2022, Vol. 34
2. 中国石油大学(北京)克拉玛依校区 石油学院, 新疆 克拉玛依 834000;
3. 中国石油勘探开发研究院 西北分院, 兰州 730020
2. Faculty of Petroleum, China University of Petroleum-Beijing at Karamay, Karamay 834000, Xinjiang, China;
3. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development-Northwest, Lanzhou 730020, China
生烃动力学实验是对地下烃源岩模拟生成油气的一个重要方法，是烃源岩生烃潜力评价中非常关键的一步[1-2]。大多数生烃动力学研究采用热模拟实验获得相关参数[3]，其中又以封闭体系黄金管热解模拟装置应用最为广泛[4-5]。学者们在国内外各大型含油气盆地，如淡水湖相沉积的冀中坳陷饶阳凹陷古近系沙三段烃源岩、廊固凹陷沙三段烃源岩[6]、黑鱼泡凹陷白垩系青山口组烃源岩[7]；咸水湖相沉积的惠民凹陷古近系沙三段烃源岩[8]、东营凹陷古近系沙四段烃源岩[9]、松辽盆地西部晚白垩系嫩江组烃源岩[10]、江汉盆地潜江凹陷古近系潜江组烃源岩[11]，准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩[12]；海相沉积的渤海湾盆地济阳坳陷下古生界碳酸盐岩[13]、鄂尔多斯盆地东北缘山西组2段烃源岩[14]、三塘湖盆地烃源岩[15]、四川盆地广元地区大隆组烃源岩[16]、美国德克萨斯州Fort Worth Basin密西西比系Barnett烃源岩及俄克拉荷马州Arkoma Basin的密西西比系Woodford烃源岩[17]都进行了生烃动力学研究。
现有研究认为，玛湖凹陷风城组形成于古盐度高、还原性强的碱湖沉积环境[18-20]。碱湖水体生物贫乏但菌、藻类发育，以菌、藻类为主的生油母质是富化了富氢组分的有机质，烃转化率高，碱性越大，生烃能力越强，属于好—极好级的烃源岩[21-22]。美国绿河组页岩和中国泌阳凹陷的核桃园组均为典型的碱湖沉积[23-25]，形成于古近纪始新世，准噶尔盆地二叠系风城组烃源岩为较古老的碱湖烃源岩[26]。已有研究大多只关注单一盆地，未开展不同盆地、不同沉积环境热模拟数据结果的对比。为明确准噶尔盆地二叠系风城组烃源岩生烃能力，挑选具有代表性的烃源岩样品，开展封闭体系的黄金管热模拟生烃动力学实验模拟其生烃过程，建立玛湖凹陷二叠系风城组碱湖相烃源岩热解生烃模式。同时，收集整理14个不同凹陷的烃源岩黄金管热模拟生烃实验数据，并进行不同沉积环境烃源岩的对比分析，以明确碱湖相烃源岩的生烃能力及其特征。
1 地质概况玛湖凹陷位于中国新疆准噶尔盆地西北部，是公认的富烃凹陷[27-28]，面积近5 000 km2(图 1a)，历经晚海西运动、印支运动、燕山运动，在燕山末期覆盖定型。玛湖凹陷自上而下发育白垩系吐谷鲁群(K1tg)，侏罗系齐古组(J3q)、三工河组(J2s)、八道湾组(J1b)，三叠系白碱滩组(T3b)、克拉玛依组(T2k)、百口泉组(T1b)，二叠系下乌尔禾组(P2w)、夏子街组(P2x)、风城组(P1f)、佳木河组(P1j)。侏罗系与三叠系、三叠系与二叠系、二叠系和石炭系均为区域性不整合接触(图 1b)。
|
下载原图 图 1 准噶尔盆地玛湖凹陷构造位置(a)与岩性地层综合柱状图(b) Fig. 1 Structural location(a)and stratigraphic column(b)of Mahu Sag, Junggar Basin |
1955年在玛湖凹陷源外与源边的克拉玛依—乌尔禾断裂带发现了新中国第一个大油田，即克拉玛依油田，经过六十多年的勘探开发，发现该区多层系成藏，形成了自克拉玛依至乌尔禾连绵100 km的油气富集带，累计探明储量约20×108 t。近几年，该区油气勘探逐步从源外转向源内，在玛湖凹陷内发现10×108 t三级储量，累计探明储量占盆地储量的75% 左右。近30×108 t探明储量主要来源于玛湖凹陷二叠系风城组烃源岩，该套地层是准噶尔盆地西北缘和玛湖凹陷的主力烃源岩之一[29-30]。
二叠系风城组地质特征复杂多变，在平面及垂向上岩性差异较大。风城组属于扇三角洲—湖相沉积体系，玛湖凹陷的西北缘主要为砂砾岩沉积，向凹陷内逐渐演变为砂岩沉积，中心地带主要为碱湖环境沉积的泥质白云岩、白云质泥岩等，且发育了大量的特征性碱类矿物，生烃潜力巨大。
2 实验样品与内容 2.1 实验样品玛湖凹陷二叠系风城组主力烃源岩的动力学特征研究的关键在于选择具有代表性的样品，从而建立起相应的生烃动力学模式。此次实验在多块样品分析测试的基础上，选择出2块取自风南7井(FN7)的泥质白云岩样品，泥质白云岩在研究区广泛分布，生烃潜力大，为风城组的主力烃源岩。样品成熟度较低，Ro值均为0.6%，有机质丰度较高，TOC值分别为0.856 3% 和1.369 9%(表 1)。
|
下载CSV 表 1 准噶尔盆地玛湖凹陷FN7井二叠系风城组实验样品的地球化学信息 Table 1 Geochemical information of experimental samples of Permian Fengcheng Formation of well FN7 in Mahu Sag, Junggar Basin |
实验仪器采用中科院广州地化所研制的生烃动力学热模拟实验装置(专利号：CN101149363)[31]，实验过程及标准遵循石油天然气行业标准“黄金管生烃热模拟实验方法[32]”。
热模拟实验过程为：①在压力为50 Mpa的条件下，每个样品分别以2 ℃/h和20 ℃/h的升温速率, 从室温加热至600 ℃，并保持600 ℃恒温1 h。②从336 ℃到600 ℃，每隔24 ℃，对样品的气态产出物进行定性、定量及碳同位素分析；对液态产出物中的轻组分(C6—C14)进行气相色谱(GC)定性、定量分析；对液态产出物中的重组分(C14+)进行有机抽提、称重分析；对热解油全组分进行气相色谱- 质谱(GC-MS)分析；对热模拟烃类气态产出物进行产率定量及生烃动力学参数计算。③最后得到原岩及原始干酪根的热解及TOC数据(表 2、表 3)。
