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。

封闭体系下烃源岩热模拟实验固体渣样总有机碳含量异常成因及意义

自然演化条件下,烃源岩总有机碳(TOC)含量通常随着成熟度的增加而持续降低;但在封闭体系热模拟实验的晚期阶段,固体渣样的TOC呈现“不减反增”的异常现象。基于银根—额济纳旗盆地中生界湖相烃源岩样品的热模拟实验等相关测试资料,分析TOC异常变化成因,探讨了其地球化学意义。研究认为,造成这种异常现象的原因与原油二次裂解有关。由于热模拟为封闭体系,早期生成的原油因无法排出而滞留在反应釜内,随着热模拟温度的增加,原油开始大规模裂解,原油转化成气态烃的同时产生焦沥青,“不可溶”的焦沥青附着在固体渣样上导致TOC增大。该研究还建立了一种确定不同类型烃源岩所生油裂解气主生气门限的方法,即基于封闭热模拟实验固体渣样的TOC变化曲线来确定油裂解气主生气门限,因为焦沥青的大量生成会导致固体渣样TOC的增加,也是原油开始大规模裂解生气的重要标志。这种方法解决了现有方法的不足,如在厘定主生气门限时存在不可避免的人为误差、无法对混源油开展更为深入研究等。

烃源岩-流体相互作用模拟实验研究

为了探讨烃源岩与孔隙流体之间相互作用过程和机理以及有机酸的生成及其影响因素,我们开展了烃源岩-流体相互作用模拟实验研究。实验结果表明:Ⅱ型干酪根形成有机酸的能力大于Ⅰ型干酪根,水的矿化度对有机酸的形成影响甚微,随着温度升高,流体中有机酸的含量也随之增大。pH值对有机酸形成的影响非常明显,中性和碱性条件更有利于生成有机酸。其中乙酸的形成有利于碳酸盐矿物的溶解,而草酸的形成不利于碳酸盐的溶解。温度对烃源岩的影响与烃源岩的矿物组成有很大的关系,对于富碳酸盐烃源岩,Ca、Mg、Na三元素在水中的溶解量,与温度呈反相关的关系,对于贫碳酸盐烃源岩,与反应温度之间则呈现出正相关的关系。而无论碳酸盐含量高低,Si在溶液中的含量都会随着温度的升高而增大。酸性溶液对烃源岩的溶解能力最强,无论原始反应溶液的酸碱性,反应结果都最终趋于弱碱性。流体的含盐量对烃源岩中Mg的溶解影响差异较大,低盐度的流体有利于Mg溶解。

酸性流体对碳酸盐岩储层的改造作用

普遍认为CO2、有机酸及H2S是碳酸盐岩储层溶蚀作用的酸性流体。CO2对碳酸盐岩储层的溶蚀作用已有不少学者进行了研究,本文则以一个全新的模拟实验方式对不同类型碳酸盐岩在有机酸和H2S水溶液中的相对溶蚀能力进行了研究,结果发现随温度从常温升高至200℃,有机酸对碳酸盐岩的溶蚀能力由弱变强再变弱,在90℃左右溶蚀能力最强。而H2S水溶液对碳酸盐岩的溶蚀作用则明显不同,60℃时基本达到最大溶蚀率,温度继续升高后,溶蚀能力一直维持在较高的水平并略有增加,150℃后突然降低。由于H2S主要是硫酸盐高温热还原产物(TSR),因而在碳酸盐岩成岩早期阶段,溶蚀作用的流体可能主要是有机酸和CO2,而在深埋阶段,H2S水溶液则可能是溶蚀作用的主要流体。

烃源岩的有机酸生成及其影响因素的模拟实验研究

不同温度下地层水-烃源岩相互作用模拟实验结果表明：（1）在整个实验温度范围内（60—300℃），均有有机酸的生成，有机酸的总浓度在35．4mg／l至153．9mg／l之间，其中在100℃和140℃的温度下浓度最大，其它温度下浓度相对较低；（2）在低温（60℃）条件下，成熟度相对较高、有机碳含量较大的烃源岩，有利于生成有机酸，但是在中温（140℃）和高温（180℃、220℃和300℃）条件下，有机酸的生成受有机碳含量、成熟度和碳酸盐含量的多重影响；（3）中低温（60℃和140℃）时，随着碳酸盐含量的增加，有机酸浓度表现为逐渐降低的趋势，表明在60-140℃，有机酸对碳酸盐的溶解和沉淀起主要的控制作用，而高温（180℃、220℃和300℃）条件下，碳酸盐的溶解和沉淀作用受有机酸和CO2的共同控制，从而导致有机酸浓度与碳酸盐的关系变化复杂。

