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金刚石压腔(DAC)实验技术 总被引：5，自引：1，他引：4
金刚石压腔实验技术自20世纪50年代发明以来就被广泛应用于高压领域的研究,特别是近年来,随着温度、压力标定技术及各种测试方法的发展,现在已经被广泛应用于物理、化学、地球科学和生物学研究领域。文章通过Mao Bell压腔说明金刚石压腔实验装置的结构及原理。此外,根据温度和压力测定原理,将金刚石压腔的加热装置分为外加热和激光加热,并将压力测量方法划分为三种:(1)矿物谱学压力测定;(2)状态方程压力测量;(3)矿物相变法压力标定。 相似文献
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近几十年来金刚石压腔（DAC）技术被广泛应用于高温高压实验研究领域,它可以达到550 GPa的压力和6 000 K的温度。与其他静高压实验技术（大压力机、高压釜等）相比,金刚石压腔具有独特的优势,它不仅可以进行极端温压条件下物质的结构性质、相变及状态方程等研究,而且可以原位观测整个实验过程。文中简述了金刚石压腔装置的结构及温压测量方法,然后分别从物质相变、矿物溶解度、流体性质和组成、油气成因、稳定同位素分馏系数和布里渊声学测量等方面简要介绍了金刚石压腔技术在地球科学中的研究进展。随着实验技术的不断发展和更新,金刚石压腔技术将具有更广阔的应用前景。 相似文献
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烃源岩生烃动力学广泛应用于含油气盆地烃源岩评价与勘探中。为模拟低成熟烃源岩的实际沉积环境,实验选取了抽提有机质后的东营凹陷下第三系沙河街组三、四段烃源岩为矿物催化剂,以十八烷酸甲酯为模型化合物,在高压下做矿物低温催化脂肪酸酯脱羧生烃动力学实验。求取了化学反应的动力学参数,并分析了烃源岩层段的pH值与Eh值。结果表明,矿物对脂肪酸酯的脱羧生烃具有明显的催化作用,用连串反应模型处理脂肪酸酯的水解反应基本上为一级反应,而生烃反应则基本上为零级反应。认为对于同一类型的烃源岩,其所处的氧化还原环境对有机质的生烃有较大的影响;而对于不同的烃源岩,矿物的组成则起着非常重要的作用。 相似文献
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叶腊石是在自然条件下形成的一种硅酸盐矿物,它在超高温高压技术的研究中常用作高压腔的介质,能较好地解决压力传递,固体高压密封,试样支承,隔热,电绝缘等问题,因而在金刚石高压合成中被广泛采用。在天然块叶腊石的形成过程中,由于其变质程度杂质成分和矿物理化性质不同,以及它在高压高温下发生的一系列矿物相变,导致其传压性能的不稳定和多变性。所以,研究叶腊石的性质与金刚石合成技术之间的关系,对于合成优质金刚石,具有重要意义。本文介绍有关试验研究情况。 相似文献
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同步辐射与高压矿物学研究 总被引：3，自引：1，他引：2
同步辐射(synchrotron radiation)装置是能产生极高亮度电磁波的一类大科学装置。利用同步辐射和金刚石压腔(DAC)技术,可以研究矿物在高压下的结构和物理性质及其变化。文章简要介绍了同步辐射光源及其特点,对DAC和高压实验技术的相关问题进行了说明,并基于北京同步辐射装置(BSRF)高压站的能量色散X射线衍射(EDXD)实验状况,对获得的部分高压矿物学研究成果,如钙钛矿CaTiO3、硬玉、钛闪石、电气石、绿帘石等矿物的高压结构和状态方程进行了回顾。 相似文献
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热解生烃实验是研究油气生成机理与定量评价烃源岩生烃潜力的重要方法.烃源岩热解生烃模拟结果不仅与温度、压力和时间等因素有关,而且与地层孔隙水及压实成岩作用等地质因素密切相关.采用高压流体和高压釜(低压水蒸气)两种生烃热模拟方法对低成熟海相二叠统大隆组(P2d)黑色泥岩进行了热解生烃实验模拟.对比分析两组实验结果表明地层孔隙热解实验有利于液态油的生成,不利于液态油向气态烃的转化,并极大地提高了干酪根的生油气潜力,显示了高压液态水、流体压力和孔隙空间等地质因素对烃源岩中有机质热成熟生烃反应的重要影响.这种影响可能与高压液态水的近临界特性有关,近临界特性地层水的参与改变了干酪根热力生烃反应的物理化学行为.推断在实际地质温压(100~200 ℃,30~120 MPa)条件下,烃源岩孔隙中的地层水是一种相对低温高压液态水,具有水的近临界物理化学特性,因此高压流体生烃热模拟实验与实际地层情况更为接近,能更有效地评价烃源岩生烃潜力. 相似文献
