页岩油微运移识别、评价及其石油地质意义

以准噶尔盆地玛湖凹陷下二叠统风城组页岩为例,综合岩心观察、测试分析、地质剖析和数值模拟等方法,识别页岩层系石油微运移现象,采用自主研发的排烃潜力法定量评价页岩油微运移烃量并进行了可靠性验证,指出页岩油微运移评价的石油地质意义。研究表明:页岩层系富有机质纹层和贫有机质纹层之间存在明显的页岩油微运移,富有机质纹层生烃能力强,生成烃类的重质组分优先与干酪根溶胀或吸附滞留,轻组分以游离态运移到与其互层的长英质或碳酸盐贫有机质纹层富集;玛页1井风城组69%的页岩存在外来运移烃的充注,31%的页岩发生了排烃作用。综合基于地质色层效应的族组分、二维核磁共振以及无机锰元素在烃类运移过程中的地球化学行为等分析,验证了微运移评价结果的可靠性;微运移是连接页岩层系各个油气聚集要素的桥梁,贯穿页岩油从生成、排出到富集的全过程,影响页岩油的含量和组分。页岩油微运移识别与评价结果,将为揭示页岩油动态差异富集机制、建立页岩“多级生油高峰”模式提供新视角。

深层—超深层海相碳酸盐岩成储成藏机理与油气藏开发方法研究进展

基于钻井、地震、测井、测试以及实验分析等新资料,针对中西部叠合盆地深层—超深层海相碳酸盐岩层系成储、成藏和油气藏高效开发面临的关键科学问题开展持续攻关。研究表明:(1)断裂主导形成的储集体和古老层系白云岩储层是深层—超深层海相碳酸盐岩两类重要的储层;以断裂为主导形成的规模储集体,根据成因可进一步分为3种类型:断裂活动过程中构造破裂形成的缝洞储集体、致密碳酸盐岩受断裂和流体双重改造形成的储集体与早期丘滩等高能相带受断裂和流体改造形成的储层;优势丘滩相、早期白云石化和溶蚀、酸性流体环境、膏盐岩封盖和超压是优质白云岩储层形成和保持的关键。(2)中国中西部叠合盆地海相碳酸盐岩层系富有机质页岩主要发育于被动陆缘深水陆棚、碳酸盐缓坡等环境中,构造-热体制是控制深层—超深层油气藏赋存相态的重要因素,改造型动力场控制中西部叠合盆地深层—超深层海相碳酸盐岩油气成藏与分布。(3)普光等高含硫酸性气田开发过程中硫析出堵塞井筒,采用井筒溶硫剂配合连续油管解硫堵效果明显;基于沉积模拟的双重介质建模数模一体化技术可以精细刻画水侵前缘空间展布及变化,并据此提出气井全生命周期调、排、堵控水对策。(4)超深断控缝洞油气藏开发过程中,储层应力敏感,渗透率随压力下降而显著降低,产量递减较快;凝析气藏相态变化快,压降显著影响凝析油采出程度;据此提出“注水+注天然气”重力驱油藏开发方法和“高注低采”天然气驱凝析气藏开发方法;采用分层次约束、逐级地质建模和流-固-热耦合的复合介质数值模拟有效提高了油气藏开发生产动态模拟的预测精度。

全油气系统理论基本原理

通过阐释全油气系统基本原理,并阐明全油气系统的结构,进而揭示常规油气—致密油气—页岩油气序列成藏规律以及全油气系统成藏模式与成藏机理;此外,阐述了页岩油气-致密油气储层地质模型、流动模型与开发生产机理,并给出了进一步的研究方向。研究表明:(1)全油气系统的主要结构包括3类流体动力场、3种油气藏与油气资源,以及两种成藏作用。常规油气—致密油气—页岩油气具有形成时间和空间分布的有序性、基于成因机理的序列合理性,表现出“序列成藏”的地质规律。(2)全油气系统成藏模式可以分为“碎屑岩盆地成藏模式”与“碳酸盐岩盆地(层系)成藏模式”两类。非常规油气的聚集成藏是一种“自封闭成藏”,油气自封闭作用的微观来源是分子间作用力(范德华力)。(3)非常规油气生产实践证实,页岩油气-致密油气储层地质模型、流动模型与开发生产机理是一个全新的领域,极为复杂,有待进一步研究。页岩油气一定是中国油气资源中最重要的资源接替。(4)进一步研究方向包括:碳酸盐岩盆地全油气系统特征及复合盆地演化源储耦合规律;页岩油气与致密油气运移、成藏与开发生产的流动机理;深层超深层页岩油气、致密油气和煤层气油气地质特征与富集规律;全油气系统油气资源评价与新一代盆地模拟技术;地球系统—地球有机岩与化石能源系统—全油气系统研究。

