原油裂解气资源评价的理论技术创新与评价应用——以四川盆地震旦系—寒武系为例

四川盆地震旦系—寒武系天然气资源丰富。近年来,在四川盆地川中古隆起和北部斜坡区先后获得了两个万亿级大气区的重大发现。为了明确该领域天然气的资源规模以及未来的勘探方向和创建一套切实可行的原油裂解气资源量的评估方法,本次研究基于该区天然气为古油藏原油裂解的基本认识,按照干酪根生油,再到古油藏裂解生气的技术路线对原油裂解气的资源量进行计算。应用成因法,采用PetroMod 3D盆地模拟软件,输入地层等厚图、岩相古地理图、烃源岩综合评价图、剥蚀量展布图以及生油动力学参数图版,建立整个盆地的三维地质模型,并切分为5个区块分别计算生油量,然后探讨了石油运聚系数、石油裂解率、天然气散失率以及寒武系石油运移的分配系数,并创建了天然气散失系数计算公式。在以上基础上,恢复了盆地及5个构造单元的生油史,并明确了古油藏形成的关键时刻,最终得到全盆地震旦系—寒武系常规天然气资源量为13.43×10^(12)m^(3),其中寒武系为5.43×10^(12)m^(3),震旦系为8.0×10^(12)m^(3)。并指出除了川中地区以外,川南和川东具有巨大的勘探潜力,尤其是位于川南地区德阳—安岳裂陷槽两侧的台缘带和台内颗粒滩是下一步勘探的现实领域。本次研究在理论创新和勘探实践中都具有重要意义。

塔里木盆地东部地区古生界原油裂解气成藏历史分析——以英南2气藏为例

近年来,在塔里木盆地东部烃源岩高—过成熟区的油气勘探获得重大发现,已在几口井中获得工业气流或油气显示,位于英吉苏凹陷中部英南构造带上的英南2气藏就是其中一个颇具代表性的重要气藏。对其油气的成因和成藏历史的研究引起了地质学家和地球化学家的广泛兴趣。英南2气藏中的天然气属富氮湿气,甲烷和乙烷的稳定碳同位素组成分别在-38.6‰～-36.2‰和-30.9‰～-34.7‰之间。与众多塔里木盆地海相油型气的比较发现,该气藏天然气明显具有成熟度偏高的海相成因的特点。通过对其伴生的凝析油分子标志物的研究可以断定,凝析油不可能来源于浅部的中侏罗统煤系地层,而是与下古生界的寒武系—下奥陶统海相地层密切相关。不过,随之而来的问题是,寒武系—下奥陶统海相烃源岩层目前已经过成熟[Re(等效镜质体反射率)=3%～4%]。从其埋藏史和成熟演化史来看:由于中晚奥陶世的急剧沉降和高古地温,在加里东晚期短短的20Ma(458～438Ma)内,古地温从90℃急剧升高到210℃,以致"生油窗"经历的时间只有10Ma左右,尚未来得及充分排油就已迅速转入生气阶段;现今生油气潜力已很低。再从流体包裹体均一化温度与埋藏—生烃史的数据来看,英南2气藏形成于最近10Ma;而现今寒武系—下奥陶统烃源层不可能直接向气藏提供干燥系数仅0.

柯克亚地区原油裂解气的地质—地球化学特征

对柯克亚地区原油和天然气的地球化学特征分析表明:原油和天然气的成熟度相对较高,均处于裂解气的成熟阶段;原油中存在着丰富的金刚烷,缺少含氮化合物,与在国外发现的裂解气共生的原油有相似之处;随着油层深度的增加,天然气中甲烷的含量依次增多。认为柯克亚地区天然气主要为原油裂解气,原油裂解作用是该区天然气的主要成因之一。