|
|
下载CSV 表 2 准噶尔盆地玛湖凹陷FN7井二叠系风城组烃源岩样品YF1的升温热解过程中气态物与液态物产率 Table 2 Production of gaseous and liquid products during pyrolysis of source rock sample YF1 of Permian Fengcheng Formation of well FN7 in Mahu Sag, Junggar Basin |
|
|
下载CSV 表 3 准噶尔盆地玛湖凹陷FN7井二叠系风城组烃源岩样品YF2的升温热解过程中气态物与液态物产率 Table 3 Production of gaseous and liquid products during pyrolysis of source rock sample YF2 of Permian Fengcheng Formation of well FN7 in Mahu Sag, Junggar Basin |
本次研究采用Kinetic软件进行数据处理。该软件应用多个平行一阶反应的生烃动力学模式，其中，所有平行反应具有共同的频率因子。利用实验得到的动力学参数，再根据实际地质条件进行生烃预测。
3 实验结果与分析 3.1 液态产物的生成和裂解烃源岩生烃过程中，重质油的生成要早于轻质油，以YF2岩样以20 ℃/h速率升温为例，2种组分达到最大产量对应的温度分别约为384.2 ℃和456 ℃。当热解温度高于384.2 ℃时，重质油产量迅速降低，而轻质油产量仍不断上升。实际上，液态烃或轻质油主要来源于早期生成重质组分的热分解。Ⅰ型有机质的热解生烃以油为主，而到了504 ℃的高温阶段以后，封闭体系中甲烷的产量迅速增加，这是由早期生成液态产物及湿气的裂解而成。
在整个热模拟实验演化过程中，气态产物以C1为主(图 2a)，其次为C2—C5(图 2b)。以YF2岩样，2 ℃/h的升温速率(YF2-13至YF2-24)为例，在热模拟实验演化过程中，早期气态烃含量极少，随着温度的上升，当温度到408.1 ℃时，开始有重烃降解为碳数更小的气态烃。其中，C1的产率随温度升高逐渐增大，在模拟温度600 ℃时，产率达到峰值，为114.33 mg/(g·TOC)；C2—C5产率在模拟温度458 ℃左右达到高峰，为76.36 mg/(g·TOC)，温度超过530.3 ℃之后，几乎所有的C2—C5都裂解为热力学更稳定的甲烷。通过2个升温速率的对比可知不同的升温速率对天然气的生成具有一定的影响，但差异不大，升温速率越小，对应的产气温度越低。
|
下载原图 图 2 准噶尔盆地玛湖凹陷FN7井二叠系风城组烃源岩热模拟实验气态烃C1(a)与C2—C5(b)产率随温度变化的曲线 Fig. 2 Variation of gaseous hydrocarbon C1(a)and C2—C5(b)yields with temperature in thermal simulation of source rocks of Permian Fengcheng Formation of well FN7 in Mahu Sag, Junggar Basin |
液态物产率随温度升高先升高后降低(图 3a)，总烃产率也随温度升高先增大后减小，但降低幅度较小(图 3b)，表明液态烃产率开始下降后，气态烃产率是增大的，减缓了总烃产率的下降速率。以2 ℃/h升温速率的实验结果为例，FN7井烃源岩2个样品的液态烃均仅出现1个生油高峰，其中样品YF1在模拟温度425 ℃左右，液态烃产率达到峰值，为150.03 mg/(g·TOC)；样品YF2在模拟温度410 ℃左右，液态烃产率达到峰值为73.46 mg/(g·TOC)。当实验升温速率不同时，烃源岩的烃产率也不同。在实验过程中，以2 ℃/h和20 ℃/h的升温速率对烃源岩进行加热时，发现当加热到两者产率相同时，以2 ℃/h的升温速率加热时，生烃温度更低，说明烃源岩生烃时反应温度和反应时间具有一定的互补性，高温短时间和低温长时间可以达到相同的反应程度。
|
下载原图 图 3 准噶尔盆地玛湖凹陷FN7井二叠系风城组烃源岩热模拟实验液态烃产率(a)与总烃产率(b)随温度变化的曲线 Fig. 3 Variation of liquid hydrocarbon yield(a)and total hydrocarbon yield(b)with temperature in thermal simulation of source rocks of Permian Fengcheng Formation of well FN7 in Mahu Sag, Junggar Basin |
黄金管热模拟实验显示准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系风城组烃源岩的总烃产率高，以生油为主，生气相对较少，且只有一个生油高峰期。
3.2 热模拟样品生烃动力学参数理论上讲，应用Kinetic软件可计算任一成分生烃动力学参数。在实际运用中，可将各烃类分组再分别计算出他们的动力学参数。此次实验将气态烃热解的产物分为轻烃气(C1)和重烃气(C2—C5)2组，将液态烃热解的产物分为轻质油(C6-C14)和重质油(C14+)2组。
通过使用生烃动力学专用软件Kinetic对玛湖凹陷风城组2个样品生烃动力学数据进行拟合计算与动力学参数模拟，得到生烃动力学参数。以样品YF1为例，C1生成活化能为197~289 kJ/mol，主峰值为268 kJ/mol(图 4a)；C2—C5生成活化能为209~310 kJ/mol，主峰值为255 kJ/mol (图 4b)；C6— C14轻质油生成活化能222~272 kJ/mol，主峰值为251 kJ/mol(图 4c)；C14+重油生成活化能为201~ 264 kJ/mol，主峰值为247 kJ/mol (图 4d)。A为数据处理时采用的指前因子。
|
