湖相页岩滞留烃形成条件与富集模式——以渤海湾盆地黄骅坳陷古近系为例

湖相页岩层系与海相相比地质条件更加复杂,勘探开发难度更大,实现湖相页岩油效益勘探开发首先必须明确页岩滞留可动烃富集高产地质规律。以渤海湾盆地黄骅坳陷古近系孔二段和沙三段页岩层系为例,在前期上万块岩心样品分析联测基础上,结合最新的30余口已钻水平井的试油、试采和地球化学资料,对湖相页岩滞留可动烃富集条件及模式等进行了综合研究和分析。研究表明,适中的有机质丰度(TOC值为2%~4%)可使页岩层系含油性与脆性达到最佳匹配,既富集油又利于工程改造;古湖盆大小和物源供给强度的适中匹配是造成页岩层系有机质丰度与脆性矿物含量最佳耦合的内在因素;适中的热演化成熟度(Ro值为0.7%~1.0%,埋深为3 200~4 300 m)是页岩层系热演化生油与干酪根吸附油最佳匹配区间,该阶段滞留可动烃量大;适中的成岩演化阶段(中成岩A期3 200~4 300 m)利于形成大量的溶蚀孔、有机质孔等,为页岩油的富集提供储集空间;适中的天然裂缝发育程度(未破坏页岩油顶底板盖层条件)利于页岩油的储集、渗流与保存。该研究成果突破了有机质丰度高、成熟度高、天然裂缝发育程度高利于页岩油富集的笼统认识,指导了沧东凹陷孔二段及歧口凹陷沙河街组页岩油气甜点的综合评价及井位部署,沧东凹陷孔二段页岩油实现了工业化开发的重要突破,歧口凹陷沙三段页岩油获重要发现苗头,展示了湖相页岩油良好的勘探潜力。

深层—超深层古老烃源岩滞留烃及其裂解气资源评价

我国高-过成熟海相天然气主要成因类型为原油裂解气,滞留烃是原油裂解气的重要来源,对其进行定量研究意义重大。为此,结合正演(实验模拟)和反演(地质剖面解剖)两种方法,求取了我国重点盆地不同类型、不同丰度、不同演化阶段的滞留烃量,建立了5种类型烃源岩(腐泥型、偏腐泥混合型、偏腐殖混合型、腐殖型、煤型)的滞留烃演化模型。结果表明:腐泥型、偏腐泥混合型优质烃源岩在低成熟阶段的排烃效率低于20%,在主生油阶段的排烃效率介于20%~50%,在高成熟阶段的排烃效率介于50%~80%,而相应阶段偏腐殖混合型和腐殖型烃源岩的排烃效率则要低约10%。基于该演化模型,初步计算了四川盆地海相烃源岩中高成熟阶段-现今滞留烃资源分布和裂解排气量:该盆地下寒武统筇竹寺组滞留烃在高演化阶段裂解排出的气态烃总量达230.4×10^(12)m^3,震旦系陡山沱组烃源岩滞留烃裂解气的排出量为12.3×10^(12)m^3,均显示出很好的天然气成藏潜力;进而指出,四川盆地筇竹寺组烃源岩滞留烃裂解气的有利区主要包括高石梯-磨溪、资阳、威远地区,有利分布面积达4.3×10~4 km^2。

烃源岩滞留油气作用及其对泥页岩含油气率的影响

泥页岩滞留油气的形式主要包括游离态、吸附态、水溶态和油溶态,其中,石油主要以游离态和吸附态滞留为主,天然气则以多种方式滞留。依据物质平衡原理,提出了依据滞留烃指数变化计算泥页岩滞留油量的方法。研究结果表明:泥页岩滞留油气量主要受有机质的丰度、类型和演化程度以及矿物组成和温压条件等影响。一般地,有机质丰度越大、温度压力越高滞留油气量越大。泥页岩滞留油气的性质主要受有机质类型和演化程度影响,Ⅲ型有机质和高演化程度的泥页岩以滞留气为主,而Ⅰ型有机质和低演化程度的泥页岩以滞留油为主。东营凹陷沙四上亚段泥岩滞留油量为58.42×108t,表明泥岩具有较好的含油前景。

影响烃源岩中分散液态烃滞留数量因素研究

采用加水热模拟方法,对低丰度海相泥灰岩进行了不同压力条件下的生排烃模拟。结果表明,10MPa压力条件下,烃源岩在310℃左右达到生、排烃高峰,排出油产率和总产油率最大值分别为182.5,193.4mg/g;20MPa压力条件下,烃源岩生、排烃高峰对应的温度为330℃,排出油产率和总产油率峰值分别为92.1,111.4mg/g。对比显示,压力增加抑制了有机质的生烃作用,导致烃源岩的有效排烃期增长,主排烃期延迟,使得更多的液态烃滞留于烃源岩中,为高演化阶段天然气的生成提供了重要母质来源。