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以济阳坳陷下古生界海相碳酸盐岩作为研究重点,用生烃动力学方法来研究碳酸盐岩生油气过程,对各组分的生烃动力学参数进行标定,并应用热解动力学参数确定海相碳酸盐岩的生烃定量方法.在此基础上进行二次生烃动力学特征和生烃史研究,探讨下古生界碳酸盐岩的生烃潜力.燕山期古地热场具有高地温梯度和高大地热流分布广泛的特征,是古生界二次生... 相似文献
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近临界特性的地层水及其对烃源岩生排烃过程的影响 总被引：2，自引：0，他引：2
研究利用特制的地层孔隙热压模拟实验装置, 开展了模拟地层孔隙空间高压液态水热体系烃源岩生排烃模拟实验.模拟实验施加的流体压力为38±2 MPa, 温度为290~390 ℃.模拟实验结果显示了有关高压液态水及其与之相联系的流体压力和孔隙空间等因素对烃源岩生排烃影响作用的一些重要现象, 实验发现高压液态水介质条件有利于液态油的生成和保存, 不利于液态油向气态烃的转化, 而且干酪根的生烃潜力和排油效率有一定的提高.这些新的实验现象可能主要与近临界特性的高压液态地层水的作用有关, 进一步推断近临界特性的高压液态水参与干酪根向油气的转化反应, 增加了水对油气的溶解能力.在地下实际烃源岩生排烃的温压(100~200 ℃, 30~120 MPa)条件下, 岩石孔隙中的地层水是一种相对低温高压压缩液态水, 这种地层水可能具有近临界特性, 对烃源岩生排烃过程有重要影响.但目前对这种现象的机理和石油地质意义还知之较少.因此, 加强高压地层水近临界条件下烃源岩生排烃热压模拟实验研究, 对进一步深入理解地层条件下的近临界水介质、流体压力、孔隙空间因素对生排烃过程的影响, 深化烃源岩生排烃机理的探讨, 建立地质尺度上的烃源岩生排烃动力学模型, 都具有重要的理论和实际意义. 相似文献
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海相碳酸盐岩烃源岩热解动力学研究:全岩和干酪根的对比 总被引：12，自引：3，他引：9
我国海相碳酸盐岩地层分布广泛,厚度巨大,经历的地质历史较长,特点是有机质丰度低,多处于高过成熟阶段.碳酸盐岩烃源岩评价对我国的油气资源评价与勘探至关重要.用生烃动力学方法来研究碳酸盐岩生油气过程是一个值得探索的研究方向.本文通过生烃动力学热模拟实验,求取了碳酸盐岩全岩和其干酪根不同烃类组分(甲烷、 C2～ C5气态烃)的生成动力学参数并进行对比.结果表明,在生烃动力学热解实验中,全岩和其干酪根具有相似的动力学参数,采用烃源岩应该比干酪根更符合实际,但是干酪根样品可以测得更为详细的实验数据,因此可以根据样品的情况,选择合理且易行的实验条件.在此基础上,以本文得到的参数作为参照指标,用动力学方法外推到地质实际中,可准确地提出适合我国的碳酸盐岩生烃定量模型,能为碳酸盐岩的资源评估等方面给出定量数值,从而为有效烃源岩的定量评价提供一种新的方法和途径. 相似文献
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惠民凹陷上古生界烃源岩的生烃动力学研究 总被引：1，自引：0，他引：1
以化学动力学方法定量评价烃源岩是近些年发展起来的一种新方法。本文采用金管-高压釜封闭体系研究了惠民凹陷上古生界烃源岩(碳质泥岩)生烃动力学,取得了热解产物C1和C2～C5烃类气体组分生成动力学参数,结合Kinetics生烃动力学专用软件计算,模拟了具体地质条件下的成烃规律。结果表明,生成CH4所需活化能较高,分布范围较宽;随着碳数的增加(C2～C5),所需活化能与甲烷相反。结合惠民凹陷埋藏史与受热史,烃源岩发生过二次生烃过程,模拟计算结果与实际地质背景相吻合,指出古地温演化模式对烃源岩的生烃行为有重要的影响。生烃动力学参数为计算含油气盆地烃源岩油气生成量提供了科学依据。 相似文献
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川东北飞仙关组鲕滩气藏天然气运聚效率 总被引：3，自引：1，他引：2
设计进行了封闭体系下原油裂解成气的模拟实验, 建立并标定了原油裂解成气及其碳同位素分馏的化学动力学模型, 以罗家寨气田罗家7井为例分别进行了地质应用.生烃动力学研究发现, 飞仙关组古油藏具备“高效气源灶”的特点, 原油在中晚侏罗世172~151Ma约20Ma时期内裂解殆尽, 且原油裂解气的生成与其运聚成藏作用具有良好的时空匹配关系, 由此可促成飞仙关组气藏天然气的高效运聚.碳同位素分馏动力学研究证实甲烷成藏参与率达87%.利用生烃动力学与碳同位素分馏动力学结合的方法对天然气的运聚效率进行探讨是一个新的有效途径. 相似文献