下载原图 图 4 准噶尔盆地玛湖凹陷FN7井二叠系风城组烃源岩YF1样品中C1(a)，C2—C5(b)，C6—C14(c)和C14+(d)生成的活化能统计 Fig. 4 Distribution of activation energy for C1(a), C2—C5(b), C6—C14(c)and C14+(d)of source rock sample YF1 of Permian Fengcheng Formation of well FN7 in Mahu Sag, Junggar Basin |
对比分析气态烃类和液态烃类生成的活化能，发现气态烃类生成的活化能比液态烃类的分布范围更宽(图 5)。因为气态烃类既可直接来源于有机质，也可来源于液态烃类的裂解。现有研究成果显示液态烃类开始裂解为气态的温度大约为170 ℃，在快速升温的条件下，开始裂解的温度可以略高于200 ℃；液态烃类全部裂解成气态烃的转换率为50%~60%[33-34]。
|
下载原图 图 5 准噶尔盆地玛湖凹陷FN7井二叠系风城组烃源岩中气态烃与液态烃生成的活化能统计对比 Fig. 5 Distribution and proportion of activation energy of gaseous and liquid hydrocarbons of source rocks of Permian Fengcheng Formation of well FN7 in Mahu Sag, Junggar Basin |
分析烃源岩热模拟实验碳同位素值(δ13C)的变化，可知该区样品天然气的碳同位素呈现如下特征：碳同位素值一般随碳链长度增加而增大，呈正序分布，即δ13C1 < δ13C2 < δ13C3。样品YF1的δ13C1为-45‰~ -34‰，δ13C2为-37‰~-15‰，δ13C3为-35‰~-15‰；样品YF2的δ13C1为-46‰~-34‰，δ13C2为-36‰~ -10‰，δ13C3为-35‰~-5‰。不同碳数烃的碳同位素差别受成熟度影响较小，单体化合物碳同位素与成熟度有关，呈现两头高、中间低的曲线特征。以20 ℃/h升温速率进行热模拟的结果显示：δ13C1曲线在400 ℃左右发生转折，在转折点前呈微下降的趋势，之后缓慢上升，且δ13C1在Ro >1.5% 时与Ro值表现为近线性关系；δ13C2和δ13C3与δ13C1的曲线形态类似，在500 ℃时出现不明显转折，转折点之前碳同位素变化小，转折点后增加非常快(图 6)。
|
下载原图 图 6 准噶尔盆地玛湖凹陷FN7井二叠系风城组烃源岩热模拟实验碳同位素随Ro的变化特征 Fig. 6 Variation of carbon isotope with Ro in thermal simulation of source rocks of Permian Fengcheng Formation of well FN7 in Mahu Sag, Junggar Basin |
烃源岩的生烃模式对油气勘探具有重要的指导意义。为研究玛湖凹陷二叠系风城组烃源岩的生烃演化规律，将风城组的泥质白云岩样品YF1和YF2以2 ℃/h的升温速率对其进行加热实验，利用其生烃动力学参数和烃类产率，结合饱和烃色谱特征构建了玛湖凹陷风城组烃源岩的生烃模式(图 7)。
|
下载原图 图 7 准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系风城组烃源岩生烃模式 Fig. 7 Hydrocarbon generation model of source rocks of Permian Fengcheng Formation in Mahu Sag, Junggar Basin |
从烃源岩样品的生烃模式及气、液态烃产率可以看出，当Ro < 0.5% 时，烃源岩处于未成熟阶段，基本无气体产生；当0.5%≤Ro < 1.2% 时，C1—C5产率逐渐升高，为烃源岩生烃的成熟阶段；当1.2%≤Ro < 2.0% 时，C1—C5产率增长速率最大，表示烃源岩生烃进入高成熟阶段；当Ro≥2.0% 时，C1—C5产率增长速率又逐渐减至最小，且C2，C3，C4和C5在Ro≥2.0% 后全部裂解。实验数据显示C5最先裂解，C2最晚裂解，表明碳链越长的气态烃越不稳定，在高温下更容易裂解为低链烃，这也使重烃气产率越来越小，此时为烃源岩生烃的过成熟阶段即热裂解干气阶段，此阶段以轻质油和湿气的裂解作用为主，产物主要为C1。
热模拟实验显示玛湖凹陷二叠系风城组烃源岩在Ro≥2.0% 时，即过成熟阶段，仍有不小的生成天然气的潜力，可一直延续到Ro=5.0%，此时生成的天然气主要为碳链较短的轻气烃。当Ro=4.5% 时，C1仍然有较明显的增长，表明此时的烃源岩依然在产生天然气。
对于玛湖凹陷风城组烃源岩生烃模式中液态烃产率，在Ro < 0.5% 时，烃源岩处于未成熟阶段，几乎不产生液态烃。在0.5%≤Ro < 1.2% 的成熟阶段，产生的液态烃主要为碳数大于14的烃类；随着成熟度逐渐增加，温度也逐渐升高，碳数大于14的烃类逐渐裂解，生成的液态烃主要由碳数在6~14的烃类组成。在Ro≥2.0% 的过成熟阶段，烃源岩生成的液态烃很少，随着温度继续升高，在Ro= 4.5%时几乎不再生成液态烃或者液态烃完全裂解。
从各类烃产率可以看出，在有机质成熟度较低时，烃源岩主要生油。在Ro= 0.6% 时，烃源岩生成的烃类基本都是液态烃；烃源岩随着温度升高，成熟度逐渐增加，生油量减小，而生气量增加。当Ro为1.5% 左右时，烃源岩的生油量与生气量差不多相等。当Ro≥2.0% 时，烃源岩生成的烃类主要是气态烃。在烃源岩成熟后的各个阶段，都有较高的烃类物质产生，表明玛湖凹陷风城组烃源岩的生烃总量很大，有机质丰度高。
4.2 生烃模式及生烃能力对比通过调研国内外相关文献，收集整理了14个来自不同凹陷的烃源岩样品热模拟生烃实验数据，并按湖相、咸水湖相、海相等沉积相类型将所搜集到的数据进行分类(表 4)。通过文献调研搜集整理到的各沉积相的烃源岩样本数据来自不同的地区、不同深度与层位，样品的TOC含量也各不相同，这就意味着要想较为客观准确地判断烃源岩的生烃效率，不能单纯依靠烃源岩热模拟实验得到的烃类产率，而单位TOC的烃类产率这一指标就很好地解决了这个问题，其含义为每克烃源岩中所含1% 的TOC产生的烃类量。
