物和菌类3种,同一烃源岩层位样品中往往含有"多重母质"分布。模拟实验表明,浮游藻类的生烃潜力与Ⅰ型干酪根生烃潜力相当,底栖藻类生烃潜力与Ⅱ型干酪根生烃潜力相当。富有机质硅质或钙质超微薄层容易使早期重质油排出,可以形成巨型重质油藏;而片状粘土之间包裹的有机质很难使早期生成的稠油排出,则形成轻质油气藏。

南方海相优质页岩的成烃生物研究

在以往海相优质烃源岩研究的基础上,利用扫描电镜结合能谱元素分析方法对优质页岩进行成分、成烃生物、形成环境和生烃潜力等综合研究,认为海相优质页岩成烃生物主要有3种类型:1)浮游藻类,包括硅质鱼鳞藻、疑源类(硅质光面球藻、原始硅藻及有机小刺藻等)、蓝藻类(钙质色球藻等)及钙质塔斯马尼亚藻等;2)底栖生物,包括硅质(或钡质或铁质等)藻席、硅质藻孢子囊、硅质藻丝体残片、硅质海绵及原始线叶植物(含粘土)等;3)菌类,包括钙质真菌菌丝(含有机质)、硅质细菌(含有机质)、硫细菌(可不含有机质)、铁细菌(含有机质)及纳米钙质细菌等。通过对不同层位成烃生物组合特征结合能谱元素数据,初步分析了优质页岩形成时的水体环境。现代藻类热压模拟实验和含单一成烃生物的实际油页岩样品热解实验研究表明,浮游藻类相当于Ⅰ型干酪根生烃潜力,底栖藻类相当于Ⅱ型干酪根生烃潜力。

北美典型混合页岩油系统特征及其启示

北美Williston盆地Bakken组属典型的混合页岩油系统。笔者系统剖析了Bakken组混合页岩油系统富有机质层段和贫有机质层段的地质与地球化学、物性与裂缝发育以及页岩油特征,揭示了页岩油"甜点"主要受高含轻质油的富有机质成熟页岩、异常压力、微裂缝以及贫有机质层的白云石化作用共同控制,同时由于贫有机质层具有相对高的孔隙度、渗透率以及低的吸附量,因此可认为其是混合型页岩油系统中的主要产层。这对目前我国东部陆相页岩油勘探效果不佳的因素分析具有重要启示。把页岩油勘探目标层仅仅聚焦于富有机质泥页岩层段是勘探效果欠佳的主观因素;而富有机质泥页岩层段天然微裂缝发育局限、滞留油主要赋存在有机质中、热演化程度偏低使滞留油较重以及湖相Ⅰ型烃源岩生成的油含蜡量高等因素,是导致可采的页岩油量十分有限的客观因素。为此,针对我国东部湖盆页岩油的勘探,建议:加强成熟富有机质层系中贫有机质碳酸盐岩或粉砂、细砂岩薄夹层的精细评价与勘探;加强成熟富有机质泥页岩层段裂缝型页岩油的评价与勘探。

优质烃源岩成烃生物与生烃能力动态评价

在海相优质烃源岩常规有机地球化学分析的基础上,综合利用仿真地层热压模拟实验与超显微有机岩石学等新技术对优质烃源岩不同成烃生物生烃潜力进行分析。结果表明:我国下古生界高过成熟海相优质烃源岩目前能够识别的成烃生物主要由底栖生物(或底栖藻类)及菌类(真菌类和细菌)组成,干酪根类型主要为Ⅱ型,这些海相优质烃源岩的原始生烃能力相当于Ⅱ型干酪根,其中底栖藻类相当于Ⅱ1型,真菌细菌类一般相当于Ⅱ2型;其次为浮游生物,生烃潜力与Ⅰ型干酪根相当。优质烃源岩中浮游藻类和底栖藻类在不同成熟阶段的生油能力不同,在高成熟—过成熟阶段生气潜力及其与原油裂解生烃的相对贡献也有差异。因此,下古生界高成熟度烃源岩需要根据不同类型的成烃生物或干酪根类型在各成熟阶段的生油、生气能力进行动态地评价。不同成烃生物生烃潜力研究不仅对常规油气勘探而且对非常规油气勘探也具有重要的借鉴意义。