储层矿物润湿性的测量方法综述

储集岩的润湿性对孔隙中流体的分布与流动至关重要,关系到油气田提高采收率措施的选择及其实施效果,由于地下油气储层中矿物成分复杂、流体组成多样,目前尚无统一的储层岩石润湿性测量标准,根据油藏的具体条件选择合适的润湿性测量方法对石油开采至关重要。基于此,从物理实验与数值模拟两方面详细讨论了国内外目前使用较广且最新的测量岩石润湿性的方法,针对这些方法的原理、优缺点及适用条件进行总结,并对润湿性测量方法进行了展望。该研究有助于优选适用的润湿性测量方法,可为提高储层中岩石润湿性表征的准确性提供借鉴。

Identification and evaluation of shale oil micromigration and its petroleum geological significance

Taking the Lower Permian Fengcheng Formation shale in Mahu Sag of Junggar Basin,NW China,as an example,core observation,test analysis,geological analysis and numerical simulation were applied to identify the shale oil micro-migration phenomenon.The hydrocarbon micro-migration in shale oil was quantitatively evaluated and verified by a self-created hydrocarbon expulsion potential method,and the petroleum geological significance of shale oil micro-migration evaluation was determined.Results show that significant micro-migration can be recognized between the organic-rich lamina and organic-poor lamina.The organic-rich lamina has strong hydrocarbon generation ability.The heavy components of hydrocarbon preferentially retained by kerogen swelling or adsorption,while the light components of hydrocarbon were migrated and accumulated to the interbedded felsic or carbonate organic-poor laminae as free oil.About 69% of the Fengcheng Formation shale samples in Well MY1 exhibit hydrocarbon charging phenomenon,while 31% of those exhibit hydrocarbon expulsion phenomenon.The reliability of the micro-migration evaluation results was verified by combining the group components based on the geochromatography effect,two-dimension nuclear magnetic resonance analysis,and the geochemical behavior of inorganic manganese elements in the process of hydrocarbon migration.Micro-migration is a bridge connecting the hydrocarbon accumulation elements in shale formations,which reflects the whole process of shale oil generation,expulsion and accumulation,and controls the content and composition of shale oil.The identification and evaluation of shale oil micro-migration will provide new perspectives for dynamically differential enrichment mechanism of shale oil and establishing a“multi-peak model in oil generation”of shale.

页岩干酪根平均分子结构模型的构建方法

页岩中的主要有机成分是干酪根。一个真实的干酪根分子结构模型是利用分子动力学研究页岩有机质微观性质的基础。前人多建立二维干酪根模型,对三维干酪根结构模型的建立较少。因此,很有必要介绍一种建立页岩干酪根的三维分子结构模型的详细步骤。笔者等基于构建出的南堡页岩干酪根的二维分子结构模型,利用分子动力学模拟的手段,根据干酪根的密度.

Research advances on the mechanisms of reservoir formation and hydrocarbon accumulation and the oil and gas development methods of deep and ultra-deep marine carbonates

