膏盐岩层系在海相油气成藏中的潜在作用

膏盐岩层系作为理想的盖层被广泛关注,随着勘探和研究的不断深入,逐步发现膏盐岩层系在油气运移、储存、圈闭等过程中都发挥着重要作用。近年来,中国海相油气勘探在鄂尔多斯盆地东部、塔里木盆地中部、四川盆地西部等地区的含膏盐岩层系中不断取得突破,从而引发了高演化、低丰度膏盐岩层系成为油气来源这一问题的思考。在概要梳理膏盐岩层系在储-盖方面研究进展的同时,主要从烃源岩发育环境及成烃机理方面对膏盐岩层系烃源岩的发育和生烃潜力进行探究,认为膏盐岩层系包括中国高演化低有机碳含量的膏盐岩层系可以作为良好的烃源岩,这突破了低有机碳含量膏盐岩层系无法作为有效烃源的传统观点。高演化低有机碳含量膏盐岩层系中被低估的生烃物质、优质的生烃物质在地质历史中大量生烃转化和以有机酸盐形式存在的生烃物质是认识其生烃机理的关键。

富有机质页岩有机孔隙形成与演化的热模拟实验

针对页岩有机孔隙的形成与演化,开展了从未熟—低熟—成熟—高成熟—过成熟全系列的地质条件约束下的成岩成烃演化热模拟实验,利用氩离子抛光-场发射扫描电镜对原始样品和模拟不同演化阶段反应后的样品进行了微观特征分析,研究表明:1未熟、低熟阶段生物化学作用和低温热作用生烃过程中可以形成有机孔隙,其当时较浅的埋深可能有助于有机孔隙的保存;2有机孔隙的形成与演变具有非均质性,成熟度不是控制有机孔隙形成与发育的决定性因素,有机质物理化学结构的差异对有机孔隙的形成与演化具有重要作用;3有机孔隙的发育与滞留油具有明显的相关性,生油阶段生成的有机孔隙,易被热解沥青所占据;4有机质收缩缝/有机质边缘孔可能是页岩气赋存的重要空间,其发育主要受控于在从"化学吸附有机质"向"物理吸附有机质"和"游离有机质"转化时有机质的物理化学结构及演化程度。

塔河油田奥陶系油藏成藏期次研究

塔河油田奥陶系油藏的成藏期次长期以来争议较大,有两期、三期、多期之争,对成藏期次认识上的差异必然导致对其烃源岩层位认识上的不同,从而给油气勘探带来一定程度的不确定性。经过多年的多学科联合攻关,采用国际上最先进的单体包裹体成分分析技术,从不同期次单个油包裹体中提取出其地球化学特征信息,直接获得了塔河油田东南部两期充注原油的有机成分信息,研究表明塔河油田东南部奥陶系油藏主要为两期成藏,第一期油包裹体以发黄色—褐色荧光、芳烃组分相对饱和烃含量高、正构烷烃分布完整(nC11-nC30)、轻烃缺失等为特点,成熟度较低,为早期运移产物;第二期油包裹体以发蓝色—蓝白色荧光、饱和烃组分相对芳烃含量高、正构烷烃分布较窄(nC8-nC28)、轻烃完整等为特点,成熟度较高,为晚期轻质原油充注的特征。结合古温度、古压力模拟,混源油比例判识研究,对不同期次原油充注的时间以及贡献作了初步探讨,这对塔河油田主力烃源岩的再认识以及进一步的勘探具有重要指导意义。

鄂尔多斯盆地东胜富氦气田成藏特征及其大地构造背景

近年来,在鄂尔多斯盆地北缘东胜气田上古生界天然气中发现伴生的氦气,含量分布在0.045%~0.487%范围内,具有工业价值,其三级储量约为8.3亿立方米,为一特大型含氦—富氦天然气田。东胜气田氦气属于典型的壳源氦,来源于基底的太古界—元古界变质岩—花岗岩系,富集与燕山期以来的岩浆侵入、断裂活动有关。东胜气田具备有利的氦气成藏地质条件,伴生氦气与烃类气具有异源同储成藏特征,剖析其成藏主控因素为:基底富U、Th岩石发育是基础,断裂活动是核心,储盖圈保条件是必备,时空配置是关键,其中早白垩世是最重要的一期构造—岩浆热事件,深源岩浆活动导致的深部物质和热能的大规模上涌是中生代流体成藏(矿)的有利地球动力学背景,控制了鄂尔多斯盆地石炭系—二叠系煤系烃源岩大规模生气。断裂活动和圈闭形成与上古生界天然气、氦气聚集成藏具有良好的时空配置关系,与华北克拉通破坏过程耦合。鄂尔多斯地块在早白垩世至中新世深部热流体对盆地发生的多期岩浆活动、基底断裂活化及浅部断裂活动具有明显的控制作用,同时也对石炭系—二叠系煤系烃源岩成烃成藏具有重要的控制作用。