|
|
下载CSV 表 4 国内外不同沉积盆地烃源岩实验样品地球化学参数 Table 4 Geochemical parameters for experimental source rock samples in different sedimentary basins at home and abroad |
各烃源岩样本的液态烃产率均呈先升后降的趋势，存在一个生油高峰。相对而言，准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系风城组碱湖相烃源岩大量生油的温度区间较宽，为350~550 ℃，属于中等偏上，宽于海相烃源岩生油温度区间，略宽于湖相烃源岩生油区间，与松辽盆地西部烃源岩和潜江凹陷烃源岩的生油区间差不多，但窄于吉木萨尔凹陷烃源岩的生油温度区间。对风城组碱湖相烃源岩样品YF1，以2 ℃/h的升温速率进行升温测试，在385.0 ℃时达到生烃高峰，烃产率为465.85 mg/(g·TOC)(图 8a)；以20 ℃/h的升温速率升温，在408.0 ℃时达到生烃高峰，烃产率为452.79 mg/(g·TOC)(图 8b)。咸化湖相的吉木萨尔凹陷烃源岩的生油峰值最大，当升温速率为2 ℃/h时，在360.0 ℃达到生烃高峰，烃产率为629.71 mg/(g·TOC)；当升温速率为20 ℃/h时，在400.0 ℃达到生烃高峰，烃产率为649.30 mg/ (g·TOC)。海相的鄂尔多斯盆地烃源岩生油峰值最小，当升温速率为2 ℃/h时，在385.3 ℃达到生烃高峰，烃产率为25.09 mg/(g·TOC)；当升温速率为20 ℃/h的时，在432.0 ℃达到生烃高峰，烃产率为27.80 mg/(g·TOC)。风城组烃源岩的生油持续时间较长，比一般湖相和海相烃源岩样本持续时间长，略短于咸化湖相的吉木萨尔凹陷烃源岩。
|
下载原图 图 8 国内外不同沉积盆地烃源岩生油能力对比 Fig. 8 Oil generation capacity of source rocks in different sedimentary basins at home and abroad |
风城组碱湖相烃源岩生气能力在所有样品中属于中等偏上，比湖相黑鱼泡凹陷、饶阳凹陷、惠民凹陷以及咸化湖相的吉木萨尔凹陷的烃源岩生气能力弱，但比其他样品生气能力强，尤其远胜于海相的鄂尔多斯盆地、三塘湖盆地、济阳坳陷烃源岩的生气能力。当升温速率为2 ℃/h时，快速生气阶段的温度区间中等，为450~500 ℃(图 9a)，在此温度区间内气态烃产率迅速升高，并在此温度之后维持在相对较高的水平。出现这种现象的原因是在加热末期，大量重烃气(C2-5)开始发生裂解生成相对分子质量更小的甲烷，导致气态烃总体积膨胀，而重量基本维持不变。当升温速率为20 ℃/h时，快速生气阶段的温度区间中等，为410~500 ℃(图 9b)，最终生气量略高于升温速率为2 ℃/h时。风城组碱湖相烃源岩达到最大气态烃产率时的Ro值相对较小，在Ro＜2.0% 时就已经进入气态烃产率峰值阶段，而海相和咸化湖相烃源岩达到生气峰值的Ro要略微滞后，但也集中在Ro=2.0% 附近。
|
下载原图 图 9 国内外不同沉积盆地烃源岩生气能力对比 Fig. 9 Gas generation capacity of source rocks in different sedimentary basins at home and abroad |
热模拟实验数据显示，风城组碱湖相烃源岩和咸化湖相烃源岩的生烃能力整体上较海相烃源岩明显强，不管是生烃总量，还是生烃持续时间，都明显优海相烃源岩。相对于淡水湖相烃源岩，咸化湖相和碱湖相烃源岩的生烃能力优势不明显，也没有呈现双峰生烃模式，这一结论与刘得光等[35]的观点吻合。
准噶尔盆地玛湖凹陷风城组烃源岩Ro普遍超过0.6%，平均为1.4%，凹陷中心区为1.6%，表明该套烃源岩普遍处于成熟—高成熟阶段，以生油为主，生气为辅，未达到过成熟的大量生气阶段[36-37]。玛湖凹陷及其周缘已发现的近30×108 t探明储量绝大多数为油藏，天然气藏极少，也从勘探结果上证实了该认识。
5 结论(1) 玛湖凹陷二叠系风城组烃源岩为准噶尔盆地西北缘和玛湖凹陷的主力烃源岩之一。玛湖凹陷风城组碱湖相烃源岩C1，C2—C5，C6—C14，C14+的生成活化能分别为197~289 kJ/mol，209~310 kJ/mol，222~272 kJ/mol，201~247 kJ/mol。
(2) 在热模拟实验中，烃类气体含量随温度升高而增大，不同的升温速率对天然气的生成具有一定的影响，但差异不大，升温速率越小，对应的生气温度越低。各样品的液态烃类产率随模拟温度升高先增大而后减小，而气体产率持续增大，总产油率高于产气率，气态烃碳同位素组成基本保持了油型气的特征。
(3) 玛湖凹陷风城组碱湖相烃源岩样品YF1和YF2总烃产率最高分别可达412.24 mg/(g·TOC) 和280.07 mg/(g·TOC)。烃产率曲线上存在一个生油高峰，生油高峰温度为420~460 ℃，气体产率随模拟温度升高而持续增大。
(4) 玛湖凹陷风城组烃源岩演化处于成熟—高成熟阶段，以生油为主，生气为辅，大型气藏存在的可能性较小，深层以高熟轻质油为主。
| [1] |
苏鹏, 徐建永, 汪航, 等. 南黄海盆地南二凹古近系泥岩生烃动力学特征. 高校地质学报, 2019, 25(6): 871-878. SU Peng, XU Jianyong, WANG Hang, et al. Kinetics characteristics of hydrocarbon generation of Paleogene shales in the Naner Sag, South Yellow Sea Basin. Geological Journal of China Universities, 2019, 25(6): 871-878. |