铀对(Ⅱ型)低熟烃源岩生烃演化的影响

在油、气、煤、铀多种能源矿产形成演化富集成藏(矿)过程中,有机-无机相互作用是普遍存在的,在有机质的强大吸附作用及其所提供的还原环境为铀的富集成矿起促进作用的同时,铀也改变了烃源岩的生烃演化进程。本文在Ⅱ型低熟烃源岩中加入碳酸铀酰溶液的条件下进行了生烃模拟实验,对比无铀-加铀样品生烃模拟实验产物的相关参数,以探讨油气生成过程中无机铀所起的作用。从实验结果可以看出,铀可以使产物中不饱和烃向饱和烃转化;促进长链烃的裂解,促进低分子量烃类的产生,从而使CH4的含量提高,使生成的烃类的干气化程度增加。铀可以在低温阶段促进有机质的成熟度,降低烃源岩的生烃门限,使低熟烃源岩早期生成烃类;同时在高温阶段阻止有机质过度成熟,利于所生成烃的保存。因而铀可能是未熟—低熟油气生成可能的无机促进因素之一。

烃源岩有限空间温压共控生排烃模拟实验研究

烃源岩的生烃反应是在其限定的孔隙空间中承受高静岩压力和流体压力下进行的,然而受实验装置和条件的限制,目前大多数的生排烃模拟实验都是在一个低压、相对较大的生烃空间下进行的,与实际地质情况差异较大。通过对同一样品分别进行有限空间和常规高压釜方式加水模拟实验对比研究发现:(1)有限空间热压模拟实验的气态产物更接近地质实际。气体组分中烃气占有更大的比重;重烃气的保存下限大于常规模拟,延迟了重烃气向甲烷的转化;烯烃含量比常规加水模拟条件下更少,基本检测不到。(2)有限空间的限制使水介质参与成烃反应的作用增强,其限定空间内较高的流体压力延迟了油向烃气的转化过程,有利于液态油的生成和保存。(3)有限空间下高压液态水介质条件有利于烃类的排出。

湖相烃源岩生烃增压模拟实验

烃源岩生烃增压值的大小直接影响着湖相泥岩的排烃效果。利用实验模拟方法,测定了湖相泥岩的生烃增压值,并归纳了其影响因素。实验测得的生烃增压最大值约为上覆静岩压力的54%,表明生烃增压可以成为湖相烃源岩的主要排烃动力。热演化程度、有机质类型以及有机质丰度对湖相烃源岩生烃增压起促进作用。在相同实验条件下,有机质类型越好,有机质丰度对生烃增压的影响越明显;有机质丰度越高,有机质类型对湖相泥岩生烃增压的影响越明显。静岩压力对生烃增压起抑制作用。

如何重建中国陆相烃源岩生油理论

欧洲有机化学家在多年研究和实验的基础上,提出了干酪根热降解生油学说,而后又将其上升为烃源岩热降解生油学说,即烃源岩生油理论。实际上该学说是用有机化学的思维方法和实验技术,研究干酪根在高温作用下的生油过程和特点。但烃源岩生油问题是研究烃源岩在地质条件下的生油过程和特点,是有机地球化学研究的课题。对有机化学而言,化学反应的三个基本条件都是人为因素完成的,即都是可知的;但对有机地球化学来讲,这三个基本条件是不可知的,只能通过勘探手段和石油地质综合研究、模拟实验等方法获知。用有机化学的思维方法研究烃源岩生油问题时,无需对烃源岩和生油凹陷(或洼陷)做石油地质条件的综合分析研究;而采用有机地球化学的思维方法,首先要了解烃源岩的物质成分特征和生油凹陷(或洼陷)的石油地质条件,才能研制烃源岩生油模拟仪并开展模拟实验,在石油地质综合分析及模拟实验的基础上,才能开展烃源岩生油评价研究。重建中国陆相烃源岩生油理论的思维方法,是在对含油气盆地在整体持续沉降阶段有机物富集、向油气转化以及生成油气与孔隙水之间的互溶和保存进行研究的基础上,开展相关的模拟实验,最终完成重建研究。主要内容包括全国主要含油气盆地的石油地质特征研究、主力烃源岩全岩分析研究,以及烃源岩生油模拟实验仪的研制及相关单因素物质的模拟实验研究。