四川盆地五峰组-龙马溪组页岩气成因与碳同位素倒转机制--来自热模拟实验的认识

四川盆地上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组是国内目前唯一实现页岩气商业性开发的层系,但目前对页岩气成因仍有一定分歧,主要原因是缺乏直接的实验证据。通过对国内外上奥陶统-下志留统低、中成熟度页岩和笔石开展黄金管生烃热模拟实验研究发现:(1)五峰组-龙马溪组页岩气主体以浮游藻类等富氢、富脂质有机质生成的油进一步滞留裂解为主,笔石生油能力较差,高-过成熟演化阶段有一定的生气能力,最高可达浮游藻类等富氢、富脂质有机质生气能力的20%左右;(2)五峰组-龙马溪组页岩下部层位由于富集浮游藻类、疑源类等富氢、富脂质有机质等生烃能力更强的有机质,从生气量上就优于上部以笔石为主的层位,这是下部为商业性页岩气层的一个重要原因;(3)单纯的热演化分馏、原油裂解气和干酪根裂解气的混合未造成烃气碳同位素倒转,地层抬升作用、地层水、矿物、金属等对页岩气中烃类的后期改造可能是造成页岩气同位素倒转的重要原因,碳同位素倒转可能更多体现了页岩气后期保存过程的影响。

富有机质页岩高温高压重量法等温吸附实验

借助重量法开展了下志留统龙马溪组富有机质页岩干燥样品在高温高压下的等温吸附实验,实验最高压力25 MPa,最高温度为80℃,观察到高温高压下由于吸附相密度和游离相密度不断变化所导致的过剩吸附量显著下降,并出现高温反转现象。二元Langmuir模型需要通过吸附相密度将过剩吸附量校正为绝对吸附量后才可使用。将吸附相密度作为变量,采用Langmuir三元模型直接对不同温度下的过剩吸附量进行非线性拟合来获取Langmuir参数。研究表明,随着温度升高,Langmuir体积逐渐降低,而Langmuir压力逐渐升高,基于不同温度下的拟合结果建立了温度与Langmuir参数间的关系,可进一步推算埋藏条件下吸附气的变化规律。

陆相页岩层系岩心含水量现场分析技术及初步应用

陆相页岩层系的流体分析是页岩油选层评价的重要基础。针对陆相页岩层系流体表征技术的现状和钻井现场的需求,基于岩心样品中水分易于散失的特性,探索建立了适用于井场基于微波的岩样含水快速测试方法。岩心出筒擦除表面的钻井液之后,第一时间采集具有代表性的块状岩样加载到破碎主机上破碎处理呈颗粒状,将颗粒状的样品倒入加载到微波含水测定仪的样品杯中,2 s后即可得到岩样水分的质量分数,测试绝对误差平均0.15%。初步应用研究表明:一是岩样水分检测结果可以转换为水分在样品孔隙系统中占据的孔隙空间,结合井场热解等资料快速计算样品的视孔隙度,为井场决策提供数据支撑;二是结合岩样块密度和热解数据等资料,计算岩心样品的视含油饱和度和视含水饱和度,实现井场岩样流体的快速评价。该方法的应用不需要对岩样进行洗油和烘干处理,缩短了分析周期,丰富了适用于井场的岩心孔隙度、流体分析实验技术手段和方法。

中国海相层系多元生烃及其示踪技术

中国海相层系具有时代老、时空跨度大、烃源类型多等特点,绝大多数烃源处于高—过成熟演化阶段,存在多种烃源复合成烃转化过程,给油气成藏和油气源对比研究带来诸多困难。根据中国海相烃源的特点,按照烃源的可溶性将其划分为不溶、可溶和酸溶有机质3大类型。同时按照烃源的形成过程,将其分为原始烃源(岩)、再生烃源和化学烃源,海相原始烃源有机质有其独特的显微生物组合和赋存形式。通过仿真生烃模拟,揭示不同类型烃源的产烃率变化特征,特别是不同类型可溶有机质(古油藏、分散可溶有机质和沥青等)产率与原始状态密切相关。鉴于不同烃源的复杂性和演化的特殊性,从不同烃源的生物标记化合物特征、同位素组成特征和微量元素特征入手,有效揭示出次生烃源与烃源岩中干酪根的亲缘关系。利用元素、生物标志化合物、稳定同位素以及稀有气体同位素有效组合从物质来源、关键时间和成藏过程进行示踪指标技术集成,发展了中国海相层系的油气形成与成藏的有机—无机示踪体系。