| [2] |
谢明贤, 陈广坡, 李娟, 等. 海拉尔盆地外围凹陷南一段烃源岩生烃动力学研究. 岩性油气藏, 2020, 32(3): 24-33. XIE Mingxian, CHEN Guangpo, LI Juan, et al. Hydrocarbon generation kinetics of source rocks of the first member of Nantun Formation in peripheral sags of Hailar Basin. Lithologic Reservoirs, 2020, 32(3): 24-33. |
| [3] |
刘大永, 彭平安, 林会喜, 等. 生烃动力学、同位素动力学方法在烃源岩研究中的应用. 地质通报, 2006, 25(9/10): 1201-1204. LIU Dayong, PENG Ping'an, LIN Huixi, et al. Application of hydrocarbon generation kinetics and isotopic distillation kinetics to the study of hydrocarbon source rocks. Geological Bulletin of China, 2006, 25(9/10): 1201-1204. |
| [4] |
汤庆艳, 张铭杰, 张同伟, 等. 生烃热模拟实验方法述评. 西南石油大学学报(自然科学版), 2013, 35(1): 52-62. TANG Qingyan, ZHANG Mingjie, ZHANG Tongwei, et al. A review on pyrolysis experimentation on hydrocarbon generation. Journal of Southwest Petroleum University(Science & Technology Edition), 2013, 35(1): 52-62. |
| [5] |
饶松, 胡圣标, 汪集旸, 等. 有机质生烃动力学参数研究进展: 回顾和展望. 地球物理学进展, 2010, 25(4): 1424-1432. RAO Song, HU Shengbiao, WANG Jiyang, et al. Hydrocarbon generation kinetic parameters of organic matter: Review and outlook. Progress in Geophysics, 2010, 25(4): 1424-1432. DOI:10.3969/j.issn.1004-2903.2010.04.034 |
| [6] |
陈晓艳, 田福清, 邹华耀, 等. 湖相烃源岩热演化生烃研究: 基于冀中坳陷烃源岩加水热模拟实验. 天然气地球科学, 2018, 29(1): 103-113. CHEN Xiaoyan, TIAN Fuqing, ZOU Huayao, et al. Study on hydrocarbon-generation of lacustrine source rocks based on hydrous pyrolysis experiments of source rocks from Jizhong Depresssion, Bohai Bay Basin. Natural Gas Geoscience, 2018, 29(1): 103-113. |
| [7] |
刘洋, 何坤, 李贤庆, 等. 湖相烃源岩生烃动力学及排油效率: 以松辽盆地青山口组为例. 现代地质, 2016, 30(3): 627-634. LIU Yang, HE Kun, LI Xianqing, et al. Hydrocarbon generation kinetics and the efficiency of petroleum expulsion of Lacustrine source rocks: Taking the Qingshankou Formation in the Songliao Basin as an example. Geoscience, 2016, 30(3): 627-634. DOI:10.3969/j.issn.1000-8527.2016.03.013 |
| [8] |
熊敏. 惠民凹陷西部烃源岩生排烃动力学与勘探方向研究[D]. 广州: 中国科学院广州地球化学研究所, 2007. XIONG Min. Petroleum generation and expulsion kinetics of source rocks from the western Huimin Depression and exploration potential[D]. Guangzhou: Guangzhou Institute of Geochemistry, Chinese Academy of Sciences, 2007. |
| [9] |
王建宝, 肖贤明, 郭汝泰, 等. 渤海湾盆地东营凹陷烃源岩生烃动力学研究. 石油实验地质, 2003, 25(4): 403-409. WANG Jianbao, XIAO Xianming, GUO Rutai, et al. Study on the hydrocarbon generation kinetics of source rocks from the Dongying Depression, the Bohaiwan Basin. Petroleum Geology & Experiment, 2003, 25(4): 403-409. DOI:10.3969/j.issn.1001-6112.2003.04.018 |
| [10] |