从表生到深埋藏环境下有机酸对碳酸盐岩溶蚀的实验模拟

通过细粉晶白云岩、泥晶灰岩、泥灰岩和含生屑泥晶灰岩与2 ml/L乙酸溶液的溶解动力学实验，研究了从表生到深埋藏环境下有机酸对碳酸盐岩储层的改造作用机理。结果显示，四种类型碳酸盐岩的溶解速率在3.34＆#215;10-9~2.27＆#215;10-8 mol/（cm2＆#183;s）之间，并且溶解速率随埋藏深度（地层温度和地层压力）的增加而增大。从表生到中埋藏环境下，泥晶灰岩、泥灰岩和含生屑泥晶灰岩的溶解速率大于细粉晶白云岩；在深埋藏环境下，细粉晶白云岩的溶解速率逐渐与泥晶灰岩、泥灰岩和含生屑泥晶灰岩的一致，这揭示出在相对高温高压下，埋藏有机酸性流体对碳酸盐岩的溶蚀改造作用中，碳酸盐岩的溶蚀速率与其方解石和白云石含量的关系并不大。反应前后样品表面的扫描电子显微镜分析结果表明，细粉晶白云岩的晶间溶孔、晶内溶孔更加发育。细粉晶白云岩中白云石溶解成蜂窝状溶解孔，晶间缝溶蚀加大且相互连通，这种微观溶蚀特征更有利于油、气的储集及运移。结合岩石的溶蚀速率及其微观溶蚀演化特征，指出碳酸盐岩矿物成分和含量固然对其溶蚀作用具有控制影响，但是碳酸盐岩溶蚀形成的孔隙类型及其连通性能与碳酸盐岩有利储层形成的关系更为密切。

烃源岩排流体特征及对近源油藏成藏的影响——以东营凹陷北部砂砾岩体为例

文中分析了东营凹陷古近系沙河街组烃源岩排出流体含油饱和度变化特征,以及有机酸和H2S的形成规律,探讨了烃源岩排流体特征对近源砂砾岩体原油富集的影响,及其对储层的改造作用。结果表明:随演化程度增加,沙河街组烃源岩依次进入排水为主、排低含油饱和度流体、排高含油饱和度流体和再次进入排低含油饱和度流体阶段;有机酸形成于烃源岩未熟—低熟阶段至高成熟阶段的整个生烃过程;热化学成因的H2S在东营凹陷普遍存在。北部砂砾岩体原油富集模式分为高压、高饱和度流体充注成藏和低含油饱和度流体、高部位富集2类;烃源岩排出的有机酸及H2S有利于中深部储层次生孔隙形成。推测成熟烃源岩向浅部或侧向泄流通道附近,以及大量汇集烃源岩流体的储层都是次生孔隙发育有利区。

基于热压生排烃模拟实验的不同类型湖相烃源岩生排烃特征

为了对比分析不同类型有机质丰度烃源岩的生排烃特征,选取3块有机质类型不同且TOC差异较大的烃源岩样品,开展多路分段式热压生排烃模拟实验,总结其在各演化阶段的产物组成变化与排烃效率。结果表明:不同类型烃源岩生排烃模式比较类似,可分为生油阶段和生气阶段(以RO≈1.25%为界),在生油阶段累计排出油产率逐渐升高,残留油率曲线呈先升高后降低的趋势,此阶段烃气产率很低,排烃效率逐渐升高。进入生气阶段大部分油已经排出,累计排出油产率逐渐趋于平稳,残留油率很低,烃气产率迅速升高,此阶段排烃效率很高,最高达90%以上。I型烃源岩的总油产率、排出油产率、残留油率、烃气产率及排烃效率均高于Ⅱ型烃源岩;I型烃源岩主生油窗(0.65%<RO<1.25%)比Ⅱ型烃源岩(0.65%<RO<0.95%)宽。排出油产率峰值阶段均为0.86%<RO<1.07%,且随着烃源岩热演化程度的增加,I型烃源岩的阶段烃气产率逐渐升高,而Ⅱ型烃源岩阶段烃气产率在RO>1.24%之后不再升高。沉积环境与生源输入的不同是造成不同类型烃源岩生排烃特征差异的重要原因。优质烃源岩烃产率高于中等烃源岩,主生油期也更早,但中等烃源岩生烃早期阶段排油率更高,残留油率更低,导致在生烃早期排烃效率更高,同时TOC转化率也更高,说明较高TOC可能会增加烃源岩的滞油性,反而不利于烃类排出。