储层介质环境对原油裂解生气影响的实验研究

采用封闭黄金管高压釜体系,在恒温(365℃)、恒压(50 MPa)条件下模拟不同储层介质环境下原油的裂解生气过程。实验结果表明:(1)在模拟实验条件下,水、矿物基质对原油裂解具有促进作用,使得气体产率有所提高,其中气态烃产率大约提高1倍,H2、CO2产率也有所提高;(2)硫酸镁溶液的存在可导致原油热解体系发生明显的硫酸盐热化学还原反应(TSR),产生大量H2S气体,同时烃类气体产率也有大幅提高,气体干燥系数明显增大;气体碳同位素数据表明TSR反应使甲烷、乙烷、丙烷相对富集13C;(3)一定量氯化钠溶液的存在会促进TSR反应,使得气态烃与非烃产率明显提高,同时造成烃类气体碳同位素组成的偏重(富集13C),乙烷的增重尤其明显,最大变化可达4‰。因此,储层介质环境对原油裂解具有显著的影响,在利用气体化学和同位素组成对原油裂解气进行研究时需要考虑储层介质环境可能存在的影响。

四川盆地蓬莱—中江地区震旦系灯影组二段成藏特征

通过钻井、岩心、测录井及地震资料的综合分析,系统研究了四川盆地蓬莱—中江地区震旦系灯影组二段气藏的成藏特征。研究结果表明:(1)四川盆地灯影组沉积期,随着海水侵入,古陆多被淹没或侵蚀夷平,盆地逐渐演变为碳酸盐岩台地。灯二上亚段沉积期,川中北斜坡蓬莱—中江地区以发育台地边缘滩相和台地边缘丘相为特色,并可细分为滩核、滩缘、滩间海、丘核、丘缘、丘间海6种亚相,是储层发育的有利相带。(2)研究区灯二上亚段储层以藻云岩、藻砂屑云岩为主要储集岩,发育残余粒间孔+粒间溶孔型、粒内溶孔+藻格架孔型、裂缝型与孔洞型4种类型的储层,储层厚度分布特征与沉积相分布特征较吻合,位于台地边缘丘滩核的储层累积厚度大。(3)研究区灯二上亚段气藏的天然气主要来源于筇竹寺组烃源岩,烃源岩厚度大、有机碳含量及热演化程度高,气藏具备较好的烃源条件和封盖条件,具有“上生下储上盖”和“旁生侧储上盖”2种较好的生-储-盖配置关系。(4)研究区油气充注主要发生于三叠纪—白垩纪,为多期“准连续”型,灯二上亚段气藏主要经历了奥陶纪—志留纪古油气藏聚集阶段、志留纪—石炭纪古油藏破坏阶段、二叠纪—三叠纪再次生烃成油藏阶段和三叠纪—侏罗纪原油裂解生气阶段。

川东北长兴-飞仙关组原油裂解型气藏成藏史分析

采用储层流体包裹体、固体沥青有机岩石学与^13C—NMR（CP／MAS）谱分析，结合盆地模拟技术，对川东北普光地区油气成藏历史进行了分析．根据固体沥青包裹体特征、储层固体沥青双反射和高芳碳率特征，证实了川东北长兴．飞仙关组储层固体沥青的为高演化阶段的原油裂解形成的焦沥青，天然气具有原油裂解成因．通过单井热史、生烃史的盆地模拟，结合流体包裹体均一化温度及构造演化历史分析，本人认为川东北飞仙关组天然气藏经历了三期的油气充注过程：第一期油气充注发生于185～180Ma的早侏罗世中晚期，主要是下志留统烃源岩的大量生烃，对应包裹体均一化温度在80～110℃，代表了燕山早期阶段初始油藏的形成过程：第二期油气充注在165～138Ma，代表了燕山中期快速沉降阶段二叠系烃源岩大量生油阶段的油气充注过程，对应充注温度在120—155℃；第三期油气充注发生在110-65Ma，主要代表了储层原油裂解生气过程，对应充注温度160—210℃．喜马拉雅期的调整改造造就了现今气田的分布面貌．

四川盆地高石梯—磨溪地区下寒武统筇竹寺组生烃增压定量评价

生烃增压是油气运移的主要动力,目前对其机制的研究逐渐向定量化方向发展。四川盆地中部高石梯—磨溪地区下寒武统筇竹寺组烃源岩经历了晚二叠世末到中侏罗世末的生油阶段、中侏罗世末到早白垩世初的原油裂解生气阶段和后期干酪根生气阶段。考虑到岩石的整体压缩系数和原油组分特征,建立了适用于腐泥型干酪根连续生烃的增压模型。由生油增压模型计算,筇竹寺组晚二叠世末到三叠纪末,生油初期阶段,超压缓慢增大;早侏罗世初到中侏罗世初期,进入生油窗阶段,超压快速累积,压力系数最大约为2.4;中侏罗世初期到中侏罗世末期,生油作用结束,超压程度略有降低。由原油裂解生气增压模型计算,中侏罗世末期到早白垩世初期,在原油裂解生气过程中,筇竹寺组烃源岩发生幕式排烃,超压程度先增大后减小,最终保持平衡,压力系数约为2.2。除有机质类型、有机质丰度和热史背景外,烃源岩的封闭条件和原油组分是影响生烃增压的主要因素。封闭性越好,烃源岩生油阶段产生的超压越大,烃源岩内的含油饱和度越高。生成的原油含硫量越低,油气转化率越高,压力增大程度越大。

裂陷湖盆深层烃类赋存相态极限的动力学过程分析——以渤海湾盆地歧口凹陷为例

为适应东部盆地向深层—超深层勘探的需求,通过歧口凹陷沙河街组典型原油的裂解生气模拟实验,采用原油裂解生烃动力学特征研究深层烃类流体相态变化规律。结果表明:原油裂解气生烃动力学可以方便地研究地质条件下原油裂解程度,进而判断地下油气相态的理论深度极限。在固定频率因子A=10^(14)S^(-1)前提下,渤海湾盆地歧口凹陷沙河街组原油裂解成C_1—C_5的活化能分布在250~270kJ/mol之间,平均活化能E_0=255.47kJ/mol,高于海相原油的245kJ/mol(59kCal/mol)。在同等升温速率条件下,其裂解生气路径与西部海相原油存在明显差异。以歧口凹陷地层沉积埋藏史确定的热史路径进行动力计算结果显示,歧口凹陷深层单一液相原油存在的理论深度极限为5 700m,凝析油气存在的理论深度极限为6 700m。结合歧北次凹和滨海具体地质条件进行油气藏相态演变过程分析,结果表明:在实际地质条件下,干酪根的裂解生气和更深部气源的充注气侵,使得原有油藏提前达到极高的气油比,纯液相原油提前消失。油气运移到浅部过程中受温—压条件的变化,导致了油气的分异和相态转换。温度和时间决定的生烃效应是深层油气相态的内因,在具体分析单个油藏相态时,不仅要考虑油气来源、组成、油气成藏过程,尤其还要注意后期构造活动造成的油气调整改造,这些是后期油气相态分异转化的外因。