曹怀仁. 松辽盆地烃源岩形成环境与页岩油地质评价研究[D]. 广州: 中国科学院大学(中国科学院广州地球化学研究所), 2017. CAO Huairen. Formation environment of source rocks and geological evaluation of shale oil in Songliao Basin[D]. Guangzhou: University of Chinese Academy of Sciences(Guangzhou Institute of Geochemistry, Chinese Academy of Sciences), 2017. |
| [11] |
邓模, 翟常博, 杨振恒, 等. 低成熟海相黑色页岩生烃特征的热模拟实验. 科学技术与工程, 2021, 21(1): 130-137. DENG Mo, ZHAI Changbo, YANG Zhenheng, et al. Thermal simulation experiment on hydrocarbon generation characteristics of low-mature marine black shale. Science Technology and Engineering, 2021, 21(1): 130-137. |
| [12] |
单云. 芦草沟组干酪根的生烃模式及产物谱学特征研究[D]. 广州: 中国科学院大学(中国科学院广州地球化学研究所), 2018. SHAN Yun. Hydrocarbon evolution pattern and spectrum characteristics of products of kerogen of Lucaogou Formation[D]. Guangzhou: University of Chinese Academy of Sciences(Guangzhou Institute of Geochemistry, Chinese Academy of Sciences), 2018. |
| [13] |
耿新华, 耿安松. 济阳坳陷下古生界碳酸盐岩二次生烃及其动力学研究. 海相油气地质, 2011, 16(1): 56-62. GENG Xinhua, GENG Ansong. Kinetics of the secondary hydrocarbon generation of Lower Palaeozoic marine carbonate source rocks in Jiyang Depression, Bohaiwan Basin. Marine Origin Petroleum Geology, 2011, 16(1): 56-62. DOI:10.3969/j.issn.1672-9854.2011.01.008 |
| [14] |
王宁, 李荣西, 王香增, 等. 鄂尔多斯盆地山西组海陆过渡相页岩生烃动力学及页岩气形成过程研究. 地球化学, 2019, 48(5): 493-501. WANG Ning, LI Rongxi, WANG Xiangzeng, et al. Generation kinetics and generation process of transitional facies shale gas for Shanxi Formation in Ordos Basin. Geochemistry, 2019, 48(5): 493-501. |
| [15] |
耿新华, 耿安松, 熊永强, 等. 海相碳酸盐岩烃源岩热解动力学研究: 气液态产物演化. 科学通报, 2006, 51(5): 582-588. GENG Xinhua, GENG Ansong, XIONG Yongqiang, et al. Pyrolysis kinetics of marine carbonate source rocks: Evolution characteristics of gas-liquid products. Chinese Science Bulletin, 2006, 51(5): 582-588. DOI:10.3321/j.issn:0023-074X.2006.05.013 |
| [16] |
SHAO Deyong, ZHANG Tongwei, KO L T, et al. Experimental investigation of oil generation, retention, and expulsion within type Ⅱ kerogen-dominated marine shales: Insights from gold-tube nonhydrous pyrolysis of Barnett and Woodford Shales using miniature core plugs. International Journal of Coal Geology, 2020, 217: 103337. DOI:10.1016/j.coal.2019.103337 |
| [17] |
WANG Zixiang, TANG Youjun, WANG Yongli, et al. Kinetics of shale oil generation from kerogen in saline basin and its exploration significance: An example from the Eocene Qianjiang Formation, Jianghan Basin, China. Journal of Analytical and Applied Pyrolysis, 2020, 150(2): 104885. |
| [18] |
刘敏, 张顺存, 孔玉华, 等. 准噶尔盆地西北缘风城地区二叠系风城组沉积相研究. 新疆地质, 2013, 31(3): 236-242. LIU Min, ZHANG Shuncun, KONG Yuhua, et al. The sedimentary faceis research of Fengcheng Formation of Permian in Fengcheng area, the northwestern margin of Junggar Basin. Xinjiang Geology, 2013, 31(3): 236-242. DOI:10.3969/j.issn.1000-8845.2013.03.018 |
