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塔里木盆地原油噻吩类化合物的组成特征及地球化学意义 总被引：9，自引：1，他引：8
对塔里木盆地典型原油噻吩类化合物含量和组成特征研究,发现不同类型原油苯并萘噻吩和二苯并噻吩系列化合物占芳烃化合物的百分含量相差明显,海相油含量最高,湖相油次之,而煤成油最低。本文提出了４－甲基二苯并噻吩／二苯并噻吩、（２＋３）－甲基二苯并噻吩／二苯并噻吩比值是区分海相油和湖相油新的有机地球化学参数。二苯并噻吩系列化合物最大烷化度表明海相油呈现出高烷化度,而陆相油则表现为低烷化度,即从海相泥灰岩原油、海相碳酸盐岩原油到湖相油和煤成油依次减少。这是因为富硫与贫硫干酪根在生烃过程中的环化作用或支链化作用程度差异所造成的。 相似文献
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原油二次裂解气——天然气重要的生成途径 总被引：41，自引：3，他引：38
本文通过模拟实验,结合塔里木盆地塔中北斜坡地区包括有机质成油、有机质成气及原油二次裂解成气在内的生烃剖面,说明原油二次裂解成气的门限深于干酪根初次裂解成气门限。原油二次裂解生成的天然气与干酪根初次裂解生成的天然气在组分特征和碳同位素特征上存在明显的差异。一些以原油二次裂解气为主要气源所形成气藏的实例,表明原油二次裂解气可以作为特殊的重要的天然气来源。 相似文献
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矿物对原油裂解影响的实验研究 总被引：5，自引：1，他引：4
在限定体系下（密封金管）,对原油、原油＋蒙脱石和原油＋方解石进行了裂解产气模拟实验。结果表明,原油＋蒙脱石裂解的甲烷和总气态烃（C1-C5）产率在大多数实验温度点与纯原油裂解基本相同,只有在高温度点才相对偏高,反映了蒙脱石对原油裂解的催化效应。原油＋方解石裂解的甲烷和总气态烃的产率则在大多数实验温度点比纯原油裂解相对偏低,并且在高温度点明显偏低,表明方解石对原油裂解具有抑制作用。纯原油和原油＋方解石裂解气态烃产物中异构烷烃和烯烃的相对含量基本相同,而原油＋蒙脱石裂解气态烃产物中异构烷烃和烯烃的含量则明显偏高。依据2℃／h和20℃／h两个升温速率甲烷和总气态烃产率,应用美国Lawrence Liverinore国家实验室开发的Kinetics软件模拟了纯原油、原油＋蒙脱石和原油＋方解石裂解生成甲烷和总气态烃的动力学参数,推算了在地质条件下原油裂解主要阶段的温度范围。 相似文献
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原油裂解成气动力学研究进展 总被引：2，自引：0，他引：2
对于高温古油藏来说,原油裂解气是形成天然气藏的重要气源.原油裂解成气关系到天然气生成和原油消耗,因而客观评价这一过程对油气勘探有着重要意义.生烃动力学和热模拟实验是原油裂解成气动力学研究的基础.本文总结了原油裂解热模拟实验、原油裂解成气过程及判识指标,讨论了原油裂解成气动力学模型及碳同位素动力学,分析了原油裂解成气动力学研究的地质应用.指出现有的原油裂解成气判识指标难以确定有些天然气是属于原油裂解气还是干酪根裂解气,尤其是高-过成熟阶段生成的天然气;碳同位素动力学已逐渐成为当今国内外油气地球化学研究的前沿,而对原油裂解成气过程中的碳同位素分馏效应研究不够,其预测模型尚不完善. 相似文献
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深层海相天然气成因与塔里木盆地古生界油裂解气资源 总被引：3，自引：1，他引：2
我国海相地层时代老,演化程度偏高,高过成熟干酪根热降解生气潜力有限。针对深层海相天然气成因,提出了有机质接力成气机理,具体包含3方面涵义,生气母质的转换、生气时机的接替和气源灶的变迁。源内分散液态烃型气源灶继承了原生气源灶的特征,而源外分散和聚集型液态烃气源灶与原生气源灶相比,则发生了空间上的迁移。上述三部分液态烃在高—过成熟阶段均可裂解成气,但后者通常埋藏较前者浅,裂解成气的时机晚于前者,有利于晚期成藏。通过不同有机质丰度、不同岩性烃源岩生排烃模拟实验研究,建立了不同有机质丰度烃源岩的排油率图版,为源内、源外分散液态烃分配比例和数量研究提供了依据;从3个方面,生烃潜力评价指标S1、热成因沥青和储层的荧光特征,论证了塔里木盆地古生界地层中分散可溶有机质的数量、分布、裂解程度,肯定了塔里木盆地古生界海相烃源岩有机质接力成气的现实性;并用正演研究思路计算了塔里木盆地中下寒武统分散可溶有机质裂解成气数量。有机质接力成气机理的应用大大提高了塔里木盆地台盆区古生界找气的潜力和希望。 相似文献
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原油在储层介质中的加水裂解生气模拟实验 总被引：1，自引：1，他引：1
采用高温高压热模拟实验方法,开展了原油在砂岩和火成岩储层介质中的加水裂解生气模拟实验研究.结果表明,原油开始大量裂解的温度是400℃,随模拟温度增加,甲烷相对含量增大,乙烷以上重烃气尤其是丙烷相对含量减小.其中砂岩的油水混合物裂解生气主要发生在450～500℃之间,生气窗范围小,对应的烃气产率高,火成岩的油水混合物裂解生气主要发生在450～600℃之间,生气窗范围大,对应的烃气产率小.模拟烃气的组分碳同位素分馏显著,随模拟温度增加呈变重趋势.在裂解生气过程中,水解加氢和催化作用对烃气的组成、产率和碳同位素分布有重要影响. 相似文献
