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题名影响烃源岩中分散液态烃滞留数量因素研究
被引量：5
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作者
李永新
王红军
王兆云
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机构
中国石油勘探开发研究院
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出处
《石油实验地质》
CAS
CSCD
北大核心
2010年第6期588-591,595,共5页
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基金
国家基础研究发展计划(973计划)项目(2007CB209504)资助
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文摘
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,10MPa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182.5,193.4mg/g;20MPa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92.1,111.4mg/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。
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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
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Keywords
marine marl with low abundance
occluded hydrocarbon
retardation
pressure variation
hydrous pyrolysis simulation experiments
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分类号
TE135.2
[石油与天然气工程—油气勘探]
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