Based on the new data of drilling, seismic, logging, test and experiments, the key scientific problems in reservoir formation, hydrocarbon accumulation and efficient oil and gas development methods of deep and ultra-deep marine carbonate strata in the central and western superimposed basin in China have been continuously studied.(1) The fault-controlled carbonate reservoir and the ancient dolomite reservoir are two important types of reservoirs in the deep and ultra-deep marine carbonates. According to the formation origin, the large-scale fault-controlled reservoir can be further divided into three types:fracture-cavity reservoir formed by tectonic rupture, fault and fluid-controlled reservoir, and shoal and mound reservoir modified by fault and fluid. The Sinian microbial dolomites are developed in the aragonite-dolomite sea. The predominant mound-shoal facies, early dolomitization and dissolution, acidic fluid environment, anhydrite capping and overpressure are the key factors for the formation and preservation of high-quality dolomite reservoirs.(2) The organic-rich shale of the marine carbonate strata in the superimposed basins of central and western China are mainly developed in the sedimentary environments of deep-water shelf of passive continental margin and carbonate ramp. The tectonic-thermal system is the important factor controlling the hydrocarbon phase in deep and ultra-deep reservoirs, and the reformed dynamic field controls oil and gas accumulation and distribution in deep and ultra-deep marine carbonates.(3) During the development of high-sulfur gas fields such as Puguang, sulfur precipitation blocks the wellbore. The application of sulfur solvent combined with coiled tubing has a significant effect on removing sulfur blockage. The integrated technology of dual-medium modeling and numerical simulation based on sedimentary simulation can accurately characterize the spatial distribution and changes of the water invasion front.Afterward, water control strategies for the entire life cycle of gas wells are proposed, including flow rate management, water drainage and plugging.(4) In the development of ultra-deep fault-controlled fractured-cavity reservoirs, well production declines rapidly due to the permeability reduction, which is a consequence of reservoir stress-sensitivity. The rapid phase change in condensate gas reservoir and pressure decline significantly affect the recovery of condensate oil. Innovative development methods such as gravity drive through water and natural gas injection, and natural gas drive through top injection and bottom production for ultra-deep fault-controlled condensate gas reservoirs are proposed. By adopting the hierarchical geological modeling and the fluid-solid-thermal coupled numerical simulation, the accuracy of producing performance prediction in oil and gas reservoirs has been effectively improved.

Basic principles of the whole petroleum system

This paper expounds the basic principles and structures of the whole petroleum system to reveal the pattern of conventional oil/gas-tight oil/gas-shale oil/gas sequential accumulation and the hydrocarbon accumulation models and mechanisms of the whole petroleum system.It delineates the geological model,flow model,and production mechanism of shale and tight reservoirs,and proposes future research orientations.The main structure of the whole petroleum system includes three fluid dynamic fields,three types of oil and gas reservoirs/resources,and two types of reservoir-forming processes.Conventional oil/gas,tight oil/gas,and shale oil/gas are orderly in generation time and spatial distribution,and sequentially rational in genetic mechanism,showing the pattern of sequential accumulation.The whole petroleum system involves two categories of hydrocarbon accumulation models:hydrocarbon accumulation in the detrital basin and hydrocarbon accumulation in the carbonate basin/formation.The accumulation of unconventional oil/gas is self-containment,which is microscopically driven by the intermolecular force(van der Waals force).The unconventional oil/gas production has proved that the geological model,flow model,and production mechanism of shale and tight reservoirs represent a new and complex field that needs further study.Shale oil/gas must be the most important resource replacement for oil and gas resources of China.Future research efforts include:(1)the characteristics of the whole petroleum system in carbonate basins and the source-reservoir coupling patterns in the evolution of composite basins;(2)flow mechanisms in migration,accumulation,and production of shale oil/gas and tight oil/gas;(3)geological characteristics and enrichment of deep and ultra-deep shale oil/gas,tight oil/gas and coalbed methane;(4)resource evaluation and new generation of basin simulation technology of the whole petroleum system;(5)research on earth system-earth organic rock and fossil fuel system-whole petroleum system.

鄂尔多斯盆地上古生界全油气系统成藏特征与天然气富集地质模式

通过对鄂尔多斯盆地上古生界烃源岩、生储盖组合和天然气成藏特征的分析,从全油气系统的角度,讨论天然气成藏富集主控因素,建立该盆地上古生界全油气系统天然气富集模式。结果表明,烃源岩、断裂和致密储集层等要素及其相互耦合关系对天然气分布和富集具有控制作用,其中,烃源岩的分布和生烃能力控制源内滞留页岩气和致密气的富集程度和分布范围;烃源岩的生烃能力与致密储集层的物性耦合关系控制盆地中心近源致密气的分布和甜点发育;盆地边缘远源致密气主要受断裂展布的控制,并且使得源内、近源和远源天然气分布受断裂调整改造。鄂尔多斯盆地上古生界天然气具有源内的煤层气与页岩气、致密砂岩夹层气和近源致密天然气、远源断裂输导天然气4种富集模式,目前盆地勘探的重点是源内致密气、近源致密气,未来煤层和页岩气、远源天然气聚集将是重要的潜在勘探领域。