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原油在储层介质中的加水裂解生气模拟实验 总被引：5，自引：2，他引：5
采用高温高压热模拟实验方法,开展了原油在砂岩和火成岩储层介质中的加水裂解生气模拟实验研究.结果表明,原油开始大量裂解的温度是400℃,随模拟温度增加,甲烷相对含量增大,乙烷以上重烃气尤其是丙烷相对含量减小.其中砂岩的油水混合物裂解生气主要发生在450～500℃之间,生气窗范围小,对应的烃气产率高,火成岩的油水混合物裂解生气主要发生在450～600℃之间,生气窗范围大,对应的烃气产率小.模拟烃气的组分碳同位素分馏显著,随模拟温度增加呈变重趋势.在裂解生气过程中,水解加氢和催化作用对烃气的组成、产率和碳同位素分布有重要影响。 相似文献
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分散液态烃裂解气资源评价涉及五方面内容,可概括为"五步法"的定量评价方法。步骤一:源内和源外液态烃的分配比例和数量研究。模拟实验及实际地质样品统计相结合的研究结果,烃源岩中滞留烃的数量可观,受有机质丰度、类型、演化程度、烃源岩岩性、物性以及与储集层的配置关系等因素影响。总体特征烃源岩排油率变化于20%~80%,以TOC 2%为界,排油率为50%上下;高TOC、类型优质的烃源岩排油率高。步骤二:源外分散液态烃的主要分布、富集区研究。通过数值模拟正演研究液态烃的优势运移通道及分布富集区;同时,通过热成因沥青的数量统计及分布、样品的荧光特征反演研究分散液态烃的分布富集区。步骤三:不同赋存状态液态烃裂解成气的转化率研究。模拟地质条件下碳酸盐岩、泥岩和砂岩中的分散液态烃裂解生气实验,反映碳酸盐岩、泥岩和砂岩对液态烃的裂解均有催化作用,作用强度依次减弱,主生气期对应的Ro值分别为1.2%~3.2%、1.3%~3.4%和1.4%~3.6%;超压抑制液态烃裂解生气,达到相同转化率温度滞后30℃左右。步骤四:研究区含油气系统研究:加强液态烃晚期规模生气和有效成藏的要素和关键时刻的分析。步骤五:分散液态烃裂解气的定量评价以及资源评估。以深层海相天然气成因研究为基础建立的分散液态烃"五步法"定量评价方法,实现了中国深层古老烃源岩源内分散液态烃裂解气、源外分散液态烃裂解气、古油藏裂解气、干酪根降解气的整体、系统评价。 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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东营凹陷民丰地区天然气生成机理与化学动力学研究 总被引：3，自引：0，他引：3
民丰地区天然气存在源岩热解和原油裂解成因的争议。本文采用高压釜封闭体系对该区烃源岩和原油样品分别进行了热模拟实验,从烃类气体生成过程、气态烃与部分单体烃生成动力学特征讨论了二者的生气机理,认为原油裂解比源岩热解生气活化能高30～40 kJ/mol,原油比源岩生气需要更高的热力学条件。模拟实验证实,成熟阶段源岩热解气与原油裂解气相比,以环烷烃和芳烃相对含量低为特征,与民丰地区产出的天然气组成更接近,据此认为该区天然气主要为源岩热解成因。 相似文献
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准噶尔盆地西北缘南部红车断裂带- 车排子凸起油气藏众多,原油物理化学性质和地球化学特征十分复杂,原油类型及其来源长期存在很大争议。本文在准噶尔盆地不同时代烃源岩生成原油典型地球化学特征与主要油源判识指标归纳总结的基础上,对红车断裂带- 车排子凸起原油地球化学特征和来源进行系统分析研究,将该区域原油分为五类,其中三类原油分别来源于二叠系湖相烃源岩、中—下侏罗统煤系烃源岩、古近系安集海河组湖相烃源岩,另外两类为混合原油,分别为来源于二叠系湖相烃源岩的生物降解稠油与中—下侏罗统煤系烃源岩生成的正常原油和古近系湖相烃源岩生成的正常原油的混合原油。红车断裂带石炭系—白垩系油藏原油主要来源于沙湾凹陷二叠系湖相烃源岩,车排子凸起东北部春风油田稠油来源于沙湾凹陷二叠系湖相烃源岩;车排子凸起东侧- 红车断裂带西侧新近系沙湾组油藏轻质原油来源于四棵树凹陷古近系湖相烃源岩;车排子凸起中部春光油田白垩系—古近系油藏稠油为二叠系来源稠油和侏罗系正常原油的混合原油,新近系沙湾组油藏稠油为二叠系来源稠油与新近系正常原油的混合原油;车排子凸起西部石炭系—古近系油藏轻质原油来源于四棵树凹陷中—下侏罗统煤系烃源岩,而新近系沙湾组油藏轻质原油来源于四棵树凹陷古近系湖相烃源岩。本文对准噶尔盆地西北缘南部地区油气藏成藏研究及区域油气勘探决策具有重要参考作用。 相似文献
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湖相致密油资源地球化学评价技术和应用 总被引：1，自引：0，他引：1
湖相致密油或页岩油资源量和可采性评价关键问题:一是在什么地方;二是有多少;三是有多少可采出。本文讨论了解决这3个问题的关键性地质技术和理论。湖相致密油勘探层空间分布识别的关键是高有机丰度源岩层段和含油夹层精细识别。利用源岩测井地球化学评价技术可识别出湖相地层中不同w(TOC)区间的源岩层段,利用氢指数(IH)与w(TOC)的相关性,可实现湖相源岩层非均质性精细表征。湖相致密油勘探层油的赋存形式分为两类:一是致密油勘探层中砂岩、粉砂岩和碳酸盐岩夹层中的油,呈游离态;二是富有机质源岩中的油,包括了吸附态和游离态。吸附油在目前的技术条件下难以开采,现阶段真正有工业价值的是游离油。根据实际地球化学数据可标定出源岩中游离油量和吸附油量模型,从而可计算出游离油量、吸附油量和总原地油量。致密油流动性控制了其可采性,而源岩成熟度和生烃转化率是控制烃类流动性的关键。利用湖相高丰度源岩(w(TOC)>2%)IH演化可较高精度地标定源岩的成熟度和转化率。以泌阳盆地为例展示了如何从源岩生烃模型和实际岩石热解数据预测页岩油的流动性。 相似文献