中国海相层系油气成藏年代学

我国海相叠合盆地存在多期构造运动、多期生排烃、多期成藏以及后期调整改造等特点,使得确定油气成烃成藏年代极其困难,因此基于我国典型海相复杂油气藏的成藏理论和油气资源勘探开发需求,综述了近年来有关海相层系油气藏成藏年代学的研究,重点介绍了流体包裹体分析、稀有气体氦氩同位素方法、矿物(U—Th)/He定年分析和自生伊利石K(Ar)—Ar定年等成藏定年的基础和研究进展,并对每种定年手段的优缺点以及适用范围进行了评述,最后提出在对我国海相层系油气成藏年代研究时,不能单凭某一种定年方法来判断,而应综合利用不同定年技术方法,同时要结合传统地质学分析方法来综合判断油气充注与成藏时间的思路,希翼推动海相油气成藏定年的发展,并为海相油气成藏理论的深化完善拓展研究思路。

埋藏条件下页岩气赋存形式研究

以川东南龙马溪组页岩为主要研究对象，开展埋藏条件下页岩气赋存形式定量研究。重点基于重量法等温吸附实验，分析TOC含量、温度、湿度对吸附能力的影响，并通过建立3个主要因素与吸附能力的经验关系来获取埋藏条件下的吸附气量。另外，通过总孔隙空间扣除孔隙水和吸附气占据空间来厘定游离气占据空间，并基于甲烷状态方程（ PR方程）获取游离气密度，从而构建埋藏条件下游离气赋存计算方法。超压条件下吸附气随埋深呈下降趋势，而游离气增加明显并成为主要赋存形式。定量计算了焦页1井22个页岩样品（主要取自底部38 m优质层段）的赋存量。焦页1井优质段吸附气占比27．1％～47．8％，平均占比为34．3％，而游离气占比52．2％～72．9％，平均占比为65．7％。

烃源岩有限空间热解生油气潜力定量评价研究

利用无锡石油地质研究所研制的地层孔隙热压生排烃模拟仪,选用泌阳凹陷核三段未成熟深灰色泥岩,采用分温阶连续递进有限空间热压生烃模拟实验方法,获得了Ⅱ1干酪根在不同成熟时期的阶段与累计生油、生气与生烃产率。通过与开放体系的Rock-Eval热解生烃动力学对比研究,首次建立了一套在有限空间条件下烃源岩生油气潜力评价方法,提出了以下干酪根生烃潜力评价参数:①残留油潜量与指数;②干酪根生油潜量与指数;③干酪根生气潜量与指数;④干酪根总生烃潜量与指数;⑤最大生油温度与反射率、最大生气温度与反射率及最高生烃温度与反射率。借助这些生烃评价指标能定量评价干酪根在某个演化阶段生"油"、生"烃气"和生烃潜力,描述其生油气过程。

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。

天然气藏He的累积模式及定年应用初探

天然气藏He的聚集存在一定的年代累积效应,借鉴相关地质模型,引入气藏特征参数,对外部壳源以及气藏原位产生的He进行量化,明确天然气藏中He累积量与时间的数学关系,进而建立了约束天然气藏形成时代的新方法——He定年模型。将该方法应用于四川盆地威远气田,估算威远震旦系天然气成藏定型的时间约为31Ma,对应渐新世,处于喜马拉雅运动中期。该结果与威远气田成藏过程的研究成果相吻合,表明天然气藏He的年代累积效应可以用于成藏时代的研究,所建立的He定年模型具有一定的实用性和应用潜力。

TSR模拟实验研究与地质实际的异同及可能原因分析

通过对比分析与热化学硫酸盐还原反应(TSR)相关的模拟实验研究和地质实际研究的异同后认为,TSR模拟实验能够再现地质实际过程的某些现象,如生成物、反应温度和催化剂等。但目前的TSR模拟实验与地质实际过程之间存在较大的差距,TSR模拟实验反应物相对简单,实验时间有限,催化剂较少,致使实际地质过程中存在的一些复杂连锁反应不能在模拟实验中发生,一些反应也没有达到地质条件下反应进行的程度,因此难以再现地质实际情况下观察到的诸多现象。TSR模拟实验与地质实际情况下硫化氢的硫同位素和烃类组分的碳同位素分馏存在较大的差异。未来的TSR模拟实验研究应设计更为复杂的反应物和反应体系,应用多种反应催化剂,以深入探讨TSR的反应机理和动力学过程,有效解决与TSR相关的地质地球化学问题。

