加强油源岩沉积成岩成油模拟实验研究

干酪根热降解生油学说源于油页岩高温热解生成“人造石油”的生产实践,其理论内涵是凡富含干酪根的岩石,经高温热解后其所含的干酪根都可以生成“人造石油”。应用该学说的高温热解实验方法,可以评价油页岩的品质及其热解生成“人造石油”的潜力,因此仅适用于油页岩的评价研究。但该学说的倡导者却认为油页岩和油源岩都是能生成石油的岩石,如果埋藏较浅时就称为油页岩,如果埋藏较深时就是油源岩,因此干酪根热降解生油学说同样适用于油源岩。这种观点并没有被美欧等国家所认可,但遗憾的是,在改革开放之初不甚了解国外同行对该学说如何评价的情况下,中国的石油地质家不仅全盘接受了该学说,而且推广应用了40多年。为彻底改变这种被动局面,唯一可行的就是通过油源岩沉积成岩成油模拟实验,研究油源岩中可溶有机质的生油问题和评价方法。

含油岩屑处理和资源利用的研究进展

本文介绍了国内外油基钻屑的管理办法,总结了各类油基钻屑的处理技术,分析了各类技术的原理、优缺点和应用情况,提出了未来资源化利用的新方法,指出油基钻屑的高效降解和高值利用是研究重点,未来处理技术的发展方向是实现可持续发展。

北羌塘坳陷南部胜利河油浸白云岩

北羌塘坳陷南部胜利河上游出露油浸白云岩,层位为中侏罗统布曲组上部,近水平产状,下伏TOC含量高的黑色泥页岩。油浸白云岩呈灰黑色,原岩为生物碎屑灰岩,经历了白云岩化作用;表面覆盖烟灰状沥青,内含易于挥发的轻质油;地表样品含油率为765×10^(-6),远高于南羌塘坳陷隆鄂尼—昂达尔错古油藏地表出露的白云岩油砂(含油率(12~236)×10^(-6))。胜利河油浸白云岩裂隙发育,孔隙度为6.49%、渗透率为3.81 mD,属于羌塘盆地有利储层。油气地球化学及油源对比结果显示,胜利河油浸白云岩原油来源于中下侏罗统富有机质泥页岩。胜利河油浸白云岩对北羌塘坳陷油气勘查评价具有重要指示意义。

低渗透储层油/水/岩相互作用机制及离子匹配提高采收率方法

低渗透储层常规水驱后残余油以分散状态附着在储层岩石表面,提高驱油效率的难点是破除或减弱吸附力剥离残余油膜。通过光电子能谱分析(XPS)试验方法定量评价离子交换/吸附及差异,通过石英晶体微天平(QCM-D)方法精确测定原油中特征极性组分在岩石表面吸/脱附量,通过原子力显微镜方法定量测量油膜在岩石表面的黏附力和油膜厚度,提出通过离子匹配和离子交换提高水驱油效率的新方法,并以吉林Q60储层为例进行驱油试验和现场先导试验。结果表明:岩石表面的Ca^(2+)与水溶液中的Na^(+)可发生大幅度离子交换,高岭石、绿泥石、石英3种矿物表面离子交换作用更加明显;通过离子交换作用后,带有—COOH、—C_(6)H_(5)和—CH_(3)极性官能团的沥青质分子(C_(5)Pe、BisA、PAP)在亲水、疏水岩石表面的脱附量均有增加;相同质量分数情况下溶液、原油与岩石表面的界面张力从小到大的顺序是NaCl溶液、Na_(2)SO_(4)溶液、CaCl_(2)溶液;Na^(+)等一价离子和Ca^(2+)等二价离子交换作用后,岩石表面水膜厚度增加,油膜厚度减小,可以实现油膜的有效剥离。通过调整Q60储层注入水离子组成,室内驱油试验表明,驱油效率可提高10%以上,现场先导试验取得初步效果,验证离子匹配水驱提高采收率机制,有望为低渗透油藏的增产提供新的途径。