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近年我国在深层、超深层领域获得一系列重大突破,深层油气勘探的重要性日益突出。而准噶尔盆地深层的勘探尚处于初期阶段,有必要对准噶尔盆地深层油气形成条件开展系统研究梳理。在前人研究认识的基础上,结合新钻井资料对深层源岩成烃、成储及成藏的关键地质条件进行系统分析。研究表明：(1)深部存在多套烃源岩并且达到成熟高成熟阶段,受到多期构造运动、异常高压等外部环境的影响,深部源岩的生烃过程复杂,但整体生烃潜力大,能够提供充足的油气;(2)在深埋条件下,深部致密的储层受到多期构造活动叠加造缝、风化淋滤、烃类生成造成的有机酸溶蚀及早期充注、异常高压4个方面改善作用的影响,依然存在优质储集层;(3)油气的成藏受控于深部源岩的成烃及成储过程,表现为多期油气充注的特点,油气的富集类型受控于源岩母质的供烃类型,不同深层领域的油气成藏有其差异性;(4)盆地富烃凹陷内及斜坡区的深大构造与地层岩性目标,以及盆地深部含致密油、致密气资源的二叠系与盆地腹部含致密砂岩气的侏罗系煤系均具有利的成藏条件,是盆地深层油气勘探的有利领域。 相似文献
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Oil generation can be the dominant overpressure mechanism in low permeability source rocks because of the volume increase upon conversion of organic matter to less dense oil during the petroleum generation process. To quantitatively express the relationship between oil generation and overpressure in source rocks, an equation for the pressure change due to oil generation was derived to quantitatively estimate the overpressure generated in the source rock by considering of the episodic fluid expulsion and parameters, such as the residual oil coefficient, source rock porosity, transformation ratio, TOC (total organic carbon), hydrogen index, the compressibility of Type I kerogen, oil and pore water. The equation was then calibrated with the results from physical simulation experiments in a closed pyrolysis system. Sensitivity analyses on the residual oil coefficient, TOC and hydrogen index were performed to investigate the dominant parameters controlling overpressure due to oil generation. A good correlation was achieved between measured overpressure from the physical simulation experiments and the calculated data using the derived equations for the pressure change due to oil generation, suggesting that the equation can be used to quantitatively estimate overpressure caused by oil generation in source