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东濮凹陷盐湖相油气成因与成藏机理研究薄弱。采用色谱/质谱(GC/MS)等常规技术,结合傅立叶变换离子回旋共振质谱、单体烃碳同位素技术,对东濮凹陷北部文明寨、卫城地区油气特征及其成因进行了解剖。结果表明,该区原油具有植烷对姥鲛烷优势显著、伽马蜡烷富集、升藿烷“翘尾”、甾烷异构化程度较低等咸水、盐湖相原油的典型特征。原油还具有正构烷烃单体烃碳同位素呈低碳重、高碳轻、近两段式分布的特征,与柴达木盐湖相原油有所差异。原油中检测到丰富的S1、S2、O1S1、N1、O1、O2、O3等芳构化程度较低的NSO化合物,其与该区低熟油的形成关系密切。油-油、油-岩详细对比表明,东濮凹陷北部原油主要来自埋深超过3 000 m的沙三—沙四段烃源岩、存在不同成熟度原油混合聚集现象。研究结果对该区进一步油气勘探具有重要指示意义。 相似文献
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塔里木盆地顺北地区超深层垂深为7 200~7 863.6 m的奥陶系一间房-鹰山组储层中发现了挥发油藏和轻质油藏，油藏赋存深度下限不断突破传统认识.使用地球化学方法研究了顺北地区不同断裂带油气藏的地球化学特征及蚀变作用.顺北地区不同断裂带原油均具有轻碳同位素特征，C23三环萜烷/C21三环萜烷>1，C28甾烷含量低的特点，三芴系列组成中具有较高含量的二苯并噻吩含量，表明与塔河原油具有相似的母源.（C21+C22）甾烷/（C27~C29）甾烷、C27重排/C27规则甾烷、甲基菲指数和二苯并噻吩系列成熟度表明顺北地区原油成熟度呈现1号断裂带（含分支断裂）≈3号断裂带>次级断裂带>5号断裂带>7号断裂的特征，原油成熟度受控于油藏初始静温.顺北地区奥陶系天然气均为湿气，天然气甲烷碳同位素分布范围为-50.7‰~-44.7‰，不同断裂带天然气成熟度的差异与不同断裂带原油成熟度的分布规律相似.顺北地区原油（4+3）甲基双金刚烷含量较低，分布范围为9.25~36.44 μg/g，指示原油裂解程度较低.原油中均可检测出完整系列的低聚硫代金刚烷，含量分布范围为0.76~18.88 μg/g，表明原油硫酸盐热化学还原作用（TSR）弱，顺北地区天然气为湿气及甲烷碳同位素轻表明油气藏未遭受气侵作用.地温研究表明顺北地区地温梯度低，为2.12℃/100 m，埋深8 000 m的地层目前仅为160~170℃，地质历史时期，奥陶系地温未超过170℃，未达到原油大量裂解温度的门限.顺北地区奥陶系长期的低地温加之油气藏蚀变作用弱，是顺北地区奥陶系保持挥发油相的关键. 相似文献
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Hydrous pyrolysis (HP) experiments were used to investigate the petroleum composition and quality of petroleum generated from a Brazilian lacustrine source rock containing Type I kerogen with increasing thermal maturity. The tested sample was of Aptian age from the Araripe Basin (NE-Brazil). The temperatures (280–360 °C) and times (12–132 h) employed in the experiments simulated petroleum generation and expulsion (i.e., oil window) prior to secondary gas generation from the cracking of oil. Results show that similar to other oil prone source rocks, kerogen initially decomposes in part to a polar rich bitumen, which decomposes in part to hydrocarbon rich oil. These two overall reactions overlap with one another and have been recognized in oil shale retorting and natural petroleum generation. During bitumen decomposition to oil, some of the bitumen is converted to pyrobitumen, which results in an increase in the apparent kerogen (i.e., insoluble carbon) content with increasing maturation.The petroleum composition and its quality (i.e., API gravity, gas/oil