陆相泥质烃源岩液态烃生成-排出-滞留模拟实验及其地质意义

块状、层状和纹层状泥质烃源岩是陆相湖盆烃源岩的代表,为了查明它们在生油窗内排出和滞留液态烃的数量和组成,利用高温高压装置进行生排烃模拟实验,发现它们在生油高峰期,块状烃源岩液态烃排出率可达77.8%,层状和纹层状烃源岩液态烃排出率约55%。3种烃源岩排出和滞留液态烃差别明显的有:块状烃源岩排出液态烃γ-蜡烷/C31-藿烷比值小于滞留液态烃,而层状和纹层状烃源岩该比值是相反的。排出和滞留烃表现不一致的有(与岩性无关):轻质组分较重质组分更容易排出,排出液态烃Ts/Tm高于滞留液态烃,C29ββ/(ββ+αα)比值也是如此;三环/五环(萜烷)、ΣC27/ΣC29(胆甾烷)两个比值在排出液态烃内高、在滞留液态烃内低。反映成熟度和沉积环境的OEP和Pr/Ph等参数在排出与滞留烃内基本一致,也与烃源岩岩性无关。该文对于定量分析烃源岩油气生成与排出过程特别是油源对比具有基础地质意义。

湖相页岩中矿物和干酪根留油能力实验研究

利用化学实验方法研究了陆相页岩中常见的矿物以及页岩的三元抽提残渣在模拟地层温度下吸附滞留烃和原油的能力。结果表明,陆相地层中常见的3种主要矿物吸附滞留烃和原油的能力为：伊利石〉蒙脱石〉碳酸盐岩,并且矿物吸附滞留原油的能力要远远大于其对烃类的吸附滞留能力。主要包括无机矿物和干酪根的页岩三元抽提残渣对于烃类和原油的吸附滞留能力要远远大于混合矿物,计算结果表明,矿物对于烃类和原油的吸附滞留能力约在0.20~3.13 mg/g之间,而干酪根对于烃类和原油的吸附滞留能力约在55~150 mg/g之间。

膏盐岩含量对成熟阶段页岩生烃影响的模拟实验

中国海相和陆相盆地烃源岩层系中均发育厚度不等的膏盐岩层,为探究膏盐岩含量变化对烃源岩生烃过程及产物特征的影响规律,以美国二叠盆地Eagle Ford组页岩为烃源岩,通过添加不同质量分数的天然膏盐岩开展生烃模拟实验,分析滞留于固态反应物中液态产物的特征。结果表明:随着膏盐岩质量分数的增加,海相烃源岩滞留烃产率呈现“先降低再升高”的U型曲线特征,且膏盐岩含量与饱和烃的相对含量呈线性关系,膏盐岩可显著改善原油品质;膏盐岩含量与Pr/Ph、U/R等生物标志化合物参数值正相关,参数应用时需充分考虑膏盐岩含量的影响。研究成果对精确评价页岩油储量潜力、明确页岩油品质变化主控因素具有重要参考作用。

烷烃碳同位素对页岩含气性的指示意义——以四川盆地及周缘龙马溪组为例

以四川盆地及周缘龙马溪组为例,分析了烷烃碳同位素平面分布特征以及倒转情况,定量研究了烷烃碳同位素值与热演化程度、埋藏深度及含气量之间的关系,并探讨了造成不同区块烷烃碳同位素倒转程度差异的主要原因。结果表明:(1)龙马溪组页岩气组分具有典型的干气特征:CH_(4)含量介于95.32%~99.59%,平均为98.44%;C_(2)H6含量较少,介于0.09%~0.74%,平均为0.52%;C_(3)H8含量普遍很低。(2)烷烃碳同位素表现为自盆地边缘向盆地中心逐渐变轻的特征,δ^(13)C_(1)值介于-36.9‰~-26.7‰,平均为-30.27‰;δ^(13)C_(2)值介于-42.8‰~-31‰,平均为-34.9‰;δ^(13)C_(3)值介于-50.5‰~-33.1‰,平均为-37.28‰。(3)整体上,四川盆地及周缘龙马溪组页岩气烷烃碳同位素具有完全倒转(δ^(13)C_(1)>δ^(13)C_(2)>δ^(13)C_(3))的特征,页岩气成藏过程中干酪根裂解气与滞留烃裂解气的混合可能是导致烷烃碳同位素发生倒转的主要原因。(4)同位素定量分馏模型显示滞留烃裂解气在页岩气中的占比多大于60%,指示两种裂解气混合比不同是造成烷烃碳同位素倒转程度差异的主要原因;整体上,随滞留烃裂解气含量的增多,δ^(13)C_(2)值减小,烷烃碳同位素倒转程度增大,页岩的含气量也逐渐增加。

