影响烃源岩中分散液态烃滞留数量因素研究
  • 【DOI】

    10.3969/j.issn.1001-6112.2010.06.013

  • 【摘要】

    采用加水热模拟方法,对低丰度海相泥灰岩进行了不同压力条件下的生排烃模拟.结果表明,10 MPa压力条件下,烃源岩在310℃左右达到生、排烃高峰,排出油产率和总产油率最大值分别为182.5,193.4 mg/g;20 MPa压力条件下,烃源岩生、排烃高峰对应的温度为330℃,排出油产率和总产油率峰值分别为92.1,111.4 mg/g.对比显示,压力增加抑制了有机质的生烃作用,导致烃源岩的有效排烃期... 展开>>采用加水热模拟方法,对低丰度海相泥灰岩进行了不同压力条件下的生排烃模拟.结果表明,10 MPa压力条件下,烃源岩在310℃左右达到生、排烃高峰,排出油产率和总产油率最大值分别为182.5,193.4 mg/g;20 MPa压力条件下,烃源岩生、排烃高峰对应的温度为330℃,排出油产率和总产油率峰值分别为92.1,111.4 mg/g.对比显示,压力增加抑制了有机质的生烃作用,导致烃源岩的有效排烃期增长,主排烃期延迟,使得更多的液态烃滞留于烃源岩中,为高演化阶段天然气的生成提供了重要母质来源. 收起<<

  • 【作者】

    李永新  王红军  王兆云 

  • 【作者单位】

    中国石油勘探开发研究院

  • 【刊期】

    石油实验地质 ISTIC PKU 2010年6期

  • 【关键词】

    低丰度泥灰岩  滞留烃  迟滞作用  压力变化  加水热模拟 

  • 【基金项目】

    国家基础研究发展计划(973计划)项目