海安凹陷富安油气区微生物异常分布研究

为探索油气藏上方的微生物分布,采集了苏北海安凹陷已知区块油气藏上方的地表土壤样品,并对甲烷氧化菌、丁烷氧化菌和烃氧化菌3种油气指示微生物进行了MPN法培养计数。指出了土壤样品采样的合理深度,并通过该区A、B两剖面上的油气指示菌数量的分布,结合化探指标,对剖面上微生物异常进行了解析。研究表明,3种油气指示微生物在油藏上方地表土壤中都有发育,与地下油气藏的分布有很好的响应关系,其中丁烷氧化菌是本区块比较理想的油气勘探指示微生物。

稳态充注下输导层交汇处油气运移路径的选择性

输导层的孔、渗特性和产状对于油气的运移、聚集具有重要的影响。以东部断陷盆地输导格架为例,开展了稳态充注条件下输导层物性和倾角变化对输导层交汇处油气运移路径影响的二维模拟实验。结果表明:油气运移至两输导层的交汇处时优势通道的选择取决于各砂层物性和倾角的综合作用,输导层物性和倾角对油气优势通道形成具有互补性,倾角大、物性好的输导层更容易成为油气优先选择的运移通道。通过实验和理论计算得出了输导层交汇处油气运移通道发生变化的不同倾角比条件下的临界物性比,物性比等于该临界值时,两输导层均可成为运移通道,小于或大于该临界值,只有一条优势运移通道。在此基础上,建立了输导层交汇处油气运移路径的判别模版,为预测不同输导格架下油气优势运移方向提供了实验参考。

油气田水中氢氧同位素分析新技术及应用

采用元素仪—同位素质谱计联机装置(EA-IRMS)对油气田水中氢氧同位素组成进行在线分析。样品水在高温(1 450℃)裂解炉内与玻璃碳粒反应生成H2和CO,经过色谱分离,并被载气带入质谱计。根据二者不同的保留时间,设定磁场转换,依次测定氢氧的同位素组成。该方法一次进样即能完成氢氧同位素的测定,效率高、重复性好。将该方法应用于四川盆地天然气田水样的分析,结果显示三叠系须家河组地层水可能存在古代大气降水和海源沉积水的掺和。

吉林桦甸油页岩原位近临界水热解开采室内实验

从多学科交叉角度出发,将油气生排烃实验地质技术、绿色化工等相关领域方法引入到油页岩原位开采中。选取吉林桦甸油页岩样品,利用地层孔隙热压生排烃模拟实验仪开展了原位干馏热解和近临界水热解实验。研究表明:近临界水热解促进了油页岩原位油气转化,高温高压近临界水、反应生成的高含CO2的气体和较高的地层流体压力提高了油页岩原位页岩油潜在可采率/回收率,展现了利用近临界水特性开采油页岩,尤其是低品质油页岩的良好前景。针对我国油页岩资源埋藏深、品位低、非均质性强的情况,可以考虑利用近临界水做热传导介质和水溶解性催化剂,对地下油页岩进行原位开采。

非圆柱状岩样渗透率测定方法实验研究

受岩样渗透率测定仪夹持器形状结构的限制,岩样渗透率测定时,大多要求岩石样品必须加工成规则圆柱状,这种限制性要求使很多岩样无法进行渗透率测定。本实验研究了一种非圆柱状岩样渗透率测定方法,这种方法通过使用国家实用新型专利—岩心分析测试用过渡套(ZL201120152706.1),利用过渡套外圆内方的结构特点,将长方体或正方体岩样放入过渡套中再进行渗透率测试,经同一样品长方体及圆柱体渗透率比对测试,证实两种形状样品渗透率具有良好的正相关性。从而使岩样渗透率测试由圆柱状扩展到长方体和立方体,扩展了渗透率测定仪的适用范围,获取的渗透率数据可以用于研究工作中,具有良好的应用前景。

岩样三向渗透率测定方法实验研究

受岩石样品夹持器形状结构的限制,岩样必须加工成规则圆柱状才能测定渗透率。这种岩样外形的限制性要求,使得同一样品测定三个方向的渗透率难以实现。本文提出了一种岩样三向渗透率测定方法,这种方法通过使用岩心分析测试用过渡套(ZL201120152706.1)以及一种岩样三向渗透率的检测方法及其检测系统(201210400962.7),利用过渡套外圆内方的结构特点,将正方体岩样按照标注好的方向先后放入过渡套中,再分别进行三个方向的渗透率测试,从而得到同一样品三个方向的渗透率数据。9块泥岩、泥灰岩样品实验表明,样品渗透率各向异性显著,这种方法的应用不仅能够节省样品,减少工作量,还能提高样品渗透率各向异性信息的可比性,具有良好的应用前景。