陆相断陷咸化湖盆有机质差异富集因素探讨——以东濮凹陷古近系沙三段泥页岩为例

我国中、新生代陆相断陷咸化湖盆广泛发育含盐泥页岩,蕴藏着大量页岩油资源。页岩油“甜点”发育与有机质富集密切相关,但含盐泥页岩有机质差异富集主控因素研究相对较少,且存在争议。以渤海湾盆地东濮凹陷为例,针对古近系沙三段泥页岩取芯,开展总有机碳(TOC)、扫描电镜、能谱分析以及主量、微量和稀土元素分析,探讨泥页岩的有机质丰度与古气候、古盐度、沉积速率、古生产力和氧化还原条件的关系。结果表明:沙三段泥页岩的有机质富集主要受控于古生产力、古盐度和沉积速率。古生产力越大,有机质富集程度越高;随古盐度和沉积速率升高,有机质富集程度先增大后减小。氧化还原条件对有机质富集的影响不大,这与泥页岩整体发育于缺氧的还原条件有关。只有在高的古生产力、适当的古盐度和适当的沉积速率背景下,方才利于沉积有机质富集。泥页岩的有机质差异富集是非常规油气沉积学研究的重要内容之一,揭示有机质差异富集主控因素,对我国陆相页岩油勘探开发具有重要意义。

中国深层和超深层碳酸盐岩油气藏形成分布的基本特征与动力机制及发展方向

随着油气资源对外依赖度加大,中国的油气勘探已经拓展到深层和超深层领域,并相继在中西部盆地发现了塔河、普光、安岳、靖边、顺北等一批大型油气田,展示出广阔的勘探前景。中国已探明的深层和超深层碳酸盐岩油气藏特征与全球的有很大差异,经典的油气地质理论指导这类油气田勘探遇到了前所未有的重大挑战,需要完善和发展。通过调研和比较全球已探明的碳酸盐岩和砂岩油气藏地质特征,发现它们的油气来源条件、油气藏形成条件、成藏动力、演化过程特征等类同;同时,发现碳酸盐岩和砂岩油气藏的矿物组成、孔隙度和渗透率随埋深变化特征、孔渗结构特征、储层物性下限、油气藏类型等有着很大不同。中国深层和超深层碳酸盐岩油气藏与全球的相比较具有五方面差异:地层年代更老、埋藏深度更大、白云岩储层比率更大、天然气资源比率更高、储层孔渗关系更乱。中国已经发现的深层碳酸盐岩油气藏成因类型可以归为五种:沉积型高孔高渗油气藏、压实成岩型低孔低渗油气藏、结晶成岩型低孔低渗油气藏、流体改造型高孔低渗油气藏、应力改造型低孔高渗油气藏;它们形成的动力学机制分别与地层沉积和浮力主导的油气运移作用、地层压实和非浮力主导的油气运移作用、成岩结晶和非浮力主导的油气运移作用、流体改造介质和浮力主导的油气运移作用、应力改造和浮力主导的油气运移作用等密切相关。中国深层和超深层碳酸盐岩油气藏勘探发展的有利领域和油气藏类型主要有三个:一是低热流盆地浮力成藏下限之上自由动力场形成的高孔高渗常规油气藏;二是构造变动频繁的叠合盆地内外应力和内部流体活动改造而形成的缝洞复合型油气藏;三是构造稳定盆地内局限动力场形成的广泛致密连续型非常规油气藏。改造类非常规致密碳酸盐岩油气藏是中国含油气盆地深层和超深层油气资源的主要类型:它们叠加了早期形成的常规油气藏特征,又具有自身广泛连续分布的非常规特征,还经受了后期构造变动的改造;复杂的分布特征,致密的介质条件和高温高压环境使得这类油气资源勘探开发难度大、成本高。

断裂调整型致密砂岩气藏成藏过程模拟与成藏模式

鄂尔多斯盆地边缘致密气勘探起步较晚,但突破明显,以东北缘临兴地区上古生界致密气为典型代表。但相较于盆地内部而言,盆地边缘地质条件复杂,受断裂调整改造的致密气藏成藏过程和成藏机理尚待系统揭示。基于对临兴地区致密气层分布特征剖析、储层流体包裹体特征分析以及盆地埋藏—热演化史模拟等,恢复了盆地边缘断裂调整型致密砂岩气的成藏过程并阐明了成藏模式。研究区致密气层在源内、近源及远源3套成藏组合中表现出差异分布特征:源内成藏组合气层个数最少,近源成藏组合气层数量居中,远源成藏组合气层个数最多;近源气层厚度最小,源内气层厚度居中,远源气层厚度最大。流体包裹体主要赋存于石英颗粒的微裂隙中,少量赋存于方解石胶结物和石英次生加大边中。流体包裹体均一温度分布范围很广,为81.7~180℃,这可能与紫金山岩浆侵入对烃源岩热历史产生影响有关。研究区天然气充注成藏分两个阶段,在成藏早期由于断裂和裂缝不发育,天然气以源内充注为主、近源充注为辅;到成藏中后期,伴随紫金山岩浆侵入产生大量断层和裂缝,天然气优先沿断层和裂缝充注到近源和远源储层中,而对源内储层的贡献相对较少。总体而言,断裂调整型致密气藏成藏过程受断层和裂缝控制作用明显,断层起到“气泵”的作用,因此,在盆地边缘致密气勘探中,要高度重视断层和裂缝的研究。