页岩油探井现场地质评价实验流程与技术进展

页岩油勘探钻完井过程中需要及时对页岩含油性及页岩油的可动性进行快速评价,而已有的现场评价技术主要适用于常规砂岩储层,难于满足页岩非均质性描述的需求,迫切需要建立针对性的实验技术序列。根据页岩油探井现场快速地质评价客观需求,结合实验仪器的客观技术指标,提出了现场实验项目、取样保存和实验技术流程,并开展了现场技术方法实验和应用研究,研制磁流体变密度岩石总体积测试装置,解决了易松散形变页岩难于取柱塞样而无法及时获取物性参数的难题,建立了无固定形状页岩物性分析技术;采用液氮冷冻密闭粉碎制样技术避免轻烃损失,岩石热解分析数据更为真实;优化现场测试项目之间以及现场和实验室分析项目之间的衔接,实验支撑更为高效。新技术在江汉盆地潜江组、济阳坳陷沙河街组和鄂尔多斯盆地延长组七段应用效果显著,为陆相页岩油勘探快速地质评价提供了科学依据。同时也需要指出,中国目前页岩油勘探现场实验技术还不完善,还没有相应的规范标准,下一步攻关方向应该是,在完善现场实验技术和应用技术的基础上,形成规范的方法技术体系,搭建页岩油勘探快速地质评价技术平台。

油气储层自生高岭石发育特点及其对物性的影响

以准噶尔盆地腹部侏罗系砂岩油气储层为例,在野外与岩芯观测的基础之上,通过显微和扫描电镜鉴定,并结合粉末X射线衍射和电子探针成分分析,发现有大量自生高岭石发育于储层长石溶蚀后的孔隙中,可以很少或大量原地沉淀,使得储层物性变好或变差。这些自生高岭石是含油气酸性流体与砂岩中碱性长石发生水岩反应的产物,在油源断裂附近的中粒-中粗粒砂岩层中,含油气流体活动强度大、渗流速度较高,高岭石易于迁移至别处,储层物性得到改善,反之高岭石则倾向于原地沉淀,储层物性变差。

鄂尔多斯盆地西南部彬长区块三叠系延长组7段3亚段页岩油勘探前景探讨

为探讨鄂尔多斯盆地西南部彬长区块三叠系延长组7段3亚段(简称长73亚段)页岩油勘探前景,在对B-1井取心段岩心系统观察描述基础上,结合白光和荧光岩心图像扫描等资料,依据典型样品的热解、多温阶热释(解)和有机岩石学分析结果,系统评价了长73亚段典型岩性的含油性及其赋存形式。研究结果表明:长73亚段取心段主体是一套优质烃源层系,处于主生油窗早期阶段,黑色纹层状页岩、层状泥岩含油性好但以束缚油为主,油饱和指数OSI平均为45 mg/g(n=116),含油级别主要属中含油,不具页岩油潜力;灰褐色纹层状、薄层状及块状凝灰岩、凝灰质(泥质)粉砂岩夹层含油性好,并以游离油为主,有运移油贡献,主要赋存于微裂缝与碎屑矿物的粒间孔和粒缘缝中,油饱和指数OSI平均为200 mg/g(n=28),具有页岩油潜力。彬长区块伊陕斜坡范围区长73亚段褐灰色凝灰岩、凝灰质(泥质)粉砂岩夹层是页岩勘探的有利层段,具有一定页岩油勘探前景。