中国陆相页岩油分类及其意义

中国陆相页岩油资源潜力巨大,是中国常规油气的重要战略接替资源。然而,陆相页岩油研究基础薄弱、成因和富集机理不清、“甜点”评价难度较大且标准不一,严重制约着这些资源的开发利用。基于前人研究成果,立足于勘探开发实际,建立了一套简化的陆相页岩油分类评价标准。依据页岩油储集岩石类型和赋存空间,将其分为夹层型、裂缝型和纯页岩型,重点讨论了纯页岩型页岩油。依据纯页岩型页岩油的沉积构造,将其划分为纹层状、层状和块状页岩油。划分方案中未将岩石颗粒粒径作为划分页岩油类型的参数,但保留了传统矿物三端元大类及混合类,去除了进一步细分的亚类。同时,用岩石热解滞留烃含量(S_(1))代替了有机质丰度和成熟度指标,将页岩油划分为低含油、中等含油和高含油3类。另外,将地层压力系数小于0.8划分为异常低压、0.8~1.2划分为正常压力、大于1.2划分为异常高压,原油黏度不参与页岩油类型划分。依据研究划分方案给出了陆相页岩油一类、二类和三类甜点的定义,并分析讨论了中国典型陆相盆地代表性页岩油地层。期望利用该页岩油分类方案,进一步明确陆相页岩油甜点评价标准、认识甜点岩石类型、预测甜点分布特征以及更加准确计算页岩油资源量,从而简化实际勘探开发工作流程进而起到更好指导生产的作用。

渤海湾盆地沧东凹陷孔二段一亚段有利岩相及页岩油甜点区优选

为了优选出目标层位页岩有利岩相与预测页岩油分布甜点区,采用主成分分析法(PCA),对页岩油资源量(滞留烃)、物性(孔隙度、渗透率)、工程性质(脆性指数、岩石力学参数)3个主地质成分进行分析.结果表明,纹层状长英质页岩相与纹层状混合质页岩相滞留烃含量高、孔渗性好且脆性指数偏大;王官屯、七里店以南、沈家铺东南地区为页岩油分布甜点区,具有较好油气显示.

页岩油地下原位转化的内涵与战略地位

页岩油地下原位转化是利用水平井电加热轻质化技术,将埋深300～3 000 m页岩中的重质油、沥青和各类有机物大规模转化为轻质油和天然气的物理化学过程,可称为"地下炼厂",在清洁开采、总量规模与产出物品质等方面具有明显优势。以有机质生排烃机理为基础,研究认为陆相中低成熟度(R_o值小于1.0%)富有机质页岩中,滞留液态烃占总生油量最大比例约25%、未转化有机质达40%～100%。适合地下原位转化的富有机质页岩需具备以下条件:页岩集中段TOC值大于6%,且越高越好;R_o值为0.5%～1.0%;厚度大于15 m;埋深小于3 000 m、面积大于50 km^2;页岩段顶底板封闭性好;地层含水率小于5%等。中国页岩油原位转化潜力巨大,技术可采资源量石油约(700～900)×10~8 t,天然气约(60～65)×10^(12) m^3。页岩油地下原位转化是新时期"进源找油"勘探的重大接替领域,如能实现商业突破,对中国石油工业的长期稳定乃至跨越式发展都具有里程碑意义。

石油和天然气运聚效率的主控因素及定量评价

烃源岩生成的石油和天然气大部分在运聚成藏过程中损失了 ,因此石油和天然气运聚效率主要取决于油气运聚过程中的损耗量的大小。损耗量包括烃源岩残留烃量、储集层滞留烃量、运移流散烃量和构造破坏烃量。天然气的运聚效率远小于石油 ,是由于天然气在溶解性、扩散性、吸附性等物理性质方面与石油有差异。通过对塔里木盆地寒武系—下奥陶统及中、上奥陶统烃源岩的模拟计算 ,认为影响石油运聚效率的主要因素是构造破坏作用和储集层滞留作用 ,而影响天然气运聚效率的主控因素是运移过程中的扩散、溶解及构造破坏作用。构造作用同时控制塔里木盆地石油和天然气的运聚效率 ,对正确评价油气资源量有重大意义。图 3表 5参 2