rocks. Many parameters can affect overpressure caused by oil generation, including residual oil coefficient, source rock porosity, TOC, hydrogen index, and transformation ratio. Sensitivity analyses indicate that the most effective parameter on the pressure change due to oil generation in the source rocks is the residual oil coefficient, implying that the internal pressure seal for the source rock is the most important parameter for overpressure development caused by oil generation. Overpressure cannot be generated from oil generation if the residual oil coefficient is less than 0.75. Source rock TOC and hydrogen index have moderate effects on the pressure change caused by oil generation. Overpressure can be generated when the TOC content is as low as 0.5% provided the source rocks have a good internal pressure seal. 相似文献
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根据热史研究成果,结合川中古隆起沉积埋藏史,恢复了震旦系-下寒武统烃源岩成熟度演化历史,确定了原油裂解的时期。利用盆地模拟方法,恢复了一维单井和二维剖面的压力演化历史,分析了川中古隆起震旦系-下寒武统异常压力的成因机制。烃源岩成熟度演化历史表明,震旦系-下寒武统烃源岩经历了早期生油、二次生油、干酪根裂解生气及晚期原油裂解四个演化阶段;原油裂解的开始时间大致是中、晚三叠世。川中古隆起震旦系-下寒武统主要经历了常压-增压-卸压的压力演化过程,白垩纪中期寒武系达到最大压力系数约1.7;威远-资阳地区压力系数较低,高石梯-磨溪构造带压力系数相对较高。研究发现快速埋藏、生烃作用及原油裂解是该地区超压形成的主要因素;燕山-喜山期的构造抬升使剩余压力降低,现今寒武系在局部地区仍保持超压。温压演化对天然气生成、运移、成藏及后期保存具有重要影响。 相似文献
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泌阳凹陷深凹区蕴含可观的岩性油气藏，现今压力大多显示为常压-弱超压系统.利用盆地数值模拟和流体包裹体热动力学模拟相结合，揭示了深凹区古压力演化历史.生烃历史显示泌阳凹陷持续埋藏到廖庄组沉积末期达到最大埋藏深度（约23.03 Ma）时，达到生烃高峰期；随后地层抬升，生烃强度减弱并趋近于停止.深凹区砂岩储层中检测到两种不同成分油包裹体，即成熟度低的橙黄色荧光油包裹体和成熟度相对较高的蓝绿色荧光油包裹体.包裹体均一温度结合埋藏史显示深凹区油气充注时间分别为35.4~30.3 Ma和27.8~26.5 Ma.盆地数值模拟显示深凹区从39.3 Ma开始压力持续增加，到约23.03 Ma时，即埋藏最深时发育显著的超压，压力系数可达1.5左右，之后超压减弱，演化至现今的常压-弱超压系统.包裹体热动力学模拟恢复的古压力也显示相似的演化趋势.总体上，生烃期，充注期以及超压形成期三者在时间上的耦合表明深凹区是由生烃增压下驱动两期油气充注以至形成现今的岩性油气藏. 相似文献
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生烃动力学、同位素动力学常用于烃源岩评价、油气源对比研究中.生烃动力学参数结合盆地热史,可恢复烃源岩在任一时代的生烃史,对构造复杂盆地的二次生烃研究具有独特的优势.利用生烃动力学方法可以实现有机质总量的恢复,在此基础上对高-过成熟样品原始有机质丰度是否有必要恢复进行了讨论;而基于生烃动力学的油气源对比综合考虑热史、成藏期次、成藏过程等各种地质参数对烃源岩生烃的影响,是一种动态的研究方法. 相似文献