ratio, C15+ fractions, alkane distribution, and sulfur content) are affected by thermal maturation within the oil window. API gravity, C15+ fractions and gas/oil ratios generated by HP are similar to those of natural petroleum considered to be sourced from similar Brazilian lacustrine source rocks with Type I kerogen of Lower Cretaceous age. API gravity of the HP expelled oils shows a complex relationship with increasing thermal maturation that is most influenced by the expulsion of asphaltenes. C15+ fractions (i.e., saturates, aromatics, resins and asphaltenes) show that expelled oils and bitumen are compositionally separate organic phases with no overlap in composition. Gas/oil ratios (GOR) initially decrease from 508–131 m3/m3 during bitumen generation and remain essentially constant (81–84 m3/m3) to the end of oil generation. This constancy in GOR is different from the continuous increase through the oil window observed in anhydrous pyrolysis experiments. Alkane distributions of the HP expelled oils are similar to those of natural crude oils considered to be sourced from similar Brazilian lacustrine source rocks with Type I kerogen of Lower Cretaceous age. Isoprenoid and n-alkane ratios (i.e., pristane/n-C17 and phytane/n-C18) decrease with increasing thermal maturity as observed in natural crude oils. Pristane/phytane ratios remain constant with increasing thermal maturity through the oil window, with ratios being slightly higher in the expelled oils relative to those in the bitumen. Generated hydrocarbon gases are similar to natural gases associated with crude oils considered to be sourced from similar Brazilian lacustrine source rocks with Type I kerogen of Lower Cretaceous, with the exception of elevated ethane contents. The general overall agreement in composition of natural and hydrous pyrolysis petroleum of lacustrine source rocks observed in this study supports the utility of HP to better characterize petroleum systems and the effects of maturation and expulsion on petroleum composition and quality. 相似文献
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生排烃过程中正构烷烃单体碳同位素组成的变化特征及其研究意义 总被引：1，自引：0，他引：1
通过对生排烃模拟实验产物 (残留油和排出油 )中正构烷烃单体碳同位素组成的测定,揭示出生排烃过程中正构烷烃碳同位素组成的变化特征。研究表明,生烃初期,液态正构烷烃主要来自干酪根的初次裂解,它们的碳同位素组成不论是在排出油中还是在残留油中,随温度的变化都不明显,呈现较相似的分布特征;在生烃高峰期,早期形成的沥青质和非烃等组分的二次裂解以及高碳数正构烷烃可能存在的裂解,使得正构烷烃单体碳同位素组成明显富集13 C,尤其在高碳数部分呈现出较大的差异。另外,实验结果显示排烃作用对液态正烷烃单体碳同位素组成的影响不太显著。 相似文献