海相干酪根与原油裂解气甲烷生成及碳同位素分馏的差异研究

利用封闭金管高压釜体系对海相原油和成熟干酪根进行了热解生气实验,获取了两类裂解气的组分和甲烷碳同位素数据,对比研究了两类母质在生气机理上的差异,并借助碳同位素分馏动力学参数讨论了甲烷碳同位素分馏的异同点。结果表明,原油裂解气富含C_(2-5)重烃,其后期裂解是甲烷的重要来源;而干酪根裂解气中C_(2-5)的含量较低,其后期裂解对干酪根甲烷气的贡献较小。这是两类甲烷气体生成的最大差异之一。两类裂解气甲烷碳同位素都有随着热解温度增高,碳同位素值先变轻再变重的特点,但原油裂解气甲烷碳同位素的最小值对应的温度较高;在相同热解温度下,干酪根裂解气甲烷碳同位素值要重于原油裂解气甲烷碳同位素值,这与后者前系物经过多次碳同位素分馏有关。因此,生气机理的差异是造成同位素分馏差异的根本原因,两类甲烷气体碳同位素分馏动力学参数的差异也是有成因意义的。

四川盆地原油裂解气的有利地温场分布及其演化特征

为了确定四川盆地原油裂解气的有利分布区,利用镜质体反射率古温标重建了四川盆地的热演化史,分析了四川盆地下三叠统飞仙关组原油裂解的有利地温场分布范围及其演化特征。结果表明:四川盆地各构造单元自三叠纪以来的热流演化是不一致的,川东北地区热流在地质历史时期最低,川中地区热流也较低,而川西北和川西地区热流演化最高,这种差异与青藏高原隆升及峨眉山玄武岩地幔柱有关;四川盆地在二叠纪时期热流明显高于其他时期,但高热流持续时间较短,这主要受岩浆侵入的影响;四川盆地飞仙关组原油裂解气的有利地温分布区是不断变化的,侏罗纪末期其几乎遍及整个四川盆地,白垩纪末期其范围缩小,古近纪末期其收缩至川西和川中部分地区,现今范围则最小,主要分布在川西部分地区;控制原油裂解气分布区的主要因素是古地温场,尤其是地温最高时期的地温场,而与现今地温场的关系并不密切。

原油裂解气在天然气勘探中的意义

从油气生成理论和古油藏演化过程的讨论中引申出原油裂解气的问题。一般所说的原油裂解气主要是指古油藏演化中的原油裂解气 ,油藏中的原油由于后期深埋 ,必然发生裂解而形成天然气和沥青。这种原油裂解气只有在特定的地质条件下才能形成 ,如塔里木盆地巴楚隆起的和田河气田的天然气 ,主要是由于构造运动使早期形成的油藏埋藏很深导致原油裂解的产物。塔北隆起东部桑塔木断垒带的天然气与和田河气田的天然气同是源自寒武系烃源岩 ,但桑塔木天然气主要为干酪根裂解气 ,而和田河天然气主要为原油裂解气 ,因此二者在天然气组成和天然气组分碳同位素特征上存在差异 ,如虽然二者成熟度一致 ,但和田河气田天然气的非烃气体含量高于桑塔木天然气 ,其甲烷碳同位素值则比桑塔木天然气的轻。对于古油藏而言 ,原油裂解既对油藏起破坏作用 ,同时又可形成天然气藏的特殊气源。图 6参 1

原油裂解气与干酪根裂解气差异实验研究

对取自渤海湾盆地东营凹陷的一块湖相未成熟I型烃源岩,应用分步裂解生烃、抽提与族组分分离、配分的实验方法,获得了同一母质来源的合成油(S-油)和似干酪根(P-干酪根)样品。应用黄金管限定体系,对2个样品进行生烃热模拟实验,测定2类热解气体的成分与碳同位素值。研究结果表明,2类气体性质明显不同。与P-干酪根相比,S-油裂解气具有以下特点:在裂解早期阶段,C2-C5重烃含量高,湿度大;C1-C3气体碳同位素轻,两者差值最大可达10‰(C1),14‰(C2)和9‰(C3);(δ13C2-δ13C3)值较大,受成熟度影响大。在实验条件下获得的(δ13C2-δ13C3)-δ13C1和(δ13 C2-δ13 C3)-ln(C2/C3)图解能有效区分这2类裂解气。本研究成果为地质条件下原油裂解气与干酪根裂解气的判别提供了理论指南。