课外学术活动视域下提升研究生创新能力的实践探究——以自由学术报告会为例

课外学术活动具有开放性和科学性,可作为研究生创新能力培育模式的一种重要补充。在当前研究生教育培养过程中,仍存在学生缺少质疑精神、探索精神和实践精神等问题,中国石油大学(北京)自由学术报告会以课外学术活动形式引导学生独立思考、推动学生广泛调研、鼓励学生深入探究,对于提升研究生创新能力具有独特优势和价值。

塔北及周缘地区奥陶系碳酸盐岩烃源岩生-残-排烃特征

塔里木盆地塔北及周缘地区奥陶系碳酸盐岩作为有效烃源岩已成为学者们的共识,然而,对碳酸盐岩烃源岩生、残、排烃特征及贡献研究相对较为薄弱。本文通过研究区21口井测井、热模拟参数等数据分析,应用地质地球化学统计分析与数值模拟相结合的方法,分析了生-残-排烃特征,并阐明了不同演化阶段排烃相态特征和排烃量贡献。结果表明:奥陶系碳酸盐岩烃源岩生烃中心位于顺托果勒-顺南缓坡,烃源岩以水溶相、油溶相、扩散相和游离相多种相态的综合排烃,不同相态排烃比例分别为6.5%、0.4%、9.8%和83.3%。结合研究区优势运移通道及优质储层分布区域,顺托果勒低隆起-顺南缓坡断裂展布区以及沙西凸起南部-顺北缓坡带等地区可作为下一步的重点勘探地区。

论非常规油气成藏机理:油气自封闭作用与分子间作用力

非常规油气的成功开发大幅增加了全球油气资源、推动了全球油气产量增长,同时对经典石油天然气地质学理论形成了重大突破。常规油气成藏机理是以圈闭富集保存油气及浮力成藏为核心的,非常规油气则是以连续性聚集和非浮力成藏为特征。研究揭示,非常规油气成藏机理的核心是油气自封闭作用,其动力是分子间作用力。依据分子间作用力表现和相应自封闭作用,可将非常规油气成藏机制分为3类:①以大分子黏滞力和缩合力为主的稠油和沥青;②以毛管压力和分子吸附力为主的致密油气、页岩油气和煤层气;③以分子间笼合作用为主的天然气水合物。论文详细论述了5种类型非常规油气成藏自封闭作用特征、边界条件及地质实例,和分子间作用力的基本原理与数学表征。该项研究将深化对非常规油气成藏机理的理解,提升中国对非常规油气资源的预测评价能力,并有助于提高对非常规油气开发生产机理和潜在生产能力的认识。

渤海湾盆地东濮凹陷沙三段泥页岩储层孔隙微观特征及其对油气滞留的意义

结合基础地化特征,对渤海湾盆地沙三段泥页岩进行XRD全岩矿物测试、镜下薄片鉴定和扫描电镜观察、低温氮气吸附实验,分析泥页岩储层孔隙空间的微观结构特征,并在此基础上研究沙三段泥页岩储集空间发育的影响因素,阐述孔隙发育对泥页岩油气富集的意义。结果表明:东濮凹陷沙三段泥页岩可划分为粉砂质泥页岩、灰质泥页岩和膏质泥页岩,其地化特征非均质性很强,显示出油气在沙三段泥页岩中的富集特征十分复杂。沙三段泥页岩中发育有粒间孔隙、粒内孔隙、有机孔及裂缝,不同岩性中的主要孔隙类型及孔隙分布存在差异。低压氮气吸附实验显示出沙三段泥页岩孔径分布体系可分为微孔主导、大孔主导和多孔径共控3种孔隙结构。沉积作用及成岩作用对沙三段泥页岩孔隙网络的发育均有影响,沉积环境为不同类型孔隙在各个岩性中的发育奠定基础,成岩作用在泥页岩埋藏过程中对孔隙网络起改造作用,大孔隙和微裂缝为液态烃及游离气的主要富集场所,微孔及介孔能够为吸附气提供吸附位,溶解气对于页岩油的开发具有重要意义。