《中国陆相油源岩生油理论及模拟实验技术》出版

近日,中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所“成烃机理与烃源评价”团队撰写的专著《中国陆相油源岩生油理论及模拟实验技术》由石油工业出版社出版。该书以有机地球化学思维方法为指导,对中国典型陆相含油盆地油源岩特征和不同地质时代油源岩进行对比分析,以中国陆相盆地的实际资料,对中国陆相油源岩生油理论的诸多问题重新思考,重塑有机地球化学思维方法和模拟实验技术。

纳木错西岸白云岩的时代修订及油浸现象发现的意义

班戈县保吉地区纳木错湖西岸的白云岩地层以往划分为下白垩统郎山组,笔者根据在其中最新发现的Ellisonia agordina,Hadrodontina anceps和Pachycladina cf.obliqua等早三叠世牙形石化石,将其修订为木纠错组,并将木纠错组的时代延限从原始定义的晚二叠世修订为晚二叠世-早三叠世。该套白云岩地层里同时发现了油浸现象,油浸样品的初步测试结果为饱和烃含量34%,芳烃含量1.1%,非烃含量51%,沥青质含量13%。这一发现直接证明了保吉地区的木纠错组是含油气层系,说明了古格层系不再是潜在的油气沉积建造,而是具有现实生产价值的含油气层系。这一发现促使我们将古格层系进一步划分为上、下两个组合,晚二叠世-早三叠世的白云岩地层是古格层系下组合中的油气储集层。措勤盆地和南羌塘盆地晚二叠世-早三叠世处于碳酸盐岩局限台地环境,与阿拉伯半岛的北气田和华南的普光气田的沉积环境类同,具有形成大型油气区的地质背景。藏北地区晚二叠世-早三叠世白云岩除了局部出露外,大部分都埋藏在地下,保存条件较好,具有重大的油气勘探价值。措勤盆地和南羌塘盆地面积这么大,要想开展油气勘探和评价,就要找到一个突破口。纳木错西岸是理想的突破口。

碳酸盐岩油源岩有机质丰度分级评价标准

碳酸盐岩油源岩分级评价标准研究具有重要的理论和实际意义。以塔里木、渤海湾、鄂尔多斯盆地地质参数(地层、地史、热史)为例分别计算了不同地质条件下单位面积碳酸盐岩的生油量及源岩和围岩的残留油量,进而根据物质平衡原理(排油量=生油量-残油量)计算出排油量,以排油量为指标给出划分油源岩分级评价的标准,并计算出其对应的有机质丰度。模拟计算显示油源岩有机质丰度工业下限值TOCgy随源岩厚度的增加而减小;随成熟度的增加先减小后增加;随有机质类型(生烃潜力)的变好而减小,碳酸盐岩油源岩评价标准随地质条件的不同变化很大。建立了塔里木、渤海湾、鄂尔多斯盆地碳酸盐岩油源岩的分级评价表。经过分析综合,归纳出我国碳酸盐岩沉积区有机质类型为Ⅱ型的成熟油源岩"非、无效、差、中、好"各级对应的TOC界限值分别为"0.25、0.5、0.8、1.5"。

有效泥质油源岩有机碳丰度评价标准研究——以东营凹陷为例

烃源岩的孔隙度为其成烃空间,当烃源岩孔隙空间充满油时才能发生有效排油。依据渤海湾盆地东营凹陷有效泥质油源岩孔隙度与成熟度和密度之间关系模式,结合不同类型烃源岩热演化生油气过程中有机碳转化率,对东营凹陷有效泥质油源岩有机碳丰度评价标准进行了研究。结果表明,不同类型、不同成熟阶段的有效泥质油源岩,其有机碳丰度评价标准差异很大,其中Ⅰ,Ⅱ型有效泥质油源岩的总有机碳丰度最低下限值分别为2.01%和3.51%,残余有机碳丰度最低下限值分别为0.57%和2.07%。