原油裂解气的地球化学特征、形成条件与资源评价——以塔里木盆地台盆区为例

根据模拟实验所揭示的原油裂解气和干酪根裂解气化学组成地球化学特征,结合塔里木盆地实际气藏天然气化学组成的剖析,证明塔里木盆地台盆区确实存在两种C2/C3与C1/C2、C2/C3与C1/C3、C2/C3与100×C1/(C1-C5)分布关系不同的天然气,认为C2/C3与C1/C2、C2/C3与C1/C3、C2/C3与100×C1/(C1-C5)关系图版可作为区分原油裂解气和干酪根裂解气的有效图版;原油裂解气藏所在地区的石油地质条件的分析表明,原油裂解气的分布大多与深大断裂或断距较大的断层有关,且古油藏埋深较大;利用正演法和反演估算法对原油裂解气资源量进行计算,得出C2/C3与C1/C2、C2/C3与C1/C3、C2/C3与100×C1/(C1-C5)可以用来判定原油裂解气和干酪根裂解气在天然气中所占的比例,并以此确定了台盆区主要气藏天然气混合比例。

干酪根裂解气和原油裂解气的成因判识方法

天然气既可来源于干酪根的裂解气 ,也可来源于原油的裂解气。对于腐泥型有机质 ,绝大部分天然气是来自源岩生成的原油裂解气 ,只有部分来自干酪根的裂解气 ,因此天然气气源研究不仅要指出来自哪套源岩 ,还需指出它的成因 ,尤其是高演化地区天然气气源研究。该文以塔里木盆地海相腐泥型天然气为例 ,根据天然气组成ln(C2 /C3)与 (δ1 3C2 -δ1 3C3)以及甲烷碳同位素特征判识其成因。塔北地区的干气主要为干酪根晚期裂解气 。

原油裂解气的形成、鉴别与运移研究综述

在综合国内外原油裂解气研究成果的基础上,对原油裂解气的形成模式、形成机制及动力学过程、原油裂解气的金属催化作用、天然气的运移分馏作用、原油裂解气的鉴别指标和我国台盆区原油裂解气藏的成因进行了系统的总结,通过此总结并对当前原油裂解气理论研究、勘探进展进行了一些探讨。

原油裂解气和干酪根裂解气的判识

中国中西部的叠合盆地中,下古生界海相烃源岩已达高过成熟阶段,但却发现大量与之有关的原油裂解气.因此,如何区分原油裂解气和干酪根裂解气,成了一个亟需解决的问题.从天然气组分和轻烃组分切入,应用ln(C2/C3)-ln(C1/C2)判识模式及δ13C2-δ13C3与ln(C2/C3)判识模式认为四川盆地川东地区石炭系气藏为原油裂解气,而塔里木盆地轮南断垒和中部斜坡的气藏为干酪根裂解气.根据对典型干酪根和原油裂解气的分析,结合热模拟分析结果,提出了3项轻烃判识原油裂解气和干酪根裂解气界限值指标.