| [19] |
刘文彬. 准噶尔盆地西北缘风城组沉积环境探讨. 沉积学报, 1989, 7(1): 61-70. LIU Wenbin. Study on sedimentary environment of Fengcheng Formation at northwest margin of Junggar Basin. Acta Sedimentologica Sinica, 1989, 7(1): 61-70. |
| [20] |
尤兴弟. 准噶尔盆地西北缘风城组沉积相探讨. 新疆石油地质, 1986, 7(1): 49-54. YOU Xingdi. Study on sedimentary facies of Fengcheng Formation at northwest margin of Junggar Basin. Xinjiang Petroleum Geology, 1986, 7(1): 49-54. |
| [21] |
王小军, 王婷婷, 曹剑, 等. 玛湖凹陷风城组碱湖烃源岩基本特征及其高效生烃. 新疆石油地质, 2018, 39(1): 9-15. WANG Xiaojun, WANG Tingting, CAO Jian, et al. Basic characteristics and highly efficient hydrocarbon generation of alkaline-lacustrine source rocks in Fengcheng Formation of Mahu Sag. Xinjiang Petroleum Geology, 2018, 39(1): 9-15. |
| [22] |
任江玲, 靳军, 马万云, 等. 玛湖凹陷早二叠世咸化湖盆风城组烃源岩生烃潜力精细分析. 地质论评, 2017, 63(增刊1): 51-52. REN Jiangling, JIN Jun, MA Wanyun, et al. Analysis of hydrocarbon potential of Fengcheng saline lacustrine source rock of Lower Permian in Mahu Sag, Junggar Basin. Geological Review, 2017, 63(Suppl 1): 51-52. |
| [23] |
HORSFIELD B, CURRY D J, BOHACS K, et al. Organic geochemistry of freshwater and alkaline lacustrine sediments in the Green River Formation of the Washakie Basin, Wyoming, U.S. A.. Organic Geochemistry, 1994, 22(3/4/5): 415-440. |
| [24] |
李任伟. 蒸发盐环境沉积岩有机质和生油研究. 北京: 海洋出版社, 1993: 62-148. LI Renwei. Study on organic matter and oil generation of sedimentary rocks in evaporative salt environment. Beijing: China Ocean Press, 1993: 62-148. |
| [25] |
李苗苗, 马素萍, 夏燕青, 等. 泌阳凹陷核桃园组湖相烃源岩微观形态特征与形成机制. 岩性油气藏, 2014, 26(3): 45-50. LI Miaomiao, MA Suping, XIA Yanqing, et al. Microscopic morphology and formation mechanism of lacustrine source rocks of Hetaoyuan Formation in Biyang Sag. Lithologic Reservoirs, 2014, 26(3): 45-50. |
| [26] |
曹剑, 雷德文, 李玉文, 等. 古老碱湖优质烃源岩: 准噶尔盆地下二叠统风城组. 石油学报, 2015, 36(7): 781-790. CAO Jian, LEI Dewen, LI Yuwen, et al. Ancient high-quality alkaline lacustrine source rocks discovered in the Lower Permian Fengcheng Formation, Junggar Basin. Acta Petrolei Sinica, 2015, 36(7): 781-790. |
| [27] |
匡立春, 唐勇, 雷德文, 等. 准噶尔盆地玛湖凹陷斜坡区三叠系百口泉组扇控大面积岩性油藏勘探实践. 中国石油勘探, 2014, 19(7): 14-23. KUANG Lichun, TANG Yong, LEI Dewen, et al. Exploration of fan-controlled large-area lithologic oil reservoirs of Triassic Baikouquan Formation in slope zone of Mahu Depression in Junggar Basin. China Petroleum Exploration, 2014, 19(7): 14-23. |
| [28] |