基于存滞系数的页岩气资源评价方法

为了科学合理地评估页岩气资源量,系统分析了目前国内外常用的页岩气资源评价方法及所存在的主要问题,从泥页岩生烃—排烃—滞留烃演化过程出发,提出了页岩气存滞系数的概念和获取方法,并通过典型井解剖分析了页岩气存滞系数的影响因素,建立了基于页岩气存滞系数和盆地模拟的页岩气资源量计算新方法。研究结果表明:①页岩气资源评价方法可划分分为静态法、动态法和综合法3大类,目前国内常用的静态法中的体积法和类比法存在着无法确定页岩气资源空间位置分布的问题,该问题可以通过成因法计算页岩气资源量的技术思路加以解决;②基于泥页岩生烃—排烃—滞留烃演化过程,提出页岩气存滞系数的概念,页岩气存滞系数是成因法计算页岩气资源量中最关键的参数,可以在单井泥页岩精细生烃—排烃—滞留烃模拟计算的基础上,结合实测含气量数据反算获得;③页岩气存滞系数主要受泥页岩生烃条件、储集性能和保存条件的影响。结论认为,基于存滞系数的页岩气资源量计算方法具有较好的应用前景,可为页岩气选区评价、有利区优选和勘探部署编制等提供依据。

济阳坳陷超压和应力场对页岩油富集的影响

为了探索济阳坳陷超压和应力场对页岩油富集的影响,文中研究了现今超压的发育特点、应力场特征和应力裂缝发育规律。研究表明:济阳坳陷现今超压主要为古近系沙河街组泥页岩生烃增压成因,页岩滞留烃富集段与自源超压段、次生孔隙发育段有较好对应性。构造应力场最大主应力由垂向应力转换为水平应力的起始深度为2 800 m,与页岩滞留烃大量富集的起始深度相对应。泥页岩岩心中可识别4类典型的水平应力为最大主应力成因的裂缝。济阳坳陷页岩油富集段应力场与流体压力耦合,有利于形成裂缝及微裂缝有效储集层,在局部应力集中带形成泥岩裂缝型油藏。

下扬子皖南地区下寒武统页岩气地质特征及成藏控制因素

中国南方下寒武统页岩气资源丰富,有望成为页岩气增储上产的重要接替领域,但地质条件较志留系页岩气更加复杂,为探索过成熟古老页岩气成藏控制因素,以下扬子皖南地区下寒武统荷塘组为研究对象,利用钻井、测井、岩心、露头及分析测试等资料,开展下寒武统页岩气地质特征与成藏控制因素研究。研究认为:有效的烃源条件、有效的储集条件和有效的保存条件是页岩气成藏的基础,三者良好的动态耦合、时空配置是页岩气富集的关键。(1)滞留烃是页岩气成藏的物质基础,热演化程度是影响排烃效率的主要因素;(2)热演化程度和保存条件联合控储,R o为1.8%~3.2%是生储耦合的最佳窗口,高压—超高压地层有利于孔隙的保持;(3)保存条件是页岩气成藏的关键因素,致密的顶底板条件和侧向逆断层有利于形成“封存箱”,“晚生晚抬型”埋藏史有利于持续生烃、减缓逸散。寻找改造作用弱、热演化程度适中的构造稳定区是下寒武统页岩气勘探的主要方向。

海相页岩层系内部成藏条件与聚油机理的分层(段)研究——以澳大利亚伊罗曼加盆地Toolebuc组页岩为例

Toolebuc组页岩为澳大利亚一套海相灰质页岩,具有明显分层(段)特征。综合利用地球化学分析、扫描电镜、能谱分析、岩相划分与对比等手段对页岩成藏条件的差异进行了精细研究。研究表明:(1) Toolebuc组页岩有机质丰度高,已进入低成熟演化阶段,中段含碳屑页岩TOC最高,为主力生烃层段;(2)上段灰质页岩的微观孔隙类型最为丰富,发育孔径大且连通性好的生物骨架粒间孔、钙质溶孔和有机质溶孔,为页岩油优势储集层段;(3)当中段、上段与上覆盖层的岩相组合为"页岩-灰质页岩-页岩"时,对页岩油封盖最为有利。通过对Toolebuc组页岩滞留烃的富集因素分析,上、中、下3段有效源岩有机碳下限分别为4%、7%和5%,认为上段灰质页岩更利于烃类滞留,中段滞留烃所需有机碳最高,有效烃源岩比例超过60%,排烃最为显著。Toolebuc组页岩整体具有多层段供烃、优势空间储集、差异化封盖、有效源岩滞留的成藏特征,页岩层系内成藏条件的差异决定了页岩油的分布与富集特征,岩相是生储盖差异的决定性因素。