南堡凹陷中深层碎屑岩储集层成岩演化特征及成因机制

基于矿物学和岩石学资料,对渤海湾盆地南堡凹陷古近系沙河街组储集层性质、成岩作用特征与演化进行了分析,利用多元回归分析定量表征了优质储集层形成的主控因素,揭示了中深层优质砂岩储集层的成因机制。研究表明,南堡凹陷中深层碎屑岩优质储集层的发育主要受控于沉积微相、溶蚀作用和刚性颗粒含量,南堡凹陷不同构造带沙河街组优质储集层成因机制差异明显。南部3号构造沙河街组一段属于低孔、中高渗储集层,整体处于中成岩A2亚段,其优质储集层的形成主要得益于抗压实保孔作用,溶蚀增孔作用为辅。高尚堡构造沙河街组三段整体属于致密储集层,处于中成岩A1亚段,其致密砂岩储集层有利勘探区发育主要受控于溶蚀增孔作用。本研究为渤海湾断陷盆地深层碎屑岩储集层评价与勘探部署研究提供了借鉴,从优质储集层发育的角度认为东部地区深层碎屑岩勘探仍然具有很大潜力。

普光地区深层碳酸盐岩气藏主控因素及有利区预测

普光地区深层海相地层是川东北地区重点勘探目标,现已发现普光、大湾等6个含油气区块,勘探前景较好,但随着多口探井连续失利,亟需加强对普光地区气藏特征及成藏条件的重新认识。为此,利用测井、地震、岩心描述、分析测试等资料对普光地区气藏类型及其主控因素进行分析。结果表明:研究区发育背斜类、背斜-岩性类、断层-岩性类3种气藏类型。气藏发育主要受4种因素控制,烃源岩有机质丰度高,生气强度大,生气范围广;镶边台地沉积环境下,储层主要发育生屑、鲕粒等白云岩,储集类型以孔隙型、孔隙-裂缝型、孔洞型为主,物性较好(平均孔隙度为8.20%,平均渗透率为79.50 mD);盖层岩性以膏盐岩为主,膏盐岩平均厚度在290 m以上,分布范围广;5条北东向大型断裂及多条北西向断裂构成普光地区油气运移的主要疏导体系。在此基础上,划分出4类成藏有利区,最有利区位于普光、毛坝、大湾区块。该研究可对普光地区深层碳酸盐岩油气下一步勘探开发提供理论指导和技术支持。

利用泥岩声波时差预测地层压力方法优选

含油气盆地深层油气资源丰富,超压发育带往往是深层油气勘探的有利目标,但目前对深层地层压力预测方法的选择还存在误区。针对以上问题,利用平衡深度法、Eaton法和Zhang法对东濮凹陷柳屯洼陷濮深18-8井进行单井地层压力预测。研究结果表明:3种方法计算的地层压力与实测深层地层压力数值相差不大,但平衡深度法计算的地层压力显示3 000m以下地层均发育超压;而Eaton法和Zhang法计算结果显示3 000 m以下共发育3套超压层系,与地层声波时差演化规律相一致。造成3种预测方法结果差异主要因素为选取模型和数据处理方法不同。该研究可准确预测深层地层压力,对该区下一步深层油气藏勘探具有一定的指导意义。

松辽盆地青一段常规与非常规油气资源评价

计算源外排烃量和源内残留烃量是油气资源评价中不可缺少的工作,而据此获得的常规和非常规油气烃量是评价2种油气资源的指标。分析了松辽盆地青一段烃源岩基本特征,并根据排烃门限理论利用生烃潜力法确定了烃源岩生排烃特征,结合烃源岩的面积、厚度、密度等进行积分计算得到了源外排烃量和源内残留烃量,结果表明:松辽盆地青一段烃源岩排烃门限为0.7%,最大生烃潜力指数为2 000 mg/g,最大排烃率为1 525 mg/g,源外排烃量为2 165×10~8 t,源内残留烃量为1 102×10~8 t。再根据松辽盆地浮力成藏下限理论,确定松辽盆地青一段源外常规油气排烃量为618×10~8 t,源外非常规致密油气排烃量1 547×10~8 t,源内非常规残留烃量为1 102×10~8 t。综合分析认为,松辽盆地青一段常规与非常规油气资源较为丰富,2种类型油气烃量占比约为1:5,因此非常规油气资源更为丰富。