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地层温、压是油气成藏环境的能量参数,影响着油气从生成、运聚、调整,直至逸散的整个过程。前人研究多注重温度对油气生成、压力对油气运移的控制作用,对温度在油气运移、聚集中的作用还没有系统的研究。作者通过对油气运移、聚集过程中所发生的物理、化学及物理化学作用分析,明确了地层温度在其中所起的作用。对油气运移,一方面,地层温度非均匀变化引起的热应力,可以直接为油气运移提供驱动力;另一方面,地层温度通过改变分子粘度、表面张力、溶解度等物性参数影响油气运移能力。对于油气聚集,地层温度(和地层压力等)不仅影响和制约油气的分布位置,还通过控制有机质演化进程、影响烃类流体相态分异,来影响油气的聚集特征。最后还对地层温度控藏中存在的问题进行了探讨,认为地层温度与地层压力、构造应力等因素存在一定内在联系并共同控制油气成藏,在分析地层温度对各成藏阶段的影响时应恢复相应时期的地温场。 相似文献
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LIU Luofu KUANG Jun WANG Ping CHEN Zhijun WANG Weibin ZHAO Yande WU Lin JIN Jun WANG Weili MENG Jianghui ZHOU Jieli LIU Guodong 《《地质学报》英文版》2010,84(5):1209-1219
<正>So far there has been no common opinion on oil source of the Chepaizi swell in the Junggar Basin.Therefore,it is difficult to determine the pathway system and trend of hydrocarbon migration, and this resulted in difficulties in study of oil-gas accumulation patterns.In this paper,study of nitrogen compounds distribution in oils from Chepaizi was carried out in order to classify source rocks of oils stored in different reservoirs in the study area.Then,migration characteristics of oils from the same source were investigated by using nitrogen compounds parameters.The results of nitrogen compounds in a group of oil/oil sand samples from the same source indicate that the oils trapped in the Chepaizi swell experienced an obvious vertical migration.With increasing migration distance,amounts and indices of carbazoles have a regular changing pattern(in a fine linear relationship).By using nitrogen compounds techniques,the analyzed oil/oil sand samples of Chepaizi can be classified into two groups.One is the samples stored in reservoir beds of the Cretaceous and Tertiary,and these oils came from mainly Jurassic source rock with a small amount of Cretaceous rock;the other is those stored in the Jurassic,Permian and Carboniferous beds,and they originated from the Permian source.In addition,a sample of oil from an upper Jurassic reservoir(Well Ka 6), which was generated from Jurassic coal source rock,has a totally different nitrogen compound distribution from those of the above-mentioned two groups of samples,which were generated from mudstone sources.Because of influence from fractionation of oil migration,amounts and ratios of nitrogen compounds with different structures and polarities change regularly with increasing migrating