原油裂解气影响因素及判识

在国内外最近几年的大量的研究成果的基础上对比讨论了原油裂解气与干酪根裂解气的成因判识问题及温度、压力、黏土矿物、无机盐类等对原油裂解的影响,通过总结对当前裂解气的研究现状得出了一些看法和认识,指出了使用传统判识指标进行成因判识以及讨论裂解程度所需要注意的一些问题、提出对不同赋存状态下原油裂解气研究的一些建议。

硫对原油裂解气组成及碳同位素组成的影响

应用封闭金管-高压釜体系，对取自新疆塔里木轮古地区基本不含硫的轮古原油样品、原油加元素硫以及原油加正丙硫醇组合分别进行系列性热模拟实验；通过对比各个系列的产物产率特征及碳同位素组成特征，研究硫对原油裂解产物及烃类气体碳同位素组成的影响。结果显示，无论是硫元素还是有机硫化合物的加入，总体上轻微抑制了甲烷等烃类气体的生成，并促使H：和CO：等非烃类气体产量的增加；同时，加入的元素硫与有机硫化合物的量对反应产物的组成也有明显的影响。硫的加入对烃类气体碳同位素组成影响显著，使低温阶段生成的烃类气体碳同位素变重；尤以有机硫化合物的影响最为显著，与原油本身裂解烃类气体碳同位素相比，其对甲烷碳同位素的影响差值高达7‰，而对乙烷及丙烷碳同位素组成的影响差值也达到5‰。此外，硫对原油裂解产物组成的影响明显与硫元素的化学状态有关，有机硫化合物参与裂解反应的机理与元素硫明显不同。

如何判别干酪根裂解气与原油裂解气

过去的天然气成因研究只是指出天然气是属于腐泥型、腐殖型还是混合型。但是天然气既可来源于干酪根裂解气,也可来源于原油(包括胶质和沥青质)的裂解气,而对于腐泥型有机质,天然气绝大部分是来自于干酪根先期生成的原油的裂解气,只有少部分天然气来自于干酪根的裂解。因此,对于母质类型好的有机质。

中国原油裂解气勘探前景

在全球已探明的能源储备中,原油裂解气占据重要地位,众多学者及专家对裂解气的开发勘探高度重视。在中国现阶段总探明的能源储量中,原油裂解气和干酪根裂解气所占比例超过四分之一,文章总结分析前人研究,对国内原油裂解气的勘探现状与前景进行总结,对勘探工作的部署有重要意义。

柴达木盆地东坪地区原油裂解气的发现及成藏模式

柴达木盆地东坪地区发现了中国陆上地质储量最大的基岩气田——东坪气田,其天然气来源于侏罗系高成熟—过成熟阶段的裂解气,但深层裂解气藏的成因较为复杂,特别是在东坪气田以西的坪西和尖顶山构造带,由于不发育侏罗系,新发现的基岩气藏来源不明,影响了深层天然气的勘探认识。利用天然气组分和同位素分析数据,结合东坪地区地质特征对深层裂解气开展分析,建立了天然气的成藏模式。研究表明,东坪地区深层基岩气藏具有原油裂解气,基岩储层中发育沥青包裹体,表明该地区发育古油藏裂解气。柴达木盆地北缘的侏罗系烃源岩以湖相泥岩为主,有机质丰度高、类型好,经历了长期的深埋过程,具备形成原油裂解气的物质基础和温度条件。东坪地区深层基岩气藏的成藏具有早期充油、后期高温裂解、晚期调整的特征。东坪地区原油裂解气的发现拓展了柴达木盆地北缘天然气的勘探领域,对深化柴达木盆地深层天然气勘探具有重要指导意义。

原油裂解气和干酪根裂解气的地球化学研究(Ⅱ)—原油裂解气和干酪根裂解气的区分方法

有关原油裂解气和干酪根裂解气的区分问题,以往的研究中主要采用了Behar等和Pinzhofer等的研究成果,即C2/C3比值在干酪根的初次裂解气中基本是一个常数,C1/C2逐渐增加,而在原油裂解生气过程中C2/C3迅速增加,C1/C2保持相对稳定.模拟实验的研究表明,无论是原油还是干酪根,在其裂解生气过程中,随热力条件的增加,C2/C3,C1/C2,C1/C3均会增加;比较而言,C2/C3受天然气来源类型的影响相对较小,主要反映天然气的成熟度特征.当C2/C3约为2,C2/iC4约等于10时,对应的Ro值约为1.5%~1.6%.而C1/C2,C1/C3则明显受来源特征的影响.在C2/C3接近的条件下,原油裂解气的C1/C2,C1/C3值明显低于干酪根裂解气,且其干燥系数也相应较低.这一认识与以往的区分方法在理论上存在较大差异.实例分析表明,运用上述基本观点,可有效解决原油裂解气和干酪根裂解气的区分问题.