再论有机质“接力成气”的内涵与意义

有机质"接力成气"重点关注烃源岩中滞留液态烃在高—过成熟阶段的生气与成藏潜力,是指随热成熟度升高,干酪根降解生气转化为原油裂解生气,在主生气时机上构成接力过程。在增补生气动力学实验和气藏解剖研究基础上,研究发现:烃源岩在液态窗阶段排烃以后的滞留烃数量相当高,在高—过成熟阶段可作为有效气源灶;滞留烃裂解生气主要发生于Ro值大于1.6%的高—过成熟阶段;滞留烃热裂解天然气可用甲基环己烷含量进行鉴别;高成岩环境下存在天然气有效排驱的通道、动力和过程,可规模形成源外常规气藏。有机质接力成气的意义体现在3方面:①对烃源岩中滞留液态烃生气与成藏贡献的关注;②对滞留液态烃主成气时机的确定;③对高—过成熟阶段滞留液态烃热裂解气"源外"天然气常规成藏潜力的评价。

页岩油储层孔隙表征技术研究进展

本文在调研国内外文献的基础上,综述了当前页岩油储层孔隙表征技术的关键问题和研究进展,总结了页岩油储层孔隙研究中应注意以下三方面问题:(1)应根据研究需要和样品实际,合理选取孔隙表征技术;(2)应在孔隙测试前去除样品中的滞留烃;(3)在采用颗粒状样品进行压汞测试时,测试结果应进行一致性校正。

滇黔桂盆地桂中坳陷下石炭统鹿寨组页岩气勘探潜力

滇黔桂盆地桂中坳陷下石炭统鹿寨组富有机质页岩厚度比四川盆地龙马溪组更大,有望成为继四川盆地、滇黔地区之外重大突破领域,但地质条件更加复杂。为探索广西页岩气富集条件及主控因素,以桂中坳陷下石炭统鹿寨组为研究对象,利用钻井、测井、地震、大地电磁测深及分析测试等资料,开展富集条件及主控因素研究。研究表明:①桂中坳陷下石炭统鹿寨组富有机质页岩厚度大、分布广、有机质丰度高,有机质类型好、处于高成熟—过成熟阶段,具备较高孔隙度等良好储集条件,现场解析含气量最高为2.9 m^(3)/t,等温吸附实验表明最高吸附能力为5.32 m^(3)/t,保存条件较好,对比国内外典型页岩气藏,鹿寨组具备良好的页岩气富集条件;②桂中坳陷下石炭统鹿寨组页岩气富集的主控因素为:台盆或深水陆棚相是页岩气富集的有利相带,适中埋藏深度下的“滞留烃”和干酪根联合生气,保证了充足的气源,R_(O)值为1.5%~3.5%,处于生储耦合的最佳窗口,较缓慢的抬升及有利构造样式是页岩气富集的关键因素;③基于桂中坳陷剥蚀厚度大、热演化程度高、断裂多期活动等特点,综合分析认为柳城北地区、鹿寨地区、南丹地区及环江地区为鹿寨组页岩气勘探有利区。

鄂尔多斯盆地延长组湖相页岩油赋存状态评价与定量表征

鄂尔多斯盆地长7段源内夹层型页岩油已取得勘探突破并实现规模效益开发,但泥页岩层系是否具有勘探潜力,页理型页岩油的烃类赋存状态与表征方法仍然不够明确。通过对比页岩层产出的页岩油与滞留烃性质发现,鄂尔多斯盆地延长组长7页岩层产出的页岩油具有中轻质烃类组分(nC_(25-))显著优势、沥青质组分很低的特征,属于轻质油,而滞留烃中大分子化合物含量较高。各项分析测试与试验研究表明,油质组分与沥青质相容性差,两者赋存状态差异明显,沥青质组分主要被干酪根所吸附,油质组分主要以游离态赋存于孔裂隙中。长7段富有机质泥页岩中较高的沥青质含量不会明显影响页岩油的可流动性。同时建立的“泥页岩中分离提取游离烃的方法”,可作为页岩含油性快速评价的实用技术,定量表征结果表明长7泥页岩中游离烃含量较高,平均在5 mg/g左右,页理型页岩油勘探潜力很大。