陈刚强, 安志渊, 阿布力米提, 等. 玛湖凹陷及其周缘石炭-二叠系油气勘探前景. 新疆石油地质, 2014, 35(7): 259-263. CHEN Gangqiang, AN Zhiyuan, ABULIMITI, et al. Petroleum exploration prospects of Carboniferous-Permian in Peripheral Mahu Sag, Junggar Basin. Xinjiang Petroleum Geology, 2014, 35(7): 259-263. |
| [29] |
张善文. 准噶尔盆地哈拉阿拉特山地区风城组烃源岩的发现及石油地质意义. 石油与天然气地质, 2013, 34(2): 145-152. ZHANG Shanwen. Identification and its petroleum geologic significance of the Fengcheng Formation source rocks in Hala' alt area, the northern margin of Junggar Basin. Oil & Gas Geology, 2013, 34(2): 145-152. |
| [30] |
陈建平, 王绪龙, 邓春萍, 等. 准噶尔盆地油气源、油气分布与油气系统. 地质学报, 2016, 90(3): 421-450. CHEN Jianping, WANG Xulong, DENG Chunping, et al. Oil and gas source, occurrence and petroleum system in the Junggar Basin, northewest China. Acta Geologica Sinica, 2016, 90(3): 421-450. |
| [31] |
刘金钟. 岩石样品的生烃动力学高压热模拟实验方法和装置: CN101149363[P]. 2008-03-26. LIU Jinzhong. High pressure thermal simulation experiment methods and device for hydrocarbon generation kinetics of rock samples: CN101149363[P]. 2008-03-26. |
| [32] |
国家能源局. 黄金管生烃热模拟实验方法: SY/T 7035-2016[S]. 北京: 石油工业出版社, 2016. National Energy Administration. Method of thermal simulation in gold tubes for hydrocarbon generation of source rocks: SY/T 7035-2016[S]. Beijing: Oil Industry Press, 2016. |
| [33] |
何坤, 张水昌, 米敬奎. 原油裂解的动力学及控制因素研究. 天然气地球科学, 2011, 22(2): 211-218. HE Kun, ZHANG Shuichang, MI Jingkui. Research on the kinetics and controlling factors for oil cracking. Natural Gas Geoscience, 2011, 22(2): 211-218. |
| [34] |
熊加贝, 何登发. 全球碳酸盐岩地层-岩性大油气田分布特征及其控制因素. 岩性油气藏, 2022, 34(1): 187-200. XIONG Jiabei, HE Dengfa. Distribution characteristics and controlling factors of global giant carbonate stratigraphic-lithologic oil and gas fields. Lithologic Reservoirs, 2022, 34(1): 187-200. |
| [35] |
刘得光, 周路, 李世宏, 等. 玛湖凹陷风城组烃源岩特征与生烃模式. 沉积学报, 2020, 38(5): 946-955. LIU Deguang, ZHOU Lu, LI Shihong, et al. Characteristics of source rocks and hydrocarbon generation models of Fengcheng Formation in Mahu Depression. Acta Sedimentologica Sinica, 2020, 38(5): 946-955. |
| [36] |
胡涛, 庞雄奇, 于飒, 等. 准噶尔盆地风城地区风城组烃源岩生排烃特征及致密油资源潜力. 中南大学学报(自然科学版), 2017, 48(2): 427-439. HU Tao, PANG Xiongqi, YU Sa, et al. Hydrocarbon generation and expulsion characteristics of P1f source rocks and tight oil accumulation potential of Fengcheng area on northwest margin of Junggar Basin, northwest China. Journal of Central South University(Science and Technology), 2017, 48(2): 427-439. |
| [37] |
何文军, 王绪龙, 邹阳, 等. 准噶尔盆地石油地质条件、资源潜力及勘探方向. 海相油气地质, 2019, 24(2): 75-84. HE Wenjun, WANG Xulong, ZOU Yang, et al. The geological conditions, resource potential and exploration direction of oil in Junggar Basin. Marine Origin Petroleum Geology, 2019, 24(2): 75-84. |