论普光原油裂解气藏的动力学和热力学模拟方法与结果

论文以原油裂解气的动力学实验数据为基础，热力学模拟中提出油气藏多阶段模拟和流体超压泄漏与静水压力平衡再封闭的理论模型，应用PVTsim软件模拟计算了普光气藏不同地质历史阶段的流体压力变化曲线，及其对油气藏散失和保存的影响。模拟计算结果表明：在175～157Ma油藏阶段的压力为25．2～49．8MPa；在154～142Ma油气藏阶段的压力为54．6～150．64MPa，并在后期压力系数大于2．4时，发生流体泄漏，泄漏流体约为当时油气藏总量的22．89％时，达到与静水压力平衡再封闭的压力为62．13MPa；在141～132Ma主要为湿气裂解阶段，压力由68．2MPa增加到170．9MPa时，压力系数大于2．4，发生第二次超压泄漏，泄漏流体约为32．7％，达到与静水压力平衡再封闭的压力为70．1MPa；在130～96Ma为气藏进一步埋深阶段，裂解气增加很少，压力主要受温度增加而增加到86．62MPa；由90Ma抬升至当前，气藏压力因温度降低而降低到56．9～61．0MPa；油裂解气藏在以上超压泄漏中的总散失率约为50．33％，总保存率约为49．67％。论文中PVTsim模拟油裂解气产生的超压现象，已由储层样品中发现捕获压力达155～165MPa的高密度超临界甲烷包裹体所证实；模拟地质历史中油裂解气藏压力演变的最终结果也与当前普光气藏的PVT资料比较相似。

海相原油裂解生气实验产物的物质平衡计算:一个基于储层固体沥青分析的原油裂解气资源量预测模型

原油裂解气在中国高-过成熟地区的天然气资源中举足轻重,对其资源量的有效预测和评估是勘探决策的关键.通过高压封闭体系原油裂解模拟实验,对海相原油裂解生成的气、液、固三相产物(总气体、残余液烃、固态焦沥青)进行定量分析,在实验数据和生烃动力学计算的基础上,回归拟合出原油裂解过程中气、液、固态产物产率变化的相关关系式.据此建立了从储层固体沥青入手的、适合原油裂解成因天然气资源量的预测模型,并建立了基于质量守恒原理的验证公式.从实验基础和实际应用两个方面讨论了预测模型的影响因素及应用条件.该模型的提出,将为中国高-过成熟海相碳酸盐岩地区天然气资源评价和古油藏恢复提供新的思路和启发,可望具有较好的应用价值.

塔东地区下古生界原油裂解气资源评价

通过系统测定塔东地区下古生界烃源层和储层中的固体沥青含量,进而估算了原油裂解气资源量。整体来看,塔东地区下古生界原始烃源岩曾具有巨大的生烃潜力,并且曾生成过大量原油。在区块上,单位面积固体沥青含量由西向东依次增高;在层位上,中寒武统(烃源层)含固体沥青最多;在期次上,以较早期生成的固体沥青为主,较晚期生成的固体沥青为次;在赋存空间(储集层与烃源层)上,绝大部分(87%)固体沥青均停留在烃源层中,储集层中固体沥青仅占固体沥青总量的13%。裂解生气量、裂解气资源量和固体沥青含量是密切相关的,它们的分布特征也与固体沥青相同,考虑固体沥青的形成期次,遴选适宜的聚集系数,最终计算塔东地区下古生界裂解气资源量为(2.18～4.37)×1012m3,表明塔东地区下古生界具有较好的天然气勘探潜力。