塔河油田奥陶系油藏成藏期次研究

塔河油田奥陶系油藏的成藏期次长期以来争议较大,有两期、三期、多期之争,对成藏期次认识上的差异必然导致对其烃源岩层位认识上的不同,从而给油气勘探带来一定程度的不确定性。经过多年的多学科联合攻关,采用国际上最先进的单体包裹体成分分析技术,从不同期次单个油包裹体中提取出其地球化学特征信息,直接获得了塔河油田东南部两期充注原油的有机成分信息,研究表明塔河油田东南部奥陶系油藏主要为两期成藏,第一期油包裹体以发黄色—褐色荧光、芳烃组分相对饱和烃含量高、正构烷烃分布完整(nC11-nC30)、轻烃缺失等为特点,成熟度较低,为早期运移产物;第二期油包裹体以发蓝色—蓝白色荧光、饱和烃组分相对芳烃含量高、正构烷烃分布较窄(nC8-nC28)、轻烃完整等为特点,成熟度较高,为晚期轻质原油充注的特征。结合古温度、古压力模拟,混源油比例判识研究,对不同期次原油充注的时间以及贡献作了初步探讨,这对塔河油田主力烃源岩的再认识以及进一步的勘探具有重要指导意义。

不同类型优质烃源岩生排油气模式

利用地层孔隙异常压力热模拟实验分别对硅质型、钙质型与粘土型优质烃源岩进行分析,生排油气模拟结果表明:(1)成熟早中期硅质型优质烃源岩排油量与排油效率最高,早期主要以重质油排出为主,排油效率高达50%左右;钙质型优质烃源岩次之,排烃效率一般在30%左右;粘土型优质烃源岩排油效率一般只有4%～11%。(2)在成熟中晚期,硅质型优质烃源岩排油效率最高,但是钙质型烃源岩增加迅速达65%,粘土型烃源岩增加不明显。(3)成熟晚期—高成熟阶段,硅质型和钙质型优质烃源岩排油效率变化不明显,而粘土型烃源岩排油效率则从20%迅速增加到90%。硅质型、钙质型和粘土型优质烃源岩生排油气模式之间最大的差异是它们在成熟早中期排油效率和排油量不同。

页岩油可动性分子地球化学评价方法——以济阳坳陷页岩油为例

目前,对于页岩油的可动性评价还没有规范的方法和标准,常使用热解S_1、S_1/w(TOC)及中值孔喉半径等多参数的组合并结合勘探开发实际来进行综合表征,相关地质解释理论依据相对缺乏。通过对济阳坳陷页岩油岩心样品的实验分析及研究,利用页岩油分子组成与页岩含油性及页岩油赋存空间的耦合关系,建立了表征页岩油可动性的分子地球化学评价参数模型。研究表明,当∑nC_(20^-)/∑nC_(21^+)比值小于1时,页岩孔喉中值半径一般大于20 nm,此时,热解S_1一般大于3 mg/g,S_1/w(TOC)>100 mg/g,且随S_1、S_1/w(TOC)及页岩孔喉中值半径的增大,∑nC_(20^-)/∑nC_(21^+)比值基本不变,反映了页岩孔喉半径达到一定级别后,喉道中大、小烃类分子扩散运动不受扩散能垒的影响,孔喉道中页岩油分子组成相对均质,页岩油可动性强;当∑nC_(20^-)/∑nC_(21^+)比值大于1时,页岩孔喉中值半径一般小于20 nm,此时热解S_1一般小于3 mg/g,S_1/w(TOC)<100 mg/g,且随S_1、S_1/w(TOC)及页岩孔喉中值半径的减少,∑nC_(20^-)/∑nC_(21^+)比值快速升高,反映了页岩孔喉半径小于一定级别后,大分子烃类组分在喉道中扩散运动受到扩散能垒的抑制,页岩油可动性差,易流动的主要是低分子量烃,此时页岩游离油含量也较低。济阳坳陷页岩油流动孔喉下限半径在20 nm左右。