distance,and as a result the samples with the same source follow a good linear relationship in content and ratio,while the oil samples of different sources have obviously different nitrogen compound distribution owing to different organic matter types of their source rocks.These conclusions of oil source study are identical with those obtained by other geochemical bio-markers. Therefore,nitrogen compounds are of great significance in oil type classification and oil/source correlation. 相似文献
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The Erlian basin is a continental rift basin located in Inner Mongolia, Northern China. It is a typical representative of Cretaceous Northeast Asian Rift System, which includes many small petroliferous basins in Mongolia Republic and Northern China. Although Lower Cretaceous source rocks are understood to be most important in the Erlian petroleum systems, the precise identification of these source rock intervals and their determination on oil families distribution and composition are poorly understood in this tectonically complicated, nonmarine basin. New bulk data have been gathered from source rock intervals, oil sands and crude oil samples in eight main oil-producing subbasins. Geochemical analyses indicate that Lower Cretaceous Aershan formation (K1ba) and Tengger 1 formation (K1bt1) are two main source intervals in the Erlian basin and their source rock facies vary from profundal lacustrine to marginal lacustrine according to biomarker and trace elements calibration, the profundal lacustrine facies is characterised by brackish water and anoxic environment, which is similar to their correlative oils (Family 1 oils). The marginal lacustrine facies is characterised by freshwater and suboxic environment, which sourced the most common Family 2 oils. Meanwhile, different maturation processes exercise the second control on oil groups and their compositions, the profundal lacustrine source rocks characterised by their sulphur-rich kerogens lead to two oil groups (group 1 and group 2 oils), whose maturity range from low to normal; while, the marginal lacustrine source rock only lead to normal-maturity oils. At last, biodegradation affected the composition of a certain oils and formed group 4 heavy oils. In addition, short migration distance in small subbasins made the contamination or fractionation less notable in the Erlian basin. 相似文献