论鄂尔多斯盆地长_7段优质油源岩在低渗透油气成藏富集中的主导作用:地质地球化学特征

鄂尔多斯盆地晚三叠世长7期发育了一套半深湖—深湖相优质油源岩,其有机质含量是延长组生油岩中最高的,这套油源岩分布面积达5×104km2,单层厚度一般为5～25m,累计厚度大都在10～50m之间,最厚可达80m以上。详细的有机地球化学分析资料表明,长7段优质油源岩形成于水体较深、盐度不高、水体分层不明显、还原的沉积环境,有机质来源以贫13C的湖生低等生物———藻类为主,干酪根类型为Ⅰ—Ⅱ1型,有机质丰度很高,残余有机碳含量一般为6%～14%,最高可达30%以上。并且有机质已达到成熟—高成熟演化阶段。油源岩相对较低的S1+S2含量、沥青“A”含量、饱/芳比值,说明其经过了强烈的排烃作用。这套优质油源岩的厘定对于在这一地区进一步开展石油勘探和深化认识低渗透储层的油藏成藏机理具有十分重要的意义。

基于事故统计分析的盐岩地下油/气储库风险评价

基于国外盐岩地下油气储备库曾发生过的重大事故的统计资料,采用风险矩阵法对盐岩储备库在建设和运营过程中的存在的重大风险进行了评价,分析了储备库重大事故的发生概率、风险等级、事故类型以及引发事故的主要原因,为我国盐岩储备库在建设和运营中的风险管理提供理论依据。研究结果表明,单个盐穴在建设和运营过程中发生重大事故的统计概率为1.51%,风险等级介于三级和四级之间,属于基本可接受的风险,但必须制定防范、监控措施;事故类型可分为油气渗漏、腔体失效和地表沉陷,其中油气渗漏事故的风险等级为三级,属于可接受风险,其他类型的事故风险等级均为二级,属于可容许风险;引发事故的原因主要是套管破损、蠕变过量和人为失误,其次还有地面装置损坏和盖层失效。

凝灰质岩生油岩的有机地球化学初步研究

在准噶尔盆地二叠系中确认了一种新型的生油岩——凝灰质岩.它含有较多典型的火山碎屑沉积,致密而坚硬.有机碳含量为1—3％,干酪根类型为Ⅰ型或Ⅱ型,具有很高的产烃能力.正烷烃的主峰在C_(17)—C_(20),富含类异戊二烯烷烃、甾烷含量高于萜烷,这都是藻类有机质的特征.用干酪根热降解出生物标志物进行了油源对比.已确认它是克拉玛依油田的油源层之一.盐酸释放出的晶包有机质中的甾.萜组成也证明它是有效的生油岩.

废弃油基钻井岩屑焚烧处理基础

废弃油基钻井岩屑是钻井过程中产生的固体废物,是含有矿物油、酚类化合物及重金属的复杂多相体系,已被列入国家危险废物名录。为了给废弃油基钻井岩屑资源化利用提供依据,实验研究了废弃油基钻井岩屑的含油率、含水率、高位热值、元素含量及焚烧特性。结果表明:废弃油基钻井岩屑的含渣率为74.006%,含油率为18.71%,高位热值为8 000~9 000 J/g,可以在不需要辅助燃料的条件下稳定燃烧;废弃油基钻井岩屑的总硫含量为5.30%,可燃物组分全硫含量的平均值为1.25%,氮含量也较低,因此燃烧产生的氮氧化物及硫氧化物气体的排放量不大;氯含量为0.3467%,产生二噁英机率较小;焚烧后的灰渣中重金属含量较低,可以回填利用。

论鄂尔多斯盆地长_7段优质油源岩在低渗透油气成藏富集中的主导作用——强生排烃特征及机理分析

依据长7段油页岩段优质油源岩的地球化学测试资料、生烃热模拟实验结果,结合盆地石油地质特征,探讨了长7段优质油源岩排烃特征与机理,计算排烃率。长7段优质油源岩的总有机碳累计产油率达400kg/t左右,其生烃膨胀增压作用为石油初次运移(排烃)提供了充足的动力。油源岩中的“干酪根网络系统”与“孔、缝系统”共同构成了石油初次运移的立体网络系统。连续油相是最主要的石油初次运移相态。油页岩段在大量成熟生油阶段之前经受的强烈压实作用不会明显影响其排烃效率,其较低的残留孔隙度降低了滞留烃的能力,反而有助于排烃率的提高(计算的平均排烃率高达72%),并使得优质油源岩能够提供富烃、低含水的“优质流体”,从而为低渗透储集层的石油富集创造了十分有利的条件。

藻类勃发——湖相油源岩形成的一种重要机制

浮游藻类是重要的湖相生油母质,本文以渤海湾盆地济阳拗陷早第三纪湖相生油岩为例,详细研究了其中藻类(主要是颗石藻和沟鞭藻)化石的分布特征,并通过与现代水体中藻类生产和沉积作用的比较,探讨了生油湖泊中藻类生产和沉积方式及其对油源岩形成所起的控制作用。结果显示,藻类勃发现象在早第三纪生油湖泊中相当普遍,而且贯穿于各类油源岩的形成过程,这类快速事件性沉积是湖相油源岩形成的一种重要机制。

塔里木盆地原油中二苯并噻吩的分布及主力油源岩类型判识

在塔北隆起大部分地区和塔中隆起发现的工业油气流具有与海相下古生界（奥陶系）油源岩相同的地球化学特征，且含有十分丰富的二苯并噻吩类有机硫化物。本文详细研究了世界各地若干典型海相碳酸盐岩和泥页岩来源油中二苯并噻吩（ＤＢＴｓ）的分布。发现新参数二苯并噻吩脱甲基指数（ＤＤＩ）和甲基重排指数（ＤＭＩ）受成熟度影响小，能有效地区分油源岩岩性。根据ＤＢＴｓ的相对含量和ＤＤＩ及ＤＭＩ指标判识，表明塔里木盆地下古生界原油主要来自碳酸盐岩，奥陶系广海陆棚台地相喑色泥晶灰岩是主力油源岩。这一认识将有助于确认主力油源区的分布，具有较大的勘探意义。

塔里木盆地库车坳陷中生界油源岩有机成熟度和生烃历史

库车坳陷存在上三叠统黄山街组(T3h)和中侏罗统恰克马克组(J2q)两套湖相油源岩,从三个方面研究了这两套油源岩现今成熟度分布及其在地质历史中的演化:一是对钻孔和露头剖面两套油源岩样品镜质组反射率实测分析;二是从中下侏罗统煤系源岩,特别是煤中镜质组反射率实测数据限定分别位于中下侏罗统(J1y和J2k)煤系地层上下的两套油源岩的有机成熟度;三是从地层分层数据和地温史对人工井(中)两套油源岩成熟度的模拟分析。库车坳陷黄山街组和恰克马克组露头剖面油源岩镜质组反射率自东向西总体上呈现明显的增高趋势,在东部基本上处于临界成熟—成熟阶段,而西部则处于凝析油—湿气阶段或干气阶段。库车坳陷黄山街组油源岩主要生油阶段位于65～5Ma,生油高峰约在23～12Ma,油源灶最早(约65Ma)出现在坳陷西部,不断向东部扩展;恰克马克组湖相油源岩主要生油阶段位于12Ma至现今,生油高峰约在5～2Ma,油源灶最早(约12Ma)出现在拜城凹陷腹部,后向四周扩展。

地下储油岩库围岩力学参数的正交设计

在相同岩性的现场库区内,岩体的物理力学参数随取样位置(深度)的变化具有不同的变化水平,即使在稳定岩层区不同深度岩性参数也有一定的差异。为了在储油岩库设计方案的数值模拟试验中充分体现这些实际特点,根据大量的岩石室内试验结果,采用正交设计试验方法,以岩石的弹性模量、泊松比、抗拉强度、粘聚力和内摩擦角共5个参数作为主要影响因素,选取储油洞库围岩塑性区面积(包括拉破坏区面积)和洞周最大位移值作为试验指标进行了正交试验,通过对正交试验结果进行直观分析,研究了地下储油岩库围岩力学参数的确定方法,给出了参数的最优组合,为解决同类问题建立了计算方法和分析思路。

藏北羌塘盆地井下布曲组含油白云岩地球化学特征及其意义

羌资11、12井是羌塘盆地揭示隆鄂尼-昂达尔错古油藏展布规律的资料井。对这2口钻井揭示的含油岩层进行取样分析,结合前人该区石油地质调查报告中羌资2井布曲组、夏里组及曲色组烃源岩的分析数据,从类异戊二烯烃、甾烷、萜烷等系列生物标志化合物参数方面进行油-岩对比研究。研究表明,羌资11、12井揭示的原油为同一种类型,但11井原油生物降解程度强于12井。各原油的母质主要来源于低等水生生物和藻类;各原油的母质形成于还原-弱还原、盐度值不高的咸水环境。原油中类异戊二烯烃、萜烷、甾烷等生物标志化合物参数与羌资2井布曲组泥晶灰岩与夏里组和曲色组烃源岩之间具有较好的亲缘性。结合南羌塘地区烃源岩有机碳资料,油源可能主要来自于曲色组,混入了部分夏里组及布曲组的油源,具有混源的特征。该研究结果对下一步油气勘探具有一定的指导意义。

吐哈盆地侏罗纪煤系油气主力源岩探讨

煤系地层中的石油主要来源于煤系泥岩还是煤层的问题是目前石油地质学家和地球化学家们争论的热点。本文以吐哈盆地台北凹陷为例,深入研究了侏罗纪煤系源岩和原油的地球化学特征,发现煤系泥岩很发育,中、下侏罗统暗色泥岩厚达400～1000 m,且生油潜力较高,主要生油层八道湾组热解生油潜量平均在4 mg/g左右,西山窑组也在2 mg/g左右,目前钻井获得西山窑组—八道湾组的成熟度R_0=0.6％～1.3％,具备了形成油气田的物质基础和生成成熟原油的热演化条件。大多数煤系原油密度为0.75～0.85 g/cm^3,含蜡量5％～20％,硫含量<0.5％,饱和烃含量70％～90％,低碳数正构烷烃含量较高,C_(21)^-/C_(22)^+>3,饱和烃ααα-C_(29)甾烷S/(S+R)值>0.4,芳烃甲基菲指数在0.4～0.8之间,原油碳同位素在-28‰—-25‰之间,总体看来以轻质、中蜡-低高蜡、低硫成熟原油为主。煤系原油与煤系泥岩具有十分相似的生物标志物分布特征,三环萜烷含量低且C_(22)以前低碳数高于C_(22)以后高碳数,Ts/Tm、C_(29)Ts/C_(29)藿烷、C_(30)重排藿烷/C_(30)藿烷值相对较高,而Tm/C_(30)藿烷、C_(31)藿烷/C_(30)藿烷值相对较低。煤和碳质泥岩的这些比值均与煤系原油及泥岩相反,甾烷和藿烷的分布也有明显差异。笔者认为煤系泥岩是主要油源岩,煤和碳质泥岩?

江陵凹陷下第三系两个含油系统油源岩的地化特征

本文论述了江陵凹陷下第三系两个含油系统中原油地化特征截然不同是由两套烃源岩成烃母质不同和成熟度不同造成的。第一含油系统新沟咀组下段Ⅱ油组中、下部—泥隔层上部为主力烃源岩，已达到中等—好生油岩级别，可提供较丰富的油源。研究表明，这套主力烃源岩在不同区带存在自身单一油源供油或自身与外来双重油源供油两种模式，石油运移距离可达１０ｋｍ以上，它基本上控制了新沟咀组油田和荆沙组油藏的分布范围。第二含油系统潜江组烃源岩尽管埋深多浅于２０００ｍ（Ｒｏ＜０．５％）不成熟，但在潜江组潜三、四段地层中发现了有机质丰度很高，母质类型为ⅠＳ型和Ⅰ型干酪根的烃源岩，具有早期生成未成熟油的